中国油气管网八年翻倍?

来源：中国石油石化

国家发展改革委和国家能源局印发《中长期油气管网规划》(以下简称《规划》)，重点对2016年—2025年我国油气管网建设进行了规划，并对2030年进行了远景展望，为中长期油气管网建设提供了依据。

　　总体来看，《规划》从我国的国情、未来管网的利用率方面来看均切实可行，再加上政策上、财政上保障措施到位，实现指日可待。细细解读《规划》内容，亮点频现。
 

　　《规划》目标较为可行
 

　　我国与美国国土面积相当，但我国原油、成品油、天然气主干管道里程分别为2.7、2.1和6.4万公里，分别只有美国的23%、19%和13%，中国的石油和天然气消费也仅有美国的67%和27%，未来需求的增长潜力还很大，同样对管网的需求也将持续增长。再加上油气供应安全是我国能源安全的关键，目前我国油气对外依存度已分别达到65%和34%，未来仍将继续上涨。管网是连接资源和市场的桥梁，通过适度超前建设，可以尽快扩大市场规模，并降低运输成本和用户用能成本。
 

　　《规划》提出到2025年，我国油气管网规模将达24万公里。具体来看，成品油管道、天然气管网和LNG接卸能力都要较2015年翻一番，原油管道也要增加37%左右。按《规划》要求，届时100万人口以上的城市(目前全国有100多个，主要为中东部的省会城市和部分地级市)成品油管道基本接入，50万人口以上的城市(全国有200多个，包含省会城市和大部分地级市)天然气管道基本接入。由此，未来油管道相当于对其他运输方式的替代，具有运力大、成本低的竞争优势，国内对油气资源的利用将更为方便。到2030年，天然气利用将逐步覆盖至小城市、城郊、乡镇和农村地区，基本建成现代油气管网体系。
 

　　为了更好的实现，国家发改委在政策上、财政上均有不同层次的支持。政策方面，《规划》提出，完善油气管网公平接入机制，实现管输和销售分开，并且管道运输公司要定期公开各类管线接入标准，向第三方市场主体提供服务价格、剩余管输和储存能力等必要信息。这其实是管网互联互通的前提，也是更好实现第三方准入的必要条件。在财政方面，由于完成《规划》目标预计要新增投资2万亿元，《规划》在保障措施中提出了解决办法，如加大中央预算内投资，创新油气管网投融资机制，拓宽融资渠道，鼓励社会资本投资油气管道项目，保障合理收益等。再加上国内也有成熟的管道建设队伍，在投资建设上应该不成问题。由此，2025年天然气管道如期建成投产后，届时我国天然气消费占美国的一半左右，虽然主干管道长度也仅有美国的1/4左右，但管道利用率基本可以保证在较为正常的水平。
 

　　总体来看，《规划》从我国的国情、未来管网的利用率方面都切实可行，再加上政策上、财政上保障措施，未来的实现也是指日可待。
 

    亮点一：管网互联互通

　　《规划》提出，“加强互联网+、大数据、云计算等先进技术与油气管网与信息等领域新技术创新融合，加强油气管网与信息基础设施建设的配合衔接，促进“源-网-荷-储”协调发展、集成互补”。具体《规划》提出，坚持“西气东输、北气南下、海气登陆”原则，加快建设西气东输三线、陕京四线、川气东送二线等主干管道，逐步形成“主干互联、区域成网”的全国天然气基础网络。这是个新要求，非常有必要，因为相互连通才更容易形成网状结构，才能使不同企业、不同地域的资源更易于实现相互调剂，促进总体供应安全水平的提高。
 

　　目前，我国油气领域已建成了由数十个子系统组成的油气生产和供给信息化系统，实现了全产业链生产监控和运营管理。其中，油气管网通过SCADA系统实现自动控制、数据采集与传输，并建成多种业务管理与优化系统，实现油气产运储销贸一体化优化。
 

　　此外，管道的互联互通也有尝试，但尚不普遍，如中国石油西南油气田分公司与中国石化(600028,股吧)西南油气分公司冬季燃气供应实现互联互通，提升了川北地区工业和民用天然气供应能力。为进一步实现互联互通，需要加强干线之间及相邻省区市的联络线建设。为此，《规划》提出新建青岛—南京、保定—石家庄—郑州、鄂尔多斯—银川、赣闽线、琼粤线、青藏线等天然气管道，以实现全国主干管道全覆盖、全联通。此外，《规划》还提出适时建设煤层气田与天然气输气干线间的联络输气管道，研究规划华北沿海和东南沿海线LNG互联互通工程。
 

　　互联互通牵涉到统一的管理问题，如果各家干各家的，互联互通就容易形成混乱。由此，《规划》方向清晰，目标和任务明确，需油气行业付出坚持不懈的努力，实现互联互通的前提，首先需要管网的独立运营，起码在管理上需要独立，且第三方准入也需要切实推进并基本实现。
 

