2021年天然气产业发展展望

　　2020年新冠肺炎疫情对我国经济社会发展产生了广泛而深刻的影响，但天然气领域发展却超出预期。市场凸显韧性，消费较快增长，城市燃气和工业用气均突破千亿立方米。产供储销体系建设持续推进，极寒时期天然气供应有保障。国内外市场供需宽松推动价格低位运行，我国天然气进口呈稳定增长态势，对外依存度进一步缓解。国家管网公司重组整合并正式运营，改革红利开始释放。2021 年是“十四五”规划开局之年，天然气领域发展将呈现出三个方面的趋势和特点。

　　第四届2021年LNG动力船和LNG技术装备上海国际峰会将于10月26-27日召开的筹备单位国际船舶海工网了解到。

　　2020年是极不平凡的一年，我国战胜了抗击新冠肺炎疫情，成为全球率先实现正增长的主要经济体。决战脱贫攻坚取得决定性胜利，全面建成小康社会获得伟大历史性成就。在此背景下，我国天然气行业显示出较强韧性，稳中向好，表观消费量突破3200亿m3，在能源消费总量中的比重提高至8.5%左右，比2015年提高约2.6个百分点，基本完成“十三五”规划目标。

　　一方面，在持续全年的疫情影响之下，我国天然气市场表现超出预期。按统计局和海关数据计算，扣除香港、澳门用气量，全年表观消费量约3281亿m3（图1），继2019年突破3000亿m3后，再创历史新高。天然气市场稳定增长，消费规模持续扩大，核心动力是《大气污染防治行动计划《打赢蓝天保卫战三年行动计划》等政策的不断推进，同时叠加2020年一季度北方地区延长供暖期、第四季度极寒天气拉动供暖需求等偶发因素的影响。另一方面，“十三五”天然气消费较快增长势头趋缓。“十三五”时期，全国较好实现了大气污染防治目标，完成蓝天保卫战各项任务，淘汰小型燃煤锅炉约10万台，重点区域每小时 35蒸吨以下燃煤锅炉基本清零；北方地区清洁取暖实现“2+26”城市和汾渭平原全覆盖，累计完成散煤替代2500万户左右。在大规模“煤改气”带动下，天然气消费年均增长约270亿m3，远高于“十二五”时期的年均170亿m3。“十三五”时期，累计增长超过1300亿m3，比2015年增长近70%，市场培育取得显著成效。但是近两年扩张速度明显放缓，2020年同比增速下滑至5.9%，仅为“十三五”时期平均增速的一半左右。考虑到疫情对天然气市场的冲击有限，以及有利于消费增长的偶发因素，2020年增速放缓主要是受阶段性的煤改气工程完成的影响。

　　数据来源：2015~2018年数据来自国家统计局，2019年数据来自《中国天然气发展报告 2020》，2020年为作者根据国家统计局数据估算。

　　作为我国天然气市场的两大支柱，2020年城市燃气和工业用气规模均已突破1000亿m3。一方面，尽管城市燃气多年来保持两位数高增速，但2020年同比增速已放缓至11%左右（图2）。当年城燃新增超过120亿m3，基本贡献了全年天然气消费增量。北方地区清洁取暖改造、煤改气政策持续推进，叠加疫情期间居家隔离、北方一季度延长供暖、第四季度极寒天气等因素有利于拉动消费。但同时，餐饮、商场、酒店等消费场所营业时间大幅缩减，一季度和二季度住宿和餐饮业的增加值同比分别下降35%和18%，也造成部分用气需求减少。另一方面，对于工业部门，尽管下半年工业产能利用率显著回升，第四季度已提升至2013年以来的高点，但是回升较快的板块集中在电气机械、汽车等装备制造业行业，加之第四季度为保障冬季供暖用气，通常会对部分工业企业采取有序用气措施，因此2020年工业用气规模增长有限，与2019年基本持平（图2）。

　　一方面，2020年天然气市场供需总体宽松，价格水平较低有利于刺激发电用气需求，培育其成为我国天然气市场的新增长点。但是，受到气电参与电力市场化交易及上网价格形成机制变化等影响，发电用气增长却延续了放缓趋势。根据中电联统计，2020年，全口径燃气发电量2485亿kWh，同比增长6.9%，低于全国发电量增速1.5个百分点。据此计算，全国发电用气量约500亿m3，同比仅增长6.9%，连续第二年增速保持在个位数（图2）。2020年发电用气增加32 亿m3，低于2019年的增量。从装机看，2020年燃气发电装机新增778万kW，至9802万kW，未完成“十三五”规划目标，低于预期。另一方面，化工行业受产能过剩、经济性较差等方面的影响，用气需求缓慢增长（图2）。

