《中国天然气高质量发展报告》(2020)发布(附全文)

发布时间:2020-11-01 22:03:13  作者:煤气与热力杂志  点击量:

 10月31日,2020全球能源转型高层论坛在北京召开,《中国天然气高质量发展报告(2020)》同期发布。该报告由国务院发展研究中心资源与环境政策研究所、北京大学能源研究院、清华大学能源互联网创新研究院、中国石油勘探开发研究院、中国石油西南油气田分公司天然气经济研究所联合编写,旨在搭建一个持续推进中国能源安全新战略与探索天然气产业健康、快速发展的交流沟通平台,今后将每两年发布一次。

     

 

 

中国天然气高质量发展报告
(2020)
国务院发展研究中心资源与环境政策研究所
北京大学能源研究院
清华大学能源互联网创新研究院
中国石油勘探开发研究院
中国石油西南油气田分公司天然气经济研究所
石油工业出版社
 
《中国天然气高质量发展报告(2020)》编委会
(以下按姓氏笔画排序)

主  任:
隆国强
副主任:
马新华、金之钧、郝芳、高世楫
委  员:
马君华、王婕、朱学谦、延星、刘志舟、许睿谦、
李继峰、杨晶、杨雷、张绚、何春蕾、何润民、
陆家亮、陈珊珊 周娟、周鹏、孟凡达、段言志、
徐双庆、郭焦锋
总协调人:
郭焦锋
编写单位:
国务院发展研究中心资源与环境政策研究所
北京大学能源研究院
清华大学能源互联网创新研究院
中国石油勘探开发研究院
中国石油西南油气田分公司天然气经济研究所
支持单位:
中国石油大学(华东)
中国石化石油勘探开发研究院
出版和翻译单位:
石油工业出版社有限公司

前  

党的十九大以来,中国经济由高速增长阶段转向高质量发展阶段,坚持质量第一、效益优先,推动经济发展质量变革、效率变革、动力变革,提高全要素生产率。高质量发展不以单纯的经济增长规模论成败,不被短期经济指标的波动所左右。天然气领域遵循“四个革命、一个合作”1能源安全新战略,推动中国天然气产业高质量发展,保障开放条件下的国家能源安全。

[1]“四个革命”:一是推动能源消费革命,抑制不合理能源消费;二是推动能源供给革命,建立多元供应体系;三是推动能源技术革命,带动产业升级;四是推动能源体制革命,打通能源发展快车道。“一个合作”:全方位加强国际合作,实现开放条件下能源安全。

“十三五”期间,中国天然气产业通过推动质量变革,消费市场体系基本形成,市场竞争趋向多元,用气普遍服务水平提高;通过推动效率变革,天然气供给取得显著成效,主要石油企业提质增效,微观主体活力增强;通过推动动力变革,体制机制改革和高水平开放不断深化,科技创新获得重大突破,带动产业转型升级。尽管2020年受到新型冠状病毒肺炎疫情(以下简称新冠肺炎疫情)深度影响,中国天然气产业仍保持正增长,产供储销体系建设稳步推进,以高质量发展保障天然气稳定安全供应。

“十三五”既是中国天然气产业快速发展上半程的重要时期,更是面向“十四五”乃至2035年产业高质量发展的关键时段,有成绩也有问题,未来机遇与挑战并存,发展前景可期。为了更充分地展示中国天然气产业高质量发展成就,探讨发展中遇到的重要问题,更有针对性地应对未来挑战,编委会组织业内专家精心编撰了《中国天然气高质量发展报告(2020)》。期望报告能够更全面地反映中国天然气产业的发展现状,直面未来发展的严峻挑战,勾画未来发展的广阔前景,引发业内共鸣,凝聚共识,为产业高质量发展贡献一份力量。

一、中国天然气高质量发展成就2

[2]本节数据主要来源于国家发展和改革委员会(以下简称国家发展改革委)和国家统计局等机构。

“十三五”期间,中国天然气产业高质量发展取得有目共睹的成绩。质量变革方面,天然气消费市场持续扩大,占一次能源消费比重增加,交易方式增多,用气范围扩大。效率变革方面,天然气供给效率提高,勘探开发和进口成绩可喜,管网联通、调峰储备设施运行效率得到提升,企业发展活力增强。动力变革方面,创新能力明显增强,体制机制改革举措相继出台,产业政策陆续落地,核心技术取得突破,油气国际合作逐步深入。

(一)天然气发展的质量变革

天然气消费量呈现较快增长态势,助推区域大气质量改善。“十三五”期间,中国天然气消费量年均增长超过200亿立方米,年均增速大于10%,逐步发展成为中国主体能源之一。2019年,中国天然气消费规模跨越3000亿立方米,预计2020年达3200亿立方米,比2015年增加约1270亿立方米,增长约66%。其中,江苏省2020年天然气消费量超过300亿立方米,广东省、四川省、北京市天然气消费量均超过200亿立方米,山东省、河北省等十几个省份天然气消费量都超过100亿立方米。预计2020年天然气在一次能源消费结构中占比为8.8%,比2015年增加近3个百分点。大规模利用天然气助力大气环境质量改善,“十三五”期间,天然气消费总量约为1.35万亿立方米,按等热值换算,相当于替代原煤25.1亿吨,减少二氧化碳、二氧化硫、粉尘排放量分别为17.9亿吨、1.4亿吨和12.2亿吨,大幅降低大气污染物排放。

日益增长的用气需求得到较好满足,燃气竞争格局趋向均衡。“十三五”期间,逐步形成以科学的天然气供给满足合理需求的市场供需格局,城镇燃气和燃气发电是天然气消费增长的主力。预计2020年,城镇燃气、工业燃料、燃气发电和化工用气消费量分别为1210亿立方米、1090亿立方米、580亿立方米和320亿立方米,占比分别为38%、34%、18%和10%。与2015年相比,城镇燃气占比增加5.5个百分点,燃气发电占比增加3.3个百分点,工业燃料占比下降4.2个百分点,化工用气占比下降4.6个百分点。多元主体竞争程度提高,“十三五”期间,民营、港资和外资企业不断拓展城镇燃气市场空间,目前占全国城镇燃气市场份额超过50%;主要石油企业加速布局下游市场,中国石化2017年成立长城燃气公司,中国石油昆仑能源公司燃气市场占比从2015年的4%提升到2020年的9%左右。

