中国油气管道 行业发展 展望参考观研天下发布《2016-2022年中国油气管道工程建设行业需求调研及十三五竞争战略研究报告》 &

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2017年中国油气管道行业发展及展望(上)

字体大小: 2018-06-12 16:07  来源:中国报告网

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        参考观研天下发布《2016-2022年中国油气管道工程建设行业需求调研及十三五竞争战略研究报告

        2017年,中国油气管道工程建设平稳推进,油气长输管道总里程累计约为13.31万千米,其中天然气管道约7.72万千米,原油管道约2.87万千米(已扣减退役封存管道),成品油管道约2.72万千米。管道建设加速向网络化方向发展。

        1 2017年中国主要油气管道建设概况

        2017年中国油气管道项目加快节奏稳步推进,全年新建成油气管道总里程约7159千米(已扣减退役封存管道),较上年新建成里程数增加632千米,增幅为10%,并且新建成管道以续建工程和天然气管道为主。其中新建成天然气管道约为2941千米,比2016年新建成里程数增加58千米;新建成原油管道2813千米,考虑扣除退役封存管道后,比2016年新建成里程数增加1341千米;新建成成品油管道1677千米,比2016年新建里程数减少767千米。

        目前我国已基本形成了以西气东输系统、陕京管道系统、中缅天然气管道、涩宁兰、川气东送、中贵联络线、秦沈线、永唐秦、冀宁联络线等干线管道为基本骨架,川渝、环渤海、长三角、珠三角、中南、陕晋等区域管网接入,横跨东西、纵贯南北、连通海外的全国天然气输送管网;构建了以中哈管道、西部原油管道、兰成线、长呼线、中俄原油管道、东北管网、东黄双线、鲁宁线、仪长沿江管道双线、甬沪宁、日东线、中缅等原油管道为基本骨架,覆盖油田、炼厂、港口和储备库的原油输送管网;建成了以北疆管网、乌兰线、兰成渝、兰郑长、茂昆线、港枣线、洛郑驻、石太线、鲁皖、江苏成品油、云南成品油、金嘉湖、镇杭、甬绍金衢、甬台温、九昌樟、珠三角等管道为代表,连通炼厂与市场的成品油管网(见表1)。

        2017年因高风险状态等原因而退役封存的原油管道约为271.56千米。2017年8月24日铁岭-大连管道鞍山至小松岚段正式停输,11月初全线扫线注氮封存,12月铁岭-大连输油管道(鞍大段)举行退役封存仪式。至此,“八三”管道全部退役,20世纪70年代建设的老旧管道全部退役。

        “八三”管道工程建设于1970年8月至1975年9月,共铺设输油管道8条,总计2471千米,其中最重要的是以铁岭站为枢纽,以大庆-抚顺、大庆-秦皇岛和大庆-大连3条输油大动脉为主要架构的东北原油管网。铁大线鞍山至小松岚段全长271.56千米,运营42年,服役期间先后担负了大庆原油及俄罗斯原油引进等输送任务,累积输油6.235亿吨。受当年管道建设技术的限制,多年连续运行已使管道进入老龄期和带病运行的高风险状态,因此为确保安全,铁大线需要退役封存。



        2 2017年中国油气管道行业发展概述

        2.1 油气市场消费超预期增长,天然气资源供应偏紧

        根据《石油蓝皮书:中国石油产业发展报告(2018)》[1],受经济结构转型顺利、全国GDP增速超预期实现6.9%的有利影响,2017年中国成品油市场消费超出预期,表观消费量达3.2亿吨,比上年增长2.8%。但伴随着新能源加速替代,全球能源利用呈现清洁低碳化发展趋势,石油资源相对过剩等影响,原油、成品油供应总体宽松。

