我國天然氣儲備設施的現狀和問題分析

呂淼

目前我國儲氣庫建設運營的經濟效益無法準確測算，同時，儲氣的價值也難以體現。本文分析了造成這一現象的四大原因。

目前，我國天然氣商業儲備初具雛形，戰略儲氣庫建設也剛剛起步。地下儲氣庫建設以中石油、中石化為主，沿海LNG接收站和儲運項目以中海油為主。

我國地下儲氣庫建設起步較晚?！笆濉鼻埃瑑鈳旖ㄔO、運營主體只有中石油一家。1969年投產的第一座地下儲氣庫工作氣量僅1700萬立方米。1997年陜京管道系統建成投產，為了保障京津地區用氣安全，中石油在大港油田規劃建設了我國第一個大型儲氣庫群，包括大張坨、板中北和板中南等6個儲氣庫，設計庫容30.3億立方米。

近年來，儲氣庫建設主體呈現多元化趨勢，帶動了儲氣庫類型、用途的多樣化。中石油與中鹽金壇合作，將5口老腔成功改造成鹽穴儲氣庫，又完成6口新井的造腔工作。一期完工后，金壇儲氣庫工作氣量將達到5億立方米。

除中石油金壇儲氣庫外，中石化、港華燃氣均在金壇開展鹽穴儲氣庫的前期工作。2013年，有4座大型地下儲氣庫建設達到注氣條件，新增設計儲氣能力107億立方米。但是，由于地下儲氣庫建設有一個逐步達產的過程，截止到2015年底全國地下儲氣庫已建成儲氣能力僅42億立方米，占當年全國天然氣消費量的不到3%。

除了地下儲氣庫以外，“十五”到“十二五”期間，我國還陸續建設了LNG接收站、LNG轉儲中心、LNG調峰儲運中心、城市LNG儲備設施。

運營現狀

儲氣庫建設耗資巨大，但卻缺乏相應的價格引導和投資回收機制，因此天然氣企業投資建設儲氣庫的積極性不高，商業模式有限。

目前已經建設運營的儲氣庫，大多作為管道系統或者LNG接收站的一部分，由管道系統或者LNG接收站運營企業管理運營，不獨立經營儲氣業務，也不對系統外開放儲氣服務。根據投資主體和投資回收渠道不同，儲氣庫建設運營模式主要有三種。

第一種模式是由上游企業建設運營。由于我國天然氣行業上中游一體化的行業結構，上游企業資本實力雄厚，掌握天然氣資源、管道系統和LNG接收站，以及建設地下儲氣庫的主要資源-枯竭油氣藏，因此上游企業投資運營是我國儲氣設施建設的主要模式。

同時，由于天然氣現貨市場不發達，儲氣庫無法獨立運營，通常被作為管道系統或者LNG接收站的一部分，不實行獨立核算。例如，中石油大港儲氣庫群和華北儲氣庫群，被作為陜京管網系統的組成部分，負責京津冀地區季節調峰供氣、應急保障供氣和日常削峰填谷平衡管網壓力三大任務，分別由中石油北京天然氣管道公司大港儲氣庫分公司和華北儲氣庫分公司管理。

第二種模式是由下游企業建設運營。為了滿足城市安全供氣需要，同時面臨天然氣現貨市場的價格壓力，下游城鎮燃氣經營企業也采取多種方式儲備天然氣。例如，上海曾經在位于浦東新區的北蔡鎮建設了包含10座大型球罐的儲配站，用于天然氣小時調峰。后來隨著高壓管網逐步成型，上海的氣源構成和管網布局發生了巨大變化，小時調峰手段轉向以氣源調節和高壓管道儲氣為主，考慮到高壓球罐維護要求高等因素，于2009年退出了運行。

深圳市已經開工建設一個小型LNG接收站項目，儲罐容積8萬立方米，可以滿足深圳市10天的應急儲備和最高24萬立方米/h的調峰需求，非調峰期間還可以承擔深圳及周邊的LNG槽車供應業務，計劃于2016年建成投產。

第三種模式為合作建設運營。合作建設運營可以在合作方之間分攤儲氣庫建設運營成本，降低商業風險；實現儲氣庫建設資源有效利用，共享儲氣庫庫容或收益。儲氣庫建設運營合作有上下游企業之間的合作，也有天然氣企業與行業外企業之間的合作。例如，運營管理大港儲氣庫群和華北儲氣庫群的中石油北京天然氣管道公司，即為中國石油天然氣集團公司與北京市人民政府于1991年7月12日共同出資組建。港華儲氣有限公司是港華投資公司下屬的專門負責儲氣業務的一家獨立法人企業，2010年與中國鹽業金壇公司簽訂戰略合作協議，2013年正式簽訂租賃合同，合作建設地下鹽穴儲氣庫。金壇鹽業公司負責溶鹽造腔，租賃給港華儲氣公司作為儲氣庫使用，按約定收取租金；港華公司負責儲氣庫經營，為周邊城市提供天然氣調峰和應急儲氣服務，承擔經營風險，享有經營收益。

不管是哪種模式，由于儲氣設施現在主要作為輸配管網系統的一部分起保障作用，并沒有按照市場原則獨立經營核算，因此都無法準確測算儲氣庫建設運營的經濟效益。事實上，在長期供氣合同和固定價格制度下，現貨交易市場不發達，儲氣價值難以體現，儲氣庫的主要作用是保障供應安全，側重于社會效益。

