2017年我国天然气供给结构分析及未来发展趋势预测

　　2015 年天然气产量数据约为1346 亿立方米，其中常规天然气产量为1120 亿立方米，地面开采煤层气为44 亿立方米，煤矿瓦斯抽采量136 亿立方米，页岩气为46 亿立方米。

　　一、国产常规气

　　目前，国内常规天然气主要来自新疆、陕甘宁、川渝、青海和东北五大产气区。据相关数据显示，2015 年常规天然气产量为1120 亿立方米，占比约为83.21%。“十三五”规划中2020 年计划常规天然气的产量为1200 亿立方米。截至2015 年底，我国常规天然气地质资源量68 万亿立方米，累计探明地质储量约13 万亿立方米，探明程度19%，需进一步加大天然气的勘探投入。根据“十三五”规划要求，十三五期间将新增探明地质储量3 万亿立方米，到2020 年将实现16 万亿立方米的累计探明地质储量。

　　分公司来看，天然气生产依然以中国石油集团为主，据公司年报显示，2015 年中石油天然气产量达822.32 亿立方米，中石油和中海油的天然气产量分别为208.10 亿立方米和75.66亿立方米。其中，中国石油集团的长庆油田、塔里木油田和西南油气田仍然是中国天然气产量最大的3 个油气田，2014 年这3 个气田的天然气产量分别比上年增长34.7 亿立方米、12.7 亿立方米和11.2 亿立方米，分别达到381.5 亿立方米、235.5 亿立方米和137.3 亿立方米；合计产量约754.3 亿立方米，占全国总产量的58.8%。其中，长庆油田和塔里木油田天然气产量增长趋势下降，西南油气田产量增长趋势上升。

　　虽然常规天然气的规划一直在提高，但常规天然气的产量增速在近年却出现了大幅度的下滑，天然气供给的产量缺口正不断扩大。从供给端来看，国内天然气的勘探投入仍显不足，由于勘查主体少，竞争不足，造成部分区域内存在一定程度的“占而不勘”现象，同时国际油价的持续下跌也使得石油企业在上游的投资减少，直接影响天然气的产量。

二、进口管道天然气

　　中国的进口管道气目前主要来自中亚的土库曼斯斯坦，已经投入使用的中亚ABC 线合计输气能力达550 亿立方米/年，在建的中亚D 线预计2020 年投产，输气能力达300 亿立方米。由于乌克兰危机造成俄罗斯和欧洲关系紧张，并且主要输往欧洲的天然气管网都要进过敌对的乌克兰，这就造成俄罗斯将其天然气销售方向逐步转为亚洲。并且由于遭受国际制裁和原油价格暴跌导致出口收入大幅下降，俄罗斯也最终放开了远东地区的资源开发，长期看这也将大幅增长我国北部能源的潜在供给。

　　三、进口LNG

　　天然气进口价格多以20 年以上的长约为主，“三桶油”在2007，08 年签订的一系列天然气进口长约合同是天然气降价的一大阻力。然后由于近年来国际油价的剧烈波动，导致国际天然气市场上供应模式更加多元，短期合同和现货贸易所占比重不断上升。在我国进口LNG 时，短期合同和现货贸易比重的上升，会提高我国天然气进口价格和国际市场价格的关联性。

　　我国截止 14 年 LNG 接收站产能 520 亿立方米/年，几乎全部被三大油公司垄断，占比高达 90%，具有绝对的市场垄断地位。根据现有规划，预计 2020 年中国 LNG 进口接收站能力可达 1800 亿立方米/年，其中三桶油独立建设的接收站产能约 1400 亿立方米/年，占预计总能力的 80%，民营约占 17%，其余则为三桶油与民营资本合建。

