2020年中国天然气发展述评及2021年展望

高 芸蒋雪梅赵国洪吴雨舟曾 卓

（1.中国石油西南油气田公司天然气经济研究所，四川 成都 610051；2.四川长宁天然气开发有限责任公司，四川 成都 610056；3.中国石油天然气销售河北分公司，河北 唐山 063000；4.国家管网集团西南管道有限责任公司贵阳输油气分公司，贵州 贵阳 550000；5.中国石油集团川庆钻探工程有限公司地质勘探开发研究院，四川 成都 610051）

0 引言

2020年，新冠肺炎疫情肆虐全球，叠加国际油价暴跌，世界经济和石油天然气工业遭受2008年世界金融风暴以来的又一次重创。可喜的是，中国针对疫情迅速反应，果断处置，很快便基本控制了疫情，全年国民经济增速由负转正，成为全世界唯一实现正增长的主要经济体。在突如其来的新冠疫情、油价跳水和天然气需求锐减面前，中国天然气产业显示出强大的韧劲。在国家的统一部署下，天然气产业链各环节在抓好疫情防控的前提下，积极复工复产并采取有效措施提振市场信心，刺激天然气消费，天然气产供储销逆势增长，为中国经济实现正增长作出了重要贡献。

1 天然气勘探不断取得新突破，探明储量保持高峰增长

2020年伊始，受新冠肺炎疫情全球性爆发的影响，国际石油价格深度下跌，世界各大石油公司纷纷调整经营策略，油气勘探投资大幅减少。中国虽未能独善其身，但是重点盆地、重点区块和重点领域的油气勘探投资没有受到影响，天然气勘探成果虽不及2019年耀眼，但仍取得许多新发现或新进展。

与2019年天然气勘探陆上与海上、常规与非常规全方位开花结果不同［1］，2020年的勘探新发现和新增天然气探明储量主要出自陆上几个重要含气盆地。其中，中国石油天然气集团有限公司（以下简称中国石油）在四川盆地川中地区的天然气勘探再次取得重大突破，发现一条富含天然气的新区带，潜在天然气资源量超1×1012m3；在塔里木盆地新发现一条区域级富含油气的断裂带，新增有利勘探面积3 520 km2；在准噶尔盆地南缘中段获重大天然气发现，初步估算气藏规模1 000×108m3；中国石油辽河油田公司在东部凹陷火山岩勘探获重大发现，预测天然气资源量达到1 170×108m3。截至2020年，中国石油已连续14年新增天然气探明地质储量超4 000×108m3［2］。中国石油化工集团有限公司（以下简称中国石化）则在四川盆地普光和通江区块、鄂尔多斯盆地、松辽盆地等领域天然气勘探取得新突破。其中，普光气田的陆相勘探取得重大突破，初步预测天然气资源量达1 234×108m3；川西气田新增天然气探明储量达830×108m3，累计探明储量达1 140×108m3；涪陵页岩气田新增页岩气探明储量达1 918×108m3，气田累计探明储量达到7 926.4×108m3。目前，中国石化共获页岩气探明储量达9 407.72×108m3［3］。中国海洋石油集团有限公司（以下简称中国海油）在南海东部海域获得惠州26-6油气重大发现，测试日产原油500 m3，天然气日产量60×104m3，油气层厚度422.2 m。

预计2020年中国新增天然气探明储量约为8 000×108m3。自2019年国家提出油气增储上产七年行动计划以来，两年间中国天然气探明储量增加了约2.3×1012m3，成效明显。如图1所示，“十三五”期间，中国累计新增天然气探明储量约为49 880×108m3，超额9 880×108m3完成国家《天然气发展“十三五”规划》目标（40 000×108m3）。其中，常规气量超4 320×108m3，页岩气量超5 660×108m3。

图1 2006-2020年中国天然气探明地质储量变化图

2 天然气继续强力增产，页岩气产量突破200亿立方米

得益于较早控制了新冠疫情的发展，2020年中国天然气生产活动并未受到干扰，全年天然气产量达到1 888.5×108m3，增长率为9.8%，与上年持平［4］。如图2所示，这已是中国天然气产量增量连续第4年超过100×108m3且净增量由上年的133×108m3增至153×108m3［1］。相比之下，2020年全球天然气产量估计下降了3.6%，其中，北美地区疫情严重程度居世界之最，天然气生产受影响程度亦居世界第一，产量减少了约470×108m3。

