天然气储气调峰项目可持续发展的对策建议
——以河南X天然气储气调峰项目为例

张爱华 吴 涵

（中海石油气电集团有限责任公司江苏分公司，江苏 南京 210000）

一、X天然气储气调峰项目简介

（一）项目基本情况

X天然气储气调峰项目实际投资36600万元，占地面积153650平方米，约合230亩，项目为新建LNG储配站项目，项目储存规模为1台20000m3（约8800t）LNG常压储罐，总储气能力0.12亿立方米，气化能力为100000m3/h，设6个装卸位。

（二）项目商业运营模式

项目创新探索实施储气服务两部制定价，即将调峰费分为基本调峰费和增量调峰费，分别匹配建设投资回报与运营投资回报。基本调峰费由省成本监审局根据建设内容核定，并分摊至全省管道天然气消费总量上，借助中石油、中石化等上游企业向地方政府及城燃企业等代收代缴；增量调峰费由建设单位与下游用户根据储气设施运营管理成本共同协商确定增量调峰费，下游用户进行调峰时按供应量缴纳。

二、项目实施的背景及意义

（一）实施背景

1.储气能力已制约行业发展，储气指标纳入年度考核

我国地下储气库、LNG接收站容量远低于国际水平。各地方基本不具备日均3天用气量的储备能力。2017年全国较大范围出现天然气供应紧张的局面，储气能力不足已成为制约我国天然气产业可持续发展的瓶颈之一[1]。

国家发改委、国家能源局联合印发的《关于加快储气设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的意见》中明确要求：到2020年，供气企业要拥有不低于其合同年销售量10%的储气能力；城镇燃气企业要形成不低于其年用气量5%的储气能力；县级以上地方人民政府至少形成不低于保障本行政区域日均3天需求量的储气能力；并纳入年度考核指标。由此可见，加快储气设施的建设势在必行。

2.河南省储气调峰能力严重不足，储气设施建设迫在眉睫

根据地方发展规划，到2020年，全省天然气可供资源量预计可达170亿立方米，应具备的总储气能力为8.4亿立方米，规划2020年底总储气能力目标为10亿立方米。截至2017年底，河南省天然气消费总量达到105亿立方米，已建成的储气设施总储气能力826万立方米，现有调峰能力仅为全省2017年总用气量的0.09%，距离储气指标差距巨大，储气能力严重不足，建设储气设施迫在眉睫。

（二）实施意义

1.提供调峰气源，保障城市供气安全

项目可以在价格相对较低时或将气源充足地区的液化天然气运至本站储存，待冬季气源紧张出现气荒时，将本项目的LNG气化后输送至分输站管道，起到削峰填谷的作用。当上游供气单位或管道发生事故时，可作为应急气源为城市供气。对避免发生因阶段性供需失衡导致的“气荒”、保障城市供气安全、落实能源安全的战略方针有着十分深远的意义。

2.有效改善当地环境质量，履行企业社会责任

天然气燃烧后的CO2排放量约为煤的40%，且无粉尘和SOx，可大大缓解煤炭作为一次能源的压力。该储气调峰项目既是企业的社会责任担当，也是实现储气调峰的重要手段，同时可以解决约42个就业岗位，具有民生意义。

3.投资企业可以在市场竞争中获得比较优势

各地在授予或变更特许经营权时，将履行储气责任、民生用气保障等作为重要的考核条件。政府拟通过强制措施淘汰一批实力差、信誉低、保供能力不足的企业[1]。所以，拥有足够的季节调峰能力、能够保障天然气供应的安全平稳的上游供气企业、管道企业、城燃企业和基础设施运行企业，才能在市场开发中占据优势。

三、项目实施及运营情况

（一）项目实施过程及影响

项目严格执行国家基本建设管理程序的有关规定，项目建设单位在施工准备、工程管理、招投标及设备材料采购、工期控制、质量控制、投资控制、QHSE管理、环境保护、职业安全卫生消防等方面采取的措施合理有效。实施过程中，施工图无重大修改，施工图设计总体质量较好，施工质量良好，监理单位在施工管理、工程进度控制、质量控制和QHSE管理等方面工作中发挥了应有监理作用，建设中未发生重大合同纠纷，履约情况较好。采用招标方式采购设备材料，设备采购和管理总体良好。

项目严格执行建设项目“三同时”管理规定，安全评价、环境影响评价、职业病危害评价报告、职业病防护设计等已获得审查通过，安全设施、环境保护设施、职业病危害防护设施做到与建设项目同时设计、同时施工、同时投入使用。项目竣工验收方式和程序符合国家地方有关规定。经过2年的运行，装置运行平稳，产品质量合格，配套的公用工程满足生产需要。

（二）项目投资与经济效益评价

1.项目投资执行情况及经验总结

项目批复可研总投资约42000万元，竣工决算总投资36600万元。竣工决算较初设批复总投资节约5800万元，节约比例约14%。按储气能力测算批复设计建设指标35.35元/立方米，实际建设指标为30.5元/立方米。项目建设指标低于可研预期，投资执行控制较好。主要经验如下：（1）基于批复的初步设计概算编制项目执行概算，结合采办策略及工作范围划分，编制单项工作采办预算，严控单项投资超执行概算现象的发生。（2）项目设计阶段，严格审查优化设计方案，减少不必要的设计内容；项目实施阶段，深入研究合同条款，严格控制设计变更，减少不必要变更签证。（3）项目实施阶段，制定合理的招标工程采办策略，选择物美价廉的供应商，减低工程成本。（4）积极沟通协调当地政府出资建设厂外道路工程、厂外供电工程、消防车辆购买等外围配套设施，降低项目总投资。

