新形势下中国天然气市场发展态势与应对策略——以川渝气区为例

当前,国际油气市场已经进入新一轮的低油价周期,方兴未艾的中国天然气市场也未能独善其身,及时研究市场发展态势、积极寻求应对策略便成为当务之急。为此,以在我国天然气市场中占有非常重要地位和具有代表性的川渝气区为研究对象,从天然气产业链市场可持续发展的视角,分析了新常态和低油价条件下中国天然气市场的发展态势,具体表现为:(1)天然气市场改革不断深化;(2)市场主体竞争加剧;(3)供大于求;(4)外销任务艰巨;(5)地方政府对供气企业"三留"(留GDP、留税、留利)诉求凸显;(6)低成本战略成为油气企业的必选项。进而提出了"十三五"期间的应对策略:(1)健全和完善天然气产业市场体系,加强供给侧改革,创新市场开发模式,推进政府相关产业政策的出台;(2)在国家大力推进节能减排、治理雾霾背景下,通过与地方政府和竞争性企业建立天然气终端市场战略联盟,发展工业园区、LNG车船燃料、天然气分布式能源等高效的利用产业集群,创新营销策略体系,强化资源消费本地化;(3)健全和完善蛛网式管网系统,建立市场战略储备体系;(4)越是在低油价背景下,越要深化内部改革,越要依靠技术创新和管理创新,可持续地降低成本,以此应对天然气市场变革。     

进口天然气盈亏平衡定价对市场的影响——以广州市中亚天然气为例

2011年11月底土库曼斯坦天然气经过中亚—中国天然气管道和西气东输二线管道正式向位处华南的广州市供气。然而,由于中国天然气价格与国际气价脱节,天然气进口业务陷入进口越多亏损越多的尴尬境地,提高进口气入关后的价格将有助于缓解长期以来的进口气购销价格倒挂问题。为此,以广州市为例,测算了中亚天然气盈亏平衡时不同天然气用户的气价;采用天然气与可替代能源等热值直接成本对比法,按各类天然气用户实际支付可替代能源的现有价格等热值折算分析了对应的中亚天然气价格可承受能力。结果表明:从价格承受能力来看,居民用户和公共福利用户基本上是可以承受中亚天然气盈亏平衡定价;工商业用户也有一部分可以承受上述定价,但对燃料成本占总成本比重较大的用户,承受能力则较弱;天然气发电用户无法承受上述定价,中亚天然气发电只能扮演调峰角色。考虑到西气东输管道输送的既有国产气,也有进口气,为此提出:可以将国产气的出厂价与进口气的成本价加权平均,作为西气东输天然气的"出厂价"。     

对省级天然气管网设施公平开放与监管的思考——以陕西省为例

天然气管网设施公平开放和依法监管是绝大多数市场化比较成熟国家的一致选择。中国的天然气管网改革才刚刚起步,特别是在省级管网设施的监管方面,面临诸多现实问题。为此,以陕西省为例,剖析了我国当前省级天然气管网公平开放面临的主要问题:(1)省管网公司采取统购统销模式,不适应公平开放制度管输业务独立的客观要求;(2)省内管输价格管理办法和成本监审办法待建立,管输价格合理性亟待监审;(3)储气调峰和两部制管输定价缺位,不适应公平开放定价规则;(4)居民和非居民用气实行"双轨"制,不利于市场健康快速发展;(5)储气调峰设施建设滞后,影响供气稳定性和开放准入;(6)管网开放更具操作性的规章制度准则有待于完善。由此建议近期的监管工作重点应从以下5个方面入手:(1)督促省内管输企业扎实履行信息公开义务;(2)监管管网设施信息和运营信息公开的及时全面真实有效;(3)推动省内管输价格管理办法和成本监审办法尽早出台;(4)推动省内管网公司管输与销售、管输与下游业务分离;(5)推动大用户直供,改变省网公司统购统销模式。     

陕西省天然气输配产业改革模式探析

在对陕西省天然气长输管道输送、城市天然气输配及终端用户发展状况分析的基础上．指出了陕西天然气产业链，尤其是下游城市输配产业分散发展的弊端，提出了在该省天然气产业快速发展中应逐步从分散型向集约型转换，从而推动全省天然气产业向“强、大、快、好”发展的设想     

