2014年，我國常規天然氣產(chan) 能建設進展順利，主要氣田保持上產(chan) 態勢，非常規天然氣產(chan) 量持續增加。天然氣進口通道繼續完善，已初步形成四大天然氣進口通道格局。根據國家相關(guan) 規劃，到2020年國內(nei) 天然氣消費量規劃達到3600億(yi) 立方米。在天然氣行業(ye) 整體(ti) 成長速度進一步加快的同時，難免在資源供應、基礎設施建設、價(jia) 格問題等方麵存在一定風險。未來我國應積極引導天然氣市場需求、完善天然氣基礎配套設施建設、合理優(you) 化天然氣定價(jia) 機製。
調峰能力不足是製約我國天然氣市場發展的長期問題。（供圖/CFP）
產(chan) 能增速回落
天然氣產(chan) 能持續增加
2014年我國常規天然氣產(chan) 能建設進展順利，主要氣田保持上產(chan) 態勢，非常規天然氣開發取得新突破，產(chan) 量持續增加。國土資源部、中石油等統計顯示，2014年天然氣產(chan) 量1329億(yi) 立方米，淨增長132億(yi) 立方米，增長10.7%。其中，常規天然氣產(chan) 量1280億(yi) 立方米，淨增長114億(yi) 立方米，增長9.8%，連續4年保持1000億(yi) 立方米以上;重點天然氣產(chan) 能建設項目來自中石油的長慶、塔裏木和西南油氣田，以及中石化的元壩和大牛地氣田等。煤層氣產(chan) 量36億(yi) 立方米，增長23.3%;頁岩氣產(chan) 量13億(yi) 立方米，增長5.5倍。
進口天然氣方麵，2014年我國天然氣進口通道繼續完善。隨著中俄東(dong) 線供氣協議的簽署，我國已初步形成西北、西南、東(dong) 北、海上四大天然氣進口通道格局。陸上方麵，管道氣主要來自土庫曼斯坦、烏(wu) 茲(zi) 別克斯坦、緬甸和哈薩克斯坦四國，其中土庫曼斯坦進口量占比超過80%，位居第一。此外，中俄天然氣進口談判取得實質進展。2014年5月，中俄簽署《中俄東(dong) 線天然氣合作項目備忘錄》和《中俄東(dong) 線供氣購銷合同》。 2018 年起俄羅斯通過中俄東(dong) 線天然氣管道向中國供氣，輸氣量逐年增長，最終達到每年380億(yi) 立方米，累計合同期30年。海上方麵，中海油海南LNG接收站和中石化山東(dong) LNG接收站分別於(yu) 2014年8月和11月建成投產(chan) ，接收能力均為(wei) 300萬(wan) 噸/年。據海關(guan) 總署、中石油初步統計，2014年天然氣進口量達到595億(yi) 立方米，較2013年增加59億(yi) 立方米，增長11%，對外依存度達32.4%。其中，進口管道氣為(wei) 310億(yi) 立方米，占天然氣進口總量的52.5%，以土庫曼斯坦天然氣資源為(wei) 主，少量的從(cong) 烏(wu) 茲(zi) 別克斯坦、哈薩克斯坦、緬甸等國家進口;其餘(yu) 的占進口總量的 47.5%，主要來自澳大利亞(ya) 、印度尼西亞(ya) 、馬來西亞(ya) 、卡塔爾四國。
增速為(wei) 近十年低點
我國天然氣利用行業(ye) 主要集中在城市燃氣、交通運輸、工業(ye) 用氣和天然氣發電四大領域。根據中石油初步統計數據，2014年我國天然氣需求低於(yu) 預期，表觀消費量達1830億(yi) 立方米，但增速回落僅(jin) 為(wei) 8.9%，為(wei) 近十年低點。
