付子航 單彤文 楊玉霞 黃潔馨 安東雨

中海石油氣電集團(tuán)有限責(zé)任公司

0 引言

天然氣產(chǎn)供儲(chǔ)銷體系建設(shè)是保障天然氣長期穩(wěn)定供應(yīng)的基礎(chǔ)和關(guān)鍵，加快推進(jìn)天然氣產(chǎn)供儲(chǔ)銷體系建設(shè)，是我國天然氣工業(yè)當(dāng)前的重點(diǎn)任務(wù)[1]。2018年是我國天然氣產(chǎn)業(yè)啟動(dòng)產(chǎn)供儲(chǔ)銷體系建設(shè)攻堅(jiān)戰(zhàn)的“元年”，隨著2018年、2019年國家連續(xù)頒布天然氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展的新政策、新要求，并在更高層面上加速推動(dòng)天然氣產(chǎn)業(yè)鏈整體的治理性改革，為中國海洋石油集團(tuán)有限公司（以下簡稱中海油）從集中且局限于東南沿海、長江以南為發(fā)展重心的傳統(tǒng)布局，跨過長江、在長江以北地區(qū)營造新布局、譜寫新篇章提供了新的發(fā)展機(jī)遇。為了加快中海油在長江以北地區(qū)的天然氣產(chǎn)供儲(chǔ)銷體系建設(shè)的步伐，根據(jù)國家天然氣產(chǎn)供儲(chǔ)銷體系建設(shè)的思路，基于中海油在該區(qū)產(chǎn)供儲(chǔ)銷體系的現(xiàn)狀，構(gòu)建了具有中海油特色的天然氣產(chǎn)供儲(chǔ)銷體系。

1 我國天然氣產(chǎn)供儲(chǔ)銷體系建設(shè)思路

2017—2018年冬季，我國北方部分地區(qū)一度出現(xiàn)天然氣供應(yīng)緊張的局面，暴露天然氣產(chǎn)業(yè)鏈在生產(chǎn)、供應(yīng)、儲(chǔ)備及銷售等環(huán)節(jié)還存在一些不足[2-3]。比如，上游勘探開發(fā)投入不足，產(chǎn)能建設(shè)相對滯后；供應(yīng)體系不夠多元，面臨可靠性不足風(fēng)險(xiǎn)；陸上輸氣管網(wǎng)互聯(lián)互通程度不夠，未能實(shí)現(xiàn)天然氣資源在更大空間范圍的高效統(tǒng)籌和輸送分配；儲(chǔ)氣調(diào)峰能力不足，“削峰填谷”措施難以完全滿足需求；供用氣合同尚未實(shí)現(xiàn)全覆蓋，個(gè)別地方開發(fā)用氣項(xiàng)目缺乏氣源銜接、無序發(fā)展等。

以2018年頒布的國發(fā)（2018）31號(hào)文件[2]、國能發(fā)規(guī)劃 2018（22）號(hào)文件[4]、發(fā)改能源規(guī)2018（637）號(hào)文件[5]及發(fā)改辦運(yùn)行〔2018〕563號(hào)文件[6]和“兩個(gè)1億立方米調(diào)峰用戶清單”[7]“環(huán)渤海地區(qū)液化天然氣儲(chǔ)運(yùn)體系建設(shè)”兩項(xiàng)具體項(xiàng)目任務(wù)為標(biāo)志[8]，我國天然氣產(chǎn)供儲(chǔ)銷體系建設(shè)思路基本定型。

1.1 產(chǎn)供儲(chǔ)銷體系基本內(nèi)容

建立天然氣產(chǎn)供儲(chǔ)銷體系，全面覆蓋“產(chǎn)、供、儲(chǔ)、銷”各環(huán)節(jié)，包括：加快國內(nèi)天然氣增儲(chǔ)上產(chǎn)，全力推進(jìn)天然氣基礎(chǔ)設(shè)施互聯(lián)互通，完善天然氣儲(chǔ)備調(diào)峰體系，有序發(fā)展天然氣分布式能源和天然氣調(diào)峰電站，以氣定改推進(jìn)“煤改氣”工程、推廣天然氣用戶與氣源方直接交易，落實(shí)天然氣接收和儲(chǔ)運(yùn)設(shè)施公平開放等一攬子任務(wù)和措施。

1.2 生產(chǎn)環(huán)節(jié) 強(qiáng)基礎(chǔ)

加大國內(nèi)氣田勘探開發(fā)投資量和工作量、穩(wěn)定進(jìn)口氣源、加快推進(jìn)煤層氣、頁巖氣、致密氣等非常規(guī)天然氣產(chǎn)能建設(shè)。

