引言

随着中国能源供给侧改革的持续推进，天然气在中国能源结构中的地位持续上升，供、销、储、运体系正在持续不断地发生着深刻的结构性变化，如何客观把握当前天然气的发展形势与趋势并做好科学预判，超前谋划构建合理、安全的供应保障体系，是关乎中国天然气能源安全的重大课题。为此，通过分析全球天然气资源现状、贸易格局与发展趋势，结合中国天然气产业的发展历程、现状、趋势以及所面临的问题，从需求、供给等方面对我国天然气产业进行了展望分析与判识，进而提出了推进天然气产业合理、可持续发展的战略措施与建议。

1　全球天然气供需格局变化

1.1　天然气资源现状与贸易发展趋势

全球天然气资源丰富，截至2018年全球常规天然气可采资源量约367×1012m³，待发现常规天然气资源约170×1012m³。主要天然气输出国剩余资源基础雄厚，储采比超过50，具备长期增储上产的资源基础。目前已发现剩余资源相对集中，全球前十大剩余探明可采储量国家累计剩余可采储量占比77.1%，产量占比60.7%[1-2]。依据可采资源量、产量、技术水平指标将天然气产业国分为3 种类型：俄罗斯、伊朗、卡塔尔、土库曼斯坦等属于第Ⅰ类，以常规气资源为主，天然气剩余探明可采储量超过20×1012m³，储采比大于50，具备持续上产稳产的资源基础，是国际重要的大型天然气贸易出口端；美国、加拿大、中国、澳大利亚、挪威等国属于第Ⅱ类，天然气剩余探明可采储量介于（2～10）×1012m³，储采比介于10～30，剩余资源类型中常规气和非常规气兼有，可采资源基础和产量规模依靠技术发展驱动，具备一定的稳产和上产基础；第Ⅲ类，天然气剩余探明可采储量介于（0.5～4.5）×1012m³，储采比在10～50，根据其资源基础和国内产销能力，具备一定的天然气国际贸易基础和影响力。

（图略）

全球天然气供需态势整体持续宽松，2005—2018年平均产量增速为2.33%，平均消费增速为2.23%，年均超产约260×108m³。天然气贸易方式和定价机制持续多样化演变，各大区域市场定价形式与交易不断呈现多元化特征，部分区域市场气价管制逐步放开，与油价挂钩的长期合同方式正逐步向竞争性气价方式转变。欧洲、亚太、北美三大全球性区域市场联动性显著增强，区域价差重新开始缩小[3]。受全球资源分布不均衡和供需主体错位分布影响，几大区域市场的价格差异仍会持续，并成为促进天然气全球化流通的重要动力；亚太、欧洲等主要买入市场仍存在一定溢价，北美卖方市场受页岩气产量持续增长和自身产业链市场化影响，价格仍将维持较低水平；总体上，随着全球现货市场天然气供应量的增长，天然气贸易全球化进程仍将快速推进。

1.2　天然气市场格局变化

全球天然气供需正持续发生结构性改变[4-6]。北美市场由于美国页岩气产量的快速增长，天然气进口迅速减少，在2018年转为天然气净出口国；自解除出口禁令以来，其自身拥有的发达管网、交易中心体系和自由市场机制使其迅速由进口端转为出口端，在不久的将来仍可维持全球最快的产量增速并可能成为全球重要的LNG贸易输出端。独联体国家出口量呈现稳步增长，增量主要来自俄罗斯。中东地区近年由于LNG巨头卡塔尔的出口增量减缓，出口保持平稳。非洲出口量持续保持平稳。欧洲进口量处于平稳阶段。亚洲市场内部差异持续扩大；出口端中，澳大利亚出口量快速增长并加大向中国出口，马来西亚保持平稳，印度尼西亚持续下降；进口端中，日本进入负增长，韩国、印度仍处于快速增长阶段，中国进入高速增长阶段并持续拓展全球多元化进口渠道。总体上，西半球出口量快速增长，而进口增量主要来亚太地区，全球天然气供应“西移”与需求“东进”的市场新格局进一步凸显。

