世界天然气产业形势与发展趋势

何东博 贾成业 位云生 郭建林 冀 光 李易隆

中国石油勘探开发研究院

0 引言

1821年，第一家天然气公司——美国佛雷多尼亚天然气照明公司诞生，开启了世界天然气商业化应用；1916年，首个大气田——美国门罗气田（Monroe Field）的发现开启了世界天然气规模化应用[1]。200年来，世界天然气产业体系结构日渐完善，实现了从勘探开发、储运运输、天然气贸易、燃料化工的全产业链发展，天然气在世界能源体系中的作用与地位日益显现，取得了令人瞩目的成就：①全球天然气产量由1920年的228×108m3到2021年的4.04×1012m3，实现了超过150倍的增长；②当前世界天然气管道长度达286.32×104km，液化天然气生产能力达到4.63×108t/a，地下储气库662座、工作容量4 220×108m3，建立了管道气、LNG与储气库为一体协同的中游产业群[2-4]；③天然气成为全球第三大能源消费品种，天然气在发电、燃料、化工领域广泛应用，在能源消费体系中占比达到24.72%；④天然气市场机制不断完善，形成了以美国纽约商品交易所期货交易、亨利中心现货交易、英国天然气交易中心现货交易、日韩液化天然气现货交易为代表的天然气现货和虚拟交易相结合的市场定价机制，促进了区域和全球天然气供需平衡。

天然气指蕴藏于地层中的烃类和非烃类气体的混合物，具有清洁低碳的自然属性，是化石能源中相对低碳品种，其单位热值二氧化碳排放量是石油的77%、煤炭的59%[5]。天然气是连接煤炭和石油等高碳化石能源与太阳能、风能、地热能等无碳新能源的纽带，是实现能源结构从高碳向无碳转型过渡的桥梁。能源转型指人类能源利用从木柴到煤炭、从煤炭到油气、从油气到新能源、从有碳到无碳的发展趋势，是能源形态、能源技术、能源结构、能源管理等能源体系主体要素发生根本性转变的过程[6]。世界能源转型是实现人类能源利用与地球碳循环体系间“碳中和”目标的必然要求和趋势。在世界能源转型进程中，天然气产业发展是促进能源消费结构由高碳化石能源为主体向无碳新能源为主体转变的桥梁和纽带，是实现第三次世界能源转型的关键。

站在世界能源体系即将发生第三次能源转型的历史节点，回顾世界天然气产业发展历程，从天然气自然属性、发展战略与产业政策、勘探开发理论创新、开发技术进步、储运运输、贸易发展、终端消费等多角度剖析世界天然气产业发展的内部、外部驱动力与协同驱动力；从能源体系结构、开发生产特征、贸易发展格局、消费利用趋势等多维度分析世界天然气产业形势；从天然气开发生产新格局、贸易发展新方向、消费利用新趋势、产业发展新领域等全方位研判天然气产业发展趋势，对加快天然气产业发展、践行“清洁高效开发利用化石能源”新时代的能源发展战略、构建新常态下安全、先进、高效的国家能源体系具有重大意义。

1 世界天然气产业发展动力

纵观世界天然气产业发展历程（图1），世界天然气产业发展具有3大动力，即：内部驱动力、外部驱动力和协同驱动力。天然气的自然属性促进了天然气需求量、终端利用量不断上升，天然气商业化、规模化利用程度不断提高，是天然气产业发展的内部驱动力；天然气发展战略和产业政策是天然气上游开发的推进剂，促进了天然气产量和供给能力上升，是天然气产业发展外部驱动力；天然气产业链不断完善、上游—中游—下游一体化协同发展，是天然气产业发展的协同驱动力。

图1 世界天然气工业发展历程图[7]

1.1 高热值、清洁低碳自然属性，是促进天然气产业发展的内部驱动力

天然气具有高热值、清洁低碳的自然属性。在化石能源中，煤炭标准热值为20.93 MJ/kg，石油标准热值为41.87 MJ/kg，天然气标准热值为38.97 MJ/kg，即天然气热值与石油相当，为煤炭的1.86倍；煤炭CO2排放因子为0.094 6 kg/MJ，石油排放因子为0.073 3 kg/MJ，天然气排放因子为0.056 1 kg/MJ，即天然气碳排放强度是石油的0.77倍，煤炭的0.59倍[5]；且天然气主要成分为甲烷，硫、氮等元素含量极低，与木柴、煤炭和石油相比，天然气更高效、更清洁。早在十八世纪末，天然气即应用于燃气照明，并开始广泛地应用于工业照明、家庭生活。从1821年，美国第一家天然气公司诞生，开启了天然气商业化规模化应用，到2021年，世界天然气年产销量达到4.04×1012m3，成为主要的能源消费类型之一。

天然气的高热值属性促进了天然气规模应用，推动了石油和天然气对煤炭的替代，实现了第二次能源转型，保障了人类文明相继进入“电气时代”和“信息时代”；天然气的清洁低碳属性仍将促进天然气产业发展，架设起世界能源体系从高碳化石能源到无碳新能源第三次转型的桥梁[6]。因此，天然气是实现世界能源消费结构转型的关键，天然气具有清洁低碳的自然属性与作为稳定的化石能源能量载体的双重属性，因而，天然气是连接高碳化石能源与无碳新能源的桥梁，是新能源产业不断发展的最佳伙伴，天然气“鼎盛期”与新能源“黄金期”具有重叠效应和累加效应[6]。

