美国储气调峰体系现状及其对中国的启示

任晓光，粟科华，刘建勋，李鹏，李伟，陶冰星，寇忠

( 1.中国石化集团国际石油勘探开发有限公司；2.中国石化石油勘探开发研究院；3.中国石化青岛液化天然气有限责任公司；4.中国石油大学（北京））

美国储气调峰系统具有规模大、灵活性好、市场化程度高的特点，本文研究和总结美国储气调峰系统的现状及特点，回顾中国储气调峰体系建设取得的成绩和存在的问题，并提出相关建议，以期中国储气调峰体系得到进一步完善。

1 美国储气调峰体系现状

1.1 美国调峰需求

2019年，美国天然气消费量为8782亿立方米[1]，天然气季节调峰量（各月消费量与当年月均消费量的差值累计）639亿立方米，约占年消费量的7.3%。在用气结构上，美国的天然气消费分为燃气发电、工业燃料、居民用气、商业用气和交通用气5类，在总消费量中占比分别为40.0%、29.7%、17.7%、12.5%、0.2%。受行业用气特性影响，不同类型的用气量和特点各不相同，居民、商业和工业燃料的消费量冬高夏低，峰谷比（高月用气量/低月用气量）分别为9.4、3.9和1.3；燃气发电消费量夏高冬低，峰谷比为1.8；交通用气峰谷比为1.2，相对平稳（见图1）。

1.2 美国的储气调峰体系

美国储气调峰体系由储气库、LNG调峰液化厂、双燃料用户（以丙烷为主）组成。其中，储气库是季节调峰主力，可以满足120天左右的采气需求；LNG调峰液化厂主要用于满足高月高日的用气需求，供应能力约10天左右；双燃料用户则是在高月高日出现小时尖峰时介入调峰，通过削减尖峰负荷来保障整个管网系统平稳运行（见图2）。

美国储气调峰体系包含了“削峰”与“移峰”两种手段，前者主要是使用双燃料的可中断用户在高峰期切换到丙烷等其他燃料，从而降低高峰期用气负荷和全年消费量；后者则是通过地下储气库、LNG调峰液化厂等设施在淡季收储天然气，旺季投放市场供应用户，不影响高峰期用气负荷和全年消费量。

图1 2019年美国不同用气类型的月不均匀系数

1.2.1 地下储气库

地下储气库是美国季节调峰的主要手段。全美现有在运行的地下储气库410座[2]，总库容为2615亿立方米，工作库容为1370亿立方米。2019年共采气1130亿立方米[3]，相当于年消费量的12.9%，储气库负荷率达到82.5%。

图2 美国地方燃气公司对各调峰手段的应用

美国储气库主要集中在东北部消费中心和东南沿墨西哥湾天然气产区。此外，由于地质构造条件的差异，几乎全部盐穴储气库都位于美国中南部，绝大部分含水层储气库分布在中西部地区（见图3）。

枯竭油气藏型储气库是美国储气库的主体，其工作库容占美国储气库总工作库容的80%。随着用户对快速注采需求的提升，注采能力高的盐穴型储气库逐步成为新建储气库的主体，虽然工作库容仅占总工作库容的10%，但日采出能力占总采出能力的28%。美国还建设有47座含水层储气库，由于投资较高，单位工作气量投资是枯竭油气藏型储气库的两倍，多数应用于不具备气藏和盐穴地质构造的地区。

上世纪80年代以前，美国储气库作为州际或州内管网的一部分，由州际管道公司或地方配气公司建设运营。上世纪80年代天然气行业改革后，美国储气库与管道实现了业务分离，储气库成为一个独立的业务单元，通过向市场提供公平开放的储气服务来获取收益。根据统计，州际/州内管道公司拥有56%的工作库容的所有权，地方燃气公司拥有26%库容的所有权，剩下的18%库容所有权由独立储气库公司所有[4]。

图3 美国地下储气库类型、规模及分布（2015年12月31日）

根据对储气服务合同签署情况的统计，地方燃气公司和贸易商分别签署了约38%、26%的库容，是储气库最主要的用户；作为终端大用户的燃气发电企业签署了约19%的库容；管道运营商签署了约12%的库容用于应急保障和平稳供气；上游生产企业签署了约4%的库容用于保障正常生产；储气库公司自身留用了剩余约1%的库容。

