天然气需求及产量分析

天然气需求增长空间广阔，非常规气是重要增量。

1.天然气需求前景：目前在能源消费结构中偏低，预计需求高增15 年后才能达峰

我国天然气在一次能源中占比较低。由于资源禀赋原因，天然气在三种化石能源中占比最小，但发展速度很快，在一次能源中占比由1990 年的1.47%增长至2020年的 7.57%，2023 年天然气消费占比进一步增长至8.5%。与世界平均水平相比，我国天然气在一次能源中占比较低，未来天然气在我国有着广阔的发展空间。

我国天然气峰值消费量有望达到 6000-7000 亿立方米左右。目前中国天然气市场仍处在快速发展期，按照十四五现代能源体系规划，2025 年天然气消费量将达到4200-4600 亿立方米，天然气的消费峰值预计出现在2040 年，约为6000-7000亿立方米，中国将成为世界天然气发展的主要引擎。

工业燃料：“煤改气”继续推动需求增长

在玻璃、金属热处理、陶瓷及热风机等领域，以天然气为燃料时具有升温速度快、可达到 800℃以上高温、对温度控制精度高、清洁等优点，会显著提高产品品质、提高产量，其他燃料替代性较差，天然气在这些领域的消费具有刚性。在锅炉燃料领域，天然气、燃料油和煤互为替代，假设按照燃煤锅炉热效率65%、燃油锅炉热效率 75%、燃气锅炉效率 85%来测算，在大多数情况下天然气较燃料油更具经济性，但与煤相比经济性不足，工业领域气代煤还需要政策推动。

天然气作为工业燃料其消费增速与 GDP 增速、第二产业增加值增速、全社会用电量增速有着密切的相关关系，随着中长期国际天然气供需逐渐走向宽松，天然气价格将有所下降，且中国经济稳步恢复，2022 年工业燃料用气量为1533亿立方米，预计 2025 年中国工业燃料天然气消费量 1700 亿立方米。

城市燃气：气化率逐步提升

居民用气量与城镇化进程紧密相关，2023 年我国城镇化率为66.16%，预计到2030年有望达到 70%。随着我国不断推进新型城镇化向纵深发展，城镇人口规模将持续扩大，从而作为清洁高效能源的天然气需求有望提升。随着第三产业在经济中占比不断提高，餐饮、旅游、住宿等产业快速发展将有力拉动商业领域燃气用量。

“十四五”期间，居民“煤改气”将在东北、西南及中部地区重点推进。2022年城镇人口 5.36 亿，气化率为 58%，预计 2025 年气化人口增加至6 亿，城镇居民用气量为 400 亿立方米；城镇采暖方面，2022 年天然气采暖面积为23 亿平方米，预计 2025 年天然气采暖面积为 26 亿平方米，城镇采暖用气260 亿立方米；2022农村采暖户约为 1000 万户，新增 150 万户，随农村“煤改气”逐渐进入尾声，预计 2025 年农村采暖户数为 1200 万户，天然气需求量为240 亿立方米。预计2025年工服用气为 280 亿立方米；交通用气 320 亿立方米；综上2025 年居民领域天然气消费量 1500 亿立方米。

发电用气：低碳转型背景下，气电需求有望较快增长

近年来中国气电保持稳步增长态势，但装机及发电量占比仍处于较低水平。截至2023 年底，中国天然气发电装机容量达 12562 万千瓦，近十年气电装机年均增速约 11.4%，但由于基数偏低，气电装机整体规模占比较低，仅占总装机规模的4.3%，远低于世界平均水平（25%左右），与美国 40%以上的气电装机占比相比差距较大。从发电量看，中国天然气发电量也保持了稳定增长，2023 年燃气发电量达3016亿千瓦时，近十年年均增速约 10.2%，发电利用小时数保持在2500-3000小时之间，但燃气发电量占总发电量比重始终未突破 3.5%，远低于世界平均水平（23%），显著低于美国（43%）、欧洲（17%）、日本（32%）等国家和地区。从清洁能源利用和减排的角度，未来中国天然气发电存在巨大发展空间。

化工用气：天然气制氢带动需求增长

在化工领域，由于政策调控，用气保持低增长。“十四五”时期天然气制合成氨、甲醇、尿素、氮肥还要进行去产能和总量调控。但随着氢能产业快速发展，天然气制氢有望拉动化工领域天然气消费量。

