我國天然氣價格改革的邏輯和路徑探討

天然氣是清潔高效的一次能源。近二十年來，我國天然氣消費快速增長，年均增速達13%，已發展成全球第一大進口國和第三大消費國。在此期間，國內天然氣價格形成機制也發生了巨大變化。按照現行市場化價格機制體系，廣義的天然氣價格機制包括上游門站價格機制、中游管道運輸價格機制和終端銷售價格機制?？紤]到門站價格機制由中央層面進行統一管理，且在天然氣價格機制中屬于最典型、最重要的頂層設計，本文重點探討門站價格改革的邏輯和未來改革路徑，輔以必要的其他環節價格論述。

門站價格改革歷程

我國天然氣門站價格改革始于2011年的“兩廣試點”，目前門站環節超過60%的氣量價格已放開由市場形成。改革歷程主要可以分為兩個階段。

階段一：2011—2015年上半年，改革天然氣價格形成機制，理順非居民用氣價格。

2011年，國家發展改革委印發通知，在廣東省和廣西壯族自治區開展天然氣價格形成機制改革試點。主要內容有兩點：一是將出廠價格管理改為門站（上游企業在各省份交氣點）價格管理，門站價格實行最高上限價格管理；二是將以成本加成為主的定價方法改為按“市場凈回值”方法定價，建立天然氣與進口燃料油（工業用氣替代品）和進口液化石油氣（居民用氣替代品）等可替代能源價格掛鉤的動態調整機制。

2013年開始在全國范圍內推廣門站價格機制改革。國家發展改革委印發《關于調整天然氣價格的通知》（發改價格〔2013〕1246號），主要內容包括：一是區分增量氣和存量氣，將存量氣門站價格每立方米提高0.4元（不包括化肥用氣），將增量氣門站價格按照可替代能源價格水平一步調整到位，并不再按用途進行分類；二是存量氣門站價格分三步調整，力爭2015年末調整到位；三是放開國內海上天然氣、頁巖氣、煤層氣、煤制氣出廠價格和液化天然氣（LNG）氣源價格。

2014年8月，國家發展改革委印發《關于調整非居民用存量天然氣價格的通知》（發改價格〔2014〕1835號），將非居民用存量氣門站價格每立方米提高0.4元，進一步放開進口LNG氣源價格和頁巖氣、煤層氣、煤制氣出廠價格。

2015年4月，因掛鉤的可替代能源價格下降，國家發展改革委印發通知，將增量氣門站價格每立方米降低0.44元，存量氣門站價格每立方米提高0.04元，實現增、存量氣價格并軌，完成“三步走”計劃，同時放開除化肥企業外的直供用戶用氣價格。

階段二：2015年下半年以來，深化天然氣價格市場化改革。

2015年11月，國家發展改革委印發《關于降低非居民用天然氣門站價格并進一步推進價格市場化改革的通知》（發改價格〔2015〕2688號），主要內容包括：一是將非居民用氣最高門站價格每立方米降低0.7元，并由最高門站價格管理改為基準門站價格管理；二是將降低后的門站價格作為基準門站價格，供需雙方可在上浮20%、下浮不限的范圍內協商確定具體價格。

2016年10月，為鼓勵投資建設儲氣設施，增強天然氣供應保障能力，國家發展改革委印發《關于明確儲氣設施相關價格政策的通知》（發改價格規〔2016〕2176號），明確放開儲氣服務價格。同年11月，為推進化肥行業供給側結構性改革、促進化解產能過剩矛盾、優化天然氣資源配置，國家發展改革委印發《關于推進化肥用氣價格市場化改革的通知》（發改價格〔2016〕2350號），放開化肥用氣價格。至此，直供用戶用氣門站價格全部放開。2016年11月，國家發展改革委還印發《關于福建省天然氣門站價格政策有關事項的通知》（發改價格〔2016〕2387號），決定在福建省開展門站價格市場化改革試點，門站價格由供需雙方協商確定。

