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国内储气库运营现状及未来发展猜想

原创:牛黎明 陈元圆 姜勇 发布时间:2020-06-29

2020年6月,国家能源局印发了《2020年能源工作指导意见》,要求加快管网和储气设施建设,补强天然气互联互通和重点地区输送能力短板,加快形成“全国一张网”。明确要求“压实上游供气企业和国家管网公司储气责任,加快储气库基地及储气设施重点项目建设”。可以预见,随着国家管网公司管道运输业务向第三方公平开放的有序推进,以及运营规则的逐步落实,储气库业务将在天然气产供储销体系建设中发挥愈来愈重要的作用。

一、国内储气库建设现状

世界上最早开发建设储气库的是北美地区,1915年加拿大在安大略省Welland气田建成全球第一座储气库。我国储气库建设相对较晚,第一座储气库为大庆油田喇嘛甸储气库,建于1975年,主要为大庆油田用气调峰(因注采资源未纳入中石油主干管网,故多未统计在内)。大规模开始研究地下储气库是在上个世纪90年代初期,作为陕京管道重要辅助配套设施,大张坨储气库由中石油(也是国内第一座储气库)始建于1999年,2000年建成投产;中石化的第一座储气库是文96储气库,2010年开工,2016年投产;我国首个也是目前唯一的燃气企业储气库——港华金坛储气库于2014年开工,2018年投产。截至2019年底,我国已投运22座储气库(群),设计总库容526.7亿方,设计总工作气量227.2亿方,具体见表1。

表1 国内已建储气库概况

 

“十四五”期间,中石油、中石化等石油公司规划建设多座储气库,并对现有储气库进行扩产达容,据不完全统计,目前国内在建及规划储气库库容总量超过千亿立方米,详见表2。众所周知,储气库建库周期普遍较长,一般在7-10年左右才能投入商业运营,算上达产时间还会更长。


表2 在建和规划储气库

 

二、储气库运营主体和运营模式

储气库作为天然气管网系统中重要的组成部分,为管网及用户提供调峰、应急保供、平衡和存储作用。目前,中石油、中石化和港华三家公司储气库均由专业的储气库公司独立运行,但投资主体和运营销售主体各有不同,具体模式如表3所示。三家公司储气库也均定位于服务内部企业的销售业务,没有对外公开开放,储气库日常经营和操作费用按照内部结算价格进行转移支付。

 

表3 中石油、中石化、港华储气库运营模式


三、储气库定价模式

储气库定价模式与天然气管网的运营模式及管道运输定价机制有着重要联系。在国家建立健全天然气管网运营机制体制之后,储气库定价模式与管输定价模式并行推出,方能实现输气业务和储气业务的无缝衔接和用户用气的正常交收。同时储气库定价模式还与储气库的市场定位、管理模式等因素有着密切联系。

1.  天然气管网运营规则是储气库定价模式的基础

作为深化油气体制改革的重要组成部分,管网公司的成立将对我国天然气市场的发展产生深远影响,与此相适应的管容分配机制、定价机制、平衡机制以及政府监管措施等一系列管网运营监管制度将改变今后天然气市场的运行及发展,作为管网设施不可分割的储气库自然也要遵循新的运营规则。

参考业界对天然气管输定价机制的研究方式,我们将储气库定价机制分为一部制和两部制两种模式。一部制是将库容和商品天然气捆绑在一起销售,储气库的运营主体从天然气销售公司收取储转费;两部制则将库容和商品天然气分开销售,其中库容分成库容预定费和注采流量使用费两类或多类,而商品天然气由天然气销售公司另行销售。一部制的优点是简单易算,用户用多少气付多少费,缺点是无法核算储气库的注采成本和盈利情况,各主体责任界面模糊,对运营企业缺乏激励,不利于提高储气库的利用率。二部制的优点是成本和费率清晰明了,将建库成本通过库容预定费提前回收,让社会用户明明白白地预定储气库库容和购买商品天然气,经营主体责权利清晰,激励运营主体降低成本。缺点是计算方式复杂,储气库运营主体定位必须建立在向第三方公平开放的基础上。

2.  储气库在公司业务中的定位是储气库定价模式的关键

管网公司成立之后,发改价格〔2020〕567 号《关于加快推进天然气储备能力建设的实施意见》中提出:对于独立运营的储气设施,储气服务价格、天然气购进和销售价格均由市场形成。鼓励储气设施经营企业通过出租库容、利用季节性价差等市场化方式回收投资并获得收益,加快构建储气调峰辅助服务市场机制。

