地下储气库运营管理及成本分析

姚莉 肖君 吴清 蒋雪梅

（1.中国石油西南油气田天然气经济研究所，四川成都 610051；2.中国石油西南油气田公司营销部，四川成都 610051；3.四川长宁天然气开发有限责任公司，四川成都 610051）

地下储气库运营管理及成本分析

姚莉1肖君1吴清2蒋雪梅3

（1.中国石油西南油气田天然气经济研究所，四川成都 610051；2.中国石油西南油气田公司营销部，四川成都 610051；3.四川长宁天然气开发有限责任公司，四川成都 610051）

借鉴国内外地下储气库运营管理经验，分析我国地下储气库运营管理现状，并对储气库运行成本进行对比分析，提出地下储气库运营管理模式构想和提高运行效率、降低单位成本的措施和建议。认为底下储气库运营管理应注重吸取国外经验和教训，结合我国天然气市场发展的特点，研究适合我国的储气库经营模式、分析其成本构成，提出科学合理的我国储气库管理体制和运营机制，开发出适应我国地质特点的独特储气库技术、适应我国环境的监管政策法规体系。

地下储气库 运营管理 市场化 公司化 成本分析

0 引言

目前，全世界共有700多座地下储气库，总工作气量约为3 930×108m3，约占目前全球天然气消费量的11.6%［1］。国外地下储气库经历近百年的发展，积累了丰富的技术和管理经验，总结和借鉴这些经验对我国地下储气库的管理和优化运行意义重大。

1 国外地下储气库运营管理经验借鉴

1.1 地下储气库分布在天然气市场较成熟的地区

从国家和地区分布来看，全球地下储气库主要分布在天然气市场较成熟的地区。北美、欧洲和独联体国家（主要是俄罗斯和乌克兰）拥有全球98%的在运营地下储气库，其中美国在运营地下储气库数量最多（419座），其次分别是加拿大（55座）、德国（46座）和俄罗斯（26座）。

在全球地下储气库总工作气量中，北美地区占有36%，欧洲占有24%，独联体国家占有39%，西亚和亚太地区占有0.8%，拉丁美洲和加勒比地区占有0.03%。美国、俄罗斯、乌克兰、德国、意大利、加拿大、法国是传统的储气库大国，其地下储气库工作气量约占全球地下储气库总工作气量的85%。全球地下储气库总工作气量的78%分布于气藏型气库，5%分布于油藏型储气库，12%分布于含水层储气库，5%分布于盐穴储气库，另有约0.1%分布于废弃矿坑和岩洞型气库中。

未来几年，全球还有近50座地下储气库的扩建和100座地下储气库的新建计划，主要位于欧洲、北美、亚洲和独联体国家。国际天然气联盟（IGU）预计，到2020年，全球地下储气库的工作气量将由目前的3 500×108m3增至4 460×108m3，并有望在2030年进一步增至5 430×108m3。

欧洲、北美和独联体国家仍是未来地下储气库需求和建设最集中的地区。一方面是因为这些地区的天然气市场成熟，地质条件较好，且以传统管道气为主，管网系统发达；另一方面它们也是传统管道气贸易最活跃的地区，需要大量的天然气集输与储存设施。

相比之下，亚洲、中东等地区受天然气管网系统和建库地质条件限制，以及主要天然气消费市场以液化天然气（LNG）为主，导致该地区地下储气库增幅不会太大。国际天然气联盟预计，未来亚洲地区地下储气库的工作气量占全球总量的比例不会超过1%。

1.2 储气业务从管输、配气环节分离实行独立的商业运营

欧美在天然气工业管制放松之前，一直将储气库业务视为管道功能性的组成部分，与长输管道实行捆绑式服务，储气设施由天然气供应商（管道公司和配气公司）拥有和运营，天然气供应商从天然气生产商手中购进商品天然气后，通过长输管道输送到用户，储气库主要承担着平衡管道负荷和调配管道系统的输气量的作用。

