进入21世纪，我国天然气工业迅猛发展，2017年天然气消费量逾2300×108 m3， 同比增长15.3%[1-2]。近年来国家积极推“煤改气”，大幅度提高了天然气的消费量，尤其是京津冀及周边地区“煤改气”使供暖季天然气消费量猛增，导致天然气供暖季的调峰保供形势更加严峻。如何缓解供暖季调峰压力，确保天然气供应是当前必须面对的问题。
1 制约中国天然气调峰保供的主要因素
中国天然气调峰方式包括地下储气库（以下简称储气库）调峰、LNG调峰、气田放大压差调峰和进口管道气调峰[3]。上述调峰方式联合使用保证了供暖季民用气的需求，但仍需压减甚至中断部分工业及商业用户的供气[4]。国家《“十三五”天然气发展规划》明确提出2020 年天然气消费在一次能源消费中的比例提升到8.3%～10%，天然气消费量要超过3600×108 m3。分析制约我国天然气调峰保供的主要因素，对提升中国未来天然气调峰保供能力具有重要的意义。
1.1 复杂多变的地质条件导致储气库建设、快速达容达产难度大
中国油气成藏地质条件极其复杂，气藏建储气库多具有埋藏深度大、储层物性以中低渗透率为主、流体关系复杂的特点[5-7]。盐穴建储气库以陆相盐湖沉积盐层为主，具有夹层多、品位低的特点（表1）[8-19]。复杂的建库地质条件导致储气库建设选址难、设计难、施工难、建设周期长[20-21]。
表1 国内外储气库地质情况对比表
受复杂成藏地质条件的影响，气藏型储气库多需经历较长的扩容达产阶段。如我国最早投运的大港储气库库群经历14个达容周期[22]，达产率仅60% 左右；呼图壁、相国寺、苏桥、陕224、板南等储气库已经历3～4个注采周期，目前尚未达容达产，预计要实现达容达产至少还需要经过2～3个注采周期。
建库地质条件的复杂性直接影响了储气库的建设、达容达产进程，成为制约我国天然气调峰能力迅速提升的关键因素。
1.2 放大压差式的气田调峰，可能对气田造成伤害，其调峰能力进一步扩大受到限制
在供暖季气田调峰，中国石油长庆油田公司（以下简称长庆油田）、青海油田公司（以下简称青海油田）和塔里木油田公司（以下简称塔里木）主要采用气田放大压差生产方式调峰，气田生产负荷因子大于1，造成部分气田出水加大、出砂加剧和边底水入侵等，影响了气田的整体开发和经济效益[23]。如克拉2气田2011—2013年连续3 年在供暖期采用放大压差式进行调峰，负荷因子介于1.04～1.09（气田开发管理纲要规定负荷因子介于0.8～0.9），导致气井产水，局部水体锥进严重，气田提前见水，气田调峰能力大幅度下降。长庆油田、青海油田放大压差式的提产也不同程度地造成了气井产能下降、出水、出砂加剧的情况，要大幅度提升气田调峰能力难度极大。
1.3 LNG 调峰的成本和安全风险较高
LNG接收站具有快速灵活、周转快的特点，有着极强的应急调峰能力。中石油的唐山LNG、江苏LNG和大连LNG接收站最大日供气能力达到9900×104 m3，其调峰能力在应对供暖季高峰用气日调峰中可发挥不可替代的作用，但其持续调峰能力则受储罐容量、码头接收能力、接卸能力、气化能力、外输管道能力和LNG供气源等的影响。LNG供气源受制于国际LNG 市场及供应能力的限制，尤其是现货市场具有价格波动大、采购不确定性大特点，其调峰成本和安全风险较高。同时，由于受制于海事条件和天气条件，LNG调峰的不确定性较高[24]。
LNG接收站及外输管道的建设费用及利用率直接影响调峰成本，若仅将LNG作为供暖季调峰设施，其利用率必然大大降低，势必大大提高调峰成本。
1.4 进口管道气存在无序下载和违约风险
