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| 全国天然气产供销
总体形势与保供建议 |
| □ 李剑 佘源奇 汪泽成 刘满仓 中国石油勘探开发研究院 |  |
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2022年，面对复杂的国际地缘政治冲突和能源战略博弈，如何保障国内天然气市场总体实现量增价稳，维护天然气市场化、合同化保供机制，稳定合同内保供和冬季保供基本盘，是对我国天然气产、供、储、销体系的巨大考验。
冬季保供面临的主要挑战
国内天然气增储上产挑战不断加大。随着国内勘探开发程度不断加深，天然气资源结构发生了深刻变化，获得大发现和优质储量的概率降低。常规天然气剩余资源日益分散，发现规模储量难度加大；低品位、非常规成为规模增储重点，效益发展面临挑战。随着勘探开发对象持续向低、深、难发展，地面、地下条件日趋复杂，工程技术难度不断加大，对地质理论、工程技术要求越来越高，对成本控制、效益可持续发展带来挑战。
部分气区天然气完全成本甚至高于市场价格，随着勘探开发难度加大、成本的上升，这一比例在持续扩大。国内增储上产难度加大，使得依靠国内上产提升冬季保供能力的难度也日益加大。自2008年我国成为天然气净进口国以来，国内天然气产量增速始终难以赶上消费增速。
调峰储备能力不足，季节性供需矛盾依然突出。国内储气库自2000年启动建设，截至2021年底，全国在役储气库（群）15座，设计总工作气量240.5亿立方米（气藏12座，占比95%；盐穴3座），形成调峰能力171亿立方米，最大日调峰量达2亿立方米。国内天然气消费市场“冬季高、夏季少”的局面进一步加剧，天然气消费量变化呈明显的“U”字形特征。未来，天然气消费峰谷更为明显，面临的峰谷差问题愈加严峻，总体供应日益紧张，加之调峰需求越来越大，导致国内冬季安全保供压力持续增大。
国际形势日益复杂，获取外部天然气资源风险加大。当前，全球能源外部市场波动明显，乌克兰危机等地缘政治角力进一步加剧影响能源市场平稳运行，使国际能源市场秩序和运营规则面临新挑战，能源底线安全成为各国面临的共同问题。在全球天然气供应侧和需求侧错位、地缘政治风险加大的背景下，中长期全球能源安全面临的不确定性增加。
此外，欧洲寻求减少对俄罗斯天然气的依赖，进口LNG需求上升，欧美亚区域天然气市场联动增强，区域供需风险对全球天然气市场影响进一步放大。面对能源安全领域新旧风险交织的形势下，如何建立健全风险防范和应对机制，持续推动产业链供应链平稳运行等，成为中国天然气发展面临的新挑战。
夯实国产气对冬供“压舱石”作用
自“十二五”以来，伴随我国能源供给侧改革持续推进、能源持续向低碳化、清洁、绿色发展，天然气在我国一次能源消费结构中占比不断提高，由2010年的4.0%上升至2021年的8.9%。全国天然气整体进入供销两旺的发展状态。
国内储产量稳步增长，年均产量增量超百亿立方米。2021年，全国天然气产量2076亿立方米，同比增长7.8%，连续5年增产超100亿立方米。随着国内天然气勘探开发持续发力，国内天然气新增储量、产量再创新高。2021年，全国天然气新增探明地质储量16284亿立方米。
进口量持续增长，供应保障能力显著提升。天然气进口端，进口总量持续增长，管道气进口增速超过LNG。2021年，我国进口天然气1680亿立方米，同比增长19.9%。管道气进口量591亿立方米，同比增长22.9%。LNG进口量1089亿立方米，同比增长18.3%。其中，来自澳大利亚、土库曼斯坦、俄罗斯、美国、卡塔尔及马来西亚6个国家的进口量合计1290亿立方米，占比77%。澳大利亚是中国最大的LNG进口来源国，进口量430亿立方米，占比39.4%，同比增长7.7%；美国超越卡塔尔成为中国第二大LNG进口来源国，进口量124亿立方米，同比增长191.1%，占比11.4%。
全国天然气基础设施建设加快推进，储气能力快速提升。2021年，全国主干天然气管道总里程达到11.6万千米。长岭—永清管道、海南管网东环线、粤东LNG外输管线等建成投产，西气东输三线中段、永清—上海管道全面开工，西气东输四线完成核准，川气东送二线加快推进。储气设施开工建设全面提速，采暖季前地下储气库实现“应储尽储”。2021年，全国已建成储气能力同比增长15.8%，实现了调峰储备能力翻番。