天然气工业放松管制后，储气库则被视为天然气供应链中的一部分，而不再是输气管道或配气管网的功能性结构之一，储气库业务也逐步转向独立经营的商务模式，实行储气库的第三方准入［2］。储气库业务与其他业务相分离，由独立储气库运营商提供独立的储气服务，向所有用户开放，并收取一定的储气费；用户可以转让其购买的储气库容量；储气服务可以是连续性的，也可以是可中断的。

1.3 地下储气库采取市场化运作，公司化管理模式

天然气放松管制后，除以上游气田作为运营主体的储气库采取上中下游一体化运营管理模式外，欧美大部分国家地下储气库实现了市场化运作、商业化管理模式。地下储气库投资主体与运营主体多元化，州际管道公司、州内管道公司、地方燃气公司和独立储气库运营商既可以是投资主体，也可以是运营主体，储气库运营商按照市场规则进行商业化运作，参与市场竞争，从而保障天然气稳定供应（表1）。并依据投资和运营成本收取储气服务费用获得盈利，而储气服务对象由天然气峰谷价差获得盈利。储气费不再混合于管输费中。

表1 美国储气库的投资者和经营者表

欧美等国十分重视储气库的市场监管，特别是储气价格的监管。欧盟内部成立了独立监管机构（NRA），美国联邦能源监管委员会（FERC）也从储气库的服务定价、投资布局、市场准入等方面加强对储气库经营商经营行为的监管，从而为稳定供应天然气创造良好的市场秩序。

欧美国家储气库的相关信息在交易平台上完全公开，用户在平台上根据自己的需要执行必要的操作，包括：发布注入或采出天然气的指令、查询储气库流量信息和剩余储气能力、购买储气能力、交易储气能力以及下载发票等。

1.4 储气环节单独定价，价格水平保证储气库服务商获得合理的经济收益

储气环节与管输业务分离后，便出现了储气库价格及其形成机制的问题。欧美在天然气市场成熟地区通常按服务成本定价法或市场需求定价法确定储气费率，并建立反映供求关系、资源稀缺程度和合理投资运营成本的价格形成机制。

服务成本定价法主要考虑维持储气库基本的运行成本费用并获得稳定收益。在服务成本定价法下，储气服务成本被划分为固定成本和变动成本两项。固定成本平均分配到采出流量费和容量费，注入费和采出费用于回收变动成本［3］。由于储气服务的不均衡性，出现了高峰/非高峰期价格或者季节储气价格，具体价格水平由储气库运营商和用户协商确定。

美国在联邦能源管理委员会（FERC）管理之下的州际储气库一般按照服务成本法制定储气价格，费率包括成本和合理的投资回报，储气服务成本按照50%的固定成本分配给采出流量，50%分配给配给容量，注入和采出费用用于回收变动成本。其储气费用组成及计算依据见表2。

表2 服务成本法确定的储气费用组成及计算依据表

为了促进储气库的发展，欧美国家也采用市场需求定价法确定储气服务价格，市场需求储气价格通常需经过价格监管部门的严格审查，下达储气费价格区间，低限不低于储气服务的短期边际成本，但无价格上限。市场需求定价主要是为了让储气库运营商可以用高需求时的收益弥补低需求时的损失和未收回的投资成本。

欧洲大多数国家天然气工业竞争还不是十分充分，大部分国家采用谈判的方法确定储气费。在协商定价的情况下，储气库运营商为保持价格的透明度，一般会公布储气服务产品对应的指导价，作为协商定价的参考。储气库运营商会根据情况的变化随时复核和调整储气费用，执行协商后确定的价格。

2 我国地下储气库运营管理及成本分析

2.1 储气库运营管理现状

目前，我国已建成并投入运行的地下储气库约有25座，实际有效工作气量约为50×108m3，其中有6座为国家投资商业储气库，有5座位于气田周边，仅有1座位于西一线配套消费地。该储气库工作气量也仅为西一线输气能力的4%。

