2021年中国天然气发展述评及2022年展望

王 蓓 高 芸 胡迤丹 宋维东

（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.中国石油集团川庆钻探工程有限公司酒店管理公司，四川 成都 610051；3.四川长宁天然气开发有限责任公司，四川 成都 610056）

0 引言

2021年，新型冠状病毒衍生毒株德尔塔和奥密克戎突破了疫苗接种建立起的防火墙，世界又进入新一轮防疫抗疫斗争，刚见到复苏曙光的世界经济又蒙上了一层厚重的雾霾。中国经济在“六稳”（稳就业、稳金融、稳外资、稳外贸、稳投资、稳预期）、“六保”（保居民就业、保基本民生、保市场主体、保粮食能源安全、保产业链供应链稳定、保基层运转）方针指引下，在稳定中实现恢复性增长，虽第四季度受疫情多地散发影响，经济发展略有停滞，但全年GDP增长达8.1%，超出预期目标。国际石油价格在经历上年的暴跌后，从2021年初开始震荡走高，拉动国际天然气价格火箭式上涨。2021年的中国天然气发展可以用“稳中有进”来概括：天然气生产稳定增长、市场供应和需求平衡稳定、冬季保供风平浪静、基础设施建设扎实推进；新增天然气探明储量大幅度增长，天然气进口量和消费量增幅巨大。

1 天然气勘探硕果累累，新增天然气探明储量或达到历史最好水平

2021年，在国家油气增储上产“七年行动计划”和习近平总书记“能源的饭碗必须端在自己手里”指示的引领下，通过狠抓理论创新和技术进步，中国天然气勘探再获大面积丰收，亮点纷呈。

1.1 深层页岩气勘探取得重大突破，又一个万亿立方米储量页岩气大气区呼之欲出

深层页岩气（3 500～4 500 m）是中国页岩气开发的重要接替领域，技术可采资源量达3.70×1012m3［1］，对我国能源安全和天然气保供有着重要战略意义。中国石油天然气集团有限公司（以下简称中国石油）在收获川南万亿储量页岩气大气区后［2］，创新深层海相页岩气富集高产勘探开发理论并加强科技进步，运用中浅层页岩气勘探开发过程中创新形成的“六大”主体技术、组织管理模式和合作机制［1］207-210，对泸州北区及其外围地区的古隆起深层页岩气进行钻探评价，钻获数口高产井，探明了国内规模最大的深层页岩气田。现已探明页岩气地质储量逾5 000×108m3，落实了万亿立方米储量［3］。预期通过继续加大勘探力度，储量规模还会继续增加。这样，四川将再获一个万亿立方米储量页岩气大气区。

1.2 四川盆地天然气勘探全面开花，新增天然气储量创历史最好成绩

近年来，四川盆地天然气勘探不断有新发现、新突破或新进展。2021年，四川盆地天然气勘探在常规气和非常规气、新气区和老气区都取得耀眼成绩。其中，中国石油除了落实泸州深层页岩气万亿立方米储量规模外，在川中古隆起蓬莱气区多层系立体勘探再获重大战略新突破，初步形成蓬莱万亿立方米储量气区，一年收获了两个万亿立方米大气区。此外，中国石油还在该盆地二叠系勘探和致密气勘探开发一体化方面取得重要新成果，储量增长规模超过1 000×108m3［3］。由此，中国石油西南油气田公司（以下简称西南油气田）年新增天然气地质储量也创下历史纪录，引领四川盆地年新增天然气储量创历史新高。

中国石油化工集团有限公司（以下简称中国石化）分别在四川盆地侏罗系凉高山组新层系油气勘探和海陆相新类型天然气勘探取得重要突破，前者初步落实天然气资源量达1.2×1012m3，后者为中江气田新增天然气探明储量达340×108m3，累计探明天然气储量为1 061×108m3，成为四川盆地又一个千亿立方米气田。另外，涪陵页岩气田白马区块常压页岩气勘探取得重大商业发现，新增天然气探明储量达1 048×108m3，累计探明储量升至近9 000×108m3［4］。

