空混氣作為中國天然氣調峰儲備氣源的必要性和可行性

安 旭

錦州北燃燃氣有限公司

1 供氣緊張危機及其應對措施

1.1 供氣緊張危機及潛在安全危機

天然氣是目前世界是應用最廣泛的主要燃氣資源，全球經濟擴張和燃氣供暖面積的擴大不斷增加對天然氣的需求，冬季用氣高峰的來臨，特別是近年“煤改氣”項目的大范圍落地實施，更加劇了天然氣供應的緊張形勢。

2017年中國北方爆發了大面積供氣緊張，這是繼2009年、2013年供氣緊張之后，又一次波及全國的供氣緊張。其中，既有巨大終端需求與落后氣源供應量的供銷矛盾，也有天然氣利用率高速增長與落后的氣源輸送方式的配給矛盾，還有宏觀政策與實施單位的博弈矛盾。我國天然氣需求在未來一段時間內仍將處于高速增長階段，而由于我國能源結構中富煤、貧油、少氣的資源稟賦，這種不平衡狀態勢必將在一定階段內長期存在。

鑒于供氣緊張危機的預期，國家也在不斷拓寬天然氣來源渠道。目前，我國正在積極打造由國產天然氣、進口液化天然氣、進口中亞天然氣、進口俄羅斯天然氣、進口緬甸天然氣五大來源組成的多元化氣源格局，但發展并不均衡，國產天然氣產能長期滯后，其增長率遠低于進口天然氣，形成了國內天然氣供應安全越來越依賴于進口天然氣的局面。國際能源署（IEA）聯合上海石油天然氣交易中心在上海發布《2018世界天然氣市場報告》，報告指出，2017年世界天然氣消費快速增長，中國以年15%的增長率成為最大貢獻國，其增量占全球增量的37%。這一驚人的增長主要在于中國在居民和工業領域的煤改氣措施以及能源結構的持續清潔化，清潔空氣計劃和經濟增長驅動中國天然氣中長期的需求[1]。2017年中國天然氣供給中1 470×108m3為自產氣，940×108m3為進口氣[1]。據該報告預測，中國在2019年將成為世界上最大的天然氣進口國，其中大部分進口增量將是LNG，從歐亞大陸進口的管道氣量也將因新建、擴建管道而顯著增加。2017—2023年中國預計會增加80%的天然氣進口量，從510×108m3/a增加至900×108m3/a，至2023年中國天然氣年進口量將達到1 710×108m3，屆時，天然氣進口依存度將由39%增加到46%[1]。這就引發了另一個潛在供應危機，即進口天然氣依存度過高的問題。

從表1可知，中、美兩國同樣作為經濟大國，同時也是天然氣生產、消費的大國，在我國天然氣對外依存度不斷攀升時，美國已在2017年轉變為天然氣的凈出口國，中美兩國形成強烈反差。

表1 中美天然氣對外依存度對比表 [2] 108 m3

這里無意夸大天然氣對外依存度過高帶來的危險，畢竟日本、韓國在缺少管道氣輸入的情況下，通過國際LNG進口也實現了天然氣供應。但需要強調的是，由于意識形態、地緣政治、經濟利益以及其他因素的綜合作用下，我國進口氣源保障的可靠程度并不高，2017年中亞管道天然氣的無故減產就曾導致西北大片地區用氣告急、甚至停供斷氣。

根據國際天然氣聯盟（IGU）的經驗，天然氣進口依存度在30%以上的國家應該擁有消耗量12%以上的地下儲氣庫容量，目前，全球地下儲氣庫調峰量與天然氣消費量的比值為10.3%。而我國天然氣進口依存度早在2014年就超過了30%，但截至2017年，我國累計建成投產的25座地下儲氣庫總設計工作氣量僅178.6×108m3，只占2017年天然氣消費量的7.42%。