　　随着油气勘探开发七年行动计划推进，天然气增储上产步伐加快，产量稳步提升。2020年全年生产天然气1925亿m3，同比增长9.8%，增速超出消费量增速约2.6个百分点；年增量约163亿m3，连续第四年年增产超过100亿m3。产量增长仍主要集中在西南、长庆、塔里木等三大主产区，合计占全国新增天然气产量的70%左右。尽管“十三五”期间天然气产量累计增加近580亿m3，但仍明显低于五年规划目标。在全球控制甲烷排放的大趋势下，我国加强了技术、监管等措施，使2020年天然气燃除量（放空燃烧）明显下降，部分企业提出了“零燃除”目标。非常规天然气产能建设加快推进，产量再创新高。2020年页岩气产量约200亿m3，同比增长40%左右。深层页岩气技术攻关取得重大突破，初步形成深层钻井压裂工艺，有望成功复制浅层的高产模式，4500m以浅资源具备建设百亿方产能潜力。此外，我国海域天然气水合物第二轮试采成功，在水深1225m的南海神狐海域，创造了“产气总量86.14万m3，日均产气量2.87 万m3”的新纪录。

　　管网方面，2020年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”）加快重组整合，进入正式运营。一方面，推进管网互联互通和LNG接收站等重点工程建设，中俄东线中段投产后与东北管网、华北管网、陕京管道系统及大连LNG、唐山LNG、辽河储气库等互联，青宁天然气管道与长沙联通、福州联络线建成等，“全国一张网”不断完善。另一方面，建立信息定期披露和托运商准入制度、加快推动公平开放。实现代输储气库调峰气，增加资源串换互保互供。储备方面，2018~2020年中央预算拨出专项资金，推动储气库加速建设。截至2020年底，全国已形成储气能力超过200亿m3，相当于全年消费量的6%左右。其中，累计建成27座地下储气库，有效工作气量143亿m3，基本实现“十三五”规划目标。储气库加大注入量，实现能储尽储，供暖季可动用储气量同比增加约50亿m3 。2020年11月，重庆成立全国首家混合所有制天然气地下储气库运营管理企业，参与方包括上游和下游企业以及地方政府，通过风险共担、能力共享的方式，参与储气调峰市场的有益探索。

　　2020~2021年供暖季期间大面积寒潮，促使短期天然气消费创新高。2020年12月，天然气消费超190亿 m3，相当于同年6月、7月、8月三个月消费量之和。日用气量峰值快速攀升，部分地区达到了夏季谷值的10倍以上。与 2017~2018年供暖期“气荒”时的状况相比，此次保供难度更大。但由于预案措施扎实有效，保供成效明显，没有出现大面积用气紧张。需求侧管理方面，督促企业严格落实销售合同，按照计划保障供气，维护供需双方的合法权益。重点加大对北方清洁取暖七个省市资源供应支持，保障有序的“煤改气”用气需要；加大对重点用户的供应保障力度，继续将燃气公交车、出租车等纳入民生用气保障范围。应急管理方面，相关政府部门督促各地和企业，针对可能出现的各种极端情形，细化应急保供预案。完善每天3亿m3的非居民可中断调峰用户清单，必要时有序启动，确保民生等重点用气的需求。

　　2020年12月， 天然气中俄东线中段（吉林长岭-河北永清）建成投产，增加供气能力2700万m3 /d，我国天然气进口能力进一步提升。据海关统计，2020 年全年天然气进口量达10166万t（折合1403亿m3），同比仅增长4.8%。受连续两年国内天然气生产提速、需求增长放缓的影响，2020年进口量增速2019 年下降25个百分点后继续放缓2.1个百分点，带动对外依存度连续两年实现稳中有降，下降至41%左右。其中，LNG 进口量增速与2019年基本持平，保持在12% 左右；管道气进口规模缩减，同比下降5.1%。近年来，LNG进口规模已超过管道气，2020年在进口量中比重升至66%，比2019年提高3.7个百分点（图5）。

