原创 油气与新能源 油气与新能源 2022-05-27 18:00 发表于北京
作者简介
郜婕，女，硕士，高级工程师。现在中国石油天然气股份有限公司规划总院主要从事天然气市场研究工作。
郜婕1，赵忠德1，张津铭2，赵晖11.中国石油天然气股份有限公司规划总院；2.中国石油天然气股份有限公司天然气销售分公司
摘要
天然气在实现“双碳”目标进程中发挥着重要的作用，准确把握天然气产业的发展趋势有利于企业提前布局能源发展战略，抢占市场先机。首先分析了2021年中国天然气行业发展特征，即天然气产业供需两旺，产运销储各环节协调运行。需求侧方面，2021年中国天然气消费强劲反弹，供给侧方面，国产气增储上产持续推进，进口天然气同比增长20.9%。其次针对2022年产业发展趋势进行了研判，即中国经济持续稳定恢复，双碳战略下持续推进清洁能源低碳化发展，天然气市场将保持较快增长，但是需求增量和增速水平将低于2021年。最终提出建议，一是加强市场供需研判，提升产业应变能力；二是跟踪国际气价走势，适时采购现货LNG资源；三是强化中长期合同机制，保障天然气稳定供应；四是加强储气设施能力建设，协调落实储气调峰应急气量。
关键词
天然气产业；供需形势；消费反弹；城市燃气；天然气发电
0 引言
2021年，全球疫情影响下的中国制造业彰显优势，工业生产负荷走高，中国经济呈现持续恢复态势。近几年，在“碳达峰”“碳中和”战略引领下，中国能源结构调整加速，燃气发电发展加快，天然气消费强劲反弹，国内天然气产量稳步增长的同时，进口天然气资源快速增长，天然气行业整体呈现供需两旺态势［1-3］，实现“十四五”良好开局。
1 2021年天然气产业发展回顾
2021年中国天然气产量达到2 039×108 m3，同比增长6.6%；煤制天然气产量为46×108 m3，同比下降1.2%；进口管道气为591×108 m3，同比增长24.7%；LNG（液化天然气）进口量为1100×108 m3，同比增长19.0%；向香港、澳门供给天然气51×108 m3，同比下降2.3%。2021年中国天然气表观消费量达到3 726×108m3，同比增长420×108 m3，增速达12.7%［4］。1.1 增储上产持续推进，国内产量稳步增长2021年中国国内生产天然气（含煤制天然气）2 086×108 m3，比2020年增长6.4%，连续5年增产超过100×108m3。其中，页岩气产量接近230×108 m3，煤层气利用量超过100×108m3，继续保持良好增长势头，煤制天然气产量46×108 m3，受煤炭价格上涨影响出现同比下降。国家能源局实施的油气行业“增储上产七年行动计划”战略部署下，中国天然气勘探开发取得长足发展，国内天然气产量连续5年增产超过100×108m3。2021年4月22日，国家能源局发布的《2021年能源工作指导意见》中提出，要推动油气增储上产，确保勘探开发投资力度不减，强化重点盆地和海域油气基础地质调查和勘探，推动东部老油田稳产，加大新区产能建设力度，加快页岩油气、致密气、煤层气等非常规资源开发［5］。分油气田来看，长庆油田是中国第一大油气田，新增探明天然气储量占全国30%以上，夯实了国内加大勘探开发力度的资源基础，2021年实现产量465×108 m3，约占国内天然气总产量的23%。西南油气田生产天然气354×108 m3，同比增幅11.3%，连续3年保持两位数增长［6］。另外，中国海洋石油集团有限公司流花29-2气田在2021年5月份投产，成为中国第一个投产的自营深水气田，所产天然气通过海底管道在珠海高栏港登陆汇入管网，输往广东、香港、澳门等地［7］。1.2 天然气进口高速增长，首次成为世界第一大LNG进口国2021年中国经济持续恢复，国内天然气需求超预期增长，天然气进口增速显著回升。全年进口量为1 691×108m3，仍然稳居全球第一大天然气进口国之位，增速达到20.9%。因进口资源增速回升，中国天然气对外依存度由降转升，由2020年的42.3%提升到45.4%。进口管道气达到591×108 m3，占进口总量的比例为34.9%。