首页「钱塘娱乐挂机2022年5月7日，中石油的一则消息，值得关注。“中国石油长庆油田超前部署备战冬供”。距离2022年11月，还有6个月左右的时间，长庆油田就开始提前备战冬季供气，貌似有点早，我们可以看一看这两年长庆油田冬季的天然气产量。

　　回顾021年11月—2022年3月，长庆油田累计生产天然气214亿立方米、日产气1.4172亿立方。截止2021年3月底，71天实现产气100.8亿立方米，日产气1.4197亿立方米。从数据上看，长庆油田的日产气量是下降的（可能是口径及取的时间跨度问题，如果按照同比口径，可能差不多）。长庆油田的天然气产量占全国总产量的四分之一。在2021年产量增量不高的情况下，再加上预期2022–2025年，国内天然气年增幅达到8%–10%的前提下，长庆油田的增产压力山大，其提前备战冬供也就情有可原。

　　2020年，长庆油田天然气产量为448亿立方米；2021年，长庆油田天然气产量为465.43亿立方米。2021年较2020年增长17.43亿立方米，增幅为3.89%。国内天然气生产的四强之一就有长庆油田，如长庆油田天然气产量增速较低的话，大概率国内天然气总产量增速会被拉下来，需要进口的天然气量就要大幅度地增加。

　　产量方面：2020年全国天然气产量1888亿立方米；2021年全国天然气产量2053亿立方米，同比增长165亿立方米，增幅8.73%（统计局数据为增长8.2%）。其中，2021年进口天然气12136万吨，同比增长19.9%。可见，2020-2021年，国内天然气产量增幅没到两位数，需要大量进口天然气，来满足日益增长的表观消费需求。

　　表观消费方面：2020年天然气表观消费3289亿立方米，同比增长8.7%，2021年天然气表观消费3726亿立方米，同比增长12.7%。按照2020–2021年的增幅为基准，2022–2025年，预期天然气增长9%–12%。

　　通过上述数据可知，国内产量增幅9%左右，表观消费增幅达到13%左右，产量的增幅低于消费的增幅、不能满足消费需要，国内供应商不得不通过大量进口天然气，来满足国内表观消费。由于对进口天然气依赖程度较高达到42%左右（原油达到72%左右），如果全球天然气价格飙涨、进口天然气价格上涨，国内天然气价格上涨概率较大。这个时候，可以通过提高国内天然气产量、减少进口量，抑制国内天然气价格上涨的势头。因此，研究天然气价格走势、供需平衡，意义重大。

　　天然气、原油消费及其价格，极大影响全球经济发展。两者的价差、套利空间是影响两者价格的关键因素。长期而言，天然气与原油价格走势趋于一致，原油涨则天然气涨，反之，亦然。

　　当然，也看到，在某个阶段，由于基本面、金融或者地缘政治的影响，天然气与原油会有背离的时候（两者走势相反），2010–2015年天然气与原油走势就发生背离的情况。在该时期，美国进入页岩油气革命的开始并上升的阶段，美国原油产量暴涨，在原油产量增长的情况下，其伴生的天然气产量也大幅度增加。由于短时间内，天然气产量大于美国天然气消费量，美国不得不大量出口天然气，导致全球的天然气供过于求，天然气价格自然就下来了。

　　美国页岩气产量占美国天然气总产量的50—60%，页岩气产量决定美国天然气产量，页岩气产量增长，则美国天然气产量相应增长。

　　从天然气总产量来看，从美国页岩油革命以后，全球的天然气产量开始供过于求。根据2015年EIA的天然气年度报告，随着美国页岩油气革命，美国天然气产量飙涨，2015年产量达到74.1Bcf /d，与2014年相比增加了4.5%（约为3.2 Bcf / d）。

　　截至2015年，美国天然气产量实现10年连续增长，随着天然气产量逐年上涨，美国天然气价格随之回落，从2014年4.55美元/MMBtu，降至2015年的2.62美元/MMBtu。

　　根据公开的资料，2014—2018年页岩气开采的成本在3.5—4.5美元/ MMBtu。2022年，WTI原油价格再次接近110美元/桶，预计页岩气开采成本至少5—6美元/ MMBtu。

　　在2010年—2012年，美国页岩油气革命，创造GDP及就业机会，仅2010年，页岩气相关产业创造760万亿美元的GDP及60多万个新增工作岗位，此外，还能为美国带来每年180多亿的税收；2012年，累计新增80多万个就业机会。