1.2 天然气发展战略与产业政策是促进天然气产业发展的外部驱动力

发展战略是行动纲领，产业政策是实践指南。发展战略以指导发展方向、规划发展路径、明确发展目标为内涵，是推动产业发展的行动纲领。产业政策具有弥补市场缺陷、有效配置资源、扶持产业发展的功能，是引导产业发展方向、促进产业发展进步的实践指南。以美国天然气产业发展历史为例[8]（图2），产业发展初期（1821—1938年），由于市场规模小、产业链不完善，基本处于自由发展阶段；一次发展期（1938—1973年），天然气年均消费量增长达到8%，被称为美国天然气产业的“黄金时代”[1]，该阶段美国天然气产业扶持政策是天然气产业发展的外部驱动力；发展瓶颈期（1972—2006年），天然气产量维持中高位运行，但消费量持续上升，产量无法实现突破导致进口量持续上升；二次发展期（2007年至今），天然气产量迎来上升势头，产量再次攀升，天然气贸易趋势发生逆转。2017年，美国国内天然气产量继1970年以来首次超过消费量，实现“天然气独立”；2021年美国天然气净出口量已达到 1 074.86×108m3。

图2 美国天然气历年产量、消费量和进口量历史曲线图[9]

纵观美国天然气产业一、二次发展期，天然气产业政策和能源战略是实现天然气产量上升的主导力量，是推动天然气产业发展的外部驱动力。一次发展期，美国国会于1938年颁布了《天然气法案》，并于1954年修订颁布了“菲利普决议”，通过价格监管将天然气井口价格设定为0.493美元/MMBTU（0.017美元/m3），低于同时期煤炭市场价格[8,10]。天然气产业凭借价格优势，市场需求快速增长刺激生产，到1972年美国天然气产量已达到5 858×108m3。因此，以价格管制形成的价格优势为核心的产业政策是美国天然气产业实现一次发展的外部驱动力。1972—2006年，由于需求对生产的驱动力逐渐减弱、天然气价格管制导致价格无法进一步有效刺激生产，美国天然气产业进入发展瓶颈期，亟需对天然气产业政策和发展战略进行调整。《天然气政策法》《原油意外获利法》和“能源独立”战略等一系列新的产业政策和发展战略颁布和实施成为美国天然气产业成功跨越发展瓶颈期，进入二次发展期的关键。1978年颁布的《天然气政策法》旨在建立统一的天然气市场，使供给和需求达到平衡，让市场的力量决定天然气井口价格，天然气产业政策由价格管制调整为市场定价机制；1980年颁布的《原油意外获利法》对非常规气开发实行税收抵免，额度为1.083美元/MMScf（0.26美元/m3），是同期天然气市场价格的62%[8-9]。市场定价机制、非常规气税收抵免、以非常规气为重点的天然气产业政策和能源发展战略主导了美国“页岩革命”的爆发，重新为天然气产业注入了新的发展动力，美国天然气产业成功进入二次发展期。2007年，美国天然气产量重新恢复上升趋势，至2021年天然气年产量达到9 342×108m3，其中非常规气产量占比89%。

1.3 产业链不断发展完善、上游—中游—下游一体化协同发展是天然气产业发展的协同驱动力

1.3.1 上游勘探开发理论创新与技术进步是促进天然气产业发展的协同驱动力之一

1821年，美国纽约第一口工业天然气井钻探成功，揭开了世界天然气勘探开发的序幕。天然气地质理论创新和勘探开发技术、钻完井与储层改造技术进步是天然气上游产业不断发展、产量不断攀升的驱动力。天然气地质理论是指导天然气勘探领域的指南针。从19世纪70年代海相生油理论萌芽，20世纪20年代陆相生油理论形成，到20世纪40年代煤成气理论建立，油型气和煤成气理论两大天然气成因理论促进了世界天然气勘探新领域的不断突破。天然气成因理论是天然气地质理论的源头，1979年《天然气地质学》出版，“为天然气地质学由从属和依附于石油地质学中独立出来而成为一门分支科学奠定了一定基础”[7,11]，1995年美国地质调查局提出“连续气聚集”理念进一步丰富了天然气地质学理论内涵，逐步建立起完善的常规天然气地质学、非常规天然气地质学理论体系。天然气地质学以天然气成因理论为基础，发展完善了有机质全过程生烃理论，建立了构造气藏、岩性气藏、连续型气藏等常规和非常规天然气成藏理论，在克拉通盆地、前陆盆地、陆相湖盆、海相页岩等系列领域取得勘探突破[11]。

