中国天然气储气调峰方式研究

安全与管理 145 第 36 卷第 8 期 中国天然气储气调峰方式研究 魏 欢 1,2 田 静1,2 李 波3 高永刚3 王 影1 朱丽丽1,2 1. 中国石油勘探开发研究院廊坊分院 2. 中国石油天然气集团公司油气地下储库工程重点实验室 3. 中国石油规划总院 魏欢等 . 中国天然气储气调峰方式研究 . 天然气工业，2016, 36(8): 145-150. 摘 要 为有效缓解冬季供气紧张局面，保障天然气安全平稳供应，应统筹考虑地下储气库、LNG 接收站、气田等多种 调峰手段，提出适应中国国情的调峰方式及战略部署。为此，借鉴国外典型国家及地区的调峰经验，归纳出当前中国天然气 调峰所面临的主要问题 ： 地下建库地质条件复杂，建设速度缓慢 ； LNG 接收站调峰方式抗风险能力较弱 ；气田调峰 不利于气田科学开发。针对不同地区天然气市场需求量、地质条件的差异，比较不同调峰方式的功能及成本，提出中国天然 气调峰的布局方式 ： 东部沿海地区应充分利用低油价的时机，发挥已建储罐的周转能力弥补地下储气库调峰能力的不足， 近期采取地下储气库与 LNG 调峰并重的策略，中远期调峰手段逐渐转向以地下储气库为主，LNG 为辅 ； 在四大气区（塔 里木、青海、西南、长庆）周边首先应充分利用已建地下储气库进行调峰，当地下储气库无法满足调峰需求时，可利用气田 进行辅助调峰 ； 其他地区则应进一步寻找地下储气库建库目标，加快地下储气库建设，以地下储气库调峰为主，管网调配 为辅。 关键词 中国 天然气 调峰方式 地下储气库 LNG 接收站 气田调峰 需求 调峰成本 战略布局 DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2016.08.020 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 2. CNPC Key Laboratory of Underground Oil 3. CNPC Planning In Chinese) Abstract: 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, includ- ing (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 if this 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 net- works. Keywords: China; Natural gas; Peak-shaving methods; Underground gas storage (UGS); LNG receiving terminal; Gas-field peak-shav- ing; Demand; Peak-shaving cost; Strategic layout 作者简介：魏欢，1985 年生，工程师，硕士；主要从事天然气地下储气库战略规划方面的研究工作。地址：（065007）河北省廊坊 市万庄 44 号信箱。ORCID: 0000-0002-4210-3388。E-mail: weihuan 天 然 气 工 业 146 2016 年 8 月 我国天然气产业保持快速增长态势，天然气利 用领域不断拓展，深入到城市燃气、工业燃料、发电、 化工等各方面。安全平稳供气已成为关乎国计民生 的重大问题。由于城市燃气用气不均衡，冬季用气 大幅攀升，部分城市用气季节性峰谷差巨大，加之 目前我国地下储气库建设相对滞后，调峰能力不足， 冬季供气紧张局面时有发生。为了确保天然气安全平 稳供应，可以借鉴国外天然气调峰经验，高度重视储 气调峰设施建设， 统筹考虑地下储气库、 LNG 接收站、 气田等调峰方式，优化储气调峰设施布局。 图1 美国历年天然气消费量及地下储气库工作气量变化曲线图 1 国外调峰方式现状 国外典型国家和地区天然气的主要调峰方式包 括地下储气库调峰、LNG 接收站调峰、气田调峰等。 