中國天然氣儲氣調(diào)峰方式研究

魏　歡　田　靜　李　波　高永剛　王　影朱麗麗

中國天然氣儲氣調(diào)峰方式研究

魏歡1,2田靜1,2李波3高永剛3王影1朱麗麗1,2

1. 中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院 2. 中國石油天然氣集團(tuán)公司油氣地下儲庫工程重點實驗室 3. 中國石油規(guī)劃總院

魏歡等.中國天然氣儲氣調(diào)峰方式研究.天然氣工業(yè),2016, 36(8): 145-150.

為有效緩解冬季供氣緊張局面,保障天然氣安全平穩(wěn)供應(yīng),應(yīng)統(tǒng)籌考慮地下儲氣庫、LNG接收站、氣田等多種調(diào)峰手段,提出適應(yīng)中國國情的調(diào)峰方式及戰(zhàn)略部署.為此,借鑒國外典型國家及地區(qū)的調(diào)峰經(jīng)驗,歸納出當(dāng)前中國天然氣調(diào)峰所面臨的主要問題:①地下建庫地質(zhì)條件復(fù)雜,建設(shè)速度緩慢;②LNG接收站調(diào)峰方式抗風(fēng)險能力較弱;③氣田調(diào)峰不利于氣田科學(xué)開發(fā).針對不同地區(qū)天然氣市場需求量、地質(zhì)條件的差異,比較不同調(diào)峰方式的功能及成本,提出中國天然氣調(diào)峰的布局方式:①東部沿海地區(qū)應(yīng)充分利用低油價的時機(jī),發(fā)揮已建儲罐的周轉(zhuǎn)能力彌補(bǔ)地下儲氣庫調(diào)峰能力的不足,近期采取地下儲氣庫與LNG調(diào)峰并重的策略,中遠(yuǎn)期調(diào)峰手段逐漸轉(zhuǎn)向以地下儲氣庫為主,LNG為輔;②在四大氣區(qū)(塔里木、青海、西南、長慶)周邊首先應(yīng)充分利用已建地下儲氣庫進(jìn)行調(diào)峰,當(dāng)?shù)叵聝鈳鞜o法滿足調(diào)峰需求時,可利用氣田進(jìn)行輔助調(diào)峰;③其他地區(qū)則應(yīng)進(jìn)一步尋找地下儲氣庫建庫目標(biāo),加快地下儲氣庫建設(shè),以地下儲氣庫調(diào)峰為主,管網(wǎng)調(diào)配為輔.

中國 天然氣 調(diào)峰方式 地下儲氣庫 LNG接收站 氣田調(diào)峰 需求 調(diào)峰成本 戰(zhàn)略布局

我國天然氣產(chǎn)業(yè)保持快速增長態(tài)勢,天然氣利用領(lǐng)域不斷拓展,深入到城市燃?xì)?、工業(yè)燃料、發(fā)電、化工等各方面.安全平穩(wěn)供氣已成為關(guān)乎國計民生的重大問題.由于城市燃?xì)庥脷獠痪?冬季用氣大幅攀升,部分城市用氣季節(jié)性峰谷差巨大,加之目前我國地下儲氣庫建設(shè)相對滯后,調(diào)峰能力不足,冬季供氣緊張局面時有發(fā)生.為了確保天然氣安全平穩(wěn)供應(yīng),可以借鑒國外天然氣調(diào)峰經(jīng)驗,高度重視儲氣調(diào)峰設(shè)施建設(shè),統(tǒng)籌考慮地下儲氣庫、LNG接收站、氣田等調(diào)峰方式,優(yōu)化儲氣調(diào)峰設(shè)施布局.

1　國外調(diào)峰方式現(xiàn)狀

國外典型國家和地區(qū)天然氣的主要調(diào)峰方式包括地下儲氣庫調(diào)峰、LNG接收站調(diào)峰、氣田調(diào)峰等.在地質(zhì)條件允許的情況下,各國主要通過地下儲氣庫完成季節(jié)調(diào)峰,LNG調(diào)峰僅作為輔助方式在日、小時調(diào)峰時使用;氣田調(diào)峰則較多用于西北歐地區(qū); LNG調(diào)峰主要在日本等缺乏建庫地質(zhì)構(gòu)造且主要依靠海上進(jìn)口天然氣的國家采用[1](表1).

