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    我國供暖季天然氣供需能力分析及預判

    2018-10-31 09:01:26張大為
    當代石油石化 2018年10期
    關鍵詞:接收站供需調(diào)峰

    張大為,劉 慧

    (中國石化天然氣分公司華南天然氣銷售中心,廣東廣州 510000)

    1 去冬今春“氣荒”特點

    2017年供暖季我國多地區(qū)出現(xiàn)臨時性、局域性供需緊張,個別地區(qū)供需缺口波及居民生活用氣,媒體稱謂“氣荒”現(xiàn)象。經(jīng)國家部委、資源方、貿(mào)易方及終端用戶共同協(xié)作,攻克了“氣荒”難關。此次供需緊張較以往供暖季供需形勢具有以下特點:一是爆發(fā)時間提前,漲價速度快且非理性定價;二是波及范圍更廣,京津冀、山東、河南、寧夏、內(nèi)蒙古、貴州、湖北、湖南出現(xiàn)供應短缺,甚至新疆、四川、陜西等產(chǎn)氣大省也出現(xiàn)“氣不夠用”現(xiàn)象;三是此次“氣荒”成因復雜,是供需矛盾的集中爆發(fā),上至能源政策統(tǒng)籌協(xié)調(diào),下至消費結構調(diào)峰優(yōu)化,同時儲運調(diào)配設施硬件滯后,各環(huán)節(jié)都存在理不順的癥結,此次“氣荒”是所有矛盾在供暖季的集中爆發(fā)。

    2017年市場價格顯示,受“煤改氣”及經(jīng)濟工業(yè)回暖推動,10–11月中旬市場價格已達到終端承受高限(5 000~5 500元/噸);11月下旬至12月中旬中亞管道氣出現(xiàn)多頻次、突發(fā)性減壓,市場價格短期飆升至10 000元/噸;12月下旬中國石油與中國海油開展資源聯(lián)合置換、中亞恢復供氣、煤改氣管控調(diào)整等因素的綜合作用,天然氣終端市場價格大幅回落。2013–2017年華東LNG市場價格走勢見圖1。

    2 “氣荒”成因

    圖1 2013-2017年華東LNG市場價格走勢

    回顧此次“氣荒”過程及引爆事件,主要成因,一是能源及環(huán)境政策推動需求激增;二是產(chǎn)業(yè)價格機制沒有理順,增產(chǎn)增供積極性低于需求增長;三是中亞管道氣供應臨時減供;四是儲配基礎設施能力不足,資源調(diào)配機制不健全。

    2.1 政策推動需求增長

    《天然氣發(fā)展“十三五”規(guī)劃》《加快推進天然氣利用的意見》等政策提出了一系列天然氣發(fā)展目標,明確提出把天然氣培育成為我國現(xiàn)代清潔能源體系的主體能源之一,天然氣能源消費結構占比2020年增至10%,2030年達到15%。

    自2015年以來,由于國際能源價格持續(xù)下行,加之國內(nèi)經(jīng)濟進入發(fā)展“新常態(tài)”,國內(nèi)天然氣供應相對過剩,各主體企業(yè)加大市場開拓力度,培育終端用氣市場,全國居民氣化率不斷升高,居民用氣需求的擴大也奠定了規(guī)?;男枨蠡鶖?shù)。

    2017年是落實《大氣污染防治行動計劃》的收官之年,為全力做好秋冬季大氣污染綜合治理,8月《京津冀及周邊地區(qū)2017–2018年秋冬季大氣污染綜合治理攻堅行動方案》出臺,要求“2+26”城市實際完成319萬戶居民“煤改氣”,供暖季天然氣需求新增約50億方,日均增量0.42億方(按120天測算);同時受全國經(jīng)濟轉好工業(yè)復蘇帶動,工業(yè)需求同步日均上漲0.9億方,全國日均總需求達8億方(同期增長20%)。由此可見,2017年天然氣需求側的增長是全方位的,工業(yè)、居民等行業(yè)全面增加,“煤改氣”工程更助推了需求側的激增。

    表1 2017年天然氣市場增量統(tǒng)計 億方/日

    2.2 價格機制有待優(yōu)化

    我國自產(chǎn)氣自20世紀末得到快速發(fā)展,2006年我國建成投產(chǎn)首個LNG接收站(深圳大鵬),2010年我國進口管道氣項目建成投產(chǎn)(中亞線),至此我國天然氣供應形成三大主流模式,其對應的采購成本和市場定價機制也不盡相同。

