朱澤橙 朱曌

[摘 要]目前世界上主流的天然氣儲備方式為地下儲氣庫和LNG接收站儲罐。隨著我國經(jīng)濟高速發(fā)展和對天然氣的擴大使用，天然氣季節(jié)性調(diào)峰的矛盾日益凸顯，天然氣儲備能力作為產(chǎn)供儲銷體系中的重要一環(huán)，制約著天然氣行業(yè)的快速發(fā)展。為此，調(diào)研了國外儲氣設施的基本情況，分析了我國天然氣儲備能力建設中面臨的問題和挑戰(zhàn)，并提出了發(fā)展我國天然氣儲備能力的相關建議。

[關鍵詞]天然氣；儲備能力；儲氣庫；LNG接收站儲罐；運營機制

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

隨著我國經(jīng)濟回暖，以及環(huán)保壓力帶來的天然氣擴大使用，天然氣季節(jié)性調(diào)峰的矛盾日益凸顯。2017年中國天然氣產(chǎn)量約1490億立方米，消費量高達2352億立方米，同比增長17%，在冬季北方用氣高峰，一度引發(fā)天然氣供應缺口。2018年，國家能源局印發(fā)《2018年能源工作指導意見》，意見中提出中國將推動建立天然氣產(chǎn)供儲銷體系，天然氣儲備能力作為產(chǎn)供儲銷體系中的重要一環(huán)，對保障高峰期用氣具有重要作用。目前，世界上主流的天然氣儲備方式為地下儲氣庫和LNG接收站儲罐，如何快速形成我國天然氣儲備能力，實現(xiàn)儲氣能力可持續(xù)發(fā)展，理順其運營模式，已成為我國天然氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展面臨的主要問題之一。

1 國外天然氣儲備能力概況

1.1 國外地下儲氣庫概況

截至2016年年底，全球已建成約715座地下儲氣庫，總工作氣量3933億立方米，占當年全球消費量的12%左右。從儲氣庫數(shù)量來看，北美、歐洲和獨聯(lián)體總共占比約95%；從工作氣量來看，北美、歐洲和獨聯(lián)體總共占比約96%，見下表。在分布區(qū)域上，主要集中在北美、歐洲和獨聯(lián)體地區(qū)。

1.2 國外主要LNG接收站儲罐概況

日本和韓國是全球主要LNG進口國，因地質(zhì)條件限制，主要依靠LNG接收站儲罐進行儲氣調(diào)峰，具有代表性。截至2016年，日本已建接收站數(shù)目42座、儲罐184個、總罐容達到115億立方米、占消費量比重約9%；韓國已建接收站數(shù)目6座、儲罐80個、總罐容達到76億立方米、占消費量比重約17%。

1.3 國外主要地區(qū)儲氣設施運營模式概述

國外主要地區(qū)的天然氣市場發(fā)展形態(tài)差別較大，美國、歐洲是完全市場化的天然氣市場，而俄羅斯則為壟斷天然氣市場?？紤]市場化的地下儲氣庫公司為代表，一般為獨立的公司運營，對地下儲氣庫投資建設和管理的主體主要有：一是天然氣供應商；二是管道公司；三是城市燃氣分銷商；四是獨立第三方。同時也會有多方參與投資建設和管理的混合形式。

地下儲氣庫的運營模式主要有：一是出租庫容型，綜合考慮注氣和提氣，以及建設投資等成本，制定相應的庫容出租費率出租庫容；二是直接銷售型，通過季節(jié)錯峰低買高賣天然氣，綜合考慮儲氣成本后加價銷售；三是捆綁銷售型，地下儲氣庫作為管道運輸?shù)囊徊糠郑ㄟ^管輸費回收地下儲氣庫的各種成本；四是混合型，同時通過出租庫容和獨立銷售天然氣獲取收益。

另外，在地下儲氣庫的庫容出租定價上，對于政府要求具有保供責任的主體，通常都由政府定價或采用政府監(jiān)管的指導價格，以避免地下儲氣庫利用其壟斷地位高峰套利，影響天然氣供應。

