川渝地区集约高效提升天然气储备能力的思考

王 莅 马 玥 任 伟 周光亮 李映霏 马 骥

（1.中国石油西南油气田公司天然气经济研究所，四川 成都 610051；2.中国石油物资采购中心，北京 100029；3.中国石油西南油气田公司，四川 成都 610051；4.中国石油西南油气田公司川西北气矿，四川 江油 621700；5.中国石油西南油气田公司川东北作业分公司，四川 达州 635000）

0 引言

近年来，国家陆续出台相关政策，明确政府、供气企业、城市燃气企业的储气设施建设任务。2020年4月，国家发展改革委员会等五部委发布《关于加快推进天然气储气设备能力建设的实施意见》，提出按峰谷差为标准梯次提高建设目标，建立健全运营模式，完善投资回报渠道，进一步优化市场运行环境，提升储气主体建设积极性，为完成不同主体的储气建设目标提供保障。天然气的勘探开发和利用历史悠久，天然气与其他相关产业关联度已超过80%，川渝地区作为全国天然气资源储量、生产、消费的发达区域，其在一次能源消费结构中占比分别为17%和15%，远高于全国8.3%的平均水平。川渝地区有枯竭气藏、枯竭气井、LNG加工厂附属储罐等储气设施存量资源可以利用，相对于非天然气产地有更大的储气设施存量优势，还有车用、民用等增量市场可以通过储气设施的建设机遇激活，进而畅通储气设施建成后的市场后路。以集约高效为原则，分析多路径提升川渝地区储备能力的策略，以达到避免出现天然气储气设施利用率低、重复建设的目的。

1 川渝地区天然气储备能力现状

川渝地区有良好储气设施建设条件，包括广泛分布的枯竭气藏储气库资源、LNG工厂储罐，以及良好的天然气资源基础和全国最为完善的管网系统，形成“三纵三横”的“蛛网式”天然气管道系统［1］。总体而言，供气企业依靠自身优势积极开展储气库建设，但中小燃气企业受条件限制，储备能力提升较慢。

1.1 川渝储气设施建设现状及规划

与我国其他区域类似，川渝地区储备能力尚有不足。据《四川省储气设施建设规划》显示，四川省政府和燃气企业2020、2025年储气能力需求量分别为71.3×108m3、102×108m3，而当前仅有LNG储罐罐容11.46×108m3，可扩建LNG储罐罐容11.4×108m3；重庆市经济和信息化委员会发布的《关于印发重庆市储气调峰能力提升行动实施方案的通知》显示，重庆市政府和燃气企业2020、2025年储气能力需求量分别为42.5×108m3、57.8×108m3，当前重庆市燃气企业建成高压球罐、LNG储罐等储气设施65个，储气能力仅为0.25×108m3。

1）政府和供气企业储气库建设工作稳步开展

投运中的相国寺储气库是川渝地区唯一建成投产的储气库，功能定位为中卫—贵阳联络线事故应急、川渝地区季节调峰、战略储备，川渝政府没有调配权和优先使用权，库容量为426×108m3，垫底气量为198×108m3，工作气量为228×108m3，最大日注气量为1.380×108m3，最小日注气量为81×104m3，季节调峰最大日采气量为1.393×108m3，应急调峰最大日采气量为2.855×108m3。为满足储备需求，川渝政府已经明确将与供气企业合资建设部分储气库，计划2035年前新建储气库6座，建成川渝地区百亿储气库群，新增工作气量791×108m3，总工作气量1 000×108m3以上（含相国寺储气库）。

