液化天然气供大于求仍将持续

国家统计局日前发布的最新数据显示，上半年天然气生产平稳增长，进口增速较快。进口天然气5663万吨，同比增长5.8%。据悉，自今年1月以来，进口LNG就呈逐月增加趋势，目前占比已经达38%。同时，国内LNG产量1030.95万吨，同比上涨131.59万吨，涨幅14.63%。

在进口LNG不断上涨的同时，上半年我国生产天然气1155亿立方米，同比增长5.4%，其中6月生产天然气183亿立方米，同比增长5.5%。

值得注意的是，虽然天然气供应在不断增加，但下游终端需求未见大幅提升，市场整体复苏仍有空间。

天然气市场资深从业人士孙成龙表示，目前天然气消费量增速不及预期，LNG供应出现阶段性过剩，进口和国产LNG成本双双回落。

公开数据显示，2023年欧洲地下储气设施库存水平较高，国际LNG供应出现阶段性过剩，国际油气价格回落，国内长协以及现货成本联动走跌。其中，进口长协成本同比下调9.07%，进口现货成本同比下调约49.12%。截至6月，LNG现货价格已基本贴近2021年的同期水平。

“除进口LNG和国产气增长外，为履约完成2021年欠提国家管网合约气，二三梯队密集进船出货；另一方面，现货成本降低一定程度上也刺激采买需求。”黄庆表示。

“目前，储气库储气水平约在70%左右，LNG接收站库存长期中高位，这是往年不曾出现的情况。”一位不愿具名的业内人士表示。

而据多家机构预计，今年中国天然气总供应量约为4054亿立方米，除去出口、库存差以及损耗，可供市场量为3875亿立方米，同比增加325亿立方米。可以看出，在2022年消费下降的前提下，今年可供市场增量超过300亿立方米，处于较高水平。

“天然气供需关系已经向供应宽松转变。除非今冬出现极端天气或突发供应中断问题，否则市场供过于求将在下半年持续。”黄庆说，“整体看，天然气消费需求提振有限导致市场供应过剩，供大于求的局面可能延续至今年10-11月。”

为何需求端表现不及预期？据《中国能源报》记者了解，一方面，由于此前国际LNG现货价格大幅攀升叠加国内经济处于恢复期，工业用户用气积极性降低。“由于LNG价格高企不被接受，部分地区和行业出现煤炭对天然气范替代的现象。同时，我国煤炭供应相对宽松，天然气发电企业使用天然气意愿有所降低。”黄庆表示。

另一方面，可再生能源发电量的增长也影响了气电的用气量。目前，我国可再生能源发电领跑全球，水电、风电、太阳能发电和生物质发电装机均居世界首位，很大程度上影响了天然气发电。“今年国内电力缺口不大，新能源整体表现良好，电厂调峰需求就小了。加上天然气价格下不来，电厂采购意愿不足，影响了部分天然气消费。”孙成龙坦言。

“其实核心还是需求端对高气价的抵触，价格与其他竞争的能源品种价格没有优势，自然使用意愿不强烈。”上述不愿具名的业内人士说。

中国石油学会石油经济专委会秘书长朱兴珊也表示，未来气电发展要更多依托国产气的产量增加和价格改革，以更好地摊平用气成本。

受访人士均表示，工业燃料和天然气发电是用气需求弹性最大的两个行业，是决定市场能否走出低迷期的关键领域，如果没有有效的价格机制，市场复苏将面临阻碍。

黄庆表示，LNG价格起伏和供需错配背后是天然气产供储销体系的现状脆弱性和战略必要性。

价格是平衡供需关系的杠杆。国家发改委今年2月下发《关于提供天然气上下游价格联动机制有关情况的函》，要求各地就建立健全天然气上下游价格联动机制提出具体意见建议。截至6月，已有15个省市建立了天然气价格联动机制。

中国国际工程咨询有限公司总工程师杨上明表示，上下游价格联动将成趋势，应该持续推进天然气市场化改革。“一是推进天然气门站价格改革，全面放开进口天然气价格管制，建立与国际油价挂钩的天然气门站价格调整机制，完善终端销售价格与采购成本联动机制，同时加强天然气管道运输价格监管，按照合理收益核定管道运输价格；二是完善天然气保供制度，压实各方保供责任；三是完善城镇燃气特许经营政策，提高特许经营准入门槛，强化安全经营及合同履约能力考核评估，建立特许经营权退出机制。”

也有业内人士建议，要有序放开竞争性环节，鼓励各类资本进入天然气基础设施建设和利用领域，加快推进天然气价格市场化，充分调动生产商积极性，提高国内天然气产量和调峰能力。此外，顺价销售和价格联动还要有一系列的配套措施才能有效实施。比如，适用顺价销售政策的商品，其成本与费用要公开透明，涉及的企业要履行竞争性采购流程，以及终端产品价格稳定机制等。