地下儲氣庫運營管理及成本分析

姚莉 肖君 吳清 蔣雪梅

（1.中國石油西南油氣田天然氣經濟研究所，四川成都 610051；2.中國石油西南油氣田公司營銷部，四川成都 610051；3.四川長寧天然氣開發有限責任公司，四川成都 610051）

地下儲氣庫運營管理及成本分析

姚莉1肖君1吳清2蔣雪梅3

（1.中國石油西南油氣田天然氣經濟研究所，四川成都 610051；2.中國石油西南油氣田公司營銷部，四川成都 610051；3.四川長寧天然氣開發有限責任公司，四川成都 610051）

借鑒國內外地下儲氣庫運營管理經驗，分析我國地下儲氣庫運營管理現狀，并對儲氣庫運行成本進行對比分析，提出地下儲氣庫運營管理模式構想和提高運行效率、降低單位成本的措施和建議。認為底下儲氣庫運營管理應注重吸取國外經驗和教訓，結合我國天然氣市場發展的特點，研究適合我國的儲氣庫經營模式、分析其成本構成，提出科學合理的我國儲氣庫管理體制和運營機制，開發出適應我國地質特點的獨特儲氣庫技術、適應我國環境的監管政策法規體系。

地下儲氣庫 運營管理 市場化 公司化 成本分析

0 引言

目前，全世界共有700多座地下儲氣庫，總工作氣量約為3 930×108m3，約占目前全球天然氣消費量的11.6%［1］。國外地下儲氣庫經歷近百年的發展，積累了豐富的技術和管理經驗，總結和借鑒這些經驗對我國地下儲氣庫的管理和優化運行意義重大。

1 國外地下儲氣庫運營管理經驗借鑒

1.1 地下儲氣庫分布在天然氣市場較成熟的地區

從國家和地區分布來看，全球地下儲氣庫主要分布在天然氣市場較成熟的地區。北美、歐洲和獨聯體國家（主要是俄羅斯和烏克蘭）擁有全球98%的在運營地下儲氣庫，其中美國在運營地下儲氣庫數量最多（419座），其次分別是加拿大（55座）、德國（46座）和俄羅斯（26座）。

在全球地下儲氣庫總工作氣量中，北美地區占有36%，歐洲占有24%，獨聯體國家占有39%，西亞和亞太地區占有0.8%，拉丁美洲和加勒比地區占有0.03%。美國、俄羅斯、烏克蘭、德國、意大利、加拿大、法國是傳統的儲氣庫大國，其地下儲氣庫工作氣量約占全球地下儲氣庫總工作氣量的85%。全球地下儲氣庫總工作氣量的78%分布于氣藏型氣庫，5%分布于油藏型儲氣庫，12%分布于含水層儲氣庫，5%分布于鹽穴儲氣庫，另有約0.1%分布于廢棄礦坑和巖洞型氣庫中。

未來幾年，全球還有近50座地下儲氣庫的擴建和100座地下儲氣庫的新建計劃，主要位于歐洲、北美、亞洲和獨聯體國家。國際天然氣聯盟（IGU）預計，到2020年，全球地下儲氣庫的工作氣量將由目前的3 500×108m3增至4 460×108m3，并有望在2030年進一步增至5 430×108m3。

歐洲、北美和獨聯體國家仍是未來地下儲氣庫需求和建設最集中的地區。一方面是因為這些地區的天然氣市場成熟，地質條件較好，且以傳統管道氣為主，管網系統發達；另一方面它們也是傳統管道氣貿易最活躍的地區，需要大量的天然氣集輸與儲存設施。

相比之下，亞洲、中東等地區受天然氣管網系統和建庫地質條件限制，以及主要天然氣消費市場以液化天然氣（LNG）為主，導致該地區地下儲氣庫增幅不會太大。國際天然氣聯盟預計，未來亞洲地區地下儲氣庫的工作氣量占全球總量的比例不會超過1%。

1.2 儲氣業務從管輸、配氣環節分離實行獨立的商業運營

歐美在天然氣工業管制放松之前，一直將儲氣庫業務視為管道功能性的組成部分，與長輸管道實行捆綁式服務，儲氣設施由天然氣供應商（管道公司和配氣公司）擁有和運營，天然氣供應商從天然氣生產商手中購進商品天然氣后，通過長輸管道輸送到用戶，儲氣庫主要承擔著平衡管道負荷和調配管道系統的輸氣量的作用。

