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未来我国储气库定价将何去何从?

发布时间:2021-03-26 18:23
作者:董宇 钻头
极不平凡的2020年已经过去,2020年面对突如其来的新冠肺炎疫情以及我国北方地区极端寒冷天然气影响,国内天然气供需平衡和资源保障均迎来了严峻挑战。与石油行业产运销不同环节之间相对分离、具有一定时滞性不同,由于需要与管道连接,天然气产业链的产、运、销三者之间高度绑定且呈现即时性特点突出。如果上游出现天然气产量波动,那么将很快会影响到天然气终端消费资源供应;反之,如果天然气终端消费量出现异常变化,也很快会直接影响到上游企业天然气的平稳生产。


为缓解供需两端异常波动给天然气产业链带来的冲击,不断增强我国天然气调峰能力,特别是在冬季等极端天气下的天然气资源保障能力,2020年12月21日,国务院新闻办公室发布了《新时代的中国能源发展》白皮书,再次明确提出要推进天然气储气调峰设施建设,完善天然气储气调峰辅助服务市场化机制,提升天然气调峰能力。


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如何利用市场化手段调动储气库建设的积极性?有的网友可能会说:“市场化就是涨价喽。”当然,涨价确实能够调动储气库开发建设的积极性,使其在短时间实现我国储气规模的大幅增长,但如果一味强调涨价而忽视了储气库使用效率,那么可以预见未来我国储气库建设将会面临建而不用和过度建设等问题,这与国家推进天然气储气调峰设施建设的政策初衷不符。因此,储气库定价市场化的目标,不仅要充分调动储气库建设积极性,同时也要有效调动储气库使用积极性,促进储气库投资建设回报与储气库使用效率之间的有效联动,给予储气库建设投资者合理的投资收益与回报。



一、国内储气库价格政策现状



从国家价格政策层面来看,2016年10月15日,国家发改委发布了《关于明确储气设施相关价格政策的通知》(发改价格规〔2016〕2176号),明确储气服务价格由储气设施(不含城镇区域内燃气企业自建自用的储气设施)经营企业根据储气服务成本、市场供求情况等与委托企业协商确定。也就是说,国家已完全放开储气服务设施价格,由供需双方协商确定。


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从企业实际执行情况看,在国家管网公司成立前,由于供气企业的天然气生产与管输捆绑,储气服务设施更多是从保障管网运行安全的角度,发挥平衡天然气季节性供需差异“安全阀”的重要作用。因此,在国家管网公司成立前,储气服务设施用于企业内部使用,其定价模式主要是企业考虑固定投资收益,通过“一部制”的方式自主定价收取,所谓“一部制”,就是通过制定单位气量的储转费(包括注气费和采气费)收回储气库投资成本和收益,投资成本和收益是否能够全部收回,完全取决于储气库使用效率(也就是储气库注采气量的多少)。

不过,随着国家管网公司正式成立,储气服务设施不再仅局限于供气企业内部使用,储气服务设施对外有偿、公平开放将是大势所趋。在此背景下,现行企业内部的储气服务设施定价方式如不及时调整完善,将存在以下几方面问题:

一是不利于充分发挥市场在储气服务设施建设和使用方面的导向性和激励性作用。现行供气企业普遍采用的储气服务设施“一部制”收费方式,即储气库储转费水平固定,与储气库周转效率、冬夏季的使用时间无关,一方面不利于真实反映储气服务设施在不同时期、不同区域真实市场价值,无法发挥价格杠杆在储气服务设施选址、建设规模等方面的导向作用;另一方面,采用固定的储气库储转费水平不利于充分调动储气库需求方的使用积极性,提高储气库周转效率。

二是不利于合理调动储气库建设积极性,储气库投资的风险与收益不匹配。考虑到储气服务设施建设具有投资大(单位工作气量投资2.6元-5.25元/立方米)、周期长(中型储气库规模建设时间为4年-7年)、工艺复杂(过滤分离、脱水、脱烃处理)等特点,保障储气库建设获得相对合理的投资回报对调动储气库建设积极性具有重要激励作用。不过现行储气库“一部制”定价方式(根据实际的注采量收费,没有注采则不收费),相当于将储气库使用风险全部转移给储气库公司,储气库公司在获得相对固定投资收益(全投资收益率最高不超过8%)的同时却承担着过高市场风险(存在无法收回投资的可能),这不利于调动社会资金投资储气库建设的积极性。

总体而言,现行储气库储转费“一部制”定价模式,其操作简便、界面清晰的特点,符合以往储气服务设施服务于内部企业的实际情况。但随着国家管网公司正式成立,未来储气服务设施定价模式,也将会随着储气库对外有偿、公平开放而发生根本性变化。



