龚承柱*，张康，潘凯

（1.中国地质大学（武汉）经济管理学院；2.中国石油天然气股份有限公司规划总院）

0 引言

在中国“碳达峰”和“碳中和”的目标规划背景下，中国能源总量和能效提升面临重要挑战，能源低碳化是中国“十四五”规划时期节能减排的重要目标。天然气因其清洁、高效、低污染的优势，成为支持能源转型和缓解气候变化的理想过渡能源［1］。随着中国天然气消费稳定增长，天然气储气库的工作气量占消费量的比例却远低于全球平均水平，储气库项目建设和规划需要进一步完善发展，保障气源供给和季节调峰。2020 年，国家发展改革委、财政部、自然资源部、住房城乡建设部、国家能源局五部委联合发布发改价格〔2020〕567 号《关于加快推进天然气储备能力建设的实施意见》，提出优化储气设施的建设布局，引导峰谷差大的地区提高建设目标，鼓励储气设施运营企业通过出租库容、利用季节性价差等市场化方式回收投资并获得收益，加快构建储气调峰辅助服务市场机制。在中国储气库的运营管理模式仍处于发展初级阶段的大环境下，大量学者对储气库的运营管理、储气调峰机制、天然气管网运营模式等方面做了相关研究，提出了储气库应逐步独立提供服务、加快市场化改革、专业化运营等相关意见。

1 储气库研究现状

在关于储气库管理现状及发展方面，陈新松等针对中国天然气储备能力和调峰应急能力弱的现状，提出了政策法规路径：明确储气义务和目标、推动管网互联等［2］。张奇对中国天然气战略布局和趋势进行了总结和展望，建议加强“一带一路”国家大战略的天然气国际合作［3］。徐东等归纳了中国地下储气库投资建设与运营管理的政策，以及中国学者对国内外储气库研究进展，从市场制度、主体结构、市场机制和服务收费定价等方面提出相关建议［4］。刘烨等针对中国储气库发展中存在问题提出“十四五”时期储气库的建设运营建议［5］。

在天然气供储销价格机制的探讨方面，洪波等论述了欧美天然气产业的运营管理及定价模式，总结出服务成本定价和市场需求定价两种主要定价方式［6］。吕明提出了区分用户、区分季节等多种天然气调峰气价模式［7］。田静等指出中国现行天然气价格体系阻碍储气库投资建设主体的积极性，借鉴美国、欧盟和俄罗斯的储气库建设经验，针对中国储气库发展提出若干建议［8］。

在天然气管网运营模式研究方面，郑得文等对欧洲和北美各国储气库不同发展阶段的运营管理模式展开研究，总结出储气库与管道捆绑、独立运营商进行仓储中转和完全市场化三种常见运营销售模式［9］。粟科华等从储气库公司角度提出了新的运营策略，在注采生产、合同设计等方面进一步细化了服务准则［10］。刘剑文针对中国天然气市场化推进阶段和形成阶段分别提出不同的储气库运营模式，有助于储气库实现盈利目标和发挥季节调峰作用［11］。李博阐述了完全市场化条件下的管输计费方式和日常业务流程，产业结构更趋多元化，为天然气市场化提供了顶层设计参考［12］。

在储气库项目的价值评估研究方面，多数研究主要将储气库项目的价值与经营决策相结合。例如Felix 和Woll 提供了一种新的储气库估值方法，该方法考虑了管理决策对市场价格的影响，通过建立储气库价值的随机微分方程，并应用有限差分方案来确定最优生产计划和价值［13］。陈思源等提出了天然气市场非合作博弈模型，定量分析天然气储气库运营模式转变对储气库容量和天然气下游传导机制的影响［14］。公维龙等对天然气产业链进行了经济效益评价，通过“反算法”得到储气费等经济指标，并计算出产运储销的费用和整个产业链的效益［15］。

