浅谈中国天然气产供储销建设
责任编辑:cnlng    浏览:1645次    时间: 2019-01-13 22:11:01      

摘要:中燃齐总在宁夏中卫出差的百忙中为大家带来了精彩的“LNG开讲了”。中卫是西气东输一二三线的汇集地,在此开讲,更显分量。  小编开篇不如齐总开篇讲得好,遂将齐总开篇词放在这里:“今年是2018年,也是改革开放的第四十个年头。实际上,中国在四十年的经济发展中..

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中燃齐总在宁夏中卫出差的百忙中为大家带来了精彩的“LNG开讲了”。中卫是西气东输一二三线的汇集地,在此开讲,更显分量。  小编开篇不如齐总开篇讲得好,遂将齐总开篇词放在这里:“今年是2018年,也是改革开放的第四十个年头。实际上,中国在四十年的经济发展中,每逢八的年头都有坎节,都会有波折发生。今年年初的时候,在国家去杠杆,紧银根、严监管的大环境下,很多实体企业资金流动性趋紧,市场环境发生了急剧的变化,对整个产业结构都有影响。到了年中的时候,又发生了贸易战,对整个国家经济的影响都是显而易见的,在改革开放取得累累硕果的同时也显现出了一些经济“短板”。好在我们从事的天然气行业是一个朝阳行业,天然气行业的整体抗风险能力还是比较强的,而且这个行业是一个大有可为、大有发展前途的一个行业。”

  嘉宾介绍

  齐亚龙,高级经济师,多年大型央企战略规划和企业管理工作经验,深耕燃气行业近十载,先后从事过战略规划、项目投资、企业管理、交通燃气和能源贸易等工作,拥有丰富的实战经验。2017年冬天在全国气源形势紧张的情况下,指挥了中燃集团的气源保供工作,未出现一起停供、断供事故。

  开讲分享

  齐总在简明开篇后,首先从国际的视角进行了对比,然后重点阐述了国内天然气市场现状和产供储销建设的重点问题,并给出了专业的建议。

  一、世界天然气市场概述

  世界一次能源消费的比例,石油占比33%,煤占比29%,天然气占比24%,水电7%,核能5%,其他新能源2%。

  截至2017年底,世界天然气探明储量约为193.5万亿立方米,由此推算可用的天然气年数为50年。其中:亚太地区占比51%(中东地区占比41%),欧洲占比32%,美洲占比10%,非洲占比7%。

  天然气在一次能源中消费的比例,各主要国家排序:俄国罗53%,意大利37%,英国32%,美国31%,加拿大28%,日本23%,德国21%,法国15%,韩国14%,巴西13%,中国7%,印度6%。

  2017年,世界天然气产量约为3.7万亿立方米。 十年来世界天然气产量年均增长率为2.1%。截至2017年,亚太地区占比35%(其中中东地区占比17%),美洲占比31%,欧洲占比29%,非洲占比6%。

  2017年,世界天然气消费量约为3.7万亿立方米。十年来天然气消费量年均增长率为2.3%。截至2017年,亚太地区占比36%(其中中东地区占比15%),美洲占比31%,欧洲占比30%,非洲占比4%。

  2017年,世界天然气贸易量为11341亿立方米,其中,管道天然气交易量为7407亿立方米,占比65%;LNG交易量为3934亿立方米(折合2.81亿吨),占比35%。

  2017年,世界LNG总进口量为3677亿立方米(折合2.62亿吨),其中,日本进口占比31%,欧洲进口占比18%,中国进口占比14.3%,韩国进口占比14%。

  储气环节主要为地下储气库。2017年,世界总建成有715座地下储气库,其中:枯竭油气田地下储气库537座;盐穴型地下储气库95座;含水层地下储气库80座;岩洞地下储气库3座。截止2016年底,世界地下储气库总工作气量为4130亿立方米,约占天然气消费量的11%,天然气利用发达国家和地区的比例为17%-25%。

