哈萨克斯坦首都气化方案的输气管道规划

哈萨克斯坦首都气化方案的输气管道规划

2018年3月5日，哈萨克斯坦总统纳萨尔巴耶夫在议会会议上发表了一份关于总统的演讲，并提出了五项总统建议。其中第五项倡议要求继续推进“气化1阿什塔纳天然气项目实施背景1.1哈萨克斯坦的气化方案哈国天然气管道以过境运输为主,主要位于西部油气区(例如中亚-中央管道)和南部的天然气过境管廊(例如中哈天然气管道A、B、C线),已气化的地区主要位于西部、南部和北部的科斯塔奈州。中、北、东部的大部分州气化程度规模不大。2014年哈国政府批准《2015-2030年哈国天然气气化总体规划》和《哈国2030年天然气领域发展构想》,对新首都阿斯塔纳的气化予以高度的关注。根据“总体规划”,哈国的总体气化水平要从2018年1月1日的47.4%(见图2)提高到2030年的56%。2017年哈萨克斯坦新增气化居民点20个,惠及人口超过8.5万人,至2018年1月1日总计气化居民点为1320个,规划到2030年要达到1600个。哈萨克斯坦天然气消费量2017年为138亿立方米,到2030年要达到180亿立方米。阿斯塔纳位于哈国中北部的哈萨克大草原,孤悬于西部(中亚中央、布哈拉-乌拉尔、哈国南线天然气管道)和南部(中哈天然气管道、BGR-TBA天然气管道)的天然气管道系统之外。哈国在制定首都气化方案时必须与输气管道沿途各州的气化予以通盘考虑和规划。在哈萨克斯坦天然气管网中,中哈共同出资的于2017年5月达到设计输气能力的南线天然气管道连通了哈国境内全部共3条主要干线管道(中亚中央、布哈拉-乌拉尔、BGR-TBA)及中哈天然气管道,实现哈国西部及环里海气源通畅出口中国,打破哈国天然气单一外输方向的局面,也为气化首都及中部和北方各州提供了技术条件。1.2哈国总统指示计划限制西部-北方-中部干警天然气管道方案哈政府最初设计了三种气化阿斯塔纳的方案:一是建设西部-北方-中部天然气管道及扩大与俄罗斯的“串气”2013年1月23日,哈国总统指示研究能够与俄罗斯扩大“串气”业务的西部-北方-中部干线天然气管道方案,该管道的可行性研究和初步设计共耗费了50亿坚戈,但出于资金及国家能源安全的考虑,放弃了该方案。在卡拉干达煤矿进行煤层气开发,利用煤层气气化阿斯塔纳的方案还处于实验阶段,目前没有明确的项目实施时间表,没有可操作性。2阿斯塔纳气体项目进展2.1方案1:阿拉尔斯克-阿斯塔纳-普通6年的下气点线路2017年3月初,哈萨克天然气运输公司(KTG)与委托单位联合体完成了萨雷阿尔卡天然气管道一期工程可行性研究报告并报国家审批委员会。3月30日项目可行性研究报告获批。10月30日哈国天然气运输公司与联合体签订了编制项目一期工程初步设计的合同。可行性研究报告提出,萨雷阿尔卡天然气管道项目的基本任务和目标为:1)全面落实哈国天然气气化总体规划关于“建立统一的天然气运输系统”的要求;2)用本国资源保障国内市场对天然气的需求;3)在最大程度地利用在运的南线天然气管道和布哈拉-乌拉尔天然气管道;4)分期建设萨雷阿尔卡天然气管道,逐步增加管道输气能力,在哈国统一天然气管道框架内实现气化阿斯塔纳、中部和北部地区。可行性研究报告提供了三种天然气管道建设方案(见图3)。方案1.1:南线天然气管道上的卡拉奥杰克-阿斯塔纳-科克舍套-彼得罗巴甫罗夫斯克,远期可建通往科斯塔奈和巴甫洛达尔的支线管道。方案1.2:南线天然气管道上的阿拉尔斯克-阿斯塔纳-科克舍套-彼得罗巴甫罗夫斯克,远期可建通往科斯塔奈和巴甫洛达尔的支线管道。方案2:起点在南线天然气管道上的阿拉尔斯克,经过阿克纠宾州、科斯塔奈州,进入阿莫拉州后分为两个方向,一个是向南气化首都阿斯塔纳以及卡拉干达,另一个是向北气化科克舍套-彼得罗巴甫罗夫斯克。可行性研究报告推荐了方案1.2,但国家审批委员会最终批准了方案1.1。