中国天然气调峰方式包括地下储气库(以下简称储气库)调峰、LNG调峰、气田放大压差调峰和进口管道气调峰。上述调峰方式联合使用保证了供暖季民用气的需求,但仍需压减甚至中断部分工业及商业用户的供气。国家《“十三五”天然气发展规划》明白准确地提出2020 年天然气消费在一次能源消费中的比例提升到8.3%～10%,天然气消费量要超过3600×108m3。分析制约我国天然气调峰保供的重要的因素,对提升中国未来天然气调峰保供能力具备极其重大的意义。

  放大压差式的气田调峰,可能对气田造成了严重的伤害,其调峰能力逐步扩大受到限制。在供暖季气田调峰,中国石油长庆油田公司(以下简称长庆油田)、青海油田公司(以下简称青海油田)和塔里木油田公司(以下简称塔里木)主要是采用气田放大压差生产方式调峰,气田生产负荷因子大于1,造成部分气田出水加大、出砂加剧和边底水入侵等,影响了气田的整体开发和经济的效果与利益。如克拉2气田2011—2013年连续3 年在供暖期采用放大压差式进行调峰,负荷因子介于1.04～1.09(气田开发管理纲要规定负荷因子介于0.8～0.9),导致气井产水,局部水体锥进严重,气田提前见水,气田调峰能力大幅度下降。长庆油田、青海油田放大压差式的提产也不同程度地造成了气井产能下降、出水、出砂加剧的情况,要大幅度提升气田调峰能力难度极大。

  LNG 调峰的成本和安全风险较高。LNG接收站具有快速灵活、周转快的特点,有着极强的应急调峰能力。中石油的唐山LNG、江苏LNG和大连LNG接收站最大日供气能力达到9900×104 m3,其调峰能力在应对供暖季高峰用气日调峰中可发挥无法替代的作用,但其持续调峰能力则受储罐容量、码头接收能力、接卸能力、气化能力、外输管道能力和LNG供气源等的影响。LNG供气源受制于国际LNG 市场及供应能力的限制,尤其是现货市场具有价格波动大、采购不确定性大特点,其调峰成本和安全风险较高。同时,由于受制于海事条件和天气条件,LNG调峰的不确定性较高。

  进口管道气存在无序下载和违约风险。我国已形成西北、西南、东北和海上天然气进口通道格局,2016年天然气对外依存度已达到34.9%,而2017年天然气对外依存度接近40%。目前陆上进口管道气大多数来源于中亚和缅甸,不久的将来,俄罗斯也将成为中国进口管道气来源。2016年和2017年中亚管道出于多种原因,土库曼斯坦单方面多次减供,加之乌兹别克斯坦、哈萨克斯坦的无序下载,日减供量与合同供气量相差(2000 ～ 5000)×104m3,给西气东输沿线及京津冀地区调峰保供造成巨大的压力。在未来一段时间内,违约减供和无序下载的风险依然存在。

  绿水青山清洁发展的策略对煤改气要求迫切,天然气调峰保供压力陡增。为实现绿水青山清洁发展的战略,2017年环保部印发《京津冀及周边地区2017—2018年秋冬季大气污染综合治理攻坚行动方案》[26],要求“2+26”城市在2017 年10月底完成以电代煤、以气代煤300万户以上。京津冀及周边地区实施煤改气后,相继在河北、山东、山西和河南等省出现气荒,上述发展目标要得以实现,天然气年消费量平均增量需超过300×108 m3,调峰保供压力势必进一步增大。

  2011年利用所得税返还政策相继开建的6 座储气库,2015年已全部建成,目前正处在扩容达产阶段,大部分尚未达到设计能力。近年启动的新建储气库项目只有中石化的文23储气库,新库建设步伐明显放慢。近年储气库调峰能力持续增加,主要缘于2011年启动建设的6座储气库全方面进入扩容达产阶段。国内天然气骨干管道长度为7.4×104 km,年天然气管输能力为2800×108 m3,与之配套的储气库25座,天然气调峰量为100×108 m3,与美国、欧盟和俄罗斯相比,储气库调峰比例明显偏低(图1)。

