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2017年冬天然气供需形势预判及保供建议

2017/12/12   关键字:   来源:[互联网]
  [中国石油新闻中心2017-12-11]本文首发于《国际石油经济》2017年第11期,作者:中国石油化工股份有限公司上海海洋油气分公司销售中心谢俊;中国能源研究会天然气中心杨万莉)
  受经济放缓、油价下跌等因素影响,近3年我国天然气消费维持“个位数”增幅。受经济回暖,工业产业发展形势好转,“煤改气”推动力度加大的影响,2017年上半年我国天然气消费增量为150.7亿立方米,超过2016全年的增量。根据历史消费规律及第三季度增长情况,预计2017年我国天然气消费量为2307亿立方米,增幅达16.4%,增量超过300亿立方米,成为历史新高。市场消费高增长将带来保供的高压力,预计2017年冬季供气高峰期供需达到紧平衡,如果出现极端天气,将存在“气荒”风险。根据目前我国的资源和基础设施条件,为了减少保供压力,应合理推动天然气市场发展,并利用价格杠杆加大对市场的引导,促进调峰设施建设,实现市场安全平稳运行。
  我国天然气调峰设施建设相对滞后,且未形成完善的调峰管理运营机制,导致天然气调峰能力差。尤其是进入高峰消费期后,保供成为上中下游共同面对的棘手问题,供气不足的情况时有发生。多年来,主要以压减用户、释放上游产能、加大进口资源量采购作为保障措施,给资源供应以及市场发展带来不利的影响。2017年1-9月,我国天然气消费出现了大幅增长。本文对2017年天然气消费市场出现的重大变化及特点进行梳理,并以近年来天然气市场消费数据为支撑,预判2017年天然气整体消费水平以及冬季保供存在的问题,分析市场高增长背后冬季保供的形势。
  1 2017年我国天然气市场消费特点
  1.1全年消费增量将为历史最高
  受经济形势及国际油价的影响,2015年我国天然气消费量①比上年增长约5%,为历史最低;2016年,随着门站价格的大幅下调以及经济形势好转,天然气消费量增幅有了明显提升。2017年上半年,我国天然气消费量为1141.2亿立方米,同比增长150.7亿立方米,仅2017年半年增量就超过上年全年的增量;2017年9月我国天然气消费量为173.6亿立方米,1-9月份全国天然气消费量达1672.3亿立方米,较上年同期增量达257亿立方米,已超过历史上全年最高增长水平。
  为了更清晰地说明2017年全年的天然气消费形势,笔者根据我国近4年天然气消费情况,结合增幅规律,对2017年天然气消费量进行预测。近4年进入最后3个月,我国天然气消费总量是9月份消费量的3.7~4.1倍,占前9个月消费总量的38%~40%。消费变化主要受气温、经济条件、消费价格等方面的影响较大,增幅变化最大的是2015年和2016年,其中气温和价格是主因。
  2017年最后3个月的天然气消费量采用近年来增幅最低值进行预测:按9月消费量3.7倍考虑,预计全年天然气的消费量为2313亿立方米,相比2016年总量超出331亿立方米;取值1-9月总体消费量的38%,则全年天然气消费量为2307亿立方米,相比2016年总量超出325亿立方米。以上两个预测结果均较2016年增长300亿立方米以上。全年2307亿立方米的天然气消费量更符合预期,但仍超过历史最高(2011年)213亿立方米的增长水平,2017年天然气消费量增幅将成为历史新高。2013-2017年我国天然气消费量见表1。
 
  2017年我国天然气消费增幅重回两位数,全年天然气消费量大增的原因主要体现在三个方面:一是自门站价格下调0.7元/立方米以来,全国各省区传导基本到位,终端用户用气经济性及积极性明显提升;二是经济回暖使得工业行业产品销量增长,加大了对燃料和原料的需求;三是在国家环保政策的大力推动下,高耗能、高污染行业对天然气的利用进一步加大。
  1.2消费“淡季不淡”且高速增长

  我国天然气消费传统的淡季在4-10月的非采暖季,在此笔者重点以4-9月的市场消费数据为基础,对比分析2016年和2017年淡季市场的天然气消费变化情况、原因以及市场特点。2017年4-9月,我国天然气消费量为1037亿立方米,同比增长27.0%,在淡季出现了两位数增幅亦是首次。近两年我国天然气月度消费变化情况见图1。

