中国天然气资源供应风险与对策

陈 骥 吴登定 雷涯邻 张万益 马 芬 方 圆

（1.中国地质调查局发展研究中心，北京 100037；2.中国地质大学（北京），北京 100083）

0 引言

天然气作为最清洁的化石能源，在人类生存生活中具有重要地位，是绿色、清洁能源的代表［1］。世界能源结构呈现四分天下的格局，我国一次能源消费结构中煤炭占60%，天然气仅占7.8%，加快推动天然气革命是推动我国能源生产和消费革命的重要举措［2-5］，在推动天然气消费过程中，对天然气供应安全的研究也至关重要。考虑目前对中国天然气供应风险的研究分为定性分析和定量分析两种［6-8］，可采用多因素指标量化分级体系对天然气供应风险进行评价。为此，在文献调研的基础上，优选出科学评价指标，建立指标在不同市场形势下的参照值，对各指标进行量化分级，并在雷达图上直观地展现对我国天然气供应风险的评价结果，以期为国家和政府部门提供参考。

1 天然气资源概况

全球天然气资源总量丰富，但分布不均匀，同时，对天然气需求的不断增加使天然气产量呈增长态势。根据BP公司2019年公布的数据［9］，2018年全球天然气探明剩余可采储量为196.9 × 1012m3，俄罗斯、伊朗、卡塔尔、土库曼斯坦和美国5国探明剩余天然气可采储量占全球探明剩余可采储量的64.5%。全球天然气消费量总计3.848 85 × 1012m3，同比增长5.3%，增速高于过去十年2.2%的平均水平。全球天然气主要消费国为美国、俄罗斯、中国，这3国的消费量占全球总消费量的40.3%。其中，美国天然气消费量达到8 171 × 108m3，占全球市场份额的21.2%，是最大的天然气消费国。全球天然气产量为3.867 96× 1012m3，比上年增加了5.2%，几乎是过去十年平均增速2.3%的两倍。全球天然气主要生产国为美国、俄罗斯、伊朗、加拿大和卡塔尔，其产量占全球总产量的54.1%。

中国天然气资源虽总量丰富，但消费总量大，主要消费领域为工业燃气和城镇燃气，产量增速远低于消费量增速，对外依存度较高。2018 年，我国天然气探明剩余可采储量为6.1 × 1012m3，占全球探明剩余可采储量的3.1%，位居全球第7位；中国的人均天然气探明剩余可采储量为每人0.44 × 108m3，全球排名仅第38位；中国天然气总消费量达到2 830 ×108m3，占全球市场份额的7.4%，位居全球第3 位，同比增长17.7%；中国天然气主要消费领域为工业燃气和城镇燃气，在消费结构中占比分别为38.6%和33.9%；中国天然气产量为1 615 × 108m3，占全球总产量的4.2%，位居全球第6 位，同比增长6.7%；中国天然气进口量约为1 254 × 108m3， 增幅高达31.7%，进口量首次超过日本，成为全球第一大天然气进口国，对外依存度升至45.3%，较2017 年的39.1%增长6.2 个百分点［10-11］；管道气进口量为479 ×108m3，来自土库曼斯坦的管道气占总进口量的28.59%；LNG 进口量为735 × 108m3，来自澳大利亚和卡塔尔的LNG占总进口量的33.96%。

2 评价思路与方法

2.1 供应安全影响因素分析

对天然气资源供应风险影响因素的研究，许多学者基于不同的视角，针对各个国家或单一城市开展分析，并提出了各自的观点［12-15］。国外学者采用主成分分析法、熵值法选出评价天然气安全水平的有效指标，以分析供应国家数量、脆弱性和进口天然气总量［16-17］。不过，这些定量分析的方法计算过程过于繁琐，不同方法所确定的指标权重也存在较大的差异，故评价结果也各不相同。国内学者采用构建不同类型的天然气供应保障指标体系，对不同国家和城市的天然气供应安全开展评价［18-20］。天然气资源供应安全影响因素归纳总结为资源因素、市场因素和政治因素。

