中国南方区域天然气产供储销系统优化探析——基于中国石油集团南方区域天然气产供储销现状

靳光辉，彭祥

( 中国石油天然气销售分公司南方事业部）

1 中国天然气产供储销系统亟需优化提升

中国向国际社会郑重承诺，力争2030年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和。近期，《中共中央 国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》明确提出，要加快构建清洁低碳安全高效能源体系[1]。绿色低碳发展成为市场上所有企业经营活动的风向标。天然气是当今世界公认的一种清洁低碳能源，其单位热值碳排放系数为石油的0.76倍、煤炭的0.59倍。有序平稳发展天然气产业是维护国家能源安全、促进国民经济快速健康发展、实现“双碳”目标的重要保障。

天然气产业链中的上游勘探开发、中游管道存储输送和下游销售利用共同形成了天然气产供储销系统。天然气产供储销系统建设是保障天然气长期稳定供应的基础和关键，加快天然气产供储销系统建设，是中国天然气工业当前的重点任务[2]。做好天然气产供储销系统建设工作，需要优化天然气资源、市场配置，加强储运设施配套建设，打通产供储销系统瓶颈，增强系统弹性和调运灵活性。近年来，天然气产销量快速增长，国家石油天然气管网集团有限公司（以下简称“国家管网集团”）成立，“全国一张网”基本成型，储气能力实现翻番，国家出台行业政策引导天然气市场公平、开放、绿色、低碳发展，中国逐步形成“X+1+X”的天然气市场格局，天然气产供储销系统建设稳步推进。

在当前能源结构调整、绿色低碳转型形势下，中国天然气产供储销系统亟需优化提升，提高整个系统的运转效率，促进天然气产业的高质量发展。本文以中国石油天然气集团有限公司（简称中国石油）南方区域天然气产供储销系统优化为例，分析探讨天然气产供储销系统优化问题。这里所指的南方区域是指中国南方的9省区，即云南、贵州、广西、湖南、湖北、江西、广东、福建和海南。

2 南方区域内天然气产业发展现状

2.1 区域内天然气供应现状

中国南方地区经济较为活跃，其能源需求也较大。从天然气供应来看，区域内多气源供应、多公司竞争的格局已基本形成。根据南方9省区2020年统计年鉴，南方区域天然气供应主体涉及5家以上企业，天然气供应总量接近550亿立方米。中国三大石油公司是南方区域内天然气资源供应主体，3家公司供应量之和占区域总量的90%以上。从各家公司在区域资源供应的占比来看，中国海油约占区域总量的一半，为南方区域最大的供应商；中国石油约占30%，在南方区域排名第二；中国石化占比约为20%。从中国石油在各省资源供应占比来看，在云南、湖南、湖北优势明显，占比均在70%以上；在贵州和广西占比均为50%左右；在广东、福建、海南处于劣势，占比均低于20%。

中国石油南方区域内供气资源类型主要以管道气为主，以气田气、液化天然气（LNG）资源为辅。据统计，2020年中国石油南方区域天然气供应总量约为200亿立方米，在过去5年，天然气供应量持续增长，年均增长率接近20%。中国石油南方区域陆上8省天然气供应资源包括管道气、气田气和海上LNG，其中占比最大的是管道气；海南省省内管道未与大陆管网联通，天然气资源供应主要为海上LNG。

2.2 区域内天然气消费现状

南方区域经济发达，天然气消费需求旺盛，消费量巨大。近几年，南方区域天然气消费量逐年增长，占全国消费总量的比重不断加大。据南方9省区2020年统计年鉴及《中国天然气发展报告（2020年）》数据，2019年全国天然气消费量为3067亿立方米，过去5年平均增速为10.6%；南方区域9省区消费量超过全国总消费量的16%，增速超过全国平均增速3个百分点。

南方区域内天然气消费特点是各省消费不均衡。区域内天然气消费最大的省份是广东，其消费量约占南方区域总量的50%；第二梯队是湖北、福建、海南，占比分别为12.5%、9.8%和9.0%；第三梯队是湖南、江西、广西，占比分别为7.1%、4.5%和4.3%；消费量最少的是云南、贵州，占比分别为3.5%和3.0%。

