页岩气研究报告

参考消息网9月4日报道英媒称，在中美贸易战不断恶化的背景下，随着中国能源供应的安全性正成为人们关注的焦点，中国打算通过推动像页岩气田这样的国内项目来减少对进口天然气的依赖。据路透社9月2日报道，一份新的政府研究报告显示，中美之争给中国经济蒙上了阴影，有可能将显著减缓今年的天然气需求增长速度。但随着逐步摆脱对进口天然气的依赖获得新的重视，北京正在投入资金，提高国内天然气产量、尤其是页岩气等所谓非常规能源的产量。报道称，中国国家能源局石油天然气司和国务院的一个研究机构8月31日发布了一份报告，呼吁提高四川省的重要资源盆地、北方的鄂尔多斯盆地和中国近海等地的天然气产量。根据这份报告，中国天然气消费量今年将增长约10%，达到3100亿立方米，而且在2050年前将持续增长。报道称，虽然中国从去年开始对从美国进口的液化天然气征收关税，中国仍是全球第二大液化天然气买家。厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强说：“中国对进口油气的依赖程度增长过快，对进口石油的依赖程度超过70%，天然气则接近50%。”据报道，国家能源局的报告呼吁把四川盆地建设成天然气生产基地，因为这里是传统气和非传统气（如页岩气和致密气）的“双富集”气区。报告说：“通过加大深层气、致密气和页岩气开发，未来四川盆地天然气生产占国内总产量的三分之一左右，页岩气有望超过常规气成为主力气源。”报道还援引了新华社8月31日的一篇报道称，中国工程院院士赵文智预测，到2035年，中国页岩气产量有望占中国天然气总产量的23.2%。赵文智还担任中石油勘探开发研究院院长。据报道，中国去年的页岩气产量约为109亿立方米，不到全国天然气总产量的7%。赵文智估算，2019-2035年间页岩气快速增产需要年均钻井500口以上，是2018年钻井量的近两倍。报道称，赵文智建议，为加快推动页岩气勘探开发，北京应该考虑提供税收优惠，比如对页岩气免征资源税。据报道，中国最近还宣布了一项政策，将给国内非常规气生产的补贴再延长3年，还首次将致密气包括在内。在上周的一份研究报告中，伍德麦肯兹咨询公司将中国2040年的致密气开采前景从之前预测的680亿立方米提高到850亿立方米。报道称，尽管该领域拥有美好的前景和政府补贴，但中国面临复杂的地质形态，缺乏技术突破，难以使页岩气成为足以吸引民间资金的有利可图生意。厦门大学的林伯强说：“投资仍然太少，只有少数国有企业在进行这方面的勘探……科技进步也不够快。”资料图片：四川遂宁中石油安岳气田一组天然气净化装置。（新华社）

“2018年能源大转型高层论坛”于2018年8月25日在北京举行。会议经国务院发展研究中心批准，由国务院发展研究中心资源与环境政策研究所主办，国家能源局石油天然气司、自然资源部中国地质调查局、国家能源局新能源和可再生能源司、全国政协人口资源环境委员会、国土资源部油气资源战略研究中心、住房和城乡建设部科技与产业化发展中心、江苏省如东县人民政府、中国华电集团公司上海分公司、陕西延长石油（集团）有限公司、国际能源署（IEA）和国际能源论坛（IEF）支持。以下是报告全文。中国天然气发展报告（2018）全文前言世界天然气发展面临的环境形势正发生深刻变化，推进天然气发爬的积极因素超过以往任何时期。国际石油价格逐步回归合理区间，美国“页岩革命”走向深入，以绿色发展为特征的新一轮能源转型正在各主要经济体加速推进。中国天然气消费快速增长成为世界天然气较快发展的主要驱动因素。各级政府高度重视，各类市场主体共同发力，产量快速增长，多元供应增强，设施建设加快，销售市场旺盛。在快速发展的同时，中国天然气发展不平衡、不充分的深层次问题和矛盾不断暴露，亟待通过加快发展和深化改革来解决。天然气是有效治理大气雾霾、推进中国能源生产和消费革命向纵深发展的重要抓手。在决胜全面建成小康社会的关键时期，必须以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，落实党中央、国务院关于深化石油天然气体制改革的决策部署和加快天然气产供储销体系建设的任务要求，着力解决天然气发展不平衡不充分不协调的向题，确保供需基本平衡民生用气有力保障，市场规律得到充分尊重，天然气产业健康有序可持续发展。一、2017年国内外天然气发展状况1世界天然气消费水平和供应能力同步提高，产量增长总体快于消费，延续了近年来天然气供需整体宽松格局。受中韩等国天然气需求大幅上升拉动，世界管道气和液化天然气（LNG）贸易量较快增长，美国LNG出口量大幅增加。受宏观经济稳中向好、能源生产和消费革命持续推进、大气污染防治力度加大等因素的驱动，中国天然气市场呈现供销两旺态势。2017年中国对世界天然气消费增量的贡献达30％以上，成为推动世界天然气发展的主要驱动力。（一）天然气消费加速增长亚太市场需求旺盛，世界天然气消费増速稳步提高。2017年世界天然气消费量达3.67万亿立方米，同比增长3.0％，较过去十年的平均増长水平高0.7个百分点。其中，2017年亚太地区天然气消费同比增长6.2％，是2016年增速的两倍以上，占世界天然气消费总量的21.0％，提高0.6个百分点，欧洲天然气消费同比增长5.5％，逆转过去十年负増长（-0.9％）的态势，占世界天然气消费总量的14.5％，提高0．3个百分点；北美地区天然气消费同比下降0．7％，占比25．7％，下降0.9个百分点；独联体地区天然气消费同比增加0.6％，占比15．7％，下降0.4个百分点；中东地区天然气消费同比增加5.7％，占比14.6％，增加0.4个百分点。2017年，天然气消费量超过1000亿立方米的国家有美国（7395亿立方米）、俄罗斯（4248亿立方米）、中国（2386亿立方米，不含向港、澳供气）、伊朗（2144亿立方米）、沙特阿拉伯（1114亿立方米）、日本（1171亿立方米）和加拿大（1157亿立方米）。2017年世界天然气消费增量的60％以上来自于中国、加拿大沙特阿拉伯、伊朗和德国等国。多重利好因素驱动，中国天然气消费快速增长。2017年中国天然气消费快速增长，呈现“淡季不淡、旺季更旺”态势，全年消费量2386亿立方米（不含向港、澳供气），同比增长14.8％，增速较2016年提高7.2个百分点。天然气在一次能源消费结构中占比7.3％，同比提高0.9个百分点。其中，城镇燃气和天然气发电消费増长明显，消费量分别由2016年的729亿立方米、366亿立方米増至2017年的937亿立方米和427亿立方米，占比分别增至39.3％和17．9％；工业燃料消费量为760亿立方米，占比31.8％；化工用气量延续低迷态势，约为262亿立方米，占比由2016年的12.2％降为11.0％。2017年用气人口3.5亿人，比首次突破3亿人的2016年多0.4亿人。分地区看，2017年全国天然气消费量及增量主要集中在环渤海、长三角和西南地区，三个地区天然气消费量1189亿立方米，占比达50％。用气量超过100亿立方米的省份（直辖市、自治区）有江苏、广东、四川、新疆、北京、山东六省市，河北、河南、浙江、重庆四省市用气量也接近百亿立方米。（ニ）天然气供应保障能力增强世界天然气资源丰富，支撑天然气供应量快速增长。在需求较快增长的拉动下，世界天然气产量增速明显加快。2017年世界天然气产量3.68万亿立方米，同比増长4％，与2016年相比产量増加约1300亿立方米、增速提高3.1个百分点。其中，亚太地区天然气产量增长约5％，达6075亿立方米，占世界天然气总产量的比例为16.5％，同比提高0.2个百分点，中东地区产量増长约4.9％，达6599亿立方米，占比17.9％，与去年基本持平；独联体地区产量增长约6.2％，达8155亿立方米，占比22.2％，增加0.5个百分点；北美地区产量增长1％，达9515亿立方米，占比25.9％，下降0.7个百分点。世界天然气产量居前五位的国家分别是美国（7345亿立方米）、俄罗斯（6356亿立方米）、伊朗（2239亿立方米）、加拿大（1763亿立方米）和卡塔尔（1757亿立方米）。世界天然气资源丰富，资源基础雄厚。当前世界天然气资源开发利用程度总体依然较低，具有持续增储上产的坚实基础。截至2017年底，世界常规、非常规天然气资源开发利用率分别约为20％和5％，剩余可采储量193．5万亿立方米，储采比52．6年。近年来，美国二叠盆地、南美洲东部陆架、东非陆架、东地中海、澳洲西北陆架等领域不断取得重大发现。中国天然气生产与供应能力持续增强2。2017年，国内天然气产量增长超100亿立方米，达1480.3亿立方米，同比增长8.2％。其中：常规天然气产量1338.7亿立方米，同比增长8.1％；页岩气产量92亿立方米，同比増长14.3％；煤层气地面抽采量49.6亿立方米、利用量44亿立方米，同比分别增长9.2％和13.8％。此外，煤制气产量26.3亿立方米，同比増长34.3％。四川盆地、鄂尔多斯盆地、塔里木盆地和海域四大气区的天然气产量总和为1233亿立方米，约占全国天然气总产量的83．6％。其中，鄂尔多斯盆地产量450亿立方米（含煤层气产量11亿立方米），约占全国天然气总产量的30.5％，连续九年为全国第一大产气区；四川盆地天然气产量395亿立方米（含页岩气90亿立方米），约占全国天然气总产量的26.8％；塔里木盆地天然气产量370亿立方米，约占全国天然气总产量的25.1％。中国天然气资源丰富，但勘探开发程度依然较低，常规天然气发展仍有较大潜力。同时，随着技术进步和石油天然气体制改革的不断深人，开发低渗透、深层、深水、火山岩等领域大量的品位低、难动用资源的经济性将逐步显现，非常规天然气资源潜力不断释放。在可预见的将来，国内的天然气生产供应能力将持续提高。2017年，中国天然气进口快速増长，进口量946亿立方米，同比增长26.9％。其中，进口管道气420亿立方米；进ロLNG526亿立方米，同比增长46.3％。中国天然气储运设施不断完善，供应能力进一步提升。2017年，陕京四线、中靖联络线等陆续投人运营；广东粵东、江苏启东LNG接收站投产，储气库扩容稳步推进，中俄东线二期、新疆煤制气外输管道潜江一韶关段以及天津南港、深圳迭福、浙江舟山LNG等重大工程加快建设。截至2017年底，全国已建成投产天然气长输管道7.4万千米，干线管网总输气能力达3100亿立方米／年；累计建成投产地下储气库25座，有效工作气量77亿立方米；已投产液化天然气接收站18座，总接收能力5960万吨／年。同时，集中推进一批互联互通重大节点性工程，打通管输瓶颈，特别是广东管网升压反输西二线、天津地区各气源互保互供等互联互通工程的提前谋划设施，为应对2017－2018年采暖季北方地区天然气供应紧张问题发挥了关键作用。（三）天然气贸易更加活跃世界天然气贸易稳步增长，贸易格局持续调整。2017年，世界天然气贸易量1.13万亿立方米，同比增长5.9％，增速提高1个百分点，约占世界天然气消费量的30.9％，同比提高0.9个百分点。其中，管道气贸易量7407亿立方米，同比增长3.7％，与2016年增速相比略放缓0．3个百分点；LNG贸易量3934亿立方米，同比增长10．3％，较2016年增速提高3.6个百分点。国际LNG贸易空前活跃，参与LNG国际贸易的国家明显增多。国际LNG贸易总量同比增加367亿立方米，出口增量主要来自亚太和北美地区，进口増量主要来自亚洲和欧洲。LNG贸易量在世界天然气贸易量中的占比提高1.4个百分点，达34.7％，创历史新高。2017年，澳大利亚LNG出口量759亿立方米，同比上升28.2％，出口目标国增至9个；美国LNG出口量大幅提升，达174亿立方米，是2016年出口量的4.1倍，目标市场在各大洲分布广泛，其中40.9％出口至亚太地区，15％出口到欧洲。此外，安哥拉、马来西亚、尼日利亚、文菜等国和巴布亚新几内亚地区新增LNG出口量110亿,立方米。从进口看，亚洲和欧洲依然是LNG的主要进口地区，占世界LNC进口贸易量的89％。其中，欧洲ING进口量652亿立方米，同比增长15.7％；亚洲ING进口量2835亿立方米，同比增长12.9％，増速提高6.1个百分点。国际LNG贸易灵活性持续增强。近两年低油价给亚洲LNG进口商从“溢价”到“议价”的转变提供了机遇。随着澳大利亚、美国LNG项目上产，进口来源多元化，亚洲买家已在合同中引入现货价、交易中心价等混合定价方式，议价能力增强。亚洲LNG价格进一步与油价脱钩，天然气独立定价能力有所提升。国际LNG贸易合同限制性条款减少，合同灵活性增强。近年来，新签LNG合同呈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、现货贸易快速发展等新特点。2017年，国际LNG现货贸易量约950亿立方米，占世界LNG贸易量的24.1％，比2016年增加6.1个百分点；新签LNG合同中，期限小于5年的合同数量翻番中长期合同平均年限为6.7年，与2016年的平均年限11年相比显著缩短；单个合同平均气量持续下降，低于2016年的90万吨／年水平。国际天然气价格有所回升。2017年，欧洲、东北亚进口LNG均价随油价走势呈现不同程度上涨，美国气价也出现上涨。2017年上半年，国际工NG供应相对宽松，东北亚夏季现货价格在5.5美元／MMBTU3左右；下半年，特别是进入冬季受中国“煤改气”、韩国弃核弃煤等能源政策影响，LNG需求超出预期，同时巴基斯坦等新兴市场天然气需求增长较快，国际天然气市场出现时段性供需紧平衡，加上国际油价上涨，导致天然气价格整体上涨。其中，东北亚冬季LNG现货价格一度突破11美元／MMBtu。2017年，美国亨利中心（Heny Hub）均价2.96美元／MMBtu，同比上涨约20.3％；欧洲国家平衡点（NBP）均价5.8美元／MMBtu，同比上涨24.7％；亚洲LNG进口均价7.7美元／MMBtu，同比上涨15.6％。随着国际LNG贸易的快速发展，欧洲、亚太、北美三大市场的天然气价差进一步缩小，亚洲LNG现货与欧洲NBP价格走势趋同。国内外权威机构预测，未来2～3年，随着澳大利亚、美国、俄罗斯、东非等新建LNG项目陆续上产，到2020年新增LNG产能将达9270万吨并有望突破一亿吨。中长期看，世界天然气市场将延续总体供大于求的态势，供需基本面不支持国际天然气价格持续上涨。中国天然气进口大幅攀升，进口来源进一步多元化。2017年，中国天然气进口量946亿立方米。其中，管道气进口同比增长8.8％，约85％进口量来自土库曼斯坦，乌兹别克斯坦、缅甸管道气进口量均有所下降。2017年10月，中国石油与哈萨克斯坦石油天然气公司签订了一年期50亿立方米的管道气供应合同。2017年中国LNG进口量快速攀升，进口来源目标国进一步多元化。全年进口ING526亿立方米，进口资源目标国达22个，比2016年增加4个。澳大利亚依然为中国LNG进口最大来源国，全年进口237亿立方米，同比增长44.3％；其次是卡塔尔，向中国供应103亿立方米，同比增长50.4％；再次是马来西亚、印度尼西亚等国。2017年美国向中国出口LNG21亿立方米，比2016年增长7.5倍，约占同年美国LNG出口量的11.7％，中国已成为美国第三大LNG进口国。与管道气进口相比，LNG进口具有贸易方式灵活多样、供应较安全等优点，叠加非冬季保供期价格相对较低的利好，成为2017年中国保障天然气需求增长的主要来源。2017年中国天然气进口贸易依然以中国石油、中国石化、中海油三大石油公司为主导，其他企业的天然气进口贸易规模不断扩大。北京燃气、广东九丰、新疆广江等公司的天然气进口量总和达20亿立方米左右，在2017年冬季保供方面发挥了积极作用。（四）中国天然气改革持续发力2017年5月，中共中央、国务院发布《关于深化石油天然气体制改革的若于意见》。政府有关部门、企业等认真学习领会，扎实推进各项改革任务，相继出台了一系列改革举措。