武凤阳*，邹戈阳，张沥月，孙洪磊

（北京市燃气集团研究院）

0 引言

2020 年，中国经济运行持续稳定恢复，经济总量突破万亿元，成为世界主要经济体中唯一实现正增长的国家［1］。2020 年全年，中国能源消费总量为49.8×108tce，较2019 年增长了2.2%。煤炭消费量增长0.6%，原油消费量增长3.3%，电力消费量增长3.1%［2］，天然气消费量增长7.8%，并网风电和并网太阳能发电量分别增长15.1%和16.6%［3］。风电、太阳能发电量和天然气消费量增速高于其他能源品种，受疫情影响相对较小，表现出较好的增长韧性。

2020 年中国天然气行业呈现出国产气快速增长、进口资源稳定增长等特点，克服疫情影响，圆满应对极寒和冬季保供。尤其是在下半年全国经济复苏阶段，天然气作为清洁能源，在能源消费和煤炭消费双控政策的推动下，成为最先触底反弹的能源品种。随着近年来的高速发展，天然气已经逐渐从替代能源向基础能源转变，承担起更多支撑社会与经济发展的责任。

1 2020 年中国天然气供应及调峰设施特点

1.1 国产气维持高速增长

2020 年，中国国产天然气保持较快增长，年产量达1 944.9×108m3，同比增长率10.3%，同比增量为177.6×108m3，连续四年增产超过100×108m3。国产气产量的增长，使天然气对外依存度进一步降低：由2018 年的44.3%降到2020 年的42.6%。

为实现油气增储上产目标，各大油气企业纷纷制定“七年行动计划”，加紧提升油气勘探力度，不断加快增产步伐。近年来，长庆、塔里木、西南、海洋气等主要气区的产量和增速有明显提升。2020年，海洋气区天然气产量同比增长16%，西南气区产量同比增长15%以上，塔里木气区和长庆气区产量同比增长9%，均达到历史较高水平。

1.2 非常规气增长潜力显现，页岩气已成为国产气增长的重要组成部分

2015—2020 年，非常规天然气产量占中国国产气产量的比例逐年提升，从2015 年的9.2%增至2020年的17.5%，增量占国产气增量的41.2%。页岩气产量增长迅速，自2017 年至今增量超过100×108m3。2020 年国内页岩气产量超200×108m3，其中，中国石油天然气集团有限公司（简称中国石油）川南页岩气产量116.1×108m3，中国石油化工集团有限公司（简称中国石化）页岩气产量84.1×108m3［4］。2015—2020年，页岩气增量占国产气增量的29.1%；2020 年页岩气增量占国产气增量的1/4，页岩气已成为国产气增长的重要组成部分。

1.3 主要进口来源国构成变动较小但供应比例变化明显，俄罗斯和美国供应量大幅增长

2020 年进口资源总量1 401×108m3。近年来，进口气的主要来源国构成变动不大，前14 位的国家供应了超过96%的进口气量，但各国供应比例发生了较大变化（见表1）。其中，澳大利亚、土库曼斯坦、卡塔尔始终排在前3 位，但供应比例之和从2017年的71.9%降至2020 年的57.0%；2018—2020 年，土库曼斯坦供应量逐年下降；俄罗斯2019 年、2020年的LNG 供应量明显增加，2019 年底正式向中国输送管道气，2020 年俄罗斯总供应量超过马来西亚，成为排名第四位的进口资源国；美国近3 年供应量波动较大。从全年进口到岸价来看，近3 年大部分主要进口来源国的进口价格有所下降，价差呈逐渐缩小的趋势。

表1 中国主要进口来源国的供应量、占比、单价变化等情况

1.4 储气库冬季调峰能力凸显，中俄东线超合同量供应补充京津冀用气需求

2020 年冬季受多轮寒潮影响，多地天然气日供气量创历史新高，天然气需求量激增，10—12 月全国用气量分别同比增长13%、10%、18%，这3 个月的用气增量约占全年用气增量的50%。对比近3年的天然气月不均匀系数（见图1），11 月、12 月均是用气高峰，调峰需求较大。其中，2020 年12月的用气需求较上月增加约75×108m3，月不均匀系数约为1.4，远超前两年。

