燃气资讯2024年第1期(总第448期)
国家:我国天然气价格改革的逻辑和路径探讨
能源:预计到2030年我国生物天然气需求将增至近100亿立方米/年
行业:中俄东线天然气管道投产通气四周年 累计输气量突破500亿立方米
杭燃:“气”势磅礴 守护“民生温度”
—— 杭燃集团日供气量创历史新高
资讯:走出宽幅震荡期,国内天然气市场呈现中高速发展
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我国天然气价格改革的逻辑和路径探讨
天然气是清洁高效的一次能源。近二十年来,我国天然气消费快速增长,年均增速达13%,已发展成全球第一大进口国和第三大消费国。在此期间,国内天然气价格形成机制也发生了巨大变化。按照现行市场化价格机制体系,广义的天然气价格机制包括上游门站价格机制、中游管道运输价格机制和终端销售价格机制。考虑到门站价格机制由中央层面进行统一管理,且在天然气价格机制中属于最典型、最重要的顶层设计,本文重点探讨门站价格改革的逻辑和未来改革路径,辅以必要的其他环节价格论述。
门站价格改革历程
我国天然气门站价格改革始于2011年的“两广试点”,目前门站环节超过60%的气量价格已放开由市场形成。改革历程主要可以分为两个阶段。
阶段一:2011—2015年上半年,改革天然气价格形成机制,理顺非居民用气价格。
2011年,国家发展改革委印发通知,在广东省和广西壮族自治区开展天然气价格形成机制改革试点。主要内容有两点:一是将出厂价格管理改为门站(上游企业在各省份交气点)价格管理,门站价格实行最高上限价格管理;二是将以成本加成为主的定价方法改为按“市场净回值”方法定价,建立天然气与进口燃料油(工业用气替代品)和进口液化石油气(居民用气替代品)等可替代能源价格挂钩的动态调整机制。
2013年开始在全国范围内推广门站价格机制改革。国家发展改革委印发《关于调整天然气价格的通知》(发改价格〔2013〕1246号),主要内容包括:一是区分增量气和存量气,将存量气门站价格每立方米提高0.4元(不包括化肥用气),将增量气门站价格按照可替代能源价格水平一步调整到位,并不再按用途进行分类;二是存量气门站价格分三步调整,力争2015年末调整到位;三是放开国内海上天然气、页岩气、煤层气、煤制气出厂价格和液化天然气(LNG)气源价格。
2014年8月,国家发展改革委印发《关于调整非居民用存量天然气价格的通知》(发改价格〔2014〕1835号),将非居民用存量气门站价格每立方米提高0.4元,进一步放开进口LNG气源价格和页岩气、煤层气、煤制气出厂价格。
2015年4月,因挂钩的可替代能源价格下降,国家发展改革委印发通知,将增量气门站价格每立方米降低0.44元,存量气门站价格每立方米提高0.04元,实现增、存量气价格并轨,完成“三步走”计划,同时放开除化肥企业外的直供用户用气价格。
阶段二:2015年下半年以来,深化天然气价格市场化改革。
2015年11月,国家发展改革委印发《关于降低非居民用天然气门站价格并进一步推进价格市场化改革的通知》(发改价格〔2015〕2688号),主要内容包括:一是将非居民用气最高门站价格每立方米降低0.7元,并由最高门站价格管理改为基准门站价格管理;二是将降低后的门站价格作为基准门站价格,供需双方可在上浮20%、下浮不限的范围内协商确定具体价格。