2 國內(nèi)天然氣儲備能力建設面臨的挑戰(zhàn)

我國天然氣資源主要集中在中西部地區(qū)，消費區(qū)域主要在東南部經(jīng)濟發(fā)達地區(qū)以及北方冬季采暖用氣地區(qū)，經(jīng)過近年來的高速發(fā)展，天然氣管道發(fā)展迅速，已投產(chǎn)管道里程達到約10萬公里。相較管道的高速發(fā)展，雖然經(jīng)過20多年的建設，我國天然氣儲備能力建設速度慢、能力弱。2017年中國的天然氣儲氣調(diào)峰能力約72億立方米，約占當年消費量的5%，遠低于國際12%的平均水平。按照規(guī)劃，2020年我國天然氣消費量將達到3600億立方米，對外依存度超過40%，調(diào)峰需求量將達到430億立方米。我國加快天然氣儲備能力建設的任務重、時間緊。

在管道運輸規(guī)模效應的優(yōu)勢下，地下儲氣庫依然是我國天然氣儲備能力建設的主要方向，LNG接收站儲罐，作為短期調(diào)峰手段處于相對次要的地位。下面主要探討地下儲氣庫建設過程中所面臨的挑戰(zhàn)。

2.1 日調(diào)峰責任不清、主體不明

在天然氣市場發(fā)展充分的國際市場上，通常是“誰用氣、誰調(diào)峰”，具有需要天然氣穩(wěn)定供應的工業(yè)用戶、燃氣企業(yè)、管道企業(yè)，具有主動調(diào)峰的利益驅(qū)動，承擔調(diào)峰責任的主體相對明確。目前國內(nèi)上游氣源由中國石油、中國石化、中國海油為代表的“三桶油”供氣企業(yè)掌握，政策明確供氣企業(yè)和管道企業(yè)共同承擔季節(jié)調(diào)峰責任，燃氣企業(yè)承擔小時調(diào)峰責任，而對于重要的日調(diào)峰責任，存在供氣企業(yè)與燃氣企業(yè)互不相讓，相互推諉的情況，故而影響相應調(diào)峰責任的落實。

2.2 儲氣庫公司獨立性不夠、投資積極性差

如前文所提到，目前國內(nèi)上游氣源以“三桶油”為代表的供氣企業(yè)所掌握，這其中中國石油占比超過65%，國內(nèi)儲氣庫和主干管道主要都由中國石油和中國石化所有。以往地下儲氣庫多作為長輸管網(wǎng)配套基礎設施與管網(wǎng)捆綁，通過管輸費回收相關投資。近年來，中國石油將儲氣庫公司單獨剝離出來，但在獨立盈利和投資運營上未完全放權，定位于“成本中心”，不能獨立進行季節(jié)性差價買賣獲取利潤，不利于地下儲氣庫的持續(xù)投資建設和運營管理。除此之外，對于有調(diào)峰需求的管道公司，由于獨立運營的儲氣庫和管道之間的調(diào)度運營機制未理順，也缺乏投資積極性，使儲氣庫的調(diào)峰功能未能體現(xiàn)收益。

2.3 管道未實現(xiàn)公平開放，影響社會資本投入

城鎮(zhèn)燃氣企業(yè)作為下游主要的用氣企業(yè)，承受著冬季高額的購氣成本，在目前居民氣價低于工業(yè)氣價的環(huán)境下，部分成本無法向下游用戶傳導，因而其具有強烈的建庫需求，希望通過建庫儲氣平抑用氣高峰和用氣低谷的價格波動，降低冬季購氣成本。以城鎮(zhèn)燃氣企業(yè)為代表的社會資本未能大規(guī)模投資的障礙在于，管道沒有實現(xiàn)第三方公平開放，儲氣庫無法同主干管網(wǎng)連接并順利使用，造成天然氣“進不來、出不去”，容易形成儲氣庫孤島，無法實現(xiàn)其應有的調(diào)峰價值。

