“双碳”背景下中国海油天然气产业面临的挑战与发展建议

陈 彦 刘 潇

(中国海洋石油集团有限公司 北京 100029)

在“双碳”目标背景下，中国正加快构建清洁、低碳、安全、高效的能源体系，天然气作为清洁低碳化石能源，在能源转型中起到了桥梁和支撑作用。2021年，中国海油在中国国内的天然气产量226亿m3，天然气销售量686亿m3，LNG进口量3 408万t，分别占国内总量的11%、18%和43%。2021也年是深入实施“十四五”规划的关键阶段，是中国海油高质量发展天然气的重要战略机遇期，总结“十三五”发展成效和经验，深入研判天然气产业发展面临的机遇和挑战，从加大勘探开发力度、保障天然气稳定供应、加快基础设施建设、做大终端市场、推动绿色转型等方面，多措并举以做优、做强天然气产业链，以提升中国海油天然气产业整体竞争力，实现“十四五”新格局下的企业高质量发展。

1 中国天然气产业发展现状

1.1 国内天然气产量与需求量持续增加

进入21世纪以来，世界油气行业发生了一系列重大变化，国际油价跌宕起伏，地缘政治格局深度调整。2014年，在“四个革命、一个合作”能源发展新战略影响下，能源清洁低碳转型步伐加快，中国天然气产业经历了一轮快速的发展期。

1) 通过不断加大勘探开发力度，天然气产量持续增加。2021年，全国天然气产量2 053亿m3，同比增长8.2%，连续5年增产超过100亿m3[1]。

2) 天然气进口量稳步增长，来源和主体呈现多元化的特点，主要体现在境外供应资源的国家增多以及国家管网改革后天然气供应主体增多，但进口增速有所回落。2021年，天然气进口量1 675亿m3，同比增长19%[2-3]，继续保持世界第一进口大国地位，对外依存度由2010年的15.4%提高至2021年的44.9%(图1)。

图1 2010—2021年中国天然气对外依存度Fig.1 China’s dependence on foreign natural gas from 2010 to 2021

3) 天然气消费规模持续扩大。2021年，全国天然气表观消费量3 726亿m3，同比增长13.6%[2-3]，在一次能源消费结构中占比由2010年的4%提高至2020年8.4%(图2)，市场消费结构中城市燃气占比31%、工业燃料占比40%、天然气发电占比18%、天然气化工占比11%(图3)[4]。

图2 2010—2021年中国天然气产量、进口量、消费量及一次能源结构占比情况Fig.2 Natural gas production,import,consumption and primary energy structure in China from 2010 to 2021

图3 2010—2021年中国天然气市场各类消费量结构占比情况Fig.3 Proportion of various consumption structures in China’s natural gas market from 2010 to 2021

4) 基础设施布局进一步完善。东北、西北、西南、海上4大进口通道都同时具备了油气进口能力；建成投产的22座LNG接收站设计规模达9 000万t/a，2020年平均负荷率72%，冬季保供作用显著；综合储气能力明显提升，占全国消费量的比例达6.7%。

5) 天然气产业发展改革持续推进，组建国家石油天然气管网集团有限公司，进一步推进基础设施向第三方公平开放，提高天然气运输和资源配置效率。

1.2 国内天然气供应对外依存度高，管网与储气等基础设施仍相对薄弱

中国宏观经济高质量增长，将带动包括天然气在内能源需求刚性增长，工业用气量因环保要求稳步提高，居民用气随城镇化水平呈阶梯式增长。2020年，中国天然气消费量在一次能源结构中的比例不到10%，较世界平均水平还有较大差距(2019年平均占比24.2%)[5]。结合当前市场分析和政策走向，预计“十四五”时期，天然气市场将保持年均6%～7%的中等速度增长，2025年天然气需求总量约4 200亿～4 500亿m3。而中国上游油气田勘探开发投资大、周期长，国内天然气资源上产稳产难度不断增大，预计2025年国内天然气年产量2 300亿m3，占需求总量的51%～55%，对外依存度仍持续高位[6]。

同时，在进口LNG方面，管网与储气等基础设施仍相对薄弱。①中国基础设施建设仍需持续加大力度，管网覆盖服务能力不足(单位陆地面积对应的管网里程仅为美国的1/5和欧洲的1/4)；②在储气设施方面，2020年底形成储气能力234亿m3，占全国天然气表观消费量的7.2%左右，较世界12%～15%的平均水平仍有较大差距。