图2 2011-2020年中国天然气产量变化图

在2020年中国天然气生产结构中，页岩气产量约为200×108m3，净增量为56.4×108m3，增幅达39.3%。页岩气在中国天然气总产量中的占比由上年的8.3%增至10.6%，其增产量占全国天然气总增产量的37.0%，成为天然气产量增长的主要推手。目前，中国页岩气探明地质储量总量约为20 100×108m3，主要分布在四川盆地。目前投入开发的主要有4个页岩气区或气田：（1）川南页岩气区，已建成百亿立方米产能，2020年产量为116.3×108m3；（2）涪陵页岩气田，2020年的产量约为67×108m3，计划建成100×108m3产能；（3）重庆南川页岩气田，2020年产量约为15×108m3。（4）威荣页岩气田，正建设30×108m3产能。按现已探明的页岩气储量规模和产能建设计划，近中期四川盆地的页岩气产量还将持续大幅跃升。

2020年，中国天然气生产领域产生了4个具有里程碑意义的事件。（1）中国石油的天然气产量达到1 304×108m3，占全国总产量的69%，较2019年净增116×108m3，在创造公司年天然气净增量历史记录的同时，总产量亦突破1×108t油当量大关。其中，长庆气田、西南油气田、塔里木油气田的天然气产量合计约为1 077×108m3，同比净增111×108m3，在全国总产量和年净增量中的占比分别达到了57%和73%。（2）长庆油田天然气产量达到了448×108m3，助推长庆油田油气当量跨上6 000×104t新台阶，创造了中国油气田产量新纪录。（3）中国石油西南油气田和塔里木油田天然气产量双双突破300×108m3，其中西南油气田共生产天然气318.2×108m3，同比增加49.6×108m3，净增量再次居国内各油气田之首。（4）西南油气田建成我国首个100×108m3页岩气区，全年生产页岩气101.3×108m3［5］。

“十三五”期间，中国天然气年产量从“十二五”末的1 346×108m3增至1 888.5×108m3，净增量为542.5×108m3，年均增长率7%，虽未能完成《天然气发展“十三五”规划》提出净增量820×108m3和年均增长率8.9%的目标，但累计产量达到了8 067×108m3，超出“十二五”产量近2 100×108m3。

3 天然气进口量再度走弱，进口增幅创历史最低

2020年1-5月，受新冠肺炎疫情影响，中国天然气进口增幅一改往年走势，不增反降。下半年，在复工复产和冬供相关政策的拉动下，天然气进口增幅开始恢复性上升，但全年进口总量和增幅均低于预期。继上年之后，天然气进口走势再度下行（图3）。

图3 2006-2020年中国天然气进口走势图

3.1 天然气进口增量创5年最低，进口增幅跌至谷底

2020年，中国共进口天然气1 402.9×108m3，年净增量和增幅分别为70.4×108m3和5.3%。其中，进口LNG量为926.4×108m3，同比增加94.9×108m3，增幅为11.4%；进口管道气476.5×108m3，同比减少24.6×108m3，降幅为4.9%［6］。可见，LNG进口继续保持高位增长，而管道气进口连续第2年减少，并且降幅由0.8%扩大至4.9%，拉低天然气进口增量创5年来最低。

2020年的进口量增幅创历史最低的原因主要有3个：（1）年初新冠肺炎疫情重创天然气终端消费市场，经济活动减少，非居民用气需求断崖式下跌，天然气进口商以不可抗力为由减少了管道气的进口量。（2）国际油价暴跌将LNG现货价格拉至历史低点，而以长协价格采购的管道气成本过高，天然气供应商及时调整天然气进口策略，减少了管道气进口量。（3）11月进入传统需求旺季后，由于土库曼斯坦因采气厂检修导致当月中亚管线天然气供应量同比减少22.1%。

3.2 天然气进口均价下跌，现货LNG进口价格探底后强势反弹

进入2020年后，国际油价从3月起深度下跌，天然气进口长协价格与油价的联动效应终于在2020年中国天然气进口价格中得以显现。全年中国天然气（包括管道气和LNG）进口均价约为1.65元／m3，较上年骤降0.51元／m3。其中，管道气进口均价1.47元／m3，下跌0.31元／m3；LNG进口均价1.75元／m3，下跌0.63元／m3［6］。

