对我国天然气储备能力建设的思考

朱泽橙 朱曌

[摘 要]目前世界上主流的天然气储备方式为地下储气库和LNG接收站储罐。随着我国经济高速发展和对天然气的扩大使用，天然气季节性调峰的矛盾日益凸显，天然气储备能力作为产供储销体系中的重要一環，制约着天然气行业的快速发展。为此，调研了国外储气设施的基本情况，分析了我国天然气储备能力建设中面临的问题和挑战，并提出了发展我国天然气储备能力的相关建议。

[关键词]天然气；储备能力；储气库；LNG接收站储罐；运营机制

[DOI]10.13939/j.cnki.zgsc.2018.23.014

随着我国经济回暖，以及环保压力带来的天然气扩大使用，天然气季节性调峰的矛盾日益凸显。2017年中国天然气产量约1490亿立方米，消费量高达2352亿立方米，同比增长17%，在冬季北方用气高峰，一度引发天然气供应缺口。2018年，国家能源局印发《2018年能源工作指导意见》，意见中提出中国将推动建立天然气产供储销体系，天然气储备能力作为产供储销体系中的重要一环，对保障高峰期用气具有重要作用。目前，世界上主流的天然气储备方式为地下储气库和LNG接收站储罐，如何快速形成我国天然气储备能力，实现储气能力可持续发展，理顺其运营模式，已成为我国天然气产业发展面临的主要问题之一。

1 国外天然气储备能力概况

1.1 国外地下储气库概况

截至2016年年底，全球已建成约715座地下储气库，总工作气量3933亿立方米，占当年全球消费量的12%左右。从储气库数量来看，北美、欧洲和独联体总共占比约95%；从工作气量来看，北美、欧洲和独联体总共占比约96%，见下表。在分布区域上，主要集中在北美、欧洲和独联体地区。

1.2 国外主要LNG接收站储罐概况

日本和韩国是全球主要LNG进口国，因地质条件限制，主要依靠LNG接收站储罐进行储气调峰，具有代表性。截至2016年，日本已建接收站数目42座、储罐184个、总罐容达到115亿立方米、占消费量比重约9%；韩国已建接收站数目6座、储罐80个、总罐容达到76亿立方米、占消费量比重约17%。

1.3 国外主要地区储气设施运营模式概述

国外主要地区的天然气市场发展形态差别较大，美国、欧洲是完全市场化的天然气市场，而俄罗斯则为垄断天然气市场。考虑市场化的地下储气库公司为代表，一般为独立的公司运营，对地下储气库投资建设和管理的主体主要有：一是天然气供应商；二是管道公司；三是城市燃气分销商；四是独立第三方。同时也会有多方参与投资建设和管理的混合形式。

地下储气库的运营模式主要有：一是出租库容型，综合考虑注气和提气，以及建设投资等成本，制定相应的库容出租费率出租库容；二是直接销售型，通过季节错峰低买高卖天然气，综合考虑储气成本后加价销售；三是捆绑销售型，地下储气库作为管道运输的一部分，通过管输费回收地下储气库的各种成本；四是混合型，同时通过出租库容和独立销售天然气获取收益。

另外，在地下储气库的库容出租定价上，对于政府要求具有保供责任的主体，通常都由政府定价或采用政府监管的指导价格，以避免地下储气库利用其垄断地位高峰套利，影响天然气供应。

2 国内天然气储备能力建设面临的挑战

我国天然气资源主要集中在中西部地区，消费区域主要在东南部经济发达地区以及北方冬季采暖用气地区，经过近年来的高速发展，天然气管道发展迅速，已投产管道里程达到约10万公里。相较管道的高速发展，虽然经过20多年的建设，我国天然气储备能力建设速度慢、能力弱。2017年中国的天然气储气调峰能力约72亿立方米，约占当年消费量的5%，远低于国际12%的平均水平。按照规划，2020年我国天然气消费量将达到3600亿立方米，对外依存度超过40%，调峰需求量将达到430亿立方米。我国加快天然气储备能力建设的任务重、时间紧。

在管道运输规模效应的优势下，地下储气库依然是我国天然气储备能力建设的主要方向，LNG接收站储罐，作为短期调峰手段处于相对次要的地位。下面主要探讨地下储气库建设过程中所面临的挑战。