  IGU统计,全球有132个LNG接收站,其中亚洲有68个LNG接收站,占52%。全球接收站的合计产能886.6MPTA,气化能力1.24万亿立方米。

  二、中国天然气市场概述

  2017年,中国天然气探明储量为14.22万亿立方米,占世界天然气探明储量的7%,如果不算进口因素,按现有消费量推算可用的天然气年数为50-60年。

  2017年,中国天然气生产量为1487亿立方米,同比增长为8.5%。中国天然气表观消费量2373亿立方米,同比增长为15%。中国天然气进口量为920亿立方米,同比增长为28%;其中管道天然气进口量为426亿立方米,同比增长9%;液化天然气LNG进口量534亿立方米(折合3813万吨),同比增长49%。中国天然气对外依存度为39%。中国天然气出口量为36亿立方米,同比增长6%。储气库存变化为3亿立方米。

  中国成为全球天然气第三大消费国、第六大生产国、第三大进口国。

  2018年1-10月,中国天然气生产量1291亿立方米,同比增长6.5%;中国天然气表观消费量2248亿立方米,同比增长18%;中国天然气进口量985亿立方米,同比增长36%;其中:管道天然气进口量403亿立方米,同比增长22%;LNG进口量582亿立方米(折合4156万吨),同比增长43%。中国天然气对外依存度为43%。

  中国《天然气发展 “十三五”规划》提出:2020年,天然气消费量将达3600亿立方米,一次能源消费占比为10%;2030年,天然气消费量将达5400亿立方米,一次能源消费占比为15%。按规划数据计算,2020年,国内生产量1900亿立方米,进口气量1700亿立米;其中:管道天然气进口量610亿立方米,LNG进口量1090亿立方米(折合7786万吨)。2030年在供应端:国内生产量2400亿立方米,进口气量3000亿立米;其中:管道天然气进口量1240亿立方米,LNG进口量1760亿立方米(折合1.26亿吨)。另外,随着天然气消费量基数的不断增加,预计高增长率很难持续保持,未来增速会逐步降低,所以我个人认为天然气增速在2022年会降至7%以内,到2030年增速降至3%以内。

  国产天然气主要来自四大产区:塔里木产区、鄂尔多斯产区、川渝产区和海域产区。(注:柴达木产区储量相对小很多)。以2016年为例,中国天然气自产量 1368 亿立方米,其中四大产区产量为 1116亿立方米,占比82%,占据绝对的统治地位。

  截至2017年底,中国建成运行的长输天然气管线总里程达到7.4万公里,总输气能力达到3100亿立方米/年,但干线管道密度只有7.3米/平方公里,(注:为美国的1/8、法国的1/9、德国的1/10),互联互通程度很低,基本没有双向输送能力。所以加快推进天然气管道建设、促进管网之间互联互通尤显紧迫。根据国家《中长期油气管网规划》,预计到2020中国天然气主干管道将达到10.4万公里,总输气能力达到4000亿立方米/年,预计到2025中国天然气主干管道将达到16.3万公里。

  中国管道天然气进口路径主要来自西路、南路和北路。(1)西路-中亚天然气管道。中亚天然气管道目前已经有三条管线投运: A线、B线和C线,三条管线均从土库曼斯坦和乌兹别克斯坦边境位置开始,一直延伸至哈萨克斯坦和中国的边境,自新疆的霍尔果斯口岸进入国内 “西气东输二线”。三条管线分别于2009年、2010年和2014年投产运行,年输气能力为150亿、150亿、210亿立方米/年。三条管线2015-2017年的进口量分别为297、342和380亿立方米。目前D线也已经开工建设,依然以土库曼斯坦为气源,途经乌兹别克斯坦、塔吉克斯坦、吉尔吉斯斯坦,自新疆乌恰进入国内,设计年输气能力300亿立方米,预计2023年投产。(2)南路-中缅管道。中缅天然气管道起点在缅甸的皎漂港,经境外管线由从云南瑞丽进入中国,经过贵州安顺,南下到达广西。中缅管道的设计输气量为50 亿立方米/年,2020年后或增压提升至120亿立方米/年。(3)北线-中俄管道。分为西、东、远东三条线,目前成功落地的只有东线。东线俄方按气源地称之为“西伯利亚力量”,计划2018年年底铺设完毕,2019年冬季进行试运行。境内管道由黑龙江黑河开始,途经东三省、内蒙古、河北、天津、山东、江苏,最终到上海,全长3371公里,是中国目前口径最大、压力最高的长距离天然气输送管道,届时每年将有380亿立方米的天然气输入中国。规划的西线气源地位于亚马尔,由管道进入中国新疆地区,与西气东输干线对接实现对华供气。远东线气源地为萨哈林大陆架和南吉林斯克气田,从黑龙江鸡西地区的虎林市进入中国境内。