2.项目经济效益评价

项目投产初期，存在基本调峰费难以落实问题。在基本调峰客户合同未签订前，公司使用结余库容开展租赁和LNG购销业务，提高公司整体盈利水平。此外，通过租用地下储气库，赚取库容租赁价差，增加项目营业收入和利润。多措并举后，项目的收益率虽有所提高，但仍低于可研预期。产生原因分析如下：（1）成本费用变动原因。储气库租赁成本，可研没有计算储气库租赁成本，项目实际投产后为增加收入，租用国家管网储气库，增加储气库租赁成本约4600万元。项目人工成本，可研阶段年均人工成本约575万元，项目实际运营年均人工成本约960万元，远高于可研。（2）项目盈利情况。项目可研年均利润总额约3000万元，年均净利润约2300万元。同口径下，项目实际年均利润总额约800万元，年均净利润约600万元。可研阶段，基本调峰费通过固定收益率的形式测算，增量储气费通过相对稳定的增量储气调峰获得收入，可研的运营模式收入稳定；运营阶段，由于基本调峰客户合同签订延迟，项目实际开展了库容租赁和天然气销售业务，受市场价格波动影响，项目的收入和利润水平低于可研预期。

3.与同时期建设的其他同类项目对标情况

对同时期建设的6个同规模的天然气储气调峰项目运营数据进行对标，分析本项目相对于对标项目的优劣势，总结天然气调峰项目投资建设的注意事项。主要内容如下：（1）6个项目均存在可研营收与实际不符的情况。可研营业收入为基本调峰费和增量调峰费，实际运营中，发现“两部制”储气服务合同价格顺导机制不畅，落实储气责任、支付储气费用意愿不强，合同签订完成率缓慢。为增加项目营收，最大限度发挥结余库容的价值，使用节余库容开展租赁和LNG购销业务，但由于库容租赁价格与基本调峰收入存在差距，天然气购销业务受市场价格波动的影响，具有较大不确定性。项目盈利水平难以达到预期。（2）6座天然气应急储备项目均存在修理费实际使用金额约为可研预期的5%，项目运行初期储气设备设施较新，维修概率较低且大部分设施尚在质保期内，可参照运营实际降低修理费指标，建议后续对可研编制指标进行优化。（3）项目投资范围可进一步压减，结合项目实际，列支厂外配套项目费用。哪些是企业需要做的，哪些是政府部门需提供的，建议进一步明确场外配套工程政府与企业的工作界面。（4）本项目经营成本中管理成本明显高于可研预期，且远高于同时期其他同类项目。建议进一步优化企业组织架构，加大一线人员占比，降低管理成本（见表1）。

表1 同类项目运营数据对标

四、天然气储气调峰项目可持续发展的建议

天然气作为最清洁低碳的化石能源，是我国新型能源体系建设中不可或缺的重要组成部分，天然气灵活高效的特性还可支撑与多种能源协同发展，能够在碳达峰乃至碳中和阶段持续发挥积极作用。天然气当前及未来较长时间内仍将保持稳步增长，但现阶段个别地区仍存在民生保供责任未压实，特许经营权责不对等问题，储气调峰项目仍需进一步建设，经研究，本文对天然气储气调峰项目可持续发展提出以下建议。

第一，天然气储气调峰项目符合国家产业政策，具有较强的政治及民生意义、较好的环境效益和社会效益，建议适度超前布局。

第二，现阶段我国储气调峰辅助服务市场机制尚不完善，天然气储气设施建成后，资金回笼困难，建议地方政府、上游供气企业、国家管网集团、城镇燃气企业四方加大履行储气责任的协同力度[2]，针对性、差异化解决储气调峰项目可持续运营难题。具体为，建议政府单位坚持储气市场化定价，完善储气调峰辅助服务市场机制，支持各方通过自建、合建、租赁、购买等多种方式履行储气责任。协助上游供气企业探索“一票制”服务、储气库容量竞价等多样化交易模式。项目建设单位在正式开工建设之前，明确项目成本回笼方式，与服务客户签署“照付不议”合同，锁定服务市场。

第三，创新发展模式，确保项目可持续盈利能力。建议充分利用LNG资源的季节性价格波动，紧盯市场需求，低买高卖；加强LNG资源池构建，合理统筹各方气源，开展上下游特色化购销，平衡稳定进销价差，利用储罐外销和贸易销售联动、储罐租赁和冬季保供等手段，扩大市场份额；增加BOG回收设施，减少资源浪费，降低项目运行成本。

第四，探索地下储气库储气，降低项目投资成本。通过分析可以看出，地上储罐类项目建议建造指标在23元/立方米～30元/立方米之间，市场上的租赁单价0.9～1元/立方米左右；而地下储气库，特别是枯竭油气藏储气库利用枯竭的气层或油层而建设，具有造价低、运行可靠的特点，可承受租赁价格在0.4元/立方米～0.65元/立方米之间，因此在条件具备地区可优先探索地下储气库储气。