【前言】中海油最新的研究论文，对整个天然气和LNG产业都有比较全面的分析和未来展望，值得研究并收藏！
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中国天然气及ＬＮＧ产业的发展现状及展望
周守为１ 朱军龙２ 单彤文１ 付 强２ 张 丹３ 王建萍３
（１．中国海洋石油集团有限公司 ２．中海油研究总院有限责任公司；３．中海石油气电集团有限责任公司）
摘要：在“双碳”目标下，天然气作为清洁能源在能源消费结构中扮演着重要的增长角色，有望获得大力发展和应用。目前，中国能源消费结构依然处于煤多气少的态势。通过对比中国和世界能源消费结构的差异，发现中国８．３％的天然气消费占比相较世界的２５％有很大差距，提升空间巨大；分析了中国天然气消费的现状并对其未来消费趋势进行了预测，预计中国２０３０年天然气消费规模将达到５５００亿～６０００亿ｍ３，２０４０年达到峰值６０００亿ｍ３；进一步分析得出中国巨大的天然气消费量需要依靠国内天然气增产和进口ＬＮＧ来实现，至２０３５年，国内天然气预计增产至２５００亿～２８００亿ｍ３，ＬＮＧ接收能力达到３２４８亿ｍ３，完全可以满足国内对天然气的需求。
1、全球及中国能源消费趋势
据ＢＰ能源统计，在新冠肺炎疫情席卷全球的影响下，２０２０年全球能源消费总量下降４．５％，降至１３３．２９亿吨油当量，其中主要表现为各类传统化石能源消费均有不同程度下滑，石油消费下滑最为显著，煤炭次之，天然气消费降幅最小，为２．１％，而水电和可再生能源消费量出现了小幅上涨，这与全球各国积极推动碳中和目标实现息息相关［３－５］。２０２０年，尽管中国同样受到新冠疫情的冲击，但较好的疫情防控助推了中国经济加速恢复，中国成为了全球为数不多的能源消费总量正增长的国家。２０２０年中国能源消费总量上升２．４％，达３４．８３亿吨油当量，各类能源消费均呈现了不同幅度的增长。其中新能源消费增长显著，增幅为１５．４％；其次为天然气，增幅为６．１％；石油和煤炭消费增幅分别为２％和０．６％。
从全球看，天然气在三大化石能源品种中实现了最低降幅，而中国的天然气消费则逆势保持了中速增长趋势。从国内外消费情况推测，随着全球各国碳中和目标的不断推进，全球能源清洁化进程将进一步加速，而天然气作为最清洁的化石能源，将与可再生能源实现共同增长。从中国２０２０年能源消费结构及２０３５年能源消费结构预测（图１）可以看出，煤炭和石油均呈下降趋势，而天然气占能源消费总量的比例将从２０２０年的８．３％提升至２０３５年的１５．０％，非化石能源则将从２０２０年的１６．０％上升至２７．２％［６］。
2、中国天然气消费现状及预测
２．１ 中国天然气消费现状
据国家统计局数据，近年来，在多项政策推动及经济发展需求等因素影响下，中国天然气消费保持了持续增长态势（图２）［７］。２０２０年初新冠肺炎疫情暴发，宏观经济出现下滑，再加上原油价格暴跌及中美、中澳等地缘政治因素影响，天然气终端需求表现欠佳，２０２０年中国天然气表观消费量为３ ２８０亿ｍ３，同比增长６．１％，增幅较上年明显下降。“十三五”期间，天然气消费同比增长率呈倒“Ｖ”型曲线，主要原因为２０１６—２０１８年，“煤改气”推行力度较大，促进了天然气市场消费，２０１９—２０２０年经济增长放缓，加之２０２０年疫情影响，天然气消费增长逐步放缓。
