NNUAL FEATURE
年度专稿37
摘 要 2014年，中国天然气新增探明地质储量达到11107.15亿立方米，较上年增长73.6%；天然气产量1283.1亿立方米，同比增长8%；全年共进口天然气607.5亿立方米，同比增加71.7亿立方米；天然气表观消费量（不含煤制气）1830亿立方米，同比增长8.2%；新增天然气长输管道里程约4500千米，重点区域管网和储气库建设稳步推进。2014年，中俄东线天然气购销合同签订打通了东北进口通道；中国LNG进口及进口终端正式向民企开放；天然气价格机制改革存量气和增量气并轨再迈进一步；LNG水运行业政策陆续发布；煤制天然气项目运行不稳定。2015年，中国天然气消费延续低速增长，预计表观消费量接近1900亿立方米，供应量超过2000亿立方米，市场将出现供大于求的局面；天然气长输管线和LNG接收站建设继续发展，油气管网设施进一步开放；天然气价格机制进一步完善，上海石油天然气交易中心正式运行。
关键词 中国 天然气 储量 产量 消费量 基础设施 LNG 煤制天然气 政策
中国天然气行业2014年发展与2015年展望
王占黎1 单 蕾1 孙 慧1 艾 勇1 王 芳2
( 1 中国石油规划总院 2 中石油煤层气有限责任公司 )
一、2014年中国天然气行业发展基本情况
1. 天然气储量再创历史新高，新增探明储量突破万亿立方米
中国天然气储量继续快速增长，连续12年新增探明地质储量超过5000亿立方米。2014年，中国天然气、页岩气和煤层气等新增探明地质储量再创历史新高，合计首次突破万亿立方米，达到1.11万亿立方米，新增探明技术可采储量增至5321.75亿立方米（见表1）；新增大于1000亿立方米的气田５个，约占总量的80%以上，其中神木气田超过2000亿立方米，深水陵水17-2气田为1020亿立方米[1]。
中国天然气新增探明地质储量仍以中国石油天然气集团公司（简称“中国石油集团”）为主，但所占份额大幅下降。2014年，中国石油集团新增探明天然气地质储量
4840亿立方米[2]，约占全国新增总量的43.6%，在鄂尔多斯盆地苏里格、四川盆地高石梯—磨溪、塔里木盆地克拉苏深层形成了3个万亿立方米规模储量区。2. 天然气产量持续稳步增长，增速有所下降
2014年，中国天然气产量（公司口径）达到1283.1亿立方米[3]，同比增加约95.1亿立方米，增长幅度约为8%，增量和增速均低于上年（2013年增量为107.7亿立方米，增幅为10%）。国土资源部统计的天然气产量数据为1292.47亿立方米，其中常规天然气产量为1243亿立方米，煤层气为36.97亿立方米，页岩气为12.5亿立方米[4]。
天然气生产依然以中国石油集团为主（见表2）。中国石油集团的长庆油田、塔里木油田和西南油气田仍然是
38
INTERNATIONAL PETROLEUM ECONOMICS
国际石油经济
No.6
2015
注：2013年不含页岩气；2014年页岩气探明储量等数据是首次公布
2014年[1]
合计11107.155321.7512.78 5.13较上年增长
73.6%35.2%9.5%11.5%
其中，天然气
9432.724749.56－－页岩气1067.5266.88－－煤层气
601.93
305.31
－
－
中国石化集团198.415.5%7.9%中国海油
124.19.7%11.8%陕西延长石油（集团）公司 6.00.5%27.7%合计（公司口径）
1283.1
100.0%
8.0%
表1 2014年中国天然气储量情况
表2 2014年中国各公司天然气产量[3]
中国天然气产量最大的3个油气田，2014年这3个气田的天然气产量分别比上年增长34.7亿立方米、12.7亿立方米和11.2亿立方米，分别达到381.5亿立方米、235.5亿立方米和137.3亿立方米；合计产量约754.3亿立方米，占全国总产量的58.8%。其中，长庆油田和塔里木油田天然气产量增长趋势下降，西南油气田产量增长趋势上升。
3. 天然气管道建设势头依旧强劲，重点区域管网和储气库的建设稳步推进
2014年，中国新增天然气长输管道里程约4500千米，全国天然气管道里程达到6.9万千米，形成了由西气东输系统、陕京系统、涩宁兰系统、川气东送、西南管道系统为骨架的横跨东西、纵贯南北、连通海外的全国性供气网络，“西气东输、海气登陆、就近外供”的供气格局已经形成，并已在西南、环渤海、长三角、中南及西北地区形成了比较完善的区域性天然气管网。
