摘要：为解决我国天然气供需的季节性短缺及应急调峰等问题，中石油及中石化正在主要长输管道和重要天然气产区，以及天然气消费中心附近加紧建设和规划建设一批天然气地下储气库。地下储气库投资巨大，运营成本较高，但我国天然气价格体系中还没有储气库价格科目及其定价机制，不利于我国地下储气库的建设与投资。为此，通过研究国外地下储气库价格机制，结合我国天然气价格改革目标和天然气市场实际，提出了建立我国地下储气库价格机制的必要性，设计了我国地下储气库价格机制，包括定价体制与机制、价格形式和收取方式等，并提出了实施办法。结论认为：我国储气库价格宜采用“成本加成法”制定，由国家发展和改革委员会管理和核准。考虑到我国天然气价格改革方向，我国储气库价格可暂不单独设立价格科目，而是通过实行“天然气季节差价”，将储气库价格加进出厂价或管输费中，在每年的用气高峰季节对用户收取。
关键词：中国；地下储气库；天然气价格；成本；定价机制；价格形式；收取方式
为解决我国天然气供需的季节性短缺及应急调峰等问题，中石油及中石化两大陆上天然气供应商正在主要长输管道和重要天然气产区，以及天然气消费中心附近加紧建设和规划建设一批天然气地下储气库。地下储气库的建设和运营需要巨额投入，必然要增加建设方和运营方的成本。通常，这部分成本是要传递给用户的，但在我国现行天然气价格体系中，还没有储气库价格科目及其形成机制。本文通过调研国外地下储气库价格机制，结合我国天然气价格管理体制、价格结构和天然气市场发展现状，研究并提出了我国地下储气库价格机制与实施办法。
1 国外地下储气库价格机制
1.1 地下储气库的管理与运营
地下储气库的价格机制与储气库的运营管理方式和国家的行业政策密切相关。从上世纪80年代北美和英国放松天然气管制，放开天然气市场，允许第三方进入输气管道(TPA)以来，国外(主要是欧美等工业化国家)地下储气库管理和运营方式也在发生变化。
1.1.1早期的管理与运营方式
历史上，国外天然气储气设施一直作为天然气管道网络(包括输气管网和配气管网)的功能性组成部分之一，与管道输气系统或配气系统形成一个相互关联的整体，由天然气供应商(管道公司和配气公司)拥有和运营，用以优化管网系统运行，提高供气的可靠性与安全性并满足用气高峰需求[1]。
在美国，拥有并运营地下储气库的公司包括州际管道公司、地方配气公司、州管道公司和储气服务公司等。此外，少数天然气生产商和大型工业用户也有极少量的地下储气库。目前，在美国地下储气库工作气总容量中，州际管道公司的储气库工作气量约占64%；地方配气公司和州管道公司约占34%；独立储气公司约占3%。
美国政府对地下储气库的管理分为联邦政府管理和地方政府管理两个层次。州际管道公司的储气库及州管道公司、地方配气公司和储气服务公司拥有但提供跨州服务的储气库，由联邦能源管理委员会(FERC)管理；提供州内储气服务的储气库由地方政府管理。
在欧洲，天然气地下储气库主要由管道公司和城市燃气公司开发、拥有和运营，受中央政府管理。
政府管理的主要内容包括服务规则、储气库价格机制和价格水平等。
1.1.2放松管制后的管理与运营方式
20世纪80年代末以来，北美和欧洲相继放松天然气工业管制，储气库的功能、用途和管理方式开始发生变革。现在，储气库已被视为天然气供应链中的一部分，而不再是输气管道或配气管网的功能性结构之一；储气库的主要用途从输气量管理(满足市场的季节性需求差和调峰等)转向商业和金融管理(管理价格风险或降低天然气价格)；实行地下储气库第三方准入。
其中，美国FERC规定：储气库业务必须与公司的其他业务分离，单独提供储气服务，独立收费；储气库向所有用户开放；用户可以转让其购买的储气库容量。美国的储气服务与管道输气服务一样，可以是连续性的，也可以是可中断的。
在欧洲，英国紧随美国率先放开天然气市场。其后，从2000年8月起，欧盟相继颁布指令，要求其成员国逐步放松天然气工业管制，同时要求，只要存在技术和经济上的必要性和可行性，应允许第三方进入天然气储存设施。但是，虽然欧盟天然气指令将储气库视为天然气链的一部分，并要财务独立，分别结算，但它没有强制要求储气服务在管理体制上或功能上独立。