1.3 供應(yīng)環(huán)節(jié) 一張網(wǎng)

推進(jìn)天然氣管網(wǎng)互聯(lián)互通，打通“南氣北上”等反輸和調(diào)運(yùn)瓶頸，消除增量氣源的入網(wǎng)瓶頸，加強(qiáng)氣源間互供互保。“環(huán)渤海地區(qū)液化天然氣儲(chǔ)運(yùn)體系建設(shè)”成為優(yōu)先建設(shè)任務(wù)。

1.4 儲(chǔ)氣環(huán)節(jié) 筑關(guān)鍵

建立以地下儲(chǔ)氣庫和沿海LNG接收站儲(chǔ)氣為主，重點(diǎn)地區(qū)內(nèi)陸集約、規(guī)模化 LNG 儲(chǔ)罐應(yīng)急為輔的儲(chǔ)氣調(diào)峰系統(tǒng)，積極引導(dǎo)各類投資主體通過參與沿海LNG儲(chǔ)罐和地下儲(chǔ)氣庫等儲(chǔ)氣設(shè)施來履行儲(chǔ)氣的責(zé)任，以“供氣企業(yè)10%”（近期又有所調(diào)整）“城燃企業(yè)5%”及“地方政府3天”三項(xiàng)指標(biāo)，構(gòu)建儲(chǔ)氣輔助服務(wù)市場，儲(chǔ)氣服務(wù)和調(diào)峰氣量市場化定價(jià)。

1.5 銷售環(huán)節(jié) 健機(jī)制

全面實(shí)行天然氣購銷合同管理，以購銷合同為基礎(chǔ)規(guī)范天然氣調(diào)峰。供用氣雙方簽訂有量、有價(jià)、有價(jià)格浮動(dòng)機(jī)制的中長期購銷合同。創(chuàng)新用戶調(diào)峰機(jī)制，建立國家和地方兩個(gè)1h108m3/d調(diào)峰用戶清單，按照50%、30%、20%的比例進(jìn)行分級(jí)，在高峰期根據(jù)需要啟動(dòng)壓減措施等。

2 中海油在長江以北地區(qū)天然氣產(chǎn)供儲(chǔ)銷體系現(xiàn)狀

2.1 海域天然氣生產(chǎn)與供應(yīng)

中海油在長江以北地區(qū)有一個(gè)綜合型油氣開發(fā)生產(chǎn)基地——渤海油氣開發(fā)區(qū)，2019年商品氣銷售量約為16h108m3，通過海底生產(chǎn)系統(tǒng)和登陸設(shè)施分別覆蓋京津冀地區(qū)、山東及遼寧，氣量主要供應(yīng)煙臺(tái)、營口等地；渤海海域天然氣主要包括4個(gè)終端：葫蘆島終端、營口終端、渤西終端和渤南終端，總計(jì)供氣能力16h108m3/a。隨著新增海域天然氣（以下簡稱海氣）的開發(fā)和增產(chǎn)，葫蘆島錦州20-2終端、渤南終端和渤中19-6氣田的登陸設(shè)施都將進(jìn)一步擴(kuò)建。

2.2 進(jìn)口LNG供應(yīng)、存儲(chǔ)和天然氣管輸

中海油在長江以北地區(qū)已投產(chǎn)的LNG接收站僅有天津LNG接收站，原核準(zhǔn)接卸能力約32h108m3/a，存儲(chǔ)設(shè)施包括1座16h104m3LNG儲(chǔ)罐、2座3h104m3LNG儲(chǔ)罐以及一艘長期商業(yè)租用的16h104m3FSRU（浮式LNG儲(chǔ)存和再氣化裝置），2019年天然氣銷售量約48h108m3。

截至2019年底，中海油在京津冀地區(qū)投運(yùn)天然氣管道約50 km，輸氣能力約66h108m3/a；在山東省參股天然氣管道660 km，輸氣能力約30h108m3/a；在遼寧省投運(yùn)天然氣管道96 km，輸氣能力約20h108m3/a。

2.3 現(xiàn)狀小結(jié)

總體來看，中海油在長江以北地區(qū)的天然氣產(chǎn)供儲(chǔ)銷體系建設(shè)尚處于起步期，氣源、供氣設(shè)施和管輸設(shè)施零散且相互孤立，天然氣存儲(chǔ)能力主要依賴LNG儲(chǔ)罐，整體上依托周轉(zhuǎn)能力較高的LNG接收站形成以“點(diǎn)對點(diǎn)”方式供應(yīng)當(dāng)?shù)厥袌龅谋Ｕ夏芰Α?/p>

