基于“全国一张网”的天然气基础设施经营模式创新探索——中国天然气管网运营机制研究之三

王亮，蔡林，焦中良，王飞，许琛琛

( 1.国家石油天然气管网集团有限公司工程部；2.国家石油天然气管网集团有限公司液化天然气接收站管理分公司；3.国家石油天然气管网集团有限公司科技部；4.国家石油天然气管网集团有限公司建设项目管理分公司；5.国家石油天然气管网集团有限公司北方管道有限责任公司）

2020年9月30日，国家石油天然气管网集团有限公司（以下简称“国家管网集团”）正式投入运营，主要油气基础设施从油气行业的内部储运环节转变为相对独立的公共基础设施，行业发展从“管道时代”迈进“管网时代”，并将在“十四五”期间升级为“平台时代”。在大行业坐标系下，油气基础设施既是能源基础设施，也是流体基础设施，还是物流基础设施。本文围绕构建“X+1+X”天然气市场体系，建立多元化供应、合理消费和保障能源安全的新机制、新模式，以推动油气基础设施行业高质量和高效发展为目的，结合国家管网集团正式运营一年来天然气产业链的发展情况，分析管网时代的变革影响因素和存在的“痛点”，研判发展过程中出现的新矛盾、新挑战，立足发挥“全国一张网”的网络优势和“储运一体化”的整体运营优势，为客户提供高质量的服务体验，对天然气基础设施商务模式创新进行了探索，提出总体设想和建设方案。

1 中国天然气产业链现状和主要“痛点”

1.1 天然气基础设施现状

2020年，我国在役天然气管道约为12万千米，其中国家管网集团拥有4.82万千米，占比为40%，覆盖西气东输系统、陕京系统、俄气系统、“川气东送”系统、中缅中贵系统等跨区域管道，基本构建起西北、西南、东北和海上进口“四大战略通道”和“三纵三横”天然气骨干管网；中国石油、中国石化、中国海油三大石油公司的支线管道约为2.6万千米，占比为22%，主要分布在川渝、南疆、山东等地，并在部分省份占居主导地位；全国22个省份成立了48家省级管网公司，地方省网和企业建设有4.5万千米支线，占比为38%，分布在全国各地。我国基本形成以国家管网集团的管道为骨架，以三大石油公司支线和地方支线为延伸的“全国一张网”。

在储气调峰设施方面，2020年我国累积建成储气能力208亿立方米，占全国天然气年度消费量的6.5%，其中储气库14座，储气能力为145亿立方米，液化天然气（LNG）接收站22座，LNG储罐储气能力为63亿立方米。从企业主体看，国家管网集团的储气能力为102亿立方米（权益储气能力），占比为48.8%；其他储气库以中国石油和中国石化为主，LNG接收站除三大石油公司外，地方企业也建设有多座。

随着国家管网集团正式运营，我国天然气储运设施逐步实现物理联通，地方省网也在融入国家管网，全国天然气“管网时代”正式来临。国家管网集团严格执行国家相关政策，定期向社会公开天然气基础设施剩余能力，优化完善公平开放服务[1,2]。

1.2 上中下游企业情况和主要“痛点”

中国天然气产业链运营主体包括三大石油公司、省网公司、城市燃气公司、发电企业和零散用户等。受主营业务、企业定位、发展规模以及商业模式、区域特征和相关政策等多因素影响，各用户的利益诉求和“痛点”各异。

1.2.1 三大石油公司

三大石油公司在全国天然气产业链中占居重要份量，且深度布局天然气上下游，在天然气资源供应、市场销售方面具有较大的影响力，但仍存在部分“痛点”。一是三家石油公司具有相同的天然气跨区输配需求。例如，中国石油的国产气资源主要产于西北和西南地区，进口管道气资源主要自新疆霍尔果斯和黑龙江黑河入境，中国石化的国产气资源主要产于西南和鄂尔多斯，中国海油的南海气田增储上产潜力大，LNG接收站主要位于广东、福建、浙江、上海，三家公司均需要将资源输配至全国市场。二是三家石油公司对储气调峰需求各异。例如，中国石油依托丰富的油气田资源在西北、东北和华北地区建设和运营大批储气库，储气调峰能力不但能够满足自身需求，还有富余能力对外开放；中国石化在中原地区建设规模以上储气库，需要跨区域输送和调配调峰资源以满足自身天然气销售需求；中国海油没有储气库，需要借助干线管网与第三方储气库，满足自身的调峰和应急保供需求。三是三家石油公司积极拓展液态天然气市场，对天然气相态转换有相关需求。中国石油所属的唐山、如东两座LNG接收站经济供气范围仅能覆盖河北、江苏等周边地区，中国石化所属的天津南港、青岛两座LNG接收站经济供气范围仅能覆盖山东、京津冀等周边地区。

