储气设施比管道更需要两部制

3月27日，河南省发改委下发通知，同意河南省天然气储运有限公司（简称河南天然气）实行两部制气价运营模式。这标志着自本世纪初在陕京线、忠武线上探索两部制管输费未果后，这一概念再一次出现于我国天然气领域。 一、储气设施比管道更需要两部制 两部制的优点在于可以减少设施运营企业因下游需求波动带来的经营风险。大部分固定成本通过照付不议的预定费回收，可以基本保障项目生存；剩余部分的固定成本和全部可变成本则按实际使用量通过使用费来回收，保障项目正常运营。 与管道相比，储气设施的经营波动性更大，更需要通过两部制的方式传导风险。管道通常对应众多下游用户，用户个数多、地域分布广、类型多样。四大用气结构中，工业和化工用气稳定性较好（不考虑为其他用户调峰的情况），发电通常为冬夏季双峰，只有城燃呈现冬高夏低的单峰特点。不同用气结构的互补，使得管道冬夏季输量变化相对较小。以中亚管道为例，根据海关统计数据，高月出现在1月和2月，输气量相当于月平均输气量的106%；低月出现在10月，相当于月平均储气量的80%。 而储气调峰设施的目标用户以城燃为主，用气节奏高度一致，导致用气量很容易出现大起大落。如遇到寒潮，调峰气往往供不应求；而当遭遇暖冬或其他因素时，采出量可能大大低于预期。比如今年受疫情影响，全国储气库大部分提前1-2个月进入注气期，普遍未完成年度采气计划。一旦遭遇暖冬，一体化经营的储气调峰设施尚可通过销售环节来弥补亏损，独立运营的储气服务商将面临较大压力。因此，储气调峰设施更有必要通过两部制的方式向下游用户转移一部分风险。以美国为例，由于其天然气产业发展较早，市场化程度高，管道、储气库的两部制费率已经有数十年的历史。 二、美国储气库的两部制费率 上世纪末的天然气市场化改革后，美国实现了“输销分离”，管道和储气库运营商只能通过提供管输和储气服务盈利，不能从事天然气销售业务。目前，美国储气库采用服务成本法确定储气服务费，实行预订+使用的两部制费率，定价流程如图2所示。 储气库运营企业首先根据储气库实际成本和合理投资收益确定年度服务总成本，然后将总成本根据其发生环节分为储气成本、注采成本和燃料提留三部分。储气成本细分为固定成本和可变成本，50%的固定成本作为储气能力预订费用，剩余固定成本和全部可变成本作为采出能力预订费用，向固定用户根据预订量收取。注采成本作为注采使用费，向全部用户根据实际使用量收取。燃料提留用于压缩机燃料消耗，在交付气体时按比例以实物形式向全部用户收取。测算得到的服务费率表经过监管机构审核后向社会公开。同时，受新用户加入导致垫底气成本增加、不同气源混合导致库存气热值变化等因素影响，储气库公司会定期对服务费率进行调整。以美国较早实行独立运营的YGS储气库为例，其固定储气服务的两部制费率如表1所示。其中，上限费率体现了储气库服务总成本，即执行该费率时，储气库运营企业可以收回全部投资并获取预期利润；下限费率仅包括可变成本，即执行该费率时，储气库运营企业仅维持设施正常运转，不能收回投资和获取利润。储气库运营企业在上下限范围内，通过与用户协商确定具体费率。根据监管部门要求，已签署合同的相关信息，包括签约方、签约量、签约价格需要向社会公开，以确保储气服务的公平性。 用户首先需要确定最大日采出量，并据此计算储气能力预定费和注采能力预定费；再根据实际注采气量计算注采使用费。用户当日允许注采量与用户库存气量挂钩，通过储气库公司发布的公式计算得到。如果出现了超量注入、采出和储存的情况，还需要缴纳相应的超量费用。最后，用户在提气时，还需要留下3.11%气量作为以实物形式收取的燃料提留。 美国储气调峰设施经过数十年市场化实践，已经形成了一套复杂系统的服务、费率和监管体系，最大程度上确保储气库这个具有一定自然垄断属性的基础设施在提供服务时能实现公平与合理。 三、我国储气设施运营和定价中需要注意的问题 长期以来，我国储气库按照反算法确定储转费，即根据可研估算的项目总投资、建设及经营情况，根据给定的内部收益率反算储转费，合并在管输费中向全部下游用户一并收取。其中，枯竭气藏型储气库达产期一般考虑3年左右达产期，按每年一注一采确定周转气量和经营成本。2017年国家重新核定天然气长输管输费之后，储转费从管输费中剔除，部分储气库开始按用户实际储气量和单位储转费向用户收取储气服务费。但从执行情况来看，这一储转费测算方式仍存在一些问题，难以反映储气库真实成本。 首先，枯竭气藏型储气库设计达产期明显偏低。根据文献统计，我国已建成投产的枯竭气藏型储气库设计工作气量160亿方，但有效工作气量约70亿方，达容率仅44%。其中，除2019年8月投产的文23储气库以外，其他储气库均达到或超出了其设计达产期，但大多数仍未达到设计工作气量。如仍采用基于3年达产测算的储转费将导致储气库难以达到预期的内部收益率。其次，在按实际使用量收取的一部制费率下，用户可以无成本地囤积储气能力，不利于提高设施利用率。当储气设施需要为多个用户服务时，这一问题将更加突出。第三，在现行储转费下，用户一次注采和多次注采所支付的储转费完全相同，无法反映储气库的实际注采成本的差异。因此，在国家管网公司已经成立，储气设施逐步开始独立运营的当下，储气设施经营企业有必要探索新的服务和定价方式。 在运营方式上，传统的“夏注冬采”固定储气服务是当前最容易被市场接受的服务类型，近期将成为储气设施经营企业最主要的业务类型。除此以外，随着我国天然气产业市场化水平的逐步提升，还可以借鉴国外储气调峰设施的运营思路，根据城燃、工业、发电等不同客户的需求特点，开发出其他服务，如可中断储气服务、寄存暂借服务等。另外，位于上海、重庆石油天然气交易中心周边，与多条国家干线管道相连的储气设施还可以与交易中心合作，开发出仓储、现货/期货交割、贸易撮合、质押融资等“产业+金融”的跨界服务。 在储气服务定价上，我国允许储气设施经营企业参考服务成本和市场供求情况与用户协商确定。根据这一政策，储气设施经营企业可先参考服务成本法，确定本企业提供储气服务的费用上下限，再基于这一范围与用户协商确定服务费用，从而兼顾储气设施经营企业的收益和市场承受能力。在计算服务费用时，需要依据项目实际达产进度进行测算，从而避免因储气库不能按期达容达产带来的经营风险。在计价单位上，需要尽快采用热值计量，与未来多用户、多气源的经营环境相适应。 在费率结构上，建议企业对储气设施的注气、采气和储备环节进行区分并单独计费，以反映用户注采次数不同带来的成本变化。同时，结合国外实践经验，逐步实行“预订+使用”的两部制费率，提高储气能力的利用率，降低储气库企业经营风险。