四大問題

我國天然氣儲備能力建設存在的問題，目前主要表現為儲氣設施建設滯后，儲氣能力不能滿足保供需求；儲氣庫偏離消費中心，地區分布不合理；儲氣設施缺乏獨立盈利能力。

導致這些問題的原因，除了建庫資源條件差、建庫技術水平低之外，更重要的是市場壟斷、保供責任不明確、價格機制不合理，缺少鼓勵儲氣設施建設的市場機制。2013年儲氣設施建設的“大躍進”，充分說明建庫資源和技術不是阻礙我國天然氣儲備能力建設的主要問題。

（一）保供責任不明確

建設儲氣設施的目的是儲備天然氣、滿足調峰和應急需要，保障供氣安全。調峰和應急保障是下游用戶的需求，主要來自于城市燃氣的居民生活用氣。但《城鎮燃氣管理條例》在法律責任部分卻沒有明確規定燃氣經營企業的供氣標準和未按標準供氣的法律責任，因此城鎮燃氣經營企業很難有建設天然氣儲備以避免承擔責任的積極性。

即使城鎮燃氣經營企業希望建立天然氣儲備以履行保供義務，由于供氣規模有限、不掌握儲氣庫建設資源、缺少資金實力，也很難成為儲氣庫建設的主力。上游企業由于其在供氣規模、建庫資源、資金技術條件方面的優勢，應當承擔起儲氣設施尤其是大型儲氣庫建設的責任。

然而，在2014年國家發展改革委《天然氣基礎設施建設與運營管理辦法》頒布之前，上游企業既沒有法定的保供義務，也沒有合同義務約束。在天然氣銷售價格受管制的條件下，建設天然氣儲備也沒有儲氣盈利空間。因此，上游企業既沒有建設儲備的外在壓力，也沒有建設儲備的內在動力。

（二）價格機制不合理

在壟斷的市場結構下，我國對天然氣銷售實行政府管制價格，上下游企業根據政府定價簽訂長期供氣合同。國家發改委2013年《關于調整天然氣價格的通知》規定，頁巖氣、煤層氣、煤制氣出廠價格以及液化天然氣氣源價格放開，由供需雙方協商確定。問題在于，供氣來源的多樣化，并不等于供氣主體多元化。以北京為例，已經實現了供氣來源多樣化，包括陜北氣、新疆氣、中亞氣、唐山LNG、內蒙煤制氣，但供氣商還是中石油一家公司。在壟斷的市場結構下，很難實現價格機制轉型。

2013年6月以前，天然氣定價方式是“成本加成”，天然氣銷售價格等于井口價格加上管輸價格。政府確定的井口氣價和管輸價格，都是單一價格，調峰成本被分攤到所有的氣量價格中，沒有調峰氣價，也沒有“兩部制”管輸價格。2013年6月以后，天然氣銷售實行“市場凈回值”定價，總體上理順了天然氣和替代能源之間的價格關系，但并沒有改變單一價格模式。由于實行單一價格，下游企業不均衡用氣無需支付更高的成本，上游企業也不能從儲氣調峰中獲得更多收益，加劇了用氣峰谷差，不利于鼓勵天然氣儲備建設。

管道運輸價格是下游用氣成本的重要組成部分。與世界絕大多數國家一樣，我國對天然氣管道運輸實行政府定價，但在政府公布的管輸價格中，包含儲氣庫建設費用，卻沒有明確規定管輸企業的儲氣責任。也就是說，無論管輸企業是否實際建設了儲氣庫并承擔了調峰儲氣責任，都可以收取包含了儲氣費的管道運輸費用，現行管輸價格機制不能鼓勵管輸企業建設儲氣庫，管輸企業也缺乏建設儲氣庫的積極性。

（三）儲氣庫建設資源條件較差

總的來看，我國油氣田多分布在中西部地區，而消費市場處于中部和東部沿海地區。中東部地區油氣藏型儲氣庫資源較少，地質構造復雜，鹽礦、含水層等地質條件較多，但勘探程度較低，需要加大普查篩選力度。

東部地區是天然氣主要消費區，但東部地區斷陷盆地形成復雜破碎的斷塊構造加上儲層復雜多變的陸相河流相沉積，使淺層難以尋找到合適的構造。加上東部地區氣藏少，沒有足夠的氣田用于建庫，而利用復雜儲層油藏改建儲氣庫的經驗尚不成熟，因此儲氣庫建設存在較大的難度。如何針對復雜斷塊油氣藏改建地下儲氣庫，是我國儲氣庫建設面臨的技術挑戰之一。

南方中小型盆地儲蓋組合復雜，使含水層儲氣庫建設面臨很大的困難，低幅度小構造的水層建庫技術面臨挑戰。主要體現在南方中小型盆地缺乏完整的含水層構造，非含油氣構造儲蓋組合不完整，儲層條件差，不適合建庫；油氣勘探中對水層構造研究不深入，給水層構造的研究帶來許多的困難，增加了勘探的難度，延長建庫周期。

（四）儲氣庫建造技術亟待突破

中國的地下儲氣庫建設起步較晚，20世紀70年代在大慶油田曾經進行過利用氣藏建設氣庫的嘗試，而真正開始研究地下儲氣庫是在20世紀90年代初，隨著陜甘寧大氣田的發現和陜京輸氣管線的建設，才開始研究建設地下儲氣庫以確保北京、天津兩大城市的供氣安全。目前，我國利用氣藏改建地下儲氣庫的技術基本成熟，但在油藏改建儲氣庫、鹽穴儲氣庫和含水層儲氣庫建造技術方面，還需要進一步探索研究，取得新的突破。