目前我国天然气处于市场化推进阶段,在储气库资源紧缺的情况下,储气库完全独立运营难度较大,其中管网公司储气库更多承担管网平衡和应急调峰责任,石油公司和燃气企业储气库业务还会以与销售业务捆绑的方式运营。国家管网公司、石油公司、燃气企业或社会企业对储气库的定位不一样,储气库的定价机制也会有所不同。

(1)管网公司定位:负责全国油气干线管道、部分储气调峰设施的投资建设,负责干线管道互联互通及与社会管道联通,形成“全国一张网”,负责天然气的管道输送,统一负责全国干线管网运行调度,定期向社会公开剩余管输和储存能力,实现基础设施向所有符合条件的用户公平开放等。国家规定管网公司主要从事油气输送和调运,并不参与上游资源和下游市场的竞争性交易。其收益与买卖油气、赚取价差无关,与运送哪家企业的油气也无关。

定价难点:垫底气、储气库服务费单独定价和综合定价;垫底和平衡天然气的购进和销售价格。

(2)石油公司定位:负责上游气源、海外气源和进口LNG资源的采购,天然气批发分销,终端用户零售业务;承担政府规定的保供责任和企业内部调峰,并有盈利需求。

定价难点:储气库运营主体是否完全独立,垫底气、储气库服务费单独定价还是综合定价,天然气购进和销售价格收益在哪个环节实现,第三方开放问题。

(3)燃气企业定位:负责从天然气供应商处购买资源,向下游用户的批发及终端用户的零售,承担政府规定的保供责任和企业调峰需求,并有盈利需求。

定价难点:互联互通,市场化定价,第三方开放。

(4)社会投资企业定位:通过储气库调峰气差价等方式盈利,没有保供责任。

定价难点:互联互通,管道容量预定,市场化定价,容量+天然气捆绑销售或者分别销售,社会责任。

四、 国家管网公司成立后的储气库建设前景

1.国外储气库的运营模式

美国储气库主要通过收取租赁费用获得收益,储气库运营公司不能参与销售,由独立于储气库的销售公司专门负责储气的销售业务。美国天然气气源多样且供应能力充足,天然气保供问题并不显著,因此没有国家层面的天然气战略储备和保供政策。同时美国储气库数量众多,运营时间普遍较长,建设成本早已回收,储气库之间竞争激烈,依靠市场化机制运营。

欧盟虽然对天然气供应安全有法律层面的要求,但是由于各成员国的情况不同,采取的保供措施也有所不同,因此对储气库的要求也各不相同。有些国家例如英国、德国更强调储气库的市场化运营,而在其他一些国家,例如法国实行法定储气义务,其中规定:储气库使用的优先权应该给予管道和储气库运营商,以保障其履行职责需求;剩余的储气按优先次序依次分配给居民用户和建筑、为公共服务的其他用户等。在定价方面,欧盟也存在监管型、协商型和市场化等三种模式,主管机构采取的监管方式也有所区别。

2.国内储气库相关政策

国家为鼓励石油公司建设储气库,制定政策放开储气库服务价格和储气库天然气购销价格。2016年国家发改委《关于明确储气设施相关价格政策的通知》中规定,“储气服务价格由供需双方协商确定,储气设施天然气购销价格由市场竞争形成。”

在经历了2017年冬季气荒后,国家出台政策激励上中下游企业和地方政府加快储气设施的建设。2018年4月,国家发改委发布《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》规定,“城镇燃气企业承担所供应市场的小时调峰供气责任。地方政府负责协调落实日调峰责任主体,供气企业、管道企业、城镇燃气企业和大用户在天然气购销合同中协商约定日调峰供气责任。要求到2020年底前供气企业、燃气企业和地方政府要分别形成年销售或消费气量10%、5%和3天的储气能力建设目标。”提出“支持各方通过自建合建储气设施、购买租赁储气设施,或者购买储气服务等方式,履行储气责任。”

但从实际情况看,目前储气能力建设进展整体偏慢,特别是燃气企业和地方政府储气能力建设进度明显滞后。为进一步聚焦解决储气能力建设和运营中的瓶颈问题,促进储气设施加快建设,2020年4月,国家发展改革委联合4部委联合发布《关于加快推进天然气储备能力建设的实施意见》,提出独立运营的储气设施,储气服务价格、天然气购进和销售价格均由市场形成,企业可充分利用市场形势变化,通过出租库容、利用季节性价差等市场化方式回收投资并获得收益。城镇燃气企业自建自用的配套储气设施,投资和运行成本可纳入配气成本统筹考虑,并给予合理收益;采购储气设施天然气、租赁库容增加的成本,可通过销售价格合理疏导。。

