2016～2017年河南省天然气行业发展形势分析与展望
一 河南省天然气资源及行业发展总体特征
（一）天然气资源相对贫乏
受地质条件和生成环境影响，河南省天然气资源非常有限，天然气基础储量[1]及人均储量在全国居于中等偏下水平。截至2015年底，河南省天然气基础储量72.2亿立方米，居全国第17位。人均基础储量76.2立方米，居全国第17位，远低于全国平均水平（3778.5立方米/人），仅为全国平均水平的2.0%（见表1）。
表1 2015年河南省天然气基础储量及人均基础储量与全国及其他省份比较
（二）天然气产量持续下降
近年来河南省天然气可开采资源逐步枯竭，产量持续下降。2015年河南省天然气产量4.2亿立方米，同比下降14.1%；2000～2015年全省天然气产量年均下降8.1%，其中，“十一五”期间年均下降19.6%，“十二五”期间年均下降9.0%，近十年全省天然气产量呈逐年下降的态势（见图1）。
图1 2000～2015年河南省天然气产量变化
（三）天然气对外依存度较高
2015年河南省天然气消费量为67亿立方米，全省天然气供应缺口达62.7亿立方米，对外依存度高达93.6%。全省天然气主要依靠省外调入，正在利用的主力气源是西气东输一线、二线，中原油田和中石化华北分公司的天然气，补充气源为义马煤制气、省内煤层气及沼气等，页岩气尚未进入市场。
（四）天然气价格改革继续深化
2015年11月，跟随国家对各省天然气门站价格调整的步伐，河南省各地市大幅下调了天然气终端价格。由于河南省管道经营业主多元化，终端市场距离国家长输管道远近不同，向各地区供应的管输成本不一致，各地市物价局根据用户的用气特点及目的不同制定了相应的“结构气价”，其中非居民平均气价由3.5元/立方米降至2.83元/立方米，居民气价维持不变，一档（50立方米以下/月）平均价2.24元/立方米，二档（50立方米以上/月）平均价2.94元/立方米。直供用户、化肥用气、储气设施价格均已放开，拉动了工商业企业用气量逐步回升，有利于维持和拓展天然气消费市场。
（五）非常规天然气勘探取得进展
煤层气开发利用力度加大。近年来，河南省高度重视煤层气的治理与开采利用，通过专项财政资金支持，全省在煤层气综合利用方面取得了较大的进展。目前，河南省已探明的煤层气可开采量约1万亿立方米，2015年全年抽采量已达6.1亿立方米。随着煤层气和废弃矿井残余煤层气抽采技术的进步，煤层气可抽采量和年产量有望进一步增加。国家能源局在《煤层气（煤矿瓦斯）开发利用“十三五”规划》中提出，要在河南省等高瓦斯矿区，鼓励探采结合，开展煤层气井组抽采试验；重点建设平顶山2亿立方米级煤矿瓦斯抽采规模化矿区、安阳—鹤壁1亿立方米级煤矿瓦斯抽采规模化矿区；建设瓦斯年抽采量1000万立方米以上的煤矿区瓦斯利用示范工程，重点示范低浓度瓦斯发电、分布式瓦斯利用等技术装备。上述《规划》的出台实施，将对煤层气的科学开采和利用起到积极的推动作用。
页岩气勘探取得重要突破。近年来，河南发现大量页岩气资源，并已完成钻探、压裂测试。经初步估算，河南境内中牟区块地下3500米以浅页岩气总储量约为2124.9亿立方米，技术可采储量为127.5亿立方米；位于开封祥符西姜寨乡的有利勘查区块，埋深3500米以浅的页岩气总地质储量为545.1亿立方米。荥阳、温县等地也陆续有页岩气资源发现，其储量及开采价值尚在评估之中。这些页岩气的发现及其开采远景，有望在一定程度上缓解全省常规天然气资源的匮乏局面。
二 2016年河南省天然气行业发展情况分析
（一）天然气供需情况分析
