中國天然氣產業發展形勢與前景

李 劍 佘源琦 高 陽 李明鵬 楊桂茹 史艷軍

1.中國石油勘探開發研究院 2.中國石油天然氣集團有限公司天然氣成藏與開發重點實驗室3.中國石油集團渤海鉆探工程有限公司第二鉆井工程分公司

0 引言

隨著中國能源供給側改革的持續推進，天然氣在中國能源結構中的地位持續上升，供、銷、儲、運體系正在持續不斷地發生著深刻的結構性變化，如何客觀把握當前天然氣的發展形勢與趨勢并做好科學預判，超前謀劃構建合理、安全的供應保障體系，是關乎中國天然氣能源安全的重大課題。為此，通過分析全球天然氣資源現狀、貿易格局與發展趨勢，結合中國天然氣產業的發展歷程、現狀、趨勢以及所面臨的問題，從需求、供給等方面對我國天然氣產業進行了展望分析與判識，進而提出了推進天然氣產業合理、可持續發展的戰略措施與建議。

1 全球天然氣供需格局變化

1.1 天然氣資源現狀與貿易發展趨勢

全球天然氣資源豐富，截至2018年全球常規天然氣可采資源量約367h1012m3，待發現常規天然氣資源約170h1012m3。主要天然氣輸出國剩余資源基礎雄厚，儲采比超過50，具備長期增儲上產的資源基礎。目前已發現剩余資源相對集中，全球前十大剩余探明可采儲量國家累計剩余可采儲量占比77.1%，產量占比60.7%[1-2]。依據可采資源量、產量、技術水平指標將天然氣產業國分為3種類型：俄羅斯、伊朗、卡塔爾、土庫曼斯坦等屬于第Ⅰ類，以常規氣資源為主，天然氣剩余探明可采儲量超過20h1012m3，儲采比大于50，具備持續上產穩產的資源基礎，是國際重要的大型天然氣貿易出口端；美國、加拿大、中國、澳大利亞、挪威等國屬于第Ⅱ類，天然氣剩余探明可采儲量介于（2～10）×1012m3，儲采比介于10～30，剩余資源類型中常規氣和非常規氣兼有，可采資源基礎和產量規模依靠技術發展驅動，具備一定的穩產和上產基礎；第Ⅲ類，天然氣剩余探明可采儲量介于（0.5～4.5）×1012m3，儲采比在10～50，根據其資源基礎和國內產銷能力，具備一定的天然氣國際貿易基礎和影響力（圖1）。

全球天然氣供需態勢整體持續寬松，2005—2018年平均產量增速為2.33%，平均消費增速為2.23%，年均超產約260h108m3。天然氣貿易方式和定價機制持續多樣化演變，各大區域市場定價形式與交易不斷呈現多元化特征，部分區域市場氣價管制逐步放開，與油價掛鉤的長期合同方式正逐步向競爭性氣價方式轉變。歐洲、亞太、北美三大全球性區域市場聯動性顯著增強，區域價差重新開始縮小[3]。受全球資源分布不均衡和供需主體錯位分布影響，幾大區域市場的價格差異仍會持續，并成為促進天然氣全球化流通的重要動力；亞太、歐洲等主要買入市場仍存在一定溢價，北美賣方市場受頁巖氣產量持續增長和自身產業鏈市場化影響，價格仍將維持較低水平；總體上，隨著全球現貨市場天然氣供應量的增長，天然氣貿易全球化進程仍將快速推進。

