跨省天然气管道分区定价的影响

与下一步改革建议

2023年12月5日，国家发展改革委公布了首次核定的我国跨省天然气管道西北、东北、中东部及西南四个价区运价率。伴随着油气管网运营机制改革的落地，2019年12月9日，国家石油天然气管网集团有限公司（以下简称“国家管网集团”）揭牌成立，2020年跨省天然气管道由石油公司划归到国家管网集团，2021年《天然气管道运输价格管理办法（暂行）》和《天然气管道运输定价成本监审办法（暂行）》出台，2023年国家发展改革委完成对国家管网集团经营的天然气管道的首次成本监审并首次分价区核定运价率。四年来，我国跨省天然气管道在物理上初步构建形成“全国一张网”，配套的价格设计、成本监审、费率核定等价格管理改革随之跟进。相对统一、简化的管输价格，适应了现阶段管网运营机制现状，为加快管网设施互联互通和公平开放创造条件。未来随着管网运营规则的逐渐成熟，管输价格管理将进一步优化、细化，加快促进形成气源自由流动的市场竞争格局。

运价率有涨有降

国家管网集团信息公开栏目“天然气管输价格表”中，公布了下属10家企业的10个运价率及部分管道名称。结合同期公开的“油气管网设施基础信息”，笔者对比了国家管网集团下属9家企业28条管道核价前后运价率变化（见图1）。

图1：主要跨省天然气管道运价率变化

数据来源：国家管网集团、国家发展改革委

对比可见，对具体管道而言，新核定的“一区一价”在原“一企一价”基础上有涨有降。分价区而言，西北价区为国产天然气产地和中亚进口天然气战略通道，管道建成较早，新核定运价率与西三线原运价率接近，为四个价区最低。东北价区为俄罗斯天然气进口战略通道，核定的价区运价率与最晚投产的中俄东线北段原试行价格基本持平。西南价区为缅甸天然气进口战略通道，地形最为复杂，建设成本高，管道投产时间晚，管输量小，新核定运价率相比中缅线原运价率降幅约14.7%，为四个价区最高。中东部价区为我国天然气主要消费区，新核定的价区运价率与价区内主要跨省管道陕京一、二、三、四线原运价率接近。

分区运价率将市场划分为通道型与消费型

四个价区市场可以以宁夏中卫、贵州贵阳和河北永清三个物理枢纽为分割点划分为通道型和消费型。

西北、东北和西南三个通道型价区主要为进口和国产管道气管廊，价区内价格承受能力相对较弱，天然气终端消费需求相对较小。新核定运价率总体略有下降，有利于气源自由流动，促进不同市场主体气源间的竞争，尤其有利于塔里木盆地的煤制气、探矿权出让后新开发气源等新兴国产陆上气源的自由流动。

中东部价区作为我国天然气主要消费市场，价格承受能力较强。另外，我国沿海进口LNG通道主要集中在此区域。区域经济发展状况以及终端市场需求决定了中东部在役支干线、联络线以及LNG管道条数为四个价区最多，管网密度最大。中东部价区天然气供应主体更多元、资源流动更灵活、管道周转量更大、市场化程度更高的特点，决定了管容获取及路径选择的竞争最为激烈。

简化运价率有利于培育托运商市场

国家管网集团成立之后，托运商这一市场主体应运而生。作为新兴管网储运服务对象，托运商需要具备相应气源与管输服务的协调管理能力，并承担相应的应急保供责任。管网运营机制改革实现了管道输送服务与气源供应解绑，为用户提供了分别选择气源采购供应商和管输服务运营商的权利。成为托运商后，可利用统一集输的管网，自行采购气源，为气源来源多元化创造条件，提高气源供应保障能力。然而，目前国家管网集团管输服务量中，新兴托运商仅占约一成。多数终端用户仍依赖主要供应商将天然气送达城市门站或直供到户，管输+气源供应仍为一体。物理上解绑，商务上却不得不继续捆绑，改革红利难以释放。造成此现象的部分原因，是用户对管网独立后的管输服务运营规则不熟悉、直接使用管输服务的商务成本较高等。

价区运价率乘以选择路径出入口间的运输距离，就可以计算出管道运输服务具体价格。同一条路径上的托运商，实行统一运价率，不需要考虑服务类型是否可中断的影响，使用管输服务产生管输费，不使用不产生管输费。这种相对统一、简单的“一部制”运价结构，一定程度简化了用户与管道运营商管输服务交易的商务成本，有利于加快培育托运商市场，也有利于政府监管。

