2022中国能源大数据报告！含电力行业、储能、氢能等领域

中国能源大数据报告（2022）

第二章 煤炭行业发展

本章作者 邱丽静

一、煤炭供需

01原煤产量41.3亿吨，同比增长5.7%，创历史新高

国家统计局数据显示，2021年，全国原煤产量41.3亿吨，同比增长5.7%，原煤生产增速加快。2021年，全国批复核增产能煤矿200处，核增煤炭产能3亿吨/年左右，其中，中央企业核增产能9400万吨/年左右。国务院国资委的信息显示，2021年中央企业煤炭产量首次突破10亿吨大关，创下历史新高。

（数据来源：国家统计局）

图2-1 2012-2021年全国原煤产量及增速

与此同时，煤炭供给体系质量显著提升，大型现代化煤矿成为煤炭生产主体。据统计，截至2021年底，全国煤矿数量减少至4500处以内，120万吨/年及以上大型煤矿产量占比85%左右，其中，建成年产千万吨级煤矿72处、产能11.24亿吨/年，在建千万吨级煤矿24处左右、设计产能3亿吨/年左右，30万吨/年及以下小型煤矿产能占比下降至2%左右。

02煤炭优质产能有序释放，集约开发布局进一步优化

煤炭生产中心加快向资源禀赋好、开采条件好的地区集中。2021年，规模以上煤炭企业原煤产量40.7亿吨，同比增长4.7%，创历史新高。其中，山西、内蒙古、陕西、新疆、贵州、安徽等6个省（区）原煤产量超亿吨，产量合计约占全国的85%，河南和山东退出亿吨煤炭产量省份。

表2-1 2021年规模以上企业原煤产量（按地区）

（数据来源：国家统计局）

03煤炭消费量占能源消费总量比重下降到56%

据国家统计局初步核算，2021年全年能源消费总量52.4亿吨标准煤，比上年增长5.2%。煤炭消费量增长4.6%，煤炭消费量占能源消费总量的56%，比上年下降0.9个百分点。过去十年，煤炭消费量占一次能源消费比重下降了12.5个百分点，尽管该比例持续走低但仍占据半壁江山。

注：煤炭消费量系根据占比计算所得

（数据来源：国家统计局）

图2-2 2012-2021年全国煤炭消费总量及占比

从主要耗煤行业分析，2021年全国煤电发电量同比增长8.6%，成为拉动煤炭消费增长的主要动力；钢铁行业、建材行业主要产品产量由年初的高增长逐步回落至负增长，煤炭需求出现下滑；化工行业原料用煤需求保持增长。

“十四五”是碳达峰的关键期、窗口期，化石能源特别是煤炭消费需合理控制，煤炭消费比重将稳步下降。

04煤炭清洁高效利用取得新进展

我国持续加大煤炭清洁高效利用，在有效支撑我国经济增长的同时，单位国内生产总值煤耗十年下降超过50%。

在推进煤炭消费总量控制方面，煤电机组节能降耗改造持续推进。截至2021年底，火电平均供电煤耗降至302.5克标准煤/千瓦时，比2012年下降了6.9%。持续加强工业各领域节能降耗，依法依规淘汰落后产能，加快推广节能工艺技术设备和电能替代。

现代煤化工向高端化、多元化、低碳化方向发展。中国煤炭工业协会发布的数据显示，2021年，我国煤制油、煤（甲醇）制烯烃、煤制气、煤（合成气）制乙二醇产能分别达到931万吨/年、1672万吨/年、61.25亿立方米/年、675万吨/年。

我国散煤综合治理和煤炭减量替代取得显著成效。据统计，截至2021年，我国已完成超2700万户的散煤治理，替代散煤6000多万吨，京津冀及周边地区和汾渭平原实现PM2.5浓度分别下降41%、32%，重污染天气分别减少66%、58%，这其中散煤治理的贡献约占三分之一。2021年各地因地制宜开展清洁取暖改造，北方地区完成散煤治理约420万户。

05煤矿智能化建设加快推进，生产效率稳步提高

近年来，推进煤炭智能化开采、提升煤机装备制造水平，成为不少煤企转型升级、提升生产效率的主攻方向。据统计，截至2021年底，大型煤炭企业采煤机械化程度提高至98.95%，比2012年提高约17个百分点，全国已建成智能化采掘工作面813个，其中，采煤面477个，掘进面336个。已有29种煤矿机器人在370余处矿井现场应用。

（数据来源：国家矿山安全监察局）

图2-3 智慧矿山建设最新进展

煤矿机械化、智能化水平大幅提升，也助力煤矿生产效率稳步提高、安全生产形势明显好转。大型煤企原煤生产人员效率由2012年的6.437吨/工提升至2021年8.786吨/工；全国煤矿平均百万吨死亡率由2012年的0.374降至2021年的0.044。

二、煤炭市场

01煤炭价格高位运行，多措并举促理性回归

2021年国内煤炭需求旺盛，煤炭价格始终高位运行。4月以来，伴随着迎峰度夏及下游工业需求增速提升，煤炭下游需求增速持续大于原煤产量增速，煤炭供需格局趋紧，煤炭价格持续攀升。特别是进入10月后，煤炭价格快速上涨，连创历史新高。10月22日中国沿海电煤采购价格指数（CECI沿海指数）5500大卡规格品报收于1528元/吨，而动力煤期货10月19日更是一度冲高至1982元/吨，与此同时，环渤海港口现货报价甚至突破了2500元/吨。

此后，通过释放产能、价格治理等多重举措，煤炭价格出现了明显松动，5500大卡动力煤坑口价格降至每吨1000元以下，但此价格依然居于高位。进入11月后，煤炭价格快速回落，开启理性回归之旅。

