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国外LNG接收站调峰实践及启示

日期:2021-11-25    来源:能源

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2021
11/25
10:30
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关键词: LNG接收站 LNG调峰 天然气储气库

近些年,中国天然气消费采用的季节调峰手段主要包括气田调峰、地下储气库调峰和压减可中断用户用量3种方式,液化天然气(LNG)接收站通常仅在局部地区和时段发挥调峰作用。2018年,国家发展与改革委、国家能源局印发《关于加快储气设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的意见》,明确了供气企业、城镇燃气企业和地方政府的储气调峰责任,并将LNG接收站正式纳入了储气调峰体系。

在政策推动下,市场对于LNG接收站的建设热情高涨:沿海省份规划了众多LNG接收站项目以满足当地调峰需求,内陆省份也通过参与沿海LNG接收站建设或购买服务等方式获得权益储气能力。可以预计,LNG接收站在中国季节调峰中的地位将得到明显提升。但是,由于LNG接收站定位、功能、设施等与储气库相差较大,适应中国天然气市场现状和LNG接收站特点的调峰策略仍需探索。本文在分析LNG接收站调峰特点的基础上,系统总结国外LNG接收站参与调峰的实践经验,梳理中国LNG接收站在调峰中发挥的作用和暴露出的问题,提出不同地区LNG接收站参与调峰的建议。

1LNG接收站调峰特点

LNG接收站具有生产设施和储气调峰设施的双重属性,可以作为气源点,接收LNG船货后汽化或装车投放市场;也可以作为调峰设施,接收LNG船货后储存在配套储罐中,待用气高峰期再外输供应市场。与地下储气库相比,LNG接收站的功能更为多样化,特点更为鲜明。

1.1优点

1.1.1站址选择范围相对较大

LNG接收站对地质构造的要求相对简单。根据《液化天然气码头设计规范》,地质构造简单、不存在晚近期活动性断裂、与人口密集地区保持安全距离的水域即具备建设LNG接收站的可能性。另外,LNG接收站具备较高的建设弹性,接收能力从60万吨/年到1000万吨/年以上,储罐罐容从2万立方米到20万立方米以上,可以通过选择不同建设规模适度放宽对地质和水文条件的要求,进一步扩大了选择范围。

与之相比,地下储气库本身一般是良好的油气田或盐矿,属于国家管控的矿产资源,中国三大石油公司以外的经营主体很难获取到适合建库的库址资源。

1.1.2通常与市场紧密相邻

LNG接收站所在的沿海、沿江地区,本身就与经济中心和天然气需求中心高度重合,可以就近供应市场,避免了高昂的管道建设投资和使用成本。特别是随着国家管网公司的成立,“两部制”管输费将在中国逐步推广。根据发达国家“两部制”管输费实践,用户可能需要按高月均日甚至高月高日管输量来预订管输能力。在此背景下,LNG接收站就近调峰和有效降低管输成本的优势将进一步凸显。与之相比,地下储气库是“地上服从地下”,必须建设在具备相应地质构造条件的地区,往往远离消费市场,需要通过长输管道进行远距离调度,一方面导致长输管道需按照高峰期的用气量确定输气能力,增加了设施的建设投资和用户使用成本;另一方面使得储气设施难以及时响应市场的短时需求,易导致突发需求时远水难解近渴。

1.1.3外输能力强,经营更灵活

由于功能定位的差异,LNG接收站配套的外输能力要明显高于地下储气库。以2018年投产的天津南港LNG接收站为例,该站设计接收能力为600万吨/年,配套16万立方米LNG储罐4座,折合储气能力4亿立方米,汽化外输能力为5500万立方米/日,平均每亿立方米储气能力配备了1375万立方米/日的汽化外输能力。地下储气库主要用于满足季节调峰,中国通常按照200日注入、100日采出的方案建设注采能力,每亿立方米储气能力对应的日采出能力约为100万立方米/日;即使是更为注重注采能力建设的美国储气库,每亿立方米储气能力对应的日采出能力也仅为300万立方米/日左右。二者相比,LNG接收站外输能力相当于地下储气库采出能力的10倍以上(见图1),可以更好地满足市场突发需求,也为开发多样化经营提供了基础。

