2018年中国天然气发展述评及2019年展望

胡奥林 汤 浩 吴雨舟 高 芸

（1.中国石油西南油气田公司，四川 成都 610051；2.中国石油西南油气田公司通信与信息技术中心，四川 成都 610051；3.中国石油西南管道公司贵阳输油气分公司，贵州 贵阳 550000；4.中国石油西南油气田公司天然气经济研究所，四川 成都 610051）

0 引言

2018年，国际贸易摩擦不断，国际油价震荡走高后大幅回落，世界经济增速放缓。遵循中共中央稳中求进的工作方针，中国经济继续保持健康发展走势。天然气产业链在国家一系列保供应、稳增长、促改革政策的指引下，发展步履稳健，市场供需波澜不惊。在经历了2017年需求量井喷式增长和冬季“气荒”的考验之后，中国天然气发展回归平稳平衡轨道。

1 天然气勘探获得两大突破性进展，天然气产量稳步增长

1.1 勘探取得两大突破性进展

2018年，中国天然气勘探虽然没有重特大新发现，但仍取得两大突破性进展。一是中国石油西南油气田公司首次在四川盆地火山岩地层获高产工业气流，初步预测含气面积超过350 km2，开辟了四川盆地天然气增储上产的新领域。二是中国石油塔里木油田公司在位于新疆塔里木盆地库车坳陷秋里塔格构造带中段的天然气勘探取得突破，有望获得一个千亿立方米级凝析气藏，西气东输将增添新的气源地。此外，四川盆地的深层与中浅层页岩气勘探以及中国石油青海油田阿尔金山前的天然气勘探也取得突破，储产量稳步上升。

1.2 产量增速趋于平稳

在经历了2017年的强势上扬之后，2018年中国天然气产量增速趋于平稳。如图1所示，全年共生产天然气1 610×108m3，增幅7.5%，较上年下降1个百分点［1］。国内最大的天然气生产商——中国石油天然气集团有限公司（以下简称“中国石油”）共生产天然气1 093.7×108m3，较2017年净增61×108m3，增长率达5.9%。中国石油下属长庆油田、西南油气田和塔里木油田3大油气田合计增产47×108m3，占中国石油总增长量的77%。其中，中国石油长庆油田共生产天然气387×108m3，接近全国总产量的1／4，中国石油西南油气田共生产页岩气42.6×108m3，净增约11.6×108m3或37.4%，并形成70×108m3页岩气生产能力。

其中，长庆油田共生产天然气387×108m3，接近全国总产量的1／4；川南的页岩气产量达42.6×108m3，净增约11.6 × 108m3或37.4%。

图1 2006-2018年中国天然气产量的发展变化图

1.3 页岩气助力储量高位增长

如图2所示，21世纪以来，中国年新增天然气探明地质储量一直保持在4 000×108m3以上，2015年更是超过10 000×108m3（含页岩气）。2018年5月自然资源部发布的《自然资源公报》显示，2017年中国新增天然气探明储量为9 313×108m3，其中页岩气新增3 767.6×108m3。截至2016年，中国天然气剩余技术可采储量已达5.44×1012m3，储采比为25∶1，其中含页岩气1 224.13×108m3［2］。储量是上产的基础，在雄厚的天然气储量支撑下，近期中国天然气产量将会再次步入跨越式增长阶段。

图2 2001-2017年中国年新增天然气探明地质储量的发展变化图

2 天然气进口能力大幅提升，进口量跃居世界第一

2.1 新投产3座进口LNG接收站，进口能力增加千万吨

2018年，中国石化天津LNG接收站、中国海油深圳迭福LNG接收站和新奥集团股份有限公司浙江舟山LNG接收及加注站先后建成投产。中国沿海LNG年进口能力一举提升1 000×104t，总量达到约6 540×104t相当于920×1012m3。其中，深圳迭福LNG接收站是深圳港继2006年中国第一座LNG接收站——大鹏LNG接收站投运后的又一座LNG接收站，总进口能力约1 080×104t，居全国首位。浙江舟山LNG项目则是中国以民营企业投资为主建设的第一座大型LNG接收站，其船舶加注功能为目前国内接收站独有，该项目按规划还将继续进行二期和三期建设，最终达到约1 000×104t／a的接收能力。民营企业加入天然气上游供应行列，将有力促进中国天然气的市场化发展。