2016年10月,为鼓励投资建设储气设施,增强天然气供应保障能力,国家发展改革委印发《关于明确储气设施相关价格政策的通知》(发改价格规〔2016〕2176号),明确放开储气服务价格。同年11月,为推进化肥行业供给侧结构性改革、促进化解产能过剩矛盾、优化天然气资源配置,国家发展改革委印发《关于推进化肥用气价格市场化改革的通知》(发改价格〔2016〕2350号),放开化肥用气价格。至此,直供用户用气门站价格全部放开。2016年11月,国家发展改革委还印发《关于福建省天然气门站价格政策有关事项的通知》(发改价格〔2016〕2387号),决定在福建省开展门站价格市场化改革试点,门站价格由供需双方协商确定。
2018年5月,经国务院同意,国家发展改革委印发《关于理顺居民用气门站价格的通知》(发改价格规〔2018〕794号),将居民用气由最高门站价格管理改为基准门站价格管理,价格水平按非居民用气基准门站价格安排,实现了居民与非居民用气门站价格机制统一衔接。居民与非居民门站价格机制并轨后,全国居民用气平均基准门站价格比改革前上涨每立方米0.35元,涨幅约25%。
经过多年改革后,目前天然气门站价格呈现政府指导价和市场调节价并存的局面。按照2020年最新版《中央定价目录》有关规定,海上气、页岩气、煤层气、煤制气、液化天然气、直供用户用气、储气设施购销气、交易平台公开交易气,2015年以后投产的进口管道天然气,以及具备竞争条件省份天然气的门站价格,由市场形成;其他国产陆上管道天然气和2014年底前投产的进口管道天然气门站价格,实行政府指导价管理,企业可以基准门站价格为基础,在最高上浮20%、下浮不限范围内自主定价。需要说明的是,这一双重价格形式,主要是受当前天然气市场影响。与石油主要依靠进口、价格机制以单一保供为目标不同,我国天然气进口依存度低于50%,需要兼顾保供和稳价双重目标,既要放开部分气量价格,保障上游企业供给积极性,又要适当管制,稳定国内价格。
门站价格改革内在逻辑
(一)基于放开和并轨的技术逻辑
门站价格市场化改革有两个技术逻辑。一是放开。自2011年以来,政策从不同维度放开了门站价格。例如,从形态角度,放开了液化天然气价格;从贸易模式角度,放开了直供用户用气价格和交易平台交易气价格;从勘探开发角度,放开了海上气价格;从时间角度,放开了2015年以后投产的进口管道气价格。二是并轨。存量气和增量气的并轨、居民和非居民用气门站价格机制并轨先后实现。目前实行政府指导价管理的居民用气和非居民用气门站价格水平已基本并轨;实行市场调节价的气量,在门站环节已不再区分居民和非居民用气,实行统一价格。
(二)基于目标导向和问题导向的底层逻辑
首先,我国天然气价格改革的目标是“放开两头,管住中间”,也就是放开上游气源价格和终端销售价格,管住中间管道运输价格。因此,门站价格多维度放开,很明确地体现了“放开两头”的目标导向,这是价格改革的底层逻辑之一。其次,改革伊始,我国天然气行业面临的最大问题是供应保障能力不强,多维度放开门站价格,有利于调动上游企业生产和进口积极性,快速提升供应保障能力。因此,放开门站价格,解决供给保障问题,这是价格改革的另一个底层逻辑。
天然气门站价格未来改革路径分析和建议
天然气价格市场化改革方向是明确的,但由于目前国内天然气市场尚未形成有效竞争,且国际能源供需格局仍在重构,短期内完全放开门站价格的可能性不大。未来天然气价格改革需要与市场重构、体制机制改革相匹配,总体看大致有以下几种可能的路径:
一是区域法。先放开南方沿海省份门站价格,形成市场公允价格后,借助天然气管网独立、公平开放,逐步影响内陆省份形成合理的天然气价格,再全部放开国内门站价格。这一方法的优点在于沿海省份气源多样,初步具备竞争性市场结构,且下游用户承受能力相对较强,市场化改革有较好的基础,缺点在于新放开地区的价格可能上涨,地方积极性不高。