3 天然氣產(chǎn)供儲(chǔ)銷體系布局框架七大支柱

筆者提出的在長江以北地區(qū)發(fā)展和建設(shè)一套天然氣產(chǎn)供儲(chǔ)銷體系的布局框架，具體由7個(gè)具有中海油典型特色的支柱構(gòu)成（圖1）。

圖1 中海油面向長江以北地區(qū)天然氣產(chǎn)供儲(chǔ)銷體系建設(shè)布局框架示意圖

3.1 儲(chǔ)氣設(shè)施與調(diào)峰能力為關(guān)鍵物理基礎(chǔ)

結(jié)合國能發(fā)規(guī)劃2018（22）號(hào)文件[4]、發(fā)改能源規(guī)2018（637）號(hào)文件[5]以及“環(huán)渤海地區(qū)液化天然氣儲(chǔ)運(yùn)體系建設(shè)”[8]的相關(guān)要求，儲(chǔ)氣設(shè)施和調(diào)峰能力有必要成為中海油在長江以北地區(qū)發(fā)展的關(guān)鍵物理基礎(chǔ)。在長江以北地區(qū)，依托中海油就近供應(yīng)海氣的資源稟賦條件和進(jìn)口LNG“資源池”靈活統(tǒng)籌配置優(yōu)勢，進(jìn)一步復(fù)制在東南沿海地區(qū)運(yùn)作良好的“海氣＋LNG”雙氣源高保障型供氣模式，充分發(fā)揮可高效物理存儲(chǔ)的大型LNG儲(chǔ)罐群的高周轉(zhuǎn)率優(yōu)勢和LNG接收站小時(shí)級(jí)的靈活調(diào)峰能力[9]，促進(jìn)海氣與LNG資源的協(xié)調(diào)配置和發(fā)展。

3.2 儲(chǔ)氣能力市場化交易

我國集約化的大規(guī)模儲(chǔ)氣設(shè)施資源稀缺，尤以地下儲(chǔ)氣庫為甚，但其分布地區(qū)并不與儲(chǔ)氣需求程度高的市場所在地區(qū)一致。大型LNG儲(chǔ)罐是另一種選擇，但在內(nèi)陸建設(shè)大型LNG儲(chǔ)罐或者在沿海岸線地區(qū)單純以儲(chǔ)氣能力指標(biāo)為目的建設(shè)LNG儲(chǔ)罐基本是不經(jīng)濟(jì)和難以持續(xù)的，只會(huì)抬高天然氣儲(chǔ)氣調(diào)峰服務(wù)的成本。

依托于LNG接收站常規(guī)運(yùn)營服務(wù)，以儲(chǔ)氣能力為指標(biāo)新建LNG儲(chǔ)罐，是最可能取得經(jīng)濟(jì)性和可持續(xù)發(fā)展的方式。發(fā)改能源規(guī)2018（637）號(hào)文件明確提出“支持企業(yè)通過自建合建儲(chǔ)氣設(shè)施、租賃購買儲(chǔ)氣設(shè)施或者購買儲(chǔ)氣服務(wù)等方式，履行儲(chǔ)氣責(zé)任”，中海油已率先在南方沿海LNG接收站依托LNG儲(chǔ)罐啟動(dòng)儲(chǔ)氣能力合作的“河南模式”。在長江以北地區(qū)，天然氣管網(wǎng)密度相對更高、互聯(lián)互通條件相對成熟、岸線資源更加稀缺、中部省份尤其是長江經(jīng)濟(jì)帶省份儲(chǔ)氣能力匱乏而儲(chǔ)氣需求更加迫切，推行依托于LNG接收站內(nèi)大型儲(chǔ)罐和外部互聯(lián)互通管網(wǎng)條件的儲(chǔ)氣能力市場化交易與商業(yè)服務(wù)，有望成為長江以北地區(qū)產(chǎn)供儲(chǔ)銷體系建設(shè)的一個(gè)重要特色。

3.3 從 自平衡 到系統(tǒng) 再平衡

中海油在東南沿海地區(qū)多年建設(shè)的天然氣產(chǎn)供儲(chǔ)銷體系具備省級(jí)“自平衡”的特征和保障優(yōu)勢，成功的實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)包括：①“LNG＋海氣”有效協(xié)同；②LNG接收站與配套管道的站線一體化；③天然氣基礎(chǔ)設(shè)施與下游利用項(xiàng)目同步一體。通過近年來的“南氣北送”工程和在長江以北地區(qū)初步營造的天然氣供銷體系，中海油將逐漸把“自平衡”體系延展和融入全國天然氣產(chǎn)供儲(chǔ)銷體系，將參與并有效促進(jìn)長江以北地區(qū)的天然氣產(chǎn)供儲(chǔ)銷體系從不平衡走向“再平衡”的格局。

