2017～2018年河南省天然气行业发展形势分析与展望

专项资金用于“双替代”补贴，仅2017年河南已实现“双替代”100万户、新增4万户农村居民实现厨炊使用天然气，全省天然气替代散煤使用量累计达到8000万立方米。在“气代煤”、清洁采暖等政策措施带动下，全省天然气消费量有望进一步增长。

4.煤层气开发有效增加补充气源

河南煤层气开发具备一定的规模和良好的基础，但受资源储藏地质条件和抽取技术限制，规模化开发利用存在诸多难题。从我国煤层气行业发展看，受国内外能源形势和煤炭关井压产的影响，全国井下瓦斯抽采量开始下降，地面生产煤层气将成为产量增长的主力军。为鼓励煤层气开发利用，国家明确，“十三五”期间，煤层气开采利用中央财政补贴标准从0.2元/立方米提高到0.3元/立方米。随着我国常规天然气供需日益趋紧以及煤层气资源勘查、抽采利用技术的创新提高，河南煤层气开发将迎来良好的发展机遇。煤层气开发利用的产业化发展也将对全省天然气供应形成有益的补充。

（二）存在的问题

2017年，河南天然气消费增速远高于其他传统化石能源，已经成为促进全省能源清洁转型的重要力量。但是，也面临接续可开发资源不足、供需压力增大和市场运行机制尚未完全理顺等问题。

1.接续可开发资源相对匮乏

常规天然气资源储量匮乏。河南境内目前除中原、河南两大油田外，尚无具有开采价值的常规天然气资源发现，全省天然气基础储量仅占全国的0.14%，人均储量仅为全国平均水平的1/50，资源储量严重匮乏。而且中原、河南油田历经三十余年的高速开发，已经进入枯竭期，全省常规天然气资源不足问题突出。

非常规气源尚无接续能力。河南页岩气、煤层气等非常规气源储量较为丰富，具备一定的应用前景，但短期内难以对全省天然气需求形成有效支撑。页岩气方面，省内豫西、豫北属于页岩气富集矿区，但受地质条件、开采技术等因素影响，页岩气勘测、开发、利用尚处于起步阶段。煤层气方面，河南省内开发虽已形成一定规模，并已作为常规天然气的补充气源开始进入燃气应用。但在已探明的煤层气资源中，全省煤层气地质条件和抽取技术呈现复杂性和多样性，由于资源赋存条件复杂，开发技术要求高，区域适配性差，省内煤层气开发存在工程成功率低、成本高、单井产量低等问题。河南煤层气规模化抽采利用仍然面临诸多经济和技术上的难题。

2.供需保障压力持续增大

当前，河南天然气供应主要依赖省外调入，全省天然气消费对外依存度高达97.1%。2017年冬季，省内多地因天然气供给不足，出现“气荒”，政府不得不对涉气工业企业采取了限制措施，优先保障民生用气。“气荒”导致液化天然气（LNG）价格快速上涨，其经济性优势逐渐丧失，个别地区甚至出现了“气改油”的逆替代现象，LNG重卡停止运行，柴油重卡重新投入运营。“限气”情况的出现，表面上看是“煤改气”政策带动下天然气消费量的井喷式上涨以及省内天然气管网供给、储备设施建设滞后造成的。从本质上看，这是河南天然气供求关系失衡、产业链发展不协调、基础设施公平开放程度不够、储备能力严重不足的集中体现。在清洁低碳发展战略带动下，未来河南天然气消费需求仍将保持快速增长，全省供应保障将面临较大压力。

3.价格市场化改革亟须提速

2017年，中共中央、国务院印发了《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》，提出推进非居民天然气价格市场化，进一步完善居民用气定价机制。河南已建立终端天然气与上游天然气价格调整联动机制，但在整体市场化运营机制方面仍有待完善。冬季“气荒”的出现，一方面是“煤改气”导致的供需紧张，另一方面是不够完善的市场体制机制导致的天然气上下游利益矛盾凸显。根据2017年11月数据，中海油液化天然气线下线上交易最高价在5000元/吨水平，而河南液化天然气主要气源地陕西、内蒙古等地，工厂成本仅在4000元/吨的位置，但因缺乏气源，不少工厂处于半开工甚至停工状态。当前天然气价格已经改革，但市场体制机制尚未跟上，社会主体在天然气开采、管道和储气设施建设和运营中的参与度偏低，没有形成有效竞争，没有真正由市场决定价格。市场化的价格和运行机制尚未最终形成，对天然气的市场供应能力形成了制约，是河南天然气行业发展面临的突出问题之一。