在美国，地下储气库受到联邦能源监管委员会（FERC）或州内监管机构的严格监管，储气库的服务成本、富余能力和合同签订情况均需公开，储气服务价格则根据服务成本法由监管机构确定。储气库运营商提供的服务项目主要包括固定储气、可中断储气和寄存/暂借3类，拥有管输能力的运营商还可以提供管输储气组合服务，以更好地满足市场需求。关于美国地下储气库的储气服务内容、定价方式与服务流程已有更为深入全面的研究和报道，不再赘述[5,6]。

1.2.2 LNG调峰设施

LNG调峰设施（液化厂及卫星站）是美国调峰体系的重要一环，主要用于满足高月高日的用气需求。美国第一座LNG调峰液化厂建成于1941年，目前全美已建成LNG调峰液化厂56座[7]、LNG卫星站29座，两类设施LNG总罐容约为25亿立方米（折合气态体积），最大汽化外输能力为2.6亿立方米/日。地域分布上，82%以上的LNG储备能力集中在美国东部地区，西部地区占14%，气源地仅占4%（见图4）。

与储气库相比，LNG调峰设施虽然单位储气能力投资高，储气规模小（总规模仅为储气库总工作气量的1.8%），但日外输能力大（总外输能力相当于储气库总采气能力的10%），尤其适用于满足调峰总量较小，但单位时间用气量大的日高峰和小时高峰的调峰需求。而且，LNG调峰设施贴近负荷中心建设，进一步降低了管输容量预订的成本。因此，LNG调峰设施得到了美国区域燃气经销商（Local Distribution Company，LDC）的高度重视，90%以上的LNG调峰设施均由其投资建设。在需求淡季，区域燃气经销商将管道天然气液化，储存在液化厂区LNG储罐或用槽车拉运至LNG卫星站储罐储存。在旺季需求高峰时，再将LNG汽化进入城市燃气管网。

LNG调峰设施的服务类型主要包括天然气“液化－储存－汽化”一揽子服务和单独的LNG储存服务，再细分为固定服务和可中断服务。其中，一揽子服务是“气来气走”，即客户将天然气输送至LNG调峰设施，由后者将天然气液化后储存在调峰液化厂或卫星站的储罐中，再根据客户要求汽化外输的服务；LNG储存服务则是“液来液走”，即客户将液化后的LNG送至调峰液化厂或卫星站储存，到需要使用时再以液态方式运出。与储气库不同，联邦能源监管委员会允许LNG调峰设施运营商与客户协商确定服务价格。

1.2.3 双燃料用户

双燃料用户在美国又被称为“油－气摇摆”用户，以企业自用发电设施、锅炉和小型燃气企业为主，采用燃料油或丙烷作为后备燃料。通常，双燃料用户已经签署了与其负荷相匹配的气源采购和固定管输合同，大部分时间采用天然气作为燃料；当受温度下降等因素影响，出现用气高峰时，则启用后备燃料来维持正常运行。

近年来，随着美国天然气产量的不断增长，用户对双燃料供应的认识发生了变化。从原来作为突发情况下的被动应急手段，逐渐转变为降低燃料成本的主动选择。用户与贸易商和管道公司签署可中断供气协议，以较低的成本获取天然气，当高峰期管道出现拥堵，优先级较低的可中断服务被管道公司切断用于保障固定管输服务时，用户再切换至后备燃料进行生产。据报道，美国某个年用气规模为623万立方米的终端用户，采用“可中断服务＋丙烷后备燃料”这一供气模式后，综合燃料成本从原来的8.4美元/百万英热单位降至3.4美元/百万英热单位，全年节省燃料支出110万美元[4]。

2 美国储气调峰体系特点

美国虽然拥有世界最大的天然气季节调峰需求，但由于本土天然气资源丰富，对外依存度峰值仅为20%（2007年），之后更是在页岩革命的推动下迅速转为天然气净出口国，战略储备的压力较弱。