2）大中型城市燃气企业储备能力稳步提升

川渝地区城市燃气企业现仅有部分中小型高压球罐和LNG储罐，不能很好地满足生产需求。当前，大中型城市燃气企业已经开启储气设施建设工作，主要通过建设LNG储罐的方式提升储备能力。在LNG方面，加工厂当前仅仅依靠出售LNG产品盈利，自身配置的储罐虽具备储气调峰能力，但是没有将储气能力作为商业资源出售。川渝地区使用本地区管道气和页岩气气源建成的LNG加工厂共有18座，建设规模为日处理天然气量1.008×108m3；在建LNG加工厂5座，建设规模为日处理天然气量285×104m3（表1），总建设规模为日处理天然气量1.293×108m3，年处理天然气量为470×108m3。拟建18座，日处理天然气量1.549×108m3，按日处理天然气量100×104m3的LNG液化厂配置2×104m3的储罐估算，新增存量约30×104m3，根据液气比1∶600，可新增调峰能力约18×108m3。

表1 川渝区域LNG工厂建设情况表

3）小型城市燃气企业储气设施建设进展缓慢

小型城市燃气企业因自身原因，对建设储气设施持审慎态度，在储气设施发展方面存在着发展速度缓慢、储气措施单一、资金投入不足、技术力量薄弱等问题，严重制约储气设施的合理发展［2］。处于管网运行平稳供应瓶颈地区的燃气企业，已经通过建设球罐的方式着手开展储气设施建设工作，而未处在瓶颈问题区域的企业仍然持观望态度。

1.2 川渝地区储备能力提升面临的问题

川渝地区是我国天然气主产区，预计到2035年左右，四川盆地产气量可达到1 000×108m3以上，因此，需要超前谋划和加快建设中国“气大庆”［3］。随着川渝地区区域产能上升及全国天然气供应形势逐渐宽松，相关企业对于开展储气设施建设的必要性产生疑虑，这不利于储气设施建设工作的开展，此外，还面临重复建设和储气设施联通能力不足的问题。

1）LNG工厂和储气罐建设可能面临重复建设问题

川渝地区现有及在建LNG加工厂23座，加工能力约为47×108m3／a，开工率逐渐从2016年的40%上升至近期的80%左右，但依然有剩余产能。川渝政府规划新建LNG储罐，然而在储气设施未能盈利的前提下，企业将LNG储罐和LNG加工厂进行捆绑建设，势必会进一步加剧产能过剩，据思亚能源数据显示，川渝地区拟建LNG工厂18座，规模达1 549×104m3／d。因此，拓展LNG终端销售业务迫在眉睫。根据调研，2019年川渝区域LNG终端销售市场车用占比32%，发电占比6%，工业占比45%，民用占比17%，为了防止产能过剩，必须在储气设施建设的同时进行用户开发工作，在综合考虑储气任务和市场饱和度的前提下审慎进行LNG加工厂及储罐建设。

2）储气设施相对独立，互联互通程度不足造成资源浪费

由于储气库建设周期长，在形成储气能力之前，川渝两地政府规划通过建设LNG储罐和高压球罐的方式调峰，然而该种储气设施开放程度不足，不利于提升储气设施利用效率。虽政府鼓励通过购买储气能力的方式储气，但是小规模储罐反输主管网存在技术和经济性难题，且大量建设小规模储罐会造成储气能力和资源浪费，因此需协调LNG储罐尽量与LNG加工厂配套建设，以此提升LNG储罐利用效率，尽量少配置球罐。

3）现有市场机制未健全，储气设施盈利的商业模式亟待建立

储气设施建设投资大，储气服务价格尚无明确标准，储气设施投资回收渠道不畅，无法吸引更多的资金参与建设。尽管我国已明确对储气设施进行独立核算，并对储气调峰成本进行合理疏导，但相关配套政策尚未完全建立，天然气市场参与者对投资建设储气设施积极性不高。另一方面，储气设施尚未从管输环节或城镇燃气输配环节中独立制定出来，国家没有实行储气服务单独定价，终端也没有完善的顺价机制。