  进入2017年4月份之后,我国天然气消费量同比增幅不低于20%。在天然气消费淡季,增长最快的为工业、化工、发电用气领域。其中,工业用户产品价格回升且出现明显的盈利空间,使得工业企业经营出现好转,生产需求进一步加大,促使天然气用量大增;化工产品价格进入增长周期,以合成氨为例,价格最高达到2900元/吨,而且国家天然气门站价格的大幅下调使得化工用气经济性更为明显,开工负荷率大幅提升;进入电力迎峰度夏阶段,气温屡破历史极值,再加上长三角地区特高压电网检修,全社会用电量屡创新高,导致天然气发电量大增,江苏、广东等省份燃气电厂均保持较高负荷运行。
  整体来看,天然气消费出现“淡季不淡”最大的原因是经济回暖带来的市场刚性增长。还有一点尤为重要,就是我国加快了大气环境治理步伐,使得全国各地“煤改气”大幅增长。2017年作为“大气污染防治行动计划”的目标年份,全国各省份均加快了“煤改气”推动工作,在燃料和原料选择中加大了天然气利用。需要特别说明的是,2017年2月,《京津冀及周边地区2017年大气污染防治工作方案》发布,对京、津、冀、晋、鲁、豫区域在2017年10月之前压减煤炭有了明确计划安排。据不完全统计,2017年6省市实现压减煤炭消费量2000多万吨,预计该区域“煤改气”至少贡献了30%的增幅气量。
  1.3消费量高增长带来保供高压力
  2013年是近5年我国天然气供气压力最大的一年。在冬季保供期压减甲醇、化肥、乙烯、炼油等下游用户用气量的同时,高月高日缺口量仍接近5000万立方米,导致陕西、河南、河北、重庆市等全国多个地区出现了不同程度的“气荒”现象。2014年1月份,上游公司仍每日压减下游用户4000万~5000万立方米用气量,以保障市场供应。随着保供力度不断加大,2014年、2015年冬季均未出现明显的供气紧张局面,仅在2015年12月份由于大雾等天气原因,导致LNG运输船无法靠岸装卸,致使华北地区出现短暂的资源供应紧张,待天气好转后,市场基本实现平稳供应。2016年1月份虽然出现了极寒天气,但由于在保供期间措施得当,且资源相对充足,市场未出现明显的紧张局面(见表2)。
  从近年我国非采暖期(4-10月)天然气消费增幅来看,2013年与2017年有明显的相似之处,2013年二、三季度天然气消费出现“淡季不淡”的情况,增幅超过10%。从冬季保供形势来看,2013年出现了明显的供气缺口,高增长带来的保供压力较为明显。2014-2016年,非采暖季增幅处于较低水平,2015年、2016年冬季保供期间均未出现明显的用气紧张局面。原因是在2014年、2015年消费低潮期间,基础设施和资源能力仍保持快速增长,但未得到有效释放,使得2016年在极寒的气温条件下,仍具备了较强的供保能力,市场未出现严重的供气紧张局面,但月度峰谷差达到1.65倍。
  虽然2017年基础设施及资源供应能力有了明显增加,但市场消费的大幅增长会进一步挤占基础设施及资源的调节空间,即使2017年月度峰谷差维持在2016年的水平,保供形势也仍然严峻。2017年9月初国家发布的《关于及早做好天然气迎峰度冬工作的通知》认为,“随着经济形势向好以及清洁能源加快推广利用,天然气消费增速明显加快,前7个月天然气消费量同比增长16.2%,但储气调峰设施不足,管网输送能力受到瓶颈制约等问题依然突出,今年冬季供暖天然气供需形势较为严峻。”
  22017年冬季我国天然气供需形势预判
  2.12017年冬季我国天然气需求预测
  导致天然气需求侧发生较大变化的主要原因包括气温变化、价格调节,还有一定的经济和政策方面的影响,其中气温变化对市场影响最大。受寒流影响,2016年,我国天然气市场消费量首次出现1月高于同年12月。天然气价格是实现市场平衡消费的关键,当价格高于用户本身的承受能力或者成本明显高于预期,对天然气的需求自然减少。在上述影响条件中,由于气温的影响属于不可预知范畴,且国内天然气价格相对稳定,因此本文在不考虑气温和价格影响的条件下,结合历史消费情况及不均匀性对2017年冬季天然气需求进行预测。为了便于分析,笔者重点预测2017年12月和2018年1月两个高月天然气的需求量。
  以9月份为基准点,根据历史数据,近4年我国在12月份的用气量基本是9月份的1.4~1.6倍(见表3)。2013年、2014年市场消费量大规模减少,12月份基本可达到9月份的1.5倍;2015年、2016年12月份未出现明显极寒天气,市场也未大规模压减,用气相对平稳。由于本文预测不考虑极寒气温的影响,因此2015年、2016年12月用气增幅均有一定的参考性。
  基于2013-2016年12月份消费变化情况,结合2017年增幅变化特点,2017年12月份用气需求按9月份的1.5倍,市场需求量为260亿立方米。如果按月不均匀用量测算,采用全年预期结果2307亿立方米,参照《今冬明春我国天然气市场需求预测及保供措施》[3]系数变化情况及预测思路,2017年12月系数按1.35,预计12月需求量为264亿立方米,两个结果差距较小。
