2023年中国天然气市场新趋势
消费量历史性下降、LNG进口量多年来首降，2022年的中国天然气市场经历了21世纪以来最不平凡的一年。2023年，乌克兰危机影响减弱，国际天然气价格恢复至危机前水平，国内经济在新冠疫情政策调整后，平稳运行并重新焕发活力，油气体制改革逐步深化，新型能源系统加快构建，国内天然气市场呈现明显复苏趋势，一季度全国天然气表观消费量974.8亿立方米，同比增长3.1%；3月天然气表观消费量338.9亿立方米，同比增长9.3%。
国内增产力度不减、进口渠道持续拓宽供应能力持续夯实
外部环境风云莫测，国内油气公司始终认真履行保供应、稳民生的使命责任，保障天然气产量有序接替，维持国产气稳定增产；海外天然气多渠道进口，特别是中俄东线气量稳步提升；预计全年天然气总供应量3970亿立方米左右，同比上涨6%。
新项目、新技术有力支撑国产气供应“底气”。2023年是“七年行动计划”的第5年，国内能源企业将持续加大勘探开发力度，预计全年国内天然气产量2320亿立方米左右，同比上涨5%，增产100亿立方米以上。
以三大石油公司为代表的油气企业继续聚焦主责主业，在勘探、开发、生产等环节，均维持较高的投资强度，在新层系新领域不断取得新突破，加速推进新项目产能建设，严控老油气田递减率，增产保供，做好国民经济的“压舱石”和能源供给的稳定器。
中国石油将重点推进塔里木盆地富东1井、准噶尔盆地天湾1井等上年度取得重大突破区块的勘探开发进程，尽快实现储量向产量转化。中国石化于今年5月开钻的“深地一号”跃进3-3井将亚洲最深井纪录提升至9472米，同时“深地一号”顺北油气田10X井测试获得高产油气流，日产气60万立方米。中国海油坚持油气并举、稳油增气的发展策略，在琼东南盆地发现的我国首个深水深层大气田宝岛21-1，探明地质储量超过500亿立方米，未来将对我国天然气供应提供有力支撑。
中亚管道不确定性持续，中俄管道稳定增长。中俄管道合同增量将达70亿立方米/年，或成为2023年进口管道气唯一增量来源。土库曼斯坦、哈萨克斯坦及乌兹别克斯坦在2022年底至今年年初，分别受设备故障、本国采暖及化工等用气需求增长等因素影响短供或停供，同时，哈萨克斯坦供气合同于今年10月到期，中亚管道输气量不确定性将在2023年持续。中缅管道预计仍受上游气田产量递减和缅甸本国需求增长影响，供应量持续小幅下降。预计全年管道气进口量690亿立方米左右，同比上涨约8%。
进口LNG增速转正，海外资源再获新突破。在我国近两年签署的LNG中长期购销合同中，约有1200万吨/年的合同气量自2023年开始供应，推升LNG进口量，但现货进口存在一定不确定性，预计全年LNG进口量970亿立方米，同比上涨9%。国内能源企业在确保LNG长协稳定供应、充分发挥LNG现货灵活性的同时，不断寻找海外资源，拓展上游链条。4月，中国石化宣布参股目前全球规模最大的LNG项目——卡塔尔北部气田扩能项目（NFE），根据协议，卡塔尔能源公司将向中国石化转让北部气田扩能项目1.25%的股份。（能源情报备注：6月份中石油也获得了同等的权益）此次对国际LNG资源的投资布局，是国内石油公司提升清洁能源供应的安全性、稳定性和可靠性做出的重要举措。
经济加速复苏、多项利好政策出台天然气消费触底反弹
随着国内生产、生活、运输等方面恢复正常，工商业等部门有较大需求增长空间，同时天然气作为碳达峰进程中助力新能源发电规模化发展的重要调峰能源，将发挥更为重要的作用。2023年，天然气消费量将重回正增长，预计全年消费量3880亿立方米左右，同比上涨6%。
新型城镇化进程提速，推动城市燃气用气量稳步提升。受人民生活水平日益提高、“双碳”目标等因素驱动，多省市持续实施“镇镇通”“村村通”工程，我国城镇燃气天然气普及率持续增长。《“十四五”全国城市基础设施建设规划》提出，到2025年城镇管道燃气普及率要由2020年的75.7%涨至85%，推升居民及商业用气总量。为有效降低汽车污染排放、持续提高生态绿色发展水平，国家相继出台《“十四五”节能减排综合工作方案》《2030年前碳达峰行动方案》等多项政策，支持车船使用LNG作为燃料，加快推进天然气在交通领域的高效利用及加注站等基础设施建设，交通用气需求将有所增长。预计2023年城市燃气用气需求同比上涨约6%。
