天然气：六大举措抗风险

○ 文/鲁东侯

2020年要实现3600亿立方米天然气消费目标，我国天然气产业应采取六大保障措施。

●调峰能力不足是制约我国天然气市场发展的长期问题。 供图/CFP

○ 文/鲁东侯

2014年，我国常规天然气产能建设进展顺利，主要气田保持上产态势，非常规天然气产量持续增加。天然气进口通道继续完善，已初步形成四大天然气进口通道格局。根据国家相关规划，到2020年国内天然气消费量规划达到3600亿立方米。在天然气行业整体成长速度进一步加快的同时，难免在资源供应、基础设施建设、价格问题等方面存在一定风险。未来我国应积极引导天然气市场需求、完善天然气基础配套设施建设、合理优化天然气定价机制。

产能增速回落

天然气产能持续增加

2014年我国常规天然气产能建设进展顺利，主要气田保持上产态势，非常规天然气开发取得新突破，产量持续增加。国土资源部、中石油等统计显示，2014年天然气产量1329亿立方米，净增长132亿立方米，增长10.7%。其中，常规天然气产量1280亿立方米，净增长114亿立方米，增长9.8%，连续4年保持1000亿立方米以上；重点天然气产能建设项目来自中石油的长庆、塔里木和西南油气田，以及中石化的元坝和大牛地气田等。煤层气产量36亿立方米，增长23.3%；页岩气产量13亿立方米，增长5.5倍。

进口天然气方面，2014年我国天然气进口通道继续完善。随着中俄东线供气协议的签署，我国已初步形成西北、西南、东北、海上四大天然气进口通道格局。陆上方面，管道气主要来自土库曼斯坦、乌兹别克斯坦、缅甸和哈萨克斯坦四国，其中土库曼斯坦进口量占比超过80%，位居第一。此外，中俄天然气进口谈判取得实质进展。2014年5月，中俄签署《中俄东线天然气合作项目备忘录》和《中俄东线供气购销合同》。2018 年起俄罗斯通过中俄东线天然气管道向中国供气，输气量逐年增长，最终达到每年380亿立方米，累计合同期30年。海上方面，中海油海南LNG接收站和中石化山东LNG接收站分别于2014年8月和11月建成投产，接收能力均为300万吨/年。据海关总署、中石油初步统计，2014年天然气进口量达到595亿立方米，较2013年增加59亿立方米，增长11%，对外依存度达32.4%。其中，进口管道气为310亿立方米，占天然气进口总量的52.5%，以土库曼斯坦天然气资源为主，少量的从乌兹别克斯坦、哈萨克斯坦、缅甸等国家进口；其余的占进口总量的 47.5%，主要来自澳大利亚、印度尼西亚、马来西亚、卡塔尔四国。

增速为近十年低点

我国天然气利用行业主要集中在城市燃气、交通运输、工业用气和天然气发电四大领域。根据中石油初步统计数据，2014年我国天然气需求低于预期，表观消费量达1830亿立方米，但增速回落仅为8.9%，为近十年低点。

城市燃气方面，2013年我国城市燃气管网增至38.8万千米，增加13.1%；城市天然气持续替代人工煤气和液化石油气，供气量增至901亿立方米，增长13.3%。城市燃气用气总人口增至4.1亿，其中天然气用气人口增至2.4亿，占比58.3%。特别是受环保政策影响，我国多地实施采暖锅炉煤改气工程，北京、乌鲁木齐、兰州、西宁等地已基本完成城区内的采暖锅炉改造，用气量快速增长。

交通用气方面，受大气污染防治的推动，交通用气行业保持快速发展。各省市公共交通领域“油改气”发展较快，城市公交系统天然气汽车数量较快增长。LNG船用处在试点示范阶段，多个船用加注站投运，市场前景广阔。根据中石油估测，2014年我国交通领域用气量达到225亿立方米，增长12.5%，占天然气消费总量的比例为12.3%。但2014年下半年以来，受成品油和天然气价格调整影响，天然气相对汽柴油的经济性明显减弱，交通用气行业发展速度有所放缓。

工业用气方面，在宏观经济低迷和价格调整的背景下，2014年工业企业“煤改气”进展放缓，工业燃料气用气总量年均增长8.9%，达到560亿立方米，占比与上年持平；化肥和甲醇行业用气下降，制氢用气较快发展，化工用气达290亿立方米，年增长3.6%，占比下降。

