国内天然气开发面临挑战 煤制气发展负盈利
去年中国地下储气库实际工作量为76亿立方米，占去年天然气消费量的3.7%。全球天然气地下储气库有效工作气量占比在10%-15%之间。
储气库和LNG接收站储备能力导致了用气高峰期应急储备的不足。徐博表示，“大部分只能处理2-3个储罐，基本可以满足生产运营，但处理能力不足、输送能力有限。华北地区冬季一天消费量近5亿立方米，但应急储备仅1亿立方米。”
同时，国内常规天然气的开发也面临着挑战。去年国内新增常规气地质储量为6540亿立方米，低渗透气和致密气占比为73%。国内的天然气开发由常规油气向非常规油气转变。中国本来就少气，再找到像塔里木油田、长庆油田这样的气田难度较大。
国内天然气需求依然在持续增长。煤改气是助推天然气需求增长的刚性需求和最大机遇。预计，今年天然气消费量是2300亿立方米，增量330亿立方米，同比增长17%，今年煤改气导致的“气代煤”天然气需要量为近200亿立方米。
国内天然气需求提振的最大原因是宏观经济稳中向好。相对于进口LNG带来的高达43%增长速度，管道气由于气量基数很大，虽然同比增速只是12%，增长量其实更为强劲。
煤改气只是天然气需求增长的原因之一。今年上半年华东地区的气量增长是华北地区的两倍多。以华东地区的江苏省为例，今年上半年用气量增长了20.5亿立方米，同比增长25%，最大的增长来自于发电和包括工业在内的大城市燃气用户。参与煤改气的河南省上半年用气量增长10.9亿立方米，同比增长32%，其中最主要的增长来自于城市燃气、发电和工业。
徐博表示，“今天LNG价格达到8000元/吨的部分规模不大，气量不会超过50亿立方米。”每年需要出气调峰的时长是两个月。
中海油能源经济研究院首席能源研究院陈卫东表示，“国产LNG的价格上涨，是对天然气供应不足的良性反馈。”以往中国的天然气消费增长没有超过200亿立方米，今年消费的大幅增长和价格反映出保障天然气供应安全有极大的投资空间。
最近一周华北地区的国产LNG出现日涨500元/吨的趋势，11月29日，国产液化天然气（LNG）出厂价格最高升至8000元/吨关口。在此情况下，以页岩气、煤层气和煤制气为主的非常规天然气成为国内天然气开发的突破口。
徐博表示，“政策、环保和低油价等原因，可能会导致2020年前页岩气和煤制气的发展会受到一定的阻碍。”2020年中国的天然气产量会达到2100亿立方米，其中常规天然气1700亿立方米，页岩气150亿立方米，煤层气100亿立方米以及煤制气150亿立方米。这与《天然气“十三五”规划》提出的2070亿立方米很接近。
“煤制气发展最主要的问题是处于负盈利状态。”徐博表示，煤制气呈现着规划多、投产少的特点。
截至今年5月，国内不同阶段煤制气项目达到近70个，包含投产、在建和前期准备工作等，涉及产能超过2000亿立方米/年，但已投产的产能累积不到50亿立方米/年，占到规划项目规模的约2.5%。目前已经核准的加上今年拿到‘路条’的项目总产能已达到近900亿立方米/年。
徐博表示，“在不计入国家前期公益性、基础性地质调查和勘查资本的累积投入条件下，50美元-65美元/桶的国际油价相当于中国企业页岩气的开发成本。”如果国际油价进一步下降或长期低迷，页岩气所享受的国家政策优惠及财政补贴就会弱化，加上勘探开发成本的上升和环保政策趋严，其开发利用可能会受到一定限制。
原国家能源局局长张玉清在第五届中国天然气行业市场化发展大会上表示，“强化对天然气财政和投融资支持是其发展的动力。”在中央层面上，国家设立了大气污染防治专项资金，将内河船型标准化补助资金政策延续到2017年12月31日；在地方层面上，他表示应该引入竞争，提高各方积极性。
当然，解决天然气气荒问题首先最重要的还是完善立法规定，把各方责任分清楚。这方面国内可以向欧盟学习，明确标准，包括受保护用户的标准、供应标准和基础设施标准等，实现管网设施真正互联互通。