1.2 价格机制
储气库的建设和运营需要增加投资和成本。无论是在天然气工业和市场受政府管制的时期(国家)，还是在天然气市场放开的时期(国家)，储气库的成本都要通过价格向下游传递，由用户承担，只是储气库定价机制和价格收取方式有所不同。
北美和欧洲放松天然气管制之前，政府监管部门将储气库纳入输气管道进行管理，没有单独的储气库价格机制或费率计算方法，通常是由管道公司根据储气库的投资和运营成本，形成费用，与天然气井口价、管输费及其他费用等，一并构成天然气销售价，向用户收取。但是，政府对天然气销售价格实施管制。
天然气放松管制后，储气库要向第三方开放，提供有偿储气服务，便出现了储气库价格及其形成机制问题。虽然储气库不一定是自然垄断，但与管输费一样，北美和欧洲多数国家仍要对储气库价格进行管制，费率通常按服务成本法或成本加成法制定。实践中，美国和欧洲国家的储气库价格管理与形成机制略有差别。
1.2.1美国
现在，美国的储气库费率价格机制较为灵活，有服务成本定价、协商定价和市场需求定价等3种形式。FERC管理之下的储气库，其价格一般按服务成本法制定，费率包含成本和合理的投资回报。对于独立储气库，其价格或者按服务成本制定，或者由市场需求确定。以前，采用市场化储气库价格需要经过FERC严格审查，确认该储气库不构成垄断和控制储气市场，现在虽也要经过批准，但条件相对比较宽松。
1.2.2欧洲
欧洲现行地下储气库价格机制有两种：一种是协商定价；一种是政府管制定价。其中，协商定价只能用于储气业务放开竞争的国家或地区，如果储气服务处于垄断状态，则储气库价格受政府管制。
欧盟要求，在技术和经济上有必要展开竞争的地区，均应采用协商定价。现在，欧洲大部分国家都选择了以协商确定储气库价格的方法。
欧盟规定，管制定价必须遵循以下原则：
1) 有效反映储气库发生的成本和合理的投资回报，以及储气库的地质特征。
2) 避免储气库用户之间的交叉补贴。
3) 提高储气库效率和利用率，促进储气库的投资，满足用户需求。
4) 公开、透明，根据市场发展定期调整。
至于协商定价，其定价原则是公平、公正，提高效率，促进储气库之间的竞争，同时能有效激励储气库建设的投资。
1.3 储气库成本与费率水平
由上可见，虽然美国有市场化价格机制，欧洲有协商定价机制，但储气库价格主要还是取决于储气库的成本，成本的高低直接影响到储气库价格水平。
1.3.1储气库成本
储气库成本包括投资成本、操作维护成本、垫底气与工作气的资金成本等。投资成本有土地成本、勘探成本、钻井成本、地面设施和垫底气成本等。因储气库的开发建设期较长(枯竭油气藏储气库5a以上，含水层储气库超过10a)、垫底气气量大，故投资成本较高并在成本构成中占绝对多数。
储气库的类型是影响储气库投资成本和操作维护成本的最重要因素。由表1可见，盐穴储气库的单位投资成本和操作维护成本均大大高于其他类型储气库。
不同国家或同一国家不同地区的储气库成本也有区别。最新数据表明，对于枯竭油气藏储气库，美国的单位投资成本为0.36欧元/m3，英国为0.52欧元/m3；盐穴储气库，美国的单位投资成本为0.50欧元/m3，英国为0.56～1.00欧元/m3。
1.3.2价格水平
由于成本的差别和采用的定价机制的不同，不但各国地下储气库的价格不同，即使同一个国家，储气库类型不同，价格也有差别，有的甚至还相当大。如表2所示，管制定价的储气库价格低于协商定价，盐穴储气库的价格高于其他类型的储气库。
欧洲许多国家实行捆绑式储气库价格，将工作气容量、注气速率和回采速率捆绑在一起，作为一个标准计价单位。不同国家，或同一个国家不同储气库的计价单位可能不同。例如，斯洛伐克的一个标准储气库计价单位包含：工作量容量2000×104m3/a，注气速率和回采速率为25×104m3/d。一个标准单位的价格为136.49×104欧元。也有国家将储气库价格分为储气库容量使用费、注气费和回采费，单独结算。例如，西班牙现在的储气库容量使用费为0.041欧分/(kWh·mon)，注气费为0.0244欧分/(kWh)，回采费为0.0131欧分/(kWh)。
