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美国独立地下储气库运营模式及启示

来源:能源情报 日期:2019-10-09 浏览量:

1.美国专业储气库公司的形成与发展

1.1美国的两类储气库公司

上世纪80年代前,美国储气库作为州际或州内管网的一部分,由州际管道公司或地方配气公司建设运营。80年代后,天然气行业开始改革,管输、储气、销售业务分离,刺激了市场对储气调峰能力的需求。除传统的管道及配气公司以外,下游的燃气公司、交易中心等也开始参与储气库建设运营。为应对国家储运分离要求,管道及配气公司将储气库业务分离,设立了储气库子公司(简称传统储气库公司)。

此外,还出现了独立的专业储气库公司(简称独立储气库公司),目前美国有45家独立储气库公司。与传统储气库公司不同,独立储气库公司只经营储气服务,全部工作库容均以“开放季”和招投标的方式向符合条件的用户开放,通过储气服务费收回投资并获取收益,不涉及管输与销售业务。根据美国联邦能源监管委员会(FERC)的统计,在其监管的223座储气库中,独立储气库公司管理运营62座储气库,总工作库容141亿立方米,占美国联邦能源监管委员会监管储气库总工作气量的18%左右。

1.2独立储气库的形成和发展

独立储气库公司完全通过储气服务盈利,是天然气市场发展进入成熟阶段的产物。天然气价格完全市场化和管网设施的公平开放,是独立储气库公司存在的基本条件。

1.2.1天然气价格套利空间是直接驱动因素

美国天然气价格通过不同气源之间的竞争形成,充分反映了市场供需。充足的储气能力和发达的天然气交易市场,虽然平抑了气价的季节波动,但也刺激了投机,加剧了气价的短期波动。图1为2004年亨利中心天然气现货价格,可见全年月均价格差别较小,冬夏季节价差仅为0.13美元/百万英热单位,而当月价差(该月不同交易日的最高价和最低价之差)平均为1.2美元/百万英热单位,最高达2.74美元/百万英热单位,远超季节价差,足以覆盖储气库的单月储气成本。因此,下游用户和投机者需要通过储气库保值和套利,由此刺激了社会资本投资建设储气库的热情。

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1.2.2成熟的管理机制是储气库独立运营的基本保障

美国储气库业务经过长时间发展,建立起完善而精细的管理机制。在项目前期阶段,通过“开放季”方式向社会公告项目,吸引潜在客户,投资者提前锁定大部分库容,确保项目投资顺利回收。客户通过预订获得库容分配的优先权,确保届时可获得储气能力。其他投资者可根据“开放季”预订情况了解该地区储气能力需求,避免重复投资。在项目建设和运营阶段,监管部门全程介入,从项目提出,建设方案调整,到服务费率制定,以及新服务项目的提出,都需要接受美国联邦能源监管委员会的听证,并留下详细的听证记录以备公众查询。在储气库运营上,采气能力与库容同等重要,用户可用注采能力与库存气量精确挂钩,每年根据库存气热值变化调整储气费等。

1.2.3管道独立运行和公开准入是储气库独立运营的外部条件

美国拥有运力充足且公平开放的管网系统,州际和州内管道总长度超过50万千米,形成了11个州际走廊,2017年一次输气能力接近16亿立方米/日。在美国联邦能源监管委员会和各州管制委员会的监管下,160余家州际和州内管道公司向市场提供无歧视的管输服务,通过固定、可中断、寄存/暂借等多种输气服务,确保用户将库存气在指定时间运输至指定地点,没有后顾之忧,也促进了独立储气库的发展。目前,世界上独立储气库公司主要集中在高度市场化的美国,而市场化程度稍逊一筹的欧盟地区,储气库运营的主体仍以一体化企业的储气库子公司为主。

2YouthGas储气库公司运营模式

2.1基本情况

在美国45家独立储气库公司中,YouthGas储气库公司(YGS)成立较早、管理运营经验较为丰富。YGS成立于1994年,是科罗拉多州际管道公司(CIG)下属的储气子公司、科罗拉多州公共服务公司和科罗拉多斯普林斯市公用事业公司共同成立的独立储气库公司,科罗拉多州际管道公司相对控股(见表1)。YGS作为独立运营的合资企业,拥有并管理运营YouthGas储气库,接受美国联邦能源监管委员会的监管。YouthGas储气库位于科罗拉多州YouthGas气田,为枯竭气藏型储气库,工作气量1.64亿立方米,最大采气能力566万立方米/日。

