哈薩克斯坦首都氣化方案的輸氣管道規(guī)劃

哈薩克斯坦首都氣化方案的輸氣管道規(guī)劃

2018年3月5日，哈薩克斯坦總統(tǒng)納薩爾巴耶夫在議會會議上發(fā)表了一份關于總統(tǒng)的演講，并提出了五項總統(tǒng)建議。其中第五項倡議要求繼續(xù)推進“氣化1阿什塔納天然氣項目實施背景1.1哈薩克斯坦的氣化方案哈國天然氣管道以過境運輸為主,主要位于西部油氣區(qū)(例如中亞-中央管道)和南部的天然氣過境管廊(例如中哈天然氣管道A、B、C線),已氣化的地區(qū)主要位于西部、南部和北部的科斯塔奈州。中、北、東部的大部分州氣化程度規(guī)模不大。2014年哈國政府批準《2015-2030年哈國天然氣氣化總體規(guī)劃》和《哈國2030年天然氣領域發(fā)展構想》,對新首都阿斯塔納的氣化予以高度的關注。根據(jù)“總體規(guī)劃”,哈國的總體氣化水平要從2018年1月1日的47.4%(見圖2)提高到2030年的56%。2017年哈薩克斯坦新增氣化居民點20個,惠及人口超過8.5萬人,至2018年1月1日總計氣化居民點為1320個,規(guī)劃到2030年要達到1600個。哈薩克斯坦天然氣消費量2017年為138億立方米,到2030年要達到180億立方米。阿斯塔納位于哈國中北部的哈薩克大草原,孤懸于西部(中亞中央、布哈拉-烏拉爾、哈國南線天然氣管道)和南部(中哈天然氣管道、BGR-TBA天然氣管道)的天然氣管道系統(tǒng)之外。哈國在制定首都氣化方案時必須與輸氣管道沿途各州的氣化予以通盤考慮和規(guī)劃。在哈薩克斯坦天然氣管網(wǎng)中,中哈共同出資的于2017年5月達到設計輸氣能力的南線天然氣管道連通了哈國境內(nèi)全部共3條主要干線管道(中亞中央、布哈拉-烏拉爾、BGR-TBA)及中哈天然氣管道,實現(xiàn)哈國西部及環(huán)里海氣源通暢出口中國,打破哈國天然氣單一外輸方向的局面,也為氣化首都及中部和北方各州提供了技術條件。1.2哈國總統(tǒng)指示計劃限制西部-北方-中部干警天然氣管道方案哈政府最初設計了三種氣化阿斯塔納的方案:一是建設西部-北方-中部天然氣管道及擴大與俄羅斯的“串氣”2013年1月23日,哈國總統(tǒng)指示研究能夠與俄羅斯擴大“串氣”業(yè)務的西部-北方-中部干線天然氣管道方案,該管道的可行性研究和初步設計共耗費了50億堅戈,但出于資金及國家能源安全的考慮,放棄了該方案。在卡拉干達煤礦進行煤層氣開發(fā),利用煤層氣氣化阿斯塔納的方案還處于實驗階段,目前沒有明確的項目實施時間表,沒有可操作性。2阿斯塔納氣體項目進展2.1方案1:阿拉爾斯克-阿斯塔納-普通6年的下氣點線路2017年3月初,哈薩克天然氣運輸公司(KTG)與委托單位聯(lián)合體完成了薩雷阿爾卡天然氣管道一期工程可行性研究報告并報國家審批委員會。3月30日項目可行性研究報告獲批。10月30日哈國天然氣運輸公司與聯(lián)合體簽訂了編制項目一期工程初步設計的合同?？尚行匝芯繄蟾嫣岢?薩雷阿爾卡天然氣管道項目的基本任務和目標為:1)全面落實哈國天然氣氣化總體規(guī)劃關于“建立統(tǒng)一的天然氣運輸系統(tǒng)”的要求;2)用本國資源保障國內(nèi)市場對天然氣的需求;3)在最大程度地利用在運的南線天然氣管道和布哈拉-烏拉爾天然氣管道;4)分期建設薩雷阿爾卡天然氣管道,逐步增加管道輸氣能力,在哈國統(tǒng)一天然氣管道框架內(nèi)實現(xiàn)氣化阿斯塔納、中部和北部地區(qū)?？