        天然气方面,受宏观经济形势向好、主要用气行业景气度回升、北方各地出台环保政策大面积推行“煤改气”和“蓝天行动计划”等因素共同作用,加上2017-2018年冬季全国范围低温天气的影响,2017年中国天然气消费刷新了历史记录,达到约2373亿立方米,同比增长15.3%,甚至一度造成部分地区供气紧张,LNG价格经市场炒作涨至9600元/吨的高位。在全年天然气需求侧加速增长的形势下,赶上中亚资源国大幅非计划减供、国内主要气田上产乏力、中国石化天津LNG接收站无法按计划投产、储气库等调峰设施严重不足等因素叠加,使得新投运的陕京四线无法充分发挥作用,天然气供应遭到前所未有的挑战。

        2.2 国家多项规划和政策密集发布,推动油气管道加快建设

        “十九大”报告在规划中国未来蓝图时提出,“加强水利、铁路、公路、水运、航空、管道、电网、信息、物流等基础设施网络建设”。这是中国共产党第一次从国家经济发展的高度,明确将油气管道与铁路、公路等线性工程一同纳入基础设施网络建设,对引导油气管道加快建设和发展具有重要意义。

        2017年5月,中共中央、国务院印发《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》,要求深化油气管网运营机制改革,提升集约输送和公平服务能力,分步推进国有大型油气企业干线管道独立,实现管输和销售分开;完善油气管网公平接入机制,油气干线管道、省内和省际管网均向第三方市场主体公平开放;加强管道运输成本和价格监管,按照准许成本加合理收益原则,科学制定管道运输价格;建立天然气调峰政策和分级储备调峰机制。5月19日,国家发改委和能源局印发《中长期油气管网规划》,提出,要着重抓好统筹规划,加快构建油气管网体系,完善现代综合运输体系。到2020年,全国油气管网规模要达到16.9万千米,其中原油、成品油、天然气管道里程分别为3.2万千米、3.3万千米和10.4万千米,储运能力明显增强;到2025年,油气管网规模达到24万千米,其中原油、成品油、天然气管道里程分别为3.7万千米、4万千米、16.3万千米,网络覆盖进一步扩大,结构更加优化,储运能力大幅提升。《规划》还提出,要适应新型城镇化建设中天然气需求广泛分布、点多面广、跨区调配等需要,统筹考虑天然气和LNG“两个市场”、国内和国际“两种资源”、管道和海运“两种方式”,坚持“西气东输、北气南下、海气登陆”原则,加快建设天然气管网,到2025年,逐步形成“主干互联、区域成网”的全国天然气基础网络[2]。7月,国家发改委等13部委联合印发《加快推进天然气利用的意见》,明确鼓励各类资本进入天然气基础设施建设和利用领域,加强基础设施建设和管道互联互通。

        从近3年油气管道项目建设推进节奏看,2015、2016、2017年新建成管道里程分别为5257千米、6526千米和7159千米。按照2020年16.9万千米和2025年24万千米的管道总里程目标,未来3年内和8年内,需分别完成3.6万千米和10.7万千米的建设任务,年均分别完成1.2万千米和1.3万千米,与目前实际管道建设项目推进速度有较大差距,中长期油气管网规划目标实现难度较大。建议国家加大管道建设相关审批程序优化调整力度,以及税费优惠政策扶持力度,支持商业模式创新,鼓励多种资本积极进入管道建设,并在《规划》实施两三年后,择机进行评估,总结经验和不足,对原规划目标与任务及时进行滚动调整,以使规划更适应油气产业发展的实际需要。

        2.3 中缅原油管道、中俄原油管道二线与中卫-靖边联络线、陕京四线建成投产

        中俄原油管道二线工程起于黑龙江省漠河县兴安镇,止于大庆市林源输油站,管道全长941.8千米,管径813毫米,设计压力9.5~11.5兆帕,设计输量1500万吨/年,2017年11月建成。该工程是国家重要能源战略项目,每年将有1500万吨俄罗斯原油由此输送到中国内陆,有利于进一步优化国内油品供需格局,提振东北工业经济,助推中国经济社会健康发展。

        作为“一带一路”建设先导示范项目,中缅原油管道建设项目既是两国经贸合作的典范,也是擦亮中国石油品牌的经典项目。中缅原油管道中国段全长649千米,管径813毫米,设计输量1300万吨/年,2017年6月建成投产。至此,中国西北、西南、东北和海上四大原油战略通道全面建成,对中国实现原油进口和运输渠道多元化、保障国家能源供应安全、降低运输风险和运输成本具有重大意义。