2018年5月，經國務院同意，國家發展改革委印發《關于理順居民用氣門站價格的通知》（發改價格規〔2018〕794號），將居民用氣由最高門站價格管理改為基準門站價格管理，價格水平按非居民用氣基準門站價格安排，實現了居民與非居民用氣門站價格機制統一銜接。居民與非居民門站價格機制并軌后，全國居民用氣平均基準門站價格比改革前上漲每立方米0.35元，漲幅約25%。

經過多年改革后，目前天然氣門站價格呈現政府指導價和市場調節價并存的局面。按照2020年最新版《中央定價目錄》有關規定，海上氣、頁巖氣、煤層氣、煤制氣、液化天然氣、直供用戶用氣、儲氣設施購銷氣、交易平臺公開交易氣，2015年以后投產的進口管道天然氣，以及具備競爭條件省份天然氣的門站價格，由市場形成；其他國產陸上管道天然氣和2014年底前投產的進口管道天然氣門站價格，實行政府指導價管理，企業可以基準門站價格為基礎，在最高上浮20%、下浮不限范圍內自主定價。需要說明的是，這一雙重價格形式，主要是受當前天然氣市場影響。與石油主要依靠進口、價格機制以單一保供為目標不同，我國天然氣進口依存度低于50%，需要兼顧保供和穩價雙重目標，既要放開部分氣量價格，保障上游企業供給積極性，又要適當管制，穩定國內價格。

門站價格改革內在邏輯

（一）基于放開和并軌的技術邏輯

門站價格市場化改革有兩個技術邏輯。一是放開。自2011年以來，政策從不同維度放開了門站價格。例如，從形態角度，放開了液化天然氣價格；從貿易模式角度，放開了直供用戶用氣價格和交易平臺交易氣價格；從勘探開發角度，放開了海上氣價格；從時間角度，放開了2015年以后投產的進口管道氣價格。二是并軌。存量氣和增量氣的并軌、居民和非居民用氣門站價格機制并軌先后實現。目前實行政府指導價管理的居民用氣和非居民用氣門站價格水平已基本并軌；實行市場調節價的氣量，在門站環節已不再區分居民和非居民用氣，實行統一價格。

（二）基于目標導向和問題導向的底層邏輯

首先，我國天然氣價格改革的目標是“放開兩頭，管住中間”，也就是放開上游氣源價格和終端銷售價格，管住中間管道運輸價格。因此，門站價格多維度放開，很明確地體現了“放開兩頭”的目標導向，這是價格改革的底層邏輯之一。其次，改革伊始，我國天然氣行業面臨的最大問題是供應保障能力不強，多維度放開門站價格，有利于調動上游企業生產和進口積極性，快速提升供應保障能力。因此，放開門站價格，解決供給保障問題，這是價格改革的另一個底層邏輯。

天然氣門站價格未來改革路徑分析和建議

天然氣價格市場化改革方向是明確的，但由于目前國內天然氣市場尚未形成有效競爭，且國際能源供需格局仍在重構，短期內完全放開門站價格的可能性不大。未來天然氣價格改革需要與市場重構、體制機制改革相匹配，總體看大致有以下幾種可能的路徑：

一是區域法。先放開南方沿海省份門站價格，形成市場公允價格后，借助天然氣管網獨立、公平開放，逐步影響內陸省份形成合理的天然氣價格，再全部放開國內門站價格。這一方法的優點在于沿海省份氣源多樣，初步具備競爭性市場結構，且下游用戶承受能力相對較強，市場化改革有較好的基礎，缺點在于新放開地區的價格可能上漲，地方積極性不高。

二是幅度法。對門站環節實行政府指導價管理的氣量，先允許提高浮動上限，例如，由20%提高至30%或更高，再擇機取消浮動限制，即全面放開門站價格。這一方法的優點是沒有改變區域平衡，缺點在于短期內難以形成市場公允價格。

三是用戶法。先放開非居民用氣門站價格，再放開居民用氣門站價格。這一方法的優點在于強調保障民生，各方容易理解和接受。但缺點是將已并軌的門站價格再次按用戶拆分，由于很難準確核定燃氣企業（全國超過3000家）供居民實際氣量，加之上下游企業間存在大量轉供環節（買賣氣的省內管網公司和貿易商），實際上難以操作。

