“中国式”调峰之难和对策

2014-07-30 17:26:14 0

中国 季节调峰 储气库 LNG调峰 调峰模式 保供 宋东昱

 

 

 

|宋东昱    等   

中石油天然气集团公司咨询中心

 

 

  随着我国城乡社区天然气利用快速推进,冬季调峰气量逐年大幅增长。目前,我国天然气储备调峰设施建设相对滞后,冬季天然气调峰保供形势依然严峻。天然气储备调峰问题已经引起国家、各级地方政府以及相关企事业单位的高度重视。

  在国家能源政策和能源安全战略的指引下,我国天然气储备调峰体系建设和运行面临如下形势:

1)我国经济持续稳定增长继续拉动能源消费刚性增长;

2)低碳、绿色生活方式的推进大幅度提升天然气消费比重;

3)我国天然气行业处于快速发展时期;

4)天然气产地远离消费市场;

5)国产天然气不足,进口天然气快速增加。这些因素将直接决定我国天然气季节调峰保供战略的制定。

 

 

一、我国储气调峰现状及国外主要调峰方式

  1. 我国季节调峰气比例大,部分地区冬季用气紧张

  1)冬季调峰气量占总消费气量的比重大

 

     

 

以北京为例,北京市2012年9月21日到2013年9月20日365天全周期冬季调峰用气量为29.93亿立方米,占全年天然气消费总量94.05亿立方米的31.82%,约1/3的比例(见图),调峰气直接关系冬季天然气供应安全。

 

2)“气荒”影响居民生活和地方经济发展

我国部分地区冬季气候寒冷,极端天气时有发生,近年来用气量陡增,出现较大范围的天然气供应紧张。例如,2004-2005年冬季,天津市冬季计划气严重不足,北京市和中国石油在京单位启动应急预案,挤出天然气供应天津人民御寒。2009-2010年冬季,我国大范围地区遭遇罕见的雨雪冰冻极端天气,低温持续多日,西安、武汉、重庆、宜昌、南京、扬州、杭州、日照等多地遭遇“气荒”,杭州市有1/3的城区居民用气受到影响。

为保证居民供暖和生活用气,政府压减大型商场、超市、公共建筑、写字楼和工业企业用气,仅杭州市就关停了44家工业企业和21家公建(锅炉、空调)用户用气、压减6家工业用气,政府机关停用燃气空调;武汉市26座加气站全面停止供气。“气荒”给居民带来生活不便,影响商业正常活动和企业日常生产,造成一定程度的经济损失。

  

3)国家重视天然气储备调峰设施建设

2011年,财政部下拨1000亿元人民币,责成中国石油在“十二五”期间建成130亿立方米工作气量的天然气商业储备库。2013年10月12日,国家发改委发布了《做好2013年天然气迎峰度冬工作意见》,明确要求各省(自治区、直辖市)发改委、经信委、物价局,中国石油天然气集团公司、中国石油化工集团公司、中国海洋石油总公司增加有效供给和强化需求侧管理,多管齐下统筹做好各项工作,确保冬季天然气稳定供应。

 

2. 典型国家的储气调峰方式

  目前世界各国天然气冬季调峰主要方式有地下储气库调峰、气田调峰、LNG调峰和可中断供气用户调峰等。各国根据各自国情选择不同的调峰方式。地下储气库调峰是应用最广、最直接、最经济有效的调峰方式。根据国际天然气联盟(IGU)2010年统计,全球共有630座地下储气库,分布在36个国家和地区,建设总工作气量为3530亿立方米,约占2010年全球3.1万亿立方米天然气消费量的11.38%。

  美国主要利用地下储气库保障供气安全,在冬季取暖和夏季空调用气高峰时,从储气库中抽取大量天然气平抑市场用气负荷。地方配气公司还用少量LNG来满足日尖峰用气需求。在美国天然气储备中,枯竭油气藏储气库占85%、含水层占9%、盐穴储气库占4%、LNG储备占2%。

目前美国本土48个州内有419座储气库,其中气藏型储气库304座、油藏型储气库22座、含水层储气库50座、盐穴储气库43座,总库存能力和高峰负荷输气量都居世界领先地位。2012年,美国地下储气库总工作气量为1214亿立方米,占当年天然气消费总量7231亿立方米的16.8%,相当于61天的消费气量。

 

     

 