通過有效復(fù)制成功經(jīng)驗(yàn)，充分研究和適應(yīng)新環(huán)境下的市場格局，在長江以北地區(qū)可以考慮以下3項(xiàng)新措施：①針對更加緊張的岸線資源，集約性規(guī)模化發(fā)展LNG接收站及儲(chǔ)罐群；②充分依托天然氣基礎(chǔ)設(shè)施互聯(lián)互通建設(shè)和更加獨(dú)立、統(tǒng)一的輸氣管網(wǎng)平臺(tái)[10]；③發(fā)揮LNG“資源池”與國際供應(yīng)鏈保障的靈活優(yōu)勢[11]，放大 LNG儲(chǔ)罐存儲(chǔ)的“削峰”功能，協(xié)同其他氣態(tài)天然氣資源挖掘開發(fā)LNG儲(chǔ)罐存儲(chǔ)的“填谷”作用。

3.4 積極論證航道條件與泊位指標(biāo)

在長江以北地區(qū)的岸線資源、港口碼頭和泊位資源以及航道條件約束都可能成為發(fā)展瓶頸。根據(jù)交辦規(guī)劃〔2018〕92號(hào)文件[12]提出的總計(jì)“7處港址、16個(gè)泊位、其中新增11個(gè)泊位”的規(guī)劃結(jié)論，即使時(shí)間軸進(jìn)一步延伸至2030年，在環(huán)渤海地區(qū)的碼頭和泊位資源仍非常有限，且部分碼頭的進(jìn)港航道存在較大的交通組織因素的限制，也制約了LNG接收站可實(shí)現(xiàn)的周轉(zhuǎn)能力。在長江以北地區(qū)，條件相對較好的碼頭泊位資源集中在唐山港、煙臺(tái)港及江蘇省的鹽城港。

3.5 高可靠性供氣品牌

盡管市場條件存在較大差異，中海油在長江以北地區(qū)更有必要通過資源組合的差異化和高供氣可靠性，強(qiáng)化市場開發(fā)與市場引領(lǐng)作用，以資源保障能力、調(diào)峰靈活性、商業(yè)合同100%全覆蓋三要素為特點(diǎn)，復(fù)制在東南沿海地區(qū)建立的供氣高可靠性的品牌。

3.6 四點(diǎn)、N站、一網(wǎng) 基礎(chǔ)設(shè)施總體布局

通過上下游一體化建設(shè)，上游增儲(chǔ)上產(chǎn)并完善4～5座海氣登陸終端，根據(jù)條件合作建設(shè)或商業(yè)租用數(shù)個(gè)LNG接收站，建設(shè)和（或）有效依托互聯(lián)互通的天然氣管網(wǎng)、統(tǒng)一的輸氣管網(wǎng)平臺(tái)，形成以10%存儲(chǔ)能力為重要指標(biāo)之一的“四點(diǎn)、N站、一網(wǎng)”的天然氣基礎(chǔ)設(shè)施布局。

3.7 高可靠性的產(chǎn)供儲(chǔ)銷體系指標(biāo)

通過“海氣＋LNG”資源統(tǒng)一協(xié)同和天然氣基礎(chǔ)設(shè)施布局，突出天然氣供應(yīng)鏈體系的成本控制，形成較大規(guī)模的天然氣年周轉(zhuǎn)能力、氣化外輸能力、儲(chǔ)氣能力和調(diào)峰能力的體系指標(biāo)，與其他供氣企業(yè)共同形成在長江以北地區(qū)針對重點(diǎn)城市、重點(diǎn)區(qū)域的“N-1”高可靠性供氣保障能力。

4 中海油在長江以北地區(qū)天然氣產(chǎn)供儲(chǔ)銷體系布局

基于前述面向長江以北地區(qū)的天然氣產(chǎn)供儲(chǔ)銷體系建設(shè)布局框架，有必要就體系中的設(shè)施布局關(guān)系、能力指標(biāo)等進(jìn)行量化分析，具體涉及外輸系統(tǒng)則還需要進(jìn)一步進(jìn)行水力仿真分析[13]?？傮w量化分析結(jié)構(gòu)見圖2。

