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| 天然气消费同比下降
国内市场维持紧平衡 |
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□ 北京世创能源咨询有限公司
2022年1~8月，中国天然气消费量同比下降，在中国天然气发展史尚属首次；进口气及终端气价维持高位，LNG现货进口量大幅减少。预计2022年中国天然气市场需求量为3589亿立方米，供应量为3809亿立方米，供需处于紧平衡状态。
2022年，中国天然气市场需求疲软，天然气市场进入调整期。但中国天然气市场长期的成长性不变，呈现天然气保供方式向合同化转变、上下游直接交易使得中间供气环节减少、燃气企业加快整合等市场特点。建议国家政策要持续推动天然气市场发展，并要处理好供应刚性与市场需求弹性之间的关系，向全国推动价格联动机制，加大天然气储备力度。
中国天然气消费量首次出现同比下降 进口及终端气价维持高位 LNG现货进口量大幅减少
历史上首次出现消费量同比下降。1~8月，中国天然气消费量为2309亿立方米，同比减少20亿立方米，同比下降0.8%。除2月高幅度增长和1月、7月略增以外，其余月份消费量均低于去年同期。究其原因，主要是受价格、新冠肺炎疫情、经济形势、煤炭供需形势等因素影响，中国天然气市场低迷，消费量持续数月呈现同比负增长态势。此前，仅有2020年2月出现过同比下降的情况，多月累计同比下降的现象为历史首次。
工业用气是消费量下降最大的领域，发电用气波动明显。从行业来看，今年上半年，在城镇燃气、工业燃料、天然气发电和天然气化工四大天然气利用领域中，仅有城镇燃气消费量较上年同期有所增长，工业、发电、化工均为负增长。下降最大的领域是发电，但进入7~8月以来，受高温、限电等因素影响，发电用气量成功逆袭。截至8月底，下降幅度最大的是工业用气。
长三角区域市场受新冠肺炎疫情影响程度最高。从地区来看，长三角等区域市场受新冠肺炎疫情影响程度最高。长三角地区天然气消费量较高，且主要集中在工业、发电等利用行业，疫情影响的主要用气行业为工业、发电、公服和交通。江苏、浙江、上海是中国排名居前的外贸省市，在第二季度均不同程度受到疫情影响。3个省市4月进出口增速较一季度均出现回落。尤其是出口，上海、江苏4月出口增速分别为-43.8%和-15.1%。5月，长三角地区规模以上工业增加值同比下降3.2%，降幅比4月收窄超过10个百分点，但同比仍为负值。
LNG现货大幅减少导致整体供应量下降。从供应端来看，供应量特别是LNG供应量较上年大幅减少，其他气源平稳小幅增长。1~8月，国产气继续平稳增长，增速为6.5%；进口管道气持续增长，增速为9.3%；进口LNG供应量大幅降低，供应量仅为555亿立方米，较上年同期减少169亿立方米，同比降低23.3%。受LNG现货大幅度减少的影响，1~8月中国天然气总供应量较上年同比减少41亿立方米。
天然气进口价格高涨，价格传导至国内市场。2021年下半年，国际油价开始攀升；2022年3月至今，布伦特原油价格维持在100美元/桶以上。中国进口管道天然气和进口LNG长期合同皆与国际油价挂钩，即使不进口高价LNG现货，中国进口气源价格也处于高位。
进口气源尤其是天然气现货价格高涨之后，国内现货LNG进口量大幅度降低。2022年上半年中国LNG现货进口量不足2021年的1/10，造成国内供应量减少。受上游资源成本高涨和资源供应量减少双重影响，国内终端天然气价格随之上升。上海、北海、河源、漳州、柳州等多个地市提高非居民供气价格，湖南10地市、石家庄、梅州等多地市在采暖季结束后继续延续采暖季非居民用气价格水平。LNG价格指数也较上年大幅提高，其中3~4月全国LNG价格指数同比增长超过了100%，5月增长接近100%，而销售量明显较上年同期降低。
接收站负荷率降低，储气库注气量增加。受进口LNG减少的影响，沿海LNG接收站负荷率普遍降低。以新奥舟山LNG接收站为例，2021年1~8月新奥舟山接收站接收LNG35亿立方米，最大月（1月）进口量超过6亿立方米；2022年1~8月仅接卸LNG12船，下降了近2/3。
随着中原油田卫11、清溪储气库等投产，结合市场疲软态势、现货价格高位、冬季保供储备等因素，4~8月储气库注气量较上年同期增长15%左右。
由于现货价格不稳定，进口资源长期合同量大幅提高。从2021年下半年起，国际LNG现货价格呈现持续上涨趋势，2021年10月以后上涨到35美元/百万英热单位。短期内涨幅高、涨价快，使得现货价格出现大幅波动，中国进口商不再依赖LNG现货进口，有意提高长期合同量。1~8月，LNG长期合同量较上年同期翻了一倍。
