新冠疫情及低油价影响下的天然气生产企业应对措施——以川渝地区为例

张 勇 周 娟 石 卉 未 勇 何晋越

1.中国石油西南油气田公司 2.中国石油西南油气田公司天然气经济研究所

0 引言

2020年是“十三五”规划收官之年，也是中国全面建成小康社会目标实现之年。新冠肺炎疫情（以下简称疫情）的发生以及全球性持续发展，打乱了中国经济社会的发展秩序[1]，导致中国经济短期走弱，短期内天然气行业发展增速放缓。随着疫情在全球的持续蔓延，引发油气市场担忧，抑制了原油需求，加之沙特阿拉伯（以下简称沙特）挑起石油价格战，引发国际油价断崖式下跌，创下18年来的新低，石油行业“凛冬”又至。疫情全球性肆虐叠加国际油价下行，给天然气勘探开发生产组织、市场需求等造成了一定的影响，也给天然气产业高质量发展带来了更多的不确定性。为此，笔者以川渝地区为例，着力分析国内外新冠疫情防控形势和油价走势，疫情及低油价对中国经济与天然气行业的影响，并从勘探开发、基础设施建设、市场营销、提质增效、管理创新等方面就天然气生产企业如何应对疫情和低油价、推进高质量发展提出了对策措施及建议。

1 国内外新冠疫情防控形势和油价走势判断

1.1 中国疫情受到有效控制，但海外形势异常严峻

国内疫情防控形势持续向好，复工复产有序推进。国务院联防联控机制新闻发布会2020年3月12日表示，中国本轮疫情流行高峰总体上已经过去。3月25日，习近平总书记主持召开中共中央政治局常务委员会会议，提出重点放在外防输入、内防反弹上来，保持中国疫情防控形势持续向好态势[2]。4月8日，中共中央政治局常务委员会召开会议，对国内外当前和今后形势作出两个重要判断。当前我国疫情防控阶段性成效进一步巩固，复工复产取得重要进展，经济社会运行秩序加快恢复；但国际疫情持续蔓延，世界经济下行风险加剧，不稳定、不确定因素显著增多。

1.2 国际油价深度下跌，石油行业遭受重创

经济增长乏力，油气市场需求量锐减，加上2020年3月初OPEC＋减产联盟未达成、沙特大幅度下调石油售价并大幅度提高产量，引发国际油价跌破23美元/桶，进入下行通道[3]。美国摩根士丹利（Morgan Stanley）已大幅度调低对二季度的油价预测，认为布伦特、WTI原油期货价格分别为35美元/桶、 30美元/桶，较上一轮（2020年2月11日）预测下调幅度超过39%。虽然已于2020年4月达成历史性减产协议，但是随着全球储量的增加和需求量的见底，预计原油价格短期内仍将面临巨大的下行压力。2020年4月20日，国际原油市场再度出现暴跌，WTI原油期货跌为“负值”，结算价收报－37.63美元/桶。综合判断，2020年，受国际油市供大于求的双重影响，布伦特原油期货价格约为45美元/桶，WTI原油期货价格约为40美元/桶，同比双双下跌约30%。低油价下油气行业遭受重创，2020年国际石油公司大幅度削减投资。如美国埃克森美孚专注于低成本运营，放慢2020年支出计划、降低油气产量，在特拉华盆地钻井平台数量将比现在减少20%以上。壳牌资本支出将削减至200亿美元或以下，运营成本将减少30亿～40亿美元，并暂停了下一轮股票回购计划。

1.3 疫情和油价暴跌双因素叠加，世界经济面临危机

疫情和油价暴跌双因素叠加加剧了全球经济危机。2020年4月14日，国际货币基金组织发布最新一期《世界经济展望》，对2020年全球经济增长进行了史上最大幅度的下调，预测2020年全球经济将萎缩3%，为20世纪30年代大萧条以来最糟经济衰退。疫情和低油价下中国经济发展速度减缓，但长期向好基本面没有改变。2020年1—3月中国经济活动显著放缓，经济短期运行面临较大的下行压力，一季度国内生产总值同比下降6.8%。但综合来看，中国国民经济总体平稳的运行格局不会改变，下阶段政府将着力落实分区分级精准防控，进一步加大逆周期调控力度，确保国民经济行稳致远[4]。疫情结束后中国经济增长将回到由基本面决定的正常轨道上来，预计2020年如期全面完成脱贫攻坚任务，经济增速较此前预计有所下调[5]。