2017年，国家发展改革委相继出台《关于加强配气价格监管的指导意见〉（发改价格[2017]1171号）、《关于进一步加强垄断行业价格监管的意见》（发改价格规[2017]1554号）、《关于降低非居民用天然气基准门站价格的通知》（发改价格规[2017]1582号）、《关于全面深化价格机制改革的意见》（发改价格[2017]1941号）等文件，进一步加强天然气配送环节价格监管，强化成本监审，明确“准许成本＋合理收益”的配气定价原则，规定准许收益率不得超过7％；降低非居民用气基准门站价格，深化非居民用气价格市场化改革，适时放开气源价格和销售价格，完善居民用气价格形成机制，推进居民用气价格逐步与非居民用气价格并轨。上海、重庆天然气交易中心工作有序推进。为有序推进北方地区冬季清洁取暖，国家发展改革委等多部委联合发布《北方地区冬季清洁取曖规划（2017－2021年）》（发改能源〔2017）2100号），明确要求清洁取暖要坚持“宜气则气、宜电则电”的原则，多种方式并举；进步强调，“煤改气”要在落实气源的情况下按规划有序推进，并配套了气源保障方案。国家发展改革委、国家能源局发布《关于全面开展天然气储气调峰设施建设运营情况自查和整改的通知》（发改办运行〔2017）1628号）等，摸底调査全国储气调峰情况，进一步加强储气调峰能力建设。为维护油气资源国家所有者权益，调整油气矿业权出让收益比例，促进油气勘查开采，国务院、财政部和自然资源部等部门分别出台《矿产资源权益金制度改革方案》（国发〔2017）29号）、《矿业权出让收益征收管理暂行办法》（财综〔2017）35号）等文件，明确规定，除特殊情形外，矿业权一律以招标、拍卖、挂牌等竞争方式出让，能源资源勘査的矿业权出让收益中央与地方分享比例由6：4调整为4：6。财政部、国家税务总局发布《资源税法（征求意见稿）》，对深水油气资源税减征30％，对低丰度、低品位油气资源税减征20％；专门出台政策对页岩气资源税减征30％。同时，持续推进油气勘查开采体制改革，加强油气探矿权竞争性出让。截至2017年，采取竞争方式累计出让常规油气探矿权20个、煤层气探矿权10个、页岩气探矿权22个，新引入上游市场主体32个。其中，2017年挂牌公开出让新疆5个油气勘查区块探矿权。全面实施油气探矿权信息公示制度和监督检査，加大区块核减退出力度，2013－2017年依法注销及核减油气探矿权面积90．9万平方千米。加大油气基础地质调查工作力度，不断开辟勘查新区新领域。积极支持天然气基础设施建设用地，加快用地审查，保障建设项目依法依规及时用地。二、中国天然气发展遇到的新问题不论是推进能源生产和消费革命，构建清洁低碳、安全高效的能源体系，还是贯彻落实北方地区冬季清洁取暖要求，天然气都肩负着新的历史使命。打赢蓝天保卫战和打好污染防治攻坚战，天然气也是重要的实现路径之一。2017年受天然气存量需求快速增长、“煤改气”迅猛发展、进口气供应不稳定等因素影响，中国局部地区个别时段出现用气紧张状况。经各部门、地方、企业间通力合作，供需紧张期虽“有惊无险”地度过，但天然气在快速发展阶段暴露出的问题亟待解决。（一）产供储销体系建设不完善、体制改草不到位制约天然气协调稳定发展从2004年始，中国天然气已快速发展十余年，呈现规模大、增速快、季节波动性大等特征。同时，在绿色发展政策支持、大气污染防治形勢倒逼下，天然气发展模式已由供应驱动演变为需求拉动。但受产供储销体系待健全、体制改革待深入等因素影响，供应侧与需求侧不确定因素增多，发展不平衡问题日益突出，多元化供应体系和市场有序协同机制亟待完善。探开发投入减少造成天然气増储上产跟不上消费快速増长的步伐。中国常规天然气（含致密气）资源探明率15％，低于世界平均水平（22.5％）。探明储量中未动用占比超过4％，即使在当前的技术水平下，剩余的经济可采储3.9万亿立方米，其大部分资源的开发成本相对于中缅管道口气等仍具有明显的价格优势。但受上游主体少、竞争不充分、考核激励机制不足、支持政策不够等因素影响，叠加国际油价低位徘徊、国内资源勘探开发难度较大等客观原因，企业勘探开发投资能力不足、意愿不强，天然气新建产能不足，产量增长乏力。尽管2017年全国油气勘查、开采投资分别为597.5亿元和1629亿元，同比增长13．3％和22.2％，但还没有恢复到2015年的投资水平；2016年全国天然气产能建设规模较2014年下降50％，导致2017年市场需求增速到14.8％的情形下，国内天然气产量增速仅为8.2％。管网建设速度放缓、互联互通程度不够限制资源调配和市场保供。2014-2016年期间，天然气市场需求增速放缓，新建管网投资回报率下降，建设资金削减，年均新增里程仅0.5万千米。截至2017年底，中国天然气干线管道里程约7.4万千米，每万平方千米陆地面积对应的网里程约77千米，仅相当于美国的15％，而管网负载程度（单位里程的天然气消费量319立方米／千米）相当于美国的两倍。主干管道之间、主干管道与省级管网之间、沿海LNG接收站与主干管道之间互联互通程度较低，区域气源“孤岛”或LNG孤站多处存在，具备互联互通功能的枢纽站和双向输气功能的管道较少，管网压力不匹配，富余气源和LNG接收站能力不能有效利用。截至2017年底，三大石油公司管网之间仅实现三处互联互通4，对资源调配和市场保供造成较大制约。此外，管网运输和销售分离的改革细化方案仍未出台，尽管供气企业在企业层面开展了天然气运输和销售业务分离的相关举措，但离改革文件精神要求还有较大差距。部分省网公司还保留“统购统销”的经营方式，制约区域市场化竞争格局的形成。进口气过快增长，资源均衡性和保障性不足，多元化供应体系亟待完善。中国天然气对外依存度快速攀升，进口气量从2010年的175亿立方米迅速增至2017年的946亿立方米。进口来源地虽已超过20个国家和地区，但进口气量主要集中在土库曼斯坦、澳大利亚和卡塔尔，三国供应量占中国进口量的70％以上。天然气进口保障的不确定性增加，土库曼斯坦、乌兹别克斯坦、哈萨克斯坦中亚三国与中国地理上属于同纬度，冬季进口管道气易受寒潮影响发生欠量，造成短期供应紧张；LNG进口受气象、海况、航道等影响，不可控因素增多，亟待建立天然气进口资源保障机制。责任不落地约東不强，辅助服务市场机制不健。导致储气能力严重不足。2014年国家发展改革委即印发了8号令，提出了地方政府3天、供气企业10％的储气能力要求，但政策落地和执行力度存在欠缺。以地下储气库和LNG接收站储气为主，陆上节约、规模化CNG和LNG储气为辅，管网互联互通为支撑的储气系统建设仍然任重道远。同时，储气调峰能力建设监管落实不到位，上游储气指标完成进度滞后下游用户更是长期过度依赖上游调峰。同时，由于储气调峰市场机制不健全，储气设施市场价值缺少价格实现途径，建设运营投资成本缺少回收渠道；加之辅助服务市场未建立企业投资积极性不高。截至2017年底，地下储气库形成有效工作气量77亿立方米，占全国表观消费量的3．2％，远低于12％～15％的世界平均水平。18座LNG接收站储气能力40亿立方米，总储气能力严重不足，难以发挥调节季节需求波动、应对供应风险、平抑市场价格等作用。（二）政策协同性不足、支持力度不够导致天然气行业发展阶段性失衡一是跨部门、跨行业间统筹协调不畅，全产业链协同发展体系尚未形成。受考核倒通影响，各地方目前环保政策叠加环保督査集中发力，“煤改气”工程突击整改、集中推进，2013年至2017年的工作任务大量集中在2017年实施，市场平衡状况难以预判。更应当注意到，除居民“煤改气”用气需求外，工业“煤改气”增加的用气需求更为可观。当前的天然气产业不论是供应量还是基础设施均难以支撑短期需求的爆发式増长。同时，目前环保政策上，一方面消费侧需要快速扩大天然气消费，另一方面供应側环保政策对天然气增产增供形成硬约東。初步估计，当前按环保和生态保护要求需退出的天然气生产加工处理产能即达到千万吨的规模。二是价格改革还未充分到位。省级门站价格与替代能源挂钩的定价机制尚未实现动态调整，峰谷气价机制还未充分形成，激励用户参与调峰的经济手段还不够，难以发挥价格平衡供需关系的作用。气价交又补贴和气价倒挂现象仍然存在，影响冬季民生用气保供。市场交易参与程度不高，天然气交易中心线上交易参与的交易主体较少，交易方式和手段较为单一，还有待进一步摸索形成符合中国国情的天然气市场化交易体系。三是管道等线性工程选线和工程建设协调难度越来越大。受用地用海、保护区等政策限制，部分基础设施项目难以落地。由于管道建设运营未实行分税制，地方收益较少，且承担了管道安全保护责任，地方积极性普遍不高。综合影响下，管道建设运营、油气管道路由协调难度越来越大，征地遇阻、审批不畅等问题突出，制约项目推进。四是天然气保供和应急处置机制不健全。由于缺少统一标准和监管，在价格双轨制的情况下，极个别责任方出于经济利益考虑，不能保证民生优先用气。互联互通协调机制和商务模式有待完善，尚未建立日常运行和应急状态下的互联互通协调长效机制。商务合作方式仍是“一事一议”，没有形成程序化、规范化、市场化的合作模式。五是天然气发展的财税支持政策有待进一步配套。相当规模的致密砂岩气储量勘探开发亟须政策支持。页岩气、煤层气开发经济效益依然较低。关键理论、技术和核心装备研发扶持力度有限，深层、火山岩气藏勘探开发核心技术缺乏深水油气开发关键技术与装备仍以进口为主；页岩气、煤层气开发工程技术与世界先进水平相比仍有较大差距，深部页岩气、陆相页岩气开发核心技术仍有待突破。天然气勘探开发利用的关键技术研发和先进装备国产化亟须加大政策支持力度。三、加快天然气产供储销体系建设支撑行业协调稳定发展天然气是优质高效、绿色清洁的低碳能源。加快天然气开发利用，促进其协调稳定发展，是中国稳步推进能源生产和消费革命，构建凊洁低碳、安全高效能源体系的重要路径。加快天然气开发利用，是实现人民对美好生活向往的有机组成部分，更是打赢蓝天保卫战和打好污染防治攻坚战的必然要求。2017年国内消费爆发式増长，天然气主体能源地位进一步确立。但2017-2018年采暖季局部地区供应紧张，也暴露出当前产供储销体系不健全、产业链体制机制改革步调不一致等突出问题。在决胜全面建成小康社会的关键时期，必须以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，落实党中央、国务院关于深化石油天然气体制改革的决策部署和加快天然气产供储销体系建设的任务要求，着力解决天然气发展不平衡不充分不协调的问题，确保天然气供需基本平衡，民生用气有力保障，市场规律得到充分尊重，天然气产业健康有序可持续发展。（一）中国天然气行业迎来新时代背景下的快速发展期中国政府高度重视天然气稳定协调发展。国家发展改革委、国家能源局牵头，会同自然资源部、生态环境部、财政部、住房城乡建设部、交通运输部等有关部委，努力把天然气产供储销体系建设作为一项重点工作抓好；各部门、地方和企业以人民为中心，将保障天然气稳定供应作为重要的民生工程、政治工程，积极谋划、稳妥推进。各部门通过部际联席会议机制和周例会机制，推进财税政策、项目审批等相关扶持政策的出台，高效协调并采取有力举措，推进保供项目快速落地。全社会逐渐形成大力发展天然气的共识。一是经过多年发展，天然气低碳高效、安全可靠的特性已经成为广泛共识，其清洁能源的定位深入人心。“十九大”报告提出，中国社会主要矛盾已经转化为人民日益增长的美好生活需要和不平衡不充分的发展之间的矛盾。天然气发展事关国计民生，清洁取暖更寄托了人民对绿水青山的向往，加快天然气开发利用已然成为中国推进能源发展转型的重要组成部分。各级政府的高度关注引发社会与媒体的深人聚焦，纷纷看好天然气产业的未来发展趋势。二是在体制改革、考核倒逼、政策支持等引导下，产业链各环节活力逐步释放，支撑中国天然气快速发展。国际上具有中国天然气快速发展的市场环境。相对宽松的国际LNG市场环境助力中国天然气快速发展。国际LNG市场迅猛发展，很大程度上突破了传统管道输气的局限，推动了天然气在世界范围内不同市场间的高效流通。截至2017年底，全世界已投产LNG项目34个，共102条生产线，总生产能力3.55亿吨／年。预计到2020年，规划在建LNG项目共计15个，主要分布在非洲、北美、欧洲和亚太地区，规划产能共计约9270万吨／年。随着澳大利亚、俄罗斯和美国LNG在建液化项目逐步投产，预计到2020年世界新增LNG供应将超过1亿吨／年。需求方面，中国（含台湾）、韩国、印度等传统亚洲LNG进口大国及欧洲，预计未来几年需求旺盛，巴基斯坦、菲律宾、孟加拉国等新兴市场需求增长较快。总体来看，到2020年国际LNG市场整体供应相对宽松，但仍将呈现个别地区季节性供应紧张的特点。（二）构建中国天然气协调稳定发展的产供储销体系构建天然气协调稳定发展的产供储销体系，主要包括加快国内勘探开发、健全海外多元供应、建立多层次天然气储备体系、加快天然气基础设施建设和管网互联互通、精准预测市场需求和建立预警机制、建立完善的天然气供应分级应急预案、建立健全天然气需求側管理和调峰机制、建立天然气发展综合协调机制、理顺天然气价格、加快体制改革步伐等。天然气产供储销体系的建立不可能一蹴而就、一劳永逸，这是一项系统工程，机制作用的发挥也是渐进式的，需要各地方各部门及油气企业间的通力合作。一是加快形成勘探开发有序进入、充分竞争的市场机制。严格执行区块退出，全面实行区块竞争性出让。大力推进央地合资合作，留税于当地，互惠互利，共同发展。加快研究制定难动用、边际储量的竞争性出让机制，多措并举盘活量存量。加强国有油气企业保障能力考核，企业应服务于国家能源战略，适当降低勘探开发活动的经济指标约東，切实增加有效供应。例如，探索按6％左右的内部收益率标准来推进致密气、页岩气、煤层气等非常规天然气投资项目落地实施。同时，针对四川盆地、鄂尔多斯和新疆地区主要上产区，形成增储上产专项行动方案。统等平衡天然气开发与环境保护的关系，避免出现“消费侧要求扩大天然气消费，供应侧勘探开发活动处处受限”的困境。二是健全天然气多元化海外供应体系。海陆并进不断优化中国天然气进口结构和布局，加快推进天然气进口国别地区多元化、运输方式多样化、进口通道多元化和合同模式多样化，积极有序推进进口主体多元化。保障进口，坚持进口贸易和海外投资并重。进口贸易方面，长约和现货两手抓在增加天然气稳定供应的同时充分发挥现货资源的市场化调峰作用。海外投资方面，突出效益发展，支持企业投资海外天然气上游勘探开发，増强进口天然气资源的掌控能力。加强与重点天然气出口国多双边合作，明确国际合作重点项目加快推进。三是加强储气能力建设，建立多层次储备体系。建立以地下储气库和沿海LNG接收站储罐为主，重点地区内陆集约、规模化LNC储罐应急为辅，管网互联互通为支撑的多层次储气调峰系统。供气企业到2020年应拥有不低于其年合同销售量10％的储气能力。城镇燃气企业到2020年形成不低于其年用气量5％的储气能力，同时相应地修订《城镇燃气管理条例》《城镇燃气设计规范》等。地方政府到2020年至少形成不低于保障本行政区域3天日均消费量的储气能力。作为临时性过渡措施，储气能力不达标的，要通过签订可中断供气合同等方式落实调峰能力。各省级人民政府负责统筹推进地方政府和城镇燃气企业備气能力建设，储气设施要集约规模化运营，避免“遍地开花”。加强储气能力建设情况的跟踪调度，对推进不力、违法失信等行为实行约谈问责和联合惩戒。四是完善天然气基础设施建设和互联互通推进机制。加快规划内管道、LNG接收站等项目建设，专项推进管道互联互通。加强基础设施建设各级规划间，以及基础设施建设规划与国土空间、城乡建设、用地用海、林地占用等规划以及生态保护红线的衔接，特别是要保障项目用地用海需求。落实简政放权精神，简化优化前置性要件审批，积极推行并联审批、前置改后置等方式，缩短项目合规建设手续办理和审批周期。短中期以保障京津冀及周边和汾渭平原天然气安全供应为目标，尽快制定环渤海LNG储运体系实施方案。LNG接收站集约布局、规模发展，鼓励多元主体建设，鼓励站址和岸线资源共用共享；优先考虑现有LNG接收站周边和条件较好、前期工作相对成熟的港区进行扩建和新建。加强站线统筹规划，形成覆盖沿海主要消费区域，与国家主干管网互联互通且向内陆进一步辐射的外输管道。中长期加快完善全国性主干管网，形成对接全国天然气主要消费区和生产区关键节点和关键线路双向输送，进口和国产气充分连通，多气源、跨区域互济调峰、协同保障的管网体系。