针对储气库项目的价值评估，国外的研究相对较多，这归因于大多数欧美国家的天然气市场化程度较高，储气库等天然气基础设施实行第三方准入，因此需要对储气库项目进行价值估算和投资决策分析。在研究方法上他们更侧重于定性分析，通过系统动力学、偏微分方程和动态规划等多种方法构建储气库价值评估模型。

2 储气库运营模式与价格机制

2.1 储气库运营模式

运营模式市场化程度的高低会影响储气库的收入，进而对储气库项目收益造成影响。中国推行独立运营的储气设施建设，天然气储气库将逐步向市场化运作、独立核算和专业化管理方向发展。常见的储气库运营模式一般有3 种：一体化运营模式，即储气库与管道捆绑销售，通过管输费收回成本费用；仓储式运营模式，由储气库运营管理者收取存储费；统购统销模式，即储气库运营完全独立和市场化，实行天然气的低买高卖，赚取差价。

2.1.1 一体化运营模式

在2016 年之前，中国储气库的主要运营模式为一体化运营。受天然气产业发展体制的制约，中国的储气库建设、运营及管理均由中国石油天然气集团有限公司（简称中国石油）和中国石油化工集团有限公司（简称中国石化）负责，储气费纳入管输费中，与天然气输送捆绑经营［16］，该种运营模式的实施一直持续至国家石油天然气管网集团有限公司成立，使天然气供应、管输和存储一体化，储气库运营模式如图1 所示。储气库大多由天然气供应商根据管网情况配套建设、管理和运营，一般是作为管道的附属设施存在，通常用于调峰供气、优化管网运行以及作为应急与战略储备。

图1 储气库一体化运营模式

2.1.2 库容租赁模式

在库容租赁模式下，储气库回归其“仓储”的本质，将供应商或者天然气分销商准备销售到终端市场的天然气存储在储气库中，运营管理者按照储气库的储气能力以及实际存储的天然气量收取租赁费。储气库只负责自身的运营，天然气资源不属于储气库。储气库在满足基本的调峰需求之后，还可以向第三方租赁富余的容量权益。图2 显示了库容租赁模式下天然气产业链的资金和天然气流向。流入储气库的资金主要包括两部分：储气能力占用费和储气设施运行费。其中，储气能力占用费包括容量费和库容使用费，储气设施运行费包括天然气注入费和采出费。

图2 储气库库容租赁运营模式

2.1.3 统购统销模式

在统购统销运营模式下，储气库独立于管道与天然气供应商，储气库运营商通过天然气的季节价差进行获益，如图3 所示。储气库运营商在消费淡季从天然气供应商处低价购买天然气，再向管输商或终端用户统销天然气。储气库的购气成本被纳入经营成本中，而天然气销售价格则遵循市场定价原则。该模式下的储气库完全市场化运行，可以提高储气库建设运营积极性。

图3 储气库统购统销运营模式

中国储气库建设布局正处于重要调整优化期，相关政策意见指出要推进天然气产业链的市场化独立运营，使生产、管输、储存和销售环节实现纵向分离，储气库业务将成为天然气产业链中的独立环节向第三方开放，鼓励社会资本、城市燃气、电力公司等企业参与投资建设，采取市场化方式独立运营，以提高储气库的经济效益和可持续发展。

2.2 储气库价格机制

在中国实行的储气库与管道捆绑运营模式下，天然气价格体制未实现市场化，没有气价峰谷差，天然气的建设投资只能通过管道加以回收。储气库作为管网的配套设施，投资以及储气环节的经营成本费用都计入管道的成本效益，没有独立的“储气费”项目，因此也没有专门针对储气环节的价格机制。随着天然气市场化的推进，储气业务与管输业务分离，与此同时相应的储气价格机制才开始形成。2016 年国家发展改革委发布发改价格规〔2016〕2142 号《天然气管道运输价格管理办法（试行）》和《天然气管道运输定价成本监审办法（试行）》，要求包含储气库的油气管道基础设施要逐步实行第三方准入，储气库费用不再计入管输费而要单独定价。此外根据发改价格规〔2016〕2176 号《关于明确储气设施相关价格政策的通知》文件也规定“储气服务价格应由市场竞争形成，储气设施运营企业可以根据储气成本费用和市场供需情况与委托企业协商确定最终服务价格”［17］。