图1 2018—2020 年全国天然气消费量月不均匀系数

2020 年，为满足11 月、12 月的天然气需求增长，各供应来源有不同幅度增量（见图2），其中11月以进口LNG 和储气库采气的增量为主，而12 月以储气库采气和国产气增量为首。储气库在这两个月均保持了较高增量水平，在季节调峰中的作用尤为凸显；LNG 进口量在11 月达到近3 年的最高值91×108m3，在12 月继续攀升至105×108m3，在LNG接收站接收能力稳步增加的基础上，有效补充了市场供应；国产气在12 月增量明显，各大气田加速提产增量，满负荷运转，满足了当月较高的需求增长。

图2 2020 年10—12 月天然气供应变化

储气库在2020 年冬季的调峰能力和作用较前两年有所提升，在11 月、12 月的供应比例中分别占4.7%和11.2%。多个储气库日采气量达历史新高，其中，大港油田储气库群日采气量最高达2 686×104m3，新疆油田呼图壁储气库采气量最高达2 700×104m3，华北苏桥储气库群日采气量最高超1 000×104m3，京58 储气库群日采气量超500×104m3，文23储气库日采气量保持在1 000×104m3以上。

2020 年冬季，中俄东线天然气管道（简称中俄东线）进口气超出合同规定的日供气量，有力支撑了进口管道资源供应。10 月19 日俄罗斯对华日供应气量首次超合同规定量的20%，此后受寒潮降温天气影响，11 月 12 日的供气量超合同规定量的25%，12 月31 日的供气量超合同规定量的80.6%。中俄东线2020 年的计划年输气量为50×108m3，管道冬季日输气量约1 500×104m3，实际最高输气量达到2 500×104m3/d，日供气量超过1 000×104m3，为东北、京津冀等具有较高采暖需求地区的稳定用气提供了有力支撑。

1.5 国家管网集团资产交易基本完成，天然气资源配置能力提升

国家石油天然气管网集团有限公司（简称国家管网集团）于2019 年12 月9 日正式成立，2020 年完成了资产评估、股权收购、全面接管等工作，于当年10 月1 日正式投入运营［5］。2020 年12 月，昆仑能源有限公司向国家管网集团出售中石油北京天然气管道有限公司和中石油大连液化天然气有限公司的股权，至此，国家管网集团基本完成全国主要基干管网的资产划拨。

管网独立前，中国基本没有严格独立运营意义的天然气管网公司，无论是三大石油公司还是省级管网公司，均是产运销或运销一体化公司［6］。国家管网集团正式运营后，在管网基础设施和互联互通工程建设方面取得了很多进展。先后建成投产的中俄东线中段和青岛—南京输气管道完善了国家基干管网格局，分别提升了环渤海、长三角两大经济区资源互保互供能力。在互联互通工程方面，西气东输福州联络线连接西气东输三线福州末站和福建LNG 青口分输站，有助于实现东南沿海LNG 北上；新疆煤制气天然气外输管道韶关站—西气东输二线始兴站输气联络线工程作为“南气北上”重点工程之一，将实现川气东送管道、西气东输二线和广东省管网三者间的气源互通互补；广汇启东LNG 互联互通项目连接了西气东输公司南通分输站与启通天然气管道，提高了江苏省沿海地区天然气供应能力；长沙联通工程连接忠武输气管道潜湘支线、西气东输三线长沙支线与新疆煤制气天然气外输管道联通，有助于广东、广西LNG 气源进入湖南。