1.2 危機應對措施

為保證天然氣供應，必須盡快建立起相對完善的燃氣應急保障系統，以保證危機來臨時，能把對用戶的不利影響壓到最低程度。就目前而言，非常規天然氣的開發尚處于進行中，雖有部分項目取得了一定的進展，但煤制氣、頁巖氣、煤層氣的開發仍存在各自的難題，距離成為常規天然氣的有效補充尚有不少差距。除了調整用氣結構、利用價格杠桿緩解高峰供氣壓力等措施外，加強氣源保障建設，提高儲氣能力自然也是必須采取的應對措施。

國家一方面鼓勵煤層氣等非常規天然氣的加快開發，另一方面鼓勵省市縣自建調峰設施、加強儲氣調峰能力建設。國務院頒布《城鎮燃氣管理條例》[3]要求城鎮燃氣公司要自建燃氣調峰設施，2018年4月國家發改委又提出了《關于加快儲氣設施建設和完善儲氣調峰輔助服務市場機制的意見》[4]（以下簡稱《意見》），進一步細化要求，明確了儲氣指標要求，其中，地方政府到2020年至少形成不低于保障本行政區域日均3天需求量的儲氣能力； 城鎮燃氣企業到2020年形成不低于年用氣量5%的儲氣能力。且各方的儲氣指標不得重復計算。要求由供氣企業、地方政府、城鎮燃氣企業各方分別實現各自的儲氣能力指標，補足儲氣調峰短板。

《意見》要求建設的儲氣系統存量，地方政府加上城鎮燃氣企業合計可滿足本地區21.25天的用氣需求，單從數字上看似乎不少，但由于各地冬夏峰谷差巨大，而氣源緊張均發生在冬季。因此，這部分儲氣量大體上只能保障冬季10天左右的用量。即便是這個最基本的要求，各地也很難保證在2020年落實到位。

由于各地普遍不具備地下儲氣庫（含枯竭油氣藏、含水層、鹽穴）和沿海LNG接收站的建設條件，也缺少巨大的建設資金投入，儲氣系統的建設難度就很大。特別是中小城市，由于長期缺少大規模的儲氣設施，規劃的應急調峰設施普遍已經成為保障城市用氣的常用設施，甚至不具備日均3天用氣量的儲氣能力，儲氣能力不足已成為制約我國天然氣產業可持續發展的瓶頸。

2 儲氣方案的選擇

2.1 液化天然氣（LNG）方案

由于儲氣系統要求所備氣源必須與現有天然氣系統兼容，且具有立即響應的實時性，可供選擇的方案并不多。目前，常見的方案是建設LNG或壓縮天然氣（CNG）儲氣庫。其中，CNG儲氣井群由于規模偏小，單位儲氣量成本偏高等問題，通常不被接受，最常用的解決方案就是LNG儲氣模式。

盡管LNG儲氣工藝技術成熟，但由于系統自身特點，對冬季氣源保障的能力并不強，其缺點如下。

2.1.1 前期投入較多，日常損耗較高

LNG調峰儲備工程投資規模較大，占地較大，建設周期較長，但利用率偏低、經濟效益較差，因此企業主動儲備的積極性普遍不高。

更主要的是LNG儲氣系統存在BOG的處理、利用和安全問題。為了能夠實現低價進氣，冬季調峰，一般需要在夏季開始儲氣，LNG儲罐正常日蒸發量在3‰左右，從夏到冬至少在100天左右，這就意味著如果沒有對BOG進行冷凝處理，所儲LNG將有30%不得不加壓轉入輸配系統甚至放空，企業必須定期購入LNG進行補充。

2.1.2 價格較高，燃氣企業購氣意愿不強

LNG的經濟運輸半徑在300 km以內，超過部分每百千米就要增加成本60～80元/t，即便按照LNG低價期，夏季出廠價每噸3 000元購入儲氣計算，經過運輸、儲存、氣化后輸配價格也已接近3.5元/m3，已經超過許多地區的天然氣居民銷售價格，而實際上2017年冬季北方地區LNG的市場價格每噸已破萬元，如此高昂的氣價，燃氣企業應急保供還可以接受，作為儲存用氣而投入大量資金，僅是價格倒掛一項企業就很難承受。