不确定的路径选择与管容利用

运价率确定了，管输路径就成为影响管输成本的关键因素。天然气进入管网后，由国家管网统一调度，服从管网整体流向安排。天然气实际输送路径不一定是预定时入口和出口的“点”到“点”路径。管容剩余能力并不是管道可用容量与已用容量的简单算术加减。管网工艺优化和管理提升，为天然气实际输送路径优化提供了操作空间。

由于天然气供应稳定、消费不均衡的特点，托运商对终端消费很难做到精准预测。当气源购销安排与管容预定服务间出现偏差，尤其是在迎峰度冬极端天气下的用气高峰时段和国际天然气价格大幅波动时期，管容不够和管容占而不用的情形就时有发生。现有“一部制”定价，无法鼓励用户均衡用气，缺乏对提高管容利用率的激励，另外，还会带来可中断用户与不可中断用户间的交叉补贴，无法实现用户间合理成本负担。“一部制”价格设计带来的这些经营成本，最终会反映到下一个监管周期的管输价格上，最终影响天然气的竞争力。“两部制”将管道公司准许收入分为固定成本和变动成本，并设计为通过预定费和使用费两部分回收，可以解决以上问题。通过“两部制”价格设计，可以实现只要预定了管容，无论实际是否使用或使用多少，都需要支付预定费。

理论上，理想的运价率设计应准确反映管道公司为不同类型用户在每段出口和入口提供管输服务的“准许成本+合理收益”，不同类型用户、不同服务类型之间均不存在交叉补贴。但无论是从托运商服务选择的便捷性，还是从运营商服务管理的效率，以及政府监管的可行性角度，如此复杂的设计并不切实际。如何科学确定固定成本分配给预定费的比例，是管输价格设计的核心。当固定成本不分配给预定费，全部分配给使用费时，即为“一部制”计价。“一部制”是现阶段平衡了公平、成本与效率的过渡性选择。

加强监管为价格管理提供保障

跨省天然气管道按照“准许成本+合理收益”原则，采取约束与激励相结合的网络型自然垄断环节定价制度，实行中央政府定价。成本监审是政府制定和调整运价率的重要程序。通过成本监审控制投资成本，提高投资效率，确保管输企业聚焦主责主业，以合理成本提供服务，为下一个监管周期降低运价率做准备。要发挥“全国一张网”优势，根据市场需求制定统一管网建设规划，对市场需求大的地区加大投资，拓“道”成“网”。降低准入条件，加快管道间互联互通，尤其是不同经营主体间管道的互联互通。

为加快培育托运商市场，发挥公众监督力量，建议进一步提高信息公开透明度。公开所有跨省天然气管道、重要支干线和联络线的各出入口运输距离及管道运输具体价格。科学规范剩余能力测算、管容申请与分配等，确保管输服务获取和利用的公平、公正和公开。强化管网规划与投资、建设与运行信息公开，提高管输成本、管输价格和管输服务行业发展趋势的可预期性。

管输价格改革应与天然气市场化改革协同推进

价格机制是市场机制的核心。天然气价格改革的最终目标是气源价格由市场竞争形成，政府只对具有自然垄断性质的天然气管道运输价格进行管理。管输价格改革应着眼天然气市场化改革全局和方向，加速构建形成区域性竞争性市场。未来在总结分价区运价率实施效果的基础上，结合国家管网对省级管网的整合进程，可综合考虑在供应主体多元、消费量大、管网密度较高和下游承受力价较强的中东部选取部分省份，例如广东省、浙江省，试点管输费“同省同价”，通过机制设计消除管输路径对管输价格的影响。目前中东部价区的进口LNG接收站已经实行“一省一个指导价”的价格政策，管道基础设施“同省同价”将天然气终端采购成本的竞争简化为气源成本竞争，从而吸引更多供应主体，促进试点省份天然气上游市场多元化，有利于形成“气气竞争”的市场格局。当越来越多不同类型终端用户熟悉管输费服务规则，托运商市场培育到一定阶段时，可以考虑试点“两部制”计价，提供差异化管输费模式，以实现不同类型用户对管输费的合理分担，提高管容利用率，进而降低管输成本，提高天然气竞争力。（来源：南方能源观察）

