最新調研報告說透了為什么儲氣調峰能力有待提升

　　為加快推進天然氣產供儲銷體系建設，按照國家發(fā)改委、國家能源局有關要求，近期，西北能源監(jiān)管局對陜西省儲氣調峰設施建設運行情況開展了調研。

　　儲氣調峰設施現狀

　　位于陜西省的儲氣調峰設施主要包括：長慶油田陜224儲氣庫，陜西燃氣集團楊凌液化天然氣應急儲備調峰項目，西安秦華LNG應急調峰站等。其中，陜224儲氣庫主要為華北地區(qū)調峰，由長慶油田代管。

　　陜224儲氣庫。

　　長慶油田陜224儲氣庫位于靖邊氣田中區(qū)西部，年設計庫容10.4億方，設計工作氣量5.0億方。建設主體工程于2013年10月完成，2014年正式投產，氣庫目前實際年工作氣量2.3億方。

　　楊凌液化天然氣（LNG）應急儲備調峰項目。

　　楊凌液化天然氣（LNG）應急儲備調峰項目是“氣化陜西”工程重要組成部分，一期工程于2015年11月建成投運，儲氣能力為3600萬方，具備氣化調峰能力、接收液化天然氣300萬方/日的雙作業(yè)運行功能，是目前國內采用引進技術單線生產能力最大的LNG生產項目，同時也是我國第一座以應急儲備調峰為目的的大型LNG工廠。目前二期正在建設LNG全包容儲罐、BOG壓縮機及公用工程設施。

　　西安秦華LNG應急調峰項目。

　　西安秦華LNG應急調峰項目一期工程于2009年初建成投產，儲氣能力210萬方，日供氣能力30萬方。二期工程預計2018年底完工投運，屆時西安秦華自有儲氣能力將提升至1922萬方。

　　調峰能力不足

　　儲氣設施嚴重不足。

　　目前，陜西省的儲氣調峰設施主要為陜西燃氣集團楊凌液化天然氣應急儲備調峰項目，儲罐能力3600萬立方米，調峰能力900萬立方米/日；西安城投集團引鎮(zhèn)LNG的2個1萬立方米LNG儲罐，儲氣能力1200萬立方米，調峰能力120萬立方米/日；西安秦華LNG應急調峰站儲氣能力210萬立方米，調峰能力30萬立方米/日。

　　2017年陜西省天然氣消費99.64億方，即使將為華北地區(qū)調峰的長慶油田陜224儲氣庫（實際年工作氣量2.3億方）納入為陜西儲氣設施，儲氣調峰能力也遠未達到國家供氣企業(yè)10%，城燃企業(yè)5%，地方政府3天的要求。

　　優(yōu)質大型庫址資源缺乏。

　　陜西省油氣資源主要位于鄂爾多斯盆地，目前已開發(fā)油氣田整體低滲、低壓、低豐度，為典型的巖性油氣藏，儲層非均質性強，地質條件復雜，改建儲氣庫難度大，缺乏優(yōu)質大型庫址資源。以陜224儲氣庫為例，其儲量豐度、滲透率遠低于呼圖壁、相國寺和雙6儲氣庫，注入/采出單位體積的氣體，其氣體平面波及面積是其他三個庫的2.6—21.2倍。

　　資金投入不足。

　　地下儲氣庫和LNG應急儲備調峰項目投資巨大，氣源價格沒有相應優(yōu)惠政策，項目投資回收期長，對其它社會資本吸引力弱，金融機構顧慮多，融資難度大，加之政府投入資金有限，導致資金投入嚴重不足。

　　以楊凌液化天然氣調峰項目為例，項目一期有2座3萬方LNG儲罐，儲氣能力3600萬方，項目投資10多億元，而2020年陜西達到國家儲氣設施建設要求，需建成10億方以上的儲氣設施，資金缺口問題嚴重。

　　建設審批手續(xù)繁雜。

　　根據中共中央、國務院印發(fā)的《關于深化石油天然氣體制改革的若干意見》、十三部委聯合下發(fā)的《加快推進天然氣利用的意見》以及國家發(fā)改委下發(fā)的《關于建立保障天然氣穩(wěn)定供應長效機制的若干意見》和《關于加快推進儲氣設施建設的指導意見》，各地也相繼出臺了相關政策，但因各地理解不同，故在具體審批程序中遇到一定的困難，造成部分儲氣調峰設施建設進度受限。

　　儲氣設施未實現公平開放。

　　國家能源局油氣管網設施公平開放監(jiān)管辦法（試行）實施以來，部分管網設施已向第三方開放，但陜西省各儲氣設施大部分仍處于“誰建設誰使用”的實際狀況，一定程度上限制了儲氣能力的發(fā)揮。

　　儲氣調峰終端價格未理順，城燃企業(yè)購買調峰氣積極性不高。

　　2016年10月15日，國家發(fā)改委印發(fā)《關于明確儲氣設施相關價格政策的通知》（發(fā)改價格規(guī)〔2016〕2176號），陜西省物價局及時轉發(fā)通知，明確陜西省儲氣設施企業(yè)的天然氣銷售價格實行市場調節(jié)價，但居民及采暖用氣價格并未及時理順，城市燃氣企業(yè)購買LNG等調峰氣補充民生用氣缺口時存在價格倒掛。

　　以西安秦華為例，2017年冬季，該公司購買的LNG氣化后價格最高達9.5元，而西安地區(qū)天然氣價格僅為1.98元，價差7.52元，該公司采暖期共購買調峰氣約5100萬方，花費2.79億元。

　　需多措并舉加快能力建設

　　制定規(guī)劃加快建設。

　　建議督促上中下游企業(yè)共同落實儲氣調峰責任，統籌考慮儲氣調峰能力建設，將儲氣調峰能力納入發(fā)展規(guī)劃并加快實施。確保到2020年，供氣企業(yè)要擁有不低于其合同年銷售量10%的儲氣能力；城鎮(zhèn)燃氣企業(yè)要形成不低于其年用氣量5%的儲氣能力；縣級以上地方人民政府至少形成不低于保障本行政區(qū)域日均3天需求量的儲氣能力。

　　集中建設降低成本。

　　合理布局、科學選址，以集中建設為主，避免“遍地開花”，降低建設成本。建議省政府有關部門組織企業(yè)集中建設儲氣調峰設施，以降低建設成本，并與沿海省份加強對接，通過合作共建或租賃、購買等方式參與沿海省份儲氣調峰設施建設中，實現資源共享。

　　降低門檻引資金。

　　降低儲氣設施建設準入門檻，簡化建設審批手續(xù)，出臺相應政策，進一步創(chuàng)造條件吸納社會資本參與儲氣設施建設，切實發(fā)揮好儲氣調峰設施作用。

　　理順價格傳導壓力。

　　進一步理順天然氣價格，建立調峰價格機制，采取峰谷差價、可中斷氣價、天然氣直供、財政補貼等措施，解決調峰氣價倒掛等問題。

　　公平開放釋放能力。

　　加快推進管網設施公平開放，建立健全管網設施準入制度，公開管網設施特別是儲氣調峰設施的基本信息、接入條件、申請條件、剩余能力等，提高儲氣設施利用效率，釋放儲氣能力。