因为方案对比结果表明,方案1.1可以最大程度利用现有管道线路和天然气资源,按照该方案,萨雷阿尔卡天然气管道将分4个阶段建设和投资(见图4),各阶段的投资效益将分阶段系统评估。总体上,该方案具有投资额最小、融资指标正面的特点。方案1.2的缺点是工程总体使用钢材多,前期投资大。项目一期(2017-2020年)建设卡拉奥杰克-杰兹卡兹甘-卡拉干达-铁米尔套-阿斯塔纳天然气管道(见图5)。管道长1081千米,管径820毫米,压力9.81兆帕(管道0公里进气口压力),工程造价为2673亿坚戈,预计2018年7月举行第一道焊口焊接典礼。2019年,管道主体及向阿斯塔纳1、2号分输站的下气点支线完工。2019-2020年,管线配套设施及向杰兹卡兹甘分输站、卡拉干达分输站、铁米尔套分输站的支线完工。一期工程将气化171个居民点,270万人口。估计在首都1、2、3号热电站进行煤改气后,碳排放将降低70%~90%。项目二期(2022-2023年)建设阿斯塔纳-科克舍套天然气管道线路、管线配套设施以及通往科克舍套分输站的下气支线。管道长276千米,管径630毫米,任务是气化阿莫拉州,包括科克舍套和休钦斯克-波罗夫斯克疗养区。建设预算为482亿坚戈。项目三期(2024-2025年)建设科克舍套-彼得罗巴甫罗夫斯克段天然气管道、管线配套设施及通往彼得罗巴甫罗夫斯克的分输站下气支线,管长177千米,管径426毫米,将基本气化北哈萨克斯坦州。建设预算为189亿坚戈。项目四期(2028-2031年)预计2028-2029年建设铁米尔套压气站,2030-2031年建设杰兹卡兹甘压气站,这两座压气站建成后可以将管道输气能力从每年25亿立方米提高到30亿立方米,交钥匙工程预算约为355亿坚戈。项目工程总预算投资为3699亿坚戈,总管长1534千米。如果输气量达到每年70亿~80亿立方米,可以正常收回成本并盈利;如果设计输气能力为每年25亿~30亿立方米,则效益堪忧。这也是哈国要实施全国统一天然气价格,保障这条管道建设和正常运营的原因。2017年11月哈国总理巴克特然·萨金塔耶夫在回答国会议员提问时指出,3699亿坚戈仅为干线管道造价,城市的配套管网设施和接入设施还得再花费6700亿坚戈,投资来源目前还是未知数。2.2天然气管道正式产出2017年5月24日,在哈国南线天然气管道944千米处的卡拉奥杰克压气站(见图6)正式投产,南线天然气管道自此具备了年输气100亿立方米的能力。该压气站也为气化阿斯塔纳项目提供了基本条件,依靠卡拉奥杰克压气站提供的压力,可以将天然气输送到首都阿斯塔纳。卡拉奥杰克压气站的建成,成为推进项目实施的加速器。2.3从哈国南天然气管道到a、b线管道由于建设萨雷阿尔卡天然气管道,哈萨克斯坦将形成全国统一调配的天然气管网,使得哈萨克斯坦天然气以及未来俄罗斯天然气过境哈国大规模出口中国成为可能。哈方认为,扩容南线天然气管道和中哈天然气管道输气能力的条件已经成熟。2018年1月,哈国天然气运输公司在其网站宣布,计划通过扩容南线天然气管道和中哈天然气管道A、B线输气能力,每年向中国出口100亿立方米天然气,目前正在与中国就相关事宜和协议条款进行谈判。中哈天然气管道一期A、B、C线3条天然气管道中,A、B线现有设计输气能力为每年300亿立方米,C线设计输气能力为每年250亿立方米。气源此前主要来自土库曼斯坦和乌兹别克斯坦,2017年10月C线开始接收哈国南线输送的哈萨克斯坦天然气。A、B线扩容后哈萨克斯坦天然气也可由南线接入A、B线输往中国。哈国南线又称中哈天然气管道二期工程,目前年输气能力为100亿立方米,气源产自哈国的卡拉恰甘纳克、田吉兹、卡沙甘、扎纳诺儿、乌里赫套等油气田,经由中亚中央天然气管道和布哈拉-乌拉尔管道。未来,萨雷阿尔卡天然气管道肯定将分流哈南线卡拉奥杰克压气站下游管道输量。