燃气企业投资储备库需要考虑什么？

　　编者按：日前，国家发改委、国家能源局印发《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》的通知（发改能源规〔2018〕637号），明确了政府、供气企业、城镇燃气企业等的储气调峰责任与义务。加之自4月底开始，国内LNG市场整体呈上涨趋势。国家政策与市场变化都挑动着行业从业者的神经。

　　2018年5月10日晚，天然气行业微信群和重庆市石油与天然气学会共同开展了第85期“天然气之夜”空中论坛。以“储备库建设会引出哪些事？”为主题开展了讨论，本期论坛主持人范旭辉，记录整理：陈晓鹏。

　　（群友讨论看法，不代表本公号观点）

　　以下是论坛实录:

　　（一）建设的必要性：

　　1、天然气价格波动的根本就是因为供需矛盾，缓解供需矛盾离不开仓储。如果价格静如止水，要么没有市场化，要么就是一个行业发展的不好。价格波动那么厉害，投资储气库有必要了。

　　2、其实用气企业最担心的就是断供。一般都会备上企业用气量一天或者两天的储备能力。大企业的气站至少库存三天以上。这样即便是槽车无法按时到站，也能有备用气源可以用。不用着急忙慌的去外面紧急调货。遇到急茬，难免心慌。一年里出现这么几次情况，高价调货的成本，可以就高过一个储罐的投入了。

　　3、有句老话说的好：“手里有粮，心里不慌”。如果国家有充足的燃气储备，那么就不怕中亚国家每年冬天时不时“来那么一下”。如果一个企业有足够调配资源的库存，就不怕不良供货商坐地起价。

　　（二）投资与回报：

　　4、建设储备库，光靠政府去做，肯定做不完，也做不好。只有民间资本，企业去做事，才能把市场的空隙填满。

　　5、商人追逐利益，无利不起早。如果有利益，就会有大把的人去做。现在就是利益不够大。市场化配置生产要素！故政府投资也讲究回报。目前情况下，企业去做利润难保证，审批也繁琐。很多企业都担心经济性，如果不能实现市场化，刚开始给定合理收益率也行。

　　6、地下储气库不只是投资巨大,且对地质条件有严格要求，因此可能只适合中石油中石化这些国有企业去干了！政府要我们投资应急储备中心，但价格又被政府管死了所以政府再喊也白搭。

　　7、天然气市场机制不成熟，价格“像个精神病患者”。天然气跟着供需走，还是供需失衡了；LPG跟着油价走。LPG价格基本放开了，价格曲线是比较稳定的。每年周而复始，所以投资可以有个比较准确的预测。

　　（三）政府政策支持：

　　8、有了政府政策支持，企业一算账合适，就会有很多去做。比如地方政府在城燃公司建设储备库用地不支持，城燃企业要建设储备库拿地但政府这块给不出地也是问题。

　　9、行业的利益可以行业来共享，储气是保供，行业的税收是否能考虑拿出一部分来补贴储气，年年持续，即市场拿一部分，税收补一部分，经济杠杆是可以平衡的，具体要制定保障细则。

　　10、储气库很有必要，是调节供需，平衡价格的主要手段。必须完善符合实际的价格调节机制，让投资者有利可图。在现阶段政府要积极引导，适时调控，主动为投资者兜底，为储气库的建设保驾护航。要用好政府和市场两只手来推进储气库建设，不能空喊几年没有具体措施。

　　11、储气库储备库建设政府主导，企业为辅。可大可小，大的官方做，小的企业做，点点串珠成链。个人认为、LNG储气设施才是比较适合民间资本进入的。大的投入多成本高，就从小的做起，积少成多，量变也能引起质变。

　　（四）建设方式：

　　12、感觉储备库建设应该学习一下电力行业，变电站建设也不是一蹴而就。储备站健设结合当地情况资源来建设，有些地方可以建设大储备库，很多地方可以结合加气站、卫星站等多样形式来结合。

　　13、储备库是其中一环，应该加快上游投资。今年一季度的进口依存度是42%，去年同期进口依存度是34%，同期消费量增加15%。储存的气从哪里来？上游都没气。现在各地还在强制煤改气，储备库建了，储备的气哪里来？要先解决气的来源和多元化。储备库当然重要，不过不要忽视气源来源。