以地震勘探、地球物理测井技术为代表的勘探技术不断进步，为精细描述地下储层特征和岩石物理参数提供了技术手段。从光点照相记录地震仪、模拟磁带记录地震仪、数字地震仪到万道数字地震仪的升级换代，地震勘探技术逐步实现了从一维、二维到三维、四维的数据采集和处理，取得了从人工处理到多次覆盖、从叠前深度偏移技术到各向异性技术的不断进步[11]；地球物理测井技术通过对岩石电阻率、声波速度、岩石密度、射线俘获及发射能力等参数测定，定量评价储层参数和流体性质，地震勘探技术和地球物理测井技术实现了数字化精细描述地下油气藏特征和储层参数。

天然气开发技术以科学开发天然气藏为目标，通过设计科学的开发技术指标、制定合理的开发技术政策，实现天然气气藏开发经济效益和社会效益最大化。天然气开发技术形成了以井型优先、井距/井网优化、开发指标设计、生产制度优化、控水开发和体积开发技术系列，实现了碳酸盐岩气藏、砂岩气藏、火山岩气藏等不同类型气藏科学开发，有效促进了有水气藏和致密气、页岩气等非常规气藏规模效益开发[12]。

水平井钻完井和压裂改造工程技术进步是提高单井产量和提升开发效益的有效技术手段。以美国为例，从2008年开始年度新钻井中直井数呈持续下降趋势，水平井占年度新钻井数的比例从1990年的2%上升至2019年的75%[9,13]，水平井平均单井进尺呈持续上升，水平井成为油气开发首选井型。压裂改造技术实现了压裂液体系从传统胍胶到低黏滑溜水体系、支撑剂由陶粒到石英砂的转变，从而有效降低压裂作业成本；压裂设计和施工工艺实现了分级分段、段内多簇高密度造缝，从而达到储层充分改造的目标。通过降低作业成本和提高改造效果实现降本增效，有效促进非常规、低品位资源的规模效益开发。

1.3.2 中游天然气管输、液化和储气库规模不断上升、市场化交易机制健全完善是促进天然气产业发展的协同驱动力之二

管输是石油天然气最经济的输送方式。1865年，美国宾夕法尼亚州建成第一条原油输送管道；1891年，加拿大和美国间铺设了第一条从安大略巴特尔到纽约布法罗的输气管线，标志着天然气管道贸易的出现。据美国中央情报局统计数据显示[3]，当前世界天然气管线总长度为286.32×104km，其中美国是全球天然气管道最长的国家，天然气管道长度达198.43×104km[3]，占世界总长度的69.3%；俄罗斯和中国天然气管道长度分别为17.77×104km、7.60×104km，分别列世界第二位和第三位；到2022年，全球计划投资742亿美元，新修建管道15.39×104km，其中4.93×104km在亚洲地区，北美和原独联体国家分别为2.47×104km和2.36×104km。同时，随着亚洲地区新兴经济体能源需求上升，全球管道气贸易量持续上升，2021年全球管道气贸易量达到7 044×108m3。

液化天然气（LNG）指天然气经压缩、冷却至其凝点温度（-161.5 ℃）后变成液体。液化天然气的体积为同量气态体积的1/625。液化天然气具有弹性和灵活性的贸易特点，且随着天然气液化技术发展和液化天然气船运能力的持续上升，LNG贸易已经逐渐发展成为天然气贸易的主体。随着近10年来液化天然气领域投资持续强劲，全球LNG贸易发展迅速，天然气液化能力持续上升。2021年，全球液化天然气年生产能力达到6 250×108m3（4.63×108t），全球 LNG 年贸易量 5 162×108m3（3.80×108t）[14-16]。

地下储气库在天然气调峰和保障供气安全方面具有不可替代的作用和优势。世界上典型的地下储气库包括：枯竭油气藏储气库、含水层储气库、岩穴储气库和废弃矿坑储气库4种类型，其中，枯竭油气藏储气库占比75%以上，是地下储气库主要类型。截至2021年12月，全球662座储气库，总工作气量4 220×108m3，66%的地下储气库分布在美国和欧洲地区[4]，美国储气库库容量为1 145×108m3,工作气量706×108m3（图3）[17]；欧洲储气库库容量为1 037×108m3，工作气量566×108m3（图4）[18]。

图3 2016—2020年美国地下储气库运行曲线图[17]

图4 2016—2020年欧洲地下储气库运行曲线图[18]

市场化机制是优化配置天然气产业链，促进天然气上中下游协调发展的关键。市场化机制的核心和根本是价格机制，即通过相互联系和相互制约的市场价格形成和价格调节机制，促进供需两端的平衡发展。美国是最早建立市场化定价机制、开展天然气期货和期权交易的国家。1990年8月，纽约商品期货交易所（NYMEX）推出第一个标准化天然气金融合约，以天然气期货合约的形式，交割地点设在美国路易斯安那州的亨利集输中心（Henry Hub），标志着全球天然气期货交易的开端。美国亨利交易中心天然气期货交易量和影响力占据主导地位，占全球天然气衍生品交易总量的86%，逐渐发展成为全球天然气贸易的基准价格之一。目前，以美国亨利中心天然气期货价格（HH）、英国国家平衡点天然气期货（NBP）、荷兰天然气指数（TTF）、亚洲现货液化天然气基准价格（JKM）为主体的全球天然气交易体系的构建和完善促进了天然气定价机制逐渐摆脱与油价挂钩，形成独立的市场交易价格体系，促进了全球天然气长期贸易合同中定价机制的合理化发展。

