川渝地區(qū)集約高效提升天然氣儲備能力的思考

王 蒞 馬 玥 任 偉 周光亮 李映霏 馬 驥

（1.中國石油西南油氣田公司天然氣經(jīng)濟研究所，四川 成都 610051；2.中國石油物資采購中心，北京 100029；3.中國石油西南油氣田公司，四川 成都 610051；4.中國石油西南油氣田公司川西北氣礦，四川 江油 621700；5.中國石油西南油氣田公司川東北作業(yè)分公司，四川 達州 635000）

0 引言

近年來，國家陸續(xù)出臺相關政策，明確政府、供氣企業(yè)、城市燃氣企業(yè)的儲氣設施建設任務。2020年4月，國家發(fā)展改革委員會等五部委發(fā)布《關于加快推進天然氣儲氣設備能力建設的實施意見》，提出按峰谷差為標準梯次提高建設目標，建立健全運營模式，完善投資回報渠道，進一步優(yōu)化市場運行環(huán)境，提升儲氣主體建設積極性，為完成不同主體的儲氣建設目標提供保障。天然氣的勘探開發(fā)和利用歷史悠久，天然氣與其他相關產(chǎn)業(yè)關聯(lián)度已超過80%，川渝地區(qū)作為全國天然氣資源儲量、生產(chǎn)、消費的發(fā)達區(qū)域，其在一次能源消費結構中占比分別為17%和15%，遠高于全國8.3%的平均水平。川渝地區(qū)有枯竭氣藏、枯竭氣井、LNG加工廠附屬儲罐等儲氣設施存量資源可以利用，相對于非天然氣產(chǎn)地有更大的儲氣設施存量優(yōu)勢，還有車用、民用等增量市場可以通過儲氣設施的建設機遇激活，進而暢通儲氣設施建成后的市場后路。以集約高效為原則，分析多路徑提升川渝地區(qū)儲備能力的策略，以達到避免出現(xiàn)天然氣儲氣設施利用率低、重復建設的目的。

1 川渝地區(qū)天然氣儲備能力現(xiàn)狀

川渝地區(qū)有良好儲氣設施建設條件，包括廣泛分布的枯竭氣藏儲氣庫資源、LNG工廠儲罐，以及良好的天然氣資源基礎和全國最為完善的管網(wǎng)系統(tǒng)，形成“三縱三橫”的“蛛網(wǎng)式”天然氣管道系統(tǒng)［1］?？傮w而言，供氣企業(yè)依靠自身優(yōu)勢積極開展儲氣庫建設，但中小燃氣企業(yè)受條件限制，儲備能力提升較慢。

1.1 川渝儲氣設施建設現(xiàn)狀及規(guī)劃

與我國其他區(qū)域類似，川渝地區(qū)儲備能力尚有不足。據(jù)《四川省儲氣設施建設規(guī)劃》顯示，四川省政府和燃氣企業(yè)2020、2025年儲氣能力需求量分別為71.3×108m3、102×108m3，而當前僅有LNG儲罐罐容11.46×108m3，可擴建LNG儲罐罐容11.4×108m3；重慶市經(jīng)濟和信息化委員會發(fā)布的《關于印發(fā)重慶市儲氣調峰能力提升行動實施方案的通知》顯示，重慶市政府和燃氣企業(yè)2020、2025年儲氣能力需求量分別為42.5×108m3、57.8×108m3，當前重慶市燃氣企業(yè)建成高壓球罐、LNG儲罐等儲氣設施65個，儲氣能力僅為0.25×108m3。

