地下储气库运营管理模式探讨

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摘要：随着天然气市场的放开，欧美国家储气库逐步成为天然气产业链中的独立环节进行商业运营，单独定价。中国天然气产业市场化程度比较低，地下储气库主要作为调峰保供使用，已建成的储气库均由垂直一体化石油公司建设、运营和管理，在现行的天然气价格体制下，投资和成本没有回收渠道，在一定程度上影响储气库投资建设主体的积极性，制约着储气库业务可持续发展。结合中国当前天然气市场环境及地下储气库现状，借鉴欧美俄储气库运营管理经验，建议中央和地方政府部门应通过出台鼓励政策、定价机制等手段，为实现储气库商业化运营创造条件，垂直一体化公司的储气业务与其他业务在管理和职能的分离，按照对外价格独立收费，也将有利于推动天然气业务外部市场化和储气业务专业化。

关键词：天然气；地下储气库；运营管理；管理模式；垂直一体化；独立运营

国外百余年的天然气发展历史证明，储气库以其极大的灵活性保证天然气的安全平稳供应，优化天然气生产及运营等，而成为天然气市场健康发展必不可少的基础设施。截至目前，世界上共建成储气库约715座，总工作气量约3930亿立方米，占全球天然气消费量的11.6%[1，2]。欧、美、俄等天然气市场发达地区集中了世界88%的储气库，并形成了其特有的运行管理模式。中国储气库建设尚处于初级阶段，学习借鉴国外的储气库运营管理模式，结合当前国内天然气发展形势，提出适合中国国情的储气库运营管理模式，对中国实现天然气市场健康、有序、可持续发展具有重要意义。

1国外主要国家和地区地下储气库运营管理模式

1.1美国

美国天然气发展已经有一百多年的历史，上世纪70年代早期达到了高峰，又经历了10年的发展后，上世纪80年代早期其储气能力达到高峰。1985年以前，美国的天然气市场受到天然气政策法的监管，天然气供应链之间互相关联垄断[3]。储气库主要由天然气管道公司和城市燃气公司拥有和运营，用以优化管网系统运行，提高供气的可靠性与安全性，并满足用气高峰时段的需求。管道公司拥有管道系统内输送的天然气，控制储气库的存储及使用，并与储气库捆绑，通过管道输气费回收投资成本[4]。1985年以后，美国政府推行了天然气工业市场化改革，解除了捆绑并无歧视输气；1992年联邦能源管理委员会（FERC）颁布636号令后，美国开始向完全竞争市场迈进，不仅放开了包括生产商、消费者、运输商或贸易商管道的“第三方”准入，也放开了储气库的“第三方”准入，打破了储气库的垄断，强制州际管道公司剥离销售业务，要求管道运输网络向第三方开放，保证其他天然气供应者能够得到公平、相同质量的运输服务。建立了一个泛北美大陆的天然气竞争性大市场[4,5,6]。天然气开放管制以前，美国储气库主要由管道公司和城市燃气公司所有并负责运营，管道公司同时是储气库中存储的天然气的拥有者。天然气开放管制以后，美国储气库的所有者和运营商有管道公司（州际和州内）、城市燃气公司、独立运营商[7,8]，主要负责储气库的日常生产和经营管理，向天然气经销商提供储气、采气服务，收取储转费[4]。管道中输送的及储气库中储存的天然气中，66%属于城市燃气公司，27%属于天然气销售公司，7%属于管道公司输送过程中的暂存量[9，10]。美国的储气费率包含服务成本和合理范围内的投资回报，也就是按服务成本收取储气能力占用费和储气库使用费。储气能力占用费包括储气库容量费和日最大采出流量费，按用户合同预定的储气容量和日最大采出流量收取，与实际使用量无关；储气库使用费分为注入费和采出费，按用户的实际注入（采出）气量收取（见表1、表2）[11]。分相比，“第三号欧盟天然气指令”对“第二号指令”中天然气生产与输气业务的规定进行了细化，妥协为管理权拆分。2009年及以后投产的输气管道、储气设施必须适用所有权拆分，申请到豁免权的除外；2009年以前投产的输气管道、储气设施可以选择采用所有权、经营权和管理权三种拆分方式中的一种；允许天然气供应企业拥有输气管道、储气设施的非控制性的少数股权[9]。

