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2018年中国天然气行业发展回顾及2019年市场发展前景展望[图]

2019年04月12日 13:48:36字号:T|T

    2018年,在宏观经济较快发展、中美贸易摩擦愈演愈烈的背景下,我国天然气行业延续旺盛的发展势头,创下多项历史纪录:消费增长创纪录,国内产量增长创纪录,进口量突破千亿立方米跃居全球首位,首创LNG接收站窗口期交易和海外资源交易新品种,首次尝试LNG罐箱多式联运新方式,亚马尔LNG开启北极进口通道之先河。天然气政策取得多项进展:产供储销体系建设初见成效,储气调峰政策出台,价格并轨迈出市场化定价关键一步。

    1 产供储销体系建设初见成效,消费旺季平稳度过

    2017年至2018年冬季我国天然气供应短缺引发前所未有的社会关注,天然气作为清洁能源在打赢蓝天保卫战中的重要作用得到了充分认可,在能源体系乃至经济社会发展中的地位明显提升。但同时,天然气产业发展不充分不平衡的诸多问题也集中暴露。在此背景下,习近平总书记于2018年作出推进天然气产供储销体系建设的重要批示,随后国务院发布《关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》。政策的出台,对促进天然气产业健康发展具有重要的指导意义。2018年,天然气产供储销体系建设工作紧锣密鼓推进,在生产、管网、接收站、储气等上下游多个环节取得初步成效。
首先,天然气产量稳步提升。2018年全国天然气产量达到1610亿m3[1],同比增长7.5%,增

    加136亿m3,创历史新高。其中,长庆、塔里木、西南、大庆、延长等主要气田产量均创下历史记录,同比分别增长4.9%、5.1%、7.7%、8.1%和31.8%,见图1。页岩气产量突破百亿立方米,达到114.4亿m3,同比增长27.1%。

2012—2018年我国主要气田产量

数据来源:公开资料整理

    其次,天然气管网互联互通取得前所未有的重要进展,掀开全国一张网建设的新篇章。2018年,通过建设十余项管道联通工程,打通重要节点,真正实现了石油公司之间、南北区域之间的联合串换保供。主要表现在三条线路:一是三大石油公司通过实施多项联通工程,逐步搭建全国一张网,使“南气北上”气量提高至3000万m3/d;二是大连LNG、双6储气库外输通道形成向华北输送能力达700万m3/d;三是天津LNG接收站向港清线增供1200万m3/d。第三,LNG接收站投产规模达史上之最,负荷率升至历史高位。2018年LNG接收站密集投产,增加进口接卸能力1055万t/a,在历史上实现首次年度新增规模超千万吨。截至2018年底,我国LNG接收站总接卸能力达6695万t/a[4],其中仅2018年新增能力就占到总能力的15.8%。有4个LNG接收站新建或扩建项目投入运营,包括中石化天津南港LNG接收站一期300万t/a、中海油迭福LNG接收站400万t/a、新奥舟山LNG接收站300万t/a、广汇启东LNG接收站二期55万t/a。LNG接收站平均负荷率提高至75%左右,比2017年提高6个百分点[5],达到历史高位。第四,储气调峰政策出台,储气库建设明显提速。《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》的出台,首次从政策层面对上下游企业和地方政府提出了明确的、较高的储气指标要求。为落实这一要求,相关主体的储气库建设明显提速。截至2018年底,我国累计建成地下储气库26座,调峰能力130亿m3,比2017年提高30%。其中,2018年港华燃气金坛储气库一期投产,成为国内第一座民营储气库。此外,2018年内中石油顾辛庄储气库投入运营,中石化文23储气库基本完工。第五,多措并举,平稳度过消费旺季。在上述多项工作的基础上,为应对冬季保供压力,在国家发展和改革委员会及国家能源局的协调下,还制定了应急预案,各省为实现有序用气编制了调峰用户清单。此外,上下游企业进一步细化了天然气购销合同,并严格执行。从实践来看,多种举措共同发力,取得了初步效果,2018—2019年冬季消费旺季得以平稳度过。