1.3.3 下游终端消费领域不断拓展、消费利用规模不断上升是促进天然气产业发展的协同驱动力之三

天然气终端消费从单一的燃烧利用不断拓展到涵盖天然气发电、工业燃料、城市燃气、天然气化工和交通运输等民用、工业和交通领域。天然气发电、工业燃料和城市燃气是全球天然气终端消费的三大主要领域，消费终端占比分别为39.1%、32.3%和21.2%；此外，天然气化工和交通运输领域占比6.0%和1.5%[14]。与全球天然气终端消费结构相比，中国天然气终端消费结构差异主要表现在天然气发电领域占比相对较低。中国天然气终端消费结构中城市燃气、工业燃料、天然气发电、天然气化工和交通运输领域占比分别为34.9%、32.1%、21.7%、8.8%和2.6%。

同时，天然气在终端消费领域的拓展和利用规模的上升，是降低工业碳排放的有效手段。以钢铁行业为例，通过天然气对煤炭的工业燃料替代CO2减排幅度可达到36%；天然气替代辅以二氧化碳捕集和埋存技术（CCS）可降低85%～90%碳排放，以生物气为燃料+CCS则可实现“净零排放”[15]。以天然气发电替代煤炭发电，则可全面降低污染物排放，CO2排放降低50%～60%、CO降低90%、SO2降低99%、NO降低80%～90%、固体颗粒物降低99%、汞降低100%[19]。

2 世界天然气产业形势

2.1 天然气在能源结构占比逐渐上升，世界能源体系形成“四分天下”的格局

世界能源体系逐渐形成煤炭、石油、天然气和新能源“四分天下”的格局。2020年全球能源消费结构中，煤炭消费量为36.13×108t油当量，石油消费量为40.07×108t，天然气消费量为3.82×1012m3，新能源消费量为22.39×108t油当量，占比分别为27.20%、31.21%、24.73%和16.86%[20]。世界能源消费结构中，天然气和新能源的消费量和占比稳步上升，能源清洁化、低碳化趋势持续加强。天然气产业发展促进了化石能源体系中低碳化石能源对高碳化石能源的替代。

世界天然气产业将迎来黄金发展期。随着世界能源体系清洁化、低碳化生产消费趋势的深入，今后相当长一段时期天然气产业仍将保持持续发展态势。据天然气输出国论坛预计，到2050年全球天然气产量将达到5.9×1012m3，在能源消费结构中占比将上升至28%，超过石油和煤炭成为世界能源体系中的第一大化石能源品种；中国将成为亚太地区天然气产量增长的主体，预计到2050年，中国天然气产量将达到3 700×108m3[21]。

2.2 大气田储量和产量占比大，大气田是世界天然气产量持续上升的基础和保障

大气田是当前世界天然气产量的主体。大气田指可采储量超过3Tcf（849×108m3）的气田。1916年，美国路易斯安那州发现的门罗气田（Monroe Field），天然气可采储量4 248×108m3，是全球首个大气田，也揭开了全球大气田开发的序幕。大气田储量规模大、产量贡献率高、稳产周期长、经济效益好，是世界天然气产量的主要贡献力量。截至2020年12月，全球160个沉积盆地内累计发现2.6×104个天然气田，探明可采储量188.07×1012m3，天然气年产量3.85×1012m3。其中，已投入开发的大气田78个，动用可采储量180.89×1012m3，可采储量占比超过96%；大气田年产量达1.56×1012m3，产量占比40%。

大气田是世界天然气持续上产的基础和保障。全球天然气整体储采比48.85∶1，其中已开发大气田储采比115.96∶1，远高于天然气气田整体水平，大气田具备强大的稳产能力和上产基础。以世界前三大天然气生产国为例，2020年美国、俄罗斯和伊朗三国天然气年产量达1.80×1012m3，占全球总产量的46.81%；已开发大气田32个，大气田年产量1.08×1012m3，产量占比60%，已开发大气田储采比92.07∶1；未开发大气田67个，未开发可采储量56.30×1012m3。其中，伊朗大气田产量占比最高，大气田年产量1 880×108m3，大气田产量占比达到75%；俄罗斯未开发大气田数量和可采储量规模最大，未开发大气田49个，未开发可采储量42.31×1012m3。

2.3 天然气贸易国际化，液化天然气与管道气趋于均衡的贸易形势

世界天然气生产消费的空间和地域不均衡是促进天然气国际贸易的主要因素。在世界油气生产和消费“两带三中心”格局下，中东—原独联体（CIS）和美洲两个生产带天然气可采储量达155.46×1012m3，占全球可采储量的82.66%，天然气产量2.75×1012m3/a，占全球总产量的71.41%；美洲、欧洲和亚太是三个天然气消费中心，天然气消费量2.69×1012m3/a，占全球总消费量的66.55%。

