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| 2023年天然气可供资源量相对充足 |
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王晓庆 罗慧慧
2022年，对天然气行业是极不平凡的一年。国际地缘矛盾突出、国内新冠肺炎疫情反复、宏观经济承压，在多种因素影响下，国内天然气消费量出现负增长。鉴于各种气源增量情况、替代能源发展以及国际市场形势，预计2023年我国天然气可供资源量较为充足，可供应增量能够超过需求增量。
2022年回顾 国内天然气消费量首次出现负增长
2022年，国际地缘矛盾突出、国内新冠肺炎疫情反复、宏观经济承压，在多种因素影响下，国内天然气消费量大幅下降。2022年1～10月全国天然气表观消费量2999亿立方米，同比下降1.1%。预计全年全国天然气表观消费量3700亿立方米左右，同比下降1%左右，多年来首次出现负增长。
国际LNG现货价格持续高位震荡，导致我国LNG进口量大幅减少。在乌克兰危机影响下，欧洲来自俄罗斯的管道气供应大幅减少，欧洲进口LNG需求大幅提升（2022年1～11月欧洲进口LNG约1.14亿吨，同比增长61%），国际LNG供需平衡被打破，供应持续紧张，导致东北亚LNG现货价格JKM全年高位震荡。
2022年以来，JKM月度均价在24～55美元/百万英热单位之间波动，2月24日俄乌战争爆发，3月7日JKM创下84.76美元/百万英热单位的历史新高，8月在北溪1线涡轮机事件、欧洲持续高温等影响下，JKM一度突破70美元/百万英热单位。
受国际端影响，我国进口LNG成本大幅上涨，进口量大幅减少。2022年前，我国进口LNG保持快速增长，供应量占全国天然气供应总量的比例从2016年的16%攀升至2021年的29%，是主要增量气源。
2022年，国际LNG现货价格远超国内天然气市场承受能力（JKM按照 40美元/百万英热单位计算，折合气价约10元/立方米），我国LNG进口量多年来首次大幅下降，国产气和进口管道气弥补了进口LNG下降的空间。1～11月，我国进口LNG 5688万吨，同比下降约20.1%；国产气供应1974亿立方米，同比增长6.4%；进口管道气4213万吨，同比增长约9%。
前三季度国内天然气需求总体平淡，供应能够满足需求。2022年前三季度国内天然气消费在疫情频发、气源成本上涨、替代能源发展等因素影响下，除个别时段受气温影响局部区域出现明显增量外，总体需求较为平淡。
从用气结构看，城市燃气稳定增长，2022年1～9月用气910亿立方米，同比增长5.5%；工业用气因受疫情、高气价等因素影响，同比下降4%，用气量977亿立方米；发电受高气价、其他电源供应影响，同比下降5.1%，用气量437亿立方米；化工用气219亿立方米，同比变化不大。
从不同时段看，2022年一季度，除2月中下旬寒潮带来的增量外，其他时段天然气需求平淡。2月中下旬，全国出现大范围的寒潮，叠加春节后复工复产，全国天然气日供气量超过11亿立方米，较寒潮前平均增加1亿立方米/日。
2022年二季度多地出现聚集性疫情，经济复苏步伐放缓，部分工厂因疫情、物流供应链等原因停产减产，能源需求减少，四大行业用气均出现下降，二季度全国整体天然气表观消费量同比下降3.7%。
2022年三季度受高温天气影响，发电用气同比和环比均出现明显增量，但工业用气同比下滑明显，整体天然气消费仍同比下降。8月，广东、浙江、福建等地接连遭遇高温天气，天然气发电发挥灵活调峰作用，用气量同比增长18%。工业用气因高温限电限产、气价以及产品出口减少等原因，用气量环比和同比均减少在10%以上。
采暖季资源准备充足，预计极端天气下供需能够紧平衡。在国家统筹下，各企业资源准备充足，地下储气库注气同比大幅增量，LNG接收站高罐位入冬（罐位达80%以上），下游应急调节预案充分，预计供应整体能够满足需求，但如遇极端天气，供需可能处于紧平衡状态。