    2.2.1 采購成本升高

    我國天然氣采購成本主要有兩種模式,自產(chǎn)氣成本主要由勘探開發(fā)投資決定,進口管道氣及進口LNG主要采用油價聯(lián)動OPE模式。隨著我國常規(guī)氣田的開采利用,現(xiàn)有氣田開采成本逐步攀高,且非常規(guī)氣田受技術限制,短期內(nèi)難以大規(guī)模增產(chǎn)增供。我國進口管道氣價格與JCC、WTI價格高度正相關(相關系數(shù)分別為0.87、0.80),進口LNG價格與JCC、WTI也呈現(xiàn)正相關(相關系數(shù)分別為0.51、0.36)。由于我國尚未建立有效的區(qū)域定價機制,長期參照能源進口依賴度高的日本JCC開展定價談判,導致議價能力有限形成“亞洲溢價”。綜上可知,我國天然氣三大供應主流模式的采購成本均呈現(xiàn)逐步攀高、居高不下的現(xiàn)狀。

    2.2.2 市場價格管控

    隨著我國天然氣價格改革的逐步完善,國家有序放開了多種氣源價格。2013年國家實現(xiàn)頁巖氣、煤層氣、煤制氣購銷價格市場化,2014年國家實現(xiàn)進口LNG購銷價格市場化,2015年國家實現(xiàn)大型工業(yè)直供企業(yè)(除化肥用戶)購銷價格市場化,2016年國家明確儲氣設施相關價格和化肥直供用戶價格市場化,2017年國家實現(xiàn)交易中心價格市場化。通過“小步快走”的漸進式改革,國內(nèi)天然氣價格市場化程度顯著提高。

    由于國內(nèi)自產(chǎn)氣(資源量占比61.5%)及進口管道氣(資源量占比17.5%)均采用市場凈回值的基準價門站管理模式,更注重引入市場調(diào)控手段,實現(xiàn)培育市場。2015年油價出現(xiàn)大幅度下行,實行能源掛鉤定價的天然氣市場價格也大幅走低。進口LNG(資源量占比21%)作為唯一允許實現(xiàn)成本加成順價的模式,在該環(huán)境下也只能采用隨行就市的定價模式,市場價格與采購成本也存在嚴重倒掛的現(xiàn)象。

    2.2.3 供需價格矛盾

    綜上所述,我們可以清晰的看到對于國內(nèi)自產(chǎn)氣,其成本主要受勘探開發(fā)決定,市場價格主要由政府管控,在油氣價格下行的大背景下,國內(nèi)氣田大規(guī)模的開發(fā)投資無法從市場銷售環(huán)節(jié)獲得平衡,嚴重影響了常規(guī)氣田的開發(fā)積極性,阻礙了非常規(guī)氣田的技術革新。對于進口管道氣,其成本主要受國際油價及JCC價格影響,長期存在購銷價格倒掛,進口渠道相對單一(中亞、中緬),企業(yè)進口渠道擴建積極性不高的現(xiàn)象。對于進口LNG,其采購成本變化較快,且國內(nèi)接收站布局相對集中,資源供應競爭激烈,華南地區(qū)液體銷售價格長期偏低,LNG購銷也存在價格倒掛,影響企業(yè)LNG接收站擴建積極性。因此,三大主流模式均存在不同程度的供需價格矛盾,企業(yè)新增供氣項目的積極性普遍不高。

    此外,自2010年以來國家以堅持“保民生”作為天然氣門站價格管理的基本原則,與國際天然氣發(fā)達市場不同,國內(nèi)居民用氣價格長期維持低價,居民消費用氣占全國總氣量20%,這也加深了資源價格倒掛的程度。去冬今春,部分城燃企業(yè)甚至違背國家要求,以居民用氣需求倒賣工業(yè)終端套利,導致局部地區(qū)居民需求斷供,嚴重影響民生水平。2018年5月國家發(fā)改委就此問題,發(fā)布《關于理順居民用氣門站價格的通知》,要求“將居民用氣由最高門站價格管理改為基準門站價格管理,價格水平按非居民用氣基準門站價格水平”。

    2.3 中亞管道臨時減供

    去冬今春,工業(yè)生產(chǎn)回暖及“煤改氣”工程已將供需推向供需平衡上限,11–12月中亞管道氣臨時減供直接引爆了供需失衡的集中矛盾。11月土庫曼斯坦管道氣供應企業(yè)康采恩違約,發(fā)生多次臨時性、突發(fā)性減供,并經(jīng)中方多次溝通均未實現(xiàn)穩(wěn)定供應。土庫曼斯坦一直是我國最大的天然氣進口國(年進口量1 932.2萬噸,占總進口量84.6%),其對華氣源主要包括康采恩氣田和中國石油阿姆河氣田兩部分

