储气调峰新政：一场任务与市场的对撞（下）

　　储气调峰新政：一场任务与市场的对撞（上）http://www.china-nengyuan.com/news/126566.html

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　　还未独立的储气库管理模式

　　除了储气任务的分配与价格机制，当前国家发改委和能源局下发的关于储气调峰的相关政策文件，均未触及深层次的储气调峰设施的管理体制改革问题。

　　中石油作为全国拥有最多地下储气库的供气企业，于今年6月中下旬完成了其内部的储气库管理体制的改革。据eo 了解，中石油6月12日召开的完善储气库业务管理体制会议，会议上决议将储气库业务整体纳入中石油勘探与生产分公司统一建设、管理。

　　此次中石油储气库体制调整包括以下几个方面：

　　1.管道企业所属储气库（群）移交给各油气田企业管理。

　　2.“中国石油天然气股份有限公司天然气销售储备分公司”更名为“中国石油天然气股份有限公司储气库分公司”，划归中石油勘探与生产公司管理，为附属机构，相对独立运行。

　　3.中俄地下储气库工作改由中石油勘探与生产公司承担，大庆升平地下储气库改由大庆油田管理，楚州盐穴和浙江白驹储气库改由华北油田管理。

　　在此次理顺管理机制之前，中石油内部的储气库的运营管理机制比较复杂，主要分为两类模式：

　　第一类是捆绑式。这类储气库与长输管道捆绑，由中石油管道与天然气分公司管理，具体由中石油各区域的管道公司建设和运营，其建设之初是为长输管道调峰之用。因此，在报批的时候与长输管道一起，由国家发改委核准投资建设。基于这种模式，地下储气库发生的投资、成本费用和管道的经济效益捆绑测算，相应的储运费计入管输费中，这也是国家监管层面所说的“捆绑式”。

　　此次储气库管理模式改革，挂靠在北京管道下的大港储气库群和京58储气库群分别被移交给大港油田和华北油田建设管理；挂靠在西气东输管道公司的金坛、刘庄储气库统一移交给华北油田建设和管理。

　　第二类是捆绑式到独立运营的过渡式。主要指由上游勘探与生产公司负责投资，由各油气田运营管理的储气库。受2009年气荒的影响，2010年开始，国家通过所得税返还拿出了数百亿的资金支持建设地下储气库。这批储气库的管理归中石油的勘探与生产分公司负责，具体由单个油气田建设和运营。这批储气库包括呼图壁、相国寺、苏桥库群、双6、板南库群、陕224。

　　当前，中石油总部并没有一个专门管理储气库的部门。在资源调配方面，储气库的资源统一由中石油总部的生产经营部在制定集团天然气季度产销计划中确定具体的注采量，由储气库所属业务管理部门勘探板块制定具体的月度计划。由中石油北京油气调控中心来执行日常的调度。中石油旗下所有储气库的资源量实行“全产全交”策略，具体的油气田公司、管道公司没有资源调配的权利。

　　应对国家油气体制改革的要求，中石油曾一度想理清内部交叉的运营管理现状。2016年下半年，中石油天然气集团公司制定并通过了天然气管道及销售业务改革方案。2017年1月1日以来，中石油对天然气实行管输分离，成立了五大地区天然气销售公司和几大管道公司。与此同时，中石油集团还决策成立中国石油天然气股份有限公司天然气销售储备气分公司（以下简称“储备气公司”）。

　　国家企业信用信息公示系统显示，储备气公司注册成立于2017年1月20日。成立之初，中石油对其的定位为独立经营与核算的专业储备气公司，负责全国范围内各省、市的天然气有偿销售储备气业务。最初设计的业务范围包括为中石油集团和股份公司的天然气业务提供有偿的储气服务，承担城市积极性调峰、事故应急调节、商业储备气和国家战略储备气等任务。

　　按照此前的改革设想，中石油储备气公司将独立于天然气销售与管道。在成立之初，预计其2017年储转运气量将达到79亿立方米，储转费将达到40亿元。

　　成立之初，中石油储备气公司曾被寄予厚望。据知情人士告诉eo，中石油储备气公司成立之初，中石油集团曾经发文提出中石油所有的储气库都要交由中石油储备气公司管理。此后，却不了了之。

　　伴随着此次中石油储气库管理体制的调整，也宣告了从诞生至今不过1年半的中石油储备气公司的“夭折”与“重生”。

　　此前，中石油天然气储备气分公司的工作，主要围绕着中俄东线配套的地下储气库开展，承担大庆升平、平顶山、淮安、楚州、辽河雷61、大港驴驹河、浙江白驹7个储气库(群)项目建设。公开信息显示，中国石油天然气股份有限公司储备气分公司曾计划在安达升平镇建立建设储气库项目，预计投资100亿元。此次储气库管理体制改革，大庆升平储气库完全移交给大庆油田管理，楚州盐穴和浙江白驹储气库改由华北油田管理。

