2020年我国天然气供需形势分析及前景展望

白 羽，李富兵，王宗礼，王彧嫣，樊大磊

(自然资源部油气资源战略研究中心，北京 100860)

我国是世界第三大天然气消费国，也是世界第一大天然气进口国。2010年以来，我国天然气消费量快速增长，年均增长率达11.5%；2020年我国天然气消费量比2010年增加了2 138亿m3，仅次于美国，居世界第二位。 随着我国经济由高速增长阶段转向高质量发展阶段，统筹考虑能源转型和二氧化碳排放在2030年前达到峰值目标等因素，未来我国对天然气的需求仍将保持较快增长态势，预计2035年我国天然气需求为6 000亿～6 500亿m3，天然气产量3 000亿～3 500亿m3。

1 我国天然气供需现状

2020年，我国天然气供需基本平衡，天然气(含页岩气、煤层气，不含二氧化碳和煤制气等，下同)表观消费量3 221亿m3，“十三五”期间年均增长262亿m3；天然气产量1 869亿m3，“十三五”期间年均增长107亿m3，连续四年超过100亿m3。中俄东线天然气管道中段、两个LNG接收站扩建工程建成投运，中国-中亚天然气管道D线正在建设。

1.1 我国天然气供给现状

当前我国天然气供给主要包括国产气和进口气两大部分，2020年我国天然气总供给量为3 272亿m3，其中，国产气占比为57.1%，进口气占比为42.9%，天然气对外依存度为42.0%。我国已形成了国内生产、管道进口、LNG进口等天然气多元化供应格局，为满足天然气需求提供基本保障。2006年6月，中国海油从澳大利亚西北大陆架油气项目进口的我国第一船LNG开始进入广东大鹏LNG接收站，这是我国首个进口LNG试点项目。从2010年2月开始，土库曼斯坦天然气通过阿拉山口进入我国。2013年9月，缅甸管道开始输气。

2010—2014年，我国天然气产量较快增长，年均增长率7.8%。2014年底，随着国际油价暴跌，我国天然气产量增速减缓，2015年和2016年我国天然气产量年均增长率为2.8%和1.7%。2018年以来，石油企业认真落实习近平总书记大力提升油气勘探开发力度的重要批示精神，并且受“煤改气”政策等因素影响，我国天然气产量较快增长，2020年我国天然气产量达1 869亿m3，同比增长8.8%(图1)。从气源来看，天然气产量主要来自鄂尔多斯、四川和塔里木三大气区，合计产量约占全国的4/5。

2006年以来，我国天然气进口量大幅增长，对外依存度大幅攀升。2006—2018年，我国天然气进口年均增长率为50.2%，2019年开始，天然气进口量大幅减缓，2019年和2020年进口天然气1 333亿m3和1 403亿m3，同比分别增长6.8%和5.3%，成为世界最大的天然气进口国。进口气主要包括进口管道气和进口LNG两类，有四条进口通道，分别为中亚天然气管道(西北通道)、中俄天然气管道(东北通道)、中缅天然气管道(西南通道)以及LNG进口渠道(东部通道)，四条天然气进口通道的基本格局已经形成，各条通道有条不紊的运行。我国管道气主要来自土库曼斯坦、哈萨克斯坦、俄罗斯、乌兹别克斯坦和缅甸等国家；LNG进口来源国主要为澳大利亚、卡塔尔、马来西亚、印度尼西亚等(图2)。

图1 2000—2020年我国天然气产量、进口量及对外依存度对比图

图2 2020年我国天然气供给结构图

1.2 我国天然气需求现状

21世纪以来，随着社会主义现代化建设和新型城镇化建设的加快，我国对天然气需求旺盛，天然气消费量快速提升，2001—2020年我国天然气年均增长率达13.9%。2019年以来，在生态文明建设以及“煤改气”政策的驱动下，国内天然气市场发展稳定，消费量增长较快，但增速放缓，2019年和2020年我国天然气表观消费量分别为3 014亿m3和3 221亿m3，同比增长率分别为8.1%和6.9%(图3)。

