每天了解一条产业链：天然气
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2024-11-14 14:30
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天然气一般是在各种地质条件下生成并埋藏在地下的、由气田开采出来或者与石油一起被开采出来的可燃气体。天然气主要成分是烷烃，甲烷含量95%以上，具有清洁低碳属性，是化石能源中相对低碳品种，天然气标准热值与石油接近，远高于煤炭，且其单位热值二氧化碳排放量是石油的77%、煤炭的59%，且天然气中硫、氮元素含量极低，与石油和煤炭相比，天然气更加高效、清洁，是实现世界能源消费结构转型的关键。天然气与煤排放的污染物相比，灰分为1:148，二氧化硫为1:2700，氮氧化物为1:29。天然气主要用于发电、城市燃气和工业燃料，天然气与煤炭、石油并列为世界能源的三大支柱，在世界一次能源结构中的比例逐渐上升。资料来源：何东博,贾成业,位云生等.世界天然气产业形势与发展趋势[J].天然气工业,2022,42(11):1-12.天然气产业链一般可以分为上游产气、中游储运、下游消费三部分。上游：我国天然气来源可分为以三桶油主导开发的本土天然气，来源与中亚与俄罗斯的管道气以及通过LNG船舶运输的进口LNG；中游：天然气运输方式包括管网、LNG槽车，储运设施包括LNG储罐及地下储气库等设施；下游：天然气下游应用广泛，主要包括工业燃料、居民燃气、化工、发电；中国城市燃气及工业用气消费占比较高，分别为33%及42%，天然气发电及化工用气占比仅为17%及8%，天然气在这些领域仍有还有较大的发展空间。天然气下游应用主要分为城市燃气、工业燃料、发电用气和化工用气四个领域。工业燃料用气主要包括两个方面，其一是工业企业将天然气作为燃料，另外则是城市中天然气锅炉、窑炉对天然气的消耗；城镇燃气主要包括城市和乡镇居民日常燃气使用、商业用气及冬季取暖等公共服务用气；发电用气主要指热电联产、调峰电站及分布式能源项目中燃气轮机对天然气的使用；化工用气主要是天然气合成氢气后再制备氨、甲醇等。2023年中国天然气供应结构中，国产气占比58%、进口LNG占比25%、进口管道气占比17%。一方面，我国大力推动国内天然气增储上产，2023年国产气量2353亿立方米，同比增长126亿立方米；另一方面，天然气进口格局也持续多元。管道气方面，2023年进口管道气量671亿立方米，其中中俄东线供气量稳步增加，全年进口量超220亿立方米；LNG进口也恢复性增长，全年进口LNG总量7132万吨，同比增长11.7%，其中现货采购占比35%，较上年增长27%。全国天然气产量2324亿立方米，同比增长5.6%，增量123亿立方米，连续7年增产超百亿立方米。非常规天然气产量突破960亿立方米，占天然气总产量的43%，成为增储上产重要增长极。随着“增储上产七年行动计划”的持续推进，全国天然气产量快速增长，但是近几年由于受到疫情影响，国内产量增速有所放缓。2023年全国天然气产量达到2324亿方，同比增长5%。未来我国将继续立足国内保障供应安全，推进天然气持续稳步增长，国家能源局预计我国天然气产量在2025年将达到2300亿立方米以上，2040年以及以后较长时期稳定在3000亿立方米以上水平。在产量结构中，“三桶油”占比超过80%，其中中国石油占比达到60%，是国内天然气产量龙头，引领国产气的增长。并且2023年中石油天然气销售量也占据54.7%的份额，是保证我国能源安全的重要力量。随着勘探程度的不断提高，天然气优质储量发现难度越来越大，低渗透致密气、页岩气等非常规天然气成为新增储量的主体。“十五”期间非常规天然气新增储量占比为72%，“十二五”时增长到92%，2019年为100%，预计至2030年占比将持续超95%。我国煤层气、页岩气等非常规天然气资源非常丰富，具有很好的勘探开发前景。2018-2023年，非常规天然气产量快速增长，非常规天然气（致密气、页岩气、煤层气）产量占全国天然气总产量的比例由不足35%提升到约43%，成为天然气产量重要增长极。中国非常规天然气产量预计2035年占比达50%。