1.3 储气调峰设施建设机制体制与企业个体建设问题并存

川渝地区储气设施建设存在选址困难、投资运营积极性不高、互联互通不足、盈利模式不清晰等共性问题，包括：储气库储转费测算方法难以反映储气库实际运行成本、储气服务和定价机制设计不完善［4］、储气设施对外向第三方公平开放程度低、储气库产品有待进一步完善［5］、现行天然气价格没有实施峰谷价不利于储气顺价等［6］，但是从长远看，随着油气体制改革、价格机制改革的不断深化，天然气商品买卖、输气服务、储气服务逐步实现单独定价，对天然气商品、管道运输及储存服务分别购买，储气调峰定价问题亦将通过采取“需求费＋商品费”的两部制收费方式解决［7］。

除上述共性问题外，在集约高效建设储气设施方面还存在个性问题。供气企业和大中型城市燃气企业从全产业链角度出发计算盈利，对储气调峰认知相对较高，行动步伐较快；而中小企业受到自身盈利能力和经营理念限制，存在储气设施单一、资金投入不足、技术力量薄弱等问题，步伐较慢。另外部分储气设施，特别是大型储气库规划选址多在川南和重庆市区域，与现有成都市这一最大消费中心有较远距离，储气调峰或将加重管网负担。

2 川渝区域储气能力提升策略

2.1 坚持国家战略储备中心和区内储备中心相结合的战略定位

当前，我国天然气主产区在西北、西南地区，而天然气主要消费地在中东部地区，川渝的地理位置距离主要消费区较西北区域有距离优势，相国寺储气库又可以通过中贵线、川气东送等管道融入全国管网，即将规划工作气量高达100×108的战略储备中心。当前川渝两地政府开展储气库建设，通过资本入股划分工作气量的方式开展合作，但是随着国家管网的独立、应急储备等情况出现，地方政府的优先使用权和调度权都会存在不确定因素。战略储备中心是国家天然气供应安全和天然气市场健康发展的重要保障，其系统架构设计必须站在产业链的高度，全面考虑区域天然气产业主要要素与战略储备的相互关系［8］。在此情况下，可以考虑在成都周边枯竭气藏、枯竭气井组成储气库群，统一规划，统一建设，统一调配，这样既可以扩大调峰设施规模，降低投资成本，又能更加灵活有效地发挥储气设施的应急调节作用［9］。

2.2 坚持储气设施建设投资与盈利相结合的市场定位

虽然我国已经出台相关政策明确储气设施盈利模式，但各省市尚未细化实施方案，致使国家政策未真正落地。特别是储气库的盈利模式，需要全面考虑，让下游天然气市场逐步接受调峰服务费［10］。随着季节性峰谷差的不断扩大，天然气市场将意识到储气调峰的重要性，愿意为此付出合理的成本。同时，天然气价格机制改革的深化和终端顺价机制的完善将推动储气库设施建设，始终朝着市场化运作的方向发展。

当前，LNG市场化程度较高，发展条件相对较好，可以探索LNG储罐“夏储冬用”的商业模式，从销售、营运、资本的角度看，主要考虑自建LNG储罐自行经营、合作建设LNG储罐共同经营和租赁LNG储罐经营等商业模式，即自建自营、合建合营和租赁经营三种商业模式。LNG夏储冬用技术采用一次性周转方案，即储罐在天然气销售淡季储存国内LNG、长贸合同LNG或价格较低的现货备用LNG，用气高峰季按市场价售出；储罐中产生的闪蒸气（BOG）采取直接外输至下游管道；收益通过冬夏季LNG销售价格差来实现。

按2×104m3、10×104m3、20×104m3三种不同储罐计算单位容积LNG储存成本。按储罐利用率为90%，剩余10%作为应急储备，气损（自然蒸发的BOG）按国际通用比率计算，则可供夏储冬用的三种不同容积储罐LNG储量分别为7 043 t、35 913 t、73 917 t，按气化率1 486×108m3／t计算，设备的日调峰量分别为35×104m3／d、178×104m3／d，366×104m3／d，如表2所示。