南方区域内天然气消费结构总体呈现城市燃气、工业用气、发电用气“三足鼎立”局面，三者天然气消费量约占区域消费总量的90%；天然气消费较少的是化工用气和交通用气，占比分别约为10%和1%。从分省情况看，区域内各省天然气消费结构各有特点。其中，广东发电用气占消费总量的50%；海南表现为单一行业，主要是化工用气；湖南呈现城市燃气、工业用气“6∶4”结构；广西、江西与湖南相反，呈现城市燃气、工业用气“4∶6”结构；湖北、贵州城市燃气和工业燃料用气平分秋色；云南以化工用气、城市燃气、工业用气为主，其中化工用气约占50%；福建以工业用气、城市燃气、发电用气为主，其中工业用气约占50%。

2.3 区域内天然气储运设施现状

据国家管网集团网站公开信息，南方区域内天然气干线管道已建15条，合计里程为7460千米，设计分输能力总计1107亿立方米/年；支干线管道已建8条，合计里程为2296千米。其中，主要干线管道为中缅线、中贵线、西气东输二线、西气东输三线东段、忠武线、川气东送和新粤浙线，主要支干线管道为西气东输二线南宁支干线、西气东输二线上海支干线、西气东输二线广南支干线和西气东输三线闽粤支干线（见图1）。

图1 南方区域主要天然气管道干线、支干线走向示意

南方区域内已建支线管道218条，合计里程达11228千米，其中湖南省内支线76条，数量最多、密度最大，海南省没有支线，但有环岛管线。南方区域内已建成运营的LNG接收站中与中国石油有业务往来的主要有6座，分别为北海LNG接收站、防城港LNG接收站、珠海LNG接收站、迭福LNG接收站、粤东LNG接收站和洋浦LNG接收站。这6座LNG接收站接卸规模为1990万吨/年，占全国的35%。海口建有LNG储备库1座，规模为30万吨/年。中国石油在南方区域内自有两座LNG加工厂，分别为黄冈LNG工厂和肇庆LNG工厂。

南方区域现有储运设施的天然气供应能力按376亿～426亿立方米估算，其中西气东输二线南下200亿～250亿立方米，中缅、中贵线东进150亿立方米，忠武线为26亿立方米。

3 南方区域内天然气产供储销系统分析

3.1 天然气供应能力和需求

据预测，未来5年，在南方区域中国石油的天然气资源主要来自6个方向，分别为西气东输二线、中贵线、忠武线、中缅线、页岩气外输管道和海上LNG，其中海上LNG主要来自深圳的LNG接收站、揭阳LNG接收站、茂名LNG接收站和福建LNG接收站。2025年，中国石油南方区域内天然气批发业务销售量将在2021年的基础上实现翻番，有望达到450亿立方米，年均增速为18%，年均增量约为55亿立方米，市场占有率约在60%以上。销售结构与2019年相比有所变化，但仍以城市燃气、发电用气、工业用气为主，三者占比分别为62%、23%和12%。从中国石油在各省的销售结构来看，福建省呈现城市燃气、工业用气“4∶6”结构；广东省呈现城市燃气、发电用气“4∶6”结构；湖南、湖北、江西、广西、贵州、云南主要以城市燃气为主，城市燃气消费占比在70%以上，其中江西、云南超过90%。2025年，中国石油南方区域天然气终端零售量将在2021年基础上约翻两番，年均增速为30%，年均增量为38亿立方米，终端零售量中的城市燃气销量预计约为150亿立方米。终端用气结构表现为，终端销售仍以城市燃气为主，占比在60%以上，年均增速为30%；其次是支线业务，占比在20%以上，年均增速为36%。

3.2 区域内调峰能力需求

预计到2025年，南方区域中国石油天然气批发销售量和终端销售量之和接近600亿立方米。国务院《关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》要求，城镇燃气企业到2020年形成不低于其年用气量5%的储气能力[3]。依据该文件对天然气销售企业储气能力的规定，经计算，2025年中国石油在南方区域应具备约30亿立方米的储气能力，其中批发业务储气能力约为22.5亿立方米，城市燃气业务储气能力约为7.5亿立方米。

