2018强势增长,2019天然气市场会更好吗

碳道小编 · 2019-01-24 07:01 · 阅读量 · 408

摘要:随着2019年底中俄东线投产,以及在建LNG接收站在2020年之后陆续投产,未来中国天然气持续出现供需宽松局面的概率较大。

郜婕1  赵堂玉2  李育天1

(作者单位:1中国石油天然气股份有限公司规划总院2中国石油天然气股份有限公司生产经营管理部)


01

2018年天然气产业链发展回顾

1.1 天然气生产能力持续增强,产量强势上扬

在天然气需求侧快速增长的拉动下,国内油气田积极组织实现全年满负荷生产。初步统计,2018年国产天然气产量1586亿立方米,增速7.2%。此外,煤制天然气产量27.9亿立方米,同比增长6.1%。


分油田来看,占据全国天然气产量四分之一的长庆油田,从加快油气勘探步伐入手,通过开展集中勘探、风险勘探、精细勘探、综合勘探,克服上游勘探开发等竞争加剧的不利局面,大力实施储量增长高峰期工程,实现2018年天然气产量387亿立方米,同比增长4.7%;塔里木油田持续加大勘探力度,组织开展老油气田综合治理和库车山前勘探开发,2018年实现天然气产量266亿立方米,同比增长5.1%,为西气东输管道和南疆五地州用气提供充足的气源保障;西南油气田的页岩气进入工业化大规模开采阶段,通过组织龙王庙组气藏精细开发,攻克震旦系气藏开发技术瓶颈,最终2018年天然气产量226.3亿立方米,同比增加16亿立方米,增量主要来自页岩气。


1.2 天然气进口大幅攀升,进口量跃居世界第一位

初步统计,2018年中国进口天然气总量为1247亿立方米,同比增长32%。中国天然气进口量将超过日本跃居世界第一。近两年中国天然气进口量高速增长,在两年时间内进口增量超过500亿立方米,排名由2016年的第三位升至2018年的第一位。


进口管道气首次突破500亿立方米,气源以土库曼斯坦的天然气资源为主,还包括乌兹别克斯坦、缅甸、哈萨克斯坦等国家的天然气资源。2018年,中国进口管道气量为501亿立方米,同比增长19%。


进口LNG方面增幅明显。2018年LNG进口量达到746亿立方米,同比大幅增加42%。2018年7月,亚马尔液化天然气项目向中国供应的首船LNG通过北极东北航道运抵江苏如东LNG接收站;2018年8月份,又一民营LNG接收站新奥舟山LNG接收站(一期规模300万吨/年)试运,接卸首船LNG运输船,标志着中国进口LNG主体和通道更加多元化。


1.3 天然气管道建设再次驶入快车道,互联互通工程进展迅速

2018年,全国新增天然气管道里程约1000公里,天然气管道总里程超过7.5万公里,管道一次输气能力超过3200亿立方米/年。以西气东输系统、陕京系统、川气东送、西南管道等管道为骨架,横跨东西、纵贯南北、连通海外的全国性供气网络进一步完善。2018年新建成的天然气干线、支干线管道主要为鄂安沧管道河北段、蒙西管道天津段、中缅管道楚雄—攀枝花支线和西三线长沙支线等。2018年开工建设的管道主要包括中俄东线黑河—长岭段,新疆煤制气外输管道潜江—韶关段、通辽—霍林郭勒管道、川气东送吴昆管道等,在建管道长度超过3000公里,基础设施建设再次驶入快车道。


在国家发改委和国家能源局的大力协调下,管道互联互通推进速度显著加快。2018年共完成互联互通重点工程26项,包括10项管网互联互通项目和10项压气站建设项目。以上项目形成向京津冀及周边地区增加6000万立方米/日以上的供气能力,对于冬季保供起到了重要作用。


另外,近两年LNG罐箱运输开始试水,开创了新的储运方式。2018年昆仑能源参与LNG罐箱实船运输两批次共16箱;同年中海油主导130个LNG罐式集装箱从海南洋浦港装船,先后运抵龙口港、锦州港。中国LNG罐箱发展还处于启动阶段,也面临一些问题:铁路运输和内河船运标准缺失,限制条件较多导致难以大规模实施;目前LNG罐箱运输总规模较小,但涉及船运、港口、罐箱租赁、车辆运输、堆场管理等多个环节,成本高导致经济竞争力不足。