【主持者言】

2023年12月5日，国家发展改革委公布了我国跨省天然气管道四个价区的运价率，这是我国油气管网运营机制改革的一个重要里程碑。这种分区定价不仅是对物理和经济现实的反映，也为市场的进一步发展奠定了基础。

随着油气改革的进一步深入，“托运商”、“分区定价”、“代输”、“下载”等新名词层出不穷，这就要求我们加强学习和高度关注，跨省天然气管道分区定价是我国天然气市场化改革的关键一步，杭燃集团也将积极投身至天然气市场化改革之中，通过对气源的合理组织和科学调度，做好城市用气的稳供、保供、优供，只有这样才能保障杭州市的能源安全，才能为杭州市经济的可持续发展保驾护航。

我们一年要用多少天然气？

2012年10月31日，国家发展改革委公布了《天然气利用政策（2012）》。11年来，国际国内能源发展形势、天然气供需格局、价格水平等均发生了较大变化。

在这样的背景下，2023年9月28日，国家能源局发布《天然气利用政策（征求意见稿）》（以下简称《征求意见稿》），反映了未来一个时期天然气发展的新导向。

《征求意见稿》首次提出了天然气利用政策的指导思想，调整了天然气在一些细分领域的利用顺序，并通过提出加强基础设施建设和监管，进一步细化天然气行业保障措施。

（一）为什么要修订《天然气利用政策》？

 天然气利用政策是鼓励、引导和规范下游利用的依据。《天然气利用政策（2012）》自2012年12月1日施行以来，通过将集中式采暖用气、工业可中断用气和部分天然气发电项目提至优先类等举措，促进了天然气在一次能源结构中的占比快速提高，也优化了天然气消费结构。

11年来，随着国内资源的大力开发和液化天然气（LNG）、管道气进口量的增加，我国天然气供需形势明显好转，“双碳”目标的提出，也让天然气承担了更为重要和关键的责任。

当前及今后一个时期，我国天然气行业发展环境将较之前发生较大变化。一是“双碳”目标下天然气“桥梁能源”作用凸显，天然气要适度、适当发展；二是在地缘政治风险上升背景下，能源安全的重要性提升，天然气不仅要维护自身供应安全，而且要对能源电力系统发挥一定保障作用；三是天然气市场化还处于改革深化阶段，需要进一步推动基础设施公平开放、促进多元化竞争、提高市场流动性、加强行业监管及落实现有改革举措，推进天然气行业高质量发展。在这样的背景下，政策调整势在必行。

（二）《征求意见稿》对哪些内容进行了修订？

首次提出“天然气利用政策指导思想”

 2012年版政策只提出“基本原则和政策目标”，《征求意见稿》调整为“指导思想和基本原则”，体现了近年来我国能源领域工作对“四个革命、一个合作”、建设新型能源体系、加强产供储销体系建设、积极稳妥推进碳达峰碳中和及保障能源安全等要求的基本遵循，同时不再提“提高天然气在一次能源消费结构中的比重”的目标，取而代之的是“促进天然气在新型能源体系建设中发挥更大作用”。

天然气利用顺序及相关表述发生变化

调整城镇燃气中居民炊事、生活热水等用气。《征求意见稿》不再突出强调优先大中城市，更加符合城镇燃气已经进入市场下沉阶段的行业特点。

细化分户式采暖用户。2012年版政策将“分户式采暖用户”统一列入允许类。《征求意见稿》视不同情形规定“已纳入国家级规划计划，气源已落实、气价可承受地区严格按照‘以气定改’已完成施工的农村‘煤改气’清洁取暖项目”为优先类，“城市建成区未实行集中式采暖的分户式采暖用户和已纳入国家级规划计划，气源已落实、气价可承受地区严格按照‘以气定改’实施的新增农村‘煤改气’清洁取暖项目”为允许类，“其余农村‘煤改气’清洁取暖项目”为限制类。在大气污染防治大背景下，“十三五”期间，京津冀及周边“2+26”城市以取暖“煤改气”为重点工程的散煤治理迅速铺开，对改善秋冬季空气质量效果显著，但是“有气用、能承受、可持续”的压力始终没有得到长期有效缓解。此次修订本着“稳存量、控增量”的原则对清洁取暖用气加以区别和侧重，避免出现“改而无气”“改而不用”等浪费现象，也辟谣了“煤改气”被叫停的传闻。

