中国天然气行业发展情况分析

第一节 中国天然气发展概况

一、天然气市场的发展及存在的主要问题

1、中国天然气的发展

中国是最早使用天然气的国家，但是到了19世纪中期以来，中国天然气的生产和使用越来越落后于世界发达国家。

中华人民共和国建立以来，天然气生产有了很大发展。特别是“八五”以来，中国储量快速增长，天然气进入高速发展时期。最突出的是在世界排名位次有明显变化：1995年为第22位，1996年为第21位，1997年为第19位，1998年为第18位，1999年为第15位，2000年为18位，2001年为第15位，2002年为第16位。

1999年中国天然气产量达234.37亿M3，较上年大幅增长12.2%。

2000年，中国天然气产量达到264.6亿M3。由于天然气具有良好的发展前景，中国和世界许多国家一样，大力开发利用天然气资源，并把开发利用天然气作为能源发展战略的重点之一。

2001年中国天然气产量达303.02亿M3，较上年有大幅增长，增幅达11%。

2002年继续高速增长，达到328.14亿M3，较上年增长8.29%。但在世界各国天然气产量的排名中，由于阿联酋的产量猛增，中国从第15位降至第16位。

2003年，中国天然气产量约为341.28亿M3(其中包括地方产量3.28亿M3)。

2004年中国天然气产量保持稳定增长态势，全年产量达到356亿M3，创历史最高纪录。

从消费地区结构来看，中国天然气消费主要以产地消费为主，主要集中在西南、东北、和西北地区，即四川、黑龙江、辽宁和新疆。占全国消费量的80%以上。目前，北京、天津、重庆、成都、沈阳、郑州和西安等许多大中城市都用上了管道天然气。

液化天然气(Liquefiednaturalgas)是影响中国天然气资源格局的一个重要因素。随着LNG进口提速，中国将成为亚太地区新兴的LNG市场。

2、中国天然气存在的主要问题

天然气储量不多。天然气年产量仅400多亿M3左右，在中国能源生产中的比例不足5%，与世界相比具有很大的差距。据有关资料显示，中国天然气储量在世界天然气总量中不足3%。

天然气勘探开发难度较大。现已探明天然气地质储量3.4万亿M3，尽快将这些储量开发利用，对促进国民经济发展有非常重要的作用。但中国的这些储量大多分布中国西部的老、少、边、穷地区，地表条件多为沙漠、黄土塬、山地，地理环境恶劣。多数勘探对象低孔、低渗、埋藏深、储层复杂、高温高压，且远离消费市场，开发利用这些储量还存在许多技术难题。譬如中国的鄂尔多斯盆地的苏里格大气田，探明地质储量近6000亿M3，但在产能建设上存在许多技术难题，它是大面积、低孔、低渗的岩性气田，这是中国开发利用从没遇到过的气田，涉及到钻井工艺、储层改造工艺等技术难题，而类似的气田还有许多。又如四川盆地的气田主要属于碳酸盐岩的裂隙和次生孔隙气田，它们的不均质性很强，开发和稳产难度相当大。

天然气市场还较为滞后。主要表现在中国天然气市场实际需求量小于天然气管道设计输送能力。从中国目前形成的区域性天然气市场来看，油气田供气能力大于天然气市场的实际需求量。天然气生产单位生产的天然气除了满足本单位和目前仅有的少量天然气用户外，其他大部分天然气几乎被放空烧尽。总体来说，终端用户对天然气的价格承受能力还差，天然气作为一种替代能源与其他能源特别是煤和水电在价格上还缺乏竞争力，价格偏高。如果天然气价格较高，用户就会选择使用煤和水电来替代，这样天然气用户就会减少。其主要原因是：中国绝大多数天然气田产层薄、含气丰度低、埋藏深及其自然环境恶劣，决定了天然气勘探开发投入的成本较高。天然气资源主要分布在中西部地区，远离东部经济发达主要消费市场，天然气输送干线长，管道投资回收期短，致使管输费用较高，占天然气价格比例大。中国现在正在建设“西气东输”管道，干线全长4200多公里，建成通气时，如果东南沿海主要天然气用户 市场发展 滞后，那么造成的经济测算与实际用量要少几十亿。

天然气管理体系和法规不健全。目前，中国天然气作为一个产业来发展，存在政府专门管理机构缺位，有关政策、法规缺位，供应主体企业与利用主体企业合作缺位等问题。健全管理体系和法规是天然气产业快速发展的基本保障。

