2023年國際天然氣市場展望，重回增長？
來源： 更新：2023-04-04 19:29:25 作者： 瀏覽：919次
自俄烏沖突以來，國際天然氣市場供需失衡情況加劇，天然氣市場發生結構性變化，全球天然氣產量和消費量均有不同程度下降，天然氣貿易需求向液化天然氣（LNG）市場轉換。全球LNG供應緊張局勢突出，支撐北美、歐洲和亞太三大區域天然氣價格屢創新高。中國天然氣消費出現本世紀以來首次下降，LNG進口量大幅減少。
展望2023年，在全球經濟復蘇以及主要國家能源轉型加快的大背景下，全球天然氣需求小幅回升，LNG需求持續增長，供應依然偏緊，全球三大區域天然氣價格保持相對高位，但邊際供需變化對市場情緒的擾動將減弱，天然氣均價整體降低。國內經濟加快恢復，天然氣需求逐漸復蘇。
受疫情反復、地緣政治危機、高通脹等因素影響壓制經濟復蘇勢頭，疊加高氣價抑制，全球天然氣需求下滑。2022年全球天然氣消費3.995萬億立方米，同比下降1.0%（見表1）。分地區看，歐洲地區極力擺脫對俄羅斯天然氣的依賴，主動壓減天然氣使用量，天然氣消費同比下降9.1%。
北美地區以美國為主，受極端天氣影響建筑用能激增，但煤炭大量出口歐洲，天然氣消費同比增長3.7%。亞太地區天然氣消費同比下降0.6%，其中，中國經濟受到疫情多點頻發、社會需求不足等多重超預期因素沖擊，疊加高氣價，天然氣消費下降；日本和韓國受高氣價影響，采取節能和使用替代能源等方式減少天然氣使用；東南亞地區、印度等遭遇高溫天氣和煤炭短缺，加之自身天然氣產量下滑，不得不轉向國際市場尋求高價資源，但天然氣消費量仍然下降。2022年全球天然氣產量達4.016萬億立方米，同比下降0.5%（見表2），主要是受上游勘探開發投資長期不足、以及俄羅斯受制裁影響產量下滑、東南亞地區資源接替能力下降等影響；但LNG出口需求增加拉動了北美和中東地區生產活動、歐洲采取包括提高本區域產量在內的方式替代俄羅斯進口管道氣、中國加大勘探開發力度等對全球天然氣產量下降起到了很大程度的對沖彌補作用。
歐洲脫鉤俄氣，與亞洲買家爭奪LNG資源，導致跨區管道氣貿易量下降，LNG貿易量持續增加。俄烏沖突后，歐盟公布“REPowerEU”能源計劃細節，目標直指“擺脫對俄能源依賴”，短期內挪威等其他來源的管道氣難以彌補缺口，天然氣實際需求涌向LNG市場。2022年1–12月，歐盟進口俄羅斯的管道氣量同比下降56%，減量860億立方米。歐洲憑借高價吸引了大量的LNG供給，而亞太地區需求遭到沖擊，2022年全球29%的LNG資源流向歐洲，歐洲LNG的進口量同比增長62.9%，亞太地區LNG的進口量同比下降7.7%（見表3）。受制裁影響，俄羅斯天然氣貿易戰略發生轉變，歐洲地區不再是俄氣公司出口天然氣的第一選擇，亞洲地區成為俄羅斯能源更重要的出口方向。
LNG出口能力增長顯著放緩，與迅速增長的需求相比，供需缺口擴大（見圖1）。由于2016–2018年是全球液化天然氣出口項目投資低潮期，2021–2024年新增液化能力相對較少，其中，2021年全球LNG出口能力同比增加僅690萬噸/年，2022年同比增加0.21億~4.94億噸/年，遠不及LNG需求增加。新投產項目包括俄羅斯PortovayaLNG、美國CalcasieuPassLNG以及莫桑比克CoralSouthFLNG。2022年全球LNG產量為3.98億噸，同比增長5.0%。