二、国外储气库价格市场化经验



欧美等天然气市场成熟国家均建立了储气库库容一级和二级交易市场,其中一级交易市场由储气库运营商销售给用户,二级交易市场由用户之间转让库容的所有权或使用权。库容作为储气库运营核心产品,其三个核心要素是注采速率和工作气量。根据提供储气服务的稳定性不同,可分为固定储气服务和可中断储气服务。


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储气库服务价格主要有成本加成(准许成本+合理收益)、激励管制(RIIO模型)以及市场化定价三种定价方法。

1.成本加成法

一共五个步骤,首先是确定储气库公司提供储气服务的总成本,含储气库建设投资、运营维护等全部成本;第二步将服务成本功能化,把储气服务成本与其他服务成本分离;第三步是将储气服务成本分类,分为固定成本和变动成本;第四步是成本分配,将固定成本按固定比例(一般是5:5)分配给容量部分和采出流量部分,将可变成本分配给注入或采出部分;最后一步是形成适用于不同服务的收费价格。

2.激励管制法

英国燃气与电力管制办公室(简称Ofgem)对能源网络业务管制采用激励管制法(RIIO模型),该方法依据评估后的成本和回报率等收益参数确定基本收入,由此确定管制价格上限,并且在管制周期内给予企业运营绩效、效率激励以及一些非固定机制调整价格。激励管制法的目标是多元性的,含用户满意度、安全性、可靠性与可用性、接入网络的条件、环境影响、社会责任等。


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3.市场化定价

在市场竞争环境相对成熟、提供储气服务企业多元且不存在区域垄断的情况下,储气服务设施价格可通过供需双方根据交易条件不同(注采气时间、注采气量及是否可中断等)协商确定市场价格,或者通过公开拍卖等方式,按价高者得或先到先得等拍卖规则形成市场价格。



三、思考与建议



为适应新的市场形势,笔者认为,储气库定价模式也应借鉴天然气市场成熟国家经验,将现行“一部制”定价方式,调整为两部制定价,并适时推广储气库库容的市场租赁服务。何为两部制定价?简单来说就是将储气库储转费分为两个部分,一部分是固定费用(称为容量费),主要用于回收储气库经营固定成本,包括折旧、职工薪酬等,容量费是定期(按月或季度)收取且收费金额固定,与储气库的实际储转气量无关;另一部分是变动费用(称为使用费),主要用于回收可变运行维护费、投资收益和所得税等变动成本,使用费收取金额并不固定,与储气库的实际储转气量高度关联。

值得一提的是,储气库投资收益通过使用费回收,将会对储气库投资效率形成有效激励与约束,也就是说,只有将储气库建设在市场最需要、储气库使用效率最高的地方,投资者才能获得相对理想的预期投资收益。储气库采取两部制定价方式,以及向市场提供储气库库容的租赁服务,将会对国内天然气行业发展产生深远影响。

一是有利于缓解因季节等因素导致的天然气保供压力。如果用四个字形容储气库设施的重要作用,那就是淡储旺销,缓解因地域(天然气产地和消费地)或时间(冬夏季)差异,而导致的天然气供需矛盾问题。随着储气库设施面向市场,一方面对用气量不均衡用户而言,可以通过提早预定储气库库容等方式,满足用户自身调峰需求;另一方面,用户通过提早预订储气库库容方式,也有利于在冬季等用气需求旺季有效疏导用气需求、缓解供气企业保供压力。

二是有利于真实反映天然气调峰成本,减少交叉补贴。由于目前供气企业对不同用户应当承担冬季调峰成本缺少客观真实依据,所以难以区分不同用户合理分摊调峰成本,只能采取“一刀切”定价方式。随着储气库面向市场公开对外提供库容租赁服务,并逐步实现储气库价格市场化,将有助于把天然气调峰成本显性化,同时用户根据自身需求支付库容租赁费用,也能够有效缓解调峰成本交叉补贴问题。

三是为未来天然气管道定价改革积累了宝贵经验。参照天然气市场成熟国家发展经验,天然气储运设施采用“容量费+使用费”的两部制定价方式,是利用市场化手段有效甄别用户真实用气需求、公平合理分摊调峰成本的最有效方式。鉴于我国天然气进口成本较高、天然气产业链下游成本压力较大等国情特点,管输成本占天然气全产业链成本比例偏高等问题,已严重影响了我国天然气行业长期健康发展。因此,采取两部制定价方式,将储运实施运行效率与投资收益挂钩,对未来国家天然气管输定价改革起到了重要的先行示范和经验借鉴作用。

综上所述,在现行国家已经放开储气库价格的基础上,笔者认为,国家应通过建立储气服务合同范本、完善市场化交易规则等方式,全力支持储气库采取两部制的定价方式,建立储气调峰成本向下游用户传导机制,让真正使用储气库调峰用气的用户承担相应储气调峰成本,减少交叉补贴问题,促进我国天然气产业链整体平稳健康发展。


作者:董宇

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