代龙威：中国天然气市场供需预测（2023 ） | 国际石油经济

《 国际石油经济 》2023年4月新刊发行

中国科技核心期刊（社会科学卷）

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代龙威 ¹       谷向郁 ²

白清华 ² 杨万莉 ³

1.中国石油化工股份有限公司油田勘探开发事业部

2.中国石化天然气分公司华北天然气销售中心

3.北京世创能源咨询有限公司

2022年中国天然气消费量首次下降，全年价格处于高位，资源供应因液化天然气（LNG）现货减少而不足，市场总体上非常疲软。

1.1  天然气年度消费量首次下降，逐月消费增速呈“W”型

2022年中国天然气绝对消费量为3550亿立方米，比上年减少27亿立方米，降幅为0.7%，天然气占一次能源消费总量（53.92亿吨标煤）的8.8%；表观消费量为3667亿立方米，比上年下降0.6%。

2022年1月和2月天然气消费量同比正增长，之后天然气市场低位运行，3－6月消费量同比负增长，7－8月同比正增长，增速不足2%，9－11月继续同比负增长，12月份回归到与2021年基本持平的水平；天然气逐月消费增速呈“W”型（见图1）。

1.2  天然气消费量由高速增长转向大幅放缓

从中国天然气市场变化趋势看，波动性明显。2010年中国天然气消费量达到1000亿立方米，2010－2013年中国天然气消费年均增量为205亿立方米，年均增幅为17.0%；2014年中国经济发展进入新常态，天然气消费增速放缓，2014－2016年增幅明显回落；2017年随着北方清洁采暖和“煤改气”工程的大力实施，天然气消费量高速增长，2017－2018年年均增长380.5亿立方米，年均增速为17.6%；2019年是中国天然气市场转折之年，消费增速趋稳，较前两年有所放缓，与上年相比增速为9.1%。2020年，受新冠病毒疫情、国际油价暴跌等综合因素影响，中国天然气消费增量接近180亿立方米，与上年相比增速降至6.0%；2021年，中国经济形势持续恢复向好，加上碳中和背景下“煤改气”进程提速，气电装机规模持续增长，天然气终端需求改善显著，即使在高气价与能耗“双控”（控制能耗总量和强度）的情况下，天然气消费量仍较为可观，年增速提升至12.8%；2022年，受到疫情以及地缘政治冲突影响，天然气消费量较上年有所下降，降幅为0.7%（见图2）。

1.3  消费增长以城市燃气为主，工业燃料用气下降幅度较大

2022年中国天然气市场消费以城市燃气和工业燃料用气为主，两个领域合计占比为74.9%（见图3）。2022年城市燃气占总用气量的37.3%，较2021年增加1.4个百分点，增量达到41亿立方米，成为主要的增量市场。其中，由于2021年清洁采暖工程收官，居民和采暖用气增幅放缓，居民用气量为393亿立方米（见图4），城镇气化人口5.37亿，城镇气化率为58.0%，天然气采暖用气量为439亿立方米，城镇采暖面积共计23.0亿平方米；受疫情影响，公服用气量为248亿立方米，增幅放缓，交通用气为241亿立方米，呈现负增长，受疫情影响，LNG重卡运行里程较少。

工业燃料用气是中国天然气消费结构中第一大用气领域。2022年工业燃料用气受上游合同存量、经济形势、供应价格较高等多方面因素的影响，消费量为1335亿立方米，比上年减少64亿立方米，下降4.6%。

受经济增速放缓及可再生能源发展的影响，2022年发电用气量下降4亿立方米，发电用气占总用气量的16.9%，与2021年持平。截至2022年底，中国天然气发电总装机容量为11459万千瓦，占全国总装机容量的4.5%，比上年增长650万千瓦，发电利用小时数为2429小时/年，比上年下降181小时/年；全年发电量为2817亿千瓦时，占全社会用电量的3.3%。

