“调峰气价”实属隔靴瘙痒

一个不符合市场需求的“调峰气价”，意义不大。储气设施建设关键要建立储气设施盈利机制，包括要有投资回报机制，这样才能将国有、民营和外资企业的积极性调动起来。

陈守海专栏

中国石油大学（北京）油气政策与法律研究中心主任，阳光时代（北京）律师事务所律师

再过几个月，发改委以及三大石油公司的神经又要绷紧了。近几年，几乎每年冬季“气荒”会如约而至，气荒发生原因是由于我国储气能力建设不足。储气能力建设要求政府出台“调峰气价”。但在笔者看来，政府实际上不可能制定出符合市场需求的调峰气价，因为价格部门的政策是完全放开调峰气价，让市场决定调峰气价。

为了鼓励储气设施建设，保障供气安全，业内长期呼吁政府出台“调峰气价”。然而，在原有价格体系下，很难确定合理的调峰气价。首先，由于管道运输价格中已经包含储气库建设费用，再出台一个“调峰气价”，存在双重收费的问题。上游企业获得不合理收益，必将引起下游企业和终端用户的不满。其次，天然气需求受多重因素的影响，调峰气量不易确定。再次，在垄断市场结构下，天然气价格受政府管制，上下游企业根据政府管制价格签订供气合同。如果调峰气价由政府制定，价格高了，调峰气可能卖不出去；价格低了，储气企业赚不到钱。无论价格高低，都无益于储气设施建设和天然气供应安全。

2016年国家发改委发布的《天然气管道运输价格管理办法》《天然气管道运输定价成本监审办法》《关于明确储气设施相关价格政策的通知》等文件，先是明确管道运输实行政府定价，把储气库、液化天然气接收站等资产排除在管道运输业务准许成本之外，实现管道运输价格和储气服务价格的分离；然后在储气设施价格政策中把储气设施价格彻底放开，完全实行市场定价。根据储气设施经营模式，国家发改委放开储气设施价格分为三个方面。第一，储气设施对外提供储气服务的，储气服务价格由储气设施经营企业根据服务成本、市场供求情况等与委托企业协商确定；第二，储气设施经营企业自营天然气买卖业务，购进和销售天然气的价格由市场竞争形成，自主确定对外销售价格；第三，城镇燃气经营企业投资建设的储气设施，建设和运营成本纳入城镇燃气配气成本统筹考虑。总之，价格部门对储气服务和调峰气价都不管了，完全由市场供需决定，出台了一个不受政府管制的“调峰气价”。

由此，笔者看来，一方面，储气设施建设不能仅靠政府出台“调峰气价”进行督促，关键是要建立储气设施盈利机制。一直以来，国家对储气设施建设实行鼓励政策，但上下游企业互相推诿，都不愿积极投资，主要原因就是储气设施建设缺少投资回报机制。即使政府在制定管道运输价格时已经考虑到储气设施建设成本，因为继续投资缺少回报，管道运输企业仍然没有投资建设储气设施的积极性。

另一方面，“调峰气价”只是鼓励储气设施建设的必要条件，并不能保证投资储气设施一定能够盈利。储气设施能否真正盈利，还受到其他因素的影响。一是建设运营成本。据调查，在中国建设1立方米库容储气设施的成本，枯竭油气藏为0.84～3.3元，含水岩层储气库2.5～5.0元，盐穴4.2元，液化天然气6.7～10元。随着技术进步，建设成本会有所下降，但加上运营成本，储气成本仍然不低。二是储气服务需求。冬夏用气峰谷差，是客观存在的调峰需求。但是，只有用户愿意支付储气价格，调峰需求才能真正转变为有效的储气需求。鉴于调峰手段的多样性，真实的储气服务需求还要由市场来确定。

为了鼓励储气设施建设，增强天然气供应保障能力，国家政策方面除了理顺天然气价格机制，体现储气价值外，还应当严格供气责任，给予财政支持和税收优惠，降低储气设施建设运营成本，及时发布天然气基础设施和市场供求信息，引导企业正确决策。