2）健全投资回报价格机制。早在2014年，国家发改委就提出“10%储气能力”建设指标，由于储气设施建设耗资巨大，相应的价格引导和投资回收机制又不完善，油气企业建设储气设施的积极性不高。因此，国家在制定价格政策时既要坚持市场化原则（储气服务价格、天然气购销价格基本由市场形成），又要对承担储气能力的储气设施给予适当考虑。建议借鉴欧美国家在疏导储气成本方面的做法：一是采用淡旺季挂钩价+浮动价模式，即淡季价格是旺季价格的60%～70%，拉大淡旺季价差，形成季节性价差；二是将储气设施的投资和运行成本适当纳入管道运输价格统筹考虑，给予合理收益。

3）科学制定储气能力建设时间。2018年2月，国家发改委首次下发天然气基础设施互联互通重点工程有关事项的通知（第一批），对建设内容及投产时间做出明确要求，甚至细化到投产月份。此后，国家发改委又陆续下发第二批、第三批通知，进一步扩大和细化众多天然气基础设施投产时间。LNG储气设施的建设从立项、审批、开工建设到竣工投产通常需要4～5年。目前，各天然气生产和销售企业，以及地方政府都在按国家要求加快建设“10%储气能力”，导致储气设施关键设备采购时间难以保证，设计和施工队伍难以保障。中国天然气用气紧张主要集中在冬季北方地区，建议适当考虑不同地区用气紧张程度、储气设施急需程度以及企业建设的实际困难[6]，以保障国家清洁能源需求为目标，以基础设施建设为抓手，采取“推进一批、批复一批、储备一批”的推进策略，LNG接收站新建布点和扩建不宜简单“一刀切”和“一起上”。

4）降低对产供储销重点项目的考核要求。随着天然气产供储销体系建设的深入推进，供气企业和销售天然气的企业大批储气设施将陆续建成。由于天然气市场的发展具有不确定性，项目建成当年的天然气实际销量与规划数可能有一定偏差，项目投资收益短期不能达到预期。建议国家相关部委对于涉及“产供储销”“增储上产”和“一带一路”等用于天然气储备和保供的战略性投资项目，适当调整和降低考核指标设置门槛。

5）建立并完善配套财税支持政策。由上述模型测算可以看出，储备罐的建设不仅占用大量流动资金，而且将增加供气企业的投资回收压力。建议针对储备罐，建立配套财税支持政策。一方面，推行“谁用气、谁负担”和“差别化气价”的原则[7]，通过制定天然气调峰的临时季节性价格，将用气成本进行有效传导，在各环节合理分摊，形成良好的市场协调机制；另一方面，进一步完善LNG进口增值税返还政策。目前，天然气进口增值税退税周期长，增加企业资金占用成本。建议将增值税返还政策由现在的“按比例先征后返”，调整为按实际接收量“即征即退、全额返还”。

[1] 国家发展改革委. 天然气基础设施建设与运营管理办法（国家发改委2014年第8号令）[S]. 2014-02-28.

[2] 国家发展改革委, 国家能源局. 印发《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》的通知（发改能源规〔2018〕637号）[S]. 2018-04-26.

[3] 国家发展改革委. 国家发展改革委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）[S].2016-10-15.

[4] 宋鹏飞, 陈峰, 侯建国, 周婵. LNG接收站储罐罐容及数量的设计计算[J]. 油气储运, 2015，34 (03): 316-318.

[5] 都大永, 姚红. 关于LNG接收站储罐运营周转率的探索[J]. 国际石油经济, 2016, 24 (10): 86-95.

[6] 朱泽橙, 朱曌. 对我国天然气储备能力建设的思考[J]. 中国市场, 2018 (23): 14-15.

[7] 张颙, 杜波. 关于完善储气调峰定价机制的探讨[J]. 国际石油经济, 2018, 26 (07): 38-43.

