【觀察】中國油氣管網八年翻倍?

國家發展改革委和國家能源局印發《中長期油氣管網規劃》(以下簡稱《規劃》)，重點對2016年—2025年油氣管網建設進行了規劃，並對2030年進行了遠景展望，為中長期油氣管網建設提供了依據。

總體來看，《規劃》從的國情、未來管網的利用率方面來看均切實可行，再加上政策上、財政上保障措施到位，實現指日可待。細細解讀《規劃》內容，亮點頻現。

《規劃》目標較為可行

與美國國土面積相當，但原油、成品油、天然氣主幹管道里程分別為2.7、2.1和6.4萬公里，分別只有美國的23%、19%和13%，的石油和天然氣消費也僅有美國的67%和27%，未來需求的增長潛力還很大，同樣對管網的需求也將持續增長。再加上油氣供應安全是能源安全的關鍵，目前油氣對外依存度已分別達到65%和34%，未來仍將繼續上漲。管網是連接資源和市場的橋樑，通過適度超前建設，可以儘快擴大市場規模，並降低運輸成本和用戶用能成本。

《規劃》提出到2025年，油氣管網規模將達24萬公里。具體來看，成品油管道、天然氣管網和LNG接卸能力都要較2015年翻一番，原油管道也要增加37%左右。按《規劃》要求，屆時100萬人口以上的城市(目前全國有100多個，主要為中東部的省會城市和部分地級市)成品油管道基本接入，50萬人口以上的城市(全國有200多個，包含省會城市和大部分地級市)天然氣管道基本接入。由此，未來油管道相當於對其他運輸方式的替代，具有運力大、成本低的競爭優勢，國內對油氣資源的利用將更為方便。到2030年，天然氣利用將逐步覆蓋至小城市、城郊、鄉鎮和農村地區，基本建成現代油氣管網體系。

為了更好的實現，國家發改委在政策上、財政上均有不同層次的支持。政策方面，《規劃》提出，完善油氣管網公平接入機制，實現管輸和銷售分開，並且管道運輸公司要定期公開各類管線接入標準，向第三方市場主體提供服務價格、剩餘管輸和儲存能力等必要信息。這其實是管網互聯互通的前提，也是更好實現第三方准入的必要條件。在財政方面，由於完成《規劃》目標預計要新增投資2萬億元，《規劃》在保障措施中提出了解決辦法，如加大中央預算內投資，創新油氣管網投融資機制，拓寬融資渠道，鼓勵社會資本投資油氣管道項目，保障合理收益等。再加上國內也有成熟的管道建設隊伍，在投資建設上應該不成問題。由此，2025年天然氣管道如期建成投產後，屆時天然氣消費佔美國的一半左右，雖然主幹管道長度也僅有美國的1/4左右，但管道利用率基本可以保證在較為正常的水平。

總體來看，《規劃》從的國情、未來管網的利用率方面都切實可行，再加上政策上、財政上保障措施，未來的實現也是指日可待。

亮點一：管網互聯互通

《規劃》提出，「加強互聯網+、大數據、雲計算等先進技術與油氣管網與信息等領域新技術創新融合，加強油氣管網與信息基礎設施建設的配合銜接，促進「源-網-荷-儲」協調發展、集成互補」。具體《規劃》提出，堅持「西氣東輸、北氣南下、海氣登陸」原則，加快建設西氣東輸三線、陝京四線、川氣東送二線等主幹管道，逐步形成「主幹互聯、區域成網」的全國天然氣基礎網路。這是個新要求，非常有必要，因為相互連通才更容易形成網狀結構，才能使不同企業、不同地域的資源更易於實現相互調劑，促進總體供應安全水平的提高。

目前，油氣領域已建成了由數十個子系統組成的油氣生產和供給信息化系統，實現了全產業鏈生產監控和運營管理。其中，油氣管網通過SCADA系統實現自動控制、數據採集與傳輸，並建成多種業務管理與優化系統，實現油氣產運儲銷貿一體化優化。

此外，管道的互聯互通也有嘗試，但尚不普遍，如石油西南油氣田分公司與石化西南油氣分公司冬季燃氣供應實現互聯互通，提升了川北地區工業和民用天然氣供應能力。為進一步實現互聯互通，需要加強幹線之間及相鄰省區市的聯絡線建設。為此，《規劃》提出新建青島—南京、保定—石家莊—鄭州、鄂爾多斯—銀川、贛閩線、瓊粵線、青藏線等天然氣管道，以實現全國主幹管道全覆蓋、全聯通。此外，《規劃》還提出適時建設煤層氣田與天然氣輸氣幹線間的聯絡輸氣管道，研究規劃華北沿海和東南沿海線LNG互聯互通工程。

互聯互通牽涉到統一的管理問題，如果各家干各家的，互聯互通就容易形成混亂。由此，《規劃》方向清晰，目標和任務明確，需油氣行業付出堅持不懈的努力，實現互聯互通的前提，首先需要管網的獨立運營，起碼在管理上需要獨立，且第三方准入也需要切實推進並基本實現。

