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新形势下中国天然气行业发展与改革思考
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摘要:清洁低碳化是全球能源发展的大势,天然气是中国能源清洁低碳化中最现实的过渡能源。当前中国天然气行业面临的最大挑战是发展问题。从供给侧来看,天然气资源基础有保障,全国干线管网已初具规模,但管道建设依然任重道远,调峰能力急需提升,定价机制的市场化仍需进一步破局。从需求侧来看,天然气市场需求增量主要集中在城市燃气、工业燃料、天然气发电三个领域,未来持续出现供需宽松局面的概率较大。建议抓住当前全球天然气市场格局调整和中国深化油气行业改革的契机,中长期依靠全产业链改革释放增长红利,短期内调整完善相关支持政策,实现天然气行业健康可持续发展。

当前中国天然气行业面临的最大问题是发展问题,亟需一揽子解决市场培育、政策支持、定价机制、调峰能力等难题。从供给侧来看,天然气行业需要给消费者提供“可获得,运得到,用得稳,买得起”的产品,“可获得”已有保障,后三者仍在路上。从需求侧来看,天然气市场需求增量主要集中在城市燃气、工业燃料、天然气发电三个领域。为了保障天然气行业持续健康发展,必须在中长期内坚定不移地推进天然气矿权管理、网运分开、协调进口、市场化定价等全产业链改革,必须在中短期内实施加大鼓励国产气勘探开发、分步设置“禁煤区”、加快设备国产化、促进基础设施建设、实施相关财税支持等一系列政策,多管齐下,充分发挥天然气在能源清洁低碳化中的重要桥梁作用,逐步实现能源结构优化、大气环境改善的目标。

1  中国天然气行业面临的核心问题仍然是发展问题

1.1 中国仍处于“煤炭时代”,与英美等典型发达国家相比落后了一个能源时代

根据最新发布的《BP世界能源统计年鉴》,2015年,世界能源消费结构中油气占57%(其中石油33%、天然气24%),中国能源消费结构中煤炭占64%,油气合计仅占25%,因此总体上看,世界处于“油气时代”,中国仍处于“煤炭时代”。实际上早在20世纪70年代,油气在世界能源消费结构中的占比就超过了50%。美国能源消费中,天然气在1965年超过煤炭,成为继石油之后的第二大能源;受益于页岩革命和环境压力,美国燃煤发电装机容量和发电量相继让位于燃气发电,正在向“天然气+可再生能源时代”迈进。与发达国家相比,中国工业化起步晚,在能源消费结构上落后了世界主要发达国家一个时代。

1.2 在能源清洁低碳化过程中,全球天然气将进入快速发展期

全球主要能源研究机构和跨国石油公司都认为天然气在未来几十年是增长最快的化石能源,预计到2030年在世界能源结构中上升到与石油、煤炭同等的地位,到2050年将成为第一大能源。国际天然气联盟(IGU)预计天然气需求量在2050年将达到5.46万亿立方米,在一次能源消费中占比26%,超过石油、煤炭及其他能源。中国多家机构的研究认为,到2020年中国天然气消费量有望达到3200亿~3500亿立方米,比2015年增长65.7%~81.3%,年均增速10.6%~12.6%,发展速度远高于煤炭、石油等其他化石能源,也快于非化石能源的增长。按2020年天然气消费量达到3500亿立方米计算,中国天然气在一次能源消费结构中的占比将接近10%。