全年新投产的国家级管道主要有西气东输三线西段、陕京三线天然气管道，支线管道包括晋西南煤层气管道（永和—割麦—大宁），长宁页岩气试采干线工程，威远页岩气外输干线，延长气田临镇—子长集输干线，山东管网东营支线一期，广东省管网二期工程，中缅天然气管道
曲靖支线、丽江支线、昆明东支线、都匀支线、桂林支线、钦州支线、防城港支线、河池支线，西二线广南支干线玉林支线、南宁专供管道，中卫—贵阳联络线天水支线、遵义—怀仁支线、遵义南—和平支线、燕楼—孟关支线、遵义—红花岗支线、重庆两江新区燃机电厂配套天然气管线，浙江常山（含热电专供）支线等天然气管道[5]。
2014年5月31日，中亚C 线正式投产；8月25日，西气东输三线西段全线贯通，中国中亚天然气进口通道能力进一步提升。2015年1月7日，陕京三线良乡—西沙屯段开始向城市管网供气，陕京三线全线建成投产，进一步增强了环渤海地区尤其是北京市的天然气供应保障能力。此外，煤层气、页岩气管道的建成，为非常规气的外输奠定了基础；云南、贵州、广西等省内支线管道以及山东和广东省管网的建成投产，有效缓解了省内未通天然气地市的用气问题，进一步完善了西南、环渤海、珠三角等区域的天然气管网系统。
2014年，中国储气库建设持续快速推进，双六、陕224、板南三座储气库成功投产，进一步提高了对中国天然气管网季节调峰和事故应急的重要保障作用。截至2014年底，中国储气库总数达到23座，设计工作气量约166亿
立方米，但由于投产初期需要注入垫底气，部分储气库尚
NNUAL FEATURE
年度专稿39
未形成工作气量或工作气量较低，目前中国储气库的有效工作气量约为42亿立方米，仅为天然气消费量的2.3%。4. 液化天然气（LNG）项目核准速度加快，天然气进口量持续增加
2014年，中国有两座LNG 接收站投产，分别是青岛LNG 接收站和海南洋浦LNG 接收站。海南洋浦LNG 接收站隶属于中国海油，是中国海油投产的第七座LNG 接收站，一期规模为300万吨/年，10月25日首艘LNG 船抵达，正式进入试运营阶段。青岛LNG 接收站隶属于中国石化集团，是中国石化集团投产的第一座LNG 接收站，一期规模300万吨/年，12月23日装载着来自埃克森美孚公司巴布亚新几内亚LNG 项目的首船LNG 到港卸货，山东青岛LNG 接收站正式投入运行；未来二期建成后，青岛LNG 项目接收能力将达到1000万吨/年。
2014年，国家发改委对LNG 接收站核准速度放缓，全年共核准两项，分别为江苏如东LNG 二期项目、天津LNG 接收站。如东LNG 二期项目隶属于中国石油集团，二期建设规模为300万吨/年，计划2016年建成投产。天津LNG 接收站隶属于中国石化集团，一期建设规模为300万吨/年，计划2017年建成投产。
截至2014年底，中国已投产的LNG 接收站有11座，接收规模达到3660万吨/年；已获核准正在建设的LNG 项目有7个，规模合计2100万吨/年；已获得国家发改委同意开展工程前期工作待核准的LNG 项目有4个，规模合计1160万吨/年（见表3）。
2014年，中国全年共进口天然气约607.5亿立方米，天然气总进口量同比增加约71.7亿立方米。其中，进口LNG 达1988万吨①，同比增加198万吨，增长约11.1%；进口管道天然气329.2亿立方米，同比增加约43.4亿立方米，
项目类型
省、市、自治区
名称
规模（万吨/年）所属企业已投产
广东深圳大鹏LNG接收站一期370
中国海油福建福建LNG接收站一期260，二期260中国海油上海上海LNG接收站一期300中国海油江苏如东LNG接收站一期350中国石油集团辽宁
大连LNG接收站一期300中国石油集团浙江宁波LNG接收站一期300中国海油广东珠海LNG接收站一期350中国海油天津天津浮式LNG接收站一期220中国海油河北唐山LNG接收站一期350中国石油集团海南海南LNG接收站一期300中国海油山东青岛LNG接收站一期300中国石化集团小计
3660国家发改委已核准在建
广东深圳迭福LNG接收站一期400中国海油广东粤东LNG接收站一期200中国海油浙江
宁波LNG接收站二期300中国海油广西北海LNG接收站一期300中国石化集团天津南港LNG接收站300中国石化集团辽宁大连LNG接收站二期300中国石油集团江苏如东LNG接收站二期300中国石油集团小计
2100国家发改委同意开展工程前期工作待核准
浙江
温州LNG接收站一期300中国石化集团江苏连云港LNG接收站300中国石化集团江苏滨海LNG接收站260中国海油浙江
