天然气产业链深度解析：供需两端全面解读
天然气产业链深度解析：供需两端全面解读
天然气作为清洁能源，在全球能源转型中扮演着重要角色。本文将从需求端和供给端两个维度，深入分析天然气产业链的现状与未来发展趋势，涵盖消费领域、生产来源以及定价机制等多个方面。
下游消费（需求端）
天然气下游消费领域主要有四个方面（占比按从大到小排列）：工业燃料、城市燃气、燃气发电、化工原料。从消费趋势看，下游各个领域天然气消费量都在不断增长，这也是双碳大背景下的一个必然趋势。
工业燃料
天然气在工业领域主要用于工业窑炉和工业锅炉，广泛应用于冶金、陶瓷、玻璃、食品、造纸、印染等行业。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℃高温、温度控制精度高、清洁等优点，会显著提高产品品质及产量，其他燃料不可替代，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，除考虑燃料成本外，各种锅炉的热效率也会影响燃料的经济性，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%测算煤、天然气、燃料油的单位热量价格，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。
预计2025年工业燃料天然气消费量1700亿立方米。
居民用燃气
居民用气量与城镇化进程紧密相关，2022年我国城镇化率为65.22%，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。
预计2025年民用领域天然气消费量达1460亿立方米。
发电领域
目前燃煤发电仍是我国电力供应的绝对主力，2023年占全国总发电量超过60%。目前全球发达国家的天然气发电占电力供应的比例都在20%-40%左右，中国天然气发电占比只有约3%，远远低于世界水平，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的发展空间。
随着国际天然气价回落天然气发电成本会显著下降，叠加“十四五”电力及天然气市场化改革落地，气电较煤电竞争力有望大幅提升。2022年燃气发电用气量为640亿立方米，考虑到政策推动及气价下降的因素，预计2025年中国天然气发电需求量可达800亿立方米。
化工领域
在化工领域，由于政策调控，用气保持低增长，从全国层面看限制和禁止天然气化工的改扩建仍然是主旋律。“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。
2020年中国氢气产量超过2500万吨，其中煤制氢所产氢气占62%、天然气制氢占19%，工业副产气制氢占18%，电解水制氢占1%左右。天然气制得的氢气被称为“蓝氢”，其较由煤炭制得的“灰氢”碳排放低，在综合考虑固碳和纯化后的成本后“蓝氢”成本可以与“灰氢”竞争，在风电等可再生能源电解制氢成本居高不下的情况，天然气制得的“蓝氢”将是氢能产业发展首选方案。
预计2025年天然气化工用量可达350亿立方米。
上游产气（供给端）
2023年中国天然气供应结构中，国产气占比58%，进口LNG占25%，进口管道气占17%。
我国天然气对外依存度从2014年的29.2%提升至40.6%。
国内天然气
随着勘探程度不断提高，低渗透致密气、页岩气非常规天然气成为新增储量的主体。
致密气勘探处于中早期，鄂尔多斯盆地是开发重点；
页岩气开发处于起步阶段，2030年页岩气产量有望达400亿立方米。
海洋天然气资源探明率低，潜力大，是油气增储的重点方向。
进口管道气
目前我国进口管道气主要来自中亚线、中缅线、中俄线三条管线。
中国-中亚管道：其中的A/B/C三条管线经哈萨克斯坦从新疆霍尔果斯进入中国，D线从吉尔吉斯坦进入新疆，输气能力300亿方，目前在加紧施工；
中俄通道：俄罗斯东西伯利亚气田至中国黑龙江输气管道，2023年供应超220亿立方米，预计2025年供应量达380亿立方米，是近期进口管道天然气主要增量。目前我国还与俄国规划目前还在规划西线以及远东管道，合计输气能力600亿方；
中缅通道：缅甸皎漂港始进入中国云南，该管道2013年开始向中国运送天然气，由于气田产量有限，该管道一直处于低位运行，未来增量有限。
进口LNG
LNG的贸易形式主要有期货和现货，期货包括长期合同、中期合同和短期合同。现货价格由市场供需决定，中长期合同与国际油价挂钩，一般会有3-6个月的延后期。由于考虑带天然气的稳定持续供应，LNG长协在进口LNG中占绝对主导地位。由于国企在LNG进口中需要承担更多保供责任，因此长协比例也相对民企更高，而民企的贸易方式更加灵活，国内外市场套利空间更大。
天然气定价机制
2017年国务院发布布《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》，提出天然气价要“"管住中间、放开两头”，自此开启全面的市场化改革。
目前我国主要对各地门站价和两个管道费实行政府管制，并逐步扩大产地和终端价格的市场化定价程度。
国内LNG进口价
长协价与油价挂勾，现货价格供需决定。
2016年~2023年天然气进口LNG占比逐渐增高，且均价呈现总体上升趋势，近年来因疫情与地缘冲突导致天然气进口价格跳涨。具体到进口结构：
LNG进口国家中澳大利亚占比最大，卡塔尔占比第二大。两者在2017~2020年间进口价格在2元/立方米进行上下波动。
进口管道气
相比与LNG贸易，管道建设成本较为高昂，管道天然气贸易受地域限制明显，跨境管道建设也会涉及地缘政治以及地理环境等多种因素，因而管道天然气贸易不仅仅是买卖双方之间的交易，往往是两国政府之间达成的协议，地缘政治等因素在其中有着至关重要的作用。
国际管道天然气定价基于原油或成品油：定价公式的关键在于关联成品油或原油的选择。目前我国管道天然气进口价格也是与成品油或者原油挂钩。目前，从缅甸进口的管道气是与原油价格挂钩，来自土库曼斯坦、乌兹别克斯坦和哈萨克斯坦三个中亚国家的管道气都是与成品油挂钩 的，这也是造成缅甸天然气价格比另外三个国家天然气价格偏高的原因之一。
终端定价
在终端消费领域，天然气的定价也有所不同。居民气价一般相对比较固定，价格变动一般要通过召开听证会的方式；工商业气价一般是与城燃公司或供气企业通过合同谈判的方式确定；交通领域，CNG价格是政府定价，LNG价格是市场定价。今年以来，天然气上下游价格联动工作正在积极推动之中。未来推动天然气顺价机制将是主旋律。