图3 2001—2020年我国天然气表观消费量与增长率对比图

从消费结构看，天然气消费结构主要包括城镇燃气、工业用气、发电用气、化工用气等，2019年城镇燃气和工业用气是天然气的主要消费端，分别占全国消费量的37.2%和35.0%；化工用气增速有所回升，发电用气增速阶段性回落[1]。

2 我国天然气供需发展趋势分析

我国能源生产和消费向绿色、低碳、高效、智慧转型，加快提高清洁能源和非化石能源消费占比。坚持绿色发展导向，大力推进化石能源清洁高效利用，优先发展可再生能源，安全有序发展核电，加快提升非化石能源在能源供应中的比重[2]。2020年9月，国家主席习近平在第七十五届联合国大会一般性辩论会上宣布，中国二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。由于天然气是煤炭最现实的替代能源，因此，未来相当长时间内，我国天然气生产和消费仍将呈较快增长态势，在一次能源中的占比将不断上升。

2.1 影响我国天然气供给的主要因素

总体来看，影响我国天然气供给的因素主要有国内天然气资源勘探开发、海外天然气进口和基础设施建设等。

2.1.1 天然气探明储量保持高位增长

2000年以来，我国天然气新增探明储量保持高位增长的势头，常规天然气年均新增探明地质储量6 749亿m3、技术可采储量3 514亿m3，采收率始终保持在43%以上。2020年我国常规天然气新增探明地质储量10 357亿m3、技术可采储量4 752亿m3，同比分别增长28.0%和34.9%，新增地质储量首次超过10 000亿m3，连续三年保持在8 000亿m3以上。由于新增探明储量中来自靖边气田、苏里格气田等低渗透-致密储层储量占比越来越高，采收率整体呈现缓慢下降的趋势(图4)。

随着页岩气勘探开发技术的不断进步，页岩气探明储量大幅增长。2020年，我国页岩气新增探明地质储量1 918亿m3、技术可采储量384亿m3，同比分别下降74.9%和79.1%(图5)，新增探明储量主要来自四川盆地及周缘的涪陵、长宁、威远等页岩气田。由于页岩储层更加致密，页岩气采收率较低，一般保持在20%～25%之间。

图4 2001—2020年我国常规天然气新增探明储量及采收率对比图

图5 2014—2020年我国页岩气新增探明储量及采收率对比图

2.1.2 天然气勘探开发成绩显著

“十三五”期间，我国落实了一批千亿方级储量区，累计探明千亿方天然气田9个，千亿方页岩气田7个。2020年，我国在四川盆地、准噶尔盆地等大型含油气盆地新地区、新层系获多项重大突破，开辟了新战场。四川盆地川中古隆起北斜坡震旦-寒武系天然气勘探取得重大战略突破，蓬探1井在震旦系灯二段、角探1井在寒武系沧浪铺组分获日产122万m3、52万m3高产气流，发现新的含气区和含气新层系，古隆起北斜坡有望形成安岳万亿方特大气田之后新的万亿方大气区[3-4]；准噶尔盆地南缘中段下组合深大构造天然气勘探再获重大突破，呼探1井在清水河组获日产气61.9万m3、日产油106.5 m3，展现了准噶尔盆地规模增储“油气并进”新格局。页岩油气、天然气水合物取得多项突破性进展，四川盆地川东南复兴地区侏罗系东岳庙段陆相页岩油气勘探获重大突破，涪页10HF井获日产气5.58万m3、日产油17.6 m3；在南海神狐海域首次利用水平井钻采技术成功实施天然气水合物第二轮试采，实现了从“探索性试采”向“试验性试采”的跨越[5]。 2020年，我国常规天然气产量1 613亿m3，连续9年超过1 000亿m3，同比增长6.9%；页岩气产量200亿m3，同比增长30.0%；地面开发的煤层气产量为56亿m3，同比增长2.5%。

