积极促进液化天然气接收站拓...业务增强天然气旺季保供能力_秦成华.pdf

1城市燃气 2022/11 总第 573 期专家论坛Specialist Forum秦成华1，徐为民1，祁 婕2，戴晓璐11.国家发展和改革委员会价格成本调查中心；2.中国城市燃气协会积极促进液化天然气接收站拓展储气业务增强天然气旺季保供能力doi:10.3969/j.issn.1671-5152.2022.11.0011 引言液化天然气（以下简称LNG）接收站是LNG远洋贸易登陆的基础设施。近几年来，随着我国天然气消费快速增长和进口LNG的比例逐步升高，LNG接收站的建设速度明显加快，为保障国内天然气市场供应发挥了积极作用。受国际天然气市场格局变化等因素的影响，我国LNG进口已从前几年的快速增长期进入到今后相对平稳的平台期，LNG接收站的利用率也将有所下降。考虑到当前我国天然气储备能力仍然不足，LNG接收站的储气能力也未充分发挥，因此，建议进一步促进LNG接收站积极拓展储气业务，在努力保持较高运营效率的同时，进一步增强国内天然气市场供应的时差调剂能力及旺季保供能力。2 我国LNG接收站的接收转运业务供求形势面临逆转从需求情况看。一是今年以来国际天然气价格高位运行，抑制了国内采购和消费国际市场LNG气源。2021年，我国LNG进口总量1 105.02亿m3，约占天然气总进口量65%，占天然气总消费量的29%。其中，LNG现货采购量在300亿m3左右，约占LNG进口总量的30%左右。今年由于LNG现货价格过高，估计LNG进口量将至少减少200亿m3，减少幅度接近20%，LNG进口首次出现年度负增长。二是我国管道气源进口数量比例将持续提高，管道气源进口的经济性相对较高，挤压LNG气源进口数量比例。随着中俄东线管道达产、中俄中线管道5年内建成投产以及中亚管线增产等，我国管道气源进口量将从2021年的600亿m3左右提高到2027年的1 600亿m3左右，占天然气进口总量的比例从2021年的1/3左右提高到2027年的2/3左右。LNG进口量将从2021年的1 200亿m3下降到2027年的900亿m3左右，占进口总量的比重将由2/3左右下降到1/3左右。从供应情况看。近年来，社会多元化资本纷纷介入LNG接收站投资建设，推动国内LNG站接收能力迅速提高。截至2021年底，全国已建成投产22座接收站，16万m3（容积）及以上的LNG储罐69座，接收处理能力10 030万t/a（合1 404亿m3/a）。其中：国家管网接管7家LNG接收站，接收能力合计达到2 910万t/a（合407亿m3/a），约占总量的29%。据对8家LNG接收站接收业务的不完全统计，2019年至2021年，接收能力利用率已从50%左右提高到70%以上。而且，今后3年内国内LNG接收站建设仍继续迅猛增长。据初步统计，我国3年内新建LNG接收站17座，接收能力累计增加约6 000万t（合840亿m3/a），提高约65%。综合以上两方面情况，今年LNG接收业务总体供求形势发生逆转，由供不应求转变为供大于求。国内LNG接收站企业经营情况深受影响，但各类企业受影响的程度有所差异，除依靠关联立方米的长协贸易支撑的LNG接收站基本可以维持经营效率以外，其它企专家论坛Specialist Forum2城市燃气 2022/11 总第 573 期业的接收能力利用率大幅下降，经营效益明显下滑。其中，国家管网所属LNG接收站企业受影响较大，估计接收能力的平均利用率将下降到50%左右，这主要是因为政策不允许其参与天然气贸易，只能向社会公平开放接收服务。3 LNG接收站拓展储气业务，为我国天然气市场旺季保供提供重要补充（1）我国天然气供应链中的储气环节仍很薄弱解决天然气供求因时间差异产生不平衡的矛盾最为有效的方式是增加经营储备。目前，储气不足仍然是制约我国天然气行业发展的瓶颈之一，难以充分应对季节性供需变化和满足旺季保供的需要。一是与快速发展的国内需求相比。