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2017年中国天然气市场形势分析及2018年展望
发布时间: 2018-01-12 08:37:30   作者:本站编辑   来源:本站原创   浏览次数:

2017年以来,受宏观经济增速回升、主要用气行业行情改善,环保政策推动、天然气相对竞争能源价格竞争力回升等因素共同推动,我国天然气消费增量创历史最高,天然气产量和进口量同比大幅增加。从全年情况来看,中国天然气消费呈现明显的“淡季不淡”特征,进入采暖季以来,市场需求快速增长,北方多地区出现天然气供应短缺问题,天然气市场供求矛盾极为突出。展望2018年,受环保因素拉动,国内天然气需求将继续保持较快增长,但预期增速较2017年出现回落,季节性供求矛盾仍将持续存在。

2017年以来,我国天然气消费均保持高速增长。1~11月,全国天然气消费量2097亿立方米,同比增涨18.9%。预计全年天然气消费量同比增长17%左右,远远超出过去三年的需求增速;增量超过340亿立方米,刷新我国天然气消费增量历史。

全国天然气消费增量创历史最高

宏观经济增速回升,主要用气行业行情改善

2017年前三季度我国GDP增速达到6.9%,比去年同期提高0.2个百分点。世界经济复苏拉动出口增速超预期、供给侧改革带来生产资料价格上涨企业进入主动补库存阶段、政策支持下基建投资稳步上升、房地产投资超预期、制造业投资有所回升等。受此拉动,我国主要用气行业行情大幅改善,天然气消费量快速增加。

从主要用气行业来看,城市燃气快速增长。居民和商业用气受环保政策推进、城镇化快速发展、管道覆盖面扩大等因素拉动快速增加,采暖煤改气受中央和地方政策鼓励快速增加。城市燃气公司销量大幅攀升,2017年估计新奥集团天然气销量同比增长48.4%;华润燃气销量同比增长25.0%;中华煤气销量同比增长12.1%;北京燃气销售量同比增长14.3%。

我国发电用气快速增长。1~11月全国全社会用电量同比增长6.5%,增速比上年同期提高1.5个百分点。全国规模以上电厂火电发电量同比增长4.7%,水电发电量同比增长2.7%,加上长三角地区外电检修、环保趋严等因素拉动发电用气快速增长。

工业燃料用气稳步增加,受宏观经济好转影响,1~11月粗钢产量同比增长5.7%,增速较去年回升4.6个百分点。工业企业煤改气力度加大,尤其是东部沿海地区工业锅炉窑炉进行大规模煤改气,拉动工业用气稳步增加。

交通用气受车用LNG需求拉动快速回升。1~11月,天然气汽车产量20万辆,同比上升52.5%。其中,重卡产量同比增长2.6倍。化肥、化工用气量快速增长,全国去库存效果明显,化肥、化工产品价格上涨,推动化肥、化工企业用气量增长。

“煤改气”助推天然气需求增长迅速

国家出台《大气污染防治行动计划》等环保政策,提出要加快清洁能源替代利用,确定以京津冀、长三角、珠三角作为环境治理及煤炭消费控制重点地区,2017年将基本完成燃煤锅炉、工业窑炉、自备燃煤电站的天然气替代改造。

继2017年3月《京津冀及周边地区2017年大气污染防治工作方案》发布以来,一揽子政策陆续落地,除了出台《关于京津冀及周边地区执行大气污染物特别排放限值的公告》、中央财政支持北方地区冬季清洁取暖试点工作启动、环保部督查持续推进之外,河北、山西、山东等地纷纷发布天然气利用指导意见和供暖规划。

近期,国家出台《北方地区冬季清洁取暖规划(2017~2021年)》,北方地区采暖煤改气加快推进,在京津冀及周边“2+26”城市已完成“双替代”改造任务的村庄(社区)21516个,涉及474.3万户。其中,2017年改造完成394.3万户。工业煤改气取得积极进展,山东淄博、四川夹江、江苏宜兴、河北石家庄、秦皇岛等地陶瓷企业要求限期改造。

替代燃料价格上涨,天然气价格竞争力回升

国家加快推进天然气市场化改革,出台《关于加强地方天然气输配价格监管降低企业用气成本的通知》、《关于加强配气价格监管的指导意见》等文件要求降低过高的省内管道运输和配气价格,减少供气中间环节。政策出台后,浙江、广东、山东等多省市下调输配气价格,终端用户用气成本下调。相比之下,竞争燃料价格较高。煤炭价格自2016年四季度一直居于近三年高位,2017年环渤海动力煤综合平均价格指数均值约586元/吨,气、煤等热值比价(上海门站价格/环渤海动力煤价格指数)约为2.5,而这一比价在2015、2016年曾长期在3.5以上,甚至一度超过4.5。在物流市场回暖下,成品油价格上涨使天然气经济性回升,截至2017年8月,全国车用LNG与柴油比价均值维持在低于65%的水平,同比去年下降约10%,拉动重卡用气显著提升。