美國、澳大利亞以及卡塔爾是主要出口國，產量占據全球LNG總產量的58%。其中，美國產量為0.80億噸，產量占據全球LNG總產量的20%，貢獻了全球46%的增量，超越澳大利亞成為全球最大的LNG出口國，主要出口目的地是歐洲；卡塔爾產量為0.75億噸，占據全球LNG總產量的19%；澳大利亞產量為0.75億噸，占據全球LNG總產量的19%。2022年全球共有2個項目完成最終投資決定，分別是美國CorpusChristiLNG（1000萬噸/年）和美國PlaqueminesLNG（1330萬噸/年）。與迅速增長的LNG需求相比，LNG產量的增加不能快速填補需求增加產生的供需缺口。
全球天然氣供需失衡局面加劇，國際天然氣價格在劇烈波動中屢創新高（見圖2）。俄烏沖突帶來了歐洲地區“超常規”的LNG現貨需求，加劇了全球天然氣供應緊張局面。歐盟委員會提出冬季前儲氣目標后，歐盟地下儲氣庫注氣量自2022年4月底以來持續超過2021年同期水平，到11月初已經超過95%。而受LNG出口需求增加影響，美國天然氣庫存直至11月才接近上年同期水平。韓國天然氣庫存直至9月才超過上年同期水平，且夏季一度低于5年最低水平。
強勁的進口需求使歐洲地區成為國際天然氣價格漲跌的“先鋒”，對于天然氣市場邊際供需變化表現出強烈的敏感性。歐洲TTF全年均價40.4美元/百萬英熱單位，同比上漲151%。亞洲與歐洲在LNG現貨市場上存在競爭關系，其需求減少導致出現TTF對JKM持續升水的罕見現象。JKM全年均價34.2美元/百萬英熱單位，同比上漲118%，低于TTF6.2美元/百萬英熱單位。美國天然氣價格也同步大幅上漲，HH全年均價6.5美元/百萬英熱單位，同比上漲77%。
2022年國內天然氣市場承受疫情反復及高氣價的壓力，全年消費持續疲弱。全國天然氣表觀消費量3650億立方米（1噸LNG＝1400立方米天然氣），同比下降1.3%；天然氣實際消費量3600億立方米，同比下降1.3%。國家發展改革委口徑下，2022年全國天然氣表觀消費3663億立方米，同比下降1.7%。
分季度看，一季度，全國天然氣消費1036億立方米，同比增長4.1%，增速為除2020年外的近5年低點，其中，3月受奧密克戎變種病毒影響，部分地區采取嚴格防疫政策，生產生活及道路運輸受阻，天然氣消費量罕見下降。
二季度，隨著國務院要求全力保障貨運物流暢通起效，經濟動能向上修復，但各地持續高壓的防疫態勢仍對企業生產及居民消費活動產生明顯抑制，全國天然氣消費776億立方米，同比下降9.0%。
三季度，受夏季極端高溫天氣和水電出力下降影響，燃氣機組頂峰出力增多，對天然氣消費止跌貢獻最大，全國天然氣消費798億立方米，同比下降1.4%。
四季度，隨著采暖需求逐步增多，天然氣消費規模有所擴大，但前期疫情高壓防控的態勢和后期感染人數的增多對天然氣消費產生了明顯沖擊，全國天然氣消費990億立方米，同比增長0.2%。
受用戶增加和民生用氣保供應拉動，城市燃氣消費實現小幅增長。隨著城鎮化水平提高和燃氣管線覆蓋面擴大，用氣人口新增3000萬人。零售、住宿、餐飲、居民服務等主要商業和公共服務類終端用戶反復遭受疫情沖擊，天然氣消費量減少較多。交通用氣方面，全年大部分時間車用LNG與柴油等熱值價格比在LNG車經濟性臨界點附近波動，且疫情對交通運輸行業沖擊較大，LNG重卡銷量同比下降37%，加氣站銷量低迷。2022年城市燃氣用氣量為1315億立方米，同比增長7.3%。
2022年燃氣發電利用小時數明顯下降，發電用氣首次下降。2022年上半年，電力需求低迷的同時煤電形勢好轉、水電高增、光伏發電增長，在高氣價環境下，燃氣機組利用小時數同比下降17%。入夏后，華東、川渝、西北等地普遍出現極端高溫天氣，連帶發生干旱，燃氣機組頂峰出力明顯增多。2022年全國燃氣發電裝機容量新增700萬千瓦，燃氣機組利用小時數2429小時，發電用氣量530億立方米，同比下降12.3%。