天然气发电方面，2014年，受宏观经济下行、天然气价格调整等因素的影响，我国天然气发电装机增速放缓，用气总量小幅增长。长三角、珠三角发电用气量低于2013年水平，北京热电厂用气量增长较快。估测2014年全国发电用气量增长3.8%。

2020年若要达到3600亿立方米的消费规模，需要年均增加300亿立方米。未来6年投资总额需要增加逾2万亿元。

中期（2014—2020年）规划

2020年实现国产气2450亿立方米

根据《能源发展战略行动计划（2014—2020年）》，国家计划近中期天然气供给按照陆地与海域并举、常规与非常规并重的原则，在加快常规天然气增储上产的同时，尽快突破非常规天然气发展瓶颈，促进天然气储量产量快速增长。其中，常规天然气将以四川盆地、鄂尔多斯盆地、塔里木盆地和南海为重点，加强西部低品位、东部深层、海域深水三大领域科技攻关，力争获得大突破、大发现，努力建设8个年产量百亿立方米级以上的大型天然气生产基地。到2020年，年产常规天然气1850亿立方米。非常规天然气将重点突破页岩气和煤层气开发：一是着力提高四川长宁-威远、重庆涪陵、云南昭通、陕西延安等国家级示范区储量和产量规模，同时争取在湘鄂、云贵和苏皖等地区实现突破。到2020年，页岩气产量力争超过300亿立方米。二是要以沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘为重点，加大支持力度，加快煤层气勘探开采步伐。到2020年，煤层气产量力争达到300亿立方米。此外，根据国务院转发的《关于建立保障天然气稳定供应长效机制的若干意见》，“2020年天然气供应能力达到4000亿立方米，力争达到4200亿立方米”。

2020年实现消费量3600亿立方米

根据《国家应对气候变化规划（2014—2020年）》，到2020年国内天然气消费量规划达到3600亿立方米。另据《能源发展战略行动计划（2014—2020年）》，国家将从五个方面稳定天然气消费市场。第一，提高天然气消费比重。到2020年，天然气在一次能源消费中的比重提高到10%以上。第二，实施气化城市民生工程。新增天然气应优先保障居民生活和替代分散燃煤，组织实施城镇居民用能清洁化计划，到2020年城镇居民基本用上天然气。第三，稳步发展天然气交通运输。以城市出租车、公交车为重点，积极有序发展液化天然气汽车和压缩天然气汽车，稳妥发展天然气家庭轿车、城际客车、重型卡车和轮船。第四，适度发展天然气发电。在京津冀鲁、长三角、珠三角等大气污染重点防控区，有序发展天然气调峰电站，结合热负荷需求适度发展燃气—蒸汽联合循环热电联产。第五，加快天然气管网和储气设施建设。按照西气东输、北气南下、海气登陆的供气格局，加快天然气管道及储气设施建设，形成进口通道、主要生产区和消费区相连接的全国天然气主干管网。到2020年，天然气主干管道里程达到12万公里以上。

天然气产业发展面临四大风险

完成我国2020年天然气发展规划目标，需要产业链上中下游共同配合完成，包括消费市场开拓、资源保障和储运配套设施完善等。然而，在当前国内外宏观经济环境“适应新常态”的过程中，我国天然气市场格局正发生深刻变化，在各方面都存在较大的不确定性，天然气产业发展面临较为严峻的挑战。

消费量需年均增长300亿立方米

要完成2020年国内天然气利用量3600亿立方米的规划目标，未来六年我国天然气消费量至少需要年均增长300亿立方米；而2000年至2013年我国天然气消费年均增量仅为110亿立方米，其中2011年达到最高纪录也只有230亿立方米。也就是说，未来市场发展需要拓展规模更大、增速更快；否则，即使参照“十二五”期间我国天然气最快的年增长率，2020年我国天然气消费也将出现近500亿立方米的剩余。

根据国外天然气市场发展的规律和宏观经济整体形势，当前天然气供给逐年稳定增长的背景下，我国天然气消费模式正在从“供应驱动型”向“需求主导型”转变，尤其是在国家能源结构调整和“大气污染防治”等政策措施的引导下。然而，在此期间我国天然气价格上涨对需求的增加还将产生一定的抑制作用，其中天然气发电和“煤改气”等项目受影响为直接。从此类项目的价格弹性分析，即使政府采取一定的补贴政策，如果没有合理的气电价格，此部分天然气消费增量将难以大幅带动天然气中期消费增长。此外，根据中石油有关专家测算，2020年城镇居民气化率也将低于政策预期，同样将加剧市场需求不足的风险。