    2.4 基礎設施能力不足

    2017年全國天然氣消費量2 390億方,其中國產(chǎn)天然氣1 487億方,進口天然氣920億方(氣態(tài)430億方,LNG 3 800萬噸)[1-3],對外依存度已攀升至40%,預計2020年全國天然氣消費量將達3 600億方,對外依存度將升至45%。此外,我國天然氣消費常年呈“U”字特征,歷年12月為全年最大消費月,不均勻系數(shù)達到1.25。與我國天然氣消費發(fā)展速度相比,儲氣調(diào)峰設施、LNG接收站建設、管道連通進度嚴重滯后。

    在儲氣設備方面,目前我國投產(chǎn)儲氣庫僅25座,調(diào)峰工作氣量77億方,調(diào)峰能力僅為全年消費量3.4%,遠低于12%~15%的世界平均水平,并且儲氣庫建設達容期較長,短期項目需3~5年,長期項目可達10年。

    在LNG接收站建設方面,截至目前,國內(nèi)共建成18座LNG接收站,總接收規(guī)模6 050萬噸/年,且大多數(shù)接收站在供暖季已實現(xiàn)滿負荷運轉,接收擴容能力有限。按照2017年進口LNG消耗量占全國天然氣消耗占比22%測算,預計2030年全國進口LNG或達到8 600萬噸,LNG接收站基礎規(guī)模仍待擴大。2017年全國接收站周轉效率見圖2。

    圖2 2017年全國接收站周轉效率

    在管道互聯(lián)互通方面,國家長輸油氣企業(yè)中國石油與中國石化僅實現(xiàn)河北安平、陜西榆林、湖北姜家灣管道連通,個別省管網(wǎng)企業(yè)仍維持統(tǒng)購統(tǒng)銷模式,公平開放連通調(diào)配能力有限,進一步凸顯了局部地區(qū)的供需緊張[4-5]。

    3 “氣荒”影響

    3.1 產(chǎn)業(yè)鏈發(fā)展影響

    此次“氣荒”對下游工業(yè)、交通產(chǎn)業(yè)的生產(chǎn)成本及能力造成了嚴重影響,一定程度了影響了我國天然氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展的積極性。全國多地工業(yè)企業(yè)用氣量價不穩(wěn),生產(chǎn)成本大幅走高,突破承受極限,且由于無法保證穩(wěn)定供氣,嚴重影響產(chǎn)品質量,面對天然氣量價雙重壓力,多數(shù)工業(yè)用戶選擇提前停產(chǎn)放假。

    隨著LNG價格過山車式漲跌(2017年8月零售價3.2元/kg,11月暴漲至8.2元/kg,12月漲至11元/kg,最高峰值一度突破12元/kg),LNG價格與柴油價格比超過1.2∶1,車用市場嚴重萎縮(按等熱值能量換算,當LNG公斤零售價小于70%的柴油升體積零售價時,LNG相對柴油才具有經(jīng)濟優(yōu)勢)。同時由于燃料價格瘋漲,但普通貨物物流運費并未上漲,導致LNG重卡虧損嚴重,幾乎全國范圍的LNG重卡在12月全部停運。

    3.2 政策引導調(diào)整

    為緩解供需失衡對產(chǎn)業(yè)鏈造成沖擊,國家發(fā)改委、環(huán)保部等部門多次出臺政策措施,以期盡快緩解供需矛盾。2017年12月4日,國家發(fā)改委出面,要求各省區(qū)市價格主管部門召開LNG價格提醒告誡會。市場短期內(nèi)價格出現(xiàn)小幅下調(diào),但效果維持時間短、降價幅度有限。12月4日,國家環(huán)保部向“2+26”城市下發(fā)《關于請做好散煤綜合治理確保群眾溫暖過冬工作的函》,提出供暖季沒有完工的項目,繼續(xù)沿用燃煤取暖方式或其他替代方式,該政策的出臺有效減緩了天然氣需求的增速。

    3.3 促進管道連通調(diào)配

    2017年12月國家發(fā)改委、國家能源局及廣東省發(fā)改委積極協(xié)調(diào),促成中國石油、中國海油實現(xiàn)全國聯(lián)合保供,開展大規(guī)模、持續(xù)性的“南氣北供”調(diào)峰措施。本次資源置換的路線是,通過西二線廣州—深圳支干線,將中國海油的氣量輸送至珠三角、深圳、香港市場,同時補充中國石油華北保供氣量,為中國石油加大天然氣調(diào)運創(chuàng)造條件。