同时，中国现货LNG进口到岸价U形走势明显，如图4所示，年初，受全球产能过剩、新冠疫情及国际原油价格暴跌影响，LNG到岸价格在6月跌至历史最低的2.1美元／MMBtu。随后，较低的LNG进口成本、下半年疫情受控、宏观经济形势好转、拉尼娜现象带来的持续低温及北方大范围清洁取暖等因素的叠加推动，拉升了国内LNG需求，LNG到岸价格走势开始反转。在跨过2019年全年价格水平后，12月升至10.67美元／MMBtu的高位，超越了2017年冬季气荒时期的现货到岸价格（10.48美元／MMBtu）［7］。

图4 2018-2020年中国LNG现货到岸价格走势图

4 天然气消费平稳增长，对外依存度继续下降

2020年，中国天然气市场先后成功抵御了年初新冠肺炎疫情爆发与年末全国大面积低温严寒引发的天然气需求锐减与剧增的巨幅波动，天然气供需波澜不惊，继续稳定增长。同时，因国内天然气增产量上升与进口增量下降的错位走势，中国天然气消费对外依存度首次出现下跌。全年天然气市场有四大亮点或热点。

4.1 天然气需求先抑后扬，消费量再创新高

2020年春节后，为控制新冠肺炎疫情肆虐，除极少数关系国计民生的关键产业、岗位和生活商业外，大多数行业春节假期过后继续停工或歇业。天然气市场需求受到不可抗力的抑制，1-3月全国天然气表观消费量仅为785×108m3，同比增幅骤降至1.6%。部分地区天然气需求一度呈现负增长，极大地增加了国内天然气上游生产企业的产销平衡难度。4月开始，国内疫情受控，各行业复工复产，沉睡的天然气需求渐渐苏醒，到6月末，上半年天然气消费增速已升至4%。进入第4季度，受国民经济全面恢复正常和供暖季低温寒潮的刺激，天然气需求瞬间井喷式增长，国内天然气产量和进口量双双跳跃式增长，推动全年天然气消费量再创新高。

如图5所示，2020年中国天然气表观消费量（国内生产+进口-出口1，不含储存）达到了3 239.6×108m3，净增量207.1×108m3，增幅6.8%。虽然净增量和增长率均略低于上年水平，但在全球新冠肺炎疫情之下，世界各国天然气消费都有不同程度下降，中国天然气市场能一枝独秀，维持天然气消费需求保持增长已相当难得。

图5 2006-2020年中国天然气消费走势图

4.2 产供储销体系建设初见成效，极端气候下天然气供需紧而不“荒”

毫无疑问，2020年中国天然气市场供需的主要热点之一是天然气保供遭遇冬季极端天气的洗礼。必须承认，2020年的冬季是近年来罕见的。一是入冬早。受拉尼娜现象的影响，刚进入11月，北方气温就开始突降，南方的入冬时间较往年提前半月以上。二是冬季气温普遍偏低。进入12月后，全国大部分地区气温较历年均值低2-4度以上，个别地方甚至出现历史极低气温。三是连续遭遇几轮强降温寒潮。12月冷空气频繁出现，至2021年1月中旬至少出现5次低温寒潮，气温最多降低达10度以上，中央气象台还发布了最高级别的寒潮橙色预警。现在，北方居民家庭已普遍采用天然气取暖，南方家庭采用天然气取暖用户也大量增加，极端气侯致使供暖时间提前和取暖用气量大幅增加，再加上国民经济恢复至疫情前水平，10月和11月天然气消费环比分别剧增12.5%、13.8%，超过去年同期约10个百分点，原本宽松的天然气供需骤然紧张。