天然氣工業放松管制后，儲氣庫則被視為天然氣供應鏈中的一部分，而不再是輸氣管道或配氣管網的功能性結構之一，儲氣庫業務也逐步轉向獨立經營的商務模式，實行儲氣庫的第三方準入［2］。儲氣庫業務與其他業務相分離，由獨立儲氣庫運營商提供獨立的儲氣服務，向所有用戶開放，并收取一定的儲氣費；用戶可以轉讓其購買的儲氣庫容量；儲氣服務可以是連續性的，也可以是可中斷的。

1.3 地下儲氣庫采取市場化運作，公司化管理模式

天然氣放松管制后，除以上游氣田作為運營主體的儲氣庫采取上中下游一體化運營管理模式外，歐美大部分國家地下儲氣庫實現了市場化運作、商業化管理模式。地下儲氣庫投資主體與運營主體多元化，州際管道公司、州內管道公司、地方燃氣公司和獨立儲氣庫運營商既可以是投資主體，也可以是運營主體，儲氣庫運營商按照市場規則進行商業化運作，參與市場競爭，從而保障天然氣穩定供應（表1）。并依據投資和運營成本收取儲氣服務費用獲得盈利，而儲氣服務對象由天然氣峰谷價差獲得盈利。儲氣費不再混合于管輸費中。

表1 美國儲氣庫的投資者和經營者表

歐美等國十分重視儲氣庫的市場監管，特別是儲氣價格的監管。歐盟內部成立了獨立監管機構（NRA），美國聯邦能源監管委員會（FERC）也從儲氣庫的服務定價、投資布局、市場準入等方面加強對儲氣庫經營商經營行為的監管，從而為穩定供應天然氣創造良好的市場秩序。

歐美國家儲氣庫的相關信息在交易平臺上完全公開，用戶在平臺上根據自己的需要執行必要的操作，包括：發布注入或采出天然氣的指令、查詢儲氣庫流量信息和剩余儲氣能力、購買儲氣能力、交易儲氣能力以及下載發票等。

1.4 儲氣環節單獨定價，價格水平保證儲氣庫服務商獲得合理的經濟收益

儲氣環節與管輸業務分離后，便出現了儲氣庫價格及其形成機制的問題。歐美在天然氣市場成熟地區通常按服務成本定價法或市場需求定價法確定儲氣費率，并建立反映供求關系、資源稀缺程度和合理投資運營成本的價格形成機制。

服務成本定價法主要考慮維持儲氣庫基本的運行成本費用并獲得穩定收益。在服務成本定價法下，儲氣服務成本被劃分為固定成本和變動成本兩項。固定成本平均分配到采出流量費和容量費，注入費和采出費用于回收變動成本［3］。由于儲氣服務的不均衡性，出現了高峰/非高峰期價格或者季節儲氣價格，具體價格水平由儲氣庫運營商和用戶協商確定。

美國在聯邦能源管理委員會（FERC）管理之下的州際儲氣庫一般按照服務成本法制定儲氣價格，費率包括成本和合理的投資回報，儲氣服務成本按照50%的固定成本分配給采出流量，50%分配給配給容量，注入和采出費用用于回收變動成本。其儲氣費用組成及計算依據見表2。

表2 服務成本法確定的儲氣費用組成及計算依據表

為了促進儲氣庫的發展，歐美國家也采用市場需求定價法確定儲氣服務價格，市場需求儲氣價格通常需經過價格監管部門的嚴格審查，下達儲氣費價格區間，低限不低于儲氣服務的短期邊際成本，但無價格上限。市場需求定價主要是為了讓儲氣庫運營商可以用高需求時的收益彌補低需求時的損失和未收回的投資成本。

歐洲大多數國家天然氣工業競爭還不是十分充分，大部分國家采用談判的方法確定儲氣費。在協商定價的情況下，儲氣庫運營商為保持價格的透明度，一般會公布儲氣服務產品對應的指導價，作為協商定價的參考。儲氣庫運營商會根據情況的變化隨時復核和調整儲氣費用，執行協商后確定的價格。

2 我國地下儲氣庫運營管理及成本分析

2.1 儲氣庫運營管理現狀

目前，我國已建成并投入運行的地下儲氣庫約有25座，實際有效工作氣量約為50×108m3，其中有6座為國家投資商業儲氣庫，有5座位于氣田周邊，僅有1座位于西一線配套消費地。該儲氣庫工作氣量也僅為西一線輸氣能力的4%。

