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辛静:金融机构如何赋能储气调峰设施建设?

日期:2020-04-13    来源:上海石油天然气交易中心  作者:辛静

国际燃气网

2020
04/13
09:14
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关键词: 储气调峰设施 地下储气库 LNG接收站

2017年-2018年采暖季的“气荒”后,在行政命令和经济利益的双重刺激下,我国储气调峰设施的建设迈入了快车道。根据《中国天然气发展报告2019》统计,2018年底我国地下储气库LNG接收站合计有效储气调峰能力已经达到了140亿方。2019年-2020年采暖季,在需求不振和疫情双重影响叠加下,地下储气库纷纷提前进入注气期,LNG接收站储罐液位高企。我国到底有多少储气调峰需求?是什么制约了储气调峰设施发展?金融机构在储气调峰设施建设和运营中又将发挥哪些作用?本文将围绕这几个问题开展探讨。

一、我国季节调峰需求有多少?

根据国家发改委天然气运行快报统计,2019年全国天然气消费量3067亿方,平均月用气量252.9亿方。从月度用气情况来看,仅有1月、11月和12月用气量超过月平均水平,季节调峰量为99亿方,在总消费量中占比为3.2%。这一数据可以视为表观调峰需求量,是通过压减了一部分工业、化工用户需求,与现有储气和管输能力匹配之后的需求量。而与之相对,由用气结构和用气特性决定,不通过压减需求进行修正的潜在调峰需求,才真正反映了市场的需求。

根据《中国天然气发展报告2019》,2018年我国天然气消费结构为工业38.6%,城镇燃气33.9%,发电用气17.3%,化工用气10.2%。在不考虑压减的情况下,工业和化工用户季节波动性不大;城镇燃气中的居民用气、车船用气波动性较小,但采暖用气全部可视为季节调峰;发电用户呈现冬夏双峰,但由于我国多数电厂都承担了供暖职能,且在总结构中占比较小,难以明显抑制全国范围的季节波动。根据北京世创能源咨询有限公司编制的《中国天然气采暖(居民)需求分析》,2018年仅居民采暖用气量一项就达到273亿方,在需求总量中占比达到10%。由此来看,我国因压减用户而抑制的调峰需求为150+亿方左右,考虑到用气结构优化,未来总量还将进一步增加,预计2030年采暖需求量将增长到591亿方。

二、如何释放这些需求?

1、进一步发挥市场在资源配置中的作用。

中央在《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》中指出,在天然气定价机制上需要发挥市场决定价格的作用,通过市场竞争形成价格。目前,国家已经允许LNG、储气库调峰气和交易中心成交气等品种价格市场化浮动,各地也初步建立了气价上下游联动机制。但从近几年实践来看,政府对于价格上浮异常谨慎,正常的冬季气价联动经常被叫停。价格上限抑制了调峰气供应的积极性,而市场在分配环节的缺位,降低了调峰气配置过程的效率,拥有消费需求和支付意愿的工业用户在分配优先级上排位靠后,成为被剔除的可中断用户,直接降低了调峰需求量。当前国际市场天然气价格屡破新低,国内气价低位运行,为理顺价格形成机制提供了有利的窗口期,应利用这一机会进一步完善调峰气价格细则,保障价格落地,调动供需双方积极性。

2、进一步做好基础设施公平准入。

“调峰气”一词实际涵盖了天然气、储气能力和管输能力三方面资源,除了有气源、有库容/罐容外,还需要具备能在高峰期配送到用户端的管输能力。随着国家管网公司的成立,天然气干线管道和一部分储气库、接收站开始独立运营,其他主体有可能获得管输能力,有助于储气设施发挥作用,调动传统可中断用户冬季用气的积极性,将潜在消费意愿转化为实际需求。但实际需求能否落地还有待于国家管网公司管容、库容、罐容分配细则的出台。

3、改变储气库经营思路。

目前,储气库和接收站调峰气都是通过“三桶油”下区域分销司销售,价格参考省级门站价格向上浮动一定比例。在当前LNG价格处于低位的情况下,近期我国LNG综合进口价格指数为7.5$/MMBtu,折合1.92元/方。考虑LNG接收站接收气化费用、接收站至储气库管输费、储气库储转费后,调峰气出库价格就已经达到3.2元/方左右,如再加上储气库至用户的干线、省网、配气环节费用,成本还将进一步增加。因此,调峰气经营主体需要充分下沉市场,尽量与终端用户对接,减少中间环节成本,从而提高销售规模,有效提升储气设施经营效益。

三、金融机构的作用

地下储气库、LNG接收站等储气调峰设施与长输管道类似,对资金需求量大且周期长,同时具有一定的社会公益属性。在这一类项目的建设过程中,金融机构可以发挥更为积极的作用。

1、融资支持。

这是当前我国金融机构在储气设施建设过程中扮演的主要角色。其中,储气库、LNG接收站等大型储气调峰设施的建设主体往往信誉度较高,项目本身符合国家产业政策,金融机构通常以贷款的方式为项目提供资金支持。LNG应急储备调峰站等中小型储气调峰设施的融资方式则更为多样,贷款、债券都可以成为备选融资方案。另外,由于储气调峰设施的社会公益属性,金融机构还可以与相关主体共同探索储气调峰项目的PPP模式,创新金融服务和工具,以互联网金融、资产证券化等新方式支持项目建设,快速提升我国储气调峰能力。

2、合资合作。

储气调峰项目投资金额大,运营时间长,收益稳定并与其风险匹配,可以成为保险公司、养老基金、资产配置公司的优质标的。欧美等天然气发达国家由于市场化程度高,盈利模式明确,国外金融机构直接参股长输管道、储气库、接收站等天然气基础设施项目已经屡见不鲜。我国则相对较晚,2012年社保基金、城市基础设施产业投资基金、宝钢集团以合资合作方式参与中石油西气东输三线项目,三家股比合计达到48%;2016年中国人寿、国开行入股中石化川气东送管道项目,两家股比合计达到50%,这两个案例也被视为我国金融机构深度参与天然气基础设施建设的典范。未来随着市场化条件下储气调峰设施商务模式逐步明晰,金融机构合资合作参与储气库、LNG接收站项目的情况将陆续出现。

3、衍生品开发。

在市场化高度成熟,天然气交易活跃,出现权威公允交易价格的情况下,金融机构可以开发天然气金融衍生品,便于上中下游主体管理价格风险。同时,高流动性的金融衍生品也可以吸引以保值避险、投资获利为目的的其他投资者进入,促进天然气产业的良性发展。目前,美国Henry Hub、英国NBP等交易中心均推出了包括期货、期权在内的天然气金融衍生品,显著提升了市场活跃程度。我国天然气市场距离进入这一阶段尚需时日,但已有的上海、重庆交易中心可以在管道气和LNG现货产品的基础上前瞻性探索相应的期货品种,服务行业良性发展。

总体来看,我国潜在天然气季节调峰量占到需求总量的10%左右,未来还将进一步在增长。随着行业改革逐步消除价格、设施等方面的制约因素,我国储气调峰设施还将迎来快速发展。在这一过程中,金融机构可以通过融资支持、合资合作和衍生品开发等手段增强与相关企业的合作互动,共同探索新型金融模式。


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