中国天然气发展报告（2020）发布！（附文字版全文）

　　当前世界天然气供需格局正面临深度调整。天然气资源供应进一步宽松，市场竞争加剧，国际贸易方式更加灵活，价格持续下降。2020年初以来，新型冠状病毒肺炎疫情（以下简称“新冠疫情”）蔓延，世界经济衰退，国际天然气贸易量萎缩，价格大幅波动。保障供应安全、稳定市场消费成为当前世界天然气发展的新焦点。

　　2019年是中华人民共和国成立70周年，也是“四个、一个合作”能源安全新战略实施5周年。各部门、各地方和企业认真贯彻落实党中央、国务院决策部署，大力提升油气勘探开发力度和加快天然气产供储销体系建设都取得明显成效。2019年是“十三五”勘探开发投资最大的一年，也是天然气储产量增长成绩最好的一年。国家油气管网公司组建成立，标志着“管住中间、放开两头”的油气体制改革迈出关键一步。面对新冠疫情的冲击，各方主动作为，全力保障天然气稳定供应，为疫情防控和经济社会稳定发展提供有力支撑。

　　下一步，围绕“六稳”“六保”工作大局，聚焦天然气产供储销体系建设，将继续大力提升勘探开发力度，加快完善管网配套改革，补齐储气能力短板，推动天然气高质量发展。

　　[1]本节世界天然气储量、生产、消费和贸易的数量及增速主要来源于《BP世界能源统计（2020）》，天然气液化能力和项目的数据来自埃信华迈（IHS）；LNG贸易合同定价与油价挂钩的数据来自FGE公司；中国天然气储量数据来源于自然资源部《全国油气矿产储量通报（2019）》。中国天然气产量数据来源于国家发展和改革委员会（简称国家发展改革委）和国家统计局，天然气进出口数据来源于国家海关总署。

　　2019年，世界天然气继续保持供需宽松态势，贸易量较快增长，长协合同条款更加灵活，定价方式更趋多元，LNG现货占比进一步提升。中国天然气产供储销体系继续完善，加大勘探开发力度成效显著，管道、储气等重大基础设施加快推进，消费规模持续攀升，冬季高峰期用气得到有效保障。

　　产量稳步增加，液化能力快速提升。世界天然气勘探取得了多个重大发现，海域仍为天然气发现热点领域。2019年，世界新增天然气可采储量2.1万亿立方米，约71.0%分布在海域。截至2019年底，世界天然气剩余可采储量为198.8万亿立方米，储采比为49.8，天然气产量为3.99万亿立方米，同比增长3.4%，增速下降1.6个百分点。其中，北美地区天然气产量为11280亿立方米，同比增长7.4%；中东地区天然气产量为6953亿立方米，同比增长2.1%；俄罗斯—中亚地区天然气产量为8465亿立方米，同比增长1.9%。世界天然气液化能力达4.33亿吨/年，同比增长9.5%，增速上升1.7个百分点。新增10个LNG出口终端项目，共有11条生产线%，主要集中在美国、俄罗斯和澳大利亚，其中59.8%的新增产能在美国。

　　消费增速回落，北美和亚太地区增速放缓。2019年，世界天然气消费量为3.93万亿立方米，同比增长2.0%，增速下降3.3个百分点，在一次能源消费中占比为24.2%。北美地区天然气消费量为10576亿立方米，同比增长3.1%，其中美国天然气消费量为8466亿立方米，同比增长3.3%，增速下降7.5个百分点，主要原因是冬季气温相对较高，采暖用气需求增长放缓；亚太地区天然气消费量为8699亿立方米，同比增长4.7%，其中日本天然气消费量为1081亿立方米，同比下降6.6%，主要原因是日本重启核电站，减少天然气消费；欧洲天然气消费量为5541亿立方米，同比增长1.1%，主要原因是欧洲碳价上涨近70%，加之气价走低，天然气发电经济性显现，有力拉动了天然气需求。