1.2 天然氣市場格局變化

圖1 全球主要天然氣資源國剩余探明可采儲量、產氣量、儲采比分布圖

全球天然氣供需正持續發生結構性改變[4-6]。北美市場由于美國頁巖氣產量的快速增長，天然氣進口迅速減少，在2018年轉為天然氣凈出口國；自解除出口禁令以來，其自身擁有的發達管網、交易中心體系和自由市場機制使其迅速由進口端轉為出口端，在不久的將來仍可維持全球最快的產量增速并可能成為全球重要的LNG貿易輸出端。獨聯體國家出口量呈現穩步增長，增量主要來自俄羅斯。中東地區近年由于LNG巨頭卡塔爾的出口增量減緩，出口保持平穩。非洲出口量持續保持平穩。歐洲進口量處于平穩階段。亞洲市場內部差異持續擴大；出口端中，澳大利亞出口量快速增長并加大向中國出口，馬來西亞保持平穩，印度尼西亞持續下降；進口端中，日本進入負增長，韓國、印度仍處于快速增長階段，中國進入高速增長階段并持續拓展全球多元化進口渠道。總體上，西半球出口量快速增長，而進口增量主要來亞太地區，全球天然氣供應“西移”與需求“東進”的市場新格局進一步凸顯。

全球天然氣貿易結構持續發生深刻變化。由于LNG貿易較管道氣更具靈活性，可以根據市場供需形勢變化靈活變更出口目的地，在技術與產業資本共同促進下，全球LNG貿易總量快速增長，出口國不斷增加。2018年全球LNG貿易總量達到4 300h108m3、占比達45.7%，出口國增加至39個。預計未來十年，全球LNG出口國將增加至50個。由于管道氣貿易在距離超過4 000 km后經濟性不如船運LNG，因此在全球供需錯位的大背景下，管道氣貿易將呈低速增長，而LNG貿易則將持續快速增長。出口國中，印度尼西亞、阿爾及利亞、特立尼達和多巴哥等老出口國由于不再有新的LNG項目投入，供應出現縮減；馬來西亞、尼日利亞、阿曼等受國內自身資源基礎制約，出口增長進入瓶頸；卡塔爾未來供應能力仍有大幅增長空間；美國、澳大利亞、俄羅斯LNG出口增長迅速，由于其自身國內豐富的資源基礎及近年來對LNG貿易的重視和大型項目的投產，未來供應能力仍可大幅增長，是未來重要的增量來源。

2 中國天然氣發展形勢與趨勢

2.1 發展歷程與階段

根據天然氣供應、消費格局特征，可將中國天然氣產業劃分為3個發展階段。1950—1996年為起步期，整體規模小，氣源上溶解氣和氣層氣占比相當，消費局限于川、渝、陜、甘、寧、新疆等主要產區附近，以氣源區就近消費為主。1997—2005年為拓展期，全國性天然氣產業發展規劃逐步開始實施，跨區管道逐步建設，消費區域逐漸擴大，仍立足于國內資源，產量決定消費量。2006年起進入快速發展期，以蘇里格致密氣為典型的一批大氣田相繼投產，儲產量快速增長，西氣東輸管線逐步貫通、LNG新建端口投入運行，氣源數量、供應量均呈現迅速增長態勢；主干管道與地區分銷網絡逐步連通，消費行業開始延伸；天然氣價格改革機制開始進入試點運行，天然氣消費初步顯現市場化趨勢。但總體上，由于中國天然氣產業發展相對較晚，基礎體系相對薄弱，目前離成熟國際市場的供應穩定、管網發達、互聯互通等指標均有較大差距，未來拓展潛力巨大。

2.2 市場供銷構成與現狀

對我國天然氣供銷體系進行分氣源、地區、行業流向分析。2018年我國氣源構成中，國產氣占56.3%；其中，鄂爾多斯、川渝、新疆三大氣區占43.3%，是國產天然氣的供應主體。進口LNG占26.6%，進口管道氣占17.1%。地區消費中，華東、華北地區占比超過20%。川渝、陜西、新疆等主要天然氣生產省份消費占比較高；北京、江蘇、廣東、浙江、山東等經濟發達省市消費占比也較高。行業消費中，制造業、電力/煤/水生產、交通/運輸/倉儲/物流以及生活消費是主要消費領域，2018年消費占比分別為34.3%、19.2%、17.4%、16.6%（圖2）。