在天然气需求井喷式增长的局势面前，前几年国家积极推进的天然气产供储销体系建设、管道基础设施互联互通工程、市场各方保供职责和保供应急机制等开始发挥作用。一是国务院高度重视。10月中旬中华人民共和国国家发展和改革委员会（以下简称国家发改委）召开了2020-2021年供暖季能源保供工作会，提出要高度关注大范围持续极寒天气等不确定性对能源安全稳定供应的影响，天然气保供要重点落实“六个确保”。同时派出督导组到有关省市开展天然气储气设施建设和运行情况专项督导。二是天然气上游高负荷生产并加大境外天然气采购量。10-12月，全国共生产天然气518.9×108m3，较上季度增长20.6%；进口天然气385.3×108m3，较上季度增长10.1%，其中12月进口量高达154.8×108m3，环比增长22.4%。三是充分发挥地下储气库和LNG接收站的保供和调峰作用。入冬前，储气库加紧储气，能储尽储。入冬后全国所有在役储气库全部启动采气保供调峰，最大日采气量超过1×108m3。其中，重庆相国寺储气库高峰期采出的天然气有2 000×104m3进入国家管网，参与全国保供调峰。四是国家管网公司发挥“全国一张网”的资源统筹配置作用，组织和协调各方资源保供和“南气北上”，冬季输送量同比增加了12%。五是优化资源配置，天然气需求有保有压，用户确实需要用气则通过交易中心采购。

在多种保供措施的综合作用下，2020年冬的极端天气没有对天然气供应造成严重影响，供需总体平衡。个别地区虽有短暂的“气紧”或“有气无力”，但并未出现“气荒”。

4.3 供需波动，LNG价格上演过山车行情

2020年冬天的极端气候给天然气市场的另一个冲击是LNG价格如过山车一般高位巨幅振荡。在气温突降，天然气需求剧增造成的阶段性供需缺口的情况下，全国LNG市场均价从11月下旬的4 120元／t一路飚升至12月22日的8 996元／t，其间曾两度超过10 000元／t。12月末LNG均价回落至6 833元／t，月均价格6 436元／t，同比涨幅达42.5%。进入2021年后，LNG价格突然跳涨，到1月6日，市场均价突破万元大关，最高挂牌价达到12 000元／t的历史高位，中旬后才逐渐降至6 000元／t上下。

与2017年冬季一样，触发LNG价格暴涨的诱因是市场供需失衡，天然气上游减少或限制了国内LNG工厂的用气量，同时进口LNG接收站因保供增加了管道进气量，减少了LNG槽车供液量。不同的是，2020年冬LNG价格的涨幅远远超过了2017年。由于LNG是市场化定价产品，国家管理部门没有对价格疯涨采取干预措施，而是积极组织调配资源，增加天然气供应量，通过缓解供需矛盾来控制价格非理性上涨，符合市场经济原则和天然气市场化发展方向。

实际上，在极端市场环境下天然气价格出现巨幅振荡在天然气市场化国家并不鲜见，特别是会因气候和自然灾害等出现大幅波动。例如，2000-2001年冬，美国遭遇强寒流袭击，纽约商交所天然气期货价格由不到5美元／MMBtu一路暴涨至10美元／MMBtu以上，最高达18美元／MMBtu。

进入2020年以来，因进口LNG现货和国产LNG售价价格均在历史低位，拉低了LNG重卡的燃料成本，推动LNG重卡销售量增加了30%。但年末LNG价格突然暴涨，严重影响了LNG重卡销售和LNG重卡物流的发展，与2017年的情形如出一辙［7］。LNG价格的两次疯涨也提醒LNG重卡业要重视LNG价格的不确定性，研究规避价格风险的方式或应对策略，推进行业有序发展。

4.4 天然气的对外依存度和在能源消费结构中的占比进一步优化

中国在进口天然气的同时又向香港和澳门出口管道天然气，最近又在向蒙古、柬埔寨和越南出口LNG［6］。2020年，中国向香港出口的管道天然气执行新的供气合同，合同气量较之前有较大增加。由此，中国出口的天然气总量便由上年的36×108m3增至51.8×108m3，净增量为15.8×108m3。这样，中国2020年的净进口量约为1 351.1×108m3，全年表观消费量为3 239.6×108m3，较上年增加207.1×108m3，增幅6.8%。2020年天然气消费增量中，进口量占比由上年38.3%降至的26.4%。如此，继2019年后，中国天然气表观消费量的对外依存度再次回落，从42.8%降至41.7%，如表1所示。

