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文 / 陈守海 中国石油大学（北京）油气政策与法律研究中心主任，阳光时代律师事务所律师
每年冬季发生的“气荒”，主要原因在于储气能力建设不足。储气能力建设要求政府出台“调峰气价”，但是政府实际上不可能制定出符合市场需求的调峰气价，因此价格部门的政策是完全放开调峰气价，让市场决定调峰气价。调峰气价格放开有利于吸引社会资本投资储气库建设，是促进储气能力建设的必要条件，但是由于建设储气库的主要资源掌握在国有石油企业手中，并不会改变储气市场以国有企业为主的格局。
一、“气荒”呼唤调峰气价
自2009年冬季“气荒”以来，国家发改委几乎每年都要出台一个迎峰度冬的天然气保供文件，协调天然气上下游企业保障冬季供气安全。2014年2月国家发改委出台《天然气基础设施建设与运营管理办法》，甚至明确规定天然气销售企业到2020年要拥有不低于其年合同销售量10%的工作气量，满足其所供市场季节（月）调峰和应急供气要求，下游城镇燃气经营企业承担小时调峰责任。但是，由于储气设施建设投资巨大，储气调峰成本高昂，现行天然气价格机制缺少调峰气价，储气价值难以得到体现，上下游企业都缺少建设储气设施的积极性，储气设施建设进程缓慢。截至2017年底，我国地下储气库工作气量仅为全国天然气消费量的3%，而国际平均水平为12～15%；液化天然气接收站罐容仅占全国液化天然气周转量的9%，而日韩为15%；各地方基本不具备3天用气量的储气能力。
由于储气能力建设不足，在大气污染治理推动的“煤改气”背景下，叠加中亚管道气减量的影响，2017年冬季发生了蔓延全国的严重“气荒”，槽车运输的LNG销售价格突破了万元每吨。我国天然气市场发展过程中并不是没有考虑到储气库建设问题。在西气东输、川气东送、陕气进京等天然气管道系统建设中，都明确提出了配套储气库建设任务，政府在核定管道运输价格时也包含了储气库建设费用。但是，由于保供对象、规模、法律责任不明确，所谓销售企业负责季节（月）调峰很难落到实处。上游企业收取了包含储气库建设费用的管输费后，仍然缺乏建设储气库的积极性；下游企业认为既然气价中已经包含储气费用，就应该由上游企业负责储气调峰。价格就是上下游企业之间的利益分配，不合理的价格机制是阻碍储气设施建设的死结，而广大用户的用气安全被迫沦为上下游企业掐架殃及的池鱼。
二、“调峰气价”由市场确定
为了鼓励储气设施建设，保障供气安全，业内长期呼吁政府出台“调峰气价”。但是，在原有价格体系下，出台调峰气价存在一定的困难。首先，由于管道运输价格中已经包含储气库建设费用，再出台一个“调峰气价”，存在双重收费的问题。上游企业获得不合理收益，必将引起下游企业和终端用户的不满。其次，天然气需求受多重因素的影响，调峰气量不易确定。一般来说北方供暖地区调峰需求量大，南方调峰需求量小，但无论北方还是南方，如果遇到极端天气，天然气需求量都可能急剧上升。而且，即使发生供气短缺，地方政府和燃气企业也可以通过暂停或减少部分用户的供气进行调节，价格部门无法预测调峰用气需求量的多少。再次，在垄断市场结构下，天然气价格受政府管制，上下游企业根据政府管制价格签订供气合同。如果调峰气价仍然由政府制定，价格高了，调峰气可能卖不出去；价格低了，储气企业赚不到钱。无论价格高低，都无益于储气设施建设和天然气供应安全。实际上，由于调峰用气量弹性较大，很难确定合理的调峰气价。
2016年国家发改委发布的《天然气管道运输价格管理办法》《天然气管道运输定价成本监审办法》《关于明确储气设施相关价格政策的通知》等文件，先是明确管道运输实行政府定价，把储气库、液化天然气接收站等资产排除在管道运输业务准许成本之外，实现管道运输价格和储气服务价格的分离；然后在储气设施价格政策中把储气设施价格彻底放开，完全实行市场定价。
根据储气设施经营模式，国家发改委放开储气设施价格分为三个方面：
第一，储气设施对外提供储气服务的，储气服务价格由储气设施经营企业根据服务成本、市场供求情况等与委托企业协商确定；