1）政府和供氣企業(yè)儲氣庫建設工作穩(wěn)步開展

投運中的相國寺儲氣庫是川渝地區(qū)唯一建成投產(chǎn)的儲氣庫，功能定位為中衛(wèi)—貴陽聯(lián)絡線事故應急、川渝地區(qū)季節(jié)調峰、戰(zhàn)略儲備，川渝政府沒有調配權和優(yōu)先使用權，庫容量為426×108m3，墊底氣量為198×108m3，工作氣量為228×108m3，最大日注氣量為1.380×108m3，最小日注氣量為81×104m3，季節(jié)調峰最大日采氣量為1.393×108m3，應急調峰最大日采氣量為2.855×108m3。為滿足儲備需求，川渝政府已經(jīng)明確將與供氣企業(yè)合資建設部分儲氣庫，計劃2035年前新建儲氣庫6座，建成川渝地區(qū)百億儲氣庫群，新增工作氣量791×108m3，總工作氣量1 000×108m3以上（含相國寺儲氣庫）。

2）大中型城市燃氣企業(yè)儲備能力穩(wěn)步提升

川渝地區(qū)城市燃氣企業(yè)現(xiàn)僅有部分中小型高壓球罐和LNG儲罐，不能很好地滿足生產(chǎn)需求。當前，大中型城市燃氣企業(yè)已經(jīng)開啟儲氣設施建設工作，主要通過建設LNG儲罐的方式提升儲備能力。在LNG方面，加工廠當前僅僅依靠出售LNG產(chǎn)品盈利，自身配置的儲罐雖具備儲氣調峰能力，但是沒有將儲氣能力作為商業(yè)資源出售。川渝地區(qū)使用本地區(qū)管道氣和頁巖氣氣源建成的LNG加工廠共有18座，建設規(guī)模為日處理天然氣量1.008×108m3；在建LNG加工廠5座，建設規(guī)模為日處理天然氣量285×104m3（表1），總建設規(guī)模為日處理天然氣量1.293×108m3，年處理天然氣量為470×108m3。擬建18座，日處理天然氣量1.549×108m3，按日處理天然氣量100×104m3的LNG液化廠配置2×104m3的儲罐估算，新增存量約30×104m3，根據(jù)液氣比1∶600，可新增調峰能力約18×108m3。

表1 川渝區(qū)域LNG工廠建設情況表

3）小型城市燃氣企業(yè)儲氣設施建設進展緩慢

小型城市燃氣企業(yè)因自身原因，對建設儲氣設施持審慎態(tài)度，在儲氣設施發(fā)展方面存在著發(fā)展速度緩慢、儲氣措施單一、資金投入不足、技術力量薄弱等問題，嚴重制約儲氣設施的合理發(fā)展［2］。處于管網(wǎng)運行平穩(wěn)供應瓶頸地區(qū)的燃氣企業(yè)，已經(jīng)通過建設球罐的方式著手開展儲氣設施建設工作，而未處在瓶頸問題區(qū)域的企業(yè)仍然持觀望態(tài)度。

1.2 川渝地區(qū)儲備能力提升面臨的問題

川渝地區(qū)是我國天然氣主產(chǎn)區(qū)，預計到2035年左右，四川盆地產(chǎn)氣量可達到1 000×108m3以上，因此，需要超前謀劃和加快建設中國“氣大慶”［3］。隨著川渝地區(qū)區(qū)域產(chǎn)能上升及全國天然氣供應形勢逐漸寬松，相關企業(yè)對于開展儲氣設施建設的必要性產(chǎn)生疑慮，這不利于儲氣設施建設工作的開展，此外，還面臨重復建設和儲氣設施聯(lián)通能力不足的問題。

1）LNG工廠和儲氣罐建設可能面臨重復建設問題

川渝地區(qū)現(xiàn)有及在建LNG加工廠23座，加工能力約為47×108m3／a，開工率逐漸從2016年的40%上升至近期的80%左右，但依然有剩余產(chǎn)能。川渝政府規(guī)劃新建LNG儲罐，然而在儲氣設施未能盈利的前提下，企業(yè)將LNG儲罐和LNG加工廠進行捆綁建設，勢必會進一步加劇產(chǎn)能過剩，據(jù)思亞能源數(shù)據(jù)顯示，川渝地區(qū)擬建LNG工廠18座，規(guī)模達1 549×104m3／d。因此，拓展LNG終端銷售業(yè)務迫在眉睫。根據(jù)調研，2019年川渝區(qū)域LNG終端銷售市場車用占比32%，發(fā)電占比6%，工業(yè)占比45%，民用占比17%，為了防止產(chǎn)能過剩，必須在儲氣設施建設的同時進行用戶開發(fā)工作，在綜合考慮儲氣任務和市場飽和度的前提下審慎進行LNG加工廠及儲罐建設。