城市燃氣方麵，2013年我國城市燃氣管網增至38.8萬(wan) 千米，增加13.1%;城市天然氣持續替代人工煤氣和液化石油氣，供氣量增至901億(yi) 立方米，增長 13.3%。城市燃氣用氣總人口增至4.1億(yi) ，其中天然氣用氣人口增至2.4億(yi) ，占比 58.3%。特別是受環保政策影響，我國多地實施采暖鍋爐煤改氣工程，北京、烏(wu) 魯木齊、蘭(lan) 州、西寧等地已基本完成城區內(nei) 的采暖鍋爐改造，用氣量快速增長。
交通用氣方麵，受大氣汙染防治的推動，交通用氣行業(ye) 保持快速發展。各省市公共交通領域“油改氣”發展較快，城市公交係統天然氣汽車數量較快增長。LNG 船用處在試點示範階段，多個(ge) 船用加注站投運，市場前景廣闊。根據中石油估測，2014年我國交通領域用氣量達到225億(yi) 立方米，增長12.5%，占天然氣消費總量的比例為(wei) 12.3%。但2014年下半年以來，受成品油和天然氣價(jia) 格調整影響，天然氣相對汽柴油的經濟性明顯減弱，交通用氣行業(ye) 發展速度有所放緩。
工業(ye) 用氣方麵，在宏觀經濟低迷和價(jia) 格調整的背景下，2014年工業(ye) 企業(ye) “煤改氣”進展放緩，工業(ye) 燃料氣用氣總量年均增長8.9%，達到560億(yi) 立方米，占比與(yu) 上年持平;化肥和甲醇行業(ye) 用氣下降，製氫用氣較快發展，化工用氣達290億(yi) 立方米，年增長3.6%，占比下降。
天然氣發電方麵，2014年，受宏觀經濟下行、天然氣價(jia) 格調整等因素的影響，我國天然氣發電裝機增速放緩，用氣總量小幅增長。長三角、珠三角發電用氣量低於(yu) 2013年水平，北京熱電廠用氣量增長較快。估測2014年全國發電用氣量增長3.8%。
中期(2014—2020年)規劃
2020年實現國產(chan) 氣2450億(yi) 立方米
根據《能源發展戰略行動計劃(2014—2020年)》，國家計劃近中期天然氣供給按照陸地與(yu) 海域並舉(ju) 、常規與(yu) 非常規並重的原則，在加快常規天然氣增儲(chu) 上產(chan) 的同時，盡快突破非常規天然氣發展瓶頸，促進天然氣儲(chu) 量產(chan) 量快速增長。其中，常規天然氣將以四川盆地、鄂爾多斯盆地、塔裏木盆地和南海為(wei) 重點，加強西部低品位、東(dong) 部深層、海域深水三大領域科技攻關(guan) ，力爭(zheng) 獲得大突破、大發現，努力建設8個(ge) 年產(chan) 量百億(yi) 立方米級以上的大型天然氣生產(chan) 基地。到2020年，年產(chan) 常規天然氣1850億(yi) 立方米。非常規天然氣將重點突破頁岩氣和煤層氣開發：一是著力提高四川長寧-威遠、重慶涪陵、雲(yun) 南昭通、陝西延安等國家級示範區儲(chu) 量和產(chan) 量規模，同時爭(zheng) 取在湘鄂、雲(yun) 貴和蘇皖等地區實現突破。到2020年，頁岩氣產(chan) 量力爭(zheng) 超過300億(yi) 立方米。二是要以沁水盆地、鄂爾多斯盆地東(dong) 緣為(wei) 重點，加大支持力度，加快煤層氣勘探開采步伐。到2020年，煤層氣產(chan) 量力爭(zheng) 達到300億(yi) 立方米。此外，根據國務院轉發的《關(guan) 於(yu) 建立保障天然氣穩定供應長效機製的若幹意見》，“2020年天然氣供應能力達到4000億(yi) 立方米，力爭(zheng) 達到4200億(yi) 立方米”。