天然气市场开发战略设想

我国天然气市场正处于从初期向发展期过渡的阶段。文章提出我国天然气市场开发的战略框架，逐步提高天然气在一次能源消费结构中的比重；抓住机遇，利用国内、国外两种资源，遵循市场经济规律，加强监管，政策扶持，引导市场，扩大内需，由点及线及面地逐渐展开；正确处理政府行为与市场的关系，形成全国统一、有法可依、竞争有序的天然气市场；加强管道、储气库、进口LNG储运等基础设施建设，建立合理的价格机制，立法先行;加快东北地区、环渤海、东南沿海、天然气产气区市场的开发，尤其是做好西气东输工作；战略步骤分为2010年前和2010~2020年两步走。最后提出我国天然气市场开发战略的实施对策。     

天然气价格弹性实证研究——以成都地区为例

天然气价格弹性对天然气市场战略的制定具有重要影响,但是目前国内尚缺少系统的相关研究。基于实际数据,通过分析成都地区近8年来天然气价格与需求变化,发现天然气价格调整对市场需求存在短期和长期两种影响。首先应用计量经济学方法,采用弧弹性计算公式得到天然气短期价格弹性介于0.07～0.59之间,长期弹性介于2.29～2.58之间。然后与国内外学者对天然气价格弹性的研究成果进行对比分析,结果发现成都地区与国内外大多数地区天然气市场类似：天然气市场短期缺乏价格弹性而长期富有价格弹性。最后指出：利用天然气价格弹性可以调节市场供需矛盾,同时也应注意其潜在的风险。     

天然气与能源革命——以川渝地区为例

为了充分认识和准确把握天然气在能源革命中的地位和作用,为科学制定天然气发展战略和推动能源革命提供决策参考,以在我国天然气工业中占有重要地位和具有代表性的川渝地区为研究对象,分析了天然气对中国能源革命的引领作用,指出了川渝地区天然气利用的主要方向。研究结果表明:①天然气发展空间巨大,将在我国第三次能源革命中扮演重要的角色;②我国天然气资源丰富,开发潜力巨大;③川渝地区天然气利用空间广阔,未来天然气除了作为城镇燃气之外,还有5个利用方向——以煤改气为主的工业燃料、交通运输、分布式能源、调峰发电、高端天然气化工原料等。结论认为:①天然气是化石能源中最清洁的能源、最优质的燃料,21世纪是天然气世纪,天然气将在我国第三次能源革命中发挥不可替代的作用;②川渝地区同时具备天然气和水电等可再生能源的双重优势,到2020年将再度成为我国最大的产气区,天然气年产量将超过550×10~8 m~3,到2030年,得益于页岩气的快速发展,该地区天然气年产量有望超过800×10~8 m~3;③川渝地区有可能成为我国第三次能源革命的引领者。     

天然气资源开发利用水平调查评估现状与建议——以中国石油天然气集团有限公司为例

为了掌握天然气资源开发利用水平的现状、推进油气资源节约与高效利用,以中国石油天然气集团有限公司(以下简称中国石油)为样本开展了相关调查评估工作,梳理了中国石油的天然气业务整体发展形势,分析了其下属12家油田公司的天然气三率(采收率、回收率、共伴生资源利用率)指标数据,进而得出评估结果并提出了相关建议。研究结果表明:(1)中国石油的天然气三率指标总体较好;(2) 2016—2019年中国石油的天然气采收率平均为59.02%,五类气藏平均天然气采收率均超过最低标准;(3) 2016—2019年中国石油的天然气回收率平均为98.16%,各油田天然气回收率全部达标;(4) 2016—2019年中国石油的共伴生资源利用率具有差异性,其中凝析油利用率平均为99.92%(全部达标),硫化氢利用率平均为96.21%,2018—2019年中国石油的硫化氢利用率达标,2016—2019年中国石油的二氧化碳利用率平均为66.97%,氦气利用率介于30%～50%。对三率指标体系的建议如下:(1)调整特低渗透气藏为致密气藏,同时增加页岩气、煤层气两种类型;(2)将不活跃水驱气藏采收率最低标准降低10%,设置为60%,将低渗透气藏采收率最低标准提高10%,设置为40%,将特低渗透气藏(致密气藏)采收率最低标准提高10%,设置为24%;(3)将天然气回收率定义为商品量与自用气量之和占天然气工业产气量的百分比,更符合现场实际;(4)由于共伴生资源含量与利用价值不同,不宜一刀切追求所有共伴生资源的高利用率,建议取消共伴生资源利用率考核标准;(5)油田公司应该建立常态化、标准化的天然气开发利用水平调查评估制度,并将三率指标评估纳入天然气开发年度常规工作。     