2.1 高度重视监管

美国政府并没有像欧洲国家、日本政府一样明确储气调峰责任归属和相应能力指标，而是将重点放在了对自然垄断环节的监管，以及环境、安全和环保方面的审批上。1937年，美国颁布《天然气法》，明确了政府监管主体和在天然气行业中监管的范围，通过上世纪80年代到90年代的一系列改革，推动管网基础设施的“运销分离、储运分离”，实现了对中游环节的监管，防止经营主体在自然垄断环节获取超额利润，或利用中游环节排挤其他竞争对手。对于跨州的储气库和LNG调峰设施项目，联邦能源监管委员会对项目从前期到报废的全生命周期进行监管，监管的重点就是设施经营主体是否公平地向社会提供服务，是否从服务中获取了超出许可的收益。储气设施的成本和定价方式需要向社会公开，已签合同的对手方、合约量、价格和有效期也会在企业网站上公示。如果因可中断用户数量变化或罚款出现超额收益，也将根据预先公布的分配方式退回给固定服务客户，最大程度地避免中游环节的自然垄断带来不当得利。

2.2 调峰手段多元

天然气调峰包含季峰、日峰、小时峰3种不同的需求，3种峰的尖锐程度、持续时间各不相同。季峰高度相对较低，持续时间可长达数月；小时峰最为尖锐，但持续时间仅几个小时；日峰在峰值高度和持续时间上介于二者之间。峰的多元意味着调峰手段也应该多元，依靠单一手段应对3种不同需求，将导致在经济性和可靠性方面顾此失彼。

在美国，区域燃气经销商通常同时采用多种手段来满足需求，与储气库公司、管道公司和周边的LNG调峰设施签订长期固定的储气服务合同和管输服务合同，同时自备丙烷储罐。当面对用气高峰时，首先从储气库中往外采气，随着用气需求的逐步攀升，当达到预定的储气库采出能力或管道输送能力上限时，便根据与LNG调峰设施签订的合约，取出储存在那里的LNG运送至自备站场，汽化后进入管网。当用气需求进一步增加时，区域燃气经销商会启用后备燃料来满足客户用气需求。通过多元化的调峰手段，实现经济性和可靠性的平衡。

2.3 市场配置资源

美国的供气商、管输和储气服务商、区域燃气经销商乃至终端用户并没有严格的法定储气义务，各方承担的储气调峰责任主要通过合同进行约定，并可以获取相应回报。储气设施采用两部制的费率结构，能够保障设施的正常运行不会因市场变化而受到较大影响。区域燃气经销商购买储气服务或建设储气设施的支出经过成本监审之后可以进入服务成本向下游用户收取费用。用户则根据自身用气需求、峰谷波动情况、周边管网设施负荷、是否支持可替代燃料等，决定调峰策略是按峰值向区域燃气经销商足额预订供气能力，还是配备一定比例可替代燃料来降低成本。相关运营主体可以根据自身对市场和供需的判断，压缩储气调峰成本降低支出，但如果决策失误，就会面临在高峰时段难以向下游用户履约或自身生产中断的风险。市场在多元化储气体系的建立和运转上发挥了决定性的作用。

2.4 配套制度完备

储气调峰体系作为天然气产业中的一个环节，需要配套的管输环节才能发挥作用，储气调峰体系内部也需要明确的合同细则约束，才能实现体系运行的优化。美国在上世纪80年代后期完成了天然气行业改革，结合多年市场化运营实践，在这两方面都积累了丰富的经验。

一是设施公平开放，促进服务提升。通过监管机构发布的一系列指令，美国在中游环节已经实现了储、运、销业务的分离。储气库的储气能力，管道的管输能力都向第三方公平开放，运行成本与服务费用受到严格监管，用户可以自行组合气源、管输和储气的供应主体。开放的市场环境促进储气能力建设和面向用户的需求优化升级，进一步促进了用户对储气调峰设施的利用，实现了良性循环。市场化改革以来，储气量小但采出能力高的盐穴型储气库在新建储气库中占比提高，就是储气服务商对用户需求作出的反应。

