2019年天然气产业链发展回顾及展望

郜婕 赵忠德 李育天 刘洋

（1.中国石油天然气股份有限公司规划总院；2.中国石油天然气股份有限公司天然气销售东部分公司）

1 2019年天然气产业链发展回顾

2019年国家能源局召开了大力提升油气勘探开发力度工作推进会，会议强调石油企业要落实增储上产主体责任，制定了针对油气行业增储上产的“七年行动计划”。在政策驱动下，石油公司加大油气勘探开发力度，组织各油气田积极生产，2019年全国天然气增储上产态势良好，产量、储量实现双升。天然气新增探明储量达到 14 000×108m3，同比增长 68%［1］。

1.1 国内产量高速增长

2019年国内天然气产量1 740×108m3，比上年增长169×108m3，连续3年增产超100×108m3，增速达到10.8%，较上年加快3.6个百分点［2］。其中，非常规天然气、煤制气全面增产。2019年页岩气产量150×108m3，较上年增长了37%；煤层气产量75×108m3，较上年增长了 36%；煤制天然气产量37×108m3，较上年增长了59%。

1.2 天然气进口增速放缓，对外依存度首现下降

根据海关总署数据，2019年中国进口天然气为1 333×108m3，同比增速6.9%，比上年的31.9%大幅下降25个百分点［3］，继续稳居全球第一大天然气进口国。由于国产天然气的快速增储上产及进口增速的大幅回落，中国天然气对外依存度首次出现下降，由上年的43.1%下降到42.1%。

2019年进口管道气500×108m3，占进口天然气总量的 38%。受来自土库曼斯坦和乌兹别克斯坦进口量下降影响，中国进口管道气同比下降0.8%。

2019年LNG进口量达到833×108m3，同比增长12%，占进口总量的比例为62%，比上年提升4个百分点。进口LNG来自全球29个国家，主要来自澳大利亚、卡塔尔、印尼和马来西亚，四个国家进口量占比达到78.6%。

1.3 天然气管道建设持续推进，天然气进口四大通道形成

2019年，以西气东输系统、陕京系统、川气东送、西南管道等为骨架的横跨东西、纵贯南北、连通海外的全国性供气管网进一步完善。全国新增天然气管道里程约1 700 km，总里程超过8.5×104km，管道一次输气能力超过3 740×108m3/a。

2019年新建成的天然气干线、支干线管道主要为中俄东线天然气管道黑河—长岭段、唐山—宝坻段、定远—合肥复线、鄂安沧管道鹿泉—安平段等。在建天然气管道主要有中俄东线中段、新粤浙管道潜江—韶关段、青岛—南京管道等。中俄东线的建成，标志着中国天然气进口将开启东北战略通道，对完善中国东北地区天然气管网布局，提高中国天然气进口多元化具有十分重要的战略意义。在国家能源局的持续推动下，2019年互联互通工程继续推进，主要包括深圳 LNG应急调峰站外输管道、西三线闽粤支干线增城—潮州段、新疆煤制气外输管道干线、西二线干线韶关联通工程、陕京四线的鄂尔多斯、乌兰察布、张家口压气站工程、陕京四线的密云—马坊支线和马坊—香河支线。互联互通工程有利于打通管输和调运瓶颈，优化全国及区域干线管网系统，提升调峰应急能力。

1.4 LNG接收站负荷率维持高位，储气调峰供气能力创新高

2019年全国新增中海油防城港 LNG和深圳燃气LNG储备站两座LNG接收站，新增接收能力为140×104t/a。截至 2019年底，中国累计建成并投运22座LNG接收站，接收能力8 860×104t/a。全年接卸船舶1 329次，整体负荷率约68%，远高于世界平均水平。其中，天津、青岛、深圳大鹏、江苏、宁波等主要 LNG接收站保持满负荷运行。天津南港LNG接收站全年共完成98艘次LNG船舶接卸，年接卸LNG达650.6×104t，取代江苏LNG接收站，成为全国 LNG接收站接卸冠军。青岛 LNG接收站以27%的涨幅提高生产负荷，LNG年接卸量达616×104t（约86×108m3），成为进口量增长最多的LNG接收站。