  2017年1月份未出现用气紧张局面,一方面是由于受暖冬的影响,另一方面是春节假期在1月,对天然气市场调节相对有利(假期也是影响市场的主要因素)。2018年春节在2月,假期的因素可以排除在外,预测2018年1月份的天然气市场需求仍参照2017年12月的用气需求,并结合历史消费规律。2013-2016年12月及1月天然气消费量变化见表4。
  根据2013年12月至2017年1月的历史数据变化,近5年仅有2016年1月的用气量较大于2015年12月的用气量(主要受压减以及春节假期的影响),其他年份同期相关系数差距较小。2018年春节在2月份,选取1.01的系数,预计2018年1月天然气消费量为263亿~267亿立方米。
  综上所述,预计2017年12月我国天然气需求量为260亿~264亿立方米,2018年1月天然气需求量在263亿~267亿立方米。如果按日系数1.1考虑,高月最高日出现的市场需求量为9.3~9.5亿立方米。
  2.2有效供应潜力预判
  目前我国天然气管道输气能力约为3500亿立方米,按平稳供气考虑,日供气能力超过10亿立方米,管道供气能力基本能满足2017年冬季市场需求。在保障调节能力方面,我国常规气、进口LNG、进口管道气在冬季保供期间具备一定的调节能力,其中常规资源和进口资源调节能力在20%~30%;进口LNG资源可根据接收站的能力进行调节,基于实际的供应情况以及可调节的规模进行资源潜力预判。
  国内常规气资源主要集中在塔里木、鄂尔多斯以及四川盆地。国家发改委的数据显示,我国常规气田平稳产气量约为100亿立方米/月,高峰期按30%的增量考虑,减去损耗,冬季实际供应市场可达到128亿立方米。进口管道气主要为中亚气和中缅气。根据海关数据,2017年我国天然气月度进口量基本维持在35亿立方米,考虑到新增合同规模,按30%的增量预测,冬季月度资源实际供应量可达46亿立方米。进口LNG在冬季基本处于满负荷供应,首先参照2016年的最大供气能力,其次确定2017年有无新增和扩建的接收站项目,目前来看,主要有中国海油的揭阳LNG和天津LNG接收站投产,增加约2000万立方米/日的供气量。基于此,预测2017年我国进口LNG冬季月度最高供气量可达60亿立方米。加上非常规及煤制气的供应以及地下储气库的调节资源量,预计2017年冬季我国天然气月度有效供应资源总量约为261亿~265亿立方米。
  2.3市场供需问题
  根据上述预测的2017年12月、2018年1月天然气需求量及供应量,如果不受气温的影响,2017年12月、2018年1月天然气处于“紧平衡”状态(见表5)。

  如果气温出现较大变化,天然气未及时、充足供应,市场供需之间的问题将进一步加大。
  1)若受低温等气候影响,市场将出现严重的紧张局面。从市场和资源供需情况判断,供需为“紧平衡”。从日高峰用气量判断,考虑气温的影响,市场需求按高峰日用气系数1.1测算,则日需求量为9.33亿立方米,资源最大日可供能力为9.1亿立方米,市场将出现缺口约2300万立方米/日,出现一定的紧张局面。若2017年冬季气温影响进一步加大,月度需求量进一步提高,以12月为例,相关系数达到1.6,日高峰系数仍按1.1测算,市场日高峰需求量达到9.8亿立方米,市场缺口超过7000万立方米/日。若维持一周时间,供需缺口将超过4.9亿立方米。若2018年1月份气温大幅下降,市场缺口则远远高于7000万立方米/日。此时重点是上游资源能够及时足量供应,进口LNG仍具备一定的调节空间,如果出现2015年的情况,受气候影响无法及时供应LNG,市场供需紧张将进一步加大。
  2)若供应能力或通道不及预期,华北地区面临严重的保供压力。华北地区采暖规模大,受环保政策推动,积极推进“煤改气”工程,天然气需求快速增长,是每年冬季用气高峰保供的重点地区。2016年,华北地区的京、津、冀三省市天然气日最大消费量突破1.5亿立方米,占当时全国日消费总量的20%左右,市场运行波动大,调峰需求不断增高。若将2017年冬季全国高月高日需求量的20%作为华北地区高月高日的消费量,则华北地区2017年冬季日高峰消费量可达1.9亿立方米,较2016年高峰期增加约4000万立方米/日。目前,供应华北地区市场的陕-京线系统(一、二、三线)、唐山LNG接收站在冬季基本实现最大输气能力,中国海油的天津LNG接收站新增气化能力有限,高峰期新增市场需求量主要通过陕京四线保证。如果上述资源供应能力未达到预期,且陕京四线通道在高峰期未完全实现投产运行,华北地区供气紧张局面将加重。