在天然气消费结构方面，天然气消费集中在城镇燃气和工业燃气两大领域，二者在２０２０年国内天然气消费总量中分别占比３８％和３６％，同比增长１２％和５％（图３）。城镇燃气的增长得益于城市化进程深入、管道等基础设施的完善以及“煤改气”的稳步推进；同时环保要求推进ＬＮＧ重卡对柴油车的替代，全年交通用气增长约４３亿ｍ３，也有力推动了城镇燃气的增长。工业燃气增长主要是环保压力的推动，２０２０年是《打赢蓝天保卫战三年行动计划》的收官之年，“煤改气”工程继续有序推行，故在制造业出口订单下滑情况下，工业用气仍实现了正增长。此外，２０２０年燃气发电装机新增７８０万ｋＷ，累计投产９８０２万ｋＷ，但发电用气同比下滑２％，发电用气占天然气总消费量的比例降至１７％。这一方面是部分装机尚未开始正常运营，另一方面是２０２０年全国天然气发电年利用小时数降至２６１８ｈ，同比下降２８ｈ，致使发电用气量有所下滑［８－９］。
２．２ 中国天然气消费预测
“煤降气升”将继续成为中国能源结构调整的显著特征［１０］。未来，在城市人口持续增长、环境污染治理力度加大、天然气管网设施日趋完善，以及分布式能源系统快速发展等利好形势下，中国天然气消费黄金发展期将持续到２０３０或２０３５年；但也因“双碳”目标的提出，多数机构下调了天然气消费预测量。“双碳”目标提出前，按照国务院发展研究中心对中国天然气发展趋势的预测，２０３０年中国天然气消费将达到６０２２亿ｍ３，２０３５年将达到７２０８亿ｍ３；“双碳”目标提出后，２０３０年天然气预期消费模下调至５５００亿～６０００亿ｍ３，之后天然气消费稳步增长，２０４０年前后将进入发展平台期，预计在２０４０年达到峰值６０００亿ｍ３。
在用气增量结构方面，结合中国近年出台的多项天然气（含ＬＮＧ）相关政策及国家管网正式运营等油气体制改革成果来看，中国未来天然气市场及消费趋势可总结为以下几点：
１）２０２０年《中央定价目录》将天然气定价从目录中移除，与天然气相关的仅保留油气管道运输定价，且将“跨省长输管道价格”独立成一个定价项目类别，未来随着供应商、销售商等天然气市场主体增多和市场活跃度的不断提升，天然气下游用户与上游企业直接谈判购气行为将日益增多，未来门站价格存在的必要性将进一步降低，利好工业等用气领域的发展。
２）中国“煤改气”工程持续推进，南方供暖居民户数逐年增加，城镇燃气用气在中短期内将持续增长。
３）顺应增量配电业务改革，天然气调峰装机将有巨大增长空间，天然气将成为高水平电气化能源系统中的重要补充，为电力系统提供保障和支持，发电用气量将进一步上调。
４）国家海事局《２０２０年全球船用燃油限硫令实施方案》、交通运输部《关于ＬＮＧ动力船试运行通过三峡船闸相关事项的通告》等政策的发布实施，表明未来船舶燃料排放标准趋严，这将加速国际、国内ＬＮＧ动力船的发展，交通用气量看涨。
５）中国天然气交易平台建设不断推进，中国在国际天然气市场的话语权将进一步增强，同时国内天然气交易的市场化将得以进一步推进，国内外市场的衔接互动将更加紧密，对建立稳定的国内天然气市场有积极推进作用，进一步助推天然气消费。在上述发展趋势下，中国天然气消费增长将以城镇燃气、工业用气、发电用气为主，船舶用气量增速较快，但短期内绝对用气增量有限，长期用气增量将有显著提升。
３ 中国天然气供应现状及预测
３．１ 中国天然气供应现状分析
据国家统计局、海关总署数据，２０２０年，中国天然气供应总量为３３３０亿ｍ３，同比增长７．７％，连续２年增速大幅下降，“十三五”期间供应量增长率也呈“倒Ｖ”型（图４）［１１］。
国内天然气勘探开发动力强劲，２０２０年，国产天然气１９２５亿ｍ３（占供应总量的５７．８％），同比增长９．８％，增幅低于上年。２０２０年，进口天然气１４０５亿ｍ３，其中进口ＬＮＧ９２９亿ｍ３，同比增长１１％，占总供应量的２７．９％，ＬＮＧ进口量逐年上升；进口管道气４７６亿ｍ３，同比减少５％，连续２年出现负增长。