调整天然气汽车内容。2012年版政策将“天然气汽车（尤其是双燃料及液化天然气汽车），包括城市公交车、出租车、物流配送车、载客汽车、环卫车和载货汽车等以天然气为燃料的运输车辆”列入优先类。《征求意见稿》仅保留“以液化天然气为燃料的载货卡车、城际载客汽车等运输车辆”。近年来，随着电动车技术发展、充电设施布局完善及“油改气”政策停止，部分领域天然气汽车被新能源汽车大量替代，但在对动力性、续航能力等要求更高的重卡和跨省公交方面尚不具备强势替代能力。2023年初，工信部等八部门正式印发《关于组织开展公共领域车辆全面电动化先行区试点工作的通知》，要求在全国范围内启动公共领域车辆全面电动化先行区试点工作，进一步加快了新能源汽车在公共领域的替代。此次修订正是顺应交通电气化趋势做出的合理调整，避免与其他政策冲突。

调整天然气水运交通内容。2012年版政策将“在内河、湖泊和沿海航运的以天然气（尤其是液化天然气）为燃料的运输船舶（含双燃料和单一天然气燃料运输船舶）”列入优先类。《征求意见稿》未调整利用顺序，但限定“以液化天然气为单一燃料的运输、工程、公务船舶及装备”，另外新增双燃料和单一液化天然气燃料的“海洋工程装备”。此次修订是考虑与天然气汽车类似的“油改气”政策停止，以及支持高质量发展海洋经济。

扩大工业燃料应用范围。《征求意见稿》对可中断的工业燃料用户不再突出强调属于建材、机电、轻纺、石化、冶金等领域，符合可中断条件的工业燃料用户即为优先类；工业锅炉燃料天然气置换项目不再突出强调大中城市，位于城市中心城区的项目即为允许类。

调整天然气制氢规定。2012年版政策将“可中断用户的天然气制氢项目”列入优先类，其余制氢项目列入允许类。《征求意见稿》将“炼油、化工企业加氢装置配套的天然气制氢项目”列入允许类，其余制氢项目列入限制类。天然气所制氢气属于“灰氢”，在“双碳”背景下，氢气的最主要来源将是利用可再生能源发电进行电解水生产“绿氢”。此次修订既满足了当前石化、化工行业对天然气制氢的实际需求，又符合未来氢能发展方向。

调整天然气发电规定。2012年版政策将“天然气热电联产项目”列入优先类，将在陕、内蒙古、晋、皖等地的13个大型煤炭基地建设基荷燃气发电项目【煤层气（煤矿瓦斯）发电项目除外】列入禁止类，其余发电项目列入允许类。《征求意见稿》在优先类中新增“气源落实、具有经济可持续性的天然气调峰电站项目”和“带补燃的太阳能热发电项目”，将“陕、内蒙古、晋、疆等地的14个大型煤炭基地建设基荷燃气发电项目【煤层气（煤矿瓦斯）发电项目除外】”列入限制类，删除优先类中单列的“煤层气（煤矿瓦斯）发电项目”。此次修订突出了天然气发电的三个特点和趋势：一是发挥灵活性优势为电网调峰项目优先；二是与可再生发电融合发展优先；三是适应新能源体系建设需要，不对煤炭基地建设基荷燃气发电项目“一刀切”。

新增天然气与氢能融合发展。《征求意见稿》在优先类中新增“油气电氢综合能源供应项目、在保障安全前提下的终端天然气掺氢示范项目等天然气利用新业态”，借助与天然气融合，扩大氢能应用场景。

调整天然气化工政策。2012年版政策将“新建或扩建以天然气为原料生产甲醇及甲醇生产下游产品装置”和“以天然气代煤制甲醇项目”列入禁止类，《征求意见稿》将这两项移入限制类，禁止类新增“天然气常压间歇转化工艺制合成氨”。此次修订与《产业结构调整指导目录》（2023年本，征求意见稿）保持一致，顺应天然气化工产业发展面临的新形势新任务新要求。

删除过时、范围之外内容。《征求意见稿》删除“燃气空调”“城镇中具有应急和调峰功能的天然气储存设施”“用于调峰和储备的小型天然气液化设施”三项不适合市场需要或不属于天然气下游利用的内容。