在地质条件允许的情况下，各国主要通过地下储气 库完成季节调峰，LNG 调峰仅作为辅助方式在日、 小时调峰时使用 ； 气田调峰则较多用于西北欧地区 ； LNG 调峰主要在日本等缺乏建库地质构造且主要依 靠海上进口天然气的国家采用 1（表 1） 。 表 1 不同国家调峰方式及调峰比例表 2 主要国家 调峰方式调峰气量占天然气消费量比例 地下储气库调峰 LNG 接收站调峰气田调峰地下储气库调峰 LNG 接收站调峰气田调峰 美国季节调峰日、小时调峰14.80%0.20% 俄罗斯季节调峰15.00% 日本季节、月调峰 英国季节调峰季节调峰季节调峰7.70%3.40% 法国季节调峰25.70% 加拿大22.30% 德国季节调峰23.88%0.02% （注：数据来源于美国能源信息署） 1.1 美国调峰方式 美国是最早发展地下储气库的国家，1916 年第 一座地下储气库在美国纽约州建成投产 3，同时美 国也是拥有天然气地下储气库数量最多的国家，主 要依靠其进行季节调峰。据美国能源信息署（EIA） 统计，2015 年美国天然气地下储气库的总工作气量 为 1 357108 m3，占年消费量的 17.4%，从地下储气 库中采出的工作气量约占年消费量的 11.3%（图 1） ， 足以满足当前消费的需要。 截至 2014 年底，美国共有 11 座 LNG 接收站，气 化能力达 1 320108 m3，每年从美国各地的内陆 LNG 接收站输出约为 13108 m3的 LNG 用于平衡“尖峰” 或应急调峰，约占每年天然气消费总量的 0.2% 4。由 于页岩气产业迅速发展，目前美国已停止新建 LNG 接收站项目，并开始逐步改造现有的 LNG 接收站， 利用现有设施进行液化工艺改造，以实现将剩余的 安全与管理 147 第 36 卷第 8 期 页岩气产能外输 5。 1.2 欧洲调峰方式 欧洲大部分国家和地区的天然气调峰方式以地 下储气库为主 ； LNG 接收站调峰量占总量的比例很 小， 基本不承担季节调峰的功能， 属于补充调峰方式； 也有少量国家利用大气田调峰，例如荷兰就是利用格 罗宁根大气田与地下储气库系统共同进行调峰 6，在 供气不紧张时，将富余的天然气注入格罗宁根气田， 将其作为调峰气田使用，在供气紧张时，格罗宁根 气田大规模生产，保证安全供气。 欧洲 23 个国家 ( 不含独联体 ) 地下储气库总工作 气量为 1 104108 m3，约占 2015 年欧洲 4 374108 m3 天然气总消费量的 25%。作为一个整体，欧洲地下 储气库具有充足的存储能力，许多国家所拥有的存 储容量大于他们的需要，可以通过互联的天然气网 络向其他国家提供工作气量。德国、意大利、法国、 奥地利和匈牙利是欧洲传统的地下储气库大国，其地 下储气库工作气量占年消费量的比例分别为 30.7%、 27.9%、32.7%、98.8% 和 72.9%7-8。 截至 2014 年底，欧洲已建 LNG 接收站 24 座， 在建的 LNG 接收站有 4 座。英国、法国和西班牙对 LNG 有着不同程度的依赖，英国作为欧洲最早拥有 LNG 接收站的国家，目前建有 6 座接收站 ； 法国建 有 3 座接收站 ； 西班牙的天然气资源接近 50% 依靠 进口 LNG，拥有 6 座接收站 4。 从荷兰和英国的调峰现状来看，随着储层压力 不断下降，气田产量持续递减。荷兰的格罗宁根大 气田自 1963 年投产以来，随着储层压力的下降，气 田产量，已从每年 450108 m3逐渐减少到 270108 m3 9-10。受大陆架开采的影响，英国大气田的灵活性 急剧降低，而英国本土地下储气库的储气量占消费 量比例只有 7.7%，迫切需要扩展储气能力，但受欧 洲市场模式的限制却无法实现，只能依赖已处于递 减阶段的挪威特洛尔气田进行调峰 9。 1.3 俄罗斯调峰方式 虽然俄罗斯天然气储量丰富，气田调峰能力也 很强，但因建设地下气库的成本远远低于同等规模 的新气田开发及管输成本，因此俄罗斯天然气调峰 主要依赖地下储气库。