LNG作為城市燃氣調峰與應急儲備的經濟性分析及政策建議——以川渝地區為例

段永章 張友波 李建偉

1．中國石油西南油氣田公司 2．中國石油川慶鉆探工程公司川西鉆探公司

未來10年，我國將是天然氣消費市場大發展的10年，天然氣占一次能源消費量的比重將不斷加大。因天然氣井生產基本平穩及合理的產量安排，通常天然氣供應是基本均衡的；但在需求側，由于大多數天然氣用戶特別是城市燃氣用戶存在著明顯的用氣高峰和低谷，且峰谷差巨大，嚴重時將影響到用氣安全甚至管道運行安全［1］。隨著天然氣市場規模的擴大，峰谷差將會越來越大。因此，消減峰谷差是保證天然氣平穩供應和改善民生、環境，促進經濟穩定、健康、有序發展的重要手段。

1 削減城市燃氣峰谷差的途徑

1．1 川渝地區城市燃氣峰谷差

川渝地區2012年城市燃氣的冬夏日峰谷氣量最高相差約1 500×104m3。圖1為川渝地區城市燃氣近幾年的峰谷用氣曲線。從圖1中可以看出，到了冬春季，用氣量明顯上升，均是在12月達到用氣量最高峰。

圖1 川渝地區城市燃氣日峰谷用氣曲線圖

1．2 峰谷差的主要解決途徑

根據多年的天然氣經營管理經驗，筆者認為主要有以下幾種方式解決天然氣的峰谷差。

1）工業用戶配合天然氣生產企業設備檢修。在產銷基本平衡時可行。

2）城市燃氣公司建設儲氣罐進行調峰。由于大多數城市燃氣公司未建或建了儲氣罐不能有效使用，冬季上游管網壓力較低甚至無氣，無法讓儲罐儲氣，因此，此類儲氣設施用于冬季調峰的作用較小。

3）工業、化工企業冬季停氣、減氣配合調峰。這種方式較為常用，但對實體經濟有所傷害。

4）地下儲氣庫調峰。地下儲氣庫投資巨大，地質條件要求高，建設周期長，需要大量的墊底氣，注采工藝復雜，適用于省際大管網季節調峰。如重慶相國寺儲氣庫的墊底氣為17．7×108m3，可行性研究投資超過140億元，加上氣田原來還有部分產量及固定資產，總價值估計超過170億元［2］。地下儲氣庫一般是國家層面或大型油氣公司進行投資建設，用于戰略儲存和調峰，不適用于地方政府和城市燃氣公司。

5）LNG調峰。LNG調峰主要是指建設LNG調峰儲備站進行調峰、氣源儲備和事故應急［3］。據不完全統計，國內已建、在建和擬建LNG調峰儲備站的城市包括北京、上海、杭州、南京、西安、武漢、鄭州、蘇州、宜興、深圳等，數量近20個［4］。

2 LNG儲備和調峰應急的經濟性分析

國務院頒布的《城鎮燃氣管理條例》明確要求城鎮燃氣公司要自建燃氣調峰設施，國家發展和改革委員會頒布的《天然氣利用政策》也明確鼓勵建設具有應急和調峰功能的天然氣儲存設施［5］。因此，城市燃氣公司建設LNG儲備、調峰設施是有政策可循的。

2．1 LNG調峰的基本思路

夏季天然氣消費處于低谷時，城市燃氣公司可向LNG廠購入LNG分散儲存于儲罐內，或建設液化裝置自行液化并儲存；在冬季用氣高峰時，將儲罐內的LNG氣化用于補充用氣缺口或事故應急。

2．2 LNG調峰儲備站的經濟性分析

2．2．1 投資估算

1）用于大型城市和大型化工、工業用戶的LNG調峰儲備站投資情況

根據相關資料，2 500m3的LNG儲罐投資約700萬元／個，國產普通氣化器約30萬元／臺（具體投資視氣化規模而定），BOG（閃蒸氣）系統約200萬元［6］。有液化能力的調峰儲備站需要建LNG液化裝置，液化裝置的投資視液化規模大小而定。

2）用于中小城市和中等工業用戶的LNG衛星站投資情況

LNG衛星站即小型LNG接收氣化站，同樣也是由LNG運輸供應、卸貨、LNG儲存與氣化處理、天然氣輸配等環節組成，但不具備液化能力［7］。據相關資料，100m3的LNG儲罐，價格約70萬元／個，普通氣化器價格約15萬元／臺，氣化量1 500m3／h，總投資需要500～800萬元，占地8～10畝（1畝＝666．666 m2），一年內可建成投產。

