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《拉长天然气景气周期需全链条发力》

  • 来源专题：油气开发与利用
  • 编译者： cncic
  • 发布时间：2018-04-11

  •   3月6日, 十三届全国人大一次会议新闻中心举行首场部委记者会, 天然气成为媒体关注的热点。尽管话题涉及多个方面、共识却很清晰、即拉长天然气景气周期、让 "气喘吁吁" 变成 "底气十足" 确保我国天然气供应安全。 去年以来, 我国天然气需求出现爆发式增长, 一改以往 "峰高谷深", 呈现 "有峰无谷", 天然气景气周期特征鲜明。不少代表委员、专家学者指出, 这一趋势将在未来持续出现, 要妥善处理好, 需要生产和消费、市场和政府等多方添智, 共同发力。 供给端是源头, 要发挥好压舱石作用, 确保气源和气量。据运行快报统计, 2017年国内天然气产量1487亿立方米, 比上年增长8.5%, 一改前两年5.6%和1.5%的低速增长局面。占七成产能的中国石油更是实现历史性跨越, 产量首破1000亿立方米全国政协委员、中国石油集团党组书记、董事长王宜林介绍了应对去冬今春天然气供应的情况, 表示目前紧张的局面已经基本过去了他建议, 国家要高度重视天然气供需矛盾突出问题, 从资源生产、储运基础设施建设及相关配套政策等方面给予支持, 多措并举保障和促进天然气产业健康发展, 助力打好蓝天保卫战。

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相关报告

  • 《天然气行业进入深度调整期》
    • 来源专题：油气开发与利用
    • 编译者：cncic
    • 发布时间：2020-07-10
    • 新冠肺炎疫情对天然气利用领域中的城市燃气、工业燃料、发电等行业造成不同程度影响，天然气需求有放缓迹象。数据显示，预计2020年天然气消费增速将从9.4%下降至4%左右，天然气行业进入调整期。 各领域需求增速各异 　　中国石油天然气股份有限公司规划总院沈鑫等在最新的研究报告中指出，天然气短期市场“速冻”，疫情防控下市场逐渐恢复；全年市场“失速”，增速不及预期。　　不同领域天然气需求受疫情影响各不相同，其中居民用气量可达预期，采暖用气量超出预期，而公共服务用气量受疫情影响程度最大。汽车用气量方面，受疫情停工2个月左右，叠加经济下滑、新能源汽车竞争等综合因素影响，天然气汽车用气量不容乐观。　　天然气发电方面，上半年为打通销售后路支撑上游，向电厂降气价提产，天然气发电高于预期。下半年，随着降电价气价的不断反复以及电力市场的不确定，预计天然气发电量弹性会增大。　　根据近几年天然气行业发展形势，采用消费法对市场需求进行预测，正常情况下，预计2020年我国天然气市场预期需求量为3193亿立方米，同比增加201亿，增幅6.7%。受疫情影响及价格政策刺激，预计2020年实际需求与2014年增幅4.2%最为接近。下半年日均消费增量4300-4700万立方米。　　在供应方面，北京世创能源咨询公司首席研究员杨建红认为，根据国产气的产量规划以及进口天然气的实时进展，预计国产气2020年具备新增170亿立方米的能力，可以满足新增市场的需要。考虑疫情对市场的影响以及进口LNG(液化天然气)降价等因素，预计国产天然气新增产量140-160亿立方米；进口管道气量基本保持持平，而进口LNG数量是否新增取决于国产气量是否压减。 　多元化气源是理想选择 　　“这次疫情给我们最深刻的认识就是用户若能多一种选择，将大大提高抗风险能力。”杨建红说。　　不论是从我国天然气整体供应格局还是从单个具体的用户来说，气源多元化是理想选择。天然气供应气源多的用户可以依据不同输送成本进行切换。事实表明，拥有两种以上供应源的用户议价能力更强，储气调峰设施的经济价值在低气价下尤为明显。　　此外，在疫情中，随着消费需求变化及全球市场波动，天然气市场特点凸显，不仅已进入调整期，自身“韧性”和“弹性”也促使天然气对市场变化适应性更强。　　多位业内人士均表示，天然气市场具有周期性。预计2020年前后我国天然气市场受经济形势和疫情影响，需求有放缓的迹象。　　“尽管天然气市场进入调整期，但天然气行业仍处于上升阶段。预计2025年天然气市场需求将超过4200万立方米，天然气占一次能源消费比例超过10%。