圖2 長江以北地區(qū)天然氣產(chǎn)供儲(chǔ)銷體系量化分析結(jié)構(gòu)示意圖

4.1 分析結(jié)構(gòu)說明

中海油在長江以北地區(qū)的天然氣產(chǎn)供儲(chǔ)銷體系量化分析結(jié)構(gòu)，由12項(xiàng)要素構(gòu)成，總體上包括4個(gè)維度上匹配關(guān)系的量化分析、4條基線基準(zhǔn)的量化分析、兩個(gè)區(qū)域?qū)用娴牧飨蚝蜌饬科胶饬炕治鲆约皟蓚€(gè)能力的量化平衡分析。需要說明的是，這里的市場需求僅為企業(yè)自身的預(yù)期銷售市場需求。

4個(gè)維度的匹配關(guān)系量化分析，包括海氣登陸終端、LNG接收站及輸氣管網(wǎng)構(gòu)成的天然氣基礎(chǔ)設(shè)施與海氣資源、LNG資源、陸上煤層氣資源之間的“設(shè)施—資源”匹配；天然氣基礎(chǔ)設(shè)施與氣態(tài)用氣市場和LNG槽車運(yùn)輸市場的“設(shè)施—市場”匹配；LNG接收站與配套輸氣管網(wǎng)（如有）、LNG接收站內(nèi)部的LNG碼頭泊位與LNG儲(chǔ)罐及氣化外輸設(shè)施之間的“設(shè)施—設(shè)施”匹配；LNG接收站與LNG碼頭泊位的來船通行密度、LNG接收站與槽車外運(yùn)通行密度之間的匹配。

4條基線的量化分析，包括“供應(yīng)—設(shè)施—需求”端的年度平衡、高峰月高峰日平衡以及年度與高峰月高峰日分別在市場需求上浮10%～30%情景下的適應(yīng)性計(jì)算和分析。

兩個(gè)區(qū)域?qū)用娴牧炕治?，既包括長江以北各省、直轄市內(nèi)部的“資源—供應(yīng)—儲(chǔ)備—市場需求”四個(gè)環(huán)節(jié)的產(chǎn)供儲(chǔ)銷體系“自平衡”分析，也包括長江以北區(qū)域整體天然氣總體流向和流量的平衡分析。在時(shí)間維度上，包括年度、高峰月高峰日以及年度和高峰日分別在預(yù)期市場量上浮10%～30%的情景。

兩個(gè)能力的量化平衡分析，包括基于企業(yè)預(yù)期市場目標(biāo)的產(chǎn)供儲(chǔ)銷體系平衡分析，以及反過來從基礎(chǔ)設(shè)施100%能力釋放后的天然氣流向與流量平衡分析。后者考慮到天然氣基礎(chǔ)設(shè)施公平開放改革后的情景。

4.2 舉例說明

這里僅舉例“設(shè)施—資源”匹配、“設(shè)施—通行密度”匹配及“設(shè)施—設(shè)施”匹配，以便簡要說明上述分析結(jié)構(gòu)的應(yīng)用方式。

4.2.1 中海油在京津冀地區(qū)“設(shè)施—資源”匹配能力

“資源—設(shè)施”匹配關(guān)系，反映的是資源供應(yīng)量與基礎(chǔ)設(shè)施可支撐能力之間的關(guān)系。因此，在本文分析中，海氣與煤層氣均以相對固定的“以產(chǎn)定供”進(jìn)行分析，而LNG作為重點(diǎn)以“設(shè)施周轉(zhuǎn)能力決定供應(yīng)能力”進(jìn)行最大彈性能力的分析。在京津冀地區(qū)，到2025年前中海油將供應(yīng)海氣、LNG及煤層氣3種資源，其中，來自山西的煤層氣出晉外輸，并通過中聯(lián)煤管道與蒙西管道在河北安平—蓉城分輸站實(shí)現(xiàn)互聯(lián)互通，管道輸送能力超過40.0h108m3/a，能夠滿足直至2030年的預(yù)期煤層氣的最大輸送量（表1）。渤海油氣開發(fā)區(qū)的海氣登陸終端包括渤西終端和新建的渤中19-6氣田登陸設(shè)施，基于相關(guān)建設(shè)計(jì)劃的海氣登陸終端和海底管道的擴(kuò)建與新建能力，能夠支撐2025—2030年登陸渤西的海氣釋放和外輸。因此，這里重點(diǎn)分析占資源主體地位的LNG與LNG接收站周轉(zhuǎn)能力的支撐關(guān)系。