每一次氣井開鑽，每一次歡呼，都是在為(wei) 中國天然氣產(chan) 業(ye) “鼓氣”。
圖為(wei) 元壩氣田開鑽。
2020年實現消費量3600億(yi) 立方米
根據《國家應對氣候變化規劃(2014—2020年)》，到2020年國內(nei) 天然氣消費量規劃達到3600億(yi) 立方米。另據《能源發展戰略行動計劃(2014—2020 年)》，國家將從(cong) 五個(ge) 方麵穩定天然氣消費市場。第一，提高天然氣消費比重。到2020年，天然氣在一次能源消費中的比重提高到10%以上。第二，實施氣化城市民生工程。新增天然氣應優(you) 先保障居民生活和替代分散燃煤，組織實施城鎮居民用能清潔化計劃，到2020年城鎮居民基本用上天然氣。第三，穩步發展天然氣交通運輸。以城市出租車、公交車為(wei) 重點，積極有序發展液化天然氣汽車和壓縮天然氣汽車，穩妥發展天然氣家庭轎車、城際客車、重型卡車和輪船。第四，適度發展天然氣發電。在京津冀魯、長三角、珠三角等大氣汙染重點防控區，有序發展天然氣調峰電站，結合熱負荷需求適度發展燃氣—蒸汽聯合循環熱電聯產(chan) 。第五，加快天然氣管網和儲(chu) 氣設施建設。按照西氣東(dong) 輸、北氣南下、海氣登陸的供氣格局，加快天然氣管道及儲(chu) 氣設施建設，形成進口通道、主要生產(chan) 區和消費區相連接的全國天然氣主幹管網。到2020年，天然氣主幹管道裏程達到12萬(wan) 公裏以上。
完成我國2020年天然氣發展規劃目標，需要產(chan) 業(ye) 鏈上中下遊共同配合完成，包括消費市場開拓、資源保障和儲(chu) 運配套設施完善等。然而，在當前國內(nei) 外宏觀經濟環境“適應新常態”的過程中，我國天然氣市場格局正發生深刻變化，在各方麵都存在較大的不確定性，天然氣產(chan) 業(ye) 發展麵臨(lin) 較為(wei) 嚴(yan) 峻的挑戰。
要完成2020年國內(nei) 天然氣利用量3600億(yi) 立方米的規劃目標，未來六年我國天然氣消費量至少需要年均增長300億(yi) 立方米;而2000年至2013年我國天然氣消費年均增量僅(jin) 為(wei) 110億(yi) 立方米，其中2011年達到最高紀錄也隻有230億(yi) 立方米。也就是說，未來市場發展需要拓展規模更大、增速更快;否則，即使參照“十二五”期間我國天然氣最快的年增長率，2020年我國天然氣消費也將出現近500億(yi) 立方米的剩餘(yu) 。
根據國外天然氣市場發展的規律和宏觀經濟整體(ti) 形勢，當前天然氣供給逐年穩定增長的背景下，我國天然氣消費模式正在從(cong) “供應驅動型”向“需求主導型”轉變，尤其是在國家能源結構調整和“大氣汙染防治”等政策措施的引導下。然而，在此期間我國天然氣價(jia) 格上漲對需求的增加還將產(chan) 生一定的抑製作用，其中天然氣發電和“煤改氣”等項目受影響為(wei) 直接。從(cong) 此類項目的價(jia) 格彈性分析，即使政府采取一定的補貼政策，如果沒有合理的氣電價(jia) 格，此部分天然氣消費增量將難以大幅帶動天然氣中期消費增長。此外，根據中石油有關(guan) 專(zhuan) 家測算，2020年城鎮居民氣化率也將低於(yu) 政策預期，同樣將加劇市場需求不足的風險。
天然氣資源供給存在不確定性