1.2.2主要储气大国的储气库基本运营管理模式

建设欧盟内部一体化天然气市场。在欧盟储气库监管政策的逐步推进过程中，欧盟主要国家储气库业务逐步转向独立经营的商务模式[4]。但与美国相比，欧洲天然气产业的竞争还不是很充分，像美国那样完全独立的储气服务商还比较少。欧盟市场上的储气库业务大部分仍然掌握在原有垂直一体化公司的手中，只是进行了管理权拆分[9]。在欧盟，不是所有的储气设施都允许第三方准入，符合以下三种条件可以得到豁免：1）储备运营商缺乏储气能力；2）第三方准入阻碍天然气储备运营商履行他们的公共服务义务；3）在“照付不议”条款下，第三方准入可能引起储备运营商陷入严重的经济和财务危机[9]。目前，欧盟几个主要储气大国的储气库基本运营管理模式是公司化运营。基本由大型能源公司、天然气公司、电力公司、管道公司或城市燃气公司掌控，其储气库子公司负责具体运营，相互之间储气业务分离，进行独立商业运营[4]。还有小部分国家储气业务是由上游的气田开发公司运营管理，储气成本纳入整个气田的经营成本，没有独立核算[4]，储气库的作用是优化生产，满足市场需求。

1.2.3欧盟储气库的定价机制

欧盟大部分国家选择谈判确定储气费的方法，储气费主要包括储气能力占用费和储气库使用费。储气能力占用费是对储气库注入和采出流量和储气库容量的占用而支付的费用，一般包括注入和采出流量费和容量费；储气库使用费是实际注入和采出天然气需要支付的费用，一般包括注入费和采出费[4]。欧洲地下储气库的定价机制有协商定价和政府管制定价两种。欧盟要求，在技术和经济上有必要展开竞争的地区，均应采用协商定价。目前欧洲大部分国家都选择了以协商确定储气库价格的方法。只有在储气服务处于垄断状态下，才采用政府规定的储气价格[11]。在政府管制定价的对于独立储气库运营商也可按市场需求定价，一般按年平均日需求量与用户签订长期供货或承诺合同，合同价格综合井口、管输、储气等价格因素及市场需求通过谈判方式确定[11]。

1.2欧盟

欧盟天然气市场开发晚于美国30年，2000年左右达到平稳期。与美国相似，欧盟储气能力开发相比天然气市场开发有10年的滞后[3]。1.2.1欧盟储气库监管政策的逐步推进过程上世纪90年代后期，在国家垄断的环境下，欧盟开始进行储气能力开发，天然气生产、进口、长输管网与地方配气管网、下游天然气销售等多由垂直一体化的国有控股公司掌控，市场只有这唯一的参与者，储气成本计入天然气价格[3]。1998年，欧盟颁布了《天然气内部市场通用规则》（也称“第一号欧盟天然气指令”）。开始放开对天然气产业的管制，逐步对大用户开放天然气市场，将输气管网运营与天然气贸易脱钩，实行相互独立管理；在输气、配气、储气业务上推行协商性或强制性第三方准入机制。为进一步推进天然气市场自由化改革，2003年欧盟颁布了《天然气内部市场通用规则》第二版（也称“第二号欧盟天然气指令”）。规定2007年底前全面开放天然气市场，长输管网、配气管网、LNG接收站的运营与天然气贸易在法律上拆分；对大型基础设施投资项目（长输管道、地下储气库、LNG接收和存储设施）可在一定时期内豁免第三方准入义务。欧盟各国对“第二号欧盟天然气指令”的执行情况差别较大。英国、荷兰等主要天然气生产国，对改革的态度更加积极，改革进程较快；而德国、法国等天然气进口国，考虑到供应安全问题，改革进程相对较慢。在调查研究“第二号欧盟天然气指令”的实施效果和存在问题的基础上，经过两年多的磋商，欧盟于2009年7月13日颁布了《天然气内部市场通用规则》第三版（也称“第三号欧盟天然气指令”），以及与该指令配套实施的新版《天然气传输网络的准入条件》，并于2009年9月3日正式生效[9]。与“第二号欧盟天然气指令”要求输气管道、储气设施全部采取最激进、最彻底的拆分方式，进行所有权拆情况下，监管部门通常根据成本加合理利润确定储气费。在协商定价的情况下，储气库公司为了保持价格的透明度，一般都会公布储气服务产品相对应的指导价格。指导价格只是作为协商的参考，运营商会根据情况的变化随时复核和调整储气费，具体执行的价格是协商确定的价格[9]。协商定价的基础是储气库的服务成本，监管部门要对储气费进行管制。不同的国家、不同的储气库公司在储气费的费用科目设计上不完全相同，但是基本费用科目是一致的[9]。储气库的价格受地域差异及储气库类型影响，不同价格机制决定各国储气库价格不同。一般欧盟管制定价的储气库价格低于协商定价，盐穴储气库的价格高于其他类型的储气库[11]。