亮點二：管道流向合理

2004年，隨著西氣東輸管道的建成，陸續建成了陝京管道系統、川氣東送、甬滬寧、蘭鄭長等一批長距離、大輸量主幹管道。原油、成品油、天然氣三大管網初具規模，形成了「北油南運」、「西油東運」、「西氣東輸」、「海氣登陸」的供應格局。《規劃》明確，為完善原油管道布局，形成西北與西南相連、東北與華北華東貫通、沿海向內陸適當延伸的「東西半環、海油登陸」的格局。要進一步優化成品油管道網路結構，以主幹管道和煉化基地為中心，建設周邊輻射、廣泛覆蓋的區域性成品油支線管道，基本形成「北油南運、沿海內送」的成品油運輸格局。具體實施方面，《規劃》對原油管道、成品油管道、天然氣管道均提出了新的要求。

從原油管道來看，《規劃》中除了西北、東北方向的新增管道，其它「海油登陸」管道中有一半左右建在山東或經過山東路徑，這對於山東地煉是個利好。山東地方煉廠一次常減壓裝置產能高達1.6億噸/年，而山東省內油品運輸以公路、鐵路運輸為主，成本高、效率低，尤其是地煉企業配套油品輸送設施嚴重不足。若規劃的原油管道如期建成投用，節省的運輸成本將達到幾十億元。《規劃》還提出，為對接中巴原油管道，研究規劃喀什—鄯善原油管道，顯示在中巴經濟走廊新建原油管道、承接中東進口原油的可能性較大，與此同時，該管道與中合原油管道國內段相連，此管道離中東資源地更近，海上運輸風險會大幅降低。此外，《規劃》提出進一步向貴州、重慶和成都延伸中緬原油管道，這是為了進一步消納中緬管道進口原油，貴州本地無煉廠，有建設需求，但也要考慮貴州周邊及全國煉油產能布局及平衡情況，因此文中提出「適時建設」。

從成品油管道來看，規劃成品油管道則主要集中在東中部地區，可有效降低東中部地區成品油運輸成本。西部地區地廣人稀，需求較少，鋪設管道經濟性相對較差，項目施工難度也大。但西部地區又具有戰略性，且是陸上絲綢之路經濟帶的重要途經地，規劃研究的西寧—格爾木成品油管道是有必要的，一方面可以促進當地經濟發展，另一方面特殊情況下可以保障油品的快速供應，但要注重生態保護，而且還需要財政資金的支持。

在成品油供應總體富裕的情況下，目前及規劃的成品油管道流向主要是向煉能不足地區集中，主要包括華中地區和西南地區，《規劃》中的「北油南運通道」及「沿海內送通道」體現了這一方向。成品油管道的建設要注重優化，方向上也要考慮部分地區的新上產能，如華南內送通道中廣東輸往雲南的成品油管道，會與雲南當地新上煉油能力形成競爭局面。

在天然氣管道方面，大的格局和流向沒有太大變化，依然是「西氣東輸、北氣南下、海氣登陸」，在「中長期天然氣主幹管網規劃示意圖」中，可看到一條新疆北部南下的天然氣管道，是為承接將來的中俄西線做準備。煤制氣管道是未來重點之一，但不確定性也大，需要資源和項目的落實。

除了需要加快建設的新疆煤制氣外送管道，《規劃》還提出，「結合煤制氣項目進展，分期建設新疆、鄂爾多斯等地區煤制氣外輸管道」，未來新疆除了准東地區，可能在伊犁等地區還會建設煤制氣外輸通道或連接線。

此外，《規劃》中的保定—石家莊—鄭州天然氣管道，則有保障雄安新區未來天然氣需求的考慮。開展LNG江海聯運試點，規劃建設蕪湖等長江LNG內河接受(轉運)站，則是與沿江成品油管道布局一脈相承的，《規劃》對於相對清潔、安全的LNG的水運是支持的，這是擴大天然氣消費、減少空氣污染的有力途徑，但需要儘快建立和完善相關技術、標準和准入政策，儘快突破試點階段。

亮點三：調峰能力快速增長

目前，油氣儲備及應急調峰體系已初步建立。截至2016年底，石油戰略儲備能力達到3530萬立方米，可滿足全國34天的石油消費;地下儲氣庫工作氣量76億立方米，佔2016年天然氣消費量的3.7%。相對於石油儲備規模超過90天消費量、天然氣地下儲氣庫工作氣量占消費量10%~15%的國際水平，油氣儲備規模仍然較小。

《規劃》明確，加快天然氣儲氣調峰設施建設，逐步建立以地下儲氣庫和LNG儲氣設施為主、氣田為輔的應急調峰設施系統，到2025年實現地下儲氣庫工作氣量超過300億立方米。由此，《規劃》提出新建幹線管道配套儲氣庫工作氣量應達到管道設計年輸量的10%以上;新建、擴建LNG接收站應達到年接收能力的10%以上。這樣，到2025年新建幹線管道和LNG接收站配套調峰能力已較為接近國際水平了，比目前全國3%的平均水平高出甚多，估計可以達到屆時全部消費量的7%，從而大幅提升國內儲氣調峰水平。

油氣儲備與應急體系建設應結合自身建庫資源條件、油氣消費特徵、管網布局結構，構建多種方式互補的油氣儲備體系。其中，石油儲備以地下水封洞為主、地面儲罐儲存為輔;天然氣儲備以地下儲氣庫和LNG儲罐為主，氣田為輔。

目前，從石油戰略儲備來看，第一期已完成，全部為地面儲罐形式，第二期正在建設中，除了黃島為地下水封洞形式，其他仍為地上儲罐。由此，《規劃》提出，「政府儲備以地下水封洞為主、地面儲罐儲存為輔」，意味著國家石油儲備基地三期工程建設將以地下儲存為主。