　　国际市场方面，2020年受全球疫情蔓延影响，主要国家天然气需求疲软，国际市场供需宽松，LNG现货价格明显下降。叠加2020年上半年国际原油价格大幅下跌情况，也带动LNG长协价格降低。价格下行使我国天然气进口受益，全年进口均价1.58元/m3 ，比2019年降低0.56元/m3。逐月来看，由于与原油价格联动的滞后效应，下半年进口价格下降更明显（图6）。国内市场方面，2020 年受消费增长放缓和产供储销体系建设推进的影响，天然气市场供需总体平衡，前松后紧，价格呈U型走势，第四季度北方地区进入供暖期后表现出紧张态势。按统计局数据显示，2020年国内LNG市场均价为3264 元/t，较2019年下跌 659 元/t，同比下降16.8%（图7）。其中，全年最高和最低价格分别出现在12月和6月，分别为6477元/t和2493元/t，价差比2.6，比2019年有所扩大，季节性价格波动更加显著；第四季度市场LNG均价4201元/t，比2019年同期上涨4.9%。

　　2020年9月，国家管网集团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，标志着我国油气管网运营机制市场化改革取得阶段性成果。广东省天然气管网以市场化方式融入国家管网集团，成为“省网”融入“国网”的首个范例，标志着下一阶段省级管网改革工作的开启，将加快形成“全国一张网”。依据《油气管网设施公平开放监管办法》，国家管网集团建立了信息公开规则，公开内容包括 国家管网集团及所属企业基本情况、油气管网设施基础信息、储气库设施基础信息、LNG接收站设施基础信息、油气管道剩余能力、LNG接收站剩余能力、油气管道运输价格、LNG 接收站服务价格等，并按要求滚动更新。此外，还启动了托运商准入工作，首批确立了54家托运商。以上举措将为更多市场主体使用管网、接收站等基础设施提供条件，是公平开放迈出的实质性的一步。天然气产业链市场竞争的态势初步形成。

　　价格政策方面，2020年发布新版《中央定价目录》，自5月1日起实施。文件将“各省区市天然气门站价格”从中央定价目录中删除，以注释形式对现行天然气门站价格定价机制进行了规定，固化了已有的改革成果。新增“具备竞争条件省份天然气的门站价格由市场形成”，进一步扩大了市场化定价的适用范围。由政府主导的门站价格的作用将逐步削弱，在多气源的沿海地区，未来随着天然气交易中心建设不断推进，及市场基准价格逐步形成，将有更多省份通过市场化方式形成门站价格，为价格全面放开奠定基础。此外，2020年12月《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意见的通知》发布，取消了城镇燃气中的不合理收费项目，完善了配气价格机制。交易中心建设方面，上海和重庆石油天然气交易中心仍处于建设初期，主要工作是推动扩大现货交易规模，试点窗口期交易、国际资源交易，并筹备期货交易。上海石油天然气交易中心2020年天然气单边交易量增至约406亿m3，比2018年提高34.2%，并推出国际LNG电子交易系统，探索国际LNG拼单业务等。重庆石油天然气交易中心首次开展了现货中远期交易。此外，2020年11月，深圳天然气交易中心暨前海联合交易中心挂牌，计划推出六个天然气交易品种。2020年12月，浙江天然气交易市场有限公司在杭州成立。

　　上游是油气体制改革的深水区，改革难度较大，进展相对缓慢。直至2019年底，自然资源部印发《关于推进矿产资源管理改革若干事项的意见（试行）》（自然资规〔2019〕7号，以下简称7号文），才确定了本轮油气矿业权管理改革的基本框架，主要包括矿业权出让制度改革、油气勘查开采管理改革、储量管理改革等三方面内容。该文件自2020年5月起实施，有效期三年。截至2020年底，已有17个省（区、市）出台了落实7号文的政策，但普遍缺少实质性内容。年内《油气矿产资源储量分类》国家标准发布并实施，简化油气资源储量分级分类管理，取消可采储量这一分类，但与国际惯例强调的可采资源量、可采储量分类存在较大差异。《自然资源确权登记操作指南（试行）》出台，在修订《自然资源统一确权登记暂行办法》的基础上，进一步明确了确权登记的技术标准和操作要求等，以上两个文件对应的是7号文中关于储量管理改革的内容。

　　2021年是“十四五”规划开局之年，也是“2030年前碳达峰、2060年前碳中和”（以下简称“30·60”目标）行动全面启动之年。随着新冠疫苗有效性的提高，全球经济将逐渐复苏。在外需改善、内需扩大的影响下，宏观经济有望大幅反弹，预计2021年GDP增长6%~8%，单位国内生产总值能耗降低3%左右。据此推算，全国能源消费有望同比增长1.8%~2.4%，总量大约51~52 亿tce。能源结构优化将进一步加快，重点推动煤炭清洁高效利用，大力发展新能源，在确保安全的前提下积极有序发展核电。在此背景下，2021年我国天然气行业发展将呈现出三个方面的趋势和特点。