天然气供应量急剧增长季节性供求矛盾突出

2017年,我国天然气供应量大幅增长。1~10月国内天然气总供应量1935亿立方米,同比增长15.2%。其中,国内天然气产量1210亿立方米,同比增长11%;进口天然气725亿立方米,同比增23%。全国天然气市场需求9月开始进入紧平衡状态。

进入采暖季以来,供需缺口进一步加大,引发交易中心价格大幅上涨和LNG价格迅速攀升。究其原因,消费增量创历史最高和煤改气需求超出预期是主要因素,而储气调峰能力与市场发展不匹配是根本原因。

截至2017年底,我国建成12座地下储气库,工作气量占全国天然气消费量的3.6%,造成天然气保障系统过于脆弱,调节能力不足,制约了我国天然气市场的发展。

2018年国内天然气市场展望

2018年,国内天然气需求将保持较快增长,但增速较2017年出现回落,季节性供求矛盾仍将存在。2018年,我国经济将保持稳中偏弱的发展态势,随着基建、房地产等投资速度持续放缓,建材、冶金、化工等主要用气行业经历快速发展周期后下行压力加大。另一方面,预期国家将持续推进环保政策,加强环保监管,各地仍面临较大环保压力,环保因素将推动用气需求保持增长。从行业来看,城市燃气仍延续快速增长态势;发电用气受煤价相对高位和环保因素影响持续稳步增长;工业用气需求增速受煤改气拉动保持增长;化工和化肥用气需求增速回落。预计2018年全国天然气消费量同比增长10%左右。综合考虑国产常规气的增长情况、非常规气的开发能力、煤制气的开工率、进口气的新增项目情况,预计2018年我国天然气市场供需总体相对平衡,但随着采暖煤改气的推进,冬季供气缺口加大。

对近期我国天然气供求矛盾突出的建议

进入采暖季以来,我国天然气市场供求矛盾极为突出。对于该问题要正确看待,一方面要积极采取措施解决供求矛盾问题,另一方面要认识到这是天然气市场快速发展过程中的必经阶段,要着眼长远,坚持天然气主体能源地位,推进我国天然气行业稳定健康发展。

坚持主体能源定位,增加气源供应

近期天然气供应紧张问题引发社会关注,个别人和媒体甚至对当前国家煤改气政策和天然气成为主体能源的定位产生怀疑。应坚持天然气主体能源定位,拓宽供应渠道,推进天然气行业持续稳健发展。

积极推进储气调峰设施建设

由于当前国内价格机制下难以弥补储气库运营成本,企业建设运营储气调峰设施的积极性不高,造成我国储气调峰设施发展缓慢。建议尽快出台峰谷气价,一方面可以激励社会资本参与储运设施建设;另一方面,如果国家短期内难以完全改革价格机制,建议动用财政资金加快储气库的建设和运营维护。三是利用价格手段调节市场供需,起到削峰填谷的作用,从根本上解决保供问题。

建立和完善调峰责任体系

按照国外经验,在供气高峰期来临之际,供气企业必须达到与销售气量相匹配的调峰气量,这就要求上游供气企业、中游城市燃气公司必须拥有与供气量相匹配的地下储气库或者LNG储罐调峰能力,共同确保稳定供气。

2017年,我国生产天然气1338亿立方米,同比增长10.5%。为实现增产,在确保安全生产的前提下,加快天然气产能建设及地面配套工程投产,尽最大努力挖掘气田增产能力。中国石油、中国石化、中国海油组织上游气田满负荷生产,12月份已实现增产370万立方米/日。2018年1月将再增产约330万立方米/日。

今年来,我国非常规气获得了快速发展,产量显著增长。页岩气开发实现了历史性突破,成为继美国、加拿大之后第三个实现页岩气工业化开发的国家。2016年中国页岩气产量78亿立方米,煤层气产量46亿立方米,合计约占全国天然气总产量的9%。

截至2017年底,全国天然气管网总里程达6.8万公里,总输气能力约2900亿立方米/年,形成了由西气东输系统、陕京系统、川气东送系统、西南管道系统为骨架的横跨东西,纵贯南北、联通海外的全国性供气网络。