截至2021年底，我国综合储气能力达到约350亿m3，当年我国天然气市场消费量 3 564亿m3，按照国家储气政策要求计算，我国总储气规模应达到不少于550亿m3，现有储气能力与政策要求的目标仍有较大差距。二是与发达国家水平相比。与我国天然气市场需求结构状况相似的欧美发达国家，储气能力一般达到消费量的15%25%。2021年我国已形成的总储气能力虽已提高至占当年天然气总消费量近10%左右，但仍远低于其它发达国家的水平。（2）我国LNG接收站储气业务尚待拓展LNG接收站既是海外气源接收转运的工具，同时也具有储气调峰的功能，即在淡季或价格低时从国际市场采购，在旺季或价格高时向国内市场供应。与地下储气库相比，LNG接收站的储气功能具有以下优势：一是对建设地址的选择性更好，而且可以根据市场需要设计建设规模。二是贴近主要消费市场，既可以大幅减轻管道建设投资和使用成本，又可以快速响应市场需求。三是外输能力较强，调度更为灵活，可以更好地满足市场突发需求，也为开发多样化经营提供了基础支持。四是罐容利用率高，而且无需垫底气。LNG罐容利用率可以达到90%以上，地下储气库则需要投入30%70%的垫底气，占用了储气库建设的大量投资。但是，从我国LNG接收站的实际运行情况看，除北方地区少数LNG接收站探索开展了少量的储气业务以外，多数LNG接收站还没有开展储气业务，现有储罐主要作为短期转运周转仓库使用。我国多数接收站规模较小，一般只有2个4个16万m3液体容量的储罐，不具备大规模储气能力。从国外的情况看，同是LNG进口大国的韩国、日本和大量进口LNG的欧洲国家，不少LNG接收站都有较高比例的储气能力。韩国最大的平泽LNG接收站拥有23个储罐，液体容量336万m3；日本袖浦LNG接收站拥有35个储罐，液体容量266万m3。欧洲天然气大部分依靠进口，因而致力于进口气源多样化，建立了包括气田、地下储气库和LNG接收站在内的多元化储气调峰体系。2021年全欧天然气消费量为5 420亿m3，其中进口量为3 410亿m3，外采比高达62.9%。目前，欧洲共投产接收站22座，主要分布于西、南欧，总接收能力达1.58亿t/a（约2 212亿m3），LNG储罐罐容为1 101.9万m3，折合储气能力68.9亿m3。2021年，欧洲LNG进口量为1 082亿m3，相当于天然气消费量的20%，接收站设施利用率为48.9%。4 我国开展LNG接收站储气业务已具备条件LNG接收站的运营可以分为日常供应和旺季调峰，其供气量通常表现为明显的淡季（夏）低或者旺季（冬）高。LNG接收站调峰作用可通过增加采购气源的方式来实现，但是这种方式发挥作用的大小受到国际气源市场价格高低的制约。在国际市场价格较低的情况下，就可以发挥较大的调峰作用；在国际市场价格较高的情况下，则反之。因此，我国LNG接收站应进一步开拓储气模式，即运用其储罐规模大的经济优势，实施淡季购进储存、旺季售出保供的经营模式。主要在于已具备以下主要有利条件：一是LNG接收站储气具有一定的经济性，特别是与内地发展的小型LNG储罐储气方式相比。根据国家发展改革委价格成本调查中心对部分天然气经营企业的调研数据分析，目前地下储气库的储气价格通常采用两部制价格，总体价格水平在每年每立方米0.6元左右；国内接收站大型储罐（单罐容积在16万m3以上）发展储气业务，按维持现行接收转运业务赢利水平计算，储气价格可以控制在每天每立方米的0.02元左右，合每年每立方米0.8元左右；而国内小型LNG储罐（单罐容积在3万m3以下）在储气价格低于每年每立方米1元情况下则会出现亏损。因此，考虑到我专家论坛Specialist Forum3城市燃气 2022/11 总第 573 期秦成华等积极促进液化天然气接收站拓展储气业务增强天然气旺季保供能力国LNG进口数量比例较高，优先选择LNG接收站增加大型储罐拓展LNG储气方式，是降低全社会储气成本和提高储气经济性的客观要求。二是国内LNG接收站发展储气业务具备外部市场条件。