中国储气库市场化产品研究与经济分析

2020年10月1日，国家石油天然气管网集团有限公司（以下简称“国家管网”）正式运营，全面接管原分属于三大石油公司的相关油气管道基础设施资产及业务，对全国主要油气管道基础设施进行统一调配、统一运营、统一管理，这标志着中国油气管网运营机制市场化改革取得重大成果。运营4个多月以来，国家管网陆续开展了托运商准入、管网设施、储气库和LNG接收站基础信息及相应剩余能力的公平开放。

在这些油气管道基础设施中，因储气库在整个管网体系扮演着应急调峰和安全保障角色，国家有关部门在十三?五期间陆续出台了储气库运营管理的相关政策，以期尽快建立储气库市场化投资建设、资源配置、定价及运营方面的体制机制。

目前国家管网主导经营的有5座储气库，分别是大港、华北、金坛、刘庄及文23储气库，这些储气库在管网成立前主要服务于中国石油、中国石化，国家管网正式接管后大部分容量仍然被原企业所用，生产经营计划被动服从于中国石油、中国石化，经营模式单一，储气库调峰与应急保供价值没有得到充分体现。并且，服务费率沿用原企业内部定价，现有服务费率与经营模式无法确保投资收益，储气库运营企业经营压力巨大，亟待研究新的运营模式、定价机制及产品来适应逐步开放的天然气市场。为此，在借鉴国外储气库产品种类的基础上，提出中国储气库市场化产品设计建议，并举例分析经济可行性，以期对即将开展的储气库市场化有所助益。

1国外储气库产品及启示

美国和欧洲在储气库投资建设和市场化运营方面积累了丰富经验，形成了较成熟的储气库交易市场，目前储气库在收费模式上大多实行两部制，即容量费与实际使用费。

1.1美国

美国储气库产品基本分为固定储气、可中断储气及寄存/暂借服务3类。根据储气库是否与管输分开经营而稍有差异，主要表现在与管输一起经营的储气库公司除上述3类产品外，还将管网与储气库组合提供“无通知管输服务”“管输-储气平衡服务”等，利用管网适当增加储气库产品种类。李伟等以美国Young Gas公司为例介绍了3种基本类型的储气库产品。

1.1.1固定储气产品

固定储气产品是指：在注气期固定接收用户来气并注入储气库，储存至采气期固定采出并交付给用户的服务。用户需要根据预定量缴纳预定费，根据实际使用量缴纳使用费。合同中具体约定储气能力和注采需求，包括最大储气能力、最大日注气量、最大日采气量3个参数，并依据费率表计算服务费用，按月支付。

1.1.2可中断储气产品

可中断储气产品是指：储气库根据客户指令，在可中断的基础上，在任意一天接收客户来气注入或从储气库采出交付给用户的服务。当注采能力紧张而不能同时满足全部用户需求时，储气库将中止可中断用户的注采操作，以保障固定储气用户的注采操作；当储气库储存能力紧张，无法满足全部用户储气需求时，储气库会要求可中断用户限期采出，未及时采出的天然气将由储气库公司罚没。

1.1.3寄存/暂借服务产品

寄存/暂借服务产品是指：储气库根据客户指令，在可中断的基础上，在合同约定的日期范围内任意一天接收用户来气，并在一定时间后交付给用户；或先向用户交付气体，在一定时间后接收用户来气注入的服务。寄存/暂借服务费用分为初始费、平衡费、完成费3部分，分别在服务的不同阶段收取。当用户向储气库交付寄存气或从储气库提取暂借气时，需要缴纳初始费；用户寄存或暂借的气量如果不能按合同约定时间采出或归还，则需要按天缴纳平衡费；用户从储气库提取寄存气或偿还暂借气时，还需要向储气库缴纳完成费。寄存用户如未能在规定时间内采出全部寄存气，未采出天然气将归储气库公司所有；暂借用户如未能在规定时间内向储气库注入全部暂借气体，剩余天然气将被视为销售给暂借用户。