2013年,美国采自地下储气库的调峰天然气量1047.7亿立方米,占当年天然气消费总量7373.1亿立方米的14.2%,相当于52天的消费气量(见图)。

    俄罗斯现有地下储气库25座,其中油气藏型储气库17座、含水层储气库8座,是俄统一供气系统中不可分割的组成部分。储气库除了满足俄罗斯国内调峰需求外,还有两个重要的作用,一是保障稳定出口,二是长期战略储备。2012年,俄罗斯地下储气库总工作气量为656.2亿立方米,占当年供应国内外市场总气量6456亿立方米的10.2%,相当于37天的市场供气量。

  日本天然气对外依存度98%,主要是进口LNG。天然气调峰和战略储备占天然气消费总量的14.7%。在役大型LNG储罐年周转6.66次。

 

 

二、我国天然气储备调峰面临的挑战

  1. 调峰气需求迅速增长,储气库相对严重不足

  1)季节调峰气需求迅速增长

我国以煤炭为主的能源消费结构与环境可承载能力的矛盾日益突出,作为清洁能源的天然气将成为我国能源结构转型的重要推手。伴随着我国天然气需求的迅猛增长,季节供用气矛盾将更加突出,季节调峰须迅速跟上。

  

 

 

2012年9月21日至2013年9月20日,北京、上海和哈尔滨三市消费天然气合计127.76亿立方米,季节调峰气32.46亿立方米,三市季节调峰用气占全年天然气消费量的25.41%。其中,北京市季节调峰气量占其总消费天然气量的31.82%,上海市占7.34%,哈尔滨市占8.98%(见图)。

   

   

   

我国季节调峰气量估计占全年天然气消费总量的比例约为25%。预计我国季节调峰气量从2013年统计的367亿立方米增长到2015年的506亿立方米、2020年720亿立方米、2030年800亿立方米(见表)。

随着能源利用新技术的研发和夏季天然气空调、冬季热泵取暖等能源利用新途径的推广,通过优化能源消费结构、天然气利用结构,缩小冬夏季消费天然气峰谷差,我国天然气季节调峰气比例将逐步降低趋稳。

 

2)在役储气库严重不足

 

 

 

截至2012年底,中国石油已建成板桥库群、京58库群和金坛、刘庄储气库,总库容116亿立方米,设计工作气量57亿立方米,已形成调峰能力24.1亿立方米(见表)。实际调峰能力占2012年全国天然气消费总量1471亿立方米的1.64%,远低于美国的14.2%和世界平均水平11.3%,我国在役储气库调峰能力严重不足。

    为适应天然气工业快速发展对储气库的需求,中国石油加快了储气库建设速度,2013年陆续建成了华北苏桥、大港板南、辽河双6、新疆呼图壁、四川相国寺和陕224共6座储气库,设计工作气量合计116.5亿立方米,季节供用气矛盾将会有所改善。但考虑到储气库从投产到达到设计工作气量的时间长,而季节调峰气需求逐年迅速增长等因素,今后几年,我国冬季天然气保供形势依然严峻。

 

  2. 主要市场难以找到适合建库的地质构造

  我国的天然气消费市场主要集中在环渤海、东南沿海和长江三角洲地区,预计2020年天然气需求2070亿立方米,将占全国天然气需求总量的52%。东南沿海、长三角州等高端天然气消费区地质条件复杂、勘探程度低,选择建库目标难度大。天然气主要用户市场建库资源不足已成为我国储气库建设的一大瓶颈。

  从目前我国在役和在建储气库情况看,地质条件普遍比较复杂,埋深大、储层物性差。枯竭气藏储气库投产后,需要多个循环过渡周期的运行与调整,才能逐步达到设计指标。盐穴储气库均为陆相沉积层状盐岩,单层厚度薄,可供集中开采的厚度小,夹层多,腔体成形不理想,建设速度受制于卤水出路。

  

3. 进口LNG调峰成本高,专用调峰站设施利用率低

  1)进口LNG比进口管道天然气价格高

以北京市冬季天然气调峰为例,唐山LNG接收站2013年11月来自卡塔尔的LNG到岸价18.7美元/百万英热单位,折合人民币4.44元/立方米;同期从土库曼斯坦进口的管道天然气边境到岸价为2.12元/立方米,由管道输送到北京的气价约为2.84元/立方米,比LNG到岸价低约1.6元/立方米。

 

