华北地区天然气市场态势与供需平衡分析:以山东省为例

彭 赟，王小林，马 珂，刘晓玮

(中国地质大学(武汉)经济管理学院，湖北 武汉 430074)

中石化大牛地气田位于鄂尔多斯盆地，自2003年投产以来已经成为中石化供应华北市场的主要气源地，天然气储量丰富，然而大牛地气田储量丰度低、单井产量低，经济有效动用难度大，而且气价对气田开发影响较为显著。按照中石化总部的天然气发展战略，大牛地气田严格控制新用户的发展，其天然气主要销售到山东、豫北、内蒙等华北地区市场。该气田调峰手段较为单一，主要通过调整市场内工业用户需求以及气田产量来应对华北地区的天然气需求季节性波动。由于天然气需求的季节性波动具有的时空不均衡性，加上中石化华北地区调峰体系尚未完善，不能有效缓解季节性调峰压力，也给该地区的供气安全和产销均衡带来不确定性。

1 华北地区天然气市场态势与用气规律：以山东为例

2010年前中石化大牛地气田的天然气主要通过中石油的“陕-京”一线和“陕-京”二线向华北地区的北京、河南、山东市场供应天然气；通过“大-杭”管线向内蒙市场供应天然气。2010年底由中石化天然气分公司投资建设的“榆-济”管线全线贯通并投产运行(图1)，大牛地气田天然气市场结构也随之变化。

图1 2011年后中石化华北地区天然气输送示意图

2.1 山东地区天然气市场态势

2.1.1 山东市场天然气管网现状

山东市场是中石化传统天然气目标市场，山东省内主干供气管道体系已经初步形成，以“一横四纵”为主干输气管线及若干输气支线，东西横贯，南北交错，占全省县区的68%(表1，表2)。山东省规划在“十二五”期间再建长输管道3000km以上(图2)。此外，中石化与埃克森美孚旗下公司合作的LNG项目落户青岛，设计年供LNG300万t。

表1 山东省境内输气干线建设现状表

表2 山东省长距离输气管道规划表

图2 山东省“十二五”天然气管网规划图

2.1.2 天然气消费结构

山东省天然气消费主要集中在济青线沿线城市，这些地区经济发达，价格承受能力强，具备了良好的市场基础，是中石化市场发展的重点和天然气供应的主要方向；山东西部和南部地区大都属于山东省欠发达地区，经济相对落后，市场基础较差，尚处于市场培育阶段。

山东省2009年天然气消费主要集中在工业燃料领域，消费量20×108m3，占全省消费总量的59.7%，主要集中在淄博、烟台、聊城、济南、青岛等地；居民用气位列第二，为5.85×108m3，占17.5%，用气人口约900万人；公共福利、CNG汽车、采暖和化工的天然气消费量分别位列三至六位，所占比例分别为8.5%、6.7%、4.0%和3.6%(图3)。

预计2015年山东天然气需求将以工业燃料和城市燃气为主，需求量分别为61.48×108m3和44.44×108m3，所占比例为56.0%、40.5%。化工用气较少，约为总量的3.6%(图4)。

图3 2009年山东省天然气消费结构

图4 2015年山东省天然气需求结构

2.1.3 市场需求与气源供给

2003年以来山东省天然消费量7.8×108m3，以每年增长4.3×108m3，年增长率为27.3%，至2009年山东省天然气消费量为31.4×108m3。预计到2015年山东天然气需求量将达到109.8×108m3，年增长幅度为12.7×108m3，年增长率为21.9%。主要需求地域分布在济南-青岛-烟台一线，其中青岛市场需求量最大，预计将达到22.54×108m3，占总需求量的20.5%。

山东省目前呈多气源供应的局面，主要来源于中石化、中石油和中海油，除此之外，还有部分LNG和CNG。中海油主要供应烟台、威海等地，预计2011年后供应量维持在5.0×108m3/a；中石油向山东供应量预计以10%左右的幅度增长，在2015年将达到30×108m3。

中石化在山东市场天然气销售主要集中在青岛、济南和淄博三个地市以及齐鲁石化和青岛大炼油，预计供应量达到2015年为37.55×108m3。上述气源在山东省的销售规划如表3所示。

表3 2011～2015年山东省天然气供需平衡表

2.1.4 山东市场发展态势

中石化天然气分公司作为中石化天然气销售的主要运营商肩负总部“气化山东”的战略布局。在2014年青岛LNG项目投产之前，天然气分公司供给山东市场的天然气主要来源于大牛地气田。市场变化与发展态势影响天然气分公司市场发展规划，进而影响天然气分公司对大牛地气田天然气需求的变化。山东市场在未来5年的发展态势将呈现如下几点变化：

1)中石化天分公司市场销售面临中石油竞争压力，其市场年销售量的不确定性增加

从山东市场管网分布来看，中石化管线长度大于中石油，市场覆盖面大于中石油，即表明在山东省市场下游终端消费市场中石化占有优势。但是中石油在山东的管线输气能力高于中石化，如果中石油加大对山东市场供气力度并保持其天然气价格优势，中石化现有市场将受到冲击，市场销售不确定性加大。