对天然气基础设施和互联互通重大工程开展专项督察督办。五是建立天然气发展综合协调机制。强化供用气双方契约精神，推动供用气企业全面签订合同，鼓励签订中长期合同。“煤改气”坚持“以气定改”，在落实气源前提下有规划地推进；突出京津冀及周边等重点区域，保重点的同时循序渐进。建立完善天然气领域信用体系，对相关合同违约及保供不利的地方和企业，根据情形纳人失信名单，对严重违法失信行为实施联合惩戒。将页岩气、煤层气财政补贴政策延续到“十四五”时期，对致密气新井开发利用量给予财政补贴支持。研究对地下储气库建设的垫底气采购支出给予中央财政补贴，对重点地区应急储气设施建设给予中央预算内投资补助支持。在第三方机构评估论证基础上，研究液化天然气接收站项目进口环节增值税返还政策按实际接卸量执行。积极发展沿海、内河小型LNG船舶运输，推动出台LNG罐箱多式联运等方面的相关法规政策、标准规范。六是建立健全天然气需求恻管理，细化预警、调峰和应急机制。统筹考虑经济发展、城镇化进程、能源结构调整、价格政策等多种因素，精准预测天然气需求，尤其要做好冬季取暖期分结构需求预测。建立天然气供需预警机制，及时对苗头性、倾向性、潜在性的供需问题做出预测预警，健全通报和反馈机制，确保供需椅接。坚持天然气合理、高效利用，新增天然气量优先用于城镇居民和大气污染严重地区的生活和冬季取暖散煤替代，重点支持京津冀及周边地区和汾渭平原，实现“増气减煤”。研究出台调峰用户管理办法，建立健全分级调峰用户制度，按照“确保安全、提前告知、充分沟通、稳妥推进”的原则适时启动实施。各地方人民政府要切实承担起民生用气的保供主体责任，县级以上人民政府上游供气企业和城镇燃气企业要严格按照“压非保民”原则做好分级保供预案和用户调峰方案。建立天然气保供成本合理分摊机制，相应应急支出由保供不力的相关责任方全额承担，参与保供的第三方企业可获得合理收溢。七是理顺天然气价格机制。落实好居民和非居民门站价格水平并轨政策，合理疏导居民用气销售价格。鼓励城镇燃气企业建立上下游气价联动机制，鼓励有条件的地区先行放开大型用户终端销售价格。鼓励和支持供气企业和天然气用户协商建立调峰价格机制。减少供气层级，加强配气环节监管，切实降低过高的省内管道运输价格和配气价格。鼓励用户自主选择资源方和供气路径、形式，大力发展区域及用户双气源多气源供应。落实地方主体责任，对低收入群体、北方地区农村“煤改气”居民家庭等给予补贴，确保低收入群体生活水平不因价格改革而降低。加强天然气价格监督检查，查处价格违法行为。中央财政要充分利用大气污染防治等资金渠道加大支持力度，保障改革措施平稳实施。有序推进天然气现货市场建设，建成由期货交易平台和若干个区域现货交易平台组成的，覆盖环渤海、华南、华中、川渝等天然气主力消费区，统一开放、竞争有序的天然气市场体系。复制原油期货的成功经验，依托环渤海LNG储运体系建设，先行先试探索推出天然气期货。八是加快天然气体制改革步伐。贯彻落实中共中央国务院《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》，推动改革任务落地见效。深化油气勘查开采管理，切实加强国内资源勘探开发力度，尽快出台天然气管网体制改革方案，明确市场预期，鼓励企业投资管网建设。督促企业落实天然气管网等基础设施向第三方市场主体公平开放。加快放开储气地质枃造的使用权，配套完善油气、盐业等矿业权的租赁、转让废弃核销机制以及已开发油气田、盐矿的作价评估机制。鼓励油气、盐业企业利用枯竭油气藏、盐腔（含老腔及新建）与其他主体合作建设地下储气库。结束语在应对气候変化、推进能源绿色低碳转型的国际大背景下，遵循“十九大”提出的新两步走战略，大力推进生态文明建设，打贏蓝天保卫战，建设美丽中国，天然气发展迎来了难得的历史机遇。2018年，中国天然气仍会是快速发展的一年，预计表观消费量在2710亿立方米左右（不含向港、澳供气），同比增长13.5％，增速较2017年有所下降。其中，工业燃料用气将明显增长，消费量约900亿立方米，同比增速18.4％，占比升至33.2％；城镇燃气和天然气发电依然保持较快增长，消费量分别约为1050亿立方米和500亿立方米，占比分别达38.7％和18.5％；化工用气态势持续低迷，消费量约260亿立方米，占比不足10％。预计2020年、2030年、2050年天然气在一次能源消费结构中的占比将分别提升到近10％、14％和15％左右。2018年，中国天然气产业既是充满挑战的一年，更是深化改革之年和天然气产供储销体系建设攻坚之年，必须守住中国天然气发展的安全底线，保证天然气安全平稳供应，满足人民日益增长的用气需求。同时，也要认识到短期内强化凋峰等基础设施建设、加快増储上产步伐、构建多元化供应体系都面临严峻挑战，必须要攻坚克难，以钉钉子的精神做实做细做好各项工作。2018年，《中国天然气发展报告》白皮书已成功排出三年，搭建了一个推进中国能源大转型与探索天然气产业健康、快速发展的交流沟通平台。期待2018年《中国天然气发展报告》的发布，能进一步激发社会各界凝聚共识，共同挂进天然气产供储销体系建设。在此，我们诚地感讲各相关部门、研究机构、行业学会、企业、国际机构以及众多专家的大力支持和帮助。(来源：石油工业出版社)注释：1本节国外储量、生产、消费和贸易的数量和增速数据主要来源于《BP世界能源统计），国内储量数据来源于自然资源部《全国油气矿产储量通报（2017）》。2本节国内天然气产量数据来源于国家发展改革委运行局和国家统计局，天然气进出口数据来源于国家海关总署。3MMBtu：百万英热单位。42017年底实现天然气管网3处互联互通，分别为西气东输二线和川气东送管道在湖北武穴压气站、西气东输二线与广东省管网在广州压气站、陕京线与安济线在安平压气站实现互联互通。

页岩油页岩气是指从页岩中开采出来的石油和天然气。为什么页岩气页岩油不可取?首先要从地球的结构说起,地球的结构主要是由地核、地幔、地壳组成。地核实质上是由固体内核和液体内核组成,液体外核把地球分成能相对运动的两大部分,液体外核潮汐使地壳和地幔在固体内核上向西弦动(有角度的差速运动);地幔分为上地幔和下地幔两个部分,由软流层和岩石圈组成。地幔与地壳的分层并不清晰,地壳由大陆地壳和海洋地壳组成。从物质组成来说,地球是由固体、液体、半流体、气体等物质组成,内含有岩石、液体、气体等复杂的成分。生活在地球上的大部分人都会有一个错觉,总自以为地球是静止不动的,地大物博,地球上的物质是取之不尽,用之不竭的。事实真是这样吗?大家别忘了,地球是一个每时每刻都在运动的球体,每小时以1674公里的速度自转达到每秒466米,与民航客机平均飞行速度相比高出674公里/小时至874公里/小时。地球的结构圈层表明:地球运行时与汽车行驶时情形非常相似,同样需要石油和天然气等物质的润滑、减压、防冲撞、防摩擦,保温、隔热等调节功能;需要固体物质作为支架,支撑整个地球平衡平稳地运行。页岩中的气和油是指填充在岩石之间的气体和液体,可以防止地球在运行过程中岩石与岩石之间发生摩擦或碰撞等,能有效避免因岩石之间的摩擦而起火;同时也能有效避免因岩石之间的撞击而导致地壳发生震动(即地震)、坍塌、海啸、山体滑坡等。说页岩油页岩气不可取,不妨先回顾一下石油开发的历史。美国是现代工业更是石油工业的发祥地,1859年,美国人德雷克带着公司投资的资金,在美国宾夕法尼亚州泰特斯维尔村中一条“油溪”附近投资开发出世界上第一口现代油井。美国是世界上石油勘探开发程度最高的国家,50个州已有33个州产油。累计找到油气田3万多个(占全世界油气田总数的四分之三),其中油田2万多个,气田1万多个,美国也是世界上累计采油量最多的国家,累计采出石油240亿吨。240亿吨石油能掏空地壳内部多少空间了?大家可以算一算就很清楚了,再加上中东地区以及其他国家产油量,虽然没有做过详细的统计,但相信总量会比美国的累计采油量240亿吨多一倍以上。以上数据可以说明:地球内部结构已逐年掏空并受到严重的破坏。此情此景,地球能不颤动震动?山体能不滑坡?地面能不坍塌吗?气候异常变化也自然而然变成了常态。20世纪之初,美国的勘探重点向中部和西部转移,到1910年,中部和西部成为美国重要产油区,西部主要是加利福尼亚州,至今已有110多年历史。要说明页岩气页岩油不可取,还有重要的一点就是要了解页岩气页岩油的开采技术才能更清楚。页岩气页岩油的开采技术来源于美国,目前主要有以下三种:水力压裂法(Fracking)水力压裂法(hydraulic fracturing,也称fracking)是将水(经常混合有化学物质)注入油井,使岩石层断裂,把被圈闭的油和天然气释放出来。蒸汽注入法(Steam Injection)石油公司使用的蒸汽注入手段包括:蒸汽驱技术(staem drive)和周期注蒸汽技术(cyclic steaming)。使用蒸汽驱时,大量的水被加热,产生蒸汽后,被分别注入到油藏,让大面积的石油矿床受热升温,通过热量降低石油粘稠度,使其流向产油井。二氧化碳注入法(Carbon-Dioxide Injection)这种技术是将液态二氧化碳注入岩石,这样可以把被圈闭的油排挤出来,让其更顺畅地流入油井。这是一种较新的技术,近年来在德克萨斯州和新墨西哥州得到了广泛的应用。第一种“水力压裂法”,很明显会使地壳中起支撑作用的固体物质(岩石)受到严重的破坏,可以直接导致地震的频频发生,并有可能导致局部的坍塌;另一方面,抽取页岩油页岩气会对在地球运行中起到减压、润滑、防冲撞、防摩擦、保温、降温等作用的自然保护层(天然气和油)产生破坏作用,可致使该区域被破坏的岩石在地球运动中发生摩擦,点燃页岩中残留的天然气和油并直接造成山火的发生。第二种“蒸汽注入法”使大面积的石油矿床受热升温,导致地面温度也随之上升,从而导致全球气候逐渐变暖。第三种“二氧化碳注入法”,比第一种、第二种页岩油气的开采方法先进,对地壳的破坏程度有所下降,对自然的地表温度的破坏程度也会减少,但有一点不容忽视也毫无疑问的是:被注入地下页岩之间的二氧化碳会在地球运行过程中因受到岩石的挤压而不断向地面飘逸,从而导致地面二氧化碳含量增加造成新的空气污染。页岩油气的开采综合利用技术创新,全世界应数美国为第一。2000~2007年是美国页岩油认识与技术突破阶段,随着水平井和水力压裂技术成功应用,产量得以迅速提高,2014年达到2亿吨;2018年突破3亿吨。与此相并行的是美国加州的山火,从2015年起,年年发生并难以熄灭,过火面积逐年加大。截至2020年9月10日,加州的过火面积已超过12500平方公里,打破了历史纪录。加州山火发生时,当地居民所拍照的视频显示:火苗从地下往上窜,点燃树木并不断燃烧,不断蔓延形成熊熊烈火并难以扑灭。值得一提的是:美国加利福尼亚州特别是南加州常年气温最低也在20度左右,加州北部天气极冷的温度也高于6度,与同纬度的其他国家和地区(如中国的东北三省、日本北部)相比较,冬天气温高出20-30度左右,这与美国加州110多年以来石油的过度开发有着密不可分的关系。再看一下中国的情况。2018年12月,随着页岩气开采成本的逐步降低,产能快速释放,中国开发页岩气进入急剧增长期。目前,中国页岩气开采已进入爆发期,多地发现页岩气资源,四川成为主要开采场地,四川页岩气成为了我国第一大的页岩气产区。川南地区,2018年的页岩气产量达到了42亿立方米。在2017年的时候,川南地区的钻井数量仅有38口,2018年年底,钻井的数量达到了143台,增长了3倍。值得警醒的是,2019年3月30日18时四川凉山州木里县发生森林火灾直至4月5日大火方被全部扑灭,着火点在海拔3800米左右,火场平均海拔4000米,多个火点均位于悬崖上,2020年3月30日15时,四川凉山州西昌市突发森林大火,火势蔓延迅速,危及西昌市区,大量浓烟飘进西昌城区,这两次森林大火导致森林消防人员和地方干部群众的牺牲,并造成重大经济损失。以上的数据和事实说明,页岩气页岩油确实不可取!但为什么无法禁止并且在全世界多地得到快速和大规模的发展?这是因为社会发展的加快,能源需求的急剧增加,各国之间竞争加剧,利益纷争日趋紧张,供求矛盾难以解决。对这个问题,世界各国不能心照不宣避而不谈,不能随大流追求眼前的短期利益了。如果现在大家都不去呼吁和制止这样可怕的破坏地球的行为,后果将不堪设想。保护地球就是保护人类自己。为了地球的安全,人类的健康以及生命安全,世界经济可持续健康稳步发展,希望世界各国能够采取切实有效措施,早日减少对地下资源的过度依赖,减少甚至杜绝页岩气页岩油的开发利用,尽快开发更多的生态环保的可再生能源,最大程度减少对地壳的破坏。(资料来源《地理字典》、百度搜索)

（报告出品方/作者：海通证券，邓勇、刘威）1. 何为“碳中和”？根据百度百科定义，碳中和是指国家、企业、产品、活动或个人在一定时间内直接 或间接产生的二氧化碳或温室气体排放总量，通过植树造林、节能减排等形式，以抵消 自身产生的二氧化碳或温室气体排放量，实现正负抵消，达到相对“零排放”。2020 年 9 月 22 日，在第七十五届联合国大会一般性辩论上提出，“二氧化碳排放 力争于 2030 年前达到峰值，努力争取 2060 年前实现碳中和”，阐述了我国碳中和政策 的核心目标。十四五”期间，我国进入碳排放达峰的关键时期，“碳达峰、碳中和”将对我 国化工行业中长期发展产生系列影响，我们认为这将促进化石能源的清洁利用，尤其是 天然气的清洁利用。1.1 碳排放现状全球二氧化碳排放逐年增加，我国已成碳排放最大国。1965 年以来，全球二氧化 碳排放量不断增加，2019 年全球排放量达 341.7 亿吨，1965-2019 年年均复合增速 2.1%。其中，中国、美国、欧盟、印度、俄罗斯、日本分别排放 98.26、49.65、33.30、 24.80、15.33、11.23 亿吨，合计占比 68%，我国已经是碳排放最大国，我们认为碳中 和目标将势必推动化石能源的清洁利用。发电与供热是最大碳排放来源领域。根据 IEA，2018 年全球碳排放主要来自发电与 供热、交通运输、制造业与建筑业三个领域，分别占比 42%、25%、18%；在我国，这 个比例为 51%、10%、28%。1.2 我国碳排放现状我国是全球最大的二氧化碳排放国。2019 年总排放量 98.26 亿吨，占全球 29%，分别是排在二、三位的美国、欧盟的 2 倍、3 倍。从二氧化碳来源看，发电与 供热是我国二氧化碳排放的最主要来源，占总排放量 51%；制造业与建筑业是第二大来源，占比 28%。煤炭在能源结构中占比较高是碳排放高的重要原因，天然气则是相对清洁的能源。 我们比较燃烧产生相同热值下主要能源的排碳量，根据中国碳交易网数据，原煤产生 1TJ 热量需排放 26.37 吨碳，原油需排放 20.1 吨碳，油田天然气则需排放 15.3 吨碳； 煤炭排放量最高，原油其次，最低则为天然气；而 2019 年我国一次能源消费结构显示， 我国煤炭占比 57%，仍居首位，石油次之为 20%，天然气占 8%为最低，我们认为这为 调整能源结构而实现减排提供了依据和支撑。1.3 我国碳排放目标：力争 2030 年前碳达峰，2060 年前碳中和我国在国际上提出的碳减排量化目标主要有三个阶段，2020 年我国进入了减排的 新阶段，进一步明确了碳达峰时间，首次明确了碳中和时间点。2020 年 9 月 22 日，在第七十五届联合国大会一般性辩论上发表重要讲话，提出“采取更加有 力的政策和措施，二氧化碳排放力争于 2030 年前达到峰值，努力争取 2060 年前实现 碳中和”。这在 2015 年基础上，进一步将碳达峰时间明确在 2030 年前，并首次提出碳 中和时间点。2020 年 12 月 12 日，在气候雄心峰会上发表题为《继往 开来，开启全球应对气候变化新征程》的重要讲话，进一步宣布，到 2030 年：（1）中 国单位国内生产总值二氧化碳排放将比 2005 年下降 65%以上；（2）非化石能源占一次 能源消费比重将达到 25%左右；（3）森林蓄积量将比 2005 年增加 60 亿立方米；（4） 风电、太阳能发电总装机容量将达到 12 亿千瓦以上。