2)LNG专用调峰站设施利用率低

北京市2012-2013年冬季调峰期135天,占全年的37%。其中,大于日均调峰气量的供气期73天,只占全年的20%;高峰期30天,只占全年8.22%。调峰期两端日最小调峰气量129万立方米,只占日均调峰气量2217万立方米的5.8%;高峰期日用气量6264.53万立方米,是全年平均日用气量2575万立方米的2.43倍。北京市冬季天然气调峰若全部由LNG专用调峰站承担,调峰站的设施设备全年大部分时间将处于闲置状态。

 

3)进口LNG调峰气汽化费高

从国外储气调峰设施建设和运营经验看,建设LNG专用调峰站比建设储气库单位调峰气投资成本高。2009年欧洲枯竭油气藏储气库单位建设投资成本5.88~10.78人民币元/立方米,远低于LNG调峰站投资成本28.34~32.66人民币元/立方米,调峰气工程投资成本相差17.56~26.78人民币元/立方米(见表)。

 

 

 

  在国内,根据《唐山LNG调峰站应急调峰储备工程可行性研究》,唐山LNG接收站供应的调峰气成本1.382元/立方米(最高),不仅远高于以基荷为主的我国沿海大型LNG接收站汽化费0.28~0.39元/立方米,而且远高于我国枯竭气藏储气库储气成本0.25~0.4元/立方米(最低),与金坛盐穴储气库储气成本1.23元/立方米相当。

与枯竭油气藏储气库相比,唐山LNG接收站供应的调峰气成本高0.98~1.13元/立方米,工程投资成本相差4.09~4.59元/立方米。如果北京冬季调峰气全部由沿海大型专用LNG调峰接收站供应,按高月高日调峰气(2012-2013年冬季为3688万立方米/日)规模建设,全年只在冬季调峰期(2012-2013年冬季调峰期为135天)运行;经测算,沿海LNG专用调峰站投资成本为8.5~13元/立方米,与枯竭油气藏储气库相比,工程投资成本相差6~11元/立方米。

 

 

三、建立适合我国国情的储气调峰模式

  就全国范围讲,我国天然气储备调峰系统与天然气供气系统是同一个系统。目前我国天然气供气系统正向着“气源多元化、管道网络化、调峰设施配套化、全国调气统一化、运营管理自动化”的方向充实、延伸和完善。我国天然气储备调峰系统由气田、储气库、沿海大型LNG接收站、内陆LNG调峰站以及与之连接的管道组成。

  我国天然气储备调峰体系应立足国情,体现国家能源战略,采取“因地制宜、优化结构、多管协同、联合保供”的方针,发挥管道进口气价格优势,利用好LNG调峰气量大、应急快的特点,合理规划建设天然气调峰系统,优化调峰系统运行模式。

  

1. 分级调峰模式

  我国冬季调峰用气通常来自上游气田冬季增产气、地下储气库、沿海大型LNG接收站、压减企业用气四个渠道,对应于四种调峰手段。2012年11月至2013年3月,我国压减企业用气量占当年度冬季总调峰气量的34.1%,比例非常高。大量压减企业用气是目前我国天然气公司冬季调峰供气的权宜之策,待我国调峰设施改善后,冬季只停供可中断用户用气。

  从我国冬季调峰气成本分析,首先进入冬季市场调峰的天然气应是上游气田调峰期的增产气,其次是分批次、分阶段停止向可中断用户供气,接下来是储气库调峰气,最后是LNG调峰气,即所谓“四级调峰模式”。图为三级调峰模式(不含可中断用户调峰)。

 

 

 

  1)增加国内主力气田冬季调峰气产量

我国川渝气区、青海气区、塔里木气区和长庆气区下古气田有12%左右的生产储备井,而且生产井正常工况下采气量一般控制在1/3无阻流量内,上游气田富裕产能可提供冬季调峰用气。

此外,我国气田外输管道多路联网,截至2012年底,中国石油3.6万千米天然气管道一次管输能力1520亿立方米/年,大于2012年中国石油在全国销售的天然气量970亿立方米/年,具有增输气田冬季调峰气的能力。2013年7月远离东部用气中心市场的新疆呼图壁储气库建成注气,与呼图壁储气库相比,利用长庆、川渝等国内气田冬季调峰具有区位优势和经济优势。

  在冬季市场用气高峰期间,根据市场需求,启动部分备用气井,适当增加单井产量,依托在役管道增加向下游市场供气量是现实的,这在国外也是通常做法。

  

