中国国内管道、储气库、LNG接收站现状

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  我国天然气管道现状

  目前,我国陆上油气管道基本形成了连通海外、覆盖全国、横跨东西、纵横南北的全国性原油成品油和天然气管网供应格局,我国油气骨干管网保障体系基本形成,覆盖我国30多个省区市和特别行政区,近10亿人受益,在保障国家能源安全方面发挥了巨大作用。

  根据中国石油《2018年国内外油气行业发展报告》显示,目前我国天然气运输管道里程约为7.6万公里,与我国国土面积相比,管道密度仅为7.9米/平方公里。我国天然气资源分布不均,国内天然气大部分分布在西北、西南盆地,其中塔里木盆地、鄂尔多斯地区及四川地区天然气储量较大,而我国天然气消费地区主要集中在中东部,资源分布与消费的不匹配带来了天然气的运输需求,同时我国与俄罗斯加强了天然气贸易,与哈萨克斯坦等国共同开发油气资源,在天然气进口中对管道运输的需求在同步扩大。

  随着我国能源结构调整,对天然气的需求与消费扩大,天然气管道建设势必要加快,形成密度较高的天然气管网,满足生产运输需求,国家为推动管网建设出台了一系列政策,推动油气管网建设。2010年国家发改委就已经提出“管网独立”的设想,2014年《油气管网设施公开开放监管办法(试行)》的发布,为我国油气管道建设带来了新机遇。2017年《关于深化石油天然气体制改革的若干指导意见》中提出“管网独立,管输与销售分开”的指导意见。

  在《中长期油气管网规划》中,2020年末我国油气管道长度要达到16.9万公里,其中天然气管道长度要达到10.3万公里,2025年达到16.3万公里,而目前我国油气管道长度仅为12.23万公里,其中天然气管道长度约为7.6万公里,与国家目标差距较大。

  过去10年间,随着我国社会经济的快速发展和“一带一路”倡议的实施,我国骨干管网建设掀起新高潮。中国石油陆续建成投产了西气东输一线、二线、三线和陕京管道系统、中俄原油管道、中缅油气管道等一批重点工程,构建东北、西北、西南、海上四大油气战略通道,基本构成“西油东送、北油南运、西气东输、北气南下、缅气北上、海气登陆”的油气供应格局,油气骨干管网基本形成,总里程超10万公里。

  另外,天然气支线管网和城市管网的建设,使互联互通进一步升级。通过互联互通,现有的管道能力有效联通、整合,促进天然气资源调配更加高效、便利。目前,互联互通在国内还处于起步阶段。如果国内大部分县县管道能够联通,资源的串供和互保能力将十分惊人,必将对调峰起到至关重要的作用。

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  中国天然气储运发展状况

  管道建设稳步推进。2018年年底,中国天然气长输管道总里程近7.6万公里。鄂安沧输气管道一期、蒙西管道一期、中缅管道支干线楚雄至攀枝花天然气管道投产,加上中俄东线、潜江—韶关天然气管道已部分完工,估计全年建成跨省干线管道1540公里。此外,南川水江—涪陵白涛国家重点天然气管道工程开工建设,计划2019年10月投运,建成后将有利于涪陵页岩气外输。区域管网建设持续推进,广东天然气管网粤东、粤西、粤北三地6个主干管网项目动工,计划2020年底建成。

  LNG接收站加快投产。截至2018年年底,我国LNG接收站总接卸能力达6695万吨/年。我国在建LNG接收站7座,一期接收能力为1620万吨/年。另外,唐山、青岛、如东等LNG接收站开启扩建工程,投产后接收能力将显著提升。

  储气库工作气量显著提升,多储气库项目准备启动。2018年,我国已建储气库达容扩容稳步推进,国内第一座民营储气库——港华燃气金坛储气库一期投产,中国石油顾辛庄储气库投运,中国石化文23储气库初步完工。截至2018年年底,我国累计建成26座地下储气库,调峰能力达130亿立方米。

  天然气基础设施互联互通工程顺利推进。2018年2月,国家发改委发布《关于加快推进2018年天然气基础设施互联互通重点工程有关事项的通知》,部署了十大互联互通重点工程。截至2018年底,中国海油蒙西管道一期与天津管网、中国石油大港油田滨海分输站与中国石化天津LNG接收站、中缅管道与北海LNG接收站等互联互通工程已经完工投运。川气东送管道与西气东输一线联络线工程即将投产,新奥舟山LNG接收站外输管道与浙江省管网预计2019年建成。

