图4-3 2011-2020年天然气进口量及增速
我国天然气进口主体和进口来源均呈现多元化特征。主要进口企业中，城市燃气、电力等“三桶油”以外的企业已形成LNG进口第二梯队。 2020年进口量增速将超过70%，进口量占比11%，创历史新高。新高。进口来源国中有24个LNG进口来源国，其中澳大利亚仍居首位，占进口量的46%，卡塔尔位居第二，其次是马来西亚和印度尼西亚；管道气进口量排名前五的来源国是土库曼斯坦。斯坦、乌兹别克斯坦、哈萨克斯坦、缅甸、俄罗斯。
二、天然气储运
1.管线构建速度大幅提升
2020年我国将新建天然气管道约4984公里，比2019年增加2765公里。与2019年相比，天然气管道建设速度呈现明显增长趋势。到2020年底，我国已建成天然气管道约6万公里。 2020年续建或开工、2021年及以后建成的天然气管道总里程预计3050公里，建设趋势仍向好。
2020年建成或投产的主要天然气管道包括：中俄东线（长岭-永庆）中段、明水-哈尔滨支线、清宁（青岛-南京）天然气管道、西气东输三线至闽粤支干线、深圳液化天然气（LNG）接收站外管、新澳舟山LNG接收站外管、西气东输福州接驳线（福州西三线末站——中海油福建LNG青口分输站）、广东省“2021工程”、云南能源投资有限公司吕梁支线（吕梁终点站——昭跨）、潞西——弥勒——开元支线潞西—弥勒段、宁海—象山天然气管道、济南东侧城市天然气管道改线工程、中国华电启东（启东—南通）天然气管道、中海油南海天然气管道高栏分公司、中石化中石化gke炼化配套管道、“川气东送”及港华输气管道工程、新疆煤制气管道潜江-郴州段、丽水-龙游天然气管道一期、沁深管道天然气管道朝阳支线、河南开发燃气有限公司“唐邑线”防城-南诏、社旗天然气支线工程（南阳支线）、山东临沂能源公司临朐-沂水天然气管道、临沧天然气管道支线一期工程、 “湖南气化”郴州-贵阳段等
2020年继续或开工建设，2021年及以后建成的主要天然气管道包括：中俄东线天然气管道南段、中俄安平-临沂段东线、南干线、西干线、西干线支线、忠武线千祥支线、西三线长沙支线、中石化新疆煤制气管道湖南长沙联通、西久镇-习水县天然气管道、广西天然气支线管网潞川天然气支线工程、神木-安平煤层气管道工程山西-河北段、蒲番台（濮阳） ——荻县—太前）输气管道、临油—宝鸡输气管道、“湖南气化工程”贵阳—临武段。
2.储气库建设继续推进
2020年我国储气量将达到147亿立方米，比2019年略有增加，占全国天然气年消费总量的4.5%。
2020年储气库项目建设进展包括：新疆文吉桑储气库集团开工建设、辽河雷61储气库投产、吉林双沱子储气库完成试注、大庆油田升平储气库先导试验井等.，主要集中在新疆、东北和川渝地区。
3.LNG接收能力快速增长
2020年我国LNG接收站总接收能力达到8700万吨/年，同比增长14.2%，年新增接收能力10.85万吨/年。在建和扩建项目的潜力巨大。如果在建和拟建项目如期完成，预计2025年接收能力接近1.8亿吨/年。
2020年新建的LNG接收站项目包括：广汇启东LNG接收站三期工程，新增16万立方米LNG储罐；上海洋山LNG接收站扩建工程，新增2座20万立方米LNG储罐；浙江宁波LNG接收站二期，新建3座16万立方米LNG储罐；唐山LNG接收站三期，新建16万立方米LNG储罐2座（本期工程共新增16万立方米LNG储罐4座）。上述项目分别提高了江苏、上海、浙江、北京的储备能力，为天然气供应的应急调峰提供了有力保障。
此外，各省市已按照国家要求出台实施文件，明确重点建设任务，完成储气库产能建设目标任务。例如，云南省着力打造“1个地下储气库+6个省级LNG重点储存项目+17个地（市）级LNG重点储存项目”相辅相成的储气系统；江西省重点推进湖口LNG储配工程和樟树地下盐穴储气库前期研究工作；湖北省加快建设以地下盐穴储气库、沿江LNG接收站和大中型LNG储罐为基础的储气系统河南省投资建设江苏滨海LNG接收站LNG储罐满足储气库容量需求，拓宽气源渠道的“苏宇模式”。
4.天然气互联互通项目取得新进展
2020年，我国天然气基础设施互联互通项目将取得新进展。其中，中俄东线天然气管道中段于2020年12月3日正式投入运营。中俄东线是第三条向我国供气的跨境长输天然气管道。继中亚管道和中缅管道之后。中段建成并按期投产后，将与现有的东北、华北管网、陕京管网、大连、唐山LNG、辽河储气库等实现互联互通，可有效实现提升京津冀地区天然气供应能力和调峰应急保障能力。 .
