关于对《关于做好油气管网设施剩余能力测算相关工作的通知（征求意见稿）》公开征求意见的公告

为贯彻落实《油气管网设施公平开放监管办法》（发改能源规〔2019〕916号，以下简称《办法》）有关要求，规范油气管网设施运营企业剩余能力测算工作，我们研究起草了《关于做好油气管网设施剩余能力测算相关工作的通知（征求意见稿）》，现向社会公开征求意见。有关单位和社会各界人士可以在2020年4月14日至2020年5月14日期间，将意见建议传真至010-66023677，或将邮件发至zhouti@nea.gov.cn。

感谢您的支持！

附件：关于做好油气管网设施剩余能力测算相关工作的通知（征求意见稿）

关于做好油气管网设施剩余能力测算相关工作的通知

（征求意见稿）

为贯彻落实《油气管网设施公平开放监管办法》（发改能源规〔2019〕916号，以下简称《办法》）有关要求，规范油气管网设施运营企业剩余能力测算工作，提升油气管网设施公平开放服务水平，现就有关事项通知如下：

一、深刻认识做好油气管网设施剩余能力测算工作重要意义

油气管网设施剩余能力，是指油气管网设施运营企业在确保安全运营的前提下，可以向用户提供的尚未被预订的油气输送、储存、气化、装卸、注采等服务能力。公开剩余能力是油气管网设施运营企业必须履行的责任和义务，是进一步完善油气市场服务机制、强化信息公开监管的重要举措。油气管网设施运营企业要高度重视，主动作为，扎实做好剩余能力测算相关工作，建设与生产运行实际相协调、与用户开放服务需求相契合、与政府部门有效监管相适应的经营管理体系，提高管网设施利用效率，推动新时代油气行业高质量发展。

二、有效落实油气管网设施运营企业剩余能力测算主体责任

油气管网设施运营企业是剩余能力测算的责任主体，应当抓紧建立相关管理制度，落实责任部门和责任人员、明确剩余能力测算工作程序，结合企业实际情况利用信息化手段建立科学测算体系，多措并举，确保剩余能力测算结果客观、准确地反映实际情况。

油气管网设施运营企业在建立剩余能力测算管理制度和具体开展测算工作时，应当与安全生产、应急保供等责任合理衔接，具体要求按国家有关文件规定执行。做好相关数据和档案资料的保存工作，不得编造、虚构或随意篡改剩余能力测算结果。

三、科学测算油气管网设施剩余能力

油气管网设施运营企业应当以保障管网设施安全平稳运行和充分提供服务能力为原则，依据国家和行业相关技术标准、有关监管要求等，基于油气管网设施及其附属基础设施的技术特性科学计算剩余能力。

在相关技术标准出台之前，油气管网设施运营企业应当按照本通知要求有效核定油气管网设施能力，科学设置操作预留量等关键参数，积极构建合同化的服务管理体系，认真做好信息公开和信息报送工作，切实规范剩余能力测算规则（具体要求见附件）。

四、及时公开油气管网设施剩余能力相关信息

油气管网设施运营企业应当及时在国家能源局或其派出机构指定的信息平台和本企业门户网站公布本企业油气管网设施能力、操作预留量、剩余能力及测算相关制度等，明确关键参数的取值和调整情况。

油气管网设施运营企业应当按照《办法》要求，于每年12月5日前在国家能源局或其派出机构指定的信息平台和本企业门户网站，公布下一自然年度各月油气管网设施剩余能力；每月10日前更新本年度剩余各月度的油气管网设施剩余能力。具备条件的，油气管网设施运营企业应当实时公开油气管网设施剩余能力。鼓励油气管网设施运营企业对剩余能力精细化管理，进一步细化公开周、日前、日间等剩余能力数据。

五、强化油气管网设施剩余能力测算工作监管

各派出机构要进一步加大监管力度，不定期抽查油气管网设施运营企业剩余能力测算情况，可根据需要委托第三方专业机构协助对测算情况进行复核。对于不按照监管要求测算油气管网设施剩余能力或者剩余能力公开和报送信息不及时、不准确、不完整的，要责令限期改正，并视情节予以通报批评。国家能源局将对主要油气企业总部剩余能力测算工作进行重点监管，及时发现问题并督促整改。