    2 2018年天然气消费增长再创新高,拉动中国首次跃居世界第一进口国

    消费延续旺盛,增量再创历史新高。经历了2015—2016年的短暂低谷后,2017—2018年天然气市场回归高速发展的轨道。2018年受宏观经济形势较好、“煤改气”持续推进、春夏气温偏高等因素综合影响,天然气消费延续旺盛增长势头,年增量再创历史新高。预计2018年全年表观消费量达到2780亿m3左右,同比增长约16.5%。全年增量接近400亿m3,是2000—2016年年增量平均值的4.4倍,连续第二年突破历史记录。人均用气量快速提升至200m3左右,比2016年提高1/3,但仍不足美国、俄罗斯等世界天然气消费大国的1/10。初步估计,2018年天然气在一次能源消费中的占比提高至8%左右,已接近天然气“十三五”发展规划的下限目标。

    消费拉动我国天然气进口量跃居世界首位。在旺盛的消费刺激下,2018年我国天然气进口量达到9038.5万t[6](约1247亿m3,按照1t=1380m3换算),同比增长31.9%,首次超过日本的8280万t,跃居世界首位。进口规模首次突破千亿立方米,约占全年天然气消费增量的3/4,成为新增供应量的主要来源。天然气进口量比2017年增加2181.5万(约t301亿m3),其中,管道气和LNG进口同比分别增长28.2%和41.0%。LNG进口量占比稳步上升,从2016年的49.9%提高至2018年的59.5%。2018年我国LNG进口量占全球LNG贸易量的比重提升至23.3%,比2017年大幅提高了10个百分点。2018年我国天然气对外依存度上升至45%左右。

    国内产量增速持续低于消费量增速,致使进口依赖度持续攀升,2018年达到39.91%。2017年,天然气行业的供需矛盾尤甚,主要是两个原因:1)“煤改气”政策的出台,推升了国内天然气,尤其是民用天然气的需求。2)国内管道进口气的主要来源国——土库曼斯坦中断部分供气、坐地起价,导致国内天然气呈阶段性极度紧缺的状态。

国内天然气产量消费量情况(亿方)

数据来源:公开资料整理

国内进口气来源分布(万吨)

数据来源:公开资料整理

    PNG管道现状:我国的进口管道气主要来自于哈萨克斯坦、乌兹别克斯坦、土库曼斯坦、缅甸等国家,目前运行的管道有中亚天然气管线A/B/C线以及中缅天然气管线,中亚天然气管线起于土乌两国边境,从新疆霍尔果斯进入中国境内。中缅天然气管道起于缅甸皎漂港,从云南瑞丽进入中国。在建的管道有中亚天然气管道D线以及中俄东线和西线。

管道天然气的进口现状

数据来源:公开资料整理

PNG进口量及分布情况(万吨)

数据来源:公开资料整理

2017年PNG进口来源国分布

数据来源:公开资料整理

    卡塔尔、澳大利亚LNG进口量占七成:2017年我国液化气进口量为3043.37万吨,超过管道天然气进口量,增速再创新高,我国的进口液化气主要来自于澳大利亚、卡塔尔、马来西亚、尼日利亚、印度尼西亚等国家,液化气用专用船舶,运抵我国东南部沿海,经LNG接收站进口,随这世界LNG产能不断增长、LNG液化成本在不断下降及运力增强、运输成本下降,预计未来LNG的进口量还不断攀升。

LNG进口量及分布情况(万吨)