舟山LNG接收站一期300新奥集团
小计
1160
表3 中国LNG接收站建设情况（截至2014年底）
①中国海关总署公布的数据，折合天然气278.3亿立方米。
40INTERNATIONAL PETROLEUM ECONOMICS 国际石油经济
No.6 2015
增幅为15.2%。
LNG资源引进方面，2014年5月中国石油与俄罗斯诺瓦泰克公司亚马尔LNG项目签署了300万吨/年购销协议；中国海油完成了与道达尔集团100万吨/年增量资源采购框架协议的签署和BG集团150万吨/年长期供应框架协议的签署；中国石化与华电成立的合资公司完成了对马来西亚国家石油公司（Petronas）在加拿大LNG项目15%股份的采购，并计划从马国油采购300万吨/年LNG。截至2014年底，中国签署的进口LNG长期合同规模达到4075万吨/年。
5. 天然气消费增速放缓，供应初显宽松
天然气仍然是中国消费增长速度最快的一次能源，但2014年消费增速明显下降。2014年，中国天然气表观消费量（不含煤制气）约为1830亿立方米②，约占能源消费总量的6.3%，较上年增量大幅下跌，仅增加约139亿立方米，增幅跌至个位数，降至8.2%（2013年增量为228亿立方米，增幅为16%），用气增量与增幅明显低于前几年。分析其原因，一是2014年受国际油价大幅下跌、中国宏观经济增速放缓、非居民存量气价格进一步提高、替代能源加快发展等因素的影响，在用气需求旺盛的沿海地区，天然气发电和工业燃料用户用气需求疲软，甚至出现了以煤、油等其他能源替代天然气的局面；二是由于2014年冬季为暖冬，较往年同期温度增高了3摄氏度左右，冬季采暖用气大幅降低。
随着天然气门站价格进一步提高，天然气市场需求紧缩，增速放缓。同时，上游供应商加快了天然气资源的引进开发，国内新增海南LNG、青岛LNG、中国海油荔湾气田、中国石油集团龙王庙气田、中国石化集团元坝气田等资源。2014年全国天然气供需初显宽松。
虽然消费增量和增速较前几年有所放缓，但中国天然气利用领域仍在不断拓展，天然气的覆盖范围和覆盖人口仍在不断扩大。2014年，中国城市燃气行业的天然气消费量已占全国天然气消费总量近40%，天然气气化人口超过2.7亿人，城镇人口天然气气化率达到37%。天然气在交通领域的发展稳步上升，天然气汽车产量较上年增加27.3万辆，天然气汽车保有量较上年增加超过120万辆，增至460万辆；加气站较上年增长超过1000座，增至6800座。
二、2014年中国天然气行业热点透视
1. 中俄签订东线供销合同，四大进口战略通道布局基本完成
2014年5月，中俄两国政府在上海签署了东线天然气合作项目备忘录，中国石油集团与俄罗斯天然气工业股份公司签署了《中俄东线管道供气供销合同》。根据合同，自2018年起俄罗斯将通过中俄东线天然气管道逐年向中国增加输气量并最终达到380亿立方米，合同期30年，主要气源地为俄罗斯东西伯利亚伊尔库茨克州的科维克塔气田和萨哈共和国的恰扬达气田，俄方负责气田开发、天然气处理厂和俄罗斯境内管道，中国石油集团负责中国境内输气管道和储气库等配套设施的建设。2014年10月，中俄双方在莫斯科签署了《关于中俄东线管道建设和运营的技术协议》，确定了中俄东线天然气管道入境点、交气压力、跨境段主要参数、天然气品质等管道建设和运营方面的技术内容。
2014年11月，中国石油集团和俄罗斯天然气工业股份公司签署了《关于沿西线管道从俄罗斯向中国供应天然气的框架协议》，规定了未来从俄罗斯通过中俄西线天然气管道向中国供气的基本技术经济条款，确定每年供气规模为300亿立方米，供气量渐增期为4～6年，供气期限30年[6]。
中俄签署供气“世纪大单”，意味着中国天然气进口多元化战略布局基本完成，中国天然气进口东北（中俄东线天然气管道）、西北（中亚天然气管道）、西南（中缅天然气管道）和海上（海上LNG）四大天然气进口战略通道将成为现实，对于保障中国能源安全意义重大。
2. 大气污染防治与能源发展战略行动计划出台，强化天然气在能源消费中的地位
为了贯彻落实国务院印发的《大气污染防治行动计划》和《京津冀及周边地区落实大气污染防治行动计划实施细则》，2014年3月，国家发改委等三部委联合发布了《能源行业加强大气污染防治工作方案》（简称“方案”），确定了4个方面13项重点任务。“方案”提出2015年天然气（不包含煤制气）消费比重提高到7%，
②表观消费量=国内天然气产量1292.47亿立方米（国土资源部数据）+进口量607亿立方米（海关口径）-出口量24亿立方米（公司口径）-储气库注气量
