華北地區(qū)天然氣市場態(tài)勢與供需平衡分析:以山東省為例

彭 赟，王小林，馬 珂，劉曉瑋

(中國地質大學(武漢)經(jīng)濟管理學院，湖北 武漢 430074)

中石化大牛地氣田位于鄂爾多斯盆地，自2003年投產(chǎn)以來已經(jīng)成為中石化供應華北市場的主要氣源地，天然氣儲量豐富，然而大牛地氣田儲量豐度低、單井產(chǎn)量低，經(jīng)濟有效動用難度大，而且氣價對氣田開發(fā)影響較為顯著。按照中石化總部的天然氣發(fā)展戰(zhàn)略，大牛地氣田嚴格控制新用戶的發(fā)展，其天然氣主要銷售到山東、豫北、內蒙等華北地區(qū)市場。該氣田調峰手段較為單一，主要通過調整市場內工業(yè)用戶需求以及氣田產(chǎn)量來應對華北地區(qū)的天然氣需求季節(jié)性波動。由于天然氣需求的季節(jié)性波動具有的時空不均衡性，加上中石化華北地區(qū)調峰體系尚未完善，不能有效緩解季節(jié)性調峰壓力，也給該地區(qū)的供氣安全和產(chǎn)銷均衡帶來不確定性。

1 華北地區(qū)天然氣市場態(tài)勢與用氣規(guī)律：以山東為例

2010年前中石化大牛地氣田的天然氣主要通過中石油的“陜-京”一線和“陜-京”二線向華北地區(qū)的北京、河南、山東市場供應天然氣；通過“大-杭”管線向內蒙市場供應天然氣。2010年底由中石化天然氣分公司投資建設的“榆-濟”管線全線貫通并投產(chǎn)運行(圖1)，大牛地氣田天然氣市場結構也隨之變化。

圖1 2011年后中石化華北地區(qū)天然氣輸送示意圖

2.1 山東地區(qū)天然氣市場態(tài)勢

2.1.1 山東市場天然氣管網(wǎng)現(xiàn)狀

山東市場是中石化傳統(tǒng)天然氣目標市場，山東省內主干供氣管道體系已經(jīng)初步形成，以“一橫四縱”為主干輸氣管線及若干輸氣支線，東西橫貫，南北交錯，占全省縣區(qū)的68%(表1，表2)。山東省規(guī)劃在“十二五”期間再建長輸管道3000km以上(圖2)。此外，中石化與?？松梨谄煜鹿竞献鞯腖NG項目落戶青島，設計年供LNG300萬t。

表1 山東省境內輸氣干線建設現(xiàn)狀表

表2 山東省長距離輸氣管道規(guī)劃表

圖2 山東省“十二五”天然氣管網(wǎng)規(guī)劃圖

2.1.2 天然氣消費結構

山東省天然氣消費主要集中在濟青線沿線城市，這些地區(qū)經(jīng)濟發(fā)達，價格承受能力強，具備了良好的市場基礎，是中石化市場發(fā)展的重點和天然氣供應的主要方向；山東西部和南部地區(qū)大都屬于山東省欠發(fā)達地區(qū)，經(jīng)濟相對落后，市場基礎較差，尚處于市場培育階段。

山東省2009年天然氣消費主要集中在工業(yè)燃料領域，消費量20×108m3，占全省消費總量的59.7%，主要集中在淄博、煙臺、聊城、濟南、青島等地；居民用氣位列第二，為5.85×108m3，占17.5%，用氣人口約900萬人；公共福利、CNG汽車、采暖和化工的天然氣消費量分別位列三至六位，所占比例分別為8.5%、6.7%、4.0%和3.6%(圖3)。

預計2015年山東天然氣需求將以工業(yè)燃料和城市燃氣為主，需求量分別為61.48×108m3和44.44×108m3，所占比例為56.0%、40.5%。化工用氣較少，約為總量的3.6%(圖4)。

圖3 2009年山東省天然氣消費結構

圖4 2015年山東省天然氣需求結構

2.1.3 市場需求與氣源供給

2003年以來山東省天然消費量7.8×108m3，以每年增長4.3×108m3，年增長率為27.3%，至2009年山東省天然氣消費量為31.4×108m3。預計到2015年山東天然氣需求量將達到109.8×108m3，年增長幅度為12.7×108m3，年增長率為21.9%。主要需求地域分布在濟南-青島-煙臺一線，其中青島市場需求量最大，預計將達到22.54×108m3，占總需求量的20.5%。

