天然气顶层设计方案出台，市场化进程加速推进“煤改气”工作

2017年，我国天然气新增探明地质储量9312.59亿立方米；天然气产量为1487亿立方米，比上年增长8.5%；全年共进口天然气920亿立方米，比上年增长27.6%；天然气表观消费量2373亿立方米，增量首次突破300亿立方米，增速重新攀升至两位数，达到15.3%；新增天然气长输管道里程约2941千米，区域联通能力继续增强，沿海LNG接收站项目稳步推进。2017年，《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》出台，天然气体制改革顶层设计方案初定；“气荒”席卷全国，成为采暖季标签；油气矿业权制度改革加速推进，招标拍卖挂牌成为矿业权出让的主要方式；价格改革深入推进，“管住中间”延伸至配气环节。2018年，天然气消费将继续保持快速增长；不同运营主体间管道互联互通仍是关注重点；季节性矛盾依旧突出，能否避免“气荒”考验各方实力；干线管道独立能否实质性推进万众瞩目。

01 2017年中国天然气行业发展基本情况

1.1 天然气新增探明地质储量保持增长 2017年，全国天然气新增探明地质储量继续保持增长趋势，全年新增9312.59亿立方米。其中，常规天然气新增探明储量5544.99亿立方米，页岩气新增3767.6亿立方米（见表1），考虑煤层气后（煤层气数据暂未获得），天然气新增探明地质储量有望突破万亿立方米。

新增探明地质储量仍以中国石油天然气集团有限公司（以下简称“中国石油”）为主。2017年，中国石油新增探明天然气地质储量5698亿立方米，约占全国新增地质储量的61%，份额与上年相比略有回落，连续6年超过4500亿立方米。

1.2 天然气产量大幅增加，常规天然气产量止跌上升 2017年，中国天然气产量达到1487亿立方米（国家发展改革委《天然气运行快 》口径），比上年增加约116亿立方米，增长幅度约8.5%。增量和增速较上年均大幅提高，分别为上年的5.6倍和5.5倍。

分品种看，常规天然气产量约1331亿立方米，页岩气约90亿立方米，煤层气约44亿立方米，煤制天然气约22亿立方米。其中，常规气产量一改上年下降趋势，大幅增加102亿立方米，约占全年天然气产量总增量的88%；页岩气产量稳中略增，比上年增长10亿立方米，增量不足上年增量（34亿立方米）的1/3。

从公司来看，天然气生产依然以中国石油为主。2017年，中国石油的天然气产量为1032.7亿立方米，占全国天然气总产量的69%（见表2）。中国石油的长庆油田、塔里木油田和西南油田仍然是中国天然气产量最大的3个油气田，2017年这3个油气田的天然气产量分别达到369.4亿立方米、253.3亿立方米和210.2亿立方米，合计产量832.9亿立方米（占全国天然气总产量的56%），比上年分别增加4.4亿立方米、17.7亿立方米、10.1亿立方米。

此外，2017年天然气水合物被列为我国第173个矿种。南海神狐海域天然水合物试采成功，连续产气60天，总产气量30.9万立方米。

1.3 天然气进口量大幅增加，与美国签订LNG大单 2017年，我国共计进口天然气920亿立方米（国家发展改革委《天然气运行快 》口径），比上年增长199亿立方米，增幅27.6%。液化天然气（LNG）进口量超过管道天然气进口量成为进口主体。全年共进口LNG（换算为气态）494.1亿立方米，占我国天然气总进口量的54%，比上年大幅增加156亿立方米，增幅高达46.4%，占天然气进口增量的79%；管道天然气进口量为425.8亿立方米，比上年增加42亿立方米，增幅为11.1%。

在资源引进方面，2017年11月9日，在美国总统特朗普访华期间，中美签订了天然气大单，共涉及3单进口LNG。一是中国石化、中投公司、中国银行3家公司同美国阿拉斯加政府和阿拉斯加天然气开发公司（AGDC）签订《阿拉斯加液化天然气项目联合开发协议》，协议涉及LNG进口量约100万吨；二是中国石油与切尼尔能源公司签署《LNG长约购销合作谅解备忘录》；三是中国燃气控股有限公司与Delfin公司签署了合作备忘录，涉及LNG进口量约300万吨。其中，中国石油与切尼尔公司已于2018年2月9日正式签署了LNG购销协议（SPA），签约合同量120万吨，年限为25年，部分从2018年开始，其余从2023年开始。

