天然气从业者必读 万字长文、全景式梳理这是你独步天下的秘笈

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　　天然气是存在于地下岩石储集层中以烃为主体的混合气体的统称，主要成分为烷烃，其中甲烷占绝大多数，可广泛用作城市燃气和工业燃料，与煤、石油同属三种最常见的化石能源。

　　1) 按照气源，天然气可分为常规天然气和非常规天然气，前者是指由常规油气藏开发出的天然气，即勘探发现的能够用传统油气生成理论解释的天然气，后者是指难以用传统石油地质理论解释，在地下的赋存状态和聚集方式与常规天然气藏具有明显差异的天然气，比如致密气、煤层气、页岩气、可燃冰等。

　　2) 按照形态，天然气又可分为常规气、LNG和CNG，其中常规气呈气态，主要通过管道运输;LNG呈液态，体积较小，为常规天然气体积的1/620左右，便于长距离的运输;CNG呈压缩状态，可通过常规气加压后至于装置中，通常作为车辆燃料使用。与煤和石油两种传统化石能源相比，天然气具备清洁环保、安全系数高、热值高等优点。

　　综合来看，天然气较煤炭、石油而言，在安全性、效率、环保等方面优势明显，许多国家都将在加大天然气产业的发展力度，近年来在环保压力加大和能源结构优化的双重背景下，中国天然气产业链的发展也受到了广泛关注。

　　一般来说，天然气产业链包括上游勘探开发生产、中游运输储存、以及下游销售与利用三个环节(天然气下游利用包括民用天然气、车辆船舶用天然气、工业化工用天然气、以及发电用天然气等)。

　　多因素促进全球天然气消费量持续增长。近年来，受益于广泛的需求、供给的增长、以及LNG供应能力的扩张，全球范围内天然气消费增长势头强劲，具体来说新兴亚洲国家和非洲国家工业化程度提高以及电力需求增长、中国煤改气的持续推进，北美和中东地区低成本气源的开拓，都给天然气市场的持续增长带来了有力支撑。

　　2017年全球天然气消费量达到36804亿立方米，相对于2007年的29645亿立方米，增长24%，在全球一次能源消费量中，占比约为23%，低于石油和煤炭，位居第三位。

　　根据埃克森美孚石油公司预测，2030年前全球天然气消费需求年均增长率将保持在2.0%，而石油和煤炭需求的年均增长率仅为0.7%。

　　IEA发布的天然气中长期需求预测显示，到2035年全球天然气需求总量将达到5.1万亿立方米，占全球总能源需求的25%，占世界一次能源消费的比重有望超越石油和煤炭。

　　截至2016年底，全球常规天然气探明储量为193.5万亿立方米，探明储量的全球分布呈现明显的不均衡、区域化特点:主要集中在中东与俄罗斯的远东地区，伊朗、俄罗斯、卡塔尔、土库曼斯坦四国的探明储量占比之和接近全世界的六成。

　　天然气储量的分布不均导致天然气主要消费国与天然气主要生产国存在一定的不匹配性，由此促进国际间天然气贸易的发展。

　　美洲和欧洲天然气的生产量与消费量基本匹配，但非洲和中东地区天然气的产量明显高于消费量，而亚洲则出现天然气供给紧缺的情况，这也与天然气储备的区域分布特点相吻合。

　　根据BP统计，2017年天然气贸易总量达11341亿立方米，较2016年增长4.6%，增速快于全球天然气产量和消费量的增长。

　　其中管道气运输7407亿立方米，LNG运输量3934亿立方米(气化后)，LNG运输量占比尚不足1/3，但增速快于管道气运输，达到13.4%左右，未来在天然气贸易中的占比有望进一步提升。

　　能源结构升级+环保需求，助推中国天然气需求增长中国的能源禀赋具有“富煤，贫油，少气”的特点，这在中国一次能源消费结构上得到印证，2017年煤炭在中国一次能源消费中的占比高达60.4%，石油占19.4%，天然气占比仅为6.0%。