全球天然气贸易结构持续发生深刻变化。由于LNG贸易较管道气更具灵活性，可以根据市场供需形势变化灵活变更出口目的地，在技术与产业资本共同促进下，全球LNG贸易总量快速增长，出口国不断增加。2018年全球LNG贸易总量达到4300×108m³、占比达45.7%，出口国增加至39个。预计未来十年，全球LNG出口国将增加至50个。由于管道气贸易在距离超过4000km后经济性不如船运LNG，因此在全球供需错位的大背景下，管道气贸易将呈低速增长，而LNG贸易则将持续快速增长。出口国中，印度尼西亚、阿尔及利亚、特立尼达和多巴哥等老出口国由于不再有新的LNG项目投入，供应出现缩减；马来西亚、尼日利亚、阿曼等受国内自身资源基础制约，出口增长进入瓶颈；卡塔尔未来供应能力仍有大幅增长空间；美国、澳大利亚、俄罗斯LNG出口增长迅速，由于其自身国内丰富的资源基础及近年来对LNG贸易的重视和大型项目的投产，未来供应能力仍可大幅增长，是未来重要的增量来源。

2　中国天然气发展形势与趋势

2.1　发展历程与阶段

根据天然气供应、消费格局特征，可将中国天然气产业划分为3个发展阶段。1950—1996年为起步期，整体规模小，气源上溶解气和气层气占比相当，消费局限于川、渝、陕、甘、宁、新疆等主要产区附近，以气源区就近消费为主。1997—2005年为拓展期，全国性天然气产业发展规划逐步开始实施，跨区管道逐步建设，消费区域逐渐扩大，仍立足于国内资源，产量决定消费量。2006年起进入快速发展期，以苏里格致密气为典型的一批大气田相继投产，储产量快速增长，西气东输管线逐步贯通、LNG新建端口投入运行，气源数量、供应量均呈现迅速增长态势；主干管道与地区分销网络逐步连通，消费行业开始延伸；天然气价格改革机制开始进入试点运行，天然气消费初步显现市场化趋势。但总体上，由于中国天然气产业发展相对较晚，基础体系相对薄弱，目前离成熟国际市场的供应稳定、管网发达、互联互通等指标均有较大差距，未来拓展潜力巨大。

2.2　市场供销构成与现状

对我国天然气供销体系进行分气源、地区、行业流向分析。2018年我国气源构成中，国产气占56.3% ；其中，鄂尔多斯、川渝、新疆三大气区占43.3%，是国产天然气的供应主体。进口LNG占26.6%，进口管道气占17.1%。地区消费中，华东、华北地区占比超过20%。川渝、陕西、新疆等主要天然气生产省份消费占比较高；北京、江苏、广东、浙江、山东等经济发达省市消费占比也较高。行业消费中，制造业、电力、煤、水生产、交通、运输、仓储、物流以及生活消费是主要消费领域，2018年消费占比分别为34.3%、19.2%、17.4%、16.6%。

（图略）

地区消费量呈现巨大差异。在临近产区川、渝、新疆、陕甘宁地区和长输管线配套保障能力较完备的京津冀、上海地区以及LNG销售体系较发达的广东、山东、浙江等地区，天然气消费量较大，而在输入能力相对较弱的云南、广西、贵州等地区消费量则相对较低。地区增长趋势迥异，京津冀地区受“煤改气”环保政策等影响持续增长；东南地区受制造业快速发展、城市化加速推进影响，维持较高增速；云贵地区开始进入普及消费阶段，呈现高速增长；经济增长缓慢的东北、西北地区则呈现低速增长或负增长。

（图略）

天然气发电、制造业、生活消费等是天然气消费量主要增长领域，近十年平均增速分别为17.1%、13.4%、11.3%。交通运输行业呈现高速增长态势，近年来随着车、船用LNG的大规模普及应用，近十年年均增速超过20%。

（图略）

2.3　中长期供需发展趋势

产业需求决定产业发展前景，天然气产业需求的核心判识是消费需求预判。满足国内需求、保障天然气能源安全是未来天然气产业发展的首要导向。中国已成为全球最大的天然气进口国，2018年对外依存度上升至45.3%，需求量增速远高于国内产量增速，供需矛盾日益突出。增长受能源供给侧调节政策、供应多元化背景下市场化价格调节、多类型能源相互替代等多重因素的影响[7-9]。在我国能源消费总量和结构持续优化的背景下，消费量仍将维持快速增长的情景日益明确。天然气细分领域消费增量主要来自对煤炭、汽柴油、LPG等高污染、低经济性能源商品的替换，最终增量由终端用户价格承受能力和天然气价格共同决定。未来消费前景中，工业燃料、城镇燃气、交通运输是主要增长领域；天然气调峰发电随着电力需求的持续增长，仍有一定的增长空间，但受价格承受能力影响，增量有限；化工用气受价格承受能力和煤原料替换影响，市场增量趋于饱和[3,6,10]。