尚行匝芯繄蟾嫣峁┝巳N天然氣管道建設方案(見圖3)。方案1.1:南線天然氣管道上的卡拉奧杰克-阿斯塔納-科克舍套-彼得羅巴甫羅夫斯克,遠期可建通往科斯塔奈和巴甫洛達爾的支線管道。方案1.2:南線天然氣管道上的阿拉爾斯克-阿斯塔納-科克舍套-彼得羅巴甫羅夫斯克,遠期可建通往科斯塔奈和巴甫洛達爾的支線管道。方案2:起點在南線天然氣管道上的阿拉爾斯克,經(jīng)過阿克糾賓州、科斯塔奈州,進入阿莫拉州后分為兩個方向,一個是向南氣化首都阿斯塔納以及卡拉干達,另一個是向北氣化科克舍套-彼得羅巴甫羅夫斯克?？尚行匝芯繄蟾嫱扑]了方案1.2,但國家審批委員會最終批準了方案1.1。因為方案對比結果表明,方案1.1可以最大程度利用現(xiàn)有管道線路和天然氣資源,按照該方案,薩雷阿爾卡天然氣管道將分4個階段建設和投資(見圖4),各階段的投資效益將分階段系統(tǒng)評估?？傮w上,該方案具有投資額最小、融資指標正面的特點。方案1.2的缺點是工程總體使用鋼材多,前期投資大。項目一期(2017-2020年)建設卡拉奧杰克-杰茲卡茲甘-卡拉干達-鐵米爾套-阿斯塔納天然氣管道(見圖5)。管道長1081千米,管徑820毫米,壓力9.81兆帕(管道0公里進氣口壓力),工程造價為2673億堅戈,預計2018年7月舉行第一道焊口焊接典禮。2019年,管道主體及向阿斯塔納1、2號分輸站的下氣點支線完工。2019-2020年,管線配套設施及向杰茲卡茲甘分輸站、卡拉干達分輸站、鐵米爾套分輸站的支線完工。一期工程將氣化171個居民點,270萬人口。估計在首都1、2、3號熱電站進行煤改氣后,碳排放將降低70%~90%。項目二期(2022-2023年)建設阿斯塔納-科克舍套天然氣管道線路、管線配套設施以及通往科克舍套分輸站的下氣支線。管道長276千米,管徑630毫米,任務是氣化阿莫拉州,包括科克舍套和休欽斯克-波羅夫斯克療養(yǎng)區(qū)。建設預算為482億堅戈。項目三期(2024-2025年)建設科克舍套-彼得羅巴甫羅夫斯克段天然氣管道、管線配套設施及通往彼得羅巴甫羅夫斯克的分輸站下氣支線,管長177千米,管徑426毫米,將基本氣化北哈薩克斯坦州。建設預算為189億堅戈。項目四期(2028-2031年)預計2028-2029年建設鐵米爾套壓氣站,2030-2031年建設杰茲卡茲甘壓氣站,這兩座壓氣站建成后可以將管道輸氣能力從每年25億立方米提高到30億立方米,交鑰匙工程預算約為355億堅戈。項目工程總預算投資為3699億堅戈,總管長1534千米。如果輸氣量達到每年70億~80億立方米,可以正常收回成本并盈利;如果設計輸氣能力為每年25億~30億立方米,則效益堪憂。這也是哈國要實施全國統(tǒng)一天然氣價格,保障這條管道建設和正常運營的原因。2017年11月哈國總理巴克特然·薩金塔耶夫在回答國會議員提問時指出,3699億堅戈僅為干線管道造價,城市的配套管網(wǎng)設施和接入設施還得再花費6700億堅戈,投資來源目前還是未知數(shù)。2.2天然氣管道正式產(chǎn)出2017年5月24日,在哈國南線天然氣管道944千米處的卡拉奧杰克壓氣站(見圖6)正式投產(chǎn),南線天然氣管道自此具備了年輸氣100億立方米的能力。