3.储气库运营模式

国际上储气库通常实行市场化独立运营,主要通过出租库容、买卖库内天然气获得收益,吸引更多的市场主体投资建设储气设施。《关于加快推进天然气储备能力建设的实施意见》中明确要推行储气设施独立运营模式,原则上地下储气设施应独立核算,专业化管理、市场化运作。但目前国内储气库公司受到天然气销售体制、定价机制和归属母公司对储气库业务定位的约束,暂时不宜直接按照自负盈亏、独立核算的标准开展业务,待容量市场和天然气商品市场逐步建立健全并过渡到完全市场化的时候,储气库公司可实现市场化运营。当前储气库运营模式建议按照以下三个阶段循序渐进地开展:

一是按照天然气产业链中的储存业务单元开展储气库运营。即天然气销售公司仍然作为统购统销主体,从上游气源买气,委托储气库公司注气、储气和采气,采取管容和天然气捆绑模式对下游用户进行销售,天然气采购价格和销售价格采取调峰气价策略,实现天然气低采高卖,赚取差价获取合理利润。储气库公司只收取固定的储转费作为收入,不参与库容和商品天然气的销售业务。

二是储气库公司实现部分库容向第三方公平开放。天然气销售公司租赁储气库公司大部分管容,允许储气库公司将剩余工作气量制成库容产品公开向第三方销售,积累产品营销和运营经验。储气库库容和商品天然气分开销售,储气库公司只经营库容产品,不参与商品天然气买卖。库容采取两部制定价模式,分为“容量预定费”和“流量使用费”。库容产品设计可分为绑定式和非绑定式两种,绑定式为将储气库工作气量和注气速率、采气速率绑定产品,非绑定式为储气库工作气量、注气速率、采气速率分开销售。储气库公司根据储气库类型选择绑定式或是非绑定式产品,一般盐穴型储气库采取非绑定式产品,油气藏型储气库采取绑定式产品。储气库公司也可以根据市场需求推出组合型产品。

三是储气库公司实现资产和业务独立,财务单独核算,自负盈亏。储气库公司在承担一定的法定调峰保供应急责任外,所有工作气量全部纳入公开平台向第三方开放销售。天然气销售公司与其它用户受到储气库公司一致平等对待,参与市场竞争。储气库公司除了负责储气库全产业经营、销售储气库库容产品外,可以开展外输管容预定、资产整合等其它服务类型,提高企业盈利水平。储气库库容产品与第二阶段产品模式一致。

4.国内储气库建设建议

国内储气库的成本主要包括建设成本和运营成本。其中建设成本包括钻井工程费用、注采气工程费用、老井利用及封井费用、垫底气费用、资金成本等。随着优质储气库资源的日益匮乏,储气库建设成本不断增加,运营成本也会随着储气库运营周的加大而增加。据测算,按30年回收周期考虑,目前枯竭油气藏型储气库的单位成本约为0.7~1.3元/立方米,盐穴储型储气库的定位成本要略高于枯竭油气藏型储气库。

储气库成本中占比最大的为垫底气费用,约占到成本费用的30%以上,且属于沉没成本,也是影响石油公司投资建库的重要原因。2010年后,国家为缓解石油公司建造储气库的资金压力,由国家财政出资购买储气库垫底气,相继建成了呼图壁、相国寺等6座战略储气库,一定程度上提高了石油公司的建库积极性。

考虑到储气库建设成本、投资回报年限、储气库定价模式、天然气价格市场化改革的进程以及国家管网公司业务开展的进度,我们建议:

一是鼓励投资主体成立专业化、独立化的储气服务公司,实施财务独立核算,明确储气库定位,接受市场竞争。

二是企业对储气库业务未来的盈利能力要有承受力。社会资本普遍乐观地把储气库看成管道一样的摇钱树,期待着投入巨量资金就能获取可观的固定收益。但如果储气库长期处于亏损状态,社会资本将会退出。国家石油公司投资储气库除了履行央企的政治责任外,通过其他渠道和资源对储气库进行交叉补贴、降低储气库边际成本的优势不能忽略。

三是储气服务价格及调峰天然气价格完全市场化、国家管网公司实现管道等基础设施向第三方公平开放是开展储气库业务的重要前提。

四是维护国家储气库政策的严肃性。一旦出现未达标的企业和地方政府,要严格落实惩处措施,提高市场对储气库建设的热情和信心。 

 

注:本文整理自《国内储气库运营现状及未来发展猜想》在线讲座,欲收听完整讲座,请进入直播间回看。回看链接https://live.polyv.cn/splash/1728414?lang=zh_CN


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