最新调研报告说透了为什么储气调峰能力有待提升

　　为加快推进天然气产供储销体系建设，按照国家发改委、国家能源局有关要求，近期，西北能源监管局对陕西省储气调峰设施建设运行情况开展了调研。

　　储气调峰设施现状

　　位于陕西省的储气调峰设施主要包括：长庆油田陕224储气库，陕西燃气集团杨凌液化天然气应急储备调峰项目，西安秦华LNG应急调峰站等。其中，陕224储气库主要为华北地区调峰，由长庆油田代管。

　　陕224储气库。

　　长庆油田陕224储气库位于靖边气田中区西部，年设计库容10.4亿方，设计工作气量5.0亿方。建设主体工程于2013年10月完成，2014年正式投产，气库目前实际年工作气量2.3亿方。

　　杨凌液化天然气（LNG）应急储备调峰项目。

　　杨凌液化天然气（LNG）应急储备调峰项目是“气化陕西”工程重要组成部分，一期工程于2015年11月建成投运，储气能力为3600万方，具备气化调峰能力、接收液化天然气300万方/日的双作业运行功能，是目前国内采用引进技术单线生产能力最大的LNG生产项目，同时也是我国第一座以应急储备调峰为目的的大型LNG工厂。目前二期正在建设LNG全包容储罐、BOG压缩机及公用工程设施。

　　西安秦华LNG应急调峰项目。

　　西安秦华LNG应急调峰项目一期工程于2009年初建成投产，储气能力210万方，日供气能力30万方。二期工程预计2018年底完工投运，届时西安秦华自有储气能力将提升至1922万方。

　　调峰能力不足

　　储气设施严重不足。

　　目前，陕西省的储气调峰设施主要为陕西燃气集团杨凌液化天然气应急储备调峰项目，储罐能力3600万立方米，调峰能力900万立方米/日；西安城投集团引镇LNG的2个1万立方米LNG储罐，储气能力1200万立方米，调峰能力120万立方米/日；西安秦华LNG应急调峰站储气能力210万立方米，调峰能力30万立方米/日。

　　2017年陕西省天然气消费99.64亿方，即使将为华北地区调峰的长庆油田陕224储气库（实际年工作气量2.3亿方）纳入为陕西储气设施，储气调峰能力也远未达到国家供气企业10%，城燃企业5%，地方政府3天的要求。

　　优质大型库址资源缺乏。

　　陕西省油气资源主要位于鄂尔多斯盆地，目前已开发油气田整体低渗、低压、低丰度，为典型的岩性油气藏，储层非均质性强，地质条件复杂，改建储气库难度大，缺乏优质大型库址资源。以陕224储气库为例，其储量丰度、渗透率远低于呼图壁、相国寺和双6储气库，注入/采出单位体积的气体，其气体平面波及面积是其他三个库的2.6—21.2倍。

　　资金投入不足。

　　地下储气库和LNG应急储备调峰项目投资巨大，气源价格没有相应优惠政策，项目投资回收期长，对其它社会资本吸引力弱，金融机构顾虑多，融资难度大，加之政府投入资金有限，导致资金投入严重不足。

　　以杨凌液化天然气调峰项目为例，项目一期有2座3万方LNG储罐，储气能力3600万方，项目投资10多亿元，而2020年陕西达到国家储气设施建设要求，需建成10亿方以上的储气设施，资金缺口问题严重。

　　建设审批手续繁杂。

　　根据中共中央、国务院印发的《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》、十三部委联合下发的《加快推进天然气利用的意见》以及国家发改委下发的《关于建立保障天然气稳定供应长效机制的若干意见》和《关于加快推进储气设施建设的指导意见》，各地也相继出台了相关政策，但因各地理解不同，故在具体审批程序中遇到一定的困难，造成部分储气调峰设施建设进度受限。

　　储气设施未实现公平开放。

　　国家能源局油气管网设施公平开放监管办法（试行）实施以来，部分管网设施已向第三方开放，但陕西省各储气设施大部分仍处于“谁建设谁使用”的实际状况，一定程度上限制了储气能力的发挥。

　　储气调峰终端价格未理顺，城燃企业购买调峰气积极性不高。

　　2016年10月15日，国家发改委印发《关于明确储气设施相关价格政策的通知》（发改价格规〔2016〕2176号），陕西省物价局及时转发通知，明确陕西省储气设施企业的天然气销售价格实行市场调节价，但居民及采暖用气价格并未及时理顺，城市燃气企业购买LNG等调峰气补充民生用气缺口时存在价格倒挂。

　　以西安秦华为例，2017年冬季，该公司购买的LNG气化后价格最高达9.5元，而西安地区天然气价格仅为1.98元，价差7.52元，该公司采暖期共购买调峰气约5100万方，花费2.79亿元。

　　需多措并举加快能力建设

　　制定规划加快建设。

　　建议督促上中下游企业共同落实储气调峰责任，统筹考虑储气调峰能力建设，将储气调峰能力纳入发展规划并加快实施。确保到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。

　　集中建设降低成本。

　　合理布局、科学选址，以集中建设为主，避免“遍地开花”，降低建设成本。建议省政府有关部门组织企业集中建设储气调峰设施，以降低建设成本，并与沿海省份加强对接，通过合作共建或租赁、购买等方式参与沿海省份储气调峰设施建设中，实现资源共享。

　　降低门槛引资金。

　　降低储气设施建设准入门槛，简化建设审批手续，出台相应政策，进一步创造条件吸纳社会资本参与储气设施建设，切实发挥好储气调峰设施作用。

　　理顺价格传导压力。

　　进一步理顺天然气价格，建立调峰价格机制，采取峰谷差价、可中断气价、天然气直供、财政补贴等措施，解决调峰气价倒挂等问题。

　　公平开放释放能力。

　　加快推进管网设施公平开放，建立健全管网设施准入制度，公开管网设施特别是储气调峰设施的基本信息、接入条件、申请条件、剩余能力等，提高储气设施利用效率，释放储气能力。