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摘要：

隨著天然氣市場的放開，歐美國家儲氣庫逐步成為天然氣產業(yè)鏈中的獨立環(huán)節(jié)進行商業(yè)運營，單獨定價。中國天然氣產業(yè)市場化程度比較低，地下儲氣庫主要作為調峰保供使用，已建成的儲氣庫均由垂直一體化石油公司建設、運營和管理，在現(xiàn)行的天然氣價格體制下，投資和成本沒有回收渠道，在一定程度上影響儲氣庫投資建設主體的積極性，制約著儲氣庫業(yè)務可持續(xù)發(fā)展。結合中國當前天然氣市場環(huán)境及地下儲氣庫現(xiàn)狀，借鑒歐美俄儲氣庫運營管理經(jīng)驗，建議中央和地方政府部門應通過出臺鼓勵政策、定價機制等手段，為實現(xiàn)儲氣庫商業(yè)化運營創(chuàng)造條件，垂直一體化公司的儲氣業(yè)務與其他業(yè)務在管理和職能的分離，按照對外價格獨立收費，也將有利于推動天然氣業(yè)務外部市場化和儲氣業(yè)務專業(yè)化。

關鍵詞：

天然氣；地下儲氣庫；運營管理；管理模式；垂直一體化；獨立運營

國外百余年的天然氣發(fā)展歷史證明，儲氣庫以其極大的靈活性保證天然氣的安全平穩(wěn)供應，優(yōu)化天然氣生產及運營等，而成為天然氣市場健康發(fā)展必不可少的基礎設施。截至目前，世界上共建成儲氣庫約715座，總工作氣量約3930億立方米，占全球天然氣消費量的11.6%[1，2]。歐、美、俄等天然氣市場發(fā)達地區(qū)集中了世界88%的儲氣庫，并形成了其特有的運行管理模式。中國儲氣庫建設尚處于初級階段，學習借鑒國外的儲氣庫運營管理模式，結合當前國內天然氣發(fā)展形勢，提出適合中國國情的儲氣庫運營管理模式，對中國實現(xiàn)天然氣市場健康、有序、可持續(xù)發(fā)展具有重要意義。

1國外主要國家和地區(qū)地下儲氣庫運營管理模式

1.1美國

美國天然氣發(fā)展已經(jīng)有一百多年的歷史，上世紀70年代早期達到了高峰，又經(jīng)歷了10年的發(fā)展后，上世紀80年代早期其儲氣能力達到高峰。1985年以前，美國的天然氣市場受到天然氣政策法的監(jiān)管，天然氣供應鏈之間互相關聯(lián)壟斷[3]。儲氣庫主要由天然氣管道公司和城市燃氣公司擁有和運營，用以優(yōu)化管網(wǎng)系統(tǒng)運行，提高供氣的可靠性與安全性，并滿足用氣高峰時段的需求。管道公司擁有管道系統(tǒng)內輸送的天然氣，控制儲氣庫的存儲及使用，并與儲氣庫捆綁，通過管道輸氣費回收投資成本[4]。1985年以后，美國政府推行了天然氣工業(yè)市場化改革，解除了捆綁并無歧視輸氣；1992年聯(lián)邦能源管理委員會（FERC）頒布636號令后，美國開始向完全競爭市場邁進，不僅放開了包括生產商、消費者、運輸商或貿易商管道的“第三方”準入，也放開了儲氣庫的“第三方”準入，打破了儲氣庫的壟斷，強制州際管道公司剝離銷售業(yè)務，要求管道運輸網(wǎng)絡向第三方開放，保證其他天然氣供應者能夠得到公平、相同質量的運輸服務。建立了一個泛北美大陸的天然氣競爭性大市場[4,5,6]。天然氣開放管制以前，美國儲氣庫主要由管道公司和城市燃氣公司所有并負責運營，管道公司同時是儲氣庫中存儲的天然氣的擁有者。天然氣開放管制以后，美國儲氣庫的所有者和運營商有管道公司（州際和州內）、城市燃氣公司、獨立運營商[7,8]，主要負責儲氣庫的日常生產和經(jīng)營管理，向天然氣經(jīng)銷商提供儲氣、采氣服務，收取儲轉費[4]。管道中輸送的及儲氣庫中儲存的天然氣中，66%屬于城市燃氣公司，27%屬于天然氣銷售公司，7%屬于管道公司輸送過程中的暫存量[9，10]。美國的儲氣費率包含服務成本和合理范圍內的投資回報，也就是按服務成本收取儲氣能力占用費和儲氣庫使用費。儲氣能力占用費包括儲氣庫容量費和日最大采出流量費，按用戶合同預定的儲氣容量和日最大采出流量收取，與實際使用量無關；儲氣庫使用費分為注入費和采出費，按用戶的實際注入（采出）氣量收取[11]。對于獨立儲氣庫運營商也可按市場需求定價，一般按年平均日需求量與用戶簽訂長期供貨或承諾合同，合同價格綜合井口、管輸、儲氣等價格因素及市場需求通過談判方式確定[11]。