        国家重点工程中卫-靖边联络线和陕京四线输气管道于2017年11月按汁划如期同步建成投产。中卫-靖边联络线工程起自西气东输中卫枢纽压气站,止于靖边压气站,线路总长376.58千米,管径1219毫米,设计压力12兆帕,设计输量300亿立方米/年。该管道工程是西气东输三线中段配套支干线,主要向陕京四线连通供气,是解决京津冀及周边地区冬春天然气保供压力较大、高峰时段供气矛盾突出等问题的重点项目。

        陕京四线输气管道干线管道起自陕西靖边,经内蒙古、河北,止于北京市高丽营镇,全长1098千米,管径1219毫米,设计输量250亿立方米/年。继陕京一、二、三线,该管道是保障华北地区用气的又一条重要干线输气管道,预计冬季,陕京四线管道可增加保障能力达2600万~4300万立方米/日。建成投运后可满足北京不断增长的用气需求,有效提升采暖季用气高峰供应保障水平,对优化能源结构、实现大气污染治理目标、缓解北京冬季供气紧张局面具有重要意义。

        2.4 天然气管网互联互通工程加快建设

        《加快推进天然气利用的意见》指出,到2020年,天然气在一次能源消费结构中的占比力争达到10%左右,地下储气库形成有效工作气量148亿立方米。到2030年,力争将天然气在一次能源消费中的占比提高到15%左右,地下储气库形成有效工作气量350亿立方米以上。《意见》还明确,加快推进天然气价格市场化;健全天然气市场体系,减少供气中间环节,建立用户自主选择资源和供气路径的机制;加快推进天然气价格市场化并提出一系列保障政策,将天然气培育成为我国现代清洁能源系统的主体能源之一。2017年12月5日,国家发改委等10部委联合颁布《北方地区冬季清洁取暖规划(2017-2021年)》,提出总体改造目标,到2021年,北方地区清洁取暖率达到70%,替代散烧煤1.5亿吨。北方地区加紧大面积实施“煤改气”工程,致使天然气需求量大增。

        当前全国天然气资源有限,需求分布不平衡,通过不同市场主体间的管网实现互联互通,对天然气资源进行总体平衡,可为市场稳定供气提供多重保障,并在特殊时期发挥调峰和应急保供作用。通过互联互通,还可避免天然气管道重复建设,节约有限的土地资源和资金,促进管道网络建设有序发展。近年来,中国石油大力推进天然气互联互通工程建设,已建成21处互联互通工程,可为应对管道中断和资源减供等突发事件起到较好的保供作用。2017年,港清三线通过天津市滨达管道与中国海油天津LNG外输管道的间接连通,中国海油LNG资源通过广东管网反输进西气东输二线,解决了其资源后路的畅通。中国石油还有不少互联互通工程正在加紧建设,在江苏青山分输站,正通过改造使西气东输一线与川气东送管线连通,实现保供;在江苏金坛,正在改造西气东输一线金坛储气库支线与港华金坛储气库管道的连通;在广西来宾市,正在实施中缅管道干线与中国石化北海LNG外输管道连通;在广西钦州,正实施中缅管道钦州支线与中国石化北海LNG外输管道的连通等工程。

        此外,三大石油公司在浙江、福建、广东等地通过各自的管道、设施进行资源互换,增加北方取暖地区天然气供应,其中中国海油在浙江替换了中国石化的100万立方米天然气供应,以调配更多资源支持民用燃气供应;中国石油和中国海油已互通两条输送管线,串换资源量目前接近1000万立方米/日,预计未来将达到2000万立方米/日。