数据来源:公开资料整理

2017年LNG进口来源国分布

数据来源:公开资料整理

    3 工业和发电是天然气消费两大拉动力,季节性峰谷差趋于弱化

    工业和发电是2018年天然气消费的两大拉动力。2018年天然气消费增长主要集中在工业、发电和城市燃气三大领域,比2017年分别增加184亿m3、147亿m3和105亿m3。与前两年相比,工业和发电部门的天然气消费增长更加显著,主要原因是:(1)2018年宏观经济总体平稳、稳中有进,GDP增速稳定在6.6%,加上高温日数增多使空调负荷升高,全社会用电量同比增长8.5%,带动天然气发电量较快增长,拉动发电部门天然气消费同比增长31.4%;(2)蓝天保卫战治理工作深入推进,煤改气以工业领域为重点,带动工业部门天然气消费同比增长25.3%。城市燃气消费增长平稳。北方地区冬季清洁取暖改造稳步推进,虽然试点城市由12个增加到35个,但是由于坚持“以气定改”,2018年气代煤改造户数与2017年相比明显下降,造成城市燃气消费增量比2017年略有下降。此外,受气源限制,化工部门用气重回下降通道。

2015—2018年我国分部门天然气消费增量

数据来源:公开资料整理

    季节性峰谷差趋于弱化,全年市场呈紧平衡。与往年天然气季节性消费呈现“U”型走势不同,自2017年以来随着工业和发电两个部门用气的快速增长,天然气消费“淡季不淡”、全年高速增长,呈现出季节性峰谷差趋于弱化的新特点,造成市场供应持续偏紧。2018年第二季度的天然气表观消费量同比增长99亿m3,是继2017年后连续第二年二季度消费增量超过一季度增量,表明发电和工业部门的驱动力超过供暖季城市燃气的驱动力。第三季度天然气表观消费同比增长115亿m3,比4个季度的平均值高出10亿m3。“淡季不淡”主要原因是:(1)在购销合同的引导下,工业用户避开旺季更多采取错峰用气;(2)2018年春夏气温较高,电力消费旺盛,带动二三季度发电用气增长;(3)地下储气库为应对冬季用气高峰而提前注气,规模较大,起到了移峰填谷的作用。

2015—2018年我国分季度天然气表观消费量相对值

数据来源:公开资料整理

    4 天然气市场化改革取得多项新进展

    价格改革迈出关键一步,居民与非居民价格并轨建立起市场主导的天然气价格机制。2018年5月,国家发展和改革委员会出台《关于理顺居民用气门站价格的通知》,将居民用气由最高门站价格管理改为基准门站价格管理,价格水平与非居民门站价格接轨,供需双方可在上浮20%、下浮不限的范围内协商确定价格。我国居民用气门站价格自2010年以来一直未做调整,长期低于非居民门站气价。居民和非居民的用气价差造成了交叉补贴以及市场上的套利空间,不利于保障居民用气。此次调整,迈出了天然气价格改革的关键一步,进一步完善了我国天然气价格形成机制,解决了居民和非居民价格双轨制产生的诸多问题,有助于利用价格杠杆调节市场供需,便于政府监管。至此,我国天然气批发环节价格实现由市场主导形成。其中,实行市场化定价的包括海上天然气、页岩气、煤层气、煤制气出厂价格、液化天然气、化肥用气、储气库气价等;另外,通过管道供应的居民和非居民用气,并轨后的基准门站价格具有一定的浮动区间,也是由市场主导形成。

    基础设施公平开放实现“破冰”。2018年,中海油向市场推出进口LNG“窗口期”商业化产品,两次通过上海石油天然气交易中心公开竞价成交,窗口期合计90天,成交量超过1亿m3,首单成交价格0.265元/m3,并实现了“一地卸货,多地提货”,液气态混合提气,以热值计量。此举打破了LNG接收站向第三方开放的“坚冰”,推动了天然气基础设施开放共享的市场化改革进程。天然气市场化交易增添两个新品种,平台交易量稳步提高。