与此同时，天然气城镇气化率将由目前的54%提至2030年的70%以上。天然气供应条件不断改善，竞争力不断提高，市场响应能力越来越强。”杨建红说。　　从3、4月份天然气市场数据来看，天然气需求增速逐渐向好，主要归结于其极具“韧性”。　　天然气作为一种清洁能源，2019年占一次能源消费总量比例已达9.2%，作为优质的生活燃料和工业染料，在居民生活和公服领域与电力构成必需能源，同时作为工业领域燃料升级的必然选择，需求具有刚性。此外，天然气产业链越来越有弹性。以前很长一段时间，我国天然气一直供应紧张，同时价格偏高。随着供应条件的改善和国际天然气市场的变化，我国天然气产业链越来越有弹性。业内专家指出，为实现供应安全，合理的供应与需求比例为1.1:1。从供应能力看，今年我国可供市场的供应能力达3300亿立方米，是天然气需求量的1.06倍，不断接近合理比例。 需加强政策引导 　　每个行业都不同程度地受到新冠肺炎疫情的影响，带给我国天然气行业的影响就是，该如何灵活应对市场变动，如何全力推动国内勘探开发技术创新，更好地开发利用天然气。　　“管输业务被分离、油价大跌，石油企业现在可谓‘伤筋动骨’日子不好过。但一定要保持定力应对市场低迷。同时市场参与者也大可不必畏手畏脚，保持风险意识同时做好市场选择，高效投资。”杨建红建议。　　未来，政策驱动对于天然气发展尤为重要，政策法规将是天然气发展的“润滑剂”。　　一方面，要继续营造良好的营商环境。国家管网公司成立、价格市场化和产业链放开是天然气改革三大方向。国内新主体外商对未来中国天然气市场看好，政府要提供合理的配套政策并积极引导企业依法合规经营生产。　　另一方面，要抓住低气价好机遇，合理优化资源配置。有效利用目前LNG“白菜价”，将国产气作为“调节器”，把天然气战略应提到日程上来。“供应多元化，进口气避免一国独大或一线独大，合同形式要灵活。同时，地下储气库在资源配置过程中要发挥作用与LNG接收站协同保供。”杨建红说。　　有业内人士也表示，政策对天然气原有长协问题也不能回避，要加以扶持。“建议区别对待，个别长协项目一定要有补贴，部分要有政策支持，部分企业自行解决。”
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  • 《低油价对全球天然气产业六大影响》
    • 来源专题：油气开发与利用
    • 编译者：cncic
    • 发布时间：2017-11-17
    • 低油价对全球天然气产业的影响是全方位的，包括利空天然气价格，带给亚洲LNG买家从“溢价”到“议价”的历史性机遇，冲击美国页岩气生产，刺激亚太天然气需求回弹，使LNG投资热情降温，以及进一步增强LNG贸易流动性和合同灵活性等六大方面。 国际油价自2014年下半年开始大幅下跌，从110美元/桶高位一度跌破30美元/桶。虽然2016年探底后小幅回升，但仍在相对低位徘徊。由于石油和天然气在生产方面的互补性、消费方面的替代性及价格方面的协同性都很强，低油价对全球天然气产业的影响也是全方位的。 低油价利空天然气价格。油价下跌以来，北美、欧洲和亚太天然气市场价格均在下跌，不过低油价所带来的影响不尽相同。对于天然气价格更多由市场决定的北美和欧洲，低油价主要通过抑制天然气需求压低天然气价格。 一方面，在油气直接构成竞争的消费领域，如工业、供热、交通等部门，低油价都削弱了天然气的成本优势。据统计，布伦特原油与北美HenryHub气价、欧洲NBP气价比值，从2014年的22.6和12.7分别降至2016年的17.2和6.8，部分国家因此出现了“油代气”的情况。另一方面，低油价对以天然气作为生产和加工原料的石化行业造成了一定冲击，其用气需求也相应减少。对于亚太地区，低油价对天然气价格的影响更为直接，这是由于亚洲目前还没有形成一个如美国HH或是英国NBP那样具有区域影响力的天然气价格基准，液化天然气(LNG)长贸合同大多与油价挂钩。2015年以来，东北亚LNG进口价格年均下跌30%以上。 低油价带给亚洲LNG买家从“溢价”到“议价”的历史性机遇。亚洲LNG进口量在全球占比达到70%以上，近些年来却承受着全世界最高的LNG价格。除了供应源趋同、需求缺乏弹性、基础设施不完善等因素外，与油价挂钩的定价机制是造成LNG“亚洲溢价”的重要原因。2015年以来，随着东北亚LNG进口价格大幅降低，“亚洲溢价”表面上得到缓解。 