我国上半年天然气市场消费高速增长，呈现‘淡季不淡’的特点。预计下半年，天然气需求将延续年初以来的快速增长态势，增长领域主要集中在清洁采暖、工业燃料和发电三个领域，全年用气需求3690亿—3710亿立方米，高月高日需求很可能超过15亿立方米/日。今冬明春国内天然气供应形势将面临一定压力。除加强资源组织，做好需求侧管理外，各方应重新认识市场发展特点及国际LNG贸易趋势，加倍重视中长期资源采购协议，以保障整个天然气行业的健康可持续发展。

今年上半年，我国经济运行稳中向好，能源消费需求快速反弹，天然气消费同比增长21.2%，呈现“淡季不淡、旺季更旺”新态势。在国际资源整体紧张，价格趋高的大背景下，今冬明春国内天然气供应工作将面临较大压力。建议天然气产业链各主体强化底线思维，加大勘探开发力度，加强资源组织，推进储气调峰设施建设，做好需求侧管理，切实保障天然气稳定供应。

需求大幅增长 供应能力显著提升

市场消费方面，据国家能源局数据，今年上半年全国天然气市场消费同比增长21.2%，较2019年同期增长23.5%，两年平均增长11.1%。其中，工业用气略超700亿方，主要得益于工业锅炉煤改气持续推进，特别是建材、化工、纺织等行业的景气度大幅提升，大宗商品价格连续上行，拉动工业燃料需求快速增长；发电用气约300亿方，增长动力主要来自东部沿海省份电力需求快速增长，以及能源“双控”目标下煤炭消费受限，可再生能源发电阶段性偏弱。去年12月至今年1月期间，我国连续经历4次全国大范围寒潮大风降温天气，多个省市气温创历史新低，全国高峰日天然气需求突破13.75亿方，同比日均增加1.62亿方，增幅高达17.2%。从南至北多个省份出现了短期性供应短缺局面。采暖季结束后，天然气市场需求并没有出现往年的季节性减少，3月份以来持续强势反弹，呈现出“淡季不淡、旺季更旺”新态势，大部分时段大部分区域都呈紧平衡状态。

资源供应方面，根据国家发改委运行快报统计，今年上半年我国各类天然气资源总量合计1851亿立方米，同比增加273亿立方米。其中国产资源1038亿立方米，增幅9.5%，持续保持快速增长态势；进口资源813亿立方米，增幅达29.6%。中俄东线中段去年底投产后市场已覆盖到环渤海区域，借助冀宁线、青宁线等进一步辐射到长三角市场，日进口量在去年基础上将大幅增长。

今冬明春需求将延续 快速增长态势

 “十四五”规划开局之年，各地认真贯彻落实“双控”目标，加快推动能源结构低碳化转型，严格限制煤炭消费增长，天然气成为实现碳达峰目标的现实能源选择。预计下半年，天然气需求将延续年初以来的快速增长态势，增长领域主要集中在清洁采暖、工业燃料和发电三个领域，全年用气需求3690～3710亿立方米，高月高日需求很可能超过15亿立方米/日。

需求弹性来自三方面因素，一是德尔塔病毒全球蔓延世界经济活动强度有所减弱，秋冬季疫情发展存在不确性；二是国际现货LNG价格持续走高对工业、发电、LNG汽车用气形成抑制，伴随大宗商品价格震荡回调，部分工业用户价格承受能力降低，高气价下企业可能压减生产负荷，双气源用户将转向燃料油或LPG；三是全球变暖背景下极端化气温尚不可预见，如出现去年类似情况将会带来高峰日需求的骤增，从往年情况看气温下降1℃全国天然气需求预计大致增加3500万立方米/日。

京津冀、汾渭平原及冬奥会周边地区仍然是清洁采暖煤改气的重点，根据国家规划北方地区清洁取暖率今年总体要达到70%，相比上年新增5个百分点。工业燃料领域，各地锅炉、窑炉综合整治持续推进，广东、福建、四川、重庆、山东等地今年年底前陶瓷、玻璃窑炉基本全部完成天然气改造,预计下半年工业燃料用气需求约与上半年基本持平。