清宁天然气管道于2020年12月15日正式投产，该管道连接华北地区和长三角地区的管网，形成陆上天然气与海外LNG资源的相互保障在东部沿海地区，实现与西气东输、川气东输等东西干线管网的对接。全面提升我国中东部地区天然气应急供应能力。
此外，还有启东天然气管道项目和启东三期LNG接收站项目，均已于2020年12月正式进入试运营阶段，实现了西气东输管网与奇通天然气管道。西气东输福州连接线工程于2020年10月30日正式投产，用于连接西气东输三线东段干线与东部沿海天然气管道网络。 2020年8月26日，川气东输管道金坛输气站至港华气金坛储气库完成调试，实现了川气东输管道与港华气金坛储气库的互联互通.
三、汽油价格
1.非住宅用气淡季提前价
为支持企业复工复产、共渡难关，2020年2月，国家发改委下发通知，分阶段降低非居民用气成本。通知决定，在现行天然气价格机制框架内，提前落实淡季价格政策，尽可能降低企业用气成本。政府指导价的非居民用气，在门站基准价的基础上适当下调，尽量降低价格水平。对化肥等涉及农业生产、受疫情影响较大的行业给予更优惠的供气价格。对已放开价格的非居民用气用户，鼓励天然气生产经营企业根据市场情况与下游用气用户充分协商沟通，降低价格水平。
正常情况下，淡季价格政策的执行期为3月中旬至11月中旬。此次提前实施淡季价格政策，6月底前给予较大价格优惠。测算，2020年2月22日至6月30日，工业燃料和化工用气消耗量为543亿立方米，该政策可为工业企业节约用气成本约120亿元。
2.天然气门站价格移出《中央定价目录》
2020年3月，国家发改委发布新版《价格中央目录》，自2020年5月1日起实施。与2015年发布的目录相比，新版《价格中央目录》巩固了成果我国近几年的价格和收费改革。其中，在天然气领域，删除了此前排名第一的定价项目“各省（区、市）天然气门站价”。而是在目录注释中作出相关规定，规定“海上天然气、页岩气、煤层气、煤制气、液化天然气、直接供用户用气、储气设施购销、在交易平台公开交易，2015年后投产的进口管道天然气，以及有竞争条件的省份天然气门站价格，由市场形成。”此外，新版目录还增加了“跨省（自治区、直辖市）管道运输价格”的定价内容。
新版《中央定价目录》指出各省市在竞争条件下逐步放开门站价格的改革方向。下一步是出台更具体的改革措施，对现有闸门进行有序、差异化改革。价格体系将提高天然气价格的市场化水平。此外，随着国家管网集团后新管道的不断建设，原本用于油气企业内部结算的管道运输价格也逐渐明晰，成为国家管网集团与国家管网集团之间的结算价格。不同的企业。管网定价方法奠定了基础。
3.加强输配气价格监管
2020年7月，国家发展改革委、国家市场监督管理总局发布《关于加强天然气输配价格监管的通知》。 《通知》指出，合理设定全省管道运输价格和城市配气价格。天然气输配价格按照“许可成本+合理收益”的原则确定。各地要按照《关于加强配气价格监管的指导意见》制定配气价格管理办法，自主审批配气价格。
输配电价格的标准化和透明化是天然气价格合理化的重要内容。 《通知》再次强调和重申7%的天然气输配产量上限，旨在降低天然气用户成本，同时兼顾全国各地的多样性，留下大量地方政府自由裁量权，监管逐步走向精简。中长期来看，随着一系列政策措施的逐步奏效，天然气产业链各环节的收益将更加合理，将有效促进天然气产业持续健康有序发展.