　　贸易量持续增长，LNG贸易量增长较快。2019年，世界天然气贸易量为1.29万亿立方米，同比增长4.1%，贸易量占世界天然气消费量的32.7%，同比提高0.6个百分点。其中，管道气贸易量为8015亿立方米，同比下降0.5%；LNG贸易量为4851亿立方米，同比增长12.7%。2019年，世界LNG现货贸易量占LNG贸易总量的33.5%。LNG出口量排名前五的国家分别为卡塔尔（1071亿立方米）、澳大利亚（1047亿立方米）、美国（475亿立方米）、俄罗斯（394亿立方米）和马来西亚（351亿立方米）。2019年，LNG出口总增量为545亿立方米，其中美国、俄罗斯和澳大利亚LNG出口增量位列前三，分别增加189亿立方米、144亿立方米和129亿立方米。LNG进口量排名前三的国家分别为日本（1055亿立方米）、中国（848亿立方米）和韩国（556亿立方米）；LNG进口增量排名前三的国家分别为中国（113亿立方米）、英国（109亿立方米）和法国（101亿立方米）。

　　价格低位运行，合同形式更加灵活。2019年，天然气供需较为宽松，价格低位运行。美国亨利中心天然气年均价格为2.53美元/百万英热单位，同比下跌19.0%。英国NBP年均价格为4.45美元/百万英热单位，同比下跌44.3%。东北亚地区长协年均价格为9.43美元/百万英热单位，同比下跌1.0%；LNG现货年均价格为5.95美元/百万英热单位，同比下跌39.1%。2019年执行的合同中，供应商以资源池模式供应的合同量占比达18.5%；世界新签合同中不限制目的地的合同量占比近90.0%。

　　中国天然气勘探开发力度明显加大，储量和产量增幅均创历史纪录。2019年，全国油气勘探开发投资达3348亿元，同比增长25.5%，其中勘探投资达821亿元，创历史新高。常规天然气勘探取得一系列重大成果，相继在四川盆地、鄂尔多斯盆地、塔里木盆地及海域等获得重要发现，有望新增一批规模储量资源区；页岩气在四川盆地长宁—威远、太阳等区块获得突破，南川地区实现了常压页岩气勘探新发现。全国新增天然气探明地质储量1.58万亿立方米，同比增加约6000亿立方米，创历史纪录。其中，常规天然气新增探明地质储量8091亿立方米，新增技术可采储量3521亿立方米；页岩气新增探明地质储量7644亿立方米，新增技术可采储量1838亿立方米。全国天然气（含非常规气）产量达1773亿立方米，同比增加170亿立方米，创历史新高，其中常规气产量为1527亿立方米，页岩气产量为154亿立方米，煤层气产量为55亿立方米，煤制气产量为36.8亿立方米。

　　进口稳步增长，进口来源和主体日趋多元。2019年，中国进口天然气9656万吨［2］（折合1352亿立方米），同比增加6.9%。从进口构成看，管道气进口3631万吨（折合508亿立方米［3］），占比为37.6%；LNG进口6025万吨，占比为62.4%。LNG进口来源更加多元，澳大利亚是最大的进口来源国（2910万吨），其次是卡塔尔（863万吨）和马来西亚（737万吨）；LNG现货比例进一步提升，LNG现货进口量为2130万吨，占LNG总进口量的35.4%。天然气进口市场主体有所增加，除主要油气企业外，地方国有、民营和港资企业等共进口LNG441万吨，占全国LNG进口总量的7.3%。

　　[2]全国年度进口总量及价格数据均来自海关总署；分国家及企业进口数据来源于IHS统计数据库。

　　基础设施布局进一步完善，互联互通继续推进。截至2019年底，中国建成干线万千米，一次输气能力超过3500亿立方米/年。中俄东线北段工程建成投产，标志着东北、西北、西南、海上四大进口通道都同时具备了油气进口能力。北方重点地区多渠道、多气源供应格局继续完善，应急供气能力进一步提升，西气东输二线广州站反输增压完成改造；陕京四线三座压气站投产；鄂安沧管道一期投产。截至2019年底，全国建成地下储气库27座，有效工作气量达102亿立方米，同比增长超过30亿立方米。