　　煤炭并非清洁型的化石能源，其燃烧时产生的主要污染物包括二氧化硫、氮氧化物、颗粒物、一氧化碳等，另外排放的烟尘中有许多无法去除的超细颗粒，是PM2.5的主要来源。

　　另一方面，煤炭燃烧排放的二氧化硫和氮氧化物，与空气中其他污染物进行复杂的大气化学反应，形成硫酸盐、硝酸盐二次颗粒，由气体污染物转化为固体污染物，加剧大气污染。

　　近年来各省市环保部门加快了对大气污染源的解析工作，我们对空气质量排名较差的前10位城市的PM2.5污染来源进行梳理发现，燃煤造成的污染首当其冲，几乎在所有城市都对PM2.5污染“贡献”最多。

　　2017年煤炭在中国一次能源消费中的占比高达60.4%，天然气占比仅为6.0%，远低于世界平均水平24%，距美国的32%和俄罗斯的52%有很大差距，和印度水平相当。

　　加拿大、法国、意大利、英国和瑞士的原煤消耗维持在10%以下的水平，大多数国家中天然气的消费比例均不低于15%。

　　提高以天然气为代表的清洁能源使用占比，是发达国家大气污染治理的成功经验。天然气洁净环保，几乎不含硫、粉尘和其他有害物质，燃烧时产生的二氧化碳和大气污染物少于其他化石燃料，因而能从根本上改善环境质量。

　　其中天然气在工业燃料中SO2、NOX和烟尘排放分别为煤炭燃烧排放的1.7%、15.8%和8.7%，污染物排放量明显少于煤炭。

　　因此使用天然气这一清洁能源在部分消费场合对煤进行替代已经成为大气减排的一项重要途径。部分发达国家在历史上也经历过大气重度污染阶段，其中加大推广以天然气为代表的清洁能源使用占比，进行能源结构调整，是大气污染治理的重要成功经验。

　　根据IGU的分类，全球天然气定价机制可分为GOG(气对气竞争定价)、OPE(油价联动定价)、RSP(社会和因素定价)等多种，其中GOG、OPE模式市场化程度最高，定价过程少有监管力量参与，RCS、RSP、RBC定价模式则以政府硬性定价为主。

　　天然气在全球范围内以市场化交易为主，GOG、OPE模式占比合计达64%。分地区来看，北美、欧洲等地区天然气交易大部分采用GOG定价，亚洲地区(中、日、韩为主)则更多是OPE定价为主。

　　根据BP统计，2017年国际天然气贸易(含管道气和LNG)的主要净流出地域包括天然气储量丰富的东欧、中东及页岩气产量大增的美国，而东亚、西欧则因人口聚集成为净流入国。

　　尤其是在东亚地区，中国、日本、韩国2017年进口天然气总计分别达92.0、113.9、51.3亿立方米，占全球天然气贸易的22.7%。

　　由于国际天然气贸易表现出较高程度的市场化，东亚地区紧张的供需关系促成了独特的“亚洲溢价”，即亚洲(主要是东亚)地区进口天然气的价格高于全球平均水平。如2017年，美国HenryHub，英国NBP及东北亚LNG(管道气价格稍低)进口均价分别为2.96、5.8、7.7美元/百万英热单位，亚洲地区溢价明显。

　　国内天然气交易可大致分为四种类型，分别为由国内企业作为供应方的国内管道气交易和国内LNG交易;以及由海外企业作为供应方的进口管道气交易和进口LNG交易。

　　规模上，国内管道气占据国内天然气供应的最主要部分，LNG作为补充;进口管道气和LNG则作为对国内天然气供需缺口的补充。

　　整体定价机制上，国内管道天然气是大多数工业用户和几乎全部居民用户的气源，关乎国计民生，因此政府调控力度较大，目前门站价、终端价及管输费、配气费均受到较强监管，但也有逐步放开市场化的趋势;国内LNG、进口管道气及进口LNG交易作为国内用气的补充，市场化程度更高，具体定价机制也有所不同。

　　从2011年来天然气价改试点以来，如前文所梳理，国务院、发改委接连出台多项相关文件力求持续推进天然气价格改革。

　　因此我们预期国内天然气价改有望持续推进，市场化程度有望持续提高，具体包括:1)政府对天然气价格的监管集中在管输费和配气费，各省市均逐渐成熟采用“准许成本加合理收益”定价法;