二是合同细则精确全面，注重用户信用。在美国储气调峰设施的服务合同中，对服务的描述、容量分配规则、预订程序、准入要求、责任义务等的要求细致明确，服务能力规定精确到日和小时。对注采能力等关键参数，提供了公式、函数图、数据表3种形式加以明确，公式参数的取值精确到小数点后7位，最大限度地保障了服务过程中的服务商和用户之间、不同服务类型用户之间、同一服务类型大小/先后用户之间的公平。储气服务商高度重视用户的信用记录，服务合同中约定了对客户的商誉要求，有失信违约记录者需额外提交保证金才能获得服务。

3 中国天然气储气调峰体系现状

经过多年发展，中国已经初步建立起了以储气库、接收站储罐为主的储气调峰体系。截至2018年底，中国储气库工作气量约为87亿立方米，LNG储罐罐容约为53亿立方米（折合气态体积），二者合计能力占当年天然气消费量的5%[8]。除了储气能力有较快提升外，在体系建设方面也取得了明显进步，主要体现在以下3个方面。

3.1 相关政策法规逐步建立

2014年以来，国家相关部委围绕储气调峰出台了多项制度和规章，着重在明确调峰责任、改革储气设施经营模式、推动储气服务价格市场化以及逐步建立上下游气价联动机制4个方面推动改革，将“储”的重要性提升至与生产、供应、销售同等重要的地位，为多元市场调峰体制的建设提供了基础。特别是国家油气管网公司成立以后，国家出台《关于加快推进天然气储备能力建设的实施意见》，并对管网、储气库、接收站的剩余能力测算方法征求意见，标志着政策开始从宏观指引逐步走向落地实施。

3.2 市场化特点逐步显现

价格上，天然气淡旺季价差开始显现。2018－2019年采暖季，上海石油天然气交易中心管道气成交价达到3.05元/立方米，相当于门站价格上浮49%，重庆石油天然气交易中心管道气成交价最高达到3.58元/立方米，已经相当于交割地门站价格上浮90%以上。交易方式上，管道气竞价、LNG保供预售、境外LNG交易等新型交易模式逐步显现，成交量不断扩大，更好地满足了下游用户的需求。

3.3 建设主体逐步多元

除传统的三大国有石油公司以外，其他主体也积极参与调峰设施建设。储气库方面，港华燃气公司建成金坛盐穴储气库，并规划建设山东泰安盐穴储气库；接收站方面，由城市燃气企业和贸易商投资建设的LNG接收站已达5座，年接收能力达815万吨。河南建立了首个省级储气平台，计划通过租赁库容、合资建设LNG储罐和自建储气调峰中心等方式在未来建成10亿立方米的储气调峰能力，满足河南省的储气调峰能力需求。

3.4 调峰能力、商务模式和配套细则仍存在问题

在看到进步的同时，需要认识到中国储气调峰体系仍存在着调峰能力不足、商务模式不明确和配套细则不落地的问题。在能力上，中国储气库容量占天然气年消费量的比例目前仍明显低于10%的世界平均水平，严重影响了供气安全。近年来，中亚管道的几次减供都引起了国内天然气价格的明显上涨。其中，2018年1月底的减供量相当于全国日用气量的5%，但市场价格上涨超过30%（见图5）。在商务模式上，储运分离后新的储气库经营模式始终未能真正成型，导致企业难以对新建储气库项目做出决策。在配套细则上，如何认定调峰气仍然存在争议，已经建立的终端上下游联动机制多次被叫停，影响了企业的积极性。

4 对中国储气调峰体系建设的启示与建议

4.1 完善能源法律体系建设

一是积极推进能源立法。与美国相比，中国在能源方面特别是石油天然气方面的法律基础较为薄弱，制度分散缺失。关于储气调峰的管理类文件大部分属于部委行政规范性命令和规章制度。因此，建议首先需要加强法律制度体系建设，赋予监管机构相应法律权限，为调峰体制建设提供法律基础和制度保障；有针对性地加强天然气储备立法工作，对储备主体、模式、品种、运行机制等环节做出详细规定；建立对各主体调峰责任落实情况进行监管检查的高效制度。