2021年12月31日，秦皇岛港5500大卡、5000大卡和4500大卡动力煤综合交易价格分别为每吨773元、692元和584元，比2021年11月26日分别回落213元、199元和208元。

（数据来源：秦皇岛煤炭网）

图2-4 2021年环渤海动力煤价格指数走势

02煤炭采选业固定资产投资同比增长11.1%

2021年，煤炭开采和洗选业固定资产投资同比增长11.1%，较上年提升4个百分点，其中民间投资同比增长9.2%。

（数据来源：国家统计局）

图2-5 2020-2021年全国煤炭采选业固定资产投资增速

03煤炭行业营收同比增长58.3%，利润超7000亿元

从粗放式发展转向大型化集约化发展，煤炭行业形势企稳向好。2021年，全国规模以上煤炭企业实现营业收入32896.6亿元，同比增长58.3%。全行业利润总额由2015年低谷时的405亿元增长至2020年的2223亿元，2021年煤炭市场供需两旺，利润超过7000亿元，同比增长212.7%。

（数据来源：国家统计局）

图2-6 2012-2021年全国规模以上煤炭企业营收与利润

04煤炭进口3.23亿吨，同比增长6.6%

2021年全国原煤进口3.23亿吨，同比增长6.6%，创2013年以来新高；原煤出口260万吨，同比下降18.4%。

（数据来源：海关总署）

图2-7 2012-2021年煤炭进出口量

三、煤炭储运

01上半年煤炭库存有所下降，四季度统调电厂存煤水平快速提升

2021上半年我国煤炭库存有所下降，据统计，截至6月底，全国煤炭企业存煤约5000万吨，同比下降26%；其中全国火电厂存煤约1.1亿吨，同比减少2100万吨，可用约18天；主要港口合计存煤6298万吨，同比下降8.3%。

随着全国煤炭产量和市场供应量持续增加，煤炭企业存煤、电厂存煤和港口煤炭场存水平进一步提升。国家发展改革委发布的数据显示，11月10日，全国电厂供煤再次超过800万吨，供煤大于耗煤超过200万吨，电厂存煤达到1.23亿吨，可用天数超过21天，较9月底增加8天。中国煤炭工业协会发布的数据显示，截至2021年12月底，全国煤炭企业存煤约5800万吨，较年初增长5.6%；主要港口存煤5931万吨，较年初增长18.9%；全国电厂存煤约1.68亿吨，同比增长29%，创历史新高。

（数据来源：中国煤炭工业协会）

图2-8 2020-2021年主要煤炭企业月度存煤量

（数据来源：中国煤炭工业协会）

图2-9 2021年全国主要港口煤炭库存变动情况

02煤炭转运能力提高

中国煤炭工业协会发布的数据显示，2021年，全国铁路累计发运煤炭25.8亿吨以上，占全国煤炭产量的62.46%，同比增长8.8%。环渤海七港口发运煤炭8亿吨以上，同比增长8.7%。

（数据来源：中国煤炭工业协会）

图2-10 2020-2021年全国铁路煤炭月度发运量

四、煤炭政策

01煤炭行业采取积极举措保供稳价

2021年9月以来，国内煤炭价格持续上涨，屡创历史新高。为确保煤炭安全稳定供应和冬季供暖，10月8日，国务院常务会议进一步部署做好电力和煤炭等供应，并强调保障能源安全、保障产业链供应链稳定是“六保”的重要内容，要发挥好煤电油气运保障机制作用，有效运用市场化手段和改革措施，保证电力和煤炭等供应。

国家发展改革委牵头会同有关部门通过核增和投产优质产能、适度增加煤炭进口、提升存煤水平、补签煤炭中长期合同、推动将发电供热企业中长期合同占年度用煤量的比重提高到100%、加强煤炭中长期合同履约监管等措施全力保障煤炭安全稳定供应，并及时开展煤炭价格调控、煤炭企业生产成本调查和价格督导，完善煤炭市场价格形成机制，整治哄抬物价、牟取暴利等扰乱市场行为，依《价格法》对煤炭价格实行干预措施，促进煤炭价格回归合理区间。

02设立支持煤炭清洁高效利用专项再贷款

2021年11月8日，央行推出碳减排支持工具，对相关银行发放的符合条件的碳减排贷款提供资金支持。随后11月17日召开的国务院常务会议决定，在前期设立碳减排金融支持工具的基础上，再设立2000亿元支持煤炭清洁高效利用专项再贷款，形成政策规模，推动绿色低碳发展。会议指出，此次设立的2000亿元专项再贷款，按照聚焦重点、更可操作的要求和市场化原则，专项支持煤炭安全高效绿色智能开采、煤炭清洁高效加工、煤电清洁高效利用、工业清洁燃烧和清洁供热、民用清洁采暖、煤炭资源综合利用和大力推进煤层气开发利用。同时会议要求，统筹研究合理降低项目资本金比例、适当税收优惠、加强政府专项债资金支持、加快折旧等措施，加大对煤炭清洁高效利用项目的支持力度。

当前世界局势复杂演变，国际能源价格持续高位波动，对我国能源安全和经济平稳运行带来更大不确定性和挑战。煤炭清洁高效利用专项再贷款的设立有利于充分发挥我国富煤的资源禀赋特点，进一步释放煤炭先进产能，保障能源安全稳定供应，支持经济运行在合理区间。