交易方式“从线下走到线上”,区域交易中心功能逐渐增加。“十三五”期间,天然气交易开始“从线下走到线上”,上海和重庆两个石油天然气交易中心成为推动天然气现货交易的重要载体。交易中心陆续推出管道气和液化天然气(LNG)挂牌、竞价、竞拍等多种线上交易方式,交易行为逐步规范,交易量从2016年的150亿立方米增至2020年的约600亿立方米,占全国天然气消费量的比例从8%增至近20%,其中管道气、LNG交易量分别从2016年的138亿立方米和12亿立方米增至2020年的约550亿立方米和50亿立方米。储气库调峰气、罐箱LNG、LNG窗口期等交易新产品相继推出,“液来气走”等交割方式增多,竞价、竞拍等竞争性市场化交易量逐年增加。同时,一些地区加快区域性交易中心建设步伐,如广东省在《广东省推进粤港澳大湾区建设三年行动计划(2018—2020年)》中提出设立区域性天然气交易市场,深圳天然气交易中心已完成核准批复。

全国城镇、乡村气化率稳步提高,普遍服务水平得到提升。“十三五”期间,多个省份通过“县县通”和“镇镇通”工程提升城镇的用气普遍水平。2015年,全国城镇气化率为43%,预计2020年提高到55%,气化人口从3亿人增至约5亿人,城镇居民年人均生活用气量增至130立方米左右。同时,一些省份正通过管道气、LNG“点供”和罐箱“一罐到底”等多种方式实现天然气逐步向乡村拓展,有序实施“燃气下乡”政策,实现“气代煤”和“气代柴”。例如,作为全国燃气发展龙头的四川省,通过管道气实现133个县城城区及近郊乡镇普及天然气。建设全国绿色能源示范省的云南省,主要通过LNG“点供”提升乡村天然气普及率。而且,LNG、压缩天然气(CNG)和液化石油气(LPG)成为管道气尚未覆盖区域的重要资源来源。

(二)天然气发展的效率变革

勘探开发取得一系列突破,非常规天然气发展成效明显。“十三五”期间,勘探围绕重点盆地、领域、区块,加大风险勘探力度,区块发现数量和新增储量均出现增长,非常规天然气成为增储主力。2019年,全国油气勘探开发总投资为3348亿元,同比增长25.5%,其中勘探投资为821亿元,创历史新高,主要石油企业勘探与生产板块资本支出是2016年的1.5倍以上。天然气新增探明地质储量多年连续增长,“十三五”期间年均增长率达23.4%,“十三五”末期接近“十三五”初期的2倍,其中2019年新增达1.58万亿立方米的历史高值。“十三五”期间,天然气产量年均增长率为7.1%,2017—2019年连续三年增产均超100亿立方米,2019年全国天然气(含非常规天然气)产量为1773亿立方米,比2015年产量提高31.3%。非常规天然气产量接续能力增长较快,产量占全国天然气总产量的比例从2015年的6.7%提高到2019年的11.8%,预计2020年占比有望增至15%。建成川南、涪陵两大页岩气主产区,年生产能力均超过100亿立方米。页岩气生产效率不断提高,6口井平台建设周期降至1年左右,单日压裂段数由2段增至8段,2019年页岩气产量超过2015年的3倍。煤层气年产量保持稳定增长,“十三五”时期总产量超过250亿立方米,已建成山西沁水和鄂尔多斯两大主产区。

天然气进口多元化程度得到提高,LNG进口条件明显转好。“十三五”期间,中国天然气进口量从世界第四跃居为世界第一,年均增长率达21.8%。2019年进口量为1352亿立方米,较2015年增加738亿立方米,天然气进口来源国也从2016年的11个扩大至31个,已覆盖世界主要天然气资源国,其中管道气进口国达5个;LNG进口量增长近2倍,LNG进口量占全国天然气进口量的比例从2015年的42.0%升至2019年的62.4%,现货进口量在LNG进口量中的比例增至35%左右,中国是亚洲LNG现货贸易比例最高的国家,在气价低位徘徊时对有效降低进口成本起到重要作用。“十三五”期间,中俄东线天然气管道(北段)正式投产通气,输气能力为380亿立方米/年;东南沿海LNG接收站形成海上进口通道,截至2019年,全国LNG接收站总数达22座(含LNG中转储备站),进口LNG总接转能力为9045万吨/年,其中“十三五”期间投产13座,实现接收能力翻番。民营和港资企业投资LNG接收站热情不减,控股LNG接收站的占比增加。

管道、罐箱等新型运输方式加强协同,互联互通提高输气效率。2016—2019年,新建长输管道超过1.3万千米,全国天然气干线管道总里程超过8.7万千米,一次输气能力超过3500亿立方米/年。实施基础设施互联互通工程,主干管网、区域性支线管网和配气管网建设速度加快,LNG接收站布局和配套外输管道逐步完善。中俄东线天然气管道(北段)、鄂安沧管道一期投产,西气东输三线东段、陕京四线、蒙西煤制气管道等主干管道陆续建成。胶州湾海底管线、南涪管道、潜江—韶关管道、西气东输三线长沙支线、粤西支线、闽粤支线、深圳LNG外输管道、广西LNG接收站与中缅管道联通等区域支线管道建设运行,既有效支撑了京津冀、长三角、珠三角三大区域等主要消费市场的用气需求,又将进口LNG汇入主干线保障用气需要。“西气东输、北气南下、海气登陆、就近供应”的全国管道物理联通“一张网”初步建成。管网基础设施建设联通提高调气能力,初步实现全国范围内的气源互补,应急调峰能力得到提升。同时,新型运输方式正逐步改变传统的储运模式,LNG罐箱适用范围广、调配适应能力强,可扩展到公路、水路等多个运输领域,实现接收站与用户间经济、灵活、稳定的“一罐到底”供应。在管网未铺设到的区域,投资规模小、具有较好灵活性的“点供”模式较快发展,起到很好的市场补充作用。

