浙江天然氣利用現(xiàn)狀與前景展望

1、xx天然氣利用現(xiàn)狀與前景展望1天然氣需求與利用現(xiàn)狀天然氣可廣泛應(yīng)用于發(fā)電、熱電聯(lián)產(chǎn)、工業(yè)和城市燃?xì)忸I(lǐng)域，根據(jù)相關(guān)規(guī) 劃和調(diào)研，至U 20年，浙江省天然氣需求近300億m3。其中，燃?xì)怆姀S和熱電 廠用氣占需求的60%,城市燃?xì)夂凸I(yè)用氣占需求的 40%。浙江經(jīng)濟發(fā)達，增長強勁而資源短缺，能源對外依存度高達96%,能源消費以煤炭和石油為主，能源及電力供應(yīng)未能滿足市場的旺盛需求和長期增長趨 勢，能源瓶頸和環(huán)境壓力對浙江經(jīng)濟可持續(xù)發(fā)展的制約日益突現(xiàn)。天然氣作為 一種清潔高效的優(yōu)質(zhì)能源，在全球范圍內(nèi)得到廣泛利用，占全球一次能源消費 的23.8%, 2007年天然氣在中國一次能源消費中的比重為 33%,在

2、浙江省僅為 15%,見表1。根據(jù)相關(guān)規(guī)劃，2010年天然氣將占全國一次能源消費的 53%,到20年，天 然氣將占全國一次能源消費的10%浙江省正在大力引進天然氣，天然氣將為 浙江省的能源結(jié)構(gòu)調(diào)整、環(huán)境保護和產(chǎn)業(yè)升級起到積極作用。2004年浙江省引進西氣東輸天然氣，揭開了浙江省大規(guī)模利用天然氣的序 幕，2006年東海天然氣登陸浙江。近年來浙江省天然氣市場快速發(fā)展，消費量 逐年提高，經(jīng)過4年的發(fā)展，天然氣2007年已占全省能源消費的1.5%,見表 2。表12007年全球、中國及浙江省一次能源消費結(jié)構(gòu)表2xx天然氣歷年消費情況目前，浙江省天然氣市場尚處于起步階段，市場占有率還很低，市場也主 要局限在

3、杭嘉湖和寧紹地區(qū)，供應(yīng)尚不能滿足需求，電廠用氣嚴(yán)重不足。市場 的進一步拓展并覆蓋全省有賴于引進更多的氣源，包括川氣、西氣東輸二線和 進口液化天然氣，最終形成陸上管輸、海氣上岸和進口LNG的多氣源供應(yīng)格局。2天然氣供應(yīng)浙江省天然氣的氣源包括已經(jīng)投產(chǎn)的西氣東輸天然氣、東海天然氣和將要 引進的川氣東送天然氣、西氣東輸二線天然氣和進口液化天然氣。全省已有、 在建、規(guī)劃和計劃天然氣項目的總供應(yīng)規(guī)模達 203億m3/a。2.1xx 輸西氣東輸工程是 十五”期間國家安排建設(shè)的特大型基礎(chǔ)設(shè)施，西起新疆輪 南，東到上海，將新疆塔里木盆地的天然氣輸往我國東部地區(qū)，沿線經(jīng)過新 疆、甘肅、寧夏、陜西、山西、河南、安徽

4、、江蘇、上海、浙江10個省區(qū)市,全長4000多km,設(shè)計年輸量120億m3,增壓后可增供60億m3/a。2004年初，作為全省天然氣總買總賣方的浙江省天然氣開發(fā)有限公司與中 國石油天然氣股份有限公司簽訂了13.88億m3/a的西氣東輸天然氣采購協(xié)議，浙江門站初始價格為1.31元/m3,包括0.48元/m3的出廠基準(zhǔn)價和0.83元/m3的管輸費。西氣東輸管線增壓后，向浙江的供應(yīng)量可增加到 18億m3/a。西氣東輸天然氣出廠基準(zhǔn)價每年調(diào)整一次，調(diào)整系數(shù)根據(jù)原油、 液化石油氣和煤炭價格5年移動平均變化情況，分別按0.4、0.2、0.4加權(quán)平均確定，相鄰年度的價格調(diào)整幅度最大不超過8%。近年來的能源價