表1　不同國家調(diào)峰方式及調(diào)峰比例表[2]

1.1美國調(diào)峰方式

美國是最早發(fā)展地下儲氣庫的國家,1916年第一座地下儲氣庫在美國紐約州建成投產(chǎn)[3],同時美國也是擁有天然氣地下儲氣庫數(shù)量最多的國家,主要依靠其進(jìn)行季節(jié)調(diào)峰.據(jù)美國能源信息署(EIA)統(tǒng)計,2015年美國天然氣地下儲氣庫的總工作氣量為1 357X108m3,占年消費量的17.4%,從地下儲氣庫中采出的工作氣量約占年消費量的11.3%(圖1),足以滿足當(dāng)前消費的需要.

圖1　美國歷年天然氣消費量及地下儲氣庫工作氣量變化曲線圖

截至2014年底,美國共有11座LNG接收站,氣化能力達(dá)1 320X108m3,每年從美國各地的內(nèi)陸LNG接收站輸出約為13X108m3的LNG用于平衡"尖峰"或應(yīng)急調(diào)峰,約占每年天然氣消費總量的0.2%[4].由于頁巖氣產(chǎn)業(yè)迅速發(fā)展,目前美國已停止新建LNG接收站項目,并開始逐步改造現(xiàn)有的LNG接收站,利用現(xiàn)有設(shè)施進(jìn)行液化工藝改造,以實現(xiàn)將剩余的頁巖氣產(chǎn)能外輸[5].

1.2歐洲調(diào)峰方式

歐洲大部分國家和地區(qū)的天然氣調(diào)峰方式以地下儲氣庫為主;LNG接收站調(diào)峰量占總量的比例很小,基本不承擔(dān)季節(jié)調(diào)峰的功能,屬于補(bǔ)充調(diào)峰方式;也有少量國家利用大氣田調(diào)峰,例如荷蘭就是利用格羅寧根大氣田與地下儲氣庫系統(tǒng)共同進(jìn)行調(diào)峰[6],在供氣不緊張時,將富余的天然氣注入格羅寧根氣田,將其作為調(diào)峰氣田使用,在供氣緊張時,格羅寧根氣田大規(guī)模生產(chǎn),保證安全供氣.

歐洲23個國家(不含獨聯(lián)體)地下儲氣庫總工作氣量為1 104X108m3,約占2015年歐洲4 374X108m3天然氣總消費量的25%.作為一個整體,歐洲地下儲氣庫具有充足的存儲能力,許多國家所擁有的存儲容量大于他們的需要,可以通過互聯(lián)的天然氣網(wǎng)絡(luò)向其他國家提供工作氣量.德國、意大利、法國、奧地利和匈牙利是歐洲傳統(tǒng)的地下儲氣庫大國,其地下儲氣庫工作氣量占年消費量的比例分別為30.7%、27.9%、32.7%、98.8%和72.9%[7-8].

截至2014年底,歐洲已建LNG接收站24座,在建的LNG接收站有4座.英國、法國和西班牙對LNG有著不同程度的依賴,英國作為歐洲最早擁有LNG接收站的國家,目前建有6座接收站;法國建有3座接收站;西班牙的天然氣資源接近50%依靠進(jìn)口LNG,擁有6座接收站[4].

從荷蘭和英國的調(diào)峰現(xiàn)狀來看,隨著儲層壓力不斷下降,氣田產(chǎn)量持續(xù)遞減.荷蘭的格羅寧根大氣田自1963年投產(chǎn)以來,隨著儲層壓力的下降,氣田產(chǎn)量,已從每年450X108m3逐漸減少到270X108m3[9-10].受大陸架開采的影響,英國大氣田的靈活性急劇降低,而英國本土地下儲氣庫的儲氣量占消費量比例只有7.7%,迫切需要擴(kuò)展儲氣能力,但受歐洲市場模式的限制卻無法實現(xiàn),只能依賴已處于遞減階段的挪威特洛爾氣田進(jìn)行調(diào)峰[9].