四是一步法。保持現有門站價格政策和水平不變，待上游充分競爭市場完全形成后，一步到位直接全面放開天然氣門站價格。這一方法的好處在于改革完全適應市場形勢變化，風險較小，但弊端是進程可能會極為緩慢。

需要說明的是，當前門站環節一半以上氣量價格已放開，門站價格機制并不影響上游企業保供，國內天然氣總量平衡問題不大，價格領域矛盾最突出的是終端銷售價格疏導不暢。立足當前，著眼長遠，建議做好以下工作：

一是持續推進天然氣上下游價格聯動，推動各地建立能漲能降、靈活反映上游價格變化的終端銷售價格動態調整機制。

二是推動構建上游資源多主體多渠道供應格局，鼓勵油氣礦業權競爭性出讓和流轉，加大進口LNG接收站公平開放力度。

三是推動管網設施公平開放，大力建設干線管道互聯互通聯絡線，明確新增管容強制向第三方用戶公平開放，避免個別上游企業通過壟斷管容進而壟斷市場。

（來源：南方能源觀察）

【主持者言】

價格機制改革是天然氣市場化的關鍵一步。伴隨新時期我國經濟增長模式和政府職能的轉變，天然氣價格機制改革不再僅限于產業內部調整，還應與其他產業協同共進，在減少改革阻力的同時，使能源供需結構清潔低碳化成為主流。

我國天然氣價格改革應繼續堅定不移地以建立“放開兩頭，管住中間，完全競爭”的天然氣市場為終極目標，以目前推行的“市場凈回值法”為基礎的天然氣價值定價法為達到上述終極目標的必由之路，進一步規范價格管理，建立與可替代能源價格掛鉤和動態調整的機制，充分總結兩廣經驗，逐步在全國范圍內推廣價改試點，提高我國天然氣價格水平。作為價格改革的參與者、見證者，杭燃集團也應不斷分析和總結，從而理順價格與經營關系，確保企業健康發展。

預計到2030年我國生物天然氣需求將增至近100億立方米/年

作為現代生物質能的利用形式之一，生物天然氣在能源脫碳進程中扮演著重要角色。中國產業發展促進會生物質能產業分會與落基山研究所近日聯合發布的《碳中和目標下的生物天然氣行業展望》（以下簡稱《展望》）指出，生物天然氣既能補充能源供應，加強能源安全，又能在能源脫碳進程中發揮獨特作用。預計到2030年，我國生物天然氣需求將增至近100億立方米/年的水平，到2060年，將增至超630億立方米/年的水平。

三重意義正在凸顯

生物天然氣是以各類城鄉有機廢棄物為原料，經厭氧發酵和凈化提純產生的綠色、低碳、可再生的天然氣，是一種可替代傳統化石天然氣的潛在能源。

“2022年，全球能源商品市場劇烈波動，歐洲天然氣價格飆升，我國不可避免受到沖擊。去年9月，LNG進口價格一度高達每噸近9000元，相當于超過每立方米6元，是歷史平均價格的2—3倍。在此大背景下，生物天然氣在全球越來越受到關注，歐洲市場生物天然氣的綠色溢價已高達每立方米35元?！甭浠窖芯克潞乱缓硎?。

在業內看來，發展生物天然氣在能源保供、減碳、社會效益三個維度都具有重要意義。

據郝一涵介紹，生物天然氣可從生產側和消費側減少二氧化碳、甲烷、氮氧化物等溫室氣體排放。在生產側，可避免其生產原料作為廢棄物在處理過程中產生非二氧化碳排放；在消費側，可替代傳統的化石能源，減排二氧化碳?！熬C合看，每立方米生物天然氣能減排2.2千克到3.8千克二氧化碳當量。”

《展望》指出，生物天然氣通過在電力、工業、交通、建筑等部門替代傳統化石能源，可進一步提升可再生能源比重，從而優化能源消費結構。到2060年，生物天然氣需求量可達近7800萬噸標準煤，相當于2022年我國能源消費總量的1.4%、非化石能源消費總量的8.1%。

