镜鉴:欧美储气库如何运营?

2014-06-17 14:29:57 0

欧美 中国 储气库 运营 监管 政策 建议 洪波

 

 

 

|洪波      等

中石油规划总院

 

随着天然气消费的增长,世界主要天然气生产国、消费国都加大了储气库建设力度,以应对天然气供应中断,实现季节调峰。美国地下储气库数量居世界第一位,2012年有414座地下储气库,工作气量为1281亿立方米,约占当年天然气消费量的18.6%;欧盟21个国家2010年的总工作气量为839亿立方米,约占当年天然气总消费量的15.9%

欧美天然气产业发展均经历了因政府监管政策不断演变,储气业务逐步脱离输气环节而独立商业运营、单独定价,成为一个盈利主体的发展过程。欧美在储气库管理运营及定价方面的经验对我国的储气库建设具有一定的借鉴意义。本文以美国和欧洲为例,简要介绍国外储气库运营管理的概况。

 

 

一、美国储气库运营管理概况

 

1. 储气库监管政策的演变

天然气产业放开管制之前,储气库作为天然气输气和配气管网的功能性组成部分之一,与管道系统形成一个相互关联的整体。储气库主要由天然气管道公司和城市燃气公司拥有和运营,用以优化管网系统运行,提高供气的可靠性与安全性并满足用气高峰需求。管道公司拥有流经其管道系统的天然气,控制储气库的储气能力及使用。

1992年,美国联邦能源监管委员会(FERC)颁布636号令,美国的天然气产业结构开始发生变化。636号令强制州际管道公司剥离销售业务,要求管道运输网络向第三方开放,保证其他天然气供应者能够得到公平的、相同质量的运输服务。

管道的第三方准入打破了管道公司垄断购气、输气和售气的捆绑式服务,天然气产业链各环节都由独立企业运营。监管部门要求州际管道公司将其管理的储气库向第三方开放,即大部分工作气量必须向第三方开放(除管道运营者维持管道系统正常运营和平衡负荷而预留的气量外),在公平的基础上出租给第三方。

目前,除了州际储气库,很多由大型城市燃气公司、州内管道公司和独立的储气库运营商拥有和运营的储气库也向第三方开放。

 

2. 储气库的运营管理

美国储气库的所有者和经营者主要分为四类:

一是州际管道公司;

二是州内管道公司;

三是城市燃气公司;

四是独立的储气库运营商。

目前,美国的储气库运营公司有120家。储气库的经营者主要负责储气库的日常生产和经营管理,向天然气运销商提供储气、采气服务,收取储转费,一般不拥有储气库内的天然气。储气库中天然气的拥有者主要是城市燃气公司、管道公司和销售公司。储气库内的大部分工作气量都是与承运商、城市燃气公司或者终端用户签订租用协议的气量,也包括管道公司输送过程中的暂存量。

储气库的拥有者和运营者的类型决定了储气库储气能力的利用方式。

州际管道公司很大程度上依靠储气库来平衡长输管道的负荷和加强管道系统的供气管理。

美国联邦能源监管委员会允许州际管道公司预留一部分储气能力用于管道调峰,以保证安全和平稳供气。

而城市燃气公司最初使用储气库的目的是为了解决供气调峰问题,后来一些城市燃气公司逐步意识到通过合理运营储气库可以获得更多的经济收益。这些城市燃气公司通常都拥有大型的城市配气管网和较多的储气库,在满足主要的天然气终端用户供气之余还可以通过将一部分剩余的储气能力出租给第三方来获利。

储气环节的管制解除后,储气库运营更多地受到市场因素的驱动,季节因素的影响在逐步减小。相关运营商尝试将天然气购销与市场更好地结合起来,以减小储气运营成本。

 

3. 储气库的定价

在天然气产业放开管制之前,储气库作为管道的辅助设施,与管道捆绑运营,没有单独的定价机制。通常根据储气库的投资和成本形成相应费用,计入管输费。在天然气产业放开管制之后,储气业务与管输业务分离,独立运营,向第三方提供有偿储气服务,单独定价,建立了储气价格形成机制。

储气价格的确定主要有服务成本定价和市场需求定价两种方法。目前,美国联邦能源监管委员会管理下的州际储气库,其价格一般按服务成本定价法制定。对于独立储气库,储气价格既可按服务成本定价法制定,也可按市场需求定价法制定。

为使储气库运营商获得稳定收益,起初的储气费率定价方法采用的是服务成本定价法。在服务成本定价法下,储气服务成本被划分为固定成本和变动成本两项。固定成本平均分配到采出流量费和容量费,注入费和采出费用于回收变动成本。服务成本定价法的储气费用组成及计算依据见表。