3.3 区域管网新增能力

预计未来5年，区域内管网建设项目中规模较大的是国家管网集团拟建的工程项目，主要管道项目包括页岩气外输管道（设计规模200亿立方米/年）、新粤浙管道潜江－韶关段（设计规模200亿立方米/年）和新粤浙管道广西支干线项目。国家管网集团LNG接收站项目主要包括深圳迭福北LNG接收站（规模300万吨/年）和漳州LNG接收站（规模300万吨/年）。

3.4 区域管道系统供需平衡分析

管道系统供需平衡分析，是研究管道系统天然气供应能力和天然气销售业务对管道系统需求的匹配关系，通过计算二者数据之差得到管道系统供需差异结果，从而掌握管道系统供需平衡状态。若管道系统供应能力小于天然气业务对管道系统的需求，则通常需要增加管道系统基础设施以提高管道供应能力；反之，则需要加快天然业务市场开发工作以增加管道系统的负荷，提高管道系统的利用率。

3.4.1 干线管道系统平衡分析

考虑到管道系统供需平衡分析需要在全国范围内进行平衡，故本文采用管道能力结合调峰系数的简化研究。据预测，2025年，中国石油在南方8省区（不包括海南省）的批发销售量约为450亿立方米，考虑高月平均日用气系数1.1，管网能力需求为495亿立方米。目前已建管道供应能力按376亿～426亿立方米计算，则2025年供应能力缺口为69亿～119亿立方米。对此，应提高南方区域干线管道系统的供应能力，补足区域管道系统在2025年可能出现的输气能力缺口，推动建成页岩气外输管道项目和国家管网集团互联互通工程项目。

3.4.2 支线管道供需平衡分析

在南方区域9省区中，湖北、云南、贵州、广西、湖南、江西6个省区有支线，广东、福建、海南3省没有支线。下面以忠武管道武汉－黄石支线（简称黄石支线）为例进行供需平衡分析。

黄石支线主要是向鄂州安泰、黄冈赛洛、黄石昆仑和大冶华润4家公司供应天然气，其中大冶华润公司为双气源，部分气量由川气东送管道供应。2020年，除大冶华润外，黄石支线向其他3家公司供应天然气5.7亿立方米，高月日均供应量为197.4万立方米，已超出黄石支线设计输送能力5亿立方米/年（见表1）。

表1 2020年黄石支线主要用户天然气需求

据预测，2021年黄石支线天然气需求量约为6亿立方米，高月日均需求量约为211万立方米；2025年需求量约为6.73亿立方米，高月日均需求量约为233万立方米，高月供气能力约为225万立方米/日。未来数年黄石支线处于超负荷运行状态（见表2）。黄石支线现在已近满负荷运行，考虑到未来5年及2030年天然气需求量的预测规模，亟需对该支线进行扩大管输能力的改造。

按照黄石支线系统供需平衡分析方法，分别对南方区域内有支线的6个省份进行系统分析。在南方区域内，为提高管道供气能力需实施的管道支线项目共有8个，其中黄石支线等国家管网集团建设项目2个，马村LNG储备库外输管道等自建项目6个。

3.4.3 站场分输能力、用户开口需求及储气调峰能力分析

对现有站场分输能力进行全面排查，通过对站场分输气量与天然气销售量进行比对，找出分输能力不能满足当地天然气销售业务对分输工作需求的站场。经排查，需进行站场分输扩能改造的站场共有6座。

随着市场开发工作不断推进，新增用户开口需求不断增加。经统计，需推动国家管网集团开口改造项目12项，涉及改造的站场（阀室）主要为川气东送二线在黄石的站场等12个站场（阀室）。

依据前文区域调峰能力计算结果，2025年，中国石油在南方区域需具备约30亿立方米的储气调峰能力。为此，需开展黄冈LNG工厂二期扩建等2个项目的可行性论证。

4 区域系统优化措施

通过梳理中国石油南方区域天然气产供储销系统现状，对南方区域9省区天然气产供储销系统适应性进行研究，分析找出区域内天然气产供储销系统瓶颈。当前影响中国石油南方区域天然气产供储销系统有效运转的因素分别为：管道输送能力不足、站场分输能力不足、缺少支干线供气开口、储气调峰能力不足以及区域内资源统筹不够，需采取以下3个方面的具体措施，以缓解、消除系统瓶颈问题，促进产供储销系统高效运转。

