四川省天然气管网建设及储气调峰建设有关问题思考

【摘要】四川省作为国家清洁能源基地，全省大力支持推进天然气产业发展，保障全省民生用气、企业健康发展、省内经济的平稳健康运行提供了强有力的支持。但是，四川省天然气产业中的管网建设及储气调峰建设中还存在着诸多问题亟待解决。在深入调研、梳理了四川省天然气管网及储气调峰设施现状与存在问题后，阅读相关文献的同时借鉴国内外和我国其他省天然气发展经验。在此对四川省天然气管网建设及储气调峰建设有关问题进行了以下的思考。

【关键词】天然气  建设  储气调峰

一、引言

天然气是目前广泛认同的优质高效、清洁环保绿色的低碳能源，同时可与可再生能源发展形成良性互补，是促进能源供应清洁化、治理大气污染、应对气候变化等重大生态环境问题的最佳选择。

目前我国正在推进油气体制改革，天然气行业也将迎来新的发展机遇。近年来，四川省常规天然气和页岩气勘探开发取得了显著成效，天然气产能和管网输送能力较高，天然气基础设施配套较为完善，天然气开发体制机制不断创新，市场成熟度较高。2017年全省天然气产量达284亿立方米，天然气消费198亿立方米，位居全国前列。“十三五”末规划产气量450亿立方米，消费气量280亿立方米。但是，四川省天然气产业管网建设及储气调峰建设中还存在着诸多问题，如供气管网互联互通程度低，缺乏统筹规划，向第三方开放不足不;储气调峰设施建设滞后;终端燃气企业众多，“散小弱孤”特点明显，保障能力不强，安全隐患大等问题。

二、天然气管网建设主要问题

（一）管网互联互通程度有待提高

在《中长期油气管网规划》中提出，在2020时全国天然气管网规模达到10.4×104km，在2030时我国天然气管道总里程要达到16.3×104km，现代油气管网体系基本建成。作为天然气产业体系化最为完善的省份之一，2017年四川管网建设总里程已达到1.7×104km，在2020年时新增输气管道2143公里，输气管道总长度预计达到1.9万公里，占全国管道总长11%，并与重庆地区管网交错相连，形成了川渝特色“三纵三横三环”输气管网体系，但管网互通互联程度有待提高，形成输气干线联络线互联的，仅中川北地区，中国石化川东北陆相管道2号阀室与中国石油川西北气矿九龙山气田。其建设长度只有533米、日输天然气400万立方米。泸州古蔺县城乡管网实现中石油中缅中贵干线与古蔺页岩气资源互通互联，工程总投资2.5亿元，建设管道总长仅110.4公里，包括1条干线、3条支线。

（二）投资环境单一，向第三方开放不足

目前四川管网建设允许投资的主体比较单一，主要由中石油、中石化和地方资本投资建设，管网路程严重不足。尽管管网设施不足已降低油气生产供应，但管网投资建设中社会资本仍然难以进入，建设权仍然掌握在国有企业当中，由于行业缺乏竞争力，致使管网建设规模、速度跟不上发展需求，管网投资建设的效率和效益很低。

为固化垄断格局，中石油、中石化等企业在四川省的输气管网主要用于运输自产自销的天然气，导致缺乏管网开放动力，向第三方公平开放不足。《天然气基础设施建设与运行管理办法》、《油气管网设施公平开放监管办法（试行）》出台后，明确提出天然气管网等基础设施向第三方公平开放，但实际上，中石油仅开放自己的剩余运输能力，中石化仅将个别管道开放提供代输业务。所以即使第三方企业有气源，也不能通过管网销售。由于国有企业掌握了管网的运营权，第三方企业在谈判时往往不能处于平等地位谈判，久而久之便失去了积极性。

（三）管道规划不合理，缺乏统筹协调

一方面，管道存在重复规划建设现象。长期以来，四川省天然气管道建设缺乏统筹协调规划，管道建设未纳入市政建设中，政府对管道建设话语权较低，管道规划更多掌握在气源商手中，气源商更多出于自身业务发展需要，推进天然气管道建设，重复建设和区域缺失现象并存，此外下游燃气企业仅从自身需求的角度规划和建设管道，因企业之间的无序竞争造成管道低负荷运行，宝贵的人力、财力与土地资源也在这些无序竞争中被白白浪费。

另一方面，管道规划分布不均，环顾整个四川管网分布走势，以成都平原为中心，主要向川东、川南与川北进行投射，在川西地区管网建设覆盖率较低。

三、天然气储气调峰建设主要问题

（一）储气调峰基础设施建设不完善

一方面，依据中国石油销售数据，2016年川渝全年季节性峰谷差达到2500×104m3/d。据测算，2020年、2030年、2040年川渝地区天然气需求量分别为340×108m3、580×108m3、740×108m3，年均增长5%。根据国内外经验，并结合川渝地区实际情况，分别按消费量的15%、3%测算川渝地区调峰储备需求和战略储备需求，得到中长期年战略储备总需求量超过100×108m3，而目前仅有储气库工作气量22.8×108m3。另一方面四川省存在的兩种观点在一定程度上制约了四川省储气调峰设施建设。一种观点认为四川省是天然气生产大省，存在大规模气田，可完全通过气田进行协调供气，同时每年的天然气产量均高于消费量，不需要建设储气库、大型LNG工厂等储气调峰设施，另一种观点认为储气调峰设施前期建设投入过大，利润回报较低，无任何经济价值。