2.2 进口总量净增300×108m3，LNG进口占比达六成

由于国内天然气产量增幅有限，在新一波天然气需求浪潮面前，唯一的选择是加速引进境外天然气资源。2018年，中国天然气进口再创新记录，进口总量和年增量分别达到1 247.4×108m3和301×108m3，增幅达31.9%。进口量在创下历史最高的同时，也超越之前稳居世界第一的日本（2018年进口总量1151×108m3），居全球首位。2018年天然气进口量中，管道气进口量为505.2×108m3，较2017年净增85.3×108m3或20.3%，LNG进口量为742.2×108m3，较2017年净增216 × 108m3，增长率高达41%［3］。继2017年LNG进口量在天然气进口总量中占比超越管道气后，2018年LNG进口增量不仅占到了天然气进口净增量的71.8%，而且在进口总量中的占比也升至60%，较上年提高4个百分点。LNG进口量剧增也大幅提高了沿海LNG接收站的利用率。

2.3 进口价格同比上涨两成以上

图3 2006-2018年中国天然气进口走势图

进入2018年后，国际油价震荡上行，9月达到4年来的高点87美元／bbl（布伦特油），后虽深度下挫但全年平均油价仍比2017年上涨31%，达到71.7美元／bbl。在油价的推动下，2018年中国天然气进口价格，包括长期合约价和现货购进价，均有所上涨，平均涨幅为22.9%。全年LNG和管道气进口均价分别约为2.4元／m3和1.52元／m3，较2017年上涨约0.51元／m3和0.14元／m3［4］。其中，LNG现货进口到岸均价约9.72美元／MBtu，比2017年上涨3.01美元／MBtu［5］。如图4所示，全年LNG到岸价走势基本与油价一致，表明国际天然气现货价随油价的变动更加灵敏。

图4 2016-2018年中国现货LNG到岸价走势图

3 天然气基础设施建设紧锣密鼓，管道互联互通获重大进展

针对中国天然气储存和调峰保供短板，2018年市场各方狠抓了地下储气库的规划与建设、管道（网）互联互通以及新建和扩建LNG进口接收站项目。

3.1 加紧规划和建设地下储气库

新年伊始，陆上两大石油公司即着手规划和加快地下储气库的建设。中国石油规划在东北地区、环渤海地区、西南地区、西北地区建设10余座储气库，到2020年、2025年和2030年分别要实现工作气量130× 108m3、270× 108m3和400×108m3。其中，川渝地区将新建5座地下储气库，工作气总量达100×108m3。目前，中国石油与重庆市共建的铜锣峡储气库已经启动了先导性试验。中国石化在加快推进中原油田文23储气库建设进度的同时，“十三五”期间还将在该区域规划新建5座储气库。文23储气库工作气量超过40×108m3，投产后将极大缓解华北地区冬季调峰供气缺口。

根据规划，预计2030年中国地下储气库工作气容量将超过600×108m3，有望彻底解决中国天然气季节性需求差矛盾。但是，在中国地下储气库的建设和运营过程中，还应考虑和解决两个问题：一是在管道气进口沿线建设战略储气库和在LNG进口终端预留部分罐容作为战略储备，以应对进口气源因各种原因造成的中断或减供等突发事件［6］。二是要完善天然气价格体系和价格机制，推进储气库价格尽快落地和实施，以补偿储气库投资和运营成本［7］。

3.2 积极新建和扩建LNG进口终端

2018年，在进口LNG的巨大市场潜力和调峰保供效力的吸引下，各市场主体加大了对新建和扩建LNG进口终端的投资。其中，新建LNG进口终端有3个：① 中国海油江苏滨海LNG项目。项目一期规模为300×104t，预计2020年12月建成投产。② 北京燃气集团有限公司天津南港LNG应急储备项目。项目包括1个LNG船泊位、10个容量为20×104m3的储罐及300 km的进京管线，可实现10×108m3天然气应急储备能力。③ 江苏大丰LNG码头及接收站项目。项目将建设1个靠泊能力为26.6×104m3的LNG船泊位、4个容量为20×104m3的LNG储罐和配套输气管线，LNG周转量为600×104t／a。

重要的LNG进口扩建项目有：① 中国石化山东LNG项目二期工程。建成后LNG接卸能力将升至700×104t／a。② 中国石油江苏如东LNG项目三期工程。新建2个容量为20×104m3的LNG储罐，总罐容将达到108×104m3。③ 广汇新能源发展有限公司江苏启东LNG扩建工程。计划分期再建4个LNG储罐和1个LNG船泊位，到2023年实现LNG周转量1 000 × 104t／a。

