中國天然氣儲氣調峰方式研究

魏　歡　田　靜　李　波　高永剛　王　影朱麗麗

中國天然氣儲氣調峰方式研究

魏歡1,2田靜1,2李波3高永剛3王影1朱麗麗1,2

1. 中國石油勘探開發研究院廊坊分院 2. 中國石油天然氣集團公司油氣地下儲庫工程重點實驗室 3. 中國石油規劃總院

魏歡等.中國天然氣儲氣調峰方式研究.天然氣工業,2016, 36(8): 145-150.

為有效緩解冬季供氣緊張局面,保障天然氣安全平穩供應,應統籌考慮地下儲氣庫、LNG接收站、氣田等多種調峰手段,提出適應中國國情的調峰方式及戰略部署.為此,借鑒國外典型國家及地區的調峰經驗,歸納出當前中國天然氣調峰所面臨的主要問題:①地下建庫地質條件復雜,建設速度緩慢;②LNG接收站調峰方式抗風險能力較弱;③氣田調峰不利于氣田科學開發.針對不同地區天然氣市場需求量、地質條件的差異,比較不同調峰方式的功能及成本,提出中國天然氣調峰的布局方式:①東部沿海地區應充分利用低油價的時機,發揮已建儲罐的周轉能力彌補地下儲氣庫調峰能力的不足,近期采取地下儲氣庫與LNG調峰并重的策略,中遠期調峰手段逐漸轉向以地下儲氣庫為主,LNG為輔;②在四大氣區(塔里木、青海、西南、長慶)周邊首先應充分利用已建地下儲氣庫進行調峰,當地下儲氣庫無法滿足調峰需求時,可利用氣田進行輔助調峰;③其他地區則應進一步尋找地下儲氣庫建庫目標,加快地下儲氣庫建設,以地下儲氣庫調峰為主,管網調配為輔.

中國 天然氣 調峰方式 地下儲氣庫 LNG接收站 氣田調峰 需求 調峰成本 戰略布局

我國天然氣產業保持快速增長態勢,天然氣利用領域不斷拓展,深入到城市燃氣、工業燃料、發電、化工等各方面.安全平穩供氣已成為關乎國計民生的重大問題.由于城市燃氣用氣不均衡,冬季用氣大幅攀升,部分城市用氣季節性峰谷差巨大,加之目前我國地下儲氣庫建設相對滯后,調峰能力不足,冬季供氣緊張局面時有發生.為了確保天然氣安全平穩供應,可以借鑒國外天然氣調峰經驗,高度重視儲氣調峰設施建設,統籌考慮地下儲氣庫、LNG接收站、氣田等調峰方式,優化儲氣調峰設施布局.

1　國外調峰方式現狀

國外典型國家和地區天然氣的主要調峰方式包括地下儲氣庫調峰、LNG接收站調峰、氣田調峰等.在地質條件允許的情況下,各國主要通過地下儲氣庫完成季節調峰,LNG調峰僅作為輔助方式在日、小時調峰時使用;氣田調峰則較多用于西北歐地區; LNG調峰主要在日本等缺乏建庫地質構造且主要依靠海上進口天然氣的國家采用[1](表1).

表1　不同國家調峰方式及調峰比例表[2]

1.1美國調峰方式

美國是最早發展地下儲氣庫的國家,1916年第一座地下儲氣庫在美國紐約州建成投產[3],同時美國也是擁有天然氣地下儲氣庫數量最多的國家,主要依靠其進行季節調峰.據美國能源信息署(EIA)統計,2015年美國天然氣地下儲氣庫的總工作氣量為1 357X108m3,占年消費量的17.4%,從地下儲氣庫中采出的工作氣量約占年消費量的11.3%(圖1),足以滿足當前消費的需要.

圖1　美國歷年天然氣消費量及地下儲氣庫工作氣量變化曲線圖

截至2014年底,美國共有11座LNG接收站,氣化能力達1 320X108m3,每年從美國各地的內陸LNG接收站輸出約為13X108m3的LNG用于平衡"尖峰"或應急調峰,約占每年天然氣消費總量的0.2%[4].由于頁巖氣產業迅速發展,目前美國已停止新建LNG接收站項目,并開始逐步改造現有的LNG接收站,利用現有設施進行液化工藝改造,以實現將剩余的頁巖氣產能外輸[5].