地區消費量呈現巨大差異。在臨近產區川、渝、新疆、陜甘寧地區和長輸管線配套保障能力較完備的京津冀、上海地區以及LNG銷售體系較發達的廣東、山東、浙江等地區，天然氣消費量較大，而在輸入能力相對較弱的云南、廣西、貴州等地區消費量則相對較低。地區增長趨勢迥異，京津冀地區受“煤改氣”環保政策等影響持續增長；東南地區受制造業快速發展、城市化加速推進影響，維持較高增速；云貴地區開始進入普及消費階段，呈現高速增長；經濟增長緩慢的東北、西北地區則呈現低速增長或負增長（圖3）。

天然氣發電、制造業、生活消費等是天然氣消費量主要增長領域，近十年平均增速分別為17.1%、13.4%、11.3%。交通運輸行業呈現高速增長態勢，近年來隨著車、船用LNG的大規模普及應用，近十年年均增速超過20%（圖4）。

2.3 中長期供需發展趨勢

圖2 2018年中國天然氣來源、輸送、消費構成與流向圖

產業需求決定產業發展前景，天然氣產業需求的核心判識是消費需求預判。滿足國內需求、保障天然氣能源安全是未來天然氣產業發展的首要導向。中國已成為全球最大的天然氣進口國，2018年對外依存度上升至45.3%，需求量增速遠高于國內產量增速，供需矛盾日益突出。增長受能源供給側調節政策、供應多元化背景下市場化價格調節、多類型能源相互替代等多重因素的影響[7-9]。在我國能源消費總量和結構持續優化的背景下，消費量仍將維持快速增長的情景日益明確。天然氣細分領域消費增量主要來自對煤炭、汽柴油、LPG等高污染、低經濟性能源商品的替換，最終增量由終端用戶價格承受能力和天然氣價格共同決定。未來消費前景中，工業燃料、城鎮燃氣、交通運輸是主要增長領域；天然氣調峰發電隨著電力需求的持續增長，仍有一定的增長空間，但受價格承受能力影響，增量有限；化工用氣受價格承受能力和煤原料替換影響，市場增量趨于飽和[3,6,10]。

圖3 2014—2018年中國各省市近5年平均天然氣消費量、消費量增速圖

圖4 2000—2018年中國各行業天然氣消費量增長趨勢圖

關于中國天然氣消費量的預測，各機構開展了基于各類方法和模型的分析，包括Leap模型、Medees模型、灰色理論及計量模型、懷特模型、眾數平均法、部門需求法等[10-12]。但實際顯示中國天然氣消費量增速超過大多數研究預測方法的高方案結果，僅有綜合考慮能源結構、政策情景的彈性系數法誤差較小。筆者認為出現這一結果的原因不難推測：我國能源供應與發達國家強調市場化手段調節方式不同；“十二五”以來，國家在能源供給側宏觀政策的調控力度持續加大，既定目標下的能源發展改革穩步推進，未來能源消費結構按預定實現的情景日益明確[10,12]；特別是進入新常態發展以來，高質量發展成為核心理念，能源供給側改革、環保政策等宏觀結構調整執行力度進一步增強，各項既定目標逐一實現；在此背景下，基于政策情景綜合考慮能源結構和各項能源優化指標的預測結果必然是最為接近真實情況。因此，為合理預測我國能源消費前景和分類型能源消費趨勢，在傳統彈性系數法基礎上，筆者新建綜合能源彈性系數法，預測我國總體能源發展趨勢，以求更為準確地確定我國中長期天然氣消費量。傳統的關于能源消費總量和消費前景的預測建立在全國能源消耗量增速與GDP增速之間的關系基礎上，其計算公式為：

式中e表示定基能源消費彈性系數；E代表能源消費總量；G代表國內生產總值；下標t、0分別代表現期和基期。

由于我國一次能源類型多樣，供給側結構調整持續推進導致內涵持續變化，造成彈性系數波動大，使用傳統能源消費彈性系數難以精確地反映重大政策調整、產業結構、科學技術水平等因素的權重和能源結構優化指標影響。