1.2.2 省网公司

国家管网集团、三大石油公司和地方企业均控/参股部分省网公司，山西、陕西、河北等省网公司还通过与省内上游资源企业重组整合，实现上中下游一体化运营。省网公司运营模式为“统购统销”“开放代输”或者两者兼有，部分省网与上下游企业一体化运营，各省网之间差异较大。

总体来看，省网公司的“痛点”主要在于：一是省网的负荷率普遍较低（低于40%），需要作为资源注入和市场分输子系统融入“全国一张网”，以提升管输效率和效益；二是省级管网气源单一、自成体系、较为脆弱，难以从管道物理上和运营机制上打通资源和市场的“多进、多出、多路”，需要融入“全国一张网”，以提升资源调配灵活性和管网运营的安全可靠性；三是省网普遍缺少储气调峰设施，需要依托“全国一张网”和第三方储气设施解决调峰和应急保安问题。

1.2.3 城市燃气公司

城市燃气企业在下游占据重要角色，特别是大部分工业燃料用户没有直接接入干线管网，而是通过城镇燃气管网配气和购气，因此城市燃气企业是中国工业燃料和城市镇燃气的重要流通途径。2020年，中国工业燃料和城镇燃气消费量为2460亿立方米，在当年全国天然气总消费量中的占比为75%。

城市燃气企业除中国燃气、华润燃气、新奥能源、港华燃气和北京燃气5家大型城市燃气企业外，还有大量的地市级燃气企业。除北京燃气公司的业务集中在环渤海区域，可通过自建LNG接收站和干线管道提高资源保障能力外，其他燃气企业的业务分散于全国各地，必须依托公共的天然气储运基础设施。地方小型城市燃气企业由于规模小、话语权弱，在资源获取、管道输送、储运调峰等方面面临更多问题。

城市燃气的主要“痛点”在于：一是主要气源来自三大石油公司，资源保障弱，话语权较弱；二是需要通过干线管网、省网、市网及城镇燃气管网多级供气，供气环节多、供气成本高；三是运输方式、运输路径单一，无法根据市场需求实现天然气相态转变；四是下游用户普遍缺少储气调峰设施，需要一定规模的天然气商业储备以平抑资源价格和资源风险，需要干线管网与第三方储气库联网，以满足自身的调峰和应急保安需求。因此，城市燃气企业需要LNG接收站实现公平开放，以获得窗口期和资源自主选择权；同时需要获得供气方案的优化权和选择权，以降低供气成本并提升供气灵活性和可靠性。

1.2.4 发电企业

中国天然气发电企业包括中国华能集团有限公司、国家电力投资集团有限公司、中国大唐集团有限公司、国家能源投资集团有限责任公司和中国华电集团有限公司五大发电集团，以及省级电力集团投资的大量燃气电厂，2020年总装机容量为3433万千瓦，发电用气量为525亿立方米，占全国天然气消费量的16%。中国气电项目集中在经济发达地区，广东、浙江、江苏、北京4省市气电装机容量占比约为68%。北方气电项目以热电联产为主，实行“以热定电”的运行方式；南方气电项目早期以调峰为主，后期热电项目快速发展，主要满足工业热负荷。气电企业的气源主要来自三大石油公司，大部分电厂由干线管网或省网直接供气。天然气发电企业除满足部分基荷外，还承担季节性调峰和日调峰任务，因此对天然气供应和管输有较高的要求，特别是未来随着以新能源为主体的新型电力系统的构建，天然气发电是风电、光伏发电等高波动性电力的重要调峰手段，大规模的天然气需求波动对天然气供应和输送提出了更高要求。