2.1.1 我国地下储气库建设处于初级阶段

与欧美发达国家相比，我国地下储气库建设起步较晚，20世纪90年代中期，我国开始筹备地下储气库建设。随着陕京管道的建成，2000年，第一座商业储气库投入运行。近年来，我国政府积极推进地下储气库建设，已建成天然气干线、支干线管道达6.3×104km，年输气能力超过1 700×108m3。西北、东北、西南和东部沿海4大天然气进口通道格局初步形成，实现了由管道向管网的跨越式发展。目前，已陆续在环渤海、长三角、西南、中西部、西北、东北和中南地区建成储气库25座。类型以凝析气藏为主，主要分布在近天然气终端消费地区。但投入运营的地下储气库实际工作气量仅占我国天然气年消费量的2.8%。与世界调峰应急储备能力平均水平10%相比，我国的储气库建设尚处于初级阶段。

2.1.2 我国地下储气库采用上中下游一体化运营模式

我国天然气产业仍然是上中下游一体化的运营模式，与欧美国家的早期运营模式基本相同。储气库的建设、运营、管理主要是由中国石油、中国石化两家国有石油公司承担，其中中国石油是当今国内最大的储气库运营商，拥有储气库24座，储气调峰能力占全国的98.4%。储气库作为管道的辅助设施，与管道捆绑运营，储气库并未成为天然气产业链中的独立环节。虽然2010年以后出现了国家投资的储气库，但是储气库的运营模式没有发生根本性的变化。2014年底，港华燃气进入储气库行业，开工建设港华金坛储气库［1］43。随着民营企业的不断加入，储气库建设主体将逐渐呈现多元化格局。

目前，我国储气库的主要作用还是协调供需平衡和季节调峰、优化管网运行以及应急与战略储备等方面。现阶段正在运行的储气库中，一部分是由天然气供应商出资承建的，作为管道的辅助设施与管道捆绑在一起，储气费率直接包含在管输费内。另一部分是国家财政投资的储气库，投资由国家通过所得税返还给予资金支持，但储气库运行费由企业承担。

2.1.3 储气库财税政策、服务价格受到政府管制

目前我国天然气价格受到政府管制，定价没有真正体现天然气的商品价值，即天然气供给的综合成本，包括进口、生产、运输、存储、分销、零售等成本，以及更高的灵活性、更低的碳排放等附加的功能价值没有体现，也没有反映供需关系。由管道板块投资兴建的储气库一直是管道的辅助设施，没有单独定价，储气环节发生的投资、成本费用都是与管道的经济效益测算捆绑在一起，相应的储转费计入到管输费中，与管输费一并收取，没有在天然气价格体系中单独设立“储气费”科目。在现行天然气价格体制下，投资和成本没有回收渠道，储气库效益无法体现，在一定程度上影响储气库投资建设主体的积极性。

目前我国对于储气库建设财税支持力度不足，在建设保障基金、储备设施折旧方式、战略储备天然气税收优惠、战略储备成本补偿、专项财政补贴等方面，给予储气库建设的鼓励性财税支持不足。在储气库服务价格、投资布局与规模、市场准入、公平竞争等各方面，市场监管力度较为薄弱，缺乏公平有序的市场竞争环境和公开透明的交易机制。

2.2 储气库成本及效益分析

2.2.1 储气库投资构成

地下储气库投资大，建设周期长，后期运行和维护费用较大。其投资费用包括勘探投资、钻井工程费、地面工程费用、垫底气费用、矿产补偿费、增值税及建设期利息、流动资金等。有资料显示，国外已建地下储气库投资一般在1 000万美元至1亿美元范围内［4］，我国枯竭油气藏储气库单位工作气量的投资在3.5～4.0元/m3［5］。

2.2.2 营运期成本分析

地下储气库的运行成本包括：人员费用、维护及修理费用、厂矿管理费用、外购材料费、外购燃料费、外购动力费（电、水等）、折旧、折耗及摊销、营业税金及附加等项目（图1）。其中外购材料费（不含润滑油）、外购燃料费、外购动力费（基本水电）、人员费用不受注、采气量增减变动影响，属于固定成本；材料费中的润滑油、外购动力费（压缩机用电）和以外的税金，随注、采气量增减而成正比例变化，属于可变成本。