保障措施更适应行业高质量发展需要

《征求意见稿》在保障措施中重点提出了加快基础设施建设、加强行业监管和完善价格机制等要求，同时在“做好供需平衡”和“安全稳定保供”中新增对地方主管部门、地方政府的责任要求，较2012年版政策更加适应当前我国天然气行业消除基础设施瓶颈、推进市场化改革、安全稳定等方面的发展要求。

（三）油气企业应如何拓展天然气利用

加快推进天然气与新能源融合发展

一是推进新能源发电与天然气调峰电站耦合。天然气是当前及今后中长期解决新能源调峰问题的重要途径之一，天然气调峰需求随着新能源发展装机容量的增加而快速增长，在气源有保障、气价可承受、调峰需求大的地区应适度有序发展，特别是有风电、光伏发电项目的油气田，通过匹配好天然气生产、外输和为可再生能源调峰三者之间的关系，优化资源开发与利用。

二是推进天然气管线与绿氢输送耦合。天然气管线掺氢输送，有助于扩大绿氢消费半径和应用场景，未来在满足终端难以电气化的用能需求方面大有可为，应加快开展技术示范研究，推动国内标准建设。

三是推进天然气分布式与可再生能源利用耦合。新型能源体系是以新能源电力为主体的能源互联网，在极端天气频发的情况下，天然气分布式为维护能源系统的稳定性和灵活性提供重要的调节和支撑作用，需长期推进。

推动天然气化工项目转型升级

 天然气化工在我国天然气产供储销体系建设中发挥了重要的调峰作用。天然气化工项目应尽快提升工艺技术、节能减污降碳、安全隐患治理等方面的水平，推动产业转型升级，争取长期发展的空间。

加强产供储销体系建设确保供应安全

当前天然气发展的逻辑已经由“在发展目标的引领下保障安全稳定供应”转变为“在保障安全稳定供应的前提下高质量发展”，换言之，天然气产供储销体系建设水平对行业发展起到了至关重要的作用。建议：一是坚定不移推动天然气增储上产，持续提升天然气自给能力；二是持续提升天然气储备能力，积极主动探索商业储气模式；三是加快天然气管网、LNG接收站投资建设，加强基础设施互联互通建设；四是下游用气项目开发以气源可落实为前提，坚守民生底线。

（来源：中国石化报）

【主持者言】

自2012年实施以来，天然气利用政策在推动天然气在我国能源结构中占比提高方面发挥了重要作用。然而，随着“双碳”目标的提出、地缘政治风险的上升，以及天然气市场化改革的深入，需要新的政策来适应这些变化，推动天然气行业的高质量发展。《征求意见稿》的出台，首次明确提出了天然气利用政策的指导思想，这反映了我国能源领域工作的新要求和新方向。

本文还重点以某天然气分公司作为案例，举例说明今冬明春供暖季来临前的准备工作，具体包括与上游主力气田的紧密对接、合理安排长协LNG资源的执行与接卸、提前开展现货LNG资源采购，如何根据“应储尽储”的原则加大储气库的注气力度，以及如何通过租赁第三方库容、罐容来储备充足的调峰资源，值得杭燃集团借鉴与学习。

2024年国内天然气市场展望

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。

1.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；

2.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”；

3.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：天然气产业观察）

【主持者言】

回顾2023年，国内天然气市场走出了之前的宽幅震荡期，重新步入中高速发展阶段。全年的表观消费量约为3930亿立方米，同比增长7.3%。尤其值得关注的是，天然气重卡的表现十分抢眼，全年销售量接近16万辆，同比增长达330%，显著推动了交通运输领域用气量的增加。

展望2024年1月，全球LNG资源供应充足，市场需求疲软，预计贸易价格将加速下滑。杭燃集团应该积极关注市场需求的变化，特别是寒潮对采暖需求的影响，以及煤电容量电价机制对气电发展空间的影响，为今后开展LNG贸易和投资建设燃气电厂提供关键信息和决策依据。

安全服务进小区，杭燃服务不停歇

 为进一步消除户内燃气安全隐患，增强广大居民的燃气安全用气意识，宣传燃气安全知识，全力推进胶管“清零”和金属管未知排查，考虑到用户白天上班居多，为提高排查入户率，1月18日晚上，淳安公司总经理、党支部副书记丁立飞带领12名党团员志愿者来到玉兰花园小区开展“三社联动、安心安居”服务活动。

