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今年以來，國內天然氣市場迎來復蘇，但受經濟復蘇慢于預期、天然氣供應整體充足影響，天然氣價格逐步回落。下半年，國內天然氣需求不確定性來自宏觀經濟、氣候、能源替代、價格等諸多方面，但更關鍵的是厄爾尼諾氣候及采暖季氣溫水平對“迎峰度冬”期間需求的影響。

上半年國內天然氣市場運行特點

天然氣消費復蘇，結構性復蘇特征明顯。隨著國內生產生活秩序恢復，宏觀經濟恢復性增長，特別是消費和服務業增速大幅反彈，疊加氣價下跌和水電出力不足，驅動工商業、交通和發電等用氣需求增長，但整體經濟復蘇慢于預期，制約了天然氣消費的增長幅度，結構性復蘇特征明顯。1~7月，全國天然氣表觀消費2245億立方米，同比增長6.5%，達136億立方米；實際消費2198億立方米，同比增長6.1%，達119億立方米。一、二季度，全國天然氣實際消費同比增長1.5%和10.1%，二季度增速明顯加快主要是因為去年同期全國多地受疫情限制產生了低基數效應（2022年二季度同比減少8.6%）。分結構看，疫情防控政策調整后，消費場景改善，商服、交通用氣恢復較快；受需求弱復蘇、出口放緩、產成品庫存較高等因素影響，工業增長乏力，特別是房地產投資下滑，部分削弱了疫情防控政策調整后市場需求集中釋放、燃料價格下跌等方面形成的利好；經濟回升和極端高溫天氣使峰值電量和峰值負荷創新高，疊加水電出力不足，燃氣發電與其他類機組多能互補，共同保障了能源電力的安全穩定供應；化工市場波動較大，用氣表現平淡。

天然氣供應整體充足，市場價格呈下降走勢。國外天然氣進口價格水平持續高位，國內天然氣生產積極性較高。1~7月，全國生產天然氣1354億立方米，同比增長5.8%。受中亞進口來源短供影響，采暖季國內管道天然氣進口量同比下降，其中1~3月烏茲別克斯坦來源完全停供、哈薩克斯坦來源大幅減少；中俄東線供應量穩步提升。1~7月，進口管道天然氣381億立方米，同比增長5.1%。此前簽署的部分LNG進口合約開始執行，現貨LNG進口依然低迷。1~7月，進口LNG共542億立方米，同比增長9.5%。1~3月，全國儲氣設施累計采氣92.4億立方米，同比增長2.2%；4~7月，累計注氣139億立方米，同比增長15.8%。受市場需求動力不足影響，今年以來國內天然氣價格總體呈現下跌走勢，1~7月，全國LNG出廠價格指數平均5089元/噸，同比下跌1845元/噸；國內管道氣價格在進入非采暖季后也逐漸下降。

下半年及今冬明春國內天然氣市場形勢分析

經濟恢復對天然氣市場復蘇形成穩定支撐，氣候變化影響是關鍵。宏觀經濟方面，下半年國內政策走勢是在“穩健”基調之下保持一定的政策張力，仍然堅持以結構性政策為主。預計2023年國內GDP增速為5%左右，經濟恢復將支撐天然氣市場持續復蘇，但出口疲弱、社會消費不足、房地產低迷等問題仍然會對天然氣需求起到結構性抑制作用。氣候方面，厄爾尼諾現象使冬季更高概率成為暖冬，或抑制采暖需求，但不確定性較大。能源替代方面，煤炭市場復蘇對天然氣消費恢復有一定沖擊，在電力、建材、化工等行業有不同程度體現。價格方面，企業利潤的下降直接導致對成本的敏感度上升，今年以來，雖然國際天然氣價格總體呈現下跌走勢，但仍然較前幾年水平偏高，下游用氣積極性偏弱，市場增量氣需求十分有限。但是，煤電企業持續虧損，導致技改檢修投入不足帶來的設備風險隱患上升，增加了煤電生產供應的不確定性，關鍵時刻能迅速發揮作用的主要是氣電。綜合預測下半年國內天然氣需求約1920億立方米，同比增長8%左右。隨著“七下八上”迎峰度夏關鍵期結束，生產旺季和采暖季即將相繼來臨，工業和城市燃氣有望交替接替發電推動天然氣需求復蘇。預計三季度國內天然氣需求約875億立方米，同比增長8.5%。采暖季，我國出現暖冬的可能性較大，同時多地陸續啟動天然氣價格上下游聯動機制，居民用氣價格上漲明顯，對采暖用氣量或有一定影響。冬季氣溫正常情景下，預計四季度國內天然氣需求約1060億立方米，同比增長8.9%，采暖季國內天然氣需求約1910億立方米，同比增長7.8%。冬季氣溫明顯偏暖情況下，預計四季度國內天然氣需求約1040億立方米，同比增長6.8%，采暖季國內天然氣需求約1870億立方米，同比增長5.5%。