储气库等设施建设继续推进,应急调峰保障体系得到增强。“十三五”期间,新建地下储气库8座,截至2019年底,累计建成27座地下储气库,库容达277亿立方米,有效工作气量达102亿立方米,约为“十二五”末期的2倍;调峰能力占年用气量的3.3%,比“十二五”末期提高0.5个百分点。相国寺储气库累计注气突破100亿立方米,并启动扩容建设;中东部最大的文23储气库规划建设,一期工程已全面投产,注气超过10亿立方米,2020年底最大调峰能力可提高至1300万立方米/天,满足2600万户家庭日常用气需求。中国石油探索储气设施建设工程投资入股、工作气量分成的新型商业模式,进行国内首次川南缝洞型气藏改建为储气库群(包括牟家坪、老翁场储气库)的前期工作;民营、港资等企业相继投资建设大型地下储气库。供气企业、城镇燃气企业和地方政府保供目标进一步明确,系统地推进储气能力建设,储气设施初步实现集约化规模化运营,市场监管和考核问责机制有所加强,储气调峰保障能力得到提高。履行储气责任方式多样,如自建合建储气设施、购买租赁储气设施或者储气服务等,储气调峰成本得到一定程度的疏导。用户调峰和“气电联调”机制加快探索,激发可替代能源用户等增量用户调峰潜力。

(三)天然气发展的动力变革

政策支持方向清晰,需求驱动成为天然气内在发展动力。在“四个革命、一个合作”能源安全新战略框架下,《能源生产和消费革命战略(2016—2030)》《能源发展“十三五”规划》《关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》等陆续出台,确立将天然气培育成为中国主体能源之一;提出2030年天然气在一次能源消费结构中的占比达15%的具体目标;明确积极发展天然气、高效利用天然气,以及构建结构合理、供需协调、安全可靠的现代天然气产业体系的政策导向;从加强产供储销体系建设和深化天然气领域改革两个方面,部署加大国内勘探开发力度、健全多元化海外供应体系等十条措施。同时,“十三五”期间,强化大气污染问题整治,《大气污染防治行动计划》《打赢蓝天保卫战三年行动计划》等相继推出,各级财政补贴和支持举措陆续落地,推动全国大规模利用天然气,以及开展“煤改气”专项行动,促进大气污染防治。全国337个地级及以上城市中,2019年城市环境空气质量达标率为46.6%,比2015年提高25个百分点。空气质量改善使社会各界对大力发展天然气达成了共识,推动天然气产业发展的内在动力从过去的供应驱动向需求驱动转变。

体制机制顶层设计基本形成,天然气改革举措相继落地实施。“十三五”期间,《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》《矿业权出让制度改革方案》《矿业权交易规则》《矿产资源权益金制度改革方案》《关于加强配气价格监管的指导意见》等改革文件,以及《中华人民共和国外商投资法》《天然气管道运输价格管理办法(试行)》《天然气管道运输定价成本监审办法(试行)》《油气管网设施公平开放监管办法》等法律法规不断出台,初步形成油气体制机制改革制度体系。总体上明确了建立健全有序竞争、有法可依、有效监管的石油天然气体制机制,对上游全面放开、中游公平开放、下游市场建设等方面改革进行全面部署;对天然气产业高水平开放,积极合理发展天然气,提高其在一次能源消费结构中的比重给予了法律制度保障。“管住中间、放开两头”改革举措继续推进。上游全面推进矿业权市场化竞争出让,下放审批权限,强化监管,推动油气勘查开采市场开放;中游着力推动基础设施建设和向第三方公平开放,建立和完善管输、配气环节定价体系,2019年成立国家石油天然气管网集团有限公司,加快管网等基础设施改革步伐;下游着力推进价格市场化改革,相继对直供用户、线上交易、储气设施、化肥用气等放开价格管制,基本实现居民用气与非居民用气价格并轨,门站价格逐步由企业协商或者市场竞争决定。

技术创新体系得到优化,科技进步带动相关产业转型升级。“十三五”期间,天然气产业基本构建了以企业为主体、充分发挥市场配置资源的技术创新体系,建立了以重大科技专项为载体、以重点实验室为依托、以工程实践应用为目标的科技创新制度,搭建了政府、企业、高校“三位一体”基础平台,初步形成多层推进、协调促进、立体互动的创新生态。自主创新能力得到提升,部分技术达到国际先进或国际领先水平。创新古老碳酸盐岩油气富集成藏理论,相继在川中震旦系—寒武系、川西海相、火山岩等领域取得重大突破,探明地质储量万亿立方米的安岳特大型气田;特低渗透—致密砂岩气开发动态物理模拟系统在鄂尔多斯盆地苏里格气田、四川盆地须家河组气藏开发中发挥了积极作用,大幅提升了复杂气藏开发基础实验水平。基本形成符合中国地质特点的页岩气勘探开发理论与技术体系,科技进步对产量增长贡献率达到60%。水平井优快钻井技术使得水平段长度从1000米增至3000米左右,单井钻井周期由175天降至76天,促使中国在“十三五”期间页岩气产量翻番。信息化技术与天然气领域深度融合,数字气田建设明显提升安全生产水平,有效降低单位生产成本;形成“单井无人值守,区域集中调控、远程支持协作”的气田管理新模式,新区块用工总量降至传统模式的30%。

