【卓见】2015：中国天然气市场的不确定性

文|钱兴坤等 中国石油集团经济技术研究院

2000-2013年，我国天然气消费量从245亿立方米增至1680亿立方米，年均增速高达16.0%，远高于同期GDP增速（10.0%）和能源消费总量增速（7.6%）。然而随着内外部市场环境的转变，国内天然气市场即将迎来新的转折，同时也将面临更大的挑战。

一、天然气需求增长的驱动力正在改变

过去十多年我国天然气消费量的快速增长，主要得益于经济社会快速发展、供应能力大幅提高、储运设施不断完善和长期保持价格优势等诸多因素的共同作用。随着国内经济增速的放缓和天然气价格水平的提高，支持天然气快速发展的基本因素已经发生转变，来自宏观政策方面的能源结构优化和环境污染治理将成为推动我国天然气需求增长的主要驱动力量。

1. 供应能力快速增长，对外依存度大幅提高

从储运角度看，正是长输天然气管网及其配套设施的跨越式发展，推动了我国天然气消费从西部资源富集地向沿海高效市场的快速转移。从资源角度看，只有国内天然气产量的快速增长才能保障为市场提供更加稳定可靠的廉价资源。2000-2013年，国内天然气产量从272亿立方米增至1176亿立方米，尽管年均增速也高达11.9%，但相对需求增速而言仍然偏低。

2006年5月国内首座LNG接收站在深圳大鹏投产运营，2007年我国成为天然气净进口国；

2009年底中亚天然气管道投产，2010年我国天然气对外依存度突破10%；

2013年我国天然气进口量增至530亿立方米，对外依存度已经超过30%（见下图）。

2. 市场化改革稳步推进，价格优势明显减弱

得益于国内巨大的资源潜力和生产能力，我国天然气价格曾长期处于相对较低水平，但进口量的快速增长打破了既有平衡。为理顺国内天然气产销价格，缓解进口价格倒挂造成的巨额亏损、供应紧张等问题，国家发展改革委在2013年6月启动新一轮天然气定价机制改革，主要内容包括将价格管理由出厂环节改为门站环节，增量气与可替代能源保持合理比价，存量气分步调整等，并在2014年8月再次提高非居民存量气价格。

按照计划，2015年存量气与增量气价格将实现并轨。随着国内天然气价格水平不断上升，在油品质量升级和国际油价回落的背景下，天然气相对成品油的优势正逐渐减弱；同时由于与煤炭价差不断扩大，天然气在电力、化肥等行业已完全丧失竞争力。

3. 宏观经济增速放缓，市场需求陷入疲软

全球金融危机后世界经济增长乏力，我国也面临着外贸增速大幅放缓、投资强度难以为继、劳动力成本大幅上升、金融风险持续累积等一系列严峻挑战，国内经济正进入下行换挡期，GDP增速可能总体下移至6%～7%，甚至更低的区间。

在宏观经济不景气的大背景下，多数用气行业都面临着效益下滑、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也更加敏感，导致用户煤改气、油改气的意愿大幅减弱；加上国内经济结构优化和产业转型升级步伐的加快，落后产能的大规模淘汰，都对国内天然气需求的增长造成了明显抑制。从现有的情况看，2014年我国天然气消费量增速很可能创十年来的新低，降至两位数以下的水平。

4. 环境污染备受关注，能源结构优化将成为天然气需求增长的主要动力

我国以煤炭为主的能源消费结构已经造成了严重的环境问题，近年来全国大范围出现的持续雾霾天气已经成为社会最为关注的问题之一，2013年9月国务院出台的《大气污染防治行动计划》则把天然气利用提高到了前所未有的新高度，特别要求“京津冀区域城市建成区、长三角城市群、珠三角区域要加快现有工业企业燃煤设施天然气替代步伐；到2017年，基本完成燃煤锅炉、工业窑炉、自备燃煤电站的天然气替代改造任务”。在经济增速放缓、价格优势减弱、市场需求疲软等诸多不利因素之外，生态环境保护将取代资源和价格成为未来推动我国天然气需求增长的最主要力量。

二、国内天然气市场供需形势将发生逆转

受经济、价格等种种负面因素影响，未来我国天然气需求增长将不会像此前预期的一样乐观；而随着天然气进口管道、LNG接收站的陆续投产和已签署长期贸易合同的陆续履约，“十三五”期间我国天然气市场可能由长期面临的供需紧张向供需宽松形势转变，同时存在供应能力过剩的风险。

1. 需求增速将明显放缓

典型国家的经验表明，天然气市场发展一般经历起步期、发展期和成熟期三个阶段，发展阶段最长可持续近30年。2000-2013年，天然气占我国能源消费总量的比重从2.2%上升至5.7%，但仍远低于世界（23.7%）和亚洲（11.2%）的平均水平；另外作为世界第三大天然气消费国，我国人均天然气消费量仅为123立方米/人，远低于全球平均452立方米/人的水平，更不及OECD国家1265立方米/人，因此未来我国天然气市场还有很大的增长空间。