03《2022年煤炭中长期合同签订履约方案（征求意见稿）》发布

2021年12月3日，国家发展改革委经济运行局起草的《2022年煤炭中长期合同签订履约工作方案（征求意见稿）》（下称《征求意见稿》），由中国煤炭工业协会在“2022年全国煤炭交易会”上发布。价格方面，《征求意见稿》明确了“基准价+浮动价”的定价机制不变，实行月度定价。5500大卡动力煤调整区间在550～850元之间，其中下水煤长协基准价为700元/吨。我国自2016年开始推进煤炭中长期合同工作，执行“基准价+浮动价”的定价机制，2017-2021年5500大卡动力煤基准价一直为535元/吨。此次上调至700元/吨，上调幅度达31%。

浮动价则采用4个价格指数的均值确定综合价格，每月月末计算一次，综合价格相比基准价每升降1元/吨，下月中长期合同价格同向上下浮动0.5元/吨。这也就意味着中长期价格涨跌幅都将比市场波动更平缓。

此外，《征求意见稿》还扩大了2022年的煤炭长协签订范围。供应方面，要求原则上覆盖所有核定产能30万吨/年及以上的煤矿企业，且煤炭企业签订的中长期合同数量达到自有资源量的80%以上；用户方面，要求发电供热企业除进口煤以外的用煤100%签订长协。

04煤矿智能化建设加快推进

2021年，《煤矿智能化建设指南（2021年版）》（下称《指南》）和《智能化示范煤矿验收管理办法（试行）》（下称《办法》）出台，为煤矿智能化建设提供了法规政策依据。《指南》是基于我国现阶段煤矿智能化建设现状、智能化技术与装备研发应用实际确定的技术指导性文件，提出了煤矿智能化建设的原则、目标、技术架构和建设内容，为智能化煤矿建设提供技术路径与方向指引。《指南》提出，重点突破智能化煤矿综合管控平台、智能综采（放）、智能快速掘进、智能主辅运输、智能安全监控、智能选煤厂、智能机器人等系列关键技术与装备，形成智能化煤矿设计、建设、评价、验收等系列技术规范与标准体系，建成一批多种类型、不同模式的智能化煤矿。

《办法》提出，智能化示范建设煤矿验收等级分为初级、中级和高级，井工煤矿应按照建设条件分类后进行评价，配套建设的选煤厂应与煤矿一同验收、分别评级。随着煤矿智能化技术进步、装备水平不断提高以及建设标准逐步完善，不同类别的智能化示范煤矿应按照新的标准迭代升级。

煤矿智能化是煤炭工业高质量发展的核心技术支撑，对实现煤矿减人增安提效、促进能源低碳转型具有重要意义。近年来在政策牵引下我国煤矿智能化技术发展很快，初步实现了不同水平的以“记忆截割为主、人工干预为辅”“无人跟机作业、有人安全巡视”为特征的智能化开采。

05四部门联合印发煤矿生产能力管理办法和核定标准

2021年4月27日，应急管理部、国家矿山安监局、国家发展改革委、国家能源局四部门联合发文，出台新修订的《煤矿生产能力管理办法》（下称《办法》）和《煤矿生产能力核定标准》（下称《标准》）。

超能力组织生产是煤矿重特大事故发生的主要原因之一。《办法》指出，煤矿生产能力是保障煤矿安全生产确定的产量上限，是煤矿依法组织生产，煤炭行业管理部门、煤矿安全监管部门和煤矿安全监察机构依法实施监管监察的依据。《办法》对核增生产能力作出严格限制，强调有下列情形之一的煤矿，不得核增生产能力：安全保障能力建设、机械化改造等不符合《国务院办公厅关于进一步加强煤矿安全生产工作的意见》（国办发〔2013〕99号）有关规定的；重大灾害治理措施不完备的；生产技术、工艺、装备或生产布局不符合国家有关规定的。此外，近两年内连续发生生产安全死亡事故，或发生较大以上生产安全事故的，负责煤矿生产能力核定工作的部门应当组织中介机构评估矿井生产能力是否符合实际。

与《办法》配套的《标准》对如何核定产能作出严格规定，指出核定煤矿生产能力应当逐项核定各主要生产系统（环节）的能力，取其中最低能力为煤矿综合生产能力。开采煤与瓦斯突出、冲击地压煤层的生产矿井，原则上不再扩大生产能力。

中国能源大数据报告（2022）

第三章 石油行业发展

本章作者 杨永明

一、原油供需

01

石油表观消费量约7.15亿吨，同比下降2.3%

根据中石油经济技术研究院的统计数据，2021年，我国石油表观消费量约7.15亿吨、同比下降2.3%，这是多年以来我国石油表观消费量首次出现回落。2021年我国石油需求随疫情反复而持续震荡，二季度以来受2020年高基数影响原油进口量同比大幅回落，导致我国石油表观消费量持续负增长。

注：2020、2021年数据系表观消费量及同比增长

（数据来源：国家统计局、行业统计数据）

图3-1 2012-2021年石油消费量及增速

02

原油产量近2亿吨，同比增长2.1%

国家统计局数据显示，2021年，我国原油产量达到19888.1万吨、同比增长2.1%，这是我国原油产量连续3年回升。其中页岩油实现经济规模生产，产量达240万吨。渤海油田原油产量达3013.2万吨，成为我国第一大原油生产基地，原油增量约占全国原油增量的近50%。

（数据来源：国家统计局）

图3-2 2012-2021年原油产量及增速

2021年，我国石油新增探明地质储量16.4亿吨，创历史新高。页岩油气勘探取得战略性突破，松辽盆地、渤海湾盆地、鄂尔多斯盆地、四川盆地等获重大页岩油发现，西部盆地仍是勘探发现的重点潜力区。

03

原油进口首次回落，同比下降5.4%

海关总署数据显示，2021年，我国进口原油51298万吨、同比下降5.4%，这是多年以来我国原油进口量首次出现回落。原油进口量下降的原因是多方面的：一方面，2020年我国原油进口量刷新历史纪录，国内资源充裕，库存与港口压力显现；另一方面，2021年以来国际油价上涨，进口原油的成本大幅走高，抑制了部分进口需求。2021年，我国石油对外依存度首次下降，降至72%左右。