表1 2008年以来中国天然气供需平衡表单位：108m3

初步预计，2020年中国能源消费总量同比增长约2.2%［4］，达到约49.8×108t标准煤。其中，天然气表观消费量为3239.6×108m3，约合4.31×108t标准煤，天然气在能源消费结构中的占比由2018年的8.1%增至约8.6%。“十三五”期间，天然气在中国能源消费结构中的比重上升了2.8个百分点，完成国家《天然气发展“十三五”规划》目标（8.3%～10%）。

5 中俄天然气管道建设进展顺利，LNG接收站再掀新建扩建浪潮

在国家石油天然气管网集团有限公司（下称国家管网集团）成立后天然气管道等基础设施归属或划拨未定，以及产业链结构性调整和运行机制还不明朗的情况下，2020年中国天然气基础设施建设没有重大新进展，主要热点有以下两个。

5.1 中俄东线输气管道中段投产，南段全面开工

中俄东线天然气管道中国段将新建管道3 371 km，按照北、中、南三段分期建设。北段（黑河-长岭）已于2019年12月投产供气；中段（长岭-永清）2019年7月开工建设，2020年12月初完工投产。南段工程起自河北省廊坊市永清县，自北向南途经河北省、山东省、江苏省，终点位于上海市白鹤镇。工程于2020年7月启动，2021年全面开工，预计2025年完工。工程完成通气后，长三角地区区域内的气源将更加多元化，供气和应急保障将有很大程度提高。

5.2 LNG接收站建设工程紧锣密鼓

与往年不同，2020年没有完工投产一座LNG接收站，但有3座LNG接收站的扩建工程完工投运。一是上海洋山LNG接收站新增2个20×104m3LNG储罐，储存能力由48×104m3增至88×104m3，储气能力提升80%，约240×104t／a。二是浙江LNG接收站新增3个16×104m3储罐，年处理能力从300×104t／a增至600×104t／a。三是江苏启东LNG接收站三期工程完工，新增1个16×104m3储罐，周转能力提升至300×104t／a。这样，截止到2020年，中国进口LNG接收站年接收能力共新增725×104t／a，达到8 390×104t／a［1］。目前，沿海LNG接收站在建的扩容产能超过2 000×104t／a，将在2021-2022年陆续投运。届时，中国LNG进口能力将超过1×108t／a。

表2 2020年中国LNG接收站新增接收能力

2020年初国际LNG现货价格创下历史低位，加上国家又将沿海LNG接收站作为储气调峰主要设施的功能定位，天然气市场参与各方都在积极推进进口LNG接收站的新建和扩建。其中，中国石化青岛LNG接收站三期工程获省政府批准，接收能力将增加到1 100×104t／a。新开工建设的LNG接收站有6座，一期接收能力2 695×104t／a，其中3座兼有储气调峰作用。如表3所示，2020年开工建设的LNG接收站有2个特点，一是大型化，6座接收站中4座的一期接收能力在500×104t／a以上，广东潮州项目高达600×104t／a，这在之前是罕见的；二是接收站项目方都是新加入LNG接收站建设与运营的企业，其中广东潮州项目为民营企业，表明LNG接收站经营正向多元化发展。

表3 2020年开工建设的LNG接收站

此外，尽管境内已投产或有数座LNG接收站在建，但沿海省（市）仍在规划新建LNG接收站。其中，福建省在建和规划建设的LNG接收站有4座，山东省规划建设的还有5座。

6 天然气市场化改革再获新进展

虽然遭遇新冠疫情，但中国天然气体制机制改革并未停步并取得新进展。

6.1 国家管网集团正式运营，天然气基础设施全面开放进入

国家管网集团正式运营无疑是2020年中国天然气行业发展的重大事件之一。自2019年12月国家石油天然气管网公司挂牌成立后，其天然气管道设施资产划转和运营机制一直倍受业内外关注。这一切在2020年复工复产后开始逐步明朗。从2020年4月起，国家管网公司采取股权与现金相结合的方式先后与中国海油、中国石化和中国石油签署油气管道等基础设施股权收购协议。9月30日，国家管网集团举行油气管网资产交割暨运营交接签字仪式。国家管网集团全面接管原分属于三大石油公司的相关油气管道基础设施资产（业务）及人员，正式并网运营，完成了国家管网集团由成立到运营的过渡。中国天然气上中游一体化彻底分离，为天然气上、中、下游形成“X+1+X”的天然气市场化体制机制铺平了道路。