1.2歐洲調峰方式

歐洲大部分國家和地區的天然氣調峰方式以地下儲氣庫為主;LNG接收站調峰量占總量的比例很小,基本不承擔季節調峰的功能,屬于補充調峰方式;也有少量國家利用大氣田調峰,例如荷蘭就是利用格羅寧根大氣田與地下儲氣庫系統共同進行調峰[6],在供氣不緊張時,將富余的天然氣注入格羅寧根氣田,將其作為調峰氣田使用,在供氣緊張時,格羅寧根氣田大規模生產,保證安全供氣.

歐洲23個國家(不含獨聯體)地下儲氣庫總工作氣量為1 104X108m3,約占2015年歐洲4 374X108m3天然氣總消費量的25%.作為一個整體,歐洲地下儲氣庫具有充足的存儲能力,許多國家所擁有的存儲容量大于他們的需要,可以通過互聯的天然氣網絡向其他國家提供工作氣量.德國、意大利、法國、奧地利和匈牙利是歐洲傳統的地下儲氣庫大國,其地下儲氣庫工作氣量占年消費量的比例分別為30.7%、27.9%、32.7%、98.8%和72.9%[7-8].

截至2014年底,歐洲已建LNG接收站24座,在建的LNG接收站有4座.英國、法國和西班牙對LNG有著不同程度的依賴,英國作為歐洲最早擁有LNG接收站的國家,目前建有6座接收站;法國建有3座接收站;西班牙的天然氣資源接近50%依靠進口LNG,擁有6座接收站[4].

從荷蘭和英國的調峰現狀來看,隨著儲層壓力不斷下降,氣田產量持續遞減.荷蘭的格羅寧根大氣田自1963年投產以來,隨著儲層壓力的下降,氣田產量,已從每年450X108m3逐漸減少到270X108m3[9-10].受大陸架開采的影響,英國大氣田的靈活性急劇降低,而英國本土地下儲氣庫的儲氣量占消費量比例只有7.7%,迫切需要擴展儲氣能力,但受歐洲市場模式的限制卻無法實現,只能依賴已處于遞減階段的挪威特洛爾氣田進行調峰[9].

1.3俄羅斯調峰方式

雖然俄羅斯天然氣儲量豐富,氣田調峰能力也很強,但因建設地下氣庫的成本遠遠低于同等規模的新氣田開發及管輸成本,因此俄羅斯天然氣調峰主要依賴地下儲氣庫.2015年俄羅斯地下儲氣庫工作氣量占年天然氣消費量的比例約為18%[7-8].

總體來看,國外典型國家和地區采取了多種儲氣設施聯合調峰的方式,但受地質條件等因素影響,各個國家選擇的調峰方式略有差異.就功能而言,地下儲氣庫主要用于季節調峰,而LNG作為輔助調峰方式,用于日、小時調峰時使用.采用氣田調峰的國家較少,主要分布在西北歐地區,例如英國和荷蘭.

2　國內調峰方式現狀及存在主要問題

2013年以前,中國天然氣消費量以每年17%的速度增長,成為世界第三大天然氣消費國.然而受到2014年下半年以來國際油價斷崖式下跌、"新常態"下經濟發展增速放緩、天然氣價格體系不完善等多方面因素的影響,我國天然氣市場需求疲軟,天然氣消費進入慢增長階段.但是,作為我國能源戰略轉型的重要組成部分,天然氣是我國能源結構調整、大氣污染治理措施的重要手段,天然氣占一次能源比重仍將逐年提高,《能源發展戰略行動計劃(2014-2020年)》明確指出,2020年我國天然氣占一次能源的比重將提升至10%,天然氣利用量達到3 600X108m3.

盡管近兩年全國天然氣供應量相對寬松,但受氣候季節溫差及市場發育程度的影響,天然氣調峰需求季節性和地域性差異顯著.2015年冬季,受持續低溫影響,華北地區天然氣資源供應兩度出現短缺,為保障居民生活用氣,在氣源以最大能力生產、地下儲氣庫以最大能力采氣、華北管網增加進氣的基礎上,北京市臨時啟動了天然氣供應應急措施,公共建筑限溫、工業生產用氣停供等應急措施.

2.1儲氣調峰設施建設現狀

我國的地下儲氣庫主要由中石油和中石化兩大公司建設,已投運地下儲氣庫雖具有一定的調峰能力,但遠滯后于日益增長的調峰需求,調峰能力嚴重不足,冬季用氣高峰期,主要通過地下儲氣庫、LNG接收站、氣田增產、控制可中斷用戶等多手段并用來保障下游天然氣供應安全.

