我国天然气储备设施的现状和问题分析

吕淼

目前我国储气库建设运营的经济效益无法准确测算，同时，储气的价值也难以体现。本文分析了造成这一现象的四大原因。

目前，我国天然气商业储备初具雏形，战略储气库建设也刚刚起步。地下储气库建设以中石油、中石化为主，沿海LNG接收站和储运项目以中海油为主。

我国地下储气库建设起步较晚。“十二五”前，储气库建设、运营主体只有中石油一家。1969年投产的第一座地下储气库工作气量仅1700万立方米。1997年陕京管道系统建成投产，为了保障京津地区用气安全，中石油在大港油田规划建设了我国第一个大型储气库群，包括大张坨、板中北和板中南等6个储气库，设计库容30.3亿立方米。

近年来，储气库建设主体呈现多元化趋势，带动了储气库类型、用途的多样化。中石油与中盐金坛合作，将5口老腔成功改造成盐穴储气库，又完成6口新井的造腔工作。一期完工后，金坛储气库工作气量将达到5亿立方米。

除中石油金坛储气库外，中石化、港华燃气均在金坛开展盐穴储气库的前期工作。2013年，有4座大型地下储气库建设达到注气条件，新增设计储气能力107亿立方米。但是，由于地下储气库建设有一个逐步达产的过程，截止到2015年底全国地下储气库已建成储气能力仅42亿立方米，占当年全国天然气消费量的不到3%。

除了地下储气库以外，“十五”到“十二五”期间，我国还陆续建设了LNG接收站、LNG转储中心、LNG调峰储运中心、城市LNG储备设施。

运营现状

储气库建设耗资巨大，但却缺乏相应的价格引导和投资回收机制，因此天然气企业投资建设储气库的积极性不高，商业模式有限。

目前已经建设运营的储气库，大多作为管道系统或者LNG接收站的一部分，由管道系统或者LNG接收站运营企业管理运营，不独立经营储气业务，也不对系统外开放储气服务。根据投资主体和投资回收渠道不同，储气库建设运营模式主要有三种。

第一种模式是由上游企业建设运营。由于我国天然气行业上中游一体化的行业结构，上游企业资本实力雄厚，掌握天然气资源、管道系统和LNG接收站，以及建设地下储气库的主要资源-枯竭油气藏，因此上游企业投资运营是我国储气设施建设的主要模式。

同时，由于天然气现货市场不发达，储气库无法独立运营，通常被作为管道系统或者LNG接收站的一部分，不实行独立核算。例如，中石油大港储气库群和华北储气库群，被作为陕京管网系统的组成部分，负责京津冀地区季节调峰供气、应急保障供气和日常削峰填谷平衡管网压力三大任务，分别由中石油北京天然气管道公司大港储气库分公司和华北储气库分公司管理。

第二种模式是由下游企业建设运营。为了满足城市安全供气需要，同时面临天然气现货市场的价格压力，下游城镇燃气经营企业也采取多种方式储备天然气。例如，上海曾经在位于浦东新区的北蔡镇建设了包含10座大型球罐的储配站，用于天然气小时调峰。后来随着高压管网逐步成型，上海的气源构成和管网布局发生了巨大变化，小时调峰手段转向以气源调节和高压管道储气为主，考虑到高压球罐维护要求高等因素，于2009年退出了运行。

深圳市已经开工建设一个小型LNG接收站项目，储罐容积8万立方米，可以满足深圳市10天的应急储备和最高24万立方米/h的调峰需求，非调峰期间还可以承担深圳及周边的LNG槽车供应业务，计划于2016年建成投产。

第三种模式为合作建设运营。合作建设运营可以在合作方之间分摊储气库建设运营成本，降低商业风险；实现储气库建设资源有效利用，共享储气库库容或收益。储气库建设运营合作有上下游企业之间的合作，也有天然气企业与行业外企业之间的合作。例如，运营管理大港储气库群和华北储气库群的中石油北京天然气管道公司，即为中国石油天然气集团公司与北京市人民政府于1991年7月12日共同出资组建。港华储气有限公司是港华投资公司下属的专门负责储气业务的一家独立法人企业，2010年与中国盐业金坛公司签订战略合作协议，2013年正式签订租赁合同，合作建设地下盐穴储气库。金坛盐业公司负责溶盐造腔，租赁给港华储气公司作为储气库使用，按约定收取租金；港华公司负责储气库经营，为周边城市提供天然气调峰和应急储气服务，承担经营风险，享有经营收益。

不管是哪种模式，由于储气设施现在主要作为输配管网系统的一部分起保障作用，并没有按照市场原则独立经营核算，因此都无法准确测算储气库建设运营的经济效益。事实上，在长期供气合同和固定价格制度下，现货交易市场不发达，储气价值难以体现，储气库的主要作用是保障供应安全，侧重于社会效益。