1.3俄羅斯調(diào)峰方式

雖然俄羅斯天然氣儲量豐富,氣田調(diào)峰能力也很強(qiáng),但因建設(shè)地下氣庫的成本遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于同等規(guī)模的新氣田開發(fā)及管輸成本,因此俄羅斯天然氣調(diào)峰主要依賴地下儲氣庫.2015年俄羅斯地下儲氣庫工作氣量占年天然氣消費量的比例約為18%[7-8].

總體來看,國外典型國家和地區(qū)采取了多種儲氣設(shè)施聯(lián)合調(diào)峰的方式,但受地質(zhì)條件等因素影響,各個國家選擇的調(diào)峰方式略有差異.就功能而言,地下儲氣庫主要用于季節(jié)調(diào)峰,而LNG作為輔助調(diào)峰方式,用于日、小時調(diào)峰時使用.采用氣田調(diào)峰的國家較少,主要分布在西北歐地區(qū),例如英國和荷蘭.

2　國內(nèi)調(diào)峰方式現(xiàn)狀及存在主要問題

2013年以前,中國天然氣消費量以每年17%的速度增長,成為世界第三大天然氣消費國.然而受到2014年下半年以來國際油價斷崖式下跌、"新常態(tài)"下經(jīng)濟(jì)發(fā)展增速放緩、天然氣價格體系不完善等多方面因素的影響,我國天然氣市場需求疲軟,天然氣消費進(jìn)入慢增長階段.但是,作為我國能源戰(zhàn)略轉(zhuǎn)型的重要組成部分,天然氣是我國能源結(jié)構(gòu)調(diào)整、大氣污染治理措施的重要手段,天然氣占一次能源比重仍將逐年提高,《能源發(fā)展戰(zhàn)略行動計劃(2014-2020年)》明確指出,2020年我國天然氣占一次能源的比重將提升至10%,天然氣利用量達(dá)到3 600X108m3.

盡管近兩年全國天然氣供應(yīng)量相對寬松,但受氣候季節(jié)溫差及市場發(fā)育程度的影響,天然氣調(diào)峰需求季節(jié)性和地域性差異顯著.2015年冬季,受持續(xù)低溫影響,華北地區(qū)天然氣資源供應(yīng)兩度出現(xiàn)短缺,為保障居民生活用氣,在氣源以最大能力生產(chǎn)、地下儲氣庫以最大能力采氣、華北管網(wǎng)增加進(jìn)氣的基礎(chǔ)上,北京市臨時啟動了天然氣供應(yīng)應(yīng)急措施,公共建筑限溫、工業(yè)生產(chǎn)用氣停供等應(yīng)急措施.

2.1儲氣調(diào)峰設(shè)施建設(shè)現(xiàn)狀

我國的地下儲氣庫主要由中石油和中石化兩大公司建設(shè),已投運地下儲氣庫雖具有一定的調(diào)峰能力,但遠(yuǎn)滯后于日益增長的調(diào)峰需求,調(diào)峰能力嚴(yán)重不足,冬季用氣高峰期,主要通過地下儲氣庫、LNG接收站、氣田增產(chǎn)、控制可中斷用戶等多手段并用來保障下游天然氣供應(yīng)安全.

目前,全國已建成地下儲氣庫(群)11座,其中中石油10座,中石化1座(尚未參與調(diào)峰).參與調(diào)峰的10座地下儲氣庫(群),截至2015年底調(diào)峰能力約為50X108m3,加上已建成的11座LNG接收站,氣田利用放大壓差進(jìn)行調(diào)峰,仍不能滿足調(diào)峰需求,還需在冬季用氣高峰期,按照"壓內(nèi)保外""壓工保民"的原則,壓減化工、發(fā)電等用戶用量.