2022年化工用气占总用气量的8.3%。由于天然气化工项目主要位于油气田周边，供应气源属于管制气，天然气供应价格增长对其影响较小，全年天然气消费量与上年基本持平。

1.4  沿海地区消费量减少幅度更大

2022年，长三角、珠三角等沿海地区因进口LNG供应量占比较高导致供应成本偏高，消费量出现负增长，且降幅高于其他地区，只有环渤海地区作为全国保供的重点地区消费量与上年基本持平。

1.5  进口LNG现货大幅减少

根据全国资源供应情况，2022年中国天然气总供应量为3710亿立方米，比上年降低66亿立方米（见表1）。其中，国产气增加144亿立方米，常规气增加95亿立方米，页岩气增加27亿立方米；进口气减少210亿立方米，LNG减少246亿立方米；天然气对外依存度为40.4%。

经济增长、油价、新能源、煤炭供应、政策等仍是影响2023年天然气供需形势的主要因素。

2.1  经济增速和天然气消费增速正相关

能源是经济发展的支撑，天然气作为能源的重要组成部分，国内生产总值（GDP）变化与天然气需求的关联程度越来越大，两者增速走势正相关。2008年、2009年受金融危机影响，中国GDP增速由14.2%分别降至9.7%和9.4%，相应天然气消费增速由24.6%分别降至16.1%和15.5%；2017年中国GDP增速由6.7%增至6.9%，天然气消费增速由7.2%增至17.9%；2019年GDP增速降为6.1%，天然气消费增速降为9.1%；2021年经济回暖，天然气消费增速提升至12.8%。2022年经济增速3.0%，低于少有的5%，天然气消费比上年下降0.7%；根据不同机构的预测结果，预计2023年GDP增速上升至5%左右，可以看出中国经济增速处于调整期，预计将促进天然气消费增速的提升。

2.2  2023年国际油价影响进口天然气价格

2022年布伦特油价为101美元/桶左右，根据一些机构预测，2023年国际油价为80～90美元/桶甚至更低。进口气价尤其是长期合同价格是在国际油价的基础上按照一定斜率和系数计算的，随着油价下降，中国进口天然气成本也将下降。在国际油价下降15.8%的情况下，中国进口天然气价格下降0.5元/立方米。从2021年9月至2022年9月JKM（日韩基准）液化天然气现货价格走势看，2021年第四季度价格基本在20～40美元/百万英热单位范围内波动，2022年初有下降的态势，2022年3月初价格达到顶峰，超过80美元/百万英热单位，之后持续下降，进入6月份价格开始回升，8月份达到峰值，超过60美元/百万英热单位，之后波动下降。根据供需形势判断，预计2023年进口LNG现货价格在30美元/百万英热单位以下。

2.3  新能源将对交通和发电领域天然气消费产生影响

《“十四五”现代能源体系规划》提出，积极推动新能源汽车在城市公交等领域的应用，到2025年，新能源汽车新车销量占比达到20%左右。2021年，中国新能源汽车销售量为352万辆，2022年1－9月份累计销售量为456.7万辆，同比增长110%，呈现快速增长态势。新能源汽车将对公共交通领域的压缩天然气（CNG）车辆（出租车和公交车）、LNG车辆（公交车和工程车）用气需求产生影响。但与此同时，近年来在天然气产气区，使用CNG的网约车逐渐增多。

2022年8月底，中国现存非化石能源发电装机容量为11.9亿千瓦，比2021年8月底的非化石能源发电装机容量增长14.8%，占中国现存发电总装机容量的48.4%；2022年1－8月，全国规模以上水电发电量同比增长11.4%，全国并网风电厂同比增长14.2%，均高于用电量增速。非化石能源电力替代火力发电是趋势，但是稳定性和灵活性面临挑战。天然气与新能源如何融合发展需要深入研究。