通过收购和入股，现在国家管网集团除持有中国主要天然气长输管道资产外，还包括大连等10座LNG接收站、江苏金坛等3座地下储气库和广东省等4个省级天然气管网。

正式运营后，国家管网集团随即在其官网上发布油气管网设施信息公开的通知，公开了天然气管道、LNG接收站和地下储气库的基本情况、服务和价格等信息，受理托运商准入等工作。2021年1月，作为公平开放第一步，国家管网集团开展了2021年广西北海等6个LNG接收站及相关天然气管道窗口期集中受理工作，管道基础设施公开公平开放将付诸实施。

6.2 政策继续为天然气发展保驾护航

如表4所示，2020年中共中央办公厅、国务院办公厅和国家部委共发布或出台了9份与天然气相关的通知和意见。主要涉及两个内容，天然气价格和天然气储备设施建设。前者是我国天然气市场化改革的难点，后者是我国天然气产业链的短板，切实遵循了问题导向的改革思路。其中，天然气价格政策对当年和今后的天然气市场发展及市场化改革有深远的影响。

一是国家发改委2020年2月发布的《关于阶段性降低非居民用气成本支持企业复工复产的通知》。彼时，中国刚刚基本控制了新冠疫情，为鼓励各行各业复工复产并扭转因疫情影响而导致的天然气消费增速下降，天然气市场出现近年来少有的供过于求的局面，国家发改委适时出台了天然气价格支持政策，阶段性降低了非居民用气价格。此举对推进天然气市场迅速复苏和2020年天然气消费量增长产生了积极作用。

表4 2020年国家各部委发布的主要天然气行业政策

二是正式发布的2020年版《中央定价目录》。按照“管住中间，放开两头”的天然气价格改革思路，新版《中央定价目录》的天然气价格部分只有“跨省（自治区、直辖市）管道运输价”，对于天然气门站价，采取“2015年以后投产的进口管道天然气，以及具备竞争条件省份天然气的门站价格，由市场形成；其他国产陆上管道天然气和2014年底前投产的进口管道天然气门站价格，暂按现行价格机制管理，视天然气市场化改革进程适时放开由市场形成”［8］。这是中国2011年开始天然气价格形成机制改革以来最具颠覆性的改革，天然气价格由市场供需确定似乎近在咫尺。然而，无论从中国天然气的发展阶段，还是在天然气市场结构、天然气供需状态、天然气交易模式，以及现行天然气价格体系及其形成机制的科学性和完善性等方面，完全放开天然气价格由市场形成的条件远未成熟［9］。因此，《中央定价目录》提出的部分天然气门站价“暂按现行价格机制管理”是十分明智和理性的。从当前中国天然气市场现状分析，天然气价格改革应在稳定天然气供需的前提下，完善现行天然气门站价格机制，将天然气气源价格与油价挂钩联动，同时积极推进天然气体制机制市场化改革，最终实现气-气竞争价格机制［10］。

三是国家发改委、财政部和住建部等部门联合发布的《关于加强天然气输配价格监管的通知》、《关于清理规范城镇供水供电供气供暖行业收费促进行业高质量发展的意见》。中国天然气管道运输价格和城镇配气价格偏高，在天然气产业链各环节中，中、下游的投资收益明显高于投资与经营风险［11］。因此，对这两个具有垄断性特征的行业，加强输配气价格监管和成本监审是十分必要的。在当前中国天然气终端价格水平整体较高的情况下，国家管理部门连续发布这两份政策性文件，意图很明显，就是要降低输配气价格水平，减轻用户负担。

6.3 区域天然气交易中心终于落地

2020年临近年终，中国天然气交易市场连续结出两个硕果。11月末，深圳天然气交易中心在深圳前海联合交易中心正式挂牌成立。1个月后，浙江天然气交易市场有限公司在杭州揭牌运营并启动首笔线上交易。中国天然气市场期待已久的区域天然气交易中心终于落地，而且同时诞生两家。其中，深圳天然气交易中心定位为市场化的跨境天然气交易平台，为华南和泛珠三角地区及国际市场提供天然气交易服务。上线首日完成了6个品种的天然气交易，计价单位包括重量（t）、热值（GJ）、体积（m3）等，交收地点包括广东省、天津市、湖南省、江西省等地，有10家天然气企业参与交易。

