曾在冬季出現的氣荒近年又有再現并擴大之勢。連續的霧霾迫使不少地方(特別是華北)提前布署了“煤改氣”工作，使2013年淡季已出現局部的限氣，預計今年冬季的氣荒可能更為嚴重，影響面更大(可能要包括西氣東輸的上、中游)，一些LNG企業也有出現限供、斷供的擔擾。
今后，城市化進程加快和環保壓力增大將對燃氣供應產生更大壓力。近期天然氣供應形勢會有哪些改變?人們寄予厚望的煤層氣、頁巖氣等非常規能源能否“救場”?今后幾年會不會繼續出現氣荒?本文將對2015年前的中國天然氣供需形勢進行展望。
天然氣產量增速放緩
中國公布的天然氣產量包括常規氣和屬于非常規范疇的致密(砂巖)氣。在新發現和探明的天然氣儲量中，致密砂巖氣占的比重越來越大，儲量品級下降。再加上產量逐年攀升，導致剩余可采儲量(國外一般性統計表中所指儲量即為此)年增率總體走低，以致在本世紀初出現剩余可采儲量下降的局面，2011、2012年剩余可采儲量年增率比地質儲量年增率分別低1.37%和2.33%。考慮到上述因素，筆者設定2014和2015年地質儲量年增率和剩余可采儲量年增率分別為8%和7%，預測2015年累計探明地質儲量和剩余可采儲量分別為13.616萬億立方米和3.817萬億立方米，即在“十二五”期間增加量依次約為 4.48萬億立方米和1.09萬億立方米。
中國天然氣產量變化呈現明顯的分期性。1996年產量越過200億立方米，到2003年達 350億立方米，其間年增率為7.23%~12.73%。2004年產量越過400億立方米、2008年產量越過800億立方米，其間以高年增率 (15.97%~18.96%)為特點。2008年后產量雖有持續增長并在2011年越過1000億立方米，但年增率大減，除2010年達11.23% 外，余皆明顯小于10%，平均年增率為7.37%，甚至比1995-2003年期間的均值低1.34%。2005年后產量年增率曲線，已呈現出總體走低的趨勢。顯然，這種年增率的大幅持續下降與其構成，與致密氣產量所占比例越來越大有關。2010-2012年的平均年增率為6.07%。在以上分析的基礎上，筆者以8%的年增率預測2015、2020年的常規加致密天然氣產量分別為1340億立方米和1970億立方米。
綜合天然氣儲產量的變化趨勢可以認為，我國天然氣的發展已開始出現由青年期向壯年期過渡的跡象，增長速度已趨緩。
近年來世界平均天然氣商品率為85%。但我國歷來缺乏權威的天然氣商品率的統計數據。據未經核實的內部資料，2012年中石油的商品率為85.4%。以2015年我國天然氣商品率達到更高水平的90%計，常規加致密氣的商品氣量應為1206億立方米。
非常規氣規模百億立方米
在頁巖氣領域，由于投資太少、工作量嚴重不足，從目前的情況看到2015年只能在幾個先行的試驗井組上實現試采，無法以區塊“工廠化”開發井網實現規模化生產。從目前的動態測算，在2013年僅能產頁巖氣近2億立方米，2015年有可能達到6億立方米的商品氣貢獻量。顯然，目前的《頁巖氣發展規劃》中所擬2015年產量65億立方米的目標肯定難以實現。
非常規氣特別是頁巖氣求取探明儲量的要求與常規氣不同，不但要求有較密鉆井的有效控制而且要有一批單井試采(試采期一般1~2年)壓力-產量變化的可靠數據。顯然，完成上述《規劃》提出的探明頁巖氣儲量的指標也是不可能的。能有幾個區塊完成頁巖氣儲量的試算，從而修訂出較為可行的頁巖氣儲量規范草案就是很理想的了。