　　我国目前天然气总消费量为1900 亿方，自产气1300 亿方，陆上管输气为313 亿方，海上进口LNG 气270 亿方（长约气220 亿方，现货气50 亿方）。虽然LNG 现货占比不高，但对我国整体气价影响比较大。虽然中海油开始布局LNG 进口时间较早，在LNG 价格上涨之前签下部分合约，但是三桶油大量的签订LNG 进口合约都是发生在2014 年底油价暴跌以前，以前普遍在3 元/立方米以上，远高于目前 1.5 元/立方米左右的进口气现货价格。目前已经签约的海上LNG 长约气价格已经锁定，在合同到期前价格不会有很大变化。未来新签约的长约LNG 气价主要就是参考目前的现货价格，并且一般会下浮10-15%。

　　四、非常规天然气

　　非常规天然气主要包括页岩气和煤层气。

　　美国页岩气革命对国际天然气市场及世界能源格局产生重大影响，世界主要资源国都加大了页岩气勘探开发力度。“十二五”期间，我国页岩气勘探开发取得突破，成为北美洲之外第一个实现规模化商业开发的国家。根据2015 年国土资源部资源评价最新结果，全国页岩气技术可采资源量21.8 万亿立方米，其中海相13.0 万亿立方米、海陆过渡相5.1 万亿立方米、陆相3.7 万亿立方米。

　　2012 年，国家发改委、能源局批准设立了长宁-威远、昭通、涪陵等3 个国家级海相页岩气示范区和延安陆相国家级页岩气示范区，集中开展页岩气技术攻关、生产实践和体制创新。截至目前，全国累计探明页岩气地质储量5441 亿立方米，2015 年全国页岩气产量45 亿立方米。2012 年，财政部、国家能源局出台页岩气开发利用补贴政策，2012-2015 年，中央财政按0.4 元/立方米标准对页岩气开采企业给予补贴；2015 年，两部门明确“十三五”期间页岩气开发利用继续享受中央财政补贴政策，补贴标准调整为前三年0.3 元/立方米、后两年0.2元/立方米。2013 年，国家能源局发布《页岩气产业政策》，从产业监管、示范区建设、技术政策、市场与运输、节约利用与环境保护等方面进行规定和引导，推动页岩气产业健康发展。“十二五”期间制，中国石化和中国石油分别与地方企业成立合资公司，开发重庆涪陵、四川长宁等页岩气区块。

　　目前来看，页岩气开发仍然面临这一些挑战，主要有：

　　（1）建产投资规模大。页岩气井单井投资大，且产量递减快，气田稳产需要大量钻井进行井间接替，因此，页岩气开发投资规模较大，实施周期长，不确定因素较多，对页岩气开发企业具有较大的资金压力和投资风险,部分中小型企业投资积极性有所减退。

　　（2）深层开发技术尚未掌握。埋深超过3500 米页岩气资源的开发对水平井钻完井和增产改造技术及装备要求更高。目前页岩气重点建产的川南地区埋深超过3500 米的资源超过一半，该部分资源能否有效开发将影响我国页岩气的开发规模。

　　（3）勘探开发竞争不足。页岩气有利区矿权多与已登记常规油气矿权重叠，常规油气矿权退出机制不完善，很难发挥页岩气独立矿种优势，通过市场竞争增加投资主体，扩大页岩气有效投资。此外，页岩气技术服务市场不发达，不利于通过市场竞争推动勘探开发技术及装备升级换代，实现降本增产。

　　我国煤层气资源丰富。我国埋深2000m 以浅煤层气地质资源量约36.8 万亿方，可采资源总量约10 万亿立方米。我国煤层气主要分布在华北和西北地区。与页岩气不同的是，页岩气开发对技术、装备要求较高，在中国可能大企业更合适。而煤层气技术差别大，需要更细化，一些中小公司具有优势。过去许多外国大公司在中国进行煤层气勘探开发曾遭遇技术的“水土不服”，目前外资合作比例已由最高时期的85%降至目前的30%-35%。近年来，一些中小民营公司却凭借独特的技术优势异军突起。