沿海液化天然气接收站储气服务商务模式分析

张洪亮，温海峰，刘联涛，车晓波

( 1.曹妃甸新天液化天然气有限公司；2.中国石化天然气分公司华北天然气销售中心；3.山西省国新能源股份有限公司；4.北京世创能源咨询有限公司）

随着中国沿海液化天然气（LNG）接收站接卸能力和储罐规模不断提高，LNG接收站已经成为中国天然气市场调峰的主要方式之一。目前，中国沿海LNG接收站主要进行日常加工服务，未来天然气价格逐步市场化，储气设施独立运营，LNG接收站提供储气服务势在必行。

1 沿海LNG接收站的运营模式现状

1.1 整体运行状况

截至2021年底，中国已建成的LNG接收站共22座（含转运站），接收能力为10800万吨/年，比上年增加16.5%。已建成LNG储罐92个，总罐容1330.5万立方米，最大可储存79.8亿立方米天然气。根据海关总署发布的数据，近年来中国LNG进口量逐步增加，2021年共进口7988万吨LNG，比上年增加1256万吨，增长18.7%；根据各LNG接收站公布的设计接收能力测算，2021年LNG接收站平均负荷率为81.1%，比上年增加8.4个百分点。从月度情况来看，中国LNG进口量呈现“冬高夏低”的局面，由于2021年下半年LNG现货价格走高，接卸量与上半年基本持平；2021年LNG接收站月度负荷率均在70%以上，1月最高，达到107%，10月份最低，为70.4%（见图1）。

图1 近年来中国LNG接收站月度接卸量及负荷率

1.2 经营模式

目前，中国已投运的LNG接收站主要是代加工经营模式，向集团自有企业或第三方提供加工服务，收取加工费，并没有开展独立的储气服务业务。加工费定价主要为内部定价、协商定价和发改委定价三种方式，具体实施的加工费需要在当地物价部门进行报备。中国石化下属LNG接收站主要采用内部定价方式，中国海油下属LNG接收站采用内部定价和协商定价方式，中国石油下属LNG接收站主要为发改委定价，纳入国家管网集团的LNG接收站沿用原定价方式（见表1）。

表1 中国主要LNG接收站加工费用

1.2.1 独立经营

独立经营是指LNG接收站运营企业不参与资源的采购和销售，只对接收站进行经营管理，向客户提供接卸、储存、汽化、装车等相应服务。目前，国家管网集团的LNG接收站采用独立经营模式，向所有满足条件的企业公平开放。LNG接收站独立经营可以推动天然气行业“X+1+X”市场体系的构建，提高上游“X”的活跃度。

1.2.2 一体化经营

一体化经营是指LNG接收站运营企业不仅对接收站进行经营管理，还参与LNG资源的采购和销售，或接收站运营企业与LNG采购、销售企业属于同一家集团公司。目前，中国油气公司的LNG接收站主要采用一体化经营。一体化经营模式可以提高LNG采购的灵活性，增加综合竞争力。

1.2.3 混合经营

混合经营是指LNG接收站在自有资源加工的同时，为其他企业提供代加工服务。目前，深圳大鹏LNG接收站主要采用一期370万吨/年生产能力的一体化经营与二期向股东方开放相结合的模式；中国石油如东LNG接收站在满足自身加工需求的同时，利用剩余窗口期对外开放，2021年8月如东LNG接收站完成了公平开放的“第一单”。混合经营模式在满足自身发展需要的同时，向其他主体开放，可以提高接收站的周转率，增加营业收入，也会产生自有市场被替代的风险。

2 中国LNG接收站参与天然气调峰的主要形势

2.1 企业及政府需要具备储气调峰能力

国家出台的《关于加快储气设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的意见》（发改能源规〔2018〕637号）等政策，明确提出供气企业、管输企业、城燃企业、地方政府等责任主体需要配备一定的储气能力。供气企业和管道企业承担季节（月）调峰责任和应急责任，城镇燃气企业承担所供应市场的小时调峰供气责任，地方政府承担应急调峰责任、负责协调落实日调峰责任主体。

2021年中国天然气市场消费量为3564亿立方米，按照政策要求，供气企业、管输企业、地方政府和城燃企业需要具备的储气能力约为540亿立方米。根据北京世创能源咨询有限公司统计，截至2021年底，地下储气库、LNG接收站、小型LNG储罐具备的总储气能力约为350亿立方米，距国家要求的储气能力有着较大差距。