按照渐进式改革模式的思想，在库容租赁模式下的天然气储气库根据服务成本实行“两部制”价格机制。在满足调峰需求的基础之上将富余库容租赁出去，此时储气库的存储价格包含储气能力占用费、储气设施运行费和合理的投资回报。美国联邦能源管理委员会（FERC）管理之下的州际储气库为服务成本定价机制的典型代表，本文参照其运营价格模式对存储价格进行建模。

首先，储气能力占用费由容量费、采出流量费构成，容量费一般按照合同预定的储气容量收取，采出流量费则按照合同预订的最大每日采出量收取，这两部分费用与实际使用量无关，按储气库运营过程中产生的固定成本计算，各组成固定成本的50%［18］。最后，储气设施运行费包括注入费和采出费，按实际注入和采出的天然气量收取。

随着天然气市场化改革的推进，供气价格将会逐步向市场化发展，储气库运营模式将逐步形成以实现财务及产权独立的储气库公司形式，统购统销的市场化运营模式也会逐步出现，储气库运营商可以低买高卖，对随季节变化的天然气价格进行套利［19］。在自由化市场中，天然气储存服务与生产、销售和运输服务分开，供气价格由上游供给和调峰需求决定，当有足够的流动性市场进行现货交易、远期交易和期货交易时，市场参与者可以根据价格信号调整其交易和经营决策，使受益于价差变化［20］。

3 储气库估值方法与模型建立

3.1 案例背景

江汉盐穴地下储气库位于湖北省潜江市王场镇境内的王58 井区，在川气东送管道的中段，可解决中游安徽、湖北以及河南等地区的季节调峰储备以及事故应急储备（见图4），对于保障华中地区和长江经济带的天然气供应稳定有着重要意义。

图4 川气东送管道走向

该工程计划于2021 年前建成13 口井，建设总库容6.80×108m3，工作气量4.02×108m3，垫底气量2.78×108m3。

3.2 评估方法与评估模型

由于评估主体为地下储气库，储气库有枯竭油气藏、含水地层、地下盐穴等多种类型，其地质条件和技术要求不尽相同，不同类型的地下储气库的建造成本和工作气量也存在巨大差异。此外，受地理区位、建造难度和技术因素的影响，同一类型地下储气库项目之间的可比性也较低［21］。中国目前地下储气库项目运营的市场化程度较低，很难通过公开的渠道获得比较全面的财务数据资料，因此常用的相对估值法（市盈率和市净率等）并不适用于储气库项目的投资价值评估。

通常，用于类似于地下储气库这类具有非可比性的大型能源类项目的项目投资价值评估方法一般为投资回收期（Paybackperiod）法、内含报酬率（Internal Rateof Return，IRR）法和净现值（Net Present Value，NPV）法等。相对而言，NPV法更能够考虑到资金的时间价值并且能够给出项目的内含价值（净现值是指项目投资在其整个生命周期中预期产生的未来现金流的现值与项目实施的成本之间的差异），它使用贴现现金流将特定分析期间的未来现金流贴现到某个基准年，扣除创建和维护资产所需的所有成本计算得出。

通过构建净现金流的财务评价模型，在获得储气库技术参数和财务数据的前提下，根据相似项目的对照，将储气库项目的资金投入和支出进行模拟，从而确定未来现金流，将储气库的价值分为项目建设投资和成本费用构成两个方面进行分析，探究其在不同运营模式下的投资价值。基于此，构建以净现值法为基础的地下储气库项目投资的财务评价模型：

4 储气库价值分析

4.1 建设投资和成本费用估算

江汉盐穴储气库项目的建设期为6 年，整个建设期的工程总投资为143 146×104元。建设投资明细如表1 所示。总投资=固定资产投资+其他资产费用+预备费+建设投资贷款利息+流动资金=143 146×104元。