上海石油天然气交易中心成立前后，包括天津市、四川省、广东省、浙江省、陕西省等都有意建立天然气交易中心，结果重庆市后来居上，又成立了一个国家级石油天然气交易中心。但是，仅仅国家级天然气交易中心还不能完全及时和准确满足或反应区域市场和特殊用户在特殊时点和当地市场环境下的天然气供需状况，而且国家级天然气交易中心的交易和价格也需要国内各区域市场的供需形势和市场价格予以支撑［12］。因此，市场更需要在多管道、多气源的交汇点，或一个省、市或多省构成的有一定规模的区域天然气市场，建立区域天然气交易中心。除为区域及其周边天然气供需双方提供现货天然气交易、交收和交易信息服务外，可与国家级交易中心遥相呼应，支撑或形成中国天然气基准价格［13］。这已为美国天然气现货交易的发展所证实，而中国天然气市场的地理面积和天然气供需的区域性、差异性等与美国相似［14］，至少可以在全国主要地区的天然气市场建立区域性天然气交中心。浙江省和深圳市两个区域的天然气交易中心挂牌运营将对中国华北、东北和西部等地筹建区域天然气交易中心起到示范效应。

6.4 天然气交易中心的现货交易模式不断创新

2020年，上海和重庆石油天然气交易中心的天然气现货成交量均有不同程度增长。上海天然气交易中心的双边交易量为811.5×108m3，较上年增加约5×108m3；重庆天然气交易中心的单边成交量为210×108m3，同比增长18%。然而，他们在2020年的主要亮点不是成交量，而是新推出的天然气现货交易模式。其中，上海天然气交易中心推出了LNG拼单专场交易、国际LNG船货交易、LNG运力交易等。同时，为适应油气管网设施公平开放的市场需求，建立了油气管网设施公平开放信息报送系统和信息公开系统。重庆天然气交易中心则顺应市场发展，一是开展了采暖季调峰天然气中远期交易，助力上下游企业提前锁定市场、锁定资源、锁定价格；二是开展试采气交易，在国内首次通过油气交易平台配置边远气井资源。三是将LNG工厂原料气专场交易拓展至川渝地区和华北地区；四是推出了多量价组合竞拍、限价竞拍，负荷价格挂牌、“价价联动”挂牌等交易方式。交易模式创新有助于吸纳交易商、增加交易量、发现天然气价格、平衡天然气供需。

7 2021年展望

进入2021年，中国国内外环境正在向好的方向发展，预期2021年国民经济增速将重回6%以上，天然气发展也将借助上年末快速增长的惯性，再上新台阶。

7.1 天然气储量增长保持高位，天然气产量突破2 000亿立方米

“十四五”期间，天然气将在中国能源转型和国民经济发展中担当重任。国家三大石油公司和管网集团已表示要加大天然气勘探开发、输气管道和地下储气库等基础设施建设投入力度，增储上产保供，推动中国天然气市场继续快速发展。

根据2020年的重大天然气勘探成果和新发现，预计2021年四川盆地、鄂尔多斯盆地、塔里木盆地和南海东部将提交一批新增天然气探明储量，继续引领中国天然气储量增长。其中，南海珠江口惠26-6油气田在2020年的油气重大新发现已通过国土资源部储量评审，新增探明地质储量5 000×104t油当量。预期2021年新增天然气探明地质储量仍将保持上年水平，达到约8 000×108m3。

为保障2020-2021年寒冬天然气市场需求，2020年末国内各油气田超常规生产，全年天然气增产量超出预期，多少会影响2021年的产量。预计2021年中国天然气产量将继续增加，但净增量低于上年，总产量突破2 000×108m3大关，达到约2 010×108m3，净增约120×108m3，增幅约6.4%。其中，四川盆地或将增产约50×108m3，继续领跑全国。