受来自土库曼斯坦、乌兹别克斯坦以及俄罗斯的进口量上涨影响，中国进口管道气同比增长24.7%。2021年中国进口LNG约7 970×104t（合1 100×108 m3），超过日本跃升为世界第一大LNG进口国［8］。LNG进口量占进口总量的比例为65.1%，比2020年下降1个百分点。从进口LNG的来源国来看，2021年中国从30个国家进口LNG，其中澳大利亚为最大的来源国，占比达到38.7%。自2019年中国从美国进口LNG关税从25%下降到10%以来，美国进口量持续增加，2021年跃居第二位，占比达到11.8%，然后依次为卡塔尔、马来西亚、印度尼西亚、俄罗斯。中国从上述六国进口的LNG量占中国全年进口LNG总量的85%。另外，珲春久新能源开发有限公司通过珲春口岸进口液化天然气共17 t，中国陆路口岸首次实现进口LNG。1.3 天然气管道建设持续推进，油气主干管网资产整合全面完成2021年中国新增天然气管道里程约2 100 km里，总里程超过9.1×104 km，管道一次输气能力超过3 840×108m3/a。全国天然气管网总体呈现“西气东输、北气南下、海气登陆”态势，构建了西北、西南、东北和海上进口天然气四大战略通道和“三纵三横”管网架构，形成了横跨东西、纵贯南北、联通海外的天然气骨干管网格局［9］。2021年新建成的天然气干线、支线管道主要有粤东液化天然气配套外输管道、神木—安平煤层气管道、广西管道粤西支线、海南省环岛天然气管网的东环线等。2021年3月31日，国家石油天然气管网集团有限公司正式接管原中国石油昆仑能源有限公司（简称昆仑能源）下属北京天然气管道有限公司（简称北京管道）和大连液化天然气有限公司（简称大连LNG）股权。按照双方签署的股权转让协议约定，本次国家管网集团收购北京管道60%股权、大连LNG75%股权的基础交易价为408.86×108元，全部由国家管网集团以现金方式支付，交易完成后昆仑能源将不再持有标的资产任何股权，标志着中国油气体制改革的关键一步——油气主干管网资产整合已全面完成。1.4 LNG接收站负荷率维持高位，储气调峰供气能力再创新高2021年，新奥舟山二期、中石化天津二期接收站投产，新增接收能力980×104 t。截至2021年底，中国累计建成并投运22座LNG接收站，年接收能力为1 0210×104t，2021年接卸船舶1 213次，整体负荷率约78%，远高于世界平均水平。值得关注的是国内首座“双泊位”LNG接收站—中石化天津LNG接收站2号泊位投运，可将该站月接船频次从8～11艘提升至13～15艘，接收站LNG年接卸能力由600×104 t提升至1 080×104t。11月供暖季以来，中国石化天津LNG接收站（包含一期和二期）创下单日输气量4 000×104 m3的新纪录。2021年，国内储气设施建设步伐加快，调峰能力短板持续改善。在发改价格〔2020〕567号《全国储气能力建设实施方案》、发改能源规〔2018〕637号《关于加快储气设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的意见》等政策引导下，油气公司加快了地下储气库的建设，随着辽河油田双台子储气库群和西南油气田相国寺储气库扩容上产，中原油田储气库群投产等，2021年中国地下储气库的工作气量约171×108 m3，同比增长18%，创历史新高。1.5 中国经济复苏，“双碳”战略下天然气消费强劲反弹2021年中国经济持续恢复，全年GDP增长率为8.1%，经济的强势复苏带动了用能需求的增长。在经济稳定复苏、双碳目标刺激，叠加出口保持高景气等多因素驱动下，国内天然气消费强劲反弹，年度增量突破400×108m3。据国家发展改革委公布数据，2021年全国天然气表观消费量3 726×108m3，增幅达到12.7%。从消费结构来看，城镇燃气、发电和工业燃料均保持较大幅度增长，分别占总消费量的38.3%、16.9%和37.4%，化工行业消费量占比较小，为7.4%。