1.4 LNG接收站负荷率再创新高,储气调峰正在加速补短板

2018年,LNG接收站新增3个投产项目,分别为中石化天津、中海油深圳迭福和新奥舟山LNG接收站,新增LNG接卸能力1000万吨/年。截至2018年底,中国已投产的LNG接收站共有20座,总接卸周转能力达7125万吨/年;全年进口LNG约5335万吨,全年平均负荷约75%,比上年提高6个百分点。其中,江苏LNG接收站累计接卸85船,接卸量首次突破650万吨,天然气外输总量达92亿立方米,实现了满负荷运转。江苏LNG接收站已经取代深圳大鹏LNG接收站,成为全国LNG接收站的接卸冠军。


与此同时,国内LNG接收站建设如火如荼。一方面,自2018年以来,滨海LNG、漳州LNG、浙江温州LNG、粤电阳江LNG接收站等项目相继开工建设;另一方面,已建的LNG接收站纷纷启动二期、三期工程,2018年唐山LNG三期工程、浙江LNG二期工程、江苏LNG三期工程相继开工。


截至2018年底,中国已建成12座地下储气库(群),主要包括大港储气库群、苏桥储气库群、呼图壁储气库、相国寺储气库、辽河油田双6储气库等,工作气量近90亿立方米,同比增长17%。到供暖季储气库最大供气能力超过1亿立方米/天,起到重要的调峰作用。尽管如此,中国地下储气库调峰量占天然气消费量的比例仅3.2%,仍落后于世界平均水平(约12%)。


1.5 天然气消费再上新台阶,年度增量刷新世界纪录

2018年,中国宏观经济平稳增长,环保政策下的“煤改气”工程快速推进,天然气市场呈现“淡季不淡、旺季更旺”的态势,天然气消费再上新台阶。初步统计,天然气消费量2795亿立方米,同比增速高达17%,年度增量超400亿立方米。这不仅刷新了中国的年度天然气消费增量,也改写了1969年美国创造的年度消费增量世界纪录(387亿立方米)。当前,中国天然气发展已经迈入快速发展时期中的第二次高速发展阶段,不同于大型跨区域管道投产、供应充足和价格低廉驱动下的第一次高速发展阶段,第二次高速发展主要由环保政策驱动。


2018年天然气市场需求旺盛,供应形势明显好于去年,供需呈现出“紧平衡”的态势。12月初和月底全国两次寒流侵袭,连续多日当日供气量突破10亿方以上,多地天然气消费量创历史新高,却未出现大范围用气短缺现象,主要得益于以下原因:第一,政府高度重视天然气行业发展。2018年9月,国务院下发《关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》,该文件从上游增产增供、中游基础设施配套、下游市场建设以及应急保障体系完善等各方面,全面部署天然气产供储销体系的建设;第二,互联互通工程快速推进,短期内提高管网的灵活调配能力,建成后调气效果明显;第三,“煤改气”工程有序进行。依据国家能源局《2018年能源工作指导意见》,2018年按照统筹规划、循序渐进、量力而为、以气定改的原则推进“煤改气”工程;第四,石油公司从供需两侧提前部署,国内气田增产增供、进口气保障稳定供应、LNG现货资源提前采购;做好需求侧管理,提前部署调峰用户的压减工作。例如10月底陆续安排化肥用户停产,比往年约提前了1个月的时间。


02

2019年天然气产业链发展展望

2.1 天然气需求增速压力加大,增量或低于2018年水平

2019年天然气市场继续保持快速增长,但是增量和增速或难以达到前两年水平。预计2019年天然气需求量为3095亿立方米,同比增长10.7%。


主要影响因素如下:

1)宏观经济存在下行压力,主要用气行业发展放缓

分析中国经济形势和天然气消费量的变化情况可以看出,进入快速发展时期后,中国天然气市场消费量增速和GDP增速的走势基本一致,经济发展对天然气市场需求量产生直接影响。


2019年中国经济将持续保持中高速增长,不过也面临一定的下行压力,预计全年GDP增速6.4%,较2018年下降0.3个百分点,对大宗商品消费特别是能源消费影响显著,也会抑制电力、钢铁、焦炭、建材、化工等煤炭消费领域的消费增长。

图1  天然气消费增速与GDP增速的走势


从主要用气行业来看,钢铁、建材等行业的需求均有走弱趋势。对于钢铁行业,地产投资显著转负,制造业稍显疲弱,即使基建投资回暖或仍不足以扭转建筑钢材需求下行的趋势,钢铁需求同比将走弱;对于建材行业,房地产等支柱产业进入低迷期,新开工面积及施工面积等投资先行指标增幅放缓,对玻璃需求拉动力度有所减弱。