    一项是上海石油天然气交易中心首次推出的进口LNG窗口期一站通产品。另一项是重庆石油天然气交易中心首次推出的境外天然气资源竞价交易产品。境外天然气资源竞价交易,采用“境外资源、平台交易、到岸交付、热值计量”的模式,资源供应方为马来西亚国家石油公司,标的物为一船LNG,成交量为320万MMBtu,挂单底价为10.5美元/MMBtu。这是境外天然气资源第一次通过我国天然气交易平台进入国内市场,探索出境内外天然气买卖双方进行资源对接和交易的新渠道。此外,2018年4月重庆石油天然气交易中心正式开展线上交易,全年完成单边交易量70亿m3。上海石油天然气交易中心天然气全年单边交易量达到302.3亿m3。

    5 LNG罐箱多式联运试水,开创天然气储运新方式

    与传统天然气管道运输、LNG槽车运输和LNG船舶运输方式不同,LNG罐箱多式联运是以罐式集装箱为载体,联合采用水陆、公路、铁路等多种运输方式,为用户提供“门到门”的物流服务,可突破LNG接收站的限制,在普通港口实现装卸,具有时间和空间灵活的优势。近两年在天然气冬季供需矛盾突出的背景下,LNG罐箱多式联运受到广泛关注。2018年,LNG罐箱多式联运先后三次试水,总规模达146箱,这其中包括昆仑能源完成的两批次共16箱海陆联运和中海油完成的130箱多目的地联运。这些尝试,使LNG罐箱多式联运不再是“纸上谈兵”。LNG罐箱多式联运试水成功,开创了天然气储运的新方式。在得到实践检验的同时,也发现了一些问题:(1)成本较高,造成经济性不足;(2)涉及船运、港口、罐箱租赁、车辆运输、堆场管理等多个环节,协调难度较大;(3)要满足安全等多方面要求,运输规模难以大幅提高;(4)铁路运输和内河船运标准缺失,多式联运面临适用性难题。

    6 中俄合作再续亚马尔里程碑,首船LNG开辟北极新航线

    亚马尔LNG项目是中俄油气合作的重大项目,是践行中国“一带一路”倡议的特大型能源合作项目,是“冰上丝绸之路”的重要支柱。项目由俄罗斯诺瓦泰克股份公司、中国石油天然气集团有限公司、法国道达尔公司和中国丝路基金合作开发,计划年处理天然气250亿m3、生产LNG1650万t和凝析油100万t,是北极地区产能最大的LNG工程[8]。2018年该项目第二、三条生产线先后投产,标志着项目提前7个月全面建成。7月首船亚马尔LNG经北极东北航道抵达江苏如东LNG接收站,带来了北极的天然气资源,开辟了新的LNG进口航道,使我国天然气进口来源更加多元化。与过去经苏伊士运河的传统航道相比,新的北极航道穿过白令海峡抵达我国,总航程缩短约1.34万km,时间节省20d以上,大幅降低了运输成本。亚马尔项目建成投产对北极地区的经济发展、“一带一路”国际合作、中蒙俄经济走廊建设都具有重要意义。

    7 2019年天然气行业展望及政策建议

    1)2019年天然气行业展望

    宏观经济“稳中有变、变中有忧”,中美贸易摩擦充满不确定性。随着政策组合拳效果逐步显现,预计2019年我国经济将保持总体平稳,GDP同比增长6.3%左右。在此背景下,预计2019年天然气行业将延续良好发展势头。消费保持较快增长,但增速明显放缓;进口能力大幅提升,但季节性供应压力仍较大。