为应对冬季用气高峰,中国石油、中国石化和中海油加大互联互通力度。其中,中国石油和中国海油已经互通两条管线,串换资源量接近每天1000万立方米。中国海油在浙江地区替换中国石化100万立方米天然气供应。

LNG接收站:截至2017年6月,我国已投产的LNG接收站共有15座,总接收规模达789.6亿立方米/年。已核准正在建设的LNG项目6个,已核准或核准尚未开工项目2个,规模合计280亿立方米/年。

地下储气库:截至2016年底,我国有12座地下储气库,工作气量达63亿立方米,占消费量的3.1%。中国石油的储气库有10座,调峰能力为61亿立方米/年。中国石化的储气库2座,调峰能力为2亿立方米/年。

我国天然气主要以管道天然气和LNG两种形式进口。2017年1~11月,我国进口天然气817亿立方米,增长28.9%。

管道天然气进口国家主要有土库曼斯坦、缅甸、乌兹别克斯坦和哈萨克斯坦。截至2017年12月15日,中亚天然气管道A/B/C线累计输气2013亿立方米。

2017年11月,我国液化天然气进口量为406万吨。1~11月,我国LNG累计进口量为3313万吨,同比增加26.7%。

我国从事天然气销售业务的公司以中国石油、中国石化、中国海油三大石油公司为主。

中国石油天然气销售分公司下设北方、东部、西部、西南、南方5大区域天然气销售分公司。

中国石化天然气分公司负责中国石化天然气长输管道、LNG接收站、CNG加气母站、储气库等的建设和运行管理。

中国海油气电集团有限责任公司负责经营和管理中国海油天然气及发电板块业务。

各方观点

孙洪磊(中国能源研究会能源政策研究中心天然气中心咨询工程师)

随着天然气市场的发展,其独立性越来越高,与石油市场联系也逐渐从伴生资源转变为竞争资源。目前国际油价虽然有一定幅度上涨,但对于我国的天然气市场影响有限。短期来看,天然气行业发展要看其自身供需环境及政策驱动因素;中长期来看,当油价重回80美元/桶左右时,进口天然气成本增加的利空因素小于天然气终端消费竞争力增加的利好因素,天然气仍有较好发展空间;如果未来国际油价达到100美元/桶,考虑我国进口天然气成本将有较大幅度增长,产生的利空因素大于利好因素,为天然气行业发展带来风险。

徐博(中国石油经济技术研究院高级经济师)

国内政策支持天然气大规模利用并逐步将天然气培育成我国现代清洁能源的主体能源之一,同时“煤改气”助推天然气需求增长,但国内天然气产量增长跟不上消费量,进口依存度加大成为我国天然气市场面领的主要问题。目前,随着“煤改气”的大力推进,大气环境有了明显好转。未来,大气污染防治力度会继续加大,“煤改气”工程将进一步推进,预计到2020年,“煤改气”在生活消费、批发零售、制造业和建筑业、电力等行业仍有较大的空间。

 周大地(国家能源专家咨询委员会副主任、国家发改委能源研究所原所长)

天然气市场化发展的重点在于天然气价格市场化。中国的天然气有接近40%的进口量,价格不由中国控制。今年LNG到岸价格为每立方米2元多,还要把它变成天然气,再进行储存,到用户手中气价就可达到5元/立方米左右。因此国家亟需解决天然气门站定价问题。

如何化解天然气市场矛盾?这需要按照“管住中间、放开两头”的天然气体制改革思路,尽快扩大上游和下游市场开放,增加市场主体,完善市场竞争规则,形成有效竞争局面后再行放开价格管制。加强对自然垄断环节的监管,对能够竞争的部分中间环节适时适当解除管制。同时,积极转变政府职能,进一步适应市场化条件下的监管需要。

刘毅军(中国石油大学教授)

我国天然气消费季节性差异显著,冬季常用气紧张,保供压力大。通过线上竞价交易可以更早、更准显示出市场供求形势。同时,通过价格信号引导资源配置,可使产业链上各方利益分配更加合理,共同承担保供责任。未来我国天然气保供将逐步由政府主导向市场机制主导过渡。

魏琳(中海石油气电集团液化天然气贸易经理)

随着天然气需求量不断增加,目前已表现出供应与需求之间的矛盾,今冬保供任务严峻。三大石油公司正在探索通过线上交易实现资源互换、互补,实现区域间的资源合理配置,保障民生及生产经营需求。

(文章来源:石油商报)

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