        2.5 跨省天然气管道运输价格明确核定,部分省区天然气管道运价管理办法出台

        截至2017年6月1日,中国已有13家陆上天然气长输管道公司公布了运输成本等相关信息,其中包括中国石油下属7家管道公司及1家油气田公司,中国石化下属2家管道公司,以及大唐集团、重庆三峡燃气、金鸿能源旗下各1家企业。《国家发展改革委关于核定天然气跨省管道运输价格的通知》称,根据《天然气管道运输价格管理办法(试行)》和《天然气管道运输定价成本监审办法(试行)》有关规定,按照统一的方法、原则和标准,对13家跨省管道运输企业进行了定价成本监审,并据此核定了相关企业管道运输价格。

        经比较分析,13家企业核定后的总体平均管道运输价格比核价前下降约15%,但各企业公布的管输费率相差较大。其中,中国石油除西南油气田公司川渝环网按较低的“同网同价”核定管输费以外,其余7家管道公司(西气东输系统、陕京管道系统、东北输气管网、中缅管道等)简单平均管输费率为0.2957元/(千立方米·千米);中国石化两家管道公司(川气东送和榆济线)为0.4169元/(千立方米·千米);内蒙古大唐国际克什克腾煤制天然气有限责任公司(克旗-北京煤制气管道)、张家口应张天然气有限公司(应张线)和山西通豫煤层气输配有限公司(沁水-博爱煤层气管道)管输费率分别高达0.9787、2.0304和3.5047元/(千立方米·千米)。中国石油有关管道公司的管输费率较以上几家管道公司分别低29%、70%、85%和92%,体现了大型管道公司在集中调控与规模运营下较为突出的管控能力、成本优势和较强的竞争力。

        各省区市参照国家天然气管道运价管理办法,结合当地实际情况,大体分为两类情况推出当地天然气管道运价管理办法,强化监管。一是全部参照国家定价机制和办法进行核价,不作调整,此种做法对当地管道运营的要求与跨地区管道保持一致,规定准许收益率按管道负荷率不低于75%、取得税后全投资收益率8%的原则确定,采取这种方式的地区主要包括安徽、黑龙江、四川、重庆、广西、贵州等。二是结合当地管道实际情况,以降低管道负荷率或投资收益率为主进行新调整,将负荷率由75%调整为50%或60%等不同水平,税后全投资收益率确定为8%或7%等不同水平,以此扶持并提高当地管输企业的效益,促进当地天然气利用。例如,湖北省在全国率先发布《湖北省天然气短途管道运输和配气价格管理办法(试行)》,正式推行省级天然气价格改革,规定省内管道税后全投资收益率确定为8%,管道负荷率为60%。随后,福建、江苏、黑龙江、湖南、陕西、江西、浙江、山东等地相继公布了省级天然气管道价格改革办法。

        跨地区和当地输气管道运价的正式核定,属于国家天然气市场化改革的一项重要内容。既可通过促进管道运输企业降本增效,积极向第三方公平开放,努力提高管输负荷率,从而获得国家规定的准许收益率,还能鼓励供需双方按照公开透明的运费,自主选择运输路径,提高企业经营收益,促进全国天然气交易走向市场化[3]。

        2.6 省管网建设进入发展“瓶颈期”,发展方向须理性定位

        目前全国范围已有19个省区市组建了天然气管网公司,包括内蒙古、河北、山西、四川、山东、陕西、江苏、湖北、湖南、贵州、江西、安徽、浙江、福建、广东、广西、海南、上海和黑龙江。按照各地政府赋予的权限与定位,大多数省网公司的主要职责是统一规划、建设及管理运营省内天然气管道及城市燃气等其他天然气终端。省管网的运营主要有4种模式:一是完全“统购统销”型,例如浙江省天然气开发利用有限公司,统一调配及销售几乎所有进入浙江的气源,所有下游燃气企业和工业用户都通过该公司购买气量;二是部分“统购统销”+部分代输混合型,以及多家省级管网公司并存型,大部分省管网均属于这种模式,例如四川、内蒙古、福建、江西、广东、广西、安徽等;三是主要代输模式,目前主要有刚刚成立的黑龙江省网公司;四是市场竞争型,包括江苏、山东、湖北、湖南和云南等。