２０２０年中国进口天然气增速继续放缓，天然气对外依存度为４２．２％，同比下降０．５％。具体来看，２０２０年国产气中常规天然气产量为１６１１亿ｍ３，占总自产气量的８３．７％，是天然气生产和稳定增产的主要来源，但增速较为缓和；非常规气增产较快，其中页岩气、煤层气和煤制气在国产天然气中的占比分别为１０．４％、３．５％和２．４％，页岩气发展态势强劲，未来非常规气将可能成为中国天然气稳定供应的重要支撑［２］。
而在进口气方面，中国已形成了天然气四大进口通道［１２］，即西北、东北、西南和海上，前三大通道为进口管道气，海上通道为进口ＬＮＧ。据海关总署数据，西北通道为中国－中亚国家能源合作的重大工程，气源主要来自于土库曼斯坦、乌兹别克斯坦、哈萨克斯坦等国，设计输气能力为６００亿ｍ３／ａ，２０２０年该通道进口气量占管道气进口总量的８２％，进口规模有所下降。东北通道为中俄东线，２０１９年在中俄两国领导人的见证下正式投产通气，２０２０年该通道进口气量约占管道气进口总量的９％，该通道将在２０２１、２０２５年分别形成１００亿ｍ３／ａ和３８０亿ｍ３／ａ的输气量，供气年限为３０年。西南通道为中缅输气管道，是“一带一路”倡议下的先导性和示范性项目，２０２０年该通道进口气量约占管道气进口总量的９％，依据其６０亿ｍ３／ａ的输气能力，后期或有一定增长。海上通道主要为进口ＬＮＧ，中国与澳大利亚、卡塔尔、马来西亚、印尼等国签订了长期ＬＮＧ进口协议，其中澳大利亚是中国最大的ＬＮＧ供应国，２０２０年从该国进口的ＬＮＧ量占总ＬＮＧ进口量的４３％，从美国进口的ＬＮＧ量自２０２０年２月豁免高额进口关税后，占比恢复至５％［１１］。
３．２ 中国天然气供应潜力预测
按照对国产常规及非常规天然气增产趋势的分析，对进口管道气及ＬＮＧ供应能力提升的判断，预计２０３５年国内天然气产量将在２０１５年的基础上实现倍增，达到２５００亿～２８００亿ｍ３，进口ＬＮＧ量约２０００亿ｍ３，进口管道气约１５００亿ｍ３，整体供应充足。
３．２．１ 国产气具备增产潜力
中国天然气探明程度低，增储上产潜力较大。其中有９个增储区：四川盆地、塔里木盆地、鄂尔多斯盆地、琼东南盆地、松辽盆地、莺歌海盆地、柴达木盆地、珠江口盆地、准噶尔盆地。预测２０３０年以前天然气年增探明地质储量可保持在６０００亿～９０００亿ｍ３。
根据文献［１３］中的数据，全国常规气地质资源量为６７．４万亿ｍ３，可采资源量３６．７万亿ｍ３，探明地质储量为１４．２万亿ｍ３，探明率１６％；全国非常规气地质资源量１７４．７万亿ｍ３，探明地质储量５．９万亿ｍ３，探明率３．４％，其中致密气探明率不到２０％，煤层气２．１％，页岩气仅０．８％；非常规气已连续１５年新增探明地质储量超４ ０００亿ｍ３，陆地深层气、非常规气及海域非常规气是未来重点增储领域（表１）［１３］。
预计２０３５年中国天然气产量将上升至２５００亿～２８００亿ｍ３。发展分两个阶段，２０３０年前推进扩大常规气与致密气，拓展页岩气，深层气与页岩气上产，致密气稳产，产量达到２５００亿ｍ３（图５）［１４］。２０３５年前巩固常规气与致密气，扩大页岩气，拓展煤层气，常规气与致密气稳产，页岩气与煤层气上产，产量达到２８００亿ｍ３，实现产量增加和非常规气对常规气的有效接替。
３．２．２ 进口管道气增量有限，ＬＮＧ具备充足的接储空间
在进口管道气方面，中国管道气依照中俄东线合同约定，到２０２５年增至３８０亿ｍ３／ａ，届时预计中国进口管道气量将达到８１７亿ｍ３左右，伴随中俄西线贯通，到２０３５年中国进口管道气量将达到１０００亿ｍ３左右。
