我国天然气行业发展近况分析及思考

徐创海

(中国石油化工股份有限公司油田勘探开发事业部，北京 100728)

近年来，环境与经济发展之间的冲突与融合问题是各国关注的重点，发展低碳经济和环保经济是各国努力的方向。2020年9月，习近平主席在第七十五届联合国大会一般性辩论上提出“中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，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”。2020年12月在气候雄心大会上，习主席又在“双碳”目标的基础上进一步承诺：“到2030年，中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降65%以上”。要达成“双碳”目标就需要能源结构的调整，也需要天然气的大发展[1]。

1 当前天然气行业发展背景

1.1 新冠疫情和价格波动冲击全球天然气行业

新冠疫情对于全球天然气市场具有长期而深远的影响。从供应面看，油气生产国或国际石油公司选择削减投资度过低油价“寒冬”的行为直接影响了天然气产量增长。从需求面看，天然气需求受到了新冠疫情使全球许多国家被迫采取封锁措施的影响，即便放松封锁后经济生活的恢复仍需要时间，预计“十四五”全球新增天然气需求约为4 070亿m3，需求总量达到32 200亿m3；各地区天然气消费受油价波动冲击，煤炭、石油和天然气之间的替代结果难以估计。整体供需情况在疫情初期呈现供大于求。但2021年下半年受到世界各国相继放宽防疫限制及冬季供暖需求骤增的影响，天然气又出现供小于求的态势。从价格看，受需求降低和挂钩油价影响，国际气价先是创下新低，后又攀上新高点，价格振幅巨大。

1.2 存在天然气趋势向好的条件

在能源转型的大背景下，各国为应对新冠疫情冲击而采取的加大投资、促进消费等多种刺激经济复苏措施对天然气使用具有促进作用。低油价虽然使油气上游勘探开发投资减少，但同时会增加风电、光伏等可再生能源的投资，天然气发电独特的技术特征将有效满足可再生发电的调峰需求[2]。

1.3 地缘政治格局愈加复杂影响全球天然气格局

中美关系是未来较长时期世界经济格局最核心的变量，表现在天然气市场上是全球最大的LNG进口国与最大的LNG出口国之间的博弈。美俄继续争夺对欧洲的控制力，影响美国与欧洲之间的LNG贸易和俄罗斯与欧洲之间的管道天然气和LNG贸易。中东地区将长期处于“治理赤字”状态，地缘政治局势更加混乱，对全球原油市场形成较大冲击并波及天然气市场。

总体来看，在双碳目标驱动下，我国宏观经济转型，能耗强度下降，高强度环保政策趋缓，财政补贴由政策驱动型向用户可承受型转变[3]。天然气清洁程度优于煤炭和石油，在控制碳排放方面具有明显优势[4]，国家行业改革和低气价环境也将激发增长活力，因此，我国天然气产业快速发展的基础仍然存在，中长期仍将保持中高速增长[5]。

2 我国天然气近期生产数据分析

对我国天然气产量的月度数据开展具体分析，2019年3月份我国天然气产量为151亿m3，2019年最低单月天然气产量是9月份的135亿m3，这符合我国的天然气需求及生产规律，在夏季供暖需求低，一般天然气的产量会比较低，而在冬季伴随着气温下降供暖的要求会导致天然气需求上升，2019年度单月最高产量是2019年12月的160亿m3。中国2019年3月至2022年3月月度天然气产量见图1。

图1 中国2019年3月至2022年3月月度天然气产量

2020年3月份我国天然气产量达到了169亿m3，比去年同期高出18亿m3，2020年最低单月产量出现在8月份，为142亿m3，比去年同期高出4亿m3，比2019年最低单月产量高出7亿m3。而2020年单月最高产量是12月份的187亿m3，比2019年最高产量高出27亿m3。

2021年3月份我国天然气产量达到了185亿m3，比2020年同期高出16亿m3，2021年最低单月产量出现在9月份，为157亿m3，比去年同期高出11亿m3，比2020年最低单月产量高出15亿m3。而2021年单月最高产量是12月份的192亿m3，比2020年最高产量高出5亿m3。中国2019年至2022年月度天然气同比增长率见图2。

近三年来天然气产量的增长在同比增长数据中体现的更为明显，分析2019年年初至2021年年末的天然气月度产量同比增长率数据，发现3年来每个月的天然气生产数据都比去年同期有所增长。2019年最高单月增长13%，最低单月增长6%；2020年最高单月增长14%，最低单月增长了4%；2021年最高单月增长13%，最低单月增长1%。

图2 中国2019年至2022年月度天然气同比增长率

从总量上看，2019年全年天然气累计产量为1 736亿m3，2020年全年天然气累计产量为1 889亿m3，比2019年增长了9%，2021年全年天然气累计产量为2 053亿m3，同比增长了9%。

通过分析我国油气能源消费与生产的总体情况来论证天然气产量的增长是由于全国能源消费与生产总量的增长带来的，还是由于能源总体结构升级带来的。中国2016年至2020年能源消费总量与能源生产总量见图3。

图3 中国2016年至2020年能源消费总量与能源生产总量

从消费数据来看，近五年来我国能源消费总量从2016年的44亿tce稳步上升至2020年的50亿tce。与此同时，能源生产总量也从2016年的35亿tce上升至2020年的41亿tce，二者的上升趋势与幅度较为近似。进一步分析天然气消费与生产占总量的比例，中国2016年至2020年天然气消费与生产占总量比例见图4。