二是幅度法。对门站环节实行政府指导价管理的气量,先允许提高浮动上限,例如,由20%提高至30%或更高,再择机取消浮动限制,即全面放开门站价格。这一方法的优点是没有改变区域平衡,缺点在于短期内难以形成市场公允价格。
三是用户法。先放开非居民用气门站价格,再放开居民用气门站价格。这一方法的优点在于强调保障民生,各方容易理解和接受。但缺点是将已并轨的门站价格再次按用户拆分,由于很难准确核定燃气企业(全国超过3000家)供居民实际气量,加之上下游企业间存在大量转供环节(买卖气的省内管网公司和贸易商),实际上难以操作。
四是一步法。保持现有门站价格政策和水平不变,待上游充分竞争市场完全形成后,一步到位直接全面放开天然气门站价格。这一方法的好处在于改革完全适应市场形势变化,风险较小,但弊端是进程可能会极为缓慢。
需要说明的是,当前门站环节一半以上气量价格已放开,门站价格机制并不影响上游企业保供,国内天然气总量平衡问题不大,价格领域矛盾最突出的是终端销售价格疏导不畅。立足当前,着眼长远,建议做好以下工作:
一是持续推进天然气上下游价格联动,推动各地建立能涨能降、灵活反映上游价格变化的终端销售价格动态调整机制。
二是推动构建上游资源多主体多渠道供应格局,鼓励油气矿业权竞争性出让和流转,加大进口LNG接收站公平开放力度。
三是推动管网设施公平开放,大力建设干线管道互联互通联络线,明确新增管容强制向第三方用户公平开放,避免个别上游企业通过垄断管容进而垄断市场。
(来源:南方能源观察)
【主持者言】
价格机制改革是天然气市场化的关键一步。伴随新时期我国经济增长模式和政府职能的转变,天然气价格机制改革不再仅限于产业内部调整,还应与其他产业协同共进,在减少改革阻力的同时,使能源供需结构清洁低碳化成为主流。
我国天然气价格改革应继续坚定不移地以建立“放开两头,管住中间,完全竞争”的天然气市场为终极目标,以目前推行的“市场净回值法”为基础的天然气价值定价法为达到上述终极目标的必由之路,进一步规范价格管理,建立与可替代能源价格挂钩和动态调整的机制,充分总结两广经验,逐步在全国范围内推广价改试点,提高我国天然气价格水平。作为价格改革的参与者、见证者,杭燃集团也应不断分析和总结,从而理顺价格与经营关系,确保企业健康发展。
预计到2030年我国生物天然气需求将增至近100亿立方米/年
作为现代生物质能的利用形式之一,生物天然气在能源脱碳进程中扮演着重要角色。中国产业发展促进会生物质能产业分会与落基山研究所近日联合发布的《碳中和目标下的生物天然气行业展望》(以下简称《展望》)指出,生物天然气既能补充能源供应,加强能源安全,又能在能源脱碳进程中发挥独特作用。预计到2030年,我国生物天然气需求将增至近100亿立方米/年的水平,到2060年,将增至超630亿立方米/年的水平。
三重意义正在凸显
生物天然气是以各类城乡有机废弃物为原料,经厌氧发酵和净化提纯产生的绿色、低碳、可再生的天然气,是一种可替代传统化石天然气的潜在能源。
“2022年,全球能源商品市场剧烈波动,欧洲天然气价格飙升,我国不可避免受到冲击。去年9月,LNG进口价格一度高达每吨近9000元,相当于超过每立方米6元,是历史平均价格的2—3倍。在此大背景下,生物天然气在全球越来越受到关注,欧洲市场生物天然气的绿色溢价已高达每立方米35元。”落基山研究所董事郝一涵表示。
在业内看来,发展生物天然气在能源保供、减碳、社会效益三个维度都具有重要意义。
据郝一涵介绍,生物天然气可从生产侧和消费侧减少二氧化碳、甲烷、氮氧化物等温室气体排放。在生产侧,可避免其生产原料作为废弃物在处理过程中产生非二氧化碳排放;在消费侧,可替代传统的化石能源,减排二氧化碳。“综合看,每立方米生物天然气能减排2.2千克到3.8千克二氧化碳当量。”