美国的储气库价格低于欧洲，价格水平与储气库的成本和提供的服务相关。与管输费一样，受服务成本管制的储气库价格实行两部制：容量费和使用费。容量费包括储气库容量费和日最大回采量费，按用户预定的储气容量和日最大回采量收取，与实际使用量无关；使用费分注入费和回采费，按用户的实际注入(回采)气量收取。例如，哥伦比亚管输公司的枯竭油气藏储气库，储气容量费为1.032美元/103m3，日最大回采量费为53.79美元/103m3，注气费和回采费同为0.55美元/103m3。
实践中，不同的储气服务，如连续储气服务、临时注采服务、可中断储气服务、天然气暂存和借贷服务等，其费率水平是不一样的。据FERC对20余个按服务成本定价的储气库的统计，提供连续储气服务的中间费率约为23美元/103m3。
2 我国地下储气库现状与发展趋势
我国地下储气库建设严重滞后于天然气工业和天然气市场发展速度[2]。我国较早开展储气库建设尝试的有大庆油田和大港油田，其中后者利用枯竭气藏建成的6座地下储气库，设计工作气量为30.3×108m3，实际有效工作气量约15×108m3，仅为2009年全国天然气消费量(800×108m3)的1.9%。国外的经验和实践表明，为保障供应、季节性调峰和应急需求，储气库的工作气容量至少应保持在消费量的15%。
由于天然气储存保供能力严重不足，在冬季用气高峰期，我国天然气供需矛盾相当突出，时常发生“气紧”或“气短”。特别是在2009年冬，超出预期的气温陡降使得全国天然气用量急剧攀升，储气设施和调峰能力不足的缺陷让市场为此埋单：全国开始出现大面积“气荒”，部分城市日供气缺口达40%。严重干扰了工业生产和城镇居民的日常生活与出行，其影响地域之广、出现频率之高，是有天然气供应以来所罕见。
这次深刻的教训引起了国家能源管理部门对天然气储存设施和调峰能力建设的高度重视。为有效解决天然气消费的峰谷差矛盾，中石油正大规模建设或规划建设天然气地下储气库。现在已有5座储气库正在建设中，建成后工作气量可达到27×108m3。同时，规划在中国石油长庆油田和西南油气田等油气田附近建设地下储气库，前期工作正在紧张进行之中。中石化也计划在中原油田建设地下储气库。
根据国家能源发展规划，2020和2030年天然气在我国能源消费结构中的比例要分别达到8%和9.5%，预计天然气消费量将达到2800×108m3和3900×108m3。即使按10%的储气库工作气量/消费量比，未来20年我国至少还需要增建350×108m3储气库工作气容量，任重而道远。因此，要保障我国天然气供应的安全性、持续性和稳定性，还需要大规模、全方位(天然气生产企业、管输企业、城市燃气公司和大型工业用户分别或共同参与)、多渠道(政府出资建设战略储气库，企业投资建调峰和商业储气库)的开展储气库建设。
3 建立我国储气库价格机制的必要性
3.1 储气库的建设和运营需要相应的成本补偿予以支撑
如前所述，地下储气库建设投资巨大，运营成本相当高。有资料表明，我国枯竭油气藏储气库单位工作气量的投资在3.5～4.0元/m3。随着境外天然气大量进入国内市场和我国天然气出厂价格水平逐步调整，储气库建设成本还会进一步上升。如此之大的资金投入，没有相应的价格补偿，大规模的储气库建设是难于实现的或是不可持续的。
3.2 储气库价格缺失已严重影响地下储气库建设
一直以来，国家对天然气实行低价政策，不但天然气价格结构中没有储气库价格，而且在天然气价格调整中也没有考虑储气调峰设施建设的因素。造成天然气生产和管输企业在需要建设地下储气库时，因无法筹措到足够资金或得不到成本补偿，不得不推迟或取消建设规划[3]。现在，缺乏天然气储气设施已成为我国天然气供应链中的瓶颈。
3.3 规范少数管道运价中的储气库费用
近年来，在少数天然气长输管道的可行性研究中，考虑了配套建设地下储气库并将其投资及成本纳入管道系统进行统一评价。国家发改委在核准这些管道的运价时，规定其中包含储气库费用，如“西气东输”管道和“陕京输气系统”等。但是，发改委只提出了储气库费用，并未明确储气库价格科目；二是“费用”概念模糊，水平不清；三是确定依据不明，难以监管。