精细绩效考核体系的构建与应用——以中国石油青海油田天然气开发公司为例

以中国石油青海油田天然气开发公司为例,针对公司以前绩效考核体系指标设置不细及考核覆盖面不全、考核办法不完善等问题,构建了新的精细绩效考核体系,在指标设置及考核方法上逐步精细化,并建立分步考核制度和个人绩效考核体系。通过实施绩效考核结果与绩效工资、干部晋升挂钩等措施,公司产量得以提升,成本大幅下降,各项工作得以顺利开展。     

薄层碳酸盐岩油藏水平井开发建模策略 ——以阿曼DL油田为例

利用水平井开发薄层油藏是目前油田开发的一项重要技术手段,在国内外得到了广泛应用.如何利用地震、地质、测井、试井等信息,采用最佳建模策略,建立能够满足薄层油藏水平井开发要求的高精度储集层地质模型成为一个具有挑战性的课题.以阿曼DL油田为例,针对研究区碳酸盐岩储集层沉积成因特点,根据多学科综合一体化原则,基于地质概念,集成多种数据进行综合建模研究,采用"三步建模法"(储集层沉积模式;沉积相模型;储集层参数模型),将确定性建模与随机建模相结合,建模过程中充分利用多分支水平井资料,提高了模型的精度.通过模型统计对比及油藏数值模拟检验,证实了所建模型的正确性.图7参10     

中国天然气市场可持续发展分析

承接2016年回暖之势,2017年中国天然气市场迎来爆发式增长,全年天然气消费量达2 335×10~8 m~3、年消费增量达353×10~8 m~3。为此,有必要剖析推动中国天然气市场爆发式增长的主要因素并预测其未来发展的可持续性。研究结果表明:(1)2017年爆发式增长主要受益于宏观经济形势好转、大气污染防治措施深入实施、化工等大宗产品价格回升、华东地区天然气发电负荷增加、管道天然气供应价格相对较低、LNG汽车市场整体呈现回暖态势等因素;(2)经济发展形势、"煤改气"的推进、政策实施方向、油气价格趋势等外部因素将能继续支持天然气市场的快速增长;(3)但天然气产业的自身条件、资源和基础设施条件将对市场发展造成制约。结论认为:(1)2020年之前我国天然气市场需求量仍会保持快速增长的趋势,但难以维持每年300×10~8 m~3的增长规模;(2)工业燃料和发电是天然气市场发展的主要方向;(3)环渤海等地区是未来天然气需求量增长的主要区域。为了保持我国天然气市场的发展态势,提出如下建议:(1)千方百计扩大天然气供应规模,在认真做好国产非常规天然气资源开发的同时,积极落实进口天然气资源;(2)毫不松懈地建设基础设施,管道要超前建设,LNG接收站要加大力度建设,地下储气库等调峰设施要鼓励建设;(3)科学合理地理顺天然气价格,居民价格与非居民价格并轨首当其冲,确立价格是平衡供需关系的杠杆作用,减少行政干涉。     

中国天然气储气调峰方式研究

为有效缓解冬季供气紧张局面,保障天然气安全平稳供应,应统筹考虑地下储气库、LNG接收站、气田等多种调峰手段,提出适应中国国情的调峰方式及战略部署。为此,借鉴国外典型国家及地区的调峰经验,归纳出当前中国天然气调峰所面临的主要问题:(1)地下建库地质条件复杂,建设速度缓慢;(2)LNG接收站调峰方式抗风险能力较弱;(3)气田调峰不利于气田科学开发。针对不同地区天然气市场需求量、地质条件的差异,比较不同调峰方式的功能及成本,提出中国天然气调峰的布局方式:(1)东部沿海地区应充分利用低油价的时机,发挥已建储罐的周转能力弥补地下储气库调峰能力的不足,近期采取地下储气库与LNG调峰并重的策略,中远期调峰手段逐渐转向以地下储气库为主,LNG为辅;(2)在四大气区(塔里木、青海、西南、长庆)周边首先应充分利用已建地下储气库进行调峰,当地下储气库无法满足调峰需求时,可利用气田进行辅助调峰;(3)其他地区则应进一步寻找地下储气库建库目标,加快地下储气库建设,以地下储气库调峰为主,管网调配为辅。     

天然气生产组织运行方式的探索与启示——以川渝气区为例

加快天然气产业发展,提高天然气在一次能源消费结构中的占比是我国加快建设清洁低碳、安全高效现代能源体系的必由之路。当前,我国的油气企业在迎来天然气产业大发展历史机遇的同时,也面临着市场竞争日益激烈的挑战,探索高效的生产组织运行方式已迫在眉睫。为此,以具有天然气上中下游完整产业链的中国石油西南油气田公司为例,总结了天然气生产组织运行方式的经验:(1)持续做好资源配置管理;(2)积极拓展天然气利用新空间;(3)推行产运储销一体化运行模式;(4)做到生产组织与经营效益紧密结合。进而结合川渝气区天然气市场的发展现状,提出了做好天然气生产组织运行的建议:(1)资源准备充足、管网布局先行是生产组织运行的基础条件;(2)产运储销一体化管理是生产组织运行的突出优势;(3)争取政府的产业支持政策是生产组织运行的有效保障;(4)合作共赢的理念是市场化环境下生产组织运行所应遵循的基本法则。     