1.2.5 零散用户

零散用户主要是指由于用气规模小或者用气项目地处偏远地带，直接从干线管网或省网开口供气的项目，零散用户主要通过LNG、压缩天然气（CNG）方式供气，也有部分零散用户就近通过城镇燃气管网供气。零散用户在市场中缺乏话语权，在三大石油公司、五大城市燃气企业等大企业的竞争中处于弱势地位。零散用户呈现单体用气规模小、用户数量众多的特点，其资源采购成本高且保障程度低，需要减少供气环节、降低供气成本，获得安全可靠的资源保障。零散用户有参与LNG采购的意愿，但由于单体用气规模较小达不到采购的经济规模，有拼单采购或搭船采购LNG资源的需求。

1.2.6 国家管网集团

国家管网集团作为中游的主要基础设施服务商，在基础设施公平开放上存在的“痛点”主要是天然气行业市场格局变化明显，天然气业务运营面临诸多不确定性因素。天然气行业加快走向市场化，民营企业、社会资本加速进入，市场主体多元化，气源结构和渠道来源多样化对管容分配、调度运营和天然气应急保供等提出了新的要求，但中国天然气市场化机制尚未完全建立，对国家管网集团的基础设施投资、运营和决策都带来了不确定性。

1.3 主要原因与解决途径

中国天然气产业链存在上述问题的主要原因可以归纳为以下几个方面：一是天然气干线管网之间及干线管网与省网、部分LNG接收站和储气库之间尚未完全实现互联互通，部分设施经营相对独立，“全国一张网”尚需要统筹协调各方利益，当前部分管道、储气调峰设施短期内难以得到有效利用；二是全国性的天然气基础设施调控平台、容量交易平台尚未建成，还无法实现全面公平开放，不利于天然气基础设施容量市场化交易机制建立；三是储气库调峰和LNG接收站汽化等业务运营模式尚未清晰，容量分配机制、定价机制、运行及监管机制尚未确立，细化服务产品缺乏，不能满足各类用户的需求。

因此，需要构建统一的天然气基础设施经营新模式，通过“全国一张网”的公平开放和高效运行，使企业能够灵活、有效地完成天然气输配任务，一揽子解决各企业的相关“痛点”。国家管网集团的组建和运营是实现“X+1+X”天然气市场体系下发挥“全国一张网”优势的重要举措，如何以国家管网集团为核心，以全国天然气基础设施为基础，创新天然气基础设施经营模式，消除天然气输配瓶颈，让全产业链、全社会受益，是本文的主要目标。

2 天然气基础设施经营模式创新

2.1 总体设想

广义的天然气“全国一张网”应是一个覆盖能源生产、流通、消费三大领域的全国性动态物流系统，该系统一端连接天然气生产者，另一端连接天然气消费者，系统内的各个功能要素和系统的运行会随着市场需求、资源供应、运输方式和市场价格的变化而变化，因此需要在商务模式和经营理念上进行创新，充分依托天然气“全国一张网”的优势，在全时间、全空间、全相态（天然气的液态-气态转换）三个维度上统筹平衡和优化天然气物流，从而实现天然气高效运输、储存、加工和配送，推出更丰富、更灵活、更好用的服务产品，增强天然气“全国一张网”对资源、市场和经济环境变化的适应性和灵活性，推动油气行业市场化机制的形成，降低物流成本，满足社会和行业发展需要，保障国家能源安全。

国家管网集团运营的天然气储运设施基本形成了天然气“全国一张网”的物理骨干架构，天然气作为大宗商品，具有同质化、可互换、易于标准化、易于储存和运输等特点，因此构建一个大跨度的天然气大宗商品物流系统是可行的。该系统需要具备以下几个功能：一是空间转移。资源产地和消费地域在空间上的分布不均衡，需要通过全国性天然气物流系统实现“横贯东西、纵贯南北、覆盖全国、联通海外”。二是时间转移。北方地区用气规律是“冬峰夏谷”，需要通过天然气物流系统实现“夏储冬用”；南方地区用气规律是“夏峰冬谷”，需要通过天然气物流系统实现“冬储夏用”；从商业储备角度看，还需要天然气物流系统实现“低（价）储高（价）用”。三是相态转换。天然气存在气相、液相两种相态，如果资源供应和市场需求处于不同相态时，需要天然气物流系统实现天然气相态转换。四是运输方式转换。涉及管道运输、公路运输、海运、内河运输等运输方式统一优化和统筹衔接。