基准情景下，2015年我国天然气需求将增至2018亿立方米，2020年达到2985亿立方米，2013-2020年年均增长8.6%，远低于过去十年平均水平，但仍高于同期GDP增速。高情景和低情景下，2020年国内天然气需求分别为2690亿立方米和3337亿立方米。

2. 供应能力面临过剩风险

国家发展改革委早在2012年12月印发的《天然气发展“十二五”规划》就曾提出“2015年国产天然气供应能力达到1760亿立方米左右，进口天然气量约935亿立方米”的目标。

2014年3月国家发展改革委、能源局和环保部联合印发的《能源行业加强大气污染防治工作方案》进一步提出了“2015年全国天然气供应能力达到2500亿立方米，2017年达到3300亿立方米”的目标；

2014年4月国务院办公厅转发的《关于建立保障天然气稳定供应长效机制的若干意见》更是提出了“2020年天然气供应能力达到4000亿立方米，力争达到4200亿立方米”的目标。结合我们的需求预测结果，若政府规划目标真正实现，国内天然气市场将出现严重的资源过剩问题。

三、天然气行业面临较大不确定性和严峻挑战

当前国内外天然气市场环境复杂多变，市场格局正发生深刻变化，在需求、供应、价格、贸易、政策等各方面都存在较大的不确定性，对我国天然气行业的健康持续发展提出了严峻挑战。

1. 国内市场需求的不确定性

《天然气发展“十二五”规划》预计2015年国内天然气需求将达到2300亿立方米，《关于建立保障天然气稳定供应长效机制的若干意见》提出到2020年国内天然气供应能力达到4000亿立方米。以此为基准，未来我国天然气消费量至少需要年均增长300亿立方米才能满足市场供需的基本平衡；而2000-2013年我国天然气消费量年均增量仅为110亿立方米，其中2011年达到最高记录也没超过230亿立方米。

结合国外经验和国内现状，实现规划目标的难度很大，未来市场的主要增长点在于天然气发电、工业燃料煤改气和交通领域用气的大规模发展，但目前这些都严重受制于国内的能源价格体系。如何制定合理的价格和政策以维护需求与供应（特别是进口资源）的平衡关系，正考验着政府的决心和智慧。

2. 进口天然气资源的不确定性

“十三五”期间中亚D线和中俄东线天然气管道将陆续投产，届时我国管道气的进口能力将增至1350亿立方米/年，但目前看中缅和中亚管道的上游开发情况明显不及预期，西方各国对俄罗斯的制裁也增大了中俄管道的风险，预计2020年进口管道气数量仅能达到800亿立方米左右。

进口LNG方面，根据各公司已经参与的项目或签署的协议，2020年长期贸易合同数量将超过4900万吨（约合687亿立方米），但受市场需求疲软、投资成本上升等因素影响，个别项目已经面临推迟甚至取消的风险，如中国石油和壳牌联合收购的澳大利亚Arrow煤层气项目基本被放弃，中国石化参与的加拿大西北太平洋项目在当地政府增税的压力下威胁要取消，中国海油参与的莫桑比克项目也把最终投资决策时间延长到2017年。

3.国产天然气供应的不确定性

2000-2013年我国天然气产量年均增长70亿立方米左右，照此推算2015年产量约为1320亿立方米，2020年接近1700亿立方米。在国内常规天然气生产保持平稳、难以大幅增长的情况下，要实现国内天然气供应能力超过4000亿立方米的目标，必须更多的依靠非常规天然气和煤制气。

然而，由于需要巨额投资和较长的成本回收期，加上技术上也未完全成熟，以及受地理条件限制、遭遇水资源和环境约束等，页岩气在中国的未来发展存在很大变数。“十五”末期核准的四个煤制气项目产能合计150亿立方米/年，目前只有2个项目各投产1条生产线（合计能力27亿立方米/年），且问题不断。由于巨额亏损和环境污染，大唐国际发电股份有限公司已经在2014年7月正式决定放弃煤化工业务。

4. 国内供需不均衡带来的挑战

由于未来我国天然气市场在供应和需求两方面都存在的较大不确定性，皆有可能导致供需失衡问题，目前来看需求侧面临的困难要相对更大。

过去由于价格机制的问题，当资源供不应求时上游往往采用限制供应的方式平衡市场，尽管简单粗暴，但却十分有效；未来在资源供过于求的状态下，市场机制将发挥更为重要的主导作用，消费者将拥有更多的选择权，届时天然气市场甚至可能会出现类似成品油市场的价格不到位的现象。

特别是进口天然气价格本无优势，签署的又都是照付不议合同，即便资源过剩也只能先高价进口后低价销售，不仅加剧进口亏损，还将拉低国内市场的整体价格水平，挤占国产气份额，压缩其利润空间，进而造成更大的损失。