“一带一路”国际合作得到加强,高水平开放继续稳步推进。“十三五”期间,“走出去”国际合作以政策互通、设施联通、贸易畅通、资金融通为目标,以国际贸易合作为基础,以合作项目投资为依托,带动工程建设、工程技术服务和装备制造“走出去”,并向技术转移、管理服务、人才交流等多方面延伸,与“一带一路”沿线国家的合作伙伴关系逐步建立。海外勘探开发投资业务累计带动数百亿美元的国产装备“走出去”,如中国企业承揽了亚马尔LNG项目85%的模块建造,中国石油为哈萨克斯坦“克孜勒奥尔达—阿斯塔纳”天然气管线项目提供钢管等物资和服务。“引进来”从局部开放转向全面开放。《中华人民共和国外商投资法》《外商投资准入特别管理措施(负面清单)(2019年版)》等政策陆续出台,解除了外商作为独立市场主体进入油气领域的行政性障碍,取消了石油、天然气、煤层气勘查开采对外商投资仅限于合资合作的限制,鼓励外商投资管道建设、城镇燃气等产业。中国积极参与天然气全球治理,不断加强与国际能源署(IEA)、国际天然气联盟(IGU)等机构的合作。

二、中国天然气高质量发展问题及挑战

中国天然气产业高质量发展仍面临诸多问题和严峻挑战。质量变革尚待进一步升华,未来市场预期并不明朗,局部地区少数企业控制市场问题依然突出,天然气综合服务水平和质量有待提高。效率变革尚有较大提升空间,勘探开发效率总体不高,进口风险或将增大,基础设施建设和互联互通仍要加强。动力变革尚需突破重要瓶颈,上中下游体制机制改革还需协调同步,核心技术仍需继续突破,高水平开放亟待落地实施。

(一)天然气发展的质量变革问题及挑战

市场需求增速波动幅度较大,稳定增长不确定性明显增加。“十二五”末和“十三五”初,中国天然气消费增速保持个位数增长,2015年为3%,2016年为8%;“煤改气”激发天然气市场需求潜力,2017年和2018年消费增速均超过15%;2019年的政策调整使得增速降至9.4%;2020年受新冠肺炎疫情冲击,预计增速放缓至4%左右。市场需求波动大造成预期不确定,供需互动与产供储销体系协同推进难度增加。“十四五”时期,受新冠肺炎疫情、宏观经济不振、替代能源增加、价格波动幅度加大等多重因素叠加影响,天然气需求持续较快增长动力总体不足。工业燃料用气受煤炭清洁化利用和电能替代等冲击较大;城镇燃气发展受到“煤改气”市场预期下降,以及乡镇基础设施条件欠佳和经济承受能力不足制约;燃气发电仍存在关键装备主要依赖进口、气源价格较高、竞争力差等方面挑战;交通用气面临气价波动大、电能替代等困扰,影响市场需求增长的不确定性因素增多。

传统市场格局尚未打破,公平开放、有序竞争短期难以实现。“十三五”期间,上中下游环节行政垄断现象依然存在,天然气市场体系不够健全。资源供应仍以主要石油企业为主,供应占全国总量的90%以上,民营和港资等企业天然气供应量虽逐步增加,但占比仍然较低。天然气管网等基础设施向第三方市场主体公平开放程度偏低,开放案例较少。部分区域存在地方保护主义问题,利用燃气特许经营制度限制其他地区市场主体进入,终端服务水平和质量有待提升。“十四五”时期,建设公平开放的市场体系,短期内仍面临较大挑战。上游油气资源探矿权和采矿权仍将集中于主要石油企业,矿业权流转市场有待建立,生产技术服务市场尚需完善;中游管道公司运营和调度机制亟待完善,省内管网运销一体化、输配中间环节过多现象依然突出;下游市场体系建设仍需进一步加强,市场主体培育、市场结构优化、市场交易模式探索等方面尚需抓紧实施。

交易中心配置资源能力有限,市场应有作用难以有效发挥。“十三五”期间,天然气交易中心仍处于培育期,交易服务等配套机制尚未健全,未能有效发挥市场配置资源的作用。充分竞争的市场仍未形成,参与主体少、交易不活跃等问题突出,存在“线下先商议、线上走过场”现象。挂牌交易价格仍以政府公布的基准门站价及线下购销合同价格作为主要依据,竞价交易气量总体偏少,没有真正反映资源价值、市场供求关系和客户用气特征。交易中心产品设计仍需完善,储气容量等还没有纳入产品设计范畴,无法全面满足市场的各类交易需求。“十四五”时期,交易中心能否有效发挥价格发现功能,取决于天然气市场体系改革进程、市场供需关系、国产气资源与进口气资源的比价关系、交易中心相关规则的完善程度等诸多不确定因素。区域性现货市场建设尚待推进,管道天然气和LNG的期货市场亟待研究建立。

燃气市场粗放发展依然存在,综合服务水平和质量难以提升。“十三五”期间,城镇燃气领域粗放式发展较为普遍,存在企业争夺有限特许经营权资源、中小企业盲目扩张、圈而不建的现象。部分企业管理水平不高,信息技术手段滞后、服务流程不规范,燃气安全事故时有发生,燃气供应保障能力不足。“十四五”时期,城镇燃气领域服务理念、能力和品质尚需提高。城镇燃气企业转型升级面临诸多挑战,传统服务理念难以满足用户便捷舒适、个性定制的需求,经营理念有待从管理用户向服务客户转变,业务流程亟待优化;在规划、建设、生产、运营等业务环节的智能化管理存在明显短板,服务品质尚有较大提升空间,有待探索全方位一站式的能源综合服务业务,拓展在能源金融、配套商城等方面的增值业务,同时仍需大幅提升优质服务的能力和水平,突破传统落后方式制约企业快速发展瓶颈。

