不同能源转型模式未来可能出现的天然气需求变化
根据国际液化天然气进口国组织（GIIGNL）最新发布报告，2017年全球LNG贸易总量为2.898亿吨，较2016年增长约10%。一方面，“亚洲需求”引领全球LNG贸易市场，接近四分之三的进口需求来自亚洲国家和地区；另一方面，新一轮LNG供给增长或已来临，全球LNG液化能力比2016年增长13%，至每年3.49亿吨，且仍有将近年均1亿吨的项目在建。从2017年发展现状分析，全球LNG市场呈现“产销两旺”局面，但在中长期，全球LNG市场在需求侧和供给侧都存在较大制约因素，未来供需平衡发展的不确定性正在加剧。
从需求的角度看，首先，我国需求增长是2017年拉动全球LNG市场份额大幅提升的重要因素，但具有明显的政策约束性，特别是在2017年冬季整个北方地区出现“气荒”的大背景下，从中央到地方各级政府未来实施“煤改气”等活动将更为审慎，将使LNG需求增长幅度趋于平缓。此外，与国产气、进口管道气相比，我国进口LNG仍存在成本较高、供应稳定性差等劣势，随着中俄东线天然气管道投产、中亚管道进口气量稳定增加等，LNG在中国进口天然气中的占比或将再度回落，也不利于带动全球LNG市场需求持续提升。其次，尽管2017年以及未来一定时期内，亚洲地区包括印度尼西亚、马来西亚、巴基斯坦和孟加拉国等新兴市场的LNG进口需求强劲，但这些国家LNG进口量与其市场价格仍存在较强的敏感性关联。不仅消费者对天然气的价格承受力有限，政府对行业补贴能力和经济整体承受力也都有限。最后，日韩两大亚洲地区传统LNG进口国未来进口增长或将大幅放缓。在日本，一是其天然气下游市场基本成熟、用电强度走低和能源效率持续提高，导致LNG需求量难有大幅增长；二是随着该国核电发电机组的继续重启，日本的天然气在发电领域需求未来将持续降低。在韩国，文在寅政府积极着手“弃核摈煤”，天然气需求目标持续上调，但由于先期已经获批的煤、核电厂装机容量较大，合计高达13.9吉瓦，未来韩国天然气需求难以大幅增长。
从供给的角度看，一方面，现阶段全球市场拥有相当数量的在建LNG液化能力以及规模较大的LNG规划建设项目。其中，澳大利亚已有在建LNG项目液化能力约年2660万吨；美国除在建LNG项目外，还有超过年6000万吨的项目获得批准许可；俄罗斯亚马尔项目第二、三条生产线正在紧锣密鼓建设当中，还有港口LNG、维索茨克LNG等一批LNG项目积极筹划。如果上述项目均能够按计划建成并投产，将为全球LNG市场带来巨大的供给能力。但另一方面，由于国际油价持续波动、市场供需宽松、盈利空间大幅收窄等原因，近年来落实最终投资决定的LNG新项目大幅减少。2011年至2015年，全球平均每年有2500万吨的新项目落实最终投资决定，2016年降至年600万吨，2017年进一步腰斩至年300万吨。如果此趋势占据市场主导地位，全球LNG供给增长将在2020年至2025年间开始大幅放缓，或将导致全球LNG市场再平衡后转入供不应求状态。
我国LNG发展前景广阔，政府出台了《加快推进天然气利用的意见》、新版《天然气利用指导意见》 等文件，努力将天然气培育成为主体能源。根据国家《天然气发展“十三五”规划》等文件，LNG将成为我国天然气消费市场的重要来源。因此，如何适应未来供需两侧不确定性加剧、发展环境复杂的全球LNG市场，对保障我国LNG乃至天然气工业健康发展意义重大。
我国LNG发展应该本着“开源节流”的总体思路，从对内和对外两个维度分别采取有效的应对措施。从“对内”的维度看，首先，在保障国内消费市场方面，国家应继续加强对我国天然气高效有序发展的推动力度，持续优化确保市场供需平稳的政策措施，包括不同气源之间基础设施互联互通、LNG接收站严格执行第三方准入、建立我国天然气调峰价格和峰谷价格以及鼓励加强天然气市场经营主体多元化等，通过进一步理顺我国进口LNG业务全产业链的经营环境，创造未来新的发展机遇。其次，在扩大国内LNG资源供给方面，一是要完善上游天然气资源勘探开发的退出机制和参与主体多元化引导机制；二是要鼓励针对页岩气、致密气等复杂难动用天然气资源开发的技术攻关；三是要建立国家天然气勘探风险基金。再次，要不断提升国内LNG消费的效率，推广LNG“冷、热、电”三联供等应用模式，加强对LNG资源综合利用能力。