2.2存在主要問題

2.2.1地下儲氣庫建庫地質(zhì)條件復(fù)雜,建設(shè)速度緩慢

受復(fù)雜地質(zhì)條件、注采能力以及補(bǔ)充墊氣需求等因素的影響,地下儲氣庫建設(shè)需要較長的建庫周期和達(dá)容時間,同時地下儲氣庫建設(shè)存在不確定性因素,制約著地下儲氣庫后期達(dá)容達(dá)產(chǎn).此外,我國鹽穴地下儲氣庫建庫地質(zhì)條件差,造腔工藝相對復(fù)雜,建庫技術(shù)尚不成熟,受鹵水消化能力及鹵水濃度的限制,建設(shè)速度緩慢.

2.2.2LNG接收站抗風(fēng)險能力較弱

亞洲LNG價格采取的是與油價掛鉤的定價機(jī)制,LNG價格受國際油價影響顯著.另外,受原油"亞洲溢價"的連帶效應(yīng),中國的LNG進(jìn)口價格相對于北美和歐洲國家存在較高的溢價[11-12].

LNG接收站調(diào)峰受供應(yīng)源、運輸成本、天氣等外部因素影響較大,抗風(fēng)險能力弱.2015年底,受華北地區(qū)氣候影響,唐山LNG接收站進(jìn)口LNG的運輸船無法進(jìn)港,導(dǎo)致華北地區(qū)特別是北京市天然氣供應(yīng)趨緊.

2.2.3氣田調(diào)峰不利于氣田科學(xué)開發(fā)

我國境內(nèi)儲量大、能量足、產(chǎn)能高、適合調(diào)峰的優(yōu)質(zhì)氣田少,在役氣田多年來因超強(qiáng)度開采和放大壓差提產(chǎn)調(diào)峰,已造成了氣田出水加大、出砂加劇、邊底水入侵、產(chǎn)氣量下降等情況,有的氣井甚至水淹停產(chǎn).氣田生產(chǎn)負(fù)荷因子大于1,給科學(xué)開發(fā)氣田和安全平穩(wěn)供氣造成了重大隱患.

3　國內(nèi)調(diào)峰方式選擇及布局

3.1天然氣市場需求情況分析

據(jù)中國石油規(guī)劃總院預(yù)測,未來一段時間中國天然氣市場仍將處于高速發(fā)展階段,環(huán)渤海地區(qū)、長三角地區(qū)、東南地區(qū)和中南地區(qū)是主要消費區(qū)域,約占全國消費總量的63%.預(yù)計2020年環(huán)渤海地區(qū)天然氣需求量達(dá)680X108m3,占全國消費總量的19%,長三角地區(qū)、東南地區(qū)和中南地區(qū)緊隨其后,分別占全國消費總量的16.7%、14.7%和12.8%.西南地區(qū)、西北地區(qū)和中西部地區(qū)天然氣需求量居中,東北地區(qū)需求量較少,僅占全國消費總量的6.9%.

我國地域遼闊,南北方氣溫差異較大,用氣波動的幅度有所不同.東北、西北、中西部和環(huán)渤海地區(qū)城市燃?xì)獾挠脷饬坎▌哟?尤其是環(huán)渤海地區(qū),由于北京采暖用戶用氣量約占總用氣量的60%,所以其用氣量波動更為突出;西南和東南沿海地區(qū)城市燃?xì)獾挠脷饬坎▌虞^小.預(yù)測2020年八大天然氣消費區(qū)(環(huán)渤海地區(qū)、中西部地區(qū)、長三角地區(qū)、西北地區(qū)、東南沿海地區(qū)、東北地區(qū)、西南地區(qū)、中南地區(qū))調(diào)峰需求量占年消費量比例將達(dá)11%,其中環(huán)渤海地區(qū)調(diào)峰需求量最大,調(diào)峰比例為20.1%;東北、中西部和西北地區(qū)調(diào)峰需求量較大,調(diào)峰比例分別是17.4%、13.6%和13.5%;西南和東南沿海地區(qū)調(diào)峰需求量較小,調(diào)峰比例分別為4.4%、1.5%;長三角和中南地區(qū)居中,調(diào)峰比例分別是6.5%和8.4%.