從(cong) 進口的角度分析，管道氣方麵，“十三五”期間，中亞(ya) 天然氣管道ABCD線、中俄東(dong) 線天然氣管道和中緬天然氣管道的全麵投產(chan) ，將使我國管道氣的進口能力增至1350億(yi) 立方米/年，且大大提升我國管道天然氣進口渠道的多元化水平。但與(yu) 此對應的是，2014年天然氣進口量達到595億(yi) 立方米，對外依存度已達32.4%。事實上，我國對外依存過高的風險已初步顯現。在緬甸，一是中緬管道的上遊開發情況明顯不及預期，120億(yi) 立方米的年輸送量存在極大的不確定性。二是緬甸“民地武”和政府軍(jun) 導致的內(nei) 戰不斷升級，也將成為(wei) 該國油氣工業(ye) 發展的潛在風險。在俄羅斯，盡管西方各國對俄羅斯的製裁使俄羅斯考慮將更多的天然氣出口轉向包括我國在內(nei) 的東(dong) 北亞(ya) 地區，但這也增大了中俄管道上遊資源的經營風險。進口液化天然氣(LNG)方麵，根據各公司已經參與(yu) 的項目或簽署的協議，2020年長期貿易合同數量將近5000萬(wan) 噸，但受市場需求疲軟、投資成本上升等因素影響，個(ge) 別項目已經麵臨(lin) 推遲甚至取消的風險，如加拿大西北太平洋項目。
從(cong) 國內(nei) 生產(chan) 的角度分析，2000年至2013年我國天然氣產(chan) 量年均增長70億(yi) 立方米，照此推算2020年產(chan) 量僅(jin) 1700億(yi) 立方米，遠低於(yu) 規劃中2450億(yi) 立方米的目標。在國內(nei) 常規天然氣生產(chan) 保持平穩、難以大幅增長的情況下，要實現國內(nei) 天然氣供應能力增長更多地依靠非常規天然氣和煤製氣。頁岩氣方麵，盡管涪陵頁岩氣田取得了較大成績，但總體(ti) 看，低油價(jia) 下我國頁岩氣的生產(chan) 前景並不樂(le) 觀：2014年，國家能源局將2020年的頁岩氣的規劃目標產(chan) 量下調了一半，第三輪頁岩氣招標也遲遲沒有進展，民營企業(ye) 參與(yu) 熱情逐漸冷卻，觀望情緒濃厚。煤製氣方麵，巨額投資和較長的成本回收期本身就充滿較大的不確定性，加上技術、地理條件、水資源和環境保護等因素約束，未來發展存在變數。
儲(chu) 運設施配套難以滿足供需形勢
管道建設方麵，根據中石油有關(guan) 專(zhuan) 家測算，要實現3600億(yi) 立方米的消費量規劃目標，我國配套建設各類輸氣管道(含支線)應達到15.3萬(wan) 千米，需要在2013年管道長度的基礎上新增7.5萬(wan) 千米，年均增長1.1萬(wan) 千米;但2004—2013年我國年均管道新增建設僅(jin) 5000~6000千米，建設能力難以保障規劃目標;即使將年均新增長度提升至8000千米，2020年也僅(jin) 能實現建設目標的87.5%，從(cong) 管道與(yu) 市場規模的匹配看，有超過10%的需求量無法完成輸配。
天然氣儲(chu) 備方麵，“調峰能力”不足是製約我國天然氣市場發展的長期問題。根據我國天然氣季節消費的市場特點，“儲(chu) 存—消費”比例應保持在15%左右才相對合理，即2020年我國天然氣的儲(chu) 備能力應達到570億(yi) 立方米。考慮到沿海20多座LNG接收站可調峰能力約為(wei) 130億(yi) 立方米，那麽(me) 2020年我國需要地下儲(chu) 氣庫有效工作氣量440億(yi) 立方米/年。