41亿立方米-LNG库存变化4亿立方米。
NNUAL FEATURE
年度专稿41
首家利用油气管网设施开放进口LNG 的民营企业。另外，国内正在建设或计划建设LNG 接收终端的企业还有华电、新疆广汇、哈纳斯集团等，主要项目包括舟山LNG 、江门LNG 、珠海LNG 、连云港LNG 、莆田LNG 、日照LNG 等，总接转能力达到2000万吨/年。舟山LNG 已于2015年2月获得国家发改委核准，连云港LNG 项目也已获得国家发改委同意（待核准），前期工作正在开展，其他项目正在开展相关工作。这些事件标志着中国《油气管网设施公平开放监管办法》正在逐渐落实，中国LNG 进口及终端正式开始向民营企业开放。
4. 天然气价格机制改革进一步深入，存量气和增量气并轨再迈进一步
2013年6月，国家发改委区分存量气和增量气调整了天然气价格。2014年8月12日，国家发改委出台了《国家发展改革委关于调整非居民用存量天然气价格的通知》，决定自9月1日起，在保持增量气门站价不变的情况下，适当提高非居民用存量天然气价格：非居民用存量气最高门站价每千立方米提高400元，广东、广西存量气最高门站价按与全国水平衔接的原则适当提高，化肥用气企业暂不调价，需承担冬季调峰责任；居民生活用气、学校教学、学生生活用气、养老福利机构用气等（不含集中供热）门站价格暂不调整，方案实施后新增居民用气门站价格按调整后的存量气门站价格政策执行；进一步落实放开进口LNG 气源价格和页岩气、煤层气、煤制气出厂价格政策。
此次非居民用存量气价格的调整是继2011年广东和广西实施天然气价改试点、在2013年天然气价格机制改革的基础上提出的，基本完成了中国天然气定价机制由“成本加成法”向“市场净回值法”的过渡，是分步理顺存量天然气价格的第二步，进一步推进2015年存量气和增量气门站价格并轨目标的实现。但对于业界关心的天然气门站价调价周期、峰谷气价等问题仍未涉及。
5. 水运行业应用LNG政策陆续发布，但发展速度缓慢
近几年，由于内河、沿海和近海航运普遍存在污染，技术设备老化、能耗高、效益差等问题，LNG 在水运行业的应用被逐渐关注。中国LNG 船舶发展从2010年8月京杭运河第一艘LNG-柴油混合动力“苏宿货1260”号3000吨
2017年提高至9%，首先完成京津冀鲁现有炼化企业，再完成长三角城市群、珠三角区域炼化企业燃煤设施天然气替代；在一些产业聚集区建设热电联产和分布式能源设施，逐步淘汰分散燃煤锅炉。在“方案”指导下，京津冀鲁等省市纷纷制定了本辖区的实施方案，采取淘汰市区燃煤小锅炉、划定无煤区等措施，加快采暖锅炉、工业锅炉、热电项目的“煤改气”步伐。中国“煤改气”需求大幅增加带来分省区分项目天然气保障供应、分地区分类别“煤改气”工程补贴政策和补贴标准、分布式能源无歧视入网及独立向企业供电（热）等诸多问题。
为贯彻落实党的十八大精神，推动能源生产和消费革命，加强中国能源安全，实施能源发展战略，2014年6月7日，国务院办公厅发布了《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》，明确提出2020年的能源消费总量要控制在48亿吨标煤左右，煤炭总量控制在42亿吨左右；以经济发达地区和大中城市为重点，有序推进“煤改气”；把发展天然气等清洁低碳能源作为调整能源结构的主攻方向，实施气化城市民生工程，稳步发展天然气交通运输，适度发展天然气发电，2020年天然气在一次能源消费中的比重要达到10%以上（若天然气热值按9310千卡/立方米测算，天然气需求约3600亿立方米），提高天然气在能源消费中的地位；2020年国产天然气产量达到2450亿立方米，进口通道能力达到2500亿立方米，保障天然气的供应。
但是2014年中国天然气消费增速远低于预期，如果天然气市场长期维持低速增长，对于中国天然气发展的规划目标是个极大的考验。若天然气消费年均增速按8.7%预测，则2020年中国天然气表观消费量将不到3050亿立方米，与规划目标相差较大。因此，未来还需要从挖掘市场潜力，进一步完善天然气价格机制等多方面努力，促进中国天然气市场健康有序发展。
3. 新奥集团成功接收进口LNG，中国LNG进口及进口终端向民企开放
2014年12月23日，新奥集团通过与中国石油合作，将采购的6万吨进口LNG 现货顺利靠泊在江苏南通洋口港如东LNG 接收站，并成功进行接卸作业。新奥集团成为三大石油公司之外首家成功从国外进口LNG 的企业，也是国内