2016年天然气供需形势整体平稳。2016年河南省天然气产量3.2亿立方米，管道天然气供应量75亿立方米，同比增长15.3%，有力保障了天然气迎峰度冬。2016年前三季度全省天然气产量2.37亿立方米，同比下降30%，占全国总产量的0.24%；天然气供应量48.2亿立方米，同比增长6.6%。省内天然气产量仅相当于用量的4.9%，缺量全部由区外调入，对外依存度高达95.1%。随着全省“以气代煤”方案有效实施，以及大气污染防治攻坚战的深入开展，在冬季采暖用气的带动下，第四季度河南天然气消费量保持较快增长。
从消费结构看，2016年前三季度河南省城市燃气19.5亿立方米，同比增长2.4%，占比为40.4%；工业燃料21.5亿立方米，同比增长2.1%，占比为44.6%；天然气化工1.5亿立方米，占比为3.2%，与2015年同期基本持平；天然气发电5.7亿立方米，同比增长46%，占比为11.8%。
全省天然气主要依靠省外调入，2016年河南省加快推进禹州—许昌输气管道、平泰支线元木—苌庄输气管道、洛阳原油商业储备基地工程、濮阳文23储气库、鲁山—宝丰产业聚集区输气管道、灵宝市大王镇—陕县观音堂输气管道等项目建设，全年新增天然气长输管道300公里，总里程达到5600公里，中石油、中石化、山西煤层气等资源供应充足。
（二）行业发展面临问题分析
当前，河南省天然气行业发展面临着常规天然气资源匮乏、天然气开采业亏损严重、非常规气源供应能力尚未形成有效规模、终端价格没有反映用户承受水平等主要问题。
1.常规天然气资源依然匮乏
受资源禀赋制约，河南省天然气基础储量、消费量均低于全国平均水平，2015年河南天然气基础储量72.2亿立方米，人均基础储量76.16立方米，在全国排第17位。河南省内目前除中原、河南两大油田外，尚未新发现具有开采价值的常规天然气资源，而中原、河南两个油田的天然气基础储量不足，历经多年的开采，资源已接近枯竭，远远无法满足省内天然气需求。
2.天然气开采业亏损严重
由于可开采地质储量的持续下降，河南省内天然气开采业总体形势堪忧。具体表现在天然气开采成本持续上升；企业收入连年下降，效益深度下滑，省内天然气开采企业连续多年处于亏损状态。据统计，2016年1～9月，河南省天然气开采业每百元收入主营成本已达89.24元，同比上升12.5%，考虑到其他各项费用，天然气开采成本与价格之间已形成剪刀差，天然气开采全行业处于亏损状态。
3.非常规气源供应能力尚未形成有效规模
河南省煤层气、页岩气等非常规气源具有一定应用前景，但要形成一定规模、实现部分替代常规天然气，还需要经历一定的时间。煤层气方面，河南省煤层气开发虽已形成一定规模，并作为常规天然气的补充气源开始进入燃气应用。但在全省已探明的煤层气资源中，煤层气资源赋存条件复杂，开发技术要求高，区域适配性差，已开发区域仍存在工程成功率低、开发成本高、单井产量低等问题。而且，其中高应力、构造煤、低渗透性煤层气资源占比较高，在基础理论研究和抽采实践过程中的技术工艺方面尚未取得根本性突破，如果简单复制常规油气技术及国外技术，均难以实现高效开发。同时，低浓度瓦斯经济利用和采动区地面抽采等技术还有待进一步提高，松软低透气性煤层瓦斯高效抽采关键技术装备亟待突破。页岩气方面，河南省页岩气的资源勘探尚处于起步阶段，已探明的可开采资源量有限，且页岩气开采还受到地质条件、开采技术等因素的影响，难以在短时间内形成规模。原因一是页岩气地质条件复杂，具有多层系分布、多成因类型、后期改造复杂等特点；在地表条件方面，地形复杂，施工难度大。二是上述困难造成页岩气开发单井投资成本过高。三是对于井深超过3500米的钻井和压裂技术仍有待突破。四是面临实现低阶煤和构造煤地区煤层气低成本高效率开发的难题。