3.4 健全和完善我国天然气价格体系
随着我国天然气市场的发展，我国现行天然气出厂价、管输费和城市配气费这种简单、僵化的价格结构，不但难以适应天然气需求的季节性变化，也不利于调节用户需求和节能减排，同时还增加了保障天然气供应的难度，亟须通过健全和完善天然气价格体系，用“看不见的手”予以调整和引导。国家发改委在2010年5月提高天然气出厂价格时指出，要“研究推行天然气季节性差价、峰谷差价和可中断气价等差别气价政策”，发出了天然气价格体系改革的强烈信号。实际上，储气库价格正是通过季节性差价或峰谷差价来表现的，是天然气价格体系中不可或缺的重要组成部分之一。
4 我国储气库价格机制设计与实施方案
4.1 基本思路
从国情出发，我国地下储气库价格机制设计的基本思路是：以我国现行天然气价格管理体制和价格机制为基准；服从《中华人民共和国价格法》等相关法律、法规和制度；符合我国天然气价格改革目标；补偿成本，合理盈利；谁受益，谁付费；有利节能减排和储气库的投资与建设。
4.2 价格机制
4.2.1管理体制
现阶段，我国地下储气库主要由天然气生产公司和管道公司建设和运营。这样，储气库价格便很容易与其主营业务韵天然气出厂价和管输费相关联。鉴于此，储气库价格的管理最好与天然气出厂价和管输费的管理一致，即由国家价格管理部门管理和核准。
4.2.2定价机制
基于前述定价思路，我国天然气地下储气库价格拟采用“成本加成法”制定，主要理由如下：
1) 当前我国天然气产业链各环节的价格采用的是政府指导价或政府定价，价格水平由国家发改委或地方物价管理部门制定。根据《中华人民共和国价格法》的规定：“制定政府指导价、政府定价，应当依据有关商品或者服务的社会平均成本”。
2) 储气库通常依托输气管道建设，与管道输气系统一起形成一个保供、应急、调峰、平衡输气量的整体，互为关联。现在，我国对新建长输管道的管输费按管道建设成本加合理的投资收益率制定，其定价方法和程序可作为储气库定价的借鉴或参考。
3) 我国大规模的储气库建设还刚刚起步，实行“成本加成定价”容易为社会和用户所接受和认可，有助于储气库的持续建设与投资。
4) 国际上，无论是实行天然气价格管制还是放开天然气市场的国家，储气库价格大多受到政府管制，尽管现在一些欧洲国家也同时推行双边协商定价，美国也有市场化费率，但前提条件是储气库市场有充分的竞争。
4.2.3投资回报率
投资回报率是影响“成本加成”定价之价格水平的重要因素。目前，我国对天然气管道建设的投资回报率定为12%，作为输气管道的关联设施，地下储气库的投资回报可以参照此标准执行。
4.2.4价格调整机制
储气库需要大量不可采出的垫底气，天然气价格变化对储气库的运营成本影响极大。同时，通货膨胀和物价变化也会影响储气库的运营成本。因此，储气库费率应在一定时期(如3～5a)进行重新评估和调整。
4.3 收费方式
4.3.1可选方式
借鉴国外的经验并结合我国天然气定价体制与天然气市场的具体实际，我国的储气库费有以下收取方式可供选择：
方式一：实行天然气季节差价。也就是在天然气需求高峰季节(冬季)实行高于其他季节的供气价格。在我国，每年11月到次年的2月为高峰用气季节。高峰用气季节的天然气供应价格(井口价格或管输费)包含储气库运营成本或单位费率。
方式二：天然气出厂价或管输费中包含储气库价格。在出厂价或管输费的成本构成中增加储气库成本或价格，与出厂价或管输费一并收取。
方式三：气量累进气价(超量气溢价)。根据用户的年合同用气总量分摊日均用气量并给予一定负荷(最大日供气量与日均供气量之比)限额(如1.2)，对超出用气量限额部分加价(溢价)。加价幅度或水平应能补偿储气库成本。
方式四：收取储气库费。在天然气价格结构中增加储气库费，单独向用户收取。
4.3.2对比与选择
以上4种储气库价格收取方式，在实施的可能性与可行性及可操作性方面各有其特点和优缺点。
方式四的价格类别明确，符合“谁使用、谁付费”的原则，公平合理；费率测算有章可循，便于管理和监控。但是，该方式要增加价格层次，不符合当前简化价格结构的气价改革思路。而且，现在我国天然气工业是上中游一体化经营，储气库在天然气产业链上并未独立成为一个功能性组成环节，用户暂时还不能独立使用储气库。
