如何化解天然气保供“调峰”矛盾？

□ 文/本刊记者 牟雪江

如何化解天然气保供“调峰”矛盾？

□ 文/本刊记者 牟雪江

天津LNG10月30日接卸“日内瓦号”LNG船 海宣/图

11月1日国家发改委官网表示，预计今冬明春天然气供应仍会呈现南松北紧局面，京津冀地区矛盾较为集中，如遇持续低温天气，保供形势将十分严峻。

国家发改委称，已经明确要求各地摸清市场需求及用气结构，提早做好供需衔接，明确保供次序，及时协调解决影响平稳供气的矛盾和问题。高峰时段保障民生用气确有供应缺口的城市，要提前制订包括“压非保民”等措施在内的具体保供方案，做到“一市一策”，全力实现迎峰度冬期间天然气稳定供应，确保居民生活等重点用气需求。

为此，国家发改委要求，中国石油、中国石化、中国海油等主要供气企业要落实既定冬季增产计划，将任务分解到具体区块和项目，合理安排检修，优化开采方案，确保长庆、塔里木、普光等主力气田满负荷生产，必要时在确保安全的情况下放压增产。同时，多渠道增加进口资源，并最大程度用好储气库资源，最大限度发挥储气库的应急保障作用。

“天然气保供”，又一次在供给侧印证天然气保供的“调峰”难题。为什么留在记忆中的上一轮“气荒”还没有退去，新一轮“气荒”再度来袭？迁延十年的“气荒”激发出怎样的改革诉求?一个合理而可持续的中国天然气市场，政府和企业需要做出更大的努力。

峰更高、谷更深，天然气供给侧消费方式日趋复杂

分析天然气供给侧消费方式日趋复杂的形势不能只看局部。

历史地看，2004年至2013年间，我国天然气产业高速发展，迎来“黄金时代”。在供给侧，资源供应保障能力持续增强，形成国产多元化、进口多渠道的供应格局；在需求侧，天然气利用领域不断拓展，消费增长强劲，年均增速高达16%。天然气供需总体处于紧平衡状态。

但是，这两年我国天然气市场供需走势却犹如过山车。

2014年以来，在宏观经济形势下行的大背景下，加之油价持续下跌和低位震荡的逼迫，燃气行业结束了“黄金十年”，特别是终端市场受到了大幅抑制。2014年天然气表观消费量1786亿立方米，增长5.6%，增速不仅降至个位数，还创下了10年以来历史新低。而2014年的“暖冬”过得让天然气更是“憋气”，以至于进入2015年媒体不断爆出“荒气”（从缺气，到过剩）预警。

随着近几年全国雾霾治理压力不断加大，天然气的供给本有可能待续短缺，业内甚至预计在2017年以后俄罗斯天然气扩大对华供应量时“荒气”才会出现。因此，专家普遍认为，即使面对国内经济增速放缓、市场需求下降，“荒气”还是来得早了些。

那么到底是气多了还是气少了？

作为清洁能源，天然气是防治大气污染、加强生态环境保护最为现实的选择。2013年9月以来，国务院和国家发改委、环保部、国家能源局等多个部委先后发布多个文件，积极推进大中城市锅炉煤改气和大气环境治理，为天然气市场发展提供了前所未有的机遇。2014年6月，国务院办公厅印发《国家能源发展战略行动计划2014-2020年》，提出2020年天然气在一次能源消费结构中的比例不低于10%。

莫北/摄

与此同时，为了推进天然气产业快速发展，由于需求增长远超供给，政府通过多次上调价格促进天然气生产和进口，增加供给。自2006年起，我国天然气价格一直处于上涨态势，统计数据显示，2006年至2013年全国各省门站天然气销售平均价格年均上涨约7.5%。2014年再次上调天然气价格，非居民用气价格每立方米上涨幅度约16%。但这种上调反过来也抑制了天然气的消费需求，尤其占消费主要比重的工业用气价格大幅上调后，部分天然气大用户转向消费煤炭和石油。

由于天然气价格上涨后未疏导到位，2015年国内天然气需求增速放缓，管道气供应相对充足，LNG进口量出现十年来首次下降。

2015年一季度，国内天然气消费量为502亿立方米，同比仅增长4.8%，而国内天然气产量为352亿立方米，同比增长6.8%；天然气进口量160亿立方米，同比增加16.5%。对比数据显而易见地显示了国内产量及进口量的增速，已经超越消费量的增长速度。