4.“以气代煤”推广困难
尽管我国包括河南省近年来天然气消费持续增长，但其占一次能源的比重仍然很低，全国仅为6%、全省仅2%，远低于世界平均水平的24%。天然气替代煤炭在发电和工业燃料应用中的环境效益非常显著，等热值的天然气燃烧CO2排放量比煤少1/2、氮氧化物排放量比煤少2/3，而二氧化硫和固体废弃物排放几乎为零。天然气替代煤炭的主要领域是发电和工业燃料，但我国国产和进口天然气的高成本造成天然气发电和工业应用处于盈亏边缘，限制了天然气的应用推广，“煤改气”难题有待进一步破解。
5.天然气终端价格存在交叉补贴问题
根据用户的价格承受能力制定终端用户用气价格，是推动天然气市场健康发展的前提。发达国家天然气终端价格由高到低的结构顺序基本为居民、商业、工业、发电，而河南省天然气终端价格结构的特点是非居民用气价格高于居民用气价格，气价结构总体不够合理。同时，天然气的终端价格地区差异较大，如郑州、洛阳等地市终端居民用气价格低于信阳，终端用气价格没有反映用户的价格承受水平。气价结构不合理和地区差异影响了河南省天然气市场的发展。
三 2017年河南省天然气行业环境分析及形势展望
（一）2017年河南天然气行业发展环境分析
1.天然气发展前景广阔
随着《巴黎协定》正式生效，全球能源清洁化发展趋势不可逆转。天然气作为化石能源中的低碳清洁能源，优势凸显，发展潜力较大。我国天然气产业将贯彻国家能源发展战略，大力推进能源消费、供给、技术和体制革命，积极推进供给侧结构性改革，积极引导消费结构优化升级，加大国内油气资源的勘探开发，加快油气管道基础设施建设，增加天然气有效供给。
为进一步调整能源结构，实现能源消费的清洁化，河南省将进一步加快“气化河南”建设，全面推进城镇燃气、交通燃料、工业燃料等领域天然气规模化利用。油气在全省能源结构中占比将进一步提高，战略地位和作用将进一步凸显。
2.天然气行业政策环境趋于宽松
国家清洁能源政策和天然气产业政策、价格政策力度在相当程度上决定天然气的发展前景，是天然气发展的重要杠杆。国家能源发展战略规划提出大力发展分布式能源，在天然气“十三五”规划中把分布式能源作为重要领域加以推动，同时，随着天然气价格下调、天然气和成品油比价关系进一步关联以及省内环保政策的大力推动，天然气行业将进入全新发展阶段。
碳排放权交易制度加速促进天然气行业发展。实施碳排放权交易制度后，外部政策内化为企业运行成本，将对行业发展产生深远影响，“碳市场”建设的启动给天然气替代发展带来积极影响。不仅有利于通过市场机制加快包括天然气在内的清洁能源替代应用，促进油气行业绿色发展，也有利于推动天然气行业开采技术、工艺技术、装备技术和信息技术创新，如碳的捕集利用技术、高性能合成材料等。
3.天然气对外依存度进一步提高
省内产量继续下降，对外依存度上升。供给方面，由于现有资源严重不足，新的接替储量尚未发现，河南省的天然气供给仍将维持从省外大量调入的格局。由于煤层气在河南省能源生产中所占比重仍较低，页岩气的规模化开采及其他补充能源的推广应用尚需时日，省内的天然气开采能力将延续下降趋势。
4.天然气消费稳步增长
河南省天然气行业发展情况在市场需求结构方面，总体上与全国大致相同。根据国家能源局、国务院发展研究中心和国土资源部油气资源战略研究中心联合编写的《2016中国天然气发展报告》，“十三五”期末中国天然气在一次能源消费结构中的占比将达到10%，需求增量主要来自城镇燃气、工业燃料、交通运输和天然气发电四大领域。