3.3 大力实施天然气基础设施互联互通工程

以输气管道（网）为核心的天然气基础设施互联互通不仅有利于资源调配和保供调峰，也是管输体制机制改革的重要内容。虽然之前国家一直在倡导，但进展始终不大。2018年以来，国家发改委对该项工作提出明确要求，在国家的强力推进下天然气基础设施互联互通取得了实质性进展。包括：中国石油全年共完成21项天然气基础设施互联互通工程，新形成“南气北上”、中贵线反输和陕京四线增输等3个日输送能力达3 000×104m3的资源灵活调配能力；中国石油与中国石化和中国海油在天津的天然气基础设施实现了互联互通；中国海油全力推进深圳LNG接收站与广东省管网和西气东输二线管道的互联互通，并向中国石油开放LNG接收站。

4 天然气需求淡季不淡，消费量再攀新高

承接2017年天然气需求量井喷式增长惯性，2018年中国天然气需求量增速不减，继续大幅跃升。

4.1 天然气消费增量创历史记录

2018年，中国天然气表观消费量（国内生产＋进口－出口）达到2 824×1012m3，增长率为18.4%，较2017年增加了3.2%，净增438.2×1012m3，为历史最高。2018年中国天然气需求显现出之前少有的“淡季不淡”特征，市场供需一直处于“紧平衡”状态。4-9月，在传统的天然气消费淡季，表观消费量达到1 111×108m3，较2017年同期净增175×108m3，增长率高达18.7%，高于全年平均数。如图5所示，从2009年到2018年，10年间中国天然气表观消费量增加了2007.1×108m3，年均增长13.2%，远高于世界平均2.3%的增速。2018年，中国一次能源消费量为46.2×108t（标准煤），天然气在能源消费结构中的占比由2018年的7%增至8.1%，与国家《天然气发展“十三五”规划》提出的目标（8.3%～10%）近在咫尺。

图5 2006-2018年中国天然气消费走势图

4.2 天然气对外依存度跨上新台阶

如表1所示，2018年中国内地向港澳地区供应天然气33.7×108m3（国家统计局统计为出口量），中国天然气净进口量为1 213.7×108m3。天然气表观消费量对外依存度跨上新的台阶，由2017年的38.2%升至43%。并且，在天然气消费净增量中，进口量占比达68.7%。可见，国内天然气需求增量主要来自境外资源供应。鉴于同期中国石油的对外依存度已高达70%，为确保中国长期能源安全，必须加强国内天然气勘探开发力度，将天然气对外依存度控制在适度的范围内。

5 全方位多举措保供调峰，高峰期天然气供需波澜不惊

“保供调峰”是2018年中国天然气市场的主题词。在国家政策指引和统一部署下，产业链各环节为“保供调峰”做足了功课。

1）国家政策指导和调控。一是自2018年3月国家能源局提出要推动建设中国天然气产供储销体系后，4月和9月，国家发改委和国务院先后发布《关于加快储气设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的意见》和《关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》两个重磅文件。二是国家发改委就近期天然气保供调峰做出部署并建立工作机制。三是国家有关部委和华北地方政府调整了之前强力推行的“煤改气”政策，改为实行“以气定改”、稳妥推进。

2）国内天然气加速上产，积极筹措国外资源补缺口。国内三大石油公司一方面根据市场形势，不断挖掘潜力，调高年度天然气生产计划。另一方面，在积极争取增加管道气进口量的同时，与其他LNG进口商一起，到国际市场大量采购LNG现货资源，进口LNG对保供调峰起到了极大作用。

3）加强管道基础设施互联互通，实施气源串换和南气北上。完成并投运的互联互通工程不仅提高了天然气供给和调配能力，而且三大石油公司之间协调配合，互补供应缺口，并通过资源串换实施“南气北上”，有效提升了华北地区的天然气保供调峰能力。

4）加大地下储气库注采力度。中国石油通过对现有地下储气库的达容扩建和注气力度，所属10座储气库共注气90×108m3，同比增加22%。在2018年末至2019年初的冬供期，采气量预计超过80×108m3，达历史最高水平。

5）加强供气计划管理和需求侧管理。早在入冬之前，中国石油就与主要用户签订了冬供期天然气购销合同，以民生优先的原则安排各类用户的用气计划和保供顺序，指导非居民用户根据资源供应情况合理安排生产和气量需求。

6）利用价格杠杆控制需求。与前几年不同，中国石油对2018年冬季高峰用气期间非居民用气价格按管制气源和非管制气源采取了不同的浮动幅度，即：管制气源价格上浮20%，非管制气源价格放开。根据各区域市场管制气和非管制气的占比不同，非居民用气门站价格上浮幅度不一。其中，西南地区上浮27.06%，东部地区上浮38%［8］。并且，实际浮动价格通过预先签订的冬季供气合同予以确认。气价大幅上涨有效抑制了部分非居民用户的冬季用气需求。