山東省目前呈多氣源供應的局面，主要來源于中石化、中石油和中海油，除此之外，還有部分LNG和CNG。中海油主要供應煙臺、威海等地，預計2011年后供應量維持在5.0×108m3/a；中石油向山東供應量預計以10%左右的幅度增長，在2015年將達到30×108m3。

中石化在山東市場天然氣銷售主要集中在青島、濟南和淄博三個地市以及齊魯石化和青島大煉油，預計供應量達到2015年為37.55×108m3。上述氣源在山東省的銷售規(guī)劃如表3所示。

表3 2011～2015年山東省天然氣供需平衡表

2.1.4 山東市場發(fā)展態(tài)勢

中石化天然氣分公司作為中石化天然氣銷售的主要運營商肩負總部“氣化山東”的戰(zhàn)略布局。在2014年青島LNG項目投產(chǎn)之前，天然氣分公司供給山東市場的天然氣主要來源于大牛地氣田。市場變化與發(fā)展態(tài)勢影響天然氣分公司市場發(fā)展規(guī)劃，進而影響天然氣分公司對大牛地氣田天然氣需求的變化。山東市場在未來5年的發(fā)展態(tài)勢將呈現(xiàn)如下幾點變化：

1)中石化天分公司市場銷售面臨中石油競爭壓力，其市場年銷售量的不確定性增加

從山東市場管網(wǎng)分布來看，中石化管線長度大于中石油，市場覆蓋面大于中石油，即表明在山東省市場下游終端消費市場中石化占有優(yōu)勢。但是中石油在山東的管線輸氣能力高于中石化，如果中石油加大對山東市場供氣力度并保持其天然氣價格優(yōu)勢，中石化現(xiàn)有市場將受到?jīng)_擊，市場銷售不確定性加大。

2)中石化天分公司對山東市場供氣量幅度增大，加大了對大牛地氣田天然氣需求

為了確?？偛俊皻饣鄙綎|戰(zhàn)略任務，提高市場競爭能力，擴大市場占有率，天然氣分公司加大了山東市場天然氣投放量。而在2014年青島LNG投產(chǎn)之前，天分公司獲取上游天然氣資源有限，在尋求多氣源供氣同時，主要依賴大牛地氣田通過榆-濟管線輸送的天然氣量，這必然加大了大牛地氣田供氣壓力。

3)山東市場燃氣用戶需求量將大幅增加、比例擴大，需求量季節(jié)性波動勢必加劇

從市場消費結構來看，未來5年山東市場民用燃氣需求量將急劇增加由2009年的30%左右增加到2015年的40%左右，因而民用燃氣季節(jié)性波動將影響大牛地氣田生產(chǎn)與供氣的平穩(wěn)性。因此，山東市場天然氣調峰將面臨越來越大的挑戰(zhàn)。

2.2 中石化華北市場天然氣用氣特征

2.2.1 用氣量分析

通過分析中石化華北地區(qū)2008年、2009年以及2010年的用氣量，進而分析其用氣特點與規(guī)律。2008年中石化華北地區(qū)年需求量為14.5×108m3；2009年需求量為15.32×108m3；2010年需求量為16.93×108m3。通過擬合表明，年增長率為10%左右。

2.2.2 用氣不均衡性

經(jīng)過統(tǒng)計中石化華北地區(qū)天然氣2008～2010年的月需求量變化較大，市場需求不均勻性明顯。2008年12月的不均勻系數(shù)最大，為1.36，3月不均勻系數(shù)最小，為0.73；2009年12月的不均勻系數(shù)最大，為1.29，5月和9月的不均勻系數(shù)最小，均為0.87；2010年12月的不均勻系數(shù)最大，為1.20，8月不均勻系數(shù)最小，為0.88，波動幅度大(圖5)。由此可見：天分公司用氣總量成上升趨勢，不均勻性減小。原因在于內部工業(yè)和燃氣用戶數(shù)在逐步增加，工業(yè)結構比逐步優(yōu)化。