根据萨雷阿尔卡天然气管道工期,2019年天然气将从哈南线天然气管道卡拉奥杰克压气站输送到阿斯塔纳,届时阿斯塔纳的最大接气量为每年11亿立方米,其中5亿立方米为居民用气,6亿立方米为2020年后1、2、3号发电站改造后用气;2025年后,管道设计输气能力增加到每年25亿立方米;2028-2029年,建设铁米尔套压气站,2030-2031年建设杰兹卡兹甘压气站,管道年输气能力将提高到30亿立方米。2018年初,应哈方的请求,BSGP合资公司(哈国南线天然气管道项目公司)已启动扩容可行性研究工作。计划请哈国设计院KING和中国管道设计院CPPE进行联合可行性研究,研究通过加建3座压气站及对巴佐依压气站和阿克布拉克计量站进行改造,将哈国南线管道年输气能力扩大到150亿立方米的可行性。同时,通过建设3座压气站将中哈天然气管道A、B线年输气能力扩大到400亿立方米,以期达到每年出口至中国100亿立方米哈萨克斯坦天然气的目的。目前,扩容的气源保障是各方最为关注的问题。3天然气管道的体积分析3.1哈萨克斯坦天然气生产现状哈国天然气储量的世界排名是第22位,在独联体国家排名第3,位居俄罗斯和土库曼斯坦之后。据哈国国家资源委员会数据,天然气已探明可开采储量3.9万亿立方米,其中2.6万亿立方米为伴生气、1.3万亿立方米为气顶气(游离气)。天然气探明储量98%集中在哈西部地区,超过87%集中在大型气田(卡沙甘31%,田吉兹15%,扎纳诺尔3%)和油气田(卡拉恰甘纳克35%,依玛舍夫斯克3%)。这些资源开采深度超过5000米,成分复杂(甲烷含量相对较少,硫化氢含量高)。哈国目前生产的天然气主要来自几个大型气田,其中卡拉恰甘纳克气田生产的天然气占49%,田吉兹气田占31%,卡沙甘气田占14%。哈萨克斯坦天然气大部分是石油伴生气,开采出的天然气40%以上需要在油气田回注,2%左右通过火炬燃烧,可以投入国内市场和出口的天然气占总开采量的50%左右。2016年,哈国生产天然气467亿立方米,其中卡拉恰甘纳克油气田开采公司生产了176亿立方米,田吉兹油气田开采公司生产了150亿立方米,两家公司产量占哈国天然气总开采量的70%。2016年商品天然气和湿气总产量为285亿立方米。2017年因卡沙甘油气田投入商业开采,哈国天然气大幅增产,产量达529亿立方米,生产商品天然气和湿气315.87亿立方米,液化气290万吨。其中,卡沙甘油气田生产31亿立方米,由于开采过程中遇到复杂地质条件,没能实现56亿立方米的计划产量。2018年哈萨克斯坦计划开采534亿立方米天然气,300万吨液化气和319亿立方米商品气。从上半年生产情况看,2018年很有可能超额完成年度天然气开采计划。如果未来哈国没有新的大型气田开发,天然气生产基本应保持平稳。如果未来扩大田吉兹油气田石油生产,反而会因回注量增加导致商品天然气产量下降。2017年,哈国国内市场天然气消费量为137.87亿立方米,出口量为178亿立方米。2018年上半年出口天然气107亿立方米,比上年同期大幅增加35.4%;生产液化气150万吨,比上年同期增长4.8%,出口大幅增加的原因之一是卡沙甘油气田的增产。3.2“环保型策略”下天然气开采速度2014年,《哈国2030年天然气领域发展构想》制定了三种策略:“经济型策略”“加速型策略”和“实用型策略”,描绘了至2050年的天然气发展前景(见图7)。“经济型策略”(保守型):遵循控制石油和天然气开采原则,按每10年增加50亿~100亿立方米天然气开采量控制,2030年实现天然气年开采量513亿立方米,2050年实现660亿立方米。“加速型策略”(激进型):最大限度增加天然气开采量,2030年开采量接近1000亿立方米。该策略会加快哈萨克斯坦资源枯竭速度,商品天然气的产量还取决于石油开采中的伴生气回注。“实用型策略”(折衷型):控制油气田资源枯竭速度,加快天然气开采,同时提高向含油层回注天然气的比例。