城镇居民和商业用燃气稳步上升。目前河南省气化居民人口1990万人，“十二五”时期气化人口年均增长约200万人，按2015年河南省城镇总人口测算，全省气化率达到45%，自2004年西气东输投产以来，该指标处于较快增长水平。随着居民生活水平的提高、城镇基础设施的完善，以及全省治理大气污染工作的深入，“十三五”期间河南省气化人口将继续不断增加，用气量也将保持稳步增长的态势。城镇居民和商业燃料对天然气的需求量持续上升，将成为拉动天然气消费增长的重要力量之一。
工业燃料领域将实现较快增长。近年来，河南省工业用能结构中天然气占比约2%，煤炭占比达到90%以上。“蓝天工程”要求建成区的燃煤锅炉，“油改气”改造目标要求大量依赖煤炭的燃煤锅炉、工业窑炉等都需要使用天然气进行燃料替代，由此形成的市场规模相当可观。
交通运输行业燃气需求继续增长。郑州、洛阳等城市已在多年前率先在出租车燃气方面开展持续的“油改气”推广工作，并取得了较好的效果。近年来，以城市内公交车、出租车为代表的公共交通车辆越来越多地采用天然气作为驱动能源，一些常年在城市建成区行驶的社会车辆也逐渐开始进行燃气化改造，车辆用天然气的需求将继续增长。
天然气发电发展潜能较大。河南省目前发电用气规模较小，省内2座70万千瓦燃气电站，年用气量约10亿立方米。由于天然气发电对电源结构优化起着积极作用，可以灵活参与电网调峰运行；而且天然气发电项目的热电联产、分布式能源利用，既能供电也能供热甚至还可制冷，能源利用效率相对较高，可大力削减和替代煤炭用量，符合河南省环保政策的要求。因此，河南省天然气发电具备较大发展潜力。
（二）2017年河南省天然气供需形势预测
需求方面，未来河南省天然气市场发展主要受到经济增长情况、天然气与替代能源的比价关系、政策的落实程度等方面的影响，预计2017年，在“煤改气”和天然气价格市场化改革的双重推动下，全省天然气消费仍将维持稳定增长态势。预计2017年，河南省天然气需求量约85亿立方米。其中，城市燃气34亿立方米，工业燃料38亿立方米，天然气化工3亿立方米，天然气发电10亿立方米，同比增长13%。新增需求量主要集中在城市燃气、工业燃料、天然气发电等领域。
供应方面，预计2017年河南省天然气产量2.8亿立方米，同比下降13%。随着全国天然气消费量增速放缓、国内产量的增加和进口能力的增长，中石油、中石化等上游气源商可掌控资源量逐渐宽松或略有节余，省内天然气管线供应能力逐步提高，河南省天然气供求总体上将进入宽平衡状态，2017年省内天然气供应能够满足85亿立方米的需求总量，有较为稳妥的保障。
四 河南省天然气行业发展的对策建议
（一）全力保障天然气有效供应
一是加快濮阳文23储气库和一批LNG[2]储气调峰设施建设，推动西二线南阳—信阳天然气管道、禹州-许昌、商丘-柘城、博郑线-郑州西四环等输气管道建设，加强县域支线建设及管道间互连互通；二是加强与中石油、中石化等沟通衔接，努力争取西气东输一线、二线，榆济线，山西煤层气管线等增加河南省资源供应量，鼓励企业积极引进省外LNG、CNG[3]资源；三是统筹省内煤层气、页岩气等非常规天然气资源勘探开发和省内煤矿瓦斯气、焦炉煤气的开发利用；四是根据《河南省天然气供应应急预案》，加强天然气市场应急管理，强化天然气资源有序配置，加大“三夏”“三秋”季节油品调配和冬、春季节天然气调配力度，确保全省安全可靠供应。
（二）健全完善终端价格形成机制