目前四川省储气调峰基础设施不全，现无地下储气库，能依靠环线管网、气田和少数LNG接气站进行部分调峰，储气调峰能力较弱，对大规模气荒现象应对能力较差。

（二）储气调峰三方责任未落实，缺乏调峰服务监管平台

2018年4月26日《关于加快储气设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的意见》设定了具体的储气指标要求，即“供气企业年销售量10%、城燃企业年用气量5%、地方政府日均3天需求量”的保供要求，但以上三个数据具有不稳定性，如何测定、如何监测更新，如何监督以上三大主体完成保供责任，未完成指标将如何处理或惩罚，以及对于需求大的用户应如何建立应对中断供气的方法，目前尚无任何部门或调峰服务监管平台进行管理，无法也难以运用相应手段加以规制。

（三）储气调峰中下游市场主体众多，监管有待加强

四川作为产气大省，天然气利用事业发展较早，省内存量市场已无缝划分，终端消费市场竞争激烈。供应商主要为中石油西南油气田分公司、中石化西南油气分公司;供销商主要包括华星天然气公司、四川川港燃气公司、四川华油集团、四川佳源燃气公司、中石油昆仑燃气西南分公司五家;具备一定规模的燃气运营商共400多家（加上不完全统计的小型燃气公司总计一千多家）。CNG市场方面，以中石油、中石化、地方国企和民营企业在川内竞争为主。LNG市场方面，省内LNG工厂的投资建设主要以中石油、中石化为主，民营资本参与较多。

众多的下游市场主体，特别是下游中小型民营企业参与，导致市场资质良莠不齐，储气调峰市场混乱发展，政府监管不暇;并且，由于省内缺乏统一的调峰机制，导致LNG、CNG储气市场虽然主体众多，但无法很好地协调储气、调峰行为。

四、措施和建议

（一）管网建设的措施和建议

将“互联互通”作为管网统筹建设的主要任务，新增管网投资要重点放在实现已有管网的互联互通，特别是关键节点上。形成天然气主要生产区和消费区的有效对接、关键节点和关键线路的双向输送、多气源的跨区域互济调峰的协同保障管网体系。

建构管网行业社会资本准入制度，明确社会资本准入的基本原则、准入条件、准入程序和法律责任，鼓励社会资本以参股、合作等形式参与管网建设和运营管理。

关注国家管网公司的组建，通过资产或资源配置积极参与，积极争取有利于我省长期发展的管网管辖体制和机制。厘清和明确我省主干管网、跨区域省级管网、城镇燃气管网的分级规划、建设目标、重点任务、建营主体。根据全省经济整体布局、天然气的产供销储发展方向、区域分布状况，进行前瞻性管网布局和分级责任划分。

规划和推进搭建省级管网，增强省内输气能力和覆盖范围，加大省级管网管控力度。

（二）储气调峰建设的措施和建议

由省属重点企业牵头，中石油集团、中石化集团以及各地方燃气公司参与，共同组建四川省天然气储气调峰省级服务平台（公司），投资建设储气调峰设施，对储气调峰设施进行统筹协调管理，通过“互联网+”对四川省储气调峰资源进行统一优化调度分配利用。

采取“因地制宜、优化结构、多管协同、联合保供”的方针，合理规划天然气调峰储备系统，加快储气调峰设施建设，补足储气设施不足短板。协助供气企业做好地下储气库规划选址，强力推进地下储气库和LNG储备建设工作。

优化调峰储备系统运行模式，规定天然气调峰储备体系实施步骤，组织和管理机构，管理办法，惩罚措施，鼓励和支持政策，动用和销售方式。把储气调峰能力设为考核指标，将燃气企业满足一定销售比例的储气能力设为评价的重要指标之一，加强对省内各地和有关企业建设储气设施、保障民生用气、履行合同等情况的信用监管。

县级以上地方人民政府指定的部门应当建立健全燃气应急储备制度。到2020年，储气能力不低于本行政区域3天的日需求，在发生应急情况时必须最大限度保证与居民生活密切相关的民生用气供应安全可靠。实施城镇燃气企业天然气储备建设，到2020年实现天然气年储存率不低于5%。鼓励大用户自建自备储气能力和配套其他应急措施。

作者简介：李竣瀚（1996-），男，汉族，四川绵阳人，学历：在读硕士研究生，單位：西南石油大学经济管理学院，研究方向：物流系统规划与设计。