我國對煤層氣管理不規范，《全國油氣礦產儲量公報》、各公司發表產量、國家能源局給出的儲產量數據各不相同。即使按所報產量最高者計也長期未達到近期各五年計劃的要求，特別是地面鉆井抽采量和礦山排采氣的利用率兩個指標差的更遠。“十一五”期間儲量增長僅達指標的60%，2010年產量指標應為100億立方米(地面抽采和礦山排采各占一半)、利用率為80%，統計數字為產量僅86億立方米(地面抽采僅15.7億立方米)、利用率僅39.6%，即商品氣僅34億立方米。按“十二五”的要求，2015年煤層氣產量應為300億立方米，其中地面抽采為160億立方米、利用率應達100%。但2012年地面抽采量遠低于兩年應達到的指標，更令人關注的是煤層氣利用量為52億立方米，利用率僅 41.6%，比2011年反而降低了4.6%。2013年一季度統計，完成抽采和利用目標的僅有七省，山西、河南、甘肅、山東等產煤大省都在未達標之列，且湖南、云南分別僅達15%和6.5%，江蘇、新疆的利用率為零。由于基礎性研究不足，鉆井完井和儲層改造工藝上存在缺陷，已鉆井的產氣比例和達到工業產量的比例明顯低于預期，經濟效益普遍欠佳。為此，作為主要生產者的中石油2013年初比原計劃投入井數減少了1000口，使近年煤層氣的生產形勢更難樂觀。如果前面提到的2011年、2012年的利用(商品)量是可信的話，筆者按照兩年間的商品煤層氣年增率23.7%推算，2015年商品量應達到100億立方米。但如果考慮到實際利用率增加的困難，并進而把礦山排采氣按其實際烷烴含量折含成一般(標準)天然氣計(下述)，把2013年實際供應量定為15億立方米并預測2015年實際供應量預測為40億立方米是較合適的。按上述兩數字兩年間煤層氣商品量的平均年增率達63.3%。
從相對富煤的資源特點出發，我國一直在進行著發展煤化工的探索、試點，以作為油氣代用品并作為煤炭清潔化利用途徑之一，其中以煤制氣相對成熟。已建成的克什克騰旗年產40億立方米煤制氣的產能，待配套的管線建成后即可投產，2014年向北京供氣問題不大;阜新至沈陽(北清)煤制氣管線已于2013年9月貫通，年產(輸)能為10億立方米。該兩管線可望在2015年達到設計輸量50億立方米。國家已批淮新疆伊寧、準噶爾東部諸煤田建設煤制氣廠和專用東輸管線的立項，但完成整個產輸系統的配套并規模投產可能要到“十三五”中后期。我國一直有城市煤制氣的生產，近年焦爐煤氣的利用和產業鏈的延伸已取得令人鼓舞的進展，可以將這兩種煤制氣在2015年的商品供氣量估計為5億立方米。這樣，煤制氣的總商品量可達55億立方米。
我國目前僅有少量生物制氣(沼氣)發電的試點，但缺乏商品氣量的統計數據，估計規模生產只能在“十三五”期間實現。
綜上所述，可以預測2015年我國燃氣(常規天然氣、非常規天然氣、煤制氣)商品量為1307億立方米，框算可計為1310億立方米，這可視為國產燃氣供應量。
中亞、海上進口應提速
比較歷年來國家統計局發布的天然氣產量和消費量數據可以發現： 2006年及以前產量大于消費量且其差值越來越大，如1995年該差值為2.1億立方米、2006年為27.4億立方米，差值可能部分反映了油氣產、輸中的自用和消耗，但尚需來自實際數據的證實;2006年后恰相反，且消費量與產量間的差值迅速增大，如2007年為13.8億立方米、2012年達 378.6億立方米。后者反映出進口量日趨增大。
