分析陕西储能项目建设滞后存在的问题

近日，陕西省发改委针对天然气储气调峰设施建设进度缓慢一事，对西安、咸阳、铜川、渭南等6市及相关企业进行约谈，引发行业关注。
 
据陕西省发改委披露，对比规划目标，目前陕西全省天然气储气调峰设施建设进度低于10%的项目有6个，相关政府部门和陕西燃气集团有关人员就各自项目进展、项目建设滞后存在的问题和下一步工作措施进行了说明。
 
值得注意的是，加强天然气储气设施建设近年来一直被视为保障我国能源安全的重要工作，特别是在2017年冬季“气荒”发生后，国家发改委、国家能源局于2018年4月印发《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》”），提出到2020年，供气企业需拥有不低于其合同年销售量10%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，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。
 
但记者在调研中了解到，截至目前，2020年仅剩3个多月时间，供气企业、城燃企业以及地方政府的储气设施建设任务完成进度却多在10%—50%不等，与规划目标相去甚远。
（文丨本报记者 李玲）
 
 
任务完成率普遍较低
 
根据国家发改委要求，储气指标的核定范围包括三部分：一是地下储气库（含枯竭油气藏、含水层、盐穴等）工作气量；二是沿海LNG接收站（或调峰站、储配站等，以下统称LNG 接收站）储罐罐容；三是陆上（含内河等）具备一定规模，可为下游输配管网、终端气化站等调峰的LNG、CNG储罐罐容等。
 
数据显示，截至目前我国已建成地下储气库27座，其中，中石油23座、中石化3座、港华燃气1座，年调峰能力130亿立方米；已投入运营LNG接收站共22座，合计实际接收能力超过9000万吨/年。
 
在多位受访者看来，目前已形成的储气能力远远达不到国家发改委的要求。
 
“按照国家发改委设定的目标，目前任务大概完成了不到一半，各主体建设进度在10%—50%不等，与规划目标相比还有很大的差距，2020年底肯定是完不成任务的。”国务院发展研究中心资源与环境政策研究所研究员郭焦锋告诉记者。
 
阳光时代律师事务所高级合伙人陈新松也表示：“目前我国储气能力建设情况不太乐观，面对即将到来的时间节点，许多主体还在观望，基本处于完不成任务的状态。”
 
以重庆市为例，重庆市经信委曾公开表示，到2020年，预计全市天然气消费需求约130亿立方米，其中城镇燃气企业供应63亿立方米。按照国家发改委要求的标准计算，重庆市政府应建立不低于1.1亿立方米的储气能力，城镇燃气企业应建立不低于3.15亿立方米的储气能力。而根据重庆市日前公布的数据，目前该市累计形成政府储气能力约8500万立方米、城镇燃气企业储气能力650万立方米，远低于国家发改委的要求，其中城镇燃气企业储气能力仅为目标值的2%。
 
 “我相信大部分大型城燃企业都很难达标。”佛燃能源一位不愿具名人士对记者直言，“我们公司天然气年销售量在20亿立方米左右，按5%来计算，需要配备1亿立方米的储气能力。如果使用LNG储罐，需要16万立方米容积的储气规模，但目前我们的储气设施主要是常规气化站内的一些小型LNG储罐，加起来一共也就只有几千立方米，远远达不到要求。”
 
储气库投资热情不足
 
据了解，目前我国储气能力占天然气总消费量的比例不足6%，而世界平均水平在12%—15%。为推动完成既定的储气设施建设目标，能源主管部门曾多次出台激励政策。
 
2018年7月，国家发改委发布《重点地区应急储气设施建设中央预算内投资（补助）专项管理办法》，拨出专项资金用于各省计划新开工或续建储气设施项目。根据财政部公开数据，2018—2019年我国重点地区天然气应急储气设施建设中央支出分别为10亿元、20亿元，2020年的中央支出预算为20亿元。据记者了解，上述陕西省被约谈的6个项目，均属于中央预算内投资的储气调峰设施项目。
 