天然氣供應總體充足，LNG現貨缺口有限。國外天然氣進口價格水平繼續高位，國內天然氣生產保持上產勢頭，預計2023年全年國內天然氣產量約2320億立方米，同比增長5.4%。中亞管道天然氣出口國與我國新疆、內蒙古等地緯度相近，隨著天氣轉冷，天然氣需求將逐漸增加，或對管道天然氣出口有不利影響。在國內天然氣需求大幅增長動力不足、國產氣持續增長、中俄東線增供、新增LNG進口長協履約等條件下，LNG現貨缺口有限。

氣價將在采暖季季節性上漲，下半年總體呈“先低后高”趨勢。按照當前的供需預測結果分析，預計下半年全國天然氣供需基本平衡，且LNG現貨需求量或不及去年同期。采暖季，各類儲氣設施，以及生產、進口等環節的季節性調節作用已可基本保障用氣需求，供需緊張情況以短時局部為主。預計8~10月全國LNG出廠均價為每噸3900~4200元；進入采暖季氣價季節性上漲，全國LNG出廠均價為每噸4700~5000元。

（作者單位：中國石化經濟技術研究院）

數字點擊

2022年，全國天然氣消費量3646億立方米，較上年下降1.2%；天然氣在一次能源消費總量中占比8.4%，較上年下降0.5個百分點。

從消費結構看，城市燃氣消費占比增至33%；工業燃料、天然氣發電、化工行業用氣規模下降，占比分別為42%、17%和8%。

全國天然氣產量2201億立方米，同比增長6%，連續六年增產超100億立方米，其中頁巖氣產量240億立方米。全國新增探明地質儲量保持高峰水平11323億立方米。

進口天然氣1503億立方米，較上年下降9.9%。其中，管道氣進口量627億立方米，較上年增長7.8%；LNG進口量876億立方米，較上年下降19.5%。

數據源自《中國天然氣發展報告（2023）》

企業行動

天然氣分公司科學統籌 整體保持良好發展態勢

今年以來，天然氣分公司積極應對激烈的市場競爭，緊扣高質量大發展主題，以實現年度經營目標為主攻方向，不斷創新經營策略，科學統籌量效目標，推動實現穩健經營、效益發展。1~8月，天然氣分公司累計經營天然氣290.31億立方米，完成全年計劃的66%，主要經營目標均順利實現，整體保持良好發展態勢。

不斷夯實資源基礎。天然氣分公司按照“量效并重、以效為主”思路，立足國內國外兩種資源、兩個市場，經營好每立方米天然氣。妥善安排中長期資源船期計劃，結合生產經營實際不斷優化LNG船舶接卸，同時緊盯國際LNG進口價格走勢，提前開展現貨資源采購。積極參加LNG國際展會，尋求國際化經營合作機遇，加速國際化經營。積極統籌自產資源，加大外采資源攻關力度，擴大國產氣規模，資源結構持續優化。構建完善“石化資源—石化物流—石化氣站—終端用戶”的一體化直供經營模式，推動LNG全產業鏈協同創效。

穩步推進重點工程。按照資源、設施、市場相匹配的原則，天然氣分公司不斷優化設施布局，調整設施在建節奏，加快推進青島LNG接收站三期、天津LNG接收站二期等重點工程建設。其中，青島LNG接收站已建成國內首座27萬立方米LNG儲罐，將于年底前投入使用，屆時該站年供氣能力將提升至165億立方米，成為國內同期年接轉能力最大的LNG接收站。天津LNG接收站二期項目將于今年供暖季前投入使用，總儲氣能力將達到10.8億立方米，在國內已投產的LNG接收站中居首位，可進一步增強區域調峰能力，確保所供區域天然氣市場穩定有序。此外，煙臺龍口LNG、山東管道東干線、皖東北管道等重點工程建設均有序推進。

全力保障民生用氣。天然氣分公司緊盯市場需求變化，合理優化資源配置，精準服務用戶需求，將“保民生”作為重中之重，持續提升天然氣供應能力。今年迎峰度夏期間，天然氣分公司編制專項保供預案，不斷調整完善運行調度模式，以保供合同為基礎充分籌措天然氣資源，并提前在儲氣庫、LNG儲罐儲備了充足的調峰資源，7月累計向直供燃氣電廠用戶供應2.44億立方米天然氣，同比增長22%，創歷史新高。同時，該公司扎實做好應急調峰工作，在成都“大運會”期間，額外增加非采暖季天然氣合同量9500萬立方米，保障用能所需。（王卓然 白清華）