5. 国际气价倒挂带来的挑战

受欧洲天然气需求下降、美国页岩气革命、日本核电重启、以及澳大利亚、北美和东非LNG项目将陆续投运等多重利空因素影响，全球天然气市场供需日趋宽松，已经开始从卖方市场向买方市场转变。加上乌克兰危机推动俄罗斯资源进入中国，北美LNG出口也面向亚洲地区，将推动北美、欧洲和亚太三地市场天然气现货价差逐渐收窄，其中亚洲价格趋于下降，北美价格趋向回升。

然而目前亚洲多数进口天然气的长期贸易合同价格仍与国际油价联动，如果油价仍维持高位震荡，长期贸易合同价格难以下降，极有可能持续出现长期贸易合同价格高于现货价格的倒挂现象。若长期贸易合同价格与现货价格倒挂的幅度进一步扩大、时间进一步延长，则将严重冲击我国已签署的大量进口高价气。

6.国内气价倒挂带来的挑战

受国内需求疲软和国际价格下降等多种因素影响，国内增量气门站价格在短期内很难内再度上调。即使2015年存量气与增量气门站价格接轨后，多数长期贸易合同的LNG进口仍将处于亏损状态；进口管道气在理论上有望摆脱亏损，但在供需宽松的市场形势下也面临着价格不到位的风险。

2014年1-8月我国部分地区天然气进口价格与当地门站价格比较见下表，总体来看，进口天然气仍将处于亏损状态。国内天然气价格连续上调的同时，煤炭、石油等可替代能源的价格则出现了大幅下降，加上煤炭清洁利用和油品质量升级的加速推进，天然气原有的经济和环保优势正被快速削弱甚至丧失。特别是在发电、化工、工业燃料和交通运输等主要用气行业，市场开发已经陷入焦灼，部分甚至出现“气改煤”的现象。

7. 供需峰谷差扩大带来的挑战

尽管从全年总量上看国内天然气市场出现资源过剩的概率较大，但由于大量的新增市场将来自集中供热和居民自采暖部门，因此季节性供需缺口仍将长期存在并快速扩大。特别是进口LNG接收站、管网等储运设施放开后，社会单位可以在淡季进口低价现货，在旺季却仍需依靠主营单位保障廉价的资源供应，从而进一步扩大国内资源供应的季节峰谷差，给上游生产和管网输配的平稳运行造成较大压力。

按照2020年我国天然气需求3100亿立方米计算，储气调峰能力需超过400亿立方米，《天然气发展“十二五”规划》中重点储气库项目合计设计工作气量257亿立方米，即便其能够全部投产，再加上LNG接收站的调峰能力，仍有接近100亿立方米的能力缺口需要弥补。
 

四、主要结论与建议

综上所述，未来我国天然气市场仍将长期持续发展，但需求增速将明显下降，“十三五”期间存在较大的资源过剩和价格倒挂风险，特别是在全球天然气市场供需宽松的环境下，对国家天然气政策的制定和商业模式的选择提出了较大挑战。为进一步深化天然气市场改革，完善我国天然气市场，对政府部门和相关企业提出如下建议。

1. 规划统筹发展，保持市场均衡

加强市场监测，做好分析预判，从全国层面开展天然气供需平衡和资源流向分析，准确把握市场脉搏，判断拐点出现时机，提前研究制定方案，有效应对市场变化。在需求侧加大市场开发和维护力度，借助大气污染治理的有利时机，完善天然气价格和利用政策，营造有力的政策环境，继续大力推动发展工业煤改气和交通用气。

在供应侧把握发展节奏，控制项目进度，适度放缓中俄西线天然气管道，短期内不再鼓励企业签署新的天然气长期进口合同，资源缺口尽量由现货调剂。除此之外，国内LNG接收站的规划、建设也需配合协议供气时间和市场开发情况适度推进，避免像欧洲、美国一样发生LNG接收站产能严重闲置的问题。

2. 深化市场改革，构建交易中心

“十三五”期间我国将迎来深化天然气市场改革和构建区域交易中心的难得机遇：

一是来自新一届政府全面深化改革的决心，

二是在于相对宽松的市场环境扫清了改革可能造成价格上涨和供应紧张的后顾之忧。天然气市场改革的深化应放在整个能源系统市场化改革的全局统筹考虑，并与国家财税体制改革和生态文明制度建设相结合，使之在价格上既可以反映市场真实供需情况，又能够充分体现生态环境损害成本和修复效益。

天然气市场交易中心的建设则取决于基础设施的完善和现代市场体系的构建，后者主要通过加强市场监管、放宽准入条件、健全征信体系、消除地方保护、反对垄断和不正当竞争行为等措施，构建和维护公开、公平、公正的市场规则。

3. 完善价格机制，加强调峰能力

一方面加强需求侧管理，提高销售计划的质量和效率，抓紧研究出台天然气季节峰谷价格和用户阶梯价格等政策，用价格杠杆引导需求合理变化，并注重可中断用户的开发和培育；

另一方面通过政策积极引导，在投融资、税费等方面给予政策支持，鼓励天然气企业与地方政府和大型用户加强合作，采用多种方式加快储气调峰能力建设。（原载《国际石油经济》，其他作者为王海博）