與此同時，發展生物天然氣能在一定程度上滿足我國經濟社會持續發展帶來的天然氣消費需求，進一步保障能源安全?！墩雇奉A測，到2050年，生物天然氣預計可替代傳統天然氣消費量的比例近13%，顯著緩解國內天然氣生產壓力；從進口角度看，到2030年，生物天然氣產量可替代進口天然氣的比例將達到4%，2040年和2050年將進一步增至17%和68%。2050年后，隨著國內供應能力提升，我國有望實現天然氣自給自足，生物天然氣在保障能源安全方面的角色將從助力降低對外依存度逐步轉向加強國內供應。

發展面臨不少挑戰

事實上，得益于沼氣行業數十年的發展，我國生物天然氣在生產技術、工程項目和應用模式上已有一定積淀。多位專家指出，我國生物天然氣發展潛力巨大，但目前仍面臨多重挑戰。

“我國生物天然氣源自于沼氣，原來的戶用沼氣設施早在上世紀70年代就有了。但那時規模比較小，主要為了滿足農村生活用能。隨著時代變遷，如今規模化、集約化的養殖業給生物天然氣行業發展帶來了新空間。”中國產業發展促進會生物質能產業分會秘書長張大勇指出，“目前國內生物天然氣還處于起步階段，產量規模較小，大概只有每年3億立方米左右。不過，一些關鍵性技術得到突破，為生物天然氣未來發展奠定了良好基礎，如果進一步完善產業支持政策，發展值得期待?！?span>

《展望》指出，2021年，全球生物天然氣產量約為59億立方米，僅相當于當前全球天然氣需求量的0.1%。分地區看，歐洲是全球最大的生物天然氣生產地區，產量約34.0億立方米，約占全球58%。我國生物天然氣產量約為2.5億立方米，僅占全球4%。

不過，生物天然氣的開發潛力十分可觀。中國沼氣協會預測，在充分利用城鄉廢棄物的基礎上，到2030年，我國生物天然氣生產潛力將超過800億立方米，2060年將超過1800億立方米。

郝一涵表示：“當前，我國生物天然氣產業化發展面臨多重挑戰，生產技術有待成熟、發酵技術單一、部分設備尚未國產化、項目投資成本較高，產業體系也有待完善。上游廢棄物的收運體系、中游的生產和下游的多元化消費體系，以及副產品的消費體系都有待加強。而且，商業模式的可復制、可推廣性也不強，各項目之間差異較大，政策支持力度不夠，行業需要進一步規范?！?span>

市場化是最終解決方案

能源綠色低碳轉型創造了可觀的生物天然氣需求，未來，生物天然氣產能規模如何實現加速增長？

在郝一涵看來，行業可持續發展，最終解決方案還是市場化?！案纳粕锾烊粴忭椖康慕洕?，實現生物天然氣和傳統天然氣的平價是關鍵?！?span>

《展望》明確提出，生物天然氣的項目經濟性受成本端和收益端多重因素影響，推動其與傳統天然氣市場平價，既需要在成本端促進技術和建設成本下降，完善基礎設施以控制產品外運成本，也需要在收益端拓寬項目收益渠道，在銷售之外確保副產品消納，并積極通過市場機制使其綠色低碳價值變現。對于原料供應這一既可能增加成本又可能成為收益的環節，則需盡可能化成本為收益，從而改善項目經濟性。

“較高的項目成本要降至具有競爭力的水平，至少要從四個維度協同發力?！焙乱缓f，一是通過技術和工程進步，降低投資成本，二是控制原料的收入成本，三是確保副產品有市場穩定的消納，四是通過市場交易變現生物天然氣的綠色價值。

《展望》建議，建立健全完善的產業體系需要在政策、技術、基礎設施、金融等多個維度協同行動。在上游，完善的原料供應體系是支撐生物天然氣產能擴張的基石；在中游，需要突破技術瓶頸、降低生產成本，實現工程建設現代化，在供給側持續培育市場主體；在下游，需構建生物天然氣的多元化消費體系，規范副產品消費市場，打通生物天然氣消納利用的“最后一公里”。另外，政策、技術、基礎設施、金融等多維度的舉措可支持建立覆蓋全產業鏈的完整產業體系以及良好的市場環境。