1.3 中国海油在海洋和陆上双双取得重大勘探成果

2021年，中国海洋石油集团有限公司（以下简称中国海油）分别在珠江口盆地惠州26-6油气田和渤海中部渤中13-2油气田取得重大勘探成果。其中，惠州26-6油气田探明地质储量为5 000×104m3（油当量），发现井日产原油500 t，天然气储量逾60×104m3；渤中13-2油气田探明地质储量亿吨级油气当量，发现井日产原油300 t，天然气储量15×104m3。同时，中国海油在陆上的非常规气勘探获重要成果，在山西临兴气田探明天然气地质储量达1 010×108m3［5］。

1.4 新增天然气探明储量或达到1.5万亿立方米

除了上述重大天然气发现和勘探突破外，中国石油在鄂尔多斯盆地和塔里木盆地分别发现万亿立方米资源潜力的新领域和一个10亿吨级大油气田。2021年，中国石油新增天然气探明储量总量将超过万亿立方米，创历史新高。这样，连同中国石化新增天然气探明储量2 861×108m3和中海石油陆上与海上新增天然气储量，预计2021年中国新增天然气探明储量达1.5×1012m3以上，达到或超过2019年（15 735×108m3）的历史最高水平。其中，页岩气探明储量较上年增长两倍以上。

图1 2010-2021年中国天然气探明地质储量的发展变化图

2 天然气产量稳定增长，总产量突破2 000亿立方米

2021年，中国天然气生产的总态势是“稳”，除12月外，全年日均产量一直维持在5.1×108～6.0×108m3之间，而12月的日产量增幅仅为2.9%，为全年最低，十分罕见。另一方面，也说明2021年冬季用气高峰期市场需求平稳。

全年天然气总产量突破2 000×108m3大关，达到2 053×108m3，较2020年净增128×108m3，增幅8.2%，较2019年增长18.8%，两年平均增长9.4%［6］。虽然增量和增幅低于2020年，但保持了100×108m3以上的增长。从2017年至今，中国天然气产量已连续第5年增产100×108m3以上。2021年天然气总产量中，页岩气为230×108m3，较2020年净增约30×108m3，增幅15%，虽大大低于2022年的39.3%［7］，但仍高于总产量增幅7个百分点。页岩气在中国天然气总产量中的占比由上年的10.6%增至11.2%，增产量占全国增产总量近四分之一。

中国石油依然是2021中国天然气产量和增产量最大的企业，共生产天然气量达1 378×108m3，占全国总产量的67.1%，份额与上年相当；增产量71×108m3，增幅5.4%，此两项指标均较上年有所下降。目前，中国石油的天然气产量在公司油气当量占比中已超过石油的产量，达到51.4%。

中国石油的增产量主要来自长庆油田、西南油气田和塔里木油田。这三个油气田稳居中国天然气产量前三位，2021年共生产天然气量为1 138×108m3，同比净增约60×108m3，占中国石油增产量的84.5%；产量占2021年全国产量的55.4%，增产量占全国增产量的46.9%［8］。其中，长庆油田天然气产量最高，达到了465×108m3，净增16.5×108m3或3.7%。西南油气田增产量最大，共生产354×108m3，净增约36×108m3或11.3%，不仅增产量占中国石油的一半以上，也是国内各油气田中增产量最大的油气田。在西南油气田的天然气产量构成中，常规气约为229.1×108m3，占总产量的64%；页岩气约为111.7×108m3，净增约10.5×108m3或10.4%，在总产量中份额为31.6%；致密气约为13.2×108m3，增长31%。在增长作业技术进步的支撑下，页岩气和致密气的产量及其占比在不断攀升。

2021年，中国石化共生产天然气约为339×108m3，同比净增约36×108m3，增幅11.9%，为近4年来最大增幅。其中，涪陵页岩气田年产量超过85×108m3，增产约18×108m3。中国海油天然气产量约为226×108m3，增长13.6%。2021年11月末，中国石化天然气日产量跃升至1×108m3，预示着2022年中国石化天然气产量还有较大幅度增长。

