国内天然气市场分析及压缩机应用简述
2018年，中国天然气市场蓬勃发展，消费量保持快速增长，天然气产量稳定增加，天然气进口量高速增长，对外依存度大幅上升。全国天然气供需总体偏紧，季节性供需矛盾有所好转。2019年，预计中国天然气需求量将较快增长，增速将回落，天然气产量将稳定增加，天然气进口量将保持较快增速。
在天然气工程建设中，天然气压缩机属于核心装备，应用分布于整个油气开发、生产、加工、储运等应用领域，应用范围涵盖天然气的处理、增压、远程输送、注气储存、气举采油、燃料气增压等工艺，特别是在天然气工程建设集输环节占据核心地位。随着天然气产销量的不断增大，天然气压缩机，尤其是随着长输管线压缩机、储气库用压缩机等方面国产化技术水平提高和速度加快，未来的天然气压缩机市场将继续保持稳定增长态势。
一、回顾2018
（1）中国天然气需求分析
天然气消费保持强劲增长。2018年，中国宏观经济平稳运行，环保政策助力天然气市场蓬勃
发展。国家出台多项环保政策，持续推进大气污染防治工作，强化重点地区的民用、采暖、工业等行业煤改气，全国天然气消费量快速增长。估计全年天然气消费量为2766亿立方米，年增量超390亿立方米，增速为16.6%，占一次能源总消费量的7.8%，天然气消费淡季不淡特点突出。
发电、城市燃气、工业用气显著增长，化工用气下降。2018年，估计城市燃气用气量为990亿立方米，增幅为16.2%；工业用气量为911亿立方米，增幅为20.0%；发电用气量为615亿立方米，增幅为23.4%；化工用气由升转降，用气量为250亿立方米，降幅为5.1%。
中东部地区消费量高速增长，西部地区增长较慢。2018年，河北、江苏、广东等省天然气消费量呈阶梯增长，年增量均超过30亿立方米。分区域来看，环渤海地区消费量为590亿立方米，远高于其他地区，增速为22.9%；长三角地区消费量为480亿立方米，同比增长20.0%；中南地区消费量为290亿立方米，增速达19.3%；东南沿海、东北、西南和中西部地区天然气消费量增速分别为16.7%、16.3%、12.1%和11.2%；西北地区天然气消费增长较慢，增速为6.7%。
（2）中国天然气供应分析
国内天然气产量稳步增加。2018年，估计全年天然气产量为1573亿立方米（不含地方企业煤层气），同比增长6.7%，远低于消费增速。其中，煤制气产量为23亿立方米，同比增长4.5%；煤层气产量为50亿立方米，同比增长6.7%；页岩气产量超过110亿立方米，同比增长22.2%。
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天然气进口量增长显著，对外依存度大幅攀升。我国天然气进口量持续高速增长，2018年超过日本成为全球第一大天然气进口国。估计全年天然气进口量为1254亿立方米，同比增长31.7%，高于2017年的24.7%，对外依存度升至45.3%。
管道气进口量快速增加。估计全年管道气进口量为520亿立方米，同比增长20.6%，增量主要来自哈萨克斯坦和乌兹别克斯坦，两国进口气在我国管道气进口中占比25%，较上年提升15个百分点。
LNG进口量高速增长。受市场需求增加以及新LNG接收站投运、新LNG合同进入窗口期等因素影响，估计全年LNG进口量为5400万吨，同比增长41.1%。
供应商签署多项进口LNG购销合同。2018年，中国石油与切尼尔、卡塔尔液化天然气公司
和埃克森美孚签署LNG进口合同。中国海油与马来西亚石油液化天然气公司签署LNG进口合同，加上中国海油早期与BP签署的LNG合同将于2019年履约，新增LNG合同量将超过1000万吨/年。