关于中国天然气消费量的预测，各机构开展了基于各类方法和模型的分析，包括Leap 模型、Medees 模型、灰色理论及计量模型、怀特模型、众数平均法、部门需求法等[10-12]。但实际显示中国天然气消费量增速超过大多数研究预测方法的高方案结果，仅有综合考虑能源结构、政策情景的弹性系数法误差较小。笔者认为出现这一结果的原因不难推测：我国能源供应与发达国家强调市场化手段调节方式不同；“十二五”以来，国家在能源供给侧宏观政策的调控力度持续加大，既定目标下的能源发展改革稳步推进，未来能源消费结构按预定实现的情景日益明确[10,12] ；特别是进入新常态发展以来，高质量发展成为核心理念，能源供给侧改革、环保政策等宏观结构调整执行力度进一步增强，各项既定目标逐一实现；在此背景下，基于政策情景综合考虑能源结构和各项能源优化指标的预测结果必然是最为接近真实情况。因此，为合理预测我国能源消费前景和分类型能源消费趋势，在传统弹性系数法基础上，笔者新建综合能源弹性系数法，预测我国总体能源发展趋势，以求更为准确地确定我国中长期天然气消费量。传统的关于能源消费总量和消费前景的预测建立在全国能源消耗量增速与GDP增速之间的关系基础上，其计算公式为：

（图略）

式中e表示定基能源消费弹性系数；E代表能源消费总量；G代表国内生产总值；下标t、0分别代表现期和基期。

由于我国一次能源类型多样，供给侧结构调整持续推进导致内涵持续变化，造成弹性系数波动大，使用传统能源消费弹性系数难以精确地反映重大政策调整、产业结构、科学技术水平等因素的权重和能源结构优化指标影响。

为了探索能源消费与分能源领域结构调整的关联性，在设定能源供给侧目标构成的情景下，笔者新建立一种产业能源消费弹性系数与分领域消费弹性系数关联模型，通过单位能耗指标、综合排碳系数、排碳总量、GDP总量中速平稳增长情景等的多项关键指标综合平衡算法，建立新的综合弹性系数，以求更合理预测我国能源消费量增长趋势以及特定能源消费量增长，其计算公式为：

式中E表示全国综合能源消费弹性系数；n表示能源领域种类数；λi表示产业i 对综合能源消费弹性系数的权重；ei表示产业i的某一能源消费领域消费弹性系数；μi表示产业i的随机误差；C表示全国综合能源消费弹性系数与分能源领域消费弹性系数的关系常数。

在实际计算中，设定我国一次能源消费构成中包含煤炭、石油、天然气、可再生能源4种能源类型，产业类型包含本文图9中的八大类型产业，新常态下中长期GDP年均增速为6%，CO2排放量控制在巴黎协定中承诺的120×108t标准煤峰值内，单位GDP的CO2排放量较2005年下降60%～65%。一次能源总量及各项指标“天花板”设定依据国家发改委和能源局在2016年发布的《能源生产和消费革命战略（2016—2030）》的战略目标，2030年能源消费总量控制在60×108t标准煤以内；其中天然气占比达到15%左右。依据上述设定通过计算全国综合能源消费弹性系数，预测我国能源结构增长趋势如图5所示。

（图略）

通过综合能源弹性系数法，可显著减小传统能源消费前景预测中因素考虑不足、单一因素权重影响过大造成的误差，同时避免单一数据模型趋势预测造成的长周期下趋势结果偏离增大问题，综合性考虑宏观决策、结构优化等非客观因素的影响，为合理预测我国能源消费前景和分领域消费趋势提供更为可靠的预测方法。按照增长趋势及国家能源结构调整目标，满足条件的基准情景下我国2030年天然气消费量约为6500×108m³。

关于国内天然气供应保障能力，陆家亮等[13]依据灰色—哈伯特、神经网络—哈伯特和产量构成（不确定性模型）等方法，分常规气、致密气、煤层气、页岩气4种资源类型按时间顺序叠加，预测中国天然气产量趋势，预计2030年国内天然气产量在（2550～3000）×108m³，其中煤层气、页岩气产量测算区间（550～800）×108m³。目前的勘探开发状况显示，我国煤层气、页岩气总体仍处于规模开发早期，资源落实程度低、品位差，规模效益开发技术不成熟，对产业补贴政策依赖程度高，未来产量规模存在较大的不确定性。综合其他相关机构预测结果，笔者将我国2030年天然气峰值产量2500×108m³作为基准情景开展分析。

由于我国的天然气市场正处于需求量快速增长的阶段，需求、体制、机制等各方面因素正发生剧烈的变化[14-15] ；在深入剖析全球和国内供需格局变化、发展趋势和消费前景的基础上，梳理未来中国天然气可获得量，形成中长期中国天然气供销平衡的可靠判识，是谋划全国天然气产业稳步发展的重要的内容。