1994年6月,YouthGas储气库项目开放季启动,YGS在美国联邦能源监管委员会公开发布项目基本情况、建设进度安排、预计储气费用等,接受客户预订。7月开放季结束后,科罗拉多州际管道运输公司、科罗拉多州公共服务公司和科罗拉多斯普林斯市公用事业公司以1美元/百万英热单位的价格预订了全部储气能力。1996年,储气库建成投产,YGS与科罗拉多州际管道运输公司、科罗拉多州公共服务公司和科罗拉多斯普林斯市公用事业公司签署了30年固定储气服务合同。值得注意的是,第二大股东科罗拉多州公共服务公司预订了90%的储气能力,远高于其股份占比,城市燃气公司是最大的储气容量用户。

2.2服务类型

作为独立储气库公司,YGS公司向所有用户提供无歧视的公开准入服务,目前对外提供固定储气、可中断储气和寄存/暂借三种服务。用户在申请使用储气服务时,双方应在以下方面达成共识:

1)YGS公司有足够可获得的、未指定用途的储气容量来完成用户所要求的服务;

2)用户与YGS公司已签订相应费率明细表下的服务协议;

3)用户已经签订适当的运输协议,使得气体能够被输送到储气库,并可重新运送给用户;

4)由用户自己提供用于储存的气体。

2.2.1固定储气服务

YGS公司对固定储气服务的定义为:储气库在注气期(6月1日至当年10月31日)固定接收用户来气并注入储气库,储存至采气期(11月1日至次年5月31日)固定采出并交付给用户的服务。用户需要根据预订量缴纳预定费,根据实际使用量缴纳使用费。

用户在签订固定储气合同时,需要约定储气能力和注采需求,包括最大储气能力、最大日注气量(最大不得超过最大储气能力的1/29)、最大日采气量(最大不得超过最大储气能力的1/58)3个参数,并依据费率表计算服务费用,并按月缴纳。

用户在使用固定储气服务时,需要根据储气库给定的每日可注气量、每日可采气量进行注采。每日可注气量和每日可采气量可通过用户库存气占最大储气能力的比例计算得到。YGS公司在合同中给出了不同的库存气占最大储气能力比例所对应的每日可注气量和每日可采气量的速查表。随着用户库存气增加,每日可注气量占最大日注气量的比例由100%逐步下降至50%,每日可采气量则由15%逐渐增加至100%(见图2)。用户按日实际超出每日可注气量和每日可采气量的部分将被收取超量注采费用。YGS公司还规定,每年6月1日至7月1日,客户库存气不能低于最大储气能力的49.4%,否则也将收取超量费用。

2.2.2可中断储气服务

YGS公司对可中断储气服务的定义为:储气库根据客户指令,在可中断的基础上,在任意一天接收客户来气注入或从储气库采出并交付用户的服务。可中断用户无需缴纳储气和注采能力预定费用,仅需根据实际使用量缴纳使用费,因此服务优先级低于固定储气服务。当注采能力紧张,不能同时满足全部用户需求时,储气库将中止可中断用户的注采,以保障固定储气用户的注采操作;当储气能力紧张,无法满足全部用户储气需求时,储气库会要求可中断用户限期采出,未及时采出的天然气将由储气库公司罚没。

用户在签署可中断服务合同时,同样需要约定最大储气能力、最大日注气量和最大日采气量。与固定储气服务不同,可中断服务中没有规定每日可注气量和每日可采气量,用户在最大日注气量和最大日采气量的范围内可以充分使用注采能力,只有超出最大日注气量和最大日采气量的部分需要收取超量注采费用。

2.2.3寄存/暂借服务

YGS公司对寄存/暂供服务的定义为:储气库根据客户指令,在可中断的基础上,在合同约定的日期范围内任意一天接收用户来气,并在一定时间后交付给用户;或先向用户交付气体,在一定时间后接收用户来气注入的服务。寄存用户如未能在规定时间内采出全部寄存气体,未采出部分将归储气库所有;暂借用户如未能在规定时间内向储气库注入全部暂借气体,剩余部分的天然气将被视为销售给暂借用户,储气库将按市场气价的1.5倍向其收取销售价款。

用户签署寄存/暂借合同时,需要明确合同类型(寄存或者暂借)、寄存/暂借量、交接点(一个或多个)以及注采时间。服务费用分为初始费、平衡费以及完成费3部分,在服务的不同阶段收取。用户向储气库交付暂存气或从储气库提取预借气时,需要缴纳初始费;用户暂存或预借的气量如果不能按时采出或归还,则需要按天缴纳平衡费;用户从储气库提取暂存气或偿还预借气时,还需要向储气库缴纳完成费。用户按月向储气库缴纳寄存/暂借服务费,其中初始费和完成费按气量计费,平衡费按气量和暂存/预借天数计费。同样,对于超出合同约定寄存/暂借量的部分,也要缴纳超量使用费。