按國家統計局的數據，筆者統計1995-2000年間、2000-2005年間、 2005-2011年間，天然氣消費量年增率依次為6.67%、13.80%、18.69%，其中2007年達25.61%，2011年仍達 21.50%，顯然呈快速增加之勢。但2011年后情況有變，2012年年增率突降至10.60%，從2013年上半年統計的實際消費量為820億立方米、同比增加14.6%;預計全年消費量可增加14.8%、年消費量為1660億立方米。筆者認為，這個變化反映出消費量年增率曲線可能已出現了拐點，今后以五年計的平均年增率大于20%的可能性不大。
近年的市場形勢是扭曲的低氣價使進口者和生產者處于虧損狀態，這成為向成本較高(特別是勘探開發初期)的非常規氣投資力度不大的原因之一。如無其他條件配合，高氣價對消費方的抑制將會日趨凸顯。但在目前確保不突破通脹率上限的方針下，氣價上漲又會受到許多明顯的限制。如氣價長期不能反映市場供需形勢和綜合成本、低氣價壓抑生產和消費增長勢頭的情況難以在近期改變。在此兩難情況下，筆者設定2014、2015兩年的年增率為18%，“十三五”期間年增率為16%，則2015、2020年的消費量分別為2310億立方米和4850億立方米(表1)。誠然，任何預測都是有前提條件的，如果改革到位、價格理順，消費量年增率有可能稍高，反之亦然。
有統計數的天然氣進口始于2006年，但直到2008年天然氣凈進口量仍相當低。2009年天然氣產量年增率劇減至6.19%，促使凈進口量出現增速加快的拐點，進口依存度為4.9%。以上趨勢的持續發展，使2010-2012年進口量快速增長，2012年的進口依存度達26.2%。2013年的氣價調整使上半年的進口量增速降低，但從走勢看下半年進口量仍會增加，故預測進口量可達550億立方米，進口依存度將達33.1%。2012和2013年進口量的年增率分別為29.94%和34.80%。按上文對2015年消費量和供應量的預測，其差值為1000億立方米，需要以進口氣補充。
按田春榮的資料，2012年進口天然氣399億立方米，其中來自中亞的管道氣199億立方米，液化天然氣(LNG)200億立方米(約合1470萬噸)。原定該年投產的6座LNG接收站已在2012年秋全部建成，設計年接收能力1880萬噸(約合260億立方米)，經過磨合其2015年完全可達到設計的年進口量。中緬氣管線2013年已基本建成，2015年亦可達到設計進口量120億立方米。根據2013年9月中土間達成的協議，到2013年可完成中國- 中亞天然氣管線C線建設、氣田開發工程亦將取得重大新進展，2015年向中國供氣300億~350億立方米是有可能的。這樣，已投產的LNG接收站和屆時可進口的管輸天然氣就有680億~730億立方米的進口能力。這與前述的該年需進口氣1000億立方米之間尚有270億~320億立方米的差距。對這一巨大的供需缺口必須引起注意并需立即著手采取適當的應對措施。顯然，如需滿足2015年預期的消費量，還需再補充新措施以增加進口。這樣，原擬在2015年建成的七座接收站必須有一部分第一期工程提前到2014年底建成并具備接收-輸氣能力，使LNG年進口量比原定再增加150億-200億立方米。另外從中亞的進口量還要加大，爭取達到年輸氣量450億~500億立方米的規模。為此，就需要立即著手布置并落實相應的工作。
不要過高提指標
中國經濟正處于發展轉型和結構調整中，經濟體制改革也進入深水區。回顧近年來天然氣的發展，許多研究者都提到一個現象：對天然氣的增長給予很高的期望、形成高指標的強大壓力，但某些指標屢屢不能完成有的甚至要推遲一個周期(5年左右)才能實現。這說明我們對中國天然氣、能源的形勢和發展規律認識不夠深入。換言之，應加強實事求是、有創新和預見的基礎性研究。