5、格上漲使西氣東輸浙江門站氣價保持上升趨勢。西氣東輸天然氣通過杭州 湖州天然氣管道向湖州、杭州供氣。xx電廠的進廠氣價由最初的1.35元/m3上漲到目前的1.85元/ m3。在杭州市場，居民到戶氣價為2.4元/m3,非居民到戶氣價為3.2元/m3。2008年底，德清一一嘉興天然氣管線建成將向嘉興市供應(yīng)西 氣東輸天然氣。2.2xx天然氣20世紀(jì)70年代以來，在東海陸架盆地西湖凹陷先后發(fā)現(xiàn)了平湖、天外天、 寶云亭、殘雪、斷橋、孔雀亭、武云亭、春曉8個油氣田。其中平湖油氣田于1998年底建成，1999年4月開始向上海供氣。春曉氣田群位于距寧波 350km的東海大陸架 上，包括春曉、天外天、斷橋和殘雪

6、4個油氣田。春曉氣口群生產(chǎn)的天然氣通 過約350km的海底管線輸送到陸上終端（浙江寧波春曉）天然氣處理廠，完成處 理后向錢塘江以南地區(qū)工業(yè)和民用用戶供氣。目前春曉氣田群項目由中海油和 中石化聯(lián)營。春曉氣田群于2006年2月投產(chǎn)，通過杭州一一寧波天然氣輸氣管道向沿線用戶供氣。杭 甬線起始于東海天然氣登陸點春曉，經(jīng)寧波、紹興至杭州崇賢的杭州一一湖州天然氣輸氣管道杭州末站，干線線路全長 243km, 2004年底開工建設(shè)，2007年7月全線建成投產(chǎn)。東海天然氣浙江門站價格約為1.8元/m3。東海天然氣供杭州一一寧波天然氣管道沿線電廠的氣價為1.85 元/m3。目前杭州寧波天然氣管道沿線居民到戶氣價為

7、2.8元/m 3,非居民到戶氣價為3.4元/m3。達產(chǎn)后春曉氣田群向浙江的供氣規(guī)模為11.5億m3/a。止匕外，在資源短缺和高油氣價格的背景下，將重新啟動?xùn)| 海甌江凹陷的勘探開發(fā)。2.3xx 送川氣東送管道西起四川省普光氣田，東至上海，全長 1700多km,設(shè)計年 輸量120億m3,增壓后可達到170億m3/a,由中國石化投資建設(shè)。項目以普 光氣田為主供氣源，該工程在合理供應(yīng)川渝用氣的前提下，主要供應(yīng)江蘇、浙 江和上海，兼顧沿線的湖北、安徽及江西。2007年8月開工，計劃2010年全線貫通。xx送工程計劃向xx的供氣量為億m3/a,供氣價格與西氣東輸工程相當(dāng)。目前配套川氣東送的杭州 嘉興天然氣

8、管道工程正在開展前期準(zhǔn)備工作。x輸二線西氣東輸二線工程西起新疆霍爾果斯口岸，南至廣州，東達上海，途經(jīng)新 疆、甘肅、寧夏、陜西、河南、湖北、江西、湖南、廣東、廣西、浙江、上 海、江蘇、安徽等14個省區(qū)市，全長9000多km,境外與橫跨3國、同步建設(shè) 的中亞天然氣管道相連，設(shè)計年輸量 300億m3,2008年2月開工，計劃2011年全線貫通。西氣東輸二線工程資源已經(jīng)落實。主氣源由土庫曼斯坦阿姆河右岸 130億 m3/ a勘探開發(fā)項目和中國石油與土庫曼斯坦國家天然氣康采恩簽署的 170億 m3/a購銷天然氣協(xié)議2部分組成。2007年7月，中國石油天然氣集團公司與土庫曼斯坦簽署協(xié)議，將通過中 亞一一中

9、國天然氣管道，每年引進300億m3天然氣。中亞中國天然氣管道項目起自土庫曼斯坦和烏茲別克斯坦兩國邊境的格達 伊姆，途經(jīng)烏茲別克斯坦、哈薩克斯坦，最終到達新疆的霍爾果斯，并進入西 氣東輸二線管道。按照中土雙方確認(rèn)的與國際油價掛鉤的定價公式計算的出廠 氣價，加境外和境內(nèi)管輸費，西氣東輸二線浙江門站氣價將在3元/ m3以上。西氣東輸二線工程計劃向浙江自供氣量為 29億m3/a,建成后將彌補浙江省浙 西、浙中和浙南地區(qū)天然氣利用的空白。口液化天然氣（LNG）自1996年浙江省人民政府5中國海油簽訂 關(guān)于液化天然氣項目的合作原 則協(xié)議以來，浙江LNG項目（寧波LNG）已取得項目申請報告所需的除資源、市