在进口ＬＮＧ方面，根据中国在建和拟建接收站统计，从２０２０年至２０２５、２０３５年，中国ＬＮＧ接收站接收能力预计将从８６５０万ｔ／ａ（即１２１１亿ｍ３／ａ）增长至１８０３０万ｔ／ａ（即２５２４亿ｍ３／ａ）、２３ ２００万ｔ／ａ（即３２４８亿ｍ３／ａ）左右。
按照７４％的利用率计算（２０２０年中国接收站利用率），中国进口ＬＮＧ每年有效接收能力将从目前的８９６亿ｍ３增长到２０３５年的２４０３亿ｍ３，即使利用率下降至５０％，接收能力仍超过１６００亿ｍ３／ａ，接储能力充足。
总体来看，相较于“双碳”目标下的天然气消费预测量，中国具备相应的天然气供应保障能力，且在进口天然气方面，ＬＮＧ将发挥更加重要的作用，但伴随接收站接收能力的快速提升，或在未来一段时间内会出现接收站利用率下滑的情况。
４ 中国ＬＮＧ产业发展现状及展望
４．１ 中国ＬＮＧ产业供需现状
据国家统计局和海关总署数据，２０２０年中国进口的１４０５亿ｍ３天然气中，其中进口ＬＮＧ超过进口管道气，占进口气的６６．１％。从ＬＮＧ的接收能力来看，中国已建成接收站２２座，接收能力约９９１０万ｔ／ａ，全年ＬＮＧ船舶中国港口挂靠次数为１３２９次，共来自全球２９个国家。从进口ＬＮＧ来源国看，２０２０年，中国进口的ＬＮＧ中，澳大利亚占比４６％，卡塔尔１２％、马来西亚９％、印度尼西亚８％、俄罗斯８％（较２０１９年有明显涨幅）、美国５％（相比于２０１９年０．４％涨幅明显）。同时，中国跟澳大利亚、印度尼西亚、马来西亚、卡塔尔、埃及、尼日利亚等签有长期进口ＬＮＧ合同总额约２４７６万ｔ／ａ，其中广东大鹏ＬＮＧ与澳大利亚合同额为３７０万ｔ／ａ，福建ＬＮＧ与印尼合同额为２６０万ｔ／ａ，上海ＬＮＧ与马来西亚、卡塔尔、道达尔、壳牌Ⅰ、壳牌Ⅱ、ＢＰ、莫桑比克１区块合同额分别为３００万ｔ／ａ、２３６万ｔ／ａ、１５０万ｔ／ａ、３６０万ｔ／ａ、５００万ｔ／ａ、１５０万ｔ／ａ、１５０万ｔ／ａ。
４．２ 中国ＬＮＧ产业链发展现状与展望
完整的ＬＮＧ产业体系包括ＦＬＮＧ（浮式液化天然气生产平台）、天然气液化、ＬＮＧ运输、ＬＮＧ接收站、ＬＮＧ储存、ＬＮＧ发电、ＬＮＧ城镇燃气、ＬＮＧ加注与输配等环节（图６）。整个ＬＮＧ产业链将会带动一条庞大的工业体系发展，同时也会创造巨大的经济效益和就业机会。
１）ＦＬＮＧ方面。目前，全球已有４艘ＦＬＮＧ投入使用［１５］，但是ＦＬＮＧ的建造运营费用较高，如何提高空间利用率和安全性是ＦＬＮＧ生产应用的关键难点。根据中国海油矿区油气资源评价报告，中国南海深水油气总地质资源量约３４０亿ｔ油当量（天然气占６１％），南海中南部油气资源占南海总资源量７６％，天然气约占６０％。海上气田传统开发模式（管道输送）面临离岸距离远、海底管道投资大、流动安全保障问题突出等问题，采用ＦＬＮＧ开发模式有望在未来解决中国南海天然气田开发问题，更好地融合国家能源安全战略，保障国家能源安全。
２）天然气液化方面。国外天然气液化技术相对成熟，建有多座大型液化装置，中国海油与澳大利亚西北大陆架ＬＮＧ项目于２００６年开始向广东ＬＮＧ接收终端供应ＬＮＧ，其中ＬＮＧ进口合同额为３３０万ｔ／ａ×２５ ａ，总价值２５０亿澳元［１６］。国内以小型ＬＮＧ液化装置为主，已有１３６条液化生产线，总生产能力１ ８００万ｔ／ａ，单条液化生产线最大产能１２０万ｔ／ａ。天然气液化需要攻克液化装备的关键技术，解决材料耐低温性能，实现装备国产化。天然气液化产业未来应用前景看好，在天然气调峰，发电和冷能利用方面都将发挥巨大作用。