（数据来源：国家统计局、海关总署）

图3-3 2012-2021年原油进口量及增速

2021年，我国原油进口来源国主要有沙特阿拉伯、俄罗斯、伊拉克、阿曼、安哥拉、阿联酋、巴西和科威特，原油进口量分别为8757万吨、7964万吨、5408万吨、4482万吨、3915万吨、3194万吨、3030万吨和3016万吨。其中从阿曼的原油进口量同比增加18.32%，从巴西的进口量同比减少28.26%。

二、成品油供需

01

成品油供需差收窄

根据中石油经济技术研究院的统计数据，2021年，我国炼油能力持续较快增长，全年总炼油能力升至9.1亿吨/年，其中新增炼油能力3300万吨/年，淘汰落后产能780万吨/年，净增炼油能力2520万吨/年、同比增长2.8%。主营炼厂在做大做强的同时，着力于对现有装置进行结构调整，推进炼化一体化改造升级，地方大型炼化一体化项目加快建设。

国家统计局数据显示，2021年，我国原油加工量70355.4万吨、同比增长4.3%，原油加工量增长快于产能增长。全年成品油三大油品（汽油、煤油、柴油）产量为35738.2万吨、同比增长7.9%。随着国内炼化能力进一步增强，成品油供给量增长。

根据中国石油与化学工业联合会的统计数据，2021年，我国成品油表观消费量达到3.2亿吨、同比增长约10%，其中汽油、柴油需求率先恢复，煤油需求仍低于疫情前水平。随着疫情防控进入常态化，国内全面复工复产，成品油消费总体恢复至疫情前水平。成品油供需差在2020年基础上继续缩窄。

具体来看，汽油方面，2021年，国内乘用车销售市场向好，居民出行意愿持续释放。全年汽油产量为15457.3万吨、同比增长17.4%，表观消费量为14000万吨、同比增长20.7%，汽油供需差较2020年减少约114万吨。

（数据来源：国家统计局、行业统计数据）

图3-4 2012-2021年汽油供需情况

柴油方面，2021年，工业、建筑、交通等高耗能产业持续加快转型升级，对柴油消费起到明显的支撑作用，以房地产为代表的主要用油行业受政策调控影响较大，进一步加快柴油消费的恢复。全年柴油产量为16337万吨、同比增长2.7%，柴油表观消费量为14700万吨、同比增长4.3%，柴油供需差较2020年减少约168万吨。

（数据来源：国家统计局、行业统计数据）

图3-5 2012-2021年柴油供需情况

煤油方面，2021年，国内中短途航线需求逐步恢复常态，但国际航空出行仍然受限，居民出国旅行及商务活动减少，航煤消费仍处于较低水平。全年煤油产量为3943.9万吨、同比下降2.6%，煤油表观消费量为3200万吨、同比下降3.5%，柴油供需差较2020年略有增长。

（数据来源：国家统计局、行业统计数据）

图3-6 2012-2021年煤油供需情况

02

成品油净出口量回落，较上年减少约35万吨

海关总署数据显示，2021年，我国成品油进口量达到2712万吨、同比下降4.0%，成品油出口量达到6031万吨、同比下降2.4%。全年成品油净出口量回落至3319万吨，较2020年减少约35万吨。从国内环境看，基于“双碳”战略及能源安全考虑，为合理调整能源“大进大出”结构，国家调控成品油出口规模，2021年成品油出口配额较2020年缩减2142万吨，减少比率为36.3%。从国外环境看，我国成品油出口主要目的地仍在亚太地区，亚太国家成品油需求量逐渐减少，同时采取更为严格的进口关税和进口限制，一定程度上导致我国成品油出口受阻。

（数据来源：国家统计局、海关总署）

图3-7 2012-2021年成品油进出口量及增速

03

成品油价格调整

2021年，根据现行成品油零售价调价规则，国内成品油共经历了25轮调价窗口期，全年成品油调价呈现出“15涨6跌4搁浅”的格局，跌涨互抵后，年内标准汽油和柴油价格每吨分别累计上调1485元和1430元，折合92号汽油每升累计上涨1.17元，95号汽油每升累计上涨1.23元，0号柴油每升累计上涨1.22元。

表3-1 2021年我国成品油价格调整一览表

（数据来源：国家发展改革委）

三、石油储运

根据行业统计数据，截至2021年底，国内建成油气长输管道总里程累计达到15.0万千米，其中原油管道里程约3.1万千米、占比20.67%，成品油管道里程约3.0万千米、占比20%。

（数据来源：国家统计局、行业统计数据）

图3-8 2012-2021年油气管道累计里程数

2021年，新建成油气长输管道总里程约5414千米，其中原油管道新建成里程1690千米、较2020年增加1594千米，成品油管道新建成里程598千米、较2020年增加598千米。与上年相比，原油、成品油管道建设速度小幅增长。考虑到石油消费即将进入平台期，原油、成品油管道项目开工不足，预计今后建成管道里程数将呈现逐步走低的趋势。

2021年建成或投产的主要原油管道有：日照－濮阳－洛阳原油管道、青淄输油管道（青岛董家口－金诚石化）、日照港－京博原油管道、青岛港输油管道三期南线工程等。2021年续建或开工建设的主要原油管道有：董家口－东营原油管道，监利－潜江输油管道。

2021年建成或投产的主要成品油管道有：日照港－京博成品油管道、苏北成品油管道淮盐支线、四川石化－天府机场航煤输油管线等。2021年续建或开工建设、2022年及以后将建成的主要成品油管道有：三峡枢纽江南成品油管道翻坝项目管道工程，上海石化－闵行油库成品油管道工程项目等。