今年以来，国家发改委、国家能源局、财政部等相关部委先后发布《关于加快推进天然气储备能力建设的实施意见》《关于做好2020年能源安全保障工作的指导意见》，要求加快天然气储气基础设施建设，进一步提升储备能力。
 
在此背景下，储气设施建设进度为何依然缓慢？
 
“首先就是资金压力很大。”陕西省能源局相关负责人对记者表示，“储气设施建设的主体责任在各市，有的是国有企业投资，有的是民营企业投资，国家给的中央预算内专项资金仅占到总投资额的7%—8%。另外，土地等相关手续的办理比较困难，也很难找到一个符合要求的建设地点，项目手续拿不到，就没法开工。”
 
 “主要还是因为不赚钱。建一个地下储气库至少需要投入十几亿元，后期运营还得持续‘砸钱’，管道气又受门站价管制，卖不出好价格，所以不能只靠政策推动。”国际清洁能源论坛（澳门）理事姜银涛表示，“现在我国地下储气库绝大多数属于中石油，因为业务覆盖产业链上下游，他们可以靠其他板块的补贴来支撑，更多的是履行央企的社会责任。但地方县市或城燃企业去建设储气设施，目前来看不太容易。”
 
据介绍，目前国内储气库主要依靠国有大型石油石化企业建设、运营，但长期以来，储气库调峰气一直与管道气捆绑销售，未能单独定价，导致储气库缺乏有效的盈利模式，一定程度上影响了储气库的投资和建设积极性。
 
 “如果企业纯粹为了完成储气调峰任务，建个地下储气库或几个储罐放在那里，且只在冬天用气高峰时用两次，那么不管是燃气公司还是管网公司，应该都没有兴趣做这种专门的储气调峰设施。”上述佛燃能源内部人士说。
 
此外，据了解，储气设施尤其是地下储气库的选址较为困难，要找到一个比较合适的、满足苛刻要求的大型储气库地质体，难度较大。与此同时，用地、环保等要求进一步加大了选址难度，也在一定程度上延缓了储气库的建设进度。
 
相较于单纯的地下储气库、储罐等储气设施，LNG接收站运营模式更加成熟，因此也更易于吸引投资。但姜银涛认为，LNG接收站的储罐主要功能并不是为了储气，而是为了接收和中转，需要一定的周转率，因此增加储气能力主要还得通过储气库。
 
上述佛燃能源内部人士也表示：“LNG接收站比较特殊，虽然我们把它当做储气调峰设施，但它是一个商业运营机构，如果没有一定的周转量，其最初的项目立项、可研报告就不可行，所以它的基础在于有市场和一定的周转能力，不适合定位为纯粹的储气设施。”
 
独立的商业模式不可或缺
 
面对一系列不利因素，储气设施建设未来路在何方？
 
从技术路线的角度说，据了解，相较于高压储气罐、LNG储罐，枯竭油气藏、盐穴等地下储气库是我国天然气大规模储备的优选项。
 
在中国石油经济技术研究院高级经济师徐博看来，接下来的重点工作是推进气藏型储气库的建设。“气藏型储气库建设投资相对少、调峰规模大，一直是我国储气库的主要建库目标。目前，我国气藏型储气库共23座，占储气库总数的85%。同时要实现储气库的快注快采，适应天然气储备市场化运营，还必须进一步发展盐穴储气库技术。”
 
对于经济性问题，在陈新松看来，破题的关键在于形成市场化的运营模式。“要让储气库拥有独立的商业模式，即利用天然气的季节差价就能实现盈利，这样才能吸引社会资本，光靠强制的行政指令是不够的。”
 
 “可以由个别燃气企业或独立第三方集中建设、运营天然气储备设施，这不仅能克服分散建设储气设施所带来的土地占用、成本高企、风险剧增等问题，而且利于提高储气设施管理和运营的效率，实现规模经济。储气企业可以与其他企业签订租赁合同，出租储气空间，也可以自营天然气销售业务，获得经济效益。”陈新松说。
 
据悉，目前河南、湖北等地正在探索天然气储气设施“两部制”气价运营模式，即将价格分成固定费用和容量费用，固定费用是指当储气库为燃气企业、地方政府代储气时，不管燃气企业或地方政府用不用这些气，都应该缴纳一定的固定储气费用；容量费用是指当储气库的气被调用时，要按照调用的气量来计算单价。　
 