2)北方清洁取暖和“煤改气”对需求增长拉动作用减小

北方地区居民、工商业“煤改气”任务大部分已经完成,预计2019年北方地区居民、工商业“煤改气”工程量将较前两年减少,煤改气的天然气需求增量也将小于前两年。


据《中国散煤综合治理调研报告2017》,在小锅炉燃煤量中,20-35蒸吨小锅炉占比27%,10-20蒸吨小锅炉占比27%,10蒸吨及以下小锅炉占比46%。截至2018年,北方地区基本完成10蒸吨/小时及以下燃煤锅炉改造,部分省市完成35蒸吨/小时及以下燃煤锅炉改造。因此,2019年北方地区“煤改气”工程量或将较前两年有所减少。


表1  地区锅炉煤改气的进展情况


3)电力需求放缓、上网电价下降,天然气发电面临挑战

综合考虑国家政策、宏观经济运行态势、气温、电能替代、国际贸易环境、蓝天保卫战和环保安全检查等因素,预计2019年天然气发电难以延续2018年的超预期增长,增速放缓至5.5%。


在电力供应总体宽松以及国务院要求降电价的背景下,天然气发电由于原材料成本价格较高,部分省市的燃气发电上网电价却有所下调,天然气发电面临较大挑战。例如,广东省发布的《关于降低天然气发电上网电价有关事项的通知》中提出,自2018年7月1日起,广东省上网电价高于0.665元/千瓦时的燃气机组将统一下调到0.665元/千瓦时。河南省发布的《关于明确部分发电机组上网电价的通知》提出,自2018年9月16日起,洛阳万众吉利热电厂、周口燃气热电厂一般时段上网电价暂按0.3879元/千瓦时执行。在实施绿色、应急调度时,两家电厂暂参照省内同类型燃气机组上网电价(0.60元/千瓦时)执行。


4)替代能源煤炭、石油价格有所回落

从煤炭价格来看,在宏观经济趋弱、煤炭产量增加、消费弱势平稳、铁路运力增长、能源需求下滑等综合因素的作用下,2018年煤炭供需形势将由紧平衡状态向宽松转变,动力煤平均价格较上年度将有所回落。从石油价格来看,2019年全球原油供需关系趋于宽松,外围风险加大,对全年油价走势形成拖累,预计原油均价同比有一定下跌。因此,2018年天然气与替代能源(煤炭、石油)的比价关系难以继续维持较低水平,对工业、发电和交通行业用气需求增长的拉动效应减弱。


2.2 基础设施建设持续快速推进,天然气进口四大通道初步形成

2019年,中国将建成多条天然气干线管道,储气库工作气量将持续快速增加,一批互联互通重点项目也将如期建成,LNG接收站仍处于高速建设期,天然气基础设施的保障能力进一步增强。


2019年新建干支线天然气管道里程有望达5000公里,全国总里程将增至8万公里,管道一次输气能力超过3200亿立方米/年,管道供气能力基本能满足2019年市场需求。


新建管道包括中俄东线黑河—长岭段、新粤浙管道潜江—韶关段、鄂安沧管道一期、深圳LNG外输管道、唐山LNG接收站复线、西三线闽粤支干线广州—潮州段等。中俄东线是2019年天然气管网建设的重点工程,将建成黑河—长岭段和长岭—长春支线,总长度超过740公里,管径1422毫米,设计压力12兆帕,设计输量380亿立方米/年。中俄东线项目的建成标志着中国天然气将开启东北进口战略通道,对完善东北地区天然管网布局,提高中国天然气进口通道的多元化具有十分重要的战略意义。


在国家相关部门的大力协调下,陕京四线增输、粤东LNG接收站外输管道、安平互联互通、启通天然气管道等一批互联互通项目将继续稳步推动。


2019年新投产的LNG项目包括广西防城港LNG储转站(60万吨/年)和深圳葵涌LNG储转站(80万吨/年),LNG接收站总接卸周转能力达7265万吨/年。2019年已建LNG接收站的扩建工程和多主体LNG接收站新建项目将达到19个,建设规模超过7000万吨/年,项目总数和建设规模均将创下历史新高,这些在建的LNG接收站将在2020年至2023年陆续投产。


大庆朝51、江汉黄场、文23等14座地下储气库将在2019年开工建设,已建成的12座储气库(群)继续达容达产,预计2019年在役的地下储气库工作气量有望超过100亿立方米。


2.3 天然气生产和供应能力持续增强

生产方面,随着天然气勘探开采的资本投资从2017年开始加大投入,加之政策的大力支持,预计2019年我国天然气产量(含煤制气)有望将达到1734亿立方米,同比增长7.4%。增量主要来自主力气田和页岩气等非常规资源。