1.4 优化能源结构、化石能源清洁利用是当下重要抓手“四个革命、一个合作”是我国目前能源发展重要策略。2020 年 12 月 21 日，国务 院新闻办公室发布《新时代的中国能源发展》白皮书，阐述我国推动能源革命的主要政 策和重大举措，贯彻“四个革命、一个合作”能源安全新战略，即推动能源消费革命、供 给革命、技术革命、体制革命，加强国际合作。其中，清洁利用化石能源被写入战略当 中。1.4.1 消费端：控制消费总量和强度，实现低碳结构调整总体上，我国控制能源消费总量和强度，提升重点领域能效水平，如工业、建筑业、 交通运输业等。结构上，我国鼓励清洁低碳能源发展，推行天然气、电力和可再生能源 等替代低效和高污染煤炭的使用。同时，我国配套系列政策引导激励节能低碳，如税收优惠、绿色金融、用能权及碳排放权交易试点。根据国务院及能源局官网信息，目前我国在浙江、福建、河南、四川 4 省市开展用能权有偿使用和交易试点，在北京、天津、上海、重庆、湖北、广东、深 圳 7 省市开展碳排放权交易试点。截至 2020 年 8 月，试点省市碳市场累计成交量超过 4 亿吨，累计成交金额超过 90 亿元。1.4.2 供给端：优先发展非化石能源，清洁利用化石能源优先发展非化石能源。我国把非化石能源放在优先发展位臵，包括太阳能、风电、 水电、核电及生物质能等，力争 2030 年非化石能源占一次能源消费比例达 25%左右。清洁利用化石能源。我们认为，在我国现有资源禀赋及非化石能源发展现状下，化 石能源仍将是未来较长时间内我国的主体能源。清洁利用化石能源对于保障我国能源安 全具有重要意义。对于化石能源利用，我国总体思路是推进煤炭清洁高效利用，提升油 气勘探开发力度，促进增储上产，提高油气自给能力。（1）原油：推进增储上产，推进炼油行业转型升级。原油下游主要分为成品油和 化工品两大部分，虽然新能源发展对未来成品油消费或将造成一定冲击，但原油在我国 化工品生产领域仍然占据主体地位。以三大主要化工原料乙烯、丙烯、PX 为例，2019 年我国原油路线生产的乙烯、丙烯、PX 分别占 73%、61%、100%。而目前我国原油进 口依存度超过 70%，保障原油供给、加强国内勘探开发是保障国内能源安全的重要课题 之一。此外，推进炼油行业转型升级，降油增化、提升燃油品质也是未来发展方向之一。（2）煤炭：清洁高效利用，推动深加工。推进煤炭供给侧结构性改革，加快淘汰 落后产能，有序释放优质产能，大型现代化煤矿成为煤炭生产主体。推动煤炭开采、利 用绿色化发展，推动煤制油气、低阶煤分质利用等煤炭深加工产业化示范取得积极进展。（3）天然气：提升天然气生产能力。在化石能源中，天然气的单位热值含碳量最 低（天然气、原油、原煤单位热值含碳量分别为 15、20、26 吨碳/万亿焦耳），属于较 为清洁的化石能源。而 2019 年，我国天然气消费占一次能源比例仅 8%，明显低于全 球 24%的平均水平，因此我们认为未来我国天然气仍有较大发展空间。在国务院“四个革命、一个合作” 能源安全新战略框架下，《能源生产和消费革命战略（2016—2030）》、《能源发展“十三 五”规划》、《关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》等陆续出台，确立将天然气培 育成为中国主体能源之一；提出 2030 年天然气在一次能源消费结构中的占比达 15% 的具体目标；明确积极发展天然气、高效利用天然气，以及构建结构合理、供需协调、 安全可靠的现代天然气产业体系的政策导向；从加强产供储销体系建设和深化天然气领 域改革两个方面，部署加大国内勘探开发力度、健全多元化海外供应体系等十条措施。综上，这意味着 10 年后我国能源消费结构中天然气占比要从当前 8%的水平近乎 再翻一倍，这将给整个行业带来较大的增长空间。1.5 短中期化石能源难以被取代化石能源短中期难以被取代，且总量上仍有增长空间。2019 年，我国一次能源消 费结构中，非化石能源占比 15%，我国目前规划到 2030 年该比例提升至 25%，即未来 十年，非化石能源比例有 10%增长空间，难以撼动化石能源 75%的主导地位。另外， 从发展阶段看，我国仍属于发展中国家，经济维持较快增长，能源消费总量仍未达峰， 能源消费仍处于增量阶段，化石能源消费在总量上也依然有增长空间。新能源发电仍有较大局限性，需要火力发电补充配合。根据北极星太阳能光伏网资 料，近年来光伏、风电装机增长迅速，但弃光率较高等问题制约了其发展，白天消纳不 掉，晚上供应不足，居高不下的弃光率和限电问题制约着光伏产业的发展，以光伏为例， 白天发电高峰与夜间用电需求高峰不匹配，相应产生了调峰问题，白天过剩的发电量只 能丢弃，因此需要火电配合完成调峰。另外，从电网发电稳定性上，新能源无论是光伏 还是风电，输电稳定性都不如火电，因此同样需要火电来“兜底”，在一些地区，通过“风 火打捆”的方式实现新能源消纳就是这个道理，尽量让风电多出力，而由“打捆”的火电补 足其波动部分。因此，从调峰和稳定性需求来看，我们认为高比例火电结构仍将中长期 存在。综上，在非化石能源比例短中期增长幅度有限的情况下，我们认为碳中和执行发展 需要在调整化石能源消费结构上发力，尤其应关注相对清洁的天然气能源应用，目前天 然气在一次能源消费结构中占比 8%，有较大增长空间。2. 天然气供给端：产量增长回暖，进口来源多元化2.1 油气勘探投资加速，产量增速回暖2016 年以来，来油气勘探投资与常规天然气产量增速均出现较大增长，其中，油气 勘探投资增速见底回升，并创新高，投资额从 2016 年 528 亿增长至 2019 年 993 亿， 增长 88%，投资增速从-12%回升至 56%，增幅较大。与之对应的是，常规天然气产量 稳中有升，产量创下新高并增速回暖，其中，产量从 2016 年 1369 亿立方米增长至 2019 年 1762 亿立方米，增长 29%，增速从 2%回升至 10%，改善较明显。基础储量增速开始放缓，低于产量增速。2012 年以来，我国常规天然气基础储量 保持增长，但增速上整体呈下行趋势，基础储量自 2012-2019 年从 43790 亿立方米增 长至 59674 亿立方米，增长 36%，增速则从 9%下降至 3%；同期天然气产量从 1106 亿立方米增长至 1762 亿立方米，增长 59%；新增探明储量增长波动较大，无明显趋势， 自 2017 年见底以来有所回升，从 5554 亿立方米增长至 8000 亿立方米以上，目前处于 历史中位数以上水平。整体而言，近十年基础储量平均增速为 4.9%，同期天然气产量平 均增速为 7.6%，故中长期而言，我们认为常规天然气将无法满足天然气产量持续增长的需求。国内天然气短中期增产无压力。以基础储量（地质勘探程度较高，可供企业近期或 中期开采的资源量）和 2019 产量计算，我国基础储产比（基础储量与当年产量之比） 为 34，短期几年增产并无储量压力。近 3 年基础储产比下出现了一定程度下降，从 2016 年 40 下降至 2019 年 34，这与近几年基础储量增速低于产量增速有关，但短中期而言， 我们认为天然气增产无虞。2.2 非常规天然气有望成为未来增产主力非常规天然气(Unconventional Gas)是指由于各种原因在特定时期内无法用常规技 术开采、还不能进行盈利性开采的天然气，非常规天然气在一定阶段可以转换为常规天 然气。在现阶段主要指以煤层气、页岩气、水溶气、天然气水合物、无机气、浅层生物 气及致密砂岩气等形式贮存的天然气。我国非常规天然气产量正在快速增长。2015-2019 年，我国非常规天然气（页岩气、 煤层气、煤制气）产量从 90 亿立方米增长至 250 亿立方米，增长 178%；从结构上来 看，我国非常规天然气产量占比从 6.69%增长至 13.87%，已经翻倍。页岩气成为非常规天然气增长最大亮点，产量占比显著提升。2015-2019 年，页岩 气占天然气产量总量占比从 3.42%增长至 8.69%，产量从 46 亿立方米增长至 154 亿立 方米，增长最为迅速。2020 年，页岩气产量实现爆发式增长，根据央广网最新数据，2020 年我国页岩气产量达 200.4 亿立方米，同比增长高达 30%，其产量占比首次突破 10%， 占总产量的 10.52%。当前页岩气产量迅速提升，产区较为集中。目前为止，我国页岩气田数量仍然只有 个位数，而且主要集中在西南地区，特别是四川、重庆等地，但这些气田的开采技术取 得突破，投入也在加大，产量也因此大涨。资源禀赋与政策加持下，页岩气有很大增长空间。我国常规天然气储量排世界第 13 位，而页岩气储量是世界第一，截止到 2019 年，累计探明储量就已经超过 6.5 万亿立 方米。由于页岩气开采难度大，前期投入较高，我国自 2012 年开始对页岩气按 0.4 元/ 立方米进行补贴，根据 2015 年财政部联合国家能源局发布的《关于页岩气开发利用财 政补贴政策的通知》，“十三五”将继续实施页岩气财政补贴政策，2016 年至 2018 年的补 贴标准为 0.3 元/立方米；2019 年至 2020 年补贴标准为 0.2 元/立方米。另外，2018 年 3 月 31 日，财政部、税务总局印发关于对页岩气减征资源税的通知，自 2018 4 月 1 日至 2021 3 月 31 日，对页岩气资源税(按 6%的规定税率)减征 30%。综上，我们认为非常规天然气，尤其是页岩气的产出仍有很大增长空间。2.3 进口管道气多元格局形成，短中期供需缺口呈扩大趋势国内供需缺口不断扩大，对外依赖度逐渐提高。我国天然气需求增速长期高于产量 增速，国内供需缺口不断扩大，2015 年以来，供需缺口呈加速扩大趋势，2019 年国内 供需缺口约 1300 亿立方米，对外依赖度为 42%，较 2015 年增长 12%。随着我国天然气地质资源勘探难度加大，我们认为非常规天然气增产具有一定不确定性，我国未来将 长期依赖进口天然气。根据中石油经济技术研究院预测数据，到 2050 年我国天然气进 口量将高达 3400 亿立方米，还有很大增长空间。进口管道气来源呈多元化趋势，单一最大比重显著降低。目前，我国已经初步形成 管道天然气进口格局，形成中国-中亚 A、B、C 三条管道、中缅管道以及中俄东线管道， 主要管道气进口国为土库曼斯坦、乌兹别克斯坦、缅甸、哈萨克斯坦和俄罗斯。2016-2020 年以来，我国管道气进口结构中，哈萨克斯坦和俄罗斯的比重显著提升，合计从 1.1% 增长至 27.8%，进口管道气中土库曼斯坦的比重从 77.4%下降至 57.0%，下降达 20%， 随着我国进口管道气来源多元化，我们认为我国进口管道气的稳定性和安全性将得到保 障。中俄东线管道通气，奠定我国四大天然气进口通道格局。2014 年中俄签订天然气 合作协议，俄罗斯将从 2018 年起向我国出口天然气，最终达到年出口量 380 亿立方米， 合同期长 30 年，此项东线天然气项目的协议签署标志着我国东北、西北、西南及海上 四大通道的布局的最终确定。该项目具体以北、中、南三段分期建设，其中北段与中段 分别于 2019 年 12 月和 2020 年 12 月正式投产通气，东线的建成通气填补了我国东北 角输气的空白，得以为东北和华北地区输送天然气，自此我国四个方向的四大通道天然 气进口格局形成。在北段通线一周年与中段 2020 年年末开通之际，2020 全年中俄管道 气已输送约 40 亿立方米天然气，我们预计有望在 2025 年实现输气 380 亿立方米的年度 供应水平，即合同约定量。管道气现有合同量尚未完全利用，未来仍有翻倍空间。2019 年我国管道气进口量 508 亿立方米，仅占现有合同供给量（1050 亿立方米）的 48%。随着中亚 D 线建成通气，我国还可再新增年 300 亿立方米的管道 气输送能力，未来中俄西线天然气进口协议若能达成，管道气供给能力有望再新增 300 亿立方米/年，累计达到 1650 亿立方米/年。2.4 进口 LNG 保持高速增长LNG 进口高速增长，占比不断提高。长期以来，我国进口天然气以管道气为主，LNG 只占进口量 15%左右，主要用于冬季调峰。2015 年来我国 LNG 进口量加速增长，近 5 年复合增速 28%，远超于管道天然气增速，进口量从 2016 年 365 亿立方米增长至 2020 年 944 亿立方米，增长 159%；同期进口管道气从 392 亿立方米增长至 483 亿立方米， 增长 23%；从总量和结构上来看，进口 LNG 实现了对管道天然气的反超，从进口占比 48%增长至 66%，提升显著。需求扩张推动进口增长。2019 年我国天然气消费量达到 3073 亿立方米，过去 5 年 保持 10.3%的高速复合增长率，累计增长 63%，由于管道建设是一个长周期工程，因此 管道气进口的增速无法覆盖高速增长的需求，导致进口 LNG 增长较快。另外，2019 年 以来，进口 LNG 价格呈下行趋势，价格一度从 567 美元/吨降至 261 美元/吨，降幅超 50%，其中 2020 年全年价格基本处于历史低位，从全年进口价格对比来看，2020 年我 国天然气进口价格有近一半时间处于近 4 年最低水平。因此 LNG 进口量保持较快增长， 也得益于 LNG 现货价格低廉，国内进口商积极采购。LNG 进口来源丰富且进一步多元化。2020 年我 国进口 LNG 来自 24 个国家，较 5 年前增加 9 个国家，进口格局愈发多元化。其中前五 分别为澳大利亚 2905 万吨、卡塔尔 817 万吨、马来西亚 611 万吨、印度尼西亚 513 万 吨以及俄罗斯 508 万吨，分别占 43%、12%、9%、8%和 7%，剔除前五家以后，我国 从其余国家进口了剩余 21%LNG，较 2015 年 7%有所提升，多元化取得成效。值得注 意的是，根据理想能源网数据，2020 年我国自俄罗斯与美国的 LNG 进口量增长相对明 显，2020 年自俄罗斯进口 LNG 508.43 万吨（占比 7%），2019 年仅为 169.81 万吨。 2020 年自美国进口 LNG 320.44 万吨（占比 5%），2019 年仅为 27.6 万吨。我国进口 LNG 多数被长协合约锁定。2020 年我国 LNG 进口国中，前五大国家均 已与我国签订长期 LNG 合同（SPA），占进口量 79%。从企业来看，LNG 进口以中海 油为主，占比 49%，其次是中石油和中石化，分别占比 29%和 22%。SPA 中，采购方 和供货方在每合同年初基于 SPA 规则确定当年接货义务量，以现有签订的 SPA 来看， 我国每年最大接货义务量高达 4625万吨（约 647.5亿立方米），占 2020年进口量的 69%， SPA 将长期保障我国 LNG 进口能力。3.中游管输：管道与接收站建设加速3.1 天然气管道建设里程有望保持高速增长“十三五”期间干线格局基本稳定，支线里程快速增长。根据《我国油气官网建设 “十三五”回顾及“十四五”展望》（韩景宽），“十三五”期间我国天然气管道建设高速增长，截止 2020 年底，我国天然气管道总里程达 10.2 万千米，较 2015 年底增长 3 万 千米，增幅达 42%，“西气东输、北气南下、川气东送、海气登陆”的整体流向格局保 持稳定，四大天然气进口通道进一步完善。其中，干线增长 1.02 万千米，支线增长 1.98 万千米，新增里程中支线占比 66%，中东部地区干线管网输气能力显著提升。短中期天然气管网运力充裕。天然气管道的建设周期相对较长，若管网运力紧张， 将会对管道气供给形成较大制约，从 2020 年我国国家管道公司天然气管网使用情况来 看，我国全年管网设计运力流量约 6014 亿方，实际剩余能力约 1337 亿立方，即我们还 有 22%的运力未使用，实际使用率不到 80%，因此，我们认为短中期天然气管网运力总 体上是较充裕的，局部可能会有一定紧张，但不会对下游供给形成较大制约。技术进步与行政改革将助力未来管网建设增长。