“但‘两部制’会牵涉到用气方、代储方等多方成本，是一种复杂的、连环式的价格形成机制。要形成一个合适的价格机制，还需要不断摸索。”郭焦锋说。
 
评论丨储气设施建设不力凸显气价改革紧迫性
 
      
“储气设施建设缓慢”是天然气行业老生常谈的话题，但在距离国家层面制定的2020年储气设施建设目标任务节点仅剩3个多月之际，各方完成率普遍低于50%的惨淡现实，还是让人倍感意外。要知道，该目标任务是针对2017年冬季的严重“气荒”而制定，在业内被普遍认为是防止“气荒”再现、缓解“储气设施匮乏”局面的重大根本性举措，各方对此已有高度共识。如今目标落空已成定局，背后的原因及其可能导致的严重后果，都需要引起行业企业和相关主管部门的高度重视。
      
储气设施能够调剂余缺，是天然气输送体系的重要组成部分，也是保障天然气安全稳定供应的重要手段。尤其是近年来随着居民用气、交通燃料、化工、发电等领域天然气消费量的快速增加，稳定供气成为关系国计民生、牵动社会舆论的重大问题。在此背景下，储气设施的重要性日益凸显。但令人遗憾的是，我国储气设施建设长期严重滞后，已成为天然气行业快速发展面临的主要“短板”。例如，2012年出台的《天然气发展“十二五”规划》就曾大篇幅谈及此问题，并制定了多项应对措施。此后，在一系列激励政策的推动之下，我国储气设施建设一度取得明显进展，储气库工作气量占天然气总消费量的比重随之大幅提升，由2010年前后的1.7%快速攀升至当前的6%左右。但在数据跳涨的背后， “建设进度滞后、发展后劲不足、投资积极性不高”的严峻现实并未明显改观。
      
行业之所以出现如此窘况，核心原因就在于“储气设施不赚钱”“亏本的买卖没人做”。对于动辄数十亿元投资的储气设施项目来讲，如果没有稳定的现金流收益，或者看不到收回投资的合理预期，那么任何投资决策恐怕都难以作出，企业的踌躇完全可以理解。储气设施建设不力的症结恰在于此：我国现有的以行政定价为主要特征的管道天然气价格形成机制，无法保证储气设施巨额投资的收回。
      
具体来讲，当前储气库调峰气量一直与管道气捆绑销售，其销售价格通常固定不变且处于较低水平，难以反映供需形势的变化和天然气资源的真正价值。储气设施理想的投资收益机制，是根据市场变化“低买高卖”，通过差价收回建设投资。换言之，现行的价格机制与符合基本经济规律的储气设施发展模式之间，存在难以调和的巨大冲突，这直接导致了储气设施建设严重滞后的局面。这也意味着，改革当前天然气价格形成机制才是破除储气设施发展“瓶颈”的关键。
      
尤为值得一提的是，在能源领域，不止储气设施存在上述“因人为设定销售价格上限导致投资难以收回”的问题。事实上，在电力行业，抽水蓄能电站建设也在直面同样的境遇，并且问题严重程度并不亚于储气设施；在化学储能行业，上述问题也是掣肘行业发展的热门话题。一言以蔽之，病灶在于市场化运营机制的缺失，在于市场在资源配置中的决定性作用未能有效发挥。
      
改革的脚步不会停滞。在价格市场化改革方面，能源领域近年来新政策密集出台，效果可圈可点。但在储气设施建设等领域，相关价格市场化改革政策的落地成效并不理想，且在行业其他方面改革不断取得实效的对比之下，价改相对滞后这一“短板”愈发明显，其对行业发展的消极影响也与日俱增。在此背景下，能源主管部门需要主动作为，积极破除固定价格的束缚、杜绝气价市场化改革出现“只喊口号、不见实效”的“伪改革”局面，唯如此，储气设施建设才能撕下“赔本买卖”的标签，天然气行业高质量发展才会成为可能。