1.2歐盟

歐盟天然氣市場開發(fā)晚于美國30年，2000年左右達到平穩(wěn)期。與美國相似，歐盟儲氣能力開發(fā)相比天然氣市場開發(fā)有10年的滯后[3]。

1.2.1歐盟儲氣庫監(jiān)管政策的逐步推進過程

上世紀90年代后期，在國家壟斷的環(huán)境下，歐盟開始進行儲氣能力開發(fā)，天然氣生產、進口、長輸管網(wǎng)與地方配氣管網(wǎng)、下游天然氣銷售等多由垂直一體化的國有控股公司掌控，市場只有這唯一的參與者，儲氣成本計入天然氣價格[3]。1998年，歐盟頒布了《天然氣內部市場通用規(guī)則》（也稱“第一號歐盟天然氣指令”）。開始放開對天然氣產業(yè)的管制，逐步對大用戶開放天然氣市場，將輸氣管網(wǎng)運營與天然氣貿易脫鉤，實行相互獨立管理；在輸氣、配氣、儲氣業(yè)務上推行協(xié)商性或強制性第三方準入機制。為進一步推進天然氣市場自由化改革，2003年歐盟頒布了《天然氣內部市場通用規(guī)則》第二版（也稱“第二號歐盟天然氣指令”）。規(guī)定2007年底前全面開放天然氣市場，長輸管網(wǎng)、配氣管網(wǎng)、LNG接收站的運營與天然氣貿易在法律上拆分；對大型基礎設施投資項目（長輸管道、地下儲氣庫、LNG接收和存儲設施）可在一定時期內豁免第三方準入義務。歐盟各國對“第二號歐盟天然氣指令”的執(zhí)行情況差別較大。英國、荷蘭等主要天然氣生產國，對改革的態(tài)度更加積極，改革進程較快；而德國、法國等天然氣進口國，考慮到供應安全問題，改革進程相對較慢。在調查研究“第二號歐盟天然氣指令”的實施效果和存在問題的基礎上，經(jīng)過兩年多的磋商，歐盟于2009年7月13日頒布了《天然氣內部市場通用規(guī)則》第三版（也稱“第三號歐盟天然氣指令”），以及與該指令配套實施的新版《天然氣傳輸網(wǎng)絡的準入條件》，并于2009年9月3日正式生效[9]。與“第二號歐盟天然氣指令”要求輸氣管道、儲氣設施全部采取最激進、最徹底的拆分方式，進行所有權拆分相比，“第三號歐盟天然氣指令”對“第二號指令”中天然氣生產與輸氣業(yè)務的規(guī)定進行了細化，妥協(xié)為管理權拆分。2009年及以后投產的輸氣管道、儲氣設施必須適用所有權拆分，申請到豁免權的除外；2009年以前投產的輸氣管道、儲氣設施可以選擇采用所有權、經(jīng)營權和管理權三種拆分方式中的一種；允許天然氣供應企業(yè)擁有輸氣管道、儲氣設施的非控制性的少數(shù)股權[9]。