2.4  2023年中国煤炭供应仍较为宽松

根据国家能源局的数据，2022年中国煤炭产量达到44.5亿吨，比上年增加3.2亿吨。2021年中国能源消费总量为52.4亿吨标准煤，2022年GDP增速为3.0%，全国能源消费量达到54.1亿吨标准煤，比上年增长2.9%。由此可见，在确保新能源增长的态势下，由于煤炭供应宽松，中国能源供应量超过消费量，油气等其他能源消费增长空间下降。

2023年GDP增速按5%、能源消费弹性系数按0.55计，2023年能源消费增速为2.75%，那么2023年中国能源消费量预计将达到54.92亿吨标准煤，比上年增长1.47亿吨标准煤（见表2），折合原煤2亿吨。考虑新能源增量，天然气消费是否有增长空间取决于与煤炭的竞争情况。

采用消费系数法和项目分析法对各用气领域需求进行预测，预计2023年全年天然气需求增量为91亿～220亿立方米，资源供应量为3875亿立方米，供需形势好转。

3.1  预测方法

天然气市场需求预测整体采用消费系数法，居民、公服、采暖和交通用气主要采用延伸预测法，发电、化工以及工业燃料用气主要采用消费系数法中的项目分析法。

3.2  基础参数

以GDP、油价、“煤改气”、城镇化水平等作为基础参数。预计2023年GDP增速为5%，经济增速的上升，将促进工业产品产量和全社会用电量增长。预计2023年布伦特油价为85美元/桶，比上年下降15.8%，中国进口天然气成本将随之有所下降。中国农村“煤改气”将会持续推动，但快速增长期已过，预计2023年新增90万户。在大气污染治理的重点地区，工商业“煤改气”的燃煤锅炉改造已有一定成果，改造速度将放缓。近两年中国总人口年均增长50万人，城镇人口年均增长1100万人，城镇化水平年均增长0.8个百分点，预计2023年城镇人口增加1100万人，乡村人口减少110万人，中国城镇化率达到66.3%。

3.3  需求

3.3.1  居民用气

1）城镇居民。2022年中国城镇气化人口5.37亿人，气化率为58.0%（见图5），按历史延伸预测，预计2023年城镇气化人口增加2500万人，城镇气化率为59.9%，气化人口5.62亿。预计2023年城镇居民用气需求量为379亿立方米。

2）农村居民。北方地区清洁采暖收官，农村“煤改气”增长放缓，2021年农村“煤改气”200万户，2022年为150万户，2023年预计下降至90万户，居民用气增量为：（前一年通气户数×185天+当年通气户数×180天）×用气指标。预计2023年农村居民用气需求量为34亿立方米。

综上，预计2023年居民用气需求量为413亿立方米。

3.3.2  采暖用气

1）城镇采暖。2021年中国城镇天然气采暖面积为21.8亿平方米，预估2022年达到23.0亿平方米。根据近3年城镇采暖变化，预计2023年新增采暖面积1.2亿平方米，总面积达到24.2亿平方米，城镇采暖用气需求量为242亿立方米。

2）农村采暖。2021年农村采暖新增200万户，2022年新增150万户。根据生态环境部等七部门印发的《减污降碳协同增效实施方案》，将清洁取暖财政政策支持范围扩大到整个北方地区，有序推进散煤替代和既有建筑节能改造工作。据此，预计2023年农村采暖新增90万户，天然气需求增量为18.4亿立方米，需求量为227亿立方米。

综上，预计2023年采暖用气需求总量为469亿立方米。

3.3.3  公服用气

自2016年以来，公服用气增速较大的年份为2018年和2019年，主要与“煤改气”政策的推动有关。2020年公服用气增量为9.22亿立方米，2021年增长30亿立方米，两年年均增加19.6亿立方米。2021年增速较大主要与2020年新冠病毒疫情有关，疫情期间的新增用户用气量延迟落实，堆积到2021年。综合看，2016－2021年公服用气年均增量为18.7亿立方米，年均增幅为11.3%。2022年公服用气量为248亿立方米，增长9亿立方米，受疫情多点频发影响，增量较近5年年均增量有所减少。考虑居民“煤改气”放缓带动公服气化进程放缓，同时考虑2023年疫情管控放开、供应成本有所下降等因素，预计2023年公服用气比2022年增加14亿立方米，需求量为262亿立方米。