(二)天然气发展的效率变革问题及挑战

天然气储量动用难题开始显现,勘探开发成本总体偏高。天然气勘探开发尚未形成投资多元化局面,虽然上游资源供应市场已基本放开,鼓励民资等社会力量进入,但是因缺乏可落地的配套实施细则,矿业权市场进入和退出机制尚未完备,形成隐形“玻璃门”阻碍,严重制约社会资本等多元投资主体进入,造成竞争不充分,有效激励不足。主要石油企业更倾向于选择在资源丰度高的地区集中勘探,对新区、新领域、新层系和非常规资源风险勘探直接投入积极性不高,对后续资源有效接替、增储上产造成潜在负面影响。面对埋藏深、低渗透、高含硫、海上深水等难动用的未开发资源,钻井施工和开采技术创新有待加强,钻井成功率和开发采收率仍需进一步提高。开采难度大的储量和动用非常规气储量,目前仍需大量进口高端技术设备和材料,开发周期长、成本高;主要石油企业内部关联交易多,工程技术队伍基本对内服务,缺乏市场化技术服务竞争,难以降低生产作业成本;同时施工面临用地征地难、环境敏感区限制,叠加矿业权确权、生产许可审批周期长等方面的困难,进一步造成开采成本上升。

对国际市场影响力弱,高效利用国外资源难题有待解决。国际能源格局出现深度调整,稳定地进口低价天然气存在较大困难。中国天然气进口结构从“十二五”末的以陆上管道气为主,发展到目前海上LNG和陆上管道气并重,过度依赖陆上管道气的断供风险降低;天然气进口来源国超过30个,2019年前3位国家进口量之和占总进口量的60%,前5位占72%,进口来源集中度较高,然而天然气进口议价能力严重不足。长期以来,中国未能借助大量稳定的天然气市场需求形成买方价格优势,基本缺乏与进口地位相匹配的国际市场议价能力,没有形成符合中国天然气市场供需关系的定价体系和交易市场,对国际贸易方式、合同模式等缺少影响力。中国进口管道气一般采用长协价格,与国际油价直接挂钩,进口LNG也以长协价格居多。未来若干年国际能源形势日益复杂,全球天然气市场总体仍处于供大于求的宽松态势,而“供应稳定性较好的照付不议”长协价格锁定效应较强,在国际油价处于低位徘徊时中国仍需进口高价天然气,这对中国天然气产业协调发展造成制约。在未来不断扩大需求的预期下,如何以更经济的方式获得与需求量相匹配的低价进口资源,建立天然气长期稳定的进口资源池,不断提高对国际丰富资源的高效利用效率,是国内天然气市场协调稳定发展面临的重要挑战。

基础设施建设进程相对滞后,管道输配效率尚需继续提升。当前管道建设过程中与城乡规划、生态保护红线等环境敏感区域的矛盾时有发生,管道及储气设施规划建设难度增大。《中长期油气管网规划》要求,2020年中国天然气长输管道达到10.4万千米,在“十三五”期间新建成4万千米。而近四年管道建设相对缓慢,2018年仅新建成约1822千米,比2017年减少991千米,截至2019年底,管道总里程约比计划少1.7万千米,预计2020年较难按期完成任务目标。新成立的国家石油天然气管网集团有限公司面临长期合同等诸多历史遗留问题,有待逐步理顺经营机制,难以在短时间内实现资源统筹高效配置。当前全国有数十家省级管网企业运营各省内天然气管网,还有数千家城镇燃气企业经营城镇燃气管网;省内管网相对独立,区域分割比较严重,各类管网系统间联通不畅,整体管输效率较低,在季节性用气高峰期存在局部“气荒”风险;主干网、省网、城镇燃气管网间的利益纠葛和相互掣肘,使得第三方公平准入难以有效推进、管网互联互通程度较低。而且,中国主要气源地和消费地之间距离较远,存在供应与需求的季节性和地域性时空错配现象。上述因素大大增加了输气保供的复杂性和难度,给大范围天然气高效调度和管理带来挑战。

应急调峰能力仍显不足,储气库等设施投资效益亟待提高。北方冬季采暖期时有发生的局部“气荒”现象,凸显中国储气设施建设迟缓,是天然气协调稳定发展的短板。相比较而言,世界储气库工作气量占消费量平均水平在10%~15%,而目前中国仅在4%左右;美国拥有近400座地下储气库,而中国仅有27座;2030年中国地下储气库工作气量目标要求达到600亿立方米,但当前刚超过100亿立方米,差距十分明显。2018年国务院提出“到2020年供气企业形成不低于其年合同销售量10%的储气能力、城镇燃气企业形成不低于其年用气量5%的储气能力、各地区形成不低于本行政区域3天日均消费量的储气能力”的建设任务目标,而至今储气设施建设进展总体偏慢,特别是燃气企业储气能力建设进度明显滞后。储气设施建设周期长、投资大,还需更多大规模的多元化投资参与。目前峰谷期的天然气市场价格未能真实反映市场供求关系,难以有效体现储气的应急调峰价值,严重影响企业投资建设储气库的积极性。尚待加强探索建立一套符合市场经济规律的储气调峰服务新模式及价格新机制,以破解企业投资回报率低、投资积极性不高的制约瓶颈。

(三)天然气发展的动力变革问题及挑战

政策统筹协调不足,控制全产业链甲烷泄漏成为新的挑战。“十三五”期间,中国陆续划定并公布生态保护红线,实施海洋空间规划,然而天然气资源富集区大多属于环境敏感地区,尤其是未来勘探开发强度不断加大、增储上产重点的深层、深海和非常规“两深一非”天然气资源,面临勘探空间缩小、现有项目续期与退出两难、生态保护红线对勘探开发活动兼容性较差等问题,严重制约国内资源的有效释放。燃气发电面临电力市场化交易机制不健全带来的成本疏导难题,未来发展空间受限。同时,天然气发展或将面临甲烷泄漏控制趋严的政策约束。近年来全球应对气候变化行动出现新特征,各主要经济体将甲烷泄漏作为控制温室气体排放的新重点。因开采、输配和利用过程中存在甲烷泄漏情况,天然气可能成为继煤炭、石油之后发展受限的化石能源。主要发达国家针对全球气候治理正式提出严格限制甲烷泄漏的倡议,并与一些国际石油公司一起推动将此倡议全面国际化和法制化。这无疑将使中国天然气产业发展的外部环境发生深刻变化,中国可能面临向国际社会做出正式控制甲烷泄漏承诺的巨大压力,届时产业发展存在仍未壮大就受到应对全球气候变化严重制约的风险。