目前国产气、进口管道气、进口LNG 三大构成中，国产气与进口气呈现平分秋色格局；关于进口天然气可获得量，当前进口多元化格局初步形成，进口来源国家虽然超过30个，但大部分进口量仍依赖于少部分国家。由于国内消费量增速明显高于产量增速，未来进口气比例必将持续快速增长态势。未来，中国天然气可获得量中，短期内管道气和LNG 预期可获得量较充足，可满足市场快速增长需求。根据当前及可预期供应能力计划，距2030年6500×108m³的消费量仍有大约1 200×108m³的缺口。

（图略）

注：在建能力包括中俄东线（预计供应能力380×108m³/a）以及沿海地区一批在建LNG项目；未来预期供应量包括在谈中俄西线（预计供应能力300×108m³/a）、中俄远东线（预计供应能力80×108m³/a），以及一批拟建（意向）LNG项目等。

（图略）

3　全球化背景下中国天然气行业发展建议

3.1　全球化背景下的风险与机遇

主要风险包括全球天然气行业竞争态势下对国内勘探开发供应体系的冲击。与国际天然气生产大国相比，我国的天然气产业总体具有开发成本高、开采难度大等特点，在低油价的形势下，产业容易受到价格持续下行的进口LNG的冲击。未来随着LNG供给端的爆发式增长，大量生产型企业采用自建终端和点供的方式解决生产用气现象更加普遍[16]。由于管输距离和气价地区性升贴水影响，沿海地区气价相对较高，未来输送沿海地区的管道气必然最先受到价格走低的进口LNG市场冲击。

同时，全球化扩大也为中国天然气产业国际化发展带来新的机遇。随着全球持续天然气供应宽松和LNG 价格走低，市场逐渐从卖方市场向卖方市场转变，“亚洲溢价”形势将得到进一步缓解，天然气可获得形势持续向好，有利于寻求更多买方市场权益。

3.2　需要解决的关键问题

1）现有情景下可获得量不足以满足中长期发展需求。未来中国虽然经济增速和能源需求量增速放缓，但天然气产业受能源整体结构优化调整影响，在较长时期内仍将处于快速发展期。现有情景下，未来天然气的供应缺口将持续扩大，根据天然气消费量和现有、即将投放LNG进口能力以及现有、在建、在谈管道气，按进口满负荷运行进行测算，预计2030年供需缺口约1200×108m³，相当于现有所有渠道的进口能力。

2）全国性互联互通供销体系不健全，市场区域性割裂矛盾仍然突出。前述天然气流向数据分析显示，我国天然气供需总体仍呈现气源就近消费格局[11]。国产气主要流向川渝、新疆、陕西等产区；进口管道气沿长输管道流向沿线地区，优先保障京津、长三角、珠三角等地区；在远离产区的沿海地区消费增长主要依靠扩大LNG进口来保障，对LNG的依赖快速增长造成市场的波动性加剧，获得稳定充足气源的基础依然薄弱；北方季节性需求量差异导致调峰需求较大，南方工业化、城镇化加速需求快速增长加剧供应矛盾，导致季节性、地区性供应矛盾持续扩大。

3）价格机制矛盾突出。当前天然气仍作为稀缺资源，价格由政府全面主控，作为商品进行产业链市场化、自由化发展的基础远未形成。各地区气价受供需格局错位背景下输送成本差异、贴水值影响，存在巨大的地区性差异。各地区供应仍以优先保障民生为主，承担了较多的社会责任，价格严重依赖政府定价和地区性、行业性差异巨大的现状不能真正反映市场供需和资源的稀缺程度，不利于天然气产业链的整体市场化发展。管道气主要产区与消费区错位、管输距离长造成中东部地区供气成本较高；LNG市场随着近年供应端迅速增长和市场流动性显著增强，地区性价格差异相对较小；近年来出现多次的消费高峰期，目前市场贴水机制和地区性、分气源、分行业价格机制加剧市场紊乱现象日益频繁。

