原标题：审批慢、周期长、钱不够，天然气应急储气设施建设机制亟待优化
来源：南方能源观察（微号：energyobserver） 作者：钟焱
为加快推进天然气产供储销体系建设，落实《中共中央国务院关于深化石油天然气体制改革的若干意见》（中发〔2017〕15 号）关于补足储气调峰短板，将天然气发展成为我国现代能源体系中的主体能源之一的要求，2018年4月，国家发展改革委出台《关于加快储气设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的意见》（发改能源规〔2018〕637），国务院出台《国务院关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》（国发〔2018〕31号）。为有效推进储气设施能力建设，各地方政府陆续与国家发展改革委签订储气设施能力建设保障承诺书，制定天然气储备调峰设施建设专项规划方案。此外，各地发改委还牵头与能源局、住建委等部门联合组成工作专班推进天然气储备调峰设施建设工作。 进入2020年，国家发展改革委单独和联合市场监管总局又陆续出台《关于加快推进天然气储备能力建设的实施意见》（发改价格〔2020〕567号）、《关于加强天然气输配价格监管的通知》（发改价格〔2020〕1044号），对各地开展天然气储备调峰设施建设中的规划方案、建设用地、储气成本疏导等内容再次进行强调和工作部署。 临近2020年底，各地天然气储气调峰设施建设能力，按照文件要求应该基本达标。根据各地发改委、能源局和住建部门的公开信息以及部分公开资料，本文将对天然气应急储备设施建设情况进行简单分析。 截止2020年10月底，全国29个省、自治区、直辖市政府3天应急储气任务完成超过23亿立方米，占地方政府要求的3天储备任务量约92%，已建成储气项目约200余个；城市燃气企业承担5%的应急储气任务，完成接近73亿立方米，占城市燃气企业承担任务量的约60%，已经建成储气项目约300余个，剩余40%的任务预计将在2022年前完成（根据部分省份官方资料统计）。应该说，地方政府3天的应急储备任务基本可以在2020年底前完成。不过城市燃气企业5%的应急储备任务若要按期完成难度较大。 在开展天然气应急储备设施建设工作中，由于地理条件、经济发展水平、资源保障程度等因素差异较大，因此各地因地制宜采取了具有地方特色的做法。经过分析，笔者总结了重庆、河南、山东的典型做法。 2018年初，为改善重庆市储气设施不足、冬季供气保障能力较弱等难题，重庆市发展和改革委员会与中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司（简称西南油气田分公司）进行沟通，提出利用中石油趋于枯竭的气田资产与重庆市共同组建合资公司，同时拟引入战略投资者入股，合作推进重庆天然气地下储气设施项目建设运营的构想。 2020年，西南油气田分公司与重庆燃气集团、重庆凯源燃气、中油中泰燃气公司、重庆页岩气基金公司等意向出资单位签订合作备忘录并成立合资公司，建设地下储气库且按股比享受储气能力。该储气库项目将于2023年完成建设并投产，届时将形成库容30.53亿立方米，工作气量11.14亿立方米的能力。该储气库气源充足，主要来自于川渝气田、天然气交易中心竞购以及用户委托代储。同时周边输气干线管网较成熟，通过拟建管道和已建输气管网，能同时保证储气库的注采气量，气量输出可面向川渝地区及全国其他区域。 根据合资公司签订的协议内容，其中1.1亿立方米的气量将作为重庆市当地的3天储备任务量；此外，中油中泰燃气公司按照10%的股比，可拥有约1亿立方米的储备量。中油中泰燃气公司是青海省西宁中油燃气有限责任公司旗下控股子公司，承担青海省城市燃气企业5%的应急储备任务（大约0.8亿立方米）。通过控股中油中泰，可以间接解决青海省城市燃气企业5%应急储备任务中近58%的任务量。 河南在开展天然气应急储备设施建设过程中，采取异地建设模式。