3.2各種調(diào)峰方式的選擇

3.2.1功能分析

1)地下儲氣庫調(diào)峰

天然氣地下儲氣庫以其儲氣壓力高、容量大、成本低等特點,成為季節(jié)調(diào)峰及保障天然氣供氣安全的主要方式和手段,同時,作為天然氣管道輸送系統(tǒng)的重要組成部分,地下儲氣庫可以優(yōu)化天然氣基礎(chǔ)設(shè)施開發(fā),提升管輸效率.

另外,地下儲氣庫也在優(yōu)化氣田生產(chǎn)方面發(fā)揮著重要作用,地下儲氣庫的消峰填谷作用可以使氣田相對平穩(wěn)生產(chǎn),避免因市場用氣波動造成負(fù)荷因子加大,進(jìn)而影響氣田的開發(fā)效果.

除此之外,地下儲氣庫還擁有市場所不能實現(xiàn)的政治價值,即在極端天氣條件下以及供應(yīng)遭到破壞的情況下,供應(yīng)商可以保障持續(xù)供應(yīng);其次在天然氣市場化程度較高的國家和地區(qū),地下儲氣庫可以從市場價格的變動中提取價值[13].

2)LNG接收站調(diào)峰

LNG接收站在有限的空間內(nèi)天然氣儲存量大,動用周期短,能夠快速應(yīng)對天然氣的供應(yīng)短缺.但其投資大,規(guī)模小,液化/氣化成本高,能耗高,且受制于LNG供應(yīng)源.因此,這種調(diào)峰方式適用于地下儲氣庫儲備不足的沿海地區(qū)輔助調(diào)峰和日、小時調(diào)峰.

3)氣田調(diào)峰

調(diào)峰氣田除應(yīng)具有一定的儲量規(guī)模、地層能量充足、具有短期放產(chǎn)的能力以外,其對氣田組分要求比較高,應(yīng)為單一的純天然氣氣藏,同時干線輸氣能力必須能滿足調(diào)峰氣量外輸?shù)囊?

但無論是備用產(chǎn)能還是放大壓差調(diào)峰,都會對氣田正常生產(chǎn)造成一定影響.備用產(chǎn)能調(diào)峰后需要適當(dāng)降低周圍氣井的產(chǎn)量,來彌補(bǔ)備用產(chǎn)能調(diào)峰對氣田整體生產(chǎn)能力的影響.而短時間內(nèi)放大生產(chǎn)壓差提高氣田產(chǎn)量,很容易造成地層能量消耗過快、邊底水入侵、氣井出水、出砂,致使氣井產(chǎn)能降低或水淹停產(chǎn),導(dǎo)致氣田整體生產(chǎn)能力下降,影響氣田的最終開發(fā)效果[14].因此氣田調(diào)峰對市場來說是不可持續(xù)的.

3.2.2 調(diào)峰成本測算

對不同類型地下儲氣庫、LNG接收站、氣田產(chǎn)能的建設(shè)投資、運營成本等進(jìn)行經(jīng)濟(jì)比選.在達(dá)到既定建設(shè)投資和預(yù)期調(diào)峰工作氣量的條件下,計算地下儲氣庫調(diào)峰成本.由于冬季管容負(fù)荷較高,氣田調(diào)峰需要占用管道管容,若需長距離輸送,管道需要為其預(yù)留管容.因此氣田調(diào)峰需要考慮從氣田到市場的管輸成本.LNG接收站根據(jù)來氣氣源的不同,在國際原油60美元/桶、80美元/桶、100美元/桶價格下,分別計算;①新建LNG儲罐儲存長貿(mào)合同氣進(jìn)行調(diào)峰;②利用已建儲罐儲存長貿(mào)合同氣;③利用采購LNG現(xiàn)貨進(jìn)行調(diào)峰的調(diào)峰成本.

計算結(jié)果顯示,總體上地下儲氣庫的調(diào)峰成本低于LNG調(diào)峰和氣田產(chǎn)能調(diào)峰.在達(dá)到既定建設(shè)投資和預(yù)期調(diào)峰工作氣量的條件下,地下儲氣庫調(diào)峰成本為0.54～1.27元/ m3,加權(quán)平均調(diào)峰成本為0.89元/m3.氣田調(diào)峰平均為1.65元/ m3.LNG調(diào)峰成本與國際油價密切相關(guān),新建儲罐調(diào)峰成本為1.49～2.00 元/ m3,LNG長貿(mào)氣利用現(xiàn)有設(shè)施調(diào)峰成本為0.88～1.37元/ m3,LNG現(xiàn)貨調(diào)峰成本為0.51～1.78 元/ m3.