“十三五”期间，我国油气管道技术 水平显著提升，攻克了第三代大输量天然气管道工程关键技术，成功研制 X80 钢管， 储备了 X90 管道成套技术，自主掌握管道全尺寸气体爆破试验技术，降低了管道建设投 资成本。技术进步改善了建设成本，行政改革则改善了管理成本和效率，2019 年底， 国家管网集团成立并负责建设和管理全国干线油气管网。按照实行“网销分离”、“运销分 离”的改革方向，管网集团专职从事油气长输管网的规划建设、调度运行、公平开放和运 输服务等业务，不从事设备制造、施工建设等辅助性业务。这项改革意味着此后全国油 气干线管道建设和运营将统一由国家管道公司负责，改变了过去多运营主体造成的管理 无序等问题。天然气管网还有较大发展空间，能源转型清洁化将推动管网持续建设。根据发改委 《中长期油气管网规划》，2025 年我国天然气长输管道要达到 16.3 万公里，较 2020 年 底增长 6.1 万公里，还有 60%的增长空间。“十三五”期间，包括“2+26”重点城市在内的 华北、中西部、长三角、珠三角等重点地区的“煤改气”行动在改善大气环境、推进能源 转型等方面取得突出效果。“十四五”规划纲要明确指出要“持续改善环境质量”，“强化多 污染物协同控制和区域协同治理，加强细颗粒物和臭氧协同控制，基本消除重污染天气”， 更大范围、更深层次的“煤改气”还将持续推进。《中国天然气高质量发展报告（2020）》 预计到 2025 年，我国天然气消费量将达到 4300 亿立方米以上，对管网设施的需求也 将持续增加。3.2LNG 接收站加速建设LNG 接收能力快速提升，满足 SPA 照付不议义务量。截止 2020 年底，我国已经 有 21 座接收站处于运行状态，总接收能力达到 8862 万吨（约 1241 亿立方米），较 2016 年增长 130%，与 2020 年我国实际 LNG 进口量 943 亿立方米相比，使用率达 76%，覆 盖我国 LNG 进口需求且有剩余。SPA 具有长期性和照付不议性（指在市场变化情况下，付费不得变更，用户用气未 达到此量，仍须按此量付款；供气方供气未达到此量时，要对用户作相应补偿。如果用 户在年度内提取的天然气量小于当年合同量，可以三年内进行补提），在每年初确定该年 义务量后，即使提取量不足，也按义务量收费，因此我国 LNG 接受能力应满足每年的 SPA 照付不议义务量，按照目前 4625 万吨/年长约义务量来看，该部分只占用了我们接 收站接收能力的 52%，接受能力还有较大富余。在建 LNG 接收站项目多，投资者多元化，格局南密北疏。近两年天然气市场快速 的增长、国家发改委对上下游储气能力的要求以及 LNG 接收站良好的效益，激发了各市场主体投资建设沿海、沿江接收站的热情，一大批接收站处于布局与规划中。目前在 建（扩建）LNG 接收站 14 座，接收能力约 3800 万吨/年。规划 LNG 接收站 20 余座， 总接收能力约 6300 万吨/年。从格局上来看，三桶油拥有其中 9 座，其余为其他民间和 社会资本，较 2020 年三桶油与民间资本 17:4 格局来看，投资主体已经很大程度上多元 化，我们认为社会投资的增加将会促进加速接收站领域的发展。而从项目分布来看，南 方依旧为新建项目的主要分布区域。调峰能力不足是推动 LNG 接收站高速建设的原因之一。不同季节能源需求不同导 致了储气调峰需求，如果需求旺季的天然气全部依赖临时调度，会对运输网络产生较大 压力，因此有必要进行储气建设，满足调峰需求。根据《我国油气管网建设“十三五” 回顾及“十四五”展望》，2020 年我国天然气消费预计达到 3300 亿立方米， 按照 10%+5%的调峰责任安排，需要配套储气调峰能力建设 495 亿立方米。实际建成储气库 工作气量约 159 亿立方米，建成 LNG 接收站储气能力约 63 亿立方米，合计已建成储 气能力约 222 亿立方米，只能达到调峰责任的 46%。由于我们储气调峰能力还较弱，我 们认为储气能力受限是个中长期建设问题，这将会促进相关领域的开发建设，我们将在 下文阐述我国储气库建设情况。3.3 储气库建设迫在眉睫储气库是天然气调峰的主要方式。国内外主要的天然气调峰方式包括地下储气库调 峰，LNG 接收站调峰和气田调峰等，目前国外主要通过地下储气库完成季节调峰，LNG 接收站调峰只作为辅助方式用于日、时调峰，气田调峰较多用于西北欧地区，一些地质 条件不足，又依赖进口天然气的国家多在沿海地区建立 LNG 接收站。优质库源缺乏，建库成本高。储气库作为调峰的主要方式，一般应分布在资源地或 者消费市场，我国东部沿海区域地质构造破碎、陆相沉积环境复杂，优质建库目标十分 稀缺，建库成本和调峰成本远高于美国和欧洲国家。气藏建库以中低渗气藏为主，部分 气库埋深达到 4500 米（世界上 95%的气藏型地下储气库埋深低于 2500 米）；盐穴建 库以陆相盐湖沉积盐层为主，夹层多、品位低、部分埋深接近 2000 米（世界上 95%的 盐穴型地下储气库埋深低于 1500 米) 。我国地质条件复杂，工程建设难度大，以钻完 井为代表的工程质量问题屡有发生，投资成本大幅升高。目前国内已建成的储气库 90% 为油气藏储气库，主要分布在北方油气聚餐区，而南方作为主要消费市场，建设储气库 以盐穴和油气藏为主，含水层储气库尚无建设实例。过去 5 年我国储气库建设较缓慢。截至“十三五”末我 国累计建成地下储气库群 14 座，总设计工作气量 236 亿立方米，形成工作气量 159 亿 立方米，与 2020 年我国预计 3300 亿立方米消费量相比，工作气量占消费量比例只达 4.8%，与国际行业公认的标准 12%-15%还有较大差距。具体来看，2015-2020 年期间， 我国新增了金坛盐穴、中原文 23 和港华金坛三座储气库，新增库容 120 亿方，累计库 容 512 亿方，从库容上来看，累计增长 31%，这其中得益于中原文 23 储气库的建成使 用，文 23 储气库是我国目前最大规模储气库，地处河南，库容 104 亿方，为我国中东 部地区天然气安全平稳供应提供了有力保障。政策加持下，储气库建设亟待增长。根据国家发展和改革委员会（简称国家发改委）、 国家能源局联合印发的发改能源规[2018]637 号《关于加快储气设施建设和完善储气调 峰辅助服务市场机制的意见》，供气企业 2020 年要拥有不低于年合同销售量 10%的储气 能力；城镇燃气企业形成不低于年用气量 5%的储气能力；地方政府至少形成日均 3 天 需求量的储气能力。2019 年，国家发改委、国家能源局陆续印发了国发[2019]7 号《国 务院关于建立健全能源安全储备制度的指导意见》和《能源体制革命重点行动 2019—2020 年》，要求加快储备设施建设、完善油气储备体系。从 2020 年储气库实际 工作气量来看，其相对全国天然气消费量比例只达 4.8%，这意味着若要达标，我们还应 配套增长一倍工作气量水平，而在我国能源清洁转型的背景下，我们认为天然气的需求 还将保持中高速增长，因此对应的储气设施有保持同步增长的需要。4.需求端：看好城市燃气和发电用气的后续增长天然气消费量保持高速增长，进口规模相应提升。2019 年我国天然气消费量达到 3073 亿立方米，过去 5 年保持 10.3%的高速复合增长率，天然气消费占一次能源比例 为 8%，较三年前提升 2.1%。消费量高速增长的同时进口规模对应提升，2019 年我国进口 1341 亿立方米天然气，较 5 年前增长 125%，进口依赖度从 31.6%增加至 43.6%， 两者的变动趋势基本保持一致，2013-2015 年我国天然气消费增长率曾出现阶段性下滑， 进口依赖度因此在 31%-32%保持稳定，随着 2016 年以后我国天然气消费增长回暖，进 口依赖度开始对应攀升。城市燃气与发电用气占比保持增长。从消费结构上来看，城市燃气和发电用气的比 例保持增长，2019 年，我国天然气消费中，城市燃气占比 37.2%为最高，工业燃料占 34.9%，发电占 17.8%，化工用气占 10.2%为最低，相较 2015 年，城市燃气和发电比 例分别进一步提升 2.8%和 3.5%，其中城市燃气取代工业燃料成为第一大门类，其余则 对应下降。化工用气发展受限，工业燃料用气相对稳定。我国化工原料用气占总消费量比例为 10%左右，相对美国（4%）、德国（6%）、日本（7%）较高，且受政策约束，2012 年， 国家发改委出台《天然气利用政策》，将天然气用户分为优先类、允许类、限制类和禁止 类，其中城镇燃气归属优先类，允许类包含工业燃料和发电用气，限制和禁止类中多为 天然气化工项目，政策上化工用气受限最显著，而工业燃料用气受益于“十三五”以重点 城市“煤改气”工程，有替代煤炭作为工业燃料的空间，我们认为结构上能够保持稳定。 综上，我们认为结构上化工用气发展受限，工业燃料则保持相对稳定。城市燃气和发电用气比例有进一步提高空间。发达国家的天然气能源结构已经趋于 成熟稳定，对我国有借鉴意义，世界上有 3 种典型天然气消费结构模式， 分别是以美 国为代表的结构均衡模式，以英国、荷兰为代表的城市燃气为主的模式，以日本、韩国 为代表的发电为主的模式，其中资源禀赋对消费结构的影响很大。美国作为结构均衡的 代表，其天然气自给自足且有出口能力，因此城市燃气、工业燃料（含化工用气）与发 电的用气比例比较平均，都在 30%-40%区间附近；英国、荷兰的天然气消费结构以城 市燃气为主，但两国在发电业的用气占比并不低，一直保持在 30%左右。两国的天然气 产业起步较早，在 20 世纪七八十年代就形成较为完善的天然气管网和基础设施，发展 至今均已迈入世界上天然气市场成熟的国家行列；日韩作为天然气资源匮乏国，天然气发电比例更高，以韩国为例，2018 年其天然气消费中发电比例为 45%，占比近半。比较以上三种模式，我们认为我国消费模式将呈现城市燃气、工业燃料用气、发电 燃气三足鼎立的局面，我国天然气资源并不匮乏，只是储量较高的非常规天然气当前开 采难度较大，随着技术进步，我们认为这一问题有改善空间，因此不会形成日韩单一部 门消费过重的模式，但也难以与美国这一资源富余国相比，因此全面均衡模式可能性也 不大，综上，我们认为城市燃气和发电用气比例有进一步提升空间，我们会在下文详细 说明。4.1 城镇燃气仍有增长空间用气人口、用气量保持高速增长。2014-2019 年期间，我国城市天然气供应量从 964 亿立方米增长到 1609 亿立方米，年化复合增长率 10.8%；用气人口从 3.01 亿增长至 4.65 亿，年化复合增长率 9.1%；气化率（城镇用气人口相对城镇人口的比例）从 40% 增长至 55%，提升 15%，增长显著。城镇化建设稳步推进，提高城镇用气增长空间。2019 年，我国城镇化率首次突破 60%，达 60.6%，较 2014 年增长 5.8%，平均每年增长约 1.2%，增速较稳定；与此同 时，对应配套基建保持较高速增长，2014-2019 年，我国城市天然气管道长度从 43.46 万千米增长至 76.79 万千米，每年年均增速保持在 10%以上，复合增长率 12.1%，供应 设施的高速增长保障了用气需求不会受到输送能力不足的限制。城镇化率、气化率仍有增长空间。参考发达国家城镇化建设经验，截止 2018 年，美国城镇化率 82%、日本 92%、德国 77%、英国 83%，目前我 国城镇化率刚站上 60%，中国经营报援引中国科学院农村发展研究所预测，到 2035 年， 我国城镇化率有望达 72%，城镇人口的提升会带来增量的燃气需求；另外，我国天然气 使用气化率也有很大提升空间，美国 城市气化率早在 2009 年就已超 85%，存量视角上，使用天然气的人口比例有待提升。 综上，我们认为城镇燃气仍有较大增长空间，根据《中国天然气高质量发展报告（2020）》 预计，到“十四五”末，我国城市燃气需求量将达 1500 亿方，较 2019 年增长 33%。4.2 天然气发电潜在提升空间最大社会用电量稳步增长，燃气发电比例相对较低。我国社会用电增速在 2015 见底后， 自 2016 年以来开始“V”型回升，2016-2019 年我国社会用电量年均增长 7%，用电量从 5.92 万亿千瓦时增长至 7.29 万亿千瓦时。然而，在我国发电量中，天然气发电比例相 对偏低，根据中电联统计，2019 年我国发电量达 7.33 万亿千瓦时，燃煤发电占 62.2% 最高，燃气发电仅占 3.2%；而据 BP 能源统计，2019 年全球燃煤发电占比 36.4%，其 次为燃气发电，占比 23.3%，由于煤炭在三大化石能源中清洁度最低，我们认为过高的 燃煤发电比例会影响碳中和政策的实施，而相对清洁的燃气发电因此有较大发展空间。装机与发电量双位数增长，发电机组利用率提高。2014-2019 年，我国燃气发电装 机与发电量保持年均双位数增长，其中燃气发电装机从 5697万千瓦增长至9024万千瓦， 增长 58%，年均增长 10%；发电量从 1333 亿千瓦时增长至 2325 亿千瓦时，增长 74%， 年均增长 12%，发电燃气用量从 259 亿方增长至 540 亿方，增长 108%。三者的增长变 动趋势基本一致。2012-2014 年，燃气发电增速曾显著低于装机增速，反映了燃气发电 装机的利用率较低，因此 2015 年以后，燃气发电量装机量出现了较大下滑，不过自 2015 年以后，燃气发电量增速开始高于装机增速，反映其发电机组的利用率开始提升。核心技术正在突破，卡脖子问题得到缓解。燃气轮机被誉为动力机械装备领域“皇冠 上的明珠”，是一个国家科技和工业整体实力的重要标志，在军事上，它可以应用于舰船 和机车的动力系统，在民用上，重型燃气轮机主要用于满足发电领域城市公用电网的需 要。另外，燃气轮机热效率高于燃煤发电设备，重型燃气轮机的级别越高代表着热效率 也越高，根据维科工控网和百度百科资料，目前 E 级燃气轮机的单循环热效率为 34%左 右，联合循环为 53%左右；F 级的单循环在 38%左右，联合循环在 57%左右；F级燃机单循环的热效率即已超过一般燃煤发电设备 35%的热效率，而最先进的燃气轮机已经发 展到 G/H 级，从热效率来看，燃气发电更具优势。作为天然气发电的核心部件，燃气轮 机核心部件呈高度垄断格局，根据华气能源猎头资料，目前，世界上只有美、英、俄、 德、法、日等少数国家具备独立研制先进燃气轮机的能力，且技术转让可能性低。而我 国燃气轮机燃烧室、高温透平叶片等关键热部件没有自主设计和制造能力，不仅影响设 备造价水平，且投产后核心部件的运行维护被供应商垄断，检修维护费用居高不下，影 响企业生产成本，也在一定程度上制约了燃气发电在国内的发展。根据搜狐网新闻，2019 年 9 月 27 日，我国首台完全自主研发的 F级50MW 重型 燃气轮机整机点火试验在东方电气集团获得成功，重型燃气轮机 8 个燃烧筒同时点火燃 烧并实现了稳定运行，这也意味着中国自主研发的 F 级 50MW 重型燃气轮机技术获得了 突破，此次突破完成了 50MW 重型燃气轮机的压气机、燃烧器和透平三大核心部件以及总体的设计和制造，未来随着技术进一步进步，我们认为燃气发电设备领域的技术卡脖 子问题将得到解决。政策支持延续。在“十三五”期间，发改委发布《电力发展十三五”规划(2016-2020 年)》，提出了将煤电发电占比控制降低在 55%的目标，并鼓励天然气发电有序发展，2017 年 6 月，国家发改委发布《加快推进天然气利用的意见》，明确将天然气培育成为我国 现代清洁能源体系的主体能源之一，到 2020 年天然气占比力争达到 10%左右。另外， 在《2020 中国天然气高质量发展报告》中，对“十四五”期间天然气产业发展作出了展望， 预计发电领域约新增 420 亿方需求，增量最大，结构占比上将提高 5%至 23%，突破 20%， 增长显著。综上，我们认为我国天然气发电有较大潜在提升空间。详见报告原文。（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）精选报告来源：【未来智库官网】。