世界天然气生产和消费间的区域不平衡是催生全球天然气国际贸易的基础和动力，2021年，全球天然气贸易量达1.02×1012m3，其中，LNG贸易量5 162×108m3，管道气贸易量5 056×108m3[20]。中东—原独联体和美洲天然气生产带与欧洲、亚太消费中心间的天然气贸易是世界天然气国际贸易的主要流向。亚太地区是LNG贸易最活跃的区域，2021年亚太地区LNG贸易量达到3 718×108m3；欧洲由于毗邻中东和原独联体国家，具有天然气管道运输的天然优势，是全球管道气贸易量最大的地区，2021年管道气贸易量达到3 691×108m3。

相比管道气，LNG具有更加灵活的贸易特点，特别是液化天然气技术的快速发展促进天然气贸易市场国际化。管道气贸易受限于管道建设周期、地缘政治、建设成本等因素，通常难以持续发展；与管道贸易相比，液化天然气贸易更灵活、更高效，因而发展速度更快。1990年以来，全球液化天然气运输能力持续上升，从1990年的64.62×106t/a上升至2020年的452.9×106t/a[14]，预计到2025年全球液化能力将达到643.46×106t/a[2]；2020年全球液化天然气运输船年交付35艘，总运输船数达到572艘[2]。全球液化能力和运输能力的快速提升将进一步促进液化天然气贸易量快速发展，成为全球天然气贸易的主要增长点。

2.4 天然气发电、工业燃料和城市燃气是终端消费三大领域，天然气终端消费量持续上升

当前，天然气发电、工业燃料和城市燃气是全球天然气下游主要消费领域，消费终端占比分别为39.1%、32.3%和21.2%。同时，交通运输和天然气化工是天然气消费利用的重要潜力领域。交通运输领域天然气消费利用进一步加强，2010年以来全球以液化天然气为动力的船舶数量持续增加，2020年全球在建动力船达到185艘；液化天然气燃料加注船在建数量达到27艘，用于海上为液化天然气动力船舶加注燃料[15]。液化天然气动力船和燃料加注船数量的增加，进一步促进了天然气在海运等交通运输领域的应用。

天然气是优质的化工原料，天然气化工以天然气为原料生产化工产品。当前，天然气化工已经成为世界化学工业的主要支柱，世界合成氨产量中，80%以天然气作为原料；甲醇是大宗有机化工产品之一，世界甲醇产量中90%以天然气为原料；以天然气为原料的乙烯装置生产能力约占世界乙烯生产能力的32%，其乙烯收率比以石油脑等轻质石油馏分为原料约高一倍。此外，天然气是乙炔、甲醛、二氯甲烷、四氯甲烷、二硫化碳、硝基甲烷、氢氰酸和炭黑等重要化工产品的主要原料。

3 世界天然气产业发展趋势

3.1 能源转型与“碳中和”引领世界天然气产业链发展，天然气产业将迎来黄金发展期

能源转型和“碳中和”以能源清洁化、低碳化为发展趋势，是引领天然气和新能源产业发展的主导力量。同时，世界能源转型是践行《巴黎协定》的必然要求，是实现人类能源利用与地球碳循环体系间“碳中和”目标的必然途径，是构建清洁低碳安全高效能源体系的必然选择[6]。当前，化石能源利用引起的碳排放是全球碳排放的主体，2021年全球碳排放总量达338.41×108t，其中化石能源排放量占比达到95%；煤炭和石油等高碳型化石能源是化石能源碳排放的主体，占比达77%[22]。

世界能源转型是实现人类能源利用与碳循环体系“碳中和”的关键，世界能源体系需立足当前以煤炭、石油高碳化石能源为主体的能源结构特点，以清洁低碳、节能减排为首要目标，一方面通过清洁低碳的天然气对高碳型煤炭和石油的逐步替代，实现化石能源体系内部降碳减排，即化石能源“内部转型”；另一方面大力发展无碳新能源，提高新能源在能源体系中的占比，形成新能源对有碳化石能源的替代，也即化石能源“外部转型”，直至形成以新能源为主体的能源体系结构。化石能源“内部转型”和“外部转型”既是世界能源转型的两个方面，也是世界能源转型的两个发展阶段，两个方面和两个阶段互相促进、协调统一，最终实现世界能源体系的第三次能源转型。

因此，具有清洁、低碳自然属性的天然气对高碳化石能源的替代是化石能源体系“内部转型”的必然要求和趋势。通过不断提高天然气在化石能源体系内的比重，实现对煤炭和石油的替代。据天然气输出国论坛预计，到2050年全球天然气产量将达到5.9×1012m3，在能源消费结构中占比将上升至28%，超过石油和煤炭成为世界能源体系中的第一大能源品种；中国将成为亚太地区天然气产量增长的主体，预计到2050年，中国天然气产量将达到3 700×108m3[21]，未来30年，世界天然气产业将迎来黄金发展期。