  32017年冬季市场保供的可能方向及建议
  3.1压减用户仍是缓减市场紧张局面的主要措施,但合理推动市场发展尤为重要
  我国历来的天然气保供方式是提前压减甲醇、化肥、乙烯、炼油等下游用户用气规模,同时加大资源供应力度,此举虽然能够大幅度缓减供应紧张的局面,但不利于市场的有序发展。根据市场预测结果,2017年冬季高峰期将出现2300万立方米/日的缺口,如果资源无法实现增供调节,市场仍面临着一定规模的压减。如果2017年冬季气温影响进一步加大,市场缺口达到7000万立方米/日,那么天然气市场为了保供仍将对生产企业油气田自用以及甲醇、化肥、乙烯、炼油等用气行业进行大规模限供。这些行业可压减不低于5000万立方米/日的需求规模,在进口LNG、油气田资源进一步增供保障的前提下,市场基本可实现稳定供应;如果部分资源无法如期足量供应,则市场压减量将进一步加大,尤其是新增的“煤改气”用户或者城市工业用户将面临着进一步的压减。
  2017年我国出台的相关政策首次提出“大力发展天然气”。但是,目前我国天然气调峰设施仍存在一定的欠缺,在市场大力发展的情况下,保供成为面临的主要问题。我国“煤改气”正在如火如荼地进行着,且重点以锅炉改造为主,主要用于商业、生活采暖、工业生产等方面,尤其是商业和生活采暖对保供的要求较高,如果出现供气不足,对生产生活将产生重大影响,不利于市场的发展。笔者认为,2017年冬季“煤改气”新增需求量至少占市场增量的30%左右(接近4000万立方米/日),若仅保持2000万立方米/日的“煤改气”增量,则资源的可调节性增强,即使气温出现较大的变化,市场保供压力也将进一步降低,供气紧张的局面将得到有效缓解。
  因此,为了实现市场的健康平稳发展,降低冬季保供的压力增长,天然气市场的发展还需要根据资源的供应潜力、基础设施建设进度合理推动。“煤改气”也应根据市场发展态势,制定合理的计划,并寻求充足的气源保障,这才是发展重点。
  3.2资源调节作用明显,但价格平衡市场的意义重大
  为更好地保障冬季平稳供气,国内油气田常处于“间歇式”供应状态,即高峰期加大采气负荷,低谷期进行产量压减。石油公司以及区域大型燃气公司均通过进口LNG现货采购进行资源调节,最明显的是2016年LNG现货采购量增加,才使得在极寒天气情况下市场未出现明显的紧张局面。如果2017年冬季出现类似2016年的极寒天气,市场存在较大的供需缺口,则仍将采取加大资源供应的调节方式:常规油气田产能进一步释放,非常规资源尽力增加,进口LNG的资源采购规模不断加大。
  为了加大保供力度,国内天然气供应企业的不均匀供应将成为常态化,在此情况下,各油气田的生产成本以及LNG接收站运营成本均会增加。但是,目前在市场季节性供需矛盾仍然突出的情况下,现有的价格机制并未起到平衡供需变化的作用。天然气作为商品,其价格是平衡市场供需关系的重要体现。政府应鼓励供应商利用价格杠杆调节市场,推行天然气季节性差价、峰谷差价;在冬季时鼓励用气企业错峰生产,发展可中断用户,制定可中断气价等。特别要说明的是,2017年10月,上海首次提出非居民用户实施季节性差价,这对引导用户合理消费,降低用气峰谷差具有重大意义。
  3.3基础设施供应能力不断释放,基础设施建设还需要进一步加强
  近年来,随着包括苏桥储气库、呼图壁储气库、相国寺储气库、双6储气库在内的多个储气库相继投产,我国地下储气库调峰能力显著增加。目前,我国已实现的有效工作气量不低于100亿立方米,2016年实现调峰气量约60亿立方米,预计2017年地下储气库调峰能力将进一步释放。根据各石油公司公开的信息,我国LNG接收站的周转能力超过5000万吨/年。进入冬季供气高峰期,LNG接收站即使在汽化能力满负荷的运行状态下,仍可以利用LNG槽车转运等方式进行市场调节,主要是看接收站的开放程度以及是否具备一定的经济性。随着冬季供气进一步紧张,国内LNG接收站将逐步放开,并促使其他区域性燃气公司加大进口LNG资源的引进。