1.2欧洲

欧洲在役储气库共163座，储气库产品根据销售方式分为绑定与非绑定2种，根据稳定性分为固定与可中断2种。绑定产品是将工作气量、注气速率、采气速率捆绑在一起销售，而非绑定产品是将三者分开销售。绑定/非绑定与固定/可中断组合形成4类交易产品：固定绑定产品、固定非绑定产品、可中断绑定产品及可中断非绑定产品。用户根据季节性需求订购不同的储气库产品，达到灵活利用储气库的目的。

1.3启示

通过研究分析美国及欧洲的储气库产品，得出以下启示：①储气库产品根据管网与储气库是否相对独立而有所差异，独立储气库的产品较单一，与管网共同经营可增加产品多样性；②储气库产品对应一定的工作气量和注采速率，可以捆绑销售，也可以分开销售；③产品价格根据时间长短、固定或可中断等不同类型进行区别定价。

2中国储气库产品设计建议

目前，中国共有27座储气库，其中枯竭油气藏型储气库24座，盐穴型储气库3座。两种储气库在注采工艺和生产运行方面各有特点，枯竭油气藏型储气库每年的注气期与采气期绝对分开，而盐穴型储气库可以随注随采，灵活使用。以下针对上述两种类型储气库对储气库产品进行研究设计。

2.1枯竭油气藏型储气库

以某枯竭油气藏型储气库为例，其设计最大日注气能力为1800万m3，最大日采气能力为3000万m3。其投运初期实际注采气量与计划注采气量的对比情况（图1）说明：①注气期和采气期界限分明，注气期只能注气，采气期只能采气；②实际注气能力与采气能力均未达到设计值；③一个注采循环中，注入的天然气总量大于采出的天然气总量。

由于中国储气库潜在用户以供气企业、城燃企业为主，用气特性高度相似，很可能出现注气期同步注入，采气期同步采出的拥塞情况。由上述实际运行情况可知，注气期有250天左右，采气只有100天。

枯竭油气藏型储气库的生命周期要经历3个阶段：建设投产阶段（储气库从开工建设到第一个注气周期前的建设阶段）、扩容达产阶段（第一个注气周期到达到稳定运行条件的循环过渡周期）、稳定运行阶段（储气库达到稳定运行条件后的多周期注采循环周期）。并且，其到达稳定运行阶段的期限因地质构造、油气藏特点、运行情况等差异而不同。基于此，在产品设计上提出如下建议。

（1）扩容达产期：该阶段的特点是储气库动态资料少，合理配产配注及注采方案优化难度大，运行规律尚未形成，产品以小容量可中断为主，容量应以年度实际采气总量为基础，保证用户购买的容量在采气期能够全部采出。单个容量交易建议以一船LNG气量为参考，即0.8亿m3～1.0亿m3，方便用户从LNG接收站购气注入。这一时期的中断产品是指储气库侧可中断，以保护地层免受损害，确保安全注采运行；储气库与管输能力绑定，提供无通知管输服务；合同中约定注气总量和采气总量，保证用户年度注采总量不变，每日注采量由用户提出日指定需求，储气库根据实际运行情况进行复核并提供服务。

（2）稳定运行期：随着注采工艺的优化，储气库逐步提高气驱效率和工作气量，形成稳定规律的注采运行条件，可以参与大规模调峰。产品以固定为主，以可中断、寄存/暂借服务为辅，以稳定的工作气量为基础，根据用户需求划分容量；可中断以需求侧为主，储气库侧为辅（主要针对维检修的中断）。合同中约定容量、注采速率等参数，产品价格按照注采速率的高低进行定价收费。

2.2盐穴型储气库

盐穴储气库由多个单腔组成的腔体群构成，单腔建成后库容稳定，良好的自我修复能力可以促使盐腔围岩中的裂纹愈合，密封性良好，一般建成即可达到设计库容。以国内某盐穴型储气库数据为例，根据其2020年各月实际注采量情况（图2）可知：①盐穴型储气库注采灵活，可以在同一月份既注气又采气；②总注气量与总采气量的差距不大，基本可实现注多少采多少。