2.1.3 儲氣能力有限，持續保供穩定性較差

由于我國天然氣生產能力有限，國內液廠氣源主要依靠進口，一是接收境外管道氣，二是接收進口LNG。這兩者都存在風險。

首先是進口管道氣。目前中亞管道天然氣進口總量占據中國進口管道天然氣總量的90%左右，這種情形將一直維持到中俄東西伯利亞管道正式投產的2020年。然而，中亞管線的多次限供、停供行為，不管是出于供給國天然氣產能不足的客觀反映，還是出于待價而沽的商業考慮，抑或是契約精神的缺失，總之很難要求中亞國家主動履行對中國的天然氣出口義務，我國只能被動承受損失。

其次是進口LNG。截至2017年年底，我國沿海地區（不含香港特別行政區和臺灣省）已有18個LNG接收站在運營，接受能力接近6 000×104t。但岸基LNG接收站一方面分布不均，受接收站與主干管網無法連通以及槽車裝車撬不足等因素的制約，存在轉運問題；另一方面受岸線資源限制，新建接收站投資巨大，審批困難。今后即使采取浮式LNG接收利用終端可以擴大接收能力，但由于不具備儲氣能力，同進口管道氣一樣都將面臨LNG市場化供應導致的供應中斷風險。

正是由于上游液廠氣源不穩定，補充困難，因此在全國性的氣源緊張時，LNG儲氣供應模式難以持續保供，氣源可靠性較差。

2.2 空混氣（SNG）方案

空混氣即氣態的液化石油氣摻混空氣（LPGAIR），是合成天然氣（Synthetic Natural Gas，SNG）的一種。SNG狹義指煤制天然氣（煤制SNG），廣義則包括所有非天然氣而具有可與天然氣互換使用性能的氣體燃料，其中就包含空混氣。

空混氣供氣模式是指在天然氣管網壓力不足時，將儲存的液態液化石油氣（LPG）經氣化減壓再與一定比例的空氣混合后及時補充到管網中，使供氣管網保持足夠的運行壓力，是確保正常供氣的一種有效應急措施。該技術具有向天然氣過渡方便、運行壓力高、供氣方式靈活、供氣范圍較廣等特點。

空混氣方案的主要優勢是前期顯著的低投入，便捷的燃料存儲以及不高的維護成本。其優點如下。

2.2.1 建設投入少，維護簡單，損失少

LPG空混工藝較其他任何制氣設備工藝流程都要簡單，投資少，建設周期短，且易搬遷，無環保污染等問題。由于LPG最高設計壓力為1.77 MPa，遠低于CNG儲氣的壓力，也不需要考慮LNG儲氣模式中的BOG回收排放問題，日常損失很少。

通常空混站的主要設備包括LPG儲備設施、裝卸臺、烴泵、壓縮機、氣化器、混氣機、流量計和熱值儀，與各地常規的灌裝站、儲配站設備構成基本相同。且由于技術成熟，空混設備基本都可以集合成撬，最大程度上減少占地，降低投資。

2.2.2 安全性好，可與天然氣通用，避免重復投資浪費

根據標準要求，液化石油氣與空氣的混合氣做主氣源時，液化石油氣的體積分數應高于其爆炸上限的2倍，即爆炸極限介于1.847%～8.792%。而實際空混氣中LPG的體積分數遠遠高于其爆炸上限的2倍要求。因此，安全性較好。

空混氣的互換性較好，饒能等[5]用燃具進行了專門的燃燒試驗。試驗結果證明，當液化石油氣與空氣按體積比48∶52混合時，可用與12T天然氣互換使用，其華白指數、燃燒勢和黃焰指數均符合要求。

因此，空混氣并不需要額外的燃氣系統，如地下管網、調壓設施等，可以被簡單地連接在天然氣管網中，接入位置一般在計量站或減壓站后，用氣設施之前。空混氣不但可以根據管道內天然氣壓力的降低而直接介入供氣，還可以進行人工控制。

2.2.3 點供更加便捷靈活

LPG液態貯存體積小。1 t LPG體積約為2 m3，可產出空混氣1 200 m3（熱值為35.7 MJ），體積貯存相差近600倍。由于貯存體積甚微，不但節約了占地投資，而且有利于移動、轉運，有利于車載輸送到管道氣尚未覆蓋的地方。

