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我国天然气行业发展环境和新趋势
时间:2017-07-01 12:09:31    评论:122    浏览:991
1.我国天然气消费仍处于快速增长阶段,但不确定性因素增加
“十三五”期间,国家层面的能源结构优化和环境污染治理将成为天然气消费最主要的推动力,提高天然气消费规模和比重的呼声已久。天然气是优质高效的清洁能源,二氧化碳和氮氧化物的排放仅为煤炭的一半和五分之一左右,二氧化硫的排放几乎为零。
全球范围来看,天然气资源量要远大于石油,发展天然气具有足够的资源保障。巴黎气候大会之后低碳发展已成为全球共识,中国正处于经济发展方式转型和能源消费结构转型的关键时期,未来高效、清洁的天然气发展潜力巨大。
2014年,中国人均天然气消费量为135立方米,天然气占一次能源消费总量的比重约为6.0%;全球平均水平分别为467立方米/人和23.7%。对照发达国家天然气市场发展规律,当前中国天然气市场尚处于早期阶段,未来仍有较大的发展潜力。按照目前世界人均天然气消费水平估算,中国14亿人口至少能创造超过6500亿立方米的市场空间。
2013年以来,国家陆续出台了《大气污染防治行动计划》、《能源行业加强大气污染防治工作方案》等一系列纲领性文件。2014年11月,中美双方在北京发布了应对气候变化的联合声明,首次正式提出2030年中国碳排放达到峰值并努力早日达峰。按照国务院《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》,到2020年天然气在一次能源消费中的比重将提高到10%以上。
但同时应该认识到,随着国家经济发展进入新常态,影响天然气消费的不确定性因素也在增加,主要体现在两个方面。
第一,宏观经济增长对天然气消费的驱动力减弱,很多用气行业面临着效益下滑、产能过剩等问题,不仅投资更换燃气设备存在困难,而且对用气成本的波动更加敏感,导致用户煤改气、油改气的意愿大幅减弱。
第二,天然气价格上涨和国际油价的下跌均会对天然气消费起到抑制作用。随着国际油价的一路下跌,天然气相对成品油的优势正在逐渐减弱,同时由于与煤炭的价差不断扩大,天然气在电力、化肥等行业已完全丧失竞争力。
2014年,国内天然气市场已经出现区域性、阶段性的供大于求的局面,而现在国内市场基本都属于供大于求局面,尤其在非采暖期间;
综合考虑各种因素,国内外咨询机构普遍预测“十三五”末我国天然气消费增速将下降,2020年天然气消费将在3000亿~3600亿立方米,低于国家发改委和国家能源局的预期值。
2.天然气供应能力激增,非常规天然气实现产量目标的难度较大
国家发改委《关于建立保障天然气稳定供应长效机制的若干意见》中提出,到2020年我国天然气供应能力达到4000亿立方米,力争达到4200亿立方米。《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》进一步提出,到2020年国产常规气达到1850亿立方米,页岩气产量力争超过300亿立方米,煤层气产量力争达到300亿立方米,并积极稳妥地实施煤制气示范工程。
整体来说,“十三五”期间我国将形成国产常规气、非常规气、煤制气、进口LNG、进口管道气等多元化的供气来源和“西气东输、北气南下、海气登陆、就近供应”的供气格局,预计实现总规模在3750亿~4300亿立方米。其中常规天然气供应将保持平稳增长,按照“十三五”期间常规天然气产量年均增加60亿~80亿立方米计算,2020年全国常规天然气产量为1650亿~1750亿立方米。
