山东省级储气能力市场化调配迈出第一步

日前，山东省能源局统筹开展首批省级天然气储备基地建设工作，并通过上海石油天然气交易中心(下称“交易中心”)对7200万立方米政府储气能力进行分配，首次实现省级层面统筹社会资源、通过购买储气服务保障政府储气的模式。

2020年4月发布的《关于加快推进天然气储备能力建设的实施意见》明确了各级各方储气能力建设责任。受访人士均表示，储气设施能力建设是推进天然气产供储销体系建设的重要组成部分，各地应积极探索创新机制和方法，着力提升储气能力。

政府统筹按需“摘牌”

一直以来，储气基础设施建设滞后、天然气储备能力不足等问题已成为制约山东天然气安全稳定供应和行业健康发展的瓶颈和短板。

为此，山东积极引导各类投资主体，通过参与政府储气设施建设并在企业自愿申请的基础上，组建了首批5个LNG(液化天然气)储气站组成的省级天然气储备基地。希望通过形成以青岛港、烟台港为主，日照港、东营港为辅，相互连通、辐射环渤海区域的LNG储运体系，以提高保供能力和区域天然气资源灵活调配度。

据记者了解，此次通过交易中心分配的政府储气能力包括上述5个LNG储气站。7200万立方米的储气能力也仅分配给山东省内地方政府，以完成“地方政府3天”的储气指标任务。

“去年山东政府以‘有库存’为重点建设省级天然气储备基地，今年将以‘满库存’为任务提高储气能力，此后将不断完善运营设计将储气能力‘物尽其用’，循序渐进补足储气能力短板。”上海石油天然气交易中心副总经理汪志新透露。

“通过政府层面统筹分配效率较高，可以避免因储气任务层层分解出现的项目小型化、分散化的问题。其他省市也可以借鉴这种创新方式，公开进行储气能力分配，地方政府按需‘摘牌’，充分利用现有资源。”汪志新补充说。

重视LNG调峰作用

“我国天然气储气设施建设起步晚、分布散，规模小。欧美发达国家经过多年的经营和完善，已形成较成熟、市场化程度较高的调峰储备体系和健全的管理运营机制，可随时根据市场变化情况进行积极灵活的注气或采气。借鉴国际经验建立适合我国国情的储气运营模式尤为重要。”某天然气行业从业人士表示。

受访人士均表示，地下储气库建设短期内无法突破，较为折中的办法是依托接收站、企业的商业储备弥补。

“像山东这样此前不具备建地下储气库条件的地区，大多选择建LNG调峰储气站。与储气库相比，LNG调峰设施虽然单位储气能力投资高、储气规模小但日外输能力大，适用于满足调峰总量较小但单位时间用气量大的调峰需求。”上述从业人员说，“但其稳定性略有不足，若LNG接收站能与其他现有地下储气库协同能力分配，是个不错的选择。”

与此同时，达到供气企业10%、城燃企业5%、地方政府3天的储气指标压力不小。政府在探索保障提高储气能力方式的同时，多地供气企业和城燃企业在完成储气能力建设责任、探索市场化运作方面已有不同尝试。

例如，中海油在江苏滨海LNG接收站内建设2座27万方LNG储罐，创建异地建设储气设施“苏豫模式”；河南建立了首个省级储气平台,计划通过租赁库容、合资建设LNG储罐和自建储气调峰中心等方式在未来建成10亿立方米的储气调峰能力，满足河南省的储气调峰能力需求。而重庆市为改善储气设施不足、冬季供气保障能力较弱等难题，重庆燃气与中石油、北京燃气等企业共同组建公司，目标建成30亿立方米储气库。

受访人士表示，丰富资源供应渠道和资源调配方式有助于提高区域储气调峰能力，稳定市场供应。“储气设施发展完善还需要更多政策引导，保证企业效益可持续性。‘十四五’期间天然气储备能力将有长足发展。”上述从业人士说。

储气调峰机制待完善

目前，我国天然气市场化特点逐步显现：淡旺季价差大；管道气竞价、LNG保供预售、境外LNG交易等新型交易模式并存。

中国石油规划总院工程经济研究所所长徐东则表示，当下我国储气调峰体系仍面临调峰能力不足、商务模式不明确和配套细则不落地等问题。“在配套细则上，如何认定调峰气仍然存在争议，且库容租赁细则仍未明确，利益分配不明确影响了部分企业积极性。”徐东认为。

中国石化天然气战略研究中心高级工程师粟科华建议，应就气源来源认定、调峰量确定以及不同调峰范围气量定价等方面出台细则，保障储气设施收益，并对储气调峰能力建设提供资金和政策支持。对于LNG接收站，可考虑根据实际接收量进行增值税返还或减免。对各环节用户，超过国家考核标准建设的储备气量给予一定补贴等。“进一步完善上下游气价联动机制，做好需求侧用户管理。应增加自备储气能力建设，引导用户主动参与调峰。”粟科华指出。

业内人士建议，未来应推进项目手续办理，积极争取政府对储气调峰设施建设运营的政策优惠、垫底气资金补贴、所得税增值税进项税返还等政策，并加快设施建设进度、降低投资运营成本，提高项目盈利能力，进一步促进储气设施建设和储气能力提升。