请各派出机构将本通知转发辖区内各相关油气管网设施运营企业，并督促其同步做好油气管网设施剩余能力测算及公开等相关工作。

附件：油气管网设施剩余能力测算原则和程序（试行）

附件：

油气管网设施剩余能力测算原则和程序

（试行）

一、油气管道剩余能力测算原则和程序

油气管道剩余能力，是选定管段在给定时间段内，其输送能力扣除操作预留量，再核减用户按照合同已预定输送能力后，还能提供的服务能力。油气管道运营企业应当测算并公开整条油气管道的剩余能力。对于有中间注入点和转供点的油气管道，应当分段测算剩余能力。

（一）关于油气管道输送能力。油气管道输送能力为安全运行情况下每日的最大能力，油气管网运营企业应当参照管道设计日输量，以实际工作条件下各类工况参数为依据进行科学计算。天然气管道输送能力应当按照《输气管道工程设计规范》（GB50251）中规定的方法或原则进行测算。原油、成品油管道输送能力应当根据所输送介质的性质按照《输油管道工程设计规范》（GB50253）中规定的方法或原则进行测算并参考历史运行数据。

油气管网运营企业应当每年核定一次油气管道输送能力。因工程改造、设备设施变化、运行实际、事件事故等对油气管道输送能力产生影响时，应在相关工作结束后重新核定，并在相关工作结束后7个工作日内按照管理权限向国家能源局或其派出机构书面报告重新核定的结果。

运营环状、网状等复杂区域油气管网设施的油气企业，可根据实际运行特点自行建立科学切实的测算制度，并向国家能源局派出机构书面报告。

（二）关于操作预留量。操作预留量是指维持油气管道有效运行必要的管输能力预留，包括为系统安全性、可靠性和灵活性而预留的管输能力。操作预留量的设置是综合考虑油气管道运行过程中部分不确定性因素、运行能耗因素及非稳态工况对于输送能力的影响，包括管道安全完整性、设备运行可靠性、设备非计划维检修、天气因素、管存气量变化、合同允许范围内的输油气量波动等影响因素。油气管网运营企业可根据管道实际运行工况条件合理设置，原则上不超过油气管道输送能力的5%。确需超过上述标准设置操作预留量的，油气管网运营企业应当按照管理权限向国家能源局或其派出机构予以书面报告。

油气管道运营企业应当采取有效措施提升管道运行的稳定性，通过加强管道完整性管理、设置备用机组及短期调峰设施等方式尽可能减少操作预留量，并可对其动态调整。鼓励油气管网运营企业利用操作预留量向用户提供可中断服务。

（三）关于合同化服务管理体系。油气管道运营企业应当构建合同化的管输服务管理体系，并建立以合同约定上限为指定上限的运行管理机制，减少因用户指定随意性对于油气管道剩余能力测算的影响。

二、LNG接收站剩余能力测算原则和程序

LNG接收站运营企业应当分别测算并公开码头接收剩余能力、储罐周转剩余能力、外输设施剩余能力（区分气态和液态外输设施剩余能力）三者数值。码头接收剩余能力（储罐周转剩余能力、外输设施剩余能力）是指码头接收能力（储罐周转能力、外输设施能力）扣除码头操作预留量（储罐操作预留量、外输设施操作预留量），再核减用户合同已预订或已占用的接收量（周转量、外输量）后，还能提供的服务能力。

（一）关于LNG接收站能力。LNG接收站能力由码头接收能力、储罐周转能力及外输设施能力三部分决定，LNG接收站运营企业应分别对三者进行核算。码头接收能力按照《液化天然气接收站能力核定方法》(SY/T7434-2018)所列方法或原则进行年度和月度计算。其中年度可运营天数参照设计泊位年可运行天数及上一年度数据进行计算，月度可运营天数参照上一年度同期数据，并结合接收站所在区域港口规划和航道拓展情况，逐月更新修正。储罐周转能力（外输设施能力）按照《液化天然气接收站能力核定方法》(SY/T7434-2018)所列方法或原则进行年度和月度计算。