42INTERNATIONAL PETROLEUM ECONOMICS 国际石油经济
No.6 2015
级运砂船试航成功开始，截至2014年底，已改造LNG动力船舶100多艘。
继2013年11月交通部发行首部LNG水运专项文件《关于加快推进水运行业应用LNG燃料工作的指导意见》（以下简称“指导意见”），2014年4月15日财政部和交通运输部共同印发了《内河船型标准化补贴资金管理办法》，提出对于符合条件的新建LNG动力示范船舶，按照建造时间和主机总功率的不同，给予单船63万～140万元的资金补贴。2014年4月16日，交通部召开《水运行业应用LNG 试点示范工作实施方案》会议，确定水运行业应用LNG的13个试点项目和33个示范项目。2014-2016年，将新建或改造船舶2800艘，建设岸基式加注站40座、趸船式水上加注站11个、移动式加注船7艘。这标志着中国水运行业应用LNG开始进入实用化、规模化阶段。
但水运行业应用LNG的发展过程仍面临诸多挑战，船东普遍持观望态度，发展速度缓慢。一是受国际油价持续下跌的影响，燃料油和柴油价格大幅下跌，而国内天然气价格的进一步提高导致LNG船舶燃料成本大幅增加，在没有强制性排放标准的情况下，LNG船舶与燃料油或柴油船舶相比缺乏竞争力；二是新建/改造LNG动力船舶一次性投入成本高达几十万甚至几百万，维护费用也很高，而新建动力船舶补贴成本仅占购置总成本的30%左右，改造LNG动力船舶没有补贴，投资回收期较长，船主积极性不高；三是LNG船舶加注配套设施、相关标准规范等尚不完善，LNG船舶发展受限。
6. 煤制天然气项目运行不稳定，如何科学合理发展值得关注
截至2014年年底，中国已核准煤制气项目仍为2013年底前已核准的4个项目，总规模151亿立方米/年，已获得国家发改委同意开展工程前期工作的项目超过20个，总规模超过1000亿立方米/年，是国家能源局初步规划2020年煤制气产量500亿立方米的两倍以上。已投产的大唐克旗、新疆庆华、内蒙古汇能项目的规模都是约35亿立方米。因气化炉腐蚀等问题需定期检修，已投产的煤制气项目生产运行不稳定，2014年大唐和庆华煤制气项目分别检修两次，停工检修时间近半年，当年产量都不到8亿立方米，开工率不足23%。
煤制气属于高耗能、高耗水项目，生产每千立方米天然气耗煤量约2～4吨标煤，耗水量高达5～7吨。而已核准和获得国家发改委同意开展工程前期工作的煤制气项目大多位于水资源缺乏的新疆、内蒙古等区域，有限的水资源要支撑大量的煤制气项目发展，这与当地居民的生活用水存在较大的矛盾。另外，虽然煤制气项目对保障中国能源安全、适度增加油气替代、实现高效清洁利用具有重要意义，但是考虑到国家提出的“控制煤炭消费总量在42亿吨标煤、降低煤炭在能源消费总量中的比例至62%以内”的目标，发展煤制气并不能直接减少煤炭消费量和解决环境污染问题。
为了制止不顾环境、水资源现状和技术经济实力而盲目发展的现象，2014年7月22日，国家能源局发布了《关于规范煤制油、煤制天然气产业科学有序发展的通知》，明确煤制气“不能停止发展、不能过热发展、禁止违背规律无序建设”的方针，“坚持量水而行、坚持清洁高效转化、坚实示范先行、坚持科学合理布局、坚持自主创新”的原则，严格产业准入要求，例如能源转化率、能耗、水耗、二氧化碳排放和污染物排放等指标必须达到准入值，禁止建设年产20亿立方米以下的煤制天然气项目，年产20亿立方米以上的项目需报国务院投资主管部门核准，加强煤制气项目审批管理。国家发改委和能源局正在研究制定《关于稳步推进煤制天然气产业化示范的指导意见》，关于煤制气项目发展的必要性、如何科学合理的发展、发展目标等问题值得关注。
三、2015年中国天然气行业展望
2015年是实现“十二五”规划任务目标和开启“十三五”规划的关键年份，2015年目标完成情况将直接影响到“十三五”天然气规划目标及相关配套设施规划的制定。
1. 2015年天然气消费将持续增长，但增速仍较低
天然气对于促进国家能源结构调整、发展清洁高效经济、防治大气污染等意义重大，是近期改善大气环境最现实和最有效的手段，应大力发展。但是受国际油价持续低位运行、国内经济增速放缓、天然气价格改革逐渐到位、
替代能源加快发展等多方面因素影响，部分发电和工业燃
NNUAL FEATURE
年度专稿43
料用户积极性较低，“煤改气”和“气代油”等工程进展缓慢。预计2015年全国天然气消费增速仍然较低，天然气表观消费量接近1900亿立方米，天然气消费仍将集中在市场发育成熟的川渝地区以及经济发达、对环境要求较高的长三角、环渤海、珠三角地区。