  中国随着天然气消费增长,进口的比例在持续扩大,对外依存度在不断增加。2025年对外依存度预计为47%,2030年对外依存度预计为56%,这可能不利于中国化石能源供应安全。所以预测国家会加大国内生产气量来平衡,除了常规天然气的现有存量增产和寻求增量外,也会大力推动非常规天然气的发展。在《中国能源发展“十三五”规划》中,2020年,中国页岩气和煤层气的规划产量分别为300亿立方米和100亿立方米。2018年9月,国家发改委对山西三块煤层气颁发了ODP(山西沁水盆地成庄区块和马必庄区块,鄂尔多斯盆地东缘山西柳林区块),这说明了国家对非常规气的开发开始发力。

  截止目前,中国现有地下储气库已建成27座,其中中石油23座(部分以库群形式存在),中石化3座,港华燃气1座。设计储气能力415亿立方米,工作气量约100亿立方米,仅占天然气表观消费量不到4%,储气能力严重不足。中国已建成地下储气库中,枯竭油气藏地下储气库24座(占比89%),盐穴地下储气库3座(占比11%);规划至2020年,新增建设地下储气库14座,其中枯竭油气藏地下储气库11座,盐穴地下储气库3座,累计形成工作气量148亿立方米。现阶段,中国对含水层地下储气库和岩洞地下储气库还处于选址和研究阶段。

  中国沿海(不含台湾)现有建成LNG接收站20座(含中转调峰站),产能达到6360万吨,折合气态890亿立方米,目前已建成的8座LNG接收站在通过二期建设扩大产能。已建成还未投用的LNG接收站有2座(中海油防城港LNG、深圳燃气华安LNG),已经开工建设的LNG接收站有7座(中海油盐城滨海LNG、中海油漳州LNG、浙能中石化温州LNG、中石油深圳迭福北LNG、中天华丰潮州LNG、中天能源江阴LNG、粤电太平洋油气阳江LNG),即将开工建设的LNG接收站有2座(中海油龙口南山LNG、协鑫烟台西港LNG),这些扩建和在建的LNG接收站预计5年内会全部建成。交通运输部2018年11月26日下发关于征求《全国沿海与内河LNG码头布局方案(2035年)》意见的函,规划全国沿海(不含台湾)LNG接收站最终形成合理泊位数56-57座,预期能力2.43亿吨,气化能力3402亿立方米;内河LNG接收站最终形成合理泊位数11座,规划接卸能力1040万吨,气化能力145亿立方米。

  截至2017年底,国内投产建成的LNG工厂197座,产能为398亿立方米/年(折合2842万吨),占全国LNG供应量的54%。

  三、中国天然气产供储销建设

  当前制约中国天然气行业快速发展的核心问题是基础设施建设严重不足。作为连接天然气供需的中枢环节,中国天然气管道和储运基础设施建设严重滞后于供需增长,已成为制约天然气安全稳定供应乃至行业可持续发展的最突出短板。推进天然气产供储销体系建设,是保障中国能源安全稳定供应,建立与需求增长相适应的资源供应保障能力。

  组建国家管网公司,能够有效打破条块分割,统一调配资源,进而高效促进管道和储运设施的互联互通,显然将十分有助于破解困扰行业发展的瓶颈。未来对国家管网公司的管理由过去的重资产管理向重资本管理转变,让资产的实现形式由实物形态转向价值形态,以资本化、证券化为目标,吸引社会资本参与。并实现上市融资,广泛吸引社会资本参与油气配套基础设施建设。与此同时,管网互联互通问题将得到解决,基于“一企一价”的现行管输价格管理机制将进一步改变,管网大一统后的监管难度也将大幅下降。