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??For a full and accurate understanding of the position and role of natural gas in China's energy revolution and providing a decision- making reference for the scientific establishment of natural gas development strategies and the deepening of the energy revolution, this paper analyzed the role of natural gas in guiding the energy revolution in China and points out the main direction of natural gas utilization in the Sichuan–Chongqing gas province which takes the lead in China's natural gas industry. The study provides the following findings. First, with a huge space for development, natural gas will play an important role in China's third energy revolution. Second, natural gas resources are abundant and have a huge potential for development in China. Third, natural gas can be used for a large range of purposes in the Sichuan–Chongqing gas province. In addition to be used as city gas, natural gas can also be used for industrial fuel mainly as a substitute for coal, transportation, distributed energy, peak-shaving power generation, and high-end natural gas chemical raw materials. Some conclusions are made. First, as the cleanest fossil energy and the best fuel, natural gas will play an irreplaceable role in China's third energy revolution in the 21st century. Second, the Sichuan–Chongqing gas province is rich in natural gas, hydropower and other renewable resources. By 2020, it will become the largest gas production province in China, with natural gas production over 550×10⁸ m³. By 2030, driven by the rapid development of shale gas, gas production in the province is expected to exceed 800×10⁸ m³. Third, the Sichuan–Chongqing gas province is likely to become the leader in China's third energy revolution.     

新冠疫情及低油价影响下的天然气生产企业应对措施——以川渝地区为例

新冠肺炎疫情(以下简称疫情)全球性持续发展叠加国际油价深度下跌,导致全球经济形势恶化,也给我国天然气生产企业带来严峻考验。为了引导天然气生产企业正确应对疫情及低油价的影响,以川渝地区天然气生产企业为例,在分析国内外疫情防控形势和油价走势的基础上,深入研究了上述影响下该区天然气行业面临的挑战与机遇。研究结果表明:①天然气生产继续保持增长,但发展速度趋缓;②天然气市场需求疲软,供应宽松;③天然气价格或将下行,国家可能下调天然气基准门站价格;④天然气生产企业面临着较大的挑战,对后续优化生产组织、精细生产成本控制等提出了更高的要求。进而结合该区天然气市场环境与发展前景,提出了天然气生产企业在双重因素影响下的对策和措施:①加大四川盆地天然气勘探开发力度,加快建设国内最大的现代化天然气工业基地;②加快完善天然气管网和地下储气调峰设施建设,形成川渝地区蛛网式管网格局;③加快油气管网适应性改革,满足新形势下国家管网运营要求;④加大天然气市场营销,最大限度地刺激市场需求;⑤开展提质增效专项活动,提升企业创效盈利能力;⑥大力实施创新驱动战略,不断提升天然气生产组织的管理水平。     

中国天然气产量峰值研究及建议

天然气产量峰值研究,对于国家能源战略制定、天然气产业链协调发展、油公司投资决策等都具有重要的意义。为此,从天然气资源地质与开发特点出发,利用多种方法分析研究了中国常规气(含致密气)、煤层气和页岩气的产量峰值。结果表明:(1)2035年中国天然气总产量将达到2800×10~8~3300×10~8 m~3、2050年将达到3300×10~8~4100×10~8 m~3;(2)预测期内,中国常规气产量峰值可见,煤层气和页岩气产量峰值则需持续跟踪研究;(3)考虑到未来天然气水合物勘探开发的突破,中国天然气产量增长潜力较大、前景光明。为实现能源转型和节能减排的战略目标、保证安全平稳供气,必须及时研究判断国际政治、经济、能源发展形势,谋划全球天然气战略布局。依据对中国天然气供需形势的分析结果,提出了4点建议:(1)加大对国内深层、深水、非常规等类型天然气资源的勘探开发,巩固国内天然气供给的主导地位;(2)高度重视海外天然气资源利用战略布局,采取多种方式保障国内天然气市场的供应安全;(3)加快对天然气水合物的开发评价,扩大并夯实天然气产量峰值的资源基础;(4)加强天然气峰值产量滚动研究,不断增强在国际竞争中的软实力。     

