储气库:革气荒的命

      储气库建设严重不足,是导致我国连年“气荒”最为重要的因素。好消息传来,中国石油西南油气田计划新建8座储气库,加上此前两大石油公司的陆续计划,我国10年后储气能力不足的问题有望得到解决,但过程将布满荆棘。

    作者: 陆晓如  来源:中化新网

 

  石油公司能否完成地下储气库建设预期目标?技术、成本等因素加大了不确定性。

  储气库建设严重不足,是导致我国连年“气荒”最为重要的因素。

  好消息传来,中国石油西南油气田计划新建8座储气库,加上此前两大石油公司的陆续计划,我国10年后储气能力不足的问题有望得到解决,但过程将布满荆棘。

  规划在前

  我国储气库严重不足,调峰量远远不够。截至目前,我国已建的储气库(群)有12座,调峰量近80亿立方米。但仅占全国天然消费量的3.4%,远低于国外10%~15%的水平。

  早在2014年2月,国家发改委发布了《天然气基础设施建设与运营管理办法》,规定天然气销售企业应当建立天然气储备,到2020年拥有不低于其年合同销售量10%的工作气量。

  由此,两大石油公司纷纷加紧地下储气库建设。2018年3月17日,中国石油西南油气田总经理马新华表示,拟将川渝地区的铜锣峡、黄草峡、牟家坪、沈公山、兴隆场、寨沟湾、万顺场、沙坪场8个气田改建成储气库。目前,铜锣峡储气库将进入开工建设阶段,其他7个储气库已纳入规划,将分阶段研究施行。届时,这8座储气库调峰能力将超过210亿立方米。

  而在此之前,中国石油已经宣布了建设大庆升平、平顶山、淮安、楚州、辽河雷61、大港驴驹河、浙江白驹7个储气库(群)的计划。其中,大庆升平储气库在中俄东线配套储气库中设计量最大。目前已进入施工建设阶段,2025年储气库工作气量将达到150亿立方米。其他6个项目也各有进展。

  中国石化提出了在中原油田建设储气库群的设想,并在中原油田落实了16个库址,落实库容达556亿立方米。其中,文23储气库一期工程已开工建设。按照规划,项目将于2018年5月31日达到投产条件。

  按照国家相关规划,2020年我国地下储气库工作气量将达148亿立方米,2030年将超过350亿立方米。“以上这些储气库的规划建设,尤其是中国石油这次宣布的210亿立方米调峰能力如果可以实现,到2025年,我国的储气能力基本能够满足调峰需求,届时不会出现大的气荒。”中国石油经济技术研究院天然气市场研究所高级经济师徐博说。

  过程艰难

  “未来10年将是我国储气库建设的高峰,但也是充满不确定性的10年。因为储气库建设在选址、技术、资金、运营机制方面均存在一定的困难。”徐博说。

  我国地质结构复杂,密封性不确定,拥有适宜建设储气库的地质构造并不多。比如,西南地区油气埋藏深,而利用2500米以深的枯竭气藏修建储气库建设成本和风险大大提高。“所以,在选址方面特别难,有时不亚于寻找一个油田或者气田。”业内专家表示。

  “中国石化在中原油田原有24座储气库备选址,但经过科研人员地质测试后最终只落实了16座。”徐博说。

  地质复杂,选址难,就意味着对技术方面要求非常高。例如,含水层储气库、岩洞型储气库建设对南方地区建库来讲更具适用性,但这类地下储气库建设难度较大,目前我国这方面建库技术还处于空白;在盐层建库方面,尽管金坛盐穴储气库建设积累了一定的经验,但是针对多夹层盐层建库过程中溶腔控制、实时监控等方面仍面临不少技术难题。

  选址的困难、技术的不足,中国企业修建储气库的成本很高,投资巨大。例如,中国石化建设的文23储气库一期工程设计库容84.31亿立方米,总投资高达138.65亿元;西南油气田拟建的储气库210亿立方米的调峰能力计划的投资达到210亿元人民币。