阴雨绵绵，志愿者们早早来到小区集合点，他们个个身穿蓝色小背心，佩戴工作证，经过现场的培训后，带上金属管未知清单、燃气安全用气常识手册，穿梭在每一幢楼道间，敲响一扇扇房门，入户前仔细核对用户信息，入户后认真排查用户检查厨房表后连接管是金属管还是胶管，拍照作为佐证，发放燃气安全用气常识手册、宣传用气安全；不在家的做好登记，活动后统一汇总形成台账。入户后他们耐心解答用户遇到的燃气问题，一户一户解释、劝导整改。本次活动入户总任务数275户，实际入户数57户，入户率20.7%，排查出金属管53户，胶管4户，意向换管2户。

本场服务是集团自2019年开展“三社联动、安心安居”杭燃服务进社区活动以来的第394场，累计出动党团员志愿者9749人次，累计服务时长41349小时。淳安公司将继续秉承“为城为民”的服务理念，坚持应换尽换原则，以蚂蚁肯骨头的精神，推动居民户内安全隐患整治工作，让用户安全、放心用气。

（来源：杭州燃气集团）

【主持者言】

淳安杭燃公司党团员志愿者，他们不畏阴雨，在1月18日晚上来到玉兰花园小区，开展了这次宝贵的服务活动。他们穿梭于楼道间，敲响每扇房门，入户检查燃气管线，无论是金属管还是胶管，都进行了仔细的排查和记录。他们的工作不仅是一次室内安检，更是一次安全教育和宣传的机会。志愿者们向居民们发放了燃气安全用气常识手册，耐心解答居民的疑问，推广安全用气的知识。

值得一提的是，这已经是杭州燃气集团自2019年以来开展的第394场“三社联动、安心安居”服务活动。在这场长期的服务运动中，已经有9749名杭燃集团党团员志愿者投入，累计服务时长超过41349小时。杭燃集团将继续推动居民户内安全隐患整治工作，确保用户安全、放心用气，为建设一个更加安全、和谐的社区环境而不懈努力。

液化天然气市场信息

本周国内价格大幅下调，接收站降库卸船，海气供应充足，同时本周气温较往年偏暖，终端需求疲软，供过于求形势下，上游降价促销。此外受大范围降雪影响，资源周转不畅，主产地区库存累积，上游为释放库存，LNG 价格大幅走跌。

全国LNG出厂（站）成交周均价环比跌10.04%至5124元/吨，其中进口LNG槽批出站周均价环比跌12.08%至5116元/吨，国产LNG 出厂成交周均价环比跌7.91%至5132元/吨。

预测：下周，我国大部地区气温将由当前的偏高将转为偏低，城燃采暖需求或形成支撑，但海气供应充足，同时市场重车有待消化，同时终端工厂及加气站需求继续减少，市场看跌情绪为主，后市关注中石油西部直供液厂原料气竞拍以及城燃补库情况，预计下周市场触底反弹，但整体交易重心或有下移预期。

液厂方面，海气降价冲击，叠加降雪资源外流受阻，液厂降价促销排库。前期海气降价排库，低价海气冲击市场，下游逢低采买，液厂为稳定出货价格下行，后受降雪影响，西北及山西资源外流不畅，库存累积，上游为缓解库存价格大幅走跌。

接收站方面，终端需求低迷，上游排库促销。随下游企业停工放假，市场接货疲软，接收站为降库卸船，降价刺激下游采买，市场博弈激烈，终端逢低刚需采买，接收站价格频频走跌促销。

东北市场价格以跌为主。受华北海气走跌影响，区内海气跟跌平衡价差，交投明显好转；液厂方面，大连接收站及京津冀资源走跌利空，加之终端需求支撑不足，区内液厂宽幅下调促进走货，下游按需采买，交投一般。后市来看，车用及工业需求难有增量，且周边资源仍存走跌预期，但考虑价格跌至成本线附近后，上游挺价意愿较强，预计下周区内价格虽有走跌可能，但跌幅收窄。

内蒙古市场价格大幅下行。区内停工液厂复产，市场供应小幅增量，但受海气及晋冀宁国产液厂频繁跌价冲击，区内资源流出减弱，液厂出货承压库存缓增，主力平衡价差及保持出货意愿下，价格大幅下调。当前市场买气一般，局部存降雪预期，一定程度或将影响加气站消费减弱，液厂主力保持出货意愿，预计短期价格或偏弱整理继续促单运行。