2. 供应量大幅增加致使供大于求，资源市场面临双重挑战
除了2014年新增的荔湾海气、龙王庙气田、元坝气田资源，海南LNG 、青岛LNG 在2015年将大幅增加供应，而且供应价格的放开在一定程度上将增加供应商对成本较高的非常规气开发和LNG 资源引进的积极性。预计2015年天然气供应总量将超过2000亿立方米，其中常规天然气产量将达到1320亿立方米，页岩气和煤层气产量将分别达到40亿立方米和45亿立方米，进口管道气和进口LNG 总量将达到670亿立方米左右。市场供需形势逆转，将出现供大于求的局面。
虽然资源保障能力大幅提高，但是供大于求的局面将使得部分成本较高的进口LNG 长贸合同、进口管道气以及非常规气资源面临挑战。另外，受中国经济增速放缓等因素影响，天然气市场需求出现紧缩，天然气市场的拓展将成为关注的焦点和难点。
3. 天然气长输管线和LNG接收站建设继续发展，油气管网设施进一步开放
2015年，西气东输三线东段干线工程吉安—福州段建设进入收尾阶段，作为中国首个引入社会资本和民营资本参与建设的国家重点工程，需确保如期投产运营。广西LNG 、粤东LNG 计划于2015年投运，在供应饱和的形势下，能否按期投产仍有待观察。已投产的大唐克旗和新疆庆华等煤制气项目运行不稳定，发展备受争议，在建的庆华二期、伊犁新天等煤制气项目能否顺利投产运行值得关注。
2015年中国油气管网设施将进一步开放，三大石油公司将继续向第三方用户公平开放使用管网及LNG 接收站储运设施的富余能力。民营企业也在积极开展管道气、LNG 进口和LNG 接收站建设工作，2015年2月，新奥舟山LNG 接收站已获得国家发改委核准。
4. 天然气价格机制进一步完善，上海石油天然气交易中心正式运行
2015年2月26日，国家发改委发布了《关于理顺非居民用天然气价格的通知》（简称“通知”），提出自4月1日起存量气和增量气实现并轨；试点放开直供用户（除化肥企业）用气门站价格，由供需双方协商定价；居民用气门站价格暂不作调整。通知基本理顺了中国非居民用气的价格，初步提出了季节性差价、可中断气价、阶梯气价政策。但是随着国际油价持续下降、可替代能源的价格持续走低，中国天然气市场的发展将受到严重影响。目前，中国天然气定价机制仍面临诸多问题，例如价格机制改革是否到位，气价与油价挂钩联动调整、价格调整周期，直供用户价格市场化、居民阶梯气价如何逐步落实到位、可中断用户的界定，调峰气价的结算周期等都是业内关注的焦点。
为了提高中国对国际价格的影响力，争取亚洲石油天然气交易定价权，中国成立了上海石油天然气交易中心。该中心于2015年1月获得上海市批复，3月完成注册，预计6月试行，7月份正式运行。交易中心的成立将为中国天然气市场化改革创造更加有利的条件，但在油气价格改革尚未完全到位、市场参与主体有限的情况下，建成一个多方参与且具有国际影响力的中国版“亨利交易中心（Henry Hub ）”，仍需深入研究相关配套政策。
参考文献：
[1] 刘艾瑛. 我国矿产资源家底得到进一步夯实[N/OL]. 中国矿业
报, 2015-04-18 (A06). https://www.doczj.com/doc/574544445.html,/xwdt/jrxw/201504/t20150420_1348277.htm.
[2] 中国石油天然气集团公司. 2014年度报告[R/OL]. http://www.
https://www.doczj.com/doc/574544445.html,/cnpc/lncbw/201504/004e584d0e2b4084b9373d3dded 0486f/fi les/e50c55cb2d0a4cee920805ec11e27853.pdf.
[3] 2009－2014年中国天然气产量[J]. 国际石油经济, 2015 (4)：97. [4] 国土资源部. 我国常规油气资源总量丰富天然气资源潜力
大于石油[EB/OL]. https://www.doczj.com/doc/574544445.html,/xwdt/jrxw/201505/t20150506_1349846.htm.
[5] 高鹏, 王培鸿, 王海英, 等. 2014年中国油气管道建设新进展[J].
国际石油经济, 2015 (3)：68-74.
[6] 2014年国内外十大石油经济事件[J].国际石油经济, 2015 (1)：
21-22.