中国石油是国内天然气上游增储上产主力军和保供重要主体。中国石油是国内天然气上游龙头企业。2005~2021年，中国石油天然气产量年均增长百亿立方米。在天然气产业下游，中国石油具有天然气销售业务的一体化运营管理平台和投融资平台，营销体系成熟，市场份额占60%。
天然气销售分公司负责天然气批发分销业务，供气合同用户约2500家，国内天然气市场份额保持在60%左右。昆仑能源有限公司负责LNG接收站及终端零售业务，是国内规模最大的天然气终端利用企业，现已投运LNG接收站2座、储备库1座；建成LNG工厂21座，产能410万吨/年；LNG、CNG和LPG终端站点遍布全国，燃气管网约3.7万千米。
历经20余载，中国石油已建成调峰能力139亿立方米，最大采气量1.42亿立方米/日。规划2025年新增调峰能力达到112亿立方米。
保供措施与建议
油气生产企业要持续加大国内勘探开发力度，强化国内供应保障能力。油气生产企业持续加大国内油气勘探开发力度，强化责任考核和使命担当，不断增强国内天然气生产保障能力，持续增储上产。持续加大勘探投入，特别是风险勘探投资，加快资源探明，夯实资源基础，强化储量接续。加快科技创新和工程示范，推动油气等资源先进开采技术的开发应用。围绕深层深水、深层页岩气、煤层气等难动用储量资源，强化勘探评价和科技攻关，推动效益建产、高效上产。
国家战略层面应加强顶层设计，开展天然气产业链大布局，优化产业和市场各要素，激发资源效益发展潜力。在新形势下，要加强国内和国外两种资源的科学合理布局，建立更为灵活多变的国内保障、国际引进机制，尽量规避资源风险。要进一步拓展LNG多元化进口渠道，加快陆上新的长输管道建设，分散天然气对外依存度过快增长带来的风险。加快推进本土国际化天然气交易中心建设，加强与亚太区域市场的联合，谋求更多买方市场权益；加快理顺国内天然气价格机制，加快推进全国性天然气互联互通体系及枢纽建设，从国家层面实行产、运、销、储利润优化分配，推动天然气产业链整体的合理、稳健、规模化发展。在资源效益发展潜力上，要推进致密气、页岩气等非常规天然气的效益勘探开发技术攻关，研究制订促进致密气、页岩气、煤层气开发利用的优惠政策，加快推动低品位边际气田开发，提高气田的生产能力。
加快天然气基础设施建设，加快全国天然气统一大市场建设，激发更多市场潜力。要加快推进一批重大、标志性天然气供销保障工程，更好地满足天然气行业持续稳定发展的形势要求。加速完善区域及省内管道，强化供需衔接。支持实施天然气长输老旧管道更新改造，保障产业链平稳运行。督促和指导相关企业简化优化管道、地下储气库等重大工程内部决策程序，强化落实国家战略相关考核，加快投资批复。
加快建设全国天然气统一大市场。一方面，要不断深化改革，健全自身市场体系，建立完善市场规则、标准，推动天然气与新能源融合发展。另一方面，要不断优化合理规划管道气与LNG布局，加强储、运、消费体系建设，坚持基础设施“全国一张网”统筹规划，发挥基础设施对天然气市场培育和完善引导作用。同时，应立足加快全国天然气产供储销体系建设，持续推动天然气管网设施互联互通并向各类市场主体高质量开放，促进天然气在市场的自由流动和灵活调配。
加强协调，制订上游企业联合保供预案。持续加强调峰储备能力建设，充分利用LNG的发展潜力与管道气的互补性，主干管网布局重点逐步向内陆转移。协调三大石油企业实施联合保供，实现国产气、进口管道气与LNG接收站协同保障调配能力。
突出天然气的社会、环保价值，强化政府指导和市场调节相结合，化解产业长远发展阻碍。要多措并举，积极化解产业链各环节矛盾。压实地方政府民生保供主体责任和城镇燃气企业民生保供“最后一公里”主体责任。在保供稳价的同时，积极发挥市场信号对资源配置的决定性作用，不断强化合同内保供、合同内调节；更好地发挥政府作用，围绕居民用气供应保障，合理核定居民用气等民生用气量，聚焦重点矛盾、因地制宜、精准施策，不断探索完善区域性、差异化、可落地的保障措施。坚持市场化改革方向，稳步推进管网运营体制机制改革；明确和规范各类市场主体保供责任，推进设施高质量开放。压缩供气层级，简化收费模式，鼓励探索开展管输费“一票制”结算等模式创新。合理利用天然气战略地位，扩大“市场净回值”方法定价试点并突出环保价值。将现行区别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。
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