　　14、储备库最好投资在沿江、消费密集区、或者交通要道、生产集中地。储备库最好能结合一些创新模式去做，比如PPP，储备库的气价本身就要市场化。

　　15、储备库不一定要上储罐设备，通过地下岩库也可以。储气库规模小了，则太无经济性可言；投资几千万的储气库也卖不了多少天。

　　五、 其他精彩观点：

　　16、观点1：今天两个主要的讨论点是气源和投资回报。首先从气源角度来讲，个人认为气源不缺，关键是进不来，最近正好在帮一家国企寻找投资合作的机会从而把它海外上游气源进入国内，但调研的结论可能只有自己建个接收站，接收站和管网是瓶颈，主要是接收站的业主本身要消化自身海外的长协气源（听说连九丰都开始在找海外的上游气源），这种所谓全产业链经营的结果导致的是国内的气源很大程度上决定于基础设施所有者所能控制的气源，而不能反应国际市场的实际供需状况。所以如何让接收站和管网成为真正的媒介，才能把供需两端很好的市场化串联起来。

　　从储气罐投资回报角度来讲，个人认为这和中国金融市场的不成熟有关系。市场必须认识到各种投资的潜在风险和回报是不同的，所以要有不同的资金类型去匹配，而中国金融市场个人认为最缺乏的就是风险定价的能力，导致资本赌性很重，一旦不行就是让政府来兜底，但这样的时代个人认为已经慢慢不存在了。储气罐、LNG接收站包括管网等投资本身就具有投资周期长、回报不高（10%左右）但稳定等基础设施投资的特征，所以一定程度上来讲不一定能满足生产型企业所需要达到的投资回报的标准，所以要匹配不同的资金和投资工具。这里，政府可以借鉴美国MLP的结构，首先在税务上给与一定的优惠，其次可以对于仓储管输费率规定一定的标准以确保固定的回报，在此基础上目前在推动的类REITS市场将为此类投资提供很好的融资和退出渠道（试想长租地产这类投资回报还不到5%），而随着资管新规的推行大量追求固定低风险收益的资金也可以在基础设施投资证券化中找到合适的归宿，也包括养老金，这些资金才是很好的投资匹配资金。目前我们也在和相关的资金探讨类似的基础设施基金。当然，对于绿地项目的建设，中资的金融机构也需要学会如何做真正的项目融资或结构性融资来匹配资产现金流的特性，金融市场的开放对此肯定是有帮助的。

　　17、观点2：新建地下储气库和LNG接收站投资大且周期长，远水解不了近渴。地上LNG储罐自身的商业运营模式注定其投资收益率低，发改委4.26出台文件，责任划分更加明确，指标要求更加具体，惩罚措施更加严厉，已将调峰应急储罐做为天然气产业链各方（供气企业、政府、城燃）的必要条件。所以其经济性要从其支持的产业链整体盈利来考虑，投资储气设施是也是增加竞争力的体现。

　　投资储罐需要辅助政府相关政策（投资补贴、气价机制、土地优惠等）来提升投资收益。另外需关注的一点是辅助服务市场体系的构建，即除自建外，还有租赁和购买服务的途径，但遗憾的是无储气服务和调峰气量的市场化定价标准，导致操作执行还要延续政策支持。文件中日调峰责任主体明确由政府协调，明显变化纳入了城燃和大用户的责任。

　　总体来看利好于上游，对终端有了硬性规定，加大了政府问责力度，有可能导致在时间紧任务重的情况下偏面追求指标完成率，出现工程质量保障问题及重复投资建设问题。另外国家政策明显是计划指标下的市场化保供，政治因素大于市场因素，故供需矛盾只是缓解而并非根本性解决，治标不治本，个人观点，欢迎行业同仁指正。

　　18、观点3：

　　（1）短期内较高的储气建设支出，是对燃气行业改革十几年以来储气欠账的弥补。

　　（2）在保障时间上要因地制宜，否则浪费太大。

　　（3）金融工具的应用需要商业模式支持，储气价格一直不被承认是导致储气设备欠账的重要原因之一。

　　（4）储气设施不足（仅指用于下游调峰、应急），是政府和城市燃气企业共同的责任，政府是否承担了基础储气能力？有无按规范、协议监管城市燃气企业？

　　（5）要集中办大事，那就必须给储气价格以空间或作为特许经营权的主要考核指标，加大权重。

　　（6）如果因为加大储气设施建设，导致用气价格上升（不考虑通胀等），这是否也意味着，对这十多年来燃气改革的否定？

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