2.1 日调峰责任不清、主体不明

在天然气市场发展充分的国际市场上，通常是“谁用气、谁调峰”，具有需要天然气稳定供应的工业用户、燃气企业、管道企业，具有主动调峰的利益驱动，承担调峰责任的主体相对明确。目前国内上游气源由中国石油、中国石化、中国海油为代表的“三桶油”供气企业掌握，政策明确供气企业和管道企业共同承担季节调峰责任，燃气企业承担小时调峰责任，而对于重要的日调峰责任，存在供气企业与燃气企业互不相让，相互推诿的情况，故而影响相应调峰责任的落实。

2.2 储气库公司独立性不够、投资积极性差

如前文所提到，目前国内上游气源以“三桶油”为代表的供气企业所掌握，这其中中国石油占比超过65%，国内储气库和主干管道主要都由中国石油和中国石化所有。以往地下储气库多作为长输管网配套基础设施与管网捆绑，通过管输费回收相关投资。近年来，中国石油将储气库公司单独剥离出来，但在独立盈利和投资运营上未完全放权，定位于“成本中心”，不能独立进行季节性差价买卖获取利润，不利于地下储气库的持续投资建设和运营管理。除此之外，对于有调峰需求的管道公司，由于独立运营的储气库和管道之间的调度运营机制未理顺，也缺乏投资积极性，使储气库的调峰功能未能体现收益。

2.3 管道未实现公平开放，影响社会资本投入

城镇燃气企业作为下游主要的用气企业，承受着冬季高额的购气成本，在目前居民气价低于工业气价的环境下，部分成本无法向下游用户传导，因而其具有强烈的建库需求，希望通过建库储气平抑用气高峰和用气低谷的价格波动，降低冬季购气成本。以城镇燃气企业为代表的社会资本未能大规模投资的障碍在于，管道没有实现第三方公平开放，储气库无法同主干管网连接并顺利使用，造成天然气“进不来、出不去”，容易形成储气库孤岛，无法实现其应有的调峰价值。

2.4 缺乏统一的标准规范，影响储气库建设审批

我国储气库建设钻采环节多采用油气田的技术规范，集输环节多采用输气管道领域技术规范，尚未建立针对储气库建设和运营的行业标准规范，这就造成储气库在规划、设计、建设、验收、运行过程中标准规范不一致的问题。同时，在安环评时没有针对储气库的专门类别，在性质界定上是属于城镇燃气还是油气田尚有分歧。在标准规范上的不足，不仅造成储气库建设投资和运行费用过高，也对投资建设前期对风险的评估带来较大的不确定性。

2.5 储气库库源所有权界定不明晰

我国已建储气库类型以枯竭油气藏储气库和盐穴储气库为主。储气库建设的库源主要来源于油气田或盐矿开发后遗留的枯竭油气藏或盐穴，目前储气库库源主要由中国石油、中国石化内部划拨或租赁。在库源所有权上不明确，导致储气库企业难以通过购买或租赁等方式获得库源所有权，同时也将限制将其作为资产进行融资，影响社会资本投资，对于建设过程中可能出现的地表沉陷等的责任划分也将难以界定。

2.6 市场化建设滞后，储气库盈利模式单一

在天然气市场发展充分的发达国家，储气库盈利模式除出租库容和现货交易盈利，还可以通过配合金融工具，对冲价格波动风险。我国天然气市场交易刚起步，上海、重庆石油天然气交易中心成立时间较短，尚未开展远期、期货等交易，交易产品单一，没有开发储气库库容交易等产品，储气库库容的市场价值尚未充分发挥。

3 对国内天然气储备能力建设的建议

3.1 正确认识建设周期，科学制定建设目标

地下储气库的建设，按照国外的发展经验，一般需经历初期、快速和平稳三个阶段，其中初期阶段需要15年左右，快速发展阶段需要40年左右，是一个长期的过程。我国地下储气库经过20多年的发展建设，目前正处于快速发展期，从客观规律来看，地下储气库的建设周期为3～5年，LNG接收站储罐的建设周期为2～3年，按照10%消费量作为调峰储备能力，预计需要15～20年，难以一蹴而就，这就需要正确认识建设周期，科学制定建设目标。国内天然气使用地区性差异较大，南方地区峰谷差较小，以广东地区为例，用气高峰在夏季，空调制冷带来用电需求大，从而带动发电中的天然气消费攀升；而北方地区，用气高峰在冬季，冬季取暖需求带来天然气消费量原高于其他季节，峰谷差达到4∶1以上。在制定建设目标时不宜简单“一刀切”，应根据不同地区峰谷差别因地制宜。