方式三的优点是不增加用气量均衡用户的支出，与储气库的用途和“谁受益、谁付费”的原则相吻合，也有助于节约用气。不足之处是该方式需要核定用户的年或月基准用气量，合同谈判、计量和结算工作量大，操作有难度。特别是以民用气为主的城市天然气公司，其用户数量变化频繁，年基准用气量很难核定。事实上，该方式更适合于城市天然气公司在民用和商业用等终端小用户中应用。
方式二操作简单，但需要提高各类用户常年天然气出厂价或管输费，相当于进行了一次气价调整，推价有难度。而且该方式与储气库用途和“谁使用、谁付费”的原则不符，对年或月用气量均衡的用户不太公平。
方式一符合储气库建设目的与用途；与天然气供应特征和经济学原理相吻合；不增加价格层次，便于管理和调控；符合我国天然气价格改革方向；易受到社会和用户的理解、认可和接受；有助于节约用气，缓解高峰期供需矛盾；是国际上的惯例和常用方式。不足之处一是我国幅员辽阔，南方与北方冬季用气高峰期的起止时间和时长不一致；二是增加了城市低收入家庭用户的支出。
显而易见，相比之下，方式一的优点多于不足，实行的利大于弊，也基本切合我国天然气工业和天然气市场现状与发展趋势[4]，可操作性相对较强。对于其不足之处，应该说也不难解决，例如，对于用气量较低的低收入家庭用户，就可以给予照顾或优惠，不对其应用高峰用气价。
4.4 实施方案
根据以上研究与分析，我国天然气地下储气库价格可按以下办法实施。
1) 价格方式：采用天然气“季节差价”收取储气库费。
2) 执行时段：原则上定为每年的11月1日起至次年的2月28日止，地方政府可根据当年冬季气温情况适当延长或缩短。
3) 价格形式：根据储气库运营成本测算费率，加进用气高峰季节的天然气出厂价或管输费，一并收取和结算，不设单独设立价格科目。其中，由天然气生产公司建设运营的储气库，储气库价格加进当地天然气出厂价；由天然气管道公司或为管道输气服务建设运营的储气库，储气库价格加进该管道的管道运价。
4) 收取对象：享受了储气库服务或供气管道建有储气库的所有天然气用户。
5) 价格管理与调控：储气库价格实行核准制，由建设方或运营方按“成本加成法”测算的储气库成本或单位费率，报国家发改委核准。国家发改委每3年对储气库价格进行一次评估和调整。
5 结论
1) 天然气工业放松管制后，北美和欧洲的天然气地下储气库价格机制较为灵活，现在主要有管制定价、协商定价和市场化价格三种方式，但储气库成本仍是决定价格水平的主要因素。
2) 为推进我国天然气储气库建设，保障我国天然气供应的持续性、稳定性和安全性，同时规范个别管道运价中的储气库费用，需要建立我国天然气储气库价格机制，制定实施办法。
3) 根据国外的经验和实践，结合我国现行天然气价格管理体制、定价机制和市场实际，我国储气库价格宜采用“成本加成法”制定，由国家发改委管理和核准。
4) 考虑到我国天然气价格改革方向，我国储气库价格可暂不单独设立价格科目，而是通过实行“天然气季节差价”，将储气库价格加进出厂价或管输费，在每年的用气高峰季节对用户收取。
参考文献
[1] ROMAIN BENQUEY.Underground gas storage in the world 2010 Edition[R].Paris：CEDIGAZ.2010.
[2] 胡奥林，王小明.天然气供应安全及其应对策略[J].天然气工业，2008，28(10)：125-129.
[3] 张友波，郭越岭，王连敏，等.天然气储存方式技术经济比较分析[J].天然气技术，2007，1(3)：44-48.
[4] 胡奥林.解读《天然气利用政策》[J].天然气工业，2008，28(2)：157-159.
(本文作者：胡奥林1 何春蕾1，2 史宇峰3 于智博1 1.中国石油西南油气田公司天然气经济研究所；2.成都理工大学能源学院；3.中国石油天然气与管道分公司)
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