□ 陆如泉

　　在中国，由于天然气利用成本偏高、化石能源的属性、市场化改革不到位、供给充足性和使用安全性等问题，一直面临着“不尴不尬”的境况。那么，中国天然气发展到底有哪些特点？

　　1、中国是全球第四大天然气生产国、第三大天然气消费国、第一大天然气及LNG进口国。2024年，中国天然气产量2488亿立方米，位列美国（1.14万亿立方米）、俄罗斯（约6820亿立方米）和伊朗（2600亿立方米左右）之后，为全球第四位。2024年，中国天然气消费量4222亿立方米，位列美国（约9000亿立方米）、俄罗斯（约4700亿立方米）之后，为全球第三位。2024年，中国进口天然气（含LNG）1841亿立方米，其中管道天然气761亿立方米、LNG7820万吨（折合天然气1079亿立方米），继续维持全球第一大天然气及LNG进口国地位。

　　2、天然气消费快速增长。进入21世纪，中国的天然气消费年均复合增长率达到13%。2007年，曾创下同比上年增加23.8%的纪录，但近3年一直低于8%。中国天然气消费量由2000年的不到300亿立方米，快速增长到2024年的4222亿立方米，25年时间里翻了近４倍。受宏观经济、新兴产业、国际气价下跌等影响，2024全年天然气消费量同比增长7.8%，占一次能源消费的9.2%。截至目前，中国形成了城燃、工业燃料、发电、化工为主的利用结构，这四大领域分别占天然气用量的36.4%、38.7%、15.7%和9.3%。2024年，天然气需求增长驱动因素发生新变化，交通用气支撑城燃用气快速增长，工业和发电用气较快增长，化肥化工用气小幅增长。

　　3、近两年，LNG重卡成为拉动中国天然气及LNG消费量增长的首要动力。重型卡车由于其运载量大、长距离运输等特点一直是支持中国工业化和制造业“世界工厂”的绝对运输主力，长期以来，驱动重卡的燃料一直是柴油。但近年来，车用LNG价格持续处于经济性区间，全年LNG与柴油等热值比价为58%（即燃烧LNG的成本只是柴油的2/3），达历史相对低位，经济性优势显著。这就导致LNG重卡销量出现爆发式增长，2024年全年销量达到18万辆，同比增长17%；LNG重卡保有量接近80万辆。由于LNG重卡的替代等因素，全年全国柴油的替代量高达2500万吨。全国柴油消费自2019年以来已经进入下降通道。

　　4、天然气发电加快发展，与新能源、水电协同作用日益增强。近年来，太阳能光伏发电和风电发展一骑绝尘，其新增发展装机速度和规模已经遥遥领先于火电装机，但其间歇性、不稳定性也持续成为其发展的短板。为平稳电力供应，构建多渠道、多品种的调峰电源，弥补峰谷差成为必然，而天然气发电就是一个重要选项。2024年，广东、四川、安徽、海南等地天然气发电项目加速落地，气电新增装机近1900万千瓦，创历史新高。与此同时，工业用气稳健增长，“新三样”拉动作用显现。

　　5、非常规天然气（含致密气）增储上产势头强劲。2024年，新增天然气探明地质储量近1.6万亿立方米（包含页岩气和煤层气），达历史高点。中国天然气产量2488亿立方米，增量超130亿立方米，连续8年增产超100亿立方米。值得一提的是，2024年中国非常规气（含长庆油田生产的致密气等）产量近1000亿立方米，占总产量的40%左右。其中，煤层气超160亿立方米；页岩气超250亿立方米，占中国天然气产量的10%左右。究其原因，中国制定了积极的页岩气产业发展规划与支持政策，用6年的时间实现页岩气产量超100亿立方米，又用2年的时间实现产量翻番。

　　6、多元化进口格局体系日臻完善。中国已经成功构筑横跨我国西北、东北和西南边境的跨国天然气进口通道，并从东部海上大规模进口LNG。其中，西北通道以中国—中亚天然气管道系统为主，目前的输送能力为550亿立方米/年；东北通道以中俄天然气管道为主，目前已建成380亿立方米/年的输送能力；西南通道以中缅天然气管道为主，设计输量120亿立方米/年。2024年，我国进口天然气1841亿立方米，增速11.2%。其中，管道气进口量761亿立方米，同比增长13.4%，土库曼斯坦是最大的管道气来源国；LNG进口量7820万吨（约1079亿立方米），同比增长9.7%，澳大利亚为最大的LNG来源国，占比34%。

　　7、天然气需求仍具有较大潜力，至少还有10年的快速发展期。综合研判认为：2025—2035年是天然气发展快速增长期。这一时期，天然气重点保障民生、发电用能及在工业、交通等领域助力能源转型和产业升级，需求较快增长。预计2035年中国天然气需求达到6200亿立方米。2035—2040年是天然气发展的峰值平台期。这一时期，天然气需求保持在6000亿～6500亿立方米/年，天然气充分发挥为电力系统调节作用，并在远洋船运等难电气化领域持续替代高污染燃料。2040—2060年是天然气发展的消费回落期。这一时期，天然气成为新型能源体系重要保障能源，以“天然气+CCUS”集中式脱碳利用为主要模式。

　　8、未来10～15年，天然气在工业、发电、城市燃气等领域将继续发挥重要作用。其中，工业用气增量最大，主要受“气代煤”规模增长、新兴产业需求影响，预计“十五五”期间用气量年均增速4.1%；发电用气增速最快，气电投产高峰、新能源大基地配套气电项目拉动需求，预计“十五五”期间年均增速7.8%；城市燃气稳步增长，预计2030年城市燃气用气量将达1860亿立方米，预计“十五五”期间年均增速3.5%；化肥化工用气持稳，受政策影响，未来增长规模有限，预计2030年用气量410亿立方米，预计“十五五”期间年均增速0.5%。

　　9、天然气发电在我国新型电力系统中将发挥重要作用。相对于煤电深度调峰改造、抽水蓄能、电化学储能等调峰用能形式，天然气发电调峰具有启停速度快（100%全负荷启动只需9～10分钟、且是100%的基荷电源）、应用场景多元（适合在可再生能源富集区与负荷中心建设），以及占地少、用水量少、建设周期短等优势。一方面，气电可作为灵活性电源支撑可再生能源大规模发展；另一方面，气电可为重点区域提供增量清洁电力。预计到“十五五”末，气电装机由目前的1.45亿千瓦规模增至4亿千瓦，占比由4.3%增至4.4%。

　　10、2035年前后，天然气消费在我国用能结构中占比将达到15%。能否实现15%的规划目标，主要取决于天然气发电能否取得重大突破。按照规划，2035年我国天然气消费量将突破6000亿立方米，甚至可以达到7000亿～8000亿立方米。实现该目标的前提是天然气利用必须变得更加经济和安全。截至目前，气电成本明显高于其他电源成本与电力市场现货交易价格（天然气度电成本依然在0.5元以上，高于煤电、水电、核电和太阳能发电），在电力系统中缺乏竞争优势。这导致发电企业气电投资积极性受挫，中长期气电发展前景不确定性加大。未来，需要一次力度更大的“价格闯关”和市场化。