城镇燃气方面京津冀地区、汾渭平原、长三角地区居民“煤改气”和“村村通”工程持续推进，居民用气稳定增长。受2020年低基数影响，公服商业用气需求增长明显。2021年是完成《北方地区冬季清洁取暖规划（2017—2021年）》目标的收官之年，各地新通气用户持续增加，采暖用气需求快速增长。经济持续复苏推升用电量增长，加之煤电受限、水电同比下降，“双碳”战略下的燃气发电需求在华东、华南地区较为旺盛。据中国电力企业联合会统计，2021年燃气发电量为2 834×108 kW·h，增幅达到14%，高出全社会用电增幅3.7个百分点（达到10.3%）［10］。2021年工业经济稳定恢复，企业盈利持续改善，全国规模以上工业增加值同比增长9.6%，近八成行业利润实现增长；同时受世界经济持续复苏、中国稳外贸政策效应释放等因素拉动，工业出口加速增长，工业行业用气需求快速增长。1.6 天然气供需形势频繁变化，产销平衡的难度日益增加2021年1月份，全国遭遇两次寒流、天然气市场资源供不应求。1月6日北京气温降至零下19.6 ℃，为1966年以来的最低温度，全国天然气消费量突破13×108m3，达到历史峰值。供应侧各油气田企业充分挖掘潜力，超额定负荷生产；追加采购现货资源；充分发挥储气库调峰作用，高峰期最大采气量近1.3×108m3/d。需求侧实行“压非保民”，保障了产业的顺畅运行。2月份，受气温回升及春节假期影响，天然气消费量迅速下降，通过调减中亚气资源、LNG资源，同时储气库开始注气，确保了产业安全平稳运行。3月份，市场逐渐向供需平衡转换。4—6月份，在工业和发电用气需求的拉动下，国内天然气需求增长超出预期，国内LNG进口量维持在20%～30%的同比增长水平，天然气处于紧平衡状态，呈现出“淡季不淡”的现象。进入夏季以后，电力消费需求较快增长，由于来水偏枯导致水电发电量同比减少、电煤供应紧张等因素影响，电力供应紧张，为了配合电力调峰，燃气机组顶峰发电，天然气市场供不应求。7月份燃气发电达到279×108 kW·h，同比大幅增长28%。二季度到三季度，国内LNG市场价格上涨，一方面抑制了国内需求的增长幅度，另一方面加剧了业内对冬季保供的担忧。由于预期2021—2022年冬季是寒冬，国内主要供应商提前积极备货，但进入采暖季，“拉尼娜”迟迟未出现，气温高于同期，叠加环保限产、现货价格高位等因素影响，天然气需求增长低于预期，供应相对宽松。如此复杂多变的供需形势，给产业的稳定运行带来严峻挑战。
2 2022年天然气产业发展展望
2.1 2022年市场需求增量将低于2021年水平2022年国内经济运行将趋于正常增长态势，预计全国GDP增速5.5%左右。碳达峰“1+N”政策体系陆续出台，国发〔2021〕23号《国务院关于印发2030年前碳达峰行动方案的通知》提出“有序引导天然气消费”“大力推动天然气与多种能源融合发展”“坚持‘增气减煤’同步”等，将加快天然气行业发展步伐。随着经济持续稳定恢复，中国将在“双碳”战略下持续推进清洁能源低碳化发展，天然气市场将继续保持增长态势。受2021年消费基数提升和2022年供气价格上涨影响，2022年天然气消费增速相比2021年将回落约4%～5.1%，预计表观消费量为3876×108～ 3 916×108m3。从主要用气行业看，城镇燃气方面，城镇化建设加速，基础设施持续完善，冬奥会的召开将进一步加大京津冀地区、汾渭平原的散煤治理力度，用气需求保持较快增长。发电方面，“双碳”战略下燃气发电将发挥基荷作用和调峰优势，用气需求将继续呈现增长态势，但增速较2021年会有明显放缓。工业方面，在《高耗能行业重点领域节能降碳改造升级实施指南（2022年版）》等政策的指引下，陶瓷、玻璃、钢铁、有色金属等行业气化水平将继续提升，但供气价格上涨对用气需求增长产生抑制作用，化肥化工用气需求保持平稳。2.2 天然气基础设施供气能力进一步提升2022年中国将建成多条干线天然气管道，LNG接收站仍处于高速建设期，天然气基础设施的保障能力有望进一步增强。预计2022年新建干支线天然气管道里程约3 500 km，全国总里程将增至9.45×104 km。