　　此外，廉价的美国天然气，也吸引国外的投资，拉动美国经济。其中，多数国外企业看中美国丰富的天然气资源，新建甲醇或者乙烷裂解装置。

　　在三年前，运送1 MMBtu的天然气，贸易商要付出的运费在1—1.5美元/ MMBtu；2020—2021年，运费在1.1—3.5美元/ MMBtu，运费与运输距离、需求有密切关系。美国、加拿大西海岸，较墨西哥湾更有优势，因两者海运距离相差10000海里左右，运费低1—2美元/ MMBtu。

　　再从LNG的运力上看，2021年—2025年，全球LNG运力增量仍低于2016—2020年的水平。预计直到2026年，才有可能好转。此外，2022年增加的LBG运力较少，短期LNG运力有不足的风险。

　　美国是天然气净出口国，美国国内消费相对较少，有大量可供出口的天然气。截止2021年，美国可供出口的天然气达到108亿立方英尺/天，约为3.05亿立方米/天。其中，2021年美国天然气产量为934亿立方英尺/天，消费量为835亿立方英尺/天。

　　未来，美国天然气产量将继续上涨，预计随着美国原油产量恢复到1200万桶/天，2025年达到1300万桶以上，天然气产量会继续上涨。根据EIA的预测，2022年美国天然气产量增幅为2.7%，约为960亿立方英尺/天。

　　根据IEA的报告，2022年，全球天然气仍然是紧平衡，全球富余的天然气不多呢。其中，亚洲仍然是全球天然气需求增量最高的地区。美国、俄罗斯和中东地区，仍然是全球天然气产量最多的地区。美国、俄罗斯和中东地区的卡塔尔，要密切关注其产量。

　　在天然气定价方面，全球的LNG主要基准价格有三大指标或者价格：欧洲能源价格指数（NBP、TTF）、日本原油价格指数（JCC）、美国亨利中心交易价格（HH）。

　　北美与英国实行不同气源之间的竞争定价，随着气源供应多样化，英国采用了一个所谓“虚拟平衡点”（NBP）对各方气源定价，与美国的亨利中心交易价格类似。在英国整个输气管网，各个进口气源、本国生产气源都能接入，管输费在注入或者输出的时候，才需要缴纳。理论上，可以贸易商可以随时注入或者随时输出天然气。英国为了平衡管网压力，逐渐形成了NBP价格，其中，NBP包含输入费用，不含输出费用。后来，逐渐发成为交易和定价。

　　源于荷兰在1962年针对格罗宁根(Groningen)超大气田天然气生产采取的国内天然气定价政策。该政策将天然气价格调整与3种石油燃料(柴油、高硫和低硫重质燃油)的市场价格按照百分比挂钩，然后根据“传递要素”进行调整来分担风险。因荷兰是欧洲最重要的天然气生产国之一，其天然气供应给欧洲其他有需求的国家，该价格逐渐成为市场交易的价格。

　　日本当年引进LNG主要是为了替代原油发电，因此在长期合同中采用了与日本进口原油加权平均价格(JCC)挂钩的定价公式。虽然这一定价方式已经不契合日本和亚太其他国家的市场现状。

　　经过一段时间操作后，当前，亚太地区LNG产品长贸合同定价基本以日本一揽子进口原油(JCC)价格为基准，部分项目会参考气体出口地的气价，例如美国的亨利中心天然气价格，最终形成一种混合型的定价公式 ：

　　式中A、C分别为挂靠油价和气价的系数，B、D为常数项。A、B、C、D的大小由购销双方根据市场行情谈判确定。

　　实际执行的合同中，多数LNG产品长贸合同挂靠一定月度区间的平均油价 ，可能是3个月 、6个月、9个月或者12个月。

　　大致30年前，美国的天然气生产商，以固定、长期合约形式卖给管道公司。从1985年开始，美国打破管道公司的天然气管输垄断，各个机构开始跟踪天然气价格。但是，天然气需要一个标杆的交割点及标的物作为参考价格。最初，选择在德克萨斯州，其管网密布、交易量大，但没能实现。最后，选择了雪佛龙在路易斯安那州的天然气处理厂，因靠近亨利高中，而称为亨利天然气处理厂。尽管该厂的处理量不是很高，不过，其连接的管网较多、连接天然气存储地，1990年，成为美国天然气期货合约交割地。当美国各地的市场给天然气定价时，他们往往依据与亨利中心之间的差价来定价，这种差价决定区域市场状况、运输成本以及两地之间的输送容量。