　　亮点二：管道流向合理
 

　　2004年，随着西气东输管道的建成，我国陆续建成了陕京管道系统、川气东送、甬沪宁、兰郑长等一批长距离、大输量主干管道。原油、成品油、天然气三大管网初具规模，形成了“北油南运”、“西油东运”、“西气东输”、“海气登陆”的供应格局。《规划》明确，为完善原油管道布局，形成西北与西南相连、东北与华北华东贯通、沿海向内陆适当延伸的“东西半环、海油登陆”的格局。要进一步优化成品油管道网络结构，以主干管道和炼化基地为中心，建设周边辐射、广泛覆盖的区域性成品油支线管道，基本形成“北油南运、沿海内送”的成品油运输格局。具体实施方面，《规划》对原油管道、成品油管道、天然气管道均提出了新的要求。
 

　　从原油管道来看，《规划》中除了西北、东北方向的新增管道，其它“海油登陆”管道中有一半左右建在山东或经过山东路径，这对于山东地炼是个利好。山东地方炼厂一次常减压装置产能高达1.6亿吨/年，而山东省内油品运输以公路、铁路运输为主，成本高、效率低，尤其是地炼企业配套油品输送设施严重不足。若规划的原油管道如期建成投用，节省的运输成本将达到几十亿元。《规划》还提出，为对接中巴原油管道，研究规划喀什—鄯善原油管道，显示在中巴经济走廊新建原油管道、承接中东进口原油的可能性较大，与此同时，该管道与中合原油管道国内段相连，此管道离中东资源地更近，海上运输风险会大幅降低。此外，《规划》提出进一步向贵州、重庆和成都延伸中缅原油管道，这是为了进一步消纳中缅管道进口原油，贵州本地无炼厂，有建设需求，但也要考虑贵州周边及全国炼油产能布局及平衡情况，因此文中提出“适时建设”。
 

　　从成品油管道来看，规划成品油管道则主要集中在东中部地区，可有效降低东中部地区成品油运输成本。西部地区地广人稀，需求较少，铺设管道经济性相对较差，项目施工难度也大。但西部地区又具有战略性，且是陆上丝绸之路经济带的重要途经地，规划研究的西宁—格尔木成品油管道是有必要的，一方面可以促进当地经济发展，另一方面特殊情况下可以保障油品的快速供应，但要注重生态保护，而且还需要财政资金的支持。
 

　　在成品油供应总体富裕的情况下，目前及规划的成品油管道流向主要是向炼能不足地区集中，主要包括华中地区和西南地区，《规划》中的“北油南运通道”及“沿海内送通道”体现了这一方向。成品油管道的建设要注重优化，方向上也要考虑部分地区的新上产能，如华南内送通道中广东输往云南的成品油管道，会与云南当地新上炼油能力形成竞争局面。
 

　　在天然气管道方面，大的格局和流向没有太大变化，依然是“西气东输、北气南下、海气登陆”，在“中长期天然气主干管网规划示意图”中，可看到一条新疆北部南下的天然气管道，是为承接将来的中俄西线做准备。煤制气管道是未来重点之一，但不确定性也大，需要资源和项目的落实。
 

　　除了需要加快建设的新疆煤制气外送管道，《规划》还提出，“结合煤制气项目进展，分期建设新疆、鄂尔多斯等地区煤制气外输管道”，未来新疆除了准东地区，可能在伊犁等地区还会建设煤制气外输通道或连接线。
 

　　此外，《规划》中的保定—石家庄—郑州天然气管道，则有保障雄安新区未来天然气需求的考虑。开展LNG江海联运试点，规划建设芜湖等长江LNG内河接受(转运)站，则是与沿江成品油管道布局一脉相承的，《规划》对于相对清洁、安全的LNG的水运是支持的，这是扩大天然气消费、减少空气污染的有力途径，但需要尽快建立和完善相关技术、标准和准入政策，尽快突破试点阶段。
 

    亮点三：调峰能力快速增长

　　目前，我国油气储备及应急调峰体系已初步建立。截至2016年底，我国石油战略储备能力达到3530万立方米，可满足全国34天的石油消费;我国地下储气库工作气量76亿立方米，占2016年天然气消费量的3.7%。相对于石油储备规模超过90天消费量、天然气地下储气库工作气量占消费量10%~15%的国际水平，我国油气储备规模仍然较小。
 

　　《规划》明确，加快天然气储气调峰设施建设，逐步建立以地下储气库和LNG储气设施为主、气田为辅的应急调峰设施系统，到2025年实现地下储气库工作气量超过300亿立方米。由此，《规划》提出新建干线管道配套储气库工作气量应达到管道设计年输量的10%以上;新建、扩建LNG接收站应达到年接收能力的10%以上。这样，到2025年新建干线管道和LNG接收站配套调峰能力已较为接近国际水平了，比目前全国3%的平均水平高出甚多，估计可以达到届时全部消费量的7%，从而大幅提升国内储气调峰水平。
 

　　我国油气储备与应急体系建设应结合自身建库资源条件、油气消费特征、管网布局结构，构建多种方式互补的油气储备体系。其中，石油储备以地下水封洞为主、地面储罐储存为辅;天然气储备以地下储气库和LNG储罐为主，气田为辅。
 

　　目前，从我国石油战略储备来看，第一期已完成，全部为地面储罐形式，第二期正在建设中，除了黄岛为地下水封洞形式，其他仍为地上储罐。由此，《规划》提出，“政府储备以地下水封洞为主、地面储罐储存为辅”，意味着国家石油储备基地三期工程建设将以地下储存为主。