天然气资源供给存在不确定性

从进口的角度分析，管道气方面，“十三五”期间，中亚天然气管道ABCD线、中俄东线天然气管道和中缅天然气管道的全面投产，将使我国管道气的进口能力增至1350亿立方米/年，且大大提升我国管道天然气进口渠道的多元化水平。但与此对应的是，2014年天然气进口量达到595亿立方米，对外依存度已达32.4%。事实上，我国对外依存过高的风险已初步显现。在缅甸，一是中缅管道的上游开发情况明显不及预期，120亿立方米的年输送量存在极大的不确定性。二是缅甸“民地武”和政府军导致的内战不断升级，也将成为该国油气工业发展的潜在风险。在俄罗斯，尽管西方各国对俄罗斯的制裁使俄罗斯考虑将更多的天然气出口转向包括我国在内的东北亚地区，但这也增大了中俄管道上游资源的经营风险。进口液化天然气（LNG）方面，根据各公司已经参与的项目或签署的协议，2020年长期贸易合同数量将近5000万吨，但受市场需求疲软、投资成本上升等因素影响，个别项目已经面临推迟甚至取消的风险，如加拿大西北太平洋项目。

从国内生产的角度分析，2000年至2013年我国天然气产量年均增长70亿立方米，照此推算2020年产量仅1700亿立方米，远低于规划中2450亿立方米的目标。在国内常规天然气生产保持平稳、难以大幅增长的情况下，要实现国内天然气供应能力增长更多地依靠非常规天然气和煤制气。页岩气方面，尽管涪陵页岩气田取得了较大成绩，但总体看，低油价下我国页岩气的生产前景并不乐观：2014年，国家能源局将2020年的页岩气的规划目标产量下调了一半，第三轮页岩气招标也迟迟没有进展，民营企业参与热情逐渐冷却，观望情绪浓厚。煤制气方面，巨额投资和较长的成本回收期本身就充满较大的不确定性，加上技术、地理条件、水资源和环境保护等因素约束，未来发展存在变数。

储运设施配套难以满足供需形势

管道建设方面，根据中石油有关专家测算，要实现3600亿立方米的消费量规划目标，我国配套建设各类输气管道（含支线）应达到15.3万千米，需要在2013年管道长度的基础上新增7.5万千米，年均增长1.1万千米；但2004—2013年我国年均管道新增建设仅5000～6000千米，建设能力难以保障规划目标；即使将年均新增长度提升至8000千米，2020年也仅能实现建设目标的87.5%，从管道与市场规模的匹配看，有超过10%的需求量无法完成输配。

天然气储备方面，“调峰能力”不足是制约我国天然气市场发展的长期问题。根据我国天然气季节消费的市场特点，“储存—消费”比例应保持在15%左右才相对合理，即2020年我国天然气的储备能力应达到570亿立方米。考虑到沿海20多座LNG接收站可调峰能力约为130亿立方米，那么2020年我国需要地下储气库有效工作气量440亿立方米/年。

根据目前地下储气库建设进展以及形式有效工作气量的规模，预计2020年我国地下储气库可形成的有效工作气量为300亿立方米/年，缺口约为140亿立方米。根据天然气用气波动走势，地下储气库在季节调峰中起削峰填谷的作用，影响两倍的市场需求。基于此，预计地下储气库有效工作气量的缺口将影响280亿立方米的市场需求。

●每一次气井开钻，每一次欢呼，都是在为中国天然气产业“鼓气”。图为元坝气田开钻。 供图/CFP

价格问题制约天然气市场发展

在国际市场，2014年全球LNG价格大幅波动，全年走势呈现“一季度冲高后大幅暴跌，三季度中幅反弹后持续走低”的波动态势，主要原因包括：一是全球天然气市场需求不足；二是新建LNG项目冲击市场；三是下半年国际油价大跌；四是季节因素。从整体上看，全球LNG市场已逐渐成为“买方市场”，LNG价格走低将对我国的天然气市场发展带来较大不确定性因素。尽管LNG市场价格走低短期内有益于我国进口，但从中期看，我国LNG进口长期合同大都挂钩国际原油价格，如果天然气市场长期“供大于求”，而国际油价回归高位波动，将造成LNG长期合同价格高于现货价格的市场倒挂，冲击我国已签署的大量进口天然气。

在国内市场，增量气门站价由于挂钩按替代能源价格原则，2015年将低于存量气，使多数进口LNG和管道气继续处于亏损。此外，2014年以来国内天然气价格连续上调的同时，国际原油和煤炭等可替代资源价格均出现大幅下跌，部分工业用气行业市场开发陷入困难，进而影响天然气消费增长。