1.4 天然气消费增量首次突破300亿立方米，全年“淡季不淡、旺季更旺”2017年是中国《大气污染防治行动计划》（2013年9月10日印发，简称“大气十条”）的收官之年，也是《京津冀及周边地区2017年大气污染防治工作方案》和《北方地区清洁取暖规划》（2017－2021年）实施之年，国家环保力度空前，“煤改气”实施超出预期。同时，国内经济中高速增长，天然气价格下降，替代能源价格上涨。多种因素共同作用使2017年国内天然气消费高速增长，呈现“淡季不淡、旺季更旺”局面。全年天然气表观消费量达到2373亿立方米①，约占一次能源消费总量（44.9亿吨标煤）的7%；消费增量达到315亿立方米（首次突破300亿立方米），增速一改前两年个位数水平，重新攀升至两位数，达到15.3%。

我国天然气的覆盖范围和覆盖人口继续扩大。随着“煤改气”的深入实施，农村特别是禁煤区范围内村镇正式进入各地气化工程的范围，截至2017年底，全国天然气气化人口估计达到4亿人以上（含县城和禁煤区农村用气人口），城镇人口天然气气化率达到约49%。在油气差价拉大和物流市场回暖的双重作用下，2017年汽车用气一改上年的颓势，表现亮眼。全年天然气重卡产量9.6万辆，比上年的1.96万辆暴增389%，刷新了历史纪录。

1.5 区域联通能力继续增强，管道互联互通发挥重要作用 2017年，全国新增天然气管道里程约2941千米，总里程达到约7.72万千米（已扣减退役封存管道），以西气东输系统、陕京系统、川气东送、西南管道等为骨架的横跨东西、纵贯南北、连通海外的全国性供气 络进一步完善。

2017年投产的国家级干线天然气管道主要为西气东输三线中卫—靖边联络线和陕京四线，两条管道于11月27日同期投产。其中，陕京四线设计输量250亿立方米/年，定位为华北地区气源管道，可提高华北地区的供气和调峰能力；西气东输三线中卫—靖边联络线设计输量300亿立方米/年，是继西二线中卫—靖边支干线后西气东输系统与陕京线系统的又一条联通管道，可将西部中亚天然气和塔里木天然气注入陕京线系统。与此同时，中俄东线境内段建设全面加速，中国石化潜江—韶关输气管道开工建设。

2017年中国石油、中国石化、中国海油3家公司之间的管道互联互通推进速度明显加快。11月，中国石油西气东输二线与广东省管 联通，广东省 具备向西二线广州站反输功能；12月，中国海油天津LNG外输管道通过天津市滨达管道与中国石油港清三线间接连通，中国海油天津LNG外输能力增强。冬季保供期间，3家公司借助管道间的互联互通，在华北、长三角、珠三角等地通过资源串换、调配等方式，有效缓解了用气紧张。

此外，2017年天然气支线管道建设继续推进。浙江省甬台温管道、金丽温管道，湖南省长沙—浏阳天然气管道，南疆天然气利民工程阿瓦提支线等管道相继投产。

1.6 LNG接收站项目稳步推进 2017年，LNG接收站新增投产项目共2座，分别为粤东LNG和启东LNG分销转运站，共新增LNG接卸能力260万吨/年。4月25日，位于广东揭阳的粤东LNG接收站投产，一期设计规模200万吨/年，这是中国海油的第8个LNG项目；6月4日，位于江苏南通的广汇能源启东LNG分销转运站正式投入试运营，一期设计规模60万吨/年。此外，2018年2月6日中国石化天津南港LNG首船到港，正式进入调试阶段。

2017年，国家发改委共核准LNG接收站项目1项，即福建漳州LNG一期工程。该项目隶属于中国海油集团，是中国海油第10个LNG站点。项目建设规模300万吨/年，11月10日获得国家发改委核准，21日正式开工，计划2021年底建成，2022年初投产。年内正式开工建设的LNG接收站还有深圳LNG应急调峰站，该站隶属于中国石油，一期工程建设规模300万吨/年，于2015年获得国家核准，2017年10月31日开工建设，计划2021年投产。

截至2018年5月，我国已投产的LNG接收站共有19座，接收规模达到6420万吨/年；已获核准正在建设的LNG项目有7个，已获核准尚未开工的项目有2个，规模合计1950万吨/年（见表3）。

