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导语:目前我国储气库建设运营的经济效益无法准确测算,同时,储气的价值也难以体现。本文分析了造成这一现象的四大原因。
目前,我国天然气商业储备初具雏形,战略储气库建设也刚刚起步。地下储气库建设以中石油、中石化为主,沿海LNG接收站和储运项目以中海油为主。
我国地下储气库建设起步较晚。“十二五”前,储气库建设、运营主体只有中石油一家。1969年投产的第一座地下储气库工作气量仅1700万立方米。1997年陕京管道系统建成投产,为了保障京津地区用气安全,中石油在大港油田规划建设了我国第一个大型储气库群,包括大张坨、板中北和板中南等6个储气库,设计库容30.3亿立方米。
近年来,储气库建设主体呈现多元化趋势,带动了储气库类型、用途的多样化。中石油与中盐金坛合作,将5口老腔成功改造成盐穴储气库,又完成6口新井的造腔工作。一期完工后,金坛储气库工作气量将达到5亿立方米。
除中石油金坛储气库外,中石化、港华燃气均在金坛开展盐穴储气库的前期工作。2013年,有4座大型地下储气库建设达到注气条件,新增设计储气能力107亿立方米。但是,由于地下储气库建设有一个逐步达产的过程,截止到2015年底全国地下储气库已建成储气能力仅42亿立方米,占当年全国天然气消费量的不到3%。
除了地下储气库以外,“十五”到“十二五”期间,我国还陆续建设了LNG接收站、LNG转储中心、LNG调峰储运中心、城市LNG储备设施。
运营现状
储气库建设耗资巨大,但却缺乏相应的价格引导和投资回收机制,因此天然气企业投资建设储气库的积极性不高,商业模式有限。
目前已经建设运营的储气库,大多作为管道系统或者LNG接收站的一部分,由管道系统或者LNG接收站运营企业管理运营,不独立经营储气业务,也不对系统外开放储气服务。根据投资主体和投资回收渠道不同,储气库建设运营模式主要有三种。
第一种模式是由上游企业建设运营。由于我国天然气行业上中游一体化的行业结构,上游企业资本实力雄厚,掌握天然气资源、管道系统和LNG接收站,以及建设地下储气库的主要资源-枯竭油气藏,因此上游企业投资运营是我国储气设施建设的主要模式。
同时,由于天然气现货市场不发达,储气库无法独立运营,通常被作为管道系统或者LNG接收站的一部分,不实行独立核算。例如,中石油大港储气库群和华北储气库群,被作为陕京管网系统的组成部分,负责京津冀地区季节调峰供气、应急保障供气和日常削峰填谷平衡管网压力三大任务,分别由中石油北京天然气管道公司大港储气库分公司和华北储气库分公司管理。
第二种模式是由下游企业建设运营。为了满足城市安全供气需要,同时面临天然气现货市场的价格压力,下游城镇燃气经营企业也采取多种方式储备天然气。例如,上海曾经在位于浦东新区的北蔡镇建设了包含10座大型球罐的储配站,用于天然气小时调峰。后来随着高压管网逐步成型,上海的气源构成和管网布局发生了巨大变化,小时调峰手段转向以气源调节和高压管道储气为主,考虑到高压球罐维护要求高等因素,于2009年退出了运行。
深圳市已经开工建设一个小型LNG接收站项目,储罐容积8万立方米,可以满足深圳市10天的应急储备和最高24万立方米/h的调峰需求,非调峰期间还可以承担深圳及周边的LNG槽车供应业务,计划于2016年建成投产。
第三种模式为合作建设运营。合作建设运营可以在合作方之间分摊储气库建设运营成本,降低商业风险;实现储气库建设资源有效利用,共享储气库库容或收益。储气库建设运营合作有上下游企业之间的合作,也有天然气企业与行业外企业之间的合作。例如,运营管理大港储气库群和华北储气库群的中石油北京天然气管道公司,即为中国石油天然气集团公司与北京市人民政府于1991年7月12日共同出资组建。港华储气有限公司是港华投资公司下属的专门负责储气业务的一家独立法人企业,2010年与中国盐业金坛公司签订战略合作协议,2013年正式签订租赁合同,合作建设地下盐穴储气库。金坛盐业公司负责溶盐造腔,租赁给港华储气公司作为储气库使用,按约定收取租金;港华公司负责储气库经营,为周边城市提供天然气调峰和应急储气服务,承担经营风险,享有经营收益。
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