天然气发电主要集中在江苏、浙江、广东、北京、上海等经济发达省份，一是满足热电厂冬季热负荷增加需求，二是满足电网夏季高峰及春节前后次高峰供电需求。“双碳”战略下东部区域新增电力需求主要依靠可再生能源满足，但风光出力的季节性、间歇性及水电枯水期外送电大幅减少均需要增加天然气发电来解决，天然气对电网的反调峰作用日益凸显，年初美国中东部极端寒潮天气导致光伏、风电设备停摆，天然气发电需求骤增给我们很多警示。目前我国大部省份天然气发电上网主要采取计划电模式，即由省能源电力主管部门下达年度发电计划，远程调度燃机的启停。截至6月底，全国6兆瓦及以上燃气发电总装机达到10588万千瓦，比上年同期新增1217万千瓦；上半年燃机发电小时数平均达到1328小时，天然气发电量1390亿千瓦时，预计下半年在7、8月份用电高峰及12月份取暖拉动下，发电用气需求比上半年增加12%左右。

多措并举做好资源储及供应安排

三大石油公司将持续加大勘探开发力度，预计下半年国产天然气资源量为1050亿立方米左右（含煤制气），今冬明春为730亿立方米左右，增量主要来自非常规天然气。进口管道气包括中亚气、缅气和俄气，进口LNG来自长约和现货两方面，根据各公司已签订的中长期合同及现货招标、LNG窗口期预订情况，并考虑现货价格高位运行下工业、发电需求受抑制因素，预计下半年进口量大致为上半年的70%左右。储气调峰能力方面，预计2021年全国地下储气库可形成175亿立方米工作气量，沿海LNG储罐容积达到1066万立方米。

从国际资源供需形势看，受疫情影响去年全球天然气供应严重过剩，原计划建设的11条生产线只有一条做出投资决策，全球新增产能仅2000万吨，今年可投入运行的新增产能仅为890万吨。相比之下，新冠疫苗接种及政策刺激下主要国家经济持续复苏，特别是碳中和升温背景下绿色投资大幅增加,刺激天然气需求快速反弹，市场供需格局发生逆转，三大市场供应持续收紧。东北亚现货LNG到岸价从去年底谷时的1.83美元/百万英热一路攀升，9月交割船货近日已升至16美元/百万英热，创历史最高水平。今冬明春东北亚LNG现货市场价格最冷两个月很可能突破20美元/百万英热单位。

可以预见，在国际资源整体紧张、价格趋高的大形势下，如遇大范围持续极端低温天气,今冬明春国内天然气供应形势将面临一定压力。建议各级发改委能源等主管部门高度重视保供工作，基于底线思维，考虑极端低温天气情景，统筹协调“产运储销贸用”各环节，统筹电力天然气联调互保，压实各方储气调峰保供责任, 遵循“保民生、保公用、保重点”原则分级分类部署制定应急预测；资源供应企业加快推进重点气田新建产能建设，加强资源组织，严格履行供气合同及调峰保供责任，做到“应储尽储”，精细化管理做好产运储销的衔接，提前锁定管容、库容及罐容，落实可调节用户清单，在气量、气价、补偿等方面做好约定；管网企业加快主干管网、互联互通及调峰设施建设，消除管输瓶颈，提高互供互保能力，加强管网运行调度，做好应急情况下的及时高效响应；城市燃气企业详细摸排终端用户需求，做好需求侧管理，考虑极端气温情景,通过长协、现货等资源组合提前锁定资源，严格落实储气调峰责任；电厂等直供大用户根据本企业实际情况，做好天然气资源采购、储备及生产安排。

此外，天然气上游勘探开发及LNG液化属于资金密集型领域，在全球日益重视碳排放大背景下投资计划性更强，过去几年国内天然气市场高度依赖低价现货LNG增供的发展模式恐难以为继。各方应重新认识市场发展特点及国际LNG贸易趋势，加倍重视中长期资源采购协议，以保障整个天然气行业的健康可持续发展。