需求低迷疊加減產停產增多，工業用氣同比下降。受疫情散發、用氣成本過高及用電高峰時段電力供應緊張等影響，工業企業減產停產事件明顯增多。用氣較多的玻璃、陶瓷等建筑行業以及鋼鐵冶金持續受房地產行業下行拖累，需求不足。此外，高氣價導致個別用氣企業轉向替代能源。2022年工業用氣量為1445億立方米，同比下降4.2%。
化工行業景氣度較高，但限電停產、環保、保供等因素限制了用氣需求增長。盡管2022年天然氣價格上漲，但天然氣制甲醇、尿素絕大多數時間能實現正收益，盈利情況整體好于煤頭項目。國內氣頭化工企業除受限電停產、環保、保供等影響外，均保持較高的開工率，2022年化工用氣量為310億立方米，同比基本持平。
國家統計局公布數據顯示，2022年國內天然氣產量2178億立方米，同比增長6.4%。其中，常規氣產量1762億立方米，同比增長3.6%；頁巖氣產量247億立方米，同比增長11.8%；煤層氣產量114億立方米，同比增長8.9%；煤制氣產量55億立方米，同比增長10.0%。2022年，進口天然氣1531億立方米，同比下降10.0%。其中，管道天然氣進口641億立方米，同比增長7.8%。中俄東線持續超合同量（150億立方米）供氣；中緬管線進口量變化不大；中亞管線進口432億立方米，同比減少較多。受國際LNG現貨價格過高影響，LNG進口890億立方米，同比下降19.4%。出口天然氣59億立方米，同比增長6.6%。天然氣對外依存度下降4個百分點至42%，能源供應安全總體有保障。
2022年全國主干天然氣管道總里程11.8萬千米，同比增長約1.7%。新建成白9、蘇東39–61、驢駒河等儲氣庫，另有西南黃草峽、西南銅鑼峽等地下儲氣庫在建，采暖季前全國儲氣庫有效工作氣量177億立方米。新建啟東四期LNG接收站、浙江嘉興應急調峰儲運站、鹽城濱海LNG接收站、漳州LNG接收站（2023年正式投入運營），全國LNG接收能力新增800萬噸/年，達11210萬噸/年。
進口氣成本升高是國內氣價持續上行的主要原因。2022年LNG進口平均價格3.9元/立方米（不含稅，下同），同比上漲51%；管道天然氣進口平均價格1.9元/立方米，同比上漲48%；綜合進口平均價格3.1元/立方米，同比上漲44%。LNG接收站掛牌價格長期居高不下，提高了國內LNG市場整體價格，2022年全國LNG出廠價格指數6899元/噸，同比上漲41%（見圖3）。受進口氣成本上漲影響，國內供氣企業不同程度上調管道氣銷售的門站價格上浮比例，浙江、廣西、山西等22個省份管道氣平均價格為3.6元/立方米，同比上漲16%。
3.1全球天然氣市場供應緊張將有所緩解，但風險仍存
考慮到當前國際地緣政治局勢、歐亞兩大地區的消費和庫存狀況、全球LNG出口設施供應量等主要影響因素，預計2023年全球天然氣供應緊張狀態將會緩解，但基本面不會發生根本性轉變，風險仍存。
2023年，“北溪–1”管線修復的可能性極低，盡管“北溪–2”有一條管線可以通氣，且俄羅斯釋放出可以通過亞馬爾管線增供天然氣的意愿，但基于對綜合地緣政治局勢、歐盟擺脫對俄依賴目標以及俄土商議的建立天然氣樞紐對歐洲輸氣尚未進入實施階段等判斷，2023年俄羅斯出口至歐洲的管道氣大概率維持在當前水平，2023年歐盟進口的俄管道氣相比2022年將再下降380億立方米。
依照目前歐盟“減少天然氣需求措施”的執行力度，預計2023年能夠實現相比2021年削減15%的目標（2022年全年約13%），2023年歐洲天然氣消費將在2022年基礎上再降低70億立方米。從俄羅斯管道氣進口量和天然氣需求變化分析看，2023年歐盟需要比2022年多準備310億立方米的資源。