　　2020年—2021年，原油价格下跌，全球的现货、2年—3年的合约增加，主要是天然气现货价格低于长期合约价格，进口商采购现货较为划算。一般而言，长期合约可能挂靠原油指数，折合下来9美元—10美元/ MMBtu；天然气液化厂长输管道气的当地门站价格为1.22元/立方米，综合管输费按0.4元/立方米考虑，则气源采购价格为1.62元/立方米。2019年，中国长期合同进口LNG到岸均价约为9美元/ MMBtu，折算成气体价格为2.1元/立方米，考虑9%的增值税，则气源成本为2.29元/立方米。2021年，天然气现货价格5美元—8美元/ MMBtu（未含运费及其它费用），当然就采购现货较为划算。

　　截止2022年5月，天然气价格在20美元--30美元/ MMBtu，签订天然气长约，又比较划算。2021年，国内“三桶油”陆续与各大天然气供应商签订天然气长约，主要是满足国内天然气发电、天然气作为工业燃料及居民取暖的需求，以及未来碳中和的要求。

　　2015年，工业、建筑、交通三大重点部门二氧化碳排放量分别为64.2亿吨、18.5亿吨、8.2亿吨，占比分别分69%、20%、9%；按照行业来看，电力、钢铁、建筑和化工分别为35.5、20.9、9.0、14.7亿吨，占比分别为38.2%、22.5%、9.7%、15.8%。2019年我国碳排放量115亿吨，其中发电碳排放量45.69亿吨CO₂，占比40%；工业燃烧碳排放量33.12亿吨CO₂，占比29%。

　　“大地”重点关注三块，一是电力，碳排放量最大的行业；二是化工，“大地”所在的行业；三是交通及其它。

　　在当前消费水平下，能耗降1%，可相应减少0.5亿吨标准煤消费，减排1亿多吨二氧化碳。

　　2019年，全国单位火电发电量二氧化碳排放量约为833克/千瓦时，单位发电量二氧化碳排放约为577克/千瓦时，其中，供电煤炭降低对二氧化碳减排贡献率达到37%，非化石能源增长贡献率约为61%，从2006年至2019年，共减排二氧化碳159.4亿吨。

　　按照各种燃料的二氧化碳排放强度来看，暂时不考虑价格因素，短期内，电厂的燃料结构从煤电转为气电，可以大幅度减少二氧化碳排量，国内要增加天然气发电的原因之一。

　　“十三五”期间，国内炼油产能从7.1亿吨/年，增加至8.8亿吨/年，炼油开工率平均为73%，低于国际83%的水平，接近行业产能过剩的标准（低于开工率70%，即意味着该行业产能过剩）。2019--2020年，成品油出口约为6100--6685万吨/年，主营炼油厂平均综合能为为60千克标准油/吨，乙烯综合能耗约为550千克标准油/吨。预计“十四五”，成品油出口将达到7000万吨左右，产能进一步过剩，炼油生产过程中的二氧化碳排放量也不小，如果减少成品油出口，将能减少炼油行业的二氧化碳排放量。

　　国内炼油行业，产能已经过剩，炼油产能要维持总量不变，抓大放小，督促“高能耗”、“高排放”、“低附加值”的企业关停或者转型。其中，全球可再生塑料行业、新能源行业以及“碳中和”行业将大有可为。此外，ETRI认为，未来35年，全球石油生产面临更加严峻的挑战，全球现有油田产量将从现在的36亿吨下降到2050年的不足12亿吨，年均下降3.2%，相当于全球每年减少两个大庆油田。强调，要维持供需平衡，必须持续投资发现新油田。可以看到，一方面，碳排放、环保要求炼油行业节能降耗、转型；一方面，原油技术可采量不足，也逼迫炼油行业转型。

　　全球天然气消费开始景气，截止2020年，全球天然气消费3.81万亿立方米，产量为4.03万亿立方米；2021年，全球天然气消费4.00万亿立方米，产量未知，估算为4.16万亿立方米（也有口径是4.18万亿立方米）；2022年，预计天然气消费为4.08万亿立方米，产量为4.30万亿立方米。

　　2022年，初步预计全球产量要增加1400亿立方米，从全球产量上看，卡塔尔、俄罗斯、美国将是主要关注国家，此外还有尼日利亚。

　　卡塔尔，预计其2020年–2050年天然气增幅为2.2%左右，其天然气产量约为1780亿立方米，预计2022年产量增量为39–40亿立方米。

　　俄罗斯，2021年天然气产量7635亿立方米，俄罗斯经济部预计，2022年产量下滑至7000亿立方米。如俄罗斯减少天然气产量，则全球的天然气富余量将减少635亿立方米左右。

