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气荒渐远 我国天然气保供体系日趋完善

发布时间:2021-06-10

2017年底,我国为什么出现一定范围的“气荒”?究其原因,是天然气产业发展到一定阶段内部因素和外部因素共同导致的。

内部因素即产业自身因素。我国天然气产业发展呈现五大特点,即五大不平衡:区域供需不平衡、季节性需求差别大、用气结构差别大、区域调峰需求不同、对管网等基础设施的高度依赖(以输定产、以输定销)。外部因素,则是供需与政策(环保和产业)导致的需求快速增长。

2018/2019年这个冬天,我国是不是还会出现“气荒”?通过供需形势判断,国内天然气供应能够实现紧平衡,不会出现大规模“气荒”。

供需形势分析

首先,从经济形势、气温因素和国家环保政策和气价因素进行定性分析。

经济形势。经济增长是天然气消费增长的动力,而我国宏观经济增速下滑将导致天然气需求增长不能全部释放。因此,预计2018/2019年冬季工业、化工用户天然气需求同比不会出现较大幅度增长,用气波动相对稳定。

气温因素。国家气候中心对去冬今春气候趋势的预测显示,我国大部分地区气温偏高,出现冷冬的可能性不大。

环保政策。环保政策转向使这个冬季保供面临不一样的形势。从“一刀切”式推广“煤改气”到“宜气、宜电、宜煤、宜热”思路转变。实行“以气定改”“有序推进”,强调在落实气源的前提下有序推进“煤改气”,供用气双方要签订“煤改气”供气协议并严格履行协议,各级地方政府根据供气协议制定“煤改气”实施方案和年度计划。以“2+26”城市为重点,着力推动天然气替代散煤供暖。数据显示,全国散煤消费量在7.5亿吨左右。要达到国家制定的2020年减少散煤消费2亿吨目标,2017年要替代散煤0.7亿吨,实际仅替代散煤0.6亿吨左右,估计2018年这个数字要低于0.5亿吨。

气价因素。国际油价对PNG、LNG进口价格均存在正面影响,且国际油价与PNG进口价格的关联度高于LNG进口价格。2018年,国内持续推进气价改革,5月将居民用气门站价与非居民用气门站价并轨、由最高门站价格管理改为基准门站价格管理,9月底前居民用气价格调整到位。

其次,从需求侧和供给侧进行定量分析。

从需求侧进行定量分析显示,国内用气需求呈现消费淡季不淡、快速增长、增速放缓三大特点。2018年前3季度,国内天然气表观消费量同比增长18.2%左右,增速比2017年同期下降0.2个百分点。除化工用气小幅下降外,其他三大行业(城市燃气、工业燃料和发电)用气均保持两位数增长。如果严格按照有序推进“煤改气”和压缩用气需求来推算,预计2018年天然气表观消费量2780亿立方米左右,实际消费量2730亿立方米左右。

从供给侧来看,2018年国内天然气产量继续增长,但增速低于2017年。截至2018年10月,国内累计生产天然气1295亿立方米,增长6.3%,比2017年低3.4个百分点;但同期进口量大增,累计进口7206万吨,增长33.1%,比2017年高9.2个百分点;储气库增注,预计储气能力增加至160亿立方米,比2017年增加35亿立方米以上。

目前,可供落实的可增加资源量大幅增加。截至2018年10月,已落实天然气市场可供资源量2635亿立方米,比2017年实际供应量增加249亿立方米。主要供气企业已经基本完成储气库注气计划,气源串换、管网互联互通工作取得积极进展。南气北上新增供气能力大幅提升,达到3000万立方米/日,预计2019年能翻一番。冬季保供预案准备充分,政府、企业之间协调性增加。需求侧管理得到加强。

通过以上对供需形势的分析得出判断:2018/2019年冬季供气将实现紧平衡,不会出现大规模“气荒”。当然,供需仍存一定缺口,所以要靠增加LNG现货进口和实现储气能力的较大提升来保证实现紧平衡。