大气污染防治行动计划的政策影响逐步显现，天然气价格改革、管网改革等不断取得阶段性成果，这一系列的叠加效应为天然气快速发展提供了难得的机遇期。2018年是中国天然气产供储销体系建设的开局之年。中国海油在LNG产业具有先发优势，拥有LNG资源、技术能力和运营团队等优势，但为实现10%储气能力建设的要求，进行大规模储气设施建设，也给中国海油今后的运营带来一定的压力和风险。本文从分析国家储气能力建设思路出发，通过建立技术经济模型，对“10%储气能力”建设政策实施前后的中国海油某新建接收站进行投资回报分析，并就中国如何有序发展天然气储气能力进行探讨。1 “10%储气能力”建设政策的顶层设计早在2014年，国家发改委发布的《天然气基础设施建设与运营管理办法》中首次提出：“天然气销售企业要建立天然气储备，到2020年拥有不低于其年合同销售量10%的工作气量。”[1]2017年，北方冬季出现大规模天然气供应缺口后，国家发改委、国家能源局陆续发布多项文件和规划，在重申供气企业必须完成“10%储气能力”建设要求的同时，通过优化政府审批流程，细化供气企业储气设施建设工期，落实10%储气建设责任，加快补齐储气能力不足的短板。到2019年5月底，以《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）、《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）两项顶层设计文件和《两个1亿方调峰用户清单》《2019年天然气基础设施互联互通重点工程》《环渤海地区液化天然气储运体系建设实施方案（2019-2022）》三项具体实施细则为标志，中国储气能力建设思路基本定型：一是到2020年实现“供气企业10%、城燃企业5%、地方政府3天”[2]三项硬储气指标；二是储气服务价格可依据市场供求情况和储气设施成本由供需双方协定[3]。这表明储气设施建设规模和储气服务价格单独定价已完成政策的顶层设计，关键是下一阶段如何细化并推动政策的落地。2 储气能力建设的LNG接收站实例分析下面以中国海油某新建LNG接收站为例，分析“10%储气能力”建设实施前后投资回报的变化情况。根据LNG接收站工艺技术方案的储存能力计算公式[4]，考虑该新建LNG接收站主力船型、码头接卸能力、季节调峰系数等基础参数，以及满足该地区303万吨/年市场需求量为前提，计算出该新建LNG接收站所需罐容为54.23万立方米，若选择16万立方米储罐需要建设运营罐4座，若选择22万立方米储罐需要运营罐3座（见表1）。如果上述条件不变，再考虑“10%储气能力”建设要求。根据发改能源规〔2018〕637号文件规定，“10%储气能力”的计算基数按实际销量进行核定，即该接收站需新增罐容＝303万吨×10%＝30万吨（合计约70.84万立方米罐容）。在选择22万立方米储罐的情况下，需建设4座22万立方米储罐，其中运营储罐3座，储备罐1座。表1 “10%储气能力”建设实施前后储罐数量变化计算罐容（万立方米）情况 市场需求LNG规模（万吨/年）需要的储罐数量（座）16万立方米 18万立方米 20万立方米 22万立方米不考虑“10%储气能力” 303 54.3 4 3 3 3考虑“10%储气能力” 303 70.8 5 4 4 4通过对比分析可以看出，为了满足“10%储气能力”建设的需要，该新建LNG接收站需增加16.5万立方米的罐容，增幅近30%。从储罐建设数量来看，无论何种储罐选型罐容都需新增1座储备罐，而且整个LNG接收站的配套仪表、电气、工艺结构、总平面布置和其他辅助设施都会发生重大变化。3 储气能力建设前后的经济性对比分析中国海油的LNG接收站经济评价方式是根据建设投资、作业成本、加工量等运行参数，以及投资所得税后内部收益率（7.5%～9.5%），测算每立方米天然气应收取的综合加工费。“10%储气能力”建设要求实施后，新增罐容将主要用于冬季保供，由于周转次数较低，会造成LNG存储的流动资金增加，进而对LNG接收站加工费产生不利的影响。按照LNG接收站储罐运营周转率＝LNG接收站年周转量/LNG接收站储罐总容量的计算方式[5]，从极端情景假设，全年储备罐仅冬季周转一次，那么1座22万立方米储罐约占用1.9亿元流动资金。按照技术经济模型计算结果（见表2），对“10%储气能力”建设实施前后的经济指标进行对比评价，可得出以下两点结论。1）在市场销售量和周转规模不变的情况下，仅为满足“10%储气能力”建设需要，该LNG接收站需新增1座储备罐，每立方米天然气的单位成本增加0.02元，综合加工费提高5.4%。