本文提出的天然气基础设施经营新模式分为底层的物理运输系统和应用层的经营模式两个部分。物理运输系统即硬件，解决全国天然气基础设施的统筹建设和管理问题；经营模式即软件，解决全国天然气的商务运营问题。

2.2 物理运输系统

物理运输系统统筹全国各企业的天然气基础设施，由管道运输、储存、加工和配送4个子系统组成，各子系统相互衔接，构成一体化的天然气运输系统。

2.2.1 管道运输子系统

管道运输子系统指天然气干线管网和省级管网，承担着天然气商品位移的功能，通过空间变换帮助天然气商品完成市场价值交换并实现商品增值，完成天然气商品由生产者向消费者转移的传递过程。管道运输子系统连接18个主要国产气源和中亚、缅甸、俄罗斯等进口管道气源，大部分的LNG接收站和储气库，覆盖全国30个省市区及香港特别行政区（未覆盖西藏、澳门和台湾地区），直辖市及省会城市双气源、双通道覆盖率达到87%。

2021年6月，国家发改委下发《关于印发<天然气管道运输价格管理办法（暂行）和<天然气管道运输定价成本监审办法（暂行）的通知》[3]，将国家管网集团运营的天然气干线管网划分为4个价区制定管输费率，省级管网由省级物价管理部门按照准许成本加合理收益原则核定[4]。管道运输子系统的干线管道和省网分别收取管输费，不影响两者的收益和相互协作。

2.2.2 储存子系统

储存子系统是储气库、LNG储罐等储气设施，承担天然气商品储存和保管职能，通过时间变换帮助天然气商品实现其价值甚至实现价值增值的物流系统。

2020年4月，国家发改委等5部委联合下发《关于加快推进天然气储备能力建设的实施意见》[5]，要求“储气服务价格、天然气购进和销售价格均由市场形成。鼓励储气设施经营企业通过出租库容、利用季节性价差等市场化方式回收投资并获得收益，加快构建储气调峰辅助服务市场机制。”鉴于储气服务费不在政府定价范围内，各企业根据自身的实践和行业定位提出了储气服务价格的测算方案。除海南洋浦LNG接收站开展了LNG商储业务以外，国内其他LNG接收站尚未开展此类业务。因此储存子系统需要建立商储模式的经济评价方法并测算商储服务价格。

2.2.3 加工子系统

加工子系统是指储气库采气系统、LNG接收站汽化系统、装车系统、装船系统、LNG液化厂，对天然气大宗商品进行必要的加工和分装以满足天然气品质、相态、数量、压力、温度等方面的要求，能够提高用户满意度和认同感，从而提高市场占有率。加工子系统的加工能力、负荷率、运行可靠性和适应性对储存子系统的市场竞争力和经济效益有重大影响。

LNG接收站汽化费及装车费由省级物价管理部门核定，装车费用原则上参照汽化费标准核定。政府部门尚未将装船费用纳入价格核定范围，装船费用由双方协商确定。

2.2.4 配送子系统

配送子系统是指干线管网和省级管网的分输系统、城镇燃气管网以及公路运输、海运、内河运输等系统，主要功能是从客户的需求出发，依托数字化技术和供应链优化方法，把天然气配货和送货结合起来，将干线管网运输天然气或接收站加工的LNG配送到终端用户，并通过迅速准确、周到的服务提高客户满意度，实现业务增值。