国家管网集团所属基础设施的公平开放逐步推进。首批托运商准入工作于2020 年10 月开展，同期公开天然气管道、LNG 接收站、储气库的相关信息，包括基础信息和当年11 月、12 月的剩余能力。LNG 接收站方面，粤东LNG 接收站对中国石化、新奥能源LNG 进行槽车装车外运，洋浦LNG 接收站接卸了广东九丰能源有限公司13.3×104m3的LNG，深圳迭福LNG 接收站接卸了深圳燃气7×104t 的LNG。管道方面，国家管网集团西气东输公司合肥输气分公司实现了海油气电、河北新奥及港华国贸这三家托运商气化LNG 的下载；新疆庆华能源集团所产煤制天然气一改此前中国石油包销的模式，通过国家管网集团西气东输管道直接销售到新疆、山东、河南等地，每立方米售价提升了约0.5 元。

国家管网集团的成立实现了天然气产业的运销分离，一定程度上提升了全国的气源配置能力。一方面，国家管网集团将此前一些分属于中国石油、中国石化和中国海洋石油集团有限公司的基础设施统一纳入调度，建设互联互通工程，增加多地的气源供应渠道，拓展了“南气北上”通道，为基于市场需求的气源优化配置提供了设施基础；另一方面，托运商准入工作的启动激发了天然气市场活力，LNG 接收站剩余能力的公开和利用为托运商采买国际LNG 提供了更多接卸选择，可促使更多市场主体参与LNG 贸易。运销分离机制为上游气源价格的放开和市场化资源配置提供了制度基础，新疆庆华煤制天然气成功实现自主分销就是这一机制下的一次积极尝试。

2 2020 年中国天然气消费特点

目前，中国天然气市场处于高速发展时期［7］，消费重心由产气区周边向京津冀、长三角、珠三角等经济发达地区与产气区并重转移［8］，消费结构由化工为主向城市燃气、天然气发电和工业燃料等转移［9-11］。2020 年天然气消费量3 281×108m3，同比增长7.8%，保持了较快增长速度，其中天然气采暖和工业用气有效拉升了全年消费增长，第四季度占全年消费量比例增大，冬季供需紧张形势依然延续。

2.1 天然气采暖和工业用气有效拉升全年消费增长

2020 年，受气温和天然气采暖面积持续增长拉动，天然气采暖消费量大幅增长，全年增长97×108m3，其中12 月增长了57×108m3，占全年总增量的一半以上，有效拉升了冬季需求。

2020 年，工业用气消费量同比增长了108×108m3，扭转了上半年同比下降的颓势。尤其在10 月份，受国庆期间生产负荷较高带动，单月增长17×108m3，为2019 年1 月以来单月增长新高。其中，陶瓷行业成为重要的增长支撑，2011 年全国陶瓷企业天然气使用率为5%，2013 年建陶生产开启天然气化，2014年使用率达到了18.62%，到2017 年则飙升至34%，2020 年天然气使用率已达53%，主要产区中福建、山东、四川、重庆天然气使用率已经超过90%，广东超过80%；辽宁、河北超过50%。

近年来天然气发电装机容量逐年增长，2020 年装机容量达到9 820×104kW，同比增长9%，发电利用小时同比下降1.0%，发电用气量同比增长5%。2021 年1 月18 日东莞深能樟洋电力公司扩建套机组顺利试运行，中国气电装机容量突破1×108kW，气电装机在中国发电总装机容量中占比约 4.5%。2017 年以来，天然气发电利用小时逐渐减少，但2020 年下半年达到1 600 h，同比增长200 h。

2020 年，交通总用气量为319×108m3，同比增幅仅有2%。其中，CNG 出租车受电动车替代和疫情影响，用气量出现大幅下降；LNG 重卡2020 年销售量为14.2×104辆，同比增长36.5%，但随着部分LNG 重卡达到报废年限，LNG 重卡用气量增幅小于新增销售量增幅，约为15%。

公服用气受疫情影响较大，全年消费量同比出现小幅下降；居民、化工用气增长较为平稳。

2020 年中国分结构天然气消费情况如图3 所示。2020 年，叠加疫情、经济、气温影响，中国各地区显现出不同的增长趋势，其中广东省因大规模实施工业“煤改气”工程，新增用户为全国最高；华北地区受冬季采暖带动，消费量止跌回升，天津市因新增大型工业用户和燃气发电负荷提高带动，消费量增速明显；西北、西南地区受疫情影响较小，增长较为稳定。

