近两年全球天然气市场表现不佳，中国的天然气市场也走到了新的十字路口。有人用“疲软”来形容当前的市场现状，也有人用“尴尬”来形容发展困境。

近年来，有关新能源的政策密集发布，而承担能源保供“压舱石”作用的煤炭也备受关注。对比之下，天然气政策显得相对静态，行业从业者也逐渐接受了天然气的“配角”身份。

中国的天然气市场经历了长达20年的高速发展期，年消费量从2004年西气东输管道投产之初的415亿立方米到2021年的3690亿立方米。近年来，国内外能源市场环境发生了较大的变化，2020年我国提出“双碳”目标，2022年俄乌冲突引发欧洲能源危机，全球能源体系正在加速重构，天然气发展的内生动力和目标定位也正在改变。在经历了2022年的负增长后，2023年恢复性增长的国内天然气市场未来将走向何处？

高速发展到“过渡”能源，天然气价值何在？

即便是在五年前，如果有人说天然气是过渡能源，从业者大多不会认同。而近两年来，业内逐渐开始接受天然气是“过渡”“桥梁”能源的提法。

2011年，IEA（国际能源署）提出“天然气黄金时代”的概念，此后无论是国际还是国内天然气市场，均迎来了高速发展阶段。

2017年，国家发展改革委和国家能源局等十三个部委联合印发了《加快推进天然气利用的意见》，明确了逐步把天然气培育成我国主体能源之一的战略定位。同年发布的《中国天然气发展报告（2017）》白皮书提出，要凝聚共识，进一步明确天然气作为我国主体能源之一的战略定位。尽管当年冬季，北方大规模“煤改气”引发天然气供应紧张，但天然气高速发展势头仍持续到了2021年。特别是2021年，国内天然气表观消费量同比增长12.7%。

2020年“双碳”目标的提出，改变了天然气的消费曲线走向。国务院发展研究中心资源与环境政策研究所能源政策研究室主任洪涛发表文章认为，“碳中和”目标下，中国天然气不可或缺但发展空间将被压缩，中国天然气发展将呈现快增长、早达峰、高点低、平台期缩短、更早更快下坡的特点。

2021年5月举行的第一届碳中和（西安）国际论坛上，中国工程院院士、中国石油勘探开发研究院研究员赵文智认为，“双碳”目标要在保证能源安全的基础上去谋划，可以将天然气作为从化石能源向清洁能源过渡的桥梁。

由国家能源局油气司参与编制的《中国天然气发展报告（2021）》提出，立足碳达峰目标和行业发展新形势，明确“天然气是实现‘双碳’目标和‘美丽中国’的重要力量”。

对此，当前及未来较长时间，我国能源发展进入增量替代和存量替代并存的发展阶段。包括天然气在内的化石能源，既是保障能源安全的“压舱石”，又是高比例新能源接入的新型电力系统下电力安全的“稳定器”。

上述表述明确了天然气发展的两大方向。同时，在能源供应宽松、绿色转型加快的形势下，相比保供，天然气的调节价值将更加突出。

新能源的发展速度和煤炭的“回归”，让天然气从业人士感受到明显的压力。中国石油天然气销售公司（昆仑能源有限公司）副总经理武艺在第五届重庆油气论坛冬季峰会上表示：“新能源的发展对天然气的影响越来越明显。”

为应对新变化，2023年10月，中石油再次启动天然气销售组织体系优化调整。据《南方能源观察》（以下简称“eo”）了解，中石油天然气销售公司将成立气电和新能源、城镇燃气、液化天然气（特种气体）、液化石油气等5大专业化事业部。

消费峰值临近，市场发展空间还有多大？

有从业人士告诉eo，当前行业发展信心不足，主要是由于当下市场消费乏力。

国家发展改革委的数据显示，2023年1—9月，全国天然气表观消费量达2887.5亿立方米，同比增长7%。山东来佰特数据科技有限公司天然气事业部总监刘广彬认为，考虑到2022年同期基数偏低，再剔除储气数据，2023年以来国内天然气的实际消费增长有限。

2023年市场整体供需宽松，特别是上半年。2023年以来，工业燃料用气与2022年基本持平，表现欠佳。

受夏季气温影响，天然气发电量增加拉动天然气消费及宏观经济恢复，8—9月，国内天然气需求增速触底回升。今冬明春（2023年11月—2024年3月）天然气供需形势总体宽松。