2015 年俄罗斯地下储气库工 作气量占年天然气消费量的比例约为 18%7-8。 总体来看，国外典型国家和地区采取了多种储 气设施联合调峰的方式，但受地质条件等因素影响， 各个国家选择的调峰方式略有差异。就功能而言，地 下储气库主要用于季节调峰，而 LNG 作为辅助调峰 方式，用于日、小时调峰时使用。采用气田调峰的 国家较少， 主要分布在西北欧地区， 例如英国和荷兰。 2 国内调峰方式现状及存在主要问题 2013 年以前，中国天然气消费量以每年 17% 的 速度增长，成为世界第三大天然气消费国。然而受 到 2014 年下半年以来国际油价断崖式下跌、“新常态” 下经济发展增速放缓、天然气价格体系不完善等多 方面因素的影响，我国天然气市场需求疲软，天然 气消费进入慢增长阶段。但是，作为我国能源战略 转型的重要组成部分，天然气是我国能源结构调整、 大气污染治理措施的重要手段，天然气占一次能源 比重仍将逐年提高，能源发展战略行动计划（2014 2020 年） 明确指出，2020 年我国天然气占一次能源 的比重将提升至10%，天然气利用量达到3 600108 m3。 尽管近两年全国天然气供应量相对宽松，但受 气候季节温差及市场发育程度的影响，天然气调峰 需求季节性和地域性差异显著。2015 年冬季，受持 续低温影响，华北地区天然气资源供应两度出现短 缺，为保障居民生活用气，在气源以最大能力生产、 地下储气库以最大能力采气、华北管网增加进气的 基础上，北京市临时启动了天然气供应应急措施，公 共建筑限温、工业生产用气停供等应急措施。 2.1 储气调峰设施建设现状 我国的地下储气库主要由中石油和中石化两大 公司建设，已投运地下储气库虽具有一定的调峰能 力，但远滞后于日益增长的调峰需求，调峰能力严 重不足，冬季用气高峰期，主要通过地下储气库、 LNG 接收站、气田增产、控制可中断用户等多手段 并用来保障下游天然气供应安全。 目前，全国已建成地下储气库（群）11 座，其 中中石油 10 座，中石化 1 座（尚未参与调峰） 。参 与调峰的 10 座地下储气库（群） ，截至 2015 年底调 峰能力约为 50108 m3，加上已建成的 11 座 LNG 接 收站，气田利用放大压差进行调峰，仍不能满足调 峰需求， 还需在冬季用气高峰期， 按照 “压内保外” “压 工保民”的原则，压减化工、发电等用户用量。 2.2 存在主要问题 2.2.1 地下储气库建库地质条件复杂，建设速度缓慢 受复杂地质条件、注采能力以及补充垫气需求 等因素的影响，地下储气库建设需要较长的建库周期 天 然 气 工 业 148 2016 年 8 月 和达容时间，同时地下储气库建设存在不确定性因 素，制约着地下储气库后期达容达产。此外，我国盐 穴地下储气库建库地质条件差，造腔工艺相对复杂， 建库技术尚不成熟，受卤水消化能力及卤水浓度的 限制，建设速度缓慢。 2.2.2 LNG 接收站抗风险能力较弱 亚洲 LNG 价格采取的是与油价挂钩的定价机 制， LNG 价格受国际油价影响显著。另外， 受原油 “亚 洲溢价”的连带效应，中国的 LNG 进口价格相对于 北美和欧洲国家存在较高的溢价 11-12。 LNG 接收站调峰受供应源、运输成本、天气等 外部因素影响较大，抗风险能力弱。2015 年底，受 华北地区气候影响，唐山 LNG 接收站进口 LNG 的 运输船无法进港，导致华北地区特别是北京市天然 气供应趋紧。 2.2.3 气田调峰不利于气田科学开发 我国境内储量大、能量足、产能高、适合调峰 的优质气田少，在役气田多年来因超强度开采和放 大压差提产调峰， 已造成了气田出水加大、 出砂加剧、 边底水入侵、产气量下降等情况，有的气井甚至水 淹停产。气田生产负荷因子大于 1，给科学开发气田 和安全平稳供气造成了重大隐患。 3 国内调峰方式选择及布局 3.1 天然气市场需求情况分析 据中国石油规划总院预测，未来一段时间中国 天然气市场仍将处于高速发展阶段，环渤海地区、长 三角地区、东南地区和中南地区是主要消费区域，约 占全国消费总量的 63%。