  :国内增产乏力。资源禀赋相对较差,贫油少气,开采成本高,勘探开发投入不足,体制机制的制约。建议加大国内气田勘探开发力度,推进在产气田稳产增产、深化油气体制相关改革推进稳产扩能,加大对政策支持力度、通过加大鼓励政策推进煤层气、页岩气、致密气等非常规天然气产能建设。

  :管网建设不足,全国尚有超过20%的地级行政单位和30%的县级行政单位没有接通管道气,管道互联互通程度不够,第三方开放程度低。建议加快国家管网公司组建,重要是应用市场化机制运营。加快推进天然气管网和LNG接收站建设,现在管网重点要互联互通,探讨代输、代送、代加工机制出台。积极推进进口来源、通道、方式、主体多元化,注重长期合同的签订稳定气源供给。

  :储气调峰能力严重不足,天然气消费季节峰谷差大,储气库工作气量低,LNG储罐等储气设施发展严重不足。建议明确储气设施建设责任目标和进度,因地制宜地因建立多层次天然气储气体系,不能“一刀切”,制订储气设施法律保障(注:日本是世界上唯一颁布《天然气储备法》的国家),推进天然气储备调峰机制市场化建设,探讨储气设施的商业运营模式,出台储气补贴标准、调峰价格政策、库容租赁标准和储气服务标准,保障储气库工作气周转及储气库的使用效率,提升储气库运行的经济效益。

  :需求侧管理需要加强,关注点在于供需衔接紧密性和用户调峰机制的完善性,建议加快建设天然气销售市场灵活调节机制,细化完善调峰用户清单,对参与调峰用户进行补偿。

  问答环节

  齐总的介绍数据详实、有理有据,建议直指行业痛点,“LNG开讲了”群里各位专家和行业人士纷纷点赞,大家的讨论热情也被点燃。

  (1)问:产供储销建设对天然气保供有巨大作用,齐总对体系建设有哪些可行性建议?

  齐总:产供储销是一个整体体系。当然了,中国2017年冬季经历了天然气供应紧张,2018年基本全年都是围绕保供进行工作的。实际上对2017年供需紧张进行总结,主要是储气设施和调峰设施严重不足,我们的管线输送能力也不够。未来如果是这个体系完善了,辅以市场化的机制,我觉得对于天然气未来的发展有一个促进作用。而且随着未来供应源的增多,供需形势也会发生变化,可能2022年以后会供大于求。

  (2)问:齐总,产供储销对LNG市场有什么影响?是否意味着管道气替代LNG,LNG还有发展空间吗?

  齐总:产供储销对LNG市场的影响,实际上我觉得应该是反过来,是LNG市场对产供储销的影响更大一些。因为LNG是全市场化机制运营的,未来我们从数据上来看,天然气产量和进口管道气是不足的,需要进口LNG来补充。LNG未来可能是气源供应主力,还是有很大发展空间的,国际间的贸易可能有更多的民营企业参与,市场化是未来的发展之路,会使天然气市场可能更加系统化、更有秩序性。

  黄总:LNG今年的消费量增长特别缓慢,感觉是有一部分被管道气替代,也有一部分是下游消费放缓。

  (3)问:齐总,未来对下游公司来讲LNG销售的方向在哪里呢?您对当前LNG的这波行情如何评论?

  齐总:因为经历了去年的情况,今年LNG的消费量出现所谓的疲软,这个是相对的。一个原因是因为夏季的价格较高,企业环保压力不大的话可能就不会用。另一个原因也是用户担心2018年年底出现缺气和高价的情况,有一些工业用户进行了错峰生产的,到十二月份已经停产了,就是卖库存。需求端不是那么旺盛,这是今年比较反常的一个状况,就是淡季不淡,旺季不旺这样一个局面。

  董庆:今年市场确实不景气,价格没有跌下来主要是一直在限气,液厂产量不高,供应大幅减少。

  齐总:实际上未来对于下游公司来说,它作为使用端,LNG可能有更多的选择性,包括现在三桶油明显要进行终端的开拓。所以说我觉得对于下游可能是一个好事,大的贸易商的空间可能进一步被压缩,但整个行业还是有良性发展的趋势。对于当前LNG这波行情,可能是前期预计的期望太大,目前天气转冷,才刚刚踏入原来设计的轨道中,至于能持续多久,我们拭目以待。

  (4)问:煤改气目前政策上有所放缓,变为宜煤则煤,宜电则电,产供储销建设完善后,怎么看对煤改气政策方向的影响?