　　美国，2021年天然气产量1.02万亿立方米，预计2022年增幅0.9%，天然气产量增至1.029万亿立方米，天然气增量为90亿立方米。

　　尼日利亚，2021年天然气产量约为530亿立方米，预计2022年增幅为20%左右，产量为636亿立方米（接近其最高产能），增量为106亿立方米（待进一步确认），其中，近几年出口量为230亿立方米。

　　上述国家、地区，天然气增量达到预计较1400亿立方米缩减400亿立方米至1000亿立方米。

　　2022年，初步预计全球消费要增加800亿立方米，从全球消费上看，北美、欧美及亚洲将是主要关注国家、地区。

　　北美，2021年消费1.06万亿立方米，其中，美国消费8560亿立方米，预计2022年，美国消费维持5%的增长，主要是经济恢复、能源结构变化，天然气消费达到8990亿立方米，同比增加430亿立方米，增量方面，还考虑美国出口的增量；如不考虑则增量不到300亿立方米。

　　欧洲，2021年消费5600亿立方米，2022年按照2021年3.8%的消费增量估算，2022年天然气消费达到5812亿立方米，同比增加212亿立方米，预计2022年继续为寒冬、欧洲天然气消费仍然较为景气，天然气消费较为旺盛。

　　亚洲，2021年消费9260亿立方米，2022年按照2021年7.4%增幅、略下调至5%，基于亚洲经济增幅下滑考虑，2022年天然气消费达到9723亿立方米，同比增加463亿立方米。

　　上述国家、地区，合计天然气消费增量达到975–1105亿立方米，“大地”认为，按照900亿立方米增量考虑较为合适，非洲、南美洲天然气略增，全球天然气消费增量达到1000亿立方米左右，较800亿立方米增加200亿立方米。

　　2001—2020年，我国天然气消费量平均增速14%，2020年天然气消费量为3280×108m3，同比增加6.9%，约为2001年消费量的12倍，在一次能源中所占比例为8.4%。2025 年天然气消费量为4300×108～4500×108m3，2030年在一次能源消费结构中的占比提高到15%左右，2040 年前后需求量达到峰值，约为5 500×108 m3／a，下一章会继续说国内天然气需求。

　　国内原油对外依存度，从42%到突破50%，也就是3年左右的时间（对应为2004年—2007年，2007年原油对外依存度首次突破50%，达到50.5%）。

　　从产量上来看，国内增产的压力山大。国家能源局，要求2025年国内天然气产量达到2300亿立方米以上。截止2021年，国内天然气产量2053亿立方米。如果2025年达到2300亿立方米以上，年增幅3-4%；如果要到2600亿立方米以上，年增幅要达到6—7%。

　　长庆油田作为国内天然气生产的四强，2021年产量勉强达标；后续，如国家能源局要求2025年达到2600亿立方米，则长庆油田的增产压力较大。

　　从消费上看，截止2021年，天然气表观消费3726亿立方米，预计天然气消费增速为8.2%，约为4031亿立方米，增量为305亿立方米。根据2020年数据，天然气发电用气量571亿立方米，占天然气消费量比例为17.50%；工业用气量1290亿立方米，占比为39.54%；城市燃气1004亿立方米，占比30.77%；化肥化工用气400亿立方米，占比12.26%。国内天然气增量，主要是天然气发电、工业燃料以及城市用气。

　　根据2020年数据，天然气发电用气量571亿立方米。其他数据，燃气机组装机容量9972万千瓦，发电量2525万千瓦时。预计2022年燃气机组装机容量10900--11000万千瓦，发电量2760—2790万千瓦时，预计天然气用量为620—650亿立方米；按照2025年的发电量推算，预计天然年用量达到1200—1350亿立方米（与上图有差别，区别是估算的平均利用小时数不同）。可以说，未来3年时间，燃气发电的天然气用量要翻一倍。

　　国内燃机机组，预计2030年平均利用小时数要超过3000小时，要接近煤电的平均利用小时数3790小时。2030年，天然气用量要超过1400亿立方米。“大地”认为，随着2030年碳达峰，燃气机组的平均利用小时数要增加，燃煤机组的平均利用小时数会减少，从而减少碳排放。

　　如果煤电要降低碳排放，发电效率要提起来，要超过40%以上，碳排放会有明显下降；现在，多数燃煤机组，发电效率35—38%。当然，如果燃煤发电效率达到50%，那就很厉害了，现在有媒体报道，全球有燃煤电厂发电效率接近49.4%。