采取有效保障措施

综上分析，在调整能源应用结构和治理大气污染等综合作用下，我国天然气市场仍将长期持续发展，但需求增量将明显下降。在国际油价大幅下跌和天然气市场供需宽松的环境下，我国天然气市场中期发展将面临市场有效需求不足、资源供给存在较大不确定性、储运设施配套难以满足天然气供需形势、受价格问题持续制约这四个风险。为了实现2020年3600亿立方米的消费目标，减少风险因素的影响，笔者建议采取以下保障措施。

●天然气快速发展的同时，难免在需求不足、资源供给不确定、配套设施不完善和价格问题方面存在一定风险。 供图/CFP

积极引导天然气市场需求。一是要加快发展天然气发电，通过制定气电发展整体规划、深化气价改革和通过补贴合理引导等多种手段，调动天然气生产企业、发电企业以及电网企业三方面的积极性，促进天然气发电规模化发展。二是要扩大工业用气的利用领域，通过提高工业用气的效率、保障工业用气的经济性，提升企业工业燃料“煤改气”的积极性。三是要不断开拓发展交通用天然气市场，通过制定有关安全技术标准并加快各类加气站点布局建设等措施，重点发展LNG重卡、LNG动力船舶、LNG公交和CNG小客车。

努力提高国内外气源的保障程度。首先，完善我国天然气进口的多元化渠道。管道天然气方面，要与有关资源国进行沟通协商，从而签署补充协议等保障项目的资源供给和管道安全运营；LNG进口方面，要进一步优化长约合同的定价和资源保障机制。其次，努力提高国内天然气供应能力。一是要借鉴有关示范区和重点项目的经验，大力发展国内页岩气、致密气和煤层气等非常规天然气资源的勘探开发力度。二是要不断优化“煤制气”的生产技术，在确保排放达标的前提下，持续提升项目的经济性。

尽快完善天然气基础配套设施建设。鉴于天然气管网是最主要的风险，为了满足输配要求，需要采取相应措施提升管道建设和运营能力。一是要加快实施天然气输配管网建设投资多元化，积极引入社会资本参与国家基干管道投资，并以此推动国家石油公司的混合所有制改革；二是要继续落实国家《油气管网设施公平开放监管办法(试行)》等有关办法和措施，促进管网的第三方准入，加快油气管网设施公平开放，有效匹配供需，提高管网设施利用效率。三是要进一步提高天然气管道建设能力。进一步开放天然气管道建设市场，培育并提高社会施工建设能力，鼓励符合资质的社会建设施工能力进入天然气管道建设市场，发展壮大管道建设施工队伍。四是通过制定不同用气时段的“峰谷价格”等方式引导市场的“调峰”能力建设，即加快储气库建设，扩大有效储备规模，并逐步完善地下储气库的经营管理机制。

合理优化天然气定价机制。价格杠杆是影响天然气市场规模的重要因素。由于发电和工业领域是未来天然气需求增长最具潜力的两个领域，利用规模的大小直接决定着天然气利用目标的实现，而天然气供应价格又决定着两大领域的利用规模。因此，天然气在发电和工业领域的定价相当关键。首先，建立有效的气电价格联动机制，促进天然气发电规模化发展。其次，建立对工业用气用户的价格引导机制。一方面逐步改变居民对气价承受能力高于工业用户，而居民气价低于工业用户的现状；另一方面考虑治理大气污染的经济成本，制定加快“煤改气”的环保政策。最后，要探索天然气不同时段的“峰谷价格”，引导“错峰用气”。

认真落实国家有关天然气政策，加强行业监管。严格执行我国已出台的《天然气利用政策》、《天然气基础设施建设和运营管理办法》、《关于指导居民用气阶梯价格制度的指导意见》、《油气管网设施公平开放监管办法(试行)》、《关于加快储气设施建设的指导意见》和《关于保障天然气稳定供应长效机制若干意见的通知》等一系列政策法规，努力构建新常态下我国天然气运行机制和监管机制。同时，有关部门应加强监管，保证政策的落实和法规的执行到位。

加大建设资金投入，实行投资多元化。2020年若要达到3600亿立方米的消费规模，需要增加逾2000亿立方米的消费量，年均增加300亿立方米。如果考虑每立方米天然气的投资水平在10元左右，那么需要年均资金投入量保持为3000亿元的水平。因此，未来六年需要加大投资力度，投资总额将增加逾2万亿元。如此大的投资仅依靠几家石油公司远远不够，需多方引入资金，实行投资多元化是必然选择。