表1 中海油在京津冀地區(qū)的 海氣/煤層氣設(shè)施—資源 匹配關(guān)系表 單位：108 m3/a

中海油在京津冀地區(qū)的LNG氣源設(shè)施將包括自建、合資、合作的LNG接收站，以及其他在公平開放政策[14-15]下可能購買容量或商業(yè)租用的LNG接收站，這里作為示例說明時(shí)僅指天津LNG接收站和曹妃甸LNG接收站。在2019年，天津LNG接收站新增的一座16h104m3LNG儲(chǔ)罐投產(chǎn)，項(xiàng)目核準(zhǔn)規(guī)模按審批程序重新上調(diào)至84.0h108m3/a（600h104t/a），實(shí)際周轉(zhuǎn)能力與項(xiàng)目核準(zhǔn)值一致（表2）。預(yù)計(jì)2023年初曹妃甸LNG項(xiàng)目一期投產(chǎn)（1.5個(gè)泊位），項(xiàng)目核準(zhǔn)規(guī)模為81.2h108m3/a（580h104t/a），2023年初天津LNG接收站二期投產(chǎn)，預(yù)計(jì)解脫FSRU并釋放新增1個(gè)泊位，項(xiàng)目核準(zhǔn)規(guī)模預(yù)計(jì)為101.5h108m3/a（725h104t/a）；按照最新頒布的《LNG接收站能力核定方法》中的測算方法[16]，到2023年這兩個(gè)項(xiàng)目的實(shí)際周轉(zhuǎn)能力最高可分別達(dá)到98h108m3/a（700h104t/a）和168h108m3/a（1 200h104t/a），總計(jì)比兩個(gè)項(xiàng)目核準(zhǔn)規(guī)模的總和高出約45.6%。

表2 中海油在京津冀地區(qū)的 LNG設(shè)施—資源 匹配關(guān)系表 單位：108 m3/a

2030年前曹妃甸LNG項(xiàng)目二期投產(chǎn)（達(dá)到2.5個(gè)泊位），預(yù)計(jì)項(xiàng)目核準(zhǔn)規(guī)模140h108m3/a（1 000h104t/a），根據(jù)核算其實(shí)際周轉(zhuǎn)能力將達(dá)到168h108m3/a（1 200h104t/a）。到 2030年，中海油在京津冀地區(qū)可利用的LNG接收站的實(shí)際周轉(zhuǎn)能力最大可達(dá)到336h108m3/a（2 400h104t/a），海氣和煤層氣的供應(yīng)能力最大可超過69h108m3/a，基于設(shè)施能力最大可支撐的LNG、海氣、煤層氣3種天然氣供應(yīng)能力總計(jì)約405h108m3/a。

4.2.2 中海油在京津冀地區(qū)“LNG設(shè)施—通行密度”匹配能力

“設(shè)施—通行密度”匹配反映的是基礎(chǔ)設(shè)施與通行安全之間的關(guān)系，主要是LNG接收站接收離散化LNG運(yùn)輸船來船數(shù)量的可實(shí)現(xiàn)性和LNG槽車外運(yùn)數(shù)量的可通達(dá)性。根據(jù)中海油對渤海灣地區(qū)LNG船舶通過能力（飽和度）評價(jià)及混合交通組織優(yōu)化的系統(tǒng)化研究結(jié)論，天津LNG接收站的月接船能力在單碼頭時(shí)可達(dá)13艘船，在FSRU解脫后的月接船能力兩個(gè)碼頭總計(jì)不低于18艘船（涉及該區(qū)域進(jìn)一步的交通組織優(yōu)化問題[17]）；曹妃甸LNG接收站在達(dá)到3個(gè)碼頭泊位數(shù)量時(shí)，無論是進(jìn)出渤海灣各港老鐵山水道的通過容量、還是曹妃甸LNG接收站進(jìn)港航道，都可以達(dá)到容納每個(gè)泊位15艘船的月接船能力，但考慮到曹妃甸LNG接收站的合資性質(zhì)和不同股東對LNG接收站周轉(zhuǎn)能力占用的問題，暫且按照中海油可保守使用18艘船上限的月接船能力計(jì)算。則到2025年，中海油在京津冀地區(qū)以31艘LNG船的月接船能力為保守上限，隨著曹妃甸LNG接收站新泊位的擴(kuò)建，到2030年的月接船能力上限提高至36艘LNG船。表3中的月均來船數(shù)、高峰月來船數(shù)是基于企業(yè)對其預(yù)期市場需求的判斷?？梢钥闯?，LNG接收站的接船能力足夠支撐企業(yè)的預(yù)期需求，海上LNG船舶的通行密度可以認(rèn)為在安全范圍之內(nèi)。