预测到2035年中国的天然气产量将在3000亿立方米水平稳产，其中，常规气产量为1500亿立方米、致密气产量为700亿立方米、页岩气产量为600亿立方米、煤层气产量为200亿立方米。资料来源：贾承造，《中国石油工业上游前景与未来理论技术五大挑战》，石油学报，2024，45(01)：1-14，根据中国石油第四次油气资源评价结果，我国陆上致密气总资源量21.85万亿立方米，其中，鄂尔多斯盆地上古生界13.32万亿立方米，占总资源量的60%以上，四川、松辽、塔里木盆地均超过1万亿立方米，其他盆地零星分布。根据中国石油第四次资源评价结果，我国致密气探明率处于偏低水平（仅为 25.1%），与成熟探区50.0% 左右的探明率相比具有进一步提升的空间。预测未来我国致密气的可新增探明储量5万亿立方米，主要集中在鄂尔多斯盆地和四川盆地。未来新增探明储量是确保我国致密气进一步稳产的资源基础，按采收率30% -35% 计算，新增探明部分的天然气可采储量介于1.50-1.75万亿立方米，可支撑我国致密气700-800万亿立方米年产规模，并持续稳产至2050-2060年。资料来源：贾爱林，位云生，郭智 等，《中国致密砂岩气开发现状与前景展望》，天然气工业，2022，42(01)：83-92.资料来源：汪海阁，周波，《致密砂岩气钻完井技术进展及展望》，天然气工业，2022，42(01):159-169.中国页岩气勘探不断在四川、鄂尔多斯等盆地，湖北宜昌、贵州安场等地区的“三新”领域中取得突破，初步形成了“海-陆并举、盆山并进”的页岩气勘探新格局。至2023年底在四川盆地及周缘五峰组-龙马溪组探明8个大型页岩气田及1个小型页岩气田，探明页岩气地质储量2.96万亿立方米，建成页岩气产能 450亿立方米/年，年产页岩气250亿立方米。预计2025年全国页岩气产量300亿立方米，将主要来自四川盆地，占其天然气总产量的43%。“十四五”期间，埋深介于3500-4000米的海相页岩气开发技术将基本过关，考虑20年稳产的要求可以上产100亿立方米每年，以支撑 2025 年全国页岩气产量达到300亿立方米。若埋深介于4000-4500m海相页岩气开发技术获得突破，2030 年全国海相页岩气产量有望达到400亿立方米。资料来源：邹才能，赵群，丛连铸，《中国页岩气开发进展潜力及前景》，天然气工业，2021，41(01):1-14.我国2000m以浅煤层气资源储量为30.05万亿立方米，资源总量位居世界第三。中国共有42个主要聚煤盆地，其中煤层气地质资源量超万亿立方米以上的有10个，按资源量大小排名分别是鄂尔多斯盆地、沁水盆地、滇东黔西盆地、准噶尔盆地、天山盆地、川南黔北盆地、塔里木盆地、海拉尔盆地、二连盆地以及吐哈盆地。第1步，将2030年之前分为两个阶段，第1阶段到2025年，实现理论与技术的新突破，完成国家“十四五”规划目标年产100亿立方米，坚定产业发展信心；第2阶段2025年到2030年，形成针对大部分地质条件的适用性技术，进一步扩大产业规模，实现年产300亿立方米，在天然气总产量中占有重要地位。第2步为2030年之后的长远时期，逐步实现1000亿立方米大产业战略。资料来源：李小刚，杨长鑫，杨兆中 等，《我国煤层气增产技术进展与发展方向》，中国石油学会天然气专业委员会.第33届全国天然气学术年会（2023）论文集，2023:17，目前陆地油气勘探技术成熟，油气探明程度较高，新发现油气规模逐步变小，而海洋油气资源探明率较低，勘探潜力较大。海洋油气探明率随着水深加深而极具降低，截至2017年，海洋天然气浅水（<400米）、深水（400-2000米）、超深水（>2000米）探明率分别为38.55%、27.85%及7.55%。由于海洋油气勘探处于早期阶段，海洋油气成为最现实的油气开发新领域。2023年中国海洋天然气产量约238亿立方米，约占全国天然气产量增量的15%。当前中浅层海洋油气勘探开发日趋成熟，近海的深层油气资源、深水海域的油气资源仍是我国油气资源增储上产重点方向。2016-2023年中国海洋天然气产量统计（亿立方米)目前我国进口管道气主要来自中亚线、中缅线、中俄线三条管线，其中中亚线是我国发展时间最久、进口量最大的管线。