图1 国内某储气库成本构成图

按照储气库的注采周期内总成本费用和注采气量可测算储气库平均单位成本和固定成本、可变成本值。国内某储气库单位固定成本为平均单位成本的54.99%；单位可变成本为平均单位成本的45.01%。

1）注采期成本分析

由于投产初期储气库压力较低，实际所产生的成本费用为储气库的最低储气成本阶段，后期成本费用将随储气库工作气的不断注入而上升。

（1）单位成本分析

按照注采期的不同，分别将注采期的总成本费用除以注气量或采气量，可测算注气期和采气期的单位成本费用。

（2）后期成本预测

根据储气库注采周期和历史数据，可采用回归分析法，对注采期成本进行回归，按照投入、产出相匹配的原则，尽可能选取生产较为稳定的区间数据进行成本回归分析。通过对储气库的注气量与经营费之间的相关数据，得出经营费用（因变量Y）与注气量（自变量X）的回归关系式：

式中，Y为经营费用，万元；X为注采气量，104m3；k为单位可变成本，元/103m3；B为单位固定成本，元/103m3；η为输差，%。

由于注气期和采气期单位固定成本和可变成本不一致，因此在进行分析的时候应分别预测注气期成本和采气期成本。

2）储气库运行成本对比分析

通过对国内不同储气库进行调研，按照成本对比口径一致性原则，将材料、燃料、动力、修理费、人员费用和其他费用共6项纳入成本对比，折旧折耗及输气损耗成本暂不纳入成本对比分析（图2）。

从图2可以看出，A储气库动力费、人员费用较B、C储气库偏高，修理费和其他费用较B、C储气库费用偏低，A储气库单位操作成本较B储气库高。主要原因是A储气库用电单耗和单价高于B储气库，其注气用电单耗较B储气库高0.0076 kW·h/m3。

A储气库单位操作成本较C储气库偏低。主要原因是两个储气库压缩机驱动方式不同，燃料费及动力费消耗差异大；C储气库压缩机组为气驱，主要消耗燃料气，而A储气库机组为电驱，主要消耗动力费；同时由于A储气库属于建设期，部分材料费属于项目投资，且投产试运时间短，部分外委维护工作还未开展，包括压缩机组、脱水装置大修、管道智能检测等，故材料费及维护修理费偏低。后期成本将增大。

2.2.3 地下储气库经济分析

经济效益评价方法以中国石油天然气股份有限公司颁发的《油气管道建设项目经济评价方法与参数》为依据，采用现金流量法对A储气库的建设投资（包括垫底气投资）所获得的经济效益进行评价。

通过对储气库的投资、运行成本、折旧、管理费用、财务费用和营业费用等的测算，对A储气库模拟单独运营，按照供应每立方米调峰天然气向储气库使用方收取储气费，用于回收投资、支付经营成本并获得一定的投资回报进行反算。当项目内部收益率为8%时，反算储气价格为1.257元/m3，运营期盈亏平衡调峰量为3.62×108m3左右；内部收益率为0%时，反算储气价格为0.398元/m3；当评价期30年利润总额为零时，项目总体处于盈亏平衡，反算储气价格为0.338元/m3。

图2 储气库单位操作费对比图

3 我国地下储气库运营管理模式构想

3.1 鼓励投资主体多元化，推进和加快储气库建设

国务院《关于创新重点顶域投融资机制，鼓励社会投资的指导意见》明确提出：将地下储气库等重点能源工程向社会开放。储气库设施建设投资大，运行时间长，具有很大风险。随着市场化进程推进，政府应通过这次扶持、财税优惠激励和天然气价格体系改革等方式，推进和吸引地下储气库的建设与投资［6］。鼓励地方政府、燃气公司、民间资本等独立或参与建设储气设施建设，为投资巨大的储气库建设开辟一条新路，实现各投资主体共担调峰保供义务，共享资本运作红利。