表3-2 2021年我国建成和在建的原油、成品油管道

（数据来源：根据公开资料整理）

四、石油政策

01

提升国内油气保障能力

2021年3月，《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》首次提出油气核心需求依靠自保，部署了加快深海、深层和非常规油气资源利用，夯实国内产量基础，保持原油和天然气稳产增产，拓展油气进口来源，维护战略通道和关键节点安全等重点任务。4月，国家能源局发布的《2021年能源工作指导意见》提出，推动油气增储上产，确保勘探开发投资力度不减，进一步提升能源储运能力，推进天然气主干管网建设和互联互通，推进“百亿方”级储气库群建设，抓好2021年油气产供储销体系重大工程建设，设定2021年石油产量目标为1.96亿吨左右，天然气产量2025亿立方米左右，同比均保持增长。12月，中央经济工作会议要求，正确认识和把握初级产品供给保障，坚持以人民为中心的发展理念，增强国内资源生产保障能力，加快油气先进开采技术开发应用；确保能源供应，大企业特别是国有企业要带头保供稳价；深入推动能源革命，加快建设能源强国。

02

减税降费加大油气行业支持力度

减免进口环节税收。2021年4月12日，财政部、海关总署、税务总局发布《关于“十四五”期间能源资源勘探开发利用进口税收政策的通知》。为完善能源产供储销体系，加强国内油气勘探开发，支持天然气进口利用，《通知》明确，对在我国陆上特定地区油气勘探开发自营项目、特定的油气勘探开发作业中外合作项目、海上油气勘探开发项目、海上油气管道应急救援项目、煤层气勘探开发项目，进口国内不能生产或性能不能满足需求的，并直接用于勘探开发作业或应急救援的设备、仪器、零附件、专用工具等，免征进口关税和进口环节增值税；对经国家发展改革委核（批）准建设的跨境天然气管道和进口液化天然气接收储运装置项目，以及经省级政府核准的进口液化天然气接收储运装置扩建项目进口的天然气，按一定比例返还进口环节增值税。此举有利于增强我国勘探开发能力和油气应急保障水平，促进天然气资源进口，更好地保障国家能源安全。

延长页岩气资源税优惠政策。2021年3月15日，财政部、税务总局发布《关于延长部分税收优惠政策执行期限的公告》，明确对页岩气资源税减征30%的税收优惠政策于2021年3月31日到期后，执行期限延长至2023年12月31日。优惠政策的延续将对油气企业加大西部地区资源开发、提升非常规天然气产量、保障油气供应安全起到促进作用。

03

规范成品油市场秩序

完善成品油消费税征管。2021年5月12日，财政部、海关总署、税务总局发布《关于对部分成品油征收进口环节消费税的公告》，明确自2021年6月12日起，稀释沥青视同燃料油按1.2元/升的单位税额征收进口环节消费税，混合芳烃、轻循环油均视同石脑油按1.52元/升的单位税额征收进口环节消费税。轻循环油、混合芳烃、稀释沥青通常含有较多芳烃或沥青成分，一般不用作燃油。近年来，这些油品被少数企业大量进口，加工生产为不符合国家标准的燃油，流向非法经营渠道，危害成品油市场公平，存在较大社会安全隐患，造成环境污染。为解决这些问题，国内已将有关产品纳入消费税征收范围，《公告》的发布有利于推动正规成品油市场发展，规范成品油市场秩序，促进公平竞争。

加快成品油市场化进程。2021年7月12日，商务部印发《深化“证照分离”改革进一步激发市场主体发展活力工作实施方案》，推进有关涉企经营许可事项在全国范围内推行“证照分离”改革全覆盖，并在自由贸易试验区加大改革试点力度。《实施方案》明确指出，取消石油成品油批发经营资格初审和审批、石油成品油仓储经营资格初审和审批，成品油零售经营资格审批权限由省级商务部主管部门下放到设区的市级人民政府指定部门，取消申请企业提交成品油供应渠道法律文件相关要求。以上规定降低了成品油经营企业进入成品油市场的门槛，有助于成品油经营企业间的良性竞争。

04

合并重组中化集团与中国化工

2021年3月31日，国资委官网发布消息，经国务院批准，中国中化集团有限公司与中国化工集团有限公司实施联合重组。重组后新公司涵盖生命科学、材料科学、基础化工、环境科学、橡胶轮胎、机械装备、城市运营、产业金融等业务领域，尤其在建筑、交通、新一代信息产业等应用领域突破关键材料瓶颈，提供化工材料综合解决方案；在农业领域，提供高水平的农资与农业综合服务，推动我国农业转型升级；在化工环保业务领域，大力推进节能减排，为我国碳达峰、碳中和目标实现贡献化工行业力量。

除了碳达峰碳中和的推动之外，中化集团和中国化工的重组还离不开央企和国企的改革提速这一背景。此次联合重组将有助于打造一家行业领先的综合性化工集团，加速化学工业供给侧结构性改革和行业转型升级，并进一步优化企业资源配置，形成产业链的有机协同互补，增强科技研发和创新能力。

中国能源大数据报告（2022）

第四章 天然气行业发展

本章作者 杨永明

一、天然气供需

01

天然气消费明显回升，同比增长12.7%

据国家发展改革委运行快报统计，2021年，我国天然气表观消费量达到3726亿立方米、同比增长12.7%。同口径比较，2020年天然气表观消费量3240亿立方米、增幅5.6%，2021年天然气表观消费量回升明显。2021年国内天然气需求增速前高后低，一二季度增速高涨，三四季度则由于能耗双控、国际LNG现货价格走高、冬季气温偏高等因素，需求增速明显放缓。分领域看，工业与发电用气引领天然气需求增长；分地区看，中西部、长三角、西南等地区天然气消费增速较上年有明显上升。

