立冬前后，受冷空气影响我国北方大部分地区气温持续下降，多地供暖陆续启动，能源需求逐渐增加。随着各地加速入冬，2023~2024年供暖季也拉开帷幕，今冬明春天然气保供形势引发关注。
天然气需求增长仍以“复苏”为主
今年以来，国内天然气消费规模止跌回升，供应总量保持增长，供需形势趋于宽松，天然气市场逐步修复2022年的异常下挫，重回增长轨道。
1~9月，在我国经济总体回升向好、国际天然气价格明显回落、去年低基数三重因素共同支撑下，全国天然气消费规模2837亿立方米，同比增长7.7%。
今年的需求增长仍以“复苏”为主，1~9月，天然气消费的四类主要用户，即城市燃气、工业燃料、燃气发电和化工原料，均实现了同比增长。
1~9月，我国天然气供应规模2914亿立方米，同比增长7.7%。其中，国产气供应量1715亿立方米，同比增长7.1%，与近5年平均增速持平；进口管道气513亿立方米，增速5.6%，较去年同期的9.7%明显回落；进口液化天然气（LNG）触底反弹，在新增合约陆续开始供应和国际气价下行两方面因素推动下，共进口721亿立方米，同比增长10.1%，但距离2021年同期的826亿立方米仍有明显差距。
进口天然气价格继续分化。1~9月，我国天然气进口均价2.66元/立方米，相比去年同期明显回落，但进口管道气和LNG价格受国际油、气价格走势和去年基数差异影响出现分化。进口管道气均价2.02元/立方米，较去年同期上涨16.6%，主要原因为价格挂钩原油且存在数个月的滞后期；进口LNG则跟随国际气价走势变化，均价3.12元/立方米，较去年同期降低15.8%。
新签长期购销协议延续增长态势。鉴于近年来国际气价的大幅涨落，为保证未来资源平稳供应，国内企业继续积极签署新的LNG长期购销协议。2023年以来，国内企业共签署LNG中长期购销协议8份，合计规模1070万吨/年，相当于2022年签约量的58%。
供暖季需求仍存在变数
今冬明春天然气需求在国内外经济走势和去年基数影响下，增速预计将小幅回落；厄尔尼诺现象可能带来暖冬，进一步抑制冬季需求增长。
今年7月以来，国家在扩大汽车和电子产品消费、促进民营经济发展、调整房地产政策等方面出台了一系列措施，市场信心得到初步提振。特别是三季度以来，宏观经济数据持续改善，代表消费的社会消费品零售总额、反映外贸的进出口商品总值（人民币计价）和体现投资的当月固定投资规模连续回升。
三季度，我国国内生产总值（GDP）增速达到4.9%，超出市场预期，这表明经济顶住了来自国外的风险挑战和国内多重因素交织叠加带来的压力，总体上持续恢复向好。但是也需要注意到国际政治局势和经济滞胀等方面影响，外贸需求仍存在一定变数。
除宏观经济外，今冬明春各用气结构增长也存在政策和价格方面的不确定性。国家气候中心判断，今年有较大概率出现中等强度厄尔尼诺现象，并达到峰值，可能导致暖冬现象出现。
在基准情景下，总体延续当前政策支持力度和经济复苏进程，今冬明春出现中等强度厄尔尼诺现象，华北地区气温偏高1~2摄氏度，南方地区接近常年，预计供暖季天然气需求量增长4.9%。
在积极情景下，全球经济好转再次提振外需，中美经贸关系有所改善，中欧电动汽车贸易争端问题得到解决，外贸进出口明显回暖，厄尔尼诺影响低于预期，今冬明春气温维持常年同期水平，预计供暖季天然气需求量增长7.2%。
在两种需求情景下，2023~2024年供暖季高月均出现在1月，较上个供暖季推迟一个月，这考虑到两个供暖季节日因素的差异。2024年春节（2月10日）较2023年春节（1月22日）推迟，春节假期对天然气消费的主要影响时段集中在2月。因此，2024年1月在气温触底和节日前赶工双重因素影响下成为本供暖季需求规模和同比增速的双重高月，而2月受春节影响，将难以再现2022年2月和2023年2月的高速增长情景，预计月度需求量较2023年2月将出现一定幅度的下滑。
综合考虑经济复苏预期和气温偏高1～2摄氏度的情景假设，预计今冬明春供暖季日峰值高度为13.8亿～14.8亿立方米，较2022~2023年供暖季峰值（13.2亿立方米/日）有明显上涨。根据往年寒潮规律，日峰值需求预计将出现在2023年12月下旬至2024年1月上旬。
天然气供应将保持总体宽松态势
在供应侧，国产气平稳增储上产，进口气增速明显回升，储气库存气量达到历史高位，2023~2024年供暖季国内天然气供应将继续保持总体宽松态势。