    該置換模式,可簡單理解為中國石油購買中國海油的氣供給中國石油的下游用戶,雙方置換成交價格執(zhí)行2.81元/方,定價主要參照2017年中國海油進口LNG成本確定。2017年12月5日,中國海油200萬方資源進入廣東省網(wǎng),首次實現(xiàn)中國石油資源市場置換,廣東用氣需求逐步由中國海油保供,中國石油改為保供華北;12月6–7日,雙方日均置換350萬方;12月8–9日,雙方日均置換425萬方;12月16–17日,雙方日均置換800萬方(含廣東省管網(wǎng)反輸中國石油華北保供300萬方/日,反輸廣東市場500萬方/日)。受中國石油、中國海油全國聯(lián)手保供機制激勵,自2017年12月中下旬起至2018年1月底,天然氣市場回歸5 500元/噸價格區(qū)間,基本持穩(wěn)。

    3.4 加快產(chǎn)供儲銷體系建設

    此次“氣荒”的發(fā)生讓全產(chǎn)業(yè)意識到了產(chǎn)供儲銷體系建設的重要意義,2018年8月國務院出臺《關于促進天然氣協(xié)調(diào)穩(wěn)定發(fā)展的若干意見》要求“加快天然氣產(chǎn)供儲銷體系建設,促進天然氣協(xié)調(diào)穩(wěn)定發(fā)展”。從國內(nèi)勘探開發(fā)角度,要全面增加勘探開發(fā)投資力度,加快已探明資源動用進度,力爭2020年底前實現(xiàn)國內(nèi)天然氣產(chǎn)量達到2 000億方;在國外進口供應角度,加快推進多氣源地、多渠道、多模式的供應體系建設,堅持長約、現(xiàn)貨兩手抓,加快推進國際多邊雙邊合作;在儲備設施建設方面,加快構建以地下儲氣庫和沿海LNG接收站為主、重點地區(qū)內(nèi)陸集約LNG儲罐為輔、管網(wǎng)互聯(lián)互通為支撐的多層次儲氣系統(tǒng),落實儲氣責任主體,完善評估懲戒機制;在基礎設施建設及連通方面,明確中貴線增輸、陜京四線增輸、廣西管道與中緬連通、迭福接收站與西二線連通等11項重點工程,加快推動環(huán)渤海地區(qū)LNG儲運體系實施方案落地;在需求側管理方面,建立健全分級調(diào)峰用戶制度,鼓勵用戶自主選擇資源方、供氣路徑,大力發(fā)展區(qū)域及用戶多氣源供應,通過季節(jié)性差價等市場化手段,積極引導用戶主動參與調(diào)峰,充分發(fā)揮終端用戶調(diào)峰能力。

    4 今冬明春“氣荒”供需形勢及優(yōu)化建議

    4.1 需求預測

    2018年上半年我國經(jīng)濟穩(wěn)中向好,受大氣污染防治、環(huán)保督查等因素影響,上半年能源消費略有波動,但整體延續(xù)了2017年快速增長的態(tài)勢,電力消費同比增長9.4%,天然氣消費同比增長17.7%,其中城市燃氣、工業(yè)燃料、燃氣發(fā)電用氣均同比上漲17%~21%。我們對比分析了2016–2018年天然氣月度消費數(shù)據(jù)(見表2),并選用兩種方法對2018年12月天然氣消費情況進行了預測,預判月度消費量將達到330億方/月。

    表2 2016-2018年全國市場月度用氣數(shù)據(jù) 億方/日

    方法一:由于2018年經(jīng)濟增長及能源消費維持2017年恢復態(tài)勢,選用2017年11月天然氣消費增量,推斷2018年12月月度消費量將實現(xiàn)1.5億方/日增量(由于2017年12月中亞斷供,未選用12月同比增幅),達到10.5億方/日,即月均消費330億方/月。

    方法二:分析了2018年1–5月天然氣消費增長情況,同比平均實現(xiàn)1.14億方/日增長,增幅17.7%,由此推測2018年12月月度消費量將達10.53億方/日,即月均消費330億方/月。

    4.2 供應預測

    目前我國天然氣供應結構相對固定,其中國產(chǎn)天然氣占比60%,進口管道氣占比18%,進口LNG占比22%。國產(chǎn)氣方面,中國常規(guī)氣田存在老化現(xiàn)象,非常規(guī)氣開采能力不足,預計總供應量136億方/月;進口管道氣方面,2018年僅新增中國石油與哈薩克斯坦年合同量50億方,預計總供應量40億方/月(中亞400億方/年、中緬40億方/年);進口LNG方面,預計冬季最大負荷77億方/月,全國冬季月度供應能力253億方。