為了探索能源消費與分能源領域結構調整的關聯性，在設定能源供給側目標構成的情景下，筆者新建立一種產業能源消費彈性系數與分領域消費彈性系數關聯模型，通過單位能耗指標、綜合排碳系數、排碳總量、GDP總量中速平穩增長情景等的多項關鍵指標綜合平衡算法，建立新的綜合彈性系數，以求更合理預測我國能源消費量增長趨勢以及特定能源消費量增長，其計算公式為：

式中E表示全國綜合能源消費彈性系數；n表示能源領域種類數；λi表示產業i對綜合能源消費彈性系數的權重；ei表示產業i的某一能源消費領域消費彈性系數；μi表示產業i的隨機誤差；C表示全國綜合能源消費彈性系數與分能源領域消費彈性系數的關系常數。

在實際計算中，設定我國一次能源消費構成中包含煤炭、石油、天然氣、可再生能源4種能源類型，產業類型包含本文圖9中的八大類型產業，新常態下中長期GDP年均增速為6%，CO2排放量控制在巴黎協定中承諾的120h108t標準煤峰值內，單位GDP的CO2排放量較2005年下降60%～65%。一次能源總量及各項指標“天花板”設定依據國家發改委和能源局在2016年發布的《能源生產和消費革命戰略（2016—2030）》的戰略目標，2030年能源消費總量控制在60h108t標準煤以內；其中天然氣占比達到15%左右。依據上述設定通過計算全國綜合能源消費彈性系數，預測我國能源結構增長趨勢如圖5所示。

通過綜合能源彈性系數法，可顯著減小傳統能源消費前景預測中因素考慮不足、單一因素權重影響過大造成的誤差，同時避免單一數據模型趨勢預測造成的長周期下趨勢結果偏離增大問題，綜合性考慮宏觀決策、結構優化等非客觀因素的影響，為合理預測我國能源消費前景和分領域消費趨勢提供更為可靠的預測方法。按照增長趨勢及國家能源結構調整目標，滿足條件的基準情景下我國2030年天然氣消費量約為6 500h108m3。

關于國內天然氣供應保障能力，陸家亮等[13]依據灰色—哈伯特、神經網絡—哈伯特和產量構成（不確定性模型）等方法，分常規氣、致密氣、煤層氣、頁巖氣4種資源類型按時間順序疊加，預測中國天然氣產量趨勢，預計2030年國內天然氣產量在（2 550～3 000）×108m3，其中煤層氣、頁巖氣產量測算區間（550～800）×108m3。目前的勘探開發狀況顯示，我國煤層氣、頁巖氣總體仍處于規模開發早期，資源落實程度低、品位差，規模效益開發技術不成熟，對產業補貼政策依賴程度高，未來產量規模存在較大的不確定性。綜合其他相關機構預測結果，筆者將我國2030年天然氣峰值產量2 500h108m3作為基準情景開展分析。

圖5 彈性系數法預測中國能源消費指標圖

由于我國的天然氣市場正處于需求量快速增長的階段，需求、體制、機制等各方面因素正發生劇烈的變化[14-15]；在深入剖析全球和國內供需格局變化、發展趨勢和消費前景的基礎上，梳理未來中國天然氣可獲得量，形成中長期中國天然氣供銷平衡的可靠判識，是謀劃全國天然氣產業穩步發展的重要的內容。

目前國產氣、進口管道氣、進口LNG三大構成中，國產氣與進口氣呈現平分秋色格局；關于進口天然氣可獲得量，當前進口多元化格局初步形成，進口來源國家雖然超過30個，但大部分進口量仍依賴于少部分國家（圖6）。由于國內消費量增速明顯高于產量增速，未來進口氣比例必將持續快速增長態勢。未來，中國天然氣可獲得量中，短期內管道氣和LNG預期可獲得量較充足，可滿足市場快速增長需求。根據當前及可預期供應能力計劃，距2030年6 500h108m3的消費量仍有大約1 200h108m3的缺口（圖7）。