該壓氣站也為氣化阿斯塔納項目提供了基本條件,依靠卡拉奧杰克壓氣站提供的壓力,可以將天然氣輸送到首都阿斯塔納?？ɡ瓓W杰克壓氣站的建成,成為推進項目實施的加速器。2.3從哈國南天然氣管道到a、b線管道由于建設薩雷阿爾卡天然氣管道,哈薩克斯坦將形成全國統(tǒng)一調配的天然氣管網(wǎng),使得哈薩克斯坦天然氣以及未來俄羅斯天然氣過境哈國大規(guī)模出口中國成為可能。哈方認為,擴容南線天然氣管道和中哈天然氣管道輸氣能力的條件已經(jīng)成熟。2018年1月,哈國天然氣運輸公司在其網(wǎng)站宣布,計劃通過擴容南線天然氣管道和中哈天然氣管道A、B線輸氣能力,每年向中國出口100億立方米天然氣,目前正在與中國就相關事宜和協(xié)議條款進行談判。中哈天然氣管道一期A、B、C線3條天然氣管道中,A、B線現(xiàn)有設計輸氣能力為每年300億立方米,C線設計輸氣能力為每年250億立方米。氣源此前主要來自土庫曼斯坦和烏茲別克斯坦,2017年10月C線開始接收哈國南線輸送的哈薩克斯坦天然氣。A、B線擴容后哈薩克斯坦天然氣也可由南線接入A、B線輸往中國。哈國南線又稱中哈天然氣管道二期工程,目前年輸氣能力為100億立方米,氣源產(chǎn)自哈國的卡拉恰甘納克、田吉茲、卡沙甘、扎納諾兒、烏里赫套等油氣田,經(jīng)由中亞中央天然氣管道和布哈拉-烏拉爾管道。未來,薩雷阿爾卡天然氣管道肯定將分流哈南線卡拉奧杰克壓氣站下游管道輸量。根據(jù)薩雷阿爾卡天然氣管道工期,2019年天然氣將從哈南線天然氣管道卡拉奧杰克壓氣站輸送到阿斯塔納,屆時阿斯塔納的最大接氣量為每年11億立方米,其中5億立方米為居民用氣,6億立方米為2020年后1、2、3號發(fā)電站改造后用氣;2025年后,管道設計輸氣能力增加到每年25億立方米;2028-2029年,建設鐵米爾套壓氣站,2030-2031年建設杰茲卡茲甘壓氣站,管道年輸氣能力將提高到30億立方米。2018年初,應哈方的請求,BSGP合資公司(哈國南線天然氣管道項目公司)已啟動擴容可行性研究工作。計劃請哈國設計院KING和中國管道設計院CPPE進行聯(lián)合可行性研究,研究通過加建3座壓氣站及對巴佐依壓氣站和阿克布拉克計量站進行改造,將哈國南線管道年輸氣能力擴大到150億立方米的可行性。同時,通過建設3座壓氣站將中哈天然氣管道A、B線年輸氣能力擴大到400億立方米,以期達到每年出口至中國100億立方米哈薩克斯坦天然氣的目的。目前,擴容的氣源保障是各方最為關注的問題。3天然氣管道的體積分析3.1哈薩克斯坦天然氣生產(chǎn)現(xiàn)狀哈國天然氣儲量的世界排名是第22位,在獨聯(lián)體國家排名第3,位居俄羅斯和土庫曼斯坦之后。據(jù)哈國國家資源委員會數(shù)據(jù),天然氣已探明可開采儲量3.9萬億立方米,其中2.6萬億立方米為伴生氣、1.3萬億立方米為氣頂氣(游離氣)。天然氣探明儲量98%集中在哈西部地區(qū),超過87%集中在大型氣田(卡沙甘31%,田吉茲15%,扎納諾爾3%)和油氣田(卡拉恰甘納克35%,依瑪舍夫斯克3%)。這些資源開采深度超過5000米,成分復雜(甲烷含量相對較少,硫化氫含量高)。哈國目前生產(chǎn)的天然氣主要來自幾個大型氣田,其中卡拉恰甘納克氣田生產(chǎn)的天然氣占49%,田吉茲氣田占31%,卡沙甘氣田占14%。