【分析】中国天然气储气库发展现状

2015-07-19 22:06:00 0

市场效率 制度设计 天然气 天然气储气库



作者:

丛威

中国石油规划总院

赵龙祥

北京商贸学校

赵鲁阳

北京外国语大学


1市场效率的界定


根据微观经济学经典理论,所谓市场效率是指完全竞争状态下所达到的帕累托最优效率。但在现实经济生活中,完全竞争状态并不存在的。因此,在现实经济活动中对市场效率的改进,实现的是“帕累托次优”。市场效率实际上是市场资源配置效率、市场信息效率、市场制度效率和市场行为效率的总和。现代主流经济学理论认为,现实中存在资源稀缺性,经济学就是研究稀缺性资源的配置的科学。由此可界定,市场效率就是指资源配置的最优状态。从这个意义上讲,资源配置是影响市场效率的核心因素。

资源配置的自由主义原则是资源配置效率的基础。以亚当·斯密为代表的古典经济学派主张建立自由放任的市场经济,强调价格机制可以优化资源配置、提高市场效率。斯密认为,每个“经济入”从利己的动机出发,在“看不见的手”的调节作用下,通过完全的市场竞争,使个人效益和社会效益达到最大化,从而实现一种向着有效率和均衡发展的自然趋势扩展。边际学派以严密的数学推论论证了如何利用有限的资源带来更大效益的资源优化配置方式。

基数效用论认为这一资源优化配置方式应遵循等边原理。序数效用论则运用无差异曲线工具,提出了在完全竞争市场条件下的“帕累托最优化”的效率标准。马克思认为在以私有制为基础的商品经济中,价值规律具有优化资源在各部门分配的比例、推动科技进步、提高市场效率的功能。

凯恩斯在大危机背景下,针对有效需求不足的市场低效率,提出了“需求管理”的思想,即通过国家计划对市场资源配置进行调控。从需求管理到供给管理,从社会主义国家的指令性计划到指导性计划.再到当代“政府规制”的思想,都表明了计划配置资源的方式对市场效率的改进起着不可或缺的作用。制度设计是国家对经济宏观调控的重要手段,政府通过设计符合产业发展的政策与制度,实现产业内的资源优化配置,进而提高市场效率。

综合来看,资源配置效率是提高市场效率的重要手段,而社会对资源配置效率的追求导致了制度的产生,制度是效率的根本性的决定因素。正如经济学家布坎南所说:“没有合适的法律和制度,市场就不会产生体现任何价值最大化意义上的‘效率’⋯⋯”,市场经济需要制度,制度是维护社会秩序和市场秩序的主要工具,是充分体现相关行为主体的权利与其内在关系的行为规范。

在市场经济条件下提高资源配置效率的方法主要是价格机制和国家计划。因此,在价格机制调节的基础上,我国政府配合以相应的政策规划和制度设计,是提高市场效率的可行性方案。本文将从市场资源配置效率方面,探讨我国储气库市场未来发展的制度设计问题。


2 我国天然气储气库市场的现状及问题


2.1 我国天然气储气库发展现状

储气库是输气管道建设不可缺少的重要组成部分。储气库能够将从气田采出的天然气重新注入人工形成的可以保存气体的空间,如人工气田或气藏。目前世界上的主要天然气储气库类型包括枯竭油气藏储气库、含水层储气库、盐穴储气库和废弃矿坑储气库等。我国当前的储气库以枯竭凝析气藏为主,近年来盐穴储气库也有长足进步。储气库主要建设在靠近下游天然气用户的附近,主要功能体现在促进上游的均衡生产,优化输气管网的运行效率,协调供求关系并起到用气调峰的作用,以及提供战略储备和提供应急服务等。

目前我国投入运营的地下储气库设计工作气量接近50亿m3,类型以凝析气藏为主,主要分布在近终端消费地区。而我国的天然气工业目前仍为上中下游一体化运营模式,天然气生产、运输、储存及销售主要由中石油、中石化等公司运营管理。天然气产业链中各个环节没有独立运营,储气库与欧美国家的早期运营模式一样,作为管道的辅助设施,与管道捆绑在一起,尚未成为天然气产业链中的独立环节。储气环节发生的投资、成本费用与管道的经济效益捆绑在一起,相应的储转费计入管输费,与管输费一并收取。不单独定价,也没有在天然气价格体系中单独设立“储气费”科目。


2.2 我国储气库建设运营存在的问题

储气库建设投资大、回报期长,现行的商业运营模式缺少盈利机制,导致储气库市场参与主体少,整个市场活跃性差。其问题的核心在于储气库作为管输系统中的重要服务性设施,其提供储气服务所产生的价值并末体现在天然气终端价格中。分析起来,原因如下:

(1)我国储气库建设运营市场化程度偏低。我国现已投入运营的地下储气库实际有效工作气量仅占我国目前天然气消费量的3%。而按照国际通行规则.这一比重应在15%以上。由此可见,我国储气库建设和运营规模仍然很小。这与我国整个天然气产业链条市场不成熟、市场化水平较低有直接关系。

(2)在投资主体多元化,以及第三方准入的情况下,前提是对用户使用储气库单独定价。但目前将储气库纳入管输费的定价模式无法实现对客户的有效区分,难以通过定价引导资源配置。

(3)我国部分战略性储气库的注入与采出量很小.储气费率水平很高,用户难以接受。如果按照商业储气库费率收取储气费,则难以回收成本,制度设计存在明显缺陷,无法实现市场效率。


3 欧美储气库运营模式及定价机制


欧盟与美国是天然气市场化改革推行较早、市场化程度较高的典型地区。欧美储气库运营经验主要表现为:利用价格机制引导资源配置,在实现资源高效配置的基础上,储气库市场效率达到帕累托次优。

欧美储气库的运营主体主要包括:天然气管道公司、城市燃气公司和储气库独立运营商。欧美在天然气工业管制放松之前,一直将储气库业务视为管道功能性的组成部分,与输气系统和配气系统相关联。因此储气库由管道公司和配气公司运营,用以优化管网运营,提高供气的可靠性和安全性。

天然气工业放松管制后,储气库则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,储气库业务也逐步转向独立经营的商业模式,实行储气库的第三方准入。储气库业务与其他业务相分离,独立收费,向所有用户开放。


3.1 美国储气库运营模式及定价机制


3.1.1 美国储气库运营模式

储气库在美国整个天然气工业价值链输配系统工程中占据重要位置,是管道公司与天然气加工厂、地方配气公司、市场中心等不可或缺的组成部分,不仅保障了管道的平稳供气,而且对战略储备、商业周转有着不可替代的作用。

美国的储气库是作为天然气产业链的一个独立的环节运营和管理。美国储气库的所有者和经营者主要分为四类:一是州际管道公司,二是州内管道公司,三是城市燃气公司,四是独立的储气库运营商。储气库的经营者主要负责储气库的日常生产和经营管理,向天然气运销商提供储气、采气服务、收取储转费,一般不拥有储气库内的天然气。

储气库中天然气的拥有者主要是城市燃气公司、管道公司和销售公司以及管道公司输送过程中的暂存量。事实上,大多数储气库内的工作气量都是与承运商、城市燃气公司或者终端用户签订租用协议的气量。

储气环节的独立运营使得储气库运营更多地受到市场因素的驱动,季节因素的影响在逐步减小。储气库中天然气的拥有者(销售商和其他第三方)都尝试将天然气的购买和销售更好地与市场相结合,以减小储气运营成本。


3.1.2 美国储气库定价机制

美国的储气价格的确定方法主要有服务成本定价法和市场需求定价法。目前,联邦能源管理委员会(FERc)管理之下的州际储气库,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,储气价格可按服务成本制定,也可按市场需求法定价。

服务成本法下,储气服务成本被划分为固定成本和变动成本两项。50%的固定成本分配给采出流量,50%的固定成本分配给容量。注入和采出费用用于回收变动成本。服务成本法的储气费用组成及计算依据见表1。

Image title

独立的储气库运营商在经营过程中面临着两个问题,一是储气库开发比管道建设具有更大的风险,二是储气库脱离管道独立运营将会面临更大的风险。鉴于以上两个原因,加之利用储气库进行商品套利行为的出现,基于服务成本的储气费率不足以反映调峰服务的价值,也没有充分考虑高风险投资的回报率,因此联邦能源管理委员会允许新的独立储气库运营商采用市场需求定价法确定其储气服务价格。


3.2 欧洲储气库运营模式及定价机制


3.2.1 欧洲储气库运营模式

与美国相比,欧洲的天然气工业竞争还不是很充分。欧洲的储气业务通常都是由大型能源公司、大型天然气公司、管道公司或者电力公司所控制,具体业务运营由上述公司下属的子公司负责,像美国模式下完全独立的储气库运营商还比较少。

储气库运营商主要为能源供应者、用户、天然气贸易商以及承运商提供储气服务。储气库的相关信息在交易平台上完全公开,用户在平台上根据自己的需要执行必要的操作,包括:发布注入或采出天然气的指令、查询储气库流量信息和剩余储气能力、购买储气能力、交易储气能力以及下载发票等。

欧洲大部分国家都选择谈判确定储气费用收取的方法。在协商定价的情况下,储气库运营商为保持价格的透明度,一般都会公布储气服务产品相对应的指导价格。指导价格只是作为协商的参考,储气库运营商会根据情况的变化随时复核和调整储气费用,具体执行价格是协商确定的价格。