国家石油天然气管网集团市场部副总经理杨安在第五届重庆油气论坛冬季峰会上表示，2023年冬季天然气价格同比将大幅回落，需求恢复性增长，供需明显改善。中海石油气电集团有限责任公司资源与市场部副总经理王欣则表示，预计暖冬天气下国内天然气供应充足，甚至严重供大于求，冷冬天气下或出现阶段性供应偏紧。

中石油天然气销售公司预估，2023年国内天然气消费量达3880亿立方米，同比增速为5.6%。武艺表示：“2023年天然气市场总体没那么好，也没那么坏。”

刘广彬认为，综合考虑GDP增长，5%—6%的消费增速并不高。与此同时，他认为即使不考虑近两年疫情、国际环境的影响，随着减碳政策的持续推进，我国天然气消费增长速度也将有所回落。“5%—6%的增速或成为今后天然气市场的新常态。”

价格是影响需求的最主要因素。2022年高企的气价使我国天然气消费首次出现负增长。2022年广东天然气消费量约为336亿立方米，较2021年的364亿立方米减少28亿立方米；江苏2022年消费量约307亿立方米，同比下降2%。

2023年受国际油价偏高、天然气进口长协计价滞后的影响，国内气价仍处于较高的水平，对需求产生一定的抑制。有市场人士直言：“天然气发展最大的问题就是贵，比煤炭贵，比正在降成本的新能源还贵。”

有政策研究人士认为，2022年的天然气价格已经超过市场承受能力，而2023年的气价或许已经触及市场承受能力的天花板。他认为，当前国内天然气批发环节的门站价格已经接近2015年门站价格下调0.7元/立方米之前的水平。“对天然气市场具有较大的影响力和控制力的三大石油公司，面临降价促销和保持高价市场滞涨的抉择。”

尽管存在诸多不利因素，未来较长一段时间，国内天然气消费仍将持续增长。

《中国天然气发展报告（2023）》研判认为，天然气作为最清洁低碳的化石能源，是我国新型能源体系建设中不可或缺的组成部分，当前及未来较长时间内仍将保持稳步增长。

10月20日，中国石油集团经济技术研究院院长陆如泉在出席相关论坛活动中表示，在“双碳”目标指引下，2035年前，我国天然气需求仍将处于快速增长期；2035—2040年，我国天然气消费进入峰值平台期，以与新能源融合发展为主要动力，需求峰值约6000亿立方米/年。

天然气发展增长的空间在哪里？上述政策研究人士认为，未来天然气利用的增长领域主要在工业和发电。城镇燃气用气与房地产行业相关度高，已经开始进入发展瓶颈期，且未来面临管道掺氢的竞争和年轻人生活习惯的改变；交通用气已进入存量下降阶段，未来LNG重卡也难以与氢车和电车竞争；天然气化工方面也难有增长突破。

与新能源融合，气电增长潜力几何？

国内主要的天然气生产、销售企业也将目光投向了燃气发电。

2023年以来，受夏季高温、西南来水偏枯的影响，国内天然气发电用气增速领涨。

王欣在前述论坛公布的数据显示，2023年前8个月，国内发电用气量同比增长8%，城燃用气同比增长10%，工业用气同比基本持平。2023年夏季，广东、海南、福建等地用气量大幅增长。其中，广东5月31日发电用气需求突破1亿立方米。2023年6—8月，中海油共向广东省的燃气电厂供气40.5亿立方米，同比增长26.1%。

近两年，各地新上燃气发电项目明显增多。公开信息显示，2021年，我国新增天然气发电装机规模约1057万千瓦。2022年4月8日，山东省能源局发布《关于山东省“十四五”重型燃气机组示范项目的公示》，将8个项目列为“十四五”重型燃机示范项目，总装机规模约850万千瓦。

据国家能源集团科学技术研究院副总经理刘志坦介绍，截至2022年底，我国气电装机容量达到1.15亿千瓦，其中广东的气电装机规模达到3375万千瓦，长三角的气电装机规模为4148万千瓦，京津冀的气电装机规模为1655万千瓦。

不过，武艺表示，目前气电的发展路径尚不明确。例如，国家能源局组织发布的《新型电力系统蓝皮书》对气电描述较少。国家相关政策也提出在落实气源的前提下因地制宜建设天然气调峰电站。

石油公司看好燃气发电用气增长潜力，但仍谨慎投资建设燃气发电项目。近年来，中石油内部对于是否要进入燃气发电领域一直缺乏共识。2018年中石油成立了发展气电的专业化公司——中石油昆仑气电有限公司，但鲜有投资动作。

