天然气与lng互换性研究

天然气与lng互换性研究

0投资低风险偏好随着2018年《关于加强天然气协调发展的意见》（国发[2018]31号）。以2020年为分界点，我国已建、在建的输气管网、LNG接收站等天然气基础设施都曾是基于不同投资、运营主体而发展的，尽管都遵守全国和行业统一的设计、建设规范与质量标准，但具体技术参数、技术指标的选择与设定是因具体工程项目而异的。每一个工程项目的设立都要受到投资企业对项目投资收益率和投资审批机制的制约，规模指标以具体项目的气源规模和市场预测量为边界条件，即为降低风险而“预锁定”，从源头上决定了不会额外考虑超出当时预测需求的设施能力裕量，多数情况下这些基础设施在实际运行中的剩余容量也是很有限的。这种投资低风险偏好，决定了不具备“预锁定”特征的投资项目在国内很难具有生命力，如被国家能源局定位为“代输管道”和“公共外输通道”的蒙西煤制天然气外输管道工程，在具体企业的投资决策约束下不得不多次变更工程方案。另一方面，在天然气行业处于整体快速发展期，也经常出现项目目标市场发展超预期、部分天然气基础设施不得不进行增输改造、新增扩建的情况。当然还存在着其他两类情况：(1)项目投产后的气源开发和市场发展不及预期而产生了较大的设施富裕容量，不得不从固定资产利用和增值的角度去开发运营期的新功能和新定位，如部分增加代加工业务量的LNG接收站；(2)部分天然气基础设施联网并统一改变资源与市场流向配置，如基于广东地区富余气源和富余供应能力的“南气北送”工程。但总体而言，在现行投资管理体制和机制下，没有哪一个天然气基础设施是“生而为开放”的，因为这样投资风险最低。客观上造成多主体、分散化的输气管网、LNG接收站等天然气基础设施在投资、设计、建设、运营、维护等各环节的软件和硬件配置、技术参数、技术规则、企业级技术标准、作业程序和操作规则等方面存在着一定甚至较大的差异；而气源气质、压力要求、计量方式、技术参数波动范围、供气可靠性等依赖气源特点、市场特征、设施本体的关键指标，也因“预锁定”而有较大的不同。物理层面上的简单连通，仅是“互联互通”技术条件的一个重要环节，距离公平开放目标仍然相去甚远。其实，进入产业发展成熟期的欧洲国家，更早地认识到、提出并设法解决类似问题。欧盟从1998年首次颁布面向全体成员国的Directive98/30/EC鉴于统筹互换性与互联互通并位于更高阶层面的“互操作性”研究在国内尚处于空白。为此，笔者通过广泛调研欧盟国家在天然气管网领域关于“互操作性”的相关规定和做法，首次提出LNG接收站与输气管网等基础设施“互操作性”的概念定义，构建出“互操作性”的基本实施框架与组成，并对我国近两年内体现出“互操作性”特征的最新典型案例进行了分析，以期尽快将“互操作性”及其技术规则融入我国天然气产业链的治理性改革实践体系。1接收站与输气管网“互操作”的基本概念1.1lnglng设施“互操作性”研究最早在1998年的第一号欧盟天然气指令在2011年，欧盟能源监管合作委员会（AgencyforCooperationofEnergyRegulators,ACER）曾经发布过一份天然气基础设施“互操作性规则”指导框架的第六版草案直至2015年发布的欧盟第2015/703号条例在LNG设施领域，欧盟委员会于2008年曾委托MVV咨询公司就LNG设施包括“互操作性”等一系列问题进行研究1.2lng接收站与输气管网“互操作性”的概念定义我国的基本国情、天然气行业的成熟度及天然气产业链中的企业结构均与欧盟存在较大的不同。就“互操作性”问题而言，欧盟需要协调多个国情和产业链差异显著的成员国，更勿论在不同国家的多个天然气基础设施运营商之间形成共识的困难程度，因此，欧盟推行“互操作性”的重点和主要领域都在功能相对单一的输气管网结合欧盟相关组织对天然气网络系统“互操作性”的要求、解释、对LNG设施的研究报告，以及我国的实际情况，对LNG接收站和输气管网的“互操作性”概念定义如下：对分散的LNG接收站和输气管网等设施及设施运营商，在互联互通、调度协同及信息交互的基础上，通过各类天然气基础设施具体技术标准、运行规则及操作程序的统一规范，实现各个设施用户的天然气商品在不同天然气设施间跨系统地无阻碍自由流动。2接收站与输气管网“互操作”的实施框架根据我国天然气基础设施的实际情况、天然气产业链发展阶段与趋势、欧盟ACER在2012年提交的实施天然气网络“互操作性”影响评估报告2.1气质标准和交换统一气质标准与互换性是最早引起关注、也是实际处理起来最为困难的一个国际性问题气质互换性问题在我国的局面也是基本类似2.2物理互通的基础设施互联互通是实现“互操作性”的基本条件和物理基础。