《展望》指出,生物天然气通过在电力、工业、交通、建筑等部门替代传统化石能源,可进一步提升可再生能源比重,从而优化能源消费结构。到2060年,生物天然气需求量可达近7800万吨标准煤,相当于2022年我国能源消费总量的1.4%、非化石能源消费总量的8.1%。
与此同时,发展生物天然气能在一定程度上满足我国经济社会持续发展带来的天然气消费需求,进一步保障能源安全。《展望》预测,到2050年,生物天然气预计可替代传统天然气消费量的比例近13%,显著缓解国内天然气生产压力;从进口角度看,到2030年,生物天然气产量可替代进口天然气的比例将达到4%,2040年和2050年将进一步增至17%和68%。2050年后,随着国内供应能力提升,我国有望实现天然气自给自足,生物天然气在保障能源安全方面的角色将从助力降低对外依存度逐步转向加强国内供应。
发展面临不少挑战
事实上,得益于沼气行业数十年的发展,我国生物天然气在生产技术、工程项目和应用模式上已有一定积淀。多位专家指出,我国生物天然气发展潜力巨大,但目前仍面临多重挑战。
“我国生物天然气源自于沼气,原来的户用沼气设施早在上世纪70年代就有了。但那时规模比较小,主要为了满足农村生活用能。随着时代变迁,如今规模化、集约化的养殖业给生物天然气行业发展带来了新空间。”中国产业发展促进会生物质能产业分会秘书长张大勇指出,“目前国内生物天然气还处于起步阶段,产量规模较小,大概只有每年3亿立方米左右。不过,一些关键性技术得到突破,为生物天然气未来发展奠定了良好基础,如果进一步完善产业支持政策,发展值得期待。”
《展望》指出,2021年,全球生物天然气产量约为59亿立方米,仅相当于当前全球天然气需求量的0.1%。分地区看,欧洲是全球最大的生物天然气生产地区,产量约34.0亿立方米,约占全球58%。我国生物天然气产量约为2.5亿立方米,仅占全球4%。
不过,生物天然气的开发潜力十分可观。中国沼气协会预测,在充分利用城乡废弃物的基础上,到2030年,我国生物天然气生产潜力将超过800亿立方米,2060年将超过1800亿立方米。
郝一涵表示:“当前,我国生物天然气产业化发展面临多重挑战,生产技术有待成熟、发酵技术单一、部分设备尚未国产化、项目投资成本较高,产业体系也有待完善。上游废弃物的收运体系、中游的生产和下游的多元化消费体系,以及副产品的消费体系都有待加强。而且,商业模式的可复制、可推广性也不强,各项目之间差异较大,政策支持力度不够,行业需要进一步规范。”
市场化是最终解决方案
能源绿色低碳转型创造了可观的生物天然气需求,未来,生物天然气产能规模如何实现加速增长?
在郝一涵看来,行业可持续发展,最终解决方案还是市场化。“改善生物天然气项目的经济性,实现生物天然气和传统天然气的平价是关键。”
《展望》明确提出,生物天然气的项目经济性受成本端和收益端多重因素影响,推动其与传统天然气市场平价,既需要在成本端促进技术和建设成本下降,完善基础设施以控制产品外运成本,也需要在收益端拓宽项目收益渠道,在销售之外确保副产品消纳,并积极通过市场机制使其绿色低碳价值变现。对于原料供应这一既可能增加成本又可能成为收益的环节,则需尽可能化成本为收益,从而改善项目经济性。
“较高的项目成本要降至具有竞争力的水平,至少要从四个维度协同发力。”郝一涵说,一是通过技术和工程进步,降低投资成本,二是控制原料的收入成本,三是确保副产品有市场稳定的消纳,四是通过市场交易变现生物天然气的绿色价值。