一是强化自有设施配套建设。开展区域内自有储运设施建设项目8项，其中，都凯支线项目等管道项目3项，川气东送太子门站项目等站场项目3项，黄冈LNG工厂二期扩建等建设项目2项。

二是推动管网企业工程建设。积极推动国家管网集团管道及站场工程项目22项。其中广西崇左支线工程等管道项目4项，玉溪输气站升压扩能改造等分输站场改扩建项目6项，川气东送二线在黄石开口等开口项目12项。

三是加强资源统筹调配管理。在供气管理方面，优化合同管理工作，灵活订立合同条款，与下游工业用户商定可调整的合同用气量，提高合同条款执行的弹性，缓解用气高峰时天然气资源不足问题，在冬供等特殊情况下，最大限度保障民生用气需求，履行好中央企业的社会责任。

5 结论和建议

天然气行业要立足“双碳”目标和经济社会新形势，统筹发展和安全，不断完善产供储销体系，满足经济社会发展对清洁能源增量需求，推动天然气对传统高碳化石能源存量替代，构建现代能源体系下天然气与新能源融合发展新格局[4]。完善产供储销系统应当不断加强系统管理，做好对系统的动态跟踪，持续推进系统优化建设，推动系统优化目标分解落地。在系统优化过程中，要坚持以效益为发展中心，充分发挥企业一体协同优势，积极协调中间管网企业形成联动，消除系统瓶颈和障碍，使系统高效运转，推动天然气业务高质量发展。持续完善优化南方区域天然气产供储销系统的建议如下。

一是建立多气源、多方向的天然气供应系统。南方区域天然气资源主要依靠西气东输一线、西气东输二线、中缅线等管道输送的进口气，对外依存度高，安全保供难度大。因此，应统筹规划区域内外各种气源，远近兼顾，陆海结合，建立中亚气、新疆、长庆、西南油气田、云南页岩气、缅甸气和海上LNG等多气源供应模式，多方力量共同发力，多种气源互相补充。推动区域天然气干线管道互联互通，打通各种天然气资源来源地的输送通道，形成以西气东输一线、西气东输二线、西气东输三线东段、中缅线、中贵线、忠武线、川气东送和新粤浙线等天然气干线管道为主轴，省内各支干线、支线为支撑，构建覆盖地区更广的天然气供应系统。

二是加强天然气销售公司与管网企业的业务合作。天然气销售公司应与各管网企业建立长效沟通机制，持续跟踪区域内已建储运设施公平开放信息、储运设施项目规划及实施进展，滚动调整产供储销系统适应性研究成果，将其纳入区域天然气业务发展规划，促进区域内主要管道的互联互通，协同管网企业推动重要储运设施建设。

三是建立区域内储气设施统建共享机制。南方各省地处长江以南，全年大气温度较高，用气峰谷差较小，调峰压力较低。但是，对照国家对城镇燃气企业到2020年形成不低于其年用气量5%的储气能力的要求，区域内各省均存在现有城市燃气储气能力不足的问题。若每个省都自建储气设施，存在项目建设投资大、收益低、盈利难、选址难等问题，项目可行性较低。对此，可行的解决方案包括：一是在区域内综合平衡，统一规划、设计、建设储气调峰设施，项目建成后，区域内各省共享该储气设施提供的储气调峰服务。二是利用现有设施解决储气调峰需求。推动区域内LNG储气设施项目的建设，提高这些储气设施的储存能力，向区域内各省提供储气调峰服务。通过共享储气调峰设施，有效解决区域天然气批发和终端业务储气能力不足的问题。这些储气设施的富余能力也可向区域外部市场输出，以摊薄项目建设及运营的成本，促进储气设施有效益、可持续、健康发展。

四是统筹区域内资源调配。南方沿海省份地处国内管网的末端，不仅天然气管输成本很高，而且资源经常难以保障；中部、西南部资源有限，省内资源调配弹性小。要发挥区域产供储销系统统筹的优势，充分利用沿海地区分布的大型LNG接收站、内地LNG加工厂，系统平衡区域内天然气资源，统筹做好区域内资源调配，发挥各类资源优势和串换作用，优化气源输送路径，实现沿海LNG、管道气等资源在区域内的系统调配。在解决不同地区、不同时段供气瓶颈的同时，实现区域系统整体的降本增效，提高天然气市场的竞争力。