3.2 能源发展战略进一步推动天然气上游产业发展

3.2.1 能源发展战略进一步促进天然气产量增长

能源发展战略是促进能源产业发展的驱动力。当前，世界主要天然气生产国均将天然气产业发展作为能源战略的核心。美国、俄罗斯、卡塔尔是全球主要的天然气生产国和出口国，2021年三国天然气生产量1.81×1012m3，出口量4 715×108m3。美国能源信息署发布的《2020年度能源展望》将“减少煤炭、稳定石油、加快天然气、发展新能源”作为美国中—长期能源战略[23]。纵观美国能源发展历程，天然气是实现“能源独立”的基础，天然气是首先实现自给自足的能源品种（图5），2017年依靠非常规气产量快速上升，国内天然气产量超过消费量实现“天然气独立”，2019年通过天然气国内产量补偿石油和煤炭进口量实现“能源独立”，并计划到2022年依靠国内石油产量上升实现“石油独立”。按照美国能源中长期发展战略规划，到2050年，美国天然气产量将达到1.30×1012m3，推动能源出口量达到1.92×108t石油当量，天然气将在能源战略中继续保持核心地位。

图5 2000—2019年美国天然气产量历史与构成图[24]

俄罗斯《2035年前能源战略草案》将提高本国能源消费的气化水平和增加能源生产、燃料和能源综合体出口作为能源发展战略[24]。首先，提高本国能源消费气化水平，规划到2024年，俄罗斯能源消费气化水平从68.6%提高到74.7%，到2035年将达到82.9%。其次，加大天然气生产、大力发展液化天然气，发展能源出口多元化，将LNG和氢能作为能源出口战略重心。规划到2035年前天然气产量将达到8 500×108～9 240×108m3，计划到2035年LNG产量达到80×106～140×106t，将在亚马尔半岛投建两个LNG集群，在国际天然气贸易市场中的份额将进一步扩大。

3.2.2 常规气是基础，非常规气是产量增长主力，深水、深层和非常规气是天然气开发重点领域

天然气是全球油气上游投资的主体，非常规气是全球天然气开发新兴投资领域。2011—2019年间全球上游业务最终投资决定（FIDs）集中在大型天然气开发项目（图6），天然气开发项目建设规模远超过石油[26]；同时，随着水平井钻完井和体积压裂技术不断进步，非常规气成为全球天然气产量增长的主力。非常规气是美国加大天然气开发，推动天然气国内生产与消费间自给自足，并通过以LNG出口为主导的能源出口，实现“能源独立”战略的主体（图5）。2017年，美国天然气产量净出口量34×108m3，是1957年以来首次实现国内产销自给自足；2020年，美国天然气出口量达到772×108m3。以致密气、页岩气和煤层气为代表的非常规气，是美国天然气产量持续上升的主力。2000年以来，美国常规气产量持续下降，通过非常规气对常规气的不断接替实现天然气产量的整体上升，到2019年，非常规气年产量达8 556×108m3，非常规气产量占比89%[25]。

图6 2010—2019年全球历年上游投资中大型油气开发规模对比图[26]

中国自2000年以来持续攻关非常规气勘探开发技术，形成了以鄂尔多斯盆地苏里格气田为代表的致密气、以四川盆地涪陵、长宁—威远和昭通三大国家级海相页岩气示范区为代表的页岩气、以沁水盆地樊庄和郑庄、鄂尔多斯盆地韩城和保德为代表的煤层气开发生产基地。2020年，中国非常规气产量达到732×108m3，产量占比超过38%，成为天然气开发重要接替领域和主要的产量增长来源。此外，中东地区等常规油气资源丰富区域也将非常规气开发提上日程，推动非常规气开发。2020年，沙特阿美石油公司宣布将启动美国以外最大的页岩气开发项目，将斥资1100亿美元开发Jafurah天然气田，该气田页岩气可采储量5.66×1012m3，计划2024年投入生产，到2036年产量规模将达到227×108m3。

深水、深层天然气是全球新发现天然气储量的主体，是全球天然气开发的重要潜力领域。对2009年以来全球已发现天然气储量分析，海域天然气储量占历年新发现天然气储量的比例达到70%，海域深水（水深超过400 m）和超深水（水深超过1 500 m）天然气储量占海域天然气储量的71%；深层天然气储量（深度超过4 500 m）占已发现天然气储量的49%。

3.3 LNG生产—运力—消费量上升推动LNG贸易持续增长、储气库快速发展促进天然气中游产业发展

3.3.1 管道气是基础，LNG是天然气贸易增长主力

2015年以来，国际液化天然气新建产能和船运能力持续上升。2019年全球液化天然气新建生产能力37.81×106t，液化天然气总产能达到4.33×108t/a，年度投资新建产能达到创历史纪录的71.3×106t/a；2020年液化天然气新建产能达到60×106t，预计2040年全球LNG年需求量将达到7×108t[16]。卡塔尔、澳大利亚和美国是全球前三大LNG生产国和出口国，三国均积极扩大液化天然气生产能力，进一步扩大LNG贸易量。卡塔尔石油公司是卡塔尔天然气贸易的主体，目前运营14条LNG生产线，年产液化天然气能力达7 700×104t/a，2020年LNG出口量达到1 061×108m3，居世界第二位，并计划到2027年将其LNG产能提高到1.26×108t/a。澳大利亚已有和在建的液化天然气生产能力8 760×104t/a，成为全球最大的LNG产能国和第一大LNG出口国，2020年LNG出口量达到1 062×108m3。美国LNG出口量614×108m3，居世界第三位，但美国液化天然气产能增速最快，2019年新建产能22.61×106t/a，占世界年新建产能的59.8%。同时，全球液化天然气运力呈现持续增长趋势。据全球最大LNG船运公司Flex LNG数据显示，2019年，全球运输能力12.5×104m3以上液化天然气运输船数量达到502艘，新船订单总数达到106艘，到2025年全球LNG运输船数量将达到679艘[16]，全球LNG航运需求和运力将大幅上升。同时，随着澳大利亚、美国和卡塔尔等主要LNG出口国液化天然气生产能力的进一步上升和LNG航运运力的大幅上升，LNG贸易将成为国际天然气贸易量增长的主体（图7），到2050年，LNG贸易在全球天然气贸易量占比将上升至56%[21]。