2022年11月，受上半月气温偏高、疫情等因素影响，国内整体天然气需求有限，市场供大于求。初步统计当月全国天然气销量约302亿立方米，同比下降4.2%。12月以来，疫情影响下工业需求仍然平淡，但随着各区域陆续降温，采暖市场需求明显增长，近日全国日供气量从寒潮来临前的10.5亿立方米增加至12.6亿～12.8亿立方米，叠加中亚气减量影响，国内天然气市场由11月供大于求转变为供需紧平衡。
后续考虑到寒潮持续周期及疫情影响，下游用气需求仍有较大不确定性。2022年12月末至2023年1月，考虑春节因素，下游将提前停工，预计市场整体供需平稳；如节后返工叠加寒潮，2023年2月中下旬有可能重现紧平衡局面；3月15日供暖季结束，气温逐渐升高，城市燃气需求减少，预计供应紧张的可能性不大。
高气价下，煤炭、非化石能源对天然气的替代愈发明显。煤炭方面，国家持续强调煤炭兜底保供作用，2022年1～10月，全国生产原煤36.9亿吨，同比增长10%，增速创近10年新高。在2022年高气价影响下，天然气发电经济性明显下降，能源企业与政府共同推动多能互保，在天然气发电占比较高的区域实现煤电能开尽开，替代部分天然气发电，降低用能成本。此外，高气价下工业煤改气基本暂停，少量低附加值工业用气转向煤炭等其他能源。
非化石能源方面，近年来，我国非化石能源快速发展，装机规模和比重明显上升。2021年全口径非化石能源装机达11.2亿千瓦，首次超过煤电装机规模，占总发电装机容量比重由2016年的36.6%提升至47%。2022年前三季度全国规模以上电厂发电量同比增长2.2%，其中风电增长15.6%，太阳能增长32.1%，水电增长5%。
国内天然气保供落实有力，但多种因素影响下保供压力加大。2022年以来，在国家高度重视和统筹下，主要供应企业担当作为，积极筹备资源，落实保供要求，并发挥制度优势实现互供互保，切实保障了天然气供应。
以2022年8月为例，广东、浙江、福建、川渝等地接连遭遇了历史罕见的持续高温天气，面临前所未有的长时间高用电负荷及高峰电量，但水电出力明显减少，汛期大面积发电能力不足，发电用气需求大幅攀升，保电保气形势严峻。区域内主要供气企业在政府的统筹下坚定履行保供责任，临时增产增供，并补充采购了高价国际LNG现货，确保了天然气供应。
天然气保供压力明显加大。一方面，随着天然气消费规模不断增长，市场需求受气温变化、突发事件等因素影响，不确定性加大，资源筹备规模难以精准匹配。另一方面，国际LNG市场紧张，现货价格高企，临时补充现货难度大、成本高，资源成本难以传递。
2023年展望 国内天然气可供应增量或能超过需求增量
考虑国内经济缓慢复苏、煤炭和非化石能源竞争、国际LNG现货价格高位，预计2023年国内天然气需求缺乏快速增长的动力。
宏观经济方面，预计2023年我国经济将保持稳定增长，机构预测GDP增速在5%～6%，但仍将面临疫情、经济增长动能转换、美欧通胀、全球经济增速放缓、地缘冲突等不确定因素，给国内天然气需求带来不确定性。
能源环境方面，2023年，能源安全仍将是能源发展的首要任务，预计煤炭具有持续增产的潜力，供应向宽松化方向发展。
在“双碳”背景下，电力延续绿色低碳转型趋势，中电联预计2022年底非化石能源发电装机将达到13亿千瓦左右，占总装机容量比重首次上升至50%左右，2023年非化石能源发电量规模也将进一步扩大。
国际LNG市场方面，预计2023年国际LNG市场整体或较2022年有所缓和，但目前JKM远期价格仍在40美元/百万英热单位左右，机构预测2023年JKM当期价格在30美元/百万英热单位上下。在上述环境下，2023年国内天然气需求缺乏快速增长的动力，预计全国天然气消费增速在5%左右，增量约185亿立方米。
预计2023年我国天然气可供资源量较为充足，可供应增量或将超过需求增量。
国产气方面，根据2022年增产情况以及国家增储上产的政策要求，预计2023年可实现增量100亿立方米以上；进口管道气方面，俄气东线将进一步实现增量。
进口LNG方面，我国近两年新签署了一些LNG长期合同，预计2023年新增长协量800万～1000万吨。即使不考虑现货进口，可供应增量已超过需求增量，2023年我国天然气资源供应将更有保障。
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