目前我国尿素、甲醇的产量相对稳定，天然气制氨仅在天然气产地仍会有一些发展，导致天然气在化工领域的应用保持稳定。2020 年国民经济和社会发展计划的主要任务中首次提出要制定国家氢能产业发展战略规划。目前天然气制氢最能平衡经济效益和环境效益，氢能产业为天然气化工带来重要利好，预计2025年天然气化工用量可达 350 亿立方米。

2.天然气供给：非常规气预期产量快速增长，进口天然气量增可期

我国天然气类型多样，资源较为丰富。截止 2021 年，我国天然气总地质资源高达280.76×10 12m 3，其中常规气地质资源量为 146.96×10 12m 3，技术可采资源量为83.46×10 12m 3，页岩气地质资源量为 105.72×10 12m 3，其中技术可采资源量为19.36×10 12m 3，煤层气地质资源量为 28.08×10 12m 3，其中技术可采资源量为8.70×10 12m 3。截止 2020 年底，全国天然气探明率仅为 7.00%，可见我国天然气勘探仍处于早期阶段，未来有发现大中型气田的条件。

页岩气：据 EIA 数据显示，我国页岩气技术可采储量为31.6 万亿立方米，居全球第一位，是全球最有潜力的页岩气生产国。我国页岩气主要分布在四川、松辽、渤海湾、江汉、准噶尔、塔里木等地区。目前，全国仅有四川和重庆实现了页岩气规模化商业开采，中石化涪陵页岩气田是我国最大的页岩气田。

相比于引领页岩气革命的美国，我国页岩气面临着一些亟待解决的问题。（1）我国相关地质理论及储层评价水平较低。中国页岩气聚集规律较为复杂，地质评价和预测技术仍然需要深入研究；（2）我国页岩气埋藏较深，川南地区埋深超过3500 米的气藏超过 50%，部分超过 5000 米。目前我国基本实现3500 米以浅页岩气的开采技术及开采装备的自主化，但开发成本较高，约为美国的两倍以上；（3）由于页岩气单井投资大，产量递减快，第一年的产量自然递减率可达60%，气田稳产需大量钻井进行井间接替,导致成本回收周期长，不稳定因素多；（4）页岩气往往与常规气、煤层气和致密气共生，开发潜力区垂直重叠。中国矿业权有强排他性，这导致页岩矿权市场化较为艰难。 煤层气：煤层气是与煤伴生、共生的气体资源，俗称"瓦斯"。中国的能源禀赋具有“富煤贫油少气”特点，所以中国的煤层气资源储备非常丰富，约有36.8万亿立方米，居世界第三位，约占全球资源储量的 14%左右。

我国煤层气产量快速增长，山西省是我国最主要煤层气生产地区。2023 年，我国煤层气产量为 139.4 亿立方米，同比增长 17.8%，其中山西省煤层气产量112.7亿立方米，同比增长20.0%，占全国煤层气总产量的80.9%。

管道天然气增量可期：中国目前主要有三条天然气进口管道：中国-中亚管道、中俄管道、中-缅管道。 中国-中亚管道：目前中国-中亚管道 A/B/C 三条支线已经启用，A 线于2009年开始运营，B 线于 2010 年上线,两条线路的总容量为每年300 亿立方米，气源地为土库曼斯坦；C 线的年产能为 250 亿立方米。D 线在2014 年9 月开工，气源地为土库曼斯坦，境外管线长度超过 1800 公里，年输量300 亿立方米。中俄管道：中俄东线管道 2014 年 5 月签约，期限30 年。管道供气能力380亿立方米。2023 年该管道对我国输气超 230 亿立方米，预计2024 年提前达到380亿立方米输气规模。此外中国与俄罗斯还在规划远东和西伯利亚-2 天然气管道。LNG 长协订单不断增加：据中国能源报消息，截至2024 年10 月，中国海油已签署 LNG 长协 12 份，锁定资源 3224 万吨/年，通过优化LNG 历史长协、引入新增长协，长协挂钩油价的平均斜率大幅下降。LNG 现货来源遍及25 个以上国家和地区，通过持续优化资源结构，LNG 资源中现货比例由 2016 年的7%增至近年的20%-30%。