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  LNG接收站现状

  LNG接收和储备是我国重要的调峰手段。国家在《天然气“十三五”发展规划》中提出,“逐步建立以地下储气库为主,气田调峰、CNG和LNG储备站为辅,可中断用户调峰为补充的综合性调峰系统”。中长期来看,地下储气库具有容量大、经济性好、不受气候影响、安全可靠等特点,是调节季节性峰谷的最有效方式。但是受到库址选择要求苛刻、建设周期较长、商业模式盈利困难等因素制约,地下储气库的建设及发展任重而道远,而利用LNG接收站进行调峰则是我国近几年来最重要的调峰手段。和地下储气库调峰相比,利用LNG进口调峰有着选址相对灵活、建设周期短、机动性高等特点,在我国地下储气库建设过程中起到了关键作用。

  接收站成为制约LNG进口的关键因素,近年来接收站建设提速,但是由于建设周期至少需要3年,短期内产能释放有限。2017年以来,江苏启东、广东揭阳、天津等接收站项目陆续投产。浙江舟山、广西防城港、江苏江阴及广东潮州等项目有序推进,已陆续投产;宁波二期、舟山二期、浙江温州、滨海等项目陆续开工。根据现在的在建及规划项目进度,预计到2020年年底,LNG接收产能有望达到8270万吨/年,较2017年年底增长46.63%。

  中信建投证券分析师认为,中国天然气需求保持高速增长,加大LNG进口是必然选择。需求方面,由于受能源结构升级和环保需求推动,《天然气发展“十三五”规划》提出2020年天然气消费占一次能源比例从2016年的6.3%提升到8%至10%,据此测算,2020年之前我国天然气消费量CAGR将保持15%左右。供给方面,国内天然气供给由国产气、进口管道气、进口LNG三部分组成,其中国产气、进口管道气供应量相对稳定,加大海外LNG进口是补充国内用气缺口的必然选择。未来国内天然气需求提升是大势所趋,整个行业将进入黄金发展时期,建议关注天然气全产业链,特别是LNG进口产业链相关的投资机会。

  10月18日至10月24日,国内LNG价格整体上涨,不过各个区域内呈现出涨跌互现的现象。北方工厂根据区域内供需情况调整报价,价格涨跌互现;华东主要以下跌为主;华南地区,黄冈10月20日开始停装,部分接收站上调报价。在北方地区正式开始大规模供暖之前,需求暂无强力支撑,预计以盘整弱势为主。

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  我国储气库现状

  历经近20年的发展,中国地下储气库的建设刷新了地层压力低、地层温度高、注采井深、工作压力高等4项世界纪录,解决了“注得进、存得住、采得出”等重大难题,建库成套技术达到了世界先进水平。虽然取得巨大进步,但是根据国际经验,地下储气库工作气量一般不能低于天然气总消费量10%的红线,而目前我国只有4%左右,储气能力存在巨大缺口,远不足以应对调峰保供的严峻挑战。另外,我国储气库刚刚进入快速发展初期,基础设施依然存在较大不足。

  根据中长期的规划,未来中国将形成以西部天然气战略储备为主、中部天然气调峰枢纽、东部消费市场区域调峰中心的储气库调峰格局。目前,以中国石油为建设主体,中国的储气库建设已经进入加速期。

  “到2030年如果我国天然气消费达5000亿立方米,则至少要500亿立方米以上的地下储气库的工作气量,我们现在只有100亿立方米,所以未来需要增加400亿立方米,这个工作量很大。”中国石油西南油气田分公司总经理马新华接受记者采访时表示,未来10年,将是储气库建设发展高峰期和战略机遇期,加速补齐天然气储存能力不足的短板,完善我国天然气产业链,大量建设储气库势在必行。

  事实上,加快我国储气调峰能力建设还任重道远。当前储气库建设面临诸多掣肘,比如,储气库投资、建设与运营主体尚未实现归口统一管理,协调环节多,职责相对分散,难以发挥整体优势;储气库相关政策支持、法规等尚未真正落地(如用地审批、调峰气价政策等),难以实现储气库业务可持续发展;天然气生产、运输、终端销售均有调峰责任义务,各方承担职责尚未落实到位,整个天然气产业有效联动机制尚待进一步理顺。

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