        舆论对省管网公司的评价褒贬不一。有利方面,省管网借助地方政府的大力支持和区域专营地位,作为省属管网建设和运营管理的专业化公司,在贯彻实施本省统一管网规划(避免相同路由和相同功能的管道重复建设)、统筹调配协调全省各路气源、主导协调建设省内管道、气化全省等多方面均具有一定优势。然而,随着全国天然气利用规模快速扩大、市场化进程加快,省管网公司存在的问题逐步凸显,尤其遭到诟病的是个别省管网公司“统购统销”和“强制代输”模式下的低效服务收费过高、用气中间环节过多,已成为地方垄断专营的代表。以西气东输二线供广东省终端用户为例,西气东输二线天然气供广东省的门站价为2.18元/立方米(包含了上游中亚进口天然气成本价和西气东输二线近5000千米的管输成本),经过省管网公司代输和城市燃气管网配气后,到达终端用户的非居民最高限价翻番达到4.36元/立方米;在一些地区,有些实际距离跨省干线管道较近的下游大用户,被要求必须经过省管网公司代输或省网门站接入,缴纳较高的省网管输费,提高了下游用气成本,阻碍了当地天然气产业的健康发展[4]。这些做法明显不符合国家相关政策的要求。

        总的来说,“前有政策压力,后有市场呼声”,省管网建设与运营进入发展“瓶颈期”。建议各地政府加强省内管网统筹规划、建设与监管,避免同路由、同功能管道重复建设;根据用气规模和经济性,因地制宜地决定各地区的具体气化方式,“宜管则管”“宜罐则罐”;科学核定公平合理的管输费率。同时,省管网公司一方面要按照国家政策和地方核价要求,实行运销分离,向各市场主体公平开放管输能力,降低管输费,扩大代输,提高管输负荷率,降本增效,避免采用“统购统销”等垄断经营行为;另一方面要审时度势,提升格局,利用市场化机遇与本地优势,创新商业模式,扩大与专业化的管道投资、建设、运营主体合资合作,进行优势互补,共享天然气产业高速发展的有利时机和收益[4,5]。

        2.7 成功探索交易中心线上竞价交易模式,驱动油气交易市场化

        2017年8月,国家发改委下发通知,允许所有进入上海、重庆石油天然气交易中心公开交易的天然气价格完全由市场交易形成。当年,天然气单边成交量突破250亿立方米,比上年增加100亿立方米,增幅达到67%。

        2017年9月12日,中国石油天然气销售东部分公司在上海石油天然气交易中心举行了首场管道天然气竞价交易,共成交146笔总计900万立方米的管道天然气,成交均价为2.5元/立方米,全部以最高价成交。此次买方为该区域公司的管道天然气合同用户,交易标的为9月份的天然气合约,气源为气化天然气,采取自主交收方式,通过管道优先安排竞价成交气量的交收。当天交易开始后不到一个半小时,有42家用户以上浮20%的最高价,全部购完原计划的400万立方米天然气。由此,卖方临时决定在下午新增500万立方米进行竞价,挂牌后只用了半个多小时,也以最高价全部成交。

        交易中心作为一个公平、公正、公开的交易平台,作用和意义重大,影响深远。首先,不仅能真实反映我国天然气消费的季节性、区域性峰谷差异较大的特点,还有助于发现市场真实需求和可承受价格,体现天然气的真实市场价值,通过市场化价格手段解决供需矛盾,稳定市场供应,应对我国天然气对外依存度不断攀升的实际,可有效发挥天然气消费大国的买方优势。其次,有助于形成市场“大数据”,提供专业化的能源信息服务,引导供应主体增加供应,帮助有关部门科学分析、预判天然气供需形势,制定有效的应对预案。而且,对一段时期交易“大数据”的采集分析,有望作为市场基础数据,用来更科学地统筹规划天然气管道、LNG接收站、地下储气库等基础设施建设,有效提高天然气产业链规划建设的水平。