圖6 2018年中國天然氣進口構成圖

3 全球化背景下中國天然氣行業發展建議

3.1 全球化背景下的風險與機遇

主要風險包括全球天然氣行業競爭態勢下對國內勘探開發供應體系的沖擊。與國際天然氣生產大國相比，我國的天然氣產業總體具有開發成本高、開采難度大等特點，在低油價的形勢下，產業容易受到價格持續下行的進口LNG的沖擊。未來隨著LNG供給端的爆發式增長，大量生產型企業采用自建終端和點供的方式解決生產用氣現象更加普遍[16]。由于管輸距離和氣價地區性升貼水影響，沿海地區氣價相對較高，未來輸送沿海地區的管道氣必然最先受到價格走低的進口LNG市場沖擊。

圖7 中國天然氣消費量、可獲得量增長趨勢圖

同時，全球化擴大也為中國天然氣產業國際化發展帶來新的機遇。隨著全球持續天然氣供應寬松和LNG價格走低，市場逐漸從賣方市場向賣方市場轉變，“亞洲溢價”形勢將得到進一步緩解，天然氣可獲得形勢持續向好，有利于尋求更多買方市場權益。

3.2 需要解決的關鍵問題

1）現有情景下可獲得量不足以滿足中長期發展需求。未來中國雖然經濟增速和能源需求量增速放緩，但天然氣產業受能源整體結構優化調整影響，在較長時期內仍將處于快速發展期。現有情景下，未來天然氣的供應缺口將持續擴大，根據天然氣消費量和現有、即將投放LNG進口能力以及現有、在建、在談管道氣，按進口滿負荷運行進行測算，預計2030年供需缺口約1 200h108m3，相當于現有所有渠道的進口能力。

2）全國性互聯互通供銷體系不健全，市場區域性割裂矛盾仍然突出。前述天然氣流向數據分析顯示，我國天然氣供需總體仍呈現氣源就近消費格局[11]。國產氣主要流向川渝、新疆、陜西等產區；進口管道氣沿長輸管道流向沿線地區，優先保障京津、長三角、珠三角等地區；在遠離產區的沿海地區消費增長主要依靠擴大LNG進口來保障，對LNG的依賴快速增長造成市場的波動性加劇，獲得穩定充足氣源的基礎依然薄弱；北方季節性需求量差異導致調峰需求較大，南方工業化、城鎮化加速需求快速增長加劇供應矛盾，導致季節性、地區性供應矛盾持續擴大。

3）價格機制矛盾突出。當前天然氣仍作為稀缺資源，價格由政府全面主控，作為商品進行產業鏈市場化、自由化發展的基礎遠未形成。各地區氣價受供需格局錯位背景下輸送成本差異、貼水值影響，存在巨大的地區性差異。各地區供應仍以優先保障民生為主，承擔了較多的社會責任，價格嚴重依賴政府定價和地區性、行業性差異巨大的現狀不能真正反映市場供需和資源的稀缺程度，不利于天然氣產業鏈的整體市場化發展。管道氣主要產區與消費區錯位、管輸距離長造成中東部地區供氣成本較高；LNG市場隨著近年供應端迅速增長和市場流動性顯著增強，地區性價格差異相對較小；近年來出現多次的消費高峰期，目前市場貼水機制和地區性、分氣源、分行業價格機制加劇市場紊亂現象日益頻繁。

4）產業利潤分配矛盾日益凸顯。國內天然氣剩余資源豐富，未來仍有較大的增儲上產潛力，但隨著勘探開發程度的不斷加深，資源結構發生深刻變化，獲得大發現和優質儲量的幾率降低；勘探開發對象持續向“低、深、難”發展。上游勘探開發成本受勘探難度不大加大、資源劣質化日益顯著等影響日益增長，利潤被持續壓縮[14-15,17]，部分氣區天然氣完全成本甚至高于市場價格，且這一比例在持續擴大。上游天然氣生產企業一方面在新形勢下正面臨加快發展、增儲上產的保供壓力，另一方面背負利潤下行的壓力。中下游管輸、銷售環節受市場開放程度低、競爭機制缺乏影響占據較大的比例利潤，并占據天然氣消費總量快速增長的紅利。天然氣整體產業鏈從下游至上游，技術難度與投資風險依次遞增，原則上利潤和投資回報率也應相應遞增；但當前中游管道運輸、調控等環節利潤最高，下游配送次之，上游勘探開發利潤最低，各環節投資收益與承擔風險不匹配，上下游價格不聯動，利潤分配環節割裂，不均衡持續擴大，不利于產業鏈健康合理發展。