1.3俄罗斯

苏联解体后，俄罗斯储气库全部由俄罗斯天然气工业股份公司（Gazprom，简称“俄气”）负责管理，根据地理区域设立若干个天然气运输子公司，地下储气库原则上附属相应的天然气运输子公司[7]。俄气天然气经济研究所对储气收费标准等地下储气库经济指标进行了多次研究试验，试验结果证实，地下储气库总体处于亏损状态，其主要原因是管理上缺少透明度。2007年3月19日，为了优化公司内部管理结构，将旗下全部地下储气库项目进行整合，从天然气运输企业和天然气开采企业中剥离出来，成为俄气的独立子公司——俄气天然气地下储存公司，负责俄罗斯地下储气库的运营管理[12]。通过结构重组，完全解决了天然气和液态烃在开采、运输、加工、地下储存和销售等环节的资金流分配工作。对储气费用的单独核算，为有效地引入地下储气库服务的合理费率提供了条件。储气服务费用按照地下储气库天然气储存费和注/采气费收取，注气费和采气费是指地下储气库在注气和采气过程中的开支，地下储气库天然气储存费是单位储气费与储气库的工作气量的乘积。

1.4国外地下储气库运营管理模式启示

在天然气市场发展初期，主要发达国家的天然气产业普遍是垂直一体化管理模式，储气业务作为管道的附属部分，一般由管道公司拥有和运营，作为保证供应安全、实施管道完整性管理的工具。随着天然气市场发展的逐渐成熟，天然气基础设施建设已经到位，政府便放开对天然气产业的管制，储气业务逐渐从管道公司中分离出来，独立运营，成为自负盈亏的市场主体。国外储气库运营管理的基本模式是公司化运营，在单独定价机制的基础上实现独立运营。储气环节的定价机制适应本国天然气产业的发展情况，并建立和完善相关的法律法规和监管政策，促进储气业务规范化竞争。

2中国地下储气库运营管理模式探讨

2.1中国天然气产业和地下储气库发展现状

20世纪90年代以来，国家提出了“油气并举”的发展方针，推动中国天然气工业取得了长足进步。西气东输、陕京线等长输管道的设施建设，带动了天然气消费的快速上升。2000－2013年，中国天然气消费量从245亿立方米增至1680亿立方米，年均增速高达16.1%；天然气占全国能源消费总量的比重从2.2%升至5.9%[13]，在工业、交通运输业和居民生活等方面逐渐替代煤炭、成品油甚至电力等其他能源[14]。2014年，中国经济进入了“换档期”，经济增长速度总体放缓，加之国内天然气价格多次上调、国际原油和煤炭价格持续下跌等因素的影响，中国天然气消费增速大幅放缓。据国家发改委统计的数据，2014年中国天然气表观消费量为1786亿立方米，同比增长了5.6%，占一次能源消费的比重由上年的5.9%上升至6.3%[13]。20世纪90年代中期，中国开始筹备地下储气库建设；随着陕京管道的建成，2000年，第一座商业储气库投入运行[15]。近年来，中国政府积极推进地下储气库建设，截至2014年末，中国已建成天然气干线、支干线管道达6.3万千米，年输气能力超过1700亿立方米[12]。西北、东北、西南和东部沿海四大天然气进口通道格局初步成形，实现了由管道向管网的跨越式发展。目前，全国已陆续在环渤海、长三角、西南、中西部、西北、东北和中南地区建成储气库25座，调峰能力占天然气年消费量的2.3%[16]，与世界平均水平（11%）相比，我国的储气能力开发尚处于初级阶段。

