国家能源局发布《中国天然气发展报告（2023）》_冰箱维修

近日，国家能源局发布《中国天然气发展报告（2023）》

以下为原文：

前言：

2022 年，国际地缘政治局势剧烈动荡，能源产业链供应链屡受冲击，能源格局深刻调整，贸易流向显著变化， 能源价格高位剧烈波动，能源消费增速放缓。面对异常复杂的国际形势，中国天然气行业主动应对，坚持供需两侧协同发力、保供稳价，为稳定全球天然气产业链供应链做出积极贡献。

党的二十大报告提出，深入推进能源革命，加大油气资源勘探开发和增储上产力度，加快规划建设新型能源体系， 为推进能源绿色低碳转型和高质量发展指明了方向。面对能源发展新形势新要求，天然气行业将深入贯彻落实习近平总书记重要指示批示精神，持续加快产供储销体系建设， 提升供应保障能力，完善市场体系建设，激发科技创新活力，推进国际交流合作，增强产业链供应链 韧性，实现行业高质量发展，推动天然气在新型能源体系建设中发挥更大作用。

一、2022 年国内外天然气发展形势

（一）世界天然气发展

1. 天然气消费波动，区域市场出现分化

2022 年，世界天然气消费量 3.94 万亿立方米，同比增速由上年的 5.3% 降至 -3.1%；全球经济复苏乏力、国际气价异常高位、替代能源利用增加是需求下降的主要因素。欧洲是全球消费降幅最大的地区，全年消费量 4988 亿立方米，同比下降13.0%，主要是由于天然气供应体系重构，需求管控加强， 煤炭等替代能源利用提高。北美地区全年天然气消费量1.10 万亿立方米，同比增长 4.7%。其中，美国消费量 8812 亿立方米， 同比增长5.4%，主要是发电用气快速增长。亚太地区多国重 启核电，加强煤电利用，加快推动可再生能源发展，全年消费量 9071 亿立方米，同比下降 2.3%。其中，韩国、中国、日本、 印度分别同比下降 0.8%、1.2%、3.0%、6.3%。

2. 勘探开发投资快速恢复，天然气产量保持稳定

2022 年，全球油气勘探开发投资支出 4934 亿美元，较上年增加 1228 亿美元，增幅 33.1%，但仍比 2014 年的历史高位低 2010 亿美元。其中，北美地区增加 613 亿美元，增幅53.1%，占全球投资增量的 43%。2022 年，世界天然气产量 4.04万亿立方米，北美和中东地区天然气产量分别增加 490 亿立 方米和 151 亿立方米，增幅分别为 4.2% 和 2.1%；产量增加100 亿 立 方 米 以 上 的 国 家 有 美 国、 加 拿 大 和 中 国， 增 量 分 别 为 345 亿立方米、127 亿立方米和 125 亿立方米；俄罗斯产 量因贸易受限减少 837 亿立方米，同比下降 11.9%。2022 年， 全球新发现气田 92 个，新增储量 1.23 万亿立方米，均高于上年水平，世界天然气剩余探明可采储量 193 万亿立方米；全球十大油气发现中，圭亚那表现突出（发现 5 个），其次 是纳米比亚（发现 2 个）。

3. 天然气贸易量同比下降，贸易格局深刻调整

2022 年，世界天然气贸易量 1.21 万亿立方米，同比下降1.0%，主要是由于地缘政治博弈、全球经济表现不佳。管道气贸易量 6492 亿立方米，同比下降 7.8%，占天然气贸易总量的 53.7%，较上年减少 4.0 个百分点，主要由于俄罗斯供欧 洲管道气量大幅下降。液化天然气（LNG）贸易量 5597 亿立 方米，同比增长 5.1%，其中美国 LNG 出口贸易量 1100 亿立方米，同比增长 13.4%，在全球 LNG 贸易中占比 19.5%，较上年提升 1.5 个百分点；LNG 贸易中现货和 3 年内短期合约 贸易量 1695 亿立方米，同比下降 0.7%，占 LNG 总贸易量的29.8%。世界天然气贸易格局深刻调整，俄罗斯与欧洲管道气 贸易量大幅下降，美国和中东加大对欧洲 LNG 供应。2022 年， 俄罗斯出口欧洲管道气同比下降50%，美国、卡塔尔对欧洲LNG 出口同比分别增长142%、22.6%。全球已投产 LNG 接收站接卸能力 10.1 亿吨 / 年，新增 3700 万吨 / 年，新投产项目以浮式储存再气化装置（FSRU）为主，主要分布在德国、芬兰、荷兰等欧洲地区。2022 年，全球新签 LNG 长协合同量9816 万吨，同比增长 34.5%，达到历史高位。新签长协呈现目的地条款限制减少、合同期趋长、合同标的量趋小的特点。