2.2 LNG接收站是中国主要的储气调峰方式之一

2021年下半年LNG进口现货价格走高，下半年进口量低于上半年，该年情况异于往年，因此以2020年为例进行说明。2020年，中国天然气市场消费量为3172亿立方米，季节调峰量为218亿立方米（见表2），占天然气市场消费的6.9%。以国家发改委公布的月度运行简况、调研的地下储气库月度注采情况、海关总署公布的进口量等数据为基础，测算不同调峰方式的调峰量，其中地下储气库调峰量为87亿立方米，LNG接收站调峰量为66亿立方米，油气田及其他储气设施调峰量为65亿立方米。LNG接收站是中国天然气调峰的主要形式之一，2020年LNG调峰量占全国季节调峰总量的30.3%，而且由于LNG接收站灵活的操作方式，已成为解决日调峰的主要手段。

表2 2020年中国天然气消费量及调峰需求量单位：亿立方米

2.3 国家推行储气设施独立运营

2020年发布的《关于加快推进天然气储备能力建设的实施意见》（发改价格〔2020〕567号）政策提出，推行储气设施独立运营模式，实行财务独立核算，鼓励成立专业化、独立的储气服务公司。国家鼓励正在运营的储气设施经营企业率先进行独立运营，实现储气价值显性化，形成典型示范效应。目前，部分LNG接收站已经实现独立运营，但尚未提供独立的储气服务，独立运营为将来实现服务多元化提供基础。

3 LNG接收站开展储气服务的商务模式

中国已建储气库设施不能满足需要，仍需要加大储气能力建设。LNG接收站作为储气调峰的主要方式之一，在实行财务独立核算的基础上，可以在满足日常加工外提供储气服务。

3.1 上下游储气服务需求

对储气服务有需求的客户包括资源供应商、城燃企业、地方政府和贸易商等。其中，资源供应商主要是为了解决季节调峰需求，需要在市场消费旺季释放储气，一般在采暖季使用储存气；城燃企业主要为了解决日调峰需求，需要在市场消费旺季释放储气，一般在采暖季使用储存气；地方政府主要为了解决应急调峰需求，全年都需要具备相应的调峰能力，以便应急状态下释放储气；贸易商为了获取天然气购销差，一般在天然气市场消费淡季采购低价LNG资源，在市场消费旺季向下游销售。

3.2 LNG接收站日常代加工服务和储气服务的区别

LNG接收站提供日常代加工服务和储气服务，均需要进行接卸、储存、汽化或装车等加工环节，主要区别在于储存周期不同。由于目前中国LNG接收站尚未开展储气服务，所以两者并没有明确的界定。

从中国海油集团提供的“进口LNG窗口一站通”服务来看，该服务提气周期为3个月，提气周期内，加工费统一定价，客户每日均匀提气。客户可以通过中国海油下属的多个接收站资源点提气，可选择提取气态和液态货物。超期未提货完毕，可申请延长储气15天，并按天收取存储费。

3.3 储气服务商务模式

根据目前LNG接收站运营模式及面临的形势，LNG接收站储气服务商务模式的重点问题在于储存环节如何定价，储存环节不同的定价方式会产生不同的商务模式。

3.3.1 模式一：统一定价

目前LNG接收站不区分代加工服务和储气服务，不因储存时间的长短进行区别定价，代加工服务和储气服务的费用实行统一核定。相比之下，接收站提供代加工服务会承担更多的成本费用，但是可以从储气服务费用中进行平衡。

统一定价的模式适用于一体化经营或托运商较为单一的LNG接收站，代加工和储气服务需求方为同一家企业，不会因为成本差异产生纠纷，也简化了费用核定和结算的工作量。

3.3.2 模式二：各环节单独定价

接收站代加工服务和储气服务的主要区别在于储存周期的长短。LNG接收站在提供储气服务时，将各加工环节分别单独计定价，同时对储存环节进行独立核算。LNG接收站加工服务由两大块费用组成，即“接卸＋汽化”或“接卸＋装车”核定一个费用，“储存”核定一个费用。“接卸＋汽化”或“接卸＋装车”的费用按照加工的气量收取，“储存”费用根据储存量按时间周期收取，时间周期分为日度、月度、季度、年度等计量单位。

