儲氣庫重核新政，如何高效商業(yè)運營？

自2006年起，國家發(fā)改委先后出臺價格政策推動儲氣庫市場化定價，近日下發(fā)《關于加快推進天然氣儲備能力建設的實施意見》發(fā)改價格〔2020〕567號，進一步明確要建立健全儲氣庫運營模式，完善投資回報渠道。提出推進儲氣產(chǎn)品交易體系建設，加快研究開發(fā)儲氣庫容等交易產(chǎn)品，并與管容預定和交易機制互相銜接，確保與儲氣設施相連的管網(wǎng)公平開放，實行儲氣服務公開交易，體現(xiàn)儲氣服務真實市場價值。積極發(fā)展二級交易市場，提高儲氣設施使用效率。此次國家發(fā)改委在文件中首次將儲氣調(diào)峰能力與特許經(jīng)營權掛鉤，可預見各地儲氣能力建設也將迎來新一輪高峰，今后購買租賃儲氣設施，或者購買儲氣服務等方式將成為常態(tài)，納入國家管網(wǎng)的儲氣庫將對社會公平開放，亟需建立儲氣庫運行商務模式。

一、目前我國儲氣庫商業(yè)模式現(xiàn)狀

目前我國已建成地下儲氣庫27座，有效工作氣量約為219億方。國內(nèi)儲氣庫運營商主要有中石油、中石化、香港中華煤氣三家。中國石油已建成23座（鹽穴型1座，油氣藏型23座），中國石化建成3座（油氣藏型儲氣庫2座，鹽穴型1座），港華建成港華金壇儲氣庫（鹽穴型）。

目前儲氣庫均為企業(yè)內(nèi)部儲銷一體化運營，由天然氣資源與庫容自動匹配使用，庫容使用費為內(nèi)部結算，調(diào)峰氣納入上游總資源池執(zhí)行統(tǒng)一的價格政策，尚未單獨定價。

長期以來，儲氣庫作為長輸管道的配套工程，儲氣環(huán)節(jié)發(fā)生的投資、成本費用與管道的經(jīng)濟效益捆綁測算，相應的儲轉費計入管輸費中一并收取；近年將儲氣費從管輸費中剝離，儲氣費率實行企業(yè)內(nèi)部定價結算，采用一部制定價模式。

2016年10月，國家發(fā)展改革委全面放開儲氣服務價格，鼓勵儲氣設施對外銷售氣量進入上海石油天然氣交易中心等交易市場掛牌交易，實現(xiàn)價格公開透明。

2019年，上海石油天然氣交易中心聯(lián)合港華燃氣設計儲氣庫調(diào)峰氣產(chǎn)品，并于11月實現(xiàn)國內(nèi)首單儲氣庫調(diào)峰氣產(chǎn)品上線交易。盡管成交量較小，但對儲氣調(diào)峰商務模式具有較好借鑒意義。

二、國際先進國家儲氣庫商業(yè)模式

歐洲、美國儲氣設施的儲備能力大多占年消費氣量的15%以上。儲氣庫在運營時均實現(xiàn)“儲銷分離”，調(diào)峰氣已經(jīng)實現(xiàn)市場化交易，在庫容分配上優(yōu)先保障承擔保供責任的用戶及長約用戶，優(yōu)先通過1年以上長期合同鎖定，其次剩余能力可通過協(xié)商轉讓及二級市場上交易。

儲氣庫庫容采用“兩部制”定價，即通過收取預定費用回收固定成本，收取可變費用回收運營成本；壟斷性質(zhì)或保供責任的儲氣庫采取成本加成的定價模式，即與管道類似的“準許成本加合理收益”，避免儲氣庫公司獲得超額收益，通常跨州管道公司自建的儲氣庫最可能造成壟斷。

有固定調(diào)峰需求的儲氣服務，其費率一般由雙方協(xié)商獲得，且相對較低，費率通常每年按照某個比例或者某個固定幅度上升。對于短期套利用戶，用于年度冬夏季價差套利或者更短期價格波動的峰谷差套利，費率一般根據(jù)外部定價或內(nèi)部定價兩種方式確定。

三、我國庫容分配的幾點思考

我國儲氣調(diào)峰能力僅為4.7%，儲氣庫建設運營尚處于發(fā)展初級階段。受制于儲氣調(diào)峰能力不足，運行初期天然氣保供責任仍由供應商、城市燃氣企業(yè)、基礎設施運行單位共同負責。

對于納入國家管網(wǎng)儲氣庫及其他向第三方開放儲氣庫，將改變當前儲氣、銷售一體化運行模式，正式實現(xiàn)“儲銷分離”。對于現(xiàn)有的儲氣庫在庫容分配上優(yōu)先保障長期合同及履行保供責任企業(yè)。對于剩余富余及新增庫容，對第三方進行公平開放。具體可采取線下準入申請及庫容交易等方式。

線下準入申請。庫容準入申請優(yōu)先級順序，一是提出申請時間較早的，二是申請儲氣服務的時間周期較長的，三是以往履約能力良好的，四是付款條件有優(yōu)勢的（如預付一定資金等）。若以上優(yōu)先級仍然無法完全確保分配的順利開展，則可以按照比例原則進行分配；