LNG槽車外運(yùn)的通行安全，主要以LNG槽車的在站外道路交通密度為指標(biāo)來衡量。根據(jù)2016版《城市道路工程設(shè)計(jì)規(guī)范》，評估天津LNG和曹妃甸LNG接收站站外港區(qū)道路（不考慮更大范圍的交通流密度）的通行能力時(shí)，按照“表4.2.3其他等級(jí)道路一條車道的通行能力”和“表4.1.2車輛換算系數(shù)”[18]，車速按照20 km/h，對于LNG槽車的道路通行能力計(jì)算結(jié)果為440輛/h。兩座LNG接收站的高峰日LNG槽車裝車需求評估為最大39輛/h，僅占道路通行能力的8.8%，即使考慮到其他車輛的影響，也可以認(rèn)為站外的港區(qū)道路通行能力能夠滿足安全需要。

4.2.3 中海油在長江以北地區(qū)LNG接收站內(nèi)部“設(shè)施—設(shè)施”匹配能力

LNG接收站內(nèi)部“設(shè)施—設(shè)施”匹配反映的是LNG接收站的碼頭接卸能力、LNG儲(chǔ)罐周轉(zhuǎn)能力、站內(nèi)氣化外輸能力以及站外配套管道管輸能力（如有）的匹配關(guān)系，以及據(jù)此形成的LNG接收站的整體周轉(zhuǎn)能力。LNG接收站是典型的離散流和連續(xù)流的復(fù)合系統(tǒng)，在項(xiàng)目設(shè)計(jì)階段隸屬于不同行業(yè)的碼頭、站內(nèi)工程、外輸3個(gè)環(huán)節(jié)均有不同程度的富裕能力考慮，作為一個(gè)整體在面對實(shí)際運(yùn)行中出現(xiàn)的超預(yù)期市場波動(dòng)時(shí)，某一環(huán)節(jié)有可能率先成為制約接收站周轉(zhuǎn)能力的“瓶頸”。這里主要依據(jù)《LNG接收站能力核定方法》[16]，分別對LNG碼頭、LNG儲(chǔ)罐、氣化外輸3個(gè)環(huán)節(jié)的最大周轉(zhuǎn)能力進(jìn)行技術(shù)核算，并給出LNG接收站整體的最大周轉(zhuǎn)能力（該方法的科學(xué)合理性可以進(jìn)一步探討）?？紤]到對LNG接收站存儲(chǔ)能力的外部約束性要求，LNG儲(chǔ)罐進(jìn)一步區(qū)分為生產(chǎn)型儲(chǔ)罐和存儲(chǔ)型（儲(chǔ)備型）儲(chǔ)罐兩種類型，其中存儲(chǔ)型（儲(chǔ)備型）LNG儲(chǔ)罐的主要目的是為達(dá)到約束性的存儲(chǔ)能力指標(biāo)而設(shè)置。

表4反映了中海油在長江以北地區(qū)LNG接收站內(nèi)部的“設(shè)施—設(shè)施”匹配關(guān)系，相比于京津冀地區(qū)，中海油在長江以北地區(qū)的LNG接收站還考慮了新建的江蘇LNG接收站。需要說明的是，在LNG接收站公平開放和輸氣管網(wǎng)獨(dú)立的條件下，這里的LNG設(shè)施將包括自建、合資、商業(yè)租用的LNG接收站，因此反映的設(shè)施能力并非是自有或完整計(jì)入的LNG接收站設(shè)施能力，而是商業(yè)權(quán)益能力，即對不同LNG接收站分別按照不同的切分比例計(jì)算其可用能力。

從表4可以看出，直到2030年，LNG碼頭的接卸周轉(zhuǎn)能力都會(huì)構(gòu)成LNG接收站整體周轉(zhuǎn)能力的決定性指標(biāo)。從2020—2030年的10年內(nèi)，按比例計(jì)入的LNG接收站的整體周轉(zhuǎn)能力不能完全滿足企業(yè)的預(yù)期市場增長需求（預(yù)期氣態(tài)外輸量），這就需要提前根據(jù)市場增長情況進(jìn)行評估和處理，或者提前一次性另作其他安排。