（來源：中國能源報）

【主持者言】

作為現代生物質能的利用形式之一，生物天然氣在能源脫碳進程中扮演著重要角色。中國產業發展促進會生物質能產業分會與落基山研究所近日聯合發布的《碳中和目標下的生物天然氣行業展望》指出，生物天然氣既能補充能源供應，加強能源安全，又能在能源脫碳進程中發揮獨特作用。預計到2030年，我國生物天然氣需求將增至近100億立方米/年的水平，到2060年，將增至超630億立方米/年的水平。

當前我國生物天然氣行業仍處于起步階段，推動國內生物天然氣行業高質量發展需要多方參與，形成合力，通過技術創新、完善市場機制等措施，為生物天然氣行業實現商業化可持續運行創造良好環境。杭燃集團很早就開始關注生物天然氣的利用，曾設想把杭州天子嶺垃圾填埋場的沼氣輸入城市燃氣管網，但因各種原因終未實現。生物天然氣一定是利用方向，一定是有效補充，下階段我們還應再關注、多研究。

中俄東線天然氣管道投產通氣四周年

累計輸氣量突破500億立方米

12月2日，中俄東線天然氣管道投產通氣四周年。累計輸氣量突破500億立方米，2023年已累計輸氣超200億立方米，創歷史新高。

中俄東線是我國首條采用1422毫米超大口徑、X80高鋼級、12兆帕高壓力等級、具有世界級水平的天然氣管道工程，北起黑龍江黑河，南至上海，全長5111公里，分北、中、南三段核準建設。2019年12月2日，中俄東線北段正式投產通氣，4年來已安全運行1400余天。

中俄東線投產以來，輸氣量逐年遞增，目前年輸氣量已從投產之初的50億立方米增長至200億立方米，預計2024年將進一步增長，大幅提升東北、華北及華東地區天然氣保供能力，為沿線經濟發展提供能源支撐。

今年以來，國家管網集團聚焦增輸上量，全力全速推進中俄東線北段增壓工程、大哈支線、齊齊哈爾支線等工程建設投產工作，著力提升中俄東線管輸能力。

● 中俄東線北段增壓工程明水壓氣站正式投產運行，提升中俄東線日輸氣能力2000萬立方米；

● 設計年輸氣量10億立方米的中俄東線大哈支線完成投產試運，進一步提升了黑龍江省天然氣供應保障能力，增加中俄東線在東北地區的供氣輻射范圍。

中俄東線是繼中亞管道、中緬管道后，向中國供氣的第三條跨境天然氣長輸管道，是我國四大能源戰略通道中東北通道的重要組成部分，其全線貫通對于“十四五”期間構建我國天然氣管網“四大戰略通道+五縱五橫”新格局、更好保障國家能源安全具有重要意義。

近年來，國家管網集團加速推進中俄東線管道建設。隨著中俄東線黑龍江黑河至江蘇泰興各段管道相繼投產，我國東部能源通道全面貫通，來自西伯利亞的清潔能源，從小興安嶺入境，為我國東三省、京津冀、環渤海和長三角地區能源保障和高質量發展注入強勁動力。

目前，中俄東線南段控制性工程——長江盾構穿越項目和南通至甪直段管道建設正加速推進，預計2024年可提前實現全線貫通。

（來源：國家管網）

【主持者言】

中俄東線管道項目是中國石油與俄氣公司的聯合項目，包括俄羅斯境內的西伯利亞力量管道和中方境內的中俄東線天然氣管道。中俄東線天然氣管道起自俄羅斯東西伯利亞，由布拉戈維申斯克進入中國黑龍江省黑河市。俄羅斯境內管道全長約3000公里，中國境內段新建管道3371公里，利用已建管道1740公里。

中俄東線是黨中央、國務院決策建設的具有戰略意義的重大項目，是中國四大油氣戰略通道的重要組成部分，是采用超大口徑、高鋼級、高壓力，具有世界級水平的能源大動脈，對于是此項目，杭燃集團更關心的是：這個項目能不能為杭城帶來價廉物美的天然氣，能不能緩解杭城每年的冬季保供壓力。

“氣”勢磅礴 守護“民生溫度”

