天然气储气建设项目可行性研究报告-政策推进行业提效

天然气储气建设项目可行性研究报告-政策推进行业提效

编制单位：北京智博睿投资咨询有限公司

全球来看天然气属于主体能源之一，中国天然气目前虽处于替代能源位置，但在加速前行。由于天然气在清洁性、经济性、安全性方面具有比较均衡的特征，且政策层面强调能源清洁性，加之今年以来进口天然气价格大跌，使得天然气竞争力得到加强。我们预计2020-2025年，中国天然气消费增速CAGR有望达到8%左右。

从替代能源向主体能源转变

天然气在经济性、安全性、清洁性方面比较均衡。清洁性方面，天然气是三大化石能源中最为清洁的，因为CH4碳氢比较少。经济性方面，热值价格介于煤炭和石油之间。能源安全角度，天然气对外依存度也介于煤炭和石油之间。

在全球一次能源结构中，天然气的地位在不断上升，由1980年的18%逐步提升至2018年的24%，而石油则从46%下降至34%，煤炭稳定保持在27%，未来天然气有望赶超石油和煤炭成为第一大能源。

中国的情况类似，由于资源禀赋，煤炭一直是我国最大的主体能源，但地位在逐步下降，消费占比由73%降至58%。天然气虽然占比很小，但发展速度飞快，消费占比3%增长至7%。石油则稳定保持在20%左右。

美国的能源结构中，天然气占比同样在不断提升，由26%提升至31%。而石油和煤炭的占比在不断下降，分别由46%下降至40%、21%下降至14%。

全球能源消费结构

中国能源消费结构

天然气需求增长呈现较强刚性

我们选取传统的消费区域欧洲作为代表分析天然气需求与气价

的关系。我们测算天然气需求增速=14%+0.79+GDP增速-0.3%·天然气价格

宏观经济弹性∶天然气需求增速与GDP增速正相关但弹性小于1，GDP增速每增长1pct，对应天然气需求增速增加0.84pct。

价格弹性∶天然气需求增对价格弹性更小，价格上涨10%（对应涨幅05美金百万英热）需求增速下降0.15pct。

即，天然气长期需求增长的刚性较强（截距项比较大），而对宏观经济波动、价格涨跌的数惑性不高。

由于我国天然气正处在较快发展阶段，增速主要取决于GDP增速和政策驱动。且中国天然气需求和定价仍有很强的政策驱动属性，需求跟经济增速、价格之间的关系并不显著。

两方面因素将推动中国天然气占一次能源结构比例提升∶1）工业和居民"煤改气"。具体而言，居民煤改气跟随城镇化长期趋势。而工业煤改气则更容易受到替代能源比价关系影响，当前低气价环境有望加速主动替代。2）发电领域天然气占比提升，主要受到可再生能源调峰需求拉动，以及燃气轮机国产化进程推动。

1、发改委∶关于加快推进天然气储备能力建设的实施意见

近日，为贯彻《国务院关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》，此次《意见》与2018年4月的《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》相比，主要在规划布局、商业模式、市场化机制改革和政策支持等做出细化。梯次灵活推进、政策支持细化是此次《意见》的突出特点。

具体来看∶（1）规划布局集约化灵活化∶灵活化的思路秉承此前文件，但此次明确将储气设施建设直接纳入省级专项规划，集约化思路有助于实质的高起点建设;（2）回报机制完善∶《意见》明确以市场化出租库容、利用季节性价差售气等调峰辅助服务以及城燃自建自用收回投资，并提出城燃企业使用储气设施成本疏导、探索淡旺季价格机制等完善价格疏导。这实际上起到了提升效率的作用，避免了

旺季来自气源端的压力变为来自储气端、而城燃依然量价承压的潜在问题。（3）市场化机制完善∶秉承中下游设施互联互通、交易体系建立的初衷。（4）政策支持升级细化∶政策首次明确1）给予地下储气库垫底气支持政策，"战略储备"的思路有助于投资方环节初期运营的资金压力;2）支持地方政府专项债券资金用于符合条件的储气设施建设以及鼓励多种融资方式，提升了地方牵头的动力;3）明确2020年底前对重点区域符合标准的应急储气设施建设给予中央预算内投资补助，补助金额不超过项目总授贵（不含征地拆迁等补偿支持）的30%。

2、储气设施建设投资测算∶现行淡旺季价差使储气库运营收益符合预期，有助于行业提效

天然气储气基础设施建设相对滞后导致储备能力不足的问题仍待解决，为探究此次政策对储气设施投资可行性的指导意义以及建设后对行业的提效作用，我们对储气设施投资收益进行了模拟测算。储气设施主要通过淡季储气、旺季售气的模式赚取供销差价。其中假设淡季购气价约为东部平均门站价2.02元/方（不含税），旺季售气价参考2018-2019年的门站价涨幅，假设未来旺季调峰量和超额量平均上浮40%，而储气库售气价格进行一定折让为上浮25%，，对应售气价为2.53元/方（不含税），期间运营的人工、能源等参考现有储气库招标信息，一般与收入配比，总费用率占比约为9%。根据行业公开信息及招授标情况，我们假设建设一个有效工作气量约2.6亿立方米的储气库需投资5亿元，建设期为5年，运营期为25年，检修

费用、运营期人工、销售费用、管理费用分别为售气收入的1.5%、1.5%、2%、4%，税率为25%，折现率为5%。

基于这样的假设，经测算，储气库投资项目的NPV为13.667万元，项目回收期为15.26年，在此基础上，一方面若落实总授贵30%的政府补贴，则总NPV和回收期分别优化7，797万元、297年至21464万元、1229年。另一方面，如果每方天然气购销差价扩大005元，则项目NPV将会提高931万元，相比2525元/方的售价，NPV提高约68%，项目回收期则会缩短3年。

我们可以看到，若以购销差获利的方式运营储气库，现阶段授资回报仍有一定吸引力，同时也基本满足此前发改委要求的总成本7%的回报率，且若考虑雄容出租等运营模式，储气库商业化独立运行进一步得到保障，同时在测算中，储气库的售气价格较旺季上游涨价幅度更小，在实现合理回报的同时也确保了提升行业效率的规划初衷。

储罐相比于储气库，具有储气量较小、建造期较短、投资额较小的特点。同样地我们对储罐进行相似的测算，假设建设一个有效工作气量为300万立方米的储罐需投资2，700万元，建设期为1年，运营期29年，其他假设与储气库一致。经测算，储罐投资项目的NPV 为-1，490万元，即使将购销差价扩大至30%也难以实现盈利。但考虑到储气罐一般由城市燃气公司建设运营，并作为城燃配气费成本核算的一部分，因此尽管单纯授资储气雌吸引力有限，但此次政策对储气设施纳入总成本审核保障了城燃企业快速建立储气设施的对应合理收益，其提升供气安全、调峰储备意义仍有望更好地发挥。