【专稿】供暖季来临背景下，国际LNG、国内天然气供需形势如何？

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作者： 郭锋、张鑫   新奥（舟山）液化天然气有限公司

编者按： 随着天气转冷供暖季来临，今冬天然气的供需形势成为产业链上各方关注的焦点。我国已形成国内生产、管道进口、 LNG 进口等天然气多元化供应格局，受资源储量影响，天然气对外进口也逐渐上升。 2022 年以来，乌克兰危机等地缘政治角力影响能源市场平稳运行，包括天然气在内的国际能源市场秩序和运营规则面临新挑战。面对极端复杂的外部环境，如何提高天然气供应安全的灵活性和弹性显得至关重要。

本文从供需两端着手，分析国际 LNG 和国内天然气供需形势。 国际 LNG 市场中长期结构性供应短缺，但或将不时出现阶段性供应宽松。就国内而言，在高气价下天然气需求的增长将低于预期，全国天然气市场中短期内将呈现总体供应宽松态势。 通过开展国际 LNG 市场形势及国内 天然气 供需现状 及 趋势梳理总结分析 ，本文 对中国天然气 发展提出建议， 提出在天然气上下游交易环节中推行热值计量计价，探索和形成管道气期货，以确保天然气购销价格的合理性。

1.1 全球 LNG 市场中长期结构性供应短缺

欧盟以进口 LNG 替代进口俄罗斯管道气导致全球 LNG 需求骤增。 欧盟与俄罗斯管道气贸易合作降至冰点，是欧盟与俄罗斯地缘政治冲突的直接体现，也是导致全球 LNG 结构性失衡的主要原因。 2022 年欧盟进口俄罗斯管道气仅 674 亿立方米，同比减少约 860 亿立方米（折合 LNG 约 6143 万吨）。考虑到 2022 年 9 月北溪天然气管道已被炸毁，加之俄罗斯通过乌克兰向欧盟输送天然气的合同也将于 2024 年底终止，欧盟后续进口俄罗斯管道气或将持续保持低位水平。

基于欧盟与俄罗斯双方的政治冲突与历史纠纷，无论俄乌战争结束与否，或何时结束，欧盟重新恢复大批量采购俄罗斯管道气的可能性极低。因此，欧盟进口俄罗斯管道气的减少量中长期来看是永久性的 LNG 需求。

中短期内全球 LNG 供应的增长不足以弥补需求的增长。 欧盟以进口 LNG 替代进口俄罗斯管道气是全球 LNG 需求的突然增加，而全球 LNG 供应无法实现骤增，而新增需求对 FID 项目的刺激，也需要等到项目实现商业运营后才能真正反映到供应上，可谓远水解不了近渴。

预计 2023 年液化天然气 FID 项目规模将超过 6500 万吨， 2024 年可能达到相近水平，而 2000-2020 年平均每年的 FID 项目规模仅约为 2000 万吨。然而，由于疫情期间全球 LNG 项目投资不足，叠加未来许多项目存在难以完成或延迟滞后的可能，预计中短期内全球 LNG 新增供应量将难以满足欧盟及其他地区的 LNG 新增需求，而且存在 LNG 供应缺口扩大的风险。

1.2 阶段性供应宽松或将不时出现

LNG 季节性需求减弱叠加高库存，往往带来阶段性供应宽松。尽管结构性失衡是全球 LNG 市场中长期发展的主题，但这并不意味着全球 LNG 供应时刻保持着供不应求状态。

由于欧盟、东北亚市场冬季保供压力大，在冬季保供之前储气库、 LNG 接收站往往被要求保持较高库存，比如欧盟要求每年 11 月 1 日之前天然气储存设施库存率不低于 90% ，而进入淡季后，库存往往仍处于高位，有待进一步释放，而季节性需求疲软一旦发生，将导致阶段性供应宽松的出现，国际 LNG 现货价格将大幅下滑。这也是 2023 年上半年国际 LNG 现货价格一度跌至 10 美元 /MMBTU 以下的原因。

1.3 价格突发性波动现象增多

在结构性供应短缺状态下，国际 LNG 供应链敏感脆弱，叠加价格波动影响因素增多，导致价格突发性波动现象增多。 Freeport LNG 出口终端爆炸、澳大利亚 LNG 工厂工人罢工、巴以冲突、管道检维修、气田关停、苏伊士运河堵塞、巴拿马运河通行限制均造成资源供应紧张，导致国际 LNG 现货价格的急剧大幅波动。

2.1 需求恢复但增长不及预期

为确保能源安全，我国能耗双控政策逐步放宽，高价下天然气替代煤炭受阻。受国际能源大宗商品价格上涨影响， 2021 年夏秋之交全国范围内出现了煤炭、电力供应紧张的问题，而此后俄乌冲突爆发，国际能源大宗商品价格异常性高位运行，为保障能源安全供应及缓解企业用能压力，我国政府将能耗双控政策从适度放松逐步过渡到碳排放双控，从而刺激了我国煤炭供应及消费的快速增长。