 

 

 

鉴于储气服务的不均衡性,一些储气运营商对服务成本定价法能否回收投资成本有所担心,因此美国联邦能源监管委员会在服务成本定价法的基础上又发展了高峰期/非高峰期或者季节储气价格两种定价方法,具体价格水平由储气运营商和用户协商确定。美国联邦能源监管委员会对储气运营商的年收入总体水平进行控制。

为了促进储气库的发展,2005年的美国《能源政策法》在《天然气法》中加入了新的条款,要求美国联邦能源监管委员会授权天然气公司对于新建储气能力(即新《天然气法》实施后投产的储气库)可以采用市场价格为用户提供储气服务。在此背景下,美国联邦能源监管委员会允许新的独立储气库运营商采用市场需求定价法确定其储气服务价格。

采用市场化储气价格需要经过美国联邦能源监管委员会或州内监管部门的严格审查,但监管部门不会对市场化的储气库价格设置价格上限,主要是为了让储气运营商可以用高需求时的收益弥补低需求时的损失和未收回的投资成本。市场化的储气价格通常为一个区间,低限不会低于储气服务的短期边际成本。美国联邦能源监管委员会定期对储气运营商的储气费率进行检查,以确认该储气商没有垄断和控制市场,以保护储气服务的公平和无歧视性。

 

 

二、欧洲储气库运营管理概况

 

1. 储气库监管政策的演变

欧盟针对中下游能源领域推行的市场化改革始于1998年。欧盟发布的第一个天然气指令98/30/EC提出:为了确保欧洲内部天然气市场的建立和有效运营,欧盟各国在输送、储存、配送领域必须承担维护市场公平竞争的义务,要求具有自然垄断性质的基础设施、运输网络、储气库以及液化天然气接收站实行第三方准入。

2003年,欧盟发布2003/55/EC指令,要求各成员国的一体化企业完成管输(含储气业务)与营销业务的法律拆分,于20077月之前向所有用户全面开放天然气市场。

2005年,欧盟电力和天然气监管组织发布了《储气库系统运营实行公开准入的指导原则》。2011年,欧盟能源监管委员会又对此指导原则进行了修订。该原则旨在为未来欧洲储气市场的建立制定基本原则和监管政策,是欧洲储气业务发展的里程碑。

20079月,欧盟委员会提出立法建议,强制拆分大型能源企业的天然气供应与管输业务,将大型能源公司拆分成若干独立的、从事能源生产或者管道输送业务的单一公司。同时,给予第三方公平的管网准入条件,确保有效的服务,为消费者提供更多的选择。

2009年,欧盟议会和委员会发布的715/2009监管条例和2009/73/EC指令,制定了一系列天然气管理规则,以创造一个竞争的、安全的、注重环保和可持续发展的天然气市场。

根据上述指令和条例,在20123月,欧盟各成员国的储气库运营要与管输业务和城市配气业务分离,而且要求是在法律上进行分离,同时要求各成员国的监管机构对储气库开放制定相应的准入条件,保证储气设施第三方准入的有效、透明和无歧视。

在欧盟储气库监管政策的逐步推进过程中,欧洲储气业务基本上已经与管输和配气业务分离,进行独立的商业运营。

在实行公开准入的情况下,各国的监管部门要求储气库经营者做到以下四点:一是储气能力必须无歧视地向第三方开放;

二是至少有一定比例的剩余储气能力进入一级交易市场进行交易;

三是储气业务必须与输气、配气等业务在法律上、财务上和功能上进行分离;四是储气信息必须同时向所有的市场参与者公开。

欧盟储气库的主要监管政策演变见表。

 

 

 

2. 储气库的运营管理

欧洲放开天然气管制之后,根据欧盟指令,欧洲储气库基本与管输业务、配气业务等相关业务在法律上、财务上和功能上进行了分离,作为供应链中的一个独立环节进行商业运营。

欧盟几个主要储气库大国的储气库运营基本由大型能源公司、天然气公司、电力公司、管道公司或者城市燃气公司掌控,具体运营由这些公司的储气库子公司负责,而且储气业务与母公司的其他子公司的业务分离,独立进行商业运营。与美国相比,欧洲天然气产业的竞争还不是很充分,像美国那样完全独立的储气服务商还比较少。

欧洲还有小部分储气业务没有从上游气田业务中独立出来,仍然由上游的气田开发公司运营管理,储气业务没有独立核算,其成本纳入整个气田的经营成本。储气库的作用只是在淡季储气以解决气田生产过剩问题,在旺季采气以满足市场需求。