其中，国产气参考往年增速，预计供应量为1052亿立方米。进口管道气中，中俄东线将继续按合同增供；中亚管道近年来冬季频繁短供，但2023年土库曼斯坦总统两度来华访问，且乌兹别克斯坦已经打通了从俄罗斯进口的通道，中亚和我国“争气”的现象预计将有所好转；预计中亚、中俄和中缅三大陆上进口通道合计进口量278亿立方米。进口LNG方面，在2022~2023年供暖季基础上考虑新增长期购销协议，预计进口规模增至418亿立方米。储气设施方面，我国2022年底已建成各类储气库（群）24座，形成工作气量192亿立方米，在进入供暖季前已完成注气工作；沿海LNG接收站储罐合计罐容1368万立方米，折合储气能力85.5亿立方米，以高库存迎接供暖季到来。
计算国产气、进口管道气、进口LNG和储气库库存，并扣除出口我国港澳地区部分后，预计总供应规模达到1923亿立方米，超过基准情景需求68亿立方米，如再加上LNG罐容库存、2022~2023年供暖季储气库剩余库存，以及国际气价走低后LNG现货采购规模的增长，也可以满足积极情景下1928亿立方米的需求。因此，在当前国际气价预期和不出现计划外极端天气的前提下，2023~2024年供暖季国内供需保持总体宽松态势，但近年来极端天气频发，仍需警惕极端寒潮下可能出现的短时、局地供应紧张现象。
今冬明春保供工作建议
今冬明春相对宽松的国内外供需格局，在一定程度上降低了天然气供应企业资源筹措的成本和压力，但并不意味着可以高枕无忧。天然气的民生属性和供暖季的敏感性决定了企业在这一时期仍然要全力以赴。
第一，高度关注超预期因素变化，做好双向调节准备。
与往年相比，今冬明春供暖季的特点在于经济和气候这两大影响因素都存在较为明显的不确定性，市场走势同时具备向上和向下两个方向变化的可能。如经济复苏叠加2024年春节假期靠后和气价走低因素，可能会推动用气规模和日峰值出现较大幅度增长；如果经济复苏滞后，厄尔尼诺现象强于预期，则可能导致用气需求明显偏离预期。此外，寒潮、海冰、冻雨等极端天气也会对局部地区的短时供需带来显著影响。因此，天然气供应企业需要高度关注宏观经济指标走势、气象部门定期发布的天气公报预报及重点地区的产业活跃程度和极端天气，及时预判市场形势变化，尽量减小对天然气供应的影响；需要提前编制应对预案，考虑供不应求的压减方案和供过于求的调峰用户启动方案，并根据市场变化适时启动预案；设施预留双向调节能力，在实现国家要求储气目标的前提下，预留一定储气能力，避免下游市场不及预期带来的“憋压”“憋罐”现象和LNG船舶滞期损失。
第二，着力提升应急调节能力和管理水平。
7月11日，中央全面深化改革委员会第二次会议审议通过了《关于推动能耗双控逐步转向碳排放双控的意见》，明确提出了“深化油气储运体制改革，发挥好储备的应急和调节能力”。我国近年来储气调峰能力快速提升，但多数设施仍按照“注气期平稳注入，采气期平稳采出”设计注采能力，最大日注采能力难以满足突发应急注采需求，同时，由于储气设施和外输管道由不同主体投资建设，也存在管输瓶颈制约设施注采能力发挥的现象。从近几年运行情况来看，极端天气频繁出现，可再生能源的快速发展又进一步催生了气电顶峰应急运行需求。储气库、LNG接收站等储气设施能否在关键的几天或一两周时间内连续高负荷运行，在很大程度上决定了全年保供任务能否圆满完成。因此，有必要联合油气、管网、气象和电力等多部门，科学预测未来我国储气和应急调节需求，系统梳理储气设施建设潜力和可能存在的外输瓶颈，从国家层面统筹规划，确保天然气“进得去，出得来”。
第三，“第二梯队”规模和影响力持续扩大，应承担起相应储气调峰责任。
我国当前储气调峰责任的划分是中国石油、中国石化、中国海油和国家管网承担合同量10%的储气能力，城市燃气企业承担5%，地方政府承担1%。在全国资源均由三大石油公司和国家管网组织供应的前提下，3个环节储气责任合计为16%左右，基本满足季节调峰需求。随着油气领域市场化改革的推进，以城市燃气企业为代表的进口主体（简称“第二梯队”）开始直接进口天然气供应国内市场，规模持续攀升。据我国LNG进口和长期购销协议签约情况的统计，2023年，“第二梯队”已履约的LNG长期购销协议为1288万吨，占全国已履约LNG长期购销协议的19%；预计2025年为1795万吨，占比为23%；预计2030年为2747万吨，占比达27%。因此，“第二梯队”也需要承担作为天然气供应者的储气调峰责任。