改革仍需深化落实,天然气发展面临多种替代能源竞争。“十三五”期间,除天然气价格改革外,其他领域改革总体进展缓慢,造成全产业链整体改革滞后,产供储销等各个环节矛盾增加,改革红利难以及时释放。下游市场虽已形成多元主体、竞争相对充分的市场格局,但上游市场主体依然较少、竞争不充分,部分冲抵了其他环节的体制机制改革效果。国家石油天然气管网集团有限公司治理结构的建立涉及多家大型央企,尤其是上市公司的资产剥离和人员重组,导致难度很大;运营机制方面,原在主要石油企业内部完成的协调链接环节将转为遵循市场规则进行,但相应的机制、规则、标准亟待建立和完善,国家石油天然气管网集团有限公司内部及其与产业链相关环节尚需磨合,2020年冬季保供成为国家石油天然气管网集团有限公司成立以来面临的首次重大考验。天然气产业发展受到来自电力等替代能源的挑战。近年来,在全社会不断降低用能成本的背景下,工商业用电价格连续三年下降,促使电能替代规模不断扩大,对工商业部门的天然气消费市场空间形成一定挤压。大规模风电、光伏等可再生能源发电的大量调峰需求,因相关政策不完备而导致低碳环保治理的外部成本无法实现内部化,造成燃气发电在成本方面的竞争劣势,面临煤电灵活性改造、储能等多种调节性电源的强有力竞争。

核心技术和基础研究短板明显,关键装备还需继续突破。科技研发投入不足,创新活动整体缺乏活力,关键技术和装备长期以进口为主,核心技术自主创新能力和装备制造国产化水平的总体提升比较迟缓。政府部门虽牵头搭建起产学研用的科研基础平台,但主要石油企业作为创新主体的积极性不高,创新示范工程和重大科技专项尚未有效发挥作用,企业与科研机构跨界联合攻关而真正实现重大突破的成果较少。主要石油企业虽加强了创新制度建设,但创新内容仍以应用层面的跟随性研究为主,基础科学研究和核心技术的自主研发明显滞后,深层页岩气、海陆过渡相页岩气、低压低丰度致密气及煤层气等勘探开发技术与世界先进水平相比存在较大差距。天然气增储上产高度依赖于旋转导向钻井、随钻测井、大位移水平井钻探、大规模“井工厂”开采及大型海上油气综合钻探平台、深海油气开采等关键装备,但受限于基础理论、材料加工、精密仪器、高端设备制造等方面的不足,短期内依靠自主创新取得重大突破难度较大,而通过从国外引进消化吸收先进技术和装备面临国际政治关系复杂、知识产权保护、核心技术出口限制、商业合作不畅等诸多困难,在未来一段时间内关键装备自主化程度不足仍是制约中国天然气可持续发展的关键因素。

应对国际复杂变化能力较弱,高水平开放机制尚待建立。在“走出去”方面,中国在国际能源领域话语权偏弱,在推动国际天然气市场供需协调、增加市场灵活度等方面缺少有效作为,对国际市场秩序、价格形成等影响力有限。在天然气全球治理机构和国际能源智库的参与度不高,难以将中国天然气产业的最新进展和体制改革成效及时、准确地传递给国际市场。主要石油企业对国际天然气生产、技术合作及市场建设方面经验不足,不够重视国际天然气勘探开发项目,缺乏在非常规天然气、深海等技术密集资源的勘探开发合作经验,尚未实现较高水平的产能与技术合作。在“引进来”方面,尽管制度上已基本实现中国天然气产业向外商全面开放,但可操作性政策、具体实施细则和标准尚未真正落地;在天然气勘探开发方面仍缺乏吸引力,外国公司的投资意愿和参与度不高;缺乏吸引国际智库机构“落户”的具体措施,国际技术规范和标准机构在国内难以设立。面对“十四五”时期国际油气市场将发生的深度调整,亟待从全球能源治理、科技研发、工程合作、项目投资等方面深化国际合作,以及与国际石油公司探索“抱团取暖”、合作共赢的新模式。

三、中国天然气高质量发展展望

“十四五”时期,中国天然气产业高质量发展有望迈上一个新台阶。通过推动质量变革,市场规模继续扩大,市场体系得到完善,不断满足人民日益增长的对清洁用气和高水平服务的需求。通过推动效率变革,天然气供应保障能力进一步提高,增储上产成效更加显著,全国“一张网”物理联通有望全面建成。通过推动动力变革,体制机制改革继续深化,创新发展不断取得突破,核心技术和关键设备自主化程度得到提升,以高水平开放保障国家天然气稳定供应安全。

(一)天然气发展的质量变革展望

天然气市场需求有望继续增长,用气结构或将进一步优化。引导合理性需求,明确市场预期,基本形成工业燃料、城镇燃气、燃气发电“三足鼎立”局面。“十四五”时期,大气污染防治继续加强,“气代煤”在工业领域进一步推进,预计工业燃料新增天然气需求约360亿立方米;新型城镇化建设持续发展,预计城镇燃气新增需求约280亿立方米;有序适度发展分布式能源、“风光水储气”一体化和燃气发电,预计新增天然气需求约420亿立方米。预计到“十四五”末,工业燃料、城镇燃气天然气需求量分别为1450亿立方米和1500亿立方米,占比分别约为33%和34%,与“十三五”末相比分别降低1个百分点和4个百分点;燃气发电天然气需求量为1000亿立方米左右,占比约为23%,提高5个百分点。