主要是建立分散的输气管道、输气管网之间的实体联络线，以及LNG接收站与输气管道或输气管网之间的实体联络线，也包括不同LNG接收站之间的陆上实体联络线、海上联通管线，以及LNG接收站、输气管网与地下储气库、LNG液化设施之间的物理连接。在单方的推动下，设施互联互通往往只能得到形式上的连接，只有在联通设施的关联各方有效协调、协作情况下，往往伴随着既有设施局部“解瓶颈”、改造、扩建，才能形成费效比最高、统一高效水力系统的物理互联互通的设施系统。一定程度上讲，我国官方层面上要求的“互联互通”其实更倾向于“互操作性”目的，并非指的是简单的物理上的设施连接、连通。2.3存量匹配规则完善的设施联通协议是设施互联互通的核心运行规则，主要是处理互联互通设施在连接界面的实际运行和操作的具体问题。包括设施联通界面的流向控制规则、气量和气质计量原则、设施互联的气量匹配规则、气量分配规则、意外情况的沟通程序以及商务方面的争议解决程序和协议修订程序。其中，气量和气质计量原则主要涉及计量方式与计量分析规范、计量与分析数据传递原则、计量范围与最大误差、间接计量方法、误差验证与修订程序、计量故障处置程序等。设施互联的气量匹配规则主要涉及日指定和时指定安排、气量指定与重新指定程序、气量计算与数据交换程序等。气量匹配规则主要涉及设施互联的气量通过能力计算规则、互联界面的各类进、出能力的计算规则等。气量分配规则主要涉及运行气量平衡账户的应用、互联设施间的计量偏差处置等问题。2.4能量值和沃泊指数统一计量单位是为数据交换服务的。欧盟对各成员国提出的统一计量单位，包括压力、温度、体积、高热值、能量值、沃泊指数6个物理量和计量条件在我国的LNG接收站和输气管网运营实践中，对于上述6个物理量的计量条件有统一的规范规定，主要问题是当前广泛使用的体积计量向能量计量的全面转变问题，以及不同运营企业在不同天然气基础设施中可能采用不同的计量单位。此外，也存在计量和检验体系完善程度不同的问题。2.5“三化”数据平台欧盟规定的统一电子数据交互平台，包括基于独立IT系统的统一文件格式自动交换、基于独立IT系统和同一应用软件的统一数据格式自动交换、基于同一Web服务器和填报窗口的交互数据平台3种方式，并对具体的数据格式进行具体、详尽的统一规定。此外，在数据平台的安全性方面，如密匙、电子签名、电子认证等，也都给予了充分重视。而在我国现阶段仅能做到企业级内部的统一电子数据交互平台，而且以电子表格为主要形式，尚未建立起以“互操作性”为目的的统一电子数据交互平台，在及时性、便捷性和安全性上均有待提高，对高效和广泛地实施“互操作性”构成了较大的阻碍。2.6技术标准中的技术容量LNG接收站与输气管网的技术容量（最大可靠能力）计算方法，即便在欧盟范围内也缺乏明确和统一的技术标准经过与德国相关专家的讨论，基本结论是尽管以软件仿真作为基本技术手段，但在实践中还是实际运行数据和经验值作为多层次的各类技术容量的取值依据。在我国，对输气管网的技术容量问题的定义、多层次分类、计算方法、取值标准等尚且讨论不足，在相关规则层面上暂时停留于设计规范程度的理论公式2.7lng储罐船规格在欧盟国家，因涉及不同国家的LNG船舶进港审批、船岸兼容审查程序和要求，该问题相对突出。船岸兼容审查程序，涉及LNG接收站的进港航道可行驶最大LNG运输船规格、码头可接卸LNG运输船规格范围、LNG卸料臂规格与包络线范围、LNG运输船与LNG储罐罐容匹配关系等问题。在我国，不同港口的海事部门对LNG船舶的进港审批和交通组织规定也有不同的要求，尤其因我国港口资源有限、各类船舶交通密度总体较高、LNG船舶进出港安全等级设定较高、部分LNG接收站站址选择受限，导致不同LNG接收站进港航道的交通管制规定差异较大。在船岸兼容方面，我国已投产和在建LNG接收站的年限较新，总体上对各类LNG运输船的兼容性范围较广且较为一致。2.8lng分罐与槽车模式LNG的存储与充装规则主要与经营方式关系较大。欧盟国家不同LNG接收站对可接收LNG气质有明确指标范围要求，一方面与可获得资源、本国整体天然气市场条件有关，也有一部分原因与生产安全有关，如意大利。但在我国则呈现出另外的情景：(1)在LNG接收站内存在单独的功能型生产线，如青岛LNG接收站对富液型LNG再加工、脱重烃，按照其技术规则和操作要求，对LNG按气质分罐存储；(2)随着LNG资源全球化，出于安全生产和降低能耗的原因，对密度差超过一定范围的就要考虑分罐存储；(3)基于我国独特且较为发达的LNG槽运市场和定价体系，促使部分LNG接收站考虑按LNG气化率分销，进而要求LNG分罐存储、LNG槽车装车系统区分，相应技术规则和操作要求也有不同，如福建莆田LNG接收站和珠海LNG接收站。