1.1.4无需垫底气,罐容利用率高

LNG储罐仅需保留少量液体满足潜液泵启动要求和维持罐内的低温环境,罐容利用率可以达到90%以上。而地下储气库需要留有一定比例的垫底气,通常难以采出调峰。以美国为例,盐穴型储气库垫底气占总库容的比例平均为30.8%,枯竭气藏型储气库为45.1%,含水层型储气库达到70.5%。垫底气占用了储气库建设过程的大部分投资,但不能直接参与日常调峰,只能待储气库废弃后采出。

1.2缺点

1.2.1显著增加接收站投资

LNG接收站具备生产和调峰双重功能。当仅考虑生产时,接收站储罐、汽化器和外输管线等设施可以按照平稳生产计算工艺参数;但是,在需要承担调峰功能时,接收站需要预留较大的接收、储气、汽化外输能力,降低设施利用率。以华北地区600万吨/年的接收站为例,当均匀供气时,3座16万立方米储罐即可满足接收需求;当考虑市场月、日和小时波动时,需要7座16万立方米储罐才能满足调峰需求,严重影响了接收站的利用率和经济性。

1.2.2中间环节多,可靠性相对较差

LNG接收站储气调峰包括天然气开采、管输至液化厂、液化、远洋海运、接收汽化、管输至市场6个环节,地质灾害、恶劣气候、装置故障均可能影响整个业务链条的运转(见表1)。除此以外,多数业务环节均位于国外,当国际政治格局变化或相关国家政策调整时将直接影响中国能源供应安全。地下储气库仅涉及天然气开采、管输至储气库、注入储存和采出、管输至市场4个环节,整个业务链条都位于国内,绝大部分环节均在地下进行,除地震、泥石流等极端自然灾害和人为破坏外,基本不受其他外界因素影响,安全性和可靠性明显高于LNG接收站(见图2)。

2国外LNG接收站储气调峰策略

全球已建成LNG接收站135座,主要分布在天然气对外依存度高、调峰需求大的东北亚和欧洲地区。各国根据自身地质资源禀赋和天然气供应格局,探索出了适应本国国情的储气调峰体系,LNG接收站在其中发挥了不同程度的作用。

2.1欧洲

欧洲是最早建设和使用LNG接收站的地区,世界上首座LNG接收站于1969年在西班牙巴塞罗那建成并投入使用。目前,欧洲地区建成投产接收站22座,主要分布在西欧和南欧国家,总接收能力达1.58亿吨/年(见图3),LNG储罐罐容为1101.9万立方米,折合储气能力68.9亿立方米。2019年,欧洲LNG进口量为8500万吨,相当于欧洲全年天然气消费量的22%,接收站设施利用率为57%。

欧洲的天然气大部分依赖外部进口。2019年全欧天然气消费量为5541亿立方米,其中进口量为3533亿立方米,对外依存度为63.8%。为保障用气安全,欧洲致力于进口气源的多样化,开辟了俄罗斯、阿尔及利亚、利比亚、挪威和进口LNG气源,建立起了包括气田、地下储气库和LNG接收站在内的多元化储气调峰体系。

图4展示了欧盟各气源和调峰设施在2018年4月至2019年3月间供应和需求的波动情况。在这一个供气周期中,需求端出现了明显的低谷-高峰变化,夏季消费低谷为6.94亿立方米/日,冬季消费峰值为25.99亿立方米/日,日峰谷比为3.74。在供应端,进口管道气相对平稳,LNG出现明显的夏低冬高特征,地下储气库则是夏季大量注入,冬季高速采出,在平抑需求的季节波动方面起到了至关重要的作用。