我国已形成西北、西南、东北和海上天然气进口通道格局，2016年天然气对外依存度已达到34.9%[25]，而2017年天然气对外依存度接近40%。目前陆上进口管道气主要来自中亚和缅甸，不久的将来，俄罗斯也将成为我国进口管道气来源。2016年和2017年中亚管道出于多种原因，土库曼斯坦单方面多次减供，加之乌兹别克斯坦、哈萨克斯坦的无序下载，日减供量与合同供气量相差（2000 ～ 5000）×104 m3，给西气东输沿线及京津冀地区调峰保供造成巨大的压力。在未来一段时间内，违约减供和无序下载的风险依然存在。
1.5 绿水青山清洁发展战略对煤改气要求迫切，天然气调峰保供压力陡增
为实现绿水青山清洁发展的战略，2017年环保部印发《京津冀及周边地区2017—2018年秋冬季大气污染综合治理攻坚行动方案》[26]，要求“2+26”城市在2017 年10月底完成以电代煤、以气代煤300万户以上。京津冀及周边地区实施煤改气后，相继在河北、山东、山西和河南等省出现气荒，上述发展目标要得以实现，天然气年消费量平均增量需超过300×108 m3，调峰保供压力势必进一步增大。
2 构建中国特色天然气综合调峰保供体系的必要性
2.1 天然气调峰设施建设落后于市场发展，天然气调峰保供体系尚待完善
天然气调峰设施一般指地下储气库、LNG（接收）调峰站和储气球罐等，气田和管道具有重要的调峰作用，但一般列入天然气调峰设施体系中。
2011年利用所得税返还政策相继开建的6 座储气库，2015年已全部建成，目前正处在扩容达产阶段，大部分尚未达到设计能力。近年启动的新建储气库项目只有中石化的文23储气库，新库建设步伐明显放慢。近年储气库调峰能力持续增加，主要缘于2011年启动建设的6座储气库全面进入扩容达产阶段。国内天然气骨干管道长度为7.4×104 km，年天然气管输能力为2800×108 m3，与之配套的储气库25座，天然气调峰量为100×108 m3，与美国、欧盟和俄罗斯相比，储气库调峰比例明显偏低（图1）。
图1 国内外天然气管线长度和储气库规模对比图
LNG调峰站包括2大类：①一类是沿海建成的大型LNG接收站，其不仅能满足沿海地区淡季的天然气基本需求，还在供暖季具备一定的调峰能力，如江苏LNG、唐山LNG和大连LNG；②另一类属于完全以应急及供暖季调峰为目的的调峰设施，如上海五号沟LNG调峰站和陕西杨凌LNG调峰站等。近年沿海特别是环渤海湾地区大型LNG调峰站建设步伐不能完全满足快速发展的天然气调峰需求，完全以应急及供暖季调峰为目的的调峰设施近年发展较快，但仍不能满足供暖季的调峰需求。
总体看来，天然气调峰设施建设落后于市场发展，天然气调峰保供体系尚待进一步完善。
2.2 多类型储气设施并存，多渠道资源供气是我国天然气调峰保供的常态
国内冬季主要采用储气库、气田、进口管道气和LNG接收站等综合方式进行天然气调峰，调峰能力逐年增强。统计资料表明，2016年中石油销售天然气1 390×108 m3，天然气调峰量为155×108m3，其中储气库调峰量占34.2%，气田调峰量占26%，进口管道气调峰量占18.1%，LNG调峰量占18%（图2）。从图2可以看出，气田调峰量趋于稳定，储气库调峰、进口LNG调峰及管道气调峰增长趋势明显。
图2 中石油历年不同调峰手段的贡献量图
总体来看，多类型储气设施并存，多渠道资源供气是我国天然气调峰保供的常态。
2.3 需建立淡季重储存、旺季强优化的天然气调峰保供体系，满足北方供暖区季节峰谷差巨大的市场
我国多样化的气候条件决定了需要构建差异化的天然气调峰保供体系，一月份平均气温0 ℃线以北为传统集中供暖区，0～4 ℃线之间的区域（长江中下游大中城市）有供暖需求，4～8 ℃线也有短期采暖需求。