2.1.1 我國地下儲氣庫建設處于初級階段

與歐美發達國家相比，我國地下儲氣庫建設起步較晚，20世紀90年代中期，我國開始籌備地下儲氣庫建設。隨著陜京管道的建成，2000年，第一座商業儲氣庫投入運行。近年來，我國政府積極推進地下儲氣庫建設，已建成天然氣干線、支干線管道達6.3×104km，年輸氣能力超過1 700×108m3。西北、東北、西南和東部沿海4大天然氣進口通道格局初步形成，實現了由管道向管網的跨越式發展。目前，已陸續在環渤海、長三角、西南、中西部、西北、東北和中南地區建成儲氣庫25座。類型以凝析氣藏為主，主要分布在近天然氣終端消費地區。但投入運營的地下儲氣庫實際工作氣量僅占我國天然氣年消費量的2.8%。與世界調峰應急儲備能力平均水平10%相比，我國的儲氣庫建設尚處于初級階段。

2.1.2 我國地下儲氣庫采用上中下游一體化運營模式

我國天然氣產業仍然是上中下游一體化的運營模式，與歐美國家的早期運營模式基本相同。儲氣庫的建設、運營、管理主要是由中國石油、中國石化兩家國有石油公司承擔，其中中國石油是當今國內最大的儲氣庫運營商，擁有儲氣庫24座，儲氣調峰能力占全國的98.4%。儲氣庫作為管道的輔助設施，與管道捆綁運營，儲氣庫并未成為天然氣產業鏈中的獨立環節。雖然2010年以后出現了國家投資的儲氣庫，但是儲氣庫的運營模式沒有發生根本性的變化。2014年底，港華燃氣進入儲氣庫行業，開工建設港華金壇儲氣庫［1］43。隨著民營企業的不斷加入，儲氣庫建設主體將逐漸呈現多元化格局。

目前，我國儲氣庫的主要作用還是協調供需平衡和季節調峰、優化管網運行以及應急與戰略儲備等方面。現階段正在運行的儲氣庫中，一部分是由天然氣供應商出資承建的，作為管道的輔助設施與管道捆綁在一起，儲氣費率直接包含在管輸費內。另一部分是國家財政投資的儲氣庫，投資由國家通過所得稅返還給予資金支持，但儲氣庫運行費由企業承擔。

2.1.3 儲氣庫財稅政策、服務價格受到政府管制

目前我國天然氣價格受到政府管制，定價沒有真正體現天然氣的商品價值，即天然氣供給的綜合成本，包括進口、生產、運輸、存儲、分銷、零售等成本，以及更高的靈活性、更低的碳排放等附加的功能價值沒有體現，也沒有反映供需關系。由管道板塊投資興建的儲氣庫一直是管道的輔助設施，沒有單獨定價，儲氣環節發生的投資、成本費用都是與管道的經濟效益測算捆綁在一起，相應的儲轉費計入到管輸費中，與管輸費一并收取，沒有在天然氣價格體系中單獨設立“儲氣費”科目。在現行天然氣價格體制下，投資和成本沒有回收渠道，儲氣庫效益無法體現，在一定程度上影響儲氣庫投資建設主體的積極性。

目前我國對于儲氣庫建設財稅支持力度不足，在建設保障基金、儲備設施折舊方式、戰略儲備天然氣稅收優惠、戰略儲備成本補償、專項財政補貼等方面，給予儲氣庫建設的鼓勵性財稅支持不足。在儲氣庫服務價格、投資布局與規模、市場準入、公平競爭等各方面，市場監管力度較為薄弱，缺乏公平有序的市場競爭環境和公開透明的交易機制。

2.2 儲氣庫成本及效益分析

2.2.1 儲氣庫投資構成

地下儲氣庫投資大，建設周期長，后期運行和維護費用較大。其投資費用包括勘探投資、鉆井工程費、地面工程費用、墊底氣費用、礦產補償費、增值稅及建設期利息、流動資金等。有資料顯示，國外已建地下儲氣庫投資一般在1 000萬美元至1億美元范圍內［4］，我國枯竭油氣藏儲氣庫單位工作氣量的投資在3.5～4.0元/m3［5］。

2.2.2 營運期成本分析

地下儲氣庫的運行成本包括：人員費用、維護及修理費用、廠礦管理費用、外購材料費、外購燃料費、外購動力費（電、水等）、折舊、折耗及攤銷、營業稅金及附加等項目（圖1）。其中外購材料費（不含潤滑油）、外購燃料費、外購動力費（基本水電）、人員費用不受注、采氣量增減變動影響，屬于固定成本；材料費中的潤滑油、外購動力費（壓縮機用電）和以外的稅金，隨注、采氣量增減而成正比例變化，屬于可變成本。