    消费保持较快增长,但增速明显放缓,增量同比下降。预计2019年天然气表观消费量有望达到3050亿m3~3100亿m3,同比增长10%~11%,低于2018年5~6个百分点。2019年消费量增加约270亿m3~320亿m3,明显低于2018年的400亿m3,这主要是因为:(1)宏观经济下行压力加大,工业生产出现明显放缓迹象,造成工业用气需求增长乏力。(2)发电用气增长放缓。据预测,2019年全社会用电量同比增长5.5%左右[11],低于2018年约3个百分点。电力需求减弱,叠加广东等部分省份调低天然气发电上网价格,造成天然气发电量增速可能较2018年有所下降,从而拖累发电用气增长。(3)连续两年针对北方地区居民、工商业用户大规模实施煤改气后,城市燃气、工业用气的增长空间得到部分释放,增量已达到较大规模。未来一两年蓝天保卫战将持续推进,煤改气带来的市场需求将继续扩大,但增速会有所放缓。(4)受2018年天然气消费高基
数影响,2019年天然气消费继续高速增长难度加大。

    进口能力大幅提升,供应量再上新台阶。2018年集中投产的LNG接收站将在2019年陆续释放产能,预计LNG进口量将增长约110亿m3。2018年底中亚管道C线全面投产后,将显著提升2019年的输气规模,约增加79亿m3。此外,中俄东线将于2019年底投产,但年内输气规模有限。国内生产方面,主力气田和非常规天然气产量稳步提升,预计增加120亿m3,同比增长7.4%。总体来看,2019年天然气总供应量将达到3100亿m3左右,迈上历史新台阶。然而,由于采暖用气比例不断上升,冬季保供压力仍较大,需要密切关注季节性短缺问题。

    2)抓住历史机遇并以改革推动天然气健康发展的政策建议

    近年来我国天然气市场规模迅速扩大,处于发展黄金期。同时,产业链上的各种矛盾集中暴露,为改革提供了重要抓手。考虑到可再生能源成本已进入快速下降通道,我国天然气未来发展空间可能受到挤压。抓住历史发展机遇并以加速改革措施落地实现天然气行业健康发展已刻不容缓。

    一是完善矿业权竞争性出让制度,实现更大范围的矿业权流转。近两年国内天然气产量增长明显滞后于市场发展,对外依存度迅速提升,供应安全更加脆弱。加快完善天然气矿业权竞争性出让制度是解决上述问题的根本途径。要严格天然气矿业权的退出和转让,实现矿业权在石油公司之间、石油公司与社会资本之间进行更大范围的有效流转,以此推动国产气勘探开发力度,高效、经济的实现增储上产目标。

    二是建立健全天然气基础设施运营机制。尽管2018年天然气管网互联互通取得了积极进展,但与全国天然气资源高效流动和优化配置的目标仍相距甚远。近年来管网建设进展缓慢、基础设施互联互通不充分等成为制约天然气发展的瓶颈。未来一两年天然气需求增速有望放缓,为改革提供了有利时机。随着跨省管输成本监审的完成和各省输配气价监审的不断推进,政府监管体系已具备雏形,加之社会对成立国家管网公司的预期基本建立,改革时机日趋成熟。要加快建立健全天然气基础设施运营机制,尽快正式出台《油气管网设施公平开放监管办法》,解决基础设施不足和第三方公平准入的难题。

    三是进一步明确调峰责任,探索可行的储气调峰商业模式。清晰划分调峰责任有利于理顺上下游之间、政府与企业之间的关系,实现联合保供。在已确定上下游供气企业承担季节(月)和小时调峰责任的基础上,要在政策中进一步明确城市燃气企业承担天然气日调峰责任,从根本上解决企业间对日调峰责任推诿扯皮的问题,减轻地方政府临时协调的工作量。同时,建议采取试点方式探索可操作的储气调峰商业模式,为社会资本建设运营储气设施的投资决策提供合理预期,为实现2020年储气指标提供可行路径。

    四是先行先试,尽快出台调峰气价。实行调峰气价有利于充分发挥市场优化配置资源的作用,用市场化手段解决冬季保供难题。建议在局部地区结合上述储气设施商业运营试点探索调峰气价形成机制,取得经验后再向更多地区推广。

    相关报告:智研咨询发布的《2019-2025年中国天然气行业市场潜力分析及投资机会研究报告

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