2 疫情和低油价对川渝地区天然气行业的影响

2.1 行业发展挑战与机遇并存

持续低油价势必造成中国石油勘探开发投资减少，但天然气在中国的发展潜力仍在且效益较好，投资不仅不会受到影响，反而有可能增加。从2020年1—2月天然气市场形势看，疫情和低油价并未改变中国天然气生产和消费格局的基本面。天然气生产继续较快增长，共生产314h108m3，同比增长8.0%；进口天然气量1 780h104t，同比增长2.8%；天然气表观消费量560h108m3，同比增长5.7%。预计2020年中国天然气产量约1 840h108m3，增产量约100h108m3，增长率为6%。天然气市场受国家促经济、降气价和环保政策驱动刺激，天然气消费量仍将保持增长趋势，预计消费总量3 200h108m3，消费量增长率为5.6%。2014年国际布伦特油价从高点110多美元/桶断崖式下降到40多美元/桶时，中石油对天然气生产效益较好的气田投资增幅在12%左右，对油田的投资降低22%左右。在当前石油价格暴跌的情况下，各大石油公司出于整体效益的考虑，可能会加大对天然气领域的投入。

2.2 天然气生产继续保持增长，但发展速度趋缓

预计2020年川渝地区天然气产量549h108m3（不含煤层气），约占全国天然气产量的30%，增长率为11%，低于2019年15%的增速（图1）。2020年页岩气成为产量增长主力，其产量将达200h108m3，占天然气总产量的36%，增长率为30%，低于2019年50%的增速。

图1 川渝地区天然气产量走势图

2.3 天气市场需求疲软，供应宽松

疫情和低油价造成川渝地区天然气市场需求走弱，根据国家统计局中国经济景气监测中心和中国石油西南油气田公司天然气经济研究所联合研发的“宏观经济变化对气田影响的量化分析计算模型”测算，川渝地区2020年天然气市场需求量较无疫情情景减少18h108m3。其中，城市燃气、化工和交通用气量影响程度为最大，分别减少12.0h108m3、4.2h108m3和0.8h108m3，其他一般工业用气量减少1.0h108m3。

2020年，川渝地区天然气消费量增长缓慢，区域内消纳压力增大。预计2020年川渝地区天然气消费需求量为346h108m3，消费量增速为4.8%，低于全国2020年5.6%的增速。2020年区域内有超过200h108m3的天然气产量富余，需要通过外送解决产量消纳问题。从消费结构来看，主体集中在城市燃气，消费量为214h108m3，占比 61.8%；工业原料次之，为67h108m3，占比19.3%；工业燃料为39h108m3，占比11.4%；交通运输为20h108m3，占比5.8%；发电与分布式能源为6h108m3，占比1.7%（图2）。

图2 川渝地区2020年天然气消费结构预测图

2.4 天然气价格或将下行

2.4.1 天然气价格竞争性下降

2020年3月16日，国家发展和改革委员会（以下简称发改委）发布新版《中央定价目录》，释放出门站价格市场化改革加速的信号。按照新规定，满足“具备竞争条件省份”可按市场方式形成门站价格。川渝地区的天然气生产企业既有数个中石油和中石化的地区公司，也有不少混合经济体制页岩气开发企业；除了本地气源外，还有西二线的进口气和北海LNG可以进入区内，是国内最具备天然气市场竞争潜力的省市之一。当前，国民经济受疫情影响走弱，天然气需求量特别是工业、发电和化工行业的需求量下降，加上超低油价降低了天然气与可替代能源的竞争力，部分地方和用户的天然气价格极有可能出现竞争性下降。

2.4.2 国家可能下调天然气基准门站价格

现今中国各省天然气基准门站价是2015年发改委按照价格调整机制核定的，测算时的布伦特原油期货价格为55美元/桶左右。目前油价徘徊在约30美元/桶，若继续在此水平上保持3个月以上，发改委或将下调中国天然气基准门站价格。

