中国天然气调峰保供的策略与建议

目前中国天然气供需矛盾较突出,供暖季天然气调峰保供压力较大。为此,在分析中国天然气储运设施调峰保供主要影响因素的基础上,从资源、市场需求及国家能源改革政策等方面阐述了构建中国特色综合调峰保供体系的必要性。研究结果表明:(1)中国天然气储运设施受制于地下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调峰成本和安全风险较高、进口管道气存在着中断风险等影响因素,天然气调峰设施建设进度落后于市场发展速度,难以满足天然气调峰需求量的快速增长;(2)多种类型储气设施并存、多渠道资源供气是未来中国天然气调峰保供的常态,需要建立天然气需求淡季重储存、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性峰谷差巨大的市场。进而提出了中国天然气调峰保供的应对策略与建议:(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中国国情的天然气调峰设施;(3)大力发展地下储气库,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,提升海陆四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,确保国产天然气的供应主体地位;(6)积极利用经济杠杆,采取不同的定价机制,确保供气安全。

欧美地下储气库运营管理模式的启示

地下储气库是调峰保供的有效手段和国家能源安全战略的重要保障。我国地下储气库处于初期发展阶段,运营管理主要采用的是与管道系统统一建设、通过管输费回收建设投资的方式,存在着效益评价体系未建立、运营模式待完善等问题,并由此导致建设的相对滞后,调峰保供能力严重不足。为此,针对性地开展了相关研究,发现欧盟和北美各国储气库在天然气产业发展的不同阶段、不同市场环境及政策法规下,采取了不同的运营管理模式,总体上与本国天然气产业发展国情相适应。据此,借鉴欧美储气库运营模式的经验,对我国地下储气库建设与运营提出几点建议:①储气库建设与管理涉及整个天然气产业链,应分步推进储气库建设、运行和经营的市场化;②加快储运业务相关制度出台,保障储气库业务稳步的发展;③鼓励油气企业建立储气库与已开发油气田之间的联动机制,提升上中下游整体综合效益;④在理顺体制机制的前提下,推进储气库建设融资多元化,充分利用市场化运营机制,降低风险,提升效益。

西南油气分公司天然气产销运行矛盾分析与对策

西南油气分公司天然气主力产气区为元坝气田、川西气田、威荣页岩气。三个产区产销运行系统各自独立,产气区与用户分布不均衡,且产区之间无联通管道,当前各产区只能开展区域内多级调峰和分级保供工作,造成天然气产供销不平衡。为结果仍旧是限制产能或压缩市场。目前借助中石油在川管网系统将元坝与川西实现互联互通,短期内可解决部分供需矛盾,年换气能力14.6亿方,也无法承担将来威荣页岩气和川西雷口坡的开发需求。通过对主力气田“产、运、销”现状及矛盾进行分析,强调联通元坝-川西-威荣页岩气干线管道建设的必要性和紧迫性,提出建立全气田产销调度系统,进一步实现产供储销一体化,确保全气田安全平稳运行。

地下储气库与天然气驱油协同建设实践与认识

油藏型地下储气库(以下简称储气库)协同天然气驱油一体化建设是近年发展起来的一种新的储气库建库模式。为了进一步明确协同型储气库的优劣及应用前景,在分析储气库建设、天然气驱油现状的基础上,阐述了协同型储气库建库的技术原理、阶段划分和关键技术,从建库周期、工作模式、运行方式和风险评估4个方面与气藏型、盐穴型和含水层型储气库进行了对比,分析了一体化建库的优势和实施效果,并展望了应用前景。研究结果表明:①天然气驱油具有重力分异、混相驱替、压力扰动和纳米驱油机理作用,能够大幅度提高油藏的原油采收率;②协同型储气库建设包括驱油、协同和储气库3个阶段,其关键技术包括气窜防控、干预混相、井筒安全和地面集输与流体分离等;③协同型储气库具有建库周期短、油气双效益、周期应力弱等优势;④在试验区开展的一系列储气库协同天然气重力驱油建设试验已经取得了良好的效果,原油产量提高了3倍,中心井组采收率提高了30%,已累计注气7.6×10^(8)m^(3),累计产油114×10^(4)t,累计储气5.1×^10(8)m^(3),天然气调峰保供能力超过100×10^(4)m^(3)/d。结论认为,协同型储气库具有驱油和储气双重功能,能够大幅度提高原油采收率和天然气调峰保供能力,是油气上游业务提质增效的重要方向,值得大规模工业化推广。

“双碳”背景下天然气地下储气库机遇与挑战

在国家“碳达峰、碳中和”背景下,为加快能源结构升级,中国正大力发展天然气清洁能源产业。国内的天然气资源丰富,探明可采储量大,预计2025年可以实现2300×10^(8)m^(3)的天然气产量,2040年实现产量升级,达到3000×10^(8)m^(3)。随着国内天然气消费的快速增长和储气能力的不足,天然气安全平稳供应的矛盾进一步加剧,而天然气储气库则可用于增强天然气调峰应急和保供能力。总结分析了国内地下储气库的发展现状和趋势以及地下储气库建设发展过程中面临的机遇与挑战。未来应快速推进国内储气能力建设,解决复杂储气库重大生产难题,通过资源整合提升国内天然气安全平稳供应的保障水平,促进“双碳”目标的实现。

LNG点供的定位校准与转型升级

LNG点供在技术上与管道供气是并行不悖的,但在业务上二者存在竞争关系。随着上一波“煤改气”的告一段落,福建、山东寿光等地就收紧了政策约束,LNG点供发展的可持续性再次受到质疑。虽然从技术上来讲都是可行的,但在经济性方面点供难以与管道正面抗衡,只适合采取打“时间差”、“价格差”和“政策差”等差异化策略。同时,政府充当了裁判员和运动员的双重角色以及对经济性和公益性的双重追求,决定了政策中“重管轻罐”的现象还比较普遍。虽然在LNG价格低迷和煤改气政策的推动下,近两年点供再次崛起,但2017年冬季LNG价格的暴涨和供气保障不力让用户心有余悸,点供的资产沉没、气价波动、管道竞争、政策约束等风险进一步暴露。LNG点供亟需调整自身定位,积极地转型与升级。首先,不论是自身经济性还是政策支持,点供均应避免与管道正面竞争,明确定位为管道空白区域的供气气源。其次,为了规避资产沉没风险,要控制土建等专用性强的资产规模。同时,要增加调峰和保供功能,延伸产业链,与集中供热和分布式能源等结合起来发展。

“气荒”背景下对用户管理的几点思考

在2017年气荒的背景下,在完成地区保供任务的基础上,对保供举措完善、用气比例结构优化、用户信息沟通、用户档案建立与管理、CNG、调峰用户、分布式能源等不同类型工商业用户的发展及关系维护管理、客户终端流量计应用等用户管理相关内容进行了详细的分析与探讨。