由于河南地处内陆地区，投资建设储气设施面临投资大、选址难、运营成本高等困难。为此，在国家发展改革委、国家能源局以及江苏省政府的支持协调下，河南省出资委托中海油在江苏滨海LNG接收站内建设2座27万立方米的LNG储罐，充分利用江苏滨海LNG接收站的公共设施、码头和预留建设用地资源，通过多元化投资建罐，统一建设运营的模式，为集约化建设储气设施、节约土地和岸线资源，避免沿海小规模接收站以及内陆地区LNG储罐“遍地开花”起到一定示范作用。 为填补储气能力缺口，山东在增强天然气应急储气能力建设方面，采取了以下措施：一是依托烟台港西港区LNG接收站，建设2个20万立方米的LNG储罐，形成约2.4 亿立方米的储气能力；
二是调动社会第三方独立储气设施参与政府储气能力建设积极性。在企业自愿申请基础上，挂牌成立以东明石化、山钢日照、金鲁班洁能、华胜能源、恒伟化工5个LNG储气站为首批的省级天然气储备基地，形成7200万立方米的储气能力；
三是开展储气租赁服务运营机制的有益探索，研究确定项目总投资贷款利息的租赁价格定价原则，组织全省11个市与5个储备基地运营企业签订租赁服务协议，并配套提供一批财政资金支持，形成储气租赁服务的初步运营模式。
在梳理部分省市天然气应急储气设施建设情况时，笔者也发现在建项目集中出现了诸多问题，影响天然气应急储气设施建设速度，也导致部分省市难以按期完成储备任务。（一）手续繁琐、周期较长、融资渠道匮乏，项目进度受到影响 一般来说，储气设施建设要严格履行建设立项、规划、环评、安评、消防、招投标、勘查、设计、施工、监理、竣工验收等多项程序，依法依规办理土地、备案、规划、施工许可、质量安全监督等建设手续，但目前存在的项目建设手续繁琐、时间周期较长等问题，导致项目建设进展出现延迟。此外，资金不足也是制约项目开工建设的重要因素。尽管《关于加快推进天然气储备能力建设的实施意见》（发改价格〔2020〕567号）明确提出，“支持地方政府债券资金用于符合条件的储气设施建设”。但部分省份财政部门认为这类项目属于企业投资而非政府投资，不宜提供地方政府债券支持。银行也普遍认为这类项目缺乏盈利能力，偿还贷款的能力不足，因而无法提供贷款支持。（二）以购买协议方式落实储气任务的储气设施，短期内难以形成储气能力 无论是地上储罐建设还是地下储库建设，都需要一定建设周期，小型储罐建设周期约18个月左右，地下储气库建设周期大约2-3年。目前部分省份采取签订购买协议的方式落实储气任务。部分已开工项目建成达产时间多集中在2021-2022年期间，短期内还难以形成储气能力。例如，某省拟向中石油的储气库租赁1亿立方米的储气能力完成城市燃气企业5%储气能力的任务，并计划于2020年底签订框架性协议。但从中石油方面的情况看，该项目于2020年开工建设，预计2022年建成投产，到2023年才初步具备向某省提供1亿立方米储气能力的条件。应该说，不少省份均采取了积极措施落实相关任务，但储气设施的建设规律决定了项目建设需要一定周期，再加上项目建设手续主要由建设单位掌握，而省级层面能采取的措施有限，通过购买服务形成储气设施能力还需要较长时间。 部分内陆省份将购买储气设施服务，作为完成城市燃气企业5%储气任务的主要手段，但是在实际操作层面，又存在对城市燃气企业责任压实不到位的问题。我们了解到，对于城市燃气企业承担的储气责任，只要签订了购买服务协议，部分省份的有关部门就视为完成相关任务，对落实有关责任的具体项目和建设进度，目前还缺乏有效的跟踪调度机制。例如，青海省A公司与河南省C公司第三储备站签署了3500立方米（水容积）的储气服务协议，但据了解B公司还与其他企业签署了储气服务协议，而B公司第三储备站储气能力仅为3500立方米（水容积）；同时，青海省A公司、B公司还分别与河南省D公司签署了500万立方米的储气服务合同，但D公司的LNG储罐有效容积仅约为480万立方米，存在重复计算租赁储气能力的情况。 值得的注意的是，在用气高峰时期，通过购买和租赁储气能力完成任务的省份，主要通过气量置换保障天然气供应，但这些项目多属于异地建设，难以在短时间内完成调度，相关机制需进一步完善。