图2 2010-2021年中国天然气产量的发展变化图

3 天然气进口强力反弹，进口增量和增幅创三年来新高

2021年，中国天然气进口一改前两年进口增量大幅度减少、增幅一跌再跌的颓势，双双大幅度走高。

3.1 天然气进口增量达历史次高，LNG进口量超过日本，居世界第一

2021年，中国共进口天然气量达1 674.8×108m3，比上年净增272×108m3，同比增长19.9%，比2019年增长25.9%，两年平均增长12.9%。进口增量略低于2018年历史最高的301×108m3，为有天然气进口以来第二高。其中，进口LNG量为1 089.2×108m3，同比增加162.8×108m3，增幅为17.6%；进口管道气585.5×108m3，同比增加109×108m3，增幅22.9%［9］。LNG进口量在总进口量中的占比略低于2020年，从66%降到65%（图3）。

图3 2010-2021年中国天然气进口走势图

2021年中国天然气进口量急剧飚升的主要原因如下：①2020年下半年以来中国天然气市场需求旺盛的刺激和冬季供需紧张的拉动所产生的惯性效应；②沿海进口LNG接收和处理能力增大；③中亚管道没有如同前几年那样在冬季突然减供；④中俄输气管道进口量快速提升，2021年进口量达104×108m3，较2020年翻了一倍多。

2021年，曾雄踞世界LNG进口第一大国多年的日本共进口LNG 7 496×104t，约1 034×108m3。这样，中国就超越日本成为世界最大LNG进口国。日本国内天然气资源匮乏，天然气消费全部通过LNG进口，天然气进口历史悠久，目前年进口量稳定在1 000×108m3上下。中国从2006年开始进口LNG，进口量快速增长，超越日本用了16年。

3.2 管道气进口价格下跌，LNG进口价格上涨，现货LNG价格创历史最高

2021年，国际天然气市场最大的热点是天然气价格疯涨。国际原油价格在2月开始上行之后，国际天然气价格从3月起也一路上涨。在北美、英国、亚洲等三大国际天然气市场，天然气价格均有不同程度上浮。其中，北美因天然气资源丰富，涨幅略小，但纽约商交所天然气期货月均价最大也翻了一倍多，最高为5.57美元/MMBtu；英国NBP天然气期货月均价最高涨了5倍多，最高达38.36美元/MMBtu；亚洲LNG现货月均价格翻了一倍多，最高为36.58美元/MMBtu。天然气价格窜升最高的是欧洲大陆，荷兰TTF交易市场的天然气现货价格最高涨幅在7倍以上，而且至今仍保持在历史高位。欧洲能源供应惊现“天然气危机”。

然而，中国进口天然气价格却并未随同国际天然气价格一起窜升，全年进口均价（包括管道气和LNG）格约为2.15元/m3，仅比上年上涨0.50元/m3。而前8月进口价格与上年同期相比，价格下降了1.7%。这也是2021年中国天然气进口量陡增的原因之一。其中，管道气进口价格反而较上年有所下跌，从2020年的1.47元/m3降至1.28元/m3，下跌0.19元/m3；LNG进口均价为2.62元/m3，上涨0.87元/m3。中国天然气进口价格涨幅不大或下降原因之一是中国天然气进口，特别是管道气进口价多是与油价挂钩的长期购销合约，价格变化与油价联动有3月或以上的滞后期。欧美天然气市场已高度市场化，价格主要由市场供需确定，与油价的关联性不大。2021年国际油价涨幅最高约70%，但天然气现货的涨幅在2倍以上。

然而，如图4所示，中国LNG现货进口价格完全跟随国际天然气价格走势，从4月起一路向上攀升。在10月达到最高后开始横向盘整，年末升至全年最高。全年天然气进口均价18.45美元/MMBtu，同比上涨326%。

图4 2019-2021年我国LNG现货到岸价格走势图

4 天然气表观消费量大幅度增长，天然气在能源消费结构中的占比突破9%

2021年，中国天然气市场需求旺盛，供应充足，全年供需平稳平衡。在天然气进口增量大幅增加的推动下，中国天然气消费对外依存度在连续两年下跌后，重拾升势并创历史新高。

4.1 天然气市场需求旺盛，消费增量居历史第二位

承接2020年下半年中国经济和天然气需求快速复苏焕发的活力，2021年中国天然气市场呈现出近两年来少见供需两旺的繁荣景象。旺盛天然气需求使全年大多数月份的天然气表观消费量均超出上年15%以上。如图5所示，2021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3 672.9×108m3，净增量396.8×108m3，增幅12.1%，两年平均9.4%。其中，净增量居历史第二位，增幅为3年最高。