大学生在实验室观察研究数据。受访单位供图 华龙网-新重庆客户端发华龙网-新重庆客户端4月6日22时讯（记者 秦思思）今（6）日，记者从重庆大学煤矿灾害动力学与控制国家重点实验室了解到，该实验室历经10多年，研发出世界首台超临界CO2（二氧化碳）致裂驱替CH4（甲烷）的实验装置，在页岩气开采技术上实现了重大突破。该研究不仅节约水资源，还能在提高页岩气采收率的同时，实现二氧化碳的地下封存，有力推动碳中和的实现。“页岩气主要存在于页岩层中，目前我国采收页岩气的主要方式是水压致裂法，也就是用水压将岩层撑裂，气体从裂缝排出，但这样的方式能源消耗巨大。”重庆大学资源与安全学院院长卢义玉介绍，页岩气储层都有一个特点，就是致密，如果要把页岩气从2000多米甚至更深的地下采出来，首先要构建页岩气流通的通道，这就需要水力压裂技术，但这一技术耗水量巨大，单口页岩气井需要1.5万-3.0万吨水。实验室现场。受访单位供图 华龙网-新重庆客户端发据介绍，我国页岩气，特别是陆相页岩气富集区大多处于重点缺水地区，水资源严重制约页岩气的工业化开采。并且，我国页岩气储层黏土含量高，黏土遇水产生水化膨胀，容易导致裂缝堵塞，使气体采收率低。卢义玉介绍，为此，实验室联合国内相关单位在国际上率先提出“超临界二氧化碳强化非常规天然气高效开发与地质封存一体化”的学术构想，就是通过技术手段，将工业生产排放的二氧化碳，“变”成超临界二氧化碳后注入地下替代水致裂岩层，这样水资源就得以节约下来。实验室现场。受访单位供图 华龙网-新重庆客户端发“超临界二氧化碳介于液态和气态之间，既有液体密度，又有气体的扩散性。”卢义玉说，因此，注入岩层后，甲烷被置换出来，二氧化碳则吸附到页岩上，被封存到页岩层中；同时，二氧化碳和黏土之间不会发生膨胀现象，不会堵塞裂缝，可提高页岩气采气效率。早在2017年，该实验室就在陕西的国家级陆相页岩气示范区开展了全球首次超临界二氧化碳压裂现场试验，效果明显。前不久，该团队还对注入的二氧化碳封存情况进行了监测，结果显示二氧化碳封存比较稳定，排出量非常小。卢义玉说，重庆市页岩气储量全国第三，该项技术的普及应用不仅能提高页岩气采收率，有效节约水资源，还有望成为碳中和的重要技术。

中商情报网讯：2018年中国天然气市场保持增长，各部门、各地方和企业认真贯彻落实党中央决策部署，加快天然气产供储销体系建设，强化天然气发展顶层设计，大力提升勘探开发力度，完善重点地区基础设施布局，加快管网互联互通，补强储气能力短板，完善市场机制，强化督导协调，做实应急保障，天然气年度消费增量创历史新高的同时，冬季高峰期用气得到有效保障。据数据显示，2018年国内天然气产量约为1603亿立方米，同比增加123亿立方米，增速8.3%，其中页岩气约109亿立方米，煤层气为49亿立方米，煤制气为30亿立方米。2018年，全国天然气新增探明地质储量约8312亿立方米，技术可采储量约3892亿立方米；页岩气新增探明地质储量1247亿立方米，技术可采储量约287亿立方米；煤层气新增探明地质储量约为147亿立方米，技术可采储量约41亿立方米。随着勘探开发力度加大，天然气产量将进一步提高，预计2019年中国天然气产量将超1650亿立方米。数据来源：中商产业研究院数据库此外，2018年全国油气勘探开发总投入约2667.6亿元，同比增长20.5%。新区新领域取得突破，塔里木盆地和准噶尔盆地深层油气、渤海海域天然气相继取得一批重大发现；渤中19-6气田天然气和凝析油储量均达亿吨级（油当量），是京津冀周边最大的海上凝析气田。中国天然气市场快速发展，天然气已成为重要的能源之一，日高峰用气量首次突破10亿立方米。2018年，中国天然气表观消费量达2803亿立方米，同比增长17.5%，在一次能源消费中占比达7.8%，同比提高0.8个百分点；日最高用气量达10.37亿立方米，同比增长20%。数据来源：中商产业研究院数据库从消费结构看，工业燃料占比38.6%，城镇燃气占比33.9%，发电用气占比17.3%，化工用气占比10.2%，其中工业燃料和城镇燃气增幅最大，合计用气增量351亿立方米，占年度总增量的84%。从区域消费看，各省天然气消费水平都有明显提升。2018年，京津冀地区天然气消费量为439亿立方米，占全国天然气消费量的15.6%。浙江、河北、河南、陕西四省的消费规模均首次超百亿立方米，全国天然气消费规模超过百亿立方米的省份增至10个。2007-2018年间，我国天然气消费量年均增长190.7亿立方米，天然气产量年均增长82.8亿立方米，供应缺口不断扩大。预计2050年前我国天然气消费保持增长趋势，随着天然气消费市场的不断成熟，未来工业燃料、城市燃气、发电用气将呈现“三足鼎立”局面，2019年我国天然气表观消费量有望达到3100亿立方米左右，同比增长约10%。更多资料请参考中商产业研究院发布的《2019-2024年中国天然气市场前景及投资机会研究报告》，同时中商产业研究院还提供产业大数据、产业规划策划、产业园策划规划、产业招商引资等解决方案。

（如需报告原文请登录未来智库）1. 页岩油介绍1.1 页岩油页岩油( shale oil) 是一种非常规石油资源，类似于页岩气，页岩油具有储层致密、渗透性 差的特点，需要通过水平井钻探和压裂后方可开采利用。目前，国内对页岩油的定义存 在分歧。有些学者认为，页岩油的定义应当从岩性出发，严格区分储层岩性，只有页岩 储层中赋存的石油才能定义为页岩油，其他致密层系的石油应当定义为致密油。近年来， 开始有学者认为，页岩油的定义不需严格区分岩性，全部页岩层系中的石油均可称为页 岩油。与美国和加拿大所称的 tight oil 同义。世界页岩油资源较为丰富，主要分布在北美、东欧和亚太地区。据美国能源信息管理局 （EIA）披露,全世界页岩油总储量为 3450 亿桶，其中俄罗斯 750 亿桶，美国 580 亿桶， 中国 320 亿桶。俄罗斯页岩油储量几乎都蕴含于西西伯利亚巴热诺沃岩系的页岩油沉积 层，在 1.24 万亿桶总储量中，即使不考虑经济效益也只有 6%可以开采。近年来，俄卢克 石油公司、俄罗斯石油公司同美国埃克森美孚石油合作、俄罗斯天然气石油公司同壳牌 公司合作，计划开始对页岩油进行试验性开采。和俄罗斯情况不同的是，由于压裂和定 向钻井技术的广泛应用，美国页岩油开采已达石油开采总量的 30%。1.2 页岩油原位开采技术现状在探明的油页岩中，有很大一部分资源埋藏较深(500 m 以下)，很难使用露天或巷道式进 行开采。同时，由于油页岩的地面干馏过程会排出大量有害气体和人体可吸入颗粒，污 染空气和水资源，因此人们把研究重点集中在油页岩地下干馏技术方面。所谓油页岩地 下干馏技术是一种将热量直接导入油页岩储层，通过对储层内的油页岩进行加热从而获 取有机热解产物的技术方法。根据油页岩加热方式的不同，将油页岩原位开采技术分为 电加热技术、对流加热技术和射频加热技术。1.2.1 电加热技术埃克森–美孚公司 Electrofrac TM 技术该技术是向油页岩储层铺设一系列相互水平的水平井，然后利用水平井对储层进行水力 压裂，并向裂隙中填充导电物质，形成一系列的电加热单元。通过这种电加热的方式把 热量传递给油页岩储层，使其发生有机质热解反应，裂解产物会随着渗流通道被开采至 地面。E-ICP 技术在油页岩储层以正六边形的排列方式布置加热井群，在正六边形的中心设置生 产井，如图 2 所示。其工艺流程是：首先建立冷冻墙，目的是防止地下水进入加热区域 导致加热后产生油气泄漏；其次是通过电加热器对油页岩层进行加热，需要指出的是电 加热器是一种耐高温硫化和耐低温电偶腐蚀以及具有较高蠕变温度性能的裸电极加热棒 组成。目前，该技术正在进行现场试验阶段，整个加热时期约为 5 年。1.2.2 对流加热技术雪佛龙 CRUSH 技术CRUSH 技术首先利用碎石化技术(爆破的方式)将油页岩储层的岩石破碎成不连续的岩石 块，然后通过压缩机将过热的水蒸气或超临界 CO2 注入地层进行加热，将油页岩热解转 化为油气，并通过生产井采出收集。该技术的优点是可以将油页岩储层的渗透率提升，并增大了储层间的连通性，从而使得 油页岩储层的加热速度更快，更均匀。同时，通过分层将油页岩层碎石化处理可以对油 页岩资源进行整体有效的开发利用。令人遗憾的是，该项技术至今没有开展真正意义上 的现场试验。美国页岩油公司 CCR 技术该技术将热传导、热对流和回流方法结合的工艺开采油页岩。在油页岩储层设置两个水 平井，上部为生产井，下部为加热井。通过集中加热页岩盖层下的油页岩层，油页岩热 解产生页岩油气中的轻质组分受热上浮，遇生产井冷凝，并流出地层。剩余热量通过回 流又被分散到储层中。这种将热传导和热对流两种换热方式结合的开发工艺能够有效提高加热效率，从而缩短 开发的预备周期。1.2.3 射频加热技术劳伦斯·利弗莫尔国家实验室射频技术劳伦斯·利弗莫尔国家实验室提出利用垂直组合无线射频方式加热油页岩的方法(如图 5 所示)，无线射频由于具有很强的穿透能力和很大的加热功率，能够有效克服油页岩内部 热量传导速度较慢的缺点，提高加热效率，同时容易控制加热过程。因此，此项技术受 到广泛关注。Raytheon 公司的 RF/CF 技术该技术使用射频与超临界 CO2 来加热储层内的油页岩使其达到裂解温度，并将裂解产生 的油、气被 CO2驱替至生产井中。产物中的 CO2被分离并重新压缩加热至超临界状态油 页岩储层中。相比其他原位开采技术，需要对油页岩储层进行持续加热 3~5 年的时间才可以产出，该 技术可以在短短的几个月的时间内就可产出油气。2. 美国页岩油存巨大增产潜力，是全球原 油市场重要变量2.1 原油未来在全球能源系统仍扮演重要角色2019 年 4 月 9 日， 《BP 世界能源展望(2019 年)》发布，并对 2040 年全球能源状况进行了 预测。该报告指出，在能源格局和政策缓慢变化的框架下，2040 年 27%的能源需求来自 于石油；在能源格局和政策急剧变化的框架下，2040 年 23%的能源需求来自于石油。原 油在未来 20 年内，在全球能源系统中依然会扮演着重要角色。2.2 美国页岩油成为全球原油供给的重要增量美国页岩油资源丰富，技术可采储量约为 580 亿桶，位列全球第一。页岩革命极大改变 了美国的原油供需格局，也重塑了全球油气能源版图。页岩油规模化生产之前，全球原 油生产主要集中于石油输出国组织（OPEC）及俄罗斯等部分非 OPEC 经济体；2011 年以 来随着页岩油的快速发展，美国页岩油市场份额也大幅回升，2018 年约为 15%，一举成 为全球第一大产油国。同时期，欧佩克原油的市场份额约为 41%，俄罗斯原油的市场份 额约为 13%，沙特原油的市场份额同样约为 13%。美国页岩油在世界原油中占据重要地 位。表 1 是美国能源信息管理局预测各个产油国未来的原油产量情况。根据 EIA 预测，美国 的原油和液态燃料产量保持较大的绝对增量。相比之下，大多数国家，和 OPEC 原油总 产量会出现负增长。2.3 美国页岩油增产潜力巨大美国约 80%的原油产自于美国 48 州，约 16%的原油产自于墨西哥湾，剩余的部分来自于 阿拉斯加地区。美国 48 州的页岩油气生产集中于 7 大油气区。EIA 会对以上 7 大油气区 的原油开采活动进行跟踪，虽然 7 大油气区的原油生产不仅限于页岩油（即也包括常规 油，产量占比 40%左右），使得 7 大油气区的原油总产量大于美国页岩油总产量，但通过 研究 7 大油气区的原油生产情况，可以大致了解美国页岩油气的生产分布情况。美国页岩油气资源非常丰富，是目前全球页岩油勘探开发最成功的地区。自 2010 年，随 着水平井和水力压裂技术普及和页岩油开采成本下降，单井产油能力普遍获得了大幅提 高，取得了举世瞩目的进步。美国已成为近几年原油产量增长最快的石油生产国，2013年底美国页岩油产量已高达350 万桶/日；2015 年美国页岩油对美国原油总产量的贡献过半；2018 年美国页岩油的产量达650 万桶/天，贡献了美国原油总产量的 59%。相比之下，传统油井产量相对稳定，维持 在 450 万桶/天左右的水平。贝克休斯每周五都会公开披露北美用于页岩油井钻探活跃钻机的数量。贝克休斯对于活 跃钻井有着严格的定义。他们认为从表层开始一直到钻进到油井的目标深度的这个时间 区间正在工作的钻机称作活跃钻机。因此，活跃钻机数不是已经钻好的油井数目，不是 从一个地点运往另一个地点的钻机，更不是正在开采的油井数量。活跃钻机通常在 20 天 左右能够钻好一口新井。但是，因为新井还需经过完成井阶段才能投入生产，因此活跃 钻机数滞后新井产量约 2 个月的时间。企业需要计划和安排何时进行完成井工程（钻井后还需要完成井，新井才能开始生产）， 因此一定会存在一定的已钻但未完井的库存井（DUC）。美国页岩油生产主要集中在 Bakken、Eagle Ford、Niobrara 和 Permian 四大区域。页岩气 生产主要集中在 Appaiachia、Haynesville 区域。页岩油开采较传统油井虽然在成本上处于劣势，但在产出效率特别是时间周期上明显优 于传统油井。页岩油的开采能力主要是取决定于库存井。目前，美国七大页岩油主产区的钻井活动已经趋于稳定，近一年来当月新钻井数在 1300-1500 口之间波动。页岩油生产 商普遍会根据油价变动而调整钻井及投产计划，投产井一部分来自新钻井的投产，另一 部分来自库存井（DUC，已钻井但尚未完工的油井）的投产。根据 EIA 最新钻井生产力报告（Drilling Proctivity Report）， 自 2019 年初以来，美 国七大页岩油主产区的综合完井率连续增长，9 月综合完井率高达 1.17，为近三年来最高 值。其中，Permian 盆地完井率回升至 109%，较 2019 年 1 月大幅提高了 36 个百分点； Eagle Ford 完井率回升至 114%，较 2019 年 1 月大幅提高了 28 个百分点；Bakken 盆地完 井率回升至 120%，较 2019 年 1 月大幅提高了 32 个百分点。每月 EIA 都会发布一份截止上月底的钻井情况报告，这份报告对我们推断未来页岩 油产量走势变化有很重要的作用。首先这里先普及四个概念，新钻井（Drilled）、未完井 也叫库存井（DUC，Drilled but uncompleted），已完井（Completed）以及完井率。新钻井顾名思义是每个月新钻的井，库存井是之前已经钻过，但没有完成的井，相当 于钻井的库存，已完井则是每个月完成钻探后期能够出产量的井，理论上完井在三个月 后便可以正常出产量。美国页岩油主产区的库存井数量在缓慢下降。虽然 2019 年以来美国活跃石油钻机数 呈现缓慢回落势头，但考虑到库存井基数较为庞大，而且库存井的投产周期相比新钻井 要短得多，因为只需通过射孔、压裂等操作就能以较快速度、较低成本释放出页岩油产 能。为衡量页岩油生产商的投产意愿，可以采用“完井率”这一指标，即当月完井井数与该 月新钻井数之比。如果完井率小于 1，意味着新钻井并没有全部投产，部分转变为库存井。 如果完井率大于 1，则意味着库存井经过射孔、压裂后开始投入生产。据 EIA 的模型预测，在当前资源和技术水平的假设前提下，2020 年美国原油产量将会达 到 1309 万桶/天，比 2018 年产量增长约 200 万桶/天，比 2019 年产量增长约 80 万桶/天。 而且美国原油产量在未来十年都会得到持续增长，2030 年美国原油产量将会达到 1446 万桶/天。按照以往的经验，在油价远低于页岩油成本的时候，美国页岩油会迅速减产； 当油价高于页岩油成本的时候，美国页岩油会迅速增产。美国页岩油气的开采生产具有 对油价快速响应的特性，EIA 预测的产量不代表美国页岩油将会按照这个速度增产，但 是该预测能代表美国页岩油增产潜力大。2.4 美国头部页岩油气企业资本开支增加我们选择表 7 中的公司（除 EP Energy, Energen Corp, Northern Oil and Gas Inc 外，截至目 前，这三家公司 2019 全年的资本开支情况还未披露）。