图3 2020 年中国分结构天然气消费情况

2.2 第四季度占全年消费量比例增大，冬季供需紧张

自2020 年初疫情爆发开始，天然气市场受到明显影响，天然气消费量同比大幅降低［12］，2020 年3月份最高日同比下降1.8×108m3，一季度消费量占全年比例从2019 年的26.9%下降至25.8%。受气温低于2019 年同期、工业经济发展较好双重因素推动，四季度消费量占全年比例达到29.5%，较2019年、2018 年同期分别增长1.8 和0.8 个百分点。2018—2020 年分季度消费占比见图4。

图4 2018—2020 年分季度消费占比

从四季度的消费结构来看，同比增长较大的是采暖用气和工业燃料用气，二者分别占四季度同比增幅35.4%、48.8%。虽然气温和新增采暖用气为冬季紧张的根本原因，但大规模“煤改气”带来的工业用气增量更大，是冬季用气紧张的另一主要原因。

3 2020 年天然气价格及成本特点

3.1 进口LNG 成本和进口管道气成本降低

2020 年上半年因新冠疫情影响，国际天然气现货价格受全球需求降低影响而一路走低，4 月28 日JKM 现货价格（日韩天然气现货基准到岸价格）曾下跌至1.825 美元/MMBtu。

自2020 年2 月下旬起，因市场需求降低，OPEC（石油输出国组织）+减产不及预期等因素，国际油价大幅下跌。受此影响，与原油价格挂钩的LNG 长协合同进口价格自5 月开始下跌，下半年国际原油价格有所回暖，但低于去年同期，与油价挂钩的LNG进口价格仍属偏低水平。自7 月开始东北亚买家为应对冬季预期的天然气需求增长而加大LNG 现货采购力度，JKM 价格开始上涨。进入冬季后，日韩对冷冬准备不足而进一步加大LNG 采购力度，叠加LNG 供应项目检修关闭减少供应等因素影响，JKM现货价格进一步飙升，但因国内天然气买家部分现货采购计划提前，LNG 长协进口成本下降摊薄高价现货成本等原因，LNG 进口均价未大幅上涨。进口管道气因合同挂钩油价存在6 个月左右的延后性，价格下降表现滞后，自8 月份开始保持下降趋势。

2020 年全年来看，天然气进口成本较2019 年减少0.507 元/m3，同比降低23.5%；LNG 进口成本减少0.628 元/m3，同比降低26.4%；管道气进口成本减少0.331 元/m3，同比降低18.4%。

2019—2020 年国际油气价格与中国天然气进口价格月度走势如图5 所示。

图5 2019—2020 年国际油气价格与中国天然气进口价格月度走势

3.2 国产气量的增长是降低气源成本的有利保障

经过几十年的发展，国内常规气开采技术已十分成熟，从对中国天然气不同气源单位成本（见表2，表2 各类气源成本组成中均不含管输费）的分析可知，常规气开采成本已降至较低水平，与进口气相比，具备成本优势。非常规气中，页岩气相较于部分进口LNG 和进口管道气源仍具一定价格优势。已投产的煤制气项目成本则经济性较差，产量较少。综合来看，国产气源成本具有一定经济性。加大国内天然气勘探开发，不仅有利于提升能源供应安全，还有助于降低国内天然气气源成本。

表2 中国天然气不同气源单位成本

根据进口气和国产气单位成本，计算得出2019—2020 年中国天然气气源总成本和成本组成（见表3）。相较2019 年，尽管2020 年供应量有所增加，但受惠于进口管道气成本和进口LNG 成本的降低，气源总成本减少391.84×108元；单位气源成本为1.254 元/m3，较2019 年减少了0.220 元/m3。