  在调峰应急方面,地下储气库和LNG接收站均可发挥巨大作用。地下储气库在满足季节调峰方面有一定优势,但受最低库存和压力的制约,在日调峰方面较弱,LNG接收站在满足日调峰方面作用更大,因此需统筹考虑地下储气库、LNG接收站两种调峰手段。目前,我国地下储气库调峰能力仅占全年总消费量的3%,与世界10%的平均水平相距甚远,因此,进一步推动我国调峰设施的建设尤为关键。首先应大力发展地下储气库,使其成为陆上管道天然气调峰的首要方式;其次应适度发展LNG调峰设施,充分发挥LNG的调峰优势。最重要的是,我国应建立完备的调峰体系和健全的管理运营机制,以经济合理的方式确保管网系统供气平衡与供气安全。(受经济放缓、油价下跌等因素影响,近3年我国天然气消费维持“个位数”增幅。受经济回暖,工业产业发展形势好转,“煤改气”推动力度加大的影响,2017年上半年我国天然气消费增量为150.7亿立方米,超过2016全年的增量。根据历史消费规律及第三季度增长情况,预计2017年我国天然气消费量为2307亿立方米,增幅达16.4%,增量超过300亿立方米,成为历史新高。市场消费高增长将带来保供的高压力,预计2017年冬季供气高峰期供需达到紧平衡,如果出现极端天气,将存在“气荒”风险。根据目前我国的资源和基础设施条件,为了减少保供压力,应合理推动天然气市场发展,并利用价格杠杆加大对市场的引导,促进调峰设施建设,实现市场安全平稳运行。
  我国天然气调峰设施建设相对滞后,且未形成完善的调峰管理运营机制,导致天然气调峰能力差。尤其是进入高峰消费期后,保供成为上中下游共同面对的棘手问题,供气不足的情况时有发生。多年来,主要以压减用户、释放上游产能、加大进口资源量采购作为保障措施,给资源供应以及市场发展带来不利的影响。2017年1-9月,我国天然气消费出现了大幅增长。本文对2017年天然气消费市场出现的重大变化及特点进行梳理,并以近年来天然气市场消费数据为支撑,预判2017年天然气整体消费水平以及冬季保供存在的问题,分析市场高增长背后冬季保供的形势。
  12017年我国天然气市场消费特点
  1.1全年消费增量将为历史最高
  受经济形势及国际油价的影响,2015年我国天然气消费量①比上年增长约5%,为历史最低;2016年,随着门站价格的大幅下调以及经济形势好转,天然气消费量增幅有了明显提升。2017年上半年,我国天然气消费量为1141.2亿立方米,同比增长150.7亿立方米,仅2017年半年增量就超过上年全年的增量;2017年9月我国天然气消费量为173.6亿立方米,1-9月份全国天然气消费量达1672.3亿立方米,较上年同期增量达257亿立方米,已超过历史上全年最高增长水平。
  为了更清晰地说明2017年全年的天然气消费形势,笔者根据我国近4年天然气消费情况,结合增幅规律,对2017年天然气消费量进行预测。近4年进入最后3个月,我国天然气消费总量是9月份消费量的3.7~4.1倍,占前9个月消费总量的38%~40%。消费变化主要受气温、经济条件、消费价格等方面的影响较大,增幅变化最大的是2015年和2016年,其中气温和价格是主因。
  2017年最后3个月的天然气消费量采用近年来增幅最低值进行预测:按9月消费量3.7倍考虑,预计全年天然气的消费量为2313亿立方米,相比2016年总量超出331亿立方米;取值1-9月总体消费量的38%,则全年天然气消费量为2307亿立方米,相比2016年总量超出325亿立方米。以上两个预测结果均较2016年增长300亿立方米以上。全年2307亿立方米的天然气消费量更符合预期,但仍超过历史最高(2011年)213亿立方米的增长水平,2017年天然气消费量增幅将成为历史新高。2013-2017年我国天然气消费量见表1。
  2017年我国天然气消费增幅重回两位数,全年天然气消费量大增的原因主要体现在三个方面:一是自门站价格下调0.7元/立方米以来,全国各省区传导基本到位,终端用户用气经济性及积极性明显提升;二是经济回暖使得工业行业产品销量增长,加大了对燃料和原料的需求;三是在国家环保政策的大力推动下,高耗能、高污染行业对天然气的利用进一步加大。
  1.2消费“淡季不淡”且高速增长
  我国天然气消费传统的淡季在4-10月的非采暖季,在此笔者重点以4-9月的市场消费数据为基础,对比分析2016年和2017年淡季市场的天然气消费变化情况、原因以及市场特点。2017年4-9月,我国天然气消费量为1037亿立方米,同比增长27.0%,在淡季出现了两位数增幅亦是首次。近两年我国天然气月度消费变化情况见图1。
  进入2017年4月份之后,我国天然气消费量同比增幅不低于20%。在天然气消费淡季,增长最快的为工业、化工、发电用气领域。其中,工业用户产品价格回升且出现明显的盈利空间,使得工业企业经营出现好转,生产需求进一步加大,促使天然气用量大增;化工产品价格进入增长周期,以合成氨为例,价格最高达到2900元/吨,而且国家天然气门站价格的大幅下调使得化工用气经济性更为明显,开工负荷率大幅提升;进入电力迎峰度夏阶段,气温屡破历史极值,再加上长三角地区特高压电网检修,全社会用电量屡创新高,导致天然气发电量大增,江苏、广东等省份燃气电厂均保持较高负荷运行。