2）儲氣設施相對獨立，互聯(lián)互通程度不足造成資源浪費

由于儲氣庫建設周期長，在形成儲氣能力之前，川渝兩地政府規(guī)劃通過建設LNG儲罐和高壓球罐的方式調峰，然而該種儲氣設施開放程度不足，不利于提升儲氣設施利用效率。雖政府鼓勵通過購買儲氣能力的方式儲氣，但是小規(guī)模儲罐反輸主管網(wǎng)存在技術和經(jīng)濟性難題，且大量建設小規(guī)模儲罐會造成儲氣能力和資源浪費，因此需協(xié)調LNG儲罐盡量與LNG加工廠配套建設，以此提升LNG儲罐利用效率，盡量少配置球罐。

3）現(xiàn)有市場機制未健全，儲氣設施盈利的商業(yè)模式亟待建立

儲氣設施建設投資大，儲氣服務價格尚無明確標準，儲氣設施投資回收渠道不暢，無法吸引更多的資金參與建設。盡管我國已明確對儲氣設施進行獨立核算，并對儲氣調峰成本進行合理疏導，但相關配套政策尚未完全建立，天然氣市場參與者對投資建設儲氣設施積極性不高。另一方面，儲氣設施尚未從管輸環(huán)節(jié)或城鎮(zhèn)燃氣輸配環(huán)節(jié)中獨立制定出來，國家沒有實行儲氣服務單獨定價，終端也沒有完善的順價機制。

1.3 儲氣調峰設施建設機制體制與企業(yè)個體建設問題并存

川渝地區(qū)儲氣設施建設存在選址困難、投資運營積極性不高、互聯(lián)互通不足、盈利模式不清晰等共性問題，包括：儲氣庫儲轉費測算方法難以反映儲氣庫實際運行成本、儲氣服務和定價機制設計不完善［4］、儲氣設施對外向第三方公平開放程度低、儲氣庫產(chǎn)品有待進一步完善［5］、現(xiàn)行天然氣價格沒有實施峰谷價不利于儲氣順價等［6］，但是從長遠看，隨著油氣體制改革、價格機制改革的不斷深化，天然氣商品買賣、輸氣服務、儲氣服務逐步實現(xiàn)單獨定價，對天然氣商品、管道運輸及儲存服務分別購買，儲氣調峰定價問題亦將通過采取“需求費＋商品費”的兩部制收費方式解決［7］。

除上述共性問題外，在集約高效建設儲氣設施方面還存在個性問題。供氣企業(yè)和大中型城市燃氣企業(yè)從全產(chǎn)業(yè)鏈角度出發(fā)計算盈利，對儲氣調峰認知相對較高，行動步伐較快；而中小企業(yè)受到自身盈利能力和經(jīng)營理念限制，存在儲氣設施單一、資金投入不足、技術力量薄弱等問題，步伐較慢。另外部分儲氣設施，特別是大型儲氣庫規(guī)劃選址多在川南和重慶市區(qū)域，與現(xiàn)有成都市這一最大消費中心有較遠距離，儲氣調峰或將加重管網(wǎng)負擔。

