□粟科华 周慧羚 张 晓 徐玮琪

    天然气消费规模止跌回升，仍以复苏为主

    2023年，我国宏观经济总体回升向好，国际天然气价格明显回落，推动天然气需求止跌回升。初步统计，全国天然气消费规模3919亿立方米，比2022年增长289亿立方米，增速8%，重回增长轨道。分季度看，一季度在宏观经济复苏推动下止跌回升，天然气消费量1067亿立方米，同比增长2.6%；二、三季度受国际气价回落和去年低基数影响增速显著加快，消费规模分别为855亿和914亿立方米，同比增速在10%以上；四季度受气候偏暖、宏观经济再次放缓和基数抬高影响，天然气消费量1064亿立方米，同比增速回落至8.6%。

    天然气市场的明显回暖建立在2022年历史性下降的基础上。如排除2022年基数影响，2021~2023年年均复合增长率为3%，明显低于2019~2023年6.6%的复合增长率，表明当前需求增长仍以疫情之后的“复苏”为主。

    四大用气领域消费全面增长，城镇燃气成为最大增量来源

    2023年以来，四大用气领域的天然气消费均实现了增长，但不同结构之间增速出现较大差异。

    城镇燃气包括居民生活、工商服务业、燃气采暖和车船交通四类用气，实现快速增长。工商服务业用气伴随着疫情防控措施优化后餐饮业和服务业消费的快速回暖出现明显增长，车船交通用气更是在LNG重卡、内河/沿海LNG船舶支撑下快速增长，2023年12月的全国性降温也助推了燃气采暖需求，带动城镇燃气消费快速增长。初步统计全年城镇燃气规模1508亿立方米，比2022年增长8.6%；在天然气总消费量中占比38.5%，比2022年提高0.4个百分点。

    工业燃料用气规模与宏观经济走势密切相关，行业活跃程度不足影响用气增长。2023年全国规模以上工业增加值比2022年增长4.6%，进出口总额与2022年持平，均低于同期社会消费品零售总额7.2%的增速。受此影响，工业燃料用气增速弱于城镇燃气。初步统计全年工业燃料用气规模1470亿立方米，比2022年增长7.9%；在天然气总消费量中占比37.5%，比2022年提高0.1个百分点。

    发电用气主要供应燃气电厂和天然气分布式能源项目，由于气电相对煤电、可再生电经济性处于劣势，其用气量主要由电力供需情况决定。2023年上半年国内降水持续偏少，水电发电量下降22.9%，电力供需缺口扩大带动气电需求增长，同比增速达到12.8%；下半年随着水电出力改善，气电需求快速回落，用气量与2022年同期持平。初步统计全年发电用气量632亿立方米，比2022年增长4.3%；在天然气总消费量中占比16.1%，比2022年下降0.5个百分点。

    化工用气通常发挥调峰作用，用气规模与天然气紧张程度呈反比，在行业复苏和农事需求驱动下平稳增长。2023年，我国天然气供需格局宽松，气头化肥、化纤企业开工率提升，春耕夏收等农事活动也带动化肥需求增长。初步统计全年化工用气规模310亿立方米，比2022年增长6.8%；在天然气总消费量中占比7.9%，比2022年下降0.1个百分点。

    供应可靠性持续提升，再次成为LNG最大进口国

    2023年天然气供应规模（国产+进口-出口）3940亿立方米，比2022年增长7.4%。其中，国产气2297亿立方米，增长5.8%，与近5年平均增速持平；进口管道气682亿立方米，比上年增长6.1%；进口LNG1006亿立方米，比上年增长12.6%。

    2023年初，中亚管道多次发生短供、断供，导致进口管道气量上半年增速降至3.7%。我国和中亚国家多次互访推动能源合作，加之俄罗斯打通对中亚国家天然气出口通道，缓解了中亚国家天然气本国消费和出口矛盾，进口管道气的供应平稳性得到明显提升。

    在新增长协履约和国际气价下行两方面因素推动下，我国LNG进口规模明显增长，再次超过日本成为全球最大LNG进口国，但仍低于2021年历史峰值。

    进口气价格回落，带动LNG重卡爆发式增长

    得益于国际油气价格变化，2023年进口气价格明显回落。根据海关统计数据，2023年进口气加权均价2.69元/立方米，比2022年下降12.1%。其中，进口LNG3.17元/立方米，降幅19.4%；进口管道气受价格挂钩原油且存在滞后期影响上涨至2元/立方米，涨幅7.4%。

    受国内外气价整体下行影响，2023年我国LNG液态（含内陆液厂和沿海LNG接收站液态出货）出厂价格明显下滑，全年均价回落至5137元/吨，比2022年下降1816元/吨，降幅35%。

    LNG重卡经济性凸显，出现了近年来少有的爆发式增长。

    行业改革再接再厉，价格坚冰得以打破

    2023年，国家能源局发布《天然气利用政策（征求意见稿）》，距上一版本发布已有11年之久，终端价格联动机制部分理顺，“按区定价”管输费运价率重新核定，标志着天然气行业改革继续深入推进。上半年，国家发展改革委要求建立健全天然气上下游价格联动机制，要求燃气企业终端销售价格与采购价格（含管输费）实行定期联动。此后，各地调整终端销售价格的步伐明显加快。

    11月，国家发展改革委按区核定了跨省天然气管道运价率，标志着《天然气管道运输价格管理办法（暂行）》最终落地。本次核价后，现行的按法人管理的“一企一价”体系将改为按地域管理的“一区一价”体系，运价率从20个简化为4个；新价格较2019年公布的运价率总体回落，国家管网公司所属管道加权平均运价率预计将下降2%~3%，释放了中游改革红利，但增加了非国网管道的生存压力。

    储气设施经营再上台阶，品种明显增加

    随着近年来储气能力快速增长，储气设施现有的“夏储冬销”经营模式逐渐暴露出盈利模式单一、抗风险能力差的问题，经营企业也在积极探索新的市场化交易品种。

    储气库方面，已延续多年的文23储气库年度线上库容交易升级为3年以上中长期储气库服务，金坛储气库也开展了首次线上库容交易；除传统库容产品外，国家管网还利用管输优势开展了“储运通”“枢纽点存气”等“储气+管输”的组合服务。

    LNG接收站方面，保税、加注和再出口业务成为年度亮点。2023年深圳大鹏LNG、大连LNG保税罐先后获得海关批复，宁波LNG保税罐扩容，标志着我国保税罐规模进一步扩大，并首次延伸到北方地区。中国海油在宁波LNG首次开展保税LNG离岸转口贸易，深圳实现保税LNG海上加注，LNG接收站的经营范围在保税罐加持下进一步拓展，为未来LNG接收站经营转型做出了有益探索。