预计 2020 年环渤海地区天 然气需求量达 680108 m3，占全国消费总量的 19%， 长三角地区、东南地区和中南地区紧随其后，分别 占全国消费总量的16.7%、 14.7%和12.8%。 西南地区、 西北地区和中西部地区天然气需求量居中，东北地 区需求量较少，仅占全国消费总量的 6.9%。 我国地域辽阔，南北方气温差异较大，用气波 动的幅度有所不同。东北、西北、中西部和环渤海 地区城市燃气的用气量波动大，尤其是环渤海地区， 由于北京采暖用户用气量约占总用气量的 60%，所 以其用气量波动更为突出 ； 西南和东南沿海地区城市 燃气的用气量波动较小。预测 2020 年八大天然气消 费区（环渤海地区、中西部地区、长三角地区、西北 地区、 东南沿海地区、 东北地区、 西南地区、 中南地区） 调峰需求量占年消费量比例将达 11%，其中环渤海 地区调峰需求量最大，调峰比例为 20.1% ； 东北、中 西部和西北地区调峰需求量较大，调峰比例分别是 17.4%、13.6% 和 13.5% ；西南和东南沿海地区调峰 需求量较小，调峰比例分别为 4.4%、1.5% ； 长三角 和中南地区居中，调峰比例分别是 6.5% 和 8.4%。 3.2 各种调峰方式的选择 3.2.1 功能分析 1）地下储气库调峰 天然气地下储气库以其储气压力高、容量大、 成本低等特点，成为季节调峰及保障天然气供气安 全的主要方式和手段，同时，作为天然气管道输送 系统的重要组成部分，地下储气库可以优化天然气 基础设施开发，提升管输效率。 另外，地下储气库也在优化气田生产方面发挥 着重要作用，地下储气库的消峰填谷作用可以使气 田相对平稳生产，避免因市场用气波动造成负荷因 子加大，进而影响气田的开发效果。 除此之外，地下储气库还拥有市场所不能实现 的政治价值，即在极端天气条件下以及供应遭到破 坏的情况下，供应商可以保障持续供应 ； 其次在天 然气市场化程度较高的国家和地区，地下储气库可 以从市场价格的变动中提取价值 13。 2）LNG 接收站调峰 LNG 接收站在有限的空间内天然气储存量大， 动用周期短，能够快速应对天然气的供应短缺。但 其投资大，规模小，液化 / 气化成本高，能耗高，且 受制于 LNG 供应源。因此，这种调峰方式适用于地 下储气库储备不足的沿海地区辅助调峰和日、小时 调峰。 3）气田调峰 调峰气田除应具有一定的储量规模、地层能量 充足、具有短期放产的能力以外，其对气田组分要 求比较高，应为单一的纯天然气气藏，同时干线输 气能力必须能满足调峰气量外输的要求。 但无论是备用产能还是放大压差调峰，都会对 气田正常生产造成一定影响。备用产能调峰后需要适 当降低周围气井的产量，来弥补备用产能调峰对气田 整体生产能力的影响。而短时间内放大生产压差提高 气田产量，很容易造成地层能量消耗过快、边底水入 侵、气井出水、出砂，致使气井产能降低或水淹停产， 导致气田整体生产能力下降，影响气田的最终开发 效果 14。因此气田调峰对市场来说是不可持续的。 安全与管理 149 第 36 卷第 8 期 3.2.2 调峰成本测算 对不同类型地下储气库、LNG 接收站、气田产 能的建设投资、运营成本等进行经济比选。在达到 既定建设投资和预期调峰工作气量的条件下，计算 地下储气库调峰成本。由于冬季管容负荷较高，气 田调峰需要占用管道管容，若需长距离输送，管道 需要为其预留管容。因此气田调峰需要考虑从气田 到市场的管输成本。LNG 接收站根据来气气源的不 同，在国际原油 60 美元 / 桶、80 美元 / 桶、100 美 元 / 桶价格下，分别计算 ； 新建 LNG 储罐储存长 贸合同气进行调峰 ； 利用已建储罐储存长贸合同 气 ； 利用采购 LNG 现货进行调峰的调峰成本。 计算结果显示，总体上地下储气库的调峰成本 低于 LNG 调峰和气田产能调峰。在达到既定建设 投资和预期调峰工作气量的条件下，地下储气库调 峰成本为 0.54 1.27 元 / m3，加权平均调峰成本为 0.89 元 /m3。气田调峰平均为 1.65 元 / m3。