竞争环节全面放开准入,有序竞争格局或能逐步培育建立。按照构建“管住中间、放开两头”体制架构的总体要求,加快推进天然气上下游环节市场化改革,打破上中下游一体化经营模式和垄断格局,以互联网思维培育天然气生态圈,继续破除天然气领域与可再生电力等新能源、信息领域之间的行业壁垒,积极促进不同专业领域的相互渗透、相互融合,推动探索天然气与光伏发电、风电、地热、氢能等新能源协同发展的新型业态、商业模式,加大力度鼓励社会资本进入天然气全产业链,吸引更多民营企业、外国企业等各类企业参与,推动形成参与主体多元化、市场结构合理化、交易模式多元化的市场格局,实现竞争性环节全面放开,基本形成统一开放、有序竞争、高效监管的现代天然气市场体系。

交易中心作用得到有效发挥,市场交易体系可望全面形成。天然气现货市场加快建设,期货市场建设加速推进。油气交易中心在市场化配置资源、价格发现的核心作用逐步发挥。借助上海、重庆油气交易中心,以及逐步设立的若干区域级油气交易中心,培育形成中国天然气管道连通区域、LNG储罐多式联运与调峰储备基地覆盖区域内的基准定价枢纽,推动多个区域天然气现货市场快速发展。有序推进全国天然气现货和期货交易平台建设,以人民币为计价货币,参与主体涉及境外及中国的投资者,建立兼容期货与双边合约、中长期交易和现货交易相结合的天然气交易市场与交易体系,基本形成体现中国天然气市场供需关系、资源稀缺程度、环境治理和应对气候变化等外部性成本的市场基准价格。

城镇燃气转向内涵式发展,综合服务质量或将明显改善。城镇燃气企业到2023年前后将形成不低于其年用气量5%的储气能力,季度、月度、小时调峰保障体系陆续建成。随着物联网和移动互联网的推广、应用、普及,城镇燃气产业市场化程度不断提升,互联网思维、服务意识和水平将不断提高,一体化终端、移动支付平台、远程视频、手机APP客户端、多表合一、多费合缴等服务新方式相继出现。城镇燃气服务技术规范和标准体系陆续完善。在满足用户对天然气产品需求的同时,为用户提供节能设计、智能化服务、金融服务等以满足用户个性化和差异化的综合能源服务等业务继续拓展,促使更广区域、更多客户公平可及地获得燃气保障均等服务。

(二)天然气发展的效率变革展望

勘探开发领域竞争程度增加,增储上产成效有望得到提高。矿业权公平流转全面推进,强化退出机制进一步完善,配套规则制度逐步健全,推动勘探开发领域竞争程度逐渐提高,打造出真正有创新能力和实力的上游企业,致力于提质增效、降低成本。天然气勘探开发新模式、新业态崭露头角,包括多用户地震和技术服务合同、区块服务总承包等灵活多样的商业模式加快探索,外资、民营、国有等各类企业的混合所有制方式推陈出新,投资多元化发展呈现良好开端,勘探开发技术水平、勘探成功率和采收率出现一定幅度的提高,成本控制效益、环境和碳减排效益更好地体现。非常规天然气勘探开发一体化模式继续创新,开采效率明显提升,开发利用力度逐步加大,产能建设稳步推进,国内油气十年稳产得到有效保障。

进口多元体系稳步建立,对国际市场影响力或能明显提升。天然气进口供应体系更加多元,与主要资源国和进口通道国的合作方式不断丰富。统筹搭建政府、企业、金融等机构与主要资源国尤其是周边资源国之间的多层次交流合作机制,形成国际化经营利益共同体、多元化合作模式和路径。进口渠道有序增加,民营、港资、外资、国有企业和机构均积极参与天然气进口;进口方式更加灵活,长协、现货、期货等贸易方式和贸易合同更为多样,既保持天然气进口的长期性和稳定性,又兼顾及时获得性和经济性。积极扮演战略买家角色,加强国际天然气资源池探索、建设和巩固,注重提升对一些地区性国际天然气交易市场的影响力。继续加强与东北亚天然气消费国的合作,探索建立亚太区域性天然气市场框架及相关机制。

管道互联互通程度稳步增加,资源配置效率可望持续改进。天然气长输管道和互联互通重点工程建设如期推进,管输领域与“互联网+”加速深度融合,推动智能管道和智慧管网加快建设,实现建设数字化、运营智能化、全流程管理规范化、服务市场化。全国“一张网”物理联通输气体系继续完善,管网布局更为合理、覆盖范围进一步延伸,做到安全高效运行,初步实现天然气资源在各区域乃至全国范围内平稳调配。国家石油天然气管网集团有限公司全面统筹主干管网等基础设施资产,实现安全稳定的管网输送和运营效益;与省级管网、城镇燃气企业之间的协调程度明显提高,进一步优化天然气管道和LNG接收站布局,管网互联互通状况得到改善,气源调配响应时间缩短,资源合理配置能力和水平不断提升。

储气调峰设施建设力度加大,应急调峰效果或将显著改善。以管网互联互通为支撑,以地下储气库和沿海LNG接收站为主,以集约化、规模化应急储罐为辅,以气田调峰、可中断供应、可替代能源及其他调节手段为补充,逐步建立多层次储气调峰体系,构建与用气规模、管网规模、用户数量相匹配的规模化储气设施和调峰体系。结合资源条件、用气消费特征、管网布局结构,建立和完善政府与企业责权明确、多方共同承担、多种方式互补的储备与应急体系协调机制,鼓励储气服务企业与城镇燃气企业等用户共建储气设施、共享储气服务。加快建立健全储气服务市场机制,合理疏导管道和储气调峰设施建设与运营成本,适度扩大储气调峰服务市场规模,提高全国管网整体运行效率。