圖5 2008～2010年中石化華北地區(qū)用氣月不均勻系數(shù)

綜上所述，中石化華北地區(qū)天然氣市場的用氣特點與規(guī)律如下：①華北地區(qū)所轄的二級市場需求基數(shù)大，年增長在10%以；②冬季不均勻系數(shù)在1.2以上，冬夏峰谷差大，大牛地氣田僅僅通過調整氣田產(chǎn)量難以滿足其市場高峰需求和調峰；③華北地區(qū)市場內部調峰能力與調峰措施在近期難以滿足其市場內部季節(jié)性波動。

3 華北地區(qū)供氣風險與調峰方式選擇

3.1 市場供氣風險分析對象選擇

供氣風險包括季節(jié)性供氣風險和日供氣風險。季節(jié)性供氣風險主要是針年內月供氣波動產(chǎn)生的供氣不足進行的風險評估；日供氣風險主要針對月內日供氣波動導致的供氣不足進行的風險評估。前者調峰方式主要依賴于氣田產(chǎn)量調整來應對后；后者調峰是在季節(jié)性調峰下的對月內用氣波動進行的微調，其方式包括：可中斷用戶調峰、儲氣調峰、管網(wǎng)調峰等。本文以中石化華北地區(qū)日平均供氣量為基礎進行風險分析與調峰方式選擇。

3.2 中石化華北地區(qū)供氣風險與調峰方式選擇

我們以2011年1月中石化華北地區(qū)的供氣負荷持續(xù)曲線作為討論分析供氣風險與調峰方式選擇的基礎。如果2011年1月以593.63×104m3向天分公司供氣(圖6)，則在1月內有16天需求不能滿足，即面臨的供氣風險為52%，也就是供氣保證率為48%；同時，由于日均供氣也導致在月內高峰需求的最大日調峰量為28×104m3，累積調峰量為151.31×104m3，月內裕量的最大日調峰量為23×104m3，累積調峰量為109.71×104m。為此，依據(jù)天然氣公司需求負荷持續(xù)曲線，進一步細化大牛地氣田月內供氣調度，將一次供氣，調整為三次供氣，且供氣幅度依次降低(表4)。通過調整供氣頻率與供氣幅度，極大的降低了供氣風險(9.7%)，提高了月內供氣保證率(92.3%)，且在每一供氣時段，最大調峰量和累積調峰量顯著降低。因此，通過供氣調峰減低了供氣風險，同時在供氣調峰基礎上，每一調峰時段的缺量和裕量可通過天分公司市場內部儲氣調峰實施以及“榆-濟”管線調峰。

圖6 中石化華北地區(qū)2011年1月供氣調峰頻率與調峰幅度

表4 2011年1月中石化華北地區(qū)月供氣調峰頻率與調峰幅度(單位：104m3)

故而，在整個供氣過程中，通過首先選擇供氣調峰、其次選擇“榆-濟”管線管存，最后選擇儲氣設施或可中斷用戶進行調峰。需要說明的是，在極端情況下可能存在用于利用其他氣源進行調峰。

4 結論

本文通過對華北地區(qū)天然氣市場態(tài)勢與用氣特征的分析，有利于緩解產(chǎn)銷不平衡的矛盾，提高供氣的安全性，降低供氣風險以及盡可能保證氣田生產(chǎn)平穩(wěn)。

為了保證氣化山東，需要加大對山東市場供求力度，同時華北其他地區(qū)市場具有較大需求量，這決定了整個華北地區(qū)天然氣市場的需求量將不斷增加；從歷年供氣波動來看，整個華北市場冬夏峰谷差較大，季節(jié)性波動顯著，同時由于在華北市場存在中石油競爭，且價格優(yōu)勢不明顯，更可能加劇未來華北市場的季節(jié)性波動。同時中石化的榆—濟管線沒有儲氣庫，整個產(chǎn)供銷只能通過幾個市場之間以及市場內部用戶之間進行調峰，季節(jié)性調峰主要由上游氣田承擔。而榆-濟管線的設計規(guī)模為30×108m3/a，在2013年之前管輸容量還有儲氣調蓄空間。因此，可將“榆-濟”線的管存作為日運行調峰主要手段與措施，以完善中石化在整個華北地區(qū)的天然氣產(chǎn)供銷調峰體系。

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