山西市场价格大幅下调，区内个别停工液厂复产，华新部分液厂恢复出货，市场供应增量，但受雨雪天气影响，局部高速封闭抑制资源流通，主力煤层气及长治、临汾、运城液厂出货皆有明显受阻，同时海气及周边冀豫陕蒙国产液厂跌价冲击，场内利空充斥，价格宽幅下行。当前供需双方心态谨慎，场内槽车积压仍待消化，虽然终端需求逐步缩减，但市场逢低或有刺激少量采买，预计下周价格或在窄幅探底后，存小幅回弹可能，关注下游采买指引。

京津冀区内价格以跌为主。受买涨不买跌心态影响，加之市场刚需有限，接收站出货不及预期，纷纷比价下跌争夺市场，交投陆续好转，华北五大接收站日出货总量 480 车左右；国产气方面，前期，华北海气走跌影响，液厂随市下行促进销售，但随着冷空气来袭，降雪导致高速封闭，煤层气资源外流不畅，支撑晋鲁资源于本周末期上行，进而带动区内冀中南个别液厂窄幅跟涨，下游按需采买。后市来看，市场供需面仍显宽松，海陆气竞争依旧，且新一轮中石油原料气竞拍恐难支撑，预计短线区内价格弱势运行为主。

西北市场价格走跌运行。1 月第三周原料气竞拍增量跌价，加剧市场利空心态，同时海气持续跌价促销，业内看空后市情绪较浓。临近春节，中下游采买谨慎，区内液厂继续弱势运行扩大促单。15 日开始冷空气带来的雨雪天气影响，区内陕西多地高速封闭、限行，资源外流不畅，液厂出货量锐减，库存持续累积，主力液厂高价回落，进而带动周边液厂价格走跌。下周，气温继续下降，或能提振采暖需求，且持续跌价液厂亏损严重，部分液厂后期有停工减产预期，预计下周价格稳中震荡，低价不乏上涨。

山东地区市场价格下跌为主。董家口接收站价格持稳，日槽批量 70 车左右，内供为主；国产气方面，前期海气及豫晋冀资源接连下跌，市场抵触高价情绪提升，液厂承压下调，中期，陕晋局部地区受大雪封路影响，区内重车卸车后选择就近液厂提货，行情试探推涨，但末期，随主产区价格大跌，区内心态略受打击，高价液厂调降促单。考虑终端需求跟进有限，市场看空情绪浓郁，预计下周价格或偏弱运行为主。

华东市场出站价格持续走跌。期初，因管道气外输量减少，且船期密集，区内接收站加大液态销售，集中跌价促销，低价海气较周边国产气价格优势明显，区外资源流入受阻，市场交易以区内资源为主，低价海气流出顺畅。17-18 日，随冷空气临近，江苏城燃开始少量调峰外采，采暖需求窄幅上升，多数接收站止跌稳 盘走货为主，仅个别受华南海气价格下调影响，跌价平衡价差。下周，虽气温下降，城燃采暖需求有所提升，但企业放假情况日增，工厂需求渐下滑，整体需求提振有限，且周边国产气价存下行预期，预计区内价格窄幅下跌运行。

华中地区液厂价格震荡走跌。前期海气降价促销，市场利空明显，液厂为稳定出货价格下行，但受降雪影响，山西及陕西资源流入受阻，利好区内液厂走货，河南液厂趁势价格上调，而终端需求低迷，且北气大幅降价缓解库存，低价资源冲击市场，下游抵触高价逢低采买，以致区内液厂价格再次走跌。后市受寒潮降温影响，城燃采暖需求或形成支撑，但市场供过于求形势下，利好支撑或有限，关注中石油西北直供液厂原料气竞拍情况，以及终端工厂开工率，预计下周区内交易重心下移。

华南地区市场价格走跌运行。区内需求趋于清淡，而进口船期密集，区内海气供应充足，市场逢低采买，上游为排库降价促销，市场重车增加，后市仍存看跌预期，而受寒潮影响，城燃采买或形成支撑，上游观望为主，预计下周区内价格或仍有走跌可能。

西南地区液厂价格走跌运行。受华南海气及湖北黄冈资源价格走跌影响，区内资源外流受阻，液厂促销缓解库存，区内个别液厂停机检修，市场供应下降，支撑液厂价格企稳，但终端逢低刚需采购，液厂走货欠佳，而海气价格降至低位，且北气价格大幅下调，市场看跌情绪明显，预计下周区内价格或走跌运行。

（来源：金联创）