由上可见，盐穴型储气库产品种类明显多于枯竭油气藏型储气库产品种类。建议将工作气量和注采能力捆绑在一起形成标准捆绑单元，按照注采能力高低确定不同捆绑单元的价格，比如：相同的工作气量，注采能力高的捆绑单元需要的注采时间短，价格就高；注采能力低的捆绑单元需要的注采时间长，价格就低（表1，数据均为假设，旨在说明捆绑产品的概念及价格差距）。从时间长短和稳定性角度分别提供年度、季度、月度产品及固定、可中断产品。此外，因盐穴型储气库特有的注采灵活性，可以提供寄存/暂借服务，为用户解决临时性储存与借气需求。

3枯竭油气藏型储气库产品举例

国家管网成立后，推行储气库市场化工作进入实质试点阶段，研究储气库产品经济效益及操作层面的可行性对指导实际运营具有重大意义，并且枯竭油气藏型储气库容量较大，承担更多调峰气量，是市场化运营的“主阵地”。因此，重点针对枯竭油气藏型储气库的固定服务、可中断服务及寄存/暂借服务进行模拟推演并分析经济可行性，开展储气库市场化的初步探索。

以下举例中作如下假设：储气库设计能力以2.1节所述某枯竭油气藏型储气库为例，管输路径、运距根据其管网实际情况进行估算，管输费率参照发改价格〔2019〕561号文件，同时假设储气库目前一部制的价格为注采各0.35元/m3，未来两部制的容量费为0.55元/（m3·a），注采各0.1元/m3。

3.1用于调峰的固定储气产品

用户甲在夏季购买一船LNG从天津LNG接收站上载，总气量为8000万m3，通过管道运输至储气库注入储存，并在同年冬季采出销售。用户至少需要签订4份合同：

（1）与天津LNG接收站签订气化合同，气化费按0.3元/m3计取，合同金额为2400万元。

（2）与对应管输路径的管道公司签订管输服务合同，上载点为天津LNG接收站，下载点为储气库，管道运距估算为648km，按对应管输费率计算后得出合同金额为1960.7万元，折算后平均每立方米天然气运费为0.2451元。

（3）与储气库签订储气服务合同，合同总金额为6000万元，其中容量费为0.55元/m3×8000万m3=4400万元，注气费为0.1元/m3×8000万m3=800万元，采气费为0.1元/m3×8000万m3=800万元。若合同期从当年8月1日起至次年1月31日止，则应按6个月分期支付储气服务费，每个月的支付金额为1000万元。

（4）与相应的管道公司签订调峰气外输服务合同，上载点为储气库，下载点根据用户需求确定，若下载点全部在同一管道公司管辖范围内，则签订一份管输服务合同；若下载点涉及多家管道公司管辖范围，则分别与路径对应的管道公司签订管输服务合同各自结算。

根据2018-2020年LNG现货价格（图3）可知：2018年LNG价差为0.9775元/m3，2019年LNG价差为0.9425元/m3，2020年受疫情影响价差较大，为2.1414元/m3。在此，取2019年数据进行分析。

用户侧经济分析：用户甲在2019年8月购买LNG，价格为1.0875元/m3，根据上述路径和收费情况，从气化上载到采出这一过程的天然气成本为1.2951元/m3（0.3m3+0.2451m3+0.75m3）。依据上海天然气交易中心发布的数据，市场化天然气在2019年11-12月的挂牌成交均价为2.775元/m3，2020年1月的挂牌成交均价为3.08元/m3，假如用户甲在冬季供暖季以储气库作为交接点将天然气转手卖给用户乙，则用户甲从中获得的利润为0.3924元/m3（2.775m3-1.0875m3-1.2951m3）；假如用户储存到2020年1月进行挂牌交易，利润为0.6974元/m3（3.08m3-1.0875m3-1.2951m3）；假如用户甲在冬季从储气库采出天然气并销售给终端用户，利润高低取决于储气库到下载点的管道运距和管输费，只要在不超过0.6974元/m3的运输成本范围内下载均可实现盈利。以上取值均为最值，实际操作中很难在最低点买进，最高点卖出，而且各年的峰谷价差随经济形势、供求关系等因素影响而各有不同，用户需要平衡气源、储气库与销售终端之间的管道运距来核算利润。