2022 年全国煤炭消费量增长 4.3% ，在一次能源消费总量中占比 56.2% ，比上年上升 0.3 个百分点；而天然气表观消费量同比下降 1.7% ，在一次能源消费总量中占比 8.4% ，较上年下降 0.5 个百分点。随着国际能源大宗商品价格的逐步下滑，国内天然气需求逐步恢复增长， 2023 年 1-9 月，全国天然气表观消费量 2887.5 亿立方米，同比增长 7% 。

基于我国能源资源禀赋及煤炭的价格优势，煤炭的清洁高效利用还有较大的发展空间， 在高气价下“以气代煤”难以为继，天然气需求的增长将低于预期。 受此影响，中金研究院预测到 2030 年天然气消费量较原政策规划减少增长约 1100 亿立方米。

2.2 市场总体供应宽松

国产天然气保持稳定增长。 2022 年，生产天然气 2178 亿立方米，同比增长 6.4% ，连续六年保持每年增产超 100 亿立方米。预计中短期内国产天然气以 6% 左右速率保持增长。

俄罗斯与欧盟管道气贸易合作的破裂，促进俄罗斯与中国管道气贸易合作快速增长。 2022 年我国共进口管道气进口 627 亿立方米，同比增长 7.8% ，其中，俄罗斯天然气工业股份公司（以下简称“俄气公司”）通过“西伯利亚力量”输气管道对华供气 154 亿立方米，同比增长 54% 。 2023 年俄罗斯对华供气有望达到 220 亿方，预计到 2025 年 -2027 年达到 380 亿立方米的设计年产能。

基于中俄双方建设远东天然气管道的新协议已经签署并生效，俄气公司最晚将从 2027 年开始通过“远东线路”对华供气，合同量为 100 亿立方米 / 年。根据俄气公司的计划，双方还将建设穿过蒙古国的“东方联盟”天然气管道，这条管道将是“西伯利亚力量 2 号”管道的延续，设计输量 500 亿立方米 / 年。

在 LNG 长协稳定执行及 LNG 现货采购逐步恢复的支撑下，进口 LNG 恢复增长。 2022 年受国际 LNG 现货价格异常高位运行影响，国际国内 LNG 价格严重倒挂，导致 LNG 进口量大幅下滑，全年进口 LNG 6344 万吨，同比下降 19.5% ，进口量下降 1549 万吨。从进口结构来看，进口量的下降主要集中于现货进口量上，现货进口量由 2021 年的 2600 万吨降至 300 万吨，下降 2300 万吨。

在国际 LNG 供应结构性短缺态势下，国际 LNG 现货与国际 LNG 长协的价格比较优势发生逆转，刺激 LNG 长协贸易合作快速增长， 2022 年中国企业新签 LNG 长期购销协议合同总量近 1700 万吨 / 年。因 2023 年国际 LNG 现货价格相对 2022 年同比下滑，促进 LNG 进口量的反弹， 2023 年 1-10 月进口 LNG 5625 万吨，同比增长 11.5% 。

预计后续 LNG 进口量将逐步恢复快速增长。一方面， LNG 长协进口量将将随着协议履约执行的增多而稳步提升。另一方面，随着欧盟天然气危机的逐步缓解及平稳着陆，以及阶段性供应宽松的出现，叠加新建 LNG 接收站项目的陆续投产，现货进口量也将逐步恢复增长。

综上所述，因我国天然气供应增长快于天然气需求增长，全国天然气市场中短期内将呈现总体供应宽松态势。 据不完全统计，我国天然气储气库累计设计工作气量已达到 360.69 亿立方米，叠加 28 座已投运 LNG 接收站储罐罐容，我国天然气供应及需求之间的可调节范围将进一步扩大。

探索和形成管道气期货，以确保天然气购销价格的合理性。 我国天然气价格已从 2020 年 5 月 1 日施行的《中央定价目录》中移出，目前已基本形成了由上下游企业之间通过协议确定交易价格的格局，但由于交易价格模式完全由上游企业制定，上下游企业购销合同中的交易价格并不能完全体现市场供需形势的变化， 因此，交易价格的合理性易于受到质疑。建议珠三角、长三角、环渤海等沿海地区推出“气气竞争”的管道气期货，管道气上下游购销价格与管道气期货月度价格按照合理的价格公式进行挂钩联动，从而确保价格公平合理。

在天然气上下游交易环节中推行热值计量计价。 众所周知，热值计量计价是国际天然气贸易中通行的计量方式，相对于体积计量、质量计量更加公平。建立统一的天然气能量计量计价体系存在较大难度，如数以亿计的居民用户计量设备改造不仅需要较长的更换时间，改造费用也十分庞大，而全国城市燃气企业仅 6000 余家，加上直供大用户，数量规模也较为有限，因此， 在天然气上下游交易环节中推行热值计量计价存在可行性。同时，这对天然气零售环节现有的计量计价方式不会造成根本性的影响，也有利于支撑我国天然气市场化改革。

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本期编辑 | 夏诗岱