到2030年天然气开采量增加到598亿立方米,商品天然气保持在210亿~250亿立方米。目前,哈国天然气开采和利用速度基本采取“实用型策略”。2025年,哈国将开采610亿立方米天然气(比2017年实际增加81亿立方米),但届时商品天然气和湿气产量将只有222亿立方米(比2017年实际减少93.87亿方立方米)(见图8)。预测2035年后,商品天然气生产会逐年增加,但该预测建立在哈国不断增加天然气探明储量的基础之上,并无十分把握。哈国目前天然气开采量的90%为石油伴生气,为维持开采地层结构稳定和保证石油稳产,需要将约1/3的伴生气回注以维持采油层压力,另有15%左右的天然气为油田工艺用气、油田发电及包括火炬燃烧等消耗,约55%的天然气可转化为商品气。随着哈国一些主要油田即将或已经进入衰竭期,为维持石油产量和延缓油田衰竭,需要加大伴生气回注量,这会在一定程度上影响商品气的产量。参见图8实用型开采策略下总开采天然气量、回注气和自耗气、商品气之间的关系,基于《哈国2030年天然气领域发展构想》的这个实用型策略下天然气开采平衡表的预测,以及2030年前哈国国内天然气市场消费较快增长的判断,2030年哈国可用于出口的天然气可能不会超过29亿立方米(见图9)。这意味着哈国出口的商品天然气在此前后将无法支撑南线天然气管道和中哈天然气管道A、B线扩容后增加的输气能力。3.3哈萨克斯坦油气资源开发现状2016年,哈国天然气出口平均价格为50美元/千立方米,2017年平均价格为59美元/千立方米哈国的天然气出口受到内陆国地理位置限制,出口方向上过去以俄罗斯方向为主。近年由于中哈管道和南线天然气管道的建设,哈国在天然气出口方向有了更多的选择(见表1)。由于俄罗斯大力开发西伯利亚气田,同时由于哈国认为出口至俄罗斯的价格偏低,哈萨克斯坦出口至俄罗斯的天然气有所减少,这也是哈国急于扩大对中国出口哈萨克斯坦天然气的原因之一。但是,天然气产量占哈国75%以上的卡拉恰甘纳克、田吉兹、卡沙甘等主要油气田属于独资或合资气田(见表2),这些油气田所生产的商品天然气并不直接由哈萨克斯坦国家石油天然气公司(KMG)和哈萨克天然气运输公司掌握,而是按协议分成。政府无权直接决定这些合资公司哈国产品分成比例以外天然气的销售方向。改变哈国天然气出口方向的决定性因素是出口价格。理论上因价格导向,除了“串气业务”出口的湿气,哈国出口的天然气都可以由哈国天然气运输公司购买后转输中国,哈方提出每年向中国出口100亿立方米天然气并非毫无可能性,关键是哈方预期的天然气交割价格是否能被中国市场接受。3.4大力推进“一票制”管输费标准2016年哈萨克斯坦进口天然气价格为49.5美元/千立方米,2017年天然气进口价格为58.9美元/千立方米,其中进口俄罗斯天然气占60%,乌兹别克斯坦天然气占30%,土库曼斯坦天然气占10%。进口天然气主要是为了减少输气成本,开展哈国边界地区各州的“串气业务”2016年3月1日,哈国反垄断委员会批准的南线天然气管道在2015-2019年度实行全线“一票制”管输收费标准,即无论天然气通过南线运输距离长短,一律按照每千立方米18071坚戈收取管输费。按照当时汇率约合60美元,目前约合52美元。管输费标准之所以较高,主要是因为管道建设和运营初期天然气管输量较低,为保证管道还贷能力而做出的选择。2019年以后,随着哈国气化首都项目萨雷阿尔卡天然气管道一期工程投入运营,哈国南线天然气管道输气量逐年增加,届时估计哈国将对南线管输费模型作出调整,有可能在一定幅度上降低管输费,为俄罗斯天然气通过南线输往中国创造条件。4天然气通过中哈天然气管道和天然气的衔接方式经济合作探索萨雷阿尔卡天然气管道的建设将会增加哈国南线天然气管道上游的输气量,分流管道下游的输气量,近期影响的规模是每年5亿~11亿立方米,远期是每年25亿~30亿立方米。哈