对于电网调度而言，调峰燃气电厂是最好用的调节资源之一，具有灵活启停、响应迅速、可季节性调峰等优势。“好用却用不起”是电力行业对气电的普遍认识。此外，在电力行业人士看来，在能源供应紧张时，天然气还具有价格波动大、供应不稳定的缺点。

有部分观点认为，天然气进口依存度高、价格高、资源宝贵，应该少发展天然气热电联产，适当运用于调峰。有广东省能源研究人士表示，国家正在加快推进支撑性煤电机组建设，抽水蓄能电站和储能电站建设如火如荼，都在挤压天然气发电的空间。

考虑到碳成本，远期天然气发电还有一定的增长空间。中国工程院院士汤光福等发表在《中国工程科学》上的相关文章提出，考虑碳排放+CCUS（碳捕获、利用与封存技术）的应用成本后，远期成本差距将显著缩小，突出天然气与新能源适宜密切协同的特征，通过煤电/气电优化配置起到电力供应安全的托底作用。

有广东省内燃气发电厂负责人告诉eo，气价仍是决定天然气发电空间的最主要因素，高气价下气电发展难以持续，考虑到国际气价的下降趋势，天然气发电形势有所好转。

受访的天然气政策研究人士则表示，现在市场各方低估了天然气发电的需求和潜力。天然气发电作为调峰电源，其表面的制约因素在气价，未来的突破口在电力市场化改革。在完善的电力市场条件或者电力顶峰硬缺口下，气电将是必然选择。

市场化改革推进，行业发展还靠“自我”努力

2022年面对全球能源危机，很多国家出台了限价、补贴等政策，加大了对能源市场和价格的干预力度。对比来看，2022年以来，我国的天然气价格政策基本稳定。与此同时，为了疏导气价，2023年6月，国家发展改革委发布了《天然气上下游价格联动机制指导意见》，此后各地相继发布价格联动新政，居民用气价格也开始“动”起来。

不过，现行的价格机制下，受国际气价的影响，国内批发环节气价仍然较高，特别是上游销售企业制定了名目繁多、涨幅不一的复杂购销气合同，饱受市场诟病。

除了价格的持续市场化，保供的市场化属性也逐步增加。10月16日国家能源局组织召开的2023—2024年采暖季天然气保供专题会议强调，要坚持天然气市场化发展改革方向，强化供用气合同签订和履约执行，做好合同内应急、合同内保供。据国家管网集团人士透露，国家能源局在保供专题会上明确表示：“采暖季所有供气全部要签订合同，谁的市场谁负责，谁的用户谁保供。”

落实供气合同签订成为市场化保供的重要手段。2023年以来，国家能源主管部门先后发布了《关于组织签订2023年天然气中长期合同的通知》《关于2023年天然气中长期合同签订的补充通知》，对年度天然气中长期合同签订、民生用气合同单独签订等作出明确要求。

杨安介绍，在国家发展改革委的指导下，国家管网集团配合完成全国天然气中长期合同归集系统的建设应用，积极引导供销气合同应签尽签，当前基本实现了全国各省、区、市民生用气合同的全覆盖。保供由“无限责任”向“有限责任”转变，市场化保供正在成为共识。

2023年，国家还调整了农村煤改气的保供政策。

公开报道显示，为落实国家保供政策，在河北省政府的强力推动下，目前，河北省已有超过70个县（市、区）政府与100多家当地燃气企业签订气代煤居民用气保供协议，覆盖气代煤用户近800万户（河北全省气代煤用户约为1077万户）。

以河北省保定市为例，当地政府承诺按照“2023年气价倒挂补贴100%实核实补+往年气价倒挂损失+政府工程和设备欠款”，以2023年10月31日40%、2023年12月31日30%、2024年3月31日30%等时间节点和比例拨付相关资金，当地燃气企业则根据协议和政府拨付的资金全力做好冬季采暖保供工作。

9月底，国家能源局发布的《天然气利用政策（征求意见稿）》，按照是否纳入国家级规划计划、气源是否落实、气价可否承受等条件，再区分存量与增量用气，将农村煤改气用气类型划分为优先类、允许类和限制类。

有市场人士评价认为，无论是价格机制还是保供政策，当前国内天然气发展的总体政策环境相对宽松，天然气市场有多大的发展潜力和空间，还靠行业自身的努力，是时候检验天然气市场真正的“内功”了。