非常规天然气供应目标实现难度较大,主要原因是页岩气开发面临巨大的前期投资及困难的地质地理条件限制,以及水资源和环境污染的约束;煤层气开发面临着矿权重叠制约、单井规模小、投资回收期长等因素制约。页岩气和煤层气预计实现规模400亿~600亿立方米。煤制气项目已获得国家路条的有50多个,规划产能2500亿立方米/年左右,由于建设过程中环境约束和水资源约束越来越严厉,预计实现规模300亿~500亿立方米/年。
进口天然气资源规模增幅最大,中亚、中俄东线和中缅这三个陆上进口通道预计供应规模可达到800亿立方米以上,海外LNG资源供应规模可达到600亿~700亿立方米。
3.基础设施建设持续推进,全国性互联互通管网格局基本形成
国家对油气管网设施领域投资限制的放宽和审批权限的下放,将极大调动各路资本进入天然气基础设施建设的热情,干线管道的覆盖范围将进一步扩大,区域天然气管网系统和配气管网系统将进一步完善,地下储气库等调峰储备体系将进一步完备,不同经济主体管网设施将逐步实现互联互通。根据国家“十三五”规划前期研究,到2020年,全国长输管网总规模达15万千米左右,输气能力达4800亿立方米/年左右;储气设施有效调峰能力为620亿立方米左右,其中地下储气库调峰440亿立方米、LNG调峰180亿立方米;LNG接收站投产18座,接收能力达7440万吨/年左右;城市配气系统应急能力的天数达到7天左右。
4、天然气点供模式潜力巨大
点供模式的发展将增强我国天然气市场流动性、竞争性,终端消费和供给都将对价格更加敏感。尽管当前点供模式的份额还非常小,但其发展潜力不容小觑。
 
天然气“点对点”供应(下称点供)模式,是在一个或多个邻近终端用户间,优选地址投建一个气化站,然后再铺局域管网,实现小型局域的供气与用气。近年来,我国液化天然气(LNG)进口量规模扩张,分布式天然气终端利用快速发展,非常有利于点供模式的扩张。LNG能效高,易于运输和储存,可以通过罐车运输到管道难于到达的地方,增强了天然气使用的机动性和灵活性,尤其是2016年,进口量达到2615.4万吨,比上年增长32.97%。
与此同时,我国大中型城市天然气分布式终端利用快速发展。自2011年起,我国各级政府积极出台鼓励天然气分布式能源发展的支持政策,雾霾天气也强力推动了许多重点城市纷纷加快“煤改气”进程。在多重因素作用下,我国天然气分布式能源项目装机容量快速增长。
点供模式的发展对我国天然气市场存在重要影响。
首先,影响国内天然气市场结构。由于点供模式下,单个项目的投资规模小、LNG气源广泛且比较容易复制,其市场准入门槛相对较低。在国内天然气市场不断放开的大背景下,点供模式将吸引大量潜在企业进入该领域。天然气终端消费市场的企业多样化和数量增加,不仅会带动下游市场,也会带动天然气产业链中上游的流动性增强,竞争程度提高。
其次,天然气终端的消费和供给都会变得对价格更加敏感。在点供模式下,一方面,天然气终端消费对供气商的选择转换成本大幅降低,用户选择供气商更加灵活,但也更容易出现更换供气商的可能性;
另一方面,点供模式较低的投资额和LNG的较强流动性也放松了供气企业对需求者的依赖。天然气终端市场较高的供需价格弹性在增强市场流动性的同时,也会使得天然气供需双方的市场契约关系更加不稳定,容易产生交易上的争端,天然气整体市场的不确定因素增加。
5.天然气价格上涨动力趋弱,市场供需向买方市场转变
首先介绍一下我国天然气价改的市场化进程
中国天然气价格市场化改革于2005年启幕,当时国家发改委决定将天然气出厂价统一改为实行政府指导价。
2011年,部分地区试行价格联动,两广试行“市场净回值法”(通常是指将天然气的销售价格与由市场竞争形成的可替代能源商品价格挂钩,在此基础上倒扣商品物流成本如天然气管道运输费后回推确定天然气销售各环节的价格),这一模式在2013年推广到全国非居民用气领域,居民用气则开始逐步推行阶梯气价。