3.3.4  交通用气

1）CNG汽车。北京、广东等多省市在规划中明确提出发展新能源汽车，且明确了具体数量或电动化率。随着新能源汽车的发展，CNG汽车将会被新能源车逐步替代。由于新疆、川渝、内蒙古、石家庄、东北等地区疫情管控的原因，2022年CNG汽车用气需求量由2019年高位的130亿立方米下降至100亿立方米。考虑疫情缓解、经济复苏等因素，预计2023年CNG车用天然气需求量将提高至110亿立方米。

2）LNG重卡。2020年前LNG价格相对较低，LNG重卡发展快速。2021年以来，由于LNG价格较高，LNG重卡发展较为缓慢，2021年增量为4.6万辆，2022年为3.5万辆。受疫情影响，LNG重卡运行里程较少，2022年天然气消费量为142亿立方米，比上年减少10亿立方米。考虑经济增速回升、LNG价格有所下降等因素，预计2023年新增LNG重卡4万辆，保有量达到70.3万辆（见图6），用气需求量为172亿立方米。

综上，预计2023年交通用气需求量为282亿立方米。

3.3.5  燃气发电用气

燃气发电用气需求量采用电力消费弹性系数法进行预测。第一步，分析用电量增速与GDP增速的关系，确定电力消费弹性系数及用电量增速；第二步，分析燃气发电量与全社会用电量的关系，根据全社会用电量增速确定燃气发电量增速。

预计2023年GDP增速为5%，电力消费弹性系数为1.2，用电量增速为6%。根据各地区燃气发电项目进展，预计2023年新增燃气发电装机容量为700万千瓦左右。考虑到2023年的电力供应形势变化和气价水平，按照三种方案预测燃气发电用气需求量（见表3）。

方案一：受煤电供应宽松、气价处于高位影响，燃气机组以低发电小时数运行，全年平均发电小时数为2359小时，由此测算2023年燃气发电用气需求量为594亿立方米，比上年减少6亿立方米。

方案二：气价有所下降，燃气机组发电量增速按照用电量增速的50%考虑（3%），由此预测2023年燃气发电用气需求量为617亿立方米，比上年增加17亿立方米。

方案三：气价有所下降，煤电供应偏紧，燃气机组发电量增速与用电量增速相当（6%），由此预测2023年燃气发电用气需求量为634亿立方米，比上年增加34亿立方米。

3.3.6  工业燃料用气

充分考虑天然气作为工业燃料用气增速与GDP增速、第二产业增加值增速、全社会用电量增速之间的关系（见图7），工业燃料用气需求量采用电力消费弹性系数法进行预测。

2022年由于经济增速下滑、供应价格较高、疫情多点散发、购销合同限供等，工业燃料用气量为1335亿立方米，比2021年的用气量1399亿立方米下降64亿立方米。在此基础上，按照电力消费弹性系数法，采用三种方案对2023年工业燃料用气量进行预测。

方案一：延续2022年的高气价，同时考虑煤炭供应充足，工业企业用气量上半年仍处于低迷状态，下半年有所好转同比新增8%。预计全年工业燃料用气量为1326亿立方米，比上年下降9亿立方米。