目前,YGS公司已签署长期合同4份,均为固定储气服务合同,合同期均为1996年10月1日至2025年5月31日。

2.3服务费率

与绝大多数美国储气库一样,YGS公司储气服务采用服务成本法定价,实行预订+使用的两部制费率。首先根据储气库实际成本和合理投资收益确定年度总服务成本,然后将总成本分为储气成本、注采成本和燃料提留3部分。储气成本细分为固定成本和可变成本,50%的固定成本作为储气能力预订费用,剩余固定成本和全部可变成本作为采出能力预订费用,向固定用户根据预订量收取。注采成本作为注采使用费,向全部用户根据实际使用量收取。燃料提留用于压缩机燃料消耗,在交付气体时按比例以实物形式向全部用户收取(见图3)。

测算得到的服务费率表经美国联邦能源监管委员会审核后向社会公开。受新用户加入导致垫底气成本增加、不同气源混合导致库存气热值变化等因素影响,YGS公司会定期对服务费率进行调整。目前使用的服务费率表于2015年12月颁布,并于2019年1月对燃料提留进行了调整(见表2)。

根据美国联邦能源监管委员会的调研,一个年负荷率为100%,储气时间为60天的典型用户,在YGS储气库储气的费用为0.41美元/百万英热单位,此价格相当于当年亨利中心现货价格5.89美元/百万英热单位的7%。在参与调研的17个储气库公司中,YGS的费率相对较低(见图4)。

2.4气质要求

除非得到YGS储气库的书面许可,用户在任一注气点向储气库交付的天然气都应满足其所规定的气体质量要求(见表3),否则储气库将不予接受。YGS公司不定期在各注气点进行测试,以确保入库气体符合气质和热值要求。如果用户不认可检测结果,可以申请重新检测,重检值与原测值相差2%以内时,将由用户承担重检费用。

2.5库容分配

YGS公司库容分配以招投标方式进行。在一份固定储气服务合同结束后30天之内,YGS公司将通过网络公开发布招标公告,说明空闲库容量、开始空闲时间、最小交易量等参数。潜在用户应在招标期(公告发布30天)内投标,说明库容预定量、预订时间以及价格(应在费率表上下限之内)。YGS公司根据价高者得的原则,确定中标人,并与其签订服务合同。

一年以上的固定储气服务用户(称为现有用户)将享有其使用储气能力的优先续约权。根据现有合同期限的不同,现有用户应在合同结束前6~12个月向YGS公司提出书面申请,说明其希望服务到期终止或希望以何种价格续约多长时间。对于要求以上限费率续约5年及以上的用户,YGS公司将自动根据其要求续约。对于不满足自动续约条件的申请,该部分容量将按前述招标流程公开招标,YGS公司在投标期结束后10天之内向现有用户通知招标结果,如果现有用户同意接受招标价格,则YGS公司将与其续约,否则将与中标人签订固定储气服务合同。优先续约权具有延续性,在延期之后仍然有效,但对于希望以折扣价格续约的用户,在其续约申请中需要放弃续约成功后的优先权。

2.6 超额收益退回

根据美国联邦能源监管委员会的要求,采用服务成本法定价的储气库只能收取储气服务费,如果发生其他形式的收益,则应该退回给用户。在测算储气服务费时,固定储气服务量可以通过合同签订情况确定,但可中断储气服务和寄存/暂借服务的实际使用量只能根据历史情况预测,当实际可中断服务气量大于预测量时,储气库将产生超额收入。YGS公司规定,超额收入在扣除相应成本之后取得的收益应退回给全部固定储气用户,根据各用户预定储气量进行分配。

3.对我国储气库建设和运营的启示与建议

截至2018年底,我国已建成储气库26座,合计调峰能力130亿立方米,仅占全国天然气消费量的4.7%,与美国18.4%的水平相去甚远。补足储气调峰能力不足的短板,是促进天然气行业协调可持续发展的关键举措。虽然我国积极推动天然气产供储销体系建设,明确要求供气企业、城镇燃气企业和地方政府建立相应的天然气储备调峰能力,但目前储气领域仍然是盈利方式单一、盈利能力羸弱、投资回收机制不完善,不利于调动产业链上下游企业开展地下储气库建设。