表2 不同容积储罐运营情况表

根据目前市场情况可得，上述三种不同容积储罐总投资分别为7 000万元、38 000万元、65 000万元，未测算土地、运维、定期检测等费用，如表3所示。

表3 不同容积自建自营储罐投资经济性比较分析表

2.3 坚持季节调峰、日调峰与小时调峰相结合的分级调峰战术定位

地下储气库是截至目前国际公认最经济有效的天然气季节调峰手段［11］。川渝地区宜通过储气库承担季节调峰责任，通过LNG加工厂和储罐做好日调峰及小时调峰工作，通过“夏储冬用”的模式提升盈利水平。气源应坚持使用区内LNG工厂气源，以此保证气源的经济性水平和盈利水平。高压球罐承担小时调峰任务，主要是在管道输送环节存在瓶颈的区域进行建设［12］。

3 集约高效提升储备能力的实施路径

3.1 充分发挥枯竭气井在设施建设中的作用

在按照既有规划开展储气库建设的同时，需要加快枯竭气井用于储气设施建设的可行性研究［13］，尤其是成都市、重庆市用气中心周边的枯竭气井。中国石油和中国石化均有气矿在成渝两地开采，在调研中发现某气井较为适合用于储气设施，如表4所示。在经济性方面，气井大大优于LNG储罐。

表4 储气库与某井目标对比表

3.2 利用生物天然气项目土地资源进行储气设施建设

2019年2月，国家能源局发布《关于促进生物天然气产业化发展的指导意见》［14］，提出储气设施建设相关单位宜开展生物天然气储备项目调研，进行项目合资合作可行性研究，利用生物天然气项目土地这一战略资源，论证生物天然气与常规天然气进行联合经营的可行性及经济性。当前，四川地区在生物天然气领域已进行两个试点，一是在富顺县实施的生物天然气项目，年处理畜禽粪污18×104t、农作物秸秆3.6×104t，年产生物天然气1 000×104m3、有机肥6×104t、生物冲施肥3×104t。另一个是在荣县实施的生物天然气项目，年处理有机废弃物14×104t、农作物秸秆2×104t，年产生物天然气438×104m3、有机肥2×104t、沼液7×104t。目前因各种原因，试点进展不理想，因此可以鼓励由常规天然气企业与之合作，在保障储气设施建设的同时，还能弥补生物天然气自身原材料供应不稳定带来的气量不足问题，增加县域天然气气源保障。

3.3 拓宽储气调峰盈利渠道，探索新的商业模式

川渝地区天然气利用历史悠久，市场化程度相对较高，供气企业应充分借鉴国外先进储气调峰商业运营模式，共享经济新思维，不断拓宽盈利渠道，建立具有川渝特色的运营模式，提升现有资源利用效率。

设计完善“两部制”的储气产品价格体系。首先对储气设施工作容量开展交易，实现容量配置并形成容量占用价格；其次，开展用量交易，实现注存采服务配置并形成储气运行服务价格，获得容量交易成功的用户有资格参与库容用量交易。第三，利用交易平台建立更加公平的储气资源获取机制，使资源配置公开、公平、公正、透明，满足企业的储气调峰考核要求。建立多类型的储气调峰产品交易模式。采取竞拍、挂牌、定向交易，有条件的允许有储气调峰产品的二次转让，不断提升资源利用效率。

4 结束语

储气调峰设施是保障天然气行业产运储销平稳运行的关键环节，在现有政策条件下燃气企业需要通过多种途径提升储气调峰能力，建立及时高效的顺价机制来弥补投资成本［15］。随着天然气市场不断完善，储气设施的经营、使用主体将不断增多、价格管制的放开将使得天然气储采行为更加市场化、储气调峰建设的政策环境不断完善，坚持整合储气库、枯竭气井、LNG储罐、高压球罐并与生物天然气土地资源有机整合的集约高效的储气设施建设思路将有效推动储气市场的健康有序发展。