2 川渝區(qū)域儲氣能力提升策略

2.1 堅持國家戰(zhàn)略儲備中心和區(qū)內儲備中心相結合的戰(zhàn)略定位

當前，我國天然氣主產(chǎn)區(qū)在西北、西南地區(qū)，而天然氣主要消費地在中東部地區(qū)，川渝的地理位置距離主要消費區(qū)較西北區(qū)域有距離優(yōu)勢，相國寺儲氣庫又可以通過中貴線、川氣東送等管道融入全國管網(wǎng)，即將規(guī)劃工作氣量高達100×108的戰(zhàn)略儲備中心。當前川渝兩地政府開展儲氣庫建設，通過資本入股劃分工作氣量的方式開展合作，但是隨著國家管網(wǎng)的獨立、應急儲備等情況出現(xiàn)，地方政府的優(yōu)先使用權和調度權都會存在不確定因素。戰(zhàn)略儲備中心是國家天然氣供應安全和天然氣市場健康發(fā)展的重要保障，其系統(tǒng)架構設計必須站在產(chǎn)業(yè)鏈的高度，全面考慮區(qū)域天然氣產(chǎn)業(yè)主要要素與戰(zhàn)略儲備的相互關系［8］。在此情況下，可以考慮在成都周邊枯竭氣藏、枯竭氣井組成儲氣庫群，統(tǒng)一規(guī)劃，統(tǒng)一建設，統(tǒng)一調配，這樣既可以擴大調峰設施規(guī)模，降低投資成本，又能更加靈活有效地發(fā)揮儲氣設施的應急調節(jié)作用［9］。

2.2 堅持儲氣設施建設投資與盈利相結合的市場定位

雖然我國已經(jīng)出臺相關政策明確儲氣設施盈利模式，但各省市尚未細化實施方案，致使國家政策未真正落地。特別是儲氣庫的盈利模式，需要全面考慮，讓下游天然氣市場逐步接受調峰服務費［10］。隨著季節(jié)性峰谷差的不斷擴大，天然氣市場將意識到儲氣調峰的重要性，愿意為此付出合理的成本。同時，天然氣價格機制改革的深化和終端順價機制的完善將推動儲氣庫設施建設，始終朝著市場化運作的方向發(fā)展。

當前，LNG市場化程度較高，發(fā)展條件相對較好，可以探索LNG儲罐“夏儲冬用”的商業(yè)模式，從銷售、營運、資本的角度看，主要考慮自建LNG儲罐自行經(jīng)營、合作建設LNG儲罐共同經(jīng)營和租賃LNG儲罐經(jīng)營等商業(yè)模式，即自建自營、合建合營和租賃經(jīng)營三種商業(yè)模式。LNG夏儲冬用技術采用一次性周轉方案，即儲罐在天然氣銷售淡季儲存國內LNG、長貿(mào)合同LNG或價格較低的現(xiàn)貨備用LNG，用氣高峰季按市場價售出；儲罐中產(chǎn)生的閃蒸氣（BOG）采取直接外輸至下游管道；收益通過冬夏季LNG銷售價格差來實現(xiàn)。

按2×104m3、10×104m3、20×104m3三種不同儲罐計算單位容積LNG儲存成本。按儲罐利用率為90%，剩余10%作為應急儲備，氣損（自然蒸發(fā)的BOG）按國際通用比率計算，則可供夏儲冬用的三種不同容積儲罐LNG儲量分別為7 043 t、35 913 t、73 917 t，按氣化率1 486×108m3／t計算，設備的日調峰量分別為35×104m3／d、178×104m3／d，366×104m3／d，如表2所示。

表2 不同容積儲罐運營情況表

根據(jù)目前市場情況可得，上述三種不同容積儲罐總投資分別為7 000萬元、38 000萬元、65 000萬元，未測算土地、運維、定期檢測等費用，如表3所示。

表3 不同容積自建自營儲罐投資經(jīng)濟性比較分析表

2.3 堅持季節(jié)調峰、日調峰與小時調峰相結合的分級調峰戰(zhàn)術定位

地下儲氣庫是截至目前國際公認最經(jīng)濟有效的天然氣季節(jié)調峰手段［11］。川渝地區(qū)宜通過儲氣庫承擔季節(jié)調峰責任，通過LNG加工廠和儲罐做好日調峰及小時調峰工作，通過“夏儲冬用”的模式提升盈利水平。氣源應堅持使用區(qū)內LNG工廠氣源，以此保證氣源的經(jīng)濟性水平和盈利水平。高壓球罐承擔小時調峰任務，主要是在管道輸送環(huán)節(jié)存在瓶頸的區(qū)域進行建設［12］。