储气库侧的经济分析：以上产品举例中，储气库两部制总价格比一部制总价格高0.05元/m3，而市场化运营模式下将采取在交易中心挂牌竞价的方式，两部制价格仅仅是竞拍交易设置的底价，实际成交价格只高不低，储气库在储气服务中也将赚取比一部制时多0.05元/m3以上的收入，且受市场供求关系影响，储气库资源将愈来愈稀缺，利润空间也将不断变化。由本例可得：在两部制下，当将储气库的固定储气产品用于调峰时，对用户、储气库、管网三方均具有经济可行性。

3.2用于战略储备的固定储气产品

以河南省为例，2020年天然气日均消费量为3571万m3，为了实现3天日均消费量的储气指标，需要储气1亿m3，这时至少需要签订2份合同：

（1）从气源地到储气库，与相关管道公司签订管输服务合同，支付相应管输费。

（2）与储气库签订储气服务合同。考虑战略储备特点，注入天然气后储存时间较长，采气时间不固定，可以签订长期合同，也可以一年一签。

如果签订长期合同，需要约定基础容量，河南省政府从2020年开始签订10年期储气服务合同，基础容量为1亿m3·a。合同金额为1亿m3·a×（0.55+0.1）元/m3×10a=6.5亿元（只发生容量费和注气费）。

合同需约定：用户可根据储气考核指标变化调整储气增量，并与储气库协商签订补充协议。即：在合同期内，若第2年天然气日均消费量高于上一年日均消费量，需在第2年注气期补充增量，并根据实际增量核算容量费和注气费，双方签订补充协议；若第2年天然气日均消费量等于或低于上一年日均消费量时，不作补充。

如果合同一年一签，则首次合同中只发生容量费和注气费，用户实际注入量即为基础容量（用户储气考核指标或用户确认的容量需求）。第2年签订储气服务合同时，用户需确认是否增加容量，如果增加容量，则收取新增容量的容量费、注气费及基础容量的容量费，如果不增加容量，则只收取基础容量的容量费。例如：2020年河南省与储气库签订了1亿m3的储气服务合同，合同金额为0.65亿元；2021年河南省天然气日均消费量增加至4000万m3，那么3天日均消费量的储气指标将变为1.2亿m3，而实际储气只有1亿m3；因而2021年河南省将增加2000万m3的储气需求，2021年的合同金额为0.2亿m3×（0.55+0.1）元/m3+1亿m3×0.55元/m3=0.68亿元（新增容量的容量费与注气费+基础容量的容量费）。

对于战略储备用户而言，保障天然气的应急供应体系是首要目的，因此在合同约定中需要明确：满足什么条件的情况下可以采气，如非应急情况不得采气、应急情况如何界定、提前几天告知采气计划等。由本例可得：储气库在满足战略储备用户的应急保供需求方面完全可行。

3.3可中断产品

用户A、B、C、D、E、F先后购买了储气服务（表2，各用户储气容量总计20.3亿m3，日注气量总计1600万m3/d，日采气量总计3340万m3/d），注气和采气的管输路径也已确定，并分别与相关管道公司签订了管输服务合同。其中，用户A、B、C、E为固定用户，D、F为可中断用户（图4、图5），需要特别说明的是，两部制中的容量费包含容量预定费及注采预定费，固定用户支付的0.55元/（m3·a）的容量费中，既包含容量预订费，又包含注采预订费；可中断用户仅需支付容量预定费，无需支付注采预订费。在此，假设可中断用户支付的容量费为0.5元/（m3·?a），旨在说明两部制中的容量费对固定用户和可中断用户的不同收费。