根據目前地下儲(chu) 氣庫建設進展以及形式有效工作氣量的規模，預計2020年我國地下儲(chu) 氣庫可形成的有效工作氣量為(wei) 300億(yi) 立方米/年，缺口約為(wei) 140億(yi) 立方米。根據天然氣用氣波動走勢，地下儲(chu) 氣庫在季節調峰中起削峰填穀的作用，影響兩(liang) 倍的市場需求。基於(yu) 此，預計地下儲(chu) 氣庫有效工作氣量的缺口將影響280億(yi) 立方米的市場需求。
價(jia) 格問題製約天然氣市場發展
在國際市場，2014年全球LNG價(jia) 格大幅波動，全年走勢呈現“一季度衝(chong) 高後大幅暴跌，三季度中幅反彈後持續走低”的波動態勢，主要原因包括：一是全球天然氣市場需求不足;二是新建LNG項目衝(chong) 擊市場;三是下半年國際油價(jia) 大跌;四是季節因素。從(cong) 整體(ti) 上看，全球LNG市場已逐漸成為(wei) “買(mai) 方市場”，LNG價(jia) 格走低將對我國的天然氣市場發展帶來較大不確定性因素。盡管LNG市場價(jia) 格走低短期內(nei) 有益於(yu) 我國進口，但從(cong) 中期看，我國LNG進口長期合同大都掛鉤國際原油價(jia) 格，如果天然氣市場長期“供大於(yu) 求”，而國際油價(jia) 回歸高位波動，將造成LNG長期合同價(jia) 格高於(yu) 現貨價(jia) 格的市場倒掛，衝(chong) 擊我國已簽署的大量進口天然氣。
在國內(nei) 市場，增量氣門站價(jia) 由於(yu) 掛鉤按替代能源價(jia) 格原則，2015年將低於(yu) 存量氣，使多數進口LNG和管道氣繼續處於(yu) 虧(kui) 損。此外，2014年以來國內(nei) 天然氣價(jia) 格連續上調的同時，國際原油和煤炭等可替代資源價(jia) 格均出現大幅下跌，部分工業(ye) 用氣行業(ye) 市場開發陷入困難，進而影響天然氣消費增長。
采取有效保障措施
綜上分析，在調整能源應用結構和治理大氣汙染等綜合作用下，我國天然氣市場仍將長期持續發展，但需求增量將明顯下降。在國際油價(jia) 大幅下跌和天然氣市場供需寬鬆的環境下，我國天然氣市場中期發展將麵臨(lin) 市場有效需求不足、資源供給存在較大不確定性、儲(chu) 運設施配套難以滿足天然氣供需形勢、受價(jia) 格問題持續製約這四個(ge) 風險。為(wei) 了實現2020年3600億(yi) 立方米的消費目標，減少風險因素的影響，筆者建議采取以下保障措施。
積極引導天然氣市場需求。一是要加快發展天然氣發電，通過製定氣電發展整體(ti) 規劃、深化氣價(jia) 改革和通過補貼合理引導等多種手段，調動天然氣生產(chan) 企業(ye) 、發電企業(ye) 以及電網企業(ye) 三方麵的積極性，促進天然氣發電規模化發展。二是要擴大工業(ye) 用氣的利用領域，通過提高工業(ye) 用氣的效率、保障工業(ye) 用氣的經濟性，提升企業(ye) 工業(ye) 燃料“煤改氣”的積極性。三是要不斷開拓發展交通用天然氣市場，通過製定有關(guan) 安全技術標準並加快各類加氣站點布局建設等措施，重點發展LNG重卡、LNG動力船舶、LNG公交和CNG小客車。
努力提高國內(nei) 外氣源的保障程度。首先，完善我國天然氣進口的多元化渠道。管道天然氣方麵，要與(yu) 有關(guan) 資源國進行溝通協商，從(cong) 而簽署補充協議等保障項目的資源供給和管道安全運營;LNG進口方麵，要進一步優(you) 化長約合同的定價(jia) 和資源保障機製。其次，努力提高國內(nei) 天然氣供應能力。一是要借鑒有關(guan) 示範區和重點項目的經驗，大力發展國內(nei) 頁岩氣、致密氣和煤層氣等非常規天然氣資源的勘探開發力度。二是要不斷優(you) 化“煤製氣”的生產(chan) 技術，在確保排放達標的前提下，持續提升項目的經濟性。