1.2.2主要儲氣大國的儲氣庫基本運營管理模式

建設歐盟內部一體化天然氣市場。在歐盟儲氣庫監(jiān)管政策的逐步推進過程中，歐盟主要國家儲氣庫業(yè)務逐步轉向獨立經(jīng)營的商務模式[4]。但與美國相比，歐洲天然氣產業(yè)的競爭還不是很充分，像美國那樣完全獨立的儲氣服務商還比較少。歐盟市場上的儲氣庫業(yè)務大部分仍然掌握在原有垂直一體化公司的手中，只是進行了管理權拆分[9]。在歐盟，不是所有的儲氣設施都允許第三方準入，符合以下三種條件可以得到豁免：1）儲備運營商缺乏儲氣能力；2）第三方準入阻礙天然氣儲備運營商履行他們的公共服務義務；3）在“照付不議”條款下，第三方準入可能引起儲備運營商陷入嚴重的經(jīng)濟和財務危機[9]。目前，歐盟幾個主要儲氣大國的儲氣庫基本運營管理模式是公司化運營。基本由大型能源公司、天然氣公司、電力公司、管道公司或城市燃氣公司掌控，其儲氣庫子公司負責具體運營，相互之間儲氣業(yè)務分離，進行獨立商業(yè)運營[4]。還有小部分國家儲氣業(yè)務是由上游的氣田開發(fā)公司運營管理，儲氣成本納入整個氣田的經(jīng)營成本，沒有獨立核算[4]，儲氣庫的作用是優(yōu)化生產，滿足市場需求。

1.2.3歐盟儲氣庫的定價機制

歐盟大部分國家選擇談判確定儲氣費的方法，儲氣費主要包括儲氣能力占用費和儲氣庫使用費。儲氣能力占用費是對儲氣庫注入和采出流量和儲氣庫容量的占用而支付的費用，一般包括注入和采出流量費和容量費；儲氣庫使用費是實際注入和采出天然氣需要支付的費用，一般包括注入費和采出費[4]。歐洲地下儲氣庫的定價機制有協(xié)商定價和政府管制定價兩種。歐盟要求，在技術和經(jīng)濟上有必要展開競爭的地區(qū)，均應采用協(xié)商定價。目前歐洲大部分國家都選擇了以協(xié)商確定儲氣庫價格的方法。只有在儲氣服務處于壟斷狀態(tài)下，才采用政府規(guī)定的儲氣價格[11]。在政府管制定價的情況下，監(jiān)管部門通常根據(jù)成本加合理利潤確定儲氣費。在協(xié)商定價的情況下，儲氣庫公司為了保持價格的透明度，一般都會公布儲氣服務產品相對應的指導價格。指導價格只是作為協(xié)商的參考，運營商會根據(jù)情況的變化隨時復核和調整儲氣費，具體執(zhí)行的價格是協(xié)商確定的價格[9]。協(xié)商定價的基礎是儲氣庫的服務成本，監(jiān)管部門要對儲氣費進行管制。不同的國家、不同的儲氣庫公司在儲氣費的費用科目設計上不完全相同，但是基本費用科目是一致的[9]。儲氣庫的價格受地域差異及儲氣庫類型影響，不同價格機制決定各國儲氣庫價格不同。一般歐盟管制定價的儲氣庫價格低于協(xié)商定價，鹽穴儲氣庫的價格高于其他類型的儲氣庫[11]。

1.3俄羅斯

蘇聯(lián)解體后，俄羅斯儲氣庫全部由俄羅斯天然氣工業(yè)股份公司（Gazprom，簡稱“俄氣”）負責管理，根據(jù)地理區(qū)域設立若干個天然氣運輸子公司，地下儲氣庫原則上附屬相應的天然氣運輸子公司[7]。俄氣天然氣經(jīng)濟研究所對儲氣收費標準等地下儲氣庫經(jīng)濟指標進行了多次研究試驗，試驗結果證實，地下儲氣庫總體處于虧損狀態(tài)，其主要原因是管理上缺少透明度。2007年3月19日，為了優(yōu)化公司內部管理結構，將旗下全部地下儲氣庫項目進行整合，從天然氣運輸企業(yè)和天然氣開采企業(yè)中剝離出來，成為俄氣的獨立子公司——俄氣天然氣地下儲存公司，負責俄羅斯地下儲氣庫的運營管理[12]。通過結構重組，完全解決了天然氣和液態(tài)烴在開采、運輸、加工、地下儲存和銷售等環(huán)節(jié)的資金流分配工作。對儲氣費用的單獨核算，為有效地引入地下儲氣庫服務的合理費率提供了條件。儲氣服務費用按照地下儲氣庫天然氣儲存費和注/采氣費收取，注氣費和采氣費是指地下儲氣庫在注氣和采氣過程中的開支，地下儲氣庫天然氣儲存費是單位儲氣費與儲氣庫的工作氣量的乘積。