3.3 天然氣行業發展的幾點建議

1）加大國內天然氣勘探開發力度、保障國內天然氣增儲上產，同時持續拓展多元化進口渠道，分散對外依存度過快增長的風險。當前天然氣安全形勢總體仍好于石油，一方面是由于天然氣產業發展相對晚于石油產業，另一方面得益于天然氣來源的多元化。對我國天然氣產業進行赫芬達爾指數測算，顯示我國目前天然氣總體安全形勢仍處于相對緩和形勢，當前多樣化程度與歐盟主要國家相當[18-23]。未來仍要加強新形勢下國內外資源的合理布局，加大國內產量，拓展LNG多元化進口渠道，建立更為靈活多變的保障、引進機制，最大限度規避資源風險。此外，謀求發展中國國際化天然氣交易中心建設，提升全球區域市場調控與國際議價能力，改善LNG“亞洲溢價”局面，改善天然氣供應安全形勢。

2）加快全國性互聯互通體系及樞紐建設。中游管網基礎設施的分拆是天然氣市場自由化的關鍵，也是推進市場化進程和促進市場競爭的重點[15,19-20,24]。通過對比國際成熟天然氣市場改革采取的服務分拆、結構分拆、所有權分拆等多種分拆模式，結合中國中游管網結構、服務、管理等性質，分析認為：在中國開展完全單一的所有權分拆或結構分拆并非必要，以服務社會為導向進行符合中國國情和發展需求的結構重組、功能優化才是天然氣產業中游環節改革的重點。將天然氣產業上升作為國家基礎性、關鍵性能源戰略布局，做好整體產業鏈超前布局，從源頭上將國產氣、進口管道氣、進口LNG與中游儲氣、管輸、運輸設施及下游分銷設施進行全面互聯互通，依托大數據、智能化等新技術完善和新建若干個分布于全國的天然氣樞紐與交易中心，建立全國資源從源頭到消費終端的動態化互聯互通網絡。

3）突出天然氣的社會、環保價值，理順價格機制。擴大“市場凈回值”方法定價試點區并突出環保價值；將現行按照氣源和輸送路徑分別制定出廠價格的方法改為分省統一的門站價格，緩和國產氣價格偏低而進口氣價格偏高的矛盾，有利于國內天然氣生產企業增加利潤，從而擴大再生產，保障天然氣產業合理、穩健、可持續發展。天然氣價格機制改革的重點與核心內容是產業利潤的再分配，通過價格機制改革實現利潤切割分配，使下游管輸、銷售環節讓利于上游生產，上游通過利潤增長支撐國產氣上游源頭的可持續、有效益規模上產，進而推進下游環節以量增利，從而促進產業鏈整體的合理、穩健、規模化發展。

4）逐步放開行業性、季節性消費管控，加強對全國市場的整體銷售引導。加強LNG管控，鼓勵民營企業參與LNG進口的同時，避免社會資本蜂擁而上追逐價格洼地從而擾亂市場價格體系，規避惡性競爭。發展國內區域市場交易中心，將產供銷儲體系由政府管控過渡為交易中心調配協管模式，讓交易中心作為公平、公開、信息化的交易平臺和推進市場定價機制改革的重要依托，真實反映消費量的季節性區域性動態。依托市場引導和交易中心，加強全國性協調供應能力建設，通過調配與進出口管理的聯動，保障全國性穩定供應和儲備平衡。