收稿日期：2015-05-28
编 辑：王立敏编 审：周 勇
INTERNATIONAL PETROLEUM ECONOMICS
国际石油经济
No.6
2015
natural gas development strategy: integrated enterprises should be encouraged to embrace the ideas of openness, equality, interaction, cooperation, and participation, and oil and gas reform signals should be fully understood and embraced, the moment seized, and initiative meet the test; and city gas businesses should embrace openness and inclusiveness in enterprise management, as well as change perspective and dauntlessly innovate, to broaden the space for development.
China's natural gas consumption during the 13th Five Year Plan period
By ZHOU Shuhui, ZHAO Zhongde, LIU Yong, & SUN Hui, Planning & Engineering Institute, Petro China
Because of the slowdown in global energy consumption and likely persistence of low oil prices for quite a long time, natural gas demand in China is expected to be at most 300 billion cubic meters in 2020. In order to achieve the consumption targets proposed in the National Energy Development Strategy Action Plan (2010-2020), a multi-pronged effort needs to be made to expand the supply of natural gas resources, and broad-ranging action taken to promote natural gas consumption. In the meantime natural gas market reform needs to be deepened and the natural gas pricing system needs to be rationalized through enactment as soon as possible of appropriate laws and regulations to strengthen supervision of the midstream and downstream natural gas industry.
The importance of improved natural gas competitiveness in China's energy industry restructuring
By HOU Qijun, ZHU Xingshan, WANG Wu, Planning Department, CNPC
Substituting gas for coal lies at the core of China's energy industry restructuring. In recent years the rapid growth in natural gas consumption has greatly contributed to energy industry restructuring and protecting China’s environment. The relatively low price of gas was the main driver of the rapid growth in natural gas consumption over the past ten years. With the change in energy market conditions natural gas’s competiveness with coal has sharply declined and this is posing a serious challenge to further energy industry restructuring. The country should as soon as possible implement policy measures governing energy, environmental protection, taxation, supervision etc. in such a way as to fully reflect environmental cost in energy prices and thereby improve the competitiveness of natural gas.
Development of China’s urban gas industry and some policy recommendations
By LV Miao, Beijing Gas Group Co., Ltd.
Under the 12th Five-Year Plan, the scale, customer base, pipeline mileage, gas penetration rate and fixed asset investment in the city gas industry have all grown significantly.
Considerable progress has been made in achieving safe and stable gas supply capacity, in gas technology innovation, and in enterprise management capability and filling the ranks with talent. However, there continue to be many problems in market access and exit, pipe network construction, safety, gas storage and peak shaving, pricing mechanisms and project approval processes in the city gas industry. For healthy development of the city gas market, the upstream and midstream gas markets need to be opened to diversified competition and the city gas price needs marketizing reform; strict standards for business access to city gas distribution networks need to be established, and network interconnection and interoperability realized between them; there needs to be innovation in technology and in management while safety standards and compliance are strengthened; and a regional natural gas trading hub needs to be formed.
Experience and revelation of US’s natural gas industry development
BY XIE Mao, Kunlun Gas Ltd., PetroChina
The US natural gas market has a high degree of openness, operating on a mature physical system and within a mature regulatory framework, with market information transparency and open third-party access in a competitive business system. The shale gas boom has resulted in excess domestic resources and gas price decline, with the United States gas distribution industry’s profitability marginal since 2008. The US natural gas industry has 100 years of development experience. China’s is in a period of rapid development that requires pipeline construction for its support, and its market will need a sound legal system and independent regulatory body for protection; third-party open pipeline access and customer-choice are a necessary stage in the development of a natural gas market where a mature market pricing mechanism provides an effective means of assuring natural gas supply and demand balance; city gas will be the center of industry profit growth; natural gas plays an important role in achieving green development goals; for entities in the downstream gas business, understanding the rules and state of natural gas market development, through differentiated services to enhance core competitiveness, is a top priority.