各环节单独定价的模式适用于独立经营或混合经营的LNG接收站，例如国家管网集团LNG接收站项目、港华燃气参与河北新天曹妃甸LNG接收站储罐投资项目、河南省天然气储运有限公司参与中国海油滨海LNG接收站储罐投资项目。各环节单独定价既可以保障使用代加工服务的客户需求，也可以让储气服务客户承担相应费用，不用具体区分客户使用接收站的目的，从储存时间上对加工费进行差异化收取。但是储存环节的费用核算和结算工作量较大，每立方米天然气的储存时间都需要明确。

3.3.3 模式三：对代加工和储气服务定价

在模式二的基础上，对LNG接收站的收费方式进行简化，明确界定“代加工服务”和“储气服务”两种服务模式，对应地收取代加工费或储气服务费。根据接收站的日常加工规模，考虑下游市场需求不均匀性、船期和不可作业天数等相关因素，测算出日常提供代加工服务所需的储罐规模，剩余储罐规模可提供储气服务。参照河南省天然气储运有限公司、国家管网集团文23储气库、重庆天然气储运有限公司的“两部制”定价方式，LNG接收站提供储气服务可按照“两部制”实施，分为容量费和使用费。其中，容量费以固定投资进行核算，按照照付不议的方式收取，计费周期为年度，一年内可进行多次周转；使用费以可变成本进行核算，按照实际使用量进行收取。

对代加工和储气服务分别定价的模式适用于储气能力有余量或有意开展储气服务的LNG接收站，相比于模式二简化了核算和结算的工作量，丰富了服务产品，但需要对需求方明确界定代加工和储气服务。

3.3.4 三种模式对比

综上所述，不同的定价模式均有一定的适用范围和优劣势（见表3），未来中国LNG接收站开展储气服务的模式也将多样化，出现多种商务模式共存的局面。模式一沿用了现有接收站的收费方式，核算和结算的工作量小，但适用范围有限，主要针对一体化经营或客户单一的接收站；模式二可以满足不同客户需求，适用范围较广，且在费用承担上，对不同需求的客户相对公平，但费用结算的工作量大；模式三在模式二的基础上进行了简化，但是需要明确区分代加工和储气服务。

表3 三种商务模式优劣势对比

4 发展建议

4.1 建立代加工和储气服务的界定标准

若采用模式三，需要明确界定代加工和储气服务。LNG接收站提供储气服务的客户范围包括资源供应商、贸易商、城燃企业、地方政府等，若客户对接收站仅有储气服务需求时，代加工服务和储气服务比较容易界定；若该客户对接收站既有日常加工需求，也有储气服务需求，代加工服务和储气服务难以区分。为明确区分两种服务，可以以储存周期进行界定，LNG储存超过一定时间则界定为储气服务，在一定时间周期内将LNG提取完的界定为代加工服务。

4.2 明确在采暖季释放的储气能力，可以在非采暖季进行周转

为提高LNG接收站的负荷率，降低整体运营成本，在明确采暖季释放的储气能力后，可以将相应的储气能力在非采暖季进行周转，向上下游企业开展短期的窗口期服务，但在采暖季之前要确保储气能力的落实。由此带来的收益，LNG接收站应该适当向购买储气服务的客户让渡。

4.3 储气服务期间产生的蒸发气进入管网量，以实际销售价格与客户结算

LNG接收站储罐在储气期间会产生蒸发气（BОG），蒸发气进入管网后委托某销售公司进行销售，销售价格由当时市场行情确定，蒸发气的销售价格不受采购价格限制，LNG接收站企业将销售收入转交给储气服务客户。储气期间产生的蒸发气不具备进入管网的情况，需要与客户在合同中明确损耗率和责任主体。

4.4 客户实际使用的储气能力没有达到合同量时，可将储气能力二次交易

客户在LNG接收站接受储气服务时，需要提前确定储气规模，实际使用中可能会存在使用规模和合同规模的偏差。使用规模没有达到合同规模时，为保障客户的利益，可以允许客户将储气能力进行二次交易。二次交易可采用线上、线下两种方式，交易的过程需要LNG接收站方参与，交易双方达成一致后，与LNG接收站方签署三方协议。