　　第一，天然气消费保持中低速增长，比重稳步提升至9%左右。2021年疫情好转，国内消费持续复苏将带动天然气市场稳定增长，但也要考虑全球天然气需求回暖带动气价上涨的影响。

　　(1)工业用气。为巩固蓝天保卫战成果，2021年将继续加大生态环境治理力度，推动北方地区冬季清洁取暖、锅炉与炉窑综合治理，推进玻璃、陶瓷等行业深度治理，部分非传输通道城市（如山东省）也启动了淘汰35蒸吨以下燃煤锅炉工作；叠加经济的较快增长，有利于拉动工业用气需求。

　　(2)城市燃气。2021年，要实现北方地区清洁取暖率达到70%，替代散烧煤（含低效小锅炉用煤）1.5亿t。如果以上散烧煤中50%用天然气替代，以等热值换算约为400亿m3，市场潜力较大。但实际工作中部分地区已提前完成2021年目标，例如山西省2020年清洁取暖覆盖率已达到80%以上。此外，还要考虑中央财政支持北方地区冬季清洁取暖试点工作将在2021年收尾。尽管《中央国务院关于全面推进乡村振兴加快农业农村现代化的意见》提出“燃气下乡，支持建设安全可靠的乡村储气罐站和微管网供气系统”，但由于经济性和基础设施等制约因素，对2021年需求拉动作用有限。

　　(3)发电用气。2021年，全社会用电量预计同比增长6%~7%，电力需求保持较快增速有利于带动发电用气，2021年全面推动全国碳市场建设也有利于提高燃气发电竞争力。但预计年内难以改善长期面临的经济性难题，叠加电力市场化交易等挑战，发电用气增长潜力释放仍较困难。此外，还需考虑因疫情影响2020年基数较低等因素。

　　综合分析，预计2021年天然气表观消费同比增速有望保持在6%~8%，总量达 3470~3540亿m3，在一次能源消费总量中的比重有望上升至9%左右。

　　第二，产供储销体系建设持续推进，用气安全有保障。生产方面，将持续提升油气勘探开发力度，深入实施七年行动计划。持续加大重点领域、重点盆地勘探和产能建设力度，不断加强新区新领域风险勘探，大力实施成熟探区精细勘探工程，加快非常规天然气技术攻关和产能建设。进口方面，中俄东线能力。年内中石油唐山接收站三期、新奥舟山二期、中石化青岛二期、中石油如东三期、国家管网漳州接收站将陆续投产，接卸能力持续增加。储气调峰方面，将稳步扩大天然气储备规模，有效提升储气调峰能力，完善产供储销体系。以中原文23、辽河储气库群等为重点，积极推进东北、华北、西南、西北等“百亿方”级储气库群建设。销售方面，将有更多天然气干线管道附近的城市燃气企业、大用户等与上游供气企业签订直供、直销合同，合同条款将对参与调峰的工业大用户给予资金补偿或气价优惠，有利于提高供气保障水平和降低企业用气成本。

　　第三，天然气中游改革成效逐步显现，但仍需“快马加鞭”。2021年，随着托运商和信息公开制度的全面实行，以及管网互联互通的持续推进，将有利于提高国家管网公司可供分配的管容、增加不同气源主体之间的市场竞争，推进管道气源的多元化。管容分配、信息共享、运行平衡等机制将初步建立。管网设施的公平接入机制不断完善，公平公开的管输服务市场将初具雏形。管网、储气库及LNG 接收站的利用效率进一步提升，促进形成上游资源多主体多渠道供应、下游销售市场充分竞争的天然气市场体系。省级管网与国家管网“融为一体”的方式，可能扩展到广东以外的其他省（区），将有利于管网向县级层面延伸，加速开拓末端市场。“30·60”目标的提出掀起了可再生能源大发展的新一波浪潮，也为天然气行业发展划定了越来越清晰的边界。加之甲烷排放在应对气候变化中的受关注度日益提升，给天然气行业发展带来了新挑战。未来10年，是我国天然气发展不可错失的窗口期，“十四五”是关键。因此，天然气行业改革要与时间赛跑、加快推进，攻坚克难。