图5对比了用气低谷日和高峰日主要气源和调峰设施在总供应中所占比例。可以发现LNG在低谷日的供应中占比约为7.6%,在高峰日约占11.2%,占比低于地下储气库和俄罗斯供应天然气、挪威供应天然气以及欧盟自产气,在调峰体系中起次要和辅助的作用。

2.2日本

日本天然气的供应和调峰几乎全部依托LNG接收站。目前,日本仍是全球LNG进口规模最大的国家,也是LNG接收站能力最大的国家。截至2019年底,日本已投产LNG接收站37座,合计接转能力达2.0亿吨/年,储罐总容量为2038万立方米。2019年日本天然气消费量为1081亿立方米,LNG进口量为1055亿立方米,对外依存度高达96%,LNG接收站设施负荷率为38%。

日本的LNG接收站可分为调峰型和生产型两类。调峰型接收站储罐多、罐容大、接收能力强,主要由几个较大的区域性燃气公司或电力公司运营。例如由东京天然气公司运营的袖浦(Sodegaura)LNG接收站,配套有33个LNG储罐,总罐容为254万立方米,接收能力达3550万吨/年。生产型接收站主要由终端用户或贸易商运营,例如北陆电力公司运营的富山新港(ToyamaShinko)LNG接收站,总罐容为18万立方米,接收能力为180万吨/年(见表2)。

除建设大型化的LNG接收站外,日本在LNG进口节奏上也充分考虑了其国内天然气调峰的需求。图6展示了2019年不同月份的LNG进口量变化。可以发现,日本的LNG月进口量呈现出明显的夏低冬高特征,高峰出现在1月,为758万吨;低谷出现在6月,为531万吨,峰谷比为1.4。另外,中长协LNG在调峰中发挥的作用要高于现货,现货LNG的进口基本稳定,从3月至12月维持在每月100万吨左右的规模;而中长协LNG的进口量呈现明显季节波动,高月进口量是低月的1.7倍。

2.3韩国

韩国与日本类似,几乎完全通过LNG接收站来解决天然气进口和调峰的需求。截至2019年底,韩国已建成投入商业运营的接收站6个,合计接转能力为1.2亿吨/年,合计总罐容为1260万立方米(见表3)。

韩国LNG接收站同样可分为调峰型和生产型两类。其中,仁川(Incheon)、平泽(Pyeongtaek)、三陟(Samcheok)和统营(Tong-Yeong)4座接收站为调峰型接收站,均设置了10至20座LNG储罐,单站总罐容达到300万立方米左右。最大的平泽LNG接收站建设了23座LNG储罐,总罐容达到336万立方米,折合储气能力为21亿立方米。这4座调峰型接收站均由韩国天然气公司运营。规模较小的保宁(Boryeong)和光阳(Gwangyang)接收站由保宁LNG公司和浦项制铁(Posco)建设运营,仅用于与之配套的终端利用项目。

在LNG贸易中,韩国也考虑了其国内调峰的需求,但策略与日本有所差别。2019年,韩国进口LNG总量为4074万吨。其中,长协LNG保持在250万吨/月的进口规模[10],高月为288万吨,低月为207万吨,月峰谷比为1.4;现货LNG波动较大,进口高月为169万吨,低月为51万吨(见图7),月峰谷比为3.3。可以发现,现货LNG在韩国季度调峰需求中扮演着更为重要的角色。

2.4 国外经验

2.4.1 LNG接收站应尽量与储气库配合,形成多元调峰体系

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LNG接收站需要沿海岸线资源,地下储气库则需要合适的库址资源,因此,各国在建设自身储气调峰能力时需要充分结合本国地质条件。欧洲内陆国家缺乏岸线资源,韩国则缺少适宜的陆上库址,因此只能通过单一的储气库或接收站来满足调峰需求。在同时具备接收站和储气库的建设条件的国家,地下储气库由于规模大、成本低的优点更受青睐,成为调峰的首选方式。例如岸线和库址资源均较为丰富的法国、意大利等国,地下储气库工作气量要明显高于LNG接收站储气能力。岸线资源丰富、库址资源相对匮乏的国家,例如西班牙、英国等,则建立了以LNG接收站为主体的调峰体系,LNG接收站储气能力占到了总储气能力的90%左右(见图8)。这类国家还在积极探索建设海底储气库,西班牙已于1993年建成“海鸥”(Gaviota)海底枯竭气藏型储气库,工作气量约为1.8亿立方米;英国则计划建设莫克姆湾(Morecambe Bay)海底盐穴储气库,工作气量约为1.7亿立方米。