（四）应急储气设施运营模式不清晰，企业投资建设积极性不高 目前，大部分天然气应急储气项目建设资金主要由企业自筹，存在项目投资运营费用大、回收期限长、经济效益差等问题，承担相应任务的城市燃气企业资金压力较大。同时，目前尚无成熟的设施运营模式和可持续的盈利模式，项目一旦建成，在缺乏上游低价可供气源的情况下，城市燃气企业运营成本难以疏导，盈利预期较小，导致企业投资建设的积极性普遍不高。 近年来，国家出台的天然气储备能力建设政策文件对地方应急储气设施建设起到了规范、引导和促进作用，但是当前储气调峰辅助服务市场尚未建立，储气设施运营政策体系尚不完善。具体表现在，储气设施气源未纳入供用气合同内，供应气量无法得到保障；城市燃气企业难以疏导储气设施建设运营成本，对应急储气设施建成后的生产运营可持续性存有疑虑；地方政府对城市燃气企业落实储气责任的约束力不够，无法可依，收回未落实储气责任的城市燃气企业的特许经营权存在一定难度。 目前看，储气设施建设项目审批手续复杂、审批效率不高的重要原因是，项目审批流程不规范、不科学、不统一，前置审批、串联审批事项太多。部分地区还存在审批事项互为前置的现象。因此，建议进一步打破部门藩篱，统一审批流程，大力推行并联审批。同时，优化储气设施建设用地审批和规划许可、环评安评等相关审批流程，提高审批效率。 考虑到储气设施具备一定公益性，单靠市场化融资渠道筹措资金存在一定困难。建议进一步发挥财税金融政策支持作用，可由省级层面加强统筹，协调有关部门将资金短缺突出的储气设施纳入地方专项债支持范围，并尽可能给予城市燃气企业预算内资金支持，降低城市燃气企业投资压力。 对于自然条件不佳的内陆地区，建设中小型储气设施已无法满足地方应急保障需求，而大型储气设施资源主要由大型油气企业承接建设运营，建议由国家层面加强协调指导内陆省份与油气企业在储气设施方面的战略合作。省级层面要积极与三大石油公司等上游勘探开发企业对接，集中建设、分摊成本，并通过自建、租赁购买服务等方式，灵活布局本省储气能力。一是要区分不同地区、不同用气结构特点，建立上游、中游、下游合理分担的储气成本疏导机制，鼓励地方政府积极探索、试点实施储气调峰价格传导机制，稳定城市燃气企业和独立运营储气企业的投资预期，提高储气设施建设的积极性。
二是国家明确规定储备气收储价格按居民和民生用气价格执行，并要求天然气上游企业保证储备气气源供应。对于中西部不具备建设地下储气库、LNG储罐建设和运营成本较高的地区，地方政府应当给予一定补贴支持，避免出现大量城市燃气企业运营难以为继的问题。
一是省级层面要进一步加强储气设施建设的统筹规划。对于城市燃气企业5%的储气任务，相关省份要进一步加强储气设施建设的统筹规划工作，杜绝层层下压、简单地将指标分配给城市燃气企业的做法，避免出现布局中小型城市燃气企业因建设成本高难以完成任务的情况。
二是对于通过租赁购买服务完成储气任务的，相关部门要切实担负起跟踪、督导职责，对建设项目进行逐一核实，及时掌握项目建设情况，必要时现场查看，确保储气服务提供方具备相应的储气服务能力，避免出现指标重复计算、储气能力不实、储气服务合同空转等现象的发生。
一是需要在国家层面制定城市燃气企业储气能力建设任务完成情况，与燃气特许经营权授予、收回挂钩的政策。
二是各地区在授予或变更燃气特许经营权时，应将城市燃气企业履行年用气量5%的储气能力建设责任，纳入特许经营协议内容，明确未履约企业的惩戒措施和退出机制，压实城市燃气企业储气责任，确保尽快完成储气任务。
三是对于储气能力不达标且项目规划不落地的城市燃气企业，可以依法收回或不得授予特许经营权。
从部分省市的情况看，城市燃气企业5%任务涉及的储气设施，均不同程度存在短时间内难以形成储气能力的问题。建议有关省份在过渡期内，通过临时租赁储气能力、储备可中断用户、与供气企业签订应急供应协议等方式，做好储气设施投运前应对极端情况的天然气保供准备工作。来源：南方能源观察（微号：energyobserver）