国家发改委在密集出台天然气价格改革方案后，2016年底又公布了《天然气管道运输价格管理办法（试行）》和《天然气管道运输定价成本监审办法（试行）》，进一步对天然气价格改革工作进行了规范。河南省应坚决贯彻好、落实好、完善好相关价格政策措施，应进一步完善天然气价格形成机制，提高其合理性，增强其可操作性。一是根据终端用户价格承受能力制定价格标准，逐步解决交叉补贴问题；二是建立燃气电厂天然气供应价格和上网电价联动机制，上网电价是决定燃气电厂燃料价格承受能力的主要因素，建立合理化的气电比价关系，保障燃气电厂的经济性；三是采用量大优惠措施，对超过一定使用量的大型天然气用户给予价格优惠，提高用户利用天然气的积极性；四是在工业燃料领域，不同行业（冶金、玻璃、陶瓷、钢铁等）的燃料价格承受能力除了受可替代能源价格影响外，主要受到工业产品价格的影响，因此天然气作为工业燃料的价格应根据工业产品价格的波动在合理范围内进行调整；五是制定天然气供应的峰谷气价，保障调峰设施建设的经济性，提高全省天然气市场供应稳定性。
（三）加大非常规天然气勘探力度
河南省目前已探明煤层气可开采储量约1万亿立方米，中长期煤层气年产量有望稳定在15亿立方米以上；页岩气可开采储量约3000亿立方米，河南省煤层气、页岩气的开发前景广阔。作为常规天然气的有效补充，对煤层气、页岩气的勘探及开发应加大投入，缓解省内常规天然气的供需矛盾。按照《煤层气（煤矿瓦斯）开发利用“十三五”规划》，河南应安排专项财政资金支持煤层气抽采利用，鼓励探采结合，开展煤层气井组抽采试验，加强煤层气与煤炭资源综合勘察、评价。加大煤矿区煤层气资源回收利用力度，开展煤层气地面预抽，推进煤矿采动区、采空区瓦斯地面抽采。要重点建设平顶山2亿立方米、安阳—鹤壁1亿立方米级煤矿瓦斯抽采规模化矿区，建设瓦斯年抽采量1000万立方米以上的煤矿区瓦斯利用示范工程，重点示范低浓度瓦斯发电、分布式瓦斯利用等技术装备。
（四）推广应用新型非常规燃料
为满足河南日益增长的天然气需求，化工、焦化、农业等行业开始利用煤制合成气、焦炉煤气、农业有机质等生产出二甲醚、甲醇、沼气等类似于天然气的新型非常规燃料，并且在规范化应用领域取得了较大突破。以二甲醚为例，2016年底，河南二甲醚产能为220万吨，为全国第一，生产企业主要分布在鹤壁、驻马店、濮阳、信阳、三门峡、安阳、漯河、洛阳、新乡、许昌、商丘、平顶山、焦作等地市，产业涉及全省17个地市，二甲醚已经成为天然气、液化气等能源的重要补充。以鹤壁宝马能源化工为基础，二甲醚燃料在鹤壁市获得应用试点，已经开展十几年的有效工作。2016年，鹤壁宝马、河南能源、平煤神马三家企业在总结鹤壁二甲醚燃料应用的基础上，制定了液化二甲醚钢瓶（HNPCIA 01-2016）、液化二甲醚钢瓶包装运输规定（HNPCIA 02-2016）、液化二甲醚钢瓶定期检验与评定（HNPCIA 03-2016）、液化二甲醚储配站设计规范（HNPCIA04-2016）、液化二甲醚汽车槽车运输（HNPCIA 05-2016）等五项应用标准，为在全省推广二甲醚的应用打下了基础。
（五）深入落实大气污染防治政策
大气环境污染防治政策和“蓝天工程”的深入实施将提高河南省天然气市场需求，必须大力落实以确保成效。禁烧区的划定可提高天然气在工业燃料和采暖中的占比，需要对禁烧区燃煤用户强制改造，尤其在郑州、洛阳、平顶山、商丘等煤炭消耗的主要地市严格执行；“油改气”的实施将推动天然气汽车的快速发展，燃气热电联产项目的实施有助于推动燃气电厂的发展；天然气替代煤专项方案，将积极推进城市建成区、农村有条件地区的天然气替代煤，严禁煤炭进入城市建成区，加快天然气分布式能源、天然气热电联产机组项目建设，确保2017年重点区域、重点领域天然气替代煤工作全面开展。