中原油田堅持一體化運行 天然氣實現超計劃生產

今年以來，中原油田堅持勘探開發一體化、地質工程一體化，積極開拓陸相建產陣地，穩步推進老區調整挖潛，實現高效平穩運行，1~8月已生產天然氣46.97億立方米，超計劃1.64億立方米。

“針對制約油田高質量可持續發展的瓶頸，加強科研攻關與技術創新是重中之重。”中原油田副總經理李中超表示。

中原油田以科技攻關為手段，加強老區控硫控水精細管理，深化周邊分層系評價潛力研究，全力提升氣藏動用率和采收率。實施的7口井中，兩口井已成功投產，日增氣35萬立方米，充分證實了氣藏認識和挖潛水侵區剩余氣的有效途徑，對于下一步加快Ⅲ類層、粒內孔先導試驗，擴大對Ⅲ類層和水淹區的調整規模，具有重要指導意義。

同時，中原油田主抓天然氣效益開發對策，建立多學科跨專業聯合攻關模式，高質量研究編制區塊調整方案。“以普光氣田大灣區塊為例。該區塊已穩產12年，生產上表現為產量逐漸下降，井間動用差異大、壓力下降趨勢加快……這些指標意味著，大灣區塊即將進入遞減階段。”中原油田氣藏工程領域專家余啟奎介紹。

為進一步提高儲量動用程度、延長大灣區塊的穩產期、保持海相產量穩定，普光氣田與石油勘探研究院聯合攻關，確定了控制流場減少儲量損失和調整挖潛增加儲量動用等兩個挖潛方向，編制完成了調整方案。“整體方案預計可新建年產能8億立方米以上，氣田采收率提高1.43個百分點。”余啟奎說。

此外，中原油田優化生產運行，堅持“前瞻思考、全局謀劃、整體推進”工作基調，重點從“高效建產、運行提效、優化施工、時率提升”等方面開展工作，持續健全協同一致的生產大運行機制，全力提升組織效能，為完成各項生產任務奠定堅實基礎。

工藝技術上，中原油田本著不斷提升產建速度的原則，聚焦產能建設優質高效實施，開展鉆采輸降費提速攻關，確保在最短時間內、最優狀況下實現安全投產。“鉆井工藝方面，優選‘PDC復合鉆頭+大扭矩螺桿’，完井周期平均縮短5天以上；采氣工藝方面，優化鉆完井工序，采用一趟管柱下入、設備國產化及管柱材質降級等工藝，工期縮短22%，費用降低34%。”中原油田副總工程師劉長松說。（楊敏 孫照勇）

西南油氣精準營銷 天然氣實現量效雙增

面對復雜多變的市場形勢，西南油氣堅決落實集團公司各項決策部署，突出效益導向，靈活制定營銷策略，通過不斷拓展資源渠道、全力保障客戶用氣、提升供氣保障能力等方式，實現天然氣量效雙增。目前，該公司日供氣量超過2400萬立方米，今年累計銷售天然氣58億立方米，同比增長12%。

西南油氣動態優化氣源結構、市場布局，強化穩產拓市。銷售管理人員深入市場前沿，調研區域產業發展規劃和潛在客戶，并與生產部門密切配合，對產銷情況進行綜合分析，逐月制定銷售調度方案，細化至每個客戶，全力做到產銷平衡。

為有力保障外輸暢通，該公司加大市場拓展力度，統籌做好四川、重慶、貴州等地企業資源優化配置；深化與兄弟企業的“互聯互通”，建立氣源點，緊盯重點產能建設項目投產進度，量身定制銷售方案，做好市場儲備，實現即產即銷。同時，該公司加強與重慶石油天然氣交易中心、下游用戶的溝通聯系，采取用氣專場交易、掛牌、協議交易等方式，創新天然氣網上交易模式，今年已開展天然氣線上交易24場，累計交易天然氣2.74億立方米。

為增強供氣能力，西南油氣加大勘探開發力度，啟動“奮戰五個月，沖刺拼產量”專項行動，圍繞產量目標，分解任務指標，落實重點措施，狠抓川西中淺層和元壩氣田等老區高產穩產，加快推進威榮頁巖氣田、河壩氣田等新區上產，為供應備足“糧草”。

在開足馬力全力增儲上產的同時，該公司全力保障民生用氣，成立天然氣保供領導小組，統籌編制產能、銷售、運行方案，細化天然氣保供具體措施和應急預案，建立保供協調機制，持續強化運行保障，優化資源配置，實現天然氣輸送精準調配。