中国天然气储气调峰方式研究

魏　欢　田　静　李　波　高永刚　王　影朱丽丽

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.

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:①地下建库地质条件复杂,建设速度缓慢;②LNG接收站调峰方式抗风险能力较弱;③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:①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;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;③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.

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

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.

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]

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 357X108m3,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.

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

截至2014年底,美国共有11座LNG接收站,气化能力达1 320X108m3,每年从美国各地的内陆LNG接收站输出约为13X108m3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 104X108m3,约占2015年欧洲4 374X108m3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450X108m3逐渐减少到270X108m3[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 600X108m3.

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50X108m3,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.

2.2.2LNG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680X108m3,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.

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;①新建LNG储罐储存长贸合同气进行调峰;②利用已建储罐储存长贸合同气;③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.

表2　中国天然气储气调峰方式布局安排表

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].

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(修改回稿日期 2016-07-04 编 辑 陈 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@petrochina.com.cn