2.4 缺乏統(tǒng)一的標準規(guī)范，影響儲氣庫建設審批

我國儲氣庫建設鉆采環(huán)節(jié)多采用油氣田的技術規(guī)范，集輸環(huán)節(jié)多采用輸氣管道領域技術規(guī)范，尚未建立針對儲氣庫建設和運營的行業(yè)標準規(guī)范，這就造成儲氣庫在規(guī)劃、設計、建設、驗收、運行過程中標準規(guī)范不一致的問題。同時，在安環(huán)評時沒有針對儲氣庫的專門類別，在性質(zhì)界定上是屬于城鎮(zhèn)燃氣還是油氣田尚有分歧。在標準規(guī)范上的不足，不僅造成儲氣庫建設投資和運行費用過高，也對投資建設前期對風險的評估帶來較大的不確定性。

2.5 儲氣庫庫源所有權界定不明晰

我國已建儲氣庫類型以枯竭油氣藏儲氣庫和鹽穴儲氣庫為主。儲氣庫建設的庫源主要來源于油氣田或鹽礦開發(fā)后遺留的枯竭油氣藏或鹽穴，目前儲氣庫庫源主要由中國石油、中國石化內(nèi)部劃撥或租賃。在庫源所有權上不明確，導致儲氣庫企業(yè)難以通過購買或租賃等方式獲得庫源所有權，同時也將限制將其作為資產(chǎn)進行融資，影響社會資本投資，對于建設過程中可能出現(xiàn)的地表沉陷等的責任劃分也將難以界定。

2.6 市場化建設滯后，儲氣庫盈利模式單一

在天然氣市場發(fā)展充分的發(fā)達國家，儲氣庫盈利模式除出租庫容和現(xiàn)貨交易盈利，還可以通過配合金融工具，對沖價格波動風險。我國天然氣市場交易剛起步，上海、重慶石油天然氣交易中心成立時間較短，尚未開展遠期、期貨等交易，交易產(chǎn)品單一，沒有開發(fā)儲氣庫庫容交易等產(chǎn)品，儲氣庫庫容的市場價值尚未充分發(fā)揮。

3 對國內(nèi)天然氣儲備能力建設的建議

3.1 正確認識建設周期，科學制定建設目標

地下儲氣庫的建設，按照國外的發(fā)展經(jīng)驗，一般需經(jīng)歷初期、快速和平穩(wěn)三個階段，其中初期階段需要15年左右，快速發(fā)展階段需要40年左右，是一個長期的過程。我國地下儲氣庫經(jīng)過20多年的發(fā)展建設，目前正處于快速發(fā)展期，從客觀規(guī)律來看，地下儲氣庫的建設周期為3～5年，LNG接收站儲罐的建設周期為2～3年，按照10%消費量作為調(diào)峰儲備能力，預計需要15～20年，難以一蹴而就，這就需要正確認識建設周期，科學制定建設目標。國內(nèi)天然氣使用地區(qū)性差異較大，南方地區(qū)峰谷差較小，以廣東地區(qū)為例，用氣高峰在夏季，空調(diào)制冷帶來用電需求大，從而帶動發(fā)電中的天然氣消費攀升；而北方地區(qū)，用氣高峰在冬季，冬季取暖需求帶來天然氣消費量原高于其他季節(jié)，峰谷差達到4∶1以上。在制定建設目標時不宜簡單“一刀切”，應根據(jù)不同地區(qū)峰谷差別因地制宜。

在地下儲氣庫和LNG接收站儲罐的路線選擇上，同樣需要根據(jù)不同地區(qū)的地質(zhì)條件做好經(jīng)濟測算，不但考慮投資金額，還需要考慮地下儲氣庫和LNG接收站注氣和采氣加工過程的變動成本，在適宜建地下儲氣庫的地方建儲氣庫，在地下儲氣庫沒有經(jīng)濟性時考慮LNG接收站儲罐選址建設，齊頭并進。