从这 12 家公司的资本开支计划来 看，我们发现北美产量较小的页岩油生产企业基本都在缩减 2019 年的资本开支。相比之 下，大型油气公司都在增加 2019 年的资本开支。从 12 家公司提整体来看，美国页岩油 领域的资本开支增速为 10%。由此看来，未来页岩油市场份额向大型油气企业集中是大 趋势。根据金融服务公司 Cowen&Co 的数据显示，美国本土独立页岩油生产商 2019 年的资本开 支将削减 11%左右，但综合性国际能源巨头在美国的资本开支费用会增加 16%。整体来 看，2019 年流入美国页岩油领域的投资会保持相对平稳。这也一定程度上佐证了我们的 观点。2.5 页岩油生产企业集中度持续提升与传统原油开发模式不同，美国页岩油产业的蓬勃发展是由众多中小型公司推动的。 据统计，美国有 7000 多家涉及页岩油业务的公司，其中 6900 多家是中小型企业，这些 企业或是独立油气生产商，或是油田服务公司，或是金融投资公司，彼此相互协作，相 互依赖，支撑着美国页岩油产业稳步向前。页岩油属于非常规油气资源，页岩油井的有 效生命周期为 2-3 年，投产一年后其产量降幅会高达 40%-50%。因此，页岩油生产过程 中不得不持续性地钻探新井，这是典型的资本驱动行业。不管是高油价时期还是低油价时期，美国大部分页岩油公司的财务状况都表现不佳， 自 2006 年以来页岩油行业的年投资回报率未超过 10%。投资者开始对页岩油产业保持谨 慎，据《华尔街日报》报道，2018 年美国页岩油生产商发行的债务和股权降至 220 亿美 元，不到 2016 年募集金额的一半。中小型页岩油生产商一直维持较高的财务杠杆率，随 着美联储暂停量化宽松，融资成本推高，同时投资者对页岩油的债务推动型增长模式愈 发不满，派发股息压力增大，中小型页岩油公司的发展潜力受到制约。但这不意味着美 国页岩油产业将步入下坡路，因为埃克森美孚、雪佛龙等综合性国际能源巨头正推动页 岩油的新一轮革命。近期，埃克森美孚、英国石油公司、壳牌等纷纷扩大了在 Permian 盆地的业务规模， 雪佛龙更是以 330 亿美元收购独立石油公司阿纳达科，后者在 Permian 盆地的年产出约合 40 亿桶油当量。由于这些石油巨头的财务状况更加健康，而且业务涵盖勘探开发、油气 集输、炼油化工以及油品销售，具有全产业链竞争优势，抗风险能力要远远好于中小型 页岩油生产商。根据 Rystad Energy 统计数据，截至 2018 年 11 月，以埃克森美孚、雪佛 龙、壳牌等为代表的综合性国际能源巨头在页岩油板块取得了产量同比增长近 63%，而 公开上市的前十大页岩油生产商的产量同比增长只有 21.5%。BTU Analytics 预计将有超 过一半的页岩油生产商会在本轮并购潮中消失，能源巨头们的入局将显著提升美国页岩 油行业集中度，页岩油潜力有望得到进一步释放。根据 Bloomberg 统计数据，2019 年综 合性国际能源巨头将在美国本土投资近 1240 亿美元，占全球资本支出总额的三分之一， 该投资额较去年同期增长 10%。例如，2019 年雪佛龙在美国本土的资本开支占其全球资 本总开支的比重升至近十年来最高水平，雪佛龙预计将在 Permian 盆地投资 36 亿美元， 在其他页岩油盆地投资 16 亿美元。2019 年 3 月，雪佛龙公开表示，预计到明年年底，其 在 Permian 盆地的页岩油产量将达到 60 万桶/日，比目前产量高出 59%。2.6 逐步挣脱管输瓶颈，页岩油增产阻力有望解除由于受到技术条件、环保、经济效益等因素的限制，目前只有美国和加拿大实现了 页岩油的大规模商业化开采。美国页岩油资源主要分布在七大盆地，分别是 Permian、 Bakken、Eagle Ford、Niobrara、Anadarko、Appalachia 和 Haynesville。其中，Permian 盆 地是美国页岩油第一大产区，截至 2019 年 9 月，Permian 盆地页岩油产量攀升至约 450 万桶/日，占所有页岩油产量增幅的比例高达 65%。Permian 盆地位于得克萨斯州西部和 新墨西哥州东南部，曾经是北美大型传统油田，后逐渐衰落，页岩油气革命使其重获新 生。Permian 盆地页岩油资源量丰富，技术可采储量为 350 亿桶，且储层条件较好，产油 层多、厚、含油饱和度高。从油田生命周期看，Permian 盆地仍处于开发中早期，根据 Wood Mackenzie 报告，在 50 美元/桶油价条件下，Permian 盆地仍有 6 万余口剩余经济井 位，开发潜力较大。Permian 盆地当地炼化能力有限，炼厂满负荷开工情况下，日均消耗原油量仅 55 万 桶，按照目前的产量水平，意味着原油外输需求高达 350 万桶/日。Permian 盆地现有名义 管输运能 346.5 万桶/日，其中运往墨西哥湾的管道运能合计约 284.5 万桶/日水平，运往 库欣的输油管道有 Centurion 和 Basin 两条，合计运能为 62 万桶/日。除管道外，输油方 式还包括火车和卡车，火车运费为 6-8 美元/桶，现在能够上线或者扩容的运能仅有 30 万 桶—40 万桶/日，而卡车运费更是高达 12-16 美元/桶，显然通过火车和卡车运油的方式只 能小幅缓解管输压力。管输运能不足导致原油区域性库存累积，2018 年以来 WTI-Midland 价差经常处于 10 美元/桶以上的高位。为解决管输运能不足问题，美国加大了输油管道的基础建设。去年四季度以来，Bridge Tex、 Midland Sealy 和 Sunrise 管道项目相继提前投产，其中 Sunrise 管道扩建项目从 2019 年一季度提前到去年四季度，管输能力从 12 万桶/日增加至 22 万桶/日。根据 Genscape 统计，未来两年内，Permian 盆地至美湾地区的原油输送能力会逐步加强。其中，2019 年待投产管输运能约为 160 万桶/日，且都是在今年下半年投入运行。2019 年三季度 EPIC 项目已经开始商业化运行，管输运能总计提升 55 万桶/日，Gray Oak 项目计划在四季度 投产，预计会增加 38.5 万桶/日的管输运能。当 2019 年的所有管道项目都投产后，Permian 盆地总管输运能将达到 505 万桶/日，这些新增管输运能不仅能够吸收该地区的新增产量， 而且还可以消化大量的原油库存。因此，随着管道项目的投产运营，Permian 盆地页岩油 产量预计会出现阶梯式增长，并带动美国原油总产量同步增长。综合来看，综合性国际能源巨头纷纷入局美国页岩油产业，行业集中度提升，页岩油或 迎来新一轮革命浪潮。同时，生产商积极利用原油衍生工具对冲油价风险，锁定生产利 润，随着 2019 年下半年大量新增管输运能的投产运营，库存井产能有望加速释放，并带 动美国原油总产量出现阶梯式增长。因此，美国页岩油仍有较大的增长潜力，对国际原 油市场的边际影响也将愈发明显。2.7 从全球原油供需格局看，美国页岩油将持续压制全球油价根据卓创资讯，2018 年至今全球原油供过于求，而且供过于求的程度呈现上升趋势。2019 年 11 月，全球原油需求约为 9414 万桶/日，全球原油供给约为 10214 万桶/日，供给量超 过需求量 800 万桶/日。据上文 EIA 的模型预测，在当前资源和技术水平的假设前提下， 2020 年美国原油产量将会达到 1309 万桶/天，比 2018 年产量增长约 200 万桶/天，比 2019 年产量增长约 80 万桶/天。而且美国原油产量在未来十年都会得到持续增长，2030 年美 国原油产量将会达到 1446 万桶/天。除此之外，美国页岩油气的开采生产具有对油价快速 响应的特性。在低油价的时期，页岩油产量会迅速下降，在高油价时期，页岩油产量会 迅速提升。EIA 预测的产量不代表美国页岩油将会按照这个速度增产，但是该预测能代 表美国页岩油增产潜力大。我们认为，美国页岩油将会对全球原油价格产生持续压制作 用。3. 页岩油成本3.1 页岩油气成本构成美国的页岩油气生产主要依赖于水平井压裂技术。按照页岩油气开采环节来看，成本 结构包括两个方面，其一为矿权购置和钻探完井成本。其中矿权购置合约主要是两种方 式，一是规定期限内的每英亩价格，二是页岩油气产量的一部分（一般为 1/8-1/4）作为 支付给所有者的地租。矿权购置成本和钻探完井成本均系页岩油气生产的固定成本，在 油气生产启动后即变成沉没成本。其二为页岩油气的运营成本，包括页岩油气的提升， 加工，运输成本和生产税等。钻探完井成本与开采技术息息相关。美国由于水平井压裂技术的进步，页岩油气的开 采进入了新时期。一般来说钻探完井成本包括钻井成本，完井成本，设备成本。钻井成本：根据 EIA 统计，美国内陆钻井成本约占钻井完井总成本的 30-40%。这些 费用指的是与使用钻机将井钻至总深度产生的费用。该项费用用途主要包括套管和衬管 （必须资本化）；钻头、钻机租赁费、测井和其他服务、水泥、泥浆和钻井液以及燃料成 本。完井成本：根据 EIA 统计，美国内陆完井成本占钻井完井总成本的 55-70%。该项成 本用途包括油井射孔、压裂、供水和处理。设施成本：根据 EIA 统计，美国内陆设施成本占钻井完井总成本的 7-8%。这些费用 用途包括道路施工和现场准备；地面设备，如储罐、分离器、脱水机和连接集输系统； 人工升降机装置。运营成本：主要包括租赁运营费用。成本高低取决于产品、位置、油井尺寸和油井生产 率。通常该项成本用途包括人工提升、油井维护和小型修井活动；将石油和天然气产品 运送至采购点的可变运营成本或定价中心，包括收集、加工、运输和气体压缩。从财务报表的角度来看，主要由三部分成本构成：勘探阶段的费用支出、开发阶段的 资本支出、生产阶段的运营费用支出。前两者可归于资本支出（CAPEX），最后一个为运 营成本（OPEX），包括维护成本、管理费用、各种税费等。细分来看，油气完全成本主 要包括：1）生产成本，一般包括油井租赁、运输费用、干井成本及其他成本；2）勘探 成本；3）资产减值；4）折旧损耗及摊销；5）管理费用；6）与收入无关的税，主要是 产量税和从价税；7）利息费用等。3.2 美国页岩油气井成本现状在不同的页岩板块，钻井完井成本差距不小。此外，技术的更新迭代也会影响钻井完井 成本。根据 EIA 的统计数字，2010 年至 2012 年，各板块的钻井完井成本都在增加。2012 年后，钻井完井成本逐年下降。值得注意的是，在 EIA 统计的 5 大板块中，Midland 板块 的钻井完井成本最高，2015 年钻井完井平均成本约为 700 万美元；Delaware 板块的钻井 完井成本最低，2015 年钻井完井平均成本约为 580 万美元。此外，美国 EIA 对水平井的垂直段和水平段做了成本的统计。2012 年之后，由于技术进 步，水平段和垂直段的成本持续下降。2015 年，垂直段井成本大约 100-150 美元/英尺， 水平段井成本大约 400-600 美元/英尺。巴肯地区的垂直段和水平段井的成本均为五大板 块最低者。3.3 页岩油成本测算美国页岩油生产主要集中在 7 大页岩油气区块，其中以 Permian，Eagle Ford 和 Bakken 为主，这 3 大区块原油产量占 7 大油气区的 80%以上。Permian，Eagle Ford 和 Bakken 也存在着众多的页岩油生产企业，按原油产量计算，其中较大的有 Chevron，EOG Resoures、Continental Resources Inc、Marathon Oil 等。页岩油成本与油页岩资源禀赋息 息相关。Continental Resources，Oasis Petroleum 和 Sanchez Energy Group 营业收入分别来 自 Permian，Eagle Ford 和 Bakken 三个产区页岩油气开采所得。我们分别用 Continental Resources，Oasis Petroleum 和 Sanchez Energy Group 的页岩油成本代表了 Permian，Eagle Ford 和 Bakken 三个产区的平均成本。此外， Chevron 和 EOG Resources 是美国两家最大 的页岩油生产企业，有若干产区。这两家公司的生产页岩油成本一定程度上可以视为美 国页岩油的平均成本。EOG 能源公司创立于 1985 年，总部位于美国德州休斯顿，是一家石油和天然气勘探、开 采公司。EOG 能源公司主要业务地区在美国、加拿大、千里达及托巴哥共和国、英国、 中国大陆、阿根廷。截止 2018 年 12 月底止，EOG 能源拥有总探明储量约 29.28 亿桶石 油当量，其中原油和凝析油储量 15.32 亿桶，凝析油（NGL）储量达 6.14 亿桶，以及天 然气储量约 4.687 万亿立方英尺。根据我们的测算，2016 年至 2018 年，公司页岩油的完 全成本略会升高。2018 年公司每桶油当量成本达 49.72 美元/桶。雪佛龙股份有限公司（Chevron Corporation）是世界最大的全球能源公司之一，总部位于 美国加州圣拉蒙市（San Ramon）并在全球超过 180 个国家有业务。其业务范围渗透石油 及天然气工业的各个方面：探测、生产、提炼、营销、运输、石化、发电等。雪佛龙在 全球石油开采领域居领先地位，直至 2018 年底，雪佛龙平均每天开采 290 万桶油当量。 根据我们的测算，2016 年至 2018 年，公司页岩油的完全成本逐年下降。2018 年公司每 桶油当量成本只有 48.39 美元/桶。桑切斯能源公司（Sanchez Energy Group）成立于 2011 年，总部为了特拉华州，是一家专 注于美国陆上石油和天然气资源开发的独立勘探和生产公司。根据我们的测算，2016 年 至 2018 年，公司页岩油的完全成本逐年下降。2018 年公司每桶油当量成本只有 28.66 美 元/桶。大陆资源公司（Continental Resources Inc）是美国排名第三的独立油气生产企业，总部位 于俄克拉荷马城，是北达科他州和蒙大拿州地区最大的油气承租企业和生产企业之一， 大陆资源公司的主要生产区域在 Bakken 地区，Bakken 地区是第三大页岩油气区块，仅次 于 Permian 和 Eagle Ford。根据我们的测算，2016 年至 2018 年，公司页岩油的完全成本 相对稳定。2018 年公司每桶油当量成本只有 31.80 美元/桶。康桥公司（Concho Resources Inc.），总部位于特拉华州，成立于 2006 年 2 月，是一家独 立的石油和天然气公司，从事石油的收购、开发、勘探和生产天然气性质。我们的业务 主要集中在新墨西哥东南部和德克萨斯西部的二叠纪盆地。截至 2018 年 12 月 31 日，公 司探明储量总共 11.87 亿桶油当量，其中约 63%为石油和 37%为天然气。根据我们的测 算，2016 年至 2018 年，公司页岩油的完全成本总体为下降趋势。2018 年公司每桶油当 量成本只有 32.27 美元/桶。绿洲石油公司（Oasis Petroleum Inc.）是一家独立的勘探及生产公司。该公司专注于在威 利斯顿盆地北达科他及蒙大纳地区收购及开发非常规油及天然气资源。勘探及生产部门 从事油及天然气资产的收购及开发业务。油气井服务部门向该公司通过 Oasis Petroleum North America LLC（OPNA）运营的油井及天然气井提供完井服务。中游服务部门为该公 司通过 OPNA 运营的油井及天然气井提供咸水收集及处理以及其他中游服务。该公司的 项目包括Williston Basin项目、West Williston项目及East Nesson项目。该公司还通过Oasis Well Services LLC 经营油气井服务，并通过 Oasis Midstream Services LLC 经营中游服务 业务。根据我们的测算，2016 年至 2018 年，公司页岩油的完全成本总体平稳。