在《关于明确储气调峰措施相关价格政策的通知》《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》等政策引导下，油气公司加快地下储气库的建设。随着文23地下储气库、港华地下储气库陆续投产，2019年中国地下储气库达到27座，工作气量约 102×108m3，同比增长 17%，创历史新高，发挥了重要的调峰作用。2019年文23储气库（中国中东部最大储气库）投产，设计最大库容 104.21×108m3，全部建成后工作气量达到40.93×108m3。其最大日注气能力2 340×104m3，最大日采气能力3 690×104m3［4］。截至2019年11月11日，文23储气库累计注气量30.4×108m3。投产首年注气量即突破 30×108m3，在我国储气库发展历史中尚属首次。截至 2019年 12月 26日，文23储气库累计采气超8 600×104m3。

1.5 天然气消费首次迈上3 000×108 m3大关

随着中国宏观经济稳中趋缓，环保政策下的“煤改气”工程减少，天然气消费增长明显放缓。2019年中国天然气表观消费首次迈入3 000×108m3大关，达到3 067×108m3，同比增长264×108m3，增速9.4%，增量较2017年、2018年明显回落，增速回落至一位数水平。扣除地下储气库注气量和LNG库存变化，天然气消费量3 041×108m3，同比增长9.5%。

从消费地区看，江苏、广东和四川等3个省份天然气消费量超过 200×108m3，山东、北京、河北、浙江、新疆、陕西、河南、上海、天津和重庆等10个省市天然气消费量超过100×108m3。

从消费结构看，城市燃气和工业用气是拉动天然气消费增长的主要动力，同比增长为 12%和10%，分别占总体消费量的35%和36%。城市燃气随京津冀、汾渭平原、长三角地区居民“煤改气”和“村村通”工程持续推进，居民、公服用气保持稳健增长。环保部发布的《关于解决“煤改气”“煤改电”等清洁供暖推进过程中有关问题的通知》征求意见函提出“宜电则电、宜气则气、宜煤则煤”，使得 2019年采暖用气需求增速同比上个采暖季有所放缓，但仍保持较快增长。

发电用气和化工用气分别占总体消费量的19%和10%。受部分省份施行两部制上网电价、国家发展改革委要求全面下调一般工商业电价政策及可再生能源装机快速增长影响，发电用气增速大幅回落；化工企业开工率较上年提升，化肥化工用气增速回升，天然气资源供应形势有所好转。在深化供给侧结构性改革及中美贸易摩擦长期化的背景下，宏观经济增速放缓，工业用气增长趋缓。

2 2020年天然气产业链发展展望

2.1 疫情下天然气需求增量将远低于2019年水平

2020年春节以来，受新冠肺炎疫情（简称疫情）影响，中国31个省份相继启动突发公共卫生事件一级响应。疫情爆发以来全国范围内企事业单位延长假期，酒店、饭店、商场多处于停业状态，公服、商业用气需求大幅下降；23个省市工业企业延期复工，企业订单减少，工业用气明显下滑；受工商业延期复工影响，全社会用电需求减少，发电用气需求小幅下降。一季度全国天然气表观消费量为808×108m3，同比下降 0.9%，增速比上年同期下降12.3个百分点，增速创历史新低。

城市燃气方面，2020年是《打赢蓝天保卫战三年行动计划》的目标年，各地新通气用户持续增加，居民和采暖用气仍可保持稳健增长［5］。公服、商业用气方面，疫情得到有效控制后，餐饮业、旅游业或迎来报复性消费，带动用气需求大幅反弹。