天然气市场供需偏紧，季节性供需紧张缓解。2018年，中国天然气供应量快速增长，但市场需求增长超出预期，全年资源供应总体偏紧。估计全年供应量为2827亿立方米，同比增长16.4%。天然气市场季节性供需紧张有所缓解。
（3）中国天然气价格分析
天然气价格市场化步伐提速。政府坚持“管住中间，放开两头”的原则，出台多项政策加快天然气价格市场化进程，加强省内管道运输和配气价格监管，广东、广西、宁夏、山西等多省下调城市管网配气费。5月，国家发改委出台《关于理顺居民用气门站价格的通知》，实施居民和非居民用气门站价格并轨，制定上下游天然气价格联动机制，允许一年后居民用气门站价格可上浮，上浮比例不超过20%。
多地调整终端用气价格，实施上下游价格联动机制。根据国家《关于理顺居民用气门站价
格的通知》，各地政府加强价格传导，按照居民承受能力、燃气企业经营状况等因素调整终端价格。目前，北京、天津、沈阳等地已上调居民终端用气价格，并实施上下游价格联动机制。
天然气进口均价大幅上涨。2018年，我国进口天然气价格大幅上涨。1～11月，进口LNG到岸均价为2.19元/立方米，同比上涨19.2%，完税价为2.46元/立方米；进口管道气到岸均价为1.49元/立方米，同比上涨9.7%，完税价为1.65元/立方米。
沪渝交易中心快速发展，再创新交易方式。2018年，上海石油天然气交易中心开展LNG接收站窗口期交易，助推我国天然气市场化改革。截至12月底，管道气单边交易量为240亿立方米，均价为2.06元/立方米；LNG交易量为228万吨，均价为4752元/吨。
重庆石油天然气交易中心5月正式开始交易。截至12月底，管道气单边交易量为63亿立方米，均价为2.12元/立方米；LNG交易量为3.8万吨，均价为3797元/吨。
（4）中国天然气储运发展现状
管道建设稳步推进。2018年底，中国天然气长输管道总里程近7.6万千米。鄂安沧输气管道
一期、蒙西管道一期、中缅管道支干线楚雄至攀枝花天然气管道投产，加上中俄东线、潜江—韶关天然气管道已部分完工，估计全年建成跨省干线管道1540千米。此外，南川水江—涪陵白涛国家重点天然气管道工程开工建设，计划2019年10月投运，建成后将有利于涪陵页岩气外输。区域管网建设持续推进，广东天然气管网粤东、粤西、粤北三地6个主干管网项目动工，计划2020年底建成。
LNG接收站加快投产。截至2018年底，我国LNG接收站总接卸能力达6695万吨/年。我国在建LNG接收站7座，一期接收能力为1620万吨/年。另外，唐山、青岛、如东等LNG接收站开启扩建工程，投产后接收能力将显著提升。
储气库工作气量显著提升，多储气库项目准备启动。2018年，我国已建储气库达容扩容稳步推进，国内第一座民营储气库——港华燃气金坛储气库一期投产，中国石油顾辛庄储气库投运，中国石化文23储气库初步完工。截至2018年底，我国累计建成26座地下储气库，调峰能力达130亿立方米。
天然气基础设施互联互通工程顺利推进。2018年2月，国家发改委发布《关于加快推进2018年天然气基础设施互联互通重点工程有关事项的通知》，部署了十大互联互通重点工
程。截至2018年底，中国海油蒙西管道一期与天津管网、中国石油大港油田滨海分输站与中国石化天津LNG接收站、中缅管道与北海LNG接收站等互联互通工程已经完工投运。川气东送管道与西气东输一线联络线工程即将投产，新奥舟山LNG接收站外输管道与浙江省管网预计2019年建成。
二、展望2019
（1）国内天然气需求快速增长
需求持续较快增长，增速将回落。2019年，国内天然气市场持续快速发展，预计全国天然气消费量为3080亿立方米，同比增长11.4%。