表1 项目建设投资明细表 单位：104 元

储气库的垫底气投资费用纳入其他资产费用中进行核算。储气库垫底气量为2.78×108m3，垫底气价按照1.40 元/m3，该部分投资计入递延资产。储气库建设阶段成本相关费用如燃料动力费、设备维修费以及职工工资、福利等费用可以直接归集到工程投资项目中，见表2。

表2 单位经营成本计算表

储气库运行阶段的经营成本费用主要由运行成本、折旧与摊销、期间费用三部分组成。其中运行成本主要是指与生产相关的直接成本，经营成本是扣除折旧与摊销后的运行成本和期间费用。储气库的经营成本=原材料+直接燃料费和动力费+直接人工+输气损耗费用+维检费+其他制造费用+其他管理费用+销售费用=7 040×104元。

4.2 运营收入计算

首先建立储气库的调峰气量模型，天然气的需求受季节影响变化较大，储气库在天然气需求淡季注气，即4 月初储气库开始进行注气工作，10 月末结束注气，调峰气量达到最大值20 100×104m3。提气期从11 月开始，次年3 月结束，共5 个月。假设之后的20 年储气库没有进行扩容建设，且后期的注采气变化均遵循以上过程。

经济或政策的不确定性因素都会对储气库的调峰收入造成影响，主要体现在不同的运营模式下的储气库定价机制不同。在一体化运营模式下，储气费的核算受到运营体制和政府价格管制的约束。然而随着储气库业务的独立以及管网基础设施实行第三方准入，一体化的运营模式将会逐渐转变为市场化的仓储式和统购统销模式，储气服务价格也会逐步由市场竞争形成。下面分别对3 种运营模式下的调峰收入进行估算。

4.2.1 一体化运营模式

目前中国大多数储气库为管道的配套设施，江汉盐穴储气库同样也为川气东送管道的配套设施。在该种情景下，储气费一般采用“反算法”来确定：对储气库经营期内的注气量、采气量、成本费用等进行预测，再结合储气库前期的投资，对储气库的运营现金流入和流出情况进行估算，最后按照设定的基准收益率对储气库的储气费进行反算。通过反算出的天然气存储价格为固定价格，不受供需的影响，也不具备季节性的价格波动。

式（3）中：EXtT——采气量，m3。

在一体化运营模式下，天然气的销售价格按照投资利润率8%的标准核定，除了因政策调整有小幅上涨或下调之外，天然气价格基本不受市场因素和季节因素影响。根据《江汉盐穴天然气地下储气库可行性研究报告》，若该项目获得同类项目的合理投资回报水平（融资前税后财务内部收益率8%），则每立方米天然气的存储价格为FA=0.755 元，计算得储气库的年收入为30 351×104元。

4.2.2 库容租赁模式

在库容租赁模式下，储气库用于容量租赁和季节调峰，主要通过收取容量费和使用费回收成本。假设江汉盐穴储气库按照“两部制”价格机制，储气服务收费价格设计需要先确定储气服务成本，再将成本分配。固定成本在采出流量和工作气容量之间各按50%分配，因为固定成本发生于这两种功能的每一部分上。储气库的日采出气量受限于其最大日采出流量，租赁的储气量受限于其工作气容量，因此用户需预定并支付相应的费用。储气库的可变成本通过注入费和采出费进行回收（见表3）。

表3 服务成本法的储气费用组成及计算依据

根据成本费用估算表，已知储气库运营期间第一年的固定成本为23 245×104元，未来2～25 年的固定成本为10 142×104元。本文参考中国石化储气库项目内部收益率8%进行利润加成，以确定年采出流量和容量服务收入。注气费率injfee和采气费率feeext的收取标准综合参考其他学者对盐穴储气库运行特征的研究［22］，取0.018 元/m3。储气库注采气活动用于租赁与调峰服务，假设一年完成12 个工作气量的注采气循环（其他损耗忽略不计），经计算库容租赁模式下储气库第一年的销售收入为43435.8×104元，未来2～25年的销售收入为29284.56×104元。储气库的年销售收入SalesBt可以表示为：