中国天然气需求淡季和旺季明显，由于取暖用气消费比重大，且可中断用户较少，导致供暖季天然气调峰保供压力极大。2016年北方地区天然气取暖面积共约22×108 m3，天然气用量为259×108m3，加之长江中下游大中城市及部分一月平均气温4～6℃的地区有短期采暖要求的用户也需要利用天然气采暖，冬季天然气采暖需求量可能超过300×108 m3，而这部分需求均属于调峰用气。
要满足北方供暖区季节峰谷差巨大的市场，储气库需在天然气需求淡季尽可能多注气，在天然气需求旺季尽可能多采气；北方大型LNG接收站在充分利用现有储罐及气化能力的基础上，尽可能在天然气需求旺季安排采购现货；隶属于地方政府及燃气企业的以应急及供暖季调峰为目的的LNG调峰站应根据市场需求在天然气需求旺季到来之前做好储备；气田调峰产能建设应及早安排，尽量减少以放大压差为方式的天然气调峰；进口管道气应和供气国及管道途经国家做好协调，尽量减少违约供气及无序下载。尽早建成在天然气需求淡季重储存、在天然气需求旺季强优化的调峰保供体系，以满足北方供暖区季节峰谷差巨大的市场。
2.4 能源领域深化改革的迫切性对天然气调峰保供体系提出更高要求
国家《能源发展战略行动计划（2014—2020年）》[27] 明确“增强能源保障能力和优化能源结构”两项任务，加大推进天然气市场化改革力度，近年来密集出台一系列配套政策（图3），均对天然气调峰保供提出了更高的要求。
图3 国家近年来出台的关于天然气业务改革相关政策统计图
3 天然气调峰保供的主要应对策略与建议
3.1 加快推进全国天然气输配管线建设，实现互联互通
鉴于天然气管网是最主要的风险，为了满足天然气输配要求，需要采取相应措施提升天然气管道建设和运营能力。
1）加快实施天然气输配管网建设投资多元化，积极引入社会资本参与国家基础管道投资，并以此推动国家石油公司的混合所有制改革。
2）继续落实国家《油气管网设施公平开放监管办法（试行）》等有关办法和措施，促进油气管网的第三方准入，加快油气管网设施公平开放，有效匹配天然气供需，提高天然气管网设施的利用效率。
3）进一步提高天然气管道建设能力。随着管道独立运行，进一步开放天然气管道建设市场，培育并提高社会施工建设能力，鼓励符合资质的社会建设施工能力进入天然气管道建设市场，发展壮大管道建设施工队伍。
4）目前中国主要天然气管网属于中石油、中石化和中海油，三大公司天然气管网尚未达到互联互通。加快主要管网互联互通对调剂天然气用户需求、提高天然气调峰保供能力有重要意义。2017—2018供暖季，中海油从广东管网反输西气东输二线、中海油天津滨达管道与中石油天津管网成功对接，实现了互联互通，为有效释放华北地区的供气能力、保障京津冀地区的天然气调峰保供发挥了重要作用。
3.2 因地制宜地发展适合我国国情的天然气调峰设施，完善综合保供体系
鉴于我国天然气资源区与消费市场分离、建库资源分布不均的特点，结合国内实际情况，因地制宜发展各种天然气调峰设施。天然气调峰设施总体布局：①近期采取储气库、LNG和气田共同参与调峰，中远期以储气库为主，LNG和气田调峰作为补充，发展可中断用户，减少其他用户的压减气量；②在供气调峰方式上，季节调峰主要依靠储气库，必要时用LNG终端作补充，城市月高峰用气鼓励发展LNG调峰设施，与季节型调峰的储气库联合使用。
3.3 大力发展储气库，使其成为天然气调峰的首要方式
储气库是一种最有效、最经济、适用范围最广的调峰手段，目前我国储气库调峰气量占天然气消费量的比例仅为4%，远低于发达国家10% 的平均水平，应进一步加快储气库的建设力度。