1.3 中国天然气市场正处于快速发展期的波动阶段,影响发展的不确定因素增加

随着中国国民经济快速发展,天然气表观消费量由2000年的253亿立方米增至2013年的1719亿立方米,年均增速高达15.9%。但自2014年以来,受国民经济增速放缓、气价竞争力下降等影响,国内天然气市场进入调整期,需求增速放缓至个位数,2014年消费量比上年增长8.6%,2015年仅增长4.7%,增速接近逐年“腰斩”。同时,中国天然气在能源消费中的占比依然较低,城镇人口气化率、工业用气在工业燃料中的占比、燃气发电量占总发电量的比例、发电用燃气占天然气消费总量的比例等指标远远落后于英美等国;国家诸多政策文件中对天然气利用的战略定位不一致、激励政策不到位;天然气定价机制尚未实现市场化;供气中间环节过多,增加了终端用户负担;调峰设施能力远不能满足应急需要;气电与煤电相比竞争力低,与其他新能源发电竞争的地位不对等,等等,这些都成为影响中国天然气行业快速发展的不确定因素。

1.4 在碳排放峰值硬约束和改善大气环境的现实要求下,扩大天然气利用是当前及未来一段时期的首要问题

根据《联合国气候变化框架公约(巴黎协议)》《大气污染防治行动计划》和《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》等文件,2020年碳排放强度要比2005年下降40%~45%、2030年左右中国碳排放达到峰值、对煤炭实施总量控制、改善大气环境等都是政策目标,在这些政策刚性约束下,未来中国天然气行业发展潜力巨大,关键是如何做到标本兼治,扩大天然气利用。

2  从供给侧看中国天然气行业发展的潜力

2.1 长期稳定的资源保障是天然气行业可持续发展的基础

从供应能力看,一方面,中国国产气已经实现了常规气、非常规(包括页岩气、煤层气)、煤制气等多元供应格局,2015年国产气1350亿立方米,2004-2015年年均增速12%。根据国务院发展研究中心、中国工程院、中国石油规划总院等机构的分析,2020年国产气生产能力有望达到2600亿立方米左右,其中常规气1850亿立方米、页岩气300亿立方米、煤层气200亿立方米、煤制气250亿立方米。另一方面,中国进口气已实现管道气和LNG的多渠道供应格局,资源来源国超过10个,2015年进口气达到615亿立方米,其中管道气356亿立方米,LNG 258亿立方米,预计到2020年进口气能力可达到1430亿立方米,其中管道气约830亿立方米、LNG约600亿立方米;到2020年、2030年中国天然气供应能力预计可达4000亿立方米、6500亿立方米左右,资源基础是落实的,供应是有保障的。

2.2 广泛高效的天然气管网是拓展天然气市场的关键

截至2015年底,中国天然气长输管道里程达6.5万千米,是2000年的5.7倍;初步形成了以西气东输(一线、二线、三线)、陕京线(一线、二线、三线)、川气东送、中贵线、中缅线等天然气管道主干线为骨架,其他联络线、省管网为补充的横跨东西、纵贯南北、连通境外的供气网络,干线管网总输气能力超过2000亿立方米/年,有力地保障了中国天然气行业的快速发展。但与发达国家相比仍有较大差距,例如天然气管道干线总里程仅为美国的1/8、俄罗斯的1/4,干线管网密度仅为美国的1/8、法国的1/9、德国的1/10。未来一段时间内,天然气管网建设的任务依然繁重。从LNG接收站来看,到2015年底,全国累计已投产LNG接收站11座,接收能力达到4080万吨/年;除了中国石油、中国石化、中国海油等国有企业,广汇能源、新奥能源、哈纳斯集团等民营企业纷纷布局LNG业务,LNG接收站建设和运营主体多元化趋势明显;2015年中国LNG接收站利用负荷从2014年的48.7%降至47.7%,LNG接收能力过剩问题逐步显现。

2.3 强大的储气调峰能力是保障供应安全和拓展下游用户的有力支撑

中国储气库建设滞后,造成调峰储备能力严重不足,形成夏季限产、冬季限供的尖锐矛盾,也直接影响天然气的安全稳定供应。截至2015年底,国内已建成储气库18座,形成工作气量约55亿立方米,约占全国天然气消费总量的2.8%,远低于国际平均水平的11%和发达国家15%以上的水平。随着大气污染防治工作推进,调峰需求将进一步扩大,预计到2020年天然气调峰需求接近300亿立方米,储气库建设任务繁重,调峰设施建设企业的积极性仍需进一步调动提高。