    4.3 整體市場預測

    根據(jù)下半年市場需求及供應能力分析,2018年全國冬季月度供需缺口高達80億方,供暖季整體缺口或超160億方,考慮國家儲氣及管道互聯(lián)的調(diào)峰能力有限(有效儲氣調(diào)峰氣量77億方),也難以彌補全部缺口。預計2018年供暖季天然氣供需仍將處于緊平衡狀態(tài),保供難點依然在2018年11至2019年2月期間。受京津冀、長三角、汾渭平原“煤改氣”影響,結合全國工業(yè)生產(chǎn)逐步復蘇,天然氣需求基數(shù)可能出現(xiàn)階梯上漲,預計京津冀、華北、華東、中西部、中南部地區(qū)將出現(xiàn)臨時性供應緊張。

    4.4 優(yōu)化建議

    鑒于我國一定時期內(nèi)難以完全化解天然氣市場的供需匹配問題,我們以理順產(chǎn)業(yè)各環(huán)節(jié)銜接共同發(fā)展為目的,提出了產(chǎn)供儲銷等優(yōu)化思路。

    首先,大力加快天然氣全產(chǎn)業(yè)鏈的改革進度,盡快實現(xiàn)市場配置資源,提高產(chǎn)業(yè)市場化調(diào)配能力,并在此基礎上形成中國的天然氣價格交易指數(shù),爭取國際市場定價權,避免人為預判失誤帶來的市場風險。

    其次,在上游供應環(huán)節(jié),國內(nèi)常規(guī)氣田應提前做好排產(chǎn)及運行維護,非常規(guī)氣田力爭產(chǎn)能技術突破,實現(xiàn)增量穩(wěn)產(chǎn)并加大氣田勘探及應用研究力度;管道氣進口企業(yè)應落實資源進口執(zhí)行情況及敦促合同雙方嚴格執(zhí)行條款,積極探索國外資源多樣化,加快新資源合同談判進度;LNG進口企業(yè)應提高接收站周轉效率,提升槽車外輸能力,規(guī)劃現(xiàn)有接收站罐存擴建及外輸能力擴建。

    在下游消費環(huán)節(jié),國家應堅持優(yōu)先保障民生及公共服務用氣,有序推進煤改氣等天然氣利用工程。煤改氣工程要堅持“以氣定改”和“宜電則電、宜氣則氣、宜煤則煤、宜熱則熱(宜油則油)”的原則;工業(yè)終端要建立可中斷的調(diào)峰用氣機制,做好雙能源供應準備;燃氣發(fā)電項目應以調(diào)峰電廠建設為主,控制熱電聯(lián)產(chǎn)項目審批進度,降低涉及民生的保供需求。

    在基礎設施方面,運行管網(wǎng)應實現(xiàn)互聯(lián)互通,并向第三方公平開放,提高全國調(diào)控能力,同時引入社會資本加速管網(wǎng)建設,加快天然氣儲氣調(diào)峰設施建設,非供暖季開展資源儲備。此外,物流企業(yè)需做好槽車外運設施的儲備及運營管理。

    在價格政策方面,加快梳理價格管理機制,建立上下游價格聯(lián)動制度,理順居民非居民價格差異,避免倒賣套利,加強天然氣供需監(jiān)測,利用價格調(diào)控杠桿,控制下游市場增速;研究推行季節(jié)性氣價、峰谷氣價、可中斷氣價,緩解冬夏消費差異,鼓勵發(fā)展天然氣線上交易平臺,減少中間環(huán)節(jié),實現(xiàn)上下游直接交易。

    5 結語

    由于我國天然氣供需尚未演化為高級競爭型市場,受國際能源供需及國內(nèi)經(jīng)濟增長的影響較大,極易發(fā)生國內(nèi)天然氣供需失衡。結合2017年我國供暖季局部地區(qū)“氣荒”現(xiàn)象,對去冬今春“氣荒”的特點、成因及影響進行了回溯,理清了供需失衡的起因及對產(chǎn)業(yè)發(fā)展造成的影響,并結合2018年上半年全國經(jīng)濟及能源消費趨勢,對今冬明春我國天然氣供需形勢進行了預判,同時提出了產(chǎn)供儲銷體系建設的優(yōu)化建議,以期避免“氣荒”再次發(fā)生,提供我國天然氣產(chǎn)業(yè)優(yōu)化調(diào)整思路。

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