7）完善应急预案。针对2017年天然气供需紧张暴露出的问题，各天然气生产和供应企业调整或完善了供气应急预案以有效应对气温突降引起的用气量剧增和突发事件造成的气量减供，稳定市场供需。

在以上措施的叠加效应下，尽管多地遭遇寒冬侵袭并偶有中亚进口气短暂减供，2018年冬季高峰用气期全国天然气供需平稳有序，鲜有采用往年常见的临时性“压非保民”措施。但是,由于保供调峰的增量气源主要来自进口LNG且价格高于往年，加剧了其与国内销售价倒挂的问题，需要通过深化天然气价格机制改革予以解决。

6 天然气价格改革迈出最重要一步，市场化定价取得新进展

6.1 理顺居民用气价格

2018年5月，国家发改委发布《关于理顺居民用气门站价格的通知》，决定理顺居民用气门站价格，迈出了中国天然气价格改革进程中最重要的一步。一直以来，民用天然气价格改革都是中国天然气价格调整和改革的一道“坎”，也是政府和天然气供应企业的心结。2005年以后，中国天然气上游价格共上调了6次，理顺了全部非居民用气门站价格，但居民用气出厂价格仅在2010年调整过一次［9］，致使非居民用气基准门站价比居民用气最高门站价高出0.3元／m3以上。居民用气与非居民用气之间的价格差形成的交叉补贴，对非居民用户和天然气生产及供应企业极不公平。特别在冬季用气高峰期，天然气生产企业要调用大量资源、人力和运力保民生用气，还要承受巨大的价差损失。尽管行业内外关于理顺居民用气价格的呼声从未中断，但之前决策部门提出的改革路径仅是“完善定价机制”［10］，并未提出“理顺价格水平”或“居民气价与非居民气价并轨”。毫无疑问，理顺居民用气价格对于中国天然气价格市场化改革具有相当重要的里程碑意义。

6.2 天然气季节差价和现货交易推出新举措

国家下决心理顺居民用气价格的一个重要动因，是2017年冬季全国天然气供需异常紧张暴露出的我国居民用气价格改革滞后和天然气价格体系不完善等问题。因此，国家发改委在理顺居民用气价格的同时，提出了要“建立反映供求变化的弹性价格机制”，推行天然气季节差价和利用上海与重庆两个天然气交易平台，实行市场化交易。2018年，这两项工作都取得实质性进展。一是在冬季高峰期，天然气生产企业除了对非居民用户使用常规气继续按国家规定限度上浮外，还根据国家关于LNG、页岩气和煤层气等非常规气由市场定价的政策，提高这些气源的上浮幅度，通过季节差价的形式实现了非常规气的市场自由定价。二是继2017年推出市场化的现货天然气竞价交易后，上海石油天然气中心推出天然气预售交易、进口LNG窗口期一站通交易、南气北运串换交易等新模式，成交价格与市场供求的联系更加密切。交易中心发现价格的功能正逐步显现。

7 天然气体制改革进程有条不紊，改革试点市场化特征明显

7.1 管输体制机制改革进展顺利

天然气管输体制和运营机制改革是国家油气体制改革的重点任务之一，也是天然气市场化改革的核心。2018年，我国在管网运营机制改革方面重点开展了3项工作：一是完善监管措施，推动油气管网设施公平开放；二是强力推进天然气基础设施的互联互通和公平开放。目前，三大石油公司之间的输气管道和LNG接收站已在部分关键节点实现了互联互通和对外开放，并在天然气保供调峰中见到实效；三是推进天然气管网运营体制改革。其中一个思路是剥离三大石油公司等国有大型油气企业的管道资产，组建国家油气管网公司，实行管输与销售分离。但是，有人就此提出了不同意见和看法［11］。笔者亦认为，天然气管输体制改革不能操之过急，应根据天然气市场化发展规律循序推进。当前的改革重点应着力于管道互联互通建设和第三方公平进入，并基于中国国情和天然气市场实际采取与之相适应的管输运营体制。最新报道称，国家发改委已通过国家油气管网公司的组建方案并上报国家层面等待批复。

7.2 重庆市发布天然气体制改革试点方案

作为国家确定的7个天然气体制改革试点省（市）之一，重庆市发改委在2018年8月发布《加快推进天然气利用的实施意见》，部署了“推动上游企业多元化、促进天然气管网公平开放、深化天然气价格改革、加快重庆石油天然气交易中心建设和强化天然气市场监管”等5项体制改革任务。这5项任务将重庆市天然气产业链实际与国家天然气体制改革相结合，具有极强的针对性和市场化特征，可以认为是拉开了区域天然气市场化改革的帷幕。