10、場外的全部支持性文件。目前項目工地已完成場地準(zhǔn)備工作，待LNG資源落實后項目將正式開工建設(shè)。浙江 LNG項目一期建設(shè)規(guī)模300萬t/a（42億m3/ a）,二期擴建到600萬t/a（84億m3/a）。在LNG采購方面，2004年以來，中 國海油分別與澳大利亞、伊朗和卡塔爾等國的資源供應(yīng)方進行了商務(wù)談判，賣 方的LNG報價也由2004年底約5美元/百萬英熱單位上升到目前的10美元/ 百萬英熱單位以上。2008年6月，中國海油5卡塔爾液化天然氣公司簽訂了一項為期 25年的液 化天然氣（LNG購銷協(xié)議。根據(jù)該協(xié)議，中國海油每年將從卡塔爾液化天然氣公 司進口 200萬t液化天然氣，計劃供應(yīng)福建 LNG

11、廣東LNG上海LNG浙江 LNG和海南LNG項目。止匕外，2005年4月，中國海油與溫州市簽署了關(guān)于合作開展溫州LNG項目工作的原則協(xié)議，溫州液化天然氣項目前期工作正式啟動。3天然氣價格xx站價格國內(nèi)天然氣價格趨勢是在充分考慮國內(nèi)市場承受力的前提下逐漸與國際市 場接軌，石油價格自2002年以來大幅攀升，未來我國天然氣價格將長期向上。按照國家發(fā)展和改革委員會文件發(fā)改價格20031323號 關(guān)于西氣東輸天然 氣價格有關(guān)問題的通知”的精神，及對全球已進入高油氣價格時代的判斷，預(yù)計 2010年西氣東輸天然氣供浙江門站價格為元/m3, 2015年將達到元/m3, 20年則可能突破2元/m3。預(yù)計川氣東送

12、天然氣價格與西氣 東送天然氣價格相當(dāng)。東海天然氣的開發(fā)成本較高，預(yù)計2010年東海天然氣供浙江門站價格為元/m3, 2015 年為元/m3, 20年將達到元/m3。按照目前油價測算，西氣東輸二線進口氣的浙江門站價格已 經(jīng)超過3元/m3,國際油價長期高位運行，未來氣價上漲的可能性遠(yuǎn)大于下跌 的可能性。若浙江LNG能獲得1.0-1.5美元/百萬英熱單位的LNG到岸價格，LNG氣化后供浙江價格將高達3.2-4.6元/m3。未來浙江全省天然氣同網(wǎng)同價，綜合以上氣源價格走勢，且 LNG價格取中問值3.9元/m3,估算浙江省天然氣門站平均價格，見表 3。表3xx天然氣門站價格預(yù)測3.2終端用氣價格如表3的

13、預(yù)測，2015年浙江省天然氣的進氣價格將達到2.9元/m3,假設(shè)省網(wǎng)管輸費0.1元/m3, xx輸配0.7元/m3,則電廠到廠氣價和城市門站氣價為 3元/m3,城市終端用戶 價格為3.7元/m3。當(dāng)電廠到廠氣價為3元/m3,電廠上同電價將達到0.83元/kWh,是目前省內(nèi)煤電上網(wǎng)電價的 2倍，嚴(yán)重影響氣電的競爭 力，如此超高的價格很難被電網(wǎng)接受。如果考慮以城市燃?xì)猓òüI(yè)）補貼發(fā)電用戶，假設(shè)氣電上網(wǎng)電價為0.65元/kWh（此時的電廠進廠氣價為21元/ m3）。當(dāng)電廠用氣占60%,城 市用氣占40%,將電廠氣價下調(diào)為電廠可以接受的 21元/m3,以城市燃?xì)庋a貼 電廠，則城市門站氣價將提高到4

14、.3元/m3,城市終端用戶價格將達到5元/m3,是目前價格的2倍。隨 著寧波LNG二期和溫州LNG項目的投產(chǎn)，寧波LNG二期和溫州LNG項目的資源 價格極可能比寧波LNG一期更高，到20年，終端用氣價格將進一步提高。市場 對天然氣價格的承受能力將成為未來浙江省天然氣利用的焦點問題。目前省內(nèi)液化石油氣、汽油價格約為 7000元/t和8500元/t,按熱值計 算分別相當(dāng)于天然氣5.4元/m3和7.7元/m3,而目前省內(nèi)的天然氣管輸市場的非發(fā)電用天然氣價格僅為24-34元/m3,大客戶還可以獲得更加優(yōu)惠的氣價。因此即便考慮了未來天然氣價格的上漲，天然氣較之液化石油氣和汽柴油仍然具有比較明顯的價格優(yōu)勢