城镇燃气管网由县（区）市物价管理部门按照准许成本加合理收益原则核定。CNG和LNG公路运输、LNG海运、LNG内河运输不属于政府定价范围，价格由市场形成。

2.3 经营模式创新

经营模式为细化的商务模式，包括跨空间的“单点进单点提”模式、“单点进多点提”模式、“多点进单点提”模式、“多点进多点出”模式，跨时间的“先提后存”模式、“先存后提”模式，跨相态的“气进液出”模式、“液进气出”模式，还包括商业储备模式，服务产品组合的多式联动模式、时间对冲模式、空间对冲模式、相态对冲模式，用户根据自身需求可选择“一站式”的物流服务，以提高灵活性和服务水平。

2.3.1 跨空间转移

天然气“全国一张网”已基本建成，为天然气资源的跨空间转移提供了条件，如果天然气物流系统全部建成，则可以将天然气输送到物流系统覆盖的任一用户。

“单点进单点提”模式（基础模式）：此模式实现简单的天然气资源转移，是其他服务模式的基础。主要工作包括：确定进气端供气计划和出气端提气计划；管道运输子系统和配送子系统有富余输送能力；进气端和出气端的气体组分和热值计量；确定物流费用（管道运输子系统管输费+配送子系统配气费），如果涉及LNG资源，还需要考虑汽化费、罐容、接收站窗口期等问题；确认托运商的诚信度及信用保证措施；确定贸易合同签署主体。

“单点进多点提”模式：该模式本质上是“单点进单点提”模式的组合，通过流程上的简化，为托运商提供更简捷、高效的天然气运输服务，适用于托运商采购同一资源向多个目标市场供应的情景。例如，在某站场进气，在其他多个分输站提气；LNG接收站卸货，其他LNG接收站提液态气，并在某分输站提取剩余的气态气；零散用户组团购气等。主要工作与“单点进单点提”模式类似（下同）。

“多点进单点提”模式：该模式与“单点进多点提”模式类似，是“单点进单点提”模式的组合，适用于大型托运商多气源采购天然气，例如托运商在多个LNG接收站分散卸货，由一个LNG接收站或者分输站跨区域集中提气。

“多点进多点出”模式：该模式更加复杂，适用于托运商对多气源进行多地提气的情景，例如气态气、LNG等多气源组织，再通过LNG接收站、分输站等分别提气。可将托运商的多资源、多目标市场物流优化问题转移至天然气物流系统，实现“一站式”解决，对物流系统提出了更高的输送和优化要求。

2.3.2 跨时间转移

利用管道运输子系统、储存子系统可以搭建跨时间的天然气运输服务，满足托运商资源供应地点和消费地点的短期时间错配要求，如果加强管道运输子系统和配送子系统耦合，则可向下游托运商提供更深层次、更接近市场的运输服务。

“先提后存”模式：运作模式为托运商预提LNG或管道气向目标市场供气，在约定期限内按时足量还气。主要应用情景是托运商已有供气保障，但资源到货时间滞后于市场客户需要供气保障时间，托运商存在预提天然气的需求。实际运作中可延申至“单次提单次存”“多次提单次存”“单次提多次存”“多次提多次存”等方式。主要工作包括：确定资源气质组分和热值计量；确定预提气计划和方式；确定资源存还计划和方式；统筹平衡储气库工作气量，确定预提气服务的库存基础；如果涉及液化，还需要确定LNG接收站卸船窗口期计划和加工费等。

“先存后提”模式：运作模式为托运商先将LNG或管道气存入LNG接收站储罐或管网，在约定期限内通过管网或LNG接收站提气。主要应用情景是托运商的市场客户用气需求滞后于天然气资源供应时间，有短期的天然气储存需求。实际运作中可延申至“单次存单次提”“单次存多次提”“多次存单次提”“多次存多次提”等方式。

2.3.3 相态转换

天然气相态转换服务通常与其他服务模式组合使用，为托运商提供“一站式”服务。

“液进气出”模式：该模式是LNG接收站的主要运行方式，LNG接卸后存入接收站储罐，经汽化后进入管道外输。主要工作包括：确定LNG组分、热值；确定卸船和提气计划；确定卸货的LNG接收站及可用窗口期、可用罐容；如果涉及资源外输，还需要确定管道运输子系统、配送子系统的富余能力；确定相关各子系统的物流价格。

