仅完成目标量的14%，国内城燃储气设施建设不及预期

原标题：仅完成目标量的14%，国内城燃储气设施建设不及预期

图片来源：视觉中国

记者 | 侯瑞宁

国内城燃储气调峰设施建设进度不及预期。截至去年年底，城燃企业实际储备调峰能力为12.62亿立方米，仅为90亿立方米储气调峰目标的14%。

6月24日，界面新闻记者在当天举办的2021年中国国际LNG&GAS峰会上获悉了上述数据。

据界面新闻获悉，去年国内城燃公司天然气供应量约1800亿立方米。

2018年4月，国家发改委和国家能源局联合发布《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》（下称《意见》）要求，到2020年，供气企业要拥有不低于其合同年销售量10%的储气能力；县级以上地方人民政府至少形成不低于保障本行政区域日均3天需求量的储气能力；城镇燃气企业要形成不低于其年用气量5%的储气能力。

按此计算，去年年底城燃企业的储气能力应达到90亿立方米。

LNG储罐调峰设施投资规模较大，是造成城燃企业储气调峰设施建设缓慢的首要原因。

天然气储气调峰设施主要分为地下储气库、LNG接收站、内陆LNG储罐以及气田调峰等形式。城燃企业主要采用LNG储罐的形式。

界面新闻获悉，一个2万立方米的水容积储罐投资约6000万元，项目整体投资约3亿-5亿元。这对城燃而言，资金压力较大。

以港华金坛储气库为例，它是国内城镇燃气首个大规模地下盐穴储气项目及商业储气项目，由香港中华煤气有限公司与中盐金坛盐化有限责任公司合作投资和建设。项目分为地面、地下工程两部分，总投资约12亿元。

这对城燃企业而言，不是一笔小投资，相当于有些企业一年净利润。

财报显示，国内四大燃气巨头之一的港华燃气(01083.HK)，去年净利润为14.47亿港元（约合人民币12.15亿元）。

山东来佰特数据科技有限公司天然气事业部总监刘广彬在会上表示，目前储气调峰价格机制尚不完善，企业建设以及运营储气调峰设施的成本得不到合理传导。这是制约储气建设进度的最大问题。

其一，价格传导机制不能很好地体现“谁受益谁负担原则”。

LNG市场价格波动幅度较大，由于储气公司与城燃公司处于同一体系，当旺季LNG价格较高时，储气公司最多“平进平出”，收取代加工费用已属不易。作为储气调峰设施的受益者，居民用气价格调整仍受宏观调控，价格传导尚不及时、完整。高价LNG即便能够传导，往往也施加于工业用户。

其二，价格传导机制上缺乏良好的风险分担方式，调峰责任完全由企业负担。绝大多数LNG储备调峰设施完全由企业自行采购，承担保供责任，缺乏与上游供应企业的绑定。

刘广彬认为，这导致城燃企业无法确定平稳的采购价格机制，也无法做到“真正”的供应保障。

其三，基础设施性质导致项目难以吸引社会资本进入。作为保障当地民生的重要基础设施，与商业化运营天然存在冲突，即便突破阻碍也难以保证储气库周转次数.单独项目的财务收支不透明，没有套利空间等因素进一步影响了资本主体的投资积极性。

“河南模式”或许是解决储气调峰设施建设缓慢的有效途径之一。

2019年1月，河南省天然气储运有限公司（下称河南天然气）与省发展改革委启动了该省储气设施运营模式研究工作，提出“两部制”定价的商业运营模式。

“两部制”气价，分为容量气价和气量气价。

容量气价对应的是储气设施的一次性建设成本，也对应了全省燃气用户的共同受益。这意味着，建设成本平摊到了用户身上。

气量气价对应的是每年的运营成本支出，也对应了不同工况的燃气用户的额外收益。气量调峰费是用户用多少收多少，且与进气价密切相关。

2020年4月，河南省的“两部制”气价运营模式获得该省发改委批复，并且取得国家发改委督导司认可，拟作为试点试行后在全国推广。

国家发改委数据显示，去年中国天然气表观消费量为3240亿立方米。

今年3月，全国人大代表、中海化学富岛公司化肥二部副总经理刘平公开表示，截至2020年底，中国已建成LNG接收站21座，总设计规模9200万吨/年，已建储罐罐容1003万立方米，形成储气能力63亿立方米，占去年全国天然气表观消费量的1.9%。

同期，全国形成总储气能力约250亿立方米，约占全国天然气表观消费量的7.7%，较世界12%-15%的平均水平仍有较大差距。