盡快完善天然氣基礎配套設施建設。鑒於(yu) 天然氣管網是最主要的風險，為(wei) 了滿足輸配要求，需要采取相應措施提升管道建設和運營能力。一是要加快實施天然氣輸配管網建設投資多元化，積極引入社會(hui) 資本參與(yu) 國家基幹管道投資，並以此推動國家石油公司的混合所有製改革;二是要繼續落實國家《油氣管網設施公平開放監管辦法(試行)》等有關(guan) 辦法和措施，促進管網的第三方準入，加快油氣管網設施公平開放，有效匹配供需，提高管網設施利用效率。三是要進一步提高天然氣管道建設能力。進一步開放天然氣管道建設市場，培育並提高社會(hui) 施工建設能力，鼓勵符合資質的社會(hui) 建設施工能力進入天然氣管道建設市場，發展壯大管道建設施工隊伍。四是通過製定不同用氣時段的“峰穀價(jia) 格”等方式引導市場的“調峰”能力建設，即加快儲(chu) 氣庫建設，擴大有效儲(chu) 備規模，並逐步完善地下儲(chu) 氣庫的經營管理機製。
合理優(you) 化天然氣定價(jia) 機製。價(jia) 格杠杆是影響天然氣市場規模的重要因素。由於(yu) 發電和工業(ye) 領域是未來天然氣需求增長最具潛力的兩(liang) 個(ge) 領域，利用規模的大小直接決(jue) 定著天然氣利用目標的實現，而天然氣供應價(jia) 格又決(jue) 定著兩(liang) 大領域的利用規模。因此，天然氣在發電和工業(ye) 領域的定價(jia) 相當關(guan) 鍵。首先，建立有效的氣電價(jia) 格聯動機製，促進天然氣發電規模化發展。其次，建立對工業(ye) 用氣用戶的價(jia) 格引導機製。一方麵逐步改變居民對氣價(jia) 承受能力高於(yu) 工業(ye) 用戶，而居民氣價(jia) 低於(yu) 工業(ye) 用戶的現狀;另一方麵考慮治理大氣汙染的經濟成本，製定加快“煤改氣”的環保政策。最後，要探索天然氣不同時段的“峰穀價(jia) 格”，引導“錯峰用氣”。
認真落實國家有關(guan) 天然氣政策，加強行業(ye) 監管。嚴(yan) 格執行我國已出台的《天然氣利用政策》、《天然氣基礎設施建設和運營管理辦法》、《關(guan) 於(yu) 指導居民用氣階梯價(jia) 格製度的指導意見》、《油氣管網設施公平開放監管辦法(試行)》、《關(guan) 於(yu) 加快儲(chu) 氣設施建設的指導意見》和《關(guan) 於(yu) 保障天然氣穩定供應長效機製若幹意見的通知》等一係列政策法規，努力構建新常態下我國天然氣運行機製和監管機製。同時，有關(guan) 部門應加強監管，保證政策的落實和法規的執行到位。
加大建設資金投入，實行投資多元化。2020年若要達到3600億(yi) 立方米的消費規模，需要增加逾2000億(yi) 立方米的消費量，年均增加300億(yi) 立方米。如果考慮每立方米天然氣的投資水平在10元左右，那麽(me) 需要年均資金投入量保持為(wei) 3000億(yi) 元的水平。因此，未來六年需要加大投資力度，投資總額將增加逾2萬(wan) 億(yi) 元。如此大的投資僅(jin) 依靠幾家石油公司遠遠不夠，需多方引入資金，實行投資多元化是必然選擇。