4.  受地缘政治等因素影响，全球天然气价格高位震荡

2022 年，欧洲自俄罗斯进口管道气显著下降，区内气田增产乏力，注库需求旺盛，叠加地缘政治溢价影响，欧洲气价大幅攀升，持续超过东北亚 LNG 现货价格。荷兰 TTF 天然 气现货价格一度创下 96.3 美元 / 百万英热单位的历史高点， 年均价格 37.7 美元 / 百万英热单位，同比上涨 137%。亚洲受市场供应整体紧张和欧洲市场联动影响，年内东北亚 LNG 现 货报价达到 72.2 美元 / 百万英热单位（17.6 元 / 米 3）的历史高位，全年东北亚 LNG 现货到岸均价 34.5 美元 / 百万英热单 位（8.4 元 / 米 3），同比上涨 138%；全年东北亚 LNG（含 长协和现货）到岸均价 19.2 美元 / 百万英热单位，同比上涨76%。美国受 LNG 出口旺盛、本土需求增长影响，市场供应紧张，亨利中心（HH）天然气现货年均价格 6.4 美元 / 百万 英热单位，同比上涨 64%，短期回到 2008 年页岩气革命前的价格水平。随着全球 LNG 贸易活跃度提升，船运市场运力紧缺， 船运费明显上涨，造船企业新接 LNG 运输船订单量增多。