哈薩克斯坦天然氣大部分是石油伴生氣,開采出的天然氣40%以上需要在油氣田回注,2%左右通過火炬燃燒,可以投入國內(nèi)市場和出口的天然氣占總開采量的50%左右。2016年,哈國生產(chǎn)天然氣467億立方米,其中卡拉恰甘納克油氣田開采公司生產(chǎn)了176億立方米,田吉茲油氣田開采公司生產(chǎn)了150億立方米,兩家公司產(chǎn)量占哈國天然氣總開采量的70%。2016年商品天然氣和濕氣總產(chǎn)量為285億立方米。2017年因卡沙甘油氣田投入商業(yè)開采,哈國天然氣大幅增產(chǎn),產(chǎn)量達529億立方米,生產(chǎn)商品天然氣和濕氣315.87億立方米,液化氣290萬噸。其中,卡沙甘油氣田生產(chǎn)31億立方米,由于開采過程中遇到復雜地質條件,沒能實現(xiàn)56億立方米的計劃產(chǎn)量。2018年哈薩克斯坦計劃開采534億立方米天然氣,300萬噸液化氣和319億立方米商品氣。從上半年生產(chǎn)情況看,2018年很有可能超額完成年度天然氣開采計劃。如果未來哈國沒有新的大型氣田開發(fā),天然氣生產(chǎn)基本應保持平穩(wěn)。如果未來擴大田吉茲油氣田石油生產(chǎn),反而會因回注量增加導致商品天然氣產(chǎn)量下降。2017年,哈國國內(nèi)市場天然氣消費量為137.87億立方米,出口量為178億立方米。2018年上半年出口天然氣107億立方米,比上年同期大幅增加35.4%;生產(chǎn)液化氣150萬噸,比上年同期增長4.8%,出口大幅增加的原因之一是卡沙甘油氣田的增產(chǎn)。3.2“環(huán)保型策略”下天然氣開采速度2014年,《哈國2030年天然氣領域發(fā)展構想》制定了三種策略:“經(jīng)濟型策略”“加速型策略”和“實用型策略”,描繪了至2050年的天然氣發(fā)展前景(見圖7)。“經(jīng)濟型策略”(保守型):遵循控制石油和天然氣開采原則,按每10年增加50億~100億立方米天然氣開采量控制,2030年實現(xiàn)天然氣年開采量513億立方米,2050年實現(xiàn)660億立方米?！凹铀傩筒呗浴?激進型):最大限度增加天然氣開采量,2030年開采量接近1000億立方米。該策略會加快哈薩克斯坦資源枯竭速度,商品天然氣的產(chǎn)量還取決于石油開采中的伴生氣回注?！皩嵱眯筒呗浴?折衷型):控制油氣田資源枯竭速度,加快天然氣開采,同時提高向含油層回注天然氣的比例。到2030年天然氣開采量增加到598億立方米,商品天然氣保持在210億~250億立方米。目前,哈國天然氣開采和利用速度基本采取“實用型策略”。2025年,哈國將開采610億立方米天然氣(比2017年實際增加81億立方米),但屆時商品天然氣和濕氣產(chǎn)量將只有222億立方米(比2017年實際減少93.87億方立方米)(見圖8)。預測2035年后,商品天然氣生產(chǎn)會逐年增加,但該預測建立在哈國不斷增加天然氣探明儲量的基礎之上,并無十分把握。哈國目前天然氣開采量的90%為石油伴生氣,為維持開采地層結構穩(wěn)定和保證石油穩(wěn)產(chǎn),需要將約1/3的伴生氣回注以維持采油層壓力,另有15%左右的天然氣為油田工藝用氣、油田發(fā)電及包括火炬燃燒等消耗,約55%的天然氣可轉化為商品氣。