據了解，LNG液化裝置在滿負荷狀態下生產LNG的成本約0．6元／m3，利用槽車運輸LNG的成本約1．2元／t·km［0．08元／（m3·100km）］。

2．2．2 調峰和應急能力分析

1m3LNG相當于600m3氣態天然氣，以四川省成都市近郊擬建的某LNG調峰儲備站一期工程為例，其儲存能力為1×104m3LNG（600×104m3天然氣），按90%的輸出效率計算，即可認為有效的氣化調峰儲備能力約為550×104m3。因此，作為應急儲備，以現有用氣量為基礎，在上游供氣方出現事故狀態下，該儲備站冬季可滿足成都市主城區2天的應急量（夏季可滿足3天的應急量）。在有效氣化規模內，調峰能力主要與氣化裝置規模有關，規模越大，輸出的氣態氣越多，調峰和應急能力也越大，但氣化裝置的選擇應結合經濟性進行確定。

此外，LNG儲罐的靜態日蒸發率一般不大于3‰，當儲罐內的蒸發氣達到一定壓力時，儲罐安全閥打開，排出LNG蒸發后形成的天然氣（即閃蒸氣）［8］，一般有4種處理方式：①利用BOG處理系統冷凝液化后回收；②增壓后直接進入天然氣輸配管網；③進入火炬燃燒；④直接排入大氣。從經濟角度出發，蒸發的LNG一般是冷凝回收或壓縮后輸送到輸配管網。為節約成本，可考慮將閃蒸氣直接輸送到天然氣輸配管網。如LNG儲罐儲存時間為8、9、10月，3個月將蒸發掉一定量的LNG，不具備LNG液化能力的儲備站則要定期購入LNG進行補充。

2．2．3 管道燃氣與LNG氣價差分析

川渝地區夏季的LNG價格約4 200元／t，折合氣態天然氣約3元／m3；冬季LNG最高價約為5 600元／t，折合氣態天然氣約4元／m3。

目前四川地區的管道燃氣非居民用氣價格為2．143元／m3，重慶為2．11元／m3。若夏季購入LNG在冬季將其氣化后銷售給非居民用氣，則價格倒掛約1元／m3；若冬季購入，價格則倒掛約2元／m3。因此，宜在夏季購入LNG進行儲存。

對于價格倒掛的問題，近期可用天然氣價格調節基金對LNG調峰儲備站進行補貼，中遠期可實行調峰氣價，居民用氣部分則可以實行階梯氣價的方式予以解決。

2．2．4 燃氣企業有經濟能力建設LNG調峰儲備站

近年來城市燃氣企業得益于城市化進程和有限天然氣資源保民生、保城市燃氣，盈利豐厚，有經濟能力建設LNG調峰儲備站。

3 縣級以上燃氣公司建LNG調峰儲備站對區域經濟的影響

3．1 保障了實體經濟的健康、平穩運行，推動區域社會經濟發展

四川省現有18個地級市（含成都市）、3個自治州、137個縣（包括自治縣、縣級市）、44個市轄區。

假設縣級以上的燃氣公司均建設LNG調峰儲備站，冬季縣級燃氣公司的調峰量為2×104m3／d，市級調峰量為5×104m3／d，省會（成都市）調峰量為50×104m3／d，則除甘孜、阿壩、涼山州和攀枝花市及省會成都市外，有16個地級市使用管道燃氣，按100個縣使用天然氣進行估算，由此可得出調峰量為330×104m3／d。其中

縣：100×2×104m3／d＝200×104m3／d

市：16×5×104m3／d＝80×104m3／d

省會（成都市）：50×104m3／d

由上可知，冬季四川省的日調峰量為300×104～400×104m3，若全部采用LNG進行調峰，則原來用氣態天然氣調峰的氣量可使省內的機械、電子、陶瓷、冶金和有色金屬等行業的生產正常運行，由此增加了全社會的GDP，增加了就業、稅收等。

