儲氣設施比管道更需要兩部制

3月27日，河南省發改委下發通知，同意河南省天然氣儲運有限公司（簡稱河南天然氣）實行兩部制氣價運營模式。這標志著自本世紀初在陜京線、忠武線上探索兩部制管輸費未果后，這一概念再一次出現于我國天然氣領域。 一、儲氣設施比管道更需要兩部制 兩部制的優點在于可以減少設施運營企業因下游需求波動帶來的經營風險。大部分固定成本通過照付不議的預定費回收，可以基本保障項目生存；剩余部分的固定成本和全部可變成本則按實際使用量通過使用費來回收，保障項目正常運營。 與管道相比，儲氣設施的經營波動性更大，更需要通過兩部制的方式傳導風險。管道通常對應眾多下游用戶，用戶個數多、地域分布廣、類型多樣。四大用氣結構中，工業和化工用氣穩定性較好（不考慮為其他用戶調峰的情況），發電通常為冬夏季雙峰，只有城燃呈現冬高夏低的單峰特點。不同用氣結構的互補，使得管道冬夏季輸量變化相對較小。以中亞管道為例，根據海關統計數據，高月出現在1月和2月，輸氣量相當于月平均輸氣量的106%；低月出現在10月，相當于月平均儲氣量的80%。 而儲氣調峰設施的目標用戶以城燃為主，用氣節奏高度一致，導致用氣量很容易出現大起大落。如遇到寒潮，調峰氣往往供不應求；而當遭遇暖冬或其他因素時，采出量可能大大低于預期。比如今年受疫情影響，全國儲氣庫大部分提前1-2個月進入注氣期，普遍未完成年度采氣計劃。一旦遭遇暖冬，一體化經營的儲氣調峰設施尚可通過銷售環節來彌補虧損，獨立運營的儲氣服務商將面臨較大壓力。因此，儲氣調峰設施更有必要通過兩部制的方式向下游用戶轉移一部分風險。以美國為例，由于其天然氣產業發展較早，市場化程度高，管道、儲氣庫的兩部制費率已經有數十年的歷史。 二、美國儲氣庫的兩部制費率 上世紀末的天然氣市場化改革后，美國實現了“輸銷分離”，管道和儲氣庫運營商只能通過提供管輸和儲氣服務盈利，不能從事天然氣銷售業務。目前，美國儲氣庫采用服務成本法確定儲氣服務費，實行預訂+使用的兩部制費率，定價流程如圖2所示。 儲氣庫運營企業首先根據儲氣庫實際成本和合理投資收益確定年度服務總成本，然后將總成本根據其發生環節分為儲氣成本、注采成本和燃料提留三部分。儲氣成本細分為固定成本和可變成本，50%的固定成本作為儲氣能力預訂費用，剩余固定成本和全部可變成本作為采出能力預訂費用，向固定用戶根據預訂量收取。注采成本作為注采使用費，向全部用戶根據實際使用量收取。燃料提留用于壓縮機燃料消耗，在交付氣體時按比例以實物形式向全部用戶收取。測算得到的服務費率表經過監管機構審核后向社會公開。同時，受新用戶加入導致墊底氣成本增加、不同氣源混合導致庫存氣熱值變化等因素影響，儲氣庫公司會定期對服務費率進行調整。以美國較早實行獨立運營的YGS儲氣庫為例，其固定儲氣服務的兩部制費率如表1所示。其中，上限費率體現了儲氣庫服務總成本，即執行該費率時，儲氣庫運營企業可以收回全部投資并獲取預期利潤；下限費率僅包括可變成本，即執行該費率時，儲氣庫運營企業僅維持設施正常運轉，不能收回投資和獲取利潤。儲氣庫運營企業在上下限范圍內，通過與用戶協商確定具體費率。根據監管部門要求，已簽署合同的相關信息，包括簽約方、簽約量、簽約價格需要向社會公開，以確保儲氣服務的公平性。 