1.4國外地下儲氣庫運營管理模式啟示

在天然氣市場發(fā)展初期，主要發(fā)達國家的天然氣產業(yè)普遍是垂直一體化管理模式，儲氣業(yè)務作為管道的附屬部分，一般由管道公司擁有和運營，作為保證供應安全、實施管道完整性管理的工具。隨著天然氣市場發(fā)展的逐漸成熟，天然氣基礎設施建設已經(jīng)到位，政府便放開對天然氣產業(yè)的管制，儲氣業(yè)務逐漸從管道公司中分離出來，獨立運營，成為自負盈虧的市場主體。國外儲氣庫運營管理的基本模式是公司化運營，在單獨定價機制的基礎上實現(xiàn)獨立運營。儲氣環(huán)節(jié)的定價機制適應本國天然氣產業(yè)的發(fā)展情況，并建立和完善相關的法律法規(guī)和監(jiān)管政策，促進儲氣業(yè)務規(guī)范化競爭。

2中國地下儲氣庫運營管理模式探討

2.1中國天然氣產業(yè)和地下儲氣庫發(fā)展現(xiàn)狀

20世紀90年代以來，國家提出了“油氣并舉”的發(fā)展方針，推動中國天然氣工業(yè)取得了長足進步。西氣東輸、陜京線等長輸管道的設施建設，帶動了天然氣消費的快速上升。2000－2013年，中國天然氣消費量從245億立方米增至1680億立方米，年均增速高達16.1%；天然氣占全國能源消費總量的比重從2.2%升至5.9%[13]，在工業(yè)、交通運輸業(yè)和居民生活等方面逐漸替代煤炭、成品油甚至電力等其他能源[14]。2014年，中國經(jīng)濟進入了“換檔期”，經(jīng)濟增長速度總體放緩，加之國內天然氣價格多次上調、國際原油和煤炭價格持續(xù)下跌等因素的影響，中國天然氣消費增速大幅放緩。據(jù)國家發(fā)改委統(tǒng)計的數(shù)據(jù)，2014年中國天然氣表觀消費量為1786億立方米，同比增長了5.6%，占一次能源消費的比重由上年的5.9%上升至6.3%[13]。20世紀90年代中期，中國開始籌備地下儲氣庫建設；隨著陜京管道的建成，2000年，第一座商業(yè)儲氣庫投入運行[15]。近年來，中國政府積極推進地下儲氣庫建設，截至2014年末，中國已建成天然氣干線、支干線管道達6.3萬千米，年輸氣能力超過1700億立方米[12]。西北、東北、西南和東部沿海四大天然氣進口通道格局初步成形，實現(xiàn)了由管道向管網(wǎng)的跨越式發(fā)展。目前，全國已陸續(xù)在環(huán)渤海、長三角、西南、中西部、西北、東北和中南地區(qū)建成儲氣庫25座，調峰能力占天然氣年消費量的2.3%[16]，與世界平均水平（11%）相比，我國的儲氣能力開發(fā)尚處于初級階段。