LNG 调 峰成本与国际油价密切相关，新建储罐调峰成本为 1.49 2.00 元 / m3，LNG 长贸气利用现有设施调峰 成本为 0.88 1.37 元 / m3，LNG 现货调峰成本为 0.51 1.78 元 / m3。 通过对不同调峰方式功能及调峰成本进行比较， 得出以下结论 ： 1）地下储气库储气规模大、具有调峰和填谷的 双重作用，仍然是不可替代的天然气季节调峰和储 备方式。 2）在低油价形势下，LNG 现货调峰成本最低， 在市场可完全消化长贸合同天然气的前提下，可利 用国际市场上 LNG 现货进行临时调峰，但这种方式 受国际 LNG 现货市场价格波动和供求关系影响的风 险较大； 在目前国际气价水平低、供过于求的现状下， 仅从经济性上其调峰成本最低。 3）针对目前地下储气库建设滞后的问题，应充 分利用目前国际油价下跌的时机，在国际 LNG 价格 较低的环境下，在沿海地区发挥 LNG 接收站的调峰 作用。 3.3 中国储气调峰设施战略布局 针对目前我国资源与市场分离、储气调峰设施 分布不均等情况，以安全平稳供气为目标，以效益优 先为原则，应优化储气调峰方式，以地下储气库调峰 为主，LNG、气田调峰和管网调配作为补充，统筹 满足各地区调峰需求，实现天然气业务可持续发展。 东部沿海地区（环渤海地区、长三角地区、东 南沿海地区）应针对目前地下储气库建设滞后的问 题，充分利用目前国际油价下跌的时机，发挥已建 储罐的周转能力有效地弥补地下储气库调峰能力的 不足。近期采取地下储气库与 LNG 调峰并重，同时 加大有利建库目标的筛选及勘探，中远期调峰手段 逐渐转向以地下储气库为主，LNG 为辅（表 2） 。在 四大气区（塔里木、青海、西南、长庆）周边首先 应充分利用已建地下储气库进行调峰，当地下储气 库无法满足调峰需求时，可利用气田进行辅助调峰。 其他地区则应进一步寻找地下储气库建库目标，加 快地下储气库建设，以地下储气库调峰为主，管网 调配为辅。 4 结论 随着我国天然气市场的快速发展，天然气季节 调峰问题凸显，地下储气库在天然气供应链中的调 峰作用日益明显，而面对我国地下储气库建设缓慢， 调峰能力不足等问题，在国际油价下跌的大背景下， 分阶段、分区域灵活安排多种方式联合调峰，有利 于实现效益最大化，保障用气高峰期天然气供应。 1）在低油价下，LNG 现货调峰成本最低，针对 目前地下储气库建设滞后的问题，应充分利用目前 表2 中国天然气储气调峰方式布局安排表 区域省级行政区调峰方式 东部沿海地区 京、津、冀、鲁、辽、苏、浙、沪、闽、粤、桂、 琼、港 由储气库与 LNG 并重，逐渐转向以储气库为主， LNG 为辅 内陆地区 新、甘、青、藏、川、渝、云、贵、陕、宁 （四大气区范围内） 以储气库为主，气田调峰为辅 黑、吉、蒙、晋、豫、鄂、湘、赣、皖 （四大气区范围外） 以储气库为主，管网调配为辅 天 然 气 工 业 150 2016 年 8 月 国际油价下跌的时机，加快沿海 LNG 接收站的建设 进程。 2）鉴于我国东部地区有利库址少，调峰能力不 足的情况，应开展渤海湾地区、松辽盆地和南方地 区浅层水层建库库址普查与勘探，以及东部高渗透 油藏建库目标的筛选评价。 3）对目前正在开发或即将投入开发的、具备改 建地下储气库条件的气田，提前做好资源保护和建 库前准备工作，适当控制气田的开发速度，保护气 田资源，时机成熟时，及时改建为地下储气库。 4）地下储气库建设需要一定的周期，在现有天 然气市场供大于求的形势下以及三大天然气进口通 道输送能力饱和之前，尽快寻找有利库址，加快地 下储气库建设，平衡天然气用气低谷期，提高应急 储备和调峰能力。 5）积极推行天然气季节性差价、峰谷差价、可 中断气价等价格政策，出台调峰气价机制，充分利用 价格杠杆加强需求侧管理，引导用户削峰填谷，控 制季节性峰谷差 15-16。 参 考 文 献 1 王莉 , 庄建远 , 檀建超 . 对加快发展我国天然气供气调峰设施 的思考 J. 国际石油经济 , 2005, 13(6): 32-36. 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