如一條陶瓷生產線用氣量為0．8×104～1．2×104m3／d，可以帶動上百人就業；一個玻璃器皿廠用氣量5×104～6×104m3／d，可帶動上千人就業；如前述案例中某天然氣公司采用LNG調峰，則可保證重點大型企業的正常生產，保障了冬春季民用氣高峰期間數萬人的就業。

3．2 完善了一個新的LNG產業鏈，提升產業經濟效益

目前各地正在大力推廣LNG汽車和LNG加注站，LNG調峰儲備站的建設，使LNG產業鏈更加完整，產業鏈的經濟效益進一步突顯，且這一新的產業鏈能帶動冶金、機械、化工、電子、建材等行業的發展。

3．3 《城鎮燃氣管理條例》的相關規定落到實處

國務院頒布的《城鎮燃氣管理條例》明確規定“縣級以上地方人民政府應當建立健全燃氣應急儲備制度”，LNG調峰儲備站的建設，不僅落實了該項規定，還能促進天然氣氣源的多元化。此外，LNG調峰儲備站可為LNG汽車和LNG替代油作為內燃機燃料提供部分資源保證。

3．4 天然氣價格調節基金可補貼LNG的倒掛銷售

以四川省為例，若全省冬季按300×104m3／d的調峰量進行測算，調峰時間為100d，則總調峰氣量為3×108m3。LNG與天然氣銷售差價按1元／m3進行計算，則使用LNG將倒掛3億元，遠小于每年收取的CNG價格調節基金（四川省2012年CNG用氣量約10．7×108m3，價調基金為1．2元／m3）。

4 政策建議

為推廣LNG作為城市燃氣調峰和應急儲備，筆者提出如下政策建議。

4．1 合理規劃、布局LNG產業鏈

在建設LNG調峰儲備站時，應統一規劃，合理布局，避免重復建設，確保所建站能發揮最大作用。部分城市可布局大型LNG廠，規模應在100×104m3／d以上；大型城市燃氣公司和大型化工、工業用戶可建具有液化能力的LNG調峰儲備站；中小城市燃氣公司和中等化工、工業用戶及不可中斷用戶可建LNG衛星站，用于調峰和事故應急。

4．2 日用氣量5×104 m3以上的城市燃氣公司必須建立LNG調峰儲備站

政府可強制要求日用氣量5×104m3以上的燃氣公司建立LNG調峰應急儲備站，不僅用于冬季調峰，也可用于事故應急。

4．3 制定建設LNG調峰儲備站的優惠和鼓勵政策

①在LNG調峰儲備站的規劃用地方面給予支持；②對建設LNG調峰儲備站的企業允許同時建設經營型的LNG加注站或LNG橇裝加注站，提高建站企業的積極性；③審批LNG調峰儲備站要與LNG加注站相結合，使LNG汽車有資源保障，避免像前幾年出現“柴油荒”一樣出現“LNG荒”。

4．4 制定各級燃氣公司的儲備標準量

LNG的儲備量決定了調峰量和應急量，只有足夠的儲備量才能實施有效的調峰和事故應急，故建議政府要像前幾年管理電煤儲備一樣管理各級燃氣公司的LNG儲備量，制定各級燃氣公司的儲備標準量。

4．5 利用CNG價調基金補貼LNG調峰，適時推行調峰氣價和居民階梯氣價

政府每年收取了大量的CNG價調基金，在調峰氣價未實施前，可將該項基金用于補貼LNG調峰帶來的價差或補貼LNG調峰儲備站的建設。

此外，國家發展和改革委員會2012年頒布的《天然氣利用政策》明確提出“鼓勵天然氣用氣量季節差異較大的地區，研究推行天然氣季節差價和可中斷氣價等差別性氣價政策”，因此，政府相關部門可研究擇機實施調峰氣價，建議天然氣峰谷氣價參照電網調峰價格比例制定，調峰供氣價格可以是平常供氣價格的1～2倍，通過價格杠桿來緩解供需矛盾，也能提高供氣單位建設儲氣調峰設施的積極性。目前，國內部分城市已開始推行階梯氣價，如南京、長沙、無錫等城市于2012年均出臺了階梯氣價政策，實施階梯氣價的時機已成熟，四川省也可開始實施階梯氣價。

5 結束語

利用LNG作為城市燃氣企業調峰和應急儲備氣源，不僅保障了民生，也保護了實體經濟的正常生產用氣，可有效地促進區域社會經濟的發展，實現供氣方、用氣方及政府多贏的局面。

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