2.1.3 我国天然气多元进口格局初步形成

2019年12月，中俄东线天然气管道北段(洽扬金气田-布拉戈维申斯克-黑龙江省黑河-吉林省长岭)投产通气，2020年12月，中俄东线天然气管道中段(吉林省长岭-河北省永清)正式投产运营，2020年该管道输气量为40.9亿m3，预计2023年全线贯通，输气量将达380亿m3，标志着我国天然气进口四条通道多元化格局已初步形成(表1)。中国-中亚天然气管道A/B/C线2020年输送天然气393.7亿m3，中国-中亚天然气管道D线目前正在建设中；中缅天然气管道2013年建成投产，2020年输气量为41.9亿m3。预计中亚天然气管道D线和中俄天然气管道东线全面建成后，我国每年管道最大输气能力将达1 350亿m3，管道天然气运能将大幅提升。

我国LNG接收站的快速发展，有力地填补了天然气供给缺口。 2019年，广西防城港LNG接收站、深圳华安和盐田LNG接收站建成投产，2020年上海洋山LNG接收站扩建工程、宁波LNG接收站二期工程相继完成。 2020年，我国LNG进口929亿m3(6 735万t)，同比增加11.8%。 截至2020年底，我国共建成23座LNG接收站，接卸能力约为8 124万t/a(表2)。据不完全统计，我国扩建、在建和待建LNG接收站有5座，接卸能力为2 155万t/a；未来我国LNG的接卸能力将超过1亿t/a。

表1 中国天然气进口管道情况

表2 我国LNG接收站建设基本情况

续表2

2.2 影响我国天然气需求的主要因素

2.2.1 经济发展水平是影响我国天然气需求的重要因素

天然气消费量主要取决于经济发展水平、产业结构、环保政策要求等。我国经济实力显著增长，已成为世界第二大经济体，但我国经济发展水平非常不平衡，东部沿海地区经济增长较快，天然气需求较为旺盛，中西部地区相对较慢，和煤炭相比，天然气消费的经济性较差，故我国天然气消费的增长快慢取决于中国经济的发展水平。从2001年到2020年，我国经济总量从11万亿元增长到102万亿元，年均增速12.4%；天然气表观消费量从272亿m3上升到3 221亿m3，年均增速13.9%(图6)，已成为世界第三大天然气消费国。但我国人均天然气消费水平低于世界平均水平，2019年人均天然气消费量220 m3，仅为世界水平的2/5、美国的1/12。发达国家实现现代化都伴随较高的人均天然气消费，随着经济高质量发展和人民生活水平的普遍提高，我国人均天然气消费水平必然提升。

图6 2001—2020年我国天然气表观消费量和GDP统计图

2020年，新冠肺炎疫情对世界经济造成了巨大影响，国际货币基金组织预测，2020年全球经济将收缩4.4%。我国因疫情防控有力，全面推进复工复产，2020年GDP同比增长2.3%。我国经济仍将展现出巨大韧性，对天然气需求还将保持平稳增长。

2.2.2 能源消费结构优化持续推进

根据《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十四个五年规划和二○三五年远景目标的建议》，“十四五”期间，生态文明建设将实现新进步，生产生活方式绿色转型将取得显著成效，能源资源配置将更加合理、利用效率将大幅提高，主要污染物排放总量将持续减少，生态环境将持续改善[6]。

为实现2030年前碳排放达峰，努力争取2060年前实现碳中和目标，我国将优先发展非化石能源，天然气、风能、太阳能等清洁能源竞争力将逐步增强。2020年12月，国家主席习近平在气候雄心峰会上宣布，到2030年，中国非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿kW以上。

2.3 2035年我国天然气供需预测

随着生态文明建设不断推进，能源革命持续深化，我国能源发展将继续向绿色低碳转变，为实现2030年前碳排放达峰目标，煤炭消费量、石油消费量2030年前将达到峰值，风能、太阳能、天然气等清洁能源需求将继续保持较快增长态势。预计2035年前，我国能源矿产消费总量仍将持续增加，非化石能源、天然气在我国能源结构中的地位进一步加强，将呈现煤炭、油气和非化石能源“三足鼎立”的消费格局。