  齐总:煤改气这块儿今年有一个先松后紧的过程,因为很多公司也在实施煤改气。八月份之前,政府还是有顾虑,怕改了以后供不上。到了十一月份,目前从供应端来看气量是充足的,政府又开始推动了。实际上这是一个供需平衡的关系。煤改气未来是促进天然气消费量增长的一个重要的拼图。

  黄庆:所以煤改气是一个大方向,是一个供需阶段性平衡过程。

  钱莉:长线向好。

  (5)问:企业目前想上双气源,管道跟气化站。这块投资有保障吗?

  齐总:双气源对企业来说是有保障的,但要看实施的主体是谁。如果都是由当地的燃气公司或管道公司来上,问题倒不大。如果是分别由两家来供,可能现在来说很难来进行一个协调,而且特别是点供形式的气化站的手续目前是很难办理,这需要一个综合平衡。

  (6)问:对外依存度那么高,峰谷差又特别大,怎么避免国外供应商趁火打劫,长约气价在多少合适?和俄罗斯的气合同价推算都三块了,是不是贵了?

  齐总:对外依存度这么高,所以国家也在考虑不能把鸡蛋放在一个篮子里,可能在气源的来源,包括合同、通道,都会有一个多元化的考虑。虽然我们现在跟俄罗斯走的近,但是我们不可能把所有的希望都寄托在俄罗斯身上。我认为国家可能未来第一个是立足于自己常规天然气的增量和非常规气的开发,另外可能是推动气源的多元化,降低对外依存度。我个人的看法可能55%以下是一个合理的平衡点。

  实际上俄罗斯的气源是非常便宜的,一方气才几美金。但是它是俄罗斯的主要经济来源,是国家的经济命脉,他卖给我们肯定是要挣取巨额的利润差价的,俄罗斯的气便宜,卖给中国未必便宜,所以双方谈判要避免“零合”博弈的过程,需要国家有大智慧来进行一个谈判。这也是中俄东线谈了这么多年才刚刚落地的一个原因。

  (7)问:储气调峰是否有经济性?

  齐总:刚才我在那个储气这块儿也说了,现有阶段储气设施项目的商业模式还不完善,参与调峰的企业实际上国家或者是当地政府应该给予补偿的。不能让承担责任的企业利益受损,实际行业是需要国家对储气调峰进行鼓励的,有补贴政策出台才能促进行业良性发展的。

  黄总:对的,我也觉得调峰应该要有政策扶持,当然调峰本身也可以想办法赚钱。

  (8)问:焦炉尾气制天然气液化工厂会不会慢慢随着环保政策实施,慢慢的消失?

  齐总:实际上焦炉尾气本身也是需要进行环保处理的。把它液化制成天然气,只要环保达标的话,不失为一个好的选择,毕竟资源可以进行循环利用,它成本又低,何乐而不为呢。

  (9)问:未来运贸一体的公司发展方向您是怎么看待的?

  齐总:我感觉未来运贸一体的公司发展可能受到一定的限制,可能自己有终端会更好一点,产业链平衡发展。从三桶油来看,也是按这个思路来进行发展的,不过他们规划和策略不尽相同,但是趋势是这个趋势。可能未来终端的价值体现更大一点。

  小编结语

  当前,天然气产供储销建设可谓是行业发展的重中之重,“LNG开讲了”本期主题“紧扣题意”,主讲人齐总从国家、行业、企业各层面对天然气产供储销建设进行剖析,实乃真知灼见,听者无不受益,而不同环节行业专家的交流和碰撞又反映出目前业界关心的热点问题和行业发展存在的挑战。

  再次感谢齐总的无私和精彩分享!我们“LNG开讲了”也要自我表扬,我们是真正的想行业所想,急行业所急,全心全意为行业服务。

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