　　业内人士告诉eo，中石油集团层面曾一度犹豫是将中石油储备气公司与天然气销售捆绑还是与管道捆绑，而今基本落地交由上游勘探开发板块进行管理。

　　缘何一个2016年相关的改革方案中被寄予厚望的独立储备气公司到2018年中就被“”改弦更张”了呢？有业内人士认为主要原因包括两点：一是储气库的投资运营是技术、资金密集型的工作，而储备气公司自成立之初就不具备人财物的条件。二是储气库建设工程量巨大，时间紧，必须要先依托勘探与开发板块的优势来建设。在中石油集团看来，储备气公司当前不具备独立运行的条件。

　　而国家发改委、能源局提出调峰设施要独立运营，公平准入。从当前改革的结果来看，中石油集团层面将储气库定位为资源供应的一种渠道，并把它们划归到相应的油田进行建设和管理。中石油现行的储气库管理模式与国家提倡的独立运营管理的政策不相匹配。“总体来说，国家政策要求地下储气库要法人独立，财务独立。但政策上并没有强制性要求，中石油的管理模式从大的方向来看，与国家政策的指导方向南辕北辙。”

　　一个不具备储气库资产的储气库公司将如何发展，尚待观察。但似乎，从名称与定位上看，中石油又给储备气公司预留了独立发展空间。“中石油的储气库也许条件成熟了能独立，也许不能，谁能说得准呢”。

　　随着油气体制改革的推进，国家管道公司的落地，中石油储气库的管理模式还将面临更大的不确定性，地下储气库是否会纳入国家管道。。

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　　不能凸显的储气库价值

　　中石化原董事长傅成玉关于专业化改革时常提到一句话——“萝卜、苹果、白菜放在一个篮子里，卖了个白菜价”。这个言论同样适用于中国的地下储气库。当前中石油和中石化都将储气库纳入天然气一体化运营管理中，关于地下储气库的运营成本和收益具体是多少，连石油公司内部人士都讲不清楚。

　　eo在采访的过程中发现，多个石油公司的人士均表示地下储气库是一个“赔钱”的投资，这也是一直以来市场投资者不愿意投资地下储气库的主要原因。然而，也有研究者表示，中石油集团的所有地下储气库是盈利的。

　　到底是否盈利，最终演变成说不清道不明的撕扯。但可以确定的事实是，地下储气库的成本和收益在当前的管理机制和价格机制中都无法凸显。

　　据eo了解，中石油此前两种不同运营模式的储气库的投资回收机制也有差异。

　　对于依托于长输管道建设的地下储气库，储气环节发生的投资、成本费用等过去计入管输费内。有信息显示，摊到中贵线全年的管输量中的储气调峰费大约为0.12元/立方米，西气东输管道约为0.07元/立方米。

　　2017年10月国家发改委根据此前发布的《天然气管道运输价格管理办法（试行）》和《天然气管道运输定价成本监审办法（试行）》核定了天然气跨省管道运输价格。新核定的跨省长输管道管输费中不含储气库的成本。

　　在2016年10月19日国家发改委印发的《关于明确储气调峰设施相关价格政策的通知》，明确由储气设施经营企业根据储气服务成本、市场供求情况等与委托企业协商确定，而储气设施天然气购销价格由市场竞争形成。而2015年11月国家发改委的《关于降低非居民用天然气门站价格并进一步推进价格市场化改革的通知》规定，从2016年11月20日起，非居民可在上浮20%、下浮不限的范围内协商确定具体价格。

　　上述两个政策到实施阶段，正好碰到了2017年冬季全国大范围面临供气紧张的问题，调峰气价还未来得及成为一个单独的价格。同时在2017年冬季，因为供应紧张，中石油和中石化开始以上海交易中心为平台探索价格。

　　第二类由国家财政投资的储气库，依托中石油勘探开发板块管理的地下储气库，都是单独建帐，由中石油内部进行财务核算。

　　以相国寺储气库为例，当前其全部投资超过100个亿，投资资金全部来自国家投资，因为项目还在进行，当前整个项目的投资成本还未审计，更没有纳入到管输成本里。

　　当前中石油集团核定的相国寺注入成本0.28元，采出成本0.24元，两项相加为0.52元/立方米注采成本。“因为门站价格被锁定，相国寺注采成本根本无法顺价出去。”

　　而在今年3月底，中石油全新推出的年度合同中首次提出了调峰量和调峰气价的概念，据中石油新的天然气年度销售合同显示，年合同量由均衡量和调峰量构成。其中，用户分月合同量超出“年度合同量/365×1.08×所在月的天数”的气量为调峰量，其价格根据调峰成本确定。与此同时，实际销售中，用户额外气（合同外气量，日制定超过最大日量或者日制定气量和该月已累计提取的气量和超过该月月合同量）价格按照市场价格或商定价格执行。

　　而业内人士认为，中石油的当前执行的调峰气量与调峰气价与国家政策提出的调峰气量和气价的概念不完全一致，属于中石油内部制定的价格指标和体系。

　　地下储气库对于上游企业而言，夏季气田不用压产、冬季可以增加销量，而在实际运行中，根据国家发改委的价格政策，冬季管道气价在门站的基础上浮20%，这部分上浮带来的收益有多少是储气库贡献的，在中石油内部的财务上是无法体现的。