2 中国海油天然气产业发展现状及面临的挑战

2.1 中国海油已形成较为完善的天然气产、供、储、销体系

中国海油天然气业务主要集中在东部和南部沿海地区，是中国天然气四大战略通道之一——海上通道的重要组成部分。中国海油自2000年探索扩大天然气业务开始，就确定了国产气与进口LNG协同发展的差异化竞争策略。经过近20年的发展，已经形成较为完善的天然气产供储销体系。

1) 天然气资源供给。

中国海油已建成四大油气开发基地，即渤海油气开发区、南海西部油气开发区、南海东部油气开发区、东海油气开发区。2016—2020年，中国海油国内天然气产量年均增长率为10.2%。2020年，中国海油常规天然气产量177亿m3；非常规天然气产量22亿m3，其中煤层气产量17.2亿m3，致密气产量4.8亿m3，煤层气和致密气矿权总面积约1.6万km2，约占全国煤层气区块面积的35%，主要分布在山西沁水盆地及鄂尔多斯盆地东缘，其余分布在宁夏、辽宁、山东、河南、安徽、江西、云南、湖北等地区。中国海油在进口LNG领域开创了行业领军地位，近20年累计进口LNG超2亿t。2016—2020年，中国海油LNG引进量年均增长率18.8%。2021年LNG进口量3 408万t，占全国LNG进口量的43%，是国内第一、世界第二大LNG进口商。

2) 基础设施建设。

2020年中国海油将原有12座LNG接收站中的7座(5座在役、2座在建)划转至国家管网。截至2020年底，共运营5座LNG接收站，总接收能力2 960万t/a(图4a)；在建2座LNG接收站，接收能力950万t/a；运营陆上天然气管道2 451.1 km，其中长输管道(压力4 MPa以上)1025.5 km；建成运营燃气电厂6家，装机容量821万kW、天然气发电量206.8亿kWh(图4b)，在建燃气电厂装机容量20万kW，供应清洁电力并发挥调峰优势，助力国家电力供应体系稳健运行。

图4 2016—2020年中国海油运营LNG接收站(a)及陆上天然气发电装机(b)情况Fig.4 CNOOC operated LNG terminal (a)and onshore installed capacity of natural gas power generation (b)from 2016 to 2020

3)天然气销售。

经过多年经营，中国海油天然气业务已初步形成以东南沿海为重点，以珠三角、长三角为核心，以环渤海为支点，辐射东北、华北及中原地区的覆盖“两洲一湾”核心区域的销售网络。2020年，中国海油天然气销售量约599亿m3，占全国消费量的18%。2016—2020年，中国海油天然气销售量年均增长率约15.4%(图5)：①从分布地域来看，粤港澳大湾区、浙江、上海、海南、天津、福建等东南部沿海地区依然是主力消费地区，其中为粤港澳大湾区供应251亿m3，占全海油供应总量的42%；②从资源来源组成来看，LNG资源占据主体地位，2020年占比份额为74.2%；③从自有终端用户类型来看，电厂仍是天然气主要消纳用户，2020年消纳天然气40亿m3，占自有终端用气量的46%，其次为化工用气，2020年消纳天然气39亿m3，占自有终端用气量45%。

图5 2016—2020年中国海油国内天然气销售量及其供气结构Fig.5 Domestic natural gas consumption and gas supply structure of CNOOC from 2016 to 2020

2.2 中国海油天然气产业发展面临的挑战

1) 近海天然气稳产增产压力大，协调用海机制尚未完全建立，海洋工程项目审批程序复杂，深水油气资源开发风险高、敏感地区外交环境复杂多变。国产气比例较低，资源基础不稳定性较大，2020年中国海油国产气占比约33%，LNG进口量较2016年增长80%以上(图5)。

2) 储气调峰能力较弱，上游海气不具备调峰能力，未来增量海气需继续依靠陆上LNG接收站储气调峰；现有LNG接收站接收能力2 960万t/a，均分布在华东及东南沿海地区，而在用气量波动大、调峰需求较高的华北地区无自有接收站。

3) 中国海油的自有LNG终端占比低，截至2020年底，中国海油运营燃气电厂6家、装机容量821万kW、天然气利用量40亿m3，运营LNG加注站133座、加注量4.6亿m3，可以看出中国海油下游终端设施建设仍以电厂为主，城市燃气和LNG加注终端较少，产业链风险平抑能力严重不足，市场竞争力仍需提升。

4) 中国海油天然气产业的上、中、下游各业务板块受管理模式、区域限制等因素影响，缺少协同共享机制，未能充分发挥产业链协同价值；信息化、数字化、智能化技术和科技创新能力与国际石油公司相比仍有差距，因此迫切需要发展数字化、智能化等天然气产业相关业务模块。

