中国天然气行业分析报告版.docx
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中国天然气行业分析报告版
2017年天然气行业分析报告
2017年7月出版
1、天然气行业概况
1.1、全球天然气行业概况
全球天然气储量相对集中，北美地区增长明显。
根据BP统计数据，2015年底全球天然气储存量为186.9万亿立方米，其中大部分集中于中东和欧洲地区，分别占比
42.8%和30.4%。
从国家来看，伊朗、俄罗斯、卡塔尔、土库曼斯坦、美国储量最多，合计占比63.5%，从历史数据来看，中东地区天然气储备相对稳定，美国受益页岩气革命储量增长明显。
图表1：
分区域天然气储量占比（2015）
图表2：
全球前五大天然气储量国（万亿立方米）
全球天然气产量稳定增长，新增产量主要来自中东、亚太和北美地区。
2015年全球天然气产量为3.53万亿立方米，近15年复合增长率为2.5%，仅2009年受经济危机影响出现下滑。
新增产量主要来自于中东、亚太和北美地区，非洲产量保持平稳，欧洲产量于2006年开始出现下滑。
美国贡献了北美地区的全部新增产量，并于2009年开始成为全球最大的天然气生产国。
图表3：
全球天然气产量及增速
图表4：
新增产能集中于中东、亚太和北美地区（十亿立方米）
图表5：
全球主要天然气生产国（2015）
全球天然气需求平稳增长，行业整体供需保持紧平衡，区域供需差逐渐扩大，国际贸易活跃度上升，北美地区有望成为天然气出口区域。
2015年全球天然气消费量达到3.47万亿立方米，近15年复合增速2.5%。
亚太、中东和北美地区需求增长较快，近15年新增需求分别占全球新增需求38%，28%和20%。
天然气行业供需处于紧平衡状态，产量过剩率保持在0-2%。
区域供需差逐渐扩大，中东和亚太地区供需互补，天然气进出口贸易活跃度上升，北美地区实现自2001年以来首次产量过剩，预计未来几年美国有望成为国际天然气贸易出口国。
图表6：
全球天然气消费量
图表7：
区域供需差逐渐扩大（注：
供减需，十亿立方米）
图表8：
全球天然气进出口贸易流向（2015）
1.2、我国天然气行业概况
我国已成为世界第一大能源消费国，但天然气在一次能源使用占比不足6%。
根据
BP能源统计，我国2015年能源消费量相当于30.1亿吨原油，占世界能源消费的23%。
能源结构上以煤炭为主，占比64%，天然气在一次能源使用占比不足6%，远低于俄罗斯的53%和美国的31%，不及世界平均水平24%和亚太地区的11%。
图表9：
我国已成为世界第一大能源消费国（2015）
图表10：
我国天然气在一次能源使用占比远低于世界水平（2015）
图表11：
我国天然气在一次能源使用占比远低于世界水平（2015）
我国常规天然气勘探尚属前期，剩余可采资源有限，非常规天然气潜力巨大。
根据国土资源局关于2015年全国石油天然气资源勘查开采情况通报，截止到2015年底，我国常规天然气地质资源约68万亿立方米，累计探明地质储量13万亿立方米，探明程度19%，尚属于勘探前期，剩余可采储量3.78万亿立方米，储产比30.4。
非常规天然气潜力巨大，根据美国能源信息署数据，我国页岩气技术可采量超过美国，位居世界第一。
图表12：
我国天然气探明度低，剩余可采率较低
图表13：
我国页岩气储量巨大（万亿立方英尺）
我国天然气供给能力快速增长，天然气进口格局基本形成。
2016年我国天然气产量达到1368亿立方米，近15年复合增速超过10%。
其中煤层气抽采量44亿立方米，同比增长19%，页岩气产量约46亿立方米，同比增长近3倍。
由于国内消费量剧增，我国天然气对外依存度由2008年的2%提高到2016年的34%，进口气已经形成管道气
和LNG多渠道供应格局，主要资源进口国约10个。
2016年天然气进口量703亿立方米，其中管道气349亿立方米，LNG355亿立方米。
图表14：
我国天然气产量增长迅速
图表15：
我国天然气对外依存度不断上升
我国天然气需求量增长迅速，主要需求来自工业燃料和城市燃气。
2016年我国天然气消费量达到2058亿立方米，近15年复合增长14%，天然气在一次能源消费比例由
2005年2.4%上升到2016年5.9%，人均年用气量140立方米。
