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冬供形势分析及政策建议
  新闻来源:石油商报 2019-01-10 10:29  

  每年到了采暖季,保供都是一个绕不开的话题,为此,石油商报记者专访了天然气行业专家、国家发展和改革委员会价格监测中心的刘满平研究员,请刘教授为我们答疑解惑。

  石油商报:2017年冬季由于“煤改气”等原因,我国出现了天然气供应紧张的情况,您对2018年冬季保供形势怎么看?

  刘满平:总体来说,我国天然气保供的难度在不断增加。我国天然气产业存在五大特点,区域供需不平衡,京津冀、江浙沪、东南沿海地区存在较大的天然气需求缺口;季节性需求差别大,年度天然气消费高峰一般出现在12月,使得常规的调峰保供措施不足以弥补冬季的缺口;用气结构差别较大,城市燃气和天然气发电在冬季的不均匀系数远超天然气消费淡季;区域调峰需求不同,环渤海区域在冬季的天然气消费增长则来自集中供暖和“煤改气”带来的天然气直接消费的增长;对管网等基础设施的高度依赖。此外,我国天然气需求快速增长,供需存在一定的缺口。

  2018年冬季保供有以下几个特点:重视程度前所未有;保供时间提前;保供力度前所未有;保供措施多样化;保供协调性增强。

  2018年供需形势判断是紧平衡,不会出现大规模气荒。截至10月,已落实天然气市场可供资源量2635亿立方米,比2017年实际供应量增加249亿立方米;主要供气企业已经基本完成储气库注气计划;气源串换、管网互联互通工作取得积极进展;南气北上新增供气能力大幅提升,达到3000万立方米/日;冬季保供预案准备充分,政府、企业之间协调性增加;需求侧管理得到加强:价格调整;将用户分等级,关键时刻按层级压减供应;签订合同等。

  石油商报:2017年冬供,“三桶油”为冬供做了很大的贡献,据您了解,2018年我国三大石油企业有哪些保供措施?

  刘满平:冬供的具体措施还要从增产、增供、增储、互联互通四个方面来说,三大石油公司为此都付出了很大的努力。

  中国石油,在增产方面,长庆、塔里木、西南和青海四大主力气区天然气产量计划均创历史新高;在增供方面,调集全球气源保供,充分考虑中亚管道气可能发生的风险,提前做好应急预案,此外加大LNG采购力度以及LNG接收站满负荷运转;在增储方面,储气库注气量同比增幅达23.8%;在互联互通增输上量方面,西气东输中卫站互联互通工程实现向西三线中靖联络线调气6000万立方米/日,西部管道日输气量将突破2亿立方米,西南管道公司优化调整中缅、中贵管道流向,与中国石化页岩气输气管道“华南线”在川渝地区首次实现互联互通,中缅天然气管道接收中国石化广西管道天然气,开展的“南气北送”,与中国海油互联互通。

  中国石化,在增加供应方面,截至10月6日,涪陵页岩气田累计产量突破200亿立方米,日产气量可满足3200多万户家庭生活用气需求;西北油田大涝坝气田日均生产工业气量已由230万立方米提升至300万立方米左右;投产仅半年的天津LNG接收站外输气量已成功突破10亿立方米。8月日均外输量已达1500万立方米,日计划完成率100%;中国石化华北天然气销售中心在应急期间可增加城市燃气公司资源供应量150万立方米/日。

  中国海油,提前落实保供所需的LNG资源,2018年至2019年采暖季计划供应天然气246亿立方米,同比增加20%,其中计划向北方七省市供应天然气61亿立方米,同比增加63.5%;10月12日16万立方米大型LNG储罐在中国海油天津LNG接收站竣工投产,使天津的天然气储存能力提升近80%;同时,依托天津LNG接收站,租赁一艘可储存17万立方米LNG的FSRU,为华北地区增加1400万立方米/日的供气能力。中国海油还租赁两艘LNG船舶在天津外海漂航待命,预计可增加约2亿立方米天然气储备量。

  联手开展互保互供方面,目前中国石化华北管网已在榆济线榆林站、安济线安平站与中国石油直接实现了互联互通,互供能力分别为400万立方米/日和300万立方米/日,与中国海油通过烟台中世管网实现了互联互通,同时华北区域管道气用户中双气源用户占比数达到60%以上,可采取互保互供的方式与中国石油实现互联互通。

  在河北、天津、广东、浙江地区,中国海油与中国石油通过天然气置换、互保互供等措施,利用中国海油的海气和LNG双资源条件,在南方地区增加3亿立方米天然气供应,与之相对应的,中国石油利用其完备的管网系统将部分天然气调配至北方气源紧张地区。

  石油商报随着蓝天保卫战的不断推进,冬季采暖用气逐年大幅增加,冬供成了每年避不开的关键词,对于我国保供存在的问题,您有哪些建议来缓解这一难题?