《展望》建议,建立健全完善的产业体系需要在政策、技术、基础设施、金融等多个维度协同行动。在上游,完善的原料供应体系是支撑生物天然气产能扩张的基石;在中游,需要突破技术瓶颈、降低生产成本,实现工程建设现代化,在供给侧持续培育市场主体;在下游,需构建生物天然气的多元化消费体系,规范副产品消费市场,打通生物天然气消纳利用的“最后一公里”。另外,政策、技术、基础设施、金融等多维度的举措可支持建立覆盖全产业链的完整产业体系以及良好的市场环境。
(来源:中国能源报)
【主持者言】
作为现代生物质能的利用形式之一,生物天然气在能源脱碳进程中扮演着重要角色。中国产业发展促进会生物质能产业分会与落基山研究所近日联合发布的《碳中和目标下的生物天然气行业展望》指出,生物天然气既能补充能源供应,加强能源安全,又能在能源脱碳进程中发挥独特作用。预计到2030年,我国生物天然气需求将增至近100亿立方米/年的水平,到2060年,将增至超630亿立方米/年的水平。
当前我国生物天然气行业仍处于起步阶段,推动国内生物天然气行业高质量发展需要多方参与,形成合力,通过技术创新、完善市场机制等措施,为生物天然气行业实现商业化可持续运行创造良好环境。杭燃集团很早就开始关注生物天然气的利用,曾设想把杭州天子岭垃圾填埋场的沼气输入城市燃气管网,但因各种原因终未实现。生物天然气一定是利用方向,一定是有效补充,下阶段我们还应再关注、多研究。
中俄东线天然气管道投产通气四周年
累计输气量突破500亿立方米
12月2日,中俄东线天然气管道投产通气四周年。累计输气量突破500亿立方米,2023年已累计输气超200亿立方米,创历史新高。
中俄东线是我国首条采用1422毫米超大口径、X80高钢级、12兆帕高压力等级、具有世界级水平的天然气管道工程,北起黑龙江黑河,南至上海,全长5111公里,分北、中、南三段核准建设。2019年12月2日,中俄东线北段正式投产通气,4年来已安全运行1400余天。
中俄东线投产以来,输气量逐年递增,目前年输气量已从投产之初的50亿立方米增长至200亿立方米,预计2024年将进一步增长,大幅提升东北、华北及华东地区天然气保供能力,为沿线经济发展提供能源支撑。
今年以来,国家管网集团聚焦增输上量,全力全速推进中俄东线北段增压工程、大哈支线、齐齐哈尔支线等工程建设投产工作,着力提升中俄东线管输能力。
● 中俄东线北段增压工程明水压气站正式投产运行,提升中俄东线日输气能力2000万立方米;
● 设计年输气量10亿立方米的中俄东线大哈支线完成投产试运,进一步提升了黑龙江省天然气供应保障能力,增加中俄东线在东北地区的供气辐射范围。
中俄东线是继中亚管道、中缅管道后,向中国供气的第三条跨境天然气长输管道,是我国四大能源战略通道中东北通道的重要组成部分,其全线贯通对于“十四五”期间构建我国天然气管网“四大战略通道+五纵五横”新格局、更好保障国家能源安全具有重要意义。
近年来,国家管网集团加速推进中俄东线管道建设。随着中俄东线黑龙江黑河至江苏泰兴各段管道相继投产,我国东部能源通道全面贯通,来自西伯利亚的清洁能源,从小兴安岭入境,为我国东三省、京津冀、环渤海和长三角地区能源保障和高质量发展注入强劲动力。
目前,中俄东线南段控制性工程——长江盾构穿越项目和南通至甪直段管道建设正加速推进,预计2024年可提前实现全线贯通。
(来源:国家管网)
【主持者言】
中俄东线管道项目是中国石油与俄气公司的联合项目,包括俄罗斯境内的西伯利亚力量管道和中方境内的中俄东线天然气管道。中俄东线天然气管道起自俄罗斯东西伯利亚,由布拉戈维申斯克进入中国黑龙江省黑河市。俄罗斯境内管道全长约3000公里,中国境内段新建管道3371公里,利用已建管道1740公里。