—— 杭燃集團日供氣量創歷史新高

隨著寒潮來襲、氣溫降低，杭城天然氣用量近三日連續單日約有100萬方增幅，昨日杭燃集團單日供氣量歷史性突破900萬方，同比去年歷史最高量增加了12%。冬日供氣規?？缟闲屡_階，保供壓力也快速驟增。

為了確保百姓能溫暖過冬，杭燃集團積極落實市委市政府“保供穩價”的工作要求，提前謀劃、科學部署，制定專項方案細化具體措施，積極爭取上游供應商增量氣和調峰氣源的落實，確保東、西部應急氣源站保持80%以上儲液目標，在杭嘉鑫應急氣源站儲備冬保液，同時供應保障成環，進一步發揮“一張網”供氣和管容調峰作用，盡全力保障不“減供、限供、停供”。此外，集團組織對各單位的防雪抗凍物資開展專項統計與檢查，確保做好應急準備；各單位也提前對調壓設施和場站設備進行維護保暖，對歷年來易袋水區域進行檢查與排水，完成搶修車冬季保養，進一步落實冬季防凍抗寒保障。

天雖寒，但杭燃人為民服務的真情卻依然溫暖，我們也將以更加飽滿的熱情守護“民生溫度”，全力以赴做好今冬明春保障工作。

（來源：杭州燃氣集團）

【主持者言】

面對寒潮與平穩保供、安全運行的多重考驗，杭燃集團領導干部24小時在崗值守，各城燃單位員工紛紛化身“守護者”，用為城為民精神，全力保障千萬家庭“溫暖常駐”。為全力保障用戶“氣無憂”，杭燃集團通過本地儲氣設施“應儲盡儲”，LNG氣源調度有序，東、西部應急氣源站開啟中壓氣化，并調用杭嘉鑫LNG槽車補液確保杭城用氣總體供需平衡，全力以赴做好今冬明春保障工作。

走出寬幅震蕩期，國內天然氣市場呈現中高速發展

 2023年，國內天然氣市場走出寬幅震蕩期，回歸中高速發展。全年表觀消費量約為3930億立方米，同比增長7.3%，對比2021年和2022年消費增速分別為13.6%和-1.7%，市場逐漸重回正軌。城鎮燃氣、工業燃料、發電、交通運輸、化工五大行業消費規模均不同程度擴大，同比分別增長7.9%、6.3%、7%、12.1%和2.7%。其中，天然氣重卡表現搶眼，全年銷售量接近16萬輛，同比增長330%，拉動交通運輸領域用氣量明顯增加。多數省區市消費恢復但增速不一，廣東、浙江、福建、重慶、云南等恢復動力強勁，增速超過10%；江蘇、河北等恢復動力不足，增速偏低。吉林、黑龍江等天然氣消費恢復相對滯后，并出現負增長。

2023年，天然氣行業發生了一系列重大事件。

首先，3月22日，國家能源局印發《加快油氣勘探開發與新能源融合發展行動方案（2023—2025年）》，圍繞推動油氣開發企業提高油氣商品供應量、新能源開發利用和存儲能力，推動能源清潔低碳、安全高效開發利用的指導思想，提出油氣供給穩步增長、綠色發展效果顯著、行業轉型明顯加快三大目標，以及統籌推進陸上油氣勘探開發與風光發電、海上油氣勘探開發與風電建設、提升油氣上游新能源存儲消納能力、積極推進綠色油氣田示范建設四大舉措。8月11日，國務院安全生產委員會印發《全國城鎮燃氣安全專項整治工作方案》，開啟全國城鎮燃氣安全專項整治行動，提出要在氣源供應、設備管理、管網輸配、用氣環境、監管執法五大領域集中攻堅，著力在責任落實、設施更新、科技賦能、制度保障、法規標準、宣傳教育六個方面綜合施策。