　　3)天然气交易市场化成都将提升，未来随着页岩气、煤层气等非常规天然气开采逐渐规模化，投入运营的LNG接收站数量逐步提升，市场化定价气源的占比将逐步增加。

　　受《加快推进天然气利用的意见》、《京津冀及周边地区2017年大气污染防治工作方案》等相关政策以及煤炭消费减量替代工作、工业和民用“煤改气”工程全力推进的影响，2017年中国天然气消费量达到2426亿立方米，同比增长15.3%。

　　其中，国内天然气产量达1480亿立方米，同比增长8.2%;天然气进口量达946亿立方米，比上年大增26.9%。进口量与国内产量之比由2012年的0.4:1扩大到0.6:1。

　　通过上述数据可以看出，在天然气需求高速增长的大背景下，国内气源供给保持相对刚性，国外进口气源成为保障需求增长的强有力支撑。预计未来在海外低成本气源产量增加，LNG贸易愈加便利的基础之下，中国的天然气对外依存度将进一步提升。

　　近20年来，天然气探明储量从1996年的1.2万亿立方米增长到2016年的5.4万亿立方米，年均增速7.8%，“十二五”期间储量增长明显加快，2010到2015年年均增速高达13%。

　　《天然气发展“十三五”规划》指出，“十三五”期间中国天然气探明储量的总体目标是新增探明地质储量3万亿立方米，到2020年累计探明地质储量16万亿立方米。

　　截至2014年底，中国常规天然气地质资源量达到68万亿立方米，可采资源量达到40万亿立方米;截至2016年底天然气探明储量为5.4万亿立方米，累计探明储量12.9万亿立方米，其中常规气8.2万亿立方米、非常规气4.7万亿立方米。

　　中国天然气产量稳步增加。中国常规天然气产量由1996年的208亿立方米增长至2017年的1474亿立方米，年均增速为9.8%。

　　经历了2015、2016年增速明显放缓之后，在强劲的需求拉动之下，2017年的增速有所回升。

　　虽然国家已经逐步放开天然气产业的第三方准入，但由于但国内的燃气勘探开采需要通过严格的政府注册和审批、需要投入大量的资金以及技术专长，具有非常高的进入壁垒，因此国内天然气上游开采仍然由三大石油国企牢牢把控。

　　2017年中国天然气产量为1480亿立方米，其中，中石油国内天然气开采量为1033亿立方米，占比70%;中石化国内天然气开采量为257亿立方米，占比17%;中海油国内天然气开采量为143亿立方米，占比10%。

　　“三桶油”合计占据国内天然气总产量的97%。除三桶油以外的天然气开采则包括延长油田、晋煤煤层气(蓝焰控股)、中海沃邦(致密气开采)、亚美能源(煤层气开采)等国内中小燃气开采商。

　　以2016年为例，国内天然气产量为1369亿立方米，同比增长1.7%，其中，致密气产量约330亿立方米，占比约为24%;页岩气产量78亿立方米，同比增长72%;煤层气产量约45亿立方米。

　　中国非常规天然气储量丰富，随着开采技术进步以及成本降低，非常规气的开采量也在迅速扩大。在天然气消费量快速增长时期，若不想过度依赖进口天然气，在国内常规气开采量相对刚性的情况下，非常规气的开采将非常关键。

　　中国目前天然气在一次能源消费中的占比尚不足7%，但天然气消费量已位居世界第三，产量仅为世界第六，常规天然气探明储量仅为世界第九，随着中国天然气需求量的快速增长，国内天然气产量增速无法全部满足国内需求，进口气源成为国内天然气需求的有力补充。

　　中国从2006年开始从国外进口天然气，2011年开始成为天然气净进口国，进口气源主要分为管道进口气和海外LNG进口，以2017年为例，全国总共进口天然气955亿方，占总消费量39%，其中进口管道气425亿方，进口LNG530亿方，中亚、中缅、中俄管道气和沿海LNG四大进口通道发挥了保障作用。

　　目前，中国已形成了包括东北(中俄)、西北(中亚)、西南(缅甸)及海上进口LNG四大来源通道的天然气进口布局。

　　自2006年开始中国开始从国外进口天然气，并且随着需求量增长，国内天然气缺口显著，进口依存度不断攀升，2017年达到39%，包括进口管道气和进口LNG在内的中国进口天然气总量呈现持续增长的态势。