二是明确储气调峰监管机构职责和协调机制。首先，加强对各主体储气调峰责任履行情况的监管，包括监管供气企业、城市燃气企业和地方政府储气调峰责任与义务的履行情况，监管储气能力暂不达标企业的可中断供气合同签订情况，确保有透明责任的储气设施运营主体履行信息透明化义务等。其次，加强对经营与竞争情况的监管，例如储气调峰服务价格合理性监管、储气调峰与管输及销售账户独立性监管，防止交叉补贴，规范市场主体竞争行为。

三是在监管的同时加强协调与惩戒。包括监管设施运营商维修和调配时间，受理投诉，协调不同经营主体间的矛盾，加强储气能力建设情况跟踪，对推进不力、违法失信的地方政府和企业等约谈问责或联合惩戒等。

图5 2017年底－2019年初上海石油天然气交易中心LNG出厂价格指数变化

4.2 完善储气调峰设施运营机制

一是出台实施细则，调动储气能力建设积极性。建议就气源来源认定、调峰量确定以及不同调峰范围气量的定价方面出台细则，保障储气设施的收益；对储气调峰能力建设提供资金和政策支持，例如将储气库垫底气定义为国家战略储备予以财政支持，或对垫底气进行增值税返还。对于LNG接收站，可考虑根据实际接收量进行增值税返还或减免。对各环节用户，超过国家考核标准建设的储备气量给予一定补贴等。

二是进一步完善上下游气价联动机制，做好需求侧用户管理。具体举措包括：加快省内环节气价联动机制建设，加强采购成本控制，做好调价公示，确保联动机制落地；加强对城市燃气企业成本监审，控制省内输配价格，降低服务性收费水平；通过季节差价、可中断气价等方式引导用户削峰填谷，增加自备储气能力建设，引导用户主动参与调峰。

4.3 培育储气设施经营的宏观和微观环境

一是落实管道、储气库、接收站等基础设施公平准入。美国联邦能源监管委员会颁布了一系列标准指令用于规范公平准入情况，同时明确要求在不影响对现有用户服务质量的前提下，企业应对外提供无歧视服务。中国目前已经出台了信息公开和公平准入的相关政策，但是在具体执行中发现，三大国有石油公司信息公开的具体内容有差异，没有统一的公开平台；剩余能力没有列入主动公开内容，未建立计算标准；以三大公司之间的资源串换为主，真正意义上的第三方准入仍然缺失。

建议以国家油气管网公司成立为契机，完善基础设施信息公开制度。将公开信息标准化，将剩余能力纳入公开范围，建立统一公开平台；分阶段推进基础设施公平准入。借鉴“开放季”形式对新增设施进行预售，实现增量部分公平准入；在优先满足已有用户已有合同的基础上，实现已建设施剩余能力的公平准入。

二是建立多样化服务体系，推行标准化服务合同。国外管道、LNG接收站、储气库等基础设施都提供了种类多样化的服务类型，满足各类用户需求，并区分了明确的用户等级。目前，国内基础设施服务类型单一，没有明确用户等级，简单按照民生属性一刀切。建议根据市场需求提供多样化的服务类型，并设置合理的服务价格。

在合同形式上，国外采用统一的服务合同模板，内容公开透明，客户准入资质由监管机构根据法规审定。国内的基础设施服务，特别是储气库服务基本无合同，客户准入资质由运营商自行决定，要求标准也不统一。建议推行标准化服务合同，包括服务描述、容量分配规则、预订程序、准入要求、责任义务、信誉要求等。

在费率体系上，国外采用了以热值计量为基础的两部制或照付不议的一部制费率，国内目前采用的是按量收取的一部制费用。建议逐步推行两部制费率。

在容量分配上，目前国内简单按照用户类型实行一刀切，当容量紧张时首先切断工业供气。建议借鉴国外经验，实行“照付不议”机制下的先到先得或比例分配，明确用户等级；采用非用即失机制，对用户恶意囤积容量的行为予以处罚；推动二级交易市场建立，促进容量在用户之间的流动，提高设施利用率。