注：2020、2021年数据系表观消费量及同比增长

（数据来源：国家统计局、国家发展改革委）

图4-1 2012-2021年天然气消费量及增速

02

天然气产量首次突破2000亿立方米，同比增长7.8%

国家统计局数据显示，2021年，我国天然气产量达到2075.8亿立方米、同比增长7.8%，这是我国天然气产量首次突破2000亿立方米，也是连续5年增产超过100亿立方米。其中页岩气产量230亿立方米、煤层气利用量77亿立方米，继续保持良好增长势头。我国首个自营超深水大气田——“深海一号”全面投产，首个商业开发的大型页岩气田——涪陵页岩气田累计生产页岩气400亿立方米，创国内页岩气累计产气新纪录。

（数据来源：国家统计局）

图4-2 2012-2021年天然气产量及增速

2021年，我国天然气新增探明地质储量1.63万亿立方米，创历史新高。页岩油气勘探取得战略性突破，页岩气勘探突破4000米深度，海域油气勘探持续呈现新局面。

03

天然气进口大幅提升，同比增长19.9%

海关总署数据显示，2021年，我国进口天然气12136万吨（约1675亿立方米）、同比增长19.9%，其中LNG进口量7893万吨、同比增长18.3%，管道气进口量4243万吨、同比增长22.9%。2021年以来，我国进口天然气价格整体呈大幅增长态势，其中进口管道气价格相对稳定，进口LNG价格涨幅明显。2021年，我国天然气对外依存度继续上升，达到45%左右。

（数据来源：国家统计局、海关总署）

图4-3 2012-2021年天然气进口量及增速

2021年，我国LNG进口来源国为27个国家，较2020年增加了韩国、菲律宾、西班牙以及泰国，其中从澳大利亚进口的LNG数量仍居首位、占进口量的39%，从美国的进口量位居第二、占比11%，随后依次为卡塔尔、马来西亚、印度尼西亚、俄罗斯。我国管道气进口来源国主要有土库曼斯坦、俄罗斯、哈萨克斯坦、乌兹别克斯坦、缅甸，其中我国从俄罗斯进口的管道气大幅增加，同比增长154%。目前俄罗斯已成为我国第二大管道气供应国，哈萨克斯坦因其国内局势及自身产量问题，对我国的供应量略有下滑。

二、天然气储运

01

管道建设趋势向好

根据行业统计数据，截至2021年底，国内建成油气长输管道总里程累计达到15.0万千米，其中天然气管道里程约8.9万千米、占比59.33%。

2021年，新建成油气长输管道总里程约5414千米，其中天然气管道新建成里程约3126千米、较2020年减少1858千米。这是由于2021年新建天然气管道主要为支线和互联互通型管道项目，而同期新开工大型干线管道工程建设周期较长，因此当年新建成管道里程出现一定程度下滑。考虑到“双碳”目标及能源转型相关政策的推动因素，天然气产供储销体系加快建设，后续几年随着天然气干线管道以及沿海LNG接收站配套外输管道等工程的建设，输气管道建成里程将保持较快增长态势。

2021年建成或投产的主要天然气管道有：陕京四线天然气管道张家口支线、应张联络线，海南环岛天然气管网东环线（文昌－琼海－三亚管道），广西输气管道项目粤西支线，粤东LNG接收站配套外输管道，庐江－巢湖－无为天然气管道项目，宣城－黄山天然气干线工程，浙江云和－龙泉天然气管道工程，新疆煤制气管道潜江－韶关输气管道工程（郴州－韶关段），韶关联络线工程（新疆煤制气外输管道韶关站－西气东输二线始兴站），神木－安平煤层气管道工程山西－河北段，忠武线潜湘支线、西三线长沙支线与新疆煤制气外输管道长沙联通工程，威远－乐山输气管道一期工程（威远－井研），西气东输平凉市天然气管道，广东省网茂名－阳江天然气管道，大湘西天然气管道支干线项目（花垣－张家界段），临汾－长治天然气输气管道运城支线，鄂安沧管道－京邯管道连接线项目，汉中－南郑输气管道，新疆温吉桑储气库群温西一库双向输送天然气管道，潮州市天然气高压管道工程潮安干线，河南镇平－邓州天然气管道项目，崇明岛－长兴岛－五号沟LNG接收站管道，广东省网粤西天然气主干管道，以及中科炼化配套输气管道项目东兴支线等。

2021年续建或开工建设、2022年及以后将建成的主要天然气管道有：中俄东线天然气管道南段（永清－上海），蒙西管道项目一期工程，中俄东线济宁支线，西气东输一线延安支线，西气东输三线中段中卫二站工程，山东管网西干线，山东管网西干线支线，山东管网南干线，川气东送殷汇阀室－石台支线天然气管道工程，陕京四线下花园支线涿鹿段，苏州－上海天然气管道联络线工程，陕西留坝－凤县输气管道工程，镇平－邓州天然气管道项目，江苏省沿海输气管道工程南干线（如东－常熟－太仓段），江苏滨海LNG配套输气管线，北京燃气天津南港LNG应急储备项目外输管道，重庆市江津－南川天然气管道项目工程，永州市－邵阳县输气管道工程，温水－习水天然气管道项目工程，海西天然气管网二期工程（福州－三明段），广东省管网县县通工程，贵州省黔南州县县通天然气支线管道工程（长顺支线），贵州天然气县县通工程独山－平塘段等。