圖1 國內某儲氣庫成本構成圖

按照儲氣庫的注采周期內總成本費用和注采氣量可測算儲氣庫平均單位成本和固定成本、可變成本值。國內某儲氣庫單位固定成本為平均單位成本的54.99%；單位可變成本為平均單位成本的45.01%。

1）注采期成本分析

由于投產初期儲氣庫壓力較低，實際所產生的成本費用為儲氣庫的最低儲氣成本階段，后期成本費用將隨儲氣庫工作氣的不斷注入而上升。

（1）單位成本分析

按照注采期的不同，分別將注采期的總成本費用除以注氣量或采氣量，可測算注氣期和采氣期的單位成本費用。

（2）后期成本預測

根據儲氣庫注采周期和歷史數據，可采用回歸分析法，對注采期成本進行回歸，按照投入、產出相匹配的原則，盡可能選取生產較為穩定的區間數據進行成本回歸分析。通過對儲氣庫的注氣量與經營費之間的相關數據，得出經營費用（因變量Y）與注氣量（自變量X）的回歸關系式：

式中，Y為經營費用，萬元；X為注采氣量，104m3；k為單位可變成本，元/103m3；B為單位固定成本，元/103m3；η為輸差，%。

由于注氣期和采氣期單位固定成本和可變成本不一致，因此在進行分析的時候應分別預測注氣期成本和采氣期成本。

2）儲氣庫運行成本對比分析

通過對國內不同儲氣庫進行調研，按照成本對比口徑一致性原則，將材料、燃料、動力、修理費、人員費用和其他費用共6項納入成本對比，折舊折耗及輸氣損耗成本暫不納入成本對比分析（圖2）。

從圖2可以看出，A儲氣庫動力費、人員費用較B、C儲氣庫偏高，修理費和其他費用較B、C儲氣庫費用偏低，A儲氣庫單位操作成本較B儲氣庫高。主要原因是A儲氣庫用電單耗和單價高于B儲氣庫，其注氣用電單耗較B儲氣庫高0.0076 kW·h/m3。

A儲氣庫單位操作成本較C儲氣庫偏低。主要原因是兩個儲氣庫壓縮機驅動方式不同，燃料費及動力費消耗差異大；C儲氣庫壓縮機組為氣驅，主要消耗燃料氣，而A儲氣庫機組為電驅，主要消耗動力費；同時由于A儲氣庫屬于建設期，部分材料費屬于項目投資，且投產試運時間短，部分外委維護工作還未開展，包括壓縮機組、脫水裝置大修、管道智能檢測等，故材料費及維護修理費偏低。后期成本將增大。

2.2.3 地下儲氣庫經濟分析

經濟效益評價方法以中國石油天然氣股份有限公司頒發的《油氣管道建設項目經濟評價方法與參數》為依據，采用現金流量法對A儲氣庫的建設投資（包括墊底氣投資）所獲得的經濟效益進行評價。

通過對儲氣庫的投資、運行成本、折舊、管理費用、財務費用和營業費用等的測算，對A儲氣庫模擬單獨運營，按照供應每立方米調峰天然氣向儲氣庫使用方收取儲氣費，用于回收投資、支付經營成本并獲得一定的投資回報進行反算。當項目內部收益率為8%時，反算儲氣價格為1.257元/m3，運營期盈虧平衡調峰量為3.62×108m3左右；內部收益率為0%時，反算儲氣價格為0.398元/m3；當評價期30年利潤總額為零時，項目總體處于盈虧平衡，反算儲氣價格為0.338元/m3。

圖2 儲氣庫單位操作費對比圖

3 我國地下儲氣庫運營管理模式構想

3.1 鼓勵投資主體多元化，推進和加快儲氣庫建設

國務院《關于創新重點頂域投融資機制，鼓勵社會投資的指導意見》明確提出：將地下儲氣庫等重點能源工程向社會開放。儲氣庫設施建設投資大，運行時間長，具有很大風險。隨著市場化進程推進，政府應通過這次扶持、財稅優惠激勵和天然氣價格體系改革等方式，推進和吸引地下儲氣庫的建設與投資［6］。鼓勵地方政府、燃氣公司、民間資本等獨立或參與建設儲氣設施建設，為投資巨大的儲氣庫建設開辟一條新路，實現各投資主體共擔調峰保供義務，共享資本運作紅利。