2018 年 成本突然上涨是因为公司 2018 年计提折旧超过往年。公司原油成本中枢大概为 53 美元/ 桶。2018 年页岩油气生产企业油价平衡点为 50 美元/桶左右。我们根据原油产量、生产地区 等因素，选取了 Chevron、EOG Resources、Concho Resources、Oasis Petroleum、Continental Resources 和 Sanchez Energy Group 为研究对象，覆盖 Permian、Eagle Ford、Bakken 这三 个最重要的页岩油气生产地区，通过财务报表的视角，计算出 2018 年页岩油气生产企业 的平均完成成本为 50 美元/桶左右。4. 核心结论美国页岩油增产空间大，对原油市场响应迅速。目前，美国原油产量全球排名第一。2018 年美国页岩油产量达 650 万桶/天，贡献了美国原油总产量 59%的份额。页岩油短期供应 爆发力取决于库存井数量，截至 2019 年 9 月，美国 48 州库存井 7794 口，为历史较高水 平。根据 EIA 预测，2020 年美国原油产量将会达到 1309 万桶/天，比 2019 年产量增长约 80 万桶/天，是不容小视的边际供应量。此外，页岩油气井开发周期一般只需 3-6 个月。 根据以往，在油价远低于页岩油成本的时候，新井产量衰减较快，美国页岩油可实现迅 速减产；当油价高于页岩油成本的时候，启动库存井，美国页岩油可实现迅速增产。美 国页岩油气的开采生产灵活度高，能够对原油市场形成快速响应。美国页岩油完全成本中枢约 50 美元/桶。我们根据原油产量、生产地区等指标，选取了 Chevron、EOG Resources、Concho Resources、Oasis Petroleum、Continental Resources 和 Sanchez Energy Group 为研究对象，覆盖 Permian、Eagle Ford、Bakken 这三个最重要的页岩油气生产地区（该三产区页岩油产量占美国页岩油产量逾 80%）。通过对各个页岩油 气公司财务报表的深入研究，我们计算出了以上各个公司页岩油的平衡油价（盈亏平衡 油价）。通过对比分析，我们认为 2018 年页岩油气生产企业的平均完成成本在 50 美元/ 桶左右。管输束缚逐渐解除，助美国页岩油快速进入需求市场。2018 年四季度以来，Bridge Tex、Midland Sealy 和 Sunrise 管道项目相继提前投产。未来两年内，Permian 盆地至美湾地区 的原油输送能力会逐步加强。其中，2019 年待投产管输运能约为 160 万桶/日，且都是在 今年下半年投入运行。2019 年三季度 EPIC 项目已经开始商业化运行，管输运能总计提 升 55 万桶/日，Gray Oak 项目计划在四季度投产，预计会增加 38.5 万桶/日的管输运能。 当 2019 年的所有管道项目都投产后，Permian 盆地总管输运能将达到 505 万桶/日，这些 新增管输运能不仅能够吸收该地区的新增产量，而且还可以消化大量的原油库存。因此， 随着管道项目的投产运营，Permian 盆地页岩油产量能够快速被市场消化。美国页岩油行业集中度提升，页岩油潜力有望得到进一步释放。美国页岩油产业的蓬勃 发展是由众多中小型公司推动的。据统计，美国有 7000 多家涉及页岩油业务的公司，其 中 6900 多家是中小型企业。页岩油属于非常规油气资源，页岩油井的有效生命周期为 2-3 年，生产过程中不得不持续性地钻探新井，这是典型的资本驱动行业。近期，埃克森美 孚、英国石油公司、壳牌等纷纷扩大了在 Permian 盆地的业务规模，Chevron 更是以 330 亿美元收购独立石油公司 Anadarko，后者在 Permian 盆地的年产出约合 40 亿桶油当量。 由于这些石油巨头的财务状况更加健康，而且业务涵盖勘探开发、油气集输、炼油化工 以及油品销售，具有全产业链竞争优势，抗风险能力要远远好于中小型页岩油生产商。 能源巨头们的入局将显著提升美国页岩油行业集中度，页岩油潜力有望得到进一步释放。美国页岩油将会持续压制原油价格。全球原油供过于求，而且供过于求的程度呈现上升 趋势。2019 年 11 月，全球原油需求约为 9414 万桶/日，全球原油供给约为 10214 万桶/ 日，供给量超过需求量 800 万桶/日。EIA 的模型预测，在当前资源和技术水平的假设前 提下，2020 年比 2019 年产量增长约 80 万桶/天，而且美国原油产量在未来十年都会得到 持续增长。在低油价的时期，页岩油产量会迅速下降，在高油价时期，页岩油产量会迅 速提升。EIA 预测的产量不代表美国页岩油将会按照这个速度增产，但是该预测能代表 美国页岩油增产潜力大。我们认为，美国页岩油将会对全球原油价格产生持续压制作用。（报告来源：长城证券）（如需报告原文请登录未来智库）

图为普光气田。中国石化供图日前，一年一度的《中国天然气发展报告（2019）》（以下简称《报告》）在京发布。该《报告》由国家能源局石油天然气司、国务院发展研究中心资源与环境政策研究所、自然资源部油气资源战略研究中心联合编写。《报告》预计2050年前我国天然气消费将保持增长趋势，天然气在我国能源革命中始终扮演着重要角色，今年表观消费量将达3100亿立方米左右。且随着天然气消费市场的不断成熟，未来工业燃料、城市燃气、发电用气将呈现“三足鼎立”局面。大力提升油气勘探开发力度取得阶段性进展在天然气生产方面，《报告》指出，2018年7月以来，各方深入贯彻落实党中央、国务院决策部署，石油企业切实承担油气增储上产主体责任，各部门和各级地方政府发挥协同保障责任，大力提升油气勘探开发力度取得阶段性进展，国产气增量连续两年超百亿立方米。数据显示，2018年，全国油气勘探开发总投入约2667.6亿元，同比增长20.5%。新区新领域取得突破，塔里木盆地和准噶尔盆地深层油气、渤海海域天然气相继取得一批重大发现；渤中19-6气田天然气和凝析油储量均达亿吨级（油当量），是京津冀周边最大的海上凝析气田。据统计，2018年，全国天然气新增探明地质储量约8312亿立方米，技术可采储量约3892亿立方米；页岩气新增探明地质储量约1247亿立方米，技术可采储量约287亿立方米；煤层气新增探明地质储量约为147亿立方米，技术可采储量约41亿立方米。2018年，国内天然气产量约为1603亿立方米，同比增加123亿立方米，增速8.3%。其中页岩气约109亿立方米，煤层气为49亿立方米，煤制气为30亿立方米。与此同时，天然气消费快速增长。《报告》显示，2018年我国天然气表观消费量达到2803亿立方米，同比增长17.5%，日最高用气量达10.37亿立方米。分省份看，浙江、河北、河南、陕西四省的消费规模均首次超百亿立方米，全国天然气消费规模超过百亿立方米的省份增至10个。此外，基础设施布局逐步完善，互联互通工作持续推进。2018~2019年供暖季，“南气北上”等互联互通工程实现了新增供气能力6000万立方米/天的目标，有力保障了华北地区天然气供应。截至2018年底，我国天然气干线管道总里程达7.6万千米，一次输气能力达3200亿立方米/年。2018~2019年供暖季前，上游供气企业已建储气能力约140亿立方米，同比增长约17亿立方米。其中，地下储气库工作气量约87亿立方米，LNG储罐罐容约53亿立方米。国内LNG接收站最大接收能力超过9000万吨/年，用气高峰期LNG接收站最大限度地发挥供气能力，调动了企业保供积极性。天然气行业“快速发展期”和“改革阵痛期”双期叠加2014年6月，习近平总书记提出“四个革命、一个合作”能源安全新战略。当前，加快天然气产供储销体系建设、大力提升油气勘探开发力度、构建多元进口体系等部署周密，顶层设计和政策支持逐步完善，油气体制机制改革加快推进，我国天然气行业发展迎来了战略机遇。在此背景下，《报告》强调，天然气产供储销体系建设还任重道远，行业发展不协调不充分的问题依旧突出，体制机制改革创新等方面仍然面临挑战的现状亦不容忽视。首先，天然气进口量持续攀升给能源安全保障带来压力。2007~2018年，我国天然气消费量年均增长190.7亿立方米，天然气产量年均增长82.8亿立方米，供应缺口不断扩大，天然气进口量年均增长达107.9亿立方米。特别是2014年国际油价下降，导致国内勘探开发投入降低，更多需要依靠进口满足消费。其次，生态保护对天然气高质量发展提出更高要求。油气资源富集区与重要的生态功能区、生态环境敏感脆弱区客观上空间叠置，加之当前法规政策缺乏对环境敏感区内生产建设活动分级管控、分类施策的细化规定，环境敏感区内油气生产建设活动受到限制。再者，储气能力不足、市场机制不顺成为制约行业发展的两大短板。随着天然气产供储销体系建设的加快推进和储气调峰领域政策文件的陆续出台，储气设施建设开始集中发力，但受制于地下储气库和LNG储罐较长的建设周期，预计储气能力按期达标存在较大压力。随着体制改革的逐步推开，天然气行业“快速发展期”和“改革阵痛期”双期叠加，加之配套政策不完善，上中下游市场主体博弈日趋激烈。谋划天然气产供储销体系建设重大布局“今年《报告》一个很大的特点是系统谋划了天然气产供销储体系建设的一些重要问题和布局。”国家能源局石油天然气司司长顾骏总结称。记者注意到，在“谋划天然气产供储销体系建设重大布局”这一部分，《报告》从上游增产和多元化保障体系建设两部分入手进行了阐述。其中，在上游增产方面，《报告》列举了全力打造四川盆地天然气生产基地，全力打造鄂尔多斯盆地、新疆地区天然气主产区，全力打造海上天然气生产基地，力争非常规天然气勘探开发“全面开花”四项措施。在多元化保障体系建设方面，《报告》要求加快区域地下储气库群建设，全力打造环渤海天然气供应保障体系，有序发展替代能源，合理布局进口气源和通道。此外，在完善天然气产供储销体系配套政策方面，《报告》还给出了加大增储上产政策支持力度、深化油气体制改革、加大科技攻关力度、改善资源开发地的营商环境、合理优化用气结构和推动天然气价格市场化改革六大建议。在国家能源局监管总监李冶看来，建设产供储销体系和大力提升勘探开发能力抓住了油气生产和消费的本质性内涵。“接下来，一方面要坚定天然气作为主体能源的战略定位，立足国内，增储上产。另一方面，要进一步加快实施补短板工程，统筹推进天然气管网、地下储气库、应急储气和调峰设施等项目建设，加强基础设施的互联互通，切实推进天然气高质量发展。”他强调。（记者 曲艺）

“我们只有一个地球,保护地球就是保护我们人类的家园。别让地球‘流浪’……”那一部名字叫作《流浪地球》的影片,因保护地球的坚定情怀,感动了亿万人。日前,一位科研工作者关于页岩气页岩油不可开采的研究文章,因直击现实,观点犀利,捅破那一层早该捅破的“窗户纸”,经国内外媒体广泛传播后,据不完全统计达到近亿次点击率。这位科研工作者就是新地震学说的研究者建立者、世界生产力科学院院士全睿娴博士。据了解,2020年10月28日下午,以“加快构建现代环境治理体系,积极推进经济发展方式转变”为主题的第十四届环境与发展论坛在江苏南京召开,全睿娴院士应邀参会。她经过深入调查研究,在圆桌会议上公开发表了“页岩气页岩油不可取”的观点和主张,引起与会人员的重点关注。相关媒体就此专门采访了全睿娴院士。全睿娴院士表示,全世界都在关注能源开发和使用,而对能源的开发和使用的安全性、危害性并没有引起足够的重视和关注。世界范围内,大多数相关企业为了短期和局部利益最大化,不惜以破坏地球为代价,以达到企业自身的期望值。为此,全睿娴院士呼吁为了守护人类美丽的家园,保护地球生态自然环境,任何破坏地球生态、危害人类安全的行为,都应该得到制止。地球是人类命运共同体,每一个地球村的村民,对于地球的生态环境建设都应该是参与者,而非旁观者。在揭示页岩气页岩油不可取的缘由中,全睿娴院士首先从地球的结构作出陈述和分析,从科学的角度指出地球运行与汽车行驶相似,同样需要石油和天然气等物质的润滑、减压、防冲撞、防摩擦,保温、隔热等调节;需要固体物质作为支架,支撑整个地球平衡平稳地运行。通过回顾世界页岩气页岩油开采史及其惯用的开采方法,全睿娴院士直言不讳地指出了其中的弊端以及埋下了灾难的隐患,以至于全球性的种种灾难频频发生。 “不能再让这样的问题像‘皇帝的新装’一样,明知真相却避而不谈,心照不宣只顾追求眼前的短期利益。如果到现在大家还是视而不见,避而不谈,不主动去呼吁和制止这样可怕的破坏地球的行为,后果将不堪设想,人类只能自食其果。”近来年全球频频发生的山火、蝗灾、新冠以及异常天气所导致的洪水、泥石流、山体滑坡等,这还不足以引起全人类的反思吗?她希望:世界各国应真心诚意采取切实有效的行动,制定切实可行详细的方案和采取有效措施,切实减少对地下资源的过度依赖,减少甚至杜绝页岩气页岩油的开发利用,尽快开发更多的生态环保的可再生能源,最大程度减少对地壳的破坏。中国文学巨匠鲁迅曾言:“真正的猛士,敢于直面惨淡的现实,敢于正视淋漓的鲜血。”就科学家而言,从事科学尤其是自然科学的研究既需要有耐心、专心钻研的精神更需要有把自然界真实客观的一面呈现给世人的勇气,追求真理是科学家尤其是自然科学家的使命和责任。全睿娴院士多年来专注自然科学研究,有许多研究成果思路新颖、主题鲜明、措施精准,在社会产生广泛而深刻的影响。其提出“板块移动”不是地震成因,是地震发生发展过程中一种外在表现形态。地震归纳总结有两大因素:一是外在因素,主要为天体引力,重心不稳重力不平衡;二是内在因素,主要为:地球的自转公转运动,地心吸引力。为了更好地推动地震预测科学,全睿娴院士担任中国管理科学研究院地球运行规律与系统科学研究中心主任,积极联合气象、天文、地理、地质、物理、化学、卫星监测、大数据分析、统计、网络技术等学科,努力把地震预测工作提升到新高度、新境界。在应对气候变化研究方面,全睿娴院士提出的建议措施包括:加强节能减排,加大对新能源、清洁能源的投入和开发利用,科学合理建立健全世界各国对地表及空气中污染物的转换机制和空间,建立健全各种环境保护机制,减少硬底化的建设面积,加大绿化建设的力度等。针对中国西南震中区等地地质灾害,全睿娴院士研究并指出,需成立专业机构,对西南以及全国范围内的地质灾害进行全面的调查统计分析,重点是雨水汇合流向的测定,地形地貌地质的考察和测量,地处山体滑坡、泥石流、洪水易发区域的乡镇的数量统计等,为治理山体滑坡、泥石流、洪水提供客观真实的科学数据和依据。 围绕我国城乡规划和建设,全睿娴院士调查研究发现,大多数城市规划和建设缺失防范自然灾害的意识,缺乏对地球地壳总承载量的科学论证和认知能力。全国各地尚未制定和建立健全在城市规划和建设中如何防范及治理自然灾害的措施和标准,排洪排水排污设施不到位,导致每年全国各地出现洪水、泥石流、山体滑坡、城市内涝、水污染等灾害。就如何防范和治理洪水、泥石流、山体滑坡、城市内涝、水污染等,指出了方向和落地方案。着眼雾霾治理问题,全睿娴院士认为:必须建立污染物科学平衡对等的转化对冲系统,比如:常年足够绿化比例的植物和植被;充足的雨雪,合理分布的河流、湖泊、湿地、瀑布等;足够置换污染物的自然通风系统……这些研究的主张,为我国出台相关治理措施提供了有力的智力支持。在接受媒体采访时,全睿娴院士指出,“地球母亲给予人类的宝贵资源应该共同享有和珍惜,地球资源的开发应有一个科学合理的规划,有序有计划的发展,对掠夺性、破坏性的开发,应该给予坚决制止,有序有计划的发展才能做到最大的节能减排,建立和平、和谐、干净、整洁、有序、生态环保的人类生存环境,应该是世界各国以及全人类共同追求的目标。”近年来,全睿娴多次受邀参加国内外气候变化、环境保护、城乡建设、绿色发展等方面高端研究交流活动,她以自己观察研究、科学视角和案例成果,赢得了大家的敬重和拥戴,更为世界各国加强环境方面顶层设计、充满关心和保障民生需求,发挥出积极推动作用。11月7日,纪念联合国国际科学与和平周三十二周年暨第三十二届国际科学与和平周开幕式在京举行,全睿娴院士因在自然科学研究领域的重要成果及对世界和平与发展的贡献,荣获第三十二届国际科学与和平周“贡献奖”。