02

储气库建设加快推进

根据行业统计数据，截至2021年底，我国累计在役储气库（群）15座，形成储气调峰能力超过170亿立方米，比上年增长超过15%，占2021年全国天然气消费量的4.5%以上，天然气调峰和稳定供气能力进一步增强。

2021年储气库项目建设进展包括：中国石油辽河油田双台子储气库群双6储气库扩容上产工程正式投产，成为我国调峰能力最大的储气库，日采气量在往年的基础上翻一番，大幅提升对东北及京津冀地区冬季天然气保供能力；中国石化加快布局中原储气库群、湖北黄场储气库等重点项目，山东永21、中原卫11、东北孤西、四川清溪等储气库相继投产。

03

LNG接收能力快速增长

根据行业统计数据，截至2021年底，我国已建成的LNG接收站共22座（含转运站），接收能力为10800万吨/年，比上年增加16.5%。已建成LNG储罐92个，总罐容1330.5万立方米，最大可储存79.8亿立方米天然气。根据各LNG接收站公布的设计接收能力测算，2021年LNG接收站平均负荷率为81.1%，比上年提高8.4个百分点；LNG接收站月度负荷率均在70%以上，其中1月最高，达到107%，10月最低，为70.4%。

根据相关报道，中国石油、中国石化、广汇、新奥等公司将加快推动LNG接收站新建及二期扩建项目、重点LNG储运设施、LNG储备基地等项目建设投产。“十四五”末期我国LNG接收站接收能力有望超过1.4亿吨/年。

04

天然气输配体系建设取得新进展

2021年，我国天然气输配体系建设与完善取得新进展。2021年1月，中俄东线天然气管道工程（永清－上海）江苏段第7标段正式点火开焊，中俄东线南段全面开工建设。中俄东线天然气管道全长1509千米，新建管道1243千米，预计2025年建成投产。全线贯通后，中俄东线每年可输送380亿立方米俄罗斯天然气至我国东北、华北、长三角等地区，提高全国油气管网南北方向调气能力以及应急保供能力。

2021年9月，随着西气东输三线中段（中卫-吉安）天然气管道中卫二站开工建设，西气东输三线中段（中卫－吉安）天然气管道工程项目正式启动。该管道全长2090千米，设计年输气量为250亿立方米，建成投产后将打通已建成的西气东输三线西段和东段，实现西部进口气、国产天然气资源和东部主力市场的有效连接，进一步完善我国中东部地区天然气管网布局，助力“十四五”期间构建天然气管道“五纵五横”新格局。

三、天然气价格

2021年，天然气价格一路飙升，国内外气价出现了不同幅度的上涨，淡季不淡特征表现明显。“反季节”“高位”成了当年天然气市场的代名词。究其原因，首先，2021年，随着疫情好转以及新冠疫苗的全球普及，全球工商业开始全面复工复产，天然气消费被不断拉高，供需开始进入紧平衡状态，特别是在我国疫情得到有效防控后，这一特征更为明显。其次，在全球碳排放的相关政策影响下，天然气成为化石能源中的首选。在“碳达峰碳中和”“煤改气”等相关政策的支撑下，我国天然气消费在能源消费中的占比也越来越高。再次，2021年冬季全球再次遭遇“拉尼娜”现象，在各国气象部门的寒冬预警之下，各国积极囤气过冬。从国内情况来看，10月各大油气商也纷纷表态稳产增产、注气存气。进入12月，由于气温未达原先寒冷预期，城燃企业补库存需求较小，国内保供压力得到缓解，天然气现货市场开始出现供大于求的现象，天然气价格开始出现回落。

（数据来源：国家统计局）

图4-4 2021年全国LNG市场价格变动情况

（数据来源：上海石油天然气交易中心）

图4-5 2021年进口LNG到岸价格指数走势

四、天然气政策

01

我国全部油气主干管网实现并网运行

2021年3月31日，国家管网集团与中国石油举行资产交接座谈会，国家管网集团于当日24时接管原中国石油昆仑能源下属北京天然气管道有限公司和大连液化天然气有限公司股权，标志着我国油气体制改革的关键一步——油气主干管网资产整合已全面完成，实现了我国全部油气主干管网并网运行。

国家管网集团称，本次收购的资产中，北京管道公司下属资产主要为陕京管道系统，主要包括陕京一线至四线、永唐秦管道、唐山LNG外输管道、大唐煤制气外输管道北京段、港清线、港清复线、港清三线及（大港、华北）两座储气库群，总里程5387千米。上述管线途经陕西、内蒙古、山西、河北、北京、天津四省两市，连接西北、华北和华东天然气资源，主要服务华北地区与环渤海区域，全年总供气量超350亿立方米，占2020年全国天然气表观消费量的11%，是“全国一张网”不可或缺的重要组成部分。

国家管网集团资产重组交易全部完成，进一步推动了“X+1+X”油气市场体系形成，我国油气体制将更加凸显市场在资源配置中的关键作用。同时，国家管网集团的全国干线油气管网布局更加完善，进一步实现了管网的互联互通，打造“全国一张网”，提升油气资源配置效率，对保障国家能源安全具有重要意义。

02

深化价格机制改革行动方案出台

2021年5月18日，国家发展改革委印发《关于“十四五”时期深化价格机制改革行动方案的通知》，明确到2025年，竞争性领域和环节价格主要由市场决定，网络型自然垄断环节科学定价机制全面确立，能源资源价格形成机制进一步完善。