02 2017年中国天然气行业热点透视

2.1 油气体制改革顶层设计方案出台 天然气体制改革一直是近几年社会关注的焦点。“如何改”不仅关乎天然气产业自身的健康稳定发展，更重要的是需要处理好天然气商品属性与国家能源安全、民众美好生活愿景之间的关系，还需要解答政府监管环节、国有企业改革路径、民营企业参与方式等具体问题。2017年5月21日，中共中央、国务院印发《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》（以下简称《意见》），回答了社会和公众关注的方方面面问题，是近20年来国家层面以最高规格形式出台的首个油气改革顶层设计方案，更是未来我国天然气体制改革、产业结构优化升级的纲领性 件。

《意见》明确，要逐步形成以大型国有油气公司为主导、多种经济成分共同参与的勘查开采体系；实现管输和销售分开，油气干线管道、省内和省际管 均向第三方市场主体公平开放；改革油气产品定价机制，加强管道运输成本和价格监管，促进天然气配售环节公平竞争；建立天然气调峰政策和分级储备调峰机制等。概括起来，未来我国天然气产业将逐步形成“输气独立，批发零售充分竞争，勘查开采国有主导”的格局。

2.2 “气荒”成为采暖季标签

“气荒”从2017年11月下旬华北开始，之后逐渐蔓延至全国，突出表现为采暖用气短缺、LNG价格飙升、工业企业限产停产。天然气供应紧张成为社会公众关注的话题，习近平总书记和李克强总理更是多次批示。

此次“气荒”的出现主要有4个方面的原因。

一是供气企业对供需形势研判不足。2014－2016年国内天然气供需形势宽松，供气企业销售遇阻，工作重心向扩大天然气利用倾斜，对2017年天然气消费快速增长始料未及，整体资源组织和基础设施建设准备不足，尤其是季节调峰设施尚未达到国际水平。

二是地方政府“煤改气”推进组织失当。部分地方政府在推进“煤改气”过程中层层加码，未充分考虑资源落实程度，导致实际“煤改气”用户与国家计划出现较大偏差。例如，河北省实际完成“气代煤”231.8万户，超过国家行动方案目标40%。

三是城镇燃气企业盲目跑马圈地。在补贴政策和限期实施政策的激励下，下游城镇燃气企业竞相圈地抢占市场，没有充分考虑自身资源是否充足、是否与上游供气企业签订购气合同。

四是上下游在日调峰责任上存在分歧。《城镇燃气设计规范》规定季节调峰和日调峰由上游负责，小时调峰由城市燃气企业负责。而《天然气基础设施建设与运营管理办法》规定日调峰由天然气销售企业和城镇天然气经营企业具体协商，并在合同中予以约定。但在实际工作中，下游城镇燃气企业大都根据《城镇燃气设计规范》，按解决小时调峰建设配套设施；而上游供气企业在规划调峰设施时大都按季节调峰考虑。

2017年12月5日《北方地区冬季清洁取暖规划（2017－2021年）》印发，2018年6月13日国务院常务会议部署实施《蓝天保卫战三年行动计划》。可以预计，未来在京津冀及周边地区、长三角地区、汾渭平原等大气污染防治主战场，天然气仍将发挥重要作用。为了尽可能避免“气荒”的发生，“煤改气”必须下大力气解决调峰短板，尽快落实《意见》，建立分级储备调峰机制；加强统筹规划，真正做到量气而行、量财而行；突出重点，仅将“2＋26”城市作为发展重点，大面积推广，北方其他地区适度发展，南方地区则应限制发展。

2.3 油气矿业权制度改革加速推进 在上游勘查开采领域，2017年我国先后出台了4项政策：3月13日，国土资源部等6部委联合印发《关于加快建设绿色矿山的实施意见》（国土资规〔2017〕4号）；4月13日，国务院印发《矿产资源权益金制度改革方案》（国发〔2017〕29号）；6月16日，中共中央办公厅、国务院印发《矿业权出让制度改革方案》（厅字〔2017〕12号）；6月29日，财政部、国土资源部联合印发《矿业权出让收益征收管理暂行办法》（财综〔2017〕35号）。

这些政策均是对《意见》部署的8个重点改革任务之一“完善并有序放开油气勘查开采体制”的具体落实，主要目的是推进矿业权竞争出让，提高占有成本，加快矿权流转，促进矿权开发。在矿业权出让环节，我国将全面推进矿业权竞争出让，除特殊情形外，矿业权一律以招标拍卖挂牌方式出让。在矿业权占有环节，改革矿业权使用费，征收方式由根据占地面积、单位面积按年定额征收变为累进制调整，费率随勘查年度逐步提高。