(三)天然气发展的动力变革展望

低碳环保政策不断完善,天然气协调稳定发展有望实现。随着京津冀协同发展、长江经济带发展、粤港澳大湾区建设、海南自由贸易试验区建设、长三角一体化发展、黄河流域生态保护和高质量发展等国家重大战略的陆续实施,绿色发展和低碳发展政策体系可望取得更大进展,继续推动天然气勘探开发利用向绿色化、智能化迈进。按照《全国重要生态系统保护和修复重大工程总体规划(2021—2035年)》要求,将全国重要生态系统保护和修复重大工程规划布局在黄河重点生态区(含黄土高原生态屏障)、长江重点生态区(含川滇生态屏障)、海岸带等重点区域,实现生态环境“大保护”与能源“大开发”并举,妥善处理好天然气资源开发利用与生态环境保护之间的关系,有序推进天然气稳定协调发展。国际海事组织发布的船舶排放限制条例,有力推动国内海路、陆路交通领域排放标准和规范进一步完善,天然气交通发展或能迎来更好局面。“碳中和”目标要求进一步提升温室气体排放控制力度,推动研究解决甲烷泄漏问题,协同应对全球气候变化治理方略落地。

体制机制改革落地深化,高效监督管理体系或能尽快建立。一是加快研究出台矿业权改革配套制度。陆续制定鼓励国内外市场主体从事勘探开发业务的具体办法,尽快出台“探采一体化”改革实施细则,不断加大矿业权竞争性出让力度;继续探索出台矿业权市场流转机制,加快推进矿业权有效流转;尽快建立和完善油气地质资料公开、共享机制,支持社会资本进入勘探开发领域。二是加快建立国家石油天然气管网集团有限公司运营机制和实施细则。上下游协调问题得到重点解决,新的全国天然气管网运行调度机制尽快建立,细化规则逐步落地实施;基础设施投融资机制进一步完善,干线管网和储气库建设加速推进。三是继续完善价格形成机制。根据国内外市场形势变化,适时全面放开竞争性环节价格管制,推动扩大市场化定价的天然气交易规模。四是依法加强全产业链高效监管。建立和完善以成本监审、第三方公平准入为重点的基础设施监管规则,健全省级管网、城镇燃气管网的成本监审制度和准入退出机制。

核心科技和装备创新继续突破,自主化水平可望得到提高。政府引导、市场主导、社会参与的科技创新协同作用得到进一步发挥,天然气勘探开发核心技术攻关和产业创新生态培育得以强化,有效解决断点堵点问题;针对低孔渗、深水、页岩气等国内天然气勘探开发的难点问题,加强对国外成熟核心技术和关键装备的引进、吸收和再创新研发。充分发挥企业和市场作用,持续加大政府对科技研发的支持力度,探索建立以企业为核心的联合攻关国家重点研发创新中心,在重点、难点领域率先突破核心技术瓶颈;建立健全企业主导的技术创新机制,激发企业创新内生动力,培育一批具有国际竞争力的技术创新领军企业,完善中小微企业创业孵化等创新服务体系。深入实施各级重大人才工程,突出“高精尖缺”导向,打造高层次创新型科技人才队伍,形成科研技术团队和研究梯队,引入核心科研人员参股等制度,以有效提升创新积极性。

着力完善天然气国际合作机制,深度国际合作或将加强。积极应对新冠肺炎疫情后世界经济政治格局调整,全方位加强能源和天然气国际合作机制建设。一是大力提升企业“走出去”开展产能合作能力,积极参与天然气勘探开发和国际LNG液化项目的投资与运营,创新油气国际合作方式,依法完善海外权益油气的获取机制。二是积极参与天然气国际区域市场建设,推动与资源国及周边国家建立LNG资源采购协商调节机制,形成以主要石油企业为主体、其他市场主体参与的国际议价机制,构建双边或多边跨国管道运营综合协调机制。三是依托公共交易平台,助力打造国内各区域不同用气类型的价格指数,逐步形成具有一定国际影响力的中国天然气价格指数和价格形成机制。四是积极探索进一步开放政策,允许在国内注册建立全球天然气治理机构和相关机制,发挥中国天然气产业的国际影响力,注重培养国际化治理人才。

结束语

“十三五”期间,世界政治经济形势复杂多变,逆全球化的贸易保护主义抬头,2020年在全球暴发的新冠肺炎疫情更加剧了这一趋势,但天然气作为全球大宗商品,供应总体宽松的格局不变。大力发展天然气是中国建立清洁低碳、智慧高效、经济安全能源体系,以及力争2030年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和目标的必然选择,中国天然气协调稳定发展的基本面没有改变,天然气产业保持高质量发展的客观条件依然存在。

“十四五”时期,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,持续推进天然气高质量发展,构建安全稳定、协调发展的天然气综合保障体系。通过逐步完善市场机制,建立有效竞争的市场结构和市场体系,推动产业走内涵式发展的质量变革之路;通过建成基本完备的产供储销体系,持续提升天然气资源勘探、开发、输配、利用等全产业链整体效率;通过进一步深化体制机制改革和高水平开放,联合创新攻克核心技术,推动形成产业可持续发展的内在动力。

《中国天然气高质量发展报告》今后将每两年发布一次,旨在搭建一个持续推进中国能源安全新战略与探索天然气产业健康、快速发展的交流沟通平台。期待《中国天然气高质量发展报告(2020)》的发布,进一步激发行业讨论交流,共商未来天然气行业发展大计,共同推动天然气高质量发展,更好服务能源和经济社会发展大局。

诚挚感谢各相关研究机构、行业学会、企业、国际机构及众多专家的大力支持和帮助。特别是要感谢中国石化石油勘探开发研究院、港华能源投资有限公司等单位和机构对我们的鼎力协助。

感谢以下专家对《中国天然气高质量发展报告(2020)》提出修改建议,以及在成稿过程中作出的贡献(按姓氏笔画排序):

王磊、王金照、王富平、史丹、史云清、白彦锋、朱兴珊、
孙耀唯、李伟、李映霏、李森圣、邱建杭、何晋越、邹才能、
邹晓琴、应光伟、张玉清、张建平、赵伟、徐洁、凌芸、
高芸、高安荣、唐永祥、唐金荣、梅琦、黄文瑞、康重庆、
曾兴球、蔡勋育

 


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