隨著哈國一些主要油田即將或已經(jīng)進入衰竭期,為維持石油產(chǎn)量和延緩油田衰竭,需要加大伴生氣回注量,這會在一定程度上影響商品氣的產(chǎn)量。參見圖8實用型開采策略下總開采天然氣量、回注氣和自耗氣、商品氣之間的關系,基于《哈國2030年天然氣領域發(fā)展構想》的這個實用型策略下天然氣開采平衡表的預測,以及2030年前哈國國內(nèi)天然氣市場消費較快增長的判斷,2030年哈國可用于出口的天然氣可能不會超過29億立方米(見圖9)。這意味著哈國出口的商品天然氣在此前后將無法支撐南線天然氣管道和中哈天然氣管道A、B線擴容后增加的輸氣能力。3.3哈薩克斯坦油氣資源開發(fā)現(xiàn)狀2016年,哈國天然氣出口平均價格為50美元/千立方米,2017年平均價格為59美元/千立方米哈國的天然氣出口受到內(nèi)陸國地理位置限制,出口方向上過去以俄羅斯方向為主。近年由于中哈管道和南線天然氣管道的建設,哈國在天然氣出口方向有了更多的選擇(見表1)。由于俄羅斯大力開發(fā)西伯利亞氣田,同時由于哈國認為出口至俄羅斯的價格偏低,哈薩克斯坦出口至俄羅斯的天然氣有所減少,這也是哈國急于擴大對中國出口哈薩克斯坦天然氣的原因之一。但是,天然氣產(chǎn)量占哈國75%以上的卡拉恰甘納克、田吉茲、卡沙甘等主要油氣田屬于獨資或合資氣田(見表2),這些油氣田所生產(chǎn)的商品天然氣并不直接由哈薩克斯坦國家石油天然氣公司(KMG)和哈薩克天然氣運輸公司掌握,而是按協(xié)議分成。政府無權直接決定這些合資公司哈國產(chǎn)品分成比例以外天然氣的銷售方向。改變哈國天然氣出口方向的決定性因素是出口價格。理論上因價格導向,除了“串氣業(yè)務”出口的濕氣,哈國出口的天然氣都可以由哈國天然氣運輸公司購買后轉輸中國,哈方提出每年向中國出口100億立方米天然氣并非毫無可能性,關鍵是哈方預期的天然氣交割價格是否能被中國市場接受。3.4大力推進“一票制”管輸費標準2016年哈薩克斯坦進口天然氣價格為49.5美元/千立方米,2017年天然氣進口價格為58.9美元/千立方米,其中進口俄羅斯天然氣占60%,烏茲別克斯坦天然氣占30%,土庫曼斯坦天然氣占10%。進口天然氣主要是為了減少輸氣成本,開展哈國邊界地區(qū)各州的“串氣業(yè)務”2016年3月1日,哈國反壟斷委員會批準的南線天然氣管道在2015-2019年度實行全線“一票制”管輸收費標準,即無論天然氣通過南線運輸距離長短,一律按照每千立方米18071堅戈收取管輸費。按照當時匯率約合60美元,目前約合52美元。管輸費標準之所以較高,主要是因為管道建設和運營初期天然氣管輸量較低,為保證管道還貸能力而做出的選擇。2019年以后,隨著哈國氣化首都項目薩雷阿爾卡天然氣管道一期工程投入運營,哈國南線天然氣管道輸氣量逐年增加,屆時估計哈國將對南線管輸費模型作出調整,有可能在一定幅度上降低管輸費,為俄羅斯天然氣通過南線輸往中國創(chuàng)造條件。4天然氣通過中哈天然氣管道和天然氣的銜接方式經(jīng)濟合作探索薩雷阿爾卡天然氣管道的建設將會增加哈國南線天然氣管道上游的輸氣量,分流管道下游的輸氣量,近期影響的規(guī)模是每年5億~11億立方米,遠期是每年25億~30億立方米。哈