进口方面,中亚天然气管道C线哈国段两座压气站已于2018年11月底投运,自此C线全面投产,达到设计输气量250亿立方米/年,2019年进口中亚气将进一步增加。预计2019年中国进口管道气达571亿立方米,同比增长13.9%。鉴于全球LNG出口能力持续增加,基本面供应充足,2019年东北亚LNG现货到岸价格有望回落,预计全年均价将同比下跌15%。综合LNG长贸和现货资源以及接收站的接卸能力,预计2019年中国进口LNG 856亿立方米,同比增加14.7%。


综合国内外资源,2019年中国可供资源将增长至3095亿立方米,同比增长10.7%,全年供需依然呈现紧平衡的形势。考虑到地下储气库等调峰能力难以在短期内大幅提升,2019年冬季特别是中俄东线投产前时段的保供问题仍需关注。


03

天然气产业链发展的相关建议

1)鼓励加大国产气勘探开发,提高国内资源供给占比

《关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》中提出,力争到2020年国内天然气产量达到2000亿立方米以上。目前,距离此目标尚有一定差距。因此,建议鼓励加大国产气勘探开发,稳定增加常规气产量,加快提高致密气产出水平,保持页岩气产量较高增速,继续挖潜煤层气、煤制气生产能力,从而提高国内天然气资源供给占比。与此同时,建立财政、税收等支持政策,尽快落实致密气财政扶持政策,参照对页岩气资源税减征30%的做法,探索对致密气资源税减征30%的可行性;页岩气财政补贴要增加稳定性、可预期性。统筹平衡主力油气田新增产量本地销售与外输的关系,避免出现“消费侧要求提升国产资源满足市场需求,供应侧勘探开发活动处处受限”的困境。


2)推进天然气进口多元化,优化进口结构和布局

随着天然气需求的快速增长,2019年中国天然气进口量还将进一步攀升。建议健全多元化海外天然气供应体系,充分利用全球天然气供应宽松的大好机遇,不断优化中国天然气进口结构和布局。加强与中亚国家的协调与交流,完善长期供气合作机制,稳步增加中亚进口管道气量;持续推进与俄罗斯的合作,确保中俄东线管道于2019年底按期投产。建立完善长期、中短期和现货有机结合的LNG贸易机制和渠道。特别在现货市场,由于价格对需求反应非常敏感,多头买方竞争极易推高采购成本。建议在鼓励开放竞争的前提下,有关部门对国内各公司采购行为进行统一协调,以减少无序采购带来的价格风险或资源单一带来的供应风险。


3)积极推进基础设施建设,注重质量管控

当前天然气基础设施建设处于“市场有需要、政策有支持”的阶段,2019年天然气干线管道建设里程、LNG接收站建设项目数量和总规模均处于历史高位。多数项目属于时间紧、任务重,还面临施工资源紧缺的问题。因此,建设过程中需要加强质量管控,避免出现大量遗留问题和质量隐患。另一方面,在加快天然气干线管网设施建设的同时,还应加强省内干线和支线管道建设力度,形成通达全省、覆盖各市的天然气输配网络。同时,继续加大地下储气库的建设力度,使调峰规模逐步赶上高速增长的天然气需求。


4)结合发展实际扩大利用规模,促进天然气持续健康发展

随着2019年底中俄东线投产,以及在建LNG接收站在2020年之后陆续投产,未来中国天然气持续出现供需宽松局面的概率较大。在此背景下,天然气供需两侧应当平衡发展,避免出现天然气消费增量大规模下降——由前两年的年均消费增量300亿立方米以上,下降到200亿立方米以下。由于天然气市场需求增量主要集中在城镇燃气、工业燃料、天然气发电三个领域,建议结合行业特点和发展实际扩大天然气利用规模:一是落实《打赢蓝天保卫战三年行动计划》,继续推进京津冀及周边地区、汾渭平原、长三角地区的“煤改气”工作,推动工业燃煤燃油锅炉/窑炉、采暖燃煤锅炉中具备条件的部分进行天然气替代;二是继续推进北方地区冬季清洁取暖,快速提高城镇居民燃气供应水平,打通天然气利用的“最后一公里”;三是鼓励发展天然气调峰发电和分布式能源项目,在西部地区支持配套建设天然气发电项目,并与可再生能源融合发展;四是在交通领域,积极发展天然气车船、加快加(注)气站网络建设两大工程。


来源: 南方能源观察

热门评论
会员专享