长距离输气管道的风险
发布网友
发布时间：2022-04-28 13:25
共1个回答
热心网友
时间：2023-06-01 05:39
长距离输气管道建设需要巨额资金，一般管道建设成本为:高压100～200万元/km，中压70～80万元/km，低压40万元/km。西气东输主干管道全长3900km，每千米平均投资高达1000多万元［135］。因此，若不满足特定条件，建成的长距离输气管道就不具有经济性，得不到合理的投资回报。这些特定的条件是管道沿线或终端有充足的市场需求、充足的气源供给和风险分担的机制，能保护投资者的利益。
(一)充足的市场需求
管道设计是根据管道口径、压力、压力比、最大输气量及输气距离的经济界限确定的。在设计管径一定的情况下，管道始端输送量越大，压力越大，管输经济半径越大。所以管道输送必须达到涉及的输气量，一般在涉及输气量的70%～80%以上负荷运行是比较经济的，如果低于60%的负荷且处于盈亏平衡点以下，那么管输必然亏损。可见，一条已建成输气管道是否在设计输气量或在经济输气量之上运行是影响管输成本的关键［136］。因此，建设长距离输气管道的先决条件是管道沿线或终端有充足的市场需求，可以吸纳管道输送的大量天然气(煤层气)，而且所支付的气价可以保证天然气(煤层气)上游和中游的投资者得到合理的回报。如果下游市场不够大，或用户对气价的承受能力不足，输气管道将无法继续运营下去。
由于没有稳定的下游用户，我国亚美*煤层气有限公司潘庄项目先导性开发试产井成功之后，不得不白白燃烧产出的煤层气。亚美*煤层气有限公司是山西目前投资煤层气开发力度最大的外商之一，也是山西第一个论证“商业化产气”的外资公司。该公司在产出煤层气的第一天，就遭遇到无法销售的局面。自2007年2月至8月，在山西晋城郊外的潘庄煤层气田，开采出来的煤层气以每天约30×104m3的量在空中日夜燃烧，而30×104m3的量可供60万人口的中等城市一天生活所用［137］。造成这种结果的主要原因是没有下游用户购买。由于煤层中裸眼钻孔稳定性的技术原因，煤层气多分支水平井在完井后即开始抽采，无法长期关闭，所生产的煤层气如果没有市场，只得白白燃烧。由于我国煤层气产业下游基础建设缺乏，目前还未形成产业链，导致下游销售观望上游能产出多少量的气，而上游的开发进度又取决于下游市场的大小。
国内外天然气管道建设经验表明，下游市场和用户的开发进度是影响天然气工业发展的重要因素。20世纪90年代，我国建设的几条输气管道都是由于下游市场和用户工作未做好而造成巨大损失。陕京天然气管道于1997年10月建成并开始给北京供气，直到1998年9月，用气量不足输气能力的1/10，极大地影响了这个工程的经济效益。造成这种状况的主要原因是上、中游设施建设与下游用户市场建设不同步，陕气进京工程，气田开发建成年产30×108m3的生产能力，上游产能建设投资30亿元，中游输气管线投资约50亿元，而下游输配套干线系统约需60亿元，用户系统约需200亿元，下游市场的资金筹措难度大导致这条输气管道直到2004年输送的气量才达到设计输气能力。由此可见，充足的市场需求是输气管道经济运营的关键。
(二)充足的气源供给
充足的气源供给是投资管道项目的必要条件。管道运输业具有固定设备多、固定资产投资大、投资回收期长等特点，其固定资产的摊销期一般为20年或更长的时间，因此为保证投资的管道具有经济可行性，必须有能提供20年及以上的供气气源。天然气井初始产量高，但衰减快，一般能产气10年左右;煤层气单井产量不如天然气井高，但服务周期长，一般能供气20～30年(图6－8)。所以，煤层气进入天然气管道，对天然气管道运输业的运营也是有利的。
(三)风险分担机制
长距离输气管道属于资金密集型行业，巨额的投资和较低的投资回报率使得管道公司承担了极大的投资风险。这些风险包括商业风险，如果下游市场对天然气(煤层气)需求不足或用户不能负担气价，或天然气、煤层气的气价与其他替代燃料相比不具有竞争性，导致对天然气或煤层气需求不足。如果不设计一种合理的风险分担机制，将使管道投资者的利益得不到保证。