2.5 给天然气企业的生产组织带来挑战

①疫情期间天然气产销失衡，对后续优化生产组织提出了更高的要求；②疫情期间工程建设大面积停工，整个供气滞后超过2个月，如中国石油西南油气田公司停工损失就逾2亿元，对下一步安全、平稳加快工程进度提出了更高的要求；③进一步提高了天然气产业发展对非常规气、致密油气以及一些边际效益气藏勘探开发的门槛，对天然气生产经营确保收入和效益提出了更高的要求；④对下一步天然气精细生产成本控制、压减非必要性经营支出提出了更高的要求。

3 川渝地区天然气市场环境与发展前景

3.1 天然气市场环境

3.1.1 资源方面

四川盆地天然气资源丰富，勘探开发潜力巨大。根据自然资源部组织的“十三五”资源评价结果，四川盆地天然气总资源量近40h1012m3，已获探明储量5.57h1012m3，探明率约14%，与国外成熟盆地（探明率介于40%～60%）相比，勘探程度较低[6]。

3.1.2 生产方面

天然气生产进入快速发展阶段，区内已建成安岳特大型气田、川南页岩气田、普光气田和涪陵页岩气田[7]。2019年，川渝地区天然气总产量为494h108m3（不含煤层气），约占全国天然气总产量的28%。

3.1.3 基础设施方面

川渝地区天然气产输储配系统完善，是我国能源战略通道西南枢纽。四川盆地现有管道4.5h104km，环形骨干管网通过中贵线和忠武线与国家干网连接，年综合输配能力达350h108m3。相国寺地下储气库在冬春用气高峰期发挥着重要的调峰保供作用，历年累计注气量达92.48h108m3，累计采气量为61.66h108m3[8]。

3.1.4 市场方面

川渝地区依托丰富的天然气资源，培育了我国最为成熟的天然气区域性市场：①城镇气化率高，用气人口多，川渝用气地区覆盖率达88%，用气人口3 200多万人；②天然气消费量居全国首位，2019年川渝地区天然气消费量为330h108m3，占全国天然气消费总量的11%；③天然气供应多源，供应商不仅有中石油和中石化，还有雪佛龙、壳牌以及与政府合资的天然气开采公司；④天然气用户数量多，用气行业门类齐全，形成了完整的天然气利用链[9]。

3.2 天然气市场发展前景

2019年，国家能源局启动四川盆地千亿立方米天然气产能建设专项规划编制工作。这是国家层面首次启动四川盆地天然气产能专项规划，将有力推动四川盆地天然气勘探开发。四川省开展了建设中国“气大庆”行动方案研究，要求川渝天然气生产企业作为主要编制单位全程参与“气大庆”方案的编制工作。川渝地区天然气企业为深入贯彻落实习总书记重要批示指示精神，切实扛起保障国家能源安全的责任担当，根据自身发展基础和综合实力，制定了大力提升油气勘探开发力度七年行动方案。

根据规划，川渝地区天然气市场发展前景广阔[10]。天然气产量将进入一个新的高峰增长期，预计2025年川渝地区天然气产量将达800h108m3，约占全国天然气总产量的1/4。“十四五”期间通过提高城乡用气水平、发展天然气绿色化工、积极推进“气代煤”、大力发展交通运输清洁能源、因地制宜发展天然气分布式能源等措施加大天然气利用，预计2025年川渝地区天然气消费量将达500h108m3，天然气在能源消费总量中的比重将达到20%。天然气基础设施将持续完善，建成满足气田生产、市场供应、应急调峰和富余气外输需求的完善管网体系，建成满足川渝地区应急调峰和支持全国战略储备、应急调峰需求的中国石油西南储气中心，预计2025年川渝地区整体输配能力将达700h108m3[11]。

4 新冠疫情与低油价影响下的对策和措施

4.1 加大四川盆地天然气勘探开发力度，建设国内最大的现代化天然气工业基地

①加大四川盆地天然气增储上产力度。加大开发地震、前期项目及工艺试验的投入，重点加强产能建设投资，增强工程技术服务力量，通过技术创新增储上产，力争到2025年川渝地区天然气产量达到800h108m3，油气当量超过6 000h104t，建成国内最大的现代化天然气工业基地。②继续深化地企合资合作。持续加大地企合作力度，采取多种模式，积极推动与资源所在地的合资合作开发。认真落实党中央、国务院和四川省委、省政府的部署要求，研究建立与完善页岩气发展利益共享机制，努力开创企业有效益、政府获收益、群众得利益、环境有增益的天然气开发新局面，实现地企共建、共享、共赢发展。