        3 2018年中国油气管道发展展望

        3.1 天然气基础设施建设将再次驶入快车道

        2017年以来,天然气市场消费呈超预期增长态势,但资源紧缺,北方地区出现大面积“气荒”,表明我国天然气可获取资源与基础设施仍然有较大的欠缺。2018年还应想方设法从深挖国产常规天然气资源潜力,适当提高煤制气、页岩气、煤层气产量,加大海外LNG资源获取与接收站建设等多方面提高天然气资源保障,同时继续加大政策支持,对天然气管网、LNG接收站、储气调峰设施、互联互通工程等基础建设项目优化审批程序,倒排工期,加快推进。由于实施互联互通工程可在短期内提高管网的灵活调配能力,工程规模较小,建成后调气效果明显,预计2018年的重点工程将是互联互通工程,具体包括中卫-贵阳-广州输气通道双向增输工程、广西北海LNG接入中缅天然气管道工程、西气东输二线广州压气站扩建工程、西气东输二线樟树-湘潭支干线增输工程等。

        2018年新建成投产的油气管道仍以延续前几年开工的在建管道为主,主要包括日照-濮阳-洛阳(鲁豫)等原油管道,抚锦线、锦郑线等成品油管道,以及内蒙古杭锦旗-宁夏银川输气管道、蒙西煤制气外输管道天津段、鄂尔多斯-安平-沧州管道河北段等天然气管道。

        建议借鉴先进国家储气调峰设施运营的成熟经验,落实各方调峰责任,推行市场化调峰气价,鼓励投资储气库进行淡储旺销;因地制宜推进地下储气库和LNG储气设施建设,千方百计加大力度构建以地下储气库和LNG接收站、LNG卫星站为主的多层次的储气调峰综合体系,以应对冬季天然气市场的调峰需求。

        3.2 中国石油以外的其他管道企业和省管网公司将逐步推进“运销分离”

        《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》对中游管道领域特别明确提出“网运分开”“运销分离”“向第三方市场主体公平开放”等要求。作为全国油气管网最大的建设和运营主体,中国石油已完成管道和销售业务独立运行,实现了“运销分离”、公平开放等要求,但尚未见到其他管道主体公司和省管网公司有关“运销分离”等改革的报道。

        业界普遍认为,管网只有先行打破一体化,实现运销分离,才可能对上下游实现真正的公平开放,油气体制改革与油气市场化才能不断向前推进。预计2018年,国家油气改革将持续发力,中国石化、中国海油以及一些省管网公司均将逐步落实国家改革意见,逐步跟进,推出“运销分离”、公平开放和引入各类资本等措施,不断对全国油气管网体制改革加以补充和深化,直至国家成立业务、财务、法律完全独立的管网公司。

        3.3 智能管道、智慧管网建设是大势所趋,将为油气管道运营管理注入新动能

        人工智能、智慧化等是目前全球各行业发展的一个重要热点和趋势。所谓智能管道,就是在标准统一和管道数字化的基础上,通过“端+云+大数据”的体系架构集成管道全生命周期数据,提供智能分析和决策支持,实现管道的可视化、网络化、智能化管理。智能管道具有数据全面统一、感知交互可视、系统融合互联、供应精准匹配、运行智能高效、预测预警可控6大特征。

        智慧管网技术是以物理管网为载体,以管道本体及周边环境的全生命周期数据为基础,将自动化控制、物联网、云计算、大数据分析、模式识别等信息化技术与油气管网高度集成,形成管网的高度智能管控系统。智慧管网是通过管道全生命周期数据融合、共享及深度挖掘应用,使得油气管网调运、监测等各项功能协同配合,实现油气管网管控一体化、监控预警集中化及决策分析智能化[6]。

        与传统管道相比,智能管道、智慧管网将引领管道数据向集中化、数字化转变;风险管控模式向主动化、自动化转变;运行管理系统向智能化转变;资源调配向整体优化转变;管道信息系统向集成化转变。可以想见,借助“智能化”建设持续推进,在“全国一张网”的布局下加以集中调控,未来油气管网将更加“智慧”,逐步实现整体优化管理与安全高效运行。

资料来源:统计局,观研天下XLF整理

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