　　消费规模持续扩大，增速有所放缓。2019年，天然气表观消费量为3064亿立方米，同比增长8.6%，在一次能源消费结构中占比达8.1%，同比上升0.3个百分点。从消费结构看，城市燃气和工业用气仍是天然气消费的主力，分别占全国消费量的37.2%和35.0%；化工用气增速有所回升，发电用气增速阶段性回落。从消费区域看，华东地区是全国消费量最大的区域，全年消费量达897亿立方米，占全国消费量的29.2%；其次是华北、西北和西南地区，消费量分别为598亿立方米、396亿立方米和375亿立方米。从省消费量看，13个省份用气量超过100亿立方米，其中江苏超过300亿立方米，广东、四川都超过200亿立方米。

　　2019年以来，中国持续推进天然气市场化改革。上游环节放宽市场准入，全面推进矿业权竞争性出让，激发勘探开发活力。中游环节实施运销分离，组建国家油气管网公司，进一步推进基础设施向第三方公平开放。下游环节深化天然气价格改革，实施减税降费，扩大天然气利用。

　　深化油气上游市场化改革，有序放开油气勘探开发市场。贯彻落实党中央、国务院关于深化油气体制改革、大力提升油气勘探开发力度精神，先后出台了《关于统筹推进自然资源资产产权制度改革的指导意见》《外商投资准入特别管理措施（负面清单）（2019年版）》《自然资源部关于推进矿产资源管理改革若干事项的意见（试行）》，开放油气勘查开采市场，多渠道引入社会资金开展油气勘探开发；实行更加严格的区块退出，督促企业加大勘探开发力度；实行油气探采合一制度，从制度层面保障企业勘探获得发现后直接进入油气开采；将探矿权2年延续1次调整为5年延续1次，减轻企业办事成本；将煤层气矿业权出让登记权限下放至省级自然资源主管部门，调动地方积极性。从2019年7月30日起，外资进入中国油气勘探开发等领域的限制进一步放宽，油气勘探开发限于合资、合作的限制逐步取消。继续推进新疆试点，持续推进黔北页岩气试验区、川南页岩气试验区建设，设立鄂西页岩气勘探开发综合示范区，推进南海油气勘查开采改革试点及山西开展能源综合改革试点工作。

　　完善非常规天然气补贴政策，鼓励企业加快非常规气开发。《关于〈可再生能源发展专项资金管理暂行办法〉的补充通知》明确，设置可再生能源发展专项资金支持煤层气（煤矿瓦斯）、页岩气、致密气等非常规天然气开采利用，对超过上年产量的，按超额程度给予梯级奖补；对未达到上年产量的，按程度扣减；对取暖季生产的非常规天然气增量部分，给予超额系数折算，体现“冬增冬补”。

　　组建国家油气管网公司，推进“全国一张网”建设。认真落实《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》《石油天然气管网运营机制改革实施意见》等文件精神，组建国有资本控股、投资主体多元化的石油天然气管网公司。深化体制机制改革，出台《油气管网设施公平开放监管办法》，加快实现基础设施互联互通和公平开放，建设油气管网设施公平开放信息平台，确保信息获取公开透明，优化市场运行环境。随着国家油气管网公司的设立和其他各级各类长输管道运销分离，有利于实现管网等中游基础设施向第三方市场主体的公平开放；有利于进一步加快统筹全国油气干线管网规划建设运营，促进管网互联互通，构建“全国一张网”；有利于进一步提高油气资源运输和配置效率，保障油气安全稳定供应。

　　出台《关于加快推进天然气储备能力建设的实施意见》等文件，进一步加快推进储气基础设施建设，提然气储备能力。优化储气设施规划建设布局，引导峰谷差大、需求增长快的地区适当提高建设目标。建立健全储气设施运营模式，推行独立运营，完善价格机制等投资回收渠道。加大土地、财税、金融、投资等政策支持力度，激励企业加速补足储气基础设施建设短板，促进储气能力快速提升。