图7 全球液化天然气领域投资与天然气液化能力变化趋势图[26]

3.3.2 LNG储备、地下储气库是天然气中游产业新领域

LNG储备与地下储气库是保障天然气供应安全，调节季节性供需关系的有效手段，是天然气中游产业发展的新领域。通常情况下，LNG储备与储气库共同构成国家和地区能源保障能力，实现区域天然气平稳供应，两者总容量与地区天然气年消费量间占比是衡量国家和地区天然气保障能力的关键指标。目前，在全球主要天然气消费国家和地区中，天然气保障能力，即地下储气库与LNG应急储备总容量与年消费量占比一般介于36.33%～89.00%（图8）。2019年，美国LNG与储气库储备总量占到消费量的89.91%，欧洲和韩国分别为81.83%和76.48%，日本为36.33%；其中，欧洲储气库容量占比最高，为25.97%，日本、美国和韩国依次为18.26%、16.28%和13.90%[15]。中国储气库容量占比仅为6.70%，LNG储备建设尚处于起步阶段。

图8 全球主要经济体天然气储备能力图[14]

3.4 天然气消费领域进一步拓展带动天然气下游产业发展，天然气精细化工、天然气与新能源融合发展是天然气消费利用发展趋势

3.4.1 交通运输领域天然气利用水平不断提升

交通运输是天然气消费利用的重要潜力领域之一。作为新兴航运燃料，与传统柴油和船用重油相比，LNG燃烧排放物中的氮氧化物含量降低90%、硫含量和颗粒物含量几乎为零，二氧化碳排放量降低25%～30%。随着2018年国际海事组织（IMO）发布国际海运温室气体减排初步战略，提出到2030年全球海运每单位运输活动的平均二氧化碳排放量与2008年相比至少需降低40%，到2050年将降低70%[27]。随着海运行业减排力度的加强，船舶动力燃料替代逐渐提上日程，交通运输领域天然气消费利用进一步加强。全球以液化天然气为动力的船舶数量呈持续增加趋势，到2020年全球液化天然气动力船达到185艘，用于海上为液化天然气动力船舶加注燃料的液化天然气燃料船数量达到27艘；全球船舶液化天然气燃料使用量增加70%，替代约10×104桶/天船用燃料需求。液化天然气动力船舶和液化天然气燃料船数量的增加，进一步促进了天然气在海运等交通运输领域的应用。

3.4.2 天然气化工向精细化工方向发展

天然气化工是天然气消费利用的另一重要潜力领域。目前，天然气化工主要用于合成氨、甲醇、乙烯和乙炔生产，化工技术进步促进天然气化工向精细化、深加工方向发展。天然气乙炔法生产聚氯乙烯、聚甲醛树脂是天然气化工与氯碱工业发展相结合，天然气精细化工的主要发展方向[28]。传统电石法聚氯乙烯生产对环境污染严重，天然气乙炔法生产聚氯乙烯成本相当，但具有突出环保优势。此外，随着以合成气为基础的碳一化学和合成油技术突破，天然气制合成油已具有竞争力，天然气合成油不含芳烃、重金属、硫等环境污染物，是环保型优质燃料，具有明显的市场优势。

3.4.3 天然气与新能源融合发展是促进能源转型关键环节

天然气既是能源体系从化石能源向新能源转型的桥梁，又是新能源融合发展的最佳伙伴。随着能源转型趋势渐进和发展，能源消费终端电气化程度不断上升，电力系统新能源接入比例不断升高，新型电力系统将以新能源为主导、形成新能源与化石能源和储能系统多能互补、集群调度的终端智慧调配。天然气终端发电利用是构建以新能源为主体的电力系统的关键，一方面，充分发挥天然气清洁低碳自然属性，有效降低能源利用碳排放强度；另一方面，充分利用天然气发电的系统稳定性，与风能、太阳能等新能源电力的随机性和波动性形成互补效应，保障电力系统安全和平稳运行[29]。