更主要的是空混氣不僅供氣規模可大可小，熱值也可以人為控制，能夠滿足各種用戶的不同需要，其熱值經濟性與使用便捷程度均較天然氣更高。

2.2.4 可以實時啟動

以往為了應對突發情況，許多地區采取了“壓非保民”舉措，這一做法不僅不可能從根本上解決問題，而且由于燃料中斷供應導致企業大規模的停產，給工業用戶帶來無法估量的損傷。空混氣作為備用系統，可以有效規避天然氣中斷的風險，在任何需要的時候都具備實時啟動備用氣源的能力。實時啟動的空混氣系統可以在管道氣中斷時立即開機，保證工業企業燃氣供應的穩定與連續，進而確保企業生產流程運轉的連貫性。

3 空混氣方案

3.1 發展現狀

空混氣作為天然氣替代氣源的一種，1964年在錦州市首次實驗成功，由于其較煤制氣具有投資省、見效快、運行經濟效益好等優點，曾一度在各地作為城市管道的獨立氣源或天然氣的調峰氣源，與天然氣混合或直接供應用戶。其物理參數如表2所示。

表2 LPG、LPG-AIR、天然氣物理參數對比表

在空混氣與天然氣互換方面，常用的是美國燃氣協會（AGA）指數判定法，以華白指數、燃燒勢、黃焰指數為主要判定指數[6]。各地科研院所、燃氣企業通過大量的實用對比試驗證明[7-10]，空混氣技術成熟，運行安全可靠。

在規模化生產方面，上海石洞口煤氣制氣有限公司于2002年建成的日產80×104m3的空混氣生產線是近年影響較大的工程實例[11]，成功輸出了符合12T天然氣標準的空混氣。

由于各地條件不同，北方多數城市民用燃氣系統采用了合成天然氣（SNG）系統供應空混氣，而工業用戶及華南地區的許多城鎮供氣則更多地采用了純液化石油氣供氣方式。進入21世紀以后，隨著我國西氣東輸、海氣登陸等工程的建設，各地不斷引入并推廣使用天然氣，空混氣作為過渡性氣源，被視為陳舊落后，沒有發展前景，再加上價格方面明顯處于劣勢，逐漸退出了城市燃氣市場。

在天然氣大發展的今天，天然氣的經濟性優勢被削弱，部分地區的天然氣價格甚至已高于LPG。特別是2017年冬季嚴重的供氣緊張來臨以后，燃氣供應的充足、穩定問題日益引起人們的重視。空混氣作為適合的天然氣替代產品和天然氣調峰儲備氣源，其獨特的優勢和潛在的價值也日漸凸現。

3.2 空混氣方案的獨特優勢

與LNG儲氣方式相比，空混氣不僅是用氣高峰來臨時可實時開展的替代氣源方案，更具有以下有利條件：

3.2.1 非同源性更有利于抗擊進口氣源風險

LNG和CNG只是區別于儲存狀態不同，二者都受國際天然氣市場供應的直接影響，2017年冬季供氣緊張時，CNG、LNG整體供應告急，一車難求，也從側面折射出氣源結構單一的弊端。

而空混氣（SNG）則源于LPG，屬于石油衍生品，相比天然氣，其供應緊張程度不高。LPG作為石油天然氣開采和石油加工的副產品，具有良好的可及性。只要有石油工業就有LPG資源，各地可以從煉油化工企業就近取得。LPG作為目前國內市場化、國際化程度最高的能源產品，國內外來源豐富，上下游儲運設施發達，競爭主體多元，市場價格透明。近5年來，由于全球LPG供應年均增速達到3.5%，快于年均2.8%的需求增速，LPG國際市場價格與國際油價的關聯度下降，油氣價差拉大，買方具有更多的市場話語權，不像天然氣主要依靠長約合同保供，不用擔心LPG資源保障問題。

