储气调峰能力欠缺成天然气发展最大短板

　　当前天然气行业生产、输配、消费环节多考虑按正常情况运营，无法有效应对各种突发情况，安全平稳供气已成为关乎国计民生的重大问题。2017年冬季气荒暴露出我国天然气基础设施还存在较大不足，尤其储气调峰能力欠缺成为最大短板，而这也将成为制约我国天然气产业快速发展的最大瓶颈。

　　出于2017年冬季气荒的教训，未来3年内上中下游都会加大储气设施的投资建设，以期尽快缓解稳定供气问题，以弥补之前投资建设不足，增加天然气供应能力，提高供气安全性和可靠性。

　　储气设施对于天然气供求平衡至关重要，目前我国每万平方公里陆地面积对应的管网里程约70公里，仅相当于美国的12%；地下储气库形成工作气量64亿立方米，仅占消费量的3.1%，而世界平均水平约为10%，美国、欧盟分别为15%、25%，日本、韩国约为15-20%。我国可以借鉴国外天然气调峰经验，综合考虑地下储气库、LNG接收站、气田等调峰方式，优化储气调峰设施布局。

　　《能源发展战略行动计划2014-2020》明确指出，2020年我国天然气占一次能源比重将提升至10%，天然气利用量达到3600亿立方米。根据中国石油规划总院预测，未来一段时间中国天然气市场仍将处于高速发展阶段。

　　我国天然气市场发展地域性差异显著，环渤海地区、长三角地区、东南地区和中南地区是主要消费区域，预计2020年约占全国消费总量的63%。但华北地区受到气候季节温差及市场发展影响，则是冬季气荒影响最为敏感区域。2015年冬季，受到持续低温影响，华北地区天然气资源供应两度出现短缺。2017年冬季，华北地区天然气供应紧张，并蔓延至全国大部分地区。大力推动天然气储备调峰能力建设已经到刻不容缓地步。

　　笔者认为，我国应围绕华北、长三角、华南、中南和西南主要消费区域，在已经初步形成的京津冀、西北、西南、东北、长三角、中西部、中南、珠三角等八大储气库基础上，按照“先北后南、先急后缓、先重后轻”次序集中力量加大对调峰需求较大地区储气设施投资。

　　首先对调峰需求量最大的华北地区已建、在建储气库扩容，尽快启动规划新建中石油文23、中石化文23等地下储气库项目建设；扩大环渤海地区LNG接收站储转能力，并新建LNG接收站，将该地区LNG接收站职能定位侧重于应急调峰；同时加强地下储气库和LNG接收站与华北地区主干管道互联互通。其次在长三角和中南地区新建若干个地下储气库，并与全国主干管道连接。再次在西北产气地区新建、扩建大型储气库作为战略储备。

　　2016年10月，国家发改委发布《关于明确储气设施相关价格政策的通知》，首次明确储气设施天然气购销价格由市场竞争形成，这对吸引社会资本加大储气设施投资具有积极意义。但“保民生、保重点、保发展”是我国天然气行业发展基本指导思想，气荒发生时政府往往会要求燃气企业优先保证民生用气，而民生用气价格可承受能力弱，储气设施（不含城镇区域内燃气企业自建自用的储气设施）储气服务价格无法真正由市场形成，严重制约燃气企业投资储气设施积极性。

　　为落实天然气价格政策，提高燃气企业和社会资本投资储气设施积极性，笔者认为以下几点措施有利于形成储气设施市场化运作模式：

　　① 充分保障城市燃气用气量，确保与民生直接相关城镇居民炊事、生活热水等用气（阶梯气价第一档以内），公共服务设施（幼儿园、学校、福利院、养老院）用气价格不变，其他各类用户实施市场化价格，政府对集中式釆暖用户等用气给予合理补贴；

　　② 尽快推动储气设施向第三方提供无歧视公平开放，形成多元化主体参与的投资体制，加快储气设施建设；

　　③ 鼓励储气设施对外销售气量进入上海石油天然气交易中心等交易市场挂牌交易，实现价格公开透明。

　　过去不少地方城市燃气企业将发展重点放在了管网建设、市场开发上，对于储气设施投资相对不足，历史欠账较多。2017年冬季集中爆发的气荒过去后，地方政府必然很快就会督促燃气企业加大储气设施投入，提高天然气供应稳定性。价格管理部门应制定城市燃气企业配气价格管理办法，把投资和运行成本纳入城镇燃气配气成本统筹考虑，并给予合理收益。考虑政府监管要求和提高企业发展质量，城市燃气企业也应加快建设储气设施，以满足3—7天应急调峰储气要求为宜。

　　地方政府和燃气企业在储气设施投资建设的责任分配上，燃气企业可能会承担更大比例，这主要是基于各地财政支付能力而定，地方政府可能更倾向于给予土地、政策等支持。

　　在此，笔者也提醒，储气设施投资建设必须因地制宜、合理规划，尤其是对中远期的气量增长要充分调研，在规划时留有余量、实践中分步实施，做到经济技术合理。(肖皖林系湖北省能源集团投资发展部燃机办主管；彭知军系华润燃气安全管理部高级工程师)