3.2 逐步推进适应我国国情的市场化运营机制

在油气企业内部成立独立经营的储气库公司，负责本公司储气库的建设、运营及管理，在现行政策基础上，加快制定公司配套政策，保证储气库业务正常运行。随着天然气交易市场的逐渐成熟，天然气价格尤其是储气价格逐步放开，政府监管体系的不断完善，逐步推进储气库的市场化运作、公司化管理模式，实现储气库效益经营。建议尽早明确储气库的运营管理模式，有利于储气库提前谋划后期运行管理。

3.3 收取合理的储气费率

按照储气库不同的注采气量和运行成本，测算合理的储气费率，建议采用以下方式收取储气费率。一是在出厂价或管输费的成本构成中增加储气库成本或费率，与出厂价或管输费一并收取。二是在天然气价格结构中增加储气库费，单独向用户收取［5］95。三是测算储气库不注不采的情况下的基本营运费用，在此基础上确定基本储气费率。四是适当考虑天然气季节价差，即在储气库注采期间采用季节差价，该季节差价应包含储气库运营成本或单位费率。建议结合各储气库的实际成本费用消耗情况，制定不同储气库的注采气成本费用标准。

3.4 提高储气库的运行效率，降低单位成本

储气库是一个复杂的系统工程，分为地下储气设施和地面厂站两大部分，分别包含诸多工艺单元，在建设和运行过程中应不断地完善储气库技术体系，摸索储气库的优化运行，提高储气库的运行效率是降低单位成本的最有效手段。一方面取决于市场需求，另一方面则是储气库的运营调度。运营调度又与管网的完善程度密切相关，决定了一座储气库的服务范围。因此，应进一步完善我国天然气管网，加强骨干管道间的联络线和区域输气管道的互联互通建设，并提高管道输气能力和增加气源供应点［6］5。此外，还应加强储气库与管网的调度优化，最大限度在调峰需求较高时满足市场需要，加速工作气的周转速度。

4 结束语

在我国天然气地下储气库的建设和运营过程中，应注重吸取国外经验和教训，结合我国天然气市场发展的特点，研究适合我国的储气库经营模式、分析其成本构成，提出科学合理的我国储气库管理体制和运营机制，开发出适应我国地质特点的独特储气库技术、适应我国环境的监管政策法规体系。这对于推进我国地下储气库的投资和建设，提高运营效率和效益有重要意义。因此，应不断完善政府监管职能，探索适应我国国情的储气库市场化运营管理体制，逐步放开储气价格，按照储气库不同的注采气量和运行成本进行测算，收取合理的储气费率，并鼓励地方政府、燃气公司、民间资本等独立或参与建设储气设施建设，为储气库的市场化商业运作积累宝贵经验。

［1］田静，魏欢、王影.中外地下储气库运营管理模式探讨［J］.国际石油经济，2015，23（12）：39-49.

［2］丛威，洪波，裴国平，等.欧美储气库独运营商业模式关经验借鉴［J］.中国能源，2014，36（5）：29-33.

［3］洪波，丛威，付定华，等.欧美储气库的运营管理及定价对我国的借鉴［J］.国际石油经济，2014，22（4）：23-29.

［4］王秀锦，王贺余.对储气库项目经济评价的探析［J］.河北工业科技，2011，28（3）：191-194.

［5］胡奥林，何春蕾，史宇峰，等.我国地下储气库价格机制研究［J］.天然气工业，2010，30（9）：91-96．

［6］胡奥林，余楠.国外天然气战略储备及其启示与建议［J］.天然气技术与经济，2014，8（1）：1-5．

（编辑：胡应富）

B

2095-1132（2016）06-0050-05

10.3969/j.issn.2095-1132.2016.06.014

修订回稿日期：2016-10-24

姚莉（1974-），女，高级工程师，从事软科学研究和技术经济评价工作。E-mail：yaoyaolily@yeah.net。