如果再考虑流动资金占用因素，每立方米天然气的单位成本增加0.03元，综合加工费提高9.7%。成本增加致使销售价格竞争力下降，不利于中国海油市场开拓和接收站投资回收。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 0.3072）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?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?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。2）健全投资回报价格机制。早在2014年，国家发改委就提出“10%储气能力”建设指标，由于储气设施建设耗资巨大，相应的价格引导和投资回收机制又不完善，油气企业建设储气设施的积极性不高。因此，国家在制定价格政策时既要坚持市场化原则（储气服务价格、天然气购销价格基本由市场形成），又要对承担储气能力的储气设施给予适当考虑。建议借鉴欧美国家在疏导储气成本方面的做法：一是采用淡旺季挂钩价+浮动价模式，即淡季价格是旺季价格的60%～70%，拉大淡旺季价差，形成季节性价差；二是将储气设施的投资和运行成本适当纳入管道运输价格统筹考虑，给予合理收益。3）科学制定储气能力建设时间。2018年2月，国家发改委首次下发天然气基础设施互联互通重点工程有关事项的通知（第一批），对建设内容及投产时间做出明确要求，甚至细化到投产月份。此后，国家发改委又陆续下发第二批、第三批通知，进一步扩大和细化众多天然气基础设施投产时间。LNG储气设施的建设从立项、审批、开工建设到竣工投产通常需要4～5年。目前，各天然气生产和销售企业，以及地方政府都在按国家要求加快建设“10%储气能力”，导致储气设施关键设备采购时间难以保证，设计和施工队伍难以保障。中国天然气用气紧张主要集中在冬季北方地区，建议适当考虑不同地区用气紧张程度、储气设施急需程度以及企业建设的实际困难[6]，以保障国家清洁能源需求为目标，以基础设施建设为抓手，采取“推进一批、批复一批、储备一批”的推进策略，LNG接收站新建布点和扩建不宜简单“一刀切”和“一起上”。4）降低对产供储销重点项目的考核要求。随着天然气产供储销体系建设的深入推进，供气企业和销售天然气的企业大批储气设施将陆续建成。由于天然气市场的发展具有不确定性，项目建成当年的天然气实际销量与规划数可能有一定偏差，项目投资收益短期不能达到预期。建议国家相关部委对于涉及“产供储销”“增储上产”和“一带一路”等用于天然气储备和保供的战略性投资项目，适当调整和降低考核指标设置门槛。5）建立并完善配套财税支持政策。由上述模型测算可以看出，储备罐的建设不仅占用大量流动资金，而且将增加供气企业的投资回收压力。建议针对储备罐，建立配套财税支持政策。一方面，推行“谁用气、谁负担”和“差别化气价”的原则[7]，通过制定天然气调峰的临时季节性价格，将用气成本进行有效传导，在各环节合理分摊，形成良好的市场协调机制；另一方面，进一步完善LNG进口增值税返还政策。目前，天然气进口增值税退税周期长，增加企业资金占用成本。建议将增值税返还政策由现在的“按比例先征后返”，调整为按实际接收量“即征即退、全额返还”。参考文献：[1] 国家发展改革委. 天然气基础设施建设与运营管理办法（国家发改委2014年第8号令）[S]. 2014-02-28.[2] 国家发展改革委, 国家能源局. 印发《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》的通知（发改能源规〔2018〕637号）[S]. 2018-04-26.[3] 国家发展改革委. 国家发展改革委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）[S].2016-10-15.[4] 宋鹏飞, 陈峰, 侯建国, 周婵. LNG接收站储罐罐容及数量的设计计算[J]. 油气储运, 2015，34 (03): 316-318.[5] 都大永, 姚红. 关于LNG接收站储罐运营周转率的探索[J]. 国际石油经济, 2016, 24 (10): 86-95.[6] 朱泽橙, 朱曌. 对我国天然气储备能力建设的思考[J]. 中国市场, 2018 (23): 14-15.[7] 张颙, 杜波. 关于完善储气调峰定价机制的探讨[J]. 国际石油经济, 2018, 26 (07): 38-43.

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