天然气市场进入调整期但长期成长性不变 天然气保供方式向合同化转变
预计全年天然气市场需求同比微增，且增量集中在民生用气。居民用气、采暖、公服用气按照历史数据进行延伸预测，预计全年天然气需求增量为77亿立方米。
随着新能源汽车的发展，压缩天然气（CNG）汽车将被新能源车逐步替代。北京、广东等多省市在规划中明确提出发展新能源汽车，且明确具体数量或电动化率。受新冠肺炎疫情影响，预计2022年中国CNG汽车规模低于2021年；LNG重卡数量持续增加，但新增LNG重卡数量降至约3万辆。受经济形势变化和疫情等因素影响，预计重卡行驶里程数较上年有所下降，用气需求减少。受CNG、LNG车辆的数量以及疫情等对交通行业的影响，预计2022年天然气汽车用气需求比上年减少约10亿立方米。
根据各地区燃气发电项目的进展情况，预计2022年新增燃气发电装机容量在750万千瓦左右。根据今年上半年的形势变化，预计2022年用气需求量比上年减少约40亿立方米。
影响工业燃料用气需求的主要因素包括经济发展形势、新冠肺炎疫情、其他能源、天然气价格等。2022年，在中国经济增速下滑、疫情影响加重、煤炭供应宽松、加工贸易出口额下降、天然气价格处于高位、进口LNG现货减少等因素影响下，预计工业燃料用气需求较2021年小幅下降。
2021年中国天然气基尿素产量有所下降，天然气制甲醇产量有所提升，两行业用气总量与2020年基本持平，炼化等其他化工行业用气比2020年减少10亿立方米。2022年，在天然气价格升高、供应形势紧张等背景下，预计尿素、甲醇用气基本持平，炼化等其他化工行业用气将微降。预计2022年化工用气需求量总体呈现微降的趋势。
综合各行业天然气需求预测量，受2022年中国经济增速有所放缓、疫情下半年好转、中国煤炭供应宽松、气价持续高位等因素影响，预计2022年中国天然气市场需求量为3589亿立方米，比上年增加12亿立方米，增速为0.3%，远低于上年增速。
以上数据是在考虑9~12月新冠肺炎疫情好转、资源供应基本保障情况下预测的。目前来看，三季度疫情影响加重，成都、石家庄、深圳、乌鲁木齐等地区疫情严重，能否快速有效控制直接影响天然气汽车和公服用气量，三季度大概率消费量增幅负增长。如果实际情况达不到预期，很可能出现与去年持平甚至消费量下降的情况，且全年消费增幅是正是负，四季度消费量是关键。
年度资源可满足市场需求，但保供能力较弱。结合近两年实际情况，预计国产气增速为6%左右；中俄进口管道气按计划保持增量；进口LNG长期合同全面履行，在2021年基础上增加150亿立方米；由于现货价格偏高，2022年中国进口LNG资源量将比上年大量减少，预计LNG现货进口量仅为上年的10%。
综上所述，2022年中国天然气总供应量预计为3809亿立方米。考虑出口、库存变化、损耗等情况，可供应市场量比上年增加46亿立方米。
在考虑国产气增速达到6%以上，且仍进口部分现货LNG的情况下，年度供应量可以满足市场需求。但是，富余量只有需求总量的1%，供需处于紧平衡状态，供应和保障能力非常脆弱。
高月保供需要保量且要保价。12月为2022年用气量高月，在考虑居民、公服、采暖等民生用气需求较上年增长，交通、工业、化工用气需求与上年同期持平，发电装机规模增加，平均利用小时数与上年同期持平等因素预计，12月市场天然气需求量为404.8亿立方米。若考虑经济复苏因素，工业燃料用气需求较上年同比增长2%，在其他行业不变的情况下，12月天然气需求量为407.8亿立方米。
12月天然气需求增量主要为居民、采暖、公服等刚性需求，以民生气为主。而国际现货价格持续高位，现货LNG补充资源量有限，高月资源供应端弹性变化范围较小，高月保供存在一定压力。
自4月以来，石油公司有意增加储气库储备量，提高冬季储气库调峰能力，以保供采暖季高峰需求，在加强需求侧管理的情况下，大概率能够保供12月市场需求。
随着国家管网集团成立，国内天然气市场保供方式正逐渐向合同化方式转变。合同化保供的核心是保障民生用气量和价，但民生用气量在国内天然气市场中的占比相对较低，不足30%，剩余部分均为非居民用气量。当前，上游资源方的销售策略为合同内资源保证量与价，合同外增量气以市场化的方式进行销售，价格无法保障。高月增量主要以民生气为主，高月保供不仅需要保量而且需要保价。
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