二、天然气 市场发展 的特点

1、资源虽丰富，勘探开发难度大。

根据资料，我国已探明天然气储量达2.6万亿立方米，可采储量前景看好，按国际通用口径，预计可采储量可达7万亿至10万亿立方米，可采95年，在世界上属资源比较丰富的国家。但我国天然气资源与国外产气大国又有很大差别，我国天然气资源主要分布在环境恶劣的西部，埋藏深，储量丰度低，勘探开发难度大，对勘探开发技术要求较高，比国外产气国的勘探开发成本高得多。俄罗斯大气田储量上万亿立方米，单井日产量上百万立方米，其国内井口气价按人民币折算为每立方米0.09元，十分低廉。而我国大气田少，以中小型气田为主，单井产量低，许多气田已进入中后开采期，在四川的老气田井口成本已接近每立方米0.7元。

此外，我国天然气气田规模小，缺少特大型气田；天然气资源探明程度较低，特别是资源丰富的西部气区和近海气区可采储量的探明率更低。这些缺陷在资源供应上给市场供需平衡造成了难以解决的矛盾。

2、分布不平衡，基础设施成瓶颈。

天然气资源分布的不平衡，使生产与消费区域分离。我国天然气资源60%以上分布于经济落后的中西部地区，远离工商业发达、能源需求旺盛的沿海消费区，还有20%左右的天然气资源分布于近海大陆架。西部气区距东部经济发达区，最远的轮南至上海4000公里，最近的忠县到武汉695公里，靖边至北京853公里，涩北至兰州953公里。天然气生产区域与消费区域的空间错位，使天然气基础设施建设成为制约我国天然气市场开发和天然气工业发展的瓶颈。其直接后果就是天然气资源地周围地区个别天然气利用项目发展过热，导致天然气需求增长过快，不能对宝贵的清洁资源进行最为科学的利用，同时限制了下游消费市场的合理发展。从整体看，我国天然气需求量与国内今后潜在的、可生产的天然气产量相比，还有较大的缺口。

3、价格仍偏低，引发市场“综合征”。

造成天然气资源地周围地区个别天然气利用项目发展过热的局面，还有另一个重要因素，就是气价偏低。目前国内原油、天然气及发电用煤之间的比价为1：0.24：0.17，而国际市场约为1：0.6：0.20。国内天然气价明显偏低。多年来国内在天然气价格制定、合同履行、天然气分配和市场开放等方面都存在很多问题。国家发改委针对这种情况，从2005年12月26日起启动对天然气出厂价格形成机制的改革。此前，我国天然气价格主要由政府制定，有着浓重的计划经济色彩。价格受到行政控制，没有反映经济成本，价格传递误导了价格信号。使天然气需求的市场调节机制失灵，加剧了供应紧张。

偏低的天然气价格一方面导致上游开发商不愿过多投入资金，另一方面加重了油田周边地区化工、化肥、发电等用气项目增长过快，不利于天然气的合理利用，同时也使得天然气进口因国内气价低于国际价格在市场而遭遇较大困难。张淑英还表示，从另一个角度看，对于天然气市场的改革也不能操之过急，天然气资源关乎百姓生活，关乎国计民生部门的生产问题。天然气开发利用作为一个系统工程，上中下游间具有十分紧密的关联性，牵一发而动全身，因此应遵循循序渐进的原则，最终达到用市场机制调节供求关系和配置资源的目的。

三、天然气发展“十一五” 规划 纲要

能源“十一五” 规划 指出，政府将加大天然气价格调整力度，引导油气资源合理使用，促进资源节约与开发。实行油气并举，加强中国石油天然气勘探开发，扩大境外合作开发，增强石油战略储备能力，稳步发展石油替代产品。

“十一五” 规划 纲要（草案）提出要加快发展石油天然气。首先要加大石油天然气勘探力度,扩大勘探区域范围,重点开拓海域、主要油气盆地和陆地油气新区,推进油气勘探开发主体多元化。