8 2019年展望

2019年，尽管中国经济面临下行压力，但天然气持续发展的基本面未发生变化，在国家协调稳定发展方针的指引下，预期天然气产供储销将延续2018年稳步向上的发展走势。

8.1 天然气勘探力度加大，天然气上产速度加快

按照国家立足国内资源、确保能源安全的要求，2019年全国天然气勘探开发资金投入和工作量将比上年有较大幅度提高。中国石油已决定将2019年的油气勘探开发投资增加25%，并加大政策激励，推进增储上产。预计从2019年开始，我国将迎来又一轮天然气储量增长高峰期。天然气产量则有望延续2018年下半年以来较高的增速，预计全年增产150×108m3，总产量达到1 760×108m3，增长率达到约9.3%，为2013年以来最高年增长率和净增量。主要上产区集中在四川盆地、塔里木盆地、鄂尔多斯盆地和南海西部盆地，其中川渝地区的页岩气约占净增量的1／3。

8.2 LNG继续引领天然气进口量增长，进口价格和增量低于2018年

推动LNG进口量继续增长同时进口价格下降的主要因素有：① 当前国际油价低位运行，预期全年均价将比2018年低10美元／bbl。与国际油价挂钩的进口管道气和LNG长约及现货价格都将随之下跌，从而刺激国内天然气进口增加。② 2018年中亚管道气进口量已达475×108m3，接近进口能力极限，而沿海LNG进口能力还在不断增长。③ 日本核电站重新启动后大幅减少了LNG进口量。国际LNG市场供应量充足，供需环境更加宽松。④ 为减少中美贸易顺差，中国将大量采购美国LNG，并且美国LNG价格也相对较低。总体而言，虽然LNG继续引领天然气进口总量增长，但考虑管道气进口量增长有限，预计全年天然气进口增量将低于2018年，仅增200×108m3，进口总量达到约1 450×108m3。

8.3 天然气市场供应量稳定增加，供需“紧平衡”有所缓解

在国务院《关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》指引下，2019年中国天然气供需形势将继续改善。在供应侧，预计全年国内天然气市场供应总量将达到约3 200×1012m3，比2018年增加350×108m3或12.4%。在需求侧，虽然预期2019年中国经济增长受限，但作为优质高效、绿色清洁的低碳能源，天然气的替代能力和需求潜力依然存在并还在不断增加。其中，2018年工业燃料消费增幅较大，是“淡季不淡”的主要推手，2019年这种现象可能还将延续。总体来看，需求增速将略低于前两年，且全年天然气供需“紧平衡”状态应有所缓解。不过，因北方天然气需求的冬夏季落差高达15倍以上，并且城镇化建设和“煤改气”工程仍在推进，而天然气储气调峰能力并未发生根本性改变，冬季高峰期仍要全力保供。

8.4 扎实推进天然气产供储销体系建设

加强产供储销体系建设，促进天然气产业链协调平稳发展是近期中国天然气发展的核心任务。预计2019年天然气供应和储备能力建设将有实质性进展。在天然气供应方面，三大石油公司将加快天然气产能建设速度；中俄天然气管道东线建设将在2019年完工；管道气和LNG进口能力继续增加；天然气管道及其互联互通建设还将取得新进展。在天然气储备能力建设方面，中国石油规划建设的10个地下储气库和中国石化在中原油田的储气库群将陆续开工建设；燃气企业和地方政府将抓紧落实包括地下、地面和LNG储气设施在内的储气能力建设。

8.5 天然气体制机制改革有序进行

在油气勘查开采体制改革方面：一是预计国家部委会出台关于油气勘查区块退出、竞争性转让，以及油气地质资料公开和共享的新办法或规定；二是陆上石油公司将深入推进油气矿权区块的内部流转。在天然气管道运营体制改革方面：一是输气管道、LNG接收站等天然气基础设施公开对外开放将再获实质性进展；二是酝酿成立的国家油气管网公司或将水落石出，其运营方式和市场化效果引人关注；三是发布新版《油气管网设施公平开放监管办法》，其中关于天然气实行能量计量的规定将推进中国天然气计量和计价方式的转变［12］。在天然气价格改革方面：一是会继续实行价格上浮形式的天然气季节差价［13］，预期上海和重庆两个天然气交易中心会继续推出新的天然气现货交易方式；二是按计划年末居民用气门站基准价格将允许上浮，居民用气价格又将迎来一波上涨浪潮。但若国民经济如期下行，居民用气门站价格上浮也可能暂时搁置或按极有限的上浮幅度实施。