表3 LNG設(shè)施—通行密度匹配關(guān)系表

表4 中海油在長江以北地區(qū)LNG接收站內(nèi)部設(shè)施之間匹配關(guān)系示意圖 單位：108 m3/a

4.2.4 中海油在長江以北地區(qū)高峰日市場量上浮30%的區(qū)域流向平衡

中海油在長江以北地區(qū)天然氣基礎(chǔ)設(shè)施的布局以LNG接收站為主體。從分析LNG接收站的周轉(zhuǎn)能力彈性和日調(diào)峰能力適應(yīng)性出發(fā)，依托高度統(tǒng)一的互聯(lián)互通的輸氣管網(wǎng)體系[19]，基于海氣氣源、LNG接收站和輸氣管網(wǎng)的統(tǒng)一建模與仿真分析結(jié)果，隨著中海油在南方沿海地區(qū)較為集中的LNG接收站群的能力優(yōu)化調(diào)配，以及長江以北地區(qū)“四點(diǎn)、N站、一網(wǎng)”天然氣基礎(chǔ)設(shè)施的高效周轉(zhuǎn)能力和調(diào)峰能力建設(shè)完成，在高峰日的基礎(chǔ)上且中海油在長江以南和長江以北地區(qū)的預(yù)期高峰日市場量上浮30%的情境下，中海油在京津冀、山東、江蘇和浙江的天然氣基礎(chǔ)設(shè)施體系最多能夠額外釋放出（0.5～1.0）×108m3/d的短期富裕能力。這將為改善全國在高峰季內(nèi)短期的天然氣流向平衡和調(diào)峰調(diào)劑起到重要的支撐作用。

5 結(jié)論和建議

1）中海油在長江以北地區(qū)建設(shè)天然氣產(chǎn)供儲(chǔ)銷體系，在市場銷售目標(biāo)的引導(dǎo)下，建議立足點(diǎn)和突破點(diǎn)立于儲(chǔ)氣設(shè)施建設(shè)與存儲(chǔ)能力的市場化交易探索上。相對于過去10多年在長江以南地區(qū)相對成熟的東南沿海天然氣產(chǎn)供儲(chǔ)銷體系，中海油在長江以北地區(qū)尚處于初創(chuàng)期，且長江以北地區(qū)是陸地氣源和進(jìn)口管道氣的優(yōu)勢地區(qū)，市場環(huán)境和市場特點(diǎn)也有較大不同。因此，在長江以北地區(qū)建設(shè)產(chǎn)供儲(chǔ)銷體系的模式特點(diǎn)，應(yīng)以有限度的預(yù)期市場目標(biāo)為導(dǎo)向，以區(qū)域“自平衡”為體系核心，以有一定富裕量的“資源—設(shè)施—市場”平衡為建設(shè)原則，更多地發(fā)揮背靠國際資源供應(yīng)鏈的LNG接收站高周轉(zhuǎn)率的供儲(chǔ)一體化能力和高適應(yīng)性的調(diào)峰能力。

2）在長江以北地區(qū)，通過“海氣＋LNG”資源統(tǒng)一協(xié)同和“四點(diǎn)、N站、一網(wǎng)”的天然氣基礎(chǔ)設(shè)施布局，可以形成較大規(guī)模和互相支撐的天然氣年周轉(zhuǎn)能力、氣化外輸能力、儲(chǔ)氣能力和調(diào)峰能力。依托于“資源池”的統(tǒng)籌調(diào)配和LNG接收站的小時(shí)級(jí)調(diào)峰能力，可以為高波動(dòng)的用氣需求提供高彈性的供氣保障。

3）在新時(shí)期，通過“南氣北送”工程的物理延伸、蘇、皖、魯、京津冀地區(qū)管網(wǎng)設(shè)施的互聯(lián)互通和國家統(tǒng)一的天然氣管網(wǎng)平臺(tái)，中海油在長江以南沿海地區(qū)產(chǎn)供儲(chǔ)銷體系的富裕能力能夠直達(dá)或商業(yè)互換至長江以北地區(qū)，依托海上LNG資源的靈活調(diào)度和陸上外輸管道氣的流向調(diào)配，在更大范圍上為長江以北地區(qū)產(chǎn)供儲(chǔ)銷體系建設(shè)提供支撐和互濟(jì)保障。

4）中海油構(gòu)建的天然氣產(chǎn)供儲(chǔ)銷體系量化分析結(jié)構(gòu)，即基于12個(gè)要素的多種類型的設(shè)施與氣量分解的匹配關(guān)系分析，是一項(xiàng)在規(guī)劃業(yè)務(wù)中有價(jià)值的技術(shù)分析工具，可以系統(tǒng)化地評估企業(yè)建設(shè)天然氣產(chǎn)供儲(chǔ)銷體系中的總體適應(yīng)性，逐一有效地識(shí)別具體設(shè)施的冗余程度或“瓶頸”所在。