2)开拓可中断供气用户

可中断供气用户具有“削峰填谷”作用,可在一定程度上缓解冬季用气高峰期天然气供应紧张的局面。

  在冬季市场用气高峰期,应分类按比例、分阶段减量或直至停止向可中断用户供气。例如,天然气化肥、天然气炭黑、陶瓷窑炉用气等可在冬季调峰一开始就中断供气;双燃料天然气汽车可分地区分批次停气用油等。新疆、陕西、山西、山东、河北、河南6省区上千座CNG(不含LNG)加气站,如减少25%的供气量,冬季4个月可置换出6.3亿立方米天然气,相当于20座哈尔滨市2013年冬季调峰气量。

  

3)发挥储气库冬季调峰主力气源作用

储气库是季节调峰的主要方式。地下储气库容量大、调峰能力强、运行相对安全,在全世界广泛使用,目前在役地下储气库库容占世界天然气储存设施总容量的90%。在欧洲大陆和美国,以地下储气库为主承担季节调峰,LNG承担高峰月高峰日的尖峰调峰。以欧盟为例,天然气储备地下储气库占98%,LNG占2%。

  储气库建设投资省、调峰气成本低。储气库天然气成本包括投资成本和运营成本两部分,其中运营成本占总成本的比例较小。枯竭油气藏储气库的运营成本约占其投资成本的1.33%~2.73%;每立方米天然气投资成本,枯竭油气藏储气库只是LNG专用调峰站的18%~38%(见表)。

 

 

 

  储气库保障气田稳定生产、管道平稳输气的效益明显。实践证明,市场侧没有储气库的长距离输气管道输送能力只能达到设计规模的80%~85%;市场侧建有配套储气库的输气管道,可减少15%的气田气井数和干线输气机组数,可节省20%~30%的干线管道和压气站投资。一条1000千米、年输气35亿立方米的输气管道,为满足市场冬季用气,市场侧建有配套调峰储气库与完全靠上游气田调峰的方案相比,工程节约的投资约是建设配套储气库的9倍。

  

4)依托沿海大型LNG接收站,增强LNG冬季调峰能力

我国目前有7座沿海大型LNG接收站投入使用,分别位于广东大鹏、福建莆田、上海洋山港、江苏如东、大连新港、河北唐山和天津南疆港,并有26座沿海大型LNG接收站处于建设和规划中。

中国石油在役的江苏LNG、大连LNG和唐山LNG项目一期工程都是按80%的基准用气负荷设计的,按年周转14.5~15次配置的LNG储罐;而LNG汽化设施和外输气系统能力考虑了供气基荷目标市场以外的调峰气需求。相对于LNG储罐罐容,汽化设施富余能力较大。

  我国在役沿海大型LNG接收站汽化能力有92%~142%的富裕。江苏LNG接收站日常外输气330万立方米/日,设计规模1200万立方米/日;实际汽化能力可达到2300万立方米/日,比设计规模多出1100万立方米/日,汽化设施能力富余92%。唐山LNG一期设计规模1200万立方米/日,实际汽化能力可达到2900万立方米/日,汽化设施能力富余142%。

  此外,配套增加LNG储存罐可有效增加外供调峰气量。我国沿海大型LNG接收站增设适量的LNG储罐,发挥现有设施汽化能力,在用气高峰月或用气尖峰期增加外供气量是比较合适的。由于进口中亚管道天然气比进口LNG到岸价便宜1.25~1.6元/立方米,LNG参与调峰供气量受市场和区域调峰资源的具体情况制约,应由经济效益确定。

  

2. 区域调峰模式

  不同地区的冬季天然气调峰模式应因地制宜(气候、其他可能的资源),充分发挥区域现有资源优势,效益驱动,优化调峰模式。在保障本地区冬季供气安全的同时,尽可能减少对其他地区的影响。

 

1)靠近气田地区的冬季调峰要发挥气田和管网优势,减轻对其他地区调峰资源的依赖

川渝地区既是产气区,又是用气市场。川渝两地是我国天然气利用最早的地区,天然气管网比较完善,早在1989年就建成了川渝环形供气管网。目前,川渝供气管网连接着相国寺储气库和域内125个大大小小的气田,并通过中卫-贵阳联络线与区域外国家天然气骨干管网相连,具有得天独厚的区域资源优势。

川渝地区冬季天然气调峰应充分发挥其区位优势、综合资源优势(气田、环形管网、储气库、冬夏温差小),主要利用气田、环形管网、可中断用气户实现冬季调峰保供;相国寺储气库可定位于川渝地区应急保安气源和冬季调峰辅助气源,并兼顾贵州、云南应急和季节调峰用气。

  