3.5 煤炭地下气化、可再生天然气、天然气制氢和氢能贸易是天然气产业发展新方向

3.5.1 煤炭地下气化是天然气产业发展新方向之一

煤炭地下气化是将处于地下的煤炭进行有控制地燃烧，通过对煤的热作用及化学作用产生可燃气体的过程。全球范围内煤炭地下气化矿场试验和商业化探索始于20世纪30年代，前苏联、美国、澳大利亚、英国、加拿大等国均相继开展煤炭地下气化研究与矿场试验[30]。煤炭地下气化技术被认为是或能从根本上将传统煤炭产业转变为清洁环保能源产业、革命性的煤炭资源清洁开发利用技术。煤炭地下气化可有效避免因采煤引起的安全和生态环境问题，提高资源利用效率，变物理采煤为化学采气。煤炭地下气化相对于传统机械采煤具有明显的环保优势，且技术原理并不复杂，但在工程方面专业跨度大，要建立连续、稳定、可控的地下气化工作系统难度较大，特别是决定气化效率和效益方面的关键技术，如气化过程模拟、测控、地下与地面生产集成等方面距离商业化还存在一定差距。

中国资源禀赋具有煤炭资源丰富、油气资源相对不足的先天条件，且石油工业体系完备，具备煤炭地下气化技术培育、发展和商业化的土壤[30]。国家能源技术革命创新行动计划明确提出，要力争在2030年实现煤炭地下气化技术的工业化示范。通过地下煤炭气化（UCG）与碳捕集、利用和封存（CCUS）技术协同发展[6]，实现化石能源清洁利用。积极推进和发展地下煤炭气化是实现“清洁高效开发利用化石能源”目标，践行新时代中国能源发展的必然路径。

3.5.2 可再生天然气是天然气产业发展新方向之二

可再生天然气是指生物甲烷和生物气。可再生天然气由有机废弃物生产制备而成，是有效解决人类城市化程度提高而持续增加的有机废弃物处理量与全球温室气体减排两者间矛盾的有效途径。可再生天然气开发和利用具有巨大的资源潜力。2018年，全球生物甲烷资源潜力达到7.3×108t油当量，相当于当前全球20%的天然气需求；全球生物气利用量约35×106t油当量，利用率仅为4.79%；预计到2040年，生物气技术升级全球可再生天然气产量将上升40%。据国际能源署估算，在可持续发展情景下，全球可再生天然气资源总量约13×108t油当量，有效利用量将达到3.23×108t油当量，温室气体减排量达 10×108t[31]。

3.5.3 天然气贸易向以“碳中和”LNG、天然气制氢为基础的氢能贸易转型是天然气产业发展新方向之三

碳定价包括碳税和碳排放权交易两种形式。自2005年欧盟在全球范围内首个运行碳排放交易市场以来，世界上已实施或规划中的碳定价机制61项（31项碳排放权交易、30项碳税）、覆盖120×108t 的CO2当量，占全球温室气体排放总量的22%，碳价格从低于1美元到119美元/吨二氧化碳当量不等[32]。

随着全球碳定价权博弈和碳交易机制的建立和完善、不同国家与地区间实现“碳中和”进度不同，能源产品的低碳、净零趋势也将纳入国际贸易范畴。能源出口国一方面须实现能源生产、利用的“碳中和”，另一方面其出口的能源产品由传统化石能源向无碳能源产品转型是必然趋势。“碳中和”LNG作为一种新的LNG减排行动交易标准和方式，利用自主开发或购买的碳信用额，对LNG从开采、处理、储运及终端用户利用等全生命周期的碳排放进行抵消。目前，已交付“碳中和”LNG的油气企业均会采用第三方碳排放核算机构提供的数据，“碳中和”LNG交付方通过实施一系列的减碳行动，包括支持可再生能源发电、植树造林、节能减排等，以抵消天然气从上游开采、处理，到液化、运输、再气化等过程中产生的碳排放量，从而实现天然气全生命周期的零碳排放。此外，蓝氢是指由天然气通过蒸汽甲烷重整或自热蒸汽重整制氢，并将产生的二氧化碳捕集并封存。在世界范围内碳中和与碳关税的背景下，蓝氢将成为国际能源贸易的重要产品。俄罗斯发布的《2035年前能源战略草案》中将氢能作为能源出口战略重心之一，并积极开展天然气制氢研发和生产，提前谋划和布局能源出口产品的无碳化转型[24]。

4 结论

1）纵观世界天然气产业发展历程，天然气产业发展具有三大动力：高热值、清洁低碳自然属性是天然气产业发展的内部驱动力；天然气发展战略与产业政策是天然气产业发展的外部驱动力；产业链不断完善、上游—中游—下游一体化协同是天然气产业发展的协同驱动力。

2）世界天然气产业发展形势：天然气在世界能源结构中比重逐渐上升，世界能源体系形成“四分天下”的格局；大气田储量和产量占比大，大气田科学开发是世界天然气产量持续上升的基础和保障；天然气贸易国际化，呈现液化天然气与管道气均衡的贸易形势；天然气发电、工业燃料和城市燃气是天然气终端消费的三大领域，终端消费量持续上升。

3）世界天然气产业发展趋势：“碳中和”与能源转型引领天然气产业发展，世界天然气产业将迎来黄金发展期；能源发展战略进一步推动天然气上游产业发展；液化天然气生产—运力—消费量上升推动LNG贸易持续增长、储气库快速发展促进天然气中游产业发展；天然气消费领域进一步拓展带动天然气下游产业发展，天然气精细化工、天然气与新能源融合发展是天然气消费利用发展趋势；煤炭地下气化、可再生天然气、天然气制氢和氢能贸易是天然气产业发展新方向。