根据《中国天然气发展报告（2016）》白皮书，2015年我国天然气消费需求主要来自工业燃料和城市燃气，分别占比38.2%和32.5%，其余需求来自发电和化工用气，分别占比14.7%和14.6%。
图表16：
我国天然气消费量增长迅速
图表17：
我国天然气消费结构（2015）
近年来天然气政策密集出台，《天然气发展十三五规划》为我国天然气发展提供明确指南。
自2004年以来，为了实现低碳经济转型，国家先后出台了一系列政策规范和发展天然气行业，国家对天然气的支持在短期内不会改变。
2016年12月国家发改委、能源局印发《天然气发展十三五规划》，指出我国天然气行业正迎来新的发展机遇，并从上游资源勘探、中游基础设施建设和下游需求等方面提出了明确的发展目标，为我国未来几年天然气发展提供行动指南。
表格1：
我国天然气相关政策
图表18：
十三五规划全产业链布局
表格2：
《天然气发展十三五规划》指标
2、供给端：
国产气增产与进口气稳增齐头并进
2.1、我国天然气勘探逐步深入，难度加大
我国天然气勘探投资减少，新增储量同比下滑。
根据国土资源部数据，2015年我
国油气勘探投资600亿元，同比下降19.2%，常规天然气新增储量6772亿立方米，同
比下滑28.2%，连续13年超过5000亿立方米，累计探明气田267个，探明率仅为19%。
图表19：
我国天然气勘探投资减少
图表20：
我国常规天然气探明地质储量同比下滑
天然气地质资源储量集中，后续勘探难度加大。
我国天然气地质资源主要集中在
四川、鄂尔多斯、柴达木、塔里木、珠江口、琼东南、莺歌海、东海、松辽9个盆地，储产量占全国总量的80%。
随着高品质资源逐步开采消耗，剩余天然气资源多为低品质、高风险类型。
根据国土资源部地质勘查司统计数据，超过35%的天然气资源分布在低渗储层，25%为致密气，20%处于海域深水，资源隐蔽性增强，勘探难度较大。
图表21：
我国天然气储量分布
非常规气储量丰富，未来深度开发还需技术进步。
根据国土资源部统计数据，我国埋深4500米以浅页岩气地质资源量122万亿立方米，可采资源量22万亿立方米，可采率18.0%，埋深2000米以浅煤层气地质资源量30万亿立方米，可采资源量12.5万亿立方米，可采率41.6%。
实际具有现实可开发价值的页岩气可采资源量仅为5.5万亿立方米、煤层气仅为4万亿立方米。
表格3：
我国非常规天然气储量情况（万亿立方米，产量单位为亿立方米）
2.2、非常规天然气有望成为未来国内增产的主力
国内短期增产并无储量压力，常规天然气仍将是近年国内增产主要力量。
尽管我
国油气勘探面临技术问题，以基础储量（地质勘探程度较高，可供企业近期或中期开
采的资源量）和2015产量计算，我国基础储产比（基础储量与当年产量之比）为39，短期几年增产并无储量压力。
全国主要盆地常规天然气地质储量未开发率为41.3%，可采储量未开发率为36.1%，鉴于目前常规气产量占比高于93.3%，常规气仍将是近年国内增产的主要力量。
图表22：
我国天然气短期增产并无储量压力（2015）
表格4：
2013年全国主要盆地天然气（气层气和溶解气）储量情况（亿立方米）
主力气田稳定生产，短期增产潜力巨大。
2016年，我国前十大气田产量约648亿立方米，占全国总产量的47.4%，其中中石油拥有6个气田，中石化拥有4个气田。
2016年，中石油在塔里木盆地等落实了5个千亿立方米级天然气整装规模储量区，其中大北气田和克深气田的储量都达2000亿立方米。
预计大北气田投产后，其单井可日产天然气50万立方米以上，我国天然气短期增产潜力巨大。
表格5：
我国前十大气田生产情况（单位：
亿立方米）
政策扶持和补贴继续推进，我国非常规天然气产量占比有望显著提升。
由于页岩气开采难度大，前期投入较高，我国自2012年开始对页岩气按0.4元/立方米进行补
贴，根据2015年财政部联合国家能源局发布的《关于页岩气开发利用财政补贴政策的
通知》，“十三五”将继续实施页岩气财政补贴政策，2016年至2018年的补贴标准为
0.3元/立方米；2019年至2020年补贴标准为0.2元/立方米。
天然气十三五规划中提出，到2020年天然气国内年产量要达到2070亿立方米，复合增速8.9%，而页岩气年产量要达到300亿立方米，复合增速45%，煤层气年产量达到100亿立方米，复合增速