方案二：气价有所下降，工业燃料用气量增速按照用电量增速的50%考虑（3%），2023年工业燃料用气需求量为1375亿立方米，比上年增加40亿立方米。

方案三：气价有所下降，煤炭供应偏紧，工业燃料用气量增速与用电量增速相当（6%），2023年工业燃料用气需求量为1415亿立方米，比上年增加80亿立方米。

3.3.7  化工用气

根据月度气基尿素产量情况，2022年气基尿素产量与2021年基本持平，气头甲醇产量微降，2022年尿素和甲醇用气总量与2021年基本持平；炼化等其他化工行业用气与上年持平。考虑化肥等项目价格承受能力相对较低，2023年天然气供应价格有所下降，但仍处于高位，预计2023年化肥项目用气量将会与上年持平；考虑经济回暖，2023年炼化等其他化工行业用气量将会微涨。综上，预计2023年化工用气需求量为295亿立方米，比上年增加2亿立方米（见表4）。

3.3.8  总需求量

根据以上对各用气行业需求情况的分析，若2023年经济回暖、疫情缓解、气价有所下降、煤炭供应偏紧，则2023年天然气需求量将达到3770亿立方米，比上年增加220亿立方米，增长6.2%；若经济回暖、气价有所降低，煤炭延续前两年的政策力度，则2023年天然气需求量为3713亿立方米，比上年增加163亿立方米，增速为4.6%；若经济回暖、气价维持2022年水平、煤炭供应宽松，则2023年天然气需求量为3641亿立方米，比上年增加91亿立方米，增速为2.4%（见表5）。

根据目前发展态势，结合上述影响因素的实际情况，在气价有所下降的预期下，推荐方案二——天然气需求量为3713亿立方米，比上年增长163亿立方米，增速为4.6%。

3.4  供应

3.4.1  国产气

国产气根据不同气源的资源状况和生产规律进行分析。预计国产常规气增速略有放缓，增量为80亿立方米；根据产能建设及进展，预计煤层气增量为12亿立方米；页岩气维持近两年增量，增加25亿立方米；考虑内蒙古汇能煤化工有限公司煤制天然气及液化项目产能增长，煤制气年产量增至65亿立方米。综上，预计2023年国产气总供应量为2352亿立方米，比上年增加123亿立方米，增幅为5.5%（见图8）。

3.4.2  进口管道气

进口管道气资源根据不同气源的供应状况和变化趋势进行分析。中亚管道、中缅管道天然气进口供应量基本维持现状；进口俄罗斯天然气按照第一季度5000万立方米/日，二、三、四季度6000万立方米/日的供应量计算，全年供应量为210亿立方米，增量为56亿立方米。综上，预计2023年进口管道气总供应量为692亿立方米，比2022年的627亿立方米增加65亿立方米。

3.4.3  进口LNG

进口LNG主要根据各个进口商的长期合同采购量进行分析。考虑到2023年7225万吨的长期合同资源量全部落实，预计2023年LNG进口量为1010亿立方米，比上年增加156亿立方米，但仍没有达到2021年的水平。

3.4.4  总供应量

综上所述，预计2023年中国天然气总供应量为4054亿立方米，除去出口、库存差以及损耗，可供市场量为3875亿立方米，比上年增加325亿立方米。可以看出，在2022年消费下降的前提下，2023年可供市场增量超过300亿立方米，处于较高水平（见表6）。

3.5  供需关系向供应宽松转变

2023年中国天然气可供市场资源量为3875亿立方米，市场需求量为3641亿～3770亿立方米，富余105亿～234亿立方米，相比2022年供需形势明显好转（见表7）。其中，对推荐方案（方案二）进行天然气供需平衡比较，供应富余量为162亿立方米，占需求量的4.4%；低方案资源富余量占市场需求量的6.4%，为多年来的新高。价格是平衡供需关系的杠杆。近期天然气价格波动非常明显，如果维持目前的价格水平，2023年中国天然气市场有可能存在由紧平衡转向供应宽松的局面。

4.1  主要结论

1）预计2023年中国天然气市场需求量为3713亿立方米，比上年增长163亿立方米，增速为4.6%，与前两年年均增量相当，远低于供应增量325亿立方米，但仅比2021年增加137亿立方米。可以看出，在经济放缓、煤炭供应相对宽松、油气价格处于高位的背景下，2023年天然气市场处于不景气期的可能性较大。