3.2 破除體制機制障礙

3.2.1 推進管道公平開放

管道第三方公平準入是制約儲氣設施建設的關鍵因素，加快推進國家管道公司成立，整合全國管網(wǎng)管道，對第三方實現(xiàn)公平準入，才能從根本上解決社會資本投資儲氣設施的顧慮。儲氣設施作為管網(wǎng)建設的節(jié)點，單個投資無法發(fā)揮其應有的調(diào)峰作用，只有加入管網(wǎng)系統(tǒng)中，與其他設施節(jié)點形成聯(lián)動，才能使天然氣利用效率最大化。

3.2.2 國家能源公司理清內(nèi)部儲氣業(yè)務機制

中國石油作為國家能源公司的代表，是目前國內(nèi)天然氣最主要的供應商，其擁有庫源資源、技術能力、資金實力，具有其他能源公司不可比擬的優(yōu)勢。同時由于內(nèi)部機制未完全理順，在經(jīng)營模式上尚未完全放權給下面的儲氣公司，讓本應為“利潤中心”的儲氣公司依然作為“成本中心”定位，不能激活儲氣業(yè)務快速發(fā)展。只有理清上游開發(fā)、銷售、管道模塊，按照“誰投資、誰受益、誰用庫、誰出錢”的原則，充分釋放其在儲氣庫建設上的專業(yè)能力。

3.2.3 完善相關政策法規(guī)，鼓勵建設主體多元化

在政策法規(guī)上對儲氣庫建設加大支持力度，明確項目報批流程，包括安評、環(huán)評等的專項評價標準，優(yōu)化審批加快項目核準。開放市場，鼓勵社會資本進入，建設主體多元化。同時，考慮對于儲氣設施重點項目，配到財政資金，增強項目收益能力。另外對于一些不科學不合理的管理規(guī)定需進一步修改，如禁止LNG船在長江通行，對進港安全距離要求過嚴等。

3.3 明確調(diào)峰責任主體，加大政策支持力度

在我國儲氣庫處于快速發(fā)展的階段，在明確季節(jié)調(diào)峰責任由供氣企業(yè)承擔，小時調(diào)峰責任由燃氣企業(yè)承擔的基礎上，進一步明確日調(diào)峰責任歸屬。按照“誰用氣、誰調(diào)峰”的原則，城鎮(zhèn)燃氣企業(yè)以及不可中斷工業(yè)用戶應承擔起日調(diào)峰責任，并可通過向終端用戶傳導的方式，促進儲氣能力建設加快步伐。

3.4 推動儲氣服務相關價格由市場定價

儲氣服務價格如何確定，目前有政府定價和市場定價的不同意見，政府定價具有投資收益確定，便于投資決策的優(yōu)點；而市場定價具有發(fā)揮市場作用，充分評估儲氣庫經(jīng)濟價值，有效調(diào)節(jié)儲氣庫資源的優(yōu)化配置。同時，政府定價的缺點在于，因儲氣庫地質(zhì)條件等因素不同，不同儲氣庫之間投資差異巨大，如何核定相關成本、制定合理價格，難以與市場形成的價差吻合；市場定價的缺點在于，因儲氣設施投資金額大，時間較長，無法形成明確的投資決策依據(jù)，在目前的國企為建設主體的情況下，難以下定決心，決策周期過長。

從目前的改革方向來看，市場化定價是主流，只要保證儲氣服務價格沒有受到壟斷因素的操控，市場化定價按照目前的北方用氣峰谷差價，儲氣公司擁有足夠的利潤空間收回投資成本。拓寬儲氣公司的盈利方式，出租庫容、峰谷差價、庫容上線交易等，充分利用上海、重慶石油天然氣交易中心，加深合作，推動儲氣服務相關價格由市場定價。

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[作者簡介]朱澤橙（1986—），男，漢族，四川威遠人，供職于中海石油（中國）有限公司原油與天然氣銷售部，研究方向：天然氣政策研究、天然氣銷售、市場營銷、采購管理等；朱曌，女，漢族，浙江衢州人，供職于上海石油天然氣交易中心，研究方向：天然氣交易市場等。