18%，届时非常规天然气产量占比有望从6.7%提升到19.3%。
非常规天然气有望成为未来国内增产主力。
从现有产量和储产比来看，非常规天
然气存在产量翻倍增长的可能，也存在保持长期高速增长的可能。
以实际可开发储量比产量计，常规天然气比值为96，页岩气比值为1196，煤层气比值为909，现有储量无法支持常规气长期增产。
《页岩气发展规划（2016~2020年）》提出我国页岩气2020年产量要达到300亿立方米，2030年要达到800-1000亿立方米，而根据中石油经济技术研究院预测，我国非常规天然气将成为未来增产主力，其中页岩气产量到2030年达到700亿立方米，到2050年达到1000亿立方米，煤层气产量到2050年将达到350亿立方米。
表格6：
我国部分页岩气产区短期增产计划（亿立方米）
图表23：
天然气现有产量和实际可用资源产量比（2015）
图表24：
我国天然气产量结构变化，非常规天然气成为增产主力
2.3、进口管道气格局形成，进口量稳定增长
国内供需缺口不断扩大，对外依赖度不断提高。
我国天然气需求增速长期高于产
量增速，国内供需缺口不断扩大，2015年国内供需缺口约600亿立方米，对外依赖度
为33%。
随着我国天然气地质资源勘探难度加大，非常规天然气增产具有不确定性，我国未来将长期依赖进口天然气。
中石油经济技术研究院预计到2050年，我国天然气进口量将高达2850亿立方米，进口依赖度达到40%以上。
图表25：
我国国内供需缺口不断扩大
管道进口气已形成初步格局，目前对单一国家依赖度高。
目前，我国已经初步形
成管道天然气进口格局，形成中国-中亚A、B、C三条管道和中缅管道，主要管道气进口国为土库曼斯坦、乌兹别克斯坦、缅甸和哈萨克斯坦，2016年我国从以上四国进口管道气2797万吨（约合380亿立方米），其中进口土库曼斯坦2163万吨（约合294亿立方米），占比77%，单一依赖度较高，主要原因是土库曼斯坦天然气储量丰富，价格较低，但该国安全指数相对较低，我国需要进一步优化进口管道气结构。
图表26：
中国-中亚天然气进口管道
图表27：
我国主要管道气进口国占比（2016）
表格7：
管道天然气进口国安全指数
中俄管道天然气协议签订，形成多元供给布局。
2014年中俄签订天然气合作协议，俄罗斯将从2018年起向我国出口天然气，最终达到年出口量380亿立方米，合同期长
30年，此项东线天然气项目的协议签署标志着我国东北、西北、西南及海上四大通道的布局的最终确定。
图表28：
我国已形成进口气四大通道格局
管道气现有合同量尚未完全利用，未来仍有翻倍空间。
2016年我国管道气进口量
380亿立方米，仅占现有合同供给量（670亿立方米）的58%。
随着2019年俄罗斯从东北通道向我国出口天然气以及2020年中亚D线建成运营，管道气供给能力将最高新增
680亿立方米/年。
未来中俄西线天然气进口协议若能达成，管道气供给能力有望新增
300亿立方米/年，累计达到1650亿立方米/年。
表格8：
我国管道气进口格局
2.4、进口LNG增长较快，长约合同保障供应能力
LNG进口增速较快，占比不断提高。
长期以来，我国进口天然气以管道气为主，LNG
只占进口量15%左右，主要用于冬季调峰。
近年来我国LNG进口量稳定增长，复合增速
30%，远超于管道天然气增速，2016年LNG进口量达到2604万吨（约合354亿立方米），占天然气总进口量的48%。
图表29：
我国LNG进口量持续增长
图表30：
LNG进口平均单价下降（美元/吨）
LNG进口国众多，长约进口为主要方式，长约合同保障LNG进口能力。
2015年我国LNG进口国15个，但93%来自与我国签订长期LNG合同（SPA）的五个国家。
从企业来看，LNG进口以中海油为主，占比68%，其次是中石油和中石化，分别占比22%和8%。
SPA中，采购方和供货方在每合同年初基于SPA规则确定当年接货义务量，以现有签订的SPA来看，我国每年最大接货义务量高达4178万吨（约568亿立方米），是2016年进口量的160%，SPA将长期保障我国LNG进口能力。
图表31：
我国LNG进口国占比情况（2015）
图表32：
LNG进口企业占比（2015）
表格9：
