2023年中国天然气发展报告.docx

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1、2023年中国天然气发展报告，一、一前S2023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

2、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、2023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。2023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.设；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吼其中，美国消费量8812亿立方米，

3、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沆其中，韩国、中国、日本、印度分别同比下降0.8%、1.2%.3.0%、6.3%o2 .勘探开发投资快速恢复，天然气产量保持稳定。2023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.M,占全球投资增量的43机2023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、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11.9九2023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。2023年，世界天然气贸易量121万亿立方米，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

5、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（1NG）贸易量5597亿立方米，同比增长5.1%,其中美国1NG出口贸易量I1OO亿立方米，同比增长13.4%,在全球1NG贸易中占比19.5%,较上年提升1.5个百分点；1NG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虬占1NG总贸易量的29.8虬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1NG供应。2023年，俄罗斯出口欧洲管道气同比下降50%,美国、卡塔尔对欧洲1NG出口同比分别增长142%、22.6%。全球已投产1NG接收站接卸能力

6、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、芬拦、荷兰等欧洲地区。2023年，全球新签1NG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。2023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1NG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虬亚洲

7、受市场供应整体紧张和欧洲市场联动影响，年内东北亚1NG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1NG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1NG（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吼美国受1NG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1NG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1NG运输船订单量增多。5 .欧洲全力应对能源危机，供

8、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%。2023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，建设投产波兰一立陶宛联络线、希腊一保加利亚联络线等管道；建立欧盟天然气联合采购平台(AggregateEU),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

9、、能源安全和低碳发展。2023年5月，欧盟推出REPowerEU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1NG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。2023年，全国天然气消费量3646亿立方米

10、，同比下降1.2%；天然气在一次能源消费总量中占比&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。6 .大力提升勘探开发力度，新增储量产量维持高位。2023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

11、荣等深层页岩气田开发全面铺开；鄂尔多斯盆地东缘大宁一吉县区块深层煤层气开发先导试验成功实施。2023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，1NG贸易灵活调节2023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6

12、27亿立方米，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1NG现货价格高企的背景下，中国灵活调节1NG进口。1NG进口量876亿立方米，同比下降19.5沆主要来自澳大利亚、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，1NG进口货值同比增长25虬2023年，中国企业新签1NG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

13、、重大工程”层层推进落实体系不断完善。2023年，全国长输天然气管道总里程I18万千米（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（河北安平一江苏泰兴段）、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（吐鲁番一中卫段）等重大工程持续快速建设。2023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1NG接收站等陆续投产，先后建成北京燃气天津1NG接收站、河北新天曹妃甸1NG接收站，进一步增强了环渤海区域保供能力。5 .油气体制改

14、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，

15、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，并在四川长宁一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“中国石化齐鲁石化一胜利油田百万吨级CCUS项目”注气运行。国内首台自主研制F级5

16、0兆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，20232023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