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不管是哪种模式,由于储气设施现在主要作为输配管网系统的一部分起保障作用,并没有按照市场原则独立经营核算,因此都无法准确测算储气库建设运营的经济效益。事实上,在长期供气合同和固定价格制度下,现货交易市场不发达,储气价值难以体现,储气库的主要作用是保障供应安全,侧重于社会效益。
四大问题
我国天然气储备能力建设存在的问题,目前主要表现为储气设施建设滞后,储气能力不能满足保供需求;储气库偏离消费中心,地区分布不合理;储气设施缺乏独立盈利能力。
导致这些问题的原因,除了建库资源条件差、建库技术水平低之外,更重要的是市场垄断、保供责任不明确、价格机制不合理,缺少鼓励储气设施建设的市场机制。2013年储气设施建设的“大跃进”,充分说明建库资源和技术不是阻碍我国天然气储备能力建设的主要问题。
(一)保供责任不明确
建设储气设施的目的是储备天然气、满足调峰和应急需要,保障供气安全。调峰和应急保障是下游用户的需求,主要来自于城市燃气的居民生活用气。但《城镇燃气管理条例》在法律责任部分却没有明确规定燃气经营企业的供气标准和未按标准供气的法律责任,因此城镇燃气经营企业很难有建设天然气储备以避免承担责任的积极性。
即使城镇燃气经营企业希望建立天然气储备以履行保供义务,由于供气规模有限、不掌握储气库建设资源、缺少资金实力,也很难成为储气库建设的主力。上游企业由于其在供气规模、建库资源、资金技术条件方面的优势,应当承担起储气设施尤其是大型储气库建设的责任。
然而,在2014年国家发展改革委《天然气基础设施建设与运营管理办法》颁布之前,上游企业既没有法定的保供义务,也没有合同义务约束。在天然气销售价格受管制的条件下,建设天然气储备也没有储气盈利空间。因此,上游企业既没有建设储备的外在压力,也没有建设储备的内在动力。
(二)价格机制不合理
在垄断的市场结构下,我国对天然气销售实行政府管制价格,上下游企业根据政府定价签订长期供气合同。国家发改委2013年《关于调整天然气价格的通知》规定,页岩气、煤层气、煤制气出厂价格以及液化天然气气源价格放开,由供需双方协商确定。问题在于,供气来源的多样化,并不等于供气主体多元化。以北京为例,已经实现了供气来源多样化,包括陕北气、新疆气、中亚气、唐山LNG、内蒙煤制气,但供气商还是中石油一家公司。在垄断的市场结构下,很难实现价格机制转型。
2013年6月以前,天然气定价方式是“成本加成”,天然气销售价格等于井口价格加上管输价格。政府确定的井口气价和管输价格,都是单一价格,调峰成本被分摊到所有的气量价格中,没有调峰气价,也没有“两部制”管输价格。2013年6月以后,天然气销售实行“市场净回值”定价,总体上理顺了天然气和替代能源之间的价格关系,但并没有改变单一价格模式。由于实行单一价格,下游企业不均衡用气无需支付更高的成本,上游企业也不能从储气调峰中获得更多收益,加剧了用气峰谷差,不利于鼓励天然气储备建设。
管道运输价格是下游用气成本的重要组成部分。与世界绝大多数国家一样,我国对天然气管道运输实行政府定价,但在政府公布的管输价格中,包含储气库建设费用,却没有明确规定管输企业的储气责任。也就是说,无论管输企业是否实际建设了储气库并承担了调峰储气责任,都可以收取包含了储气费的管道运输费用,现行管输价格机制不能鼓励管输企业建设储气库,管输企业也缺乏建设储气库的积极性。
(三)储气库建设资源条件较差
总的来看,我国油气田多分布在中西部地区,而消费市场处于中部和东部沿海地区。中东部地区油气藏型储气库资源较少,地质构造复杂,盐矿、含水层等地质条件较多,但勘探程度较低,需要加大普查筛选力度。
东部地区是天然气主要消费区,但东部地区断陷盆地形成复杂破碎的断块构造加上储层复杂多变的陆相河流相沉积,使浅层难以寻找到合适的构造。加上东部地区气藏少,没有足够的气田用于建库,而利用复杂储层油藏改建储气库的经验尚不成熟,因此储气库建设存在较大的难度。如何针对复杂断块油气藏改建地下储气库,是我国储气库建设面临的技术挑战之一。
南方中小型盆地储盖组合复杂,使含水层储气库建设面临很大的困难,低幅度小构造的水层建库技术面临挑战。主要体现在南方中小型盆地缺乏完整的含水层构造,非含油气构造储盖组合不完整,储层条件差,不适合建库;油气勘探中对水层构造研究不深入,给水层构造的研究带来许多的困难,增加了勘探的难度,延长建库周期。
(四)储气库建造技术亟待突破
中国的地下储气库建设起步较晚,20世纪70年代在大庆油田曾经进行过利用气藏建设气库的尝试,而真正开始研究地下储气库是在20世纪90年代初,随着陕甘宁大气田的发现和陕京输气管线的建设,才开始研究建设地下储气库以确保北京、天津两大城市的供气安全。目前,我国利用气藏改建地下储气库的技术基本成熟,但在油藏改建储气库、盐穴储气库和含水层储气库建造技术方面,还需要进一步探索研究,取得新的突破。
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