从“对外”的维度看：
第一，要继续加强LNG进口来源多元化，利用现有消费市场，吸引更多LNG生产国参与我国LNG进口合作。
第二，要充分利用未来数年内全球市场可能出现的“买方市场”优势，以市场规模换取议价能力，最大幅度降低进口成本；特别是应该探索东亚—东南亚区域内LNG进口国之间的多边合作，成立采买联盟，变“亚洲溢价”为“亚洲折价”。
第三，要继续加强进口LNG相关配套基础设施建设，一是要进一步扩大我国进口LNG的接受能力；二是要进一步优化我国进口LNG接收站建设布局；三是要进一步加强对进口LNG配套储气库、外输管网的建设；四，要加强我国石油企业在“一带一路”等国家上游天然气资源的获取力度，特别是LNG项目配套上游天然气资产的获取，并通过与国际石油公司合作等手段降低参与海外经营的风险。
根据国家发改委消息，今年前三季度，我国天然气表观消费量同比增长18.2%，除化工用气小幅下降外，城市燃气、工业燃料和发电用气均保持两位数增长。
近年来，由于居民和工业领域的煤改气措施以及能源结构的持续清洁化，我国天然气市场快速扩张，消费需求不断增长。可以预见的是，在人们对环保要求越来越高的情况下，天然气高速发展的态势仍将持续。考虑到煤改气进程步步推进，城市燃气大规模普及，未来我国天然气市场的消费重心是否会发生转移？
城市燃气仍是主力 重心转移时机未到
对于缺少天然气矿藏的中国来说，近年来天然气消费量不断提高，同时天然气对外依存度不断上升。2016年，国内能源消费总量为42.6亿吨标准煤，天然气占比6.4%。我国天然气在能源消费比重不大，但消费量增速较快。
2005年国内天然气产量500亿立方米，2015年增至1350亿立方米。2005年中国天然气消费量468亿立方米，2015年增至1931亿立方米。消费量增速远超产量，供需缺口逐年扩大。我国自2006年开始成为天然气净进口国以来，进口量逐年攀升。2017年我国共计进口天然气955.47亿立方米，比上一年增长26.99%，对外依存度达38.43%。推动我国的天然气消费快速增长的主要动力来源于城市化、生活方式转变、生活质量提高和环保需求。
中国城市化水平不断提高拉动消费增长。1999年中国城镇化率为30.89%，到2017年中国城镇化率达到58.52%，18年城市化水平提高了27.63%。强劲增长的城镇人口集中居住率为燃气管网普及和集中取暖供应打下良好的增长基础。
中国北方城市多采用集中供热方式，由于城市集中采暖方式更经济，采暖效率高，集中采暖模式还有扩大到南方的趋势，我国南方地区地产商建设集中供暖和自建集中供暖比例在上升。在煤改气的大环境下，中国城市供热对天然气的需求将越来越高，城市燃气用量还会进一步提升。
在当前我国大力推动能源结构调整、推进煤改气的政策背景下，我国主要地区以做饭、取暖为主的居民用煤正在管网普及和城市化双重作用下逐步被天然气取代。在当前天然气化工水平有限、工业用气依然成本过高的条件下，居民燃气消费增长势头将超过工业消费增长趋势。
我国现阶段天然气消费主要分为工业燃料、城市燃气、发电、化工四个部门。除了工业燃料和城市燃气外，在环保发电的大环境下，近年来我国建成较多燃气—蒸汽联合循环热电厂。国际上燃气—蒸汽联合循环热电厂一般和天然气长期协议配套建设，以此来确保电厂的盈利空间。然而，中国燃气发电市场气源部分依赖现货市场采购补充，当天然气价格低于煤炭的时候，电厂盈利；当油价带动天然气价格高企的时候，电厂就会亏损，只能提高检修率、少开工。当气源供应发生问题的时候，电厂就只能停工或者使用煤粉作为燃料。因此，如何多签优惠的天然气长期协议成为天然气发电推广的关键。