  LNG调峰站包括2大类:①一类是沿海建成的大型LNG接收站,其不仅能满足沿海地区淡季的天然气基本需求,还在供暖季具备一定的调峰能力,如江苏LNG、唐山LNG和大连LNG;②另一类属于完全以应急及供暖季调峰为目的的调峰设施,如上海五号沟LNG调峰站和陕西杨凌LNG调峰站等。近年沿海特别是环渤海湾地区大型LNG调峰站建设步伐不能完全满足加快速度进行发展的天然气调峰需求,完全以应急及供暖季调峰为目的的调峰设施近年发展较快,但仍不能够满足供暖季的调峰需求。

  多类型储气设施并存,多渠道资源供气是我国天然气调峰保供的常态。国内冬季主要是采用储气库、气田、进口管道气和LNG接收站等综合方式来进行天然气调峰,调峰能力逐年增强。统计资料表明,2016年中石油销售天然气1 390×108 m3,天然气调峰量为155×108 m3,其中储气库调峰量占34.2%,气田调峰量占26%,进口管道气调峰量占18.1%,LNG调峰量占18%(图2)。从图2能够准确的看出,气田调峰量趋于稳定,储气库调峰、进口LNG调峰及管道气调峰增长趋势明显。

  要满足北方供暖区季节峰谷差巨大的市场,储气库需在天然气需求淡季尽可能多注气,在天然气需求旺季尽可能多采气;北方大型LNG接收站在充分的利用现有储罐及气化能力的基础上,尽可能在天然气需求旺季安排采购现货;隶属于地方政府及燃气企业的以应急及供暖季调峰为目的的LNG调峰站应依据市场需求在天然气需求旺季到来之前做好储备;气田调峰产能建设应及早安排,最好能够降低以放大压差为方式的天然气调峰;进口管道气应和供气国及管道途经国家做好协调,最好能够降低违约供气及无序下载。尽早建成在天然气需求淡季重储存、在天然气需求旺季强优化的调峰保供体系,以满足北方供暖区季节峰谷差巨大的市场。

  4)目前中国主要天然气管网属于中石油、中石化和中海油,三大公司天然气管网尚未达到相互连通。加快主要管网相互连通对调剂天然气客户的真实需求、提高天然气调峰保供能力有重要意义。2017—2018供暖季,中海油从广东管网反输西气东输二线、中海油天津滨达管道与中石油天津管网成功对接,实现了相互连通,为有效释放华北地区的供气能力、保障京津冀地区的天然气调峰保供发挥了重要作用。

  因地制宜地发展适合我国国情的天然气调峰设施,完善综合保供体系。鉴于我国天然气资源区与消费市场分离、建库资源分布不均的特点,结合国内真实的情况,因地制宜发展各种天然气调峰设施。天然气调峰设施总体布局:①近期采取储气库、LNG和气田共同参与调峰,中远期以储气库为主,LNG和气田调峰作为补充,发展可中断用户,减少其他用户的压减气量;②在供气调峰方式上,季节调峰主要是依靠储气库,必要时用LNG终端作补充,城市月高峰用气鼓励发展LNG调峰设施,与季节型调峰的储气库联合使用。

  3)储气库布局:因地制宜、重视保重点消费区,兼顾区域调配,优先部署在天然气进口通道、长输管道沿线、消费市场中心附近。在库址资源丰富地区(如西北和西南地区)投运储气库满足本地区天然气调峰需求的同时,部分余量可作为应急储备以应对种种原因造成的供气中断,同时能考虑开采的大气田,如塔里木的克拉2气田;在库址资源相对稀缺的天然气消费区(如环渤海、长三角、中西部、中南、东南沿海地区)应加大勘探评价力度,继续寻找有利的建库目标,满足本地区天然气调峰需求,同时利用天然气管网实现临近富余区域的天然气调配,以缓解天然气调峰压力;对于天然气枢纽地区如中西部地区,地处长庆气区与陕京、西气东输各大输气干线交汇处,应加大该地区的库址筛选和建库力度,增加储气规模,使其成为储气调峰的应急枢纽,利用在此交汇的各条输气管线实现向周边地区调配天然气的目的。

  3)中国天然气调峰保供6点应对策略与建议:①快速推进全国天然气输配管线建设,实现相互连通;②因地制宜地发展适合我国国情的调峰设施;③全力发展储气库,使其成为天然气调峰的首要方式;④充分的发挥LNG 的调峰优势,适度发展LNG调峰设施,提升海陆4大能源通道的综合利用水平;⑤加大天然气供给侧保障力度,确保国产气的主体作用;⑥积极利用经济杠杆,采用不一样的定价机制,确保供气安全。