　　因此，短期3—5年内，全球还是会加快并提高燃气机组装机容量，短期降低各国、地区的碳排放，相应的天然气消费会急剧增加，国内也是按照此方法操作的。

　　根据2020年数据，工业用气量1290亿立方米，占比为39.54%。预计2022年达到1500亿立方米；2025年达到1800亿立方米；2030年接近2000亿立方米。2020—2030年，预计年消费增速为4.5%。

　　按照国家机构的预测，并根据2020—2021年的数据，预计2022年工业燃料消费的天然气增量150—180亿立方米，主要是陶瓷、玻璃行业的燃料用气量增加。

　　据非权威消息、数据，国内陶瓷行业天然气使用比例为其行业总燃料消费的50%—60%，其中，陶瓷行业天然气消费又占全国燃气总消费量的3%—5%，约为100—150亿立方米，预计未来年增量20亿立方米左右，主要是陶瓷行业产量不会再到90亿平方米，长期处于80亿平方米，增量主要来源于燃料结构改为天然气。

　　玻璃行业暂时没有数据，可以按照陶瓷行业估算，大致增量30亿立方米左右。其它行业，30--50亿立方米。

　　城市燃气消费在国内天然气的消费占比较大，2020年城市燃气1004亿立方米，占比30.77%。预计2022年接近1300亿立方米，增量40—50亿立方米。

　　通过上面的分析，发电、工业燃料及城市燃气三块，年增量合计达到170—200亿立方米（折合消费增速5—6%）。截止2021年，国内天然气产量2053亿立方米，按照5%的产量增速计算，仅能增加100亿立方米左右，还要有70—100亿立方米需要进口。可见，国内天然气增产压力较大，“大地”保守估计，至少要实现80亿立方米（国内天然气产量增速4%左右）、力争要达到100亿立方米（5%增速）。

　　如考虑化工、交通方面，则国内天然气产量增速必须要达到8%以上（国外机构预测，中国国内天然气消费增速要达到8.2%）。这个时候，就要加大油气勘探投资，才能实现油气增量，否则就要大量进口天然气。

　　根据国外机构的数据，截止2021年12月初，全球油气新增探明储量创近几年以来的新低，不到47亿桶油当量。较2022年的125亿桶油当量，下降75亿桶。新增探明储量下降，则未来的油气产量可能会下降。因此，2022年的上游投资，有很大概率增加。

　　根据机构数据，预计2022年全球页岩油投资增幅18%，达到1020亿美元，较2021年860亿美元，增加160亿美元；海洋投资将增长7%，从1450亿美元增加到1550亿美元；传统的陆地勘探投资将增长8%，从2610亿美元增加到2900亿美元。

　　从投资上看，全球油气投资开始恢复，增幅8%左右，全球油气投资增加，相应的油气产量可能相应增加。尽管如此，2022年油气投资，仍然没有达到2019年的水平。

　　2022年，中国国内要确保原油产量维持2.0亿吨，天然气产量2140亿立方米，必须增加油气投资，才能确保原油、天然气产量。如按照这个口径，天然气产量增幅要达到5%左右。长庆油田年产增幅为3.89%，显然是低于预期增幅，必须尽早规划，实现5%以上的产量增幅，这也不奇怪，长庆油田从5月份开始，要求提前部署冬供任务。

　　长庆油田提前部署冬供任务，要实现天然气产量增幅超过5%以上，才能满足国内天然气消费增长的需要。

　　从消费上看，国内工业燃料、发电、城市燃气三块，是拉动国内天然气消费的主要驱动力。由于碳排放、碳中和的要求，发电的增幅会超过预期增幅，从而带动天然气消费暴涨。

　　中国为了满足国内天然气消费，不得不加大油气投资，确保国内天然气产量增量能够满足消费增量，尽可能减少天然气进口量。毕竟，从2020年开始，全球的油气投资减少，天然气富余量长期维持1000---1400亿立方米，如果真如俄罗斯油气公司说的，其天然气产量减少600亿，全球天然气转为紧平衡，天然气价格将暴涨。

　　6、国家统计局：2021年生产天然气2053亿立方米 比上年增长8.2%

　　7、发改委：2021年全国天然气表观消费量3726亿立方米，同比增长12.7%

　　81、节能减排，针对性诊断定有所作为——浅析“双碳”政策下的建陶企业节能减排途径