通過對不同調(diào)峰方式功能及調(diào)峰成本進(jìn)行比較,得出以下結(jié)論:

1)地下儲氣庫儲氣規(guī)模大、具有調(diào)峰和填谷的雙重作用,仍然是不可替代的天然氣季節(jié)調(diào)峰和儲備方式.

2)在低油價形勢下,LNG現(xiàn)貨調(diào)峰成本最低,在市場可完全消化長貿(mào)合同天然氣的前提下,可利用國際市場上LNG現(xiàn)貨進(jìn)行臨時調(diào)峰,但這種方式受國際LNG現(xiàn)貨市場價格波動和供求關(guān)系影響的風(fēng)險較大;在目前國際氣價水平低、供過于求的現(xiàn)狀下,僅從經(jīng)濟(jì)性上其調(diào)峰成本最低.

3)針對目前地下儲氣庫建設(shè)滯后的問題,應(yīng)充分利用目前國際油價下跌的時機(jī),在國際LNG價格較低的環(huán)境下,在沿海地區(qū)發(fā)揮LNG接收站的調(diào)峰作用.

表2　中國天然氣儲氣調(diào)峰方式布局安排表

3.3中國儲氣調(diào)峰設(shè)施戰(zhàn)略布局

針對目前我國資源與市場分離、儲氣調(diào)峰設(shè)施分布不均等情況,以安全平穩(wěn)供氣為目標(biāo),以效益優(yōu)先為原則,應(yīng)優(yōu)化儲氣調(diào)峰方式,以地下儲氣庫調(diào)峰為主,LNG、氣田調(diào)峰和管網(wǎng)調(diào)配作為補(bǔ)充,統(tǒng)籌滿足各地區(qū)調(diào)峰需求,實現(xiàn)天然氣業(yè)務(wù)可持續(xù)發(fā)展.

東部沿海地區(qū)(環(huán)渤海地區(qū)、長三角地區(qū)、東南沿海地區(qū))應(yīng)針對目前地下儲氣庫建設(shè)滯后的問題,充分利用目前國際油價下跌的時機(jī),發(fā)揮已建儲罐的周轉(zhuǎn)能力有效地彌補(bǔ)地下儲氣庫調(diào)峰能力的不足.近期采取地下儲氣庫與LNG調(diào)峰并重,同時加大有利建庫目標(biāo)的篩選及勘探,中遠(yuǎn)期調(diào)峰手段逐漸轉(zhuǎn)向以地下儲氣庫為主,LNG為輔(表2).在四大氣區(qū)(塔里木、青海、西南、長慶)周邊首先應(yīng)充分利用已建地下儲氣庫進(jìn)行調(diào)峰,當(dāng)?shù)叵聝鈳鞜o法滿足調(diào)峰需求時,可利用氣田進(jìn)行輔助調(diào)峰.其他地區(qū)則應(yīng)進(jìn)一步尋找地下儲氣庫建庫目標(biāo),加快地下儲氣庫建設(shè),以地下儲氣庫調(diào)峰為主,管網(wǎng)調(diào)配為輔.

4　結(jié)論

隨著我國天然氣市場的快速發(fā)展,天然氣季節(jié)調(diào)峰問題凸顯,地下儲氣庫在天然氣供應(yīng)鏈中的調(diào)峰作用日益明顯,而面對我國地下儲氣庫建設(shè)緩慢,調(diào)峰能力不足等問題,在國際油價下跌的大背景下,分階段、分區(qū)域靈活安排多種方式聯(lián)合調(diào)峰,有利于實現(xiàn)效益最大化,保障用氣高峰期天然氣供應(yīng).

1)在低油價下,LNG現(xiàn)貨調(diào)峰成本最低,針對目前地下儲氣庫建設(shè)滯后的問題,應(yīng)充分利用目前國際油價下跌的時機(jī),加快沿海LNG接收站的建設(shè)進(jìn)程.