中俄东线是党中央、国务院决策建设的具有战略意义的重大项目,是中国四大油气战略通道的重要组成部分,是采用超大口径、高钢级、高压力,具有世界级水平的能源大动脉,对于是此项目,杭燃集团更关心的是:这个项目能不能为杭城带来价廉物美的天然气,能不能缓解杭城每年的冬季保供压力。
“气”势磅礴 守护“民生温度”
—— 杭燃集团日供气量创历史新高
随着寒潮来袭、气温降低,杭城天然气用量近三日连续单日约有100万方增幅,昨日杭燃集团单日供气量历史性突破900万方,同比去年历史最高量增加了12%。冬日供气规模跨上新台阶,保供压力也快速骤增。
为了确保百姓能温暖过冬,杭燃集团积极落实市委市政府“保供稳价”的工作要求,提前谋划、科学部署,制定专项方案细化具体措施,积极争取上游供应商增量气和调峰气源的落实,确保东、西部应急气源站保持80%以上储液目标,在杭嘉鑫应急气源站储备冬保液,同时供应保障成环,进一步发挥“一张网”供气和管容调峰作用,尽全力保障不“减供、限供、停供”。此外,集团组织对各单位的防雪抗冻物资开展专项统计与检查,确保做好应急准备;各单位也提前对调压设施和场站设备进行维护保暖,对历年来易袋水区域进行检查与排水,完成抢修车冬季保养,进一步落实冬季防冻抗寒保障。
天虽寒,但杭燃人为民服务的真情却依然温暖,我们也将以更加饱满的热情守护“民生温度”,全力以赴做好今冬明春保障工作。
(来源:杭州燃气集团)
【主持者言】
面对寒潮与平稳保供、安全运行的多重考验,杭燃集团领导干部24小时在岗值守,各城燃单位员工纷纷化身“守护者”,用为城为民精神,全力保障千万家庭“温暖常驻”。为全力保障用户“气无忧”,杭燃集团通过本地储气设施“应储尽储”,LNG气源调度有序,东、西部应急气源站开启中压气化,并调用杭嘉鑫LNG槽车补液确保杭城用气总体供需平衡,全力以赴做好今冬明春保障工作。
走出宽幅震荡期,国内天然气市场呈现中高速发展
2023年,国内天然气市场走出宽幅震荡期,回归中高速发展。全年表观消费量约为3930亿立方米,同比增长7.3%,对比2021年和2022年消费增速分别为13.6%和-1.7%,市场逐渐重回正轨。城镇燃气、工业燃料、发电、交通运输、化工五大行业消费规模均不同程度扩大,同比分别增长7.9%、6.3%、7%、12.1%和2.7%。其中,天然气重卡表现抢眼,全年销售量接近16万辆,同比增长330%,拉动交通运输领域用气量明显增加。多数省区市消费恢复但增速不一,广东、浙江、福建、重庆、云南等恢复动力强劲,增速超过10%;江苏、河北等恢复动力不足,增速偏低。吉林、黑龙江等天然气消费恢复相对滞后,并出现负增长。
2023年,天然气行业发生了一系列重大事件。
首先,3月22日,国家能源局印发《加快油气勘探开发与新能源融合发展行动方案(2023—2025年)》,围绕推动油气开发企业提高油气商品供应量、新能源开发利用和存储能力,推动能源清洁低碳、安全高效开发利用的指导思想,提出油气供给稳步增长、绿色发展效果显著、行业转型明显加快三大目标,以及统筹推进陆上油气勘探开发与风光发电、海上油气勘探开发与风电建设、提升油气上游新能源存储消纳能力、积极推进绿色油气田示范建设四大举措。8月11日,国务院安全生产委员会印发《全国城镇燃气安全专项整治工作方案》,开启全国城镇燃气安全专项整治行动,提出要在气源供应、设备管理、管网输配、用气环境、监管执法五大领域集中攻坚,着力在责任落实、设施更新、科技赋能、制度保障、法规标准、宣传教育六个方面综合施策。