其次，9月28日，國家能源局發布《天然氣利用政策（征求意見稿）》。與2012年“利用政策”相比，新政策拓寬了天然氣利用領域，優化了利用方向，促進天然氣行業高質量發展。一是在優先類增加“已納入國家規劃計劃、氣源落實、氣價可承受且已完成施工的農村煤改氣取暖項目”“氣源落實、經濟可行的調峰氣電項目”“帶補燃的太陽能熱發電項目”“遠洋運輸、作業船舶和工程裝備”“油氣電氫綜合能源供應項目和終端天然氣摻氫示范項目”等；二是在允許類增加“新增農村煤改氣取暖項目”，但將原優先類“可中斷天然氣制氫項目”調整至允許類“為煉油、化工企業加氫裝置配套的天然氣制氫項目”；三是將原禁止類“煤炭基地基荷燃氣發電項目”和“天然氣制甲醇項目”升級為限制類，禁止類僅保留“天然氣常壓間歇轉化工藝制合成氨”一項。

最后，受地緣政治因素影響，以色列出口歐洲天然氣導致國際氣價短期上漲。以色列政府在10月11日要求雪佛龍公司關閉了Tamar海上天然氣平臺，同期疊加澳大利亞液化工廠罷工、芬蘭海底管道泄漏等不利事件，導致國際氣價短期迅速上漲，東北亞LNG現貨報價由10月初的13美元/百萬英熱單位迅速拉升至10月中下旬的18美元/百萬英熱單位左右。以色列已探明天然氣可采儲量約6000億立方米，但生產和出口能力較小，對國際天然氣市場影響十分有限。國際氣價在11月已經開始逐步回落，地緣政治因素幾乎沒有對全球天然氣市場造成長期明顯影響。

展望2024年1月的市場情況，從國際上看，全球LNG資源供應充足，但市場需求疲軟，部分天然氣銷售商加大富余LNG資源對外轉售力度，進一步加劇資源供大于求的市場態勢，貿易價格加速下滑。

在北美市場，氣象部門預計美國大部分地區氣溫保持溫和或回升，且氣溫高于往年同期平均水平，采暖對天然氣的需求減弱；本土天然氣生產保持強勁，庫存仍然處于歷史高位，海外需求不振抑制LNG出口，美國亨利港（HH）氣價上漲動力不足。在歐洲市場，工業領域特別是煉油與化工行業對天然氣的利用出現復蘇跡象，但在可再生能源供應增加、電力消費收縮以及居民生活采暖需求減少的影響下，市場消費整體停滯不前。2023年12月底，歐盟地下儲氣庫庫存率高達86.4%，相比2022年同期提高3個百分點。充足的資源儲備能從容應對寒潮等短暫的沖擊。

在東北亞市場，雖然氣象預報1月中下旬將有多輪冷空氣南下，部分地區采暖需求增加，但是隨著春節假期臨近，工業生產部門開工率下降，資源供應整體較為充裕，同時國際市場LNG資源供大于求，東北亞LNG現貨價格將呈現下降趨勢。

綜上所述，1月美國HH、歐洲的天然氣期貨（TTF）、東北亞LNG現貨到岸平均價格預計分別為2.5美元/百萬英熱單位、9美元/百萬英熱單位、15.2美元/百萬英熱單位。

從國內市場看，1月仍然是迎峰度冬的關鍵時期。資源供應方面，中俄東線資源按合同簽訂條款開啟新一年增供，廣東能源集團與卡塔爾能源公司簽訂的100萬噸/年LNG長貿合同、上海申能集團與英國Centrica公司簽訂的50萬噸/年LNG長貿合同計劃在2024年1月開始供氣。市場需求方面，煤電容量電價機制從1月1日開始執行，利好煤電機組生產運行，但擠壓氣電發展空間。工業生產、交通運輸用氣呈現平緩下降趨勢，但要密切關注寒潮對采暖帶來的短時高強度需求增長，需要提前預防可能造成的局部地區天然氣供應緊張。

（來源：中國石油報）

【主持者言】

2023年國內天然氣市場平穩度過寬幅震蕩期，回歸中高速發展。金聯創預測2024年1月天然氣市場情況，全球LNG資源供應充足，但由于氣溫或有回升，市場需求疲軟，城燃采購LNG預期或縮減，整體供需形勢寬松，預計1月份國內LNG價格趨勢存震蕩走跌預期，月度均價或低于12月份。杭燃集團密切關注天然氣市場發展變化，同時積極推動新能源發電與氫能分布式調峰站耦合，積極發展氫能、光伏、充電樁等新能源產業，以緩解地方天然氣和電力供應緊張的局面。