5. 欧洲全力应对能源危机，供应安全成为重大关切

能源危机下，传统能源对保障供应安全和支撑能源转型的作用进一步强化。欧盟宣布将核电和天然气重新纳入绿色能源目录，出台更严格的储气规定保障冬季供应安全，要求11月1日前成员国储气库满库率须达80％，且此后每年同期均须达90％。2022年11月，欧盟储气库实际满库率95.4%，同比增加18个百分点。欧盟加强能源统一大市场建设，推进成员国间管网互联，建设投产波兰—立陶宛联络线、 希腊—保加利亚联络线等管道；建立欧盟天然气联合采购平 台（Aggregate EU），成员国可通过该平台集体购气。全球主要国家和地区将清洁能源发展作为能源供应安全的关键保障， 加快能源低碳转型部署，统筹推进气候变化、能源安全和低碳发展。2022年5月，欧盟推出“REPower EU”能源计划， 强调天然气领域要进一步节约利用和替代、供应多源化、内 部统一市场建设。 （二）中国天然气发展 1.供需两侧协同发力，天然气市场总体平稳 供应侧发挥国产气和进口长协气保供稳价“压舱石”作用，灵活调节LNG现货采购，资源池均衡定价平抑市场波动， 多企互济强化供应保障。 需求侧立足能源系统思维多能互补， 发挥煤炭兜底保障作用，优化调整用气结构，用好气、少用气， 同时发挥市场调节作用，可中断用户等快速响应，平衡供需。 天然气行业形成“全国一盘棋”，全产业链齐心协力，主动有效应对国际市场价格波动的新局面。2022年，全国天然气消费量3646亿立方米，同比下降1.2%；天然气在一次能源消费总量中占比8.4%，较上年下降 0.5个百分点，全方位体现了中国天然气产业发展的弹性和灵活性。从消费结构看， 城市燃气消费占比增至 33%；工业燃料、天然气发电、化工行业用气规模下降，占比分别为42%、17% 和8%。广东和江苏全年消费量保持在300 亿立方米以上，河北、山东和四川消费量处于 200亿～ 300亿立方米之间。 2.大力提升勘探开发力度，新增储量产量维持高位 2022年，天然气勘探开发在陆上超深层、深水、页岩气、 煤层气等领域取得重大突破。其中，在琼东南盆地发现南海首个深水深层大型天然气田；页岩气在四川盆地寒武系新地层勘探取得重大突破，开辟了规模增储新阵地，威荣等深层页岩气田开发全面铺开；鄂尔多斯盆地东缘大宁—吉县区块深层煤层气开发先导试验成功实施。2022年，国内油气企业加大勘探开发投资，同比增长19%，其中，勘探投资约840 亿元，创历史最高水平；开发投资约 2860亿元。 全国新增探明地质储量保持高峰水平11323亿立方米。全国天然气产量2201 亿立方米，同比增长 6.0%，连续六年增产超100亿立方米，其中页岩气产量240亿立方米。 3.管道气进口稳健增长，LNG贸易灵活调节 2022 年，进口天然气1503亿立方米，同比下降9.9%。其中，来自土库曼斯坦、澳大利亚、俄罗斯、卡塔尔、马来西亚五个国家的进口量合计1215 亿立方米，占比81%。管道气进口量627亿立方米，同比增长7.8%，俄罗斯管道气增长54%，中亚管道气近年履约量波动加大。在全球天然气供应紧张及 LNG 现货价格高企的背景下，中国灵活调节 LNG 进 口。LNG 进口量 876 亿立方米，同比下降 19.5%，主要来自 澳大利亚、卡塔尔、马来西亚、俄罗斯、印度尼西亚、巴布 内新几内亚、美国。受国际高气价影响，中国作为进口国付出更高成本，LNG 进口货值同比增长 25%。2022 年，中国企业新签 LNG 长期购销协议合同总量近 1700 万吨 / 年，离岸交 货（FOB）合同占比近 60%。 4.  基础设施建设持续推进，储气能力快速提升 “全国一张网”和全国储气能力建设工作加快推进，天然气基础设施“战略规划、实施方案、年度计划、重大工程” 层层推进落实体系不断完善。2022 年，全国长输天然气管道 总里程 11.8 万千米（含地方及区域管道），新建长输管道里 程 3000 千米以上。其中，中俄东线（河北安平—江苏泰兴段）、 苏皖管道及与青宁线联通工程等项目投产，西气东输三线中 段、西气东输四线（吐鲁番—中卫段）等重大工程持续快速建设。2022 年，全国新增储气能力约 50 亿立方米，大港驴 驹河、大港白 15、吉林双坨子、长庆苏东 39-61、吐哈温吉 桑储气库群温西一库、江汉盐穴王储 6 等地下储气库以及中国海油江苏滨海 LNG 接收站等陆续投产，先后建成北京燃气天津 LNG 接收站、河北新天曹妃甸 LNG 接收站，进一步增 强了环渤海区域保供能力。 5. 油气体制改革深入实施，市场体系加快建设 全年共挂牌出让广西、黑龙江、新疆等 7 省（自治区）42 个石油天然气、页岩气区块。“全国一张网”建设持续推进， 浙江省天然气管网以市场化方式融入国家管网，持续推动全国油气管网设施公平开放，油气管网设施运营效率稳步提升。国家管网开放服务及管容交易平台上线运行，探索“一票制” 服务、“储运通”产品、文 23 储气库容量竞价等多样化交易模式。出台完善进口液化天然气接收站气化服务定价机制的指导意见。天然气购销合同的签订与执行构成天然气市场化保供的坚实基础。