2015年国家发改委又两次推出价改措施,非居民存量气和增量气真正完成并轨,将最高门站价格管理放宽为基准门站价格管理。按照中共中央国务院发布的《关于推进价格机制改革的若干意见》,到2017年,竞争性领域和环节价格基本放开。国家发改委明确表示,“十三五”时期要逐步放开天然气气源和销售价格。其最终目标是在“十三五”期间实现政府只监管自然垄断的管网输配气价格,气源和销售价格两头放开。按上述思路,有关部门初步制定了管道运输价格管理办法,正在进一步征求意见,其实天然气市场化是大趋势,未来天然气价格将经过市场的供求关系来决定其价格的波动:
首先,受国际油价大跌影响,进口LNG、管道气的引进成本将降低,而国产常规气价格基本到位。
其次,天然气供需转为买方市场,下游用户的选择增多,议价能力提升,且受经济增长整体下行影响明显,终端用户特别是部分工业用户的天然气价格承受力降低,“十三五”期间各大石油公司的资源供应是硬供应,而市场需求是软需求,在这种情况下,为了尽可能把天然气销售出去,扩大市场份额,各大公司在市场重叠区域阶段性地调低销售价格将可能成为重要举措。
最后,全社会CPI增长有限,政府从稳定增长、扩大天然气消费量等角度出发,也无继续推动价格上升的意愿。
6.天然气用气结构更加均衡,高效化成为发展方向
2013年新版《天然气利用政策》的出台,进一步指明了未来国内天然气利用的发展方向。在城市燃气领域,我国新型城镇化持续推进,年均气化人口在3000万人左右,全国城镇气化率2020年将达到60%以上,天然气将成为城市居民的主要燃料。
在交通运输领域,天然气将成为大多数中小城市出租车的主要燃料,大中城市的公交车将逐步向天然气等清洁燃料车升级,LNG车将向城际客车和重型卡车发展,船舶和火车的LNG应用将开始起步,天然气将成为在公共交通运输业具有竞争力的燃料。
在工业领域,天然气工业燃料置换的进程将全面加快,特别是环渤海地区在大气污染防治中的燃煤锅炉替代,钢铁、石化、陶瓷等传统工业的产业结构升级,以及中西部地区承接产业结构转移等因素,将刺激天然气在工业中的应用。 
在天然气发电领域,京津冀鲁、长三角、珠三角等大气污染重点防控区,将有序发展天然气调峰电站,优先发展天然气分布式能源。
在天然气化工领域,天然气制氢因其具备较高的价格承受力而有可能得到发展,新疆、川渝等气源地的天然气化工还会保持缓慢发展,但所占比例将逐步降低。预计到2020年,城市燃气和工业燃料应用将占到用气总量的60%以上(见下图)。
天然气利用结构的优化还存在一定的不确定因素,主要体现在两个方面。
第一,发电用气量取决于国家能源价格体系能否理顺,主要是天然气发电的清洁属性价值能否得到体现。
第二,随着国际油价的一路下跌,天然气在交通运输领域的代油需求受到抑制,特别是天然气价格上涨到位后相对于成品油的价格优势逐渐降低甚至丧失。
7.天然气供应安全保障的要求进一步提升
保持稳定供应是天然气业务健康快速发展的基本保障。由于各地用气结构的不均衡,区域性、季节性的天然气供不应求还会继续存在,特别是由于大气污染防治计划的执行,工业窑炉煤改气的大量实施,冬季用气规模大幅攀升,尤其是京津冀鲁地区供暖用气,季节调峰压力将比目前更为突出。
目前国内储气设施建设相对滞后,已建成的地下储气库主要满足几个重点城市的调峰需求,大部分城市在煤改气后的调峰能力建设亟待加强。“十三五”期间,多数用户实现双气源供气,谁能拥有足够的季节调峰能力,谁能保障天然气供应的安全平稳,谁就可以在市场开发中占得比较优势。
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