  “如果真要建成210亿立方米的调峰能力,210亿元人民币还不一定够。”徐博说。

  随着中国储气库建设规模的不断扩大,优质地质构造必定愈加稀缺,建设成本或将逐步推升。

  “根据国家的要求,要拥有消费量10%的储气能力,需上千亿元的投资,但投资回报还不能确定,民营企业积极性并不高。如果没有国家财政的投入,完全依靠两桶油来建设,资金压力巨大。”徐博说。

  资金的压力让企业建设地下储气库的积极性不高,储气库运营存在体制问题也在影响着企业的积极性。“长期以来,我国天然气产、供、储、销方面存在着体制机制不顺的问题。储气企业不独立,没有自己的收费体系,销售的气价并不能完全体现出成本,不利于企业可持续发展。”徐博说。

  “储气库建设可谓困难重重,这也是2000年就开始了储气库建设,但经历了近20年,调峰能力也就100多亿立方米的原因。”徐博说。

  前景可期

  虽然有一定的困难,但两大石油公司近几年在储气库建设方面也在做各种努力。特别是技术方面,中国石油2000年起组织2000余名科技人员深入研究,形成了地下储气库选址技术、地质方案设计优化技术等4项创新成果,支撑了我国复杂地质条件储气库建设。

  目前,中石油建设地下储气库的创新成果,已应用于北京、新疆、重庆等地16座新地下储气库的建设,刷新了地层压力低、地层温度高、注气井深等4项世界纪录。

  “中国石油储气库建设技术已达到国际先进水平。但还应该加大科研创新力度,不断进行地质评价和筛选,从科研角度克服困难,还可借鉴、引进国外经验。”徐博说。

  技术方面有些许成绩,成本方面如何解决确实是一个大问题。两会期间,来自油田企业的全国人大代表纷纷建议,国家应研究出台支持政策减轻企业建设地下储气库的成本。建议按地下储气库和LNG储备罐建设的全部投资、地下储气库工作气量成本的30%给予资金支持。

  “两桶油作为国企,虽然有责任和义务按照国家规定实现储气能力达标,但他们本身是企业,需要利润,需要业绩增长。所以,在成本方面国家应该设置专项基金,推出优惠政策。”徐博说。

  “除了国家的支持外,地方政府在征地、税收方面也应该给予支持,地方银行给予金融支持。”徐博说,“两桶油可以寻找多元投资主体,引进民营资本。”

  体制机制方面,业内专家表示,国家未对储气库融资、价格调节和运营补贴做出具体可执行的规定。想要补足储气能力的缺口,不仅需要国家财政的支持,对已批复项目要尽早制订投产运行方案,并尽早出台具备可执行性的相关规定。

  令人欣喜的是,国家能源局发布的《2018能源工作指导意见》中三次提到了对天然气的供储销的工作要求,将于年内出台《关于加快储气设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的意见》,形成通过市场解决储气调峰问题的长效机制。

  “我国的储气政策一定会逐渐完善,包括储气价格方面也会通过市场化途径得到解决。”业内专家表示。由此,储气库建设前景还是可期的。(来源:中国石油石化杂志2018年第吧期)


背景资料

天然气保供:“底气”越来越足

  “在冬季压减一部分气量的情况下,去年全年天然气表观消费量同比增幅达到15%。今年一季度天然气表观消费仍然延续了两位数的增长,以此预计,进入冬季以后天然气保供的压力仍然较大。”4月27日,在国家发改委召开的“天然气产供储销体系建设”新闻发布会上,经济运行调节局局长赵辰昕作出上述表示。

  在此背景下,今年国家发改委与国家能源局提前行动,目前围绕增产增供、重点管网联通、储气设施建设、用户调峰管理等方面的“天然气产供储销体系”建设已全面展开,并已取得积极进展。

  合同保障“以气定用”

  记者从会上了解到,今年以来,围绕天然气产供储销体系建设,国家发改委会同国家能源局推动新气田加快开发建设、全力增加国内气田产量的同时,加大国际资源协调力度,稳定增加天然气进口。

  “根据已经落实的资源量,我们正在组织签订供用气合同,要求供气企业和地方在4月底之前完成所有合同的签定,实现以气定用,根据合同保障需求。”赵辰昕说。

  据国家发改委政策研究室主任兼新闻发言人严鹏程介绍,以往每年国家发改委、国家能源局都是在下半年开展与相关地方和企业签订民生用气保障责任书的工作,今年到目前这项工作已基本完成。