从2011年6月页岩气首轮探矿权公开招标至今，我国油气矿业权改革的探索已经走过6年。从目前看，对增加上游气源供应尚未有明显作用，但市场化速度明显加快。本轮政策对建立“多种经济成分共同参与的勘查开采体系”的促进作用值得期待。

此外，在油气矿权的出让环节，2017年主要有3个动作：8月，贵州省公开拍卖正安页岩气勘查区块探矿权；10月，山西省招标出让柳林石西等10个煤层气勘查区块；12月，新疆公开拍卖塔里木盆地柯坪西等5个常规油气区块探矿权。

2.4 天然气价格改革深入推进2017年，我国相继出台《关于加强配气价格监管的指导意见》（发改价格〔2017〕1171号）、《关于进一步加强垄断行业价格监管的意见》（发改价格规〔2017〕1554号）、《关于降低非居民用天然气基准门站价格的通知》（发改价格规〔2017〕1582号）、《关于印发北方地区清洁供暖价格政策意见的通知》（发改价格〔2017〕1684号）、《关于全面深化价格机制改革的意见》（发改价格〔2017〕1941号）等一系列 件，继续深入推进价格改革。

总体来看，2017年天然气价格改革的工作主要有3个方面。

一是在2016年《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）》的基础上，对13家跨省天然气管输企业进行成本监审，核定后的平均管输价格下降15%。

二是将“管住中间”延伸至配气环节，确定了“准许成本＋合理收益”的配气定价原则，明确规定配气环节准许收益率不得超过7%；供销差率（含耗损）不超过5%，3年内降至不超过4%；管 折旧年限不低于30年；配气价格应定期校核，校核周期原则上不超过3年。

三是降低了非居民用天然气门站价格。非居民用气基准门站价格每千立方米降低100元，自2017年9月1日起实施。需要说明的是，本次价格调整是考虑天然气管输成本监审后平均管输价格下降和天然气增值税税率下调两方面因素制定的，并不是按照与燃料油、LPG挂钩的定价方式确定。

03 2018年中国天然气行业展望

3.1 2018年天然气消费继续保持快速增长 2018年1－4月，全国天然气消费同比增长17.7%，比上年同期增速12%高出5个百分点以上。预计2018年全年的天然气增速仍将保持在15%以上，全年表观消费量将达到2750亿立方米左右。环保政策仍将是主要推动因素，一方面有2017年“煤改气”的存量增长因素，另一方面，随着《北方地区冬季清洁取暖规划（2017－2021年）》和《蓝天保卫战三年行动计划》的推进，新增用户不容小觑。

3.2 不同运营主体间管道互联互通仍是关注重点 气源方面，中国石化天津LNG接收站已于2018年2月投入运营；此外，新奥集团舟山LNG接收站能否按期投产，关系着首座民营大型LNG接收站能否顺利落地。

2018年，管道互联互通仍旧是关注重点。天津大港枢纽站联通、中国石化鄂安沧管道沧州—石家庄段、中国石油西气东输一线与中国石化川气东送管线在江苏青山分输站的联通、中国石化北海LNG接收站与中国石油中缅管道的联通、广东区域内LNG接收站与中国石油西气东输二线的联通等工程能否按计划投产，关乎整个采暖季的天然气保供。

3.3 季节性矛盾依旧突出，保供考验各方实力 北方地区冬季清洁取暖的深入实施将继续推高冬季用气峰值，加之汾渭平原正式纳入大气污染治理重点地区，可以预见今冬明春的用气需求仍将有较大增幅。与此同时，资源及设施增量仍然有限，管道互联互通只能部分提高供应能力。结合下游各城镇燃气企业的采购情况，预计今冬明春气源紧张的概率仍然较高，需要国家、地方政府、供气方、城镇燃气经营企业等方方面面的共同努力。 在《关于加快储气设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的意见》（发改能源规〔2018〕637号）出台后，政策能否真正落地，储气调峰实施的建设能否达到预期效果备受关注；随着《关于理顺居民用气门站价格的通知》（发改价格规〔2018〕794号）的印发，居民用气价格与非居民用气价格并轨，价格机制在冬季保供中能发挥多大作用，值得期待。

3.4 干线管道独立能否实质性推进万众瞩目 《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》明确提出，要“分步推进国有大型油气企业干线管道独立，实现管输和销售分开”。中国石油已经正式拆分天然气销售与管道业务，实现了销售与管输的分开运营。中国石化和中国海油何时跟进，国家级管 公司的具体组建方案何时出台，如何组建，能否达到预期效果，这些问题都备受关注。