储气库公司主要为能源供应者、用户、天然气贸易商以及承运商提供储气服务。用户可以在储气库的交易平台上查询相关信息,包括发布注入或采出天然气的指令、储气库流量信息、剩余储气能力、购买储气能力、交易储气能力以及下载发票等。

 

3. 储气库的定价

目前,欧洲地下储气库的定价机制有协商定价和政府管制定价两种。协商定价主要是在储气业务放开竞争的国家或地区采用。如果储气服务处于垄断状态,则采用政府规定的储气价格。

在政府管制定价的情况下,监管部门通常根据成本加合理利润确定储气费。欧洲大部分国家都选择了谈判确定储气费的方法。在协商定价的情况下,储气库公司为了保持价格的透明度,一般都会公布储气服务产品相对应的指导价格。指导价格只是作为协商的参考,运营商会根据情况的变化随时复核和调整储气费,具体执行价格是协商确定的价格。

协商定价的基础是储气库的服务成本,监管部门要对储气费进行管制。不同的国家、不同的储气库公司在储气费的费用科目的设计上不完全相同,但是基本费用科目是一致的。

储气费一般包括储气能力占用费和储气库使用费两大类科目。储气能力占用费是对储气库注入/采出流量和储气库容量的占用而支付的费用,一般包括注入/采出流量费和容量费;储气库使用费是实际注入和采出天然气需要支付的费用,一般包括注入费和采出费。

 

 

三、我国储气库的管理及定价现状

 

1. 储气库建设现状

随着陕京管道的投产,为了解决北京季节用气的不均衡性,缓解调峰压力,我国从1999年开始先后建设了大港储气库群和华北储气库群;随着西气东输管道的建设,为了保证西气东输管道市场用户的正常用气,开始建设金坛储气库和刘庄储气库。

但总体上看,我国地下储气库的建设滞后于天然气产业的发展。2012年,我国储气库的实际工作气量为30亿立方米,天然气表观消费量为1471亿立方米,储气库工作气量仅占天然气消费量的2%

“十二五”期间,随着天然气市场的快速发展,储气库的建设也加快脚步。2013年,随着华北苏桥、新疆呼图壁、重庆相国寺、辽河双6等储气库的投产,当年新增设计工作气量116亿立方米。

2013年底,我国储气库(含中国石化的中原油田文96储气库)的设计工作气量达到164.92亿立方米,以油气藏型储气库为主,主要分布在气源所在地、天然气消费中心以及大型骨干管网附近。这些储气库的建成,有效地缓解了用气市场需求不同带来的供气不均衡性,发挥了季节调峰作用,提高了供气的平稳性和可靠性。

 

2. 储气库运营管理

我国天然气产业仍然是上中下游一体化的运营模式,天然气生产、运输、储存及销售主要是由中国石油、中国石化等国有大型石油公司运营管理。储气库与欧美国家的早期运营模式一样,作为管道的辅助设施,与管道捆绑在一起,没有成为天然气产业链中的独立环节。

虽然2010年以后出现了国家投资的储气库,但是储气库的运营模式没有发生根本性的变化。目前,我国储气库的主要作用还是协调供求和调峰、优化生产和管网运行以及应急与战略储备等方面。

 

3. 储气库的定价

经过2011年和2013年两次天然气价格改革之后,我国的天然气定价方法由成本加成法转变为市场净回值定价法,价格管理由出厂环节调整到门站环节,国家发改委规定各省门站价格的最高上限,同时建立了天然气价格与可替代能源价格的动态挂钩机制。

目前,我国储气库一直是管道的辅助设施,没有单独定价,储气环节发生的投资、成本费用都是与管道的经济效益测算捆绑在一起,相应的储转费计入到管输费中,与管输费一并收取,没有在天然气价格体系中单独设立“储气费”科目。例如,2003年国家发改委发布的西气东输管道的全线管道平均运价(包含储气费用)为0.79/立方米。

 

 

四、欧美经验对我国未来储气业务发展的借鉴

 

1. 与管输分离而独立运营是储气业务运营管理的发展趋势

目前,欧美国家的储气库运营已经发展为完全市场化的独立运营模式,但是这种完全市场化的独立运营模式必须是在竞争性的市场环境里,包括天然气供应、运输、储存环节有众多的市场参与者,遵循市场准则,形成公平竞争的市场环境;天然气管网及储气库等基础设施发达,按照政府监管规则提供公平的市场准入;管网和储气库要有一定的管输和储气能力投放市场,储气库要能向市场提供一定的剩余工作气量,与储气库相连接的管道要有足够的管输能力来保证天然气在储气库和管道之间的输送;储气环节要建立单独的定价机制,并受到政府监管。