15、。目前燃料油價格約為5500元/t,按熱值計算相當(dāng)于天然氣51元/m3,考慮天然氣的清潔性和較高的熱效率，天然氣完全 可以替代部分燃料油。盡管天然氣在經(jīng)濟性上無法替代煤炭，但通過行政強制 措施，逐步將污染較重的煤炭退出城市能源利用系列（這一環(huán)保措施也適用于燃 料油），為天然氣市場的進一步擴展創(chuàng)造了條件。4結(jié)論與建議（1）全球范圍內(nèi)，天然氣氣價提升是對近年來石油價格上漲的正常反應(yīng)，也 是對天然氣、石油比價偏低的理性修正（在浙江省目前這一比價約為0.3-0.4）,未來省內(nèi)天然氣氣價將長期向上。但價格的過快上漲不利于天然氣市 場的持續(xù)發(fā)展，特別是對浙江這樣的新興市場。2015年前，西氣東輸、東海天然

16、氣、川氣東送和西氣東輸二線均達產(chǎn)，年供氣能力達到77億m3（約占2015年全省能源消費的4%）,期間的管線建設(shè)和市場分配的任務(wù)將很繁重。如果 2015年寧波LNG項目一期在2015年達產(chǎn)（如表2所示），市場供應(yīng)大幅增加且浙 江門站價格將較2010年提高70%,短期內(nèi)涌現(xiàn)的巨量、高價天然氣會對下游市 場開發(fā)和管網(wǎng)建設(shè)形成壓力，從而提高天然氣貿(mào)易照付不議風(fēng)險。因此，可以 考慮寧波LNG項目一期在2015年投產(chǎn)，2018年達產(chǎn)，資源采購可選擇較晚投 產(chǎn)的上游氣田和液化廠項目，以保證 2015年前川氣和西氣二線的市場分配和 2015年后LNG的市場安排。由此，至U 20年，119億m3/a的天然氣消費

17、將占全省能源消費的 5%。寧 波LNG項目三期和溫州LNG可規(guī)劃在20年以后投產(chǎn)，屆時天然氣主管網(wǎng)將覆 蓋全省。如以上全部項目在2025年穩(wěn)產(chǎn)或達產(chǎn)，不考慮其他新增氣源，則 203億 m3/a的天然氣消費將占2025年全省能源消費的7%左右。這是一種保守、漸 進的氣量和氣價方案，有利于天然氣市場的培育和持續(xù)發(fā)展。當(dāng)然在充分調(diào)研 和市場落實的基礎(chǔ)上，LNG項目仍可爭取盡早投產(chǎn)。如果以上項目在 20年全部 穩(wěn)產(chǎn)或達產(chǎn)，則203億m3/a的天然氣消費約占全省能源消費的 9%。(2)對于天然氣電廠，高氣價對應(yīng)較高的上網(wǎng)電價，然而比煤電上網(wǎng)電價高 一倍的價格顯然難以讓電網(wǎng)接受，這一情況是省內(nèi)燃?xì)怆姀S在建

18、設(shè)之初沒有想 到的。采取城市燃?xì)鈱θ細(xì)怆姀S的交叉補貼，可降低氣電上同電價，然而以占 總用氣40%的城市燃?xì)庋a貼占總用氣60%的氣電用戶，將大幅提高城市燃?xì)獾?終端用戶用氣價格，嚴(yán)重影響天然氣的競爭力。高昂的氣價可能使部分規(guī)劃氣 電項目下馬，從而降低市場的總需求，特別是對進口天然氣的需求。發(fā)電用氣 比重將下降，城市燃?xì)饧肮I(yè)用氣比重相應(yīng)提高，從而降低了氣電的補貼需 求，提高了城市燃?xì)獾母偁幜Α＜僭O(shè) 20年全省天然氣供應(yīng)的50%(59.5億m3)用于發(fā)電，則氣電裝機容量將達到 850萬kW,占全省電力裝機 容量的12%,氣電較高的上網(wǎng)電價最終將通過提高電網(wǎng)銷售電價轉(zhuǎn)移到終端用 戶上。氣電投產(chǎn)即可達產(chǎn)和城市燃?xì)?、工業(yè)用氣具有漸增性，以及城市燃?xì)庥?戶可承受較高的天然氣價格，這些因素決定了未來天然氣市場開發(fā)的重點是城 市燃?xì)饧肮I(yè)用戶。然而燃?xì)怆姀S與電網(wǎng)簽訂長期購銷電協(xié)議，以及氣電聯(lián)動 仍然是非常必要的。在加快天然氣管網(wǎng)建設(shè)，加強市場宣傳和培育的同時，對 于管網(wǎng)暫時未能覆蓋的地區(qū)，可以梢車運輸形式供應(yīng)、開發(fā)這些市場，為管輸 天然氣的大規(guī)模進入做好準(zhǔn)備。(3)國外資源，尤其是進口 LNG是未來浙江省天然氣利用的主力氣源，