　　这个问题在中石化也同样存在。当前中石化建成投运的储气库包括金坛盐穴储气库。该储气库是川气东送管道的配套调峰项目，其财务运营数据与中石化川气东送管道公司捆绑在一起。而文96地下储气库则是由中石化天然气分公司管理运营，同样没有实现财务独立。

　　一方面，石油公司在努力向国家要价格政策、要补贴，另一方面，石油公司自己也很难拿出清晰的财务数据以支撑其诉求。

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　　民营资本的隐忧：储气库孤岛

　　作为国内城市燃气投资运维的第一个地下储气库，港华金坛储气库一期3口井已于今年1月竣工并通过验收，已于6月23日正式注气。

　　港华金坛储气库于2014年11月5日开工建设，项目总投资约7.9亿元。当前已经建成的一期储气库库容约1.4亿立方米，其中有效工作气量约8500万立方米，最大供气能力为200万立方米/日。

　　在注气以前，与中石油的管道接通的注气问题困扰港华金坛储气库已久。据悉，由于中石油内部管销分离，接入中石油的管道注气沟通颇费时间。

　　尽管注气问题解决了，但储气库的出气路径仍然悬而未决。从按照最初的设想，港华燃气希望借助中石油江苏境内的管道，将金坛储气库的气运送到周边的常州、南京、苏州、无锡等港华燃气的特许经营城市燃气区域。

　　据悉，自2017年年中开始，港华燃气与中石油就管道的接入与互联互通、第三方开放事宜进行了多次洽谈，一直鲜有进展。

　　今年4月17日，国家发改委、能源局调研组专程前往港华金坛储气库现场调研，港华燃气就将管道互联及希望中石油管道对地下储气库的第三方开放的诉求向调研组做了汇报。调研组提出，储气库建设和运营应当公平准入，互联互通，下一步将出台规范性的文件，对商业储气库建设和运营过程中遇到的体制机制、调峰等问题予以明确。

　　在上述调研的同时，江苏省能源局也表示将大力支持该项目的推进，确保港华储气库实现冬季保供。

　　公开信息显示，金坛地下储气库是由港华燃气集团与中盐金坛盐化公司合作共建。储气库建设期由中盐金坛盐化公司负责，盐化公司出租已建和新建的溶腔给港华燃气储气。该地下储气库由合资成立的港华储气有限公司统一建设和管理。该储气库的功能定位是华东区域港华集团燃气用户的应急用气，兼顾季节调峰用气。

　　注气在即，能否顺利借助长输管道输出成为影响其后续盈利及发挥保供能力的关键点。有业内人士分析，港华金坛储气库主要目标市场为华东区域，包括江苏省内燃气公司以及安徽、浙江部分燃气市场。中石油作为华东天然气供应主体，港华金坛地下储气库希望利用中石油的管道将气送到中石油的市场范围，在一定程度上损害了中石油的利益。而同处一地的中石油和中石化均各已建成一个地下储气库。

　　江苏省发改委的人士分析认为，港华金坛储气库与中石油不存在竞争的关系，相反还能补齐中石油在冬季可能面临的供应紧张的问题。在相关政府的协调下，港华金坛储气库将有望接入中石油管道。

　　有大型城市燃气企业的人士表示，如果一个地下储气库没有外输通道，那跟一个孤岛有何区别。国家政策层面也考虑到路径联通问题。《关于加快储气设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的意见》专门提到“推动LNG接收站与主干管网间、LNG接收站管道间互联，消除‘LNG孤站’和‘气源孤岛’。”

　　储气设施外输路径不通成为其他资本进入储气调峰设施面临的重要问题。此前呼声最高的国家管道公司一直未落地。“如果国家管道公司能够在今年落地，港华金坛储气库的出路问题就迎刃而解了。”

　　除了路径，气源问题也是其他各类主体进入储气调峰领域的一大掣肘。根据设计，港华金坛储气库的气源来自中石化“川气东送”管道、中石油“西气东输”管道以及江苏省内港华燃气公司富余气量。

　　短期内，各类储气设施购买的气源主体仍以三大石油公司为主，而根据国家发改委对储气调峰气价的政策，储气调峰设施天然气购进价格和对外销售价格由市场竞争形成。当前中石油的天然气销售价格中，尚未有储气设施调峰气价这一项。储气设施如何获得一个合理公平的价格，具有不确定性。

　　同时，今年中石油保供提前，早在4月初，中石油全国23座地下储气库全面开始注气。有市场人士称，当前中石油的地下储气库一天的注气量就超过6000万立方米，这给中石油的全国天然气供应造成了压力。受供应紧张影响，中石油也首次在淡季采取了“限销”策略。

　　在这种背景下，港华金坛地下储气库的价格是否能按照非居民门站价格购入注入气，不确定性增加。有消息人士告诉eo，当前港华燃气以江苏省门站价格从中石油手里购入注气量。

　　关于管道互联互通、第三方开放以及气源多元化的问题，又回到了体制改革滞后的死胡同里。对于民营资本投资地下储气库来说，赌国家管道独立的落地才是最大的利好与机遇。（eo记者 黄燕华）