中国天然气差别价格体系研究

差别价格是天然气价格市场化的表现形式之一。在推进"管住中间,放开两头"的天然气价格改革过程中,实行天然气差别价格可以完善我国天然气价格体系、体现天然气供需的差异性、缓解高峰期天然气供需矛盾、促进资源的高效合理利用。为此,在总结中国最新天然气价格改革成果的基础上,分析了当前市场环境下,推出并实行天然气差别价格的必要性和可行性。基于我国的国情和天然气市场实际,构建了我国天然气差别价格体系,包括季节差价、峰谷差价、调峰气价、可中断气价和现货气价等5种价格形式,设计了相应的价格形成机制。进而提出了我国天然气差别价格的实施路径:(1)推进全面实行非居民用气季节差价并使之成为一种规范的价格制度;(2)试行非居民用户按气量累计递减的气量差价或阶梯气价;(3)发展可中断用户,实行可中断气价;(4)开展线上和线下天然气现货交易;(5)推进居民用气出厂价实行阶梯价或季节差价。     

新形势下中国天然气营销体系建设探讨

随着我国天然气产业的快速发展,天然气营销体系有待于进一步的调整和完善,在天然气市场快速增长、基础设施开放、营销主体多元化、价格市场化等行业发展的新形势下,亟待建设适应新形势的天然气营销体系,以助推天然气市场化发展迈入新阶段。为此,梳理了我国天然气营销发展历程,分析了天然气营销发展的特点以及存在的问题,探讨了天然气营销体系发展面临的形势:①我国天然气营销体系发展存在着市场缺乏有效的调动机制、营销经营价值没有体现、下游零售环节市场细分尚不充分、上游销售直供困难重重等问题;②面临着天然气市场进入新一轮快速增长期,基础设施开放、营销主体多元化成为必然,价格市场化机制逐步形成等新形势。进而从现有天然气市场营销实际发展的角度出发,提出了在新形势下建设适应市场化的天然气营销体系的发展思路及措施建议:①从以产品为中心向以客户为中心转变,运用现代市场营销理论,基于天然气市场产品、价格、渠道、促销四大市场营销关键要素,构建以营销战略规划、市场价格、销售管理、营销渠道、市场营销信息、客户服务为主的专业化、独立化的营销系统;②将营销行为和客户服务紧密结合,把天然气客户所需融入企业营销过程中,使天然气销售更能适应市场发展需要,促使天然气市场环境更加公平和充满活力。     

中国天然气产业发展形势与前景

我国天然气产业已经进入快速发展阶段,供、销、储、运体系正在持续不断地发生着深刻的结构性变化,客观把握当前天然气产业的发展形势、趋势并做好科学预判,是关乎国家能源安全的重大课题。为此,通过分析全球天然气资源现状、贸易格局与发展趋势,结合中国天然气产业的发展历程、现状、趋势以及所面临的问题,从需求、供给等方面对我国天然气产业进行了展望分析与判识,进而提出了推进天然气产业合理、可持续发展的战略措施与建议。研究结果表明:①采用综合能源弹性系数法,预测2030年中国天然气消费量约为6 500×10~8 m~3;②受能源供给侧改革、工业化、城镇化等因素的影响,国内天然气消费量增速远高于产量增速,天然气产业发展仍面临着一系列的问题;③需要加大天然气勘探开发力度,以保障国内天然气增储上产;④持续拓展多元化的进口渠道,分散天然气对外依存度增长过快的风险;⑤加快全国性、动态化互联互通体系及枢纽建设;⑥理顺天然气价格机制,逐步放开行业性、季节性消费管控,加强对全国市场的整体销售引导。     

中国建立天然气期货市场的必要性和可行性

天然气是近期内唯一可能大规模替代煤炭和石油的清洁能源。中国的天然气工业有着广阔的发展前景,而价格则是影响其发展的核心因素。为此,通过研究天然气工业发达国家的经验以及期货市场定价的特点,认识到了中国建立天然气期货市场的必要性:1期货市场发现的价格最接近理想的均衡价格;2期货市场可以发现连续的远期价格;3在合约到期日(交割日)期货价格与现货价格收敛趋同。基于中国天然气市场的现状及发展趋势,认为建立中国自己的天然气期货市场是可行的:1我国天然气现货市场参与者已经达到一定数量,进行期货交易的需求潜力巨大;2我国天然气管输和储备系统基本完善,交割条件已经具备;3国内期货市场快速发展,提供了管理经验和人才保障;4中国地理位置优越,有望成为东亚天然气定价和交割中心。因此中国应该尽快建立天然气期货市场,发现天然气市场价格。