4）产业利润分配矛盾日益凸显。国内天然气剩余资源丰富，未来仍有较大的增储上产潜力，但随着勘探开发程度的不断加深，资源结构发生深刻变化，获得大发现和优质储量的几率降低；勘探开发对象持续向“低、深、难”发展。上游勘探开发成本受勘探难度不大加大、资源劣质化日益显著等影响日益增长，利润被持续压缩[14-15,17]，部分气区天然气完全成本甚至高于市场价格，且这一比例在持续扩大。上游天然气生产企业一方面在新形势下正面临加快发展、增储上产的保供压力，另一方面背负利润下行的压力。中下游管输、销售环节受市场开放程度低、竞争机制缺乏影响占据较大的比例利润，并占据天然气消费总量快速增长的红利。天然气整体产业链从下游至上游，技术难度与投资风险依次递增，原则上利润和投资回报率也应相应递增；但当前中游管道运输、调控等环节利润最高，下游配送次之，上游勘探开发利润最低，各环节投资收益与承担风险不匹配，上下游价格不联动，利润分配环节割裂，不均衡持续扩大，不利于产业链健康合理发展。

3.3　天然气行业发展的几点建议

1）加大国内天然气勘探开发力度、保障国内天然气增储上产，同时持续拓展多元化进口渠道，分散对外依存度过快增长的风险。当前天然气安全形势总体仍好于石油，一方面是由于天然气产业发展相对晚于石油产业，另一方面得益于天然气来源的多元化。对我国天然气产业进行赫芬达尔指数测算，显示我国目前天然气总体安全形势仍处于相对缓和形势，当前多样化程度与欧盟主要国家相当[18-23]。未来仍要加强新形势下国内外资源的合理布局，加大国内产量，拓展LNG 多元化进口渠道，建立更为灵活多变的保障、引进机制，最大限度规避资源风险。此外，谋求发展中国国际化天然气交易中心建设，提升全球区域市场调控与国际议价能力，改善LNG“亚洲溢价”局面，改善天然气供应安全形势。

2）加快全国性互联互通体系及枢纽建设。中游管网基础设施的分拆是天然气市场自由化的关键，也是推进市场化进程和促进市场竞争的重点[15,19-20,24]。通过对比国际成熟天然气市场改革采取的服务分拆、结构分拆、所有权分拆等多种分拆模式，结合中国中游管网结构、服务、管理等性质，分析认为：在中国开展完全单一的所有权分拆或结构分拆并非必要，以服务社会为导向进行符合中国国情和发展需求的结构重组、功能优化才是天然气产业中游环节改革的重点。将天然气产业上升作为国家基础性、关键性能源战略布局，做好整体产业链超前布局，从源头上将国产气、进口管道气、进口LNG 与中游储气、管输、运输设施及下游分销设施进行全面互联互通，依托大数据、智能化等新技术完善和新建若干个分布于全国的天然气枢纽与交易中心，建立全国资源从源头到消费终端的动态化互联互通网络。

3）突出天然气的社会、环保价值，理顺价格机制。扩大“市场净回值”方法定价试点区并突出环保价值；将现行按照气源和输送路径分别制定出厂价格的方法改为分省统一的门站价格，缓和国产气价格偏低而进口气价格偏高的矛盾，有利于国内天然气生产企业增加利润，从而扩大再生产，保障天然气产业合理、稳健、可持续发展。天然气价格机制改革的重点与核心内容是产业利润的再分配，通过价格机制改革实现利润切割分配，使下游管输、销售环节让利于上游生产，上游通过利润增长支撑国产气上游源头的可持续、有效益规模上产，进而推进下游环节以量增利，从而促进产业链整体的合理、稳健、规模化发展。

4）逐步放开行业性、季节性消费管控，加强对全国市场的整体销售引导。加强LNG 管控，鼓励民营企业参与LNG 进口的同时，避免社会资本蜂拥而上追逐价格洼地从而扰乱市场价格体系，规避恶性竞争。发展国内区域市场交易中心，将产供销储体系由政府管控过渡为交易中心调配协管模式，让交易中心作为公平、公开、信息化的交易平台和推进市场定价机制改革的重要依托，真实反映消费量的季节性区域性动态。依托市场引导和交易中心，加强全国性协调供应能力建设，通过调配与进出口管理的联动，保障全国性稳定供应和储备平衡。

作者：

李剑，中国石油勘探开发研究院、中国石油天然气集团有限公司天然气成藏与开发重点实验室

佘源琦，中国石油勘探开发研究院、中国石油天然气集团有限公司天然气成藏与开发重点实验室

高阳，中国石油勘探开发研究院、中国石油天然气集团有限公司天然气成藏与开发重点实验室

李明鹏，中国石油勘探开发研究院、中国石油天然气集团有限公司天然气成藏与开发重点实验室

杨桂茹，中国石油勘探开发研究院、中国石油天然气集团有限公司天然气成藏与开发重点实验室

史艳军，中国石油集团渤海钻探工程有限公司第二钻井工程分公司

来源：《天然气工业》 发表时间：2020年6月4日