2)鑒于我國東部地區(qū)有利庫址少,調(diào)峰能力不足的情況,應(yīng)開展渤海灣地區(qū)、松遼盆地和南方地區(qū)淺層水層建庫庫址普查與勘探,以及東部高滲透油藏建庫目標(biāo)的篩選評價.

3)對目前正在開發(fā)或即將投入開發(fā)的、具備改建地下儲氣庫條件的氣田,提前做好資源保護(hù)和建庫前準(zhǔn)備工作,適當(dāng)控制氣田的開發(fā)速度,保護(hù)氣田資源,時機(jī)成熟時,及時改建為地下儲氣庫.

4)地下儲氣庫建設(shè)需要一定的周期,在現(xiàn)有天然氣市場供大于求的形勢下以及三大天然氣進(jìn)口通道輸送能力飽和之前,盡快尋找有利庫址,加快地下儲氣庫建設(shè),平衡天然氣用氣低谷期,提高應(yīng)急儲備和調(diào)峰能力.

5)積極推行天然氣季節(jié)性差價、峰谷差價、可中斷氣價等價格政策,出臺調(diào)峰氣價機(jī)制,充分利用價格杠桿加強(qiáng)需求側(cè)管理,引導(dǎo)用戶削峰填谷,控制季節(jié)性峰谷差[15-16].

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(修改回稿日期 2016-07-04 編 輯 陳 嵩)

Research on natural gas storage and peak-shaving modes in China

Wei Huan1,2, Tian Jing1,2, Li Bo3, Gao Yonggang3, Wang Ying1, Zhu Lili1,2
(1. Langfang Branch of PetroChina Petroleum Exploration & Deνelopment Research Institute, Langfang, Hebei 065007, China; 2. CNPC Key Laboratory of Underground Oil & Gas Storage Projects, Langfang, Hebei 065007, China; 3. CNPC Planning & Engineering Institute, Beijing 100083, China)

NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 8, pp.145-150, 8/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

To effectively relieve the tense situation of winter gas supplies, and to ensure the safety of gas steady supply, decision-makers should overall consider many kinds of peak-shaving methods, such as UGS, LNG terminals, gas fields, etc. so as to propose the proper peak-shaving mode and strategic deployment which adapt to the present situation of China. Therefore,with the peak-shaving experiences from typical countries and regions as reference, some problems encountered by peak-shaving practices in China were summed up, including (1) UGS construction is rather slow because of the complicated geological conditions; (2) LNG receiving terminals have weak ability to resist risks in peak shaving; and (3) peak-shaving by gas production is not good for the reasonable development of a gas field. In view of natural gas market demand in different areas and the differences of geological conditions, and based on a comparison of functions and costs of different peak-shaving methods, an overall layout of natural gas peak shaving in China was put forward. (1) In those eastern coastal areas, with good timing of low oil prices, the existing tank turnover capacity should be taken good advantage of to compensate for the weak UGS peak-shaving ability. Peak-shaving by both UGS and LNG terminals should be regarded as an equally important means in the short term, and gradually this will turn to UGS as the dominant and LNG terminals as a complement in the long term. (2) In those areas around the four giant gas provinces, Tarim, Qinghai, Southwest China, and Changqing, UGS in operation should be the dominant peak-shaving way, but ifthis means fails to meet the demand, gas fields will be a supplement. (3) In the other areas, more sites will be selected to accelerate the UGS construction, upon which peak shaving will mainly rely apart from the assistance of the gas pipeline networks.

China; Natural gas; Peak-shaving methods; Underground gas storage (UGS); LNG receiving terminal; Gas-field peak-shaving; Demand; Peak-shaving cost; Strategic layout

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.08.020

魏歡,1985年生,工程師,碩士;主要從事天然氣地下儲氣庫戰(zhàn)略規(guī)劃方面的研究工作.地址:(065007)河北省廊坊市萬莊44號信箱.ORCID: 0000-0002-4210-3388.E-mail: weihuan@petrochina.com.cn