３）ＬＮＧ运输方面。根据ＧＩＩＧＮＬ统计，截至２０２０年底，全球有６４２艘ＬＮＧ运输船，总运力为９５２０万ｍ３［１７］。２００４年开始，中国大型ＬＮＧ运输船均由沪东中华造船厂建造，已经交付２４艘。江南造船厂、中远海运大连重工、浙江新乐等船厂具备建造小型ＬＮＧ运输船的能力。目前以１６万～１８万ｍ３运输船为主流规格，造价约１．８９亿美元。２０１９年４月沪东中华造船（集团）有限公司与ＤＮＶ－ＧＬ订共同开发２７万ｍ３ＬＮＧ运输船协议。世界上最大的ＬＮＧ船是Ｑａｔａｒ Ｍａｘ，容量为２６．６万ｍ３，目前有１４艘，均由韩国三星和大宇建造，造价约２．３亿～２．５亿美元。韩国建造的ＬＮＧ船泊最多达２７５艘，占比５７．５％。
未来ＬＮＧ在中国进口天然气中的比例将会越来越大，ＬＮＧ海运量将会加大，因此中国船舶建造的发展空间巨大，需要更多企业发展大型ＬＮＧ船舶建造技术和建造能力。ＬＮＧ船的建造不仅是ＬＮＧ运输业快速发展的保障，更将助推海洋工程建造行业的快速发展，将产生巨大的社会经济效益并提供就业链的支持保障。
４）ＬＮＧ接收站方面。截至２０２１年底，中国已建成２２座ＬＮＧ接收站，接收能力９９１０万ｔ／ａ，另有２５座拟建或待建，各接收站接收能力见表２。未来ＬＮＧ扮演的角色越来越重要，对ＬＮＧ接收站的安全性和管理运营水平提出了更高的要求，接收站的安全智能运行和全生命周期监测是未来发展的方向和关键。
５）ＬＮＧ储存方面。大型ＬＮＧ储罐是ＬＮＧ体系的关键核心设备，造价高，工艺复杂，技术难度大。
国际上，美国ＣＢ＆Ｉ、日本ＩＨＩ、韩国ＫＯＧＡＳ、西班牙ＴＲ、德国ＴＧＥ等公司的ＬＮＧ储罐建造技术领先。国内，中国海油、中国石油、中国石化以及民营企业逐渐形成大型ＬＮＧ全容储罐技术储备。上海ＬＮＧ和江苏如东ＬＮＧ等均开展了２０万ｍ３大型ＬＮＧ储罐的自主建造，中国海油在国内首次建立了超大容积（２０万～２７万ｍ３）储罐技术的基础研究，并已成功掌握其核心技术［１８］。随着ＬＮＧ用量的不断增加，船舶大型化也决定了储罐大型化，具备大型储罐和超大型储罐的设计建造技术对未来市场至关重要，适应各种环境的储罐的研发和建造是ＬＮＧ储罐未来发展的重点方向。
６）ＬＮＧ加注与输配方面。中国是全球ＬＮＧ最大运输目的地，海上大型运输船的燃料消耗巨大，随着大型ＬＮＧ运输船的推广和增加，海上大型运输船的ＬＮＧ加注潜力巨大，且具有明显的资源优势，将成为各国竞争的重点。目前，国内具备一定规模的固定式加气站，未来应发展一定规模的移动式加气站以满足海运和地理位置劣势的用气需求，同时也应该寻求更多的ＬＮＧ动力船舶的支持政策，推广清洁燃料的使用。
７）ＬＮＧ发电方面。从产业链角度来看，早期天然气电厂是海气和接收站ＬＮＧ消纳的重要市场支撑项目，随着“双碳”目标的提出，对能源的清洁利用和低碳排放提出了更高要求，天然气被认为是地球上最干净的化石能源，燃气发电对环境污染低，将在未来能源转型中起到至关重要的作用。天然气电厂如何实现技术和装备的国产化，降低发电成本将是未来亟需解决的问题［１９］。目前，中国海油运营６座燃气电厂，装机容量合计８２２５ＭＷ（表３）。
５ 结束语
在“双碳”目标的新要求下，天然气作为一种清洁的化石能源在世界各地得到大力发展。中国作为一个能源消费大国，天然气将在实现碳中和之前漫长的能源转型中起到过渡能源的关键作用。国内天然气产量逐年增长，全国天然气消费增长势头更为迅猛，目前形成的陆上进口气管道规模有限，进口量短期内难有大幅提升，今后每年的天然气消费增长量需要更多依靠国内增产和海上通道进口ＬＮＧ来保障。应继续加大国内勘探开发力度，增加国内天然气产量，同时加快ＬＮＧ产业链的基础建设。此外，要妥善利用中国第一大ＬＮＧ进口国的地位，提高中国对ＬＮＧ市场的掌控力和议价权，畅通多样化渠道，实现气源多元化，进一步扩大中国在全球ＬＮＧ贸易市场的影响力，助力实现碳中和。