经济引擎有力推动工业发展，工业用气增速由负转正。今年一季度，疫情防控较快平稳转段，各项稳增长、稳就业、稳物价政策举措持续发力，国民经济企稳回升，我国GDP增速恢复至4.5%，实现良好开局。强有力的经济引擎推动工业生产稳步恢复，企业预期总体改善，推升工业用气存量需求。随着“双碳”战略持续推进，国家及各省市相继出台《工业领域碳达峰实施方案》等“工业绿色发展”相关政策，推动工业绿色低碳循环加快发展，工业领域“煤改气”工程有序推进，新增部分将以“稳”为立足点，保障行业用气稳定。预计2023年工业燃料用气需求同比上涨约5%。
清洁能源利用政策支持燃气发电用气增速反弹。随着绿色低碳转型加速、可再生能源在电力体系的比例不断增加，调峰能力强、升降负荷快、受限制条件少的燃气发电仍有较大发展空间。
一是在清洁能源利用相关政策支持下，燃气发电产能稳健增长，预计2023年燃气装机增速11%，较上年增加4个百分点，为燃气发电提供增长潜力。
二是用电需求快速增长拉动发电用气。宏观经济运行总体回升将促进电力需求增长，中电联预计2023年全社会用电量9.15万亿千瓦时，同比增长6%左右，夏季（6月至8月）可能出现区域性气象干旱，将对当地电力供应以及电力外送产生影响，气电调峰调频作用凸显。
三是上网电价市场化改革逐步深化，价格传导机制加快完善，同时，天然气管道互联互通水平持续提升以及LNG接收站建设稳步推进，相关省份天然气供应更趋多元，为燃气发电提供更加稳定的价格及资源保障。预计2023年燃气发电用气需求同比上涨约7%。
储运设施建设取得显著进展“全国一张网”供应格局基本形成
新形势下，构建足够规模的储气设施、足够辐射范围的管网体系，是我国天然气市场迈向更高质量发展的重要基础保障。近年来，我国天然气储运基础设施建设加快推进。
一是储气规模持续提升。白驹河、白15、苏东39-61等储气库建成投产，22万立方米、27万立方米等大容量LNG储罐成功升顶，我国应急调峰保障能力稳步提升。截至2022年底，我国已建成22座地下储气库群，实际工作气量约192亿立方米，LNG接收站储存能力约110亿立方米。
二是管网系统供应能力进一步提升。截至2022年底，我国长输天然气管道约12万千米。此外，京津冀、长三角和珠三角等区域性天然气管网，以及浙江省、山东省等省级天然气管网不断完善。国家管网成立后，广东、海南、浙江等多省省网完成市场化融入，国家天然气管网运营机制改革持续推进，“全国一张网”供气格局逐步建立。
上下游价格联动提速油气体制市场化改革持续深化
近几年，天然气价格体制改革不断推进，产业链价格联动机制、基础设施服务价格监管日趋完善，有力保障了天然气市场稳定。
一方面，2022年国际天然气价格高位震荡，上海、天津、广州等多地启动上下游天然气价格联动机制，进一步发挥价格杠杆调节供需的积极作用，理顺天然气市场供需关系，及时疏导价格锚段，保障用气需求。2023年，全国“两会”提出“建立健全城镇燃气终端销售价格与采购成本联动机制”，国家发展改革委围绕“研究完善联动机制”进行实地调研，各省市持续出台相关政策，天然气上下游价格联动有望年内提速。
另一方面，国家在2022年首次专门就接收站气化服务价格制定了政策文件《关于完善进口液化天然气接收站气化服务定价机制的指导意见》，出台LNG接收站气化服务定价新机制，对LNG接收站气化服务定价机制提出统一定价方式、定价项目、定价方法、明确价格校核周期等规范内容；统一服务价格体系有利于更好地规范管理市场，同时明确的气化价格定价机制将吸引更多LNG贸易商，助力形成良性竞争的天然气市场。
2022年，我国天然气行业发展虽然有暂时的波动，但从中长期来看，随着我国能源结构不断优化，作为低碳化石能源，天然气需求仍有一定的提升空间；同时，受天然气大规模利用在全球能源减污降碳进程中起着至关重要的作用、天然气基础设施建设夯实行业发展的根基、全球可再生能源快速扩张背景下天然气将在迎峰度夏及迎峰度冬期间发挥重要的调峰作用等因素支撑，天然气仍是我国能源结构转型路径上的关键一环，也将在新型能源体系中占据重要地位。
未来，在中国式现代化进程中，天然气行业依靠改革创新注入的市场活力，将构建更高质量的行业发展格局，更加从容地应对内外部环境新挑战。