筆者認為，在分析近期天然氣生產形勢時必須注意到我國所統計的天然氣產量年增率已由兩位百分數下降到一位百分數的事實。它受以下因素制約：一、常規氣日趨成熟，部分老氣田產量趨穩甚至降低，他甚至涉及投產時間并不長的主力氣田。如鄂爾多斯(600295,股吧)盆地最大的常規氣田靖邊氣田2011年產量46.72億立方米，2012年開始下降，為43.98億立方米;中石油西南分公司在四川盆地最大的大天池氣田，2010年產量33.46億立方米，2012年就降到27.73億立方米。二、常規天然氣由氣層氣和油田伴生氣構成，后者的商品率偏低，井口產量隨石油產量變化起伏，且在東部老油區呈降勢。三、非常規致密氣田產量在產量中的比例日趨增大，在中國氣層氣的主要產區鄂爾多斯和四川兩盆地表現尤為明顯，增產穩產的影響因素與常規氣有所差別。四、其他非常規氣(煤層氣、頁巖氣)的增長需要一個逐漸加速過程，以適應中國地質條件的特殊性并形成相應的有特色的配套技術體系。五、產量基數快速增加，即使年增量有所增大但年增率值可能降低。六、我國不重視天然氣商品率的統計和研究，在規劃時往往把產氣量當成向市場提供的實際商品量，從而從規劃上就產生了約10%的供應缺口。從以上分析看，預測“十三五”期間產量增長時采用8%的年增率可能并不是一個低值。
以上的分析僅限于影響發展的一些資源本身的客觀因素，而從中國國情出發影響油氣發展更重要的是社會環境，是經濟體制中的問題和市場經濟發育不完善。這在煤層氣、頁巖氣上表現尤為突出。
我國頁巖氣僅邁出了試探性的第一步。作為新設定的獨立礦種，雖然許多規章和管理辦法可借鑒常規天然氣、借鑒美國頁巖氣的經驗，但需更多的創新。首先是完成從地質勘探、儲量審批、開發作業的整套規范和標準。這是難以一蹴而就的。目前需要集中力量先編制急需的各類草案或征求意見稿，經過一輪實際操作實踐，爭取在數年內形成包括管理體制環境監測在內的可作為工作指南和監管依據的規范規章并爭取進入國標、行標系列。這一工作現已開始，如頁巖氣儲量規范已擬出征求意見稿，初步反映是尚需做較大的補充完善。特別是針對不同類型(如海相、陸相、海陸交互相煤系等)的頁巖氣，對與常規氣、致密氣、煤層氣緊密共/伴生時的頁巖氣應有不同要求。這之中有的是美國所未涉及的、有的是在常規油氣亦無明確標準、規范可借鑒的。
順便指出，這一類工作對煤層氣、致密氣等亦是不夠完善的。上述的國家儲量通報中對煤層氣覆蓋面很窄即是一例。致密氣在美國等國家作為獨立的非常規氣種類際單獨統計其儲、產量。在我國卻混同于常規氣，特別是缺乏對大量運用水平井、壓裂等技術體系的新規范系統(包括致密氣儲量規范)，這對致密油氣的持續發展亦是不利的。
油氣改革能否在深水區破冰行，進成為中國油氣能否持續發展的關鍵因素。期待這一輪改革能在“十二五”后半期取得突破性進展，以求在“十三五”中期能在全國范圍內推廣實施、在“十三五”后期可收獲改革紅利。正是由于對打破壟斷、深化改革的進程還缺乏明晰的判斷，對如何明顯改變某些不利趨勢也難以做出回答，本文中沒做2020年燃氣供應量、消費量、進口量的預測。
從這個角度看本文的預測值帶有相當的不確定性，它只是進展比較順利時的一種可能。如果體制改革的實施短期內難以收效，天然氣產業鏈的各環節未能配套，則產量、進口量和消費量的預測值也會打折扣。反之，則各項指標有可能稍高。(作者張抗 單位：中國石化(600028,股吧)石油勘探開發研究院)
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