3.2 逐步推進適應我國國情的市場化運營機制

在油氣企業內部成立獨立經營的儲氣庫公司，負責本公司儲氣庫的建設、運營及管理，在現行政策基礎上，加快制定公司配套政策，保證儲氣庫業務正常運行。隨著天然氣交易市場的逐漸成熟，天然氣價格尤其是儲氣價格逐步放開，政府監管體系的不斷完善，逐步推進儲氣庫的市場化運作、公司化管理模式，實現儲氣庫效益經營。建議盡早明確儲氣庫的運營管理模式，有利于儲氣庫提前謀劃后期運行管理。

3.3 收取合理的儲氣費率

按照儲氣庫不同的注采氣量和運行成本，測算合理的儲氣費率，建議采用以下方式收取儲氣費率。一是在出廠價或管輸費的成本構成中增加儲氣庫成本或費率，與出廠價或管輸費一并收取。二是在天然氣價格結構中增加儲氣庫費，單獨向用戶收取［5］95。三是測算儲氣庫不注不采的情況下的基本營運費用，在此基礎上確定基本儲氣費率。四是適當考慮天然氣季節價差，即在儲氣庫注采期間采用季節差價，該季節差價應包含儲氣庫運營成本或單位費率。建議結合各儲氣庫的實際成本費用消耗情況，制定不同儲氣庫的注采氣成本費用標準。

3.4 提高儲氣庫的運行效率，降低單位成本

儲氣庫是一個復雜的系統工程，分為地下儲氣設施和地面廠站兩大部分，分別包含諸多工藝單元，在建設和運行過程中應不斷地完善儲氣庫技術體系，摸索儲氣庫的優化運行，提高儲氣庫的運行效率是降低單位成本的最有效手段。一方面取決于市場需求，另一方面則是儲氣庫的運營調度。運營調度又與管網的完善程度密切相關，決定了一座儲氣庫的服務范圍。因此，應進一步完善我國天然氣管網，加強骨干管道間的聯絡線和區域輸氣管道的互聯互通建設，并提高管道輸氣能力和增加氣源供應點［6］5。此外，還應加強儲氣庫與管網的調度優化，最大限度在調峰需求較高時滿足市場需要，加速工作氣的周轉速度。

4 結束語

在我國天然氣地下儲氣庫的建設和運營過程中，應注重吸取國外經驗和教訓，結合我國天然氣市場發展的特點，研究適合我國的儲氣庫經營模式、分析其成本構成，提出科學合理的我國儲氣庫管理體制和運營機制，開發出適應我國地質特點的獨特儲氣庫技術、適應我國環境的監管政策法規體系。這對于推進我國地下儲氣庫的投資和建設，提高運營效率和效益有重要意義。因此，應不斷完善政府監管職能，探索適應我國國情的儲氣庫市場化運營管理體制，逐步放開儲氣價格，按照儲氣庫不同的注采氣量和運行成本進行測算，收取合理的儲氣費率，并鼓勵地方政府、燃氣公司、民間資本等獨立或參與建設儲氣設施建設，為儲氣庫的市場化商業運作積累寶貴經驗。

［1］田靜，魏歡、王影.中外地下儲氣庫運營管理模式探討［J］.國際石油經濟，2015，23（12）：39-49.

［2］叢威，洪波，裴國平，等.歐美儲氣庫獨運營商業模式關經驗借鑒［J］.中國能源，2014，36（5）：29-33.

［3］洪波，叢威，付定華，等.歐美儲氣庫的運營管理及定價對我國的借鑒［J］.國際石油經濟，2014，22（4）：23-29.

［4］王秀錦，王賀余.對儲氣庫項目經濟評價的探析［J］.河北工業科技，2011，28（3）：191-194.

［5］胡奧林，何春蕾，史宇峰，等.我國地下儲氣庫價格機制研究［J］.天然氣工業，2010，30（9）：91-96．

［6］胡奧林，余楠.國外天然氣戰略儲備及其啟示與建議［J］.天然氣技術與經濟，2014，8（1）：1-5．

（編輯：胡應富）

B

2095-1132（2016）06-0050-05

10.3969/j.issn.2095-1132.2016.06.014

修訂回稿日期：2016-10-24

姚莉（1974-），女，高級工程師，從事軟科學研究和技術經濟評價工作。E-mail：yaoyaolily@yeah.net。