图4 中国2016年至2020年天然气消费与生产占总量比例

假设天然气产量的增长只是跟随了全国消费生产的统一步调，则近年来天然气消费与生产占总量的比例应保持不变，但天然气消费占比从2016年的6.1%逐年上涨至2020年的8.4%，天然气生产占比的上涨幅度稍小，但仍从2016年5.2%上涨至2020年的6%，并且随着时间推进，增长速度也在上升。这说明天然气在我国能源结构中的比重在上升，重要性也在提升[6]。

总体来看，国内天然气资源供应较为充足，生产总量稳步增长，对外依存度有望进一步下降。

3 我国天然气行业业务发展的机遇与挑战

3.1 机遇分析

国内天然气市场仍处于快速增长期。在经济增长、环保、市场化改革、基础设施加快建设及资源价格下降等多重因素作用下，“十四五”时期国内天然气需求年均增速为7.1%，需求量增加1 300亿m3。为天然气行业的发展提供了稳定可靠的市场基础。

市场化改革激发行业活力。国内大型油气公司的主要问题在于自身的支干线天然气管网、储气库和LNG接收站等基础设施较为有限。而在国家管网公司运营后，大量基础设施面向用户开放使用，有利于资源获取渠道的拓宽以及供应保障能力的增强。

3.2 挑战分析

资源总量不足、对外依存度大。一方面体现在自产资源还较为有限，现有资源远不能满足发展需要；另一方面还体现在增量资源主要依赖采购现货LNG，抗风险能力弱。

短期落实大量优质资源难度大。国内大型油气公司现存LNG长期合约与总体需求仍有差距，亟需尽快落实低成本资源，确保能源供应。同时大型油气公司LNG长期合约挂钩油价系数低，且价格较高。在现货价格水平低时，背负高价长期合约的企业会因价格倒挂带来严重亏损。

储运设施仍需加强。主要是考虑到“双碳”目标及能源结构发展方向，当前LNG接收站接收能力要满足不断增长的LNG进口需求仍显不足。

4 对我国天然气行业健康可持续发展的建议

我国天然气行业要以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，以保障国家能源安全和清洁能源需求为目标，牢固树立新发展理念，抢抓我国经济高质量发展和天然气产业大发展的重大机遇。针对当前行业发展的态势及外部环境，为确保行业整体的健康可持续发展，提出了以下建议：

(1)天然气的发展进入新阶段，油气改革需要持续深入。2019年国家管网公司成立后，将全面承接中国油气干线管网投资、建设、运营和管理业务，按照独立自主经营和公平公开原则向所有用户提供市场化管输服务。干线剥离后，中国石化天然气产供储销一体化发展模式需改变，传统的经营模式已不适用，应及时调整。从市场机制看，鉴于中国供应主体高度集中、天然气供需仍处于紧平衡状态，用户可选择的资源方有限；在役管道高负荷运营，可对外开放的富裕管输能力有限；省网公司和支线管道改革进程较慢；管网信息公开、管输容量预定和使用、市场监管等规则有待健全等因素，预计国家管网公司成立后需要一段过渡期来完成资产整合和业务整合、建立并逐步完善管道的投资、建设、信息公开、运行调度和定价等市场化机制。

(2)立足禀赋加强供应，促进天然气行业平稳发展。国家能源委员会会议以“推动煤炭安全绿色开采和煤电清洁高效发展”“加大国内勘探开发力度、加强安全储备和应急保供”奠定了未来一段时期内煤炭、石油和天然气发展的主基调，强调天然气行业的发展要更加理性、更加契合实际。“十四五”推广天然气的大方向不会改变，但同时也难像过去几年一样以10%以上的高速增长。

根据资源潜力和勘探开发趋势分析我国国产气，在现有技术经济水平条件下，常规气已开发老区通过加密调整控制综合递减率；页岩气和煤层气延续现在补贴政策到2025年，存在持续发展的条件；致密气开发技术和深层页岩气资源开发技术和低阶煤开发技术需要持续攻关。

同时要求利用好全球市场，保证资源来源多源化。在新增资源采购方面充分考虑对供气资源的综合评估，分散供货风险，优化运输结构。形成大洋洲、北美、中东和中亚等多渠道供应的资源池，达到资源地多元化、风险最小化和利益最大化的目的。

(3)推进气价市场化改革，加快市场化步伐。新版《中央定价目录》明确，取消门站价格定价权，具备竞争条件省份天然气的门站价格由市场形成，未来我国天然气价格体系和价格关系将发生重大改变。天然气门站价格自东部向中部和西部逐步放开。东南沿海地区供气主体多元化程度高，竞争条件相对充分，随着改革推进，竞争需要逐步向内陆地区推进。加强天然气调峰气价机制建设，加强天然气差别化定价机制建设。在门站价格管制逐步放开的情况下，石油公司为消化前期签署的高价进口资源，必然要根据成本变化不断调整销售价格；新供应主体为了抢夺存量市场，必然要发挥其成本优势以价取胜。在不同供需形势、不同供气资源、不同企业发展战略等驱动下，国内天然气市场价格调整频次会加密，波动幅度会加大，推动国内价格市场化加快形成。