1）储气库建设方式：首选枯竭油气藏，其次是盐穴和含水层。
2）储气库建设规模：近期以调峰储备为主；远期可以考虑储气库战略储备，逐步使工作气量占天然气消费量的比例超过10%。
3）储气库布局：因地制宜、重视保重点消费区，兼顾区域调配，优先部署在天然气进口通道、长输管道沿线、消费市场中心附近。在库址资源丰富地区（如西北和西南地区）投运储气库满足本地区天然气调峰需求的同时，部分余量可作为应急储备以应对各种原因造成的供气中断，同时可以考虑开采的大气田，如塔里木的克拉2气田；在库址资源相对稀缺的天然气消费区（如环渤海、长三角、中西部、中南、东南沿海地区）应加大勘探评价力度，继续寻找有利的建库目标，满足本地区天然气调峰需求，同时利用天然气管网实现临近富余区域的天然气调配，以缓解天然气调峰压力；对于天然气枢纽地区如中西部地区，地处长庆气区与陕京、西气东输各大输气干线交汇处，应加大该地区的库址筛选和建库力度，增加储气规模，使其成为储气调峰的应急枢纽，利用在此交汇的各条输气管线实现向周边地区调配天然气的目的。
3.4 充分发挥LNG 的调峰优势，适度发展LNG 调峰设施，提升四大能源通道的综合利用水平
1）LNG目标市场的调峰需要通过LNG资源不均匀购买、冬季现货采购、多建LNG 储罐并结合用气量管理来实现冬季短期高日调峰，进一步优化长约合同的定价和资源保障机制，协调好现役14座LNG接收站长贸与现货、气化日调峰与液态销售的关系，确保LNG 接收站的高效运转。
2）积极加强与能源通道有关资源国的沟通协商，签署补充协议等以保障项目的资源供给和管道安全运行。
3.5 加大天然气供给侧保障力度，确保国产气的供应主体地位
近几年，受价格、资源及宏观经济等因素的影响，国产天然气增速放缓，未来天然气产量持续快速增长，非常规气比例将逐步上升，应继续加大天然气供给侧力度，加大重点气田的产能建设。
3.6 积极利用经济杠杆，采取不同的定价机制，确保供气安全
欧美国家实行天然气峰谷价，美国天然气冬夏季的价格相差50%以上，法国冬季气价是夏季的1.2～1.5 倍[28]，客观上起到了机动调整调峰用气量的作用。中国应积极研究天然气峰谷价格，通过制订不同用气时段的“峰谷价格”等方式引导市场的天然气“调峰”能力建设，利用价格杠杆引导天然气用户合理避峰。
4 结论
1）中国目前尽管已建立以储气库、气田、进口管道气和沿海大型LNG 接收站等构成的天然气综合调峰保供系统，但天然气储运设施受制于储气库建库地质条件复杂、气田放大压差式调峰影响气田开采寿命、LNG 调峰的成本和安全风险较高、进口管道气存在中断风险等，天然气调峰设施建设落后于市场发展，仍然难以满足天然气调峰需求的快速增长。
2）结合国内天然气资源、市场需求及国家能源改革等方面综合考虑，未来多类型储气设施并存、多渠道资源供气是我国天然气调峰保供的常态，需要进一步建立天然气需求淡季重储存、天然气需求旺季强优化的调峰保供体系，以满足北方供暖区天然气需求量季节峰谷差巨大的市场。同时也符合国家对能源领域深化改革的要求。
3）中国天然气调峰保供6点应对策略与建议：①加快推进全国天然气输配管线建设，实现互联互通；②因地制宜地发展适合我国国情的调峰设施；③大力发展储气库，使其成为天然气调峰的首要方式；④充分发挥LNG 的调峰优势，适度发展LNG调峰设施，提升海陆4大能源通道的综合利用水平；⑤加大天然气供给侧保障力度，确保国产气的主体作用；⑥积极利用经济杠杆，采用不同的定价机制，确保供气安全。
参考文献：
来源：天然气工业