我国已签署的进口LNG长期合约
3、中游输储：
管道与LNG接收站建设加速
3.1、天然气主干管网初步形成，区域管道仍需完善
我国天然气主干网已初步形成。
截至2015年底，中国除台湾省以外的所有地区在
役油气管道总里程累计约为12万千米，其中天然气管道7.2万千米，原油管道2.5万
千米，成品油管道2.3万千米。
2015年新增油气管道线0.52万千米，呈现“气多油少”的发展趋势，天然气管道线增幅较大，目前已经形成了形成了以西气东输系统、陕京系统、川气东送、西南管道系统为骨架的横跨东西、纵贯南北、连通海外的天然气主干管网的建设。
图表33：
我国现有天然气主干管网图
表格10：
我国主要天然气管线（截至2015年）
区域性管道仍需完善，管道线将加速建设。
我国正加快构建区域性天然气管道体系，建设的重点将转为区域管网和支线管道。
根据《中国天然气发展报告（2016）》白皮书预测，到2020年，我国天然气长输管道线长度将达到10-12万千米，输气能力将达到3700-4000亿立方米，地级市管网覆盖率90%以上。
到2030年，长输管道线长度将达到17-20万千米，输气能力将达到6000-7000亿立方米，地级市管网覆盖率95%以上。
表格11：
我国2016年及以后建成的主要管道
3.2、管输定价面临调整，价格改革正当其时
管输定价面临调整。
2016年8月16日，国家发展改革委公布《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）》征求意见稿，与现行管道运输价格管理方式相比主要有以下几点变化：
1）调整价格监管对象，不再对每条管道单独定价，改以管道运输企业为监管对象，区分不同企业定价；2）明确新的定价方法，即准许收益率按管道负荷率不低于75%取得税后全投资收益率8%的原则确定；3）细化了价格成本核定的具体标准；4）调整了价格公布方式，由国家公布具体价格水平改为国家核定管道运价率，企业测算公布进气口到出气口的具体价格水平；
5）推行成本公开，管道运输企业应在每年6月1日前，通过企业门户网站或指定平台公开收入、成本等相关信息。
价格倒挂推进天然气价格改革，改革趋势是市场化定价。
中国天然气价格改革的总体趋势是逐步实现市场化，最终实现门站价格与替代能源价格形成关联和动态调整的机制，并随国际油价水平而波动。
2014年由于全球油气价格下跌，我国管道天然气价格倒挂，倒逼我国天然气价格进行改革。
2015年我国连续两次下调非居民用气价格，将存量气与增量气价格并轨，最高门站价格管理改为基准门站价格管理，建立上海石油天然气交易中心，宣布全面建立居民生活用气阶梯价格制度，明确提出全面理顺天然气价格，逐步推进天然气市场化定价进程。
2016年国家再次出台多项政策法规，推进天然气行业价格改革。
表格12：
2016年我国天然气相关政策
3.3、LNG运输方式多元化，船运发展迅速，铁运值得期待
公路运输LNG槽车技术成熟，准入机制促进LNG物流运力调整。
LNG槽车主要应用于1000km以内的运输，影响槽车运输成本的主要因素是槽车的容积。
我国公路运输LNG设计的制造技术都比较成熟，常用槽车规格为30、40、45、52.6立方米，2013年中集圣达因低温装备有限公司实现技术突破，设计出最大容积56.23立方米的槽车。
截至
2014年底，LNG运输车辆总量约为5175辆，同比增长15%，出现运力过剩的局面。
国家出台《交通运输部关于加强危险品运输安全监督管理的若干意见》，严格了危险品运输市场的准入门槛，间接提高行业准入门槛，缓和运力过剩的局面。
图表34：
LNG槽车样图
图表35：
LNG铁路罐车样图
铁路运输LNG尚属试验期，未来有望投入使用。
2013年中国铁路总公司开始研制
适应我国标准轨距的LNG铁路罐车，并在青藏线格尔木-拉萨段开展了三次LNG铁路运输实验，中集安瑞科为该次LNG铁路试运行试验提供了LNG罐式集装箱。
2014年，我国在新疆建设了首条LNG铁路运输专用线，全长1.8千米，将有效解决新疆LNG向外运输距离远的问题。
2015年4月我国首个LNG铁路罐车样车设计方案获批，首个LNG铁路罐车样车正在加工生产，未来有望投入使用。
LNG铁路运输费用预计在0.37-0.42元/吨公里，远低于公路运输费用，甚至低于管输费用。