天然气消费量和产量均将继续较快增长。预计2035年，我国天然气消费量6 000亿～6 500亿m3，天然气产量3 000亿～3 500亿m3。届时，我国管道天然气输送能力将达到1 350亿m3，LNG接收站的接卸能力接近1 500亿m3，天然气对外依存度为50%左右。

目前对于中俄西线天然气管道、俄罗斯-蒙古-中国天然气管道等的建设方案，已引起我国政府、科研机构以及社会的热议，这两条管道建与不建，主要取决于我国未来天然气的需求规模，就目前的判断看，当前已有的进口基础设施(三条进口天然气管道、LNG接收站)建设基本满足2035年我国天然气的需求，即使不够，缺口也不大，因此两条管道建设与否需要“十四五”结束后再评估。

3 2035年我国天然气供给潜力分析

3.1 国内天然气供给潜力分析

我国油气资源总量丰富，总体上石油处于勘探中期，天然气处于勘探早中期，天然气潜力大于石油。但由于地质条件复杂，勘探对象越来越复杂，隐蔽性越来越强；资源品位相对较差，截至2020年底，待发现油气资源中的低渗、致密、稠油和海洋深水等资源占比约80%；勘探难度越来越大。新发现油气储量品质变差、丰度变小、埋藏变深、油藏类型更加复杂，以2019年新增天然气探明储量为例，特低渗和低渗储量占91%，特低丰度储量占31%，深层和超深层储量占68%，岩性油气藏储量占68%，开发难度越来越大。

2019年底，常规天然气剩余探明技术可采储量排名前三位的盆地是鄂尔多斯盆地、四川盆地、塔里木盆地，合计48 405亿m3，占全国的81.1%；页岩气剩余探明技术可采储量为3 841亿m3，集中分布在四川盆地及周缘。未来国内天然气产量将主要来自鄂尔多斯盆地、四川盆地、塔里木盆地和海域，四川盆地及周缘页岩气勘探开发前景广阔。根据我国天然气资源禀赋和勘探开发技术水平，预计2035年我国天然气产量将达3 000亿～3 500亿m3。

3.2 高质量推进“一带一路”油气合作

鉴于我国油气资源的禀赋特点，我们需要长期坚持“两种资源、两个市场”，秉持绿色、开放、廉洁理念，坚持共商共建共享原则，深化国际产能合作，高质量推进以“一带一路”沿线国家为重点的国际油气务实合作。我国石油、天然气等进口能源主要分布在“一带一路”沿线国家，能源国际合作在“一带一路”倡议中居于重要地位，而目前，受新冠肺炎疫情影响，互联互通、开放包容面临严峻考验。全球油气勘探开发对象正逐步从常规转向非常规、从陆地转向海上、从浅层浅水转向深层深水，开采难度越来越大，对技术及装备的要求越来越高。我国石油企业“走出去”核心竞争力的关键是技术。

截至2020年底，我国20多家能源企业参与海外200多个油气项目的投资，业务遍及全球50多个国家。2019年，我国主要石油企业(包括中国石油、中国石化、中国海油、延长石油和中化石油)海外权益油产量约1.4亿t，权益气约495亿m3。我国海外“走出去”面临诸多挑战，新冠肺炎疫情肆虐全球、世界经济陷入深度衰退、中美博弈愈演愈烈、地缘政治日趋复杂、关键技术与重大装备自主化程度不高等带来的风险日益严峻，在深水深层、超深水超深层领域、大型碳酸盐岩油藏开发、重大共性工程技术与装备等方面与世界先进水平还有较大差距，部分核心技术和关键部件受制于人[7]。

4 政策建议

实现“十四五”规划和二○三五年远景目标，能源安全稳定供给至关重要。要坚持系统观念，加强前瞻性思考、全局性谋划、战略性布局，加快构建以国内大循环为主体、国内国际双循环相互促进的新发展格局。基于全球油气发展趋势和我国油气资源禀赋，未来大盆地新区新领域仍是我国常规天然气重大发现主战场，已开发气田提高采收率及难动用储量有效开发是天然气稳产的基石，页岩气、煤层气等是增储上产的战略接替，工程技术装备是高效勘探和效益开发的核心。要强化底线思维，统筹国内国际两个大局，坚持国内国际“两种资源、两个市场”，以“一带一路”沿线国家为重点，加强国际天然气合作，保障我国天然气供应[4,6-8]。