影响天然气大量使用的关键因素离不开天然气价格调控和政策导向。2015年11月18日，国家发改委宣布降低非民用天然气门站价格。此次改革的核心内容有两点：一是降低非居民用气门站价格。二是提高非居民用气价格市场化程度。同年12月2日的国务院常务会议上，李克强总理向有关部门明确了一项“硬任务”：在2020年前，对燃煤机组全面实施超低排放和节能改造，对落后产能和不符合相关强制性标准要求的，要坚决淘汰关停。“实施燃煤电厂超低排放和节能改造很有必要，一定要设置一个‘底限’指标。”李克强强调。换个角度说，“底线”直接和间接地抬高了燃煤电厂的建造成本。

从供给侧来看，在能源结构调整中，天然气扮演着煤炭和石油替代者角色。这种替代能否顺利完成，价格竞争力是关键。非居民用天然气门站价格大幅下调，强化了天然气相对于成品油的价格优势，在大幅降价及冷冬推动下，2015年最后两月拉动下，天然气全年消费增速至5.7%。

数据显示，2015年，我国天然气对外依存度达到32.7%，已经超过30%的安全警戒线。2016年这一数字预计将提高到33.7%，而按《能源发展战略行动计划（2014-2020）》推算，到2020年，我国天然气的对外依存度应控制在33%以内。这么看，天然气不是多了，而是供应偏紧。

2016年，受益于天然气价格下调对下游用气量的带动，以及全国各地对“煤改气”项目的大力推进与发展，我国天然气消费增速逐步提升，据中宇资讯统计数据显示，2016年1-9月，我国天然气表观消费量为1529.40亿立方米，较去年同期增长了12.96%。天然气消费量的提升，意味着今年冬天尤其是北方地区天然气保供的压力将会加大。局部“气荒”仍然难以避免。

虽然“气荒”每年上演的桥段看似雷同，但是透过“气荒”表面的喧嚣，我们看到尽管从总量来看，天然气供需形势日渐宽松，但从结构来看，季节性供需矛盾却日益突出，用气峰谷差逐年加大。根据中国石油销售数据，高月日均用气量与低月日均用气量的比值，已经由2010年的1.36倍提高到2015年的1.72倍。去年，北京市冬季最高月用气量更是达到夏季最低月用气量的6倍至8倍。

天然气夏季需求疲软的谷底更深，冬季供应紧张的谷峰更高，给三大石油公司供应保障带来更为复杂的挑战。

优化管网加快调峰 天然气储运进一步增强

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%。

可以说，天然气利用的季节性特点，决定了我国冬季天然气峰谷差将长期存在。那么如何化解天然气保供“调峰”矛盾？

我们从国家发改委专项研究今冬明春天然气等能源供应保障方案中了解到，今冬的天然气保供重点依然在三个方面：一、尽量增加储气库注气，重点提高华北储气库冬季可采气量，提高唐山、天津、青岛等接收站LNG库存，尽可能提高储气调峰能力；二、确保主力气田满负荷生产，有效提高产量，努力减少自耗，增加商品气量，与资源国加强沟通协调，尽力增加进口；三、加快华北地区输气通道、有关LNG接收站与城市管网联络线建设，提高华北地区输气能力。

中国石油、中国石化、中国海油三大石油公司依然是天然气调峰保供的主力。

中国石油作为中国最大的天然气生产、销售企业，其长庆、塔里木、西南、青海四大天然气产区已经开足马力，加之超前谋划多渠道供气，使中国石油“天然气保供”具备了充实的底气。

天津LNG接收站全景图 海宣/图

据中国石油新闻网站报道，中国石油通过优化管网布局、加快调峰能力建设，天然气储运能力进一步增强，为供应增添了“底气”。干线方面，中国石油四大战略通道基本建成。未来5年，中国石油还将新增干线管道5800千米。支线方面，中国石油以市场需求为导向，触角不断向市场前沿延伸，西二线香港支线、中缅线广西支线等相继建成投产。联络线方面，中贵线的建成投运，实现中亚、中缅等天然气在全国范围内统一调度。目前，中国石油天然气管道长度超5万千米，形成横跨东西、纵贯南北、覆盖全国、连通海外的管网格局。

中国石油目前已建成唐山、江苏、大连3个LNG接收站，接收能力达每年1300万吨，打通了海上通道。终端业务方面，建成CNG加气母站、天然气液化工厂和LNG加注站超过1000座，业务范围覆盖全国31个省市自治区。针对调峰能力不足的问题，中国石油加快储气库老库达容和新库建设，建成大港、金坛、刘庄等储气库10座。“十三五”期间规划新建储气库12座，投产后调峰能力预计可增加2000万立方米/日。

中国石油还加大管网开放力度，为第三方企业提供代输服务。今年，中国石油将继续配合北京燃气集团“海淘”LNG，通过中国石油LNG接收站和管道进京，缓解冬季华北地区供气紧张局面。