2.2中國現(xiàn)階段地下儲氣庫運營管理模式

2014年，國家先后出臺了《油氣管網(wǎng)設施公平開放監(jiān)督辦法（試行）》、《天然氣基礎設施建設與運營管理辦法》、《國務院關于創(chuàng)新重點領域投融資機制鼓勵社會投資的指導意見》等相關政策法規(guī)，明確支持民營企業(yè)、地方國有企業(yè)等參股建設油氣管網(wǎng)主干線、沿海液化天然氣（LNG）接收站、地下儲氣庫、城市配氣管網(wǎng)和城市儲氣等設施。規(guī)定在有剩余能力的情況下，油氣管網(wǎng)設施運營企業(yè)應向第三方市場主體平等開放管網(wǎng)設施，按合同簽訂的先后次序公平、無歧視地向新增用戶提供輸送、儲存、氣化、液化和壓縮等服務[13]。中國的油氣管網(wǎng)設施市場化改革邁出了實質性步伐。目前中國的地下儲氣庫均由垂直一體化石油公司——中國石油和中國石化建設，其中中國石油是當今中國最大的儲氣庫運營商，擁有儲氣庫24座，儲氣調峰能力占全國的98.4%。2014年底，港華燃氣進入儲氣庫行業(yè)，開工建設港華金壇儲氣庫。隨著民營企業(yè)的不斷加入，儲氣庫建設主體將逐漸呈現(xiàn)多元化格局。現(xiàn)階段正在運行的儲氣庫中，一部分是由天然氣供應商出資承建的，作為管道的輔助設施與管道捆綁在一起，儲氣費率直接包含在管輸費內；另一部分是國家財政投資的儲氣庫，投資由國家通過所得稅返還給予資金支持，但儲氣庫運行費由企業(yè)承擔。目前中國天然氣價格受到政府管制，定價沒有真正體現(xiàn)天然氣的商品價值，即天然氣供給的綜合成本，包括進口、生產、運輸、存儲、分銷、零售等成本，以及更高的靈活性、更低的碳排放等附加的功能價值沒有體現(xiàn)，也沒有反映供需關系。隨著新的氣價機制的實施，管輸費包含在各省門站價格之內，沒有配套的調峰氣價和儲轉費政策。在現(xiàn)行天然氣價格體制下，投資和成本沒有回收渠道，儲氣庫效益無法體現(xiàn)，在一定程度上影響儲氣庫投資建設主體的積極性，不利于儲氣庫行業(yè)的健康、快速發(fā)展。歐美的經(jīng)驗表明，市場的放開是一個長期系統(tǒng)化的過程，需要經(jīng)過很長一段時間才能夠形成有效的市場機制來決定市場價格。美國的市場化進程有30多年的歷史，已成為天然氣市場開放程度最高的國家[17]。歐洲的市場化進程在經(jīng)歷了15年的發(fā)展后，依然沒有實現(xiàn)完全市場化。目前，中國的天然氣產業(yè)尚處于發(fā)展階段，市場化程度較低，天然氣的基礎設施建設及完善程度遠不及歐、美、俄等天然氣行業(yè)發(fā)達國家，尤其是儲氣庫建設尚處于初級階段，天然氣生產、運輸、儲存及銷售主要是由中國石油、中國石化和中國海油三大國有石油公司承擔。與歐、美、俄等地區(qū)和國家的早期運營模式基本相同，儲氣庫作為管道的輔助設施，與管道捆綁在一起，其主要作用是季節(jié)調峰，協(xié)調供需平衡，但儲氣調峰能力不足以滿足消費市場的調峰需求。

2.3對中國現(xiàn)階段儲氣庫運營管理模式的建議

結合當今中國天然氣產業(yè)的特點，中國儲氣庫還不具備獨立運營的市場環(huán)境，因此，特對中國現(xiàn)階段儲氣庫運營管理模式提出以下建議。1）由于目前國內各儲氣運營商的儲氣能力不足，尚不具備第三方準入的條件。中央和地方政府應進一步出臺鼓勵政策，給予適當?shù)呢斦a貼或投資，實行稅收減免，激勵企業(yè)投資儲氣庫建設，加速提高儲氣調峰能力[18]；2）政府部門應進一步放開天然氣市場，建立科學合理的輸配氣定價機制，避免交叉補貼，逐步形成市場定價方式，為實現(xiàn)儲氣庫商業(yè)化運營創(chuàng)造條件[18]；3）在垂直一體化公司內部，對上、中、下游業(yè)務按照對外的價格收取天然氣商品費、運輸和輔助服務費用。借鑒歐盟和俄羅斯的經(jīng)驗，逐步將儲氣業(yè)務與公司的其他業(yè)務分離出來，單獨提供儲氣服務，獨立收費；4）在儲氣庫的管理和職能上也要進行分離，成立獨立部門或下屬公司來經(jīng)營，推動天然氣業(yè)務外部市場化和儲氣業(yè)務專業(yè)化。

作者：田靜 魏歡 王影 單位：中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院 中國石油天然氣集團公司油氣地下儲庫工程重點實驗室

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