其次,9月28日,国家能源局发布《天然气利用政策(征求意见稿)》。与2012年“利用政策”相比,新政策拓宽了天然气利用领域,优化了利用方向,促进天然气行业高质量发展。一是在优先类增加“已纳入国家规划计划、气源落实、气价可承受且已完成施工的农村煤改气取暖项目”“气源落实、经济可行的调峰气电项目”“带补燃的太阳能热发电项目”“远洋运输、作业船舶和工程装备”“油气电氢综合能源供应项目和终端天然气掺氢示范项目”等;二是在允许类增加“新增农村煤改气取暖项目”,但将原优先类“可中断天然气制氢项目”调整至允许类“为炼油、化工企业加氢装置配套的天然气制氢项目”;三是将原禁止类“煤炭基地基荷燃气发电项目”和“天然气制甲醇项目”升级为限制类,禁止类仅保留“天然气常压间歇转化工艺制合成氨”一项。
最后,受地缘政治因素影响,以色列出口欧洲天然气导致国际气价短期上涨。以色列政府在10月11日要求雪佛龙公司关闭了Tamar海上天然气平台,同期叠加澳大利亚液化工厂罢工、芬兰海底管道泄漏等不利事件,导致国际气价短期迅速上涨,东北亚LNG现货报价由10月初的13美元/百万英热单位迅速拉升至10月中下旬的18美元/百万英热单位左右。以色列已探明天然气可采储量约6000亿立方米,但生产和出口能力较小,对国际天然气市场影响十分有限。国际气价在11月已经开始逐步回落,地缘政治因素几乎没有对全球天然气市场造成长期明显影响。
展望2024年1月的市场情况,从国际上看,全球LNG资源供应充足,但市场需求疲软,部分天然气销售商加大富余LNG资源对外转售力度,进一步加剧资源供大于求的市场态势,贸易价格加速下滑。
在北美市场,气象部门预计美国大部分地区气温保持温和或回升,且气温高于往年同期平均水平,采暖对天然气的需求减弱;本土天然气生产保持强劲,库存仍然处于历史高位,海外需求不振抑制LNG出口,美国亨利港(HH)气价上涨动力不足。在欧洲市场,工业领域特别是炼油与化工行业对天然气的利用出现复苏迹象,但在可再生能源供应增加、电力消费收缩以及居民生活采暖需求减少的影响下,市场消费整体停滞不前。2023年12月底,欧盟地下储气库库存率高达86.4%,相比2022年同期提高3个百分点。充足的资源储备能从容应对寒潮等短暂的冲击。
在东北亚市场,虽然气象预报1月中下旬将有多轮冷空气南下,部分地区采暖需求增加,但是随着春节假期临近,工业生产部门开工率下降,资源供应整体较为充裕,同时国际市场LNG资源供大于求,东北亚LNG现货价格将呈现下降趋势。
综上所述,1月美国HH、欧洲的天然气期货(TTF)、东北亚LNG现货到岸平均价格预计分别为2.5美元/百万英热单位、9美元/百万英热单位、15.2美元/百万英热单位。
从国内市场看,1月仍然是迎峰度冬的关键时期。资源供应方面,中俄东线资源按合同签订条款开启新一年增供,广东能源集团与卡塔尔能源公司签订的100万吨/年LNG长贸合同、上海申能集团与英国Centrica公司签订的50万吨/年LNG长贸合同计划在2024年1月开始供气。市场需求方面,煤电容量电价机制从1月1日开始执行,利好煤电机组生产运行,但挤压气电发展空间。工业生产、交通运输用气呈现平缓下降趋势,但要密切关注寒潮对采暖带来的短时高强度需求增长,需要提前预防可能造成的局部地区天然气供应紧张。
(来源:中国石油报)
【主持者言】
2023年国内天然气市场平稳度过宽幅震荡期,回归中高速发展。金联创预测2024年1月天然气市场情况,全球LNG资源供应充足,但由于气温或有回升,市场需求疲软,城燃采购LNG预期或缩减,整体供需形势宽松,预计1月份国内LNG价格趋势存震荡走跌预期,月度均价或低于12月份。杭燃集团密切关注天然气市场发展变化,同时积极推动新能源发电与氢能分布式调峰站耦合,积极发展氢能、光伏、充电桩等新能源产业,以缓解地方天然气和电力供应紧张的局面。
评论主持:杨君、姚峥祎
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