作为全球第三、中国最大的LNG贸易商，在中国海油搭建的数条天然气动脉中，穿梭着来自澳大利亚、印度尼西亚、卡塔尔等国家的LNG巨轮。作为国内进口LNG产业的开创者，中国海油到2016年已有福建、海南等7个世界级大型LNG接收站，中国海油年接卸国外LNG能力超2800万吨。

LNG的优势之一是方便运输，这使其可以实现快速供气，在冬季取暖等用气高峰时期非常有用，是很好的调峰能源。也正因此，中国海油在天津建设了环渤海最大的清洁能源供给中心、最大的LNG战略储备和应急保障中心、最大的燃气发电中心、最大的冷能利用中心和海上陆地LNG物流中转中心。这也凸显了中国海油在天然气领域的雄心。今年2月，中国海油推出《天然气业务协调发展机制改革方案》，把发展天然气放在了公司战略发展的重要位置。

截至目前，中国海油进口LNG累计总量突破8000万吨。

在北方，LNG保供已经经受住了严峻考验，2015年天津市内六区供热全面推动“煤改燃”，改造面积达7200万平方米，远超2012至2014年的改燃总面积。中国海油全力协调上游资源，入冬前就为天津准备了超过6.1亿立方米天然气御寒。仅一周，天津LNG便累计外输天然气量超过1.6亿立方米，创2013年正式供气以来新高。在南海，清洁能源战略落地发芽。我国海上最大合作气田“崖城13-1”投产20年间已经累计向香港、海南供气超500亿立方米。中国海油点亮了香江之上的璀璨灯火。在粤北，广东管网天然气从珠三角向粤北山区挺进，覆盖了经济相对发达的珠三角地区。未来，来自珠三角地区的荔湾海气、珠海LNG等气源可由南向北输往粤北地区，确保当地天然气的安全、稳定、足量供应。

今年上半年，中国海油气电集团在经济下行、需求不旺和竞争激烈的环境下，仍保持了良好的经营发展态势：实现销售气量126.6亿立方米，同比增长11.7%；国外采购LNG销量767.5万吨，增幅24.4%，LNG进口量占到全国上半年进口总量的69%；液态销售大幅增加，实现133万吨销量，同比增长35.6%。

10月30日，“日内瓦号”LNG船携带来自澳大利亚的6.8万吨液化天然气驶入中国海油天津LNG码头。该船天然气大部分将通过临港分输站直输天津市城市管网，用于供暖季的天然气供应，预计2016年天津LNG外输天然气有望超过100万吨。

此次接卸的是天津LNG“冬季保供第一船”，2016年内预计还将完成6艘LNG船的接卸工作。除了目前正在使用的FSRU（浮式储存气化装置）以外，天津LNG还将通过即将投产的替代工程项目进一步提升供气能力，日最大供气量将由约1000万立方米提升至约2500万立方米。

此外，为了应对可能发生的极寒天气，中国海油提前启动了FSU浮舱租赁预案，整个冬季都将有两艘满载LNG的船舶在渤海湾公海持续漂浮应急备用。这些举措将确保天津LNG在供暖季为天津乃至整个京津冀地区持续提供稳定的天然气调峰供应保障。

在中国石化，一系列保障民生用气的措施也正在施行。从中国石化上半年业绩来看，原油产量同比下降11.43%，天然气产量达到了109.9亿立方米，同比增长10.03%，其中页岩气产量达到了27.32亿立方米，约占总产量的四分之一。今年涪陵页岩气产量预计将超过50亿立方米。中国石化传统强项在中下游业务，上游短板明显。而目前在页岩气开发项目上，中国石化在国内处于领先地位，借助页岩气产量的快速增长可以弥补老化油田产量的下降，从而不断补足上游业务这块短板，壮大整个公司在国内市场的实力。

2016年11月8日，中国石化齐鲁石化储运厂北海LNG项目部圆满完成承揽广西北海LNG接卸任务。广西LNG项目是国家重点清洁能源工程，是中国石化天然气战略的重要布局，对天然气大发展目标具有推进意义；项目以广西为中心，辐射湘、粤、滇、黔四省，与陆上天然气资源形成“海陆互保”的能源战略安全格局；广西LNG项目商业运营能够有效保障整个西南地区天然气供应安全，对广西自治区“天然气县县通”战略、地方优化调整能源结构、节能减排、改善环境质量及促进地方经济发展将发挥重要作用。

中国石化未来更大规模LNG的引进，将进一步拓宽我国天然气供应渠道，对保障国内能源供应、满足中国快速增长的天然气消费需求做出积极贡献。广西LNG项目资源主要来自澳大利亚，为保障资源供应稳定，中国石化与澳大利亚太平洋（APLNG）公司已签署购销协议，供货期为20年。

事实上，为了实现迎峰度冬期间天然气的稳定供应，保障居民生活等重点用气安全，政府及各地燃气企业早已做好了准备。