当前我国已经实现管输业务与销售业务和储气业务的财务分离,未来国家管道公司成立后,输气干线管道全部剥离,储气库将实现与管道的产权独立。美国独立储气库公司管理运营的经验可为我国储气库公司运营模式的建立提供重要的参考和借鉴。建议从以下几个方面着手,积极完善我国天然气产业市场化运营环境,通过提高地下储气库的盈利能力来促进我国储备调峰能力的建设。

3.1进一步理顺天然气价格机制,提高市场化定价水平

我国天然气市场化程度较低,上游资源生产和引进仍然以三大国有石油公司为主;在中游中国石油和中国石化集中了全国绝大部分的管输和储气能力,管网基础设施仍未实现对第三方的公平开放;下游居民用气门站价格虽然已实现与非居民用气价格衔接,但仍存在着20%的浮动上限。以此上限测算,季节差价仅为0.41元/立方米(以上海为例),难以覆盖储气库建设成本,不利于调动企业参与储气库建设的热情。

因此,需要进一步理顺我国天然气价格机制,体现储气价值,为储气设施建设提供内在动力。首先,应充分发挥交易中心的价格发现作用。上海石油天然气交易中心2018年管道气价格波动区间为2.0~2.6元/立方米[6],最高相当于上海门站价格上浮30%;重庆天然气交易中心2018年11月29日管道天然气成交价格达到3.58元/立方米(交割地山东),相当于山东门站价格上浮92%,这一价差已经完全覆盖储气库的投资和收益。其次,需要完善气价上下游联动机制,有效疏导储气调峰成本。2018年10月以来,石家庄、临沂等9个地市根据事先建立的联动机制,将民用和工业终端气价上浮10%~20%,但部分城市随后叫停,联动机制未能落实到位。

3.2积极推动天然气管网建设和第三方公平准入,打通进出储气库注采通道

我国天然气长输管网密度仅为美国的15%,而管网负载程度相当于美国的两倍,输气能力明显不足。而且,管道互联互通程度较低,2017年底中国石油、中国石化、中国海油三大公司管网之间仅实现三处互联互通,对储气调峰资源调配造成了较大制约。另外,我国天然气管网输销分离细则仍未出台,第三方准入尚未实现常态化运行,用户即使购买了储气服务,在用气高峰期也难以获得相应的管输能力,仍然达不到调峰的目的。

因此,我国仍然需要加快天然气管网建设,鼓励三大石油公司或未来的国家管网公司对长输管网加大投资建设力度,政策上予以适当扶持,对于战略通道和重点项目可以给以准入豁免或特许经营的方式予以政策保障。在管网规划上统筹协调,鼓励不同投资运营主体的管网实现互联互通,构建调气灵活的管网系统。落实管网输销分离和第三方公平准入机制,逐步推行热值计量、两部制费率,确保储气库用户对天然气资源“买得到、储得了、运得出”。

3.3加强政府监管,按照谁受益谁付费的原则进一步厘清储气调峰责任

早在2014年,国家发改委就提出地方政府不低于本行政区域日均3天需求量、供气企业不低于其合同年销售量10%的储气要求,但由于储气调峰能力建设监管落实不到位,上游储气指标完成进度滞后,下游用户更是长期过度依赖上游调峰,导致我国总储气能力严重不足,难以发挥季节调峰、应对供应风险和平抑市场价格的作用。

因此,建议首先加强法律制度体系建设,赋予监管机构相应的法律权限和法律工具,明确监管机制职责,完善监管协调机制,使监管更加高效。其次,明确天然气产业链各环节调峰责任,按照谁受益、谁付费的原则进一步厘清储气调峰责任,确保供气企业不低于其合同年销售量10%、城镇燃气企业不低于其年用气量5%、地方政府保障不低于本行政区域日均3天需求量的储气能力落实到位。再次,建立天然气保供成本合理分摊机制,应急保供支出由未完成考核指标或保供不力的相关责任方全额承担,参与保供的第三方企业可获得合理收益,调动各市场主体的积极性。

3.4试点先行,有序推动市场化运营机制的完善和推广

由于当前我国气源和管网的集中程度高,总体而言储气库还不具备独立运营的条件。但在气源多样化程度较高、调峰需求旺盛的地区,可选择1~2个储气库作为试点开展市场化运营,由国有石油公司、城镇燃气企业和地方政府合资合作,共同创新商业模式,充分调动储气库建设所必需的库址、资金、技术、基础设施、市场、终端等要素,探索新的商业模式,丰富储气设施市场化运营经验,为我国储气库市场化发展积累经验。

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