用戶首先需要確定最大日采出量，并據此計算儲氣能力預定費和注采能力預定費；再根據實際注采氣量計算注采使用費。用戶當日允許注采量與用戶庫存氣量掛鉤，通過儲氣庫公司發布的公式計算得到。如果出現了超量注入、采出和儲存的情況，還需要繳納相應的超量費用。最后，用戶在提氣時，還需要留下3.11%氣量作為以實物形式收取的燃料提留。 美國儲氣調峰設施經過數十年市場化實踐，已經形成了一套復雜系統的服務、費率和監管體系，最大程度上確保儲氣庫這個具有一定自然壟斷屬性的基礎設施在提供服務時能實現公平與合理。 三、我國儲氣設施運營和定價中需要注意的問題 長期以來，我國儲氣庫按照反算法確定儲轉費，即根據可研估算的項目總投資、建設及經營情況，根據給定的內部收益率反算儲轉費，合并在管輸費中向全部下游用戶一并收取。其中，枯竭氣藏型儲氣庫達產期一般考慮3年左右達產期，按每年一注一采確定周轉氣量和經營成本。2017年國家重新核定天然氣長輸管輸費之后，儲轉費從管輸費中剔除，部分儲氣庫開始按用戶實際儲氣量和單位儲轉費向用戶收取儲氣服務費。但從執行情況來看，這一儲轉費測算方式仍存在一些問題，難以反映儲氣庫真實成本。 首先，枯竭氣藏型儲氣庫設計達產期明顯偏低。根據文獻統計，我國已建成投產的枯竭氣藏型儲氣庫設計工作氣量160億方，但有效工作氣量約70億方，達容率僅44%。其中，除2019年8月投產的文23儲氣庫以外，其他儲氣庫均達到或超出了其設計達產期，但大多數仍未達到設計工作氣量。如仍采用基于3年達產測算的儲轉費將導致儲氣庫難以達到預期的內部收益率。其次，在按實際使用量收取的一部制費率下，用戶可以無成本地囤積儲氣能力，不利于提高設施利用率。當儲氣設施需要為多個用戶服務時，這一問題將更加突出。第三，在現行儲轉費下，用戶一次注采和多次注采所支付的儲轉費完全相同，無法反映儲氣庫的實際注采成本的差異。因此，在國家管網公司已經成立，儲氣設施逐步開始獨立運營的當下，儲氣設施經營企業有必要探索新的服務和定價方式。 在運營方式上，傳統的“夏注冬采”固定儲氣服務是當前最容易被市場接受的服務類型，近期將成為儲氣設施經營企業最主要的業務類型。除此以外，隨著我國天然氣產業市場化水平的逐步提升，還可以借鑒國外儲氣調峰設施的運營思路，根據城燃、工業、發電等不同客戶的需求特點，開發出其他服務，如可中斷儲氣服務、寄存暫借服務等。另外，位于上海、重慶石油天然氣交易中心周邊，與多條國家干線管道相連的儲氣設施還可以與交易中心合作，開發出倉儲、現貨/期貨交割、貿易撮合、質押融資等“產業+金融”的跨界服務。 在儲氣服務定價上，我國允許儲氣設施經營企業參考服務成本和市場供求情況與用戶協商確定。根據這一政策，儲氣設施經營企業可先參考服務成本法，確定本企業提供儲氣服務的費用上下限，再基于這一范圍與用戶協商確定服務費用，從而兼顧儲氣設施經營企業的收益和市場承受能力。在計算服務費用時，需要依據項目實際達產進度進行測算，從而避免因儲氣庫不能按期達容達產帶來的經營風險。在計價單位上，需要盡快采用熱值計量，與未來多用戶、多氣源的經營環境相適應。 在費率結構上，建議企業對儲氣設施的注氣、采氣和儲備環節進行區分并單獨計費，以反映用戶注采次數不同帶來的成本變化。同時，結合國外實踐經驗，逐步實行“預訂+使用”的兩部制費率，提高儲氣能力的利用率，降低儲氣庫企業經營風險。