庫容交易。以該庫核定費用作為價格上限，可按照一定基礎（可為固定成本）設置起拍價，由符合條件申請準入用戶進行管容交易，若未達到價格上限，采取價高者得；若達到價格上限，按照達到上限用戶申請比例分配。

為減少占而不用的損失，建議按年度收取一定預定費用（交易中心保證金設為5%，考慮儲氣庫費率較氣價相對較低，建議按照10-20%收取）。若出現(xiàn)占而不用，按比例扣減相應預定費用。

對于已經(jīng)形成合約的庫容交易，雙方嚴格執(zhí)行合同，對于未使用部分“非用即失”，由后續(xù)申請者使用。

四、我國儲氣庫商業(yè)模式幾點思考

（一）定價模式

我國目前儲氣庫類型相對單一，主要以枯竭油氣田為主，少量為鹽穴儲氣庫，主要分布在新疆、川渝、華北等油氣田，鹽穴儲氣庫位于江蘇常州金壇，庫容較小。與枯竭油氣田儲氣庫相比，鹽穴儲氣庫注采轉換靈活，適合進行價差套利。

我國儲氣庫主要位于西部、西南及華北氣區(qū)，尤其是庫容最大的新疆呼圖壁儲氣庫距離市場銷售終端較遠；不同儲氣庫注采成本差別較大，不同儲氣庫之間結算成本差異接近三倍。

考慮到儲氣庫注采成本差異較大，鹽穴儲氣庫注采成本較低且注采轉換靈活，枯竭油氣田等儲氣庫注采成本較高，且注采轉換難度較大。為避免靠近市場端河南、天津及江蘇等地的儲氣庫被優(yōu)先占滿、新疆呼圖壁等遠離市場端的儲氣庫使用效率下降，可將列入國家管網(wǎng)的儲氣庫打包統(tǒng)一制定費率，兼顧不同區(qū)域天然氣市場價格、管輸費用及注采運行靈活等程度進行升貼水。對于其他主體投資的相對獨立的儲氣庫，可進行單獨定價。

（二）費率設計

歐美國家儲氣能力富余，固定調(diào)峰用戶費率一般由雙方協(xié)商，且相對較低。我國現(xiàn)階段受制于儲氣庫尚屬于稀缺資源，應繼續(xù)沿用成本加成定價模式，并計算價格作為價格高限，對于短期套利用戶可適度突破高價高限。

結合現(xiàn)有儲氣庫、行業(yè)內(nèi)基礎設施投資回報水平，確定儲氣庫投資回報水平，綜合考量實際運行成本、已計提折舊等因素，核定儲氣庫整體成本及儲氣庫費率。

五、我國儲氣庫運行模式的幾點思考

當前儲氣庫為上游企業(yè)內(nèi)部使用，庫容與調(diào)峰氣捆綁一體化運行，意味著注采的天然氣資源自動配套庫容。按照管網(wǎng)改革體制安排，國家管網(wǎng)公司不承擔銷售職能，對于列入國家管網(wǎng)及其他第三方公平開放的儲氣庫，需要將庫容與調(diào)峰氣進行匹配。

按照儲氣庫市場化推進思路，儲氣庫庫容、調(diào)峰氣均將逐步出現(xiàn)市場化定價?？沙浞掷蒙虾Ｊ吞烊粴饨灰字行牡冉灰灼脚_，將SCADA系統(tǒng)與交易系統(tǒng)無縫銜接。

一是將庫容配置與調(diào)峰氣注采安排進行配套，在平臺上成交的調(diào)峰氣自動匹配生產(chǎn)計劃，指導日常調(diào)度運行；

二是國家能源局已委托上海石油天然氣交易中心開展管網(wǎng)基礎設施信息采集公開與報送系統(tǒng)，可在此平臺上對庫容等信息進行信息備案和公開，對于富余庫容，可通過交易平臺進行庫容交易，或結合剩余庫容開展調(diào)峰氣交易，成交氣量自動匹配庫容；

三是可以通過交易平臺實現(xiàn)庫容轉賣，對于已經(jīng)獲取庫容能力的企業(yè)，若自身經(jīng)營情況或市場行情出現(xiàn)變化，可能存在無法履約儲氣庫庫容使用能力的情況，通過交易平臺允許庫容進行轉賣，實現(xiàn)庫容換手。

六、未來儲氣庫商業(yè)模式發(fā)展方向

近年國內(nèi)加大產(chǎn)供儲銷體系建設，將逐步有大量儲氣庫及LNG接收站建成投產(chǎn)，儲氣能力緊張局面將得到緩解。在儲氣庫能力達到一定數(shù)值后，保供壓力相對降低，季節(jié)價差相對減少，在調(diào)峰氣已經(jīng)完全市場化定價情況下，也為庫容市場化配置及定價創(chuàng)造條件。

交易中心設計出中長期、中期、短期等不同周期及是否終端等庫容產(chǎn)品，提供差異化、個性化服務等，同時可以開展庫容預定、寄存/暫借等服務。

通過中遠期服務保障長期用戶需求，通過短期合同服務短時調(diào)峰需求，通過換手交易，避免儲氣庫庫容資源浪費。通過交易中心等平臺逐步實現(xiàn)市場化定價。