中国-中亚管道：其中的A/B/C三条管线经哈萨克斯坦从新疆霍尔果斯进入中国，D线从吉尔吉斯坦进入新疆，输气能力300亿方，目前在加紧施工；中俄通道：俄罗斯东西伯利亚气田至中国黑龙江输气管道，2023年供应超220亿立方米，预计2025年供应量达380亿立方米，是近期进口管道天然气主要增量。目前我国还与俄国规划目前还在规划西线以及远东管道，合计输气能力600亿方；中缅通道：缅甸皎漂港始进入中国云南，该管道2013年开始向中国运送天然气，由于气田产量有限，该管道一直处于低位运行，未来增量有限。LNG的贸易形式主要有期货和现货，期货包括长期合同、中期合同和短期合同。现货价格由市场供需决定，中长期合同与国际油价挂钩，一般会有3-6个月的延后期。由于考虑带天然气的稳定持续供应，LNG长协在进口LNG中占绝对主导地位。由于国企在LNG进口中需要承担更多保供责任，因此长协比例也相对民企更高，而民企的贸易方式更加灵活，国内外市场套利空间更大。2023年中国LNG(液化天然气)进口量达7132万吨（约984亿立方米），同比增长12.6%，成为全球最大LNG进口国。从来源看，澳大利亚仍然是最大的来源（34%）,其次是卡塔尔（23%）,马来西亚和俄罗斯（分别为9%和11%）,而印度尼西亚占中国液化天然气供应的6%。从2001年开始，中国的的天然气进入新时代，开始进入快速发展期，2010年中国天然气消费量突破1000亿立方米，2022年消费量达到3646亿立方米。由于资源禀赋原因天然气在三种化石能源中占比最小，但发展速度很快，在一次能源中占比由1990年的1.47%增长至2020年的7.57%。与世界平均水平相比，我国天然气在一次能源中占比较低，典型国家天然气快速发展期一般持续30年以上，预计到到2030年左右，我国天然气消费量将达到峰值6000亿立方米左右。中国绝大多数情况下柴油价格高于天然气高于煤炭，所以天然气替代柴油有明显优势。由于煤的价格较为低廉，天然气替代煤炭还需政府进一步出台政策，增加天然气来源，降低天然气价格，并通过一定的补贴及税收扶持加快天然气替代煤的进程。资料来源：世界典型国家天然气发展历程及对中国的启示2023年，我国经济增长整体回升，能源消费增速加快。2023年我国经济增速5.2%，能源需求稳步上升，全年能源消费总量达56.0亿吨标准煤，同比增长3.4%2023年煤炭消费量为31.0亿吨标准煤，同比增长2.0%左右，占比达到55.4%，较2022年下降约0.8个百分点。2023年石油消费量约7.67亿吨，同比增长7.1%左右，推动石 油费占一次能源消费的比重同比上升0.3个百分点至18.2%。预计2023年天然气消费量3 850亿立方米，同比增长约6.9%，天然气消费占一次能源消费的比重同比上升0.2个百分点至8.6%。非化石能源方面，消费增速在主要品种中继续位居前列，增量主要来自太阳能、风能。《2030年前碳达峰行动方案》指出到2025年，非化石能源消费比重达到20%左右，单位国内生产总值能源消耗比2020年下降13.5%，单位国内生产总值二氧化碳排放比2020年下降18%，到2030年，非化石能源消费比重达到25%左右，单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降65%以上，顺利实现2030年前碳达峰目标。据BP数据，2023年中国二氧化碳排放量为112亿吨，较2022年提高了6.07%。2023年中国每万元GDP消耗0.553吨标准煤，较2022年降低5.4%，2023年，我国来自能源领域的碳排放站全国排放总量的75%。近年来中国天然气市场快速发展，在一次能源消费结构中占比已从2004年的2.3%攀升至2023年的8.6%，2023年中国天然气消费量大3945亿立方米。城市燃气在居民用气和LNG重卡快速增长的背景下保持增长，城市燃气消费占比增至33%；工业燃料、天然气发电、化工行业用气，占比分别为 42%、17% 和 8%。十年来，政策推动中国天然气行业快速发展，用气结构和能源结构持续优化。