目前,全國已建成地下儲氣庫(群)11座,其中中石油10座,中石化1座(尚未參與調峰).參與調峰的10座地下儲氣庫(群),截至2015年底調峰能力約為50X108m3,加上已建成的11座LNG接收站,氣田利用放大壓差進行調峰,仍不能滿足調峰需求,還需在冬季用氣高峰期,按照"壓內保外""壓工保民"的原則,壓減化工、發電等用戶用量.

2.2存在主要問題

2.2.1地下儲氣庫建庫地質條件復雜,建設速度緩慢

受復雜地質條件、注采能力以及補充墊氣需求等因素的影響,地下儲氣庫建設需要較長的建庫周期和達容時間,同時地下儲氣庫建設存在不確定性因素,制約著地下儲氣庫后期達容達產.此外,我國鹽穴地下儲氣庫建庫地質條件差,造腔工藝相對復雜,建庫技術尚不成熟,受鹵水消化能力及鹵水濃度的限制,建設速度緩慢.

2.2.2LNG接收站抗風險能力較弱

亞洲LNG價格采取的是與油價掛鉤的定價機制,LNG價格受國際油價影響顯著.另外,受原油"亞洲溢價"的連帶效應,中國的LNG進口價格相對于北美和歐洲國家存在較高的溢價[11-12].

LNG接收站調峰受供應源、運輸成本、天氣等外部因素影響較大,抗風險能力弱.2015年底,受華北地區氣候影響,唐山LNG接收站進口LNG的運輸船無法進港,導致華北地區特別是北京市天然氣供應趨緊.

2.2.3氣田調峰不利于氣田科學開發

我國境內儲量大、能量足、產能高、適合調峰的優質氣田少,在役氣田多年來因超強度開采和放大壓差提產調峰,已造成了氣田出水加大、出砂加劇、邊底水入侵、產氣量下降等情況,有的氣井甚至水淹停產.氣田生產負荷因子大于1,給科學開發氣田和安全平穩供氣造成了重大隱患.

3　國內調峰方式選擇及布局

3.1天然氣市場需求情況分析

據中國石油規劃總院預測,未來一段時間中國天然氣市場仍將處于高速發展階段,環渤海地區、長三角地區、東南地區和中南地區是主要消費區域,約占全國消費總量的63%.預計2020年環渤海地區天然氣需求量達680X108m3,占全國消費總量的19%,長三角地區、東南地區和中南地區緊隨其后,分別占全國消費總量的16.7%、14.7%和12.8%.西南地區、西北地區和中西部地區天然氣需求量居中,東北地區需求量較少,僅占全國消費總量的6.9%.

我國地域遼闊,南北方氣溫差異較大,用氣波動的幅度有所不同.東北、西北、中西部和環渤海地區城市燃氣的用氣量波動大,尤其是環渤海地區,由于北京采暖用戶用氣量約占總用氣量的60%,所以其用氣量波動更為突出;西南和東南沿海地區城市燃氣的用氣量波動較小.預測2020年八大天然氣消費區(環渤海地區、中西部地區、長三角地區、西北地區、東南沿海地區、東北地區、西南地區、中南地區)調峰需求量占年消費量比例將達11%,其中環渤海地區調峰需求量最大,調峰比例為20.1%;東北、中西部和西北地區調峰需求量較大,調峰比例分別是17.4%、13.6%和13.5%;西南和東南沿海地區調峰需求量較小,調峰比例分別為4.4%、1.5%;長三角和中南地區居中,調峰比例分別是6.5%和8.4%.

3.2各種調峰方式的選擇

3.2.1功能分析

1)地下儲氣庫調峰

天然氣地下儲氣庫以其儲氣壓力高、容量大、成本低等特點,成為季節調峰及保障天然氣供氣安全的主要方式和手段,同時,作為天然氣管道輸送系統的重要組成部分,地下儲氣庫可以優化天然氣基礎設施開發,提升管輸效率.

另外,地下儲氣庫也在優化氣田生產方面發揮著重要作用,地下儲氣庫的消峰填谷作用可以使氣田相對平穩生產,避免因市場用氣波動造成負荷因子加大,進而影響氣田的開發效果.

除此之外,地下儲氣庫還擁有市場所不能實現的政治價值,即在極端天氣條件下以及供應遭到破壞的情況下,供應商可以保障持續供應;其次在天然氣市場化程度較高的國家和地區,地下儲氣庫可以從市場價格的變動中提取價值[13].