除俄管道氣外的其他主力管道已接近滿負荷運行，短期內增量資源獲取將主要來自儲氣庫庫存和LNG進口2種方式。若全部通過儲氣庫庫存平衡，鑒于這個冬季歐洲氣候偏暖，在后冬不發生天氣突變的情況下，預計2023年3月末歐盟的庫存將同比增加300億立方米，基本能夠平衡所需的資源增量，但也意味著2023年末難以實現如2022年末同樣高的庫存目標。若全部通過增加LNG進口實現，盡管新的浮式儲存再氣化裝置（FSRU）和現有再氣化終端的擴建將使歐盟2023年的再氣化能力比2021年增加約25%，但2023年全球新增的LNG供應十分有限，意味著要把更多的全球資源從其他地區吸引至歐洲。
然而，2023年歐洲想要吸引與2022年同等規模的LNG，難度會更大，一方面，部分亞洲國家LNG需求將復蘇，另一方面，在消費受資源短缺而被抑制的情況下，隨著價格的持續下跌，部分需求將被重新喚起。另外，2022年天氣相對溫和，而2023年的天氣變化情況尚不可知，對天然氣消費的影響有較大不確定性。綜合來看，2023年春季比2022年春季的庫存狀況明顯樂觀，歐盟有充足的能力和經驗，通過調節消費、消耗庫存、增大LNG進口應對俄管道氣的缺口，但風險仍可能出現在三、四季度，因為歐盟在度過夏季需求小高峰之后，需要加大LNG進口以保證2023–2024年的冬季前庫存水平維持在85%的安全線以上。
綜合供需兩側關鍵影響因素判斷，2023年國際天然氣價格仍將在相對高位上寬幅波動，但全年均價小幅回調。TTF仍將升水JKM，但升水幅度下降。與原油掛鉤的LNG長約價格受到國際原油價格降低而有所回落，明顯低于現貨價格。
預計2023年全國天然氣消費量3820億立方米，考慮到2022年低基數影響，同比增長6.1%左右。從消費結構看，城市燃氣占比提高0.1個百分點至36.6%，工業用氣占比下降0.8個百分點至39.3%，發電用氣占比提高1.0個百分點至15.7%，化工用氣占比下降0.2個百分點至8.4%。
用氣人口增加和服務業復蘇帶動城市燃氣消費持續增長。天然氣管網覆蓋范圍進一步擴大，城燃市場持續下沉，預計2023年新增用氣人口維持在3000萬人。隨著疫情政策調整，餐飲、旅游、娛樂、住宿、交通運輸等服務業加快恢復與增長。預計2023年城市燃氣用氣量1390億立方米，同比增長5.7%。
氣電裝機量持續增長但利用小時數變化不大。2023年華電青島天然氣熱電聯產、惠州大亞灣石化區綜合能源站、川投（資陽）燃氣發電等項目建成投產，全國燃氣發電裝機有望突破1.2億千瓦。水電、風電等可再生能源發電量持續快速增長，煤炭兜底保障作用增強，但綜合考慮宏觀經濟復蘇以及仍有可能發生極端天氣等因素，電力市場或呈現局部供應緊張狀態，燃氣發電將發揮關鍵調節作用。預計2023年發電用氣需求反彈，用氣量600億立方米，同比增長13.2%。
社會需求改善，房地產投資企穩，工業用氣呈“V”字回升。隨著“保交樓”、降低信貸成本等促進房地產平穩健康發展的眾多政策效果顯現，房地產市場筑底企穩可期，鋼鐵、建材、玻璃等相關產業需求迎來利好。同時，電力供應側為應對極端天氣準備更加充分，限電停產情況改善?？紤]到2022年整體低基數的影響，2023年工業用氣將逐漸反彈，用氣量1510億立方米，同比增長4.5%。
化工用氣需求穩中有增?；ば袠I在經歷2022年較高景氣周期后有所回調，但限電、環保、限氣等導致企業減產停產的不利因素也在減少，疊加經濟復蘇，需求改善，預計化工用量320億立方米，同比增長3.2%。