4.规范城镇燃气等公用事业收费
2020年12月，国家发展改革委等部门联合印发《关于清洁规范城市供水、供电、供气、供热行业收费促进行业高质量发展的意见》。 《意见》指出，对不合理收费要予以清理和取消。其中，在供气环节，取消燃气企业应通过配气价收回成本的收费项目，与建筑分区红线内的燃气工程安装无关或有已计入工程安装费用的均予以取消。项目。完善配气价格机制。城市燃气配送价格应纳入地方定价目录，实行政府定价或政府指导价。
《意见》将促进公用事业行业规范发展，对政府、企业、用户的权利和义务进行更清晰的界定，从而促使城市燃气公司等公用事业企业规范自身生产经营工作和收费清单，也一定会影响公司的收入。
四、燃气政策
1.加快天然气储备能力建设
2020年4月，国家发改委等五部门联合印发《关于加快天然气储备能力建设的实施意见》。 《意见》指出，对峰谷差大于4:1、6:1、8:1、10:1的地区应予以支持，建设目标应逐步完善。突出规模效应，在北部沿海优先建设地下储气库、液化天然气（LNG）接收站和重点地区大型LNG储罐。鼓励现有LNG接收站扩大储气罐规模，鼓励城市群共建共享储气设施，形成区域储气调峰中心。充分发挥LNG储罐储运适宜、调度运输灵活的特点，推进LNG储罐多式联运试点示范，多措并举提高储气能力。
《意见》针对当前存在的问题，从多方面提出措施，加快储气设施建设，使燃气企业、燃气企业和地方政府的年销售或消费达到到2020年底分别达到10%和5%。%和3天的储气库能力建设目标。预计“十四五”期间，随着各项建设项目的建成投产，全国储气库能力将得到较大提升。沿海地区可以依托储气资源所在的LNG接收站，其他地区可以通过LNG储罐或创新合作模式建设储气库。
2.规范油气管网设施剩余容量计算
2020年4月，国家能源局印发《关于做好油气管网设施剩余容量计算工作的通知（征求意见稿）》，明确指出要规范油气管网设施剩余容量计算工作。油气管网设施运营商剩余产能，完善油气管网设施。管网设施服务水平公平公开，对油气管道、LNG接收站、储气设施等油气管网设施剩余容量计算原则和程序作出具体规范。
油气管网设施剩余容量是指油气管网设施运营商在条件下可以为用户提供的油气输送、储存、气化、装卸、注采等服务能力。保证安全运行的前提。 此前，油气管道、LNG接收站、地下储气库的剩余容量均由总公司自行计算。本征求意见稿有利于计量标准化，便于系统统一运行。油气管网设施剩余容量的计算和披露将为基础设施向第三方开放和公平准入提供条件，也是油气管网设施运营和交易的重要依据管道容量。
目前，油气管网设施剩余容量计算的最终文本尚未公开。 2020年10月，国家管网集团首次披露了天然气管道、LNG接收站、储气库的相关信息，包括当年11月和12月的基本情况和剩余产能；剩余容量。该信息反映了基础设施储备和剩余情况，将为天然气相关企业参与市场、利用管道产能和获取资源提供初步决策参考。
3.开启第四轮页岩气采矿权竞争性转让
2020年11月，自然资源部组织贵州省自然资源厅实施2020年贵州页岩气探矿权挂牌工作。本次挂牌出售的页岩气探矿权为贵州正安中关、吴川大坪、绥阳曲岩1区块、绥阳曲岩2区块、遵义新洲、德江世潮6个区块。期限为 5 年。在中国境内注册且净资产不低于3亿元人民币的境内外公司均可参与页岩气探矿权出让。挂牌转让工作由自然资源部组织实施。
自 2011 年以来，中国共有 7 个具有竞争力的油气勘探区块，其中 3 个为页岩气区块。与前几轮相比，本轮贵州6个页岩气勘探区块采用了新的销售方式，即挂牌，无底价；出售的地块具有价格低、面积小的共同特点；投标人资格不再要求中方控股，外商独资或外商独资企业也符合条件。作为多方进入上游领域的有效勘探，本轮页岩气探矿权出让标志着我国油气勘探开发力度进一步加强，页岩气勘探开发利用进程得到进一步推进。进一步加速。
4.国家管网集团正式并网，“省网”与“国网”融合逐步推进
2020年10月1日，国家管网集团全面接管原属于三大石油公司的相关油气管道基础设施资产（业务）和人员，正式并网运行，统一国家主要油气管道基础设施。部署、统一运行、统一管理。国家管网集团以股权和现金相结合的方式收购三大石油公司及其下属油气管网资产。同时，国家管道集团与中国诚通、中国国信、社保基金、中保投资基金、中投国际、丝路基金等6家投资机构签署现金增资协议。管网集团股权。随着油气主干管道由国家管网集团接管并并网，油气产业中游管输环节与上游勘探开发、下游市场销售分开运营，初步形成“X+1+X”油气市场体系结构。
在现有大型油气企业管网资产划归国家管网集团基本完成后，省管网改造成为当前管网改革的又一重要任务。 2020年9月，国家管网集团与广东省政府签署《广东省天然气管网体系改革战略合作协议》。根据协议，广东省政府与国家管网集团将共同推进省管网与国家管网的整合，通过股权整合的方式成立国家管网集团广东管网有限公司。随后，海南、湖北、湖南、福建等省管网已确定纳入国家管网，为完善“一网全国”创造了良好开端。省管网并入全国管网，可以避免各省天然气管道的重复建设，减少各省之间天然气资源配置的无序竞争，同时便于快速建设降低天然气输送水平，提高输配效率，降低终端用户用气成本，对提高天然气利用规模具有重要意义。