4.2.3 统购统销运营模式

如果模拟自由化的市场环境，天然气价格要根据淡旺季的市场需求而波动。而由于目前还没有一个公认的随机模型反映天然气价格，故以正态分布简化天然气价格的月度变化。在消费旺季（即冬季）用气处于高峰期，则决定天然气价格也处于高峰。

由于中国天然气现行价格受限于政府管控，总体较为稳定。2012—2019 年，江汉盐穴储气库的主要目标市场湖北、安徽和河南的月度历史天然气价格未发生变化，均为2.39 元/m3。由此假设天然气长期均衡价格稳定在2.39 元/m3。将天然气价格进行简单的波动模拟，最终构建以一月份为价格高峰，均值为2.39 的正态分布价格模型。

统购统销运营模式下储气库需要从供应商处购买天然气，因此储气库的利润来源于季节价差的套利，即消费旺季的售气收入减去消费淡季的购气成本。因此储气库的销售收入Salesct可以表示为：

4.3 储气库价值评估

以收益法对储气库投资价值进行评估，将不同模式下的年度现金流进行折现，从而计算净现值。假设储气库项目的建设期为1 年（2021 年）；计划2021 年底开始注气使用，运营期为25 年。

按照中国石化储气库项目8%的内部收益率，折现率选取行业的收益率8%作为标准，根据式（1）计算江汉盐穴储气库的内含净现值，结果显示，3种模式下的储气库均具有一定的投资价值，为国民经济的净贡献超过了要求的水平，不仅可以带来社会盈余，在行业投资中也具有竞争力。不同市场化水平的储气库投资收益存在差异，市场化程度越高的经营模式可获得的投资套利机会更多，与之对应的投资价值越高。

在一体化运营模式下，储气库作为管道的附属设施存在，储气费纳入管输费中并与天然气管道捆绑经营，没有套利空间，该储气库项目在当前条件下进行投资所获得的净现值为53 866.79×104元。

在库容租赁模式下，储气库在满足调峰需求之余，可将富余库容向第三方租赁出去，经营者通过收取容量费弥补了绝大部分成本，并可以通过收取注气费和提气费等服务费用来提高收益，该模式下的储气库净现值为55 156.03×104元。

在统购统销模式下，储气库完全独立于产业链中其他主体。由于市场化程度较高，天然气价格机制比较完善，天然气市场形成了峰谷价格，储气库运营的主要受益来自于天然气消费淡旺季的价差套利，在统购统销运营模式下，储气库的投资价值最高，为57 496.53×104元（见表4）。

表4 储气库项目的项目投资价值对比

5 结束语

地下储气库在经营期的收益在很大程度上取决于储气库运营模式与价格机制，在投资决策前进行合理的项目投资价值评估尤为重要。在储气库建设运营逐步向市场化方向发展的背景下，本文模拟了天然气储气库运营机制不断被放开的3 种运营模式。在一体化运营模式中，因为运营者无法调价，只能通过储转费进行成本的回收，所有其项目的投资价值在3 种模式中最低，考虑到现实中的经营垄断与行业进入壁垒等因素，较难实现多市场主体的参与，市场缺乏投资活力。在库容租赁模式中，运营者不参与天然气的买卖，采用了服务成本法与“两部制”价格机制进行模拟，仅以收益率的加成来考虑流量费、容量费、注入费与采出费的现金流入。随着市场化的推广与天然气价的市场化，储气库的租赁业务有待带来更大套利空间，可采用市场定价法等多种方式进行模拟。在统购统销模式下，天然气储气库方实现了业务经营的独立，不参与管输、销售等业务，通过淡旺季实现价差套利，市场参与度更高，具有更高的投资价值。

在实际运行中，储气库会受到政治、经济以及社会环境变化等多种不确定因素的影响，由于本文重点关注不同运营机制所带来的盈利差异，估值过程中主要区分其成本与收入模式的差异，建立简化模型来对储气库项目进行评估比较。未来有待将不确定性因素引入模型，更精细地模拟其市场化运作。