4.1 立足国内主要含油气大盆地，大力提升国内天然气勘探开发力度

一是未来仍需持续加大天然气勘探投入。围绕四川盆地、塔里木盆地、鄂尔多斯盆地和海域四大常规天然气生产基地，加强新盆地、新区带、新层系和新类型等“四新”领域风险勘探，寻求大发现，深化老区挖潜和重点地区预探，继续保持储量高位增长；立足四川盆地及周缘，力争在海相深层、陆相和海陆过渡相、常压和低压页岩气发育区勘探取得新突破，力求实现效益储量区块接替；立足沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘两大煤层气产业基地，积极探索中低煤阶煤层气、薄煤层煤层气和致密砂岩气等多气合采开发利用新技术，实现规模增储。

二是加强天然气探明未开发储量开发增产。截至2020年底，我国天然气探明未开发地质储量超过6万亿m3，增产空间大，但储量品质较差开发难度大，通过技术进步、矿权流转和适度财税政策支持，可释放资源潜力。

三是不断提高已开发气田的采收率，实现挖潜增产。已开发气田是实现天然气可持续发展的“压舱石”，通过突出精细开发，持续开展内部井网调整、滚动扩边建产以及气田精细管理、精细气藏描述、气田整体治水和增压等措施，改善气田开发效果，减缓产量递减，提高采收率，努力增加产量。

4.2 持续深化油气勘查开采体制改革

一是积极推进《自然资源部关于推进矿产资源管理改革若干事项的意见(试行)》(自然资规〔2019〕7号)落实，进一步开放油气上游市场，积极探索“净矿出让”，完善油气区块退出机制，多渠道鼓励社会资金开展油气勘探开发，推动勘查开采投资稳中有增，逐步形成以大型国有石油公司为主导，多种经济成分共同参与的油气勘查开采体系。在继续做好油气勘查区块退出基础上，做好地质评价和区块优选排队，加大油气区块的优选和出让力度，形成勘查区块流转良性循环。充分发挥市场配置资源，更好发挥政府作用，推进油气资源总量管理和科学配置。

二是出台相关政策，大力提升油气勘探开发力度。要实行差异化税费政策，对低品位、难动用和高含水老油田等存量资源开发给予适当的财税减免政策支持，对深层、深水等油气资源勘探开发加大财税补贴政策。

4.3 坚持开放包容、互利共赢，高质量推进“一带一路”国际能源合作

一是完善境外油气投资政策和保障机制。从政府层面看，亟需国家加强对“走出去”工作的顶层设计，充分发挥国家能源委员会、推进“一带一路”倡议工作领导小组、部级联席会议等组织机构的作用，及时解决能源企业“走出去”面临的主要问题和困难。建立国家与企业间风险预警信息共享传递机制，加强国际化经营风险防范与控制。

二是加强境外能源矿产产能合作。以“一带一路”沿线国家为重点，突出中东和中亚，巩固亚太，积极推进中俄蒙能源矿产合作，拓展非洲、南美，探索北极。需要重点关注的领域和地区是圭亚那及周边、加勒比海周缘、南大西洋两岸、南非海域、东地中海、西北非海域、东非索马里海域、中东扎格罗斯盆地深层以及俄罗斯北极地区。

三是继续实施国家油气科技重大专项，加大海外油气勘探开发关键技术的攻关力度。中国企业在海外油气勘探开发面临诸多技术挑战和关键技术瓶颈问题，严重制约了优质资源的获取、规模储量的发现和权益产量的增加，急需继续从国家层面设立海外油气科技重大专项，针对性攻克相关技术瓶颈，提高我国在全球油气资源领域的控制力和话语权。