  整体来看,天然气消费出现“淡季不淡”最大的原因是经济回暖带来的市场刚性增长。还有一点尤为重要,就是我国加快了大气环境治理步伐,使得全国各地“煤改气”大幅增长。2017年作为“大气污染防治行动计划”的目标年份,全国各省份均加快了“煤改气”推动工作,在燃料和原料选择中加大了天然气利用。需要特别说明的是,2017年2月,《京津冀及周边地区2017年大气污染防治工作方案》发布,对京、津、冀、晋、鲁、豫区域在2017年10月之前压减煤炭有了明确计划安排。据不完全统计,2017年6省市实现压减煤炭消费量2000多万吨,预计该区域“煤改气”至少贡献了30%的增幅气量。
  1.3消费量高增长带来保供高压力
  2013年是近5年我国天然气供气压力最大的一年。在冬季保供期压减甲醇、化肥、乙烯、炼油等下游用户用气量的同时,高月高日缺口量仍接近5000万立方米,导致陕西、河南、河北、重庆市等全国多个地区出现了不同程度的“气荒”现象。2014年1月份,上游公司仍每日压减下游用户4000万~5000万立方米用气量,以保障市场供应。随着保供力度不断加大,2014年、2015年冬季均未出现明显的供气紧张局面,仅在2015年12月份由于大雾等天气原因,导致LNG运输船无法靠岸装卸,致使华北地区出现短暂的资源供应紧张,待天气好转后,市场基本实现平稳供应。2016年1月份虽然出现了极寒天气,但由于在保供期间措施得当,且资源相对充足,市场未出现明显的紧张局面(见表2)。
  从近年我国非采暖期(4-10月)天然气消费增幅来看,2013年与2017年有明显的相似之处,2013年二、三季度天然气消费出现“淡季不淡”的情况,增幅超过10%。从冬季保供形势来看,2013年出现了明显的供气缺口,高增长带来的保供压力较为明显。2014-2016年,非采暖季增幅处于较低水平,2015年、2016年冬季保供期间均未出现明显的用气紧张局面。原因是在2014年、2015年消费低潮期间,基础设施和资源能力仍保持快速增长,但未得到有效释放,使得2016年在极寒的气温条件下,仍具备了较强的供保能力,市场未出现严重的供气紧张局面,但月度峰谷差达到1.65倍。
  虽然2017年基础设施及资源供应能力有了明显增加,但市场消费的大幅增长会进一步挤占基础设施及资源的调节空间,即使2017年月度峰谷差维持在2016年的水平,保供形势也仍然严峻。2017年9月初国家发布的《关于及早做好天然气迎峰度冬工作的通知》认为,“随着经济形势向好以及清洁能源加快推广利用,天然气消费增速明显加快,前7个月天然气消费量同比增长16.2%,但储气调峰设施不足,管网输送能力受到瓶颈制约等问题依然突出,今年冬季供暖天然气供需形势较为严峻。”
  22017年冬季我国天然气供需形势预判
  2.12017年冬季我国天然气需求预测
  导致天然气需求侧发生较大变化的主要原因包括气温变化、价格调节,还有一定的经济和政策方面的影响,其中气温变化对市场影响最大。受寒流影响,2016年,我国天然气市场消费量首次出现1月高于同年12月。天然气价格是实现市场平衡消费的关键,当价格高于用户本身的承受能力或者成本明显高于预期,对天然气的需求自然减少。在上述影响条件中,由于气温的影响属于不可预知范畴,且国内天然气价格相对稳定,因此本文在不考虑气温和价格影响的条件下,结合历史消费情况及不均匀性对2017年冬季天然气需求进行预测。为了便于分析,笔者重点预测2017年12月和2018年1月两个高月天然气的需求量。
  以9月份为基准点,根据历史数据,近4年我国在12月份的用气量基本是9月份的1.4~1.6倍(见表3)。2013年、2014年市场消费量大规模减少,12月份基本可达到9月份的1.5倍;2015年、2016年12月份未出现明显极寒天气,市场也未大规模压减,用气相对平稳。由于本文预测不考虑极寒气温的影响,因此2015年、2016年12月用气增幅均有一定的参考性。
  基于2013-2016年12月份消费变化情况,结合2017年增幅变化特点,2017年12月份用气需求按9月份的1.5倍,市场需求量为260亿立方米。如果按月不均匀用量测算,采用全年预期结果2307亿立方米,参照《今冬明春我国天然气市场需求预测及保供措施》[3]系数变化情况及预测思路,2017年12月系数按1.35,预计12月需求量为264亿立方米,两个结果差距较小。