2022年新建成天然气管道包括：中俄东线南段（安平—泰安段、盐城—泰兴段）、西气东输三线中段、天津南港LNG外输管道复线、天津临港LNG外输管道复线、北海LNG外输管道（柳州—桂林段）等。此外，5个LNG接收站项目即江苏盐城滨海、浙江嘉兴、河北新天曹妃甸、国家管网漳州将投产，新增LNG接收能力1 200×104t，届时中国LNG总接收能力将超过1.1×108 t。2.3 天然气生产和供应能力持续增强，天然气供需偏紧国内生产方面，在天然气勘探开发的资本投资大力投入以及政策的大力支持下，预计2022年天然气储量增长有望继续保持高位，国内天然气产量（含煤制气）同比预计增长6%～7%，增量主要来自几大主力气田和页岩气等非常规资源。进口资源方面，2021年中国石油化工集团股份有限公司、中海石油气电集团有限责任公司、深圳市燃气集团股份有限公司、国家电力投资集团公司、佛燃能源集团股份有限公司等多家供应商均与国外油气公司签署了LNG长协，同时进口俄气资源将继续上量，带动进口长贸资源快速增长。但由于东北亚现货市场LNG价格将继续高位运行，进口现货资源将同比2021年下降。综合来看，2022中国天然气产量仍将稳健增长，进口量保持较快速增长，全年可供资源合计3 870×108～3 920×108，天然气供需偏紧。
3 相关建议
3.1 加强市场供需研判，提升产业应变能力2022年中国天然气市场所面临的形势愈加复杂，对国内外市场的研判显得尤为重要。建议深化对用气行业用气规律的研究，加强天然气供需走势研判。一些不确定因素会对2022年天然气供需形势造成较大影响，建议重点关注冬季气温变化、外贸出口增长趋势以及主要流域降水情况带来的水电供应能力的变化。针对可能出现的时段性、区域性供需矛盾，建议从资源供应、基础设施布局、需求侧管理等方面，提前谋划应对措施。3.2 跟踪国际气价走势，适时采购现货LNG资源2021年全球三大天然气市场均经历了罕见的价格飙升，主要原因为供给冲击与需求刺激，疫情造成需求断崖式下跌，又跳跃式反弹，而供应端难以匹配如此大幅波动的需求，遂出现短时供需失衡；同时叠加新旧能源系统迭代之际，风、光出力跟不上，油气行业多年勘探开发投资不足。2022年国际市场形势依然复杂多变，建议关注地缘政治影响，加强对国际市场的研判，统筹好现货LNG资源的采购，提前在价格相对低位时段锁定现货资源。在鼓励开放竞争的前提下，建议有关部门对国内各公司采购行为进行统一协调，以减少无序采购带来的价格风险。3.3 强化中长期合同机制，保障天然气稳定供应天然气中长期合同机制，是产供储销体系的重要组成部分，有助于推动上下游行业持续健康发展、保障产业的稳定供应。按照民生用气优先保障、合同气量稳定供应、合同外气量市场化配置原则，依据天然气购销合同文本，明确气量和价格机制，其中非居民用气价格政策按照规定分类分段计价。天然气上游气源企业应全力满足城镇燃气企业、天然气大用户提出的中长期合同数量需求。已接通管道气的天然气大用户（年用气量达到 1 000×104 m3以上的工商业用户）签订的中长期合同数量应占天然气上游气源企业年度天然气使用量的绝大部分。城镇燃气企业与上游气源企业签订的中长期合同数量应大于等于与下游终端用户签订的中长期合同数量。3.4 加强储气设施能力建设，协调落实储气调峰应急气量2021年中国储气调峰供气能力超过171×108 m3，占全国消费量的比例为4.6%，低于全球平均水平，仍然是天然气产业发展的短板。根据前文分析，2022年全国天然气资源供应处于紧平衡状态，在用气高峰时存在供应紧张的风险，天然气调峰保供压力较大。建议加大国家财政对储气库建设的支持力度，加快推进储气设施建设，引导和鼓励社会资本、民营企业参与储气设施建设和运营管理。同时在加快储气设施建设进度的基础上，落实管网独立后上游供气企业与国家管网集团间的储气调峰与保供责任，压实供气企业、管输企业、城镇燃气企业及地方政府等各方的责任。
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