第二，储气设施经营企业自营天然气买卖业务，购进和销售天然气的价格由市场竞争形成，自主确定对外销售价格；
第三，城镇燃气经营企业投资建设的储气设施，建设和运营成本纳入城镇燃气配气成本统筹考虑。
总之，价格部门对储气服务和调峰气价都不管了，完全由市场供需决定，出台了一个不受政府管制的“调峰气价”。
三、“调峰气价”只是鼓励储气设施建设的必要条件
储气设施建设不能仅靠政府督促，关键是要建立储气设施盈利机制。一直以来，国家对储气设施建设都实行鼓励政策，但上下游企业互相推诿，都不愿积极投资，主要原因就是储气设施建设缺少投资回报机制。即使政府在制定管道运输价格时已经考虑到储气设施建设成本，因为继续投资缺少回报，管道运输企业也仍然没有投资建设储气设施的积极性。
国家发改委2016年出台的储气价格政策，为储气设施经营明确了盈利机制：一是可以对外提供储气服务，收取储气服务费；二是储气设施经营企业可以自营天然气购销业务，淡季低价购进天然气，冬季高价销售，赚取购销差价。只要投资经营储气设施能够获得合理的回报，不管是国有企业、民营企业还是外资企业，自然会有投资建设储气设施的积极性。储气设施建起来了，就会对保障供气安全发挥作用。
放开“调峰气价”为储气设施提供盈利模式，只是鼓励储气设施建设的必要条件，并不能保证投资储气设施一定能够盈利。储气设施能否真正盈利，还受到其他因素的影响：一是建设运营成本。据调查，在中国建设1立方米库容储气设施的成本，枯竭油气藏为0.84～3.3元，含水岩层储气库2.5～5.0元，盐穴4.2元，液化天然气6.7～10元。随着技术进步，建设成本会有所下降，但加上运营成本，储气成本仍然不低。二是储气服务需求。冬夏用气峰谷差，是客观存在的调峰需求。但是，只有用户愿意支付储气价格，调峰需求才能真正转变为有效的储气需求。鉴于调峰手段的多样性，真实的储气服务需求还要由市场来确定。为了鼓励储气设施建设，增强天然气供应保障能力，国家政策方面除了理顺天然气价格机制，体现储气价值，还应当严格供气责任，培育储气市场；给予财政支持和税收优惠，降低储气设施建设运营成本；及时发布天然气基础设施和市场供求信息，引导企业正确决策。
四、“调峰气价”不会改变国有石油公司在储气市场的主导地位
放开调峰气价，有利于吸引民营企业、外商投资建设储气设施，提高天然气供应保障水平。事实上，民营资本、外资早已经开始投资储气设施建设，例如东莞九丰投运的LNG储运站，港华燃气在金华地区投资建设的盐穴储气库。但是，目前最主要的储气方式还是枯竭油气藏储气，具有储气量大、单位成本低的优势。三大石油公司作为我国天然气市场的主要供应商，掌握绝大部分长输管道和LNG进口设施，具有资源、资本和技术优势，也承担更大的市场责任，毫无疑问会成为储气设施建设的主力军。在可预见的未来，民营企业和外商投资的进入，会提高天然气市场竞争程度，激发天然气市场活力，但不会改变三大石油公司在我国天然气市场的主导地位。
天然气储备不仅有利于调节天然气生产和利用方面的峰谷差，也有利于提高管道运输效率。因此，储气库建设运营主体可以是天然气生产企业、天然气利用企业、独立的储气设施运营商，也可以是管道运输企业。国家发改委颁布的天然气管道运输价格管理办法和储气设施价格政策，要求管道运输企业必须把储气设施建设运营成本和管道运输成本分开，但并不禁止管道运输企业投资建设和运营储气设施。目前来看，管道运输企业无需剥离储气设施和液化天然气接收站资产，只是需要独立核算投资和运营成本。当然，在天然气行业改革“运销分离”的大背景下，管道运输企业也可以把储气设施资产直接分给天然气销售企业，由天然气销售企业安排储气和销售。而且，即使储气设施属于上游销售企业或下游用户，也可以委托管道运输企业运营。报载，2018年6月，中石油已经启动了储气库运营管理体制改革，把储气库从管道运输部门分离，交给生产分公司统一管理，把管道企业所属的储气库全部移交给相应的油田企业。
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