2)LNG接收站調峰

LNG接收站在有限的空間內天然氣儲存量大,動用周期短,能夠快速應對天然氣的供應短缺.但其投資大,規模小,液化/氣化成本高,能耗高,且受制于LNG供應源.因此,這種調峰方式適用于地下儲氣庫儲備不足的沿海地區輔助調峰和日、小時調峰.

3)氣田調峰

調峰氣田除應具有一定的儲量規模、地層能量充足、具有短期放產的能力以外,其對氣田組分要求比較高,應為單一的純天然氣氣藏,同時干線輸氣能力必須能滿足調峰氣量外輸的要求.

但無論是備用產能還是放大壓差調峰,都會對氣田正常生產造成一定影響.備用產能調峰后需要適當降低周圍氣井的產量,來彌補備用產能調峰對氣田整體生產能力的影響.而短時間內放大生產壓差提高氣田產量,很容易造成地層能量消耗過快、邊底水入侵、氣井出水、出砂,致使氣井產能降低或水淹停產,導致氣田整體生產能力下降,影響氣田的最終開發效果[14].因此氣田調峰對市場來說是不可持續的.

3.2.2 調峰成本測算

對不同類型地下儲氣庫、LNG接收站、氣田產能的建設投資、運營成本等進行經濟比選.在達到既定建設投資和預期調峰工作氣量的條件下,計算地下儲氣庫調峰成本.由于冬季管容負荷較高,氣田調峰需要占用管道管容,若需長距離輸送,管道需要為其預留管容.因此氣田調峰需要考慮從氣田到市場的管輸成本.LNG接收站根據來氣氣源的不同,在國際原油60美元/桶、80美元/桶、100美元/桶價格下,分別計算;①新建LNG儲罐儲存長貿合同氣進行調峰;②利用已建儲罐儲存長貿合同氣;③利用采購LNG現貨進行調峰的調峰成本.

計算結果顯示,總體上地下儲氣庫的調峰成本低于LNG調峰和氣田產能調峰.在達到既定建設投資和預期調峰工作氣量的條件下,地下儲氣庫調峰成本為0.54～1.27元/ m3,加權平均調峰成本為0.89元/m3.氣田調峰平均為1.65元/ m3.LNG調峰成本與國際油價密切相關,新建儲罐調峰成本為1.49～2.00 元/ m3,LNG長貿氣利用現有設施調峰成本為0.88～1.37元/ m3,LNG現貨調峰成本為0.51～1.78 元/ m3.

通過對不同調峰方式功能及調峰成本進行比較,得出以下結論:

1)地下儲氣庫儲氣規模大、具有調峰和填谷的雙重作用,仍然是不可替代的天然氣季節調峰和儲備方式.

2)在低油價形勢下,LNG現貨調峰成本最低,在市場可完全消化長貿合同天然氣的前提下,可利用國際市場上LNG現貨進行臨時調峰,但這種方式受國際LNG現貨市場價格波動和供求關系影響的風險較大;在目前國際氣價水平低、供過于求的現狀下,僅從經濟性上其調峰成本最低.

3)針對目前地下儲氣庫建設滯后的問題,應充分利用目前國際油價下跌的時機,在國際LNG價格較低的環境下,在沿海地區發揮LNG接收站的調峰作用.

表2　中國天然氣儲氣調峰方式布局安排表

3.3中國儲氣調峰設施戰略布局

針對目前我國資源與市場分離、儲氣調峰設施分布不均等情況,以安全平穩供氣為目標,以效益優先為原則,應優化儲氣調峰方式,以地下儲氣庫調峰為主,LNG、氣田調峰和管網調配作為補充,統籌滿足各地區調峰需求,實現天然氣業務可持續發展.

東部沿海地區(環渤海地區、長三角地區、東南沿海地區)應針對目前地下儲氣庫建設滯后的問題,充分利用目前國際油價下跌的時機,發揮已建儲罐的周轉能力有效地彌補地下儲氣庫調峰能力的不足.近期采取地下儲氣庫與LNG調峰并重,同時加大有利建庫目標的篩選及勘探,中遠期調峰手段逐漸轉向以地下儲氣庫為主,LNG為輔(表2).在四大氣區(塔里木、青海、西南、長慶)周邊首先應充分利用已建地下儲氣庫進行調峰,當地下儲氣庫無法滿足調峰需求時,可利用氣田進行輔助調峰.其他地區則應進一步尋找地下儲氣庫建庫目標,加快地下儲氣庫建設,以地下儲氣庫調峰為主,管網調配為輔.