保供成关键词

“气荒”是我国天然气产业发展过程中出现的新问题。从过去两年的天然气保供来看,呈现出一些“前所未有”的特点。2018/2019年入冬,保供更是成为关键词。

2017年我国天然气冬季保供的特点是:关注程度前所未有、中亚资源断供持续时间和程度前所未有、天然气整体需求旺盛程度前所未有、局部地区供需失衡前所未有、市场减压力度前所未有。2018年冬季保供仍然呈现五大特点:重视程度前所未有、动员时间之早前所未有、力度之大前所未有、措施多样化前所未有、协调性增强前所未有。

2017年的“气荒”引起了从中央政府、各级领导到企业的高度重视。中央八部委通常在每年8、9月发出做好保供工作的通知,2018年则提早到4月下文通知,5月要求各省市召开保供会议加强天然气产供销体系建设,为冬季保供做好准备。保供力度更是前所未有,保供压倒一切。保供措施呈现多样化。特别是在国务院的强制命令下,地方政府与中央政府、部门与部门之间前所未有地加强协调,劲儿往一处使。同时,国内油气企业积极响应国家号召,想方设法多生产、多进口。从“三大油”的保供措施中可以看出,主要手段包括增产、增供、增储和加强互联互通。

增产:中石油、中石化不断加大天然气开采力度。中石油长庆、塔里木、西南和青海四大主力气区天然气产量计划均创历史新高。天然气产量占全国1/4的长庆油田年产目标380亿立方米,创历史最高点;塔里木油田产量达到262亿立方米,净增10亿立方米;西南油气田预计年产量完成230亿立方米,同比增加10%;青海油田新建天然气产能10亿立方米,日增气300万立方米。截至2018年10月6日,中石化涪陵页岩气田累计产量突破200亿立方米,日产气量可满足3200多万户家庭的生活用气需求;中石化西北油田大涝坝气田日均生产工业气量已由230万立方米提升至300万立方米左右。

增供:中石油全球调集气源保供。一是加大LNG采购力度,二是LNG接收站满负荷运转,利用率明显增加。同时,考虑到中亚气源可能出现的断供风险提前做好应急预案。计划2017年投产的中石化天津LNG接收站2018年2月投产后,仅半年时间外输气量已成功突破10亿立方米;8月,日均外输气量达到1500万立方米,日计划完成率达到100%。中石化华北天然气销售中心做好应急预案,用气高峰期间可增加城市燃气公司资源供应量150万立方米/日。国内最大LNG进口企业中海油提前落实保供所需LNG气源,2018/2019年采暖季计划供应天然气246亿立方米,同比增加20%,其中计划向北方7省市供应天然气61亿立方米,同比增加63.5%。

增储:中石油加紧储气库建设,储气能力得到很大提升。2018年1-8月,储气库注气量同比增加23.8%。其中,大港储气库群采气21.5亿立方米,西南油气田相国寺储气库注气量达到16.5亿立方米,国内最大的呼图壁储气库注气量达到16亿立方米。同时,通过实行储气库业务管理体制改革,将管道企业所属储气库(群)全部移交相应油田企业。

2018年10月12日,16万立方米大型LNG储罐在中海油天津LNG接收站竣工投产,天津天然气储存能力提升了近80%。同时,依托天津LNG接收站,租赁一艘可储存17万立方米LNG的FSRU可为华北地区增加1400万立方米/日的供气能力。中海油还租赁两艘LNG船舶在天津外海漂航待命,预计可增加约2亿立方米天然气储备量。

加强互联互通:目前,中石化华北管网已在榆济线榆林站、安济线安平站与中石油直接实现了互联互通,互供能力分别为400万立方米/日和300万立方米/日;与中海油通过烟台中世管网实现了互联互通;华北区域管道气用户中双气源用户占比数达到60%以上,可采取互保互供的方式与中石油实现互联互通。在河北、天津、广东、浙江地区,中海油与中石油通过天然气置换、互保互供等措施,利用中海油的海气和LNG双资源条件在南方地区增加3亿立方米天然气供应。中石油则利用完备的管网系统将部分天然气调配至北方气源紧张地区。


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