　　在国内天然气开采领域，“三桶油”占据整个开采量的97%，其中中石油的占比达到70%;在天然气进口领域，中国全部的进口管道气均由中石油运营，在LNG进口中，“三桶油”凭借前期积累的LNG接收站优势，同样掌握大多数LNG的进口权。

　　在可预见的未来，伴随众多民营LNG接收站的陆续投运，民营资本参与LNG进口的比例将逐渐提升，为行业带来积极促进。

　　经过十多年的建设与发展，覆盖全国的油气管网已经初步形成，东北、西北、西南和海上四大油气通道战略布局基本完成。中国已经形成了由西气东输一线和二线、陕京线、川气东送为骨架的横跨东西、纵贯南北、连通海外的全国性供气网络，干线亿立方米/年。

　　“西气东输、川气东送、海气登陆、就近外供”的供气格局已经形成，并形成较完善的区域性天然气管网。

　　“三桶油”在天然气产业链中具有管道建设和运营管理的先发优势，在长输管线、支线管道建设和运营中处于主导地位。

　　其中，中石油拥有五家子管道公司，天然气管道总程度达5万千米，约占全国总量的78%;中石化在建和运营管网约4600千米，在全国总量中占比较少;中海油天然气管道布局主要集中在海南、广东、福建、浙江一带，管道总长约3100千米，在全国总量中占比最少。

　　四大长输管线实现天然气资源科学分配。西气东输工程已建成的长输管线有一线、二线和三线，另有规划建设中的西气东输四线工程，该工程已建成管线公里，途径新疆、甘肃、宁夏、山西、陕西、河南、安徽、江苏、上海、浙江、湖北、湖南、广东、广西、福建等14个省市区，设计供气能力共770亿立方米/年，将新疆气田、青海气田产气，以及哈萨克斯坦、乌兹别克斯坦、土库曼斯坦等地的进口气输送至中原、华东、长三角地区。

　　川气东送工程是中国继西气东输工程后又一项天然气远距离管网输送工程，该工程西起四川达州普光气田，跨越四川、重庆、湖北、江西、安徽、江苏、浙江、上海6省2市，管道总长2170公里，年输送天然气120亿立方米。

　　陕京天然气管道工程管线亿立方米，主要负责将陕甘宁气区的天然气资源供给京津冀和环渤海地区使用，是中国煤改气规划中气源保障措施的重要干线。

　　根据规划，中国四大油气进口战略通道建设将进一步加速，中哈原油管道二期、中亚天然气管道二期即将建设，中俄天然气管道正在规划中;国内油气主干管网将建设西气东输三线、四线，西气东输、陕京线以及川气东送等骨干天然气管道及联络线进一步建成和完善。

　　到2025年，建成天然气管网在总里程达16.3万公里，增量达11.9万公里，年均增速9.8%。

　　全国共18个省组建了省级天然气管网公司，便于统一规划、建设、管理。天然气管网具有管道投资大，回收周期长，属于自然垄断的特点，因此在全国性的主干管网之下需要有像省级天然气管网公司这样的机构对省级管网进行统一规划和建设。

　　通过对中国26个省市自治区(不含直辖市、港澳台及地区)天然气管网建设情况进梳理可以看出，目前有18个省组建了省级天然气管网公司，主要职责为统一规划、建设及运营管理省内天然气管网及其他天然气相关业务等。

　　目前来看，在这些省级天然气管网公司当中，仅广东省天然气管网有限公司仅承担天然气运输服务，其他均有涉及天然气销售业务。

　　另外还有黑龙江、吉林、云南、河南、新疆、甘肃、青海、宁夏8个省没有组建省级天然气管网公司，这些省份的天然气则由上游气源方如中石油、中石化等所属的管道销售公司直接供应。

　　2017年国务院印发的《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》指出，未来中游管网的改革主要有两个方向:

　　1) 分步推进国有大型油气企业干线管道独立，实现管输和销售分开;2) 完善油气管网公平接入机制，油气干线管道、省内和省际管网均向第三方市场主体公平开放。

　　2016年10月，国家发改委印发了《天然气管道运输价格管理办法》和《天然气管道运输定价成本监审办法》，通过准许成本、准许收益和税收等因素制定准许收入，并规定于每年6月1日前，将管网信息于相关平台进行信息公开。