2）2023年居民用气和采暖用气需求量相对稳定增长，年增速为6%，但相比前几年年度气化量有所下降。在疫情缓解的前提下，公服和交通用气需求将保持良好的复苏态势，特别是车用气比上年增加40亿立方米，是主要的复苏行业；工业燃料和天然气发电是用气需求弹性最大的两个行业，是决定市场能否走出低迷期的关键领域，在煤炭供应宽松的背景下，如果没有有效的价格机制，市场复苏比较艰难。

3）结合近两年的天然气区域发展状况，沿海市场受疫情、经济放缓和外贸等因素影响较大，天然气市场波动也较大，需要重点稳定和扶持。

4）预计2023年中国天然气总供应量为4054亿立方米，可供市场量为3875亿立方米。在市场相对低迷的态势下，供应相对宽松。

5）从近几年市场特点看，需求拉动消费与价格弹性的联系越来越紧密，价格在市场中起的作用越来越大。

4.2  相关建议

4.2.1  科学定位天然气在能源转型中的角色

进入新时期，天然气业态发生了深刻变化。在油气管网独立后，天然气行业由上中下游一体化或捆绑式转变为非捆绑或部分捆绑，更加注重供应安全和价格市场化发展。同时，天然气扮演着更为重要和丰富的角色，在能源转型过程中是重要的桥梁能源、现实能源、“伴侣能源”和“日需能源”。

4.2.2  推动天然气利用，做大产业“蛋糕”势在必行

面对新的形势，最大的挑战是如何做大做强天然气产业。如果“蛋糕”做不大，天然气在能源行业有可能“边缘化”，成为“鸡肋”，被新能源跨越，被煤炭反替代；如果“蛋糕”做不大，产业链发展缺乏自动力，影响进一步投资和“走出去”战略；如果“蛋糕”做不大，将打击行业的信心和定力，市场主体大量减少，产业低迷不振。应紧密围绕“推动天然气利用”这一主题发力：一是政策驱动，环境约束。长期以来，这是最有效力的“八字经”，要推动政府及各级主管部门对天然气的支持，鼓励天然气利用，保持天然气利用政策的一贯性和持续性。二是凝心聚力，向市场输入明确的“高质量”“大发展”信息，给行业以积极信号，引导各环节齐心协作，共同发力。三是骨干企业主动担当，有所作为，继续做行业的“领头羊”。

4.2.3  积极推进进口管道气项目，挖掘资源潜力

抓住大好机遇期和窗口期，推进进口管道气项目。中亚天然气管道D线是综合效益较大的进口管道气项目，国家应加快推进实施，一方面在上游油气田寻求产品分成项目，另一方面在境外段管道进行投资，以有效控制风险。对于中俄天然气管道中线，俄罗斯的建设意愿比较强烈，借鉴东线的经验，建议境外上游油气田和管道建设由俄罗斯等投资，中国不参与或者仅低比例投资；适时启动中俄天然气管道西线的研究。同时，探讨从中东地区进口天然气的可行性。

4.2.4  加快天然气储备建设

能源安全不仅是资源供应安全，也是价格安全。为了抵御天然气供应风险，加快天然气储备建设是非常必要的。一方面在加强储气设施能力建设的基础上，做好储气和调峰气量的落实工作，保障天然气市场不均匀用气需求的安全供应，充分发挥地下储气库的调峰和填谷作用。另一方面加快天然气储备建设，包括油气田储备和地下储气库建设。未来天然气供应能力力争做到需求的1.1倍，确保市场消费，可将部分国产气田作为“调节器”。

注：本文呈现内容略有调整，具体以正式刊发为准。欢迎赴知网《国际石油经济》下载引用原文。

审核：明　双

初审：戚永颖

责编：王文第

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