2.4 有竞争力的价格是促进天然气市场发育的必要条件

首先,目前天然气定价由政府主导,难以及时反映市场供需及产业链各环节的实际成本,市场配置资源的决定性作用没有得到有效发挥。其次,部分省市终端供气环节过多,居民用气价格与工业用气价格倒挂,供气成本较高。再者,前几年为了应对“气荒”而在高油价下签订的LNG长期贸易协议价格显著高于当前的LNG现货价格,高气价降低了天然气的市场竞争力。最后,天然气销售环节缺乏调峰气价机制,影响储气调峰设施投资和建设的积极性。

3  从需求侧看中国天然气行业发展的增长空间

3.1 天然气是城市燃气领域的主导燃料,城市燃气保持稳定增长

进入21世纪以来,中国城市燃气保持快速增长。2004-2014年用气人口年均增加2400万人,2012年用气人口超过液化石油气(LPG),城市燃气成为第一大生活燃料。2014年中国城市燃气用气人口约为3.1亿人,城镇居民气化率达到40%,但仍远低于发到国家水平(美国90%、英国85%);人均用气量23立方米,仅为美国和英国人均用气量的1/19和1/33(美国人均用气428立方米、英国752立方米),中国城市燃气用气需求潜力巨大。

3.2 气电比例远低于世界平均水平,发电将成为未来中国天然气增长的主要驱动力

2015年,中国发电用气294亿立方米,比上年增长12.2%,发电用气需求快速增加。2015年中国气电装机0.66亿千瓦,占总装机规模的4.4%;气电发电量1658亿千瓦时,占全社会总发电量的3%,远低于世界约30%的平均水平。未来,在资源供应保障、燃机技术进步、环保要求高等多重因素促进下,天然气发电将成为中国天然气利用的主要方向,天然气成为电源燃料结构的重要组成部分,气电的环保优势、在电网中的调峰安全保障作用将得到进一步发挥。

3.3 在大气环境与能源总量刚性约束下,工业燃料中实施“气代煤”发展空间巨大

当前中国工业燃料用能以煤炭为主,2014年占比72.7%;2015年工业用气576亿立方米,比上年下降5.4%,主要是因为煤炭等竞争能源的价格大幅走低,出现了天然气“逆替代”现象。2014年,天然气在中国工业燃料用能中占比约9.8%,远低于英美40%~50%的水平。随着全国碳排放政策的落地,在国家大气污染防治行动计划等政策的驱动下,与燃煤工业锅炉/窑炉相比,“气代煤”的环保、技术优势明显。

3.4 天然气在公共交通运输领域具有竞争力,但需要加强政策支持

交通用气主要集中在汽车和船舶领域。2014年,中国汽车保有量1.54亿辆,天然气汽车400万辆,占比2.6%;LNG船舶保有量64艘,仍处于示范试点阶段。车船“气代油”主要替代的是汽油、柴油、燃料油,从全生命周期看能源利用效率高、环保优势明显,燃气公交车、出租车的经济性较好,但面临电动汽车的激烈竞争,大力发展天然气汽车需要气价与油价联动、环保驱动、享受与电动车同等补贴政策。

3.5 天然气化工市场将稳中有降,是拓展天然气利用的重要补充

2015年,中国化工用气282亿立方米,比上年下降6.5%,在天然气总消费量中的占比14.8%。受煤炭价格大幅走低的影响,近年来化工用气增长乏力,部分化肥、甲醇用户停产或减产,在天然气总消费量中的占比持续下降,但与世界主要国家化工用气所占比例相比依然偏高。

4  中国天然气行业发展的体制改革和政策保障

全球范围内的天然气“黄金时代”正在来临,中国天然气行业进入快速发展的波动期,亟需抓住当前全球天然气市场格局调整和中国深化油气行业改革的契机,中长期内推动全产业链改革,中短期内调整完善相关支持政策,促进天然气行业大发展。