7.2 天然气进口增量回升，管道气进口恢复正增长

在以下因素的综合作用下，2021年中国天然气进口量将再次进入高增长轨道。①因新冠肺炎疫情，2020年中国进口俄罗斯天然气量未达到预期。中俄输气中段投产后，中国进口和消纳能力剧增，并且时值中俄输气管道投产的第三年，预计2021年中国从俄罗斯进口管道气将会较大幅度增加，进口量达到约70×108m3；②美国新政府上台后，为改善中美贸易关系，中国或将大量从美国进口LNG；③我国沿海LNG进口能力已接近1×108t／a，储存容量有了较大提升；④国家管网集团开放其下辖的6座LNG接收站剩余能力，已有54家托运商入围，今后将有更多的企业加入LNG进口行列；⑤国际LNG市场供应量充沛，现货LNG的合同条款和价格机制灵活，进口价格有市场竞争力；⑥2020年地下储气库大量采出后需要气源注入。

预计全年天然气进口量较2020年增加约为150×108m3，进口总量达到约为1 550×108m3，其中，LNG进口量将突破1 000×108m3。

7.3 市场供需平衡，冬季气紧或将缓解

2020年9月中国在第七十五届联合国大会上做出碳达峰和碳中和承诺后，国家将加快清洁能源的开发利用速度，天然气将在此过程中扮演重要角色。预计2021年我国各行各业，包括工业、化工化肥，天然气发电、商业和城市燃气业等的天然气消费需求增幅会高于2020年，达到约8%，消费总量约3 500×108m3。在供应侧，预计国内产量将达到2 010×108m3，进口天然气1 550×108m3，天然气供应略高于需求约60×108m3，基本平衡。冬季作为全年天然气供需平衡的重头戏，因有了2020年冬严寒突袭的保供经验，再加上中俄输气中段投产和天津市、唐山市、大连市等LNG接收站储存能力大幅增加，预计2021年华北及北方地区的冬季保供压力将大大减轻。

7.4 积极推进基础设施建设，完善天然气产供储销体系

国家管网集团完成资产划拨并正式营运后，天然气上、中、下游各方的界限、运营范围和储气调峰职责已经明朗。如此，国家管网集团运营前稍有停滞的天然气基础设施建设将开始提速。预计管网集团将针对天然气调配、调峰和保供的薄弱环节加强建设，一是加强管网集团内的输气管道、LNG接收站、地下储气库之间互联互通建设；二是加强其基础设施与上游气源方和下游城市燃气及大用户基础设施的融合和互联互通建设；三是针对天然气市场发展和供需潜力，规划新建跨省输气管道，提升天然气管网密度，增强“全国一张网”运营能力。

在中国产供储销体系中，“储”是最薄弱环节。其中，地下储气库在数量和工作气容量上严重不足，在区域分布上极不均衡，增加了天然气保供调峰的难度。国家能源局已决定在2021年积极推进东北、华北、西南、西北等地区“百亿方”级储气库群建设，预计今年将有一批地下储气库开工建设或列入建设规划计划。此外，2020年收官之际，不少地方政府和城市燃气企业还未达到2018年国家提出的储气能力建设目标。预计国家可能会采取措施，进一步压实其调峰保供责任并制定监导和考核问责机制，推动储气设施建设。

7.5 发布天然气能量计量计价体系，开展能量计量计价试点

2020年，预期的中国天然气能量计量计价方案和试点没有推出或多或少与新冠肺炎疫情有关。2021年，是2019年5月国家发改委等四部委联合下发的《油气管网设施公平开放监管办法》要求24个月内建立天然气能量计量计价体系的大限之年。为体现国家政策的严肃性，预计2021年5月前相关部门会推出天然气能量计量计价体系或发布征求意见稿。能量计量计价体系发布后，接下来便是试点推广。近几年，我国已系统开展了如何实行天然气能量计量计价的研究，能量计量技术的软件和硬件、试验室建设、相关标准、计价方案、实施步骤，包括试点建议都进行了广泛、深入和多次的研究，建立能量计量计价体系不存在技术问题，推广也没有难度［15-16］。如果还顾虑天然气市场对计量计价的转换难于接受，能量计量计价试点可以分二步实施。第一步先进行计量单位向能量转换，即天然气贸易交接同时进行能量计量和体积计量并体积价格进行结算，能量计量作结算附件参考。第二步再将体积价格结算转为能量价格结算。