市场供给基本保障
近中期我国天然气市场供给基本保障，但仍在资源技术方面存在诸多不确定性。
国内天然气供给方面包括常规气供给、页岩气产量、煤层气产量、煤制气产量。整体看来，我国天然气供给到2020年可达4300亿~6000亿立方米，完成现有规划任务是较为保障的，但仍在资源、技术、配套和价格四大风险。
“十三五”末期产量目标可完成
我国常规天然气产量近十五年来增长较快。在“十五”和“十一五”规划期间，我国的天然气产量从2000年的272亿立方米/年增至2014年末的1280亿立方米/年。“十二五”期间，如果以国家发展规划中2015年常规天然气产量1385亿立方米的目标实现为参考，我国常规天然气年均产量增长约为7.9%。
从资源的角度分析，我国常规天然气储量较为丰富。截至2013年底我国天然气地质资源量高达62万亿立方米，探明率18.4%，处于勘探早期;2013年新增天然气探明地质储量6164.33亿立方米，新增天然气探明技术可采储量3818.56亿立方米。考虑到国家政策不断鼓励各类资本进入油气勘探领域以及相关勘探开发技术水平的进步，现有资源量可以保障我国常规天然气产量的持续提升。
从产量的角度分析，如果我国“十三五”期间天然气年均增长率维持“十二五”的增长水平，即以常规天然气年均产量增长7.9%测算，至2020年末我国常规天然气产量将达到2026亿立方米;即使以“十二五”期间5.5%的最低年均增长率测算，至2020年我国常规天然气产量也将达到1810亿立方米。该测算值基本符合《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》对我国2020年国产天然气1850亿立方米的规划数值。
2020年我国页岩气产量目标可以完成
国家发改委印发的《页岩气发展“十二五规划”》显示，我国页岩气2015年产量目标为65亿立方米，2020年页岩气的规划远景目标为600亿~1000亿立方米。此后，国家能源局已将2020年页岩气的规划产量目标下调至300亿立方米。
从公司的角度看，目前，中石化已在重庆涪陵地区探明全国首个千亿立方米级整装页岩气田，2015年将扩能新建产能25亿立方米，累计建成产能50亿立方米，生产页岩气35亿立方米，同时计划2017年建成年产能100亿立方米。中石油2014年页岩气产量约1亿立方米，随着投资水平的提升，计划2015年实现国内页岩气产量约26亿立方米。此外，中海油、延长石油和其他一些民营企业也在积极开展页岩气的勘探开发工作。
从地区的角度看，作为国土资源部评估的页岩气最丰富的地区，四川省政府正在联合国土资源部力争试点“页岩气特区”，计划2020年实现全省页岩气产量200亿立方米。重庆市政府也与中石油、国投和中化公司等共同出资组建重庆市页岩气勘探开发有限责任公司，预计2020年全省计划产气量超过100亿立方米。此外，云南、贵州、江西、陕西和湖南等省份合计将在2015年实现超过10亿立方米的页岩气产量。
从我国页岩气的发展现状看，至2020年我国300亿立方米的页岩气产量规划目标落实是基本保障的。
2020年煤层气产量将达500亿立方米
“十一五”期间，我国煤层气开发从零起步，到了2010年煤层气产量达到15亿立方米，新增煤层气探明地质储量1980亿立方米，是“十五”时期的 2.6倍。2009到2012年，我国地面煤层气产量从10.17亿立方米增长到2012年的25.73亿方米，以每年平均5亿立方米的速度增长;而井下抽采煤层气以平均每年10亿立方米的速度增长。从目前进展看，国家煤层气发展“十二五”规划中，2015年煤层气地面抽采140亿立方米的规划产量不可能完成，160亿立方米的井下抽采量可能超额完成，但完成300亿立方米的总产量难度较大。
2015年2月，国家能源局提出到2020年我国煤层气产量力争突破400亿立方米，其中地面和井下抽采量分别达到200亿立方米。考虑到井下抽采量相对较快的增长速度可以弥补地面抽采量增长的不足，且《计划》中加快示范区建设、完善鼓励政策、督促天然气管网公平开放和吸引各类投资主体进入等措施都有助于促进我国煤层气加快发展，因此认为400亿立方米煤层气产量是基本可以完成的。此外，中国工程院袁亮院士等专家更乐观估计，2020年我国煤层气产量有望达到500亿立方米。
2020年煤制气产量1000亿立方米