3 中国海油天然气产业发展建议

“十四五”期间，中国海油天然气产业具有广阔的发展空间。一方面，中国海洋油气勘探开发力度将持续加大，油气产量将不断提升，预计2022年海洋天然气产量将突破200亿m3，占全国天然气增量的12%左右[7]；另一方面，作为清洁低碳的化石燃料，天然气以及下游化工品的需求将在较长时期内保持稳定增长，为中国海油天然气产业发展提供了空间；中国海油可发挥天然气产业差异化竞争优势，有效实现海上及陆上非常规天然气勘探开发、天然气贸易、销售、化工化肥及终端利用业务的上下游一体化产业链的良性运转。随着全球能源转型速度加快，对中国海油天然气产业提出5项发展建议。

3.1 进一步提升天然气资源供给保障能力

立足国内，坚持“常非并举、海陆并重”的工作方针，加大国内天然气勘探开发力度，全面实现增储上产“七年行动计划”，努力提高天然气资源自给率，通过科技创新和管理创新降低国内自产气成本，提升海气和非常规气的竞争力。

深化国际合作，建立多元化的国际天然气资源供给体系，以“一带一路”为重点，建设长期可靠、安全稳定的海外能源基地，积极向国家争取对海上及陆上非常规天然气勘探开发的支持政策，包括用海审批、敏感地区资源开发及相关财税支持。

充分发挥上海石油天然气交易中心价格发现和价格形成作用，打造有影响力的天然气现货和期货价格指数，不断增强国际定价话语权和影响力，改变目前依靠国际市场或境外信息机构的价格为中国LNG进口贸易合同定价的局面，降低“亚洲溢价”，为国内广大天然气进口企业和用气企业在资源利用和成本控制方面创造价值。

3.2 完善储气设施布局，有序、快速推进储气能力建设

按照“集约布局、规模发展”的原则，充分挖掘LNG接收站扩建潜力，打造区域LNG接收储运基地。

完善LNG接收站布局，提前锁定设施能力，提高环渤海地区储气设施支撑能力，与海气协同，更好地发挥调峰保供作用。

开展海上储气库技术研究和目标库址筛选；积极向国家主管部门研提政策建议，建议国家层面统筹规划LNG接收站建设，新建、扩建项目全部由国家主管部门核准，避免待批项目集中上马、遍地开花，警惕未来产能过剩的风险。

3.3 加快推进天然气综合利用，大力培育下游产业链

进一步发展天然气发电业务，积极布局电力终端市场，统筹推进天然气发电和海上风电一体化融合发展，发挥燃气发电的调峰和环保价值。

着力发展分布式能源，提升工艺技术研究和数智化创新水平，提高功能可靠性且降低用能成本。

大力发展绿色交通产业，加快LNG重卡、LNG船舶等业务发展，加快沿海及内河LNG加注站布局，形成区域资源供应中心。

3.4 强化天然气化工产业低碳转型升级

积极推进富碳天然气资源高质化利用，加强技术研发和产品升级，推动中国海油天然气化工产业向高附加值的化工新材料、精细化工、高端专用化工品的方向发展，探索建设国家级CO2综合利用示范产业园区。

加强化工品、化肥的销售，统筹利用国际国内2个市场、2种资源，实现销贸一体。

3.5 坚定不移贯彻创新发展战略

构建产学研用深度融合的技术创新体系，将关键核心技术和装备突破作为产业发展的重要支撑。

发挥金融业务“以融促产、以融强产”的积极作用，有效吸引和撬动资本、技术、人才等各类市场要素资源。

做精智能化生产运营和“互联网+”销售前台，做专资源共享和业务共享服务中台、优协同化管理和数字化决策支持后台，推进业务数字化转型和智能化发展，营造全新商业模式，推动产业健康高质量发展。

4 结束语

在“碳达峰、碳中和”目标背景下，天然气作为清洁、低碳、化石能源，将在能源转型中起到桥梁和支撑作用，具有广阔的发展空间和机遇，但同时产业发展也面临一系列挑战。“十四五”期间，面对百年未有之大变局，作为能源央企，中国海油应紧扣“新发展阶段、新发展理念、新发展格局”的发展理念，认真总结、深入研判、统筹谋划，从强化天然气资源保障、践行保供使命，加快储气设施建设、完善基础设施布局，实施市场引领战略、做大天然气终端市场、推动绿色低碳转、贯彻创新发展战略等方面持续发力，向全面建成中国特色国际一流能源公司迈出更大步伐。