因工程改造、设备设施变化、运行实际、事件事故等对LNG接收站能力（码头接收能力、储罐周转能力、外输设施能力）产生影响时，应在相关工作结束后重新核定，并在相关工作结束后7个工作日内按照管理权限向设施所在地的国家能源局派出机构书面报告重新核定的结果。

（二）关于操作预留量。码头操作预留量主要是指受制于突发性设备故障、运行能耗、调峰、交通管制和重大活动等外部不可确定因素影响，由LNG接收站运营企业根据实际情况自行确定，原则上不超过码头接收能力的5%。储罐操作预留量主要是指受制于突发性设备故障、物料平衡、调峰等不可确定因素影响，由LNG接收站运营企业根据实际情况自行确定，原则上不超过储罐周转能力的7%。外输设施操作预留量主要考虑气态与液态外输设施系统运行时突发性设备故障、交通管制和重大活动等不可确定因素影响，由LNG接收站运营企业根据实际情况自行确定，原则上不超过外输设施能力的10%。确需超过上述标准设置操作预留量的，LNG接收站运营企业应当按照管理权限书面报告设施所在地的国家能源局派出机构。

LNG接收站运营企业应当采取有效措施提升接收站运行的稳定性，通过加强接收站完整性管理、设置备用机组及短期调峰设施等方式尽可能减少操作预留量，并可对其动态调整。鼓励LNG接收站运营企业利用操作预留量向用户提供可中断服务。

（三）关于合同化服务管理体系。LNG接收站运营企业应当构建合同化的外输服务管理体系，并建立以合同约定上限为指定上限的运行管理机制，减少因用户外输随意性对于LNG接收站剩余能力测算的影响。

三、地下储气库剩余能力测算原则和程序

地下储气库剩余能力，是指储气库在给定时间段内，注气（采气）能力扣除操作预留量，再核减合同用户已预定能力后，还能够提供的服务能力。地下储气库运营企业应当分别测算并公开储气库剩余总能力和剩余每日能力。

（一）关于地下储气库注气（采气）能力。气藏型储气库的注气（采气）总能力和注气（采气）每日能力由储气库地层、井筒及地面安全运行情况三部分决定，地下储气库运营企业应分别对三者进行核算，原则上均以储气库周期注采动态及库容参数核算结果并参考历史运行数据进行综合计算。盐穴型储气库的注气（采气）总能力和注气（采气）每日能力由储气库腔体、井筒及地面三部分决定，地下储气库运营企业应分别对三者进行核算，原则上均以储气库静态库存量的大小进行综合计算。

地下储气库运营企业宜每年核定一次注气（采气）能力。因工程改造、设备设施变化、运行实际、事件事故等对注气（采气）能力产生影响时，应在相关工作结束后重新核定，并在相关工作结束后7个工作日内按照管理权限向设施所在地的国家能源局派出机构书面报告。

（二）关于操作预留量。地下储气库操作预留量的设置主要是为了应对储气库全系统安全性、运行能耗、市场变化、管道突发状况等不可预见突发因素导致的短期内天然气需求(或供应）突变，是对天然气产供储销全系统安全运行的保障。地下储气库运营企业可根据实际情况自行确定，操作预留总量原则上不超过当前运营阶段注气（采气）总能力的15天能力预留，每日操作预留量原则上不超过当前运营阶段每日注气能力的7.5%、每日采气能力的12.5%作为设置标准。确需超过上述标准设置预留能力的，储气库运营企业应当按照管理权限向所在地国家能源局派出机构书面报告。

地下储气库运营企业应当采取有效措施提升储气库运行的稳定性，通过加强储气库完整性管理、设置备用机组及短期调峰设施等方式尽可能减少操作预留量，并可对其动态调整。鼓励地下储气库运营企业利用操作预留量向用户提供可中断服务。

（三）关于合同化服务管理体系。地下储气库运营企业应当构建合同化的注气（采气）服务管理体系，并建立以合同约定上限为指定上限的运行管理机制，减少因用户注气（采气）随意性对于地下储气库剩余能力测算的影响。