2.2中国现阶段地下储气库运营管理模式

2014年，国家先后出台了《油气管网设施公平开放监督办法（试行）》、《天然气基础设施建设与运营管理办法》、《国务院关于创新重点领域投融资机制鼓励社会投资的指导意见》等相关政策法规，明确支持民营企业、地方国有企业等参股建设油气管网主干线、沿海液化天然气（LNG）接收站、地下储气库、城市配气管网和城市储气等设施。规定在有剩余能力的情况下，油气管网设施运营企业应向第三方市场主体平等开放管网设施，按合同签订的先后次序公平、无歧视地向新增用户提供输送、储存、气化、液化和压缩等服务[13]。中国的油气管网设施市场化改革迈出了实质性步伐。目前中国的地下储气库均由垂直一体化石油公司——中国石油和中国石化建设，其中中国石油是当今中国最大的储气库运营商，拥有储气库24座，储气调峰能力占全国的98.4%。2014年底，港华燃气进入储气库行业，开工建设港华金坛储气库。随着民营企业的不断加入，储气库建设主体将逐渐呈现多元化格局。现阶段正在运行的储气库中，一部分是由天然气供应商出资承建的，作为管道的辅助设施与管道捆绑在一起，储气费率直接包含在管输费内；另一部分是国家财政投资的储气库，投资由国家通过所得税返还给予资金支持，但储气库运行费由企业承担。目前中国天然气价格受到政府管制，定价没有真正体现天然气的商品价值，即天然气供给的综合成本，包括进口、生产、运输、存储、分销、零售等成本，以及更高的灵活性、更低的碳排放等附加的功能价值没有体现，也没有反映供需关系。随着新的气价机制的实施，管输费包含在各省门站价格之内，没有配套的调峰气价和储转费政策。在现行天然气价格体制下，投资和成本没有回收渠道，储气库效益无法体现，在一定程度上影响储气库投资建设主体的积极性，不利于储气库行业的健康、快速发展。欧美的经验表明，市场的放开是一个长期系统化的过程，需要经过很长一段时间才能够形成有效的市场机制来决定市场价格。美国的市场化进程有30多年的历史，已成为天然气市场开放程度最高的国家[17]。欧洲的市场化进程在经历了15年的发展后，依然没有实现完全市场化。目前，中国的天然气产业尚处于发展阶段，市场化程度较低，天然气的基础设施建设及完善程度远不及欧、美、俄等天然气行业发达国家，尤其是储气库建设尚处于初级阶段，天然气生产、运输、储存及销售主要是由中国石油、中国石化和中国海油三大国有石油公司承担。与欧、美、俄等地区和国家的早期运营模式基本相同，储气库作为管道的辅助设施，与管道捆绑在一起，其主要作用是季节调峰，协调供需平衡，但储气调峰能力不足以满足消费市场的调峰需求。

2.3对中国现阶段储气库运营管理模式的建议

结合当今中国天然气产业的特点，中国储气库还不具备独立运营的市场环境，因此，特对中国现阶段储气库运营管理模式提出以下建议。1）由于目前国内各储气运营商的储气能力不足，尚不具备第三方准入的条件。中央和地方政府应进一步出台鼓励政策，给予适当的财政补贴或投资，实行税收减免，激励企业投资储气库建设，加速提高储气调峰能力[18]；2）政府部门应进一步放开天然气市场，建立科学合理的输配气定价机制，避免交叉补贴，逐步形成市场定价方式，为实现储气库商业化运营创造条件[18]；3）在垂直一体化公司内部，对上、中、下游业务按照对外的价格收取天然气商品费、运输和辅助服务费用。借鉴欧盟和俄罗斯的经验，逐步将储气业务与公司的其他业务分离出来，单独提供储气服务，独立收费；4）在储气库的管理和职能上也要进行分离，成立独立部门或下属公司来经营，推动天然气业务外部市场化和储气业务专业化。

作者:田静 魏欢 王影 单位:1.中国石油勘探开发研究院廊坊分院2.中国石油天然气集团公司油气地下储库工程重点实验室

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