持续压缩管输层级和供气层级，部分地区积极探索和开展燃气特许经营评估，促进城镇燃气优胜劣汰， 整合重组。 6. 科技创新示范取得新进展，塑造发展新动能 自主研发国产超深井钻机， 四川盆地蓬莱气区的蓬深 6 井 9026 米刷新亚洲最深直井纪录。成功研制“一键式”人机交互 7000 米自动化钻机，并在四川长宁—威远页岩气国家级 示范区成功应用。深层煤层气成藏模式、渗流机理取得新认识， 钻井、压裂技术取得突破，拓展了煤层气开发的新思路新领域。首套国产化 500 米级水下油气生产系统、自主设计建造 的亚洲第一深水导管架平台“海基一号”等正式投用。天然气管道在线仿真等数字化智能化水平持续提升。中国最大的 碳捕集、利用与封存（CCUS）全产业链示范基地、国内首个百万吨级 CCUS 项目“ 中国石化齐鲁石化 — 胜利油田百万吨级 CCUS 项目”注气运行。国内首台自主研制 F 级 50 兆瓦重型燃气轮机正式交付进入实际应用。 7. 行业发展总体向好，局部矛盾需差异化解决 天然气产供储销体系建设以来，国产气连续 6 年年增产超百亿立方米，“全国一张网”初步形成，储气能力翻番式增长，全国天然气干线管输“硬瓶颈”基本消除。 在气源及基础设施供应能力均充分保障、天然气产业链各环节均实现总体盈利的背景下，2022—2023 年采暖季期间，个别地区发生民生用气限供甚至断供等负面案例，暴露出部分地区民生保供责任未压实，特许经营权责不对等问题。下游企业用气成本较高，终端顺价的合理诉求以及城燃领域优胜劣汰、整合重组的趋势也值得关注和引导。未来天然气行业要进一步深化改革和加快市场体系建设，坚持产业链互利共赢的基本原则，共同维护好天然气市场发展良好形势，同时中央政府、 地方政府及有关企业三方共担，针对性、差异化解决个别地区农村“煤改气”可持续运营难题。
二、新型能源体系下推进天然气产业高质量发展 党的二十大报告提出，深入推进能源革命，加大油气资源勘探开发和增储上产力度，加快规划建设新型能源体系， 加强能源产供储销体系建设，确保能源安全。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 的重要组成部分，当前及未来较长时间内仍将保持稳步增长；天然气灵活高效的特性还可支撑与多种能源协同发展，在碳达峰乃至碳中和阶段持续发挥积极作用。 （一）坚定不移大力增储上产，立足国内保障供应安全 立足国内全面提升天然气供应安全保障水平，加大勘探开发和增储上产力度，确保天然气自给率长期不低于 50%。加大四川盆地及周边地区勘探开发力度，大力推动在川渝地区建设“中国气大庆”。推进塔里木、准噶尔盆地深地工程， 开辟超深层天然气增储上产新领域。大力推进新区建产，持续开展深层页岩气、8000 米以深超深层天然气及海域天然气开发技术攻关，加快川南页岩气、博孜—大北、渤中 19-6 等 天然气上产工程。大力实施老气田稳产“压舱石”工程，强化天然气控递减与提高采收率技术攻关，确保苏里格、安岳、克深、普光等重点气田稳产。 （二）加快天然气基础设施建设，完善“全国一张网” 统筹规划，适度超前，加强天然气基础设施建设。完善干线管网，加快中俄东线南段、西气东输三线中段、西气东输四线、川气东送二线、虎林—长春—石家庄管道等国家重大战略性工程建设和投产；在具备条件的地区，加强干支协 同布局，支持管道开口分输，积极完善区域管网；加强管网互联互通，强化跨区域互济互保；地下储气库和重点港址 LNG 接收站要全部接入全国干线管网；支持和引导省级管网以市场化方式融入国家管网。坚持大库大站集约布局，地下储气库为主，沿海 LNG 接收站储罐扩建为辅，谋划千亿立方米全国储气能力项目布局，加快项目落地实施。坚持储气市场化定价，完善储气调峰辅助服务市场机制，支持各方通过自建、合建、租赁、购买等多种方式履行储气责任。 （三）深化油气体制改革，完善天然气市场体系 进一步提升上游勘探开发活力，探索企业间合作新模式， 创新合作机制及组织形式，推动风险勘探再上新台阶，探索难动用储量加快动用、经济开发的有效途径。加大油气退出区块的竞争性出让力度，研究推进矿权市场建设。持续推动基础设施高水平、高质量开放，指导基础设施运营企业建立健全规章制度和操作细则并加强监管。加快管网气量平衡辅助服务市场建设。充分发挥市场在资源配置中的决定性作用， 研究完善天然气门站价格形成和动态调整机制，建立健全天然气上下游价格联动机制。开展新一轮管输定价成本监审，在保障设施合理收益的同时支持新管道投资建设。不断强化天然气合同制度，坚持合同化市场化保供，支持中长期、年度、季度、月度及短期等多种合同模式和合同组合，保障市场稳定性，增强市场灵活性。 （四）推动天然气产业降碳提效，实现绿色发展 推进天然气生产和利用过程的清洁化、低能耗、低排放， 支持油气企业由传统油气供应向综合能源开发利用转型发展。支持陆上油气田风能和太阳能资源规模化开发，着力提升新能源就地消纳能力，支撑油气勘探开发清洁用能。统筹推进海上油气勘探开发与海上风电建设，形成海上风电与油气田区域电力系统互补供电模式。