这些情况均对不同LNG接收站参与基础设施统一的“互操作性”带来较大的影响。3“互操作性”制约因素较多在我国，属于同一个运营主体下分散化的天然气基础设施，在企业内部统一且更加具体的企业级技术规范、运行规程、操作程序、信息化规定等约束下，在技术层面、运营规则或数据信息交换方面，通过实施改造实现“互操作性”的难度相对并不高。但不同运营主体的天然气基础设施实现“互操作性”目标则明显要困难得多：以管道为例，最高操作压力、管材设计温度、内壁洁净度、固体颗粒物控制标准、管存量控制指标、输气站场计量范围与调压范围、相互连通管道之间的数据交互及时性等都可能成为“互操作性”的约束或“瓶颈”因素。以LNG接收站为例，船舶审批与船岸界面兼容审查、取样分析方式、LNG分罐存储技术要求、气化外输温度控制指标、气化外输压力、站外连通的长输管道最高运行压力匹配性、计量标准、LNG储罐最长存储天数、可用的LNG槽车装车台数量等等都可能构成阻碍“互操作性”的要素。近年来，具有“互操作性”示范性、较为接近的实践情况，一个是河北曹妃甸两座毗邻LNG接收站之间的案例，另一个是“南气北送”工程案例，分别从“互操作性”角度进行简介和分析。3.1lng接收站—LNG接收站“互操作性”的最新实践在渤海湾地区，中石油唐山LNG接收站已投产一个LNG码头泊位，其年接卸能力约650×10根据行业主管部门的规划，该区域总计为4个LNG码头泊位。但无论泊位数量分配方式是“1+3”还是“2+2”，如果通过2座LNG接收站在码头泊位、卸料管道的互联互通，都能够提升双方LNG接收站的实际周转能力，同时能够互备安保。通过图2所示的互联互通设计方案，2座LNG接收站的接船和卸料系统、LNG储存系统、甚至气化外输系统都能够实现相互连通，通过任何1座LNG接收站的卸料系统，都能最大程度地覆盖至另1座LNG接收站的LNG储罐存储系统，还能够最大程度地实现在冬季保供期的多码头的同时靠泊与卸料，节约等待时间、系泊准备时间，提高LNG码头周转效率。结合相互连通的卸料管道上的阀组设置和协调控制，可以真正从运行角度，实现2座LNG接收站之间的“互操作性”。3.2输气管网“虚拟”履行身份，实现平台互联互通在2018年、2019年的“南气北送”工程中，在国家相关管理部门的指导下，中海油统一协调在广东省的2处海气登陆终端、4座LNG接收站、广东管道及广东省天然气管网等分散的天然气基础设施和各自独立的运营企业，通过多处“互联互通”新建工程、输气管道、管网的全面检测评估和局部升压改造、LNG接收站的站内设备设施扩建，进口LNG资源和LNG运输船的更换目的地的调度安排，实现了与中石油西二线的全面联通和改变整体水力条件的反向输送。具体而言，中海油对包括广东管网、广东管道（含珠海—中山管道、荔湾海气登陆外输管道、珠海LNG外输管道、供澳门特别行政区管道）、深圳LNG外输管道以及大鹏LNG外输管道总计1150km的彼此独立运营的天然气管道/管网设施，推动深圳迭福LNG接收站与大鹏LNG福华德支线联通、广东管道与大鹏LNG南沙分输站联通、大鹏LNG与广东管网惠州分输站联通等多处互联互通的联络线工程建设，实施中海油深圳迭福LNG与中石油深圳（迭福北）LNG的外输管道联通、广东管网鳌头站与中石油西二线联通等数处跨系统的联络线工程建设（图3）。其中最有意义的，是基于中海油在广东地区海气登陆终端、LNG接收站、输气管网基础设施与中石油西二线广东段全面联通的统一水力学系统，对部分联络线工程、局部已建管道、分输站（如惠州分输站、南沙分输站）、LNG接收站气化外输生产线进行改扩建和复线工程建设，同步实现了“解瓶颈”和“释放产能”，把分散的天然气管道/管网设施融合成统一、“虚拟”的水力优化和水力平衡的输气网络系统，在统一调度协调下，发挥各独立运营主体在调度衔接、运行协作和信息交换的功能，较大程度上“模拟”和“演练”了未来市场化条件下各类设施主体之间平等、商业化的“互操作性”。当然，在具体实施过程中，也产生了气质、压力匹配、站场设备维护标准等方面的问题，体现出不同运营企业在各自天然气设施协调、联通中的差异性。这个案例也具有一定的特殊性，因为其并非是基于市场用户主动发起、并非完全基于商业目的的常规化市场行为，但其中遇到和期间快速解决的技术、运行操作及信息数据交互层面的问题，体现了“互操作性”的基本内涵。4“互操作性”框架下我国基础设施建设面临的挑战1）“互操作性”在我国还属于空白的主题，国内关注较多的气质标准与互换性、设施互联互通都从属于设施系统之间的“互操作性”范畴。“互操作性”与第三方开放是两个独立的主题：第三方准入以“无歧视准入”为目的，要求设施运营商对待所有的设施用户基于完全相同的规则，而