2013年9月，国务院出台了《大气污染防治行动计划》。煤制气成为推动我国中西部产煤区上马煤制气项目的重要因素。国家能源局规划至2020年，我国煤制气产量计划达到500亿立方米。
据不完全统计，截至2014年6月，全国投产、在建或拟建的煤制天然气项目共61个，年总产能预计超过2600亿立方米。其中，已投产产能仅27.05亿立方米/年，建设中产能 143.95亿立方米/年，前期工作项目产能662亿立方米/年。根据历年来国家规划执行情况和重大项目建设周期， 2020年500亿立方米的煤制气规划产量可以有效保障;考虑到已开展前期工作项目至2020年可基本建成投产，且部分已签约的计划产能建设也有可能于2020年实现投产，因此认为2020年我国煤制气产量高值可达800亿~1000亿立方米。
进口天然气供给可以保障
进口天然气供给主要分为进口管道和进口LNG供给两个方面。
进口管道气1350亿立方米可以保障
目前，我国已修建完成的境外进口天然气输送管道主要包括中亚四线、中缅管线和俄气东线等。至2020年，上述管线基本可以实现满负荷输送。因此，其合计进口管道气数量1350亿立方米完全可以保障。
此外，中国石油正在商讨从西线进口俄罗斯管道气的可能，预计输送产能可达300亿立方米/年;中石化已与蒙古矿业部就进口煤制气展开沟通，预计进口量为130亿立方米/年;乌兹别克斯坦也正在与我国政府就新增供气150亿立方米/年展开谈判。如果上述新增进口量全部落实，我国2020年管道天然气进口总量将达1950亿立方米。
2020年LNG进口总量为1018亿立方米
从接收的角度分析，截至2014年年底，我国LNG投产或在建的接收站已达21个，预计2020年可形成接收能力878亿立方米。但考虑部分LNG将直接作为机动车和船舶燃料进行消费，不经过LNG接收站气化，因此在分析我国进口LNG供给时选取贸易数量为参考。我国LNG进口主要分为两部分：一是通过签署长期购销合同并“照付不议”，二是在现货市场上直接购买LNG资源。长期合约方面，参考已签署LNG长期活动，2020年我国LNG进口量为4030万吨，约合548亿立方米;现货购买方面，近年来我国LNG现货市场购买年均增长率约5%，以2014年我国LNG现货购买量350亿立方米为基数测算，至2020年我国LNG现货购买量可达470亿立方米。因此，我国2020年LNG进口总量约为1018亿立方米。(见表3)
资源技术存在不确定因素
综合上述分析，2020年我国天然气供给区间为4300亿~6000亿立方米，高于国家有关规划中提出至2020年天然气供给量达到4000亿~4200亿立方米的水平，近中期天然气市场供给基本保障。
但我国天然气市场供给也存在多项不确定因素。第一，资源问题。其中，国产气方面，常规天然气增储上产难度加大，老气田产量将逐年递减，储采比下降问题已显现;页岩气虽有良好前景，但资源分布地质条件相对较差，除涪陵气田外，其他地区尚未形成规模化的经济可采储量;煤层气勘探开发投资严重不足、矿业权重叠等因素同样制约经济可采储量的大幅增长。进口气方面，我国天然气供给对外依存过高，2014年全年天然气进口量达到595亿立方米，对外依存度已高达32.4%。进口天然气资源也存在一定风险。譬如，中缅管道的上游开发情况明显不及预期，120亿立方米的年输送量存在极大的不确定性，同时缅甸“民地武”和政府军导致的内战不断升级，也将成为该国油气工业发展的潜在风险。而在俄罗斯，尽管西方各国对俄罗斯的制裁使俄罗斯考虑将更多的天然气出口转向包括我国在内的东北亚地区，但也增大了中俄管道上游资源的经营风险。此外，进口液化天然气(LNG)方面，受市场需求疲软、投资成本上升等因素影响，个别项目已经面临推迟甚至取消的风险，如我公司参加的加拿大西北太平洋项目等。第二，技术问题。我国页岩气、煤层气和煤制气当前都存在勘探开发和环境保护等方面的技术问题，可能导致未来储量和产量增长的不确定性。第三，基础设施问题。管网等基础设施薄弱也增加了页岩气和煤层气等资源开发的成本和风险。第四，市场价格问题。发改委今年2月宣布，4月1日起，国内天然气价格正式并轨，各省增量气最高门站价格每立方米下降0.44元，存量气最高门站价格每立方米上调0.04元。国内气价并轨有利于天然气消费市场的开拓，但将对天然气生产和进口企业带来较大经营压力，可能增加市场供给的不确定风险。