　　至2017年6月，中国13条跨省天然气主干线信息公开完毕，这标志着中游管道的改革进入了实际操作的层面。

　　中国的进口LNG由海外开采的天然气经压缩和液化加工生产，LNG进口主要依靠LNG船海运，需要沿海修建的LNG接收站进行接收中转和储存，再经由LNG槽车进行陆运，或转由小型的LNG船进行船运。

　　LNG可直接由槽车运送至消耗量大的工业需求端，或经由LNG气化站进行再气化，通过城市燃气管网进行分销。

　　在中国进口LNG的产业链中，LNG接收站是最重要的一环，LNG接收站的容纳量决定了LNG进口量的上限。LNG接收终端的主要功能是接收、储存和再气化LNG，并通过天然气管网向电厂和城市用户供气。目前，LNG接收站主要有两种形式，陆岸接收站和海上接收站。

　　2006年，国内首个LNG接收站广东大鹏湾LNG接收站建成投产，时至今日，全国已建成LNG接收站18座，总接收能力达5410万吨/年。

　　LNG产业链的最后一公里主要依靠LNG槽车。LNG运输车作为LNG陆地运输的最主要工具，具有很强的灵活性和经济性。

　　对于LNG运输车的种类划分，目前中国主要有两种形式:LNG半挂式运输槽车和LNG集装箱式罐车。LNG槽车运输适用于运输距离短、数量不大的LNG输送，一般来说，1000公里距离以内以公路槽车运输为宜。

　　地下储气库是将长输管道输送来的商品天然气重新注入地下空间而形成的一种人工气田或气藏，一般建设在靠近下游天然气用户城市的附近。

　　地下储气库可以随时(季节性、每天、每小时)平衡气体消费和供气，还可以在气源中断或管网出现技术故障时，保证不间断供气。

　　中国主要天然气调峰方式包括地下储气库调峰和LNG接收站调峰，但以目前北方地区冬季频发的“气荒”现象来看，中国天然气调峰能力仍显不足。

　　《中国天然气发展报告》提出，中国未来将主要依托枯竭油气藏继续建设地下储气库，形成环渤海、东北、长三角、西南、中部和中南六大区域联网协调的储气库群，到2020年，形成有效工作气量148亿立方米，到2030年，形成有效工作气量300亿立方米。

　　经过10年到20年的努力，逐步建立以地下储气库群和LNG接收站储罐调峰为主，气田、CNG和LNG储备站调峰为辅，可中断用户为补充的应急调峰设施，建立健全由供气方、输配企业和用户各自承担责任的综合性调峰体系。

　　2018年1月，《北方地区冬季清洁取暖规划》发布，进一步提出建立储气调峰辅助服务市场机制，到2020年，县级以上地区至少形成不低于本行政区域平均3天需求量的应急储气能力。推动建设供用气双方共同承担调峰责任的体制机制。

　　鼓励承担储气调峰义务的企业从第三方购买储气调峰服务和气量。鼓励更多投资主体投资建设地下储气库。

　　近年来，中国在经济快速发展的同时开始兼顾解决节能减排及环境污染问题，天然气作为清洁能源的开发利用力度逐渐增强，在一次能源消费中的比重也有所上升。

　　从中长期来看，我们预期在能源结构升级强力推进、天然气供应能力增加，低成本气源得到保障、长输管网坚实持续推进，城市燃气管网逐步形成的大背景下，天然气消费量仍将保持快速增长。

　　放眼全球，包括BP、中国石油、EIA、IEA、HIS等在内的组织均预期在未来20-30年内，全球天然气消费量将保持持续快速增长，其中中国将是全球天然气消费量增长的主要驱动力之一。

　　截至2016年，天然气消费结构中工业燃料、城镇燃气、燃气发电、天然气化工、交通运输所消费天然气的比重分别为34%、28%、13%、13%、12%。

　　具体来说，工业燃料用气主要用于两个领域，一是工业企业将天然气作为燃料使用，二是城市中锅炉、窑炉的天然气使用;城市燃气主要包括城市和乡镇居民用气、商业用气、供暖等公共服务用气;发电用气主要用在热电联产、调峰电站和分布式能源项目中;化工用气主要是以天然气作为原来进行相关产品的生产，包括生产合成氨、甲醇、氢气等;交通运输用气主要指以CNG和LNG发动机为动力源的汽车、重卡车、船舶等所使用的天然气。