推广关键耗能设备节能技术以提升能效水平，加快实施以电驱钻井技术、电驱压裂技术、 压缩机组电代气技术为主的电气化改造，推进集输管线检维修放空气回收技术等温室气体控排技术。加快推进 LNG 冷能 利用。积极推进数字技术与油气产业的深度融合，通过云计算、物联网、大数据、人工智能等数字技术降本提质增效。持续优化天然气利用方向，提高资源的系统配置效率，降低用能综合成本。 （五）加强与多种能源协同发展，构建多能互补新格局 发挥天然气灵活调节作用，逐步使天然气成为当前及中长期解决新能源调峰问题的途径之一。在青海、甘肃等可再生资源较好、气源有保障且有价格优势的地区，因地制宜研究建立风光气水综合能源基地外送模式。在广东等可再生资 源较好的沿海地区，建立风光气水综合能源生产消费模式。鼓励发展天然气分布式能源，推广集供电、供气、供热、供冷于一体的综合能源服务模式；推进天然气、分布式风光发电、 生物质、地热、氢能、储能等多能互补的综合能源发展新模式新业态和示范项目建设。发挥油气行业技术装备和工业体系优势，研究推动管道输氢、掺氢和终端利用，完善相关标准规范；加强 CCUS 产业顶层设计和关键核心技术攻关， 推动 CCUS 全产业链示范及商业化应用，促进传统化石能源清洁低碳化利用。继续加强燃气轮机关键核心技术装备攻关， 建设一批创新示范工程。 （六）持续深化国际交流与合 作，参与全球能源治理 统筹国产与进口、进口管道气与 LNG，以及不同进口来源， 构建开放条件下的天然气供应安全体系。充分发挥中国在稳定全球天然气市场、提振消费信心、促进国际贸易、吸引商业投资等方面的积极作用，以“一带一路”倡议提出十周年 为契机，促进国际合作高质量发展。继续加强在非常规及深水天然气生产、超高压运输、CCUS、制氢输氢与掺氢、多能源协同发展等领域的国际交流合作与创新研发。积极参与全球天然气贸易，持续构建进口来源多渠道、贸易形式多样化、 价格基准多元化的资源池。依托我国沿海 LNG 接收站储罐规 模化布局的有利条件，支持海南自贸区等积极探索 LNG 转口贸易及 LNG 保税交易，发挥中国在需求侧对全球 LNG 市场 的调节作用。深度参与和积极完善全球能源治理体系，共同维护互利共赢、和谐稳定的贸易环境。 三、2023 年天然气发展展望 回顾上半年，国际天然气市场受采暖季气温偏暖、欧美地下储气库库存高位、全球经济增速放缓等因素影响，供需紧张形势显著缓解，乌克兰危机等地缘政治对国际能源市场影响的边际效应减弱，当前国际天然气现货及中远期期货价 格均已恢复至乌克兰危机前水平。中国天然气市场发展总体平稳。1—6 月，全国天然气消费量 1941 亿立方米，同比增 长 5.6%；天然气产量 1155 亿立方米，同比增长 5.4%；天然 气进口量 794 亿立方米，同比增长 5.8%，其中管道气 332 亿 立方米，LNG 462 亿立方米。受天然气进口长协计价滞后期 影响，目前国内天然气进口成本相对高位运行，与国际 LNG 现货价格显著下行的趋势产生偏差。较高气价一方面可能影响天然气需求，另一方面市场主体进口 LNG 现货积极性回升， 行业发展面临新形势新要求。 下半年，欧洲市场再平衡仍是影响全球市场走势的关键，预计进口 LNG 补库注气进程较为温和，亚洲市场需求稳步复苏。在目前全球天然气供需总体平衡的格局下，欧美储气库补库需求总体有保障，在不发生全球性极寒天气的前提 下，预计当前及下一采暖季天然气市场总体平稳，供需基本面总体稳中向好。国内方面，受经济形势及国内外天然气价格走势影响，需求将持续回暖，但波动性有所加大。初步预计 2023 年全国天然气消费量 3850 亿～ 3900 亿立方米，同比 增长 5.5% ～ 7%，增长主要受城市燃气和发电用气驱动。城市燃气增量主要来自商业服务业、交通（新冠疫情后恢复性增长）和采暖用气（上年暖冬基数较低）；发电用气增量主要来自气电装机增长以及迎峰度夏顶峰发电需求影响；工业用户对气价更为敏感，需求增量受下半年气价走势影响较大。供应增量主要来自国产气增产和中俄东线管道气按合同增供， LNG 进口恢复性增长，灵活调节。 结束语 2023 年是全面贯彻落实党的二十大精神的开局之年，是实施“十四五”规划承上启下的关键之年。面对风高浪急的外部环境，统筹好国家能源安全和绿色低碳转型成为一项重要工作任务。我们将坚决贯彻落实党的二十大对能源工作的新部署新要求，持续推进天然气产供储销体系建设，全力做好天然气保供稳价工作，推动天然气行业高质量发展，在新型能源体系建设中发挥更大作用。 《中国天然气发展报告》已连续发布八年，感谢中国石油经济技术研究院、中国石油勘探开发研究院、中国石油规划总院、中国石化经济技术研究院、中国海油能源经济研究院、国家管网集团研究总院、中国国际工程咨询有限公司、北京大学能源研究院、清华大学气候变化与可持续发展研究院等单位对报告成稿的积极贡献；诚挚感谢各相关部门、企事业单位及业界专家的大力支持和帮助。

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