從遠期看，全球的原油產量未見減產趨勢，國際投行和研究機構普遍預測世界油價3～5年內仍將保持較低位運行，熱值率較高的LPG商品價格很有可能因此長期處于較低位運行，這對與油價走勢正相關的LPG來說十分有利，也意味著空混氣對比天然氣將繼續保持性價比優勢。

國內LPG產量保持穩定增長。2017年我國LPG產量3 677.3×104t[12]（圖1），同比增長4.95%，近10年年均增長率為7.2%。

圖1 近年國內LPG產量圖

在外部資源接收方面，國內除中石油、中石化等央企外，各大燃氣企業也都在大力拓展LPG資源，最大的LPG運營商中國燃氣集團正在加速構建由遼寧、天津、山東、江蘇、上海、浙江、福建、廣東、廣西等省區市14個5×104t級碼頭組成的沿海珍珠鏈布局，將形成超過年3 000×104t的碼頭吞吐能力，超過250×104m3的庫區罐容，同時，還要組建VLGC遠洋船隊，打通LPG進口資源采購物流渠道，開展遠洋運輸業務。

3.2.2 可以利用國內分布廣泛的現有供應體系

LPG上世紀末在國內發展最為迅速，成為當時主要氣源之一，國內許多大中城市，特別是工業用戶均建設有LPG儲存氣化系統。從生產企業來看，由于煉廠較為集中，華東、中南和東北地區是國內LPG的主要產區，LPG生產企業基本完成整合，供應體系也應對完整。

進入新世紀以后，城市的能源消費格局發生變化，LPG供應區域已經逐漸由城市向山區、農村鄉鎮以及管道氣尚未到達的區域下移、集聚。由于LPG瓶裝運輸基本不受距離遠近影響，因其靈活、便利，三級站點和供應站點已經覆蓋全國大部分偏遠地區，現有瓶裝LPG營銷網絡十分發達，LPG資源在全國范圍內都可以方便地獲得。

由于空混氣技術成熟，工藝設備相對簡單，完全可以依托國內發達的LPG鋼瓶供應網絡，利用數量龐大的瓶裝LPG終端，在適當的地區建設空混站，便捷地實現空混氣直供用戶，這也意味著只要有了LPG空混裝置這個轉換工具，各地分散儲存的LPG資源就可以成為天然氣的儲備氣源。

4 討論與建議

隨著我國實體經濟回暖、能源結構調整以及大氣污染帶動的“煤改氣”工程推進，根據預測，2018年天然氣市場需求量將有望同比增長超過18%。實際上，從當年4月份開始，國內LNG的出廠價格已經明顯上漲，近期天然氣供應形勢不容樂觀。不管市場的格局如何變動，中國始終是一個天然氣進口國，這決定了中國在天然氣市場中始終不會有定價權，寄希望于天然氣價格下行難以實現，而天然氣價格上升并逐步接近液化石油氣價格則是未來發展趨勢。

能源戰略儲備服務于國家能源安全，是一項長期而艱巨的任務。作為一個系統工程，能源儲備不僅包括天然氣，也包括其他能源品種，如何確保能源供應安全，品種、渠道多元化是大國不可或缺的戰略選擇。中國的能源戰略儲備起步晚，儲備規模距離國際通行標準還有較大的差距。只有持之以恒地開展儲備工作，才能不受其他國家鉗制。縱觀國際發達城市，天然氣以及其他能源與LPG作為燃料都在市場上共同存在，共同發展。因此，未來除了天然氣，還要大力擴展能源儲備的品種，增強能源儲備的規模，尤其是涉及到能源長遠發展的戰略稀缺能源資源和新材料，一定要提早著手，提早儲備。

空混氣（SNG）方案未必是最合理、最優秀的模式，但卻是切實可行的天然氣替代能源，管輸氣用戶可以根據自身特點和實際需求，合理考慮選擇CNG、LNG和SNG或組合建設作為儲氣氣源。空混氣模式對于天然氣時代的現實意義就在于，其在LPG和天然氣（PNG、CNG、LNG）之間搭建了一座便捷的聯通橋梁，可以把天然氣和石油這兩種資源的保障供應能力最大限度地利用好，LPG將與天然氣形成有效補充，實現多氣源、多氣種的融合發展。