　　居民用气需求主要来自两个方面，一是天然气供暖，二是烹饪、热水等过程所消耗的天然气，在北方一些完成了天然气改造的地区，这两种天然气使用需求一般可以同时满足。

　　2) 北方地区煤改气政策持续落地，北方重点区域集中供暖中天然气供暖比例增加，北方农村地区散烧煤清洁化供暖改造继续进行，以燃气壁挂炉为代表的散烧煤供暖替代品成为农村地区清洁供暖主要方式。

　　中国产业信息网的统计数据显示，截至2014年底，中国工业锅炉装机量共61.06万台，总装机功率为351.29万兆瓦，合500万蒸吨/小时。

　　其中，燃煤锅炉占全国锅炉总数的75%，总装机功率的80%。燃煤工业锅炉保有量大、分布广、能耗高、污染重，能效和污染控制整体水平与国外相比有一定的差距，节能减排潜力巨大。

　　燃煤工业锅炉是城市大气污染的主要贡献源之一，也是仅次于燃煤发电的第二大煤烟型污染源，烟尘排放约占全国排放总量的33%，二氧化硫排放量约占全国排放总量的27%，氮氧化物排放量占全国排放总量的9%。

　　气电装机规模稳定增长，产业政策引导天然气发电行业加速发展。2016年，中国社会用电量达到5.92万亿千瓦时，同比增长6.7%，其中天然气装机6637万千瓦，占全国电力装机量4.5%，天然气发电量约为1658亿千瓦时，占全国发电量的2.9%。

　　天然气发电具有清洁、高效等特点，是中国电力能源结构调整中的重要环节，未来在电力一次能源清洁化发展中占有一席之地，气电在电力行业中的占比将不断增长。2017年6月发布的《电力发展“十三五”规划》明确提出了未来五年内天然气发电发展目标，在“十三五”期间气电装机量将增长5000万千瓦，到2020年，气电总装机量达到1.1亿千瓦，占比超过5.7%。

　　中石油经济技术研究院预测，到2020年天然气发电用气量将从2015年的321亿立方米增加到605亿立方米，2025年达到948亿立方米，预计年复合增速13.5%。

　　未来天然气发电主要有两个发展方向:1)加快建设天然气调峰电站，2)大力发展天然气分布式能源项目。

　　电力发展“十三五”规划指出，未来将充分发挥现有天然气电站调峰能力，推进天然气调峰电站建设，在有条件的华北、华东、南方、西北等地区建设一批天然气调峰电站，新增规模达到500万千瓦以上。

　　20世纪80年代末至21世纪初，中国天然气汽车先实现了从无到有的突破，随后经历了从有到多的跨越，在20多年时间里稳步增长至100万辆，2010年以后更是进入爆发式增长时期。

　　2010年至2015年，中国天然气汽车保有量从110万辆辆迅猛发展至年约500万辆(其中LNG汽车约20万辆)，年均增长率超过40%，成为全世界天然气汽车保有量的第一大国。

　　与汽油和柴油相比，天然气单位热值更高，且燃烧产物主要为水和二氧化碳，几乎不含硫化物、氮氧化物和铅，对环境污染(雾霾和温室气体)更小。

　　相对于电动汽车等其他新能源汽车，天然气汽车在整车技术成熟度、续航里程、安全性、冷启动等方面表现更加出色。

　　目前全球约有50个国家不同程度地发展了天然气化工，天然气化工比较发达的国家有美国、苏联、加拿大等。

　　美国发展天然气化工最早，产品品种和产量居首位;20世纪70年代中期苏联调整了化学工业政策，加速发展天然气化工生产，在西伯利亚天然气产区新建生产装置，大规模应用于合成氨、甲醇和乙烯、二硫化碳，其天然气化工产品产量仅次于美国;加拿大有丰富的天然气资源，用于合成氨、尿素、甲醇和乙烯的生产。