全国天然气消费量从1848亿立方米增加至3945亿立方米，消费增量占全球总增量的37%。天然气在工业领域主要用于工业窑炉和工业锅炉，广泛应用于冶金、陶瓷、玻璃、食品、造纸、印染等行业。在玻璃、金属热处理、陶瓷及热风机等领域，以天然气为燃料时具有升温速度快、可达到>800℃高温、温度控制精度高、清洁等优点，会显著提高产品品质及产量，其他燃料不可替代，天然气在这些领域的消费具有刚性。在锅炉燃料领域，天然气、燃料油和煤互为替代，除考虑燃料成本外，各种锅炉的热效率也会影响燃料的经济性，假设按照燃煤锅炉热效率65%、燃油锅炉热效率75%、燃气锅炉效率85%测算煤、天然气、燃料油的单位热量价格，在大多数情况下天然气较燃料油更具经济性，但与煤相比经济性不足，工业领域气代煤还需要政策推动。“十四五”期间，煤改气工程仍将持续开展，工业燃料作为“煤改气”重要领域，预计2025年中国工业燃料天然气消费量1700亿立方米。考虑热效率后煤、燃料油、LNG的单位热量价格（元/千大卡）居民用气量与城镇化进程紧密相关，2022年我国城镇化率为65.22%，预计到2030年有望达到70%。随着我国不断推进新型城镇化向纵深发展，城镇人口规模将持续扩大，从而作为清洁高效能源的天然气需求有望提升。随着第三产业在经济中占比不断提高，餐饮、旅游、住宿等产业快速发展将有力拉动商业领域燃气用量。在交通领域，由于LNG相对于柴油具备一定经济性，所以天然气汽车在我国有一定发展基础。我国2021年LNG重卡增量为4.6万辆，2022年为3.5万辆，2023年增长约13.75万辆。由于天然气价格下降，天然气重卡经济性凸显，2023年我国天然气重卡销量15.2万辆，保有量约60万辆。在交通领域，由于LNG重卡与柴油重卡相比，百公里耗气成本可节约14%-33%。同时LNG重卡无颗粒物、有害物质排放，相比柴油车可减少30%以上的污染物排放。四川省清洁能源汽车产业协会数据，1公斤的LNG价格相当于或低于1升柴油的价格的70%时，LNG重卡市场可维持正常情况；当相当于或低于1升柴油价格的65%时,LNG重卡销量会快速增加。从目前油气价格来看，天然气重卡的经济性较强，加之国VI排放标准升级、区域环保政策等因素，天然气重卡发展长期利好。2022年新增LNG重卡3.5万辆，受疫情影响，LNG天然气消费量为142亿立方米，比2021年减少10亿立方米。在化工领域，由于政策调控，用气保持低增长，从全国层面看限制和禁止天然气化工的改扩建仍然是主旋律。“十四五”时期天然气制合成氨、甲醇、尿素、氮肥还要进行去产能和总量调控。但随着氢能产业快速发展，天然气制氢有望拉动化工领域天然气消费量。2020年中国氢气产量超过2500万吨，其中煤制氢所产氢气占62%、天然气制氢占19%，工业副产气制氢占18%，电解水制氢占1%左右。天然气制得的氢气被称为“蓝氢”，其较由煤炭制得的“灰氢”碳排放低，在综合考虑固碳和纯化后的成本后“蓝氢”成本可以与“灰氢”竞争，在风电等可再生能源电解制氢成本居高不下的情况，天然气制得的“蓝氢”将是氢能产业发展首选方案。预计2025年天然气化工用量可达350亿立方米。在IEA发布的《2019年世界能源展望》的可持续发展情景下，全球天然气发电量将在本世纪20年代后期超过燃煤发电量。中国要完成至2030年在一次性能源消耗总量中天然气占比15%的目标，最为关键的是做到天然气发电的规模化发展。目前燃煤发电仍是我国电力供应的绝对主力，2023年占全国总发电量超过60%。目前全球发达国家的天然气发电占电力供应的比例都在20%-40%左右，中国天然气发电占比只有约3%，远远低于世界水平，从清洁能源利用和减排的角度，未来中国天然气发电存在巨大的发展空间。国内大功率燃机设备的进口提高了燃气电厂建设及运营成本。针对中国重型燃气轮机存在的关键核心技术瓶颈问题，“十四五”气电大发展窗口期，国内重型燃机不断突破，有望明显降低燃气电厂运营成本。随着国际天然气价回落天然气发电成本会显著下降，叠加“十四五”电力及天然气市场化改革落地，气电较煤电竞争力有望大幅提升。2022年燃气发电用气量为640亿立方米，考虑到政策推动及气价下降的因素，预计2025年中国天然气发电需求量可达800亿立方米。