4　結論

隨著我國天然氣市場的快速發展,天然氣季節調峰問題凸顯,地下儲氣庫在天然氣供應鏈中的調峰作用日益明顯,而面對我國地下儲氣庫建設緩慢,調峰能力不足等問題,在國際油價下跌的大背景下,分階段、分區域靈活安排多種方式聯合調峰,有利于實現效益最大化,保障用氣高峰期天然氣供應.

1)在低油價下,LNG現貨調峰成本最低,針對目前地下儲氣庫建設滯后的問題,應充分利用目前國際油價下跌的時機,加快沿海LNG接收站的建設進程.

2)鑒于我國東部地區有利庫址少,調峰能力不足的情況,應開展渤海灣地區、松遼盆地和南方地區淺層水層建庫庫址普查與勘探,以及東部高滲透油藏建庫目標的篩選評價.

3)對目前正在開發或即將投入開發的、具備改建地下儲氣庫條件的氣田,提前做好資源保護和建庫前準備工作,適當控制氣田的開發速度,保護氣田資源,時機成熟時,及時改建為地下儲氣庫.

4)地下儲氣庫建設需要一定的周期,在現有天然氣市場供大于求的形勢下以及三大天然氣進口通道輸送能力飽和之前,盡快尋找有利庫址,加快地下儲氣庫建設,平衡天然氣用氣低谷期,提高應急儲備和調峰能力.

5)積極推行天然氣季節性差價、峰谷差價、可中斷氣價等價格政策,出臺調峰氣價機制,充分利用價格杠桿加強需求側管理,引導用戶削峰填谷,控制季節性峰谷差[15-16].

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(修改回稿日期 2016-07-04 編 輯 陳 嵩)

Research on natural gas storage and peak-shaving modes in China

Wei Huan1,2, Tian Jing1,2, Li Bo3, Gao Yonggang3, Wang Ying1, Zhu Lili1,2
(1. Langfang Branch of PetroChina Petroleum Exploration & Deνelopment Research Institute, Langfang, Hebei 065007, China; 2. CNPC Key Laboratory of Underground Oil & Gas Storage Projects, Langfang, Hebei 065007, China; 3. CNPC Planning & Engineering Institute, Beijing 100083, China)

NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 8, pp.145-150, 8/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

To effectively relieve the tense situation of winter gas supplies, and to ensure the safety of gas steady supply, decision-makers should overall consider many kinds of peak-shaving methods, such as UGS, LNG terminals, gas fields, etc. so as to propose the proper peak-shaving mode and strategic deployment which adapt to the present situation of China. Therefore,with the peak-shaving experiences from typical countries and regions as reference, some problems encountered by peak-shaving practices in China were summed up, including (1) UGS construction is rather slow because of the complicated geological conditions; (2) LNG receiving terminals have weak ability to resist risks in peak shaving; and (3) peak-shaving by gas production is not good for the reasonable development of a gas field. In view of natural gas market demand in different areas and the differences of geological conditions, and based on a comparison of functions and costs of different peak-shaving methods, an overall layout of natural gas peak shaving in China was put forward. (1) In those eastern coastal areas, with good timing of low oil prices, the existing tank turnover capacity should be taken good advantage of to compensate for the weak UGS peak-shaving ability. Peak-shaving by both UGS and LNG terminals should be regarded as an equally important means in the short term, and gradually this will turn to UGS as the dominant and LNG terminals as a complement in the long term. (2) In those areas around the four giant gas provinces, Tarim, Qinghai, Southwest China, and Changqing, UGS in operation should be the dominant peak-shaving way, but ifthis means fails to meet the demand, gas fields will be a supplement. (3) In the other areas, more sites will be selected to accelerate the UGS construction, upon which peak shaving will mainly rely apart from the assistance of the gas pipeline networks.

China; Natural gas; Peak-shaving methods; Underground gas storage (UGS); LNG receiving terminal; Gas-field peak-shaving; Demand; Peak-shaving cost; Strategic layout

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.08.020

魏歡,1985年生,工程師,碩士;主要從事天然氣地下儲氣庫戰略規劃方面的研究工作.地址:(065007)河北省廊坊市萬莊44號信箱.ORCID: 0000-0002-4210-3388.E-mail: weihuan@petrochina.com.cn