其次要实行油气并举,稳定增加原油产量,提高天然气产量。

再次要加快油气干线管网和配套设施的 规划 建设,逐步完善全国油气管线网络,建成西油东送、北油南运成品油管道,并适时建设第二条西气东输管道及陆路进口油气管道。　

天然气 规划 翻番

中国“十一五”期间天然气的 规划 需求占能源需求的比例将比2005年翻一番，达到6％至8％。　

目前中国天然气消费每年大约400多亿立方米，占能源需求的比例仅3％。随着需求的增长，“十一五”期间天然气消费每年要达到1000亿立方米。　

“十一五”期间天然气的主要供应量增加还是来自西气东输和广东、福建两地的进口液化天然气。

中石油的西气东输设计年输气量120亿立方米，目前已经开始供气，下游需求稳步提升。

中海油总公司的广东、福建进口液化天然气分别于2006年、2007年投产，年供气量将达到70亿至80亿立方米。

目前，中国拟建和在建的LNG项目总共有十多个，其中项目最多的当属中海油总公司，但落实资源量的仅仅为广东、福建两地，中石油和中石化还未取得突破。

四、我国油气管道安全运行形势严峻

目前，城镇经济建设与管道设施安全运行的矛盾日益突出，修筑建筑物、种植深根植物或取土、采石、堆放大宗物资等事故隐患频繁出现，致使当前我国油气管道安全运行的形势非常严峻。

“十五”期间，仅中石油就新建油气管道1.2万多公里，使该公司基本形成了覆盖全国的现代油气输送网络骨架。

目前中石油正在运行的油气管道中，仍被违法占压7700多处。有关方面呼吁，要从根本上保护油气输送管道安全，全社会特别是管道沿线群众要提高管道安全保护意识和责任意识，自觉维护油气管道安全。同时，有关油气企业也要以积极态度带动管道沿线经济发展，企地联合共同建立油气管道安全运行的长效机制。

第二节 2005-2007年石油及天然气开采 行业 分析

1、2005年石油及天然气开采业总体运行情况

1）效益 分析

2005年石油及天然气开采业成为工业增长最为显著的 行业 ，全 行业 累计新增利润额占整个工业新增利润的45%，工业利润明显的向上游能源开采 行业 集中。由于2005年整体上国际市场原油价格出现大幅度上涨，直接促进了石油及天然气开采 行业 的增长速度出现较大上升。12月份以来国际市场原油价格重拾升势，受地缘政治因素的影响，市场对原油供应的恐慌心理始终挥之不散，同时美元开始显露疲软势态，进一步提振原油价格。油价逐渐回升至上年的高点，促进了 行业 增长速度的提升。与上年相比石油及天然气开采业的增长速度表现为大幅度的提高， 行业 工业生产总值和产品销售收入的增长速度均比上年同期继续有较大幅度的上升。 行业 增长特点表现在：

首先， 行业 工业总产值增速比上年有明显提高。2005年石油天然气开采业工业总产值实现6261.22亿元，同比增长41.3%，增长速度比上年同期提高了15.2个百分点，增速提高显著。一方面原油价格高涨促进了 行业 增速的提升，另一方面能源需求继续保持较快增长，能源生产的增长速度保持稳定。

其次， 行业 的销售收入的增长速度也比上年有大幅度提高。2005年石油天然气开采业全 行业 累计完成销售收入6045.04亿元，同比增长39.78%，增速比上年的增长水平提高15.17个百分点，能源市场需求保持旺盛以及油价的提高促进了 行业 销售收入增长速度的大幅度上升。

第三，全 行业 利润总额同比大幅度增长，增速比上年提高明显。2005年石油及天然气开采业累计实现利润2927.42亿元，同比增长67.71%，增速比上年大幅度提高了23.79个百分点，提升幅度明显较大。 行业 利润的增长速度明显高于销售收入增速，反映了国际石油价格上涨的势头，得益于能源价格的上涨，石油及天然气开采 行业 经济效益增长形势异常明显，增势居工业前列，全 行业 的实现利润总额以及新增利润规模均占工业的较大比重。

最后，全 行业 亏损规模同比继续下降。2005年石油天然气开采业累计亏损企业亏损额仅有11.45亿元，同比下降61.84%，亏损继续同比下降，降幅与上年基本相同。亏损同比下降，体现了 行业 经济效益进一步改善的势头。总体上石油天然气开采业亏损规模很小，亏损增长的波动对 行业 经济效益整体的影响不是很大。

2）成本费用 分析

2005年，石油及天然气开采业销售成本增长速度继续随着销售规模的扩大而保持较高水平，但与同期销售收入增速比，销售成本增速依然较低。作为基础能源产业，石油及天然气开采业的成本增长具有相对的稳定性， 行业 经济效益增长较多的受市场价格的影响。2005年石油及天然气开采业销售成本增长速度比上年有一定提高，但上升幅度明显低于同期销售收入。成本变动特点表现在：

一是 行业 销售成本保持较快的增长。2005年石油及天然气开采业累计销售成本同比增长23.44%，增速比上年同期提高7.9个百分点，提高幅度相对较低。

二是销售成本增长速度低于同期销售收入的增速。2005年全 行业 累计销售成本增长速度比同期销售收入的增长速度低16.34个百分点，与收入增速的差距较大。收入增速提高幅度明显快于成本，表明原油价格上涨对 行业 经济效益影响显著。