China’s natural gas industry performance in 2014 and outlook for 2015
By WANG Zhanli, SHAN Lei, SUN Huin & AI Yong, Planning & Engineering Institute, PetroChina; WANG Fang, Petrochina Coalbed Methane Company Limited
In 2014 China added 1.110715 trillion cubic meters in proven natural gas reserves, 73.6% more than the previous year. Natural gas production increased by 8% to 128.31 billion cubic meters. Natural gas imports increased by 7.17 billion cubic meters, to 60.75 billion cubic meters. Apparent consumption of natural gas (excluding gasified coal) was 183 billion cubic meters, up about 8.2%. New natural gas trunk pipeline mileage was over 4500 kilometers,
BSTRACTS IN ENGLISH
英文摘要
111
with key regional pipeline network and gas storage construction progressing steadily. In 2014 the East Line natural gas purchase and sale contract signed between China and Russia opened China’s Northeast import gateway. LNG importing and import terminals were offi cially opened to private enterprises. Reform of the natural gas pricing mechanism advanced a further step with the merge of existing gas volume (the amount consumed in 2012) and incremental gas volume (the amount of gas consumed above the 2012 level), waterborne LNG shipping industry policies were released successively, and progress in coal gasifi cation projects was unsteady. In 2015 growth in China’s natural gas consumption is expected to remain slow and reach 190 billion cubic meters, with supply predicted to be more than 200 billion cubic meters, putting the market into oversupply. Long distance natural gas pipeline and LNG terminal construction will continue, and access to oil and gas pipeline network facilities will be further opened. The natural gas pricing mechanism will further improve and a Shanghai oil and gas trading hub will formally commence operation.
C o m m e r c i a l i z a t i o n , o p e r a t i o n a n d r i s k management for China’s imported LNG
By DU Dayong, Jialong Investment Group Ltd.; TANG Hui, Fujian Investment & Development Group Co., Ltd.
Comparative analysis of the commercialization and operation of major countries’ and regions’ markets for LNG imports reveals that the LNG market is monopolistic in Europe, Japan and South Korea, where “take-or-pay” is effectively implemented thereby. To realize a natural gas price determined by market supply and demand you must break any monopoly; so, the US and Britain introduced gas-on-gas competition. Regional commercial operations in China's natural gas market are already diversifi ed. Opening third-party access to infrastructure can promote market-based choice of resources that would drive China’s own domestic natural gas trading hub price. The key features of an international LNG market with commercial risk management by Chinese enterprises of their LNG resource purchases should be: 1) based on the implementation of the market; 2) joint purchasing on the international market to increase buyers’ competitive power over sellers; 3) seeking a reasonable valuation method and properly using price review provisions; 4) making the take-or-pay and delivery provisions more fl exible; 5) taking active advantage of sellers’ resource pools.
Feasibility in China of reserves for LNG peak-shaving
By WANG Li & LI Wei, Jingtang LNG Co., Ltd., PetroChina China’s dependence on imported natural gas will exceed 40% after 2020. To ensure stable and secure energy supply, reserve capacity in the form of peak-shaving facilities needs to be constructed. There currently isn’t enough gas storage capacity in China, and any reserve system now wouldn’t be robust enough and would become a shortcoming in China’s natural
gas infrastructure development. On the basis of various kinds of foreign experience in LNG reserving, the feasibility of carrying out construction of additional on-shore LNG receiving station gas storage tanks, floating LNG receiving stations, small LNG liquefaction plants and LNG satellite stations, all for peak-shaving, is studied. Conditions already exist in China for developing various kinds of LNG peak-shaving facility hardware. Combined with current international LNG market price trends, the introduction of domestic policies, and the establishment of a natural gas trading hub in China, opportunities and a sustainable environment already exist in China for LNG peak-shaving reserve development.
China-Myanmar oil and gas cooperation: new circumstances, new challenges, new thinking
By LU Ruquan & DUAN Yifu, China National Oil and Gas Exploration and Development Corporation; LI Chencheng, Petroleum Exploration and Development Research Institute, PetroChina
As a pivotal country along China’s 21st Century Maritime Silk Road as well as in diversification of China's energy imports, Myanmar has been undergoing widespread political and diplomatic change since military rule ended in 2011. Intensified regional great power rivalry, accelerated democratization, continued clashes between ethnic rebels and the central government, and various demands by local stakeholders have increased economic, political, security and social risk for Chinese companies. However, with the implementation of China’s Silk Road Economic Belt strategy, inherent geopolitical and historical factors in China-Myanmar relations and Chinese macro-economic infl uence in the region will underpin continued Chinese oil and gas investment in Myanmar. Chinese enterprises should gain confi dence, refresh their perspective, and actively respond to challenges there.
Post-Karimov era political trends in Uzbekistan and appropriate China-Uzbek oil & gas cooperation strategy
By LI Chencheng, Petroleum Exploration and Development Research Institute, PetroChina; SHANG Xin, CNPC Central Asia Gas Pipeline Company Limited
President Islam Karimov is the very core of power politics in Uzbekistan, but biological limitations such his age and health present Uzbekistan’s more than 20 year-old authoritarian system with serious challenges. Development of Uzbekistan’s main political groups’ (factions’) rivalries and power structure is the key factor determining the country’s political direction. Karimov’s successor will likely emerge from one of the two main factions from Samarkand and Tashkent. Both factions’ key insiders’ domestic and foreign policy will probably impact Chinese oil companies’ long-term investment in the country. A government controled by the Samarkand faction of current Prime Minister Shavkat Mirziyoyev may require more