2.2 评价指标的选取

根据上述对天然气资源供应安全影响因素的分析，基于一些学者的研究成果［13-22］，选取了6项天然气资源供应风险评价指标（表1）。

2.3 供应风险分级标准的确定

2.3.1 资源保障度

天然气资源保障度受天然气资源的探明剩余可采储量和消费量的共同影响。1980-2018年，中国天然气探明剩余可采储量从7 083 × 108m3增加至60 703 ×108m3，表观消费量从143.8 × 108m3增加至2 803 ×108m3。天然气资源保障度的变化经历了两个阶段：1980-1993 年，中国天然气资源保障度从1980 年的约49 年增加至1993 年的约近100 年；1994-2018年，中国天然气资源保障度呈下降趋势，从1994 年的约95 年下降至2018 年的约21 年（图1）。参考目前全球天然气资源保障度（51.2年）和全球主要经济发达国家美国（14.6年）、澳大利亚（57.9年）等国的天然气资源保障度并结合历史数据和相关专家的研究成果［23］，以10 年为一级进行风险等级划分，具体资源保障度风险状态划分标准见表2。

表1 中国天然气资源供应风险评价指标表

图1 1980-2018年中国天然气资源保障度走势图

表2 风险状态划分标准汇总表

2.3.2 储产比

储产比是年底剩余可采数量与该年产量的比值，是一个无量纲的参数，可反映某一地区、国家或者含气盆地的未来供给能力［24］。1980-2018 年，中国天然气产量从143.8 × 108m3增加至1 615 × 108m3，天然气储产比的变化趋势与天然气资源保障度的变化趋势相似（图2）。结合张抗等［24］提出石油天然气稳产临界储产比为12～14，以5为一级进行风险等级划分，具体储产比风险状态划分标准见表2。

图2 1980-2018年中国天然气储产比走势图

2.3.3 对外依存度

中国从2006年以后开始进口天然气，2006-2018年，中国天然气产量从590 × 108m3增加至1 615 ×108m3，消费量从577.8 × 108m3增加至2 830 × 108m3，而进口量从10.5 × 108m3增加至1 213.4 × 108m3。中国天然气资源对外依存度从2006 年的1.81%上升到2018 年的45.3%（图3）。对于天然气资源对外依存度的风险评级，重点参考全球主要经济发达国家价格波动率的对外依存度并结合历史数据，以5%为一级进行风险评级，具体对外依存度风险状态划分标准见表2。

图3 2006-2018年中国天然气对外依存度走势图

2.3.4 价格波动

作为国民经济发展必需的能源资源，天然气的市场价格受到国际油价、资源供需平衡、气侯变化等因素影响。价格波动反映了天然气资源的供需格局，价格波动幅度越大，供需越不稳定，对各行各业的生产经营影响也较大。由于我国还未制定完整的天然气进口价格体系，因此采用日本LNG 到岸价和德国平均进口管道气价的市场波动来作为衡量该指标风险的依据。从历史数据看，天然气价格波动幅度最大值出现在2008 年，价格同比上涨62.33%；价格波动幅度最小值出现在2014年，波动幅度在1%左右（图4）。根据历史数据以及对国内企业生产经营的影响，以5%为一级进行风险分级，具体价格波动风险状态划分标准见表2。

图4 1984-2018年天然气价格波动率走势图

2.3.5 市场集中度

市场集中度越高，垄断程度越高，控制力和话语权越集中在少数国家，对供需关系和价格的影响也越大。经济学界常用HHI（赫芬达尔-赫希曼指数）来反映市场集中度。本文选择全球最大的50 家天然气生产公司的产量份额来衡量市场集中度的风险。2018 年，全球最大50 家天然气生产公司的产量共为24 610 × 108m3［25-26］，为全球总产量的63.63%，HHI指数为251。借鉴美国司法部和联邦贸易委员会制定的标准，以500为一级进行风险分级，具体市场集中度风险状态划分标准见表2。

2.3.6 地缘政治风险

进口来源的集中程度和进口来源国的国家风险共同影响着地缘政治风险的大小。参照《欧盟关键矿产》报告中测算地缘政治风险的方法，2018年我国从土库曼斯坦进口管道气比重为69.53%，进口集中度HHI指数高达4 833.73（表3）；从澳大利亚进口LNG比重为43.68%，进口集中度HHI指数为1 908.26（表4）。参考Gemechu 等研究成果和美国、日本等发达国家数据，对其风险状态进行划分，具体地缘政治风险状态划分标准见表2。