通过境外采购方式满足国内旺季保供需要，主要采购气源实际来自于境外气源生产企业的弹性生产能力或者境外供应商的储存气源，其销售价格通常也应能够补偿经营者的储存成本。从国际天然气市场情况看，淡旺季差价完全可以容纳国内LNG接收站的储气成本。欧洲NBP市场2019年、2020年和2021年旺季比淡季的气价平均高39%、77%和59%，按正常的淡季价格每立方米2元人民币左右计，淡旺季的价格差异在0.80元1.50元之间。从国内市场情况看，多数地方已建立天然气价格联动机制，非居民用气的淡旺季差价也基本可以容纳国内LNG接收站的储气成本，而且现行价格政策已明确城市燃气企业的储气成本可以进入配气成本在核定的配气价格中得到补偿。因此，企业采取淡储旺销的储气经营方式也是完全可行的。5 有关建议（1）鼓励现有LNG接收站增强储气能力根据国内市场天然气保障供应的实际需要，借鉴欧盟和韩日等国LNG接收站储备运营的经验，应积极鼓励国内LNG接收站扩大储罐能力建设，拓展集约化运营LNG储罐的储气业务。结合国内天然气市场保供的区域性特点，完善LNG接收站储备能力建设的布局规划，分区域建设适应市场保供需要的大型LNG储备中心，确保LNG利用接收站储气设施能够“进得来、出得去”，逐步改变国内LNG接收站储罐规模小、储气能力有限的不利局面。相关部门和地方政府应对LNG接收站扩大储备能力建设及时在用地用海审批等环节给予必要的支持，并对LNG接收站拓展储气业务运营的初始阶段给予税收优惠和金融支持等方面的鼓励。（2）积极开拓LNG接收站储气业务模式为促进LNG市场的有效竞争，应在推动市场主体更多地采用上下游分段经营基本模式的基础上，进一步开拓储气业务模式，更加充分地满足社会储气需求。上下游分段经营模式的主要衔接点就是LNG接收站，实现境外供应和国内市场销售的对接。这必然要求LNG接收站进一步开拓储气经营模式，为各种类型的经营模式、特别是上下游分段经营模式提供全方位的支持和服务。首先，应促进LNG接收站扩大社会开放力度。目前，对社会公平开放的LNG接收站以国家管网为主，但比重仍然较低。应鼓励和支持国家管网采取市场化并购等方式扩大LNG接收和储备业务的比重，力争将占全社会总量的比重提高到50%以上。同时，要求其它LNG接收站原则上应全面对社会公平开放，因特殊情况不能对社会公平开放的应获得政府有关部门特别批准。其次，应促进LNG接收站各类业务精细化，以适应市场需求的多样化。包括将主要经营业务分为短期周转和长期储备两大类，储气业务主要采取上下游市场主体委托LNG接收站的方式。（3）创建和完善LNG接收站储气业务计价规则，完善储气产业链利益机制当前储气产业链的利益机制仍不尽完善，这也是我国天然气储备不足、难以落实储气政策的重要影响因素。我国目前对储气价格实行市场调节，主要目的在于充分发挥储气市场机制的有效作用，成为平衡供求的时间差异矛盾、保障市场旺季供应的主导，为此必须完善储气产业链的市场利益机制，为促进LNG接收站拓展储气业务提供根本保障。首先，拓展LNG接收站储气业务，必然要求创建和完善储气业务计价规则。关键是应充分体现储气的时间价值，具体计价规则可以深入精确到按天计费，以发挥LNG接收站储气业务调度灵活等方面的优势。根据LNG接收站经营业务特点，为更好地满足LNG市场经营多样化的需要，可根据LNG接收站经营业务流程分为三段计价，即：接入费用，即将LNG从运输船接入到站内储罐的费用，可以按接入量单一维度计价；储存费用，即LNG在储罐内储存的费用，可以按储存时间和储存量两个维度计价；输出费用，即将LNG从储罐输出到站内用户槽车或者经气化后输出到站外管道的费用，也可进一步细化为液输费用和气输费用。LNG接收站可与相关经营方根据具体经营内容等要求，在上述分段计价基本规则的基础上自行灵活地组合计价。其次，根据合理补偿储气费用的基本要求，按照“谁受益、谁承担”的原则，进一步完善天然气季节差价政策和理顺上下游价格联动机制，使相关用户能够自觉消化储气成本、自我调节用气需求。