城市燃气和工业用气保持较快增速。2019年，预计城市燃气将延续快速增长态势，同比增长12.1%，至1110亿立方米。在用气结构中，城市燃气占36.0%，工业燃料占33.8%，发电用气占21.9%，化工用气占8.3%。
（2）天然气产量稳增，进口量呈较高增速
国内天然气产量稳定增长。供应商积极增加国内勘探开发投入，加大勘探开发力度。2019年，国内天然气产量将稳定增加，页岩气产量保持较快增速。预计全年国内天然气产量（含煤制气）为1708亿立方米，同比增长8.6%，在供应结构中占比53.5%。预计全年中国天然气市场供需紧平衡，国家将继续推进储气调峰体系建设，季节性供需矛盾将持续好转。
进口量保持较快增长。2019年，中国海油天津LNG接收站、中国海油防城港LNG接收站、唐山和福建莆田LNG接收站三期将投产，中国LNG接收能力将达到7555万吨/年。部分新签LNG进口合同开始履约，LNG现货进口量有所下降，LNG进口总量保持较高增速。中俄东线投产、哈萨克斯坦进口管道气量增加将带动管道气进口量稳步增长。预计全年天然气进口量为1430亿立方米，同比增长14.0%，对外依存度为46.4%。进口气价格方面，预计2019年进口管道气和进口LNG价格将小幅下跌。
三、天然气压缩机应用范围
目前，油气田常用的压缩机主要有往复式和离心式两种，其广泛应用于气田开发中的排水采气、集气处理、增压输入天然气管网、管道增压输送和地下储气库等领域。
（1）排水采气用压缩机
在天然气开采的过程中，气藏会出现压力衰竭现象，为保持气藏压力并持续生产，需要使用压缩机进行增压作业。气举工艺就是借助压缩机将高压气源注入井内，降低注气点至井口的压力梯度，进而降低井底回压，增加生产压差，从而提高流体流速，增加天然气携液能力，进而排出井底积液，使被水淹的井恢复生产并最终实现连续或间歇性生产的排水采气工艺。天然气压缩机在该过程中起到至关重要的作用。
目前，国产排水采气用成橇天然气压缩机组在设计和现场参数方面均接近国外产品，基本可以满足气田气举等排水采气生产工艺的要求。

（2）集气处理用压缩机
随着气井不断开采，井口压力也会随之降低，当压力下降到集气系统压力之下时，就需要采用增压设备将采出的天然气输入到集气管网中。高压集气过程适用的天然气压缩机类型主要是往复式压缩机。在设计机组过程中，重要的技术参数主要有出口压力、进口压力和排气量等。在集气站增压方案中，压缩机出口压力必须大于等于支线和干线的运行压力，
才能保证增压后的天然气顺利进入支线和干线。进口压力则由气田增压稳产期末的井底压力来确定，压缩机安装在集气站内或附近，要求进口压力应与来自气井的天然气进站压力基本保持一致。最后根据场站总处理规模和压缩机台数确定单机功率，一般每个集气站的压缩机台数以3～5台为宜。用于集气处理的压缩机对压力要求不高，一般在8MPa以下，功率等级则根据集气站天然气处理量要求来确定，一般的单机功率在3500kW以内。
目前天然气集气处理过程应用中，国产成套压缩机组在技术参数、最高排气压力和适用范围等方面与国外同等产品的差距在缩小。
（3）管道输送用压缩机
天然气长输管道需要在沿途建立天然气增压站，通过压缩机多次多级增压，才能实现天然气长距离运输，压缩机常被比喻为天然气管道输送的“心脏”。常用于管道输送的天然气压缩机有往复式和离心式两种类型，具体采用哪种类型需要根据管道增压情况以及安装天然气压缩机的环境条件来确定。一般来说，往复式适用于工况不稳定、压力高或超高且流量较小的情况；而离心式适用于处理量大且处理量波动幅度不大（变化范围在70%～120%之间）的情况。按照目前国内外新建的天然气输送管道发展趋势（压力高、口径大且流量高）
，离心式使用范围将越来越广泛。

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