表2 “10%储气能力”建设实施前后技术经济分析对比注：采用模拟数据进行的趋势测算项目 “10%储气能力”实施前“10%储气能力”实施后不考虑流动资金占用 考虑流动资金占用 考虑流动资金和差额定价建设模式（22万立方米罐容） 3座运营罐 3座运营罐+1座储备罐总投资（万元） 建设投资（万元） 建设期利息（万元） 流动资金（万元） 3051 3133 成本分析年总成本费用（万元） 年经营成本费用（万元） 单位总成本（元/立方米） 0.15 0.17 0.18 0.16单位经营成本（元/立方米） 0.05 0.07 0.08 0.06营业收入年营业收入（万元） 年增值税及附加税（万元） 财务评价指标项目投资所得税前：财务内部收益率 9.82% 9.82% 9.84% 8.80%财务净现值（万元） 投资回收期（静态）（年） 11 11 11 13项目投资所得税后：财务内部收益率 8.00% 8.00% 8.00% 7.2%财务净现值（万元） 0 0 0 0投资回收期（静态）（年） 12 12 12 14测算综合加工费（元/立方米） 0.298 0.314 0.327 0.307

2）如果采取差额定价法，即降低1座储备罐的投资回报率，假设与银行贷款利率4.9%持平，其余3座运营罐的投资回报率仍按8%测算。测算结果较“10%储气能力”建设实施前每立方米天然气的单位成本增加0.01元，综合加工费提高3%。虽然加工费增长幅度不高，但把项目整体收益水平拉低到7.2%，不符合关于收益率的投资管理规定，无法通过公司内部审查。

4 对中国发展天然气储气能力的建议

相对于拥有大型地下储气库的中国石油和中国石化来说，中国海油储气设施类型单一，储气能力仍较为薄弱，2020年达到国家要求的“10%储气能力”有一定难度，但借助于天然气产供储销体系建设之机顺势而为，预计未来5年，中国海油储气能力建设再上一个新台阶，完全可以实现。然而，较高强度的增储上产、大规模的天然气基础设施投资建设仍面临较大风险。而且，当前储气调峰的定价机制尚不完善，理顺储气能力建设链条上各环节的价格，仍有很长的路要走。从上述实例分析来看，为达到“10%储气能力”建设的要求，建设投资、流动资金和其他运营成本势必会增加，最终会传导到终端销售价格，降低供气企业的市场竞争力，增加全社会的用气成本。由此，对有序发展中国天然气储气能力，提出以下建议。

4.1 对油气企业的建议

1）加强规划引领，融入全国产供储销体系大局。以中国海油为例，多个正在实施的LNG接收站项目（例如龙口LNG、天津LNG、漳州LNG）兼有战略性、政治性和商业性，如果单从经济性去评价这些项目有失偏颇，而且短期内难以达到投资回报的要求，势必会给中国海油造成极大的经营压力。因此，供气企业在顶层战略规划布局时，应从不同角度看待这类多重属性的项目。LNG接收站新增布点应在天然气产供储销体系建设的大背景下，以市场销售目标为引导，完成“10%储气能力”建设这一政治任务，并加大存储设施的商业模式创新。

2）加强投资概算管控，切实降低工程造价成本。随着天然气产供储销体系建设的深入推进，大批储气设施陆续建成，如何经营好储气设施，发挥好资产价值，是供气企业接下来面临的挑战。由于无法掌控LNG国际采购价格，应从优化工程方案、加强工程概算管控入手，千方百计降低项目建设费用，才能进一步降低加工费，提高项目的竞争力。建议从方案编制之初开始，严格按照概算定额取费，对不确定的工程量和定额外的取费项，从严从实计取。此外在初步设计审查时，对工程量、设备价格、材料价格、指标套用、与工程费有关的各项取费进行全面审查，逐项核实每一个数据来源。

4.2 对国家层面的建议

1）加强储气设施规划布局和天然气行业指导。一是加快编制并发布储气设施建设专项规划，因地制宜，科学选址，合理布局，统筹安排建设进度。二是LNG接收站建设应考虑集约化、规模化，鼓励在已有LNG接收站上增建储罐、码头，扩大接收站能力，着力打造国家级大型能源储备运营中心。在降低建设成本的同时，提高岸线及土地利用率。三是要平衡国产气、进口管道气、进口LNG之间的关系，合理划分进口管道气和进口LNG的市场范围。就近气源保就近市场，最大程度发挥基础设施潜能。在中西部与北方地区天然气需求高峰期，内陆国产气、中亚进口管道气首要保障中西部与北方地区需求，东部与南方地区天然气主要靠沿海国产气、进口LNG等就近气源进行保障。

文章来源：《长江技术经济》 网址: http://www.cjjsjj.cn/qikandaodu/2020/0727/417.html