图5 2010-2021年中国天然气消费走势图

推动天然气需求突然走强的用户或因素包括：①化工化肥用户。2021年是天然气化工化肥行业10余年来难得的景气年，合成氨、氮肥、甲醇等天然气化工化肥产品价格从年初开始一路上涨，在9、10月间升至历史或历年最高价。在高利润的刺激下，化工化肥行业开足马力生产，天然气需求量暴增。②工业和发电用户。中国工业生产早已恢复正常，而世界许多国家还处在抗疫的封控、管控或限制阶段，工业生产断断续续，许多国家制造业和加工业的订单不得不转向中国。工厂开工率上升，不仅要增加用气量，还要增加用电量，加上电煤价格上涨，天然气发电竞争力增强，发电天然气用量上升。③城镇燃气。其中居民取暖用气对天然气消费量增长的贡献较大，不仅北方地区大多采用天然气取暖，现在许多南方省份的城镇居民也纷纷安装天然气地暖或明暖装置，提高生活质量。

4.2 市场需求淡季不淡，旺季不旺

虽然天然气需求陡然增加，但因为天然气保供能力提升和供应量充足，天然气市场供需和运行仍表现为一个“稳”字。天然气需求表现为淡季不淡，旺季不旺。如图5所示，除1月和12月外，月均表观消费量保持在300×108m3上下。3-10月的天然气表观消费量增速在13.5%，5-7月达到全年最高15.7%-18%；11-12月平均只有6.8%，12月更是全年最低，只有2.9%，与往年形成强烈反差。

图6 2020年与2021年中国月天然气消费量及其增长率图

4.3 天然气产供储销体系建设成效显著，冬季用气难得的宽松

2021年中国天然气市场最突出的变化或进步是冬季天然气市场运行平稳，天然气供需宽松、平衡。往年天然气冬供期常见的“保供”、“气紧”或“气荒”、“压非保民”等新闻热词消失了，工业用户没有停产、压产或限产，政府和天然气供需双方度过了一个平静、祥和、轻松的冬季。

2021年天然气冬供取得如此满意的效果，主要得益于以下几方面的共同作用。一是天然气产供储销体系建设取得重大进展。2017年中国首次遭遇冬季天然气供应“气荒”之后，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）等部门提出了加强天然气产供储销体系建设的思路。经过近年来的投入、坚持和政府督办，中国天然气进口和储存能力、地下储气库等基础设施建设、输气管道互联互通，建立天然气保供机制等取得一系列进展，保供基础愈来愈牢固。二是未雨绸缪，提前规划计划，筹措保供资源，层层落实责任。早在入冬之前，国家发改委和能源局就组织通过签订合同、落实资源、压实职责等方式，把天然气保供做实做细。入冬后，全国储气库库存、沿海LNG储罐罐存、国家管网公司和区域管输公司管存一直处在高位运行。三是地下储气库发挥了重要作用。经过几年的强力推进和建设，我国地下储气库工作气量有了较大增加。到2020年底，全国建成地下储气库（群）14座，设计储气能力达237×108m3。在2020—2021年冬供期结束后，各地下储气库就开始筹措气源，应注尽注。冬供期间，中国石油的储气库单日采气量最高达1.57×108m3，创历史新高。四是2021年冬季气温不如预期寒冷，没有引起天然气消费量超常增长。虽然2021年11月便有部分地区遭遇寒潮袭击，但12月气温未达寒冷预测，大部分地区12月上旬最高气温均值、最低气温均值都高于上年2℃以上。

4.4 天然气消费对外依存度攀历史顶峰，天然气能源消费占比升至9.4%

2021年，内地向香港特别行政区和澳门特别行政区供应的管道天然气量约为54.9×108m3，净增量约为3.1×108m3，增幅6.0%。这样，中国2021年的净进口量约为1619.9×108m3，同比净增268.8×108m3。可见，2021年增加的天然气消费量主要是进口天然气的贡献，占比达67.7%，上年仅为25.3%。进口量大幅增加将中国天然气消费的对外依存度从上年的41.2%推升至44.1%。在经历了连续两年下跌之后，中国天然气消费对外依存度止跌回升并创历史新高（表1）。