表3 2019 年和2020 年中国天然气气源成本及组成

4 天然气市场近期发展建议

4.1 提前实施进口资源采购

综合考虑工商业、交通、化工用户2021 年增长情况，剔除掉2020 年的疫情影响后，预计2021 年天然气总需求量为3 507×108～3 546×108m3。按照高方案计算，同比增幅7.5%，同比增长265×108m3。

预计2021 年国产气仍保持100×108m3以上的增量，进口俄气增量60×108m3，地下储气库净注气量增长10×108m3。2021 年一季度，因需求水平较高，进口LNG 总量保持增长，市场供需较为紧张，进入6、7 月，再次迎来较为紧张的供需形势，LNG进口将迎来国内第二个小高峰。进入下半年，LNG增长将继续放缓，11、12 月冬季需求增速保持高位，冬季市场供需形势依然严峻。

目前中国可供资源增量预期较为明显，为满足需求增长，LNG 进口增量需大于100×108m3，处于历史较高增长水平。结合近年国际资源采购形势，中国LNG 采购需求是国际现货价格增长的主要推动力，为保障LNG 现货价格处于合理区间，需统筹各进口商采购计划，做到合理安排，提前布局。应积极拓展天然气供应渠道，保障能源供应安全［16］。避免一国独大或一线独大，合同形式要灵活多样［17］，尽可能减少无序竞争带来的价格剧烈波动。

4.2 加大基础设施能力挖掘，提高资源输配效率

随着天然气管道保持高速建设，中国输气能力持续得到提升。根据国家发展和改革委员会2021年3 月发布的《天然气管道运输价格管理办法（暂行）（征求意见稿）》要求，以及中国天然气市场结构和管道分布情况，以宁夏中卫、河北永清、贵州贵阳等管道关键节点为主要界限，将国家管网集团经营管道划为西北、西南、东北及中东部4 个定价区域。在新的管输费计算模式下，有望进一步降低管输成本、提高资源输配效率。更多市场主体希望通过产业链延伸至上游领域，国家管网集团的成立有望助推这一进程的发展，但对于天然气市场来说，平稳运行仍是行业发展第一要素。随着上下游参与者的快速增长，如何有效利用管道剩余能力，降低管输成本，增加季节资源调配能力，从而保障社会、经济平稳发展的相关要求将越来越高。

4.3 城市燃气企业需要加强价格风险管控能力

第四季度LNG 分销价格暴涨，低价进口LNG资源未能传导至城市燃气用户。LNG 液态市场经历了年初新冠疫情影响的寒冬期，复工复产后的平稳期，再到第四季度缺气的火爆期，体现出行业高度市场化的特点，同时也暴露出一些问题。拉尼娜现象引发的寒冬，以及旺盛的工业生产势头等因素都是第四季度天然气需求强劲增长的重要原因。城市燃气企业预测用气需求过于保守，与气源供应方签署合同量较低，市场管道气供应量有限，LNG 成为城市燃气补充调峰的重要手段，但市场LNG 资源供应有限，LNG 供应趋紧。对LNG 出货量较大的中国石化天津LNG 接收站槽批价格和消费量较大的河北、山东、苏北地区送到价格（见图6）进行研究，当LNG 供应充足时，市场价格较为平稳，接收站槽批价格与送到价间的差异较小；当LNG 供应紧张时，城市燃气企业与工业用户竞相采购LNG 资源，推涨LNG 价格，导致送到价与槽批价差价增大，进口LNG 成本优势并没有传导至终端用户，大部分LNG 分销利润流向LNG 贸易商。从冬季LNG 价格暴涨这一现象可以看出，随着中国天然气市场化程度的不断提升，城市燃气企业气源采购风险加大，对其经营管理提出更高要求［18］。城市燃气企业做好气源采购规划与天然气需求的预测，将有利于规避气源价格飙升的风险，减少经营成本支出和损失。在做好自身需求预测的同时，研究市场供应形势，在恰当时机开展LNG 贸易，有望成为城市燃气企业新的机遇和利润增长点。

图6 2019 年和2020 年第四季度天津接收站LNG 槽批价及三地LNG 送到价