（文丨本报记者  渠沛然）

储气设施是天然气产业链中重要的调峰手段和天然气整体供应体系的安全保障。

自2012年以来，仅国家层面出台的储气设施建设鼓励政策就多达17项。2018年4月，国家发改委印发《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》，要求到2020年地方政府具备不低于本行政区域日均3天用气量的应急储气能力。基于此，包括油气央企、以城市燃气企业为主的地方国有企业以及民营企业在内的市场主体，投资建设地下储气库的速度较以往显著提高。

但目前的“一部制”储气调峰价格，无法反映储气调峰的真实运行成本，导致储气库盈利性差，项目财务收支不透明、获利空间狭窄等因素严重影响着各方投资积极性。

“两部制”气价则由“容量气价+计量气价”组成，其中容量气价对应的是储气设施固定资产的折旧费用，将按照整个城市需要量分摊，计量气价根据用户使用量收取。

“用户将与建设企业一同分担这一部分固定成本，即使不用气也要交容量气价，类似于电话的月租费。”卓创资讯天然气分析师刘广彬说，“该模式可有效降低此前‘一部制’气价不用气不交钱、随时违约的风险。”

“按照渐进式改革模式，‘两部制’价格有助于理顺储气库运营成本，加速回收成本，从而进一步提高投资主体扩大或新建储气库的积极性，落实国家鼓励的投资主体多元化的要求。”刘毅军说。

“推行‘两部制’气价，是破解当前地下储气库发展困局的根本举措，河南这么干就对了。”中国石油规划总院工程经济研究所所长徐东说。

但在多位专家看来，推行“两部制”气价面临多重已经摆在“明面”的困难。

一方面，市场环境并不乐观。天然气面临消费增速放缓、需求回升乏力的现状，气源调峰需求不强，尤其是居民用气价格较低，储气价格盈利空间收窄，企业信心或因此受挫。

一位接近中石油的业内人士向记者透露，由于今年需求不及预期，中石油储气库并未采气，“即使采暖季因疫情延长，需求量也未有起色，储气设施没有高效利用。”

另一方面，目标用户不明朗。“欧美很多国家储气库用气量通过用户提前预约获取，合约实行‘照付不议’。而国内行政计划较多，主要购气用户存在较多不确定因素。”徐东说。

上述人士也指出，河南的地方燃气公司大多都是直接接入上游气源，基础量和调峰量通常由上游协调，而非由省级燃气公司统购统销，所以较难保证每家燃气企业都来购买价格较高的储气调峰气，用户存在较大不确定性。“此外，面对如此高昂的投资，储气设施供气却没有任何价格激励措施，在供气时的价格与其他气源无异，这让投资建设储气库毫无吸引力可言。”

目前，天然气价格改革未出台储气调峰定价和运营成本的相关政策机制，储气库尚未实现商业化独立运营，运营成本依旧纳入管输费或其他成本当中，成本和效益体现较为困难。作为天然气产业发展中的一个关键环节，储气库业务的储气能力、运营机制、定价模式、激励政策等许多方面仍需要明确和落实。

徐东认为，储气库应该是一个微利行业，暴利和巨亏都不是理想状态。储气业务也绝非通过出台一个或数个明确储气责任义务、加快投资建设的文件或政策法规，就可确保实现高质量可持续发展，而是应该坚持全国“一盘棋”，实施行业“组合拳”——储气库运营管理的政策方向和研究重点应该从国家、行业、企业、用户等各个层面开展。

  “未来或将成立类似国家管网公司这样的第三方独立储气公司。但成立之路并非一蹴而就，要充分掌握储气库合理工作气量、储气库运营模式、单位投资和运营成本、储转费率及经济评价方法。并且各项前期研究工作要做得充分到位，这样才能避免出现类似国家管网公司成立后仍需与各方大量协调的状况。”徐东说。

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