  “我们先后与21个省区市签订了《民生用气保障责任书》,与8个省区市签订了工作层面备忘录,与主要供气企业签订了保障天然气供应责任书。一些省区市还结合实际,制定了本地区民生用气保障责任书和实施方案。” 严鹏程说。

  此外,在探索创新用户调峰机制方面,截至目前,国家发改委已初步推动落实了中央和地方各承担50%、共计超过2亿方的调峰用户清单,在冬季用气高峰期,可快速启动不同层级的预案。

  据介绍,下一步,有关部门将委托第三方信用服务机构,加强供用气合同履行信用监管,督促参与调峰用户兑现合同。

  今冬调峰能力有望超160亿方

  针对社会关注的储气调峰能力建设,国家发改委、国家能源局联合在会上发布《关于加快储气设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的意见》(下称《意见》)。《意见》明确了“供气企业10%、城燃企业5%、地方政府3天”三大关键指标。即到2020年,供气企业要拥有不低于其合同年销售量10%的储气能力;城镇燃气企业要形成不低于其年用气量5%的储气能力;县级以上地方人民政府至少形成不低于保障本行政区域日均3天需求量的储气能力。

  “三大储气指标如按期全部达标,合计形成的储气调峰能力将占天然气消费量约16%,与国际平均水平持平。”国家能源局石油天然气司司长刘德顺在会上说。

  刘德顺在回答本报记者提问时说:“我们的最终目标是建立‘以地下储气库和沿海LNG接收站储气为主,重点地区内陆集约、规模化的储罐应急为辅,气田调峰、可中断供应、输配管网管存、可替代能源,及其他的调节手段为补充,管网互联互通为支撑’的多层次储气调峰系统。”

  记者获悉,为了解决京津冀等重点地区的天然气保供问题,国家发改委会同国家能源局正积极研究制定沿海地区LNG储运体系建设和实施方案。而在新疆、重庆、东北以及湖北、湖南、江苏等具备条件的地方,则将引导投资建库。

  国家发改委表示将推进年内具备条件的项目全部开工建设。据介绍,目前,曹妃甸LNG接收站储罐扩建、天津大港LNG调峰应急站、文23和长春地下储气库等一批具备条件的储气设施项目已经开工建设,“预计今年供暖季期间储气调峰能力有望超过160亿方。”

  此外,在管网互联互通方面,中石油陕京四线增压增输改造、中石化广西LNG接收站与中缅管道联通、中海油广东区域内LNG接收站与西二线联通等重点互联互通工程建设正在顺利推进。“预计今年供暖季‘南气北送’将在去年供暖季基础上新增3000万方/天的供气能力。”严鹏程说。

  “削峰填谷”坚持市场化导向

  数据显示,目前我国储气调峰能力在天然气消费总量中的占比仅不到6%。这意味着未来三年我国将有望迎来储气调峰设施集中建设的高峰期。为实质推动上述目标尽快达成,《意见》表示将坚持市场化导向,鼓励多主体合资合作建设储气设施,共担成本,共享收益。并部署了构建规范的市场化调峰机制、构建储气调峰辅助服务市场、加强市场监管与惩戒方面的重点任务。

  “我们支持各方通过自建合建储气设施、购买租赁储气设施,或者购买储气服务等方式,履行储气责任。同时坚持储气服务和调峰气量市场化定价,合理疏导储气调峰成本,坚持加强市场监管和考核问责,为构建辅助服务市场打好基础。”严鹏程说。

  “各省级政府应统筹谋划,积极引导的同时还要避免小规模‘遍地开花’的局面。”刘德顺进一步强调。

  而在储气设施建设的过渡期,刘德顺表示可将“签订可中断的供气合同,向可中断的用户购买调峰能力”作为临时性过渡措施,而“具体方案正进一步细化落实”。

  另据赵辰昕介绍,为推动储气设施建设,国家发改委将从中央预算内资金中拿出一定补贴资金予以支持,并鼓励推行季节性差价、可中断气价等差别化价格政策。“下一步还会有相关政策出台。”( 中国能源报)

附件:关于加快储气设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的意见


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