表1 2008年以来中国天然气供需平衡表 单位：108 m3

初步预计，2021年中国能源消费总量同比增长约5.2%［6］，达到约52.4×108t标准煤。这样，天然气在中国能源消费结构中的占比突破9%关口，由2020年的8.4%增至约9.4%，增长1个百分点，创有史以来最大增幅。

5 天然气基础设施建设再获新进展

2021年中国天然气基础设施建设完工或开工的重点项目不多，主要亮点有两个。

5.1 西气东输三线中段开工建设

9月23日，西气东输三线中段（中卫-吉安）（以下简称西气东输三线中段）天然气管道工程正式启动。西气东输三线中段全长2 090 km，设计年输气能力250×108m3，起自宁夏中卫市，途经宁夏、甘肃、陕西、河南、湖北、湖南、江西等7省（自治区）。管道建成投产后，将连通已建成的西气东输三线西段（霍尔果斯—中卫）、东段（吉安—福州），实现西部资源和东部天然气市场有效连接，与现有区域输气管网、全国主干天然气管网互联互通，大大提升全国一张网的天然气调配灵活性。西三线中段工程是国家石油天然气管网集团有限公司（以下简称国家管网集团）成立后建设的第一条国家基干管道，对国家管网公司有十分重要的历史意义。

5.2 地下储气库建设紧锣密鼓

地下储气库储气能力是我国天然气产业链的短板。天然气产供储销体系建设要解决的一个重要瓶颈问题就是加强地下储气库建设，提升天然气储备调峰能力。经过几年努力，中国地下储气库建设已取得了长足进展。目前，中国石油在役储气库（群）已形成工作气量92.75×104m3。同时，2021年在建的储气库项目25个，其中在役库扩容达产项目5个，新库建设项目7个。四川首座地下储气库群牟家坪、老翁场储气库已注气超过5 000×104m3，计划2022年进行先导性试验建设，2023年完成施工建设；重庆铜锣峡储气库开启首次商业调峰采气。2021年中国石化共完工投产6座地下储气库，新增总库容37.27×104m3，工作气量18.02×104m3。目前，中国石化在建的地下储气库有5座，总库容约55.6×104m3。

6 天然气市场化改革持续推进

2021年中国天然气市场化改革取得以下4个方面的进展。

6.1 国家管网集团完成中国油气管网资产整合

3月31日，国家管网集团正式接管原中国石油昆仑能源下属北京天然气管道有限公司和大连液化天然气有限公司股权，全面完成中国油气主干管网资产整合，实现了全部油气主干管网并网运行，基本形成了“全国一张网”的格局。目前，国家管网集团拥有运营油气管道达9.2×104km，5座储气库（有效工作气量98×108m3），7座沿海LNG接收站（年周转能力为3 064×104t），资产规模近8 000×108元人民币。中国天然气主干管道独立运营与之前国家管网集团发布的油气管道公平接入机制，意味着国家油气体制改革八项任务中“改革油气管网运营机制”基本完成［10］。接下来国家油气管道将按照既定运营机制和价格政策投入实质性运营。由于体量巨大且独家经营，国家管网集团具有超强的行业控制力和话语权，政府部门需要加强监管，确保油气管道公平向第三方开放，提高管道运营效率和效益并降低成本，保障油气供应的安全性、稳定性和长期性，让社会享受油气体制改革红利［11］。