  2017年1月份未出现用气紧张局面,一方面是由于受暖冬的影响,另一方面是春节假期在1月,对天然气市场调节相对有利(假期也是影响市场的主要因素)。2018年春节在2月,假期的因素可以排除在外,预测2018年1月份的天然气市场需求仍参照2017年12月的用气需求,并结合历史消费规律。2013-2016年12月及1月天然气消费量变化见表4。
  根据2013年12月至2017年1月的历史数据变化,近5年仅有2016年1月的用气量较大于2015年12月的用气量(主要受压减以及春节假期的影响),其他年份同期相关系数差距较小。2018年春节在2月份,选取1.01的系数,预计2018年1月天然气消费量为263亿~267亿立方米。
  综上所述,预计2017年12月我国天然气需求量为260亿~264亿立方米,2018年1月天然气需求量在263亿~267亿立方米。如果按日系数1.1考虑,高月最高日出现的市场需求量为9.3~9.5亿立方米。
  2.2有效供应潜力预判
  目前我国天然气管道输气能力约为3500亿立方米,按平稳供气考虑,日供气能力超过10亿立方米,管道供气能力基本能满足2017年冬季市场需求。在保障调节能力方面,我国常规气、进口LNG、进口管道气在冬季保供期间具备一定的调节能力,其中常规资源和进口资源调节能力在20%~30%;进口LNG资源可根据接收站的能力进行调节,基于实际的供应情况以及可调节的规模进行资源潜力预判。
  国内常规气资源主要集中在塔里木、鄂尔多斯以及四川盆地。国家发改委的数据显示,我国常规气田平稳产气量约为100亿立方米/月,高峰期按30%的增量考虑,减去损耗,冬季实际供应市场可达到128亿立方米。进口管道气主要为中亚气和中缅气。根据海关数据,2017年我国天然气月度进口量基本维持在35亿立方米,考虑到新增合同规模,按30%的增量预测,冬季月度资源实际供应量可达46亿立方米。进口LNG在冬季基本处于满负荷供应,首先参照2016年的最大供气能力,其次确定2017年有无新增和扩建的接收站项目,目前来看,主要有中国海油的揭阳LNG和天津LNG接收站投产,增加约2000万立方米/日的供气量。基于此,预测2017年我国进口LNG冬季月度最高供气量可达60亿立方米。加上非常规及煤制气的供应以及地下储气库的调节资源量,预计2017年冬季我国天然气月度有效供应资源总量约为261亿~265亿立方米。
  2.3市场供需问题
  根据上述预测的2017年12月、2018年1月天然气需求量及供应量,如果不受气温的影响,2017年12月、2018年1月天然气处于“紧平衡”状态(见表5)。
  如果气温出现较大变化,天然气未及时、充足供应,市场供需之间的问题将进一步加大。
  1)若受低温等气候影响,市场将出现严重的紧张局面。从市场和资源供需情况判断,供需为“紧平衡”。从日高峰用气量判断,考虑气温的影响,市场需求按高峰日用气系数1.1测算,则日需求量为9.33亿立方米,资源最大日可供能力为9.1亿立方米,市场将出现缺口约2300万立方米/日,出现一定的紧张局面。若2017年冬季气温影响进一步加大,月度需求量进一步提高,以12月为例,相关系数达到1.6,日高峰系数仍按1.1测算,市场日高峰需求量达到9.8亿立方米,市场缺口超过7000万立方米/日。若维持一周时间,供需缺口将超过4.9亿立方米。若2018年1月份气温大幅下降,市场缺口则远远高于7000万立方米/日。此时重点是上游资源能够及时足量供应,进口LNG仍具备一定的调节空间,如果出现2015年的情况,受气候影响无法及时供应LNG,市场供需紧张将进一步加大。
  2)若供应能力或通道不及预期,华北地区面临严重的保供压力。华北地区采暖规模大,受环保政策推动,积极推进“煤改气”工程,天然气需求快速增长,是每年冬季用气高峰保供的重点地区。2016年,华北地区的京、津、冀三省市天然气日最大消费量突破1.5亿立方米,占当时全国日消费总量的20%左右,市场运行波动大,调峰需求不断增高。若将2017年冬季全国高月高日需求量的20%作为华北地区高月高日的消费量,则华北地区2017年冬季日高峰消费量可达1.9亿立方米,较2016年高峰期增加约4000万立方米/日。目前,供应华北地区市场的陕-京线系统(一、二、三线)、唐山LNG接收站在冬季基本实现最大输气能力,中国海油的天津LNG接收站新增气化能力有限,高峰期新增市场需求量主要通过陕京四线保证。如果上述资源供应能力未达到预期,且陕京四线通道在高峰期未完全实现投产运行,华北地区供气紧张局面将加重。
  32017年冬季市场保供的可能方向及建议