三是全 行业 销售费用增长速度大幅度回落。2005年石油及天然气开采业累计销售费用同比增长1.25%，增速比上年同期大幅度下降了25.23个百分点。

四是全 行业 的管理费用和财务费用的增长速度回落明显。2005年石油及天然气开采业管理费用同比增长5.34%，比上年同期下降了11.44个百分点。财务费用同比下降36.49%，改变了上年同期小幅增长的局面。

3）资产及资金 分析

2005年石油及天然气开采业投资增长速度有较大提高， 行业 整体的资产负债率水平有所下降，但降幅较小，资产负债水平相对稳定。资金运行方面，2005年 行业 应收账款保持相对稳定的增长，增长速度明显低于销售收入的增速，与上年同期相比，应收帐款增长速度基本保持稳定，应收帐款规模相对较小，资金运行相对健康。

一是 行业 负债率比上年同期小幅下降。2005年石油及天然气开采业负债率水平为34.33%，与上年同期相比， 行业 资产负债率下降了0.2个百分点，2005年 行业 投资增长速度相对较快，负债增长速度略低于资本的增速。

二是 行业 资金运行方面，应收帐款增速相对稳定。2005年全 行业 累计应收账款规模仅有225.42亿元，与销售收入的规模相比较小，应收帐款同比增长23.17%，增速比上年同期小幅下降0.89个百分点。总体上， 行业 应收账款增长速度保持相对稳定，与销售收入增长速度相比，应收帐款增长速度较低。应收账款规模相对不大，增速波动对 行业 整体的影响有限。

2、2006年石油及天然气开采业总体运行情况

1）增长 分析 ： 行业 生产增速有一定下降，但增速依然较快

国际原油价格出现回落，影响了石油及天然气开采业的增长速度，2006年石油及天然气开采业依然呈现了快速的增长态势，但与上年同期相比， 行业 生产的增长速度有较大下降。

2006年石油天然气开采业工业总产值实现7590.73亿元，同比增长24.74%，增长速度比上年同期下降16.56个百分点；全 行业 累计完成销售收入7736.56亿元，同比增长27.24%，增速比上年同期下降12.54个百分点，主要是国际市场原油价格逐渐出现回落，直接影响了 行业 增长速度。

2）效益 分析 ：盈利规模巨大，利润增速大幅度回落

原油价格高涨直接促进了石油及天然气开采业经济效益的大幅度提升，但由于上年同期的原油价格已经相对高位，增大了利润增长的基数，这使得 行业 的利润增长速度开始有所调整，同时国家开始征收石油及天然气开采业的特别收益金，对 行业 的利润水平形成了一定的影响。

2006年全 行业 累计实现利润3635.69亿元，同比增长24.22%，增速比上年同期下降43.49个百分点， 行业 利润增长速度大幅度下降。全 行业 亏损规模很小。2006年石油天然气开采业累计亏损企业亏损额有7.15亿元，同比下降37.51%，减亏形势良好。

3）成本费用 分析 ： 行业 成本增速有所提高，销售费用增速大幅度上升

石油及天然气开采业的成本波动相对稳定，对 行业 经济效益的影响有限，特别是能源价格高涨的情况下，成本因素影响更小。2006年，石油及天然气开采业销售成本增长速度继续随着销售规模的扩大有所提高。

一是 行业 销售成本规模较小，增速有所提高。2006年石油及天然气开采业累计销售成本为3226.9亿元，同比增长30.89%，增速比上年同期提高7.45个百分点。

二是销售成本增长速度略高于同期销售收入的增速。2006年全 行业 累计销售成本增长速度比同期销售收入的增长速度高3.65个百分点，主要是由于原油价格回落，影响了收入增速。成本增长对 行业 利润影响有限。

4）资产及资金 分析 ：资产负债水平提高，应收帐款增速下降

2006年石油及天然气开采业资产增长速度有小幅度提高， 行业 整体的资产负债率水平较低。资金运行方面，2006年 行业 应收账款增速较慢，与上年同期相比，应收帐款增长速度有明显下降， 行业 应收帐款规模相对较小，资金运行健康。

2006年石油及天然气开采业负债率水平为37.83%，与上年同期相比， 行业 资产负债率提高3.51个百分点。2006年全 行业 累计应收账款规模仅有265亿元，与销售收入的规模相比较小，应收帐款同比增长9.41%，增速比上年同期下降了13.76个百分点。

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