記者 | 侯瑞寧

國內城燃儲氣調峰設施建設進度不及預期。截至去年年底，城燃企業實際儲備調峰能力為12.62億立方米，僅為90億立方米儲氣調峰目標的14%。

6月24日，界面新聞記者在當天舉辦的2021年中國國際LNG&GAS峰會上獲悉了上述數據。

據界面新聞獲悉，去年國內城燃公司天然氣供應量約1800億立方米。

2018年4月，國家發改委和國家能源局聯合發布《關于加快儲氣設施建設和完善儲氣調峰輔助服務市場機制的意見》（下稱《意見》）要求，到2020年，供氣企業要擁有不低于其合同年銷售量10%的儲氣能力；縣級以上地方人民政府至少形成不低于保障本行政區域日均3天需求量的儲氣能力；城鎮燃氣企業要形成不低于其年用氣量5%的儲氣能力。

按此計算，去年年底城燃企業的儲氣能力應達到90億立方米。

LNG儲罐調峰設施投資規模較大，是造成城燃企業儲氣調峰設施建設緩慢的首要原因。

天然氣儲氣調峰設施主要分為地下儲氣庫、LNG接收站、內陸LNG儲罐以及氣田調峰等形式。城燃企業主要采用LNG儲罐的形式。

界面新聞獲悉，一個2萬立方米的水容積儲罐投資約6000萬元，項目整體投資約3億-5億元。這對城燃而言，資金壓力較大。

以港華金壇儲氣庫為例，它是國內城鎮燃氣首個大規模地下鹽穴儲氣項目及商業儲氣項目，由香港中華煤氣有限公司與中鹽金壇鹽化有限責任公司合作投資和建設。項目分為地面、地下工程兩部分，總投資約12億元。

這對城燃企業而言，不是一筆小投資，相當于有些企業一年凈利潤。

財報顯示，國內四大燃氣巨頭之一的港華燃氣(01083.HK)，去年凈利潤為14.47億港元（約合人民幣12.15億元）。

山東來佰特數據科技有限公司天然氣事業部總監劉廣彬在會上表示，目前儲氣調峰價格機制尚不完善，企業建設以及運營儲氣調峰設施的成本得不到合理傳導。這是制約儲氣建設進度的最大問題。

其一，價格傳導機制不能很好地體現“誰受益誰負擔原則”。

LNG市場價格波動幅度較大，由于儲氣公司與城燃公司處于同一體系，當旺季LNG價格較高時，儲氣公司最多“平進平出”，收取代加工費用已屬不易。作為儲氣調峰設施的受益者，居民用氣價格調整仍受宏觀調控，價格傳導尚不及時、完整。高價LNG即便能夠傳導，往往也施加于工業用戶。

其二，價格傳導機制上缺乏良好的風險分擔方式，調峰責任完全由企業負擔。絕大多數LNG儲備調峰設施完全由企業自行采購，承擔保供責任，缺乏與上游供應企業的綁定。

劉廣彬認為，這導致城燃企業無法確定平穩的采購價格機制，也無法做到“真正”的供應保障。

其三，基礎設施性質導致項目難以吸引社會資本進入。作為保障當地民生的重要基礎設施，與商業化運營天然存在沖突，即便突破阻礙也難以保證儲氣庫周轉次數.單獨項目的財務收支不透明，沒有套利空間等因素進一步影響了資本主體的投資積極性。

“河南模式”或許是解決儲氣調峰設施建設緩慢的有效途徑之一。

2019年1月，河南省天然氣儲運有限公司（下稱河南天然氣）與省發展改革委啟動了該省儲氣設施運營模式研究工作，提出“兩部制”定價的商業運營模式。

“兩部制”氣價，分為容量氣價和氣量氣價。

容量氣價對應的是儲氣設施的一次性建設成本，也對應了全省燃氣用戶的共同受益。這意味著，建設成本平攤到了用戶身上。

氣量氣價對應的是每年的運營成本支出，也對應了不同工況的燃氣用戶的額外收益。氣量調峰費是用戶用多少收多少，且與進氣價密切相關。

2020年4月，河南省的“兩部制”氣價運營模式獲得該省發改委批復，并且取得國家發改委督導司認可，擬作為試點試行后在全國推廣。

國家發改委數據顯示，去年中國天然氣表觀消費量為3240億立方米。

今年3月，全國人大代表、中海化學富島公司化肥二部副總經理劉平公開表示，截至2020年底，中國已建成LNG接收站21座，總設計規模9200萬噸/年，已建儲罐罐容1003萬立方米，形成儲氣能力63億立方米，占去年全國天然氣表觀消費量的1.9%。

同期，全國形成總儲氣能力約250億立方米，約占全國天然氣表觀消費量的7.7%，較世界12%-15%的平均水平仍有較大差距。