《行动方案》提出，稳步推进石油天然气价格改革。按照“管住中间、放开两头”的改革方向，根据天然气管网等基础设施独立运营及勘探开发、供气和销售主体多元化进程，稳步推进天然气门站价格市场化改革，完善终端销售价格与采购成本联动机制。积极协调推进城镇燃气配送网络公平开放，减少配气层级，严格监管配气价格，探索推进终端用户销售价格市场化。结合国内外能源市场变化和国内体制机制改革进程，研究完善成品油定价机制。完善天然气管道运输价格形成机制。适应“全国一张网”发展方向，完善天然气管道运输价格形成机制，制定出台新的天然气管道运输定价办法，进一步健全价格监管体系，合理制定管道运输价格。此外，《行动方案》还指出，认真落实关于清理规范城镇供水供电供气供暖行业收费促进行业高质量发展的意见，清理取消不合理收费，加快完善价格形成机制，严格规范价格收费行为。

03

管道运输价格管理新办法落地

2021年6月7日，国家发展改革委印发《天然气管道运输价格管理办法（暂行）》和《天然气管道运输定价成本监审办法（暂行）》，在2016年两个试行办法基础上进一步完善了天然气管道运输价格管理体系。新办法符合国家管网集团成立后管道运输行业主体重构新形势的要求，适应“全国一张网”的发展方向，是天然气市场“管住中间”的进一步深化，顺应了天然气市场化改革的需要。

新办法具有以下四个特点：一是实行区域统一运价率，适当简化运价率体系。新的机制一改此前的“一企一价”，形成西北、西南、东北及中东部四个价区，分区核定运价率，实行“一区一价”。运价率也由此前的15个合并为4个。二是动态调整准许收益率。《价格管理办法》规定，本办法出台后首次核定价格时，准许收益率按8%确定，后续将统筹考虑国家战略、行业发展需要、用户承受能力等因素动态调整。这既保持了政策的衔接和平稳过渡，又为未来预留了调整空间。三是延长管道折旧年限。《成本监审办法》将主要固定资产分11类明确了折旧年限和残值率。考虑天然气管道实际使用寿命，将天然气管道的折旧年限从30年延长到40年。拉长折旧和摊销年限符合行业特点及资产的实际使用情况和经济寿命，可以减少当期折旧和摊销费用，有利于降低当期管输费水平，进而有利于降低用气成本。四是其他市场主体经营的跨省管道暂按现行价格水平执行。《价格管理办法》适用于确定国家管网集团经营的跨省（自治区、直辖市）天然气管道运输价格，其他市场主体经营的类似管道原则上按照国家管网集团价格执行，所有新投产管道按照所属价区运价率执行。这将使国家管网集团管输价格成为管输行业价格标杆，对其他市场主体的管道投资和建设起到鼓励先进和鞭策落后的作用。

04

多家省级天然气管网公司融入国家管网

继2020年广东、海南、湖北等省级管网融入国家管网集团以后，2021年1月，国家管网集团与湖南省政府签署合作协议，双方将尽快完成湖南省级天然气管网平台整合，成立国家管网集团湖南省天然气管网有限公司。2021年4月，国家管网集团与福建省政府签署合作协议，双方同意成立国家管网集团福建省管网有限公司，福建省网以市场化方式融入国家管网。2021年6月，国家管网集团与甘肃省政府签署合作协议，双方成立国家管网集团甘肃省天然气管网有限公司，作为甘肃省天然气管网的唯一建设运营主体。截至2021年底，国家管网集团已与多个省份签署合作协议建立省级管网公司，天然气“全国一张网”全面铺开。

国家管网集团挂牌成立后陆续接管三大石油公司下属的油气基础设施相关资产，油气行业“X+1+X”的格局初步形成。此后，国家管网集团按照《石油天然气管网运营机制改革实施意见》等文件要求，积极引导和推动省级天然气管网公司以全部融入或部分融入的形式融入国家管网集团。省级管网公司成立后，将有效减少该地区天然气管输层级中的“省级管网”环节，有效助力天然气“全国一张网”范围内的集约高效输送，不断释放油气改革红利，促进国家管网集团与各省级管网之间协同、健康发展。

05

组织开展天然气管网和LNG接收站公平开放专项监管

2021年5月31日，国家能源局印发《天然气管网和LNG接收站公平开放专项监管工作方案》。该《方案》在《2021年能源监管重点任务清单》的框架下，细化了专项监管的具体要求。监管内容包括油气体制改革相关要求落实情况、天然气管网设施互联互通和公平接入情况、天然气管网设施公平开放信息公开情况、天然气管网设施公平开放服务和市场交易情况、天然气管网设施公平开放实际运行情况等五方面的内容。

《方案》发布的目的在于推动天然气管网设施公平开放，促进管网设施高效利用，规范管网设施运营企业开放服务行为，主要着眼于检查各地天然气管网设施运营企业对于2019年发布的《油气管网设施公平开放监管办法》及其相关文件的落实情况。《方案》还特别明确监管重点是山西、山东、浙江、安徽、广东、四川、陕西省内的天然气管网设施运营企业。其他省份可由相关派出机构根据实际情况决定是否组织开展。

06

部署开展全国城镇燃气安全排查整治工作

2021年以来，一些地方城镇燃气事故多发频发，燃气安全形势严峻。2021年11月24日，国务院安全生产委员会印发《全国城镇燃气安全排查整治工作方案》，部署开展为期一年的全国城镇燃气安全排查整治，要求各地各有关部门和单位认真贯彻落实党中央、国务院决策部署，坚持长短结合、标本兼治，深刻吸取近年来国内外燃气事故教训，紧盯燃气安全运行重点部位和关键环节，全面排查整治老旧小区、餐饮等公共场所，以及燃气经营、燃气工程、燃气管道设施和燃气具等安全风险和重大隐患，开展综合性、精准化治理。同时，加快完善安全设施，加强预警能力建设，加快推进燃气管网等基础设施更新改造和数字化、智能化安全运行监控能力建设，普及燃气安全检查、应急处置等基本知识，提升燃气安全保障水平。