努力充实“底气” 保供更添动力

当期，我国北方地区已进入供暖季，应对天然气用气高峰是当务之急。11月1日在北京召开的京津冀及周边地区大气污染防治领导小组电视电话会议强调，要扎实做好今冬明春天然气保供及北方地区清洁取暖工作。保障天然气安全稳定供应事关民众切身利益，我国不断加强天然气供给侧保障力度，完善储气调峰体系，努力推进天然气供需动态平衡。

发挥储气库削峰填谷作用

储气库的应用即为淡季将天然气注入并储备，用气高峰期再将天然气提取，起到削峰填谷的作用。而目前我国储气能力尚待提升，天然气发展存在不平衡、不充分的问题。2018年4月，国家发展改革委、国家能源局印发的《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》(以下简称《意见》)提出，我国地下储气库工作气量仅为全国天然气消费量的3%，国际平均水平为12%~15%;液化天然气(以下简称“LNG”)接收站罐容占全国消费量的2.2%(占全国LNG周转量的约9%)，日韩为15%左右;各地方基本不具备日均3天用气量的储气能力。

今年，随着气温逐渐降低，三大油气企业积极行动，全力开启冬供模式。中石油着力提高储气库强注强采和大进大出能力，入冬前将管网管存、接收站罐存和储气库库存提升至较高水平，切实发挥好季节调峰和削峰填谷作用，储气库计划采气增加22.3亿立方米，增幅31.7%。中国石化大幅增加天然气的生产供应，重点加大京津冀周边等北方7省市今冬明春天然气供应量，筹措资源88.1亿立方米，与去年同期相比增加11.8 亿立方米，增幅15%。今冬明春采暖季，中国海油计划供应天然气约245亿立方米，同比增加15亿立方米。

《意见》提出了未来储气能力指标，点明供气企业、地方政府、燃气企业应履行的责任。提出供气企业应当建立天然气储备，到2020年拥有不低于其年合同销售量10%的储气能力;县级以上地方人民政府指定的部门会同相关部门建立健全燃气应急储备制度，到2020年至少形成不低于保障本行政区域日均3天需求量的储气能力;城镇燃气企业要建立天然气储备，到2020年形成不低于其年用气量5%的储气能力。

提升天然气基础设施互联互通水平

天然气和天然气管网犹如人体的血液和血管，气足了、管道畅通了将推进我国能源安全供应、油气领域长足发展。国家发展改革委于2017年1月印发的《天然气发展“十三五”规划》提出要加快天然气管网建设，要统筹国内外天然气资源和各地区经济发展需求，整体规划，分步实施，远近结合，适度超前，鼓励各种主体投资建设天然气管道。

2018年，我国新建天然气管道约1822千米，鄂安沧输气管道一期、蒙西管道一期、中缅管道支干线楚雄—攀枝花等天然气管道投产。

我国天然气基础设施互联互通水平不断提高。截至2018年底，中国海油蒙西管道一期与天津管网、中国石油大港油田滨海分输站与中国石化天津LNG接收站、中缅管道与北海LNG接收站等互联互通工程已经完工投运。

今年，我国持续推进天然气管道基础设施互联互通工程建设，不断“密织”管网格局，各通道今冬保供再添“动力”。中国石化青宁(青岛—南京)输气管道工程于6月14日开工建设，项目将实现中国石化华北管网与川气东送管网的互联互通。中国石油南通分输站互联互通工程于11月8日完成工艺管道焊接，该项目建成后将实现西气东输管网与广汇启东LNG外输管道相互贯通。中石油陕京四线(鄂尔多斯、乌兰察布和张家口压气站)进气启机仪式于10月30日举行，该项目是2019年“南气北上”供气通道建设的关键，对今冬明春保障京津冀及周边地区天然气稳定供应和打赢蓝天保卫战具有重大意义。

国家发展改革委、国家能源局于2017年5月发布的《中长期油气管网规划》中提出，2020年末我国油气管道长度要达到16.9万千米，其中天然气管道长度要达到10.3万千米，2025年达到16.3万千米。

深入健全市场化机制

针对当前我国天然气发展不平衡不充分的问题，通过明确各方储气调峰责任，完善辅助服务市场机制，构建灵活高效的储气调峰体系，从而保障民众用气需求势在必行。

国家发展改革委于2017年1月印发的《天然气发展“十三五”规划》提出“十三五”将提高调峰储备能力：逐步建立以地下储气库为主，气田调峰、CNG和LNG储备站为辅，可中断用户调峰为补充的综合性调峰系统，建立健全由供气方、输配企业和用户各自承担调峰储备义务的多层次储备体系。

近年来，我国着力加强储气调峰能力建设，保障天然气稳定供应。《意见》提出了“加强规划统筹，构建多层次储气系统”“构建规范的市场化调峰机制”“构建储气调峰辅助服务市场”“加强市场监管，构建规范有序的市场环境”“加强储气调峰能力建设情况的跟踪调度，对推进不力、违法失信等行为实行约谈问责和联合惩戒”等完善储气调峰辅助服务市场机制的重点任务。

对于我国储气库调峰能力不足的现实，中国石油大学(北京)副教授、中国油气产业发展研究中心副主任王建良认为主要突破口在于解决价格机制的问题。他表示，国际上通常采用峰谷价格来引导市场需求，且价格会随着市场的变化而不断调整。我国目前的天然气定价机制并非完全市场化，更重要的是，当前的价格机制中都没有反映储气调峰的成本，这使得储气库建设与运营企业失去了积极性。在经济性无法保障的背景下，即使市场主体放开，民营企业允许进来，其最终的投资建设意愿与实际情况也并不会好多少。反而是在经济性可保障的前提下，通过法律法规等形式放开投资主体限制，自然会有企业进来。再通过严格监管来保障储气库企业的良性运作，最终才能达到破解储气库建设中的问题。

我国地下储气库主要由国有油气企业建设运营，部分国有及民营燃气企业无法开发利用，大大限制了我国LNG接收站调峰能力的发挥。对于这一问题，厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强表示，应该用市场化的方式解决，油气基础设施以商业的方式进行开放。可以考虑油气基础设施以收费方式向第三方无歧视公平开放，此外未来政府应该确定具体、合理的定价政策，保证第三方通过付费形式使用油气基础设施。