6.2 管输价格改革又出新政

国家管网集团成立并运营后，中国天然气市场结构发生了重大变化，全国主干天然气管道由之前的多家管道运输企业运营变为一家统一运营。为适应新市场形势并根据近年来管输运价制定和监管中发现的问题，2021年6月国家发改委推出了新的《天然气管道运输价格管理办法（暂行）》和《天然气管道运输定价成本监审办法（暂行）》（以下简称新办法）。与2016年发布的《天然气管道运输价格管理办法（试行）》和《天然气管道运输定价成本监审办法（试行）》相比，新办法中管输定价的基本原则没有改变，依然是“准许成本加合理收益”，但在定价方法和定价程序等方面作了一些调整，其中对现行管输价格和定价影响较大的主要有3点。一是将之前的“一企一价”改为“一区一价”，即由13个管道公司的运价率缩减为4个区域性价格区。二是天然气管道折旧年限由30年增加至40年，由此势必压低现行的管输价格。三是资产收益率不再是8%固定不变，而是动态调整，为今后下调收益率进而降低管输价格埋下了伏笔。总的来说，新办法对天然气管道用户和最终用户是利好，有助于降低不合理的管输价格和促进中国天然气市场持续健康发展。实际上，无论是与国外相比或国内天然气上、下游及其他类似行业相比，我国天然气管输业的资产收益率和价格水平一直偏高，调整改革的呼声强烈［11-12］。

6.3 价格市场化改革悄然推进

2021年，虽然中国没有出台气源价格或门站价格的改革政策，但随着天然气市场化的逐步推进和天然气供需平衡的变化，以及国外特别是欧洲天然气供需骤然紧张和价格疯涨的影响，天然气用户开始对天然气价格随供需和季节调整变化有了心理预期或准备。与此同时，天然气供应方也严格执行国家规定的天然气价格政策，以市场和天然气供需为导向，规范天然气价格调整行为，减少不确定性。例如，在年初签订的天然气购销合同中，全年划分为非采暖季（4—10月）和采暖季（11月至次年3月），非采暖季执行国家规定的门站价格，非采暖季则根据当年进口气量及进口成本上浮门站价格水平。这基本等同于市场化价格中的季节差价，不足之处是中国地域辽阔，北方与南方的采暖时长有差别，全国统一采暖季时段不太合理［13］。对于用户的在合同外气量欲增加用气量，供气方又有气量可供，则通过上海或重庆天然气交易中心在线上公开竞价采购，实行市场化定价。可见，用户正逐渐认可天然气价格的市场化发展。不过，从中国经济体制和天然气市场结构看，中国天然气市场化发展注定是一个较长的过程，需要分阶段持续推进［14］。

6.4 天然气交易中心的现货交易模式再出新招

2021年，上海石油天然气交易中心全年天然气交易量达到816.63×108m3（双边），比上年增加5×108m3。虽然成交量增长不多，但交易模式和服务有了较大发展和创新。其中市场化程度较高的，一是管道气预售交易，由卖方在交易平台挂单，预售某一区域的管道气资源，挂牌价格选择区域内某省（市）门站作基准点，由卖方挂牌定价或买方竞价。订单预售后可在满足管输条件的前提下进行转让。二是储气库容量交易，通过交易平台以市场化方式进行基础设施能力分配。2021年，国家管网集团的文23地下储气库通过招标和竞价方式出售容量，买方包括中国海油和上海燃气等大型城市燃气公司。三是基于中国大陆进口现货LNG船货的成交情况，买卖方询价和报价情况等，编制并发布了中国进口现货LNG到岸价格。

重庆石油天然气交易中心全年交易天然气244×108m3，较上一年增长16%，参与交易的会员984家，交易范围扩大至全国26个省（自治区、直辖市）。2021年创新开展了发电用气专场交易和地下储气库储气服务交易；针对年度内合同气量，推出中远期仓单及二次转让组合交易；年度合同内气量回购交易、增量气中远期顺价交易等。

上海和重庆两交易中心自运营以来，每年都在创新并推出新的天然气交易模式，既解决了天然气供需之急，又繁荣了市场，为推进中国天然气市场化发展发挥了重要作用。但是，目前年天然气总交易量还有限，2021年的交易量仅占市场消费量的17.8%。要实现天然气交易中心平衡天然气供需、发现天然气市场价格的功能还需要更多的天然气和交易商参与天然气现货交易［15］。