2.4.2 为调峰预留设施能力

当采用LNG接收站作为主要调峰手段时,由于接收站需要为高峰期预留罐容和汽化外输能力,其负荷率将受到直接影响。通过对比不同国家LNG接收站的负荷率,可以发现,以储气库为主要调峰手段的国家,其LNG接收站负荷率明显高于主要通过接收站调峰的国家。欧洲LNG接收站平均负荷率达到57%,比主要通过接收站调峰的日韩两国高出20个百分点,意大利LNG接收站负荷率接近90%,是韩国、西班牙的近3倍(见图9)。

2.4.3 LNG调峰需要与贸易采购节奏相适应

LNG作为超低温液体,自身理化特性决定了不适宜进行长时间储存。因此,当确需通过LNG接收站进行调峰时,在扩大储气能力和汽化外输能力建设的同时,需要优化LNG购销合同的供货节奏,尽量通过增加冬季供应的方式来满足下游消费的季节变化。

由于购销合同签署时国际供需格局存在差别,日本、韩国分别探索出了长协调峰和现货调峰两种贸易调峰方式。总体来看,长协调峰可以保证高峰期的可靠供应,但在合同整体价格以及供货波动性上可能会存在一定的让步;现货调峰在供应量上的弹性更大,但存在着采购价格远高于长协的风险。

3 中国LNG接收站调峰情况

3.1 中国LNG接收站调峰现状

2006年,深圳大鹏LNG接收站建成投产,标志着中国LNG产业进入快速发展期。截至2019年底,中国已建成LNG接收站22座,接收能力合计9045万吨/年,配套建设各类LNG储罐72个,总罐容为969万立方米,折合储气能力61亿立方米,相当于全国储气调峰能力的33%。近5年来,LNG在采暖季(11月-次年3月)的供应规模和同期消费量占比持续攀升,2019-2020年采暖季,中国LNG进口量为396亿立方米,在同期消费量中占比达到29%(见图10),发挥了重要的调峰保供作用。

2020年,中国将完成浙江宁波、河北唐山、上海洋山和江苏启东(广汇)4座LNG接收站的扩建工作,新增接收能力800万吨/年,预计“十三五”末LNG接收能力将接近1亿吨/年。“十四五”期间,在国家LNG接收站总体规划和天然气产供储销体系建设的推动下,中国LNG接收能力快速增长,预计2025年总接收能力达到2亿吨/年左右,调峰保供能力将进一步提升。

3.2 中国LNG接收站调峰存在的问题

3.2.1 调峰空间不足

中国现有LNG接收站的典型配置为1个LNG接卸码头、4座16万立方米LNG储罐、600万吨/年的设计接卸能力,这一配置可以充分利用接收站的接卸能力,但调峰空间相对不足。2019年中国LNG接收站整体负荷率为67%,其中高月负荷率达到88%,低月负荷率也超过了50%(见图11),可用于调峰的空间仅有34%,与日、韩等国50%以上的调峰空间相比差距明显。

3.2.2 地区分布不均

中国LNG接收站总体分布南多北少,与天然气消费需求和调峰需求分布不匹配。华北地区冬季调峰需求占全国的66%,接收能力仅占33%,储罐罐容占27%;华南地区仅占全国调峰需求的4%,但集中了39%的接收能力和53%的储罐罐容(见图12)。