“气进液出”模式：在接收站与管网互联互通后，在物理联通方面可以实现管道气和LNG换货的提气需求。该模式适用于托运商的资源为管道气，进入管网后，在接收站提取LNG。

2.3.4 商业储备模式

商业储备模式适用于长期的天然气储备。该模式主要依托储运子系统，并搭配管道运输子系统向托运商提供服务，相关设施包括储气库、LNG接收站储罐、LNG液化厂储罐、LNG卫星站储罐和天然气储配站储罐，以及全国管网内的管道存气。通常储气库和LNG接收站储罐更合适作为商业储备模式的基础设施。

需要指出的是，LNG接收站储罐分为普通罐和保税罐两种，其中保税罐仅位于海南LNG接收站（2座储罐，罐容2亿立方米）和浙江宁波LNG接收站（1座储罐，罐容1亿立方米），未来大连LNG接收站也具备扩建保税储罐的条件。保税罐罐容适合发展LNG商储业务和国际LNG中转业务。

2.3.5 服务产品组合

发挥“全国一张网”的优势，可以实现LNG与管道气互提，可跨区域、跨时间且气液介质互换；根据不同托运商的需求，可以提供不同的服务提气方案。这些方案可结合管网和接收站不同时间所在不同罐容的工况，推荐设计长期、中期和短期不同组合的服务产品，尽量提供符合托运商特有需求的服务产品组合套餐；托运商也可根据各自需求，在一定条件下自由选择服务产品组合，让托运商根据自身需求“点餐”，从而提升托运商的服务体验。

发挥“全国一张网”优势，实现天然气跨区域、跨时间和介质互换互提，需要统一的热值计量标准，需要建立全国性的天然气储运设施调度系统，需要站在全行业高度对商务模式及物流费用的结算和分配进行顶层设计并建立相应的系统，通过统筹平衡、统一调度，实现空间对冲、时间对冲和相态变化对冲，优化天然气“全国一张网”的运营，降低天然气储存和运输成本，惠及上游及下游用户，促进天然气全产业链高质量高效发展。

多式联运模式：LNG接收站作为多式联运枢纽，具备LNG装车、装卸船、罐箱联运、CNG母站等功能，合适提供多式联动模式服务。主要工作包括：确定资源船期计划；确定卸船接收站可用罐容和窗口期；确定提气方式及计划；确定LNG陆路物流服务价格（LNG接收站装车加工费+LNG槽车运输费）；确定CNG陆路物流服务价格（LNG接收站汽化加工费+CNG槽车运输费）；确定LNG海路转运物流服务价格（LNG接收站卸船加工费+储存费+装船加工费）；确定罐箱联运物流服务价格（LNG接收站卸船加工费+罐箱陆路运输费+罐箱水路运输费）；贸易计量采用热值计量方式；确定贸易合同签署主体。

时间对冲模式：如果两家托运商分别提出“先存后提”服务和“先提后存”服务，形成相反的服务需求，则可以撮合两家托运商配对并提供时间对冲模式服务，即通过两家托运商的资源串换，将第一家托运商存入的天然气资源供应给第二家托运商，服务结束时再将第二家托运还存的天然气供应给第一家托运商，该模式可以降低资源对天然气储运系统的占用（见图1）。如果两家托运商的服务起止时间不一致，则选择对双方重叠的服务周期提供时间对冲服务，剩余的服务周期通过基本的“先提后存”模式或“先存后提”模式解决；如果两家托运商的天然气资源规模不一致，同理可选择较小的天然气资源规模进行对冲，存在剩余天然气的托运商再单独通过基本的“先提后存”模式或“先存后提”模式解决。

由于对撮合成功的时间对冲服务未提供实质性的天然气储运服务，因此只应收取一定的撮合费用；在两家托运商的服务起止时间或服务规模不一致的情况下，可对撮合后剩余的“先提后存”服务或“先存后提”服务收取储运费用。

空间对冲模式：与时间对冲模式类似，如果两家托运商分别提出的“单点进单点提”服务的进气点和提气点正好相反，天然气输送方向形成对冲，则可撮合为空间对冲服务（见图2）。在第一家托运商的提气点向其提供第二家托运商的进气资源，在第一家托运商的进气点将其资源提供给第二家托运商，收取一定的撮合费。