2)远离气田和储气库的内地大中型城市可考虑建设适当规模的LNG调峰站

像太原、石家庄这类不靠近气田,附近又没有储气库的内陆大中型城市,冬季调峰除依靠气田和可中断用户外,宜建设适当规模的LNG调峰站,以避免冬季用气尖峰期出现“气荒”。

  以太原为例,进口中亚管道天然气到太原气价约2.9元/立方米,天然气加工成LNG费用0.4~0.45元/立方米,合计调峰气成本价3.3~3.35元/立方米;2013年8月份亚洲沿海LNG到岸价约16美元/百万英热单位(折合3.8元/立方米),将LNG运到太原折合到每立方米天然气运费0.3元,再加上LNG仓储费,折合为天然气0.1元/立方米,合计调峰气成本价4.2元/立方米。

两种途径进口的调峰天然气价格相差0.8~0.9元/立方米。因此,目前我国内陆大中型城市LNG调峰以进口管道天然气为原料相对经济。

  

3)京津等多气源地区冬季调峰可采用四级调峰模式

北京、天津所在的环渤海地区气源丰富,有当地气田、远途管道天然气、地下储气库、沿海大型LNG接收站。京津地区用气量较大,在保障安全平稳供气的前提下,应充分发挥区域内综合资源优势,合理优化冬季调峰供气模式。

气田和管道系统调峰先行,分阶段、分批次停止向可中断用户供气,储气库调峰供气贯穿整个冬季调峰期,并视当年具体情况决定LNG调峰时间和调峰气量。京津地区冬季调峰为典型的四级调峰模式,冬季用气尖峰期宜采用LNG辅助调峰。

 

4)长三角、珠三角沿海大中型城市冬季调峰以管道气和LNG为主

长三角、珠三角地区天然气供应以远途管道天然气为主,邻接的海洋天然气较少,建设沿海大型LNG接收站供气有着得天独厚的地理位置优势。目前,我国沿海大中型城市冬季调峰用气应以管道天然气和LNG为主,视其城市所在位置、气源经济性等具体情况,合理优化管道气与LNG调峰气的比例和LNG调峰气供应时段,再辅以停止向可中断用户供气。

从长远来看,长三角和珠三角地区,随着大型含水层储气库的建成投运,发挥气源价格优势,采用管道进口天然气满足冬季调峰用气的模式更为合理。

 

 

四、对策建议

  1)优化能源消费结构、缩小用气峰谷差

推广夏季天然气空调、冬季热泵取暖等能源综合利用新途径,优化一次能源消费结构、优化天然气利用结构,缩小天然气季节消费峰谷差,降低冬季调峰气比例。

  

2)长三角、珠三角建含水层储气库

加强市场区域地质勘探,寻找市场侧适宜建库地质构造,加快市场侧配套储气库建设;长三角、珠三角侧重发现适合建库的含水层,做好储气构造和含水层建库技术储备。

  

3)内陆城市建设适当规模的LNG调峰站

远离储气库和气田的内陆大中型城市,利用管道气建设适当规模的LNG调峰站,在冬季用气尖峰期向城市提供调峰气,以避免“远水不解近渴”的局面发生。内陆地区LNG调峰站不仅对目标市场调峰效果好,而且可以缓解上游气田供气及其联络管道输气的紧张局面,并减轻下游调峰设施的保供压力。

 

  4)加大中部气田冬季调峰供气能力

加快中部气田新增储量产能建设,控制调峰期外气田产量,为冬季调峰服务。

  

5)沿海在役LNG接收站增建LNG储罐,发挥LNG接收站整体能力,增加冬季调峰供气量,延长其调峰供气时间。

   

6)利用浮式LNG汽化船调峰

考虑到我国从北到南天然气调峰时间差,建议运营一定比例的浮式LNG储存汽化船,沿海调动,补充应急和用气尖峰期调峰用气;建议在役和规划建设的沿海陆基大型LNG接收站增加浮式LNG汽化船天然气登陆接口设施。同时考虑台风对LNG汽化船工作的影响。

 

  7)优化调峰气结构,发挥进口管道气价格优势

加快市场侧储气库建设,发挥进口管道气价格低的优势,夏储冬用;昂贵的LNG用于冬季供气尖峰期调峰。

 

  8)建立市场化调峰体系

开放天然气进口贸易,制定峰谷差价,鼓励私人、民营等社会资金投入储气调峰设施建设。建立国家监管、企业运作、多方参与的商业化运作储气调峰体系。(其他作者为田静,原载《国际石油经济》)

 

 

 

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