　　因地制宜推进天然气发电和加快发展交通用气，持续发挥天然气对大气污染防治的积极作用。兼顾不同地区、不同资源禀赋条件、不同用能方式的协调发展，稳步推进天然气发电项目建设。截至2019年底，天然气发电装机已超过9000万千瓦。同时《2020年全球船用燃油限硫令实施方案》等文件加速了船舶低硫燃料的推广应用，随着“中国版限硫令”于2020年1月1日生效实施，LNG船舶和LNG重型卡车有望持续发展。

　　有效实施减税降费，终端用户切实享受改革红利。《关于调整天然气基准门站价格的通知》等文件要求，根据增值税率调整情况（天然气税率降至9%），充分考虑增值税率降低因素对应调整各省（区、市）天然气基准门站价格，确保将增值税率调低部分的红利归于用户。规定城镇燃气工程安装收费标准，原则上成本利润率不得超过10%，以此降低天然气终端用户用气成本，引导城镇燃气企业转型升级和高质量发展。2020年2月印发通知，在现行天然气价格机制框架内，提前实行淡季价格政策，阶段性降低企业用气成本。

　　《关于取消陆上特定地区石油（天然气）开采项目免税进口额度管理的通知》（财关税〔2020〕6号）

　　2020年以来，新冠疫情暴发对中国经济社会和能源发展带来阶段性较大影响。天然气需求增速明显放缓，但上半年仍实现1.5%的正增长。2020年是“十三五”收官之年，也是“十四五”谋划之年。天然气产业要按照“四个、一个合作”能源安全新战略重要部署，继续推进行业高质量发展。

　　能源保供在疫情中经受考验，上半年天然气消费实现同比正增长。一季度，中国经济增长-6.8%，第二、第三产业增加值分别下降9.6%和5.2%；上半年经济增长-1.6%，第二、第三产业增加值分别下降1.9%和1.6%。2020年上半年，受疫情和油价下行叠加影响，国内油气行业面临冲击和挑战。各部门、地方和企业全力配合，合力打赢油气领域抗疫保供攻坚战，坚决保障抗疫主战区和全国用油用气需求。天然气产供储销体系建设稳步推进，科学决策，扎实有序做好中俄东线等基础设施重大项目和互联互通工程复工复产，中俄东线中段等重大工程按既定节点有序推进。2020年上半年，天然气消费仍保持正增长，同比增长1.5%左右。推动天然气消费正增长的因素包括：国内外气价走低，天然气价格竞争力凸显；城镇燃气受疫情冲击较小，且北方部分省市供暖季延长；二季度以来经济复苏态势明显，复工复产带动工业、发电等用气稳中有升。

　　2020年上半年，中国天然气勘探力度基本不变而产量继续强劲增长。面对新冠疫情带来的新挑战、新困难，2020年上半年全国油气勘探开发投资总体稳定，勘探工作量稳中有增，继续在四川、塔里木等盆地获得重要发现；天然气产量达940亿立方米，同比增长10.3%，其中常规气产量为823亿立方米，同比增长约8%，页岩气产量为91亿立方米，同比增长约35%，煤层气产量为26亿立方米，同比增长约10%。预计2020年中国天然气产量为1890亿立方米（不包括煤制气），同比增长约9%，总体保持较快增长态势。

　　2020年上半年，天然气需求结构化差异走势明显。一是工业用气从负增长逐步恢复至2019年同期水平。新冠疫情暴发初期，工业用气受到一定冲击，随后国家实施了阶段性降低非居民气价等政策，降低企业用气成本，工业用气逐月回升，1—6月累计用气量已恢复到2019年的同期水平。二是城镇燃气保持稳定增长。一季度受北方部分省市供暖季延长的拉动影响，城镇燃气保持稳定增长；二季度随各地先后下调防控级别，流动人口持续增加，商场、餐馆、学校等逐步恢复运行，公共服务部门的天然气需求显著提升，两者共同推动上半年城镇燃气同比增长超过10%。三是发电用气和化工用气受疫情影响相对明显，上半年有所下降。