7 2022年展望

进入2022年后，全球疫情仍未见完全消失迹象，不时散发的疫情成为中国经济发展的阴影。预期2022年中国天然气发展会遵循中央经济工作会议精神，稳字当头、稳中求进。

7.1 新增天然气探明储量将再次超过1×1012 m3

为贯彻执行习近平总书记“能源的饭碗必须端在自己手里”的指示，三大石油公司将继续加大石油天然气勘探力度和投入。年初，湖北省恩施市发现了千亿立方米级大页岩气田，为2022年天然气勘探再创佳绩打响了第一炮。基于2021年四川盆地和鄂尔多斯盆地的天然气勘探成果和突破，预期2022年这两个盆地的新增天然气探明储量将继续大幅度增长，总量约为1×1012m3。其中页岩气新增储量或将占一半左右。2022年新增天然气探明储量将再超1×1012m3，但略低于上年，达到约1.2×1012m3。

7.2 天然气产量增量继续突破100×108 m3

2022年中国天然气产量将延续上年走势，保持平稳增长。预计全年天然气产量增量将连续第6年破百亿立方米，净增量略高于上年，约增产160×108m3左右，总产量约2 220×108m3，增幅约8.0%，。其中，川渝地区将依然是天然气上产的主要地区，总产量或将达到650×108m3；全国页岩气产量将达到约260×108m3。

7.3 天然气进口平稳增长

因2021年中国天然气进口特别是LNG进口增量和增幅较大，且下半年以来现货LNG进口价格创历史最高纪录，2022年初到岸价格仍保持在25美元/MMBtu（约5.6元/m3），以及国内天然气供需基本平衡，预计2022年中国天然气进口增量和增速将低于上年，分别增加150×108m3和9%左右，总进口量约1 825×108m3。其中，因管道气价格稳定和中俄管道正在达产之中，且欧洲天然气紧缺且价格高企，大量LNG现货转向欧洲，国内LNG现货进口量或将减少，预计进口天然气增量中，管道气与LNG将平分秋色。

7.4 天然气需求保持强势，市场供需平衡

中国天然气发展历史表明，在天然气消费需求剧增之后的第二年，天然气消费增量会大幅下降。但是，当前新冠肺炎疫情仍在全球流行，全球工业生产和生活秩序远未恢复正常，中国将继续担当世界制造中心的角色，工业、化工化肥、发电用气需求力度未减，仍然保持稳定增长。并且，预期气候转暖后，中国散发的新冠肺炎疫情会大幅度衰减，城市生活和旅游服务业全面恢复正常，推进城镇燃气需求上升。由此，2022年我天然气消费需求仍保持增长，只是增量和增幅会低于2021年。预计全年天然气需求增量约为280×108m3，增幅约7.6%，消费总量约为3 950×108m3。在供应侧，预计国内产量将达到2 220×108m3，进口天然气1 825×108m3，出口量约为50×108m3，国内天然气供应总量约为3 995×108m3，略高于需求约45×108m3，基本平衡。

7.5 跨省天然气管道运价或将下调

2021年6月国家发改委发布的《天然气管道运输价格管理办法（暂行）》将从2022年1月1日起实施。由于定价参数中的管道折旧年限降低，以及原来的计价区从11个归并为4个，管道运价或运价率面临调整，运价总水平有望下降。因为各个价区的管道建设投资、在役年限和管输负荷率各不相同，管道运价的下调幅度或水平可能因价区而有所差别。

7.6 深入推进管网体制机制改革

如今，国家天然气主干管道已全部由国家管网集团独立运营，遵循改革目标，下一步是引导省级管网融入国家管网，或推进省级管网企业运销分离。因省级管网股权结构复杂，利益关联方较多，并且管道运价普遍较高，改革或推进改革的难度较大。建议改革从省级管网的运销分离入手，并通过新的管道运输价格管理办法和成本监审办法重新核定省级管网运价，降低不合理的省级管网运价，让用户分享油气体制改革红利。

或许受疫情影响，《油气管网设施公平开放监管办法》中提出要在2021年5月前建立的天然气能量计量计价体系没有出台。作为对我国已实施了半个多世纪天然气计量计价方式的颠覆性改革，国家决策部门的慎重可以理解，但现在我国天然气进口量在消费量中占比已升至44.1%，将天然气计量体系与国际惯例接轨不仅是我国融入国际经贸大循环的要求，也有助于天然气交易和消费的公平与公正[16]。建议国家主管部门尽快决策，于2022年内推出中国天然气能量计量计价方案和实施办法。