接收能力和调峰能力的地区分布不均,导致中国LNG接收站的负荷率呈现出明显的北高南低特征。2019年,华北地区接收站平均负荷率接近80%,天津南港LNG、青岛LNG更是超过了100%;而华南地区除深圳、珠海LNG负荷率较高以外,其他接收站负荷率均低于60%(见图13)。由于调峰空间和接收站负荷率为负相关,在调峰需求最大的华北地区,LNG接收站的调峰空间反而最小;调峰需求较小的华南地区,LNG接收站调峰空间却最大。

3.2.3 商务模式不明

与地下储气库类似,中国LNG接收站用于储气调峰服务时的商务模式也尚需探索。国家鼓励LNG接收站向其他用户提供储气调峰服务,河南等内陆省份积极参与沿海LNG接收站的建设,利用参股、建罐等方式获取一定份额的调峰能力。但是,纸面上的调峰能力离真正发挥作用尚有一定距离。对接收站调峰的潜在用户,低价LNG的采购、长期储存、汽化外输能力的分配、接收站到市场间管输能力的预订等细节问题都需要提前解决。

4 建议

4.1 因地制宜,分省建立包含LNG接收站和储气库的多元调峰体系

天然气调峰需要应对季节、日和小时三种不同的需求,三种峰的尖锐程度、持续时间各不相同,需要通过建立“储气库+LNG”的多元调峰体系来满足多样化的调峰需求。中国幅员辽阔,不同地区的调峰需求、地质水文条件差异明显,各省份应结合自身地质水文条件,统筹地下储气库、LNG接收站、LNG卫星站等多种手段建立调峰体系,从而实现经济性与可靠性的统一。辽宁至广西等沿海省份可以将LNG接收站作为季节调峰主力,重点城市周边建设LNG卫星站满足本地日峰和小时峰需求,同时租用本省或临省储气库库容为后备;山西至贵州等邻近沿海省份的地区则根据自身条件,租用储气库库容或临省LNG接收站罐容满足季节调峰需求,同时围绕省内消费中心设置LNG储备站和卫星站满足短时高峰需求;西北、西南等内陆省份库址资源丰富,在本省调峰体系构建上应以储气库为主,在城市周边布局LNG卫星站用于小时峰和应急保供;海南等岛屿省份调峰需求较小,岸线资源丰富,但易受台风等恶劣气候影响,可在沿海分散布置LNG接收站满足调峰需求(见表4)。

4.2 加强研究,积极探索LNG接收站储气服务的商务模式

与地下储气库相比,LNG接收站的商务模式更为灵活,既可以从事天然气贸易获取差价,也可以提供加工服务获取加工费,还可以通过拍卖窗口期的方式获得收益。在商务模式方面,中国已有多个LNG接收站做出了探索。但是,在储气调峰方面的探索相对缓慢,目前大多通过在高峰期销售调峰气的方式来经营接收站储气调峰业务,部分企业通过在其他主体所有的LNG接收站中独资建罐来满足国家考核需求,但也仅停留在自用层面,尚未对外开展服务。因此,围绕LNG接收站,如何向第三方提供“淡季采购储存,旺季汽化外输”的储气调峰服务、服务的成本如何核定、费用如何收取等,还有待业界进一步的探索。

4.3 结合国家管网公司的成立,培育更加公平开放的行业环境

首先,需要加强法律制度体系建设,积极推进能源立法,明确储气调峰监管机构职责和协调机制,为调峰体制建设提供法律基础和制度保障。

其次,结合国家管网公司的正式运营,完善管网设施的信息公开制度,明确剩余管输能力计算标准,制定基础设施公平准入实施方案,确保第三方用户租用LNG接收站储罐后能够“接得了,输得出”。

最后,进一步完善服务细则,明确LNG接收站设施能力在生产和调峰两大任务上的分配方法,合理确定不同用户的服务优先级;制定包括服务描述、容量分配规则、预订程序、准入要求、责任义务、信誉保证等细节内容的标准化合同,简化服务预订和使用流程;建立以热值为基础的储气服务两部制费率,推动储气调峰能力二级交易市场建立,提高设施利用效率。


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