3 评价结果与分析

按照前述研究思路，研判当下中国的天然气资源供应风险，可得以下结果：当前，中国天然气资源保障度不到21.45年，处于 “紧张” 状态，风险等级评定为8；储产比为37.58，处于 “宽松” 状态，风险等级评定为2；对外依存度为45.3%，处于 “紧张” 状态，风险等级评定为9；LNG价格和管道气价格全年波动幅度分别为24.14%和17.88%，处于 “中等” 状态，风险等级评定为5；前50大企业产量占全球总产量的63.63%，HHI 指数为251，处于 “宽松” 状态，风险等级评定为1；管道气和LNG地缘政治风险指数分别为4.16和0.79，风险等级评定为8，地缘政治风险处于 “紧张” 状态。将评价结果投射到雷达图上，可以直观形象地反映出中国天然气资源当前存在的主要风险点和风险程度（图5）。

当前，中国天然气资源人均储量少、需求量远大于产量，国内资源保障能力较为薄弱；探明剩余储量和产量均为全球第6位，储产比处于世界中等水平；由于近年来煤改气、大气污染治理等政策的推行，中国天然气需求量大幅度增加，导致对外依存度不断创新高；天然气生产分布在各个国家和众多油气公司，生产企业的行为对供需和价格的影响不大；由于运输距离的原因，导致东亚地区的天然气价格明显高于欧洲和美洲地区的价格；中国主要从土库曼斯坦进口管道气和从澳大利亚进口LNG，由于进口集中度过高，存在较大的地缘政治风险。

表3 2018年管道气进口来源国地缘政治风险评价表

表4 2018年LNG进口来源国地缘政治风险评价表

图5 中国天然气资源供应风险总体评价雷达图

预计到2035 年，受低碳清洁能源政策和城镇化建设的影响，中国天然气资源需求还会持续增加，资源保障度是否安全取决于未来中国的天然气风险勘探程度；受到天然气新增探明储量不断增加的影响，中国储产比有望维持现有水平；受国家管网公司成立和天然气门站价格改革的影响，各地LNG 供给站和接收站陆续投入使用，LNG 现货价格波动幅度可能会加大；随着中俄输气管道建成通气和中俄北极地区联合开发天然气项目的实施，中国天然气进口来源结构有望得到较大程度的改变。

4 结论与政策建议

当前，中国天然气资源供应风险主要表现在天然气资源保障度较低、对外依存度较高、进口来源过于集中导致政治风险较大等方面，故建议如下。

4.1 加强国内天然气资源的综合调查

提高国内天然气资源保障能力，改善过于依赖境外天然气资源的现状，就必须多方协作加强国内后备能源资源基地综合调查，助推形成一批具有影响的天然气资源基地。加强页岩气、煤层气、天然气水合物等非常规气资源的调查，开展南黄海、东海、南海等海域新区新层系新类型天然气资源战略调查，优选出战略接替区。

4.2 加大国外重要天然气资源基地的潜力评价

基于对全球天然气资源分布特征的分析，结合世界一流石油企业勘探和投资的区域，综合考虑政治因素，提出可以重点关注和分析俄罗斯、土库曼斯坦、卡塔尔、沙特阿拉伯、伊朗、尼日利亚、印度尼西亚、澳大利亚、圭亚那等国的常规天然气资源和加拿大、委内瑞拉、巴西等国的非常规天然气资源。

4.3 加快推动进口气源多元化体系构建和国际合作

加快推进中俄天然气东线管道建设，落实中缅管道的气源，丰富LNG 进口区域，注重进口量上的均衡发展。以一带一路和中非合作为契机，加强天然气贸易和合作方式的多元化。在国际合作方面，建立政府间的合作框架，重视与资源国的合作，以获得可靠的资源保障；重视与消费国的合作，争取成立东亚地区的天然气贸易定价中心，建立以人民币为核心的区域性天然气期货交易平台。

4.4 建立天然气资源储备机制提高资源保障能力

全面加快天然气管网建设，开放管道运营平台，加快储气调峰设施建设，完善地下储气库经营管理机制。制定合理的定价模式，形成有效的天然气价格引导机制。兼顾当前和长远目标，建立天然气资源储备机制来保证其持续稳定供应。

4.5 加大天然气地质理论、技术和装备的创新力度

随着我国天然气勘探不断向深层— 超深层、深水、非常规等领域拓展，天然气地质条件复杂化和资源隐蔽性加剧，需要进一步加强基础天然气地质理论、关键勘探技术和装备的研究力度，深入分析天然气资源展布、富集规律、成藏模式等研究内容，着重解决制约油气勘探的重大地质问题，构建对我国天然气勘探有指导意义的理论体系。提高深层、深水、非常规勘探的关键技术和核心装备的国产化程度，选取典型试验区开展现场攻关实验，为经济社会发展提供清洁、低碳、安全、高效的天然气资源保障。