4.2 加快完善天然气管网和储气调峰设施建设，形成川渝地区蛛网式管网格局

①加快完善川渝地区域内和外输管网建设。围绕主要产气区、消费区和薄弱区，统筹优化管网布局，完善区域管网，破除输配气瓶颈，同时综合考虑资源、市场分布，适时布局外输管道，进一步强化第三方准入推进作用，促进管网设施建设资源优化配置，形成以骨干通道、储气库集群为调节中枢、区域支线管网为市场抓手的四通八达、调配灵活的蛛网式管网格局，满足市场开发、气量调配、应急保障和管网公平开放的需求。②加快储气调峰设施建设，构建先进完善、统一调配、集约化、规模化的储气设施，引导多种主体建设储气调峰设施，加快建设牟家坪、老翁场等地下储气库，建成西南天然气区域储备中心、国家级天然气储备基地。

4.3 加快油气管网适应性改革，满足新形势下国家管网运营要求

①研究制定企业输配气管网设施公平开放相关办法。适时推进管道容量费、使用费分开的“两部制”收费模式，完善管输容量分配机制，建立管网运行平衡机制。②研究与国家油气管网公司的协作机制。及早研究纳入国家油气管网公司的储运设施的管理和协同机制，并就管输服务、管道开口、应急调度、能量计量方式、管输运价和结算方式等落实相关协议及运行机制，明确责任、义务与工作程序。③研究储气设施市场化运营机制。开展储气设施市场化运作模式研究，研究储气库“两部制”定价模式，按照“谁受益、谁负担”的原则，合理确定储气调峰成本；创新储气库设施运营模式[12]。

4.4 加大天然气市场营销，最大限度刺激市场需求

①最大限度地发挥可中断客户调峰稳量作用。优化价价联动机制，适时调整天然气销售价格，推动可中断客户保持高负荷用气；进一步优化可中断客户同步检修安排，缩短检修周期，增加开车用气时长[13]。②最大限度地挖掘新增用气规模。实施差异化市场开发策略，对新增大项目在一定时期内给予量价倾斜，加快推进项目落地；加强与用户对接，简化优化流程，加快推进新客户投产用气；主动出击，走访政府和潜在客户，深挖市场潜力，创造用气新需求。③全力争取外输通道。鉴于川渝地区天然气产运储销一体化的特殊情况，需要协调合作，最大限度地发挥已有外输通道和储气库对自产气的调峰能力，保证生产后路通畅。

4.5 开展提质增效专项活动，提升企业创效盈利能力

①应对低油价的影响，落实2020年提质增效专项行动方案[14]。突出问题导向、目标导向、结果导向，加快制定企业《2020年开源节流降本增效工程行动方案》，厘清降本增效、管理增效等具体措施。②树立过“紧日子”的思想。加大宣传力度，进一步转变观念，引导企业员工增强忧患意识和危机意识，聚焦全员劳动生产率提升。③持续优化投资结构。企业重新梳理项目投资计划，保障勘探开发、重点工程、安全环保等重点项目建设投资，压缩非主营业务、低效益投资，坚决杜绝无效项目，将有限的资金盘活用好，把每一分钱都用在“刀刃”上。④加大全要素全过程成本管控力度。深化对标管理和精细管理，大力实施控本降费的有效举措，精细生产组织，深化老区挖潜，强化新区提效，优化产量结构，进一步降低油气单位完全成本[15]。

4.6 大力实施创新驱动战略，提升企业生产组织管理水平

①加快推进信息化建设步伐。加快推进以5G、工业互联网等为代表的新一代基础设施建设，将信息新技术融入企业勘探、开发、储运和销售等各个环节，建立天然气产业链辅助决策系统，提高管理效率。②加大科技攻关力度。开展重大科技攻关项目，研究提高低品位储量动用程度、提高单井产量、提高采收率、降低递减、降低开发成本技术，不断增强企业核心竞争力[16]。③探索企地合作共享模式。建立完善企地共建共享机制，努力开创企业有效益、政府获收益、群众得利益、环境有增益的天然气开发新局面。