工业生产用气方面，随着疫情的缓解，工业企业开工率持续提升，截至4月底，全国规模以上企业复工率 99.1%，平均复岗率 95.1%，上市公司复工率98%，中小企业复工率84%，复工复产逐步接近或达到正常水平，工业用气需求得到恢复和提振。但是受海外疫情影响，中国外贸订单取消和减少，东部沿海外向型企业受到不同程度的冲击，对工业用气需求产生负面影响。

发电用气方面，4月上半月全国发电量实现同比正增长，显示出复工复产后全国发电需求逐渐恢复。亚太地区 LNG现货价格低位运行，有条件的LNG接收站运营企业将在广东、福建、浙江、江苏、京津地区利用低价现货资源抢占市场，一定程度上刺激发电用气增长。

化肥化工用气方面，随着疫情逐渐得到控制，下游经销商开始正常生产经营，加之气价下调的政策，化肥行业用气量同比将有明显增加；受油价暴跌拖累甲醇市场价格处于低位，行业整体不乐观，预计甲醇行业用气需求难有增长。

尽管中国疫情得到有效控制，但是欧美等发达经济体的疫情从3月份开始快速蔓延，印度、俄罗斯、巴西等新兴市场国家疫情从4月份开始快速蔓延，全球经济活动保持低位，正常的贸易秩序受到很大冲击并在短期内难以解除。疫情将对全球跨境贸易造成重大影响，特别是对于我国高度依赖出口的外贸企业打击严重。3月份外需处于环比收缩区间，新出口订单指数为46.4%，低于“荣枯线”，后续也不排除出口订单进一步下降的可能性。考虑国内外受疫情影响，预测 2020年全国天然气需求量约为3 160×108～3 220×108m3，增速3%～5%。

2.2 天然气生产和供应能力持续增强

国内生产方面，为贯彻实施油气勘探开发“七年行动计划”，国内天然气生产将继续保持稳健增长。预计2020年中国天然气产量（含煤制气）有望将达到1 883×108m3，同比增长6.0%，增量主要来自几大主力气田和页岩气、煤层气等非常规资源。

进口资源方面，石油公司将消纳进口长协资源的照付不议量，LNG现货资源作为调节资源，将补充缺口。受疫情影响，2020年中国天然气进口量预计为1 340×108～1 370×108m3，增速将较上年明显下滑，同比增加1.3%～3.6%。

综合 2020年国内外资源及全国需求情况，全年天然气供需宽松。

2.3 国家管网公司年内完成资产划转，实现油气全国一张网管理和运营

2019年12月9日，国家石油天然气管网集团有限公司（简称国家管网公司）正式挂牌。中石油、中石化、中海油的油气管道资产大多数划入国家管网公司。同时，部分LNG接收站、地下储气库也划入国家管网公司。国家管网公司成立后，将对管网从规划、设计、建设、运营、调控等各个环节进行整合优化，降低重复建设和投资，统筹布局国内天然气管道，吸引社会资本进入天然气相关行业，推动管网基础设施建设加速，形成真正的全国一张网，从而提高管网系统效率。根据国家发展改革委、国家能源局2017年5月19日发布的《中长期油气管网规划》，到2025年我国天然气管道总里程将达到16.3×104km。

2020年将建成多条干线天然气管道，管道里程接近4 000 km，全国总里程将增至8.9×104km，一次管道输气能力超过 5 400×108m3/a。新建成管道包括中俄东线的大庆支线、明水支线、中俄东线的长岭—永清段、蒙西煤制气管道一期、新疆煤制气外输管道的潜江—宜阳—濮阳段、潜江—衡阳—韶关段、青宁线、唐山LNG外输二线以及京石邯复线等。

2020年储气库工作气量也将持续快速增加，LNG接收站仍处于高速建设期，天然气基础设施的保障能力进一步增强。2020年新投产的 LNG项目为江苏LNG接收站三期（350×104t/a）、唐山LNG接收站三期（350×104t/a）、广汇能源启东LNG接收站三期（185×104t/a），LNG接收站总接卸周转能力增至9 745×104t/a。2020年将重点建设中原文23、西南铜锣峡等地下储气库，连同正在扩容建设的地下储气库，2020年地下储气库工作气量有望达到130×108m3/a，储气调峰能力进一步提升。