　　2020年下半年，面对新冠疫情冲击，中国天然气产业发展面临挑战，但推动天然气产业协调稳定发展的基础条件和支撑因素未变，天然气产业持续稳步发展的总基调不变。同时，国际天然气供需总体宽松，天然气价格低位宽幅震荡，国内增储上产能力显著增强，供气安全保障能力进一步提升；体制机制改革继续深化，产业政策持续改进；疫情催生并推动的新产业、新模式、新业态的不断涌现，为天然气较快发展提供了有利空间。下半年要坚持目标导向和问题导向，保障各时段天然气供应高效、充足，确保“十三五”规划收官。

　　综合预测结果显示，2020年全国天然气消费量约为3200亿立方米，比2019年增加约130亿立方米。预计全国天然气（含非常规气）新增探明地质储量约8000亿立方米；国产气量（含非常规气）为1890亿立方米（不包括煤制气），同比增长约9%，总体保持较快增长态势。进口天然气约1400亿立方米，与2019年基本持平或略有增长，预计进口管道气500亿立方米，进口LNG约900亿立方米。

　　立足国内资源，继续积极稳步推进天然气勘探开发，切实提高天然气稳定供应能力。重点做大四川、新疆、鄂尔多斯、海域四大油气上产基地，推动常规天然气产量稳步增加，非常规天然气较快发展。打造四川盆地“双富集气”生产基地，四川盆地是常规天然气和非常规天然气富集区，通过加大碳酸盐岩常规气和致密气、页岩气开发，推进产量继续增加。打造鄂尔多斯盆地“致密气”生产基地，通过加大致密气开发力度，推进多种资源综合勘探开发，提高资源开采水平。打造新疆地区“深层气”生产基地，加大塔里木盆地等山前深层超深层资源勘探开发，推进天然气增储上产。打造海域“深水气”生产基地，加快渤海天然气开发步伐，加强渤海、东海和南海北部深水区资源勘探开发，进一步加快增储上产步伐。加强统筹协调，分类处置、分级管控生态红线内天然气矿业权和勘探开发活动。

　　加快管网和储气设施建设，发力补齐天然气互联互通和重点地区输送能力短板，推动形成“全国一张网”。沿海LNG接收站扩建、新建工程持续推进，海外LNG资源进入国内通道进一步拓展；国家油气管网公司正式运行，“全国一张网”的管网布局加快形成，中俄东线管道中段及南段加快推进，青宁输气管道有望投产，天然气资源南北调配能力稳步增强；多措并举增加储气能力，压实上游供气企业和国家油气管网公司储气责任，加快储气库基地及储气设施重点项目建设。健全项目用海、用地、环评等协调机制，积极创造条件推动项目建设。

　　科学编制“十四五”规划，持续推进体制机制改革，推动天然气行业高质量发展。准确研判国际国内发展形势，突出以人民为中心的发展思想，突出以改革创新破解发展难题，着眼长远、统筹兼顾，科学编制《天然气发展“十四五”规划》，并按照规划加快重大管网等项目建设，确保管道运输能力满足经济社会发展需要。进一步推进油气管网公平设施开放进程，促进管道设施利用效率。继续坚定不移深化油气体制改革，尽快推动天然气矿业权改革和国家油气管网运营机制改革落地见成效，为建成运行高效的天然气市场体系打好基础。

　　世界新冠疫情和经济形势仍然严峻复杂，但中国天然气持续稳定发展的基本面没有改变，支持天然气高质量发展的要素条件仍在增加。

　　站在“两个一百年”奋斗目标的历史交汇点，中国将始终坚持“逐步将天然气培育成为中国主体能源之一”的战略目标，抓好党中央对天然气产业的各项决策部署和“六稳”“六保”等政策落实。确保完成天然气“十三五”规划确立的主要目标，扎实推进“十四五”规划编制工作，科学制定天然气发展目标和路径，构建安全稳定、协调发展的天然气综合保障体系。

　　《中国天然气发展报告》已连续发布五年，期待《中国天然气发展报告（2020）》的发布进一步激发社会各界为天然气未来发展出谋划策的积极性。

　　感谢以下人员（按姓氏笔画排序）对《中国天然气发展报告（2020）》提出修改建议，以及在成稿过程中作出的贡献：