2)中石化天分公司对山东市场供气量幅度增大，加大了对大牛地气田天然气需求

为了确保总部“气化”山东战略任务，提高市场竞争能力，扩大市场占有率，天然气分公司加大了山东市场天然气投放量。而在2014年青岛LNG投产之前，天分公司获取上游天然气资源有限，在寻求多气源供气同时，主要依赖大牛地气田通过榆-济管线输送的天然气量，这必然加大了大牛地气田供气压力。

3)山东市场燃气用户需求量将大幅增加、比例扩大，需求量季节性波动势必加剧

从市场消费结构来看，未来5年山东市场民用燃气需求量将急剧增加由2009年的30%左右增加到2015年的40%左右，因而民用燃气季节性波动将影响大牛地气田生产与供气的平稳性。因此，山东市场天然气调峰将面临越来越大的挑战。

2.2 中石化华北市场天然气用气特征

2.2.1 用气量分析

通过分析中石化华北地区2008年、2009年以及2010年的用气量，进而分析其用气特点与规律。2008年中石化华北地区年需求量为14.5×108m3；2009年需求量为15.32×108m3；2010年需求量为16.93×108m3。通过拟合表明，年增长率为10%左右。

2.2.2 用气不均衡性

经过统计中石化华北地区天然气2008～2010年的月需求量变化较大，市场需求不均匀性明显。2008年12月的不均匀系数最大，为1.36，3月不均匀系数最小，为0.73；2009年12月的不均匀系数最大，为1.29，5月和9月的不均匀系数最小，均为0.87；2010年12月的不均匀系数最大，为1.20，8月不均匀系数最小，为0.88，波动幅度大(图5)。由此可见：天分公司用气总量成上升趋势，不均匀性减小。原因在于内部工业和燃气用户数在逐步增加，工业结构比逐步优化。

图5 2008～2010年中石化华北地区用气月不均匀系数

综上所述，中石化华北地区天然气市场的用气特点与规律如下：①华北地区所辖的二级市场需求基数大，年增长在10%以；②冬季不均匀系数在1.2以上，冬夏峰谷差大，大牛地气田仅仅通过调整气田产量难以满足其市场高峰需求和调峰；③华北地区市场内部调峰能力与调峰措施在近期难以满足其市场内部季节性波动。

3 华北地区供气风险与调峰方式选择

3.1 市场供气风险分析对象选择

供气风险包括季节性供气风险和日供气风险。季节性供气风险主要是针年内月供气波动产生的供气不足进行的风险评估；日供气风险主要针对月内日供气波动导致的供气不足进行的风险评估。前者调峰方式主要依赖于气田产量调整来应对后；后者调峰是在季节性调峰下的对月内用气波动进行的微调，其方式包括：可中断用户调峰、储气调峰、管网调峰等。本文以中石化华北地区日平均供气量为基础进行风险分析与调峰方式选择。

3.2 中石化华北地区供气风险与调峰方式选择

我们以2011年1月中石化华北地区的供气负荷持续曲线作为讨论分析供气风险与调峰方式选择的基础。如果2011年1月以593.63×104m3向天分公司供气(图6)，则在1月内有16天需求不能满足，即面临的供气风险为52%，也就是供气保证率为48%；同时，由于日均供气也导致在月内高峰需求的最大日调峰量为28×104m3，累积调峰量为151.31×104m3，月内裕量的最大日调峰量为23×104m3，累积调峰量为109.71×104m。为此，依据天然气公司需求负荷持续曲线，进一步细化大牛地气田月内供气调度，将一次供气，调整为三次供气，且供气幅度依次降低(表4)。通过调整供气频率与供气幅度，极大的降低了供气风险(9.7%)，提高了月内供气保证率(92.3%)，且在每一供气时段，最大调峰量和累积调峰量显著降低。因此，通过供气调峰减低了供气风险，同时在供气调峰基础上，每一调峰时段的缺量和裕量可通过天分公司市场内部储气调峰实施以及“榆-济”管线调峰。

图6 中石化华北地区2011年1月供气调峰频率与调峰幅度

表4 2011年1月中石化华北地区月供气调峰频率与调峰幅度(单位：104m3)

故而，在整个供气过程中，通过首先选择供气调峰、其次选择“榆-济”管线管存，最后选择储气设施或可中断用户进行调峰。需要说明的是，在极端情况下可能存在用于利用其他气源进行调峰。

4 结论

本文通过对华北地区天然气市场态势与用气特征的分析，有利于缓解产销不平衡的矛盾，提高供气的安全性，降低供气风险以及尽可能保证气田生产平稳。

为了保证气化山东，需要加大对山东市场供求力度，同时华北其他地区市场具有较大需求量，这决定了整个华北地区天然气市场的需求量将不断增加；从历年供气波动来看，整个华北市场冬夏峰谷差较大，季节性波动显著，同时由于在华北市场存在中石油竞争，且价格优势不明显，更可能加剧未来华北市场的季节性波动。同时中石化的榆—济管线没有储气库，整个产供销只能通过几个市场之间以及市场内部用户之间进行调峰，季节性调峰主要由上游气田承担。而榆-济管线的设计规模为30×108m3/a，在2013年之前管输容量还有储气调蓄空间。因此，可将“榆-济”线的管存作为日运行调峰主要手段与措施，以完善中石化在整个华北地区的天然气产供销调峰体系。

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