  刘满平:这个问题可以从近期和中长期两个时间维度来说。

  近期来说,建议做好以下几方面工作:

  一是有序开放市场并做好天然气需求侧管理。加强需求侧管理,是引导市场实现短期平衡的重要手段;加强国内天然气需求的分析预测,及时掌握天然气需求动态并提前做好应对预案;“煤改气”工程要坚持“以气定改”,不能强制推进,不要“一刀切”;有序发展天然气调峰电站等可中断用户,建立完善调峰用户清单,采暖季用气高峰时应实行“压非保民”“限工保民”。

  二是多措并举,努力增加天然气资源短期供应能力。加大国内现有重点气田开发力度,加快对已探明未动用储量的开发,尽可能提升现有国内气田的产量;积极与中亚天然气资源国沟通,避免减供、停供等不确定性风险;加大沿海天然气进口码头海域资源的开放力度,鼓励更多的国内企业到全球购买可靠的LNG现货资源。

  三是推动管网互联互通、提高联合保供能力。现阶段推动现有管网互连互通是应对天然气供应紧张的最主要的方式。应尽快制定天然气全国干线管网的统一规划,加快联络线建设,打破不同企业、不同地域间的管线壁垒,限时完成天然气管网互联互通,打通“南气北送”输气通道,尽快实现全国一张网,提高联合保供能力。

  四是推动基础设施公平开放、提高基础设施利用率。基础设施是连接天然气供需的中枢环节,对实现天然气供需平衡至关重要,目前我国天然气基础设施利用有很大的提升空间。2017年我国LNG接收站负荷率67%,部分LNG在局部时段负荷率不到50%。

  五是政策支持。适时修改、制订标准规范,推动LNG罐式集装箱多式联运,启动示范项目,总结经验推动量化发展;对地下储气库的垫底气和作为应急调峰的LNG给予政策支持,地方政府可在征地、税收、金融方面给予支持,实行优惠政策。

  六是加强对已有政策、规定执行情况的监督落实,加强部门政策之间的协调。为建设天然气产供销体系,保障天然气供应,今年以来相关部门围绕天然气增产增供、重点管网联通、储气设施建设、用户调峰管理、价格机制等出台了多项政策或改革措施,并提出了一些硬性指标要求。

  中长期来说,建议做好以下几方面工作:

  一是加大国内天然气资源勘探开发力度,增强自主供应保障能力。资源是基础,力争将国产天然气作为我国天然气供需关系的“调节器”;加大剩余可采储量的开发力度;创新机制,改变部分“占而不动”“动而不采”的局面;鼓励引导天然气的勘探开发,对非常规天然气的勘探开发应给予积极的鼓励政策。

  二是“走出去”与“引进来”相结合,构筑境外天然气安全供应体系。大力支持国内企业“走出去”,广泛开展国际合作,采取投资开发气田、长约进口、现货贸易等方式获取海外天然气资源。要充分利用“一带一路”平台加大海外天然气资源开发的投资力度,和资源国建立“利益共同体”,建立稳定的、长期的合作关系;充分利用我国作为国际天然气市场战略买家的市场优势,积极拓展国际新市场,进一步做好资源引进工作。

  三是积极推动油气体制改革,调动上游的积极性。探索强制性的区块退出政策,完善区块退出机制,推进油气区块(矿业权)流转,构建现代油气勘探开发市场,推进天然气不断增储上产。

  四是加快完善天然气储备体系,提高天然气供应调峰能力。建议国家尽快建成一定规模的国家天然气战略储备,形成国家、资源企业、城市燃气企业三级储备主体,以及战略储备和商业储备相结合的天然气储备体系;建立适合我国实际的天然气战略储备管理模式,鼓励民营企业参与建设和投资储备调峰设施。此外,建议研究探索将高产气田作为调峰气田,以提高冬季保供应急能力。

  五是进一步深化天然气价格改革,发挥市场调节作用。待天然气价格实现并轨后,有序放开LNG等气源价格,发挥石油天然气交易中心的市场定价作用;探索建立调峰气价机制,试行峰谷、季节、气量差价,创新储气经营方式,允许开展“储气交易”,提高储气库建设的投资吸引力;强化天然气市场价格的监管,严厉查处恶意炒作和哄抬气价的行为,维护市场正常秩序。

 
  【作者: 本报记者 张学青 关闭窗口
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