如果两家托运商的服务规模不一致，则参考时间对冲模式，对两家托运商制定较小的服务规模，有剩余资源的那家托运商通过基本的“单点进单点提”模式单独解决；如果两家托运商的运输路径有部分重叠，也可以对重叠的输送路径提供对冲服务并收取撮合费，对于非重叠输送路径单独收取管输费，或者继续寻找第三家托运商构建空间对冲服务。

空间对冲模式还可拓展到“单点进多点提”模式、“多点进单点提”模式、“多点进多点出”模式，构建成更加复杂的天然气运输服务，但是相关撮合和对冲工作由物流系统负责，托运商只提供进气点、提气点和输送规模即可。

图1 时间对冲模式示意

图2 空间对冲模式示意

相态对冲模式：在相态对冲模式下，优先对两家托运商的汽化、液化进行撮合，剩余的汽化量或液化量由加工子系统提供服务，并收取“液进气出”或“气进液出”服务费。在通常情况下，相态对冲会涉及天然气资源的跨空间、跨时间转移，服务形态会更加复杂。气、液相态对冲模式示意见图3。

3 全国天然气物流系统构建

在实际操作中，托运商会同时涉及天然气的空间转移、时间转移、相态转换和商业储备服务，为优化服务还会进行时间对冲、空间对冲和相态对冲的撮合及混合服务，相关物流系统需要全国范围的管道运输子系统、储存子系统、加工子系统和配送子系统构建紧密的协同服务。为打造便捷、高效、低成本的“一站式”服务，还需要夯实以下3个平台。

3.1 建立全国性天然气储运能力交易平台

全国性的天然气储运能力交易平台可以汇集天然气产业链上中下游多方主体，构建成规模化、多样化的储运服务平台，提高储运服务的灵活性，降低储运服务的成本和费用。未来工作一是结合天然气“全国一张网”的建设和运营情况，参照国外相关经验，尽快推出一整套丰富的、适应市场需要的储运服务产品及产品组合，制定一系列标准服务合同，推动构建管道运输和储气能力服务交易的一、二级市场；二是建立市场准入体系和服务标准，构建底层的用户管容交易、日指令计划商务标准；三是基于管道运输和储气能力服务价值链，进行端到端的市场交易业务流程设计；四做好交易平台与调度运行平台的衔接，保障储运设施商务流和物流的平衡。

图3 气、液相态对冲模式示意

3.2 建立全国性天然气物流调度平台

全国天然气物流系统的高效运行离不开管道运输子系统、储存子系统、加工子系统和配送子系统的紧密配合和协同工作，因此需要建设天然气大宗商品物流调度平台，统一调度自有和第三方天然气物流设施，统筹衔接天然气管输、储存、加工和配送环节，统筹优化管道运输、公路运输、海运、内河运输等多种运输方式，为用户提供端到端（从资源端到终端用户）的天然气物流一揽子解决方案，提供自有资产调度（“专车”）、他有资产代调度（“出租车”），甚至对接第三方省级调度平台，成为类似于移动出行平台“滴滴”的天然气物流调度平台。

3.3 建立全国性的天然气商品交易平台

全国天然气物流系统需要天然气商品交易平台作为基础，一是建立资源和市场数据库，适应市场多元化竞争趋势，注重市场分析和预测，建立敏捷灵活的市场反应机制，为天然气物流系统平稳运行提供指导；二是为零散用户提供拼单采购或搭船采购LNG资源的中介服务以及天然气物流服务，完善市场化经营机制；三是为LNG、管道气销售方提供在线商品信息和增值服务展示平台，成为类似于采购批发网络平台“拼多多”的天然气商品交易平台。

4 结语

本文结合中国天然气产业链存在的主要问题，提出天然气基础设施经营模式创新，将国内天然气基础设施整合为包括管道运输、储存、加工、配送的物理运输系统，向用户提供基于空间、时间、相态以及组合的天然气储运商务模式，并通过三个平台建设夯实该经营模式，实现“全国一张网”的真正构建，实现天然气资源的灵活、高效和安全输配。