  3.1压减用户仍是缓减市场紧张局面的主要措施,但合理推动市场发展尤为重要
  我国历来的天然气保供方式是提前压减甲醇、化肥、乙烯、炼油等下游用户用气规模,同时加大资源供应力度,此举虽然能够大幅度缓减供应紧张的局面,但不利于市场的有序发展。根据市场预测结果,2017年冬季高峰期将出现2300万立方米/日的缺口,如果资源无法实现增供调节,市场仍面临着一定规模的压减。如果2017年冬季气温影响进一步加大,市场缺口达到7000万立方米/日,那么天然气市场为了保供仍将对生产企业油气田自用以及甲醇、化肥、乙烯、炼油等用气行业进行大规模限供。这些行业可压减不低于5000万立方米/日的需求规模,在进口LNG、油气田资源进一步增供保障的前提下,市场基本可实现稳定供应;如果部分资源无法如期足量供应,则市场压减量将进一步加大,尤其是新增的“煤改气”用户或者城市工业用户将面临着进一步的压减。
  2017年我国出台的相关政策首次提出“大力发展天然气”。但是,目前我国天然气调峰设施仍存在一定的欠缺,在市场大力发展的情况下,保供成为面临的主要问题。我国“煤改气”正在如火如荼地进行着,且重点以锅炉改造为主,主要用于商业、生活采暖、工业生产等方面,尤其是商业和生活采暖对保供的要求较高,如果出现供气不足,对生产生活将产生重大影响,不利于市场的发展。笔者认为,2017年冬季“煤改气”新增需求量至少占市场增量的30%左右(接近4000万立方米/日),若仅保持2000万立方米/日的“煤改气”增量,则资源的可调节性增强,即使气温出现较大的变化,市场保供压力也将进一步降低,供气紧张的局面将得到有效缓解。
  因此,为了实现市场的健康平稳发展,降低冬季保供的压力增长,天然气市场的发展还需要根据资源的供应潜力、基础设施建设进度合理推动。“煤改气”也应根据市场发展态势,制定合理的计划,并寻求充足的气源保障,这才是发展重点。
  3.2资源调节作用明显,但价格平衡市场的意义重大
  为更好地保障冬季平稳供气,国内油气田常处于“间歇式”供应状态,即高峰期加大采气负荷,低谷期进行产量压减。石油公司以及区域大型燃气公司均通过进口LNG现货采购进行资源调节,最明显的是2016年LNG现货采购量增加,才使得在极寒天气情况下市场未出现明显的紧张局面。如果2017年冬季出现类似2016年的极寒天气,市场存在较大的供需缺口,则仍将采取加大资源供应的调节方式:常规油气田产能进一步释放,非常规资源尽力增加,进口LNG的资源采购规模不断加大。
  为了加大保供力度,国内天然气供应企业的不均匀供应将成为常态化,在此情况下,各油气田的生产成本以及LNG接收站运营成本均会增加。但是,目前在市场季节性供需矛盾仍然突出的情况下,现有的价格机制并未起到平衡供需变化的作用。天然气作为商品,其价格是平衡市场供需关系的重要体现。政府应鼓励供应商利用价格杠杆调节市场,推行天然气季节性差价、峰谷差价;在冬季时鼓励用气企业错峰生产,发展可中断用户,制定可中断气价等。特别要说明的是,2017年10月,上海首次提出非居民用户实施季节性差价,这对引导用户合理消费,降低用气峰谷差具有重大意义。
  3.3基础设施供应能力不断释放,基础设施建设还需要进一步加强
  近年来,随着包括苏桥储气库、呼图壁储气库、相国寺储气库、双6储气库在内的多个储气库相继投产,我国地下储气库调峰能力显著增加。目前,我国已实现的有效工作气量不低于100亿立方米,2016年实现调峰气量约60亿立方米,预计2017年地下储气库调峰能力将进一步释放。根据各石油公司公开的信息,我国LNG接收站的周转能力超过5000万吨/年。进入冬季供气高峰期,LNG接收站即使在汽化能力满负荷的运行状态下,仍可以利用LNG槽车转运等方式进行市场调节,主要是看接收站的开放程度以及是否具备一定的经济性。随着冬季供气进一步紧张,国内LNG接收站将逐步放开,并促使其他区域性燃气公司加大进口LNG资源的引进。
  在调峰应急方面,地下储气库和LNG接收站均可发挥巨大作用。地下储气库在满足季节调峰方面有一定优势,但受最低库存和压力的制约,在日调峰方面较弱,LNG接收站在满足日调峰方面作用更大,因此需统筹考虑地下储气库、LNG接收站两种调峰手段。目前,我国地下储气库调峰能力仅占全年总消费量的3%,与世界10%的平均水平相距甚远,因此,进一步推动我国调峰设施的建设尤为关键。首先应大力发展地下储气库,使其成为陆上管道天然气调峰的首要方式;其次应适度发展LNG调峰设施,充分发挥LNG的调峰优势。最重要的是,我国应建立完备的调峰体系和健全的管理运营机制,以经济合理的方式确保管网系统供气平衡与供气安全。