3 集約高效提升儲備能力的實施路徑

3.1 充分發(fā)揮枯竭氣井在設施建設中的作用

在按照既有規(guī)劃開展儲氣庫建設的同時，需要加快枯竭氣井用于儲氣設施建設的可行性研究［13］，尤其是成都市、重慶市用氣中心周邊的枯竭氣井。中國石油和中國石化均有氣礦在成渝兩地開采，在調研中發(fā)現(xiàn)某氣井較為適合用于儲氣設施，如表4所示。在經(jīng)濟性方面，氣井大大優(yōu)于LNG儲罐。

表4 儲氣庫與某井目標對比表

3.2 利用生物天然氣項目土地資源進行儲氣設施建設

2019年2月，國家能源局發(fā)布《關于促進生物天然氣產(chǎn)業(yè)化發(fā)展的指導意見》［14］，提出儲氣設施建設相關單位宜開展生物天然氣儲備項目調研，進行項目合資合作可行性研究，利用生物天然氣項目土地這一戰(zhàn)略資源，論證生物天然氣與常規(guī)天然氣進行聯(lián)合經(jīng)營的可行性及經(jīng)濟性。當前，四川地區(qū)在生物天然氣領域已進行兩個試點，一是在富順縣實施的生物天然氣項目，年處理畜禽糞污18×104t、農(nóng)作物秸稈3.6×104t，年產(chǎn)生物天然氣1 000×104m3、有機肥6×104t、生物沖施肥3×104t。另一個是在榮縣實施的生物天然氣項目，年處理有機廢棄物14×104t、農(nóng)作物秸稈2×104t，年產(chǎn)生物天然氣438×104m3、有機肥2×104t、沼液7×104t。目前因各種原因，試點進展不理想，因此可以鼓勵由常規(guī)天然氣企業(yè)與之合作，在保障儲氣設施建設的同時，還能彌補生物天然氣自身原材料供應不穩(wěn)定帶來的氣量不足問題，增加縣域天然氣氣源保障。

3.3 拓寬儲氣調峰盈利渠道，探索新的商業(yè)模式

川渝地區(qū)天然氣利用歷史悠久，市場化程度相對較高，供氣企業(yè)應充分借鑒國外先進儲氣調峰商業(yè)運營模式，共享經(jīng)濟新思維，不斷拓寬盈利渠道，建立具有川渝特色的運營模式，提升現(xiàn)有資源利用效率。

設計完善“兩部制”的儲氣產(chǎn)品價格體系。首先對儲氣設施工作容量開展交易，實現(xiàn)容量配置并形成容量占用價格；其次，開展用量交易，實現(xiàn)注存采服務配置并形成儲氣運行服務價格，獲得容量交易成功的用戶有資格參與庫容用量交易。第三，利用交易平臺建立更加公平的儲氣資源獲取機制，使資源配置公開、公平、公正、透明，滿足企業(yè)的儲氣調峰考核要求。建立多類型的儲氣調峰產(chǎn)品交易模式。采取競拍、掛牌、定向交易，有條件的允許有儲氣調峰產(chǎn)品的二次轉讓，不斷提升資源利用效率。

4 結束語

儲氣調峰設施是保障天然氣行業(yè)產(chǎn)運儲銷平穩(wěn)運行的關鍵環(huán)節(jié)，在現(xiàn)有政策條件下燃氣企業(yè)需要通過多種途徑提升儲氣調峰能力，建立及時高效的順價機制來彌補投資成本［15］。隨著天然氣市場不斷完善，儲氣設施的經(jīng)營、使用主體將不斷增多、價格管制的放開將使得天然氣儲采行為更加市場化、儲氣調峰建設的政策環(huán)境不斷完善，堅持整合儲氣庫、枯竭氣井、LNG儲罐、高壓球罐并與生物天然氣土地資源有機整合的集約高效的儲氣設施建設思路將有效推動儲氣市場的健康有序發(fā)展。