对于交通用气来说，气价也是制约增长的根本原因。目前交通燃气应用更多的是享受燃气补贴的燃气公共汽车和专跑长途运输的大货车。从天然气的特性以及我国交通用能的发展趋势来看，笔者认为，未来我国交通用能将逐渐发展成这样一种态势：私家车以电动汽车为主，重卡和公交车以及高速大型船舶用天然气替代柴油，部分野外作业和重型工矿车辆用柴油，还有很多越野车、高性能汽车以及不发达地区继续使用汽油。
天然气的主要成分是甲烷，甲烷分子结构稳定，发生分解反应再去合成其他有机化工品耗能较高，在目前条件下天然气化工的应用范围还是很有限的。
综上所述，未来我国天然气消费在很长一段时间内仍将以城市燃气尤其是天然气集中供暖为主。受制于价格、气源和天然气本身的特性，工业燃气、天然气发电、天然气化工等其他领域很难得到大规模普及。
市场面临两大难题 灵活开展能源供应
在天然气市场正以较快速度扩张的现实基础上，如何保障气源、稳定气价成为天然气市场最重要的两大难题。而天然气资源的勘探、开发和利用有一定周期性，很难根据市场需求的变化及时调整产量和进口量，因此天然气消费需求以较快速度增长，必然会给供应端带来压力，甚至带来供需缺口的不断扩大。
在进口气源中，我们通过长期协议采购的比例并不高，主要是因为中国开发利用天然气的历史较短，是国际天然气市场的后来者。天然气开发前期成本很高，而且为稳定天然气藏后期供应，开采调整成本也不低。而中国城市建设早，大多缺少燃气管网建设规划，导致建设成本高、管网普及较慢，直到进入21世纪燃气管网建设鼓励政策落地，市政管网建设意愿才被调动起来，到2004年我国才开始大规模普及天然气。
然而，法国20世纪60年代从阿尔及利亚进口LNG，日韩从1970年代开始将中东天然气作为主要发电能源。20世纪六七十年代国际天然气价格不高，日、韩、欧盟国家都参与天然气开发，签署天然气采购长期协议的价格非常有优势。而迟到的中国面临的国际优质天然气资源本就不多，参与时间也短，所以我们长期协议签得少，40年照付不议的合同签得更少。因此，现阶段通过现货市场采购仍是补充气源的重要渠道。
国际LNG现货市场将天然气视作原油的热量替代能源，采取热值等价换算，与国际油价高度挂钩。2008年以来全球油价大部分时间居于高位，LNG价格也随之上涨，进一步提高了我们的购气成本，并降低了气源稳定性。
所以综合看来，中国目前天然气用量增长快、廉价气源少，高度依赖现货市场导致价格波动大，直接影响了天然气的应用范围。
面对高速增长的天然气消费需求和海外天然气生产的动荡环境以及采购、调峰、调解效果等各种复杂挑战，我国应当加强页岩气、煤层气、煤化气的生产，通过多种气源开发确保能源安全。目前我国页岩气开发，南海的深海天然气、可燃冰、凝析油开发，山西、陕西、内蒙古、新疆煤层气等项目开发进展顺利。这些气藏的前期投入很高，需要各方面保障稳定的投资力度。能源自给率提高是能源安全的基础，只有提高天然气自给率，我们才能从根本上摆脱气源和价格受制于人的困境。
对于国际上重要气藏要坚定步伐，尽早借助有利时机介入开发，并力争成为主要的开发者和融资提供者。从长远来看，全球LNG市场是供大于求的，或者说供需宽松是大概率。特别是随着美国天然气出口的增加以及LNG贸易的灵活性不断增强，天然气逐步从区域市场向全球市场转变，北美、欧洲、亚太区域市场价格差距将逐步缩小。我国既可增加管道气的进口量，也可以在沿海地区多进口LNG，具备多元化进口选择的条件。我国应打好市场优势这张牌，提高对外谈判的议价筹码，努力降低进口气价和成本。
同时，要加强管网和接收站、储气库建设，提高调解和储存能力。我国包括LNG在内的天然气储存能力预计从2015年到2025年每年增长17%，2025年将达到400亿立方米。LNG接收能力预计年增8.6%，在2025年前达到1亿吨。全国拟在建LNG接收站项目达64个。届时，我国北方LNG接收站偏少的局面将彻底得到改观。
在确实不利于天然气管网普及的地区，因地制宜使用清洁能源。在我国西部部分富煤地区，清洁燃煤比天然气价格便宜，燃气管网铺设成本过高，而清洁燃煤厂投入不足，生产标准低。在这样的地区应加大力度推广洁净煤技术，给予一定的政策补贴。一些便于开展液化石油气、新能源供暖的地区也应灵活开展能源供应。