四大问题

我国天然气储备能力建设存在的问题，目前主要表现为储气设施建设滞后，储气能力不能满足保供需求；储气库偏离消费中心，地区分布不合理；储气设施缺乏独立盈利能力。

导致这些问题的原因，除了建库资源条件差、建库技术水平低之外，更重要的是市场垄断、保供责任不明确、价格机制不合理，缺少鼓励储气设施建设的市场机制。2013年储气设施建设的“大跃进”，充分说明建库资源和技术不是阻碍我国天然气储备能力建设的主要问题。

（一）保供责任不明确

建设储气设施的目的是储备天然气、满足调峰和应急需要，保障供气安全。调峰和应急保障是下游用户的需求，主要来自于城市燃气的居民生活用气。但《城镇燃气管理条例》在法律责任部分却没有明确规定燃气经营企业的供气标准和未按标准供气的法律责任，因此城镇燃气经营企业很难有建设天然气储备以避免承担责任的积极性。

即使城镇燃气经营企业希望建立天然气储备以履行保供义务，由于供气规模有限、不掌握储气库建设资源、缺少资金实力，也很难成为储气库建设的主力。上游企业由于其在供气规模、建库资源、资金技术条件方面的优势，应当承担起储气设施尤其是大型储气库建设的责任。

然而，在2014年国家发展改革委《天然气基础设施建设与运营管理办法》颁布之前，上游企业既没有法定的保供义务，也没有合同义务约束。在天然气销售价格受管制的条件下，建设天然气储备也没有储气盈利空间。因此，上游企业既没有建设储备的外在压力，也没有建设储备的内在动力。

（二）价格机制不合理

在垄断的市场结构下，我国对天然气销售实行政府管制价格，上下游企业根据政府定价签订长期供气合同。国家发改委2013年《关于调整天然气价格的通知》规定，页岩气、煤层气、煤制气出厂价格以及液化天然气气源价格放开，由供需双方协商确定。问题在于，供气来源的多样化，并不等于供气主体多元化。以北京为例，已经实现了供气来源多样化，包括陕北气、新疆气、中亚气、唐山LNG、内蒙煤制气，但供气商还是中石油一家公司。在垄断的市场结构下，很难实现价格机制转型。

2013年6月以前，天然气定价方式是“成本加成”，天然气销售价格等于井口价格加上管输价格。政府确定的井口气价和管输价格，都是单一价格，调峰成本被分摊到所有的气量价格中，没有调峰气价，也没有“两部制”管输价格。2013年6月以后，天然气销售实行“市场净回值”定价，总体上理顺了天然气和替代能源之间的价格关系，但并没有改变单一价格模式。由于实行单一价格，下游企业不均衡用气无需支付更高的成本，上游企业也不能从储气调峰中获得更多收益，加剧了用气峰谷差，不利于鼓励天然气储备建设。

管道运输价格是下游用气成本的重要组成部分。与世界绝大多数国家一样，我国对天然气管道运输实行政府定价，但在政府公布的管输价格中，包含储气库建设费用，却没有明确规定管输企业的储气责任。也就是说，无论管输企业是否实际建设了储气库并承担了调峰储气责任，都可以收取包含了储气费的管道运输费用，现行管输价格机制不能鼓励管输企业建设储气库，管输企业也缺乏建设储气库的积极性。

（三）储气库建设资源条件较差

总的来看，我国油气田多分布在中西部地区，而消费市场处于中部和东部沿海地区。中东部地区油气藏型储气库资源较少，地质构造复杂，盐矿、含水层等地质条件较多，但勘探程度较低，需要加大普查筛选力度。

东部地区是天然气主要消费区，但东部地区断陷盆地形成复杂破碎的断块构造加上储层复杂多变的陆相河流相沉积，使浅层难以寻找到合适的构造。加上东部地区气藏少，没有足够的气田用于建库，而利用复杂储层油藏改建储气库的经验尚不成熟，因此储气库建设存在较大的难度。如何针对复杂断块油气藏改建地下储气库，是我国储气库建设面临的技术挑战之一。

南方中小型盆地储盖组合复杂，使含水层储气库建设面临很大的困难，低幅度小构造的水层建库技术面临挑战。主要体现在南方中小型盆地缺乏完整的含水层构造，非含油气构造储盖组合不完整，储层条件差，不适合建库；油气勘探中对水层构造研究不深入，给水层构造的研究带来许多的困难，增加了勘探的难度，延长建库周期。

（四）储气库建造技术亟待突破

中国的地下储气库建设起步较晚，20世纪70年代在大庆油田曾经进行过利用气藏建设气库的尝试，而真正开始研究地下储气库是在20世纪90年代初，随着陕甘宁大气田的发现和陕京输气管线的建设，才开始研究建设地下储气库以确保北京、天津两大城市的供气安全。目前，我国利用气藏改建地下储气库的技术基本成熟，但在油藏改建储气库、盐穴储气库和含水层储气库建造技术方面，还需要进一步探索研究，取得新的突破。