2023年進入到“七年行動計劃”的第5年，國內油氣企業將保持勘探開發的投資力度支持增儲上產，疊加進口氣高價的推動作用，預計2023年國產氣供應量有望達到2280億立方米，同比增長4.8%，接近完成國家《“十四五”現代能源體系規劃》提出的2025年發展目標。中俄東線工程建設持續推進，2023年新增供氣量70億立方米（合同量），考慮2022年以來超合同供氣情況，預計2023年中俄東線供氣量為220億~230億立方米。與卡塔爾、美國等近年新簽LNG進口合約進入執行期，預計LNG合約貿易量870億立方米，僅需少量LNG現貨作為補充。
3.2.3國內氣價受進口成本推動整體仍處于較高水平
2023年國際天然氣市場價格繼續較高位震蕩，現貨采購及LNG長約資源進口價格整體提高我國天然氣供應成本。2023年是黨的二十大勝利召開后的新一年，也是“十四五”規劃承上啟下的關鍵一年，預計經濟和社會發展多方面將迎來新的轉變。盡管高成本資源對部分下游用戶用氣有制約作用，但經濟復蘇和能源保供需求抬高了其中發電用戶和一些工業用戶的承受水平。預計國內天然氣價格大概率延續2022年高價位水平，LNG出廠價格指數全年均價為6000~7000元/噸。
3.2.4改革與發展兼顧有利于筑穩天然氣行業發展根基
天然氣行業發展短板將更快補齊?！?ldquo;十四五”現代能源體系規劃》與上一個五年規劃相比，能源安全被提升至顯著位置，天然氣方面不再有擴大消費的表述，主要強調增強儲備和調節力。地下儲氣庫、LNG儲罐、互聯互通管線等有望加快建設，解決天然氣儲氣調峰能力不足的短板問題，開創行業高質量發展新局面。
全國統一天然氣市場建設將加快。2022年4月，《中共中央國務院關于加快建設全國統一大市場的意見》提出“健全油氣期貨產品體系，規范油氣交易中心建設”“推動油氣管網設施互聯互通并向各類市場主體公平開放”“穩妥推進天然氣市場化改革，加快建立統一的天然氣能量計量計價體系”等，有利于天然氣行業朝著更統一、更有活力的方向發展。
LNG接收站氣化服務定價將更加規范。2022年5月，國家發展改革委發布《關于完善進口液化天然氣接收站氣化服務定價機制的指導意見》，指導各地進一步完善氣化服務定價機制，規范定價行為。通過實行更加靈活的政府指導價管理方式，有利于激發接收站活力和積極性，長期有利于推動LNG接收站公平開放，促進天然氣行業高質量發展和市場化改革，保障國家能源安全。
城鎮管道燃氣投資規模將顯著加大。2022年6月，國務院辦公廳印發《城市燃氣管道等老化更新改造實施方案（2022–2025）》，提出2022年抓緊啟動實施一批老化更新改造項目，2025年底前基本完成城市燃氣管道等老化更新改造任務。
2022年7月，住建部發布《“十四五”全國城市基礎設施建設規劃》提出到2025年大城市及以上規模城市管道燃氣普及率不低于85%，中等城市不低于75%，小城市不低于60%，城鎮管道燃氣普及率將持續提高。
2022年對國際和國內天然氣市場而言都是極不平凡的一年。國際上，俄烏沖突短期引發全球天然氣貿易結構大幅調整，天然氣供應緊張加劇，在恐慌情緒助推下，全球天然氣價格呈現出前所未有的行情，氣價水平超出正常年份數倍之多且短時劇烈震蕩，歐洲地區一躍成為全球氣價高地。能源安全再度成為全球各國關注的焦點。國內，在新冠疫情反復擾動和氣價上漲抑制之下，天然氣消費出現本世紀以來的首次負增長。
2023年，國內天然氣行業仍將面對復雜的國內外政治經濟環境、高位震蕩的國際氣價等一系列不利因素，但是在推動經濟復蘇的決心和信心之下，國內天然氣需求將會穩定復蘇，同時國產氣量、進口管道氣量和進口LNG合約量的增長，以及儲氣調峰設施加快建設將為天然氣需求增長提供穩定支撐，天然氣供應安全總體有保障。