4.1 从中长期看,坚定不移地推进天然气全产业链体制改革

通过全产业链改革,促进各种经济成分最大程度地公平参与天然气行业相关环节,逐步消除私有资本进入的行业壁垒,提高资源占有、机会获取的公平性;营造公平、合规经营的环境,实现天然气行业的快速发展。

逐步改革天然气矿权管理制度

结借鉴前期把页岩气作为独立矿种的矿权管理改革经验及教训,在坚持矿权国家一级管理的前提下,逐步适度放开天然气矿权;矿权管理由登记制改为招标制,从“申请在先”改为“竞争性出让”;根据企业负担和行业发展实际,进一步完善矿税体系;逐步探索建立矿权交易体系,鼓励各类资本通过持股、矿权流转及其他金融平台等方式投资进入;建立勘查开采相关信息公开机制。

分步实施天然气管网“网运分开”

将天然气管网与原油、成品油管网区别对待,按照财务独立-法律独立-产权独立的步骤渐次推动“网运分开”;管网按非歧视原则向第三方提供运输服务,允许多元经营主体从事气源业务,允许各类投资主体以独立法人资格参与管网和LNG接收站等相关设施的投资经营;政府实施严格监管,监控其成本和收益;立足于中国天然气管网的发展实际,形成2~3家国家或国有授权资本控股主导、各类公司平等参与竞争的天然气管输市场格局,同时继续发挥上中下游一体化优势,允许适度竞争。

协调推进天然气进口合理利用全球低价资源

利用当前及未来一段时间内全球LNG供应较为宽松、LNG现货价格显著低于长期合同价格的时机,继续松绑三大石油公司为主导的LNG进口政策,鼓励支持建设LNG接收设施,但要防止投资过度形成新的产能过剩风险;继续推进第三方准入,公平开放LNG基础设施,并进行严格监管;在政府的支持下,企业要提升与资源出口方关于管道气、LNG长期贸易合同的议价能力,形成合力,降低进口气成本,逐步消化长期合同的亏损。

完善天然气价格机制,提升竞争力

坚持市场化方向,根据油价等参数动态调整气价,并同步调整天然气发电上网电价及热价,同时继续推进天然气交易中心建设,建立真正反映市场供需的气价机制;加快实现居民用气门站价和非居民用气门站价并轨,取消交叉补贴;打破省市级天然气管网地域垄断,实施公平公正开放,推动大用户直供或直销,减少供气中间环节,降低用气成本;制定合理的天然气调峰气价,体现不同季节/时段的供气成本差异,提高储气库等调峰设施投资建设的积极性,提升用气应急保障水平。

4.2 从中短期看,加强政策支持与协调刻不容缓

1)鼓励加大国产气勘探开发,对页岩气和煤层气继续实施支持政策,对致密气开发给予相应的财政补贴,保障供应安全。

2)建议2017年前环渤海、长三角、珠三角地级及以上城市建成区设立“禁煤区”,2020年前全国城市建成区设立“禁煤区”,其中工业燃煤锅炉/窑炉、燃煤采暖锅炉、燃煤电厂中具备条件的,设备燃料由天然气替代。

3)加快中国重型燃机、第五代天然气发动机和大型LNG船用发动机科技攻关,促进国产化进程,降低购置和运营成本。

4)综合运用公私合营(PPP)等创新投融资方式,对天然气管道、储气库等网络设施建设给予投融资和税费等方面的政策支持,鼓励各类资本参与燃气电厂、天然气车船开发及加注设施建设等终端利用项目建设。

5)实施重点领域相关财税支持政策。建议对进口气给予进口增值税全额先征后返,降低进口气成本;向气代煤(锅炉/窑炉煤改气)和燃气发电用户提供低息贷款,设立燃煤改造专项补贴资金,给予一定的设备置换补贴,节约的土地收益返还企业,用于支持燃料改造。