我国天然气产业的发展特点与欧美国家有着很大的不同。我国天然气的勘探开发、运输和销售(批发)主要由中国石油、中国石化和中国海油三家国有石油公司承担。三大石油公司在各自范围内进行天然气的生产、运输和销售,没有形成真正意义上的竞争。

考虑到我国天然气产业的特点,未来的储气库运营可以先采取不完全市场化的独立运营模式,在公司内部成立储气库服务公司,与管输业务在财务上独立,成为产业链中的独立环节,成为一个盈利主体,这样既有利于储气业务的专业化和市场化运营,也有利于储气环节的单独定价。

随着我国储气业务的快速发展,储气业务从管输业务中分离,成为产业链中的一个环节进行独立运营是一种发展趋势。

 

2.储气业务独立运营使得储气环节单独定价成为必然

欧美国家的天然气产业放开管制之前,产业链各环节的价格都是由政府确定,定价方法通常为成本加成法。储气库作为管道的辅助设施,与管道捆绑在一起运营。储气价格没有单独定价,而是根据储气库的投资与运营成本,将相应的费用计入到管输费中,成为销售价格的组成部分。

欧美天然气市场自由化进程中的重要环节就是管输业务与销售业务分离,向第三方提供无歧视准入。此时,作为管道辅助设施的储气库也开始脱离管输和配气业务,成为天然气产业链中的独立环节进行商业运营。

储气库独立运营,向市场提供服务,必须建立单独的定价机制。可以说,储气业务独立运营,成为一个盈利主体,使得储气环节单独定价成为必然。

未来随着我国储气库数量的增多,储气环节在天然气产业链中发挥的作用将越来越大,储气业务独立运营是储气库运营管理的发展趋势。在储气业务独立运营之后,必须制定单独的定价机制。储气库单独定价既有利于储气库投资和运营成本的回收,也有利于储气服务商加强运营管理,提高储气库的利用效率。

 

3. 储气环节定价机制要与本国天然气产业的发展情况相适应

欧美的经验表明,储气环节的定价方式没有最佳模式,采用何种定价方式必须与本国天然气产业发展情况相适应。储气环节的定价一方面要保证储气库投资和运营成本的回收,保证储气服务商获得合理收益;另一方面要促进储气服务商的规范服务和公平竞争。

欧盟在储气业务存在竞争的国家,主要采用协商定价的方式;在储气服务处于垄断状态的国家,则采用政府定价的方式。协商定价相对于政府定价更为灵活,可以依据储气库运营成本的改变,及时调整储气价格。

美国的储气库定价在服务成本定价法的基础上,发展了高峰期/非高峰期或者季节储气价格的定价方法,一定程度上降低了储气服务不均衡的风险。

为促进储气服务的竞争,美国又发展了市场需求定价法。这些定价方法的改善都是为了更加适应储气服务的特点,保证储气服务商获得合理的经济收益。

目前,我国天然气定价方法虽然从成本加成法发展到市场净回值定价法,向市场化的方向迈进了一步,但总体上看,我国天然气产业的竞争程度不高,天然气定价还是政府指导定价。

因此,未来我国的储气业务单独定价时,采用何种定价方式必须考虑我国天然气产业的发展特点以及天然气市场的竞争程度,同时,还要与我国天然气定价机制相结合,制定与我国天然气产业发展现状相适应的储气环节的定价方式。

 

4. 建立和完善相关的法律法规和监管政策,促进储气业务的竞争和规范

欧美国家储气业务的市场化进程中,储气环节与管输环节分离,独立运营;储气库向市场开放,提供无歧视准入等,都是根据本国天然气产业的发展目标,通过发布相应的法律法规或者相关的指令,分步推进和逐步实施的。

储气业务独立运营之后,政府监管部门更要对储气市场的公平竞争、储气服务的规范、储气价格的合理等进行监管,内容包括储气服务商的年收入水平、储气服务第三方准入条件、储气价格采用市场化定价的条件、储气服务商是否构成市场垄断、储气价格的制定和调整、储气市场交易的公开透明等。

可以说,欧美国家储气业务的发展、市场化程度的提高、市场交易的规范以及定价方式的改善都离不开行业法律法规及监管政策的完善。

我国对天然气产业的监管还远未成熟,相关法规及政策尚在进一步完善之中。今后应结合我国天然气产业的市场化改革目标,逐步完善相应的法律法规和监管政策,同时结合我国天然气产业发展现状,分步推进储气业务运营管理及定价机制改革。(其他作者为从威、付定华、宋镇,原载《国际石油经济》)

 

 

  

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