综上可见，该储气库在7月13日-8月5日期间注气需求最紧张，单日注气需求为1600万m3，超过了日最大注气能力1400万m3，因此，需要中断可中断用户。将合同签订最晚的用户F中断后，便可保证储气库的正常注气。在1月10日-1月14日期间采气需求最紧张，单日采气需求为3340万m3，超过了日最大采气能力3000万m3，同样在中断用户F后，可满足采气能力需要。

如果与储气库相连的外输管道管容已满，则除了中断用户F，还需要中断用户D。当用户D、F均中断后管容余量仍然不足时，则将用户A、B、C、E的注采气量按比例压减，直至满足需求。但相关细则需要在合同中明确约定，以免产生法律纠纷。

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3.4发生实际注采的寄存服务产品

某用户从江苏LNG购买一船LNG气化上载，其中大部分已经销售给下游用户，还剩3000万m3需要寄存30天，用户与储气库沟通确认剩余容量满足需求，并且处于储气库注气期，那么用户在未销售前至少需要签订3份合同：

（1）与江苏LNG接收站签订气化合同，气化费按0.3元/m3计取，合同金额为900万元。

（2）与相应管道公司签订管输服务合同，上载点为江苏LNG接收站，下载点为储气库，管道运距估算为1060km，按照对应管输费率计算得出合同金额为857.5万元。

（3）与储气库签订寄存服务合同，合同总金额为2274.75万元，各项费用组成如下：①初始费为容量预定费与注气费之和，其值=3000万m3×0.55元/m3+3000万m3×0.1元/m3=1950万元。②平衡费有两种情况，一是如果用户在30天内将寄存的天然气全部提出，那么不产生平衡费；二是如果用户超出合同约定5天提走全部天然气，那么储气库收取5天的平衡费，平衡费在1.5714元/（1000m3d）〔0.55元/（m3a）折合到每天的价格〕的基础上上浮5%，即1.65元/（1000m3·d），从而平衡费=3000万m3×1.65元/（1000m3·d）×5d/（1000m3）=24.75万元。③完成费=3000万m3×0.1元/m3=300万元。

本例中，平衡费的上浮比例为假设，在实际操作中，需要进一步测算收益情况后确定上浮比例。对用户而言，本次寄存服务增加的天然气成本为1.0441元/m3（不含气化费），如果想要收回成本，最有利的方式是在储气库周边就近销售，也可以向其他用户或地方政府转让容量。除此之外，寄存/暂借服务还可以探索将管网和储气库看作一个容量池，进行资源虚拟调配，实现容量利用最大化。

4结论

2020年，中国油气体制改革迈出了关键一步，国家石油天然气管网集团有限公司正式运营，标志着天然气管销业务真正分离，部分储气库作为长输管道配套设施划归国家管网所有。党中央、国务院及有关部门在十三?五期间陆续出台多个关于储气库投资建设与市场化运营的政策文件，意在鼓励支持储气库市场化运营。因此，大大推动了储气库所属企业在储气库市场化经营中大胆尝试产品开发与模式创新。

在借鉴美国、欧洲储气库产品的基础上，立足中国储气库运行实际，建议枯竭油气藏型储气库产品按照扩容达产期和稳定运行期的阶段特性进行设计，逐步增加产品种类；盐穴储气库因其灵活的注采特性，产品设计中，建议将工作气量与注采能力捆绑划分为标准捆绑单元，按照注采能力高低确定不同捆绑单元的价格进行销售，从期限上分为长期产品与短期产品，从注采能力稳定性上提供固定产品与可中断产品，并可以提供短期容量借贷服务。

按照现有管输费率与储气库两部制预期收费模式，推演用于调峰的固定产品及用于战略储备的固定产品、可中断储气产品、寄存/暂借服务产品，经过分析，对于用户、储气库、管网三方均具有经济性与可行性。