3 天然气产业链发展的相关建议

3.1 多方举措降气价，刺激天然气市场复苏

为支持企业复工复产、共渡难关，国家发展改革委和地方政府陆续发文要求降低非居民供气价格，提前执行淡季价格政策。这些措施对促进天然气市场复工复产起到关键作用。从天然气产业链协调发展、长期可持续发展角度，建议国家发展改革委研究适当下调管输行业基准收益率可行性，重新核定长输管道、城燃管网和 LNG接收站费率，实现让利于终端用户。只有各方共同努力，切实降低终端用气价格，才能最终促进天然气市场复苏。

3.2 加快扩大天然气利用规模，促进天然气产业链持续健康发展

随着2019年底中俄东线投产、在建LNG接收站陆续投产，未来中国天然气将出现供需宽松局面。为避免天然气消费增量大规模下降，建议扩大天然气利用规模，促使天然气供需两侧平衡发展。天然气市场需求增量主要集中在城镇燃气、工业燃料、天然气发电三个领域，建议结合行业特点和发展实际，扩大天然气利用规模。

（1）落实生态环境部《工业炉窑大气污染综合治理方案》，开展工业园区和产业集群综合整治，加大煤气发生炉、燃煤工业炉窑淘汰力度。

（2）鼓励发展天然气调峰发电和分布式能源项目，在西部地区支持配套建设天然气发电，与可再生能源融合发展。

（3）在交通领域，积极发展天然气车船，加快加（注）气站网络建设。

3.3 抓住国际油气“买方市场”时机，对进口合同进行价格复议

随着 2004年西气东输管道的建成投产，中国天然气市场进入快速发展时期。2004—2014年，中国天然气消费量年均增速高达16%，而同期国内天然气产量年均增速仅为12%。为了满足不断快速增长的国内市场需求，中国建设了中亚、中缅天然气管道，在沿海地区建设了 LNG接收站，并在高油价、市场供不应求时期签订了多个照付不议管道气进口合同和 LNG长期购销合同。由于进口天然气价格较高，在国内消费市场上常常出现价格倒挂现象，巨额亏损主要由石油公司来承担。目前，全球LNG市场呈现供过于求的宽松局面，对于长贸资源，建议国内石油公司通过价格复议等手段重谈合作，确定新的计价公式，有效降低天然气进口单价，彻底扭转中国进口天然气的高价模式。在现货市场，由于价格对需求反应非常敏感，多头买方竞争极易推高采购成本。建议在鼓励开放竞争的前提下，有关部门要对国内各公司采购行为进行统一协调，以减少无序采购带来的价格风险。

3.4 坚持疫情防控与安全生产两手抓，保障重点基础设施工程顺利实施

2020年作为“十三五”规划收官之年，中俄东线中段、闽粤支干线广州—潮州段、深圳 LNG外输管道、粤东 LNG外输管道、青宁管道、启东—南通管道等一大批天然气管道都到了关键建设期。建议坚持一手抓疫情防控、一手抓复工复产，积极与国家有关部委、属地政府沟通协调，进一步完善管理制度，切实提高安全生产水平，确保按时完成年度建设目标。

2019年储气调峰供气能力超过 102×108m3，占全国消费量的比例为 3.3%，远低于全球平均水平，成为天然气安全稳定供应和行业健康发展的短板。根据国家发展改革委、国家能源局 2018年 4月26日印发的《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》，到2020年供气企业拥有不低于其年合同销售量10%的储气能力，城镇燃气形成不低于其年用气量 5%的储气能力，地方政府形成不低于日均3天需求量的储气能力，建议继续加大储气设施建设推进力度，夯实主体责任，确保按期完成储气设施建设任务。