在地下储气库和LNG接收站储罐的路线选择上，同样需要根据不同地区的地质条件做好经济测算，不但考虑投资金额，还需要考虑地下储气库和LNG接收站注气和采气加工过程的变动成本，在适宜建地下储气库的地方建储气库，在地下储气库没有经济性时考虑LNG接收站储罐选址建设，齐头并进。

3.2 破除体制机制障碍

3.2.1 推进管道公平开放

管道第三方公平准入是制约储气设施建设的关键因素，加快推进国家管道公司成立，整合全国管网管道，对第三方实现公平准入，才能从根本上解决社会资本投资储气设施的顾虑。储气设施作为管网建设的节点，单个投资无法发挥其应有的调峰作用，只有加入管网系统中，与其他设施节点形成联动，才能使天然气利用效率最大化。

3.2.2 国家能源公司理清内部储气业务机制

中国石油作为国家能源公司的代表，是目前国内天然气最主要的供应商，其拥有库源资源、技术能力、资金实力，具有其他能源公司不可比拟的优势。同时由于内部机制未完全理顺，在经营模式上尚未完全放权给下面的储气公司，让本应为“利润中心”的储气公司依然作为“成本中心”定位，不能激活储气业务快速发展。只有理清上游开发、销售、管道模块，按照“谁投资、谁受益、谁用库、谁出钱”的原则，充分释放其在储气库建设上的专业能力。

3.2.3 完善相关政策法规，鼓励建设主体多元化

在政策法规上对储气库建设加大支持力度，明确项目报批流程，包括安评、环评等的专项评价标准，优化审批加快项目核准。开放市场，鼓励社会资本进入，建设主体多元化。同时，考虑对于储气设施重点项目，配到财政资金，增强项目收益能力。另外对于一些不科学不合理的管理规定需进一步修改，如禁止LNG船在长江通行，对进港安全距离要求过严等。

3.3 明确调峰责任主体，加大政策支持力度

在我国储气库处于快速发展的阶段，在明确季节调峰责任由供气企业承担，小时调峰责任由燃气企业承担的基础上，进一步明确日调峰责任归属。按照“谁用气、谁调峰”的原则，城镇燃气企业以及不可中断工业用户应承担起日调峰责任，并可通过向终端用户传导的方式，促进储气能力建设加快步伐。

3.4 推动储气服务相关价格由市场定价

储气服务價格如何确定，目前有政府定价和市场定价的不同意见，政府定价具有投资收益确定，便于投资决策的优点；而市场定价具有发挥市场作用，充分评估储气库经济价值，有效调节储气库资源的优化配置。同时，政府定价的缺点在于，因储气库地质条件等因素不同，不同储气库之间投资差异巨大，如何核定相关成本、制定合理价格，难以与市场形成的价差吻合；市场定价的缺点在于，因储气设施投资金额大，时间较长，无法形成明确的投资决策依据，在目前的国企为建设主体的情况下，难以下定决心，决策周期过长。

从目前的改革方向来看，市场化定价是主流，只要保证储气服务价格没有受到垄断因素的操控，市场化定价按照目前的北方用气峰谷差价，储气公司拥有足够的利润空间收回投资成本。拓宽储气公司的盈利方式，出租库容、峰谷差价、库容上线交易等，充分利用上海、重庆石油天然气交易中心，加深合作，推动储气服务相关价格由市场定价。

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[作者简介]朱泽橙（1986—），男，汉族，四川威远人，供职于中海石油（中国）有限公司原油与天然气销售部，研究方向：天然气政策研究、天然气销售、市场营销、采购管理等；朱曌，女，汉族，浙江衢州人，供职于上海石油天然气交易中心，研究方向：天然气交易市场等。