为降低风险，国际上通行的做法是管道运营商与上游生产商和下游用户分别签订照付不议的长期购气合同和长期供气合同，在合同期间管道运营商通过运输与销售一体化经营实现对供应市场的垄断，这样最终降低管道项目的融资风险和经营风险。
照付不议合同是天然气产业特定发展时期为平衡供用双方风险而签订的天然气长期供用合同，合同条款约束供用双方提取与支付的权利与义务。合同一经签订，供气方(卖方)必须按约定气量及其他条件在合同期内足量供气，由于自身原因而违反约定的，须承担约定的违约责任;用气方(买方)必须按约定气量及其他条件用气，由于自身原因而违反约定的，须承担约定气量足额支付气款及违约责任。照付不议合同在世界天然气市场开发中起到了重要作用，在天然气输气合同中也通常包含“照付不议”条款，用户有义务为合同管道的天然气的数量付款，即使实际上没有消费也要支付，这就降低了管道公司的经营风险。2000平原国家计委明确要求中国石油天然气集团公司结合我国天然气利用实际情况，在西气东输项目上采用并全面推广照付不议合同模式。2003年10月，国家*以文件方式公布西气东输天然气价格后，10月15日，郑州燃气公司立即与西气东输管道公司正式签署了第一份照付不议购销合同，从而成为西气东输项目的第一家用户。随后，中国石油天然气集团公司西气东输管道公司又成功地与上海天然气管网有限公司、浙江省天然气开发股份有限公司等苏浙沪豫皖四省一市26家用户正式签订了照付不议购销合同［138］。
图6－8 煤层气产量曲线与常规天然气产量曲线对比图［32］
煤层气的管道建设可采用BOT(项目融资)方式，将融资的风险转给项目公司，输气合同可以比照天然气订立照付不议合同，将营销的风险转给下游的地方配气公司(地方配气公司的风险比上游勘探开采和中游管道运输要低，我国目前允许城市配气公司向用户收取一定的燃气开户费，只靠这部分收入，燃气公司大约7年就可以收回固定资产的投资)，以保证煤层气上游和中游投资者的利益，保护他们投资的积极性。但煤层气井初始产量低，一般在开采2年后，产气量才比较稳定。如果刚开始产气时，就与下游用户签订照付不议合同，除非国家有特殊*支持，否则下游用户会采取观望态度。因此，煤层气井刚产气的头两年可作为天然气的补充，由国家出台*允许煤层气进入天然气主干线，供应下游用户，保证煤层气上游投资者的投资得到合理的回报。在煤层气井稳定生产的阶段，可采用天然气的照付不议合同，开发煤层气的下游市场。
由于长距离输气管道投资周期长、投资数额巨大、技术复杂、风险高，在我国管道建设由三大石油公司垄断经营。煤层气产业的发展，也离不开管道运输。但由于我国天然气产地和煤层气产地不一致，所以在一些煤层气产地还需要单独建设煤层气管道，再接入天然气输气主干管道网。2008年6月6日，中石油天然气集团公司承建的西气东输山西煤层气管道正式开工，这是我国第一条煤层气管道。该管道全长35km，起点设在山西省沁水县端氏镇金峰村，终点为西气东输沁水增压站，管径610mm，设计压力6.3MPa，年输气能力30×108m3。这条管道建成投产后，可形成煤层气资源地与西气东输管道的连接通道，将沁水盆地煤层气集中起来直接输向市场，不仅加快了沁水盆地煤层气产业化步伐，而且使西气东输管道增加了新的气源点。据中国产业经济信息网2008年11月12日报道，2008年11月6日，我国首条跨省区煤层气输送管道项目批准建设。该管道起自山西省沁水县，终点为河南省博爱县，管道全长98.2km，设计年输气能力10×108m3。全国煤层气开发利用“十一五”规划也制定了“十一五”期间煤层气输气管网建设规划，将视煤层气开发状况建设主要煤层气输气管道10条，线路全长1441km，设计总输气能力65×108m3。但是，长距离输气管道能否成功运营，依赖于下游天然气或煤层气市场的开发。