北美、欧洲和亚洲三地价差大幅收窄，其中日本和法国的LNG现货价差由2014年的平均6美元/MMBtu减少到2016年的1美元/MMBtu左右。但是，随着未来油价反弹，“亚洲溢价”仍可能卷土重来。因此，部分立足长远的亚洲LNG买家已经开始着手利用当前低油价和LNG市场宽松的机遇，尝试将LNG合同价格与美国HH价格或日韩LNG现货价格挂钩。从新签订的LNG合同来看，LNG与油价挂钩的公式斜率也呈下降趋势。由此判断，未来几年亚洲LNG价格将进一步与油价脱节，天然气定价独立性有望增强。低油价冲击美国页岩气生产，但短期内影响有限。 近年来美国天然气生产增量主要来自页岩气。2006年至2015年，页岩气在美国总产量的比重从6%快速提升至46%。如果没有高油价对油气公司利润的支撑，开发成本相对较高的非常规天然气很难取得今天这样的成就。油价大跌以来，美国天然气在用钻机数随之大幅减少，2015年天然气产量增速降至5.3%，2016年进一步降至1%以下。但是低油价对美国页岩气生产的影响还是不及预期。当天然气钻机数在2016年3月跌破100、达到1989年来最低水平时，天然气生产能力和产量却仍然保持正增长势头。究其原因，美国页岩气生产商大多采取了签订长期合同或在期货市场套期保值等风险对冲手段，对低油气价格的耐受性很强。不仅如此，随着油井数目大幅减少，富余钻机设备和从业人员多转入天然气行业，进一步降低了天然气生产成本。加之天然气开采技术进步和管输能力不断提高，Marcellus、Utica等主产区产量预计还有上升空间。 低油价刺激亚太天然气需求回弹。近两年，在经济运行状况不佳、政府能源战略调整等因素的影响下，中国、日本和韩国的天然气发展均面临来自替代能源的激烈竞争，天然气需求和LNG进口的增长势头大幅减弱。受此影响，2015年亚太天然气需求增速仅为0.5%，自2000年以来首次落后于全球平均水平，对全球需求增量的贡献率从过去十年(2005年至2014年)的34%降至7%，同年LNG进口量比上年下降0.7%。低油价带动LNG价格下跌，不仅直接刺激亚洲进口，而且还助推国内气价下调，从而进一步刺激天然气需求。2016年，中国、印度等国天然气需求回弹,并带动亚洲天然气消费增速回升至2.5%左右，LNG进口恢复正增长。不过，由于低油价同时也增强了油气竞争，加之经济增长放缓等问题未见好转，和2014年相比，尽管2016年亚太LNG进口价格下降60%，LNG进口量却只增长了1.4%。 低油价使LNG投资热情降温，中长期LNG供应堪忧。 目前全球正处于LNG产能突增时期，2025年前全球规划和在建LNG液化项目能力总计将近9.5亿吨，是现有能力的3倍，而同期全球LNG需求增量为2亿吨。由此未来几年全球LNG供需有望持续宽松，新项目对于市场需求的角逐也将非常激烈。低油价下，LNG项目的内部回报率普遍降低，进一步增加了LNG行业投资风险。究其原因，一方面是上文提到的低油价拉低LNG合同价格，另一方面是部分LNG项目出售天然气凝析液(NGL)的利润因油价降低而缩水。 投资较大和收益率较低的在建项目将被推迟，未进入最终投资决定(FID)的项目或被搁置。受资源禀赋和产业模式影响，未来几年里低油价对亚太新增LNG项目的利润水平乃至投产时间的影响要大于其他地区。部分LNG项目推迟上线，一定程度上将缓解市场供应过剩的局面，但也为未来全球尤其是亚太LNG市场再度陷入供不应求埋下伏笔。 低油价进一步增强LNG贸易流动性和合同灵活性。目前LNG贸易呈现出新兴买家、浮式设施数量增多等特点;LNG合同出现目的地条款逐步被淘汰、中短期合同占比增加、合同量缩小等趋势。受与油价挂钩的LNG合同价格降低和全球LNG市场转向宽松的影响，新兴买家正在积极进入市场并锁定有利长贸，2015年以来中国LNG新合同全部由新兴进口商签订(包括新奥、广汇、华电、北燃、广燃、九丰等)。由于建造周期短、投资小等优势，浮式存储再气化装置(FSRU)也深受新兴买家青睐。与此同时，LNG买家在积极与卖家协商，加速松动僵化条款。日本JERA公司明确表示不再签订带有目的地限制的合同，并且要在2030年前后将现有长贸合同量缩减一半以上，至1500万吨/年，同时增加短期合同及现货采购。
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