3.2.2 欧洲储气库定价机制

欧洲储气库的定价机制有两种:一是协商定价;二是政府管制定价。协商定价主要是在储气业务放开竞争的国家或地区采用。欧盟要求,在技术和经济上有必要展开竞争的地方,均应采用协商定价。如果储气服务处于垄断状态,则只能采用政府规定的储气库费率。

政府管制定价情况下,监管部门通常按照成本加合理利润确定储气价格。政府监管部门每隔几年委托第三方根据储气库的运营利润和成本进行重新评估,作为调整储气价格的依据。

协商定价的价格基础通常是按服务成本法确定,监管部门要对储气库费率进行管制。服务成本法是按照储气库的服务成本来定价,具体思路是储气库的固定成本分配给储气能力占用费,固定成本按照比例分配给采出流量费、注入流量费和工作气容量费。变动成本分配给储气库使用费,即注入与采出费。


4 政策建议


基于上述分析及欧美等国天然气市场化经验,并结合我国储气库建设运营现状,本文试从提高市场效率的角度提出如下政策建议:


4.1 理顺天然气定价机制

储气库的市场化运营依托于天然气市场化进程,而天然气市场化的核心问题在于市场化的定价机制。在天然气定价方面,美国采取的是解除上游定价管制并开放管线的使用,实现市场定价的方法。而欧洲和经济合作与发展组织(OEcD)国家则主要根据“净回值法”计算天然气价格,其基本涵盖了天然气生产、运输及税费等成本。英国经历了从基于成本的定价转变为交易市场基准定价。

鉴于我国尚不具备天然气完全市场化的条件,直接套用任何一种定价方法都无法达到预期效果。根据((国务院办公厅转发发展改革委关于建立保障天然气稳定供应长效机制若干意见的通知》中“对独立经营的储气设施,按补偿成本、合理收益的原则确定储气价格”的要求,我国应该结合自身定价机制,在既定的现有定价模式下,积极探索提高市场效率的定价方法。

第一步,天然气全产业链成本在终端价格中予以体现。我国现在的定价模式主要是在政府管制下进行。但天然气产业链中的诸多环节成本未能在价格中体现,比如储气库的建造、注入和采出成本。只有在天然气终端价格充分反映全产业链成本的前提下,才能进一步形成储气库气价的定价机制。

第二步,示范性应用调峰气价。在天然气基础设施完备的城市和地区,试点在终端价格中加入调峰气价。城市燃气公司通过分时统计全市用气量,对高峰时段不同气源的成本进行核算,最终确定调峰气价,并配合采用天然气使用后付费模式,将费用构成详细呈现给终端用户。

第三步,在完善天然气标准化合同体系基础上,探索采用“两部制”定价机制,并针对其中的固定费用进行“二次分配”。

“两部制”定价机削由两部分构成,一部分以进入费征收的固定费用,固定费用主要与储气容量、订购的最大气量、采气速率有关,而与实际注气和采气使用量无关;另一部分是以边际成本为征收依据的从量费用,主要与注气、采气量有关。固定费用首先按照储气容量,以及合同要求的注气、采气速率进行分配,再根据用户的价格承受能力进行再次分配。这样操作的原因在于分摊过高的固定费用可能造成价格承受能力差的用户退出市场,带来福利损失,违背帕累托最优的初衷。


4.2 实施差异化鼓励政策

建议我国通过实施差异化鼓励政策,构建“立体化、橄榄型”天然气储备体系。

(1)以国家储备为基础

主要解决重大灾害、战争禁运及恐怖袭击等造成的陆上、海上进口天然气断供问题。建议参照国家原油储备模式,规划并建设国家天然气储备。

(2)以商业储备为主体

主要用于季节调峰,应对“气荒”问题。重点布局华南、华东及珠三角地区,由天然气公司依托长输管网,在消费端建设地下储气库及储备液化天然气(LNG)。对天然气公司出资建设的商业储备给予一定支持,储气库建设及垫底气费用由中央财政按一定比例注入资本金。

(3)以城市应急储备为补充

主要解决重点用气城市日、小时调峰和应急用气要求。由城市燃气公司依托储罐、高压管网及分布式能源等设施,满足城市10~15d用气需求。对于城市应急储备,建议由中央、地方政府及城市燃气企业按不同比例出资,发挥政府对城市应急储备建设的引导作用。


4.3 鼓励投资主体多元化

在党的十八届三中全会中提出“积极发展混合所有制经济”和“支持非公有制经济健康发展”,并进一步针对天然气明确指出“多方施策、增加储备”,同时提出“支持各类市场主体依法平等参与储气设施投资、建设和运营”。在储气库建设中引入多元化投资主体,依托大型基础设施建设可采用的运营管理模式就更加多样和灵活。(原载《中国能源》)



评论区


请您登录后进行评论

暂无评论