LNG运输船发展迅速。
LNG运输船多用于海上贸易和内陆运输，是业内公认的技术含量高、难度最大的设计制造技术。
2008年我国设计建造第一艘LNG运输船“大鹏昊”，实现技术突破。
2015年建造首艘3万立方米LNG运输船和7千立方米船用C型运输罐，进一步丰富我国近海及内河LNG的运输需要。
3.4、LNG接收站加速建设
LNG接收站加速建设，满足SPA照付不议义务量。
SPA具有长期性和照付不议性（指在市场变化情况下，付费不得变更，用户用气未达到此量，仍须按此量付款；供气方供气未达到此量时，要对用户作相应补偿。
如果用户在年度内提取的天然气量小于当年合同量，可以三年内进行补提），在每年初确定该年义务量后，即使提取量不足，也按义务量收费，因此我国LNG接受能力应满足每年的SPA照付不议义务量。
到2016年
6月，我国已经有14座LNG接收站处于运行期，总接受能力达到3850万吨（约523亿立方米），预计到2020年，我国投运的LNG接收站达到21座，接收能力达到6880万吨（约936亿立方米），目前投运和规划在建的LNG站将较好地满足SPA照付不议义务量。
图表36：
我国LNG接收站分布图
图表37：
LNG接受能力与SPA义务量匹配分析（Mt/a）
表格13：
我国已投运的LNG接收站（截止到2016年6月）
表格14：
我国在建的LNG接收站（截止到2016年6月）
3.5、储气库成我国天然气发展最大瓶颈
储气库是天然气调峰的主要方式。
国内外主要的天然气调峰方式包括地下储气库
调峰，LNG接收站调峰和气田调峰等，目前国外主要通过地下储气库完成季节调峰，LNG
接收站调峰只作为辅助方式用于日、时调峰，气田调峰较多用于西北欧地区，一些地质条件不足，又依赖进口天然气的国家多在沿海地区建立LNG接收站。
图表38：
国外调峰方式及比例
我国储气库商业模式有限，主体分离，缺乏独立盈利能力。
储气库的前期建设投资巨大，市场活跃度不高，缺乏相关指导和投资回收机制，因此商业模式极为有限，目前已有的商业模式有上游企业建设经营，下游企业建设经营以及合作建设经营，但以上游企业建设为主。
建设、管理、使用主体相对分离，一定程度上不利于地下储气库业务健康可持续发展。
此外，在长期供气合同和固定价格制度下，现货交易市场不发达，储气库多作为管道系统或者LNG接收站的一部分，并不独立经营储气业务，也不能对外开放储气服务，不实行独立核算，缺乏独立盈利能力。
表格15：
我国储气库建设、管理、使用主体分离
优质库源缺乏，建库成本高。
储气库作为调峰的主要方式，一般应分布在资源地或者消费市场，我国东部沿海区域地质构造破碎、陆相沉积环境复杂，优质建库目标十分稀缺，建库成本和调峰成本远高于美国和欧洲国家。
气藏建库以中低渗气藏为主，部分气库埋深达到4500米（世界上95%的气藏型地下储气库埋深低于2500米）；盐穴建库以陆相盐湖沉积盐层为主，夹层多、品位低、部分埋深接近2000米（世界上95%的盐穴型地下储气库埋深低于1500米）。
我国地质条件复杂，工程建设难度大，以钻完井为代表的工程质量问题屡有发生，投资成本大幅升高。
目前国内已建成的储气库
90%为油气藏储气库，主要分布在北方油气聚餐区，而南方作为主要消费市场，建设储气库以盐穴和油气藏为主，含水层储气库尚无建设实例。
表格16：
地下储气库适应性和经济性对比
储气库总量不足，分布不合理。
截止到2015年底，目前我国有25座地下储气库，
2016年调峰量60亿立方米，占天然气全年消费量3%，远低于美国的17.4%和俄罗斯的
17.0%，也远低于世界平均水平的10%。
据中国石油规划总院预测，到2020年中国的天然气调峰需求约占年消费量的11%左右，而储气库作为最主要的调峰方式，储气调峰规模至少应达到10%以上，才能基本满足调峰及保供需求。
从调峰需求来看，环渤海、中西部、西北、东北地区调峰需求最高，长三角及中南地区调峰需求中等，西南及东南地区调峰需求较小，我国未来储气库建设应逐渐摆脱那种单纯为某个干线配备储气库的模式，应通过各干线之间的联络线进行调峰。
图表39：
已投运的储气库分布和调峰需求
表格17：
我国已建成储气库基本情况
政策引导储气
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