预计1月上旬价格仍将小幅下跌；专家称“缺气”现象得到缓解，今冬若无极端天气，供气料无大碍
新京报讯 （记者任娇）国家统计局1月4日发布流通领域重要生产资料市场价格变动情况，2017年12月下旬液化天然气（LNG）报价7248.9元/吨，环比中旬下降2.2%。卓创资讯监控的数据显示，LNG价格相比去年底高峰时已经大幅回落42.18%。专家表示，天然气供应问题已经得到缓解。
此前价格暴涨的LNG价格正回归到正常的波动区间。
卓创资讯数据显示，LNG价格连续下跌，截至1月3日已跌至5818元/吨，相比2017年12月22日巅峰时的10064元/吨，13天时间，价格大幅下跌了42.18%。以山东省为例，2017年12月22日LNG价格最高在11100元/吨，至12月29日，价格跌至5950元/吨。其中12月28日单日最高跌幅在1750元/吨，一天之内下跌20.83%。
“天然气价格近期暴跌的原因，是由于管道气供应量提升，目前每天比往年多供应3000万方。”卓创资讯天然气行业分析师刘广彬分析，恰逢元旦，下游部分工业用户停工，LNG需求减少。从目前情况来看，预计1月上旬LNG价格仍将小幅下跌。
若无极端天气，今冬供气无大问题
去年12月出现天然气供应紧张后，发改委对多家供气企业开展价格专项监督调查。同时，华北和西北地区多个城市召开了天然气价格提醒告诫会。生产企业也持续增加供应，新京报记者从中石油了解到，截至2017年12月22日，川气东送累计达6.5亿立方米。
今冬是否还会出现天然气短缺的风险？刘广彬说，“目前天然气主要依靠管道运输，还有一部分南气北调、西气东送依靠汽车运输，只要不出现极端天气，今冬的天然气供应就不会出现太大的问题。”
1月1日，中石油天然气集团公司俄罗斯代表处首席代表王生滋接受媒体采访时表示，俄罗斯将增加对中国的天然气出口。目前中国市场吸纳了俄罗斯30%的油气出口量，而这一数量还在不断增长。2017年12月投产的北极亚马尔液化气项目全部建成后，每年也将有400万吨以上液化气输往中国市场。
刘广彬介绍，中石化天津LNG接收站计划即将投产，每日将增加1000万方供应，未来将缓解华北天然气供应紧张局面，对LNG价格上涨也形成一定抑制作用。
新京报记者从中石化了解到，中石化天津LNG接收站1月10日接收首船进口气，该项目一期建设接收规模为300万吨/年，供气能力约为40亿立方米/年。
1、中国天然气资源储备
截至 2015 年底，全国累计探明常规天然气地质储量 13.01 万亿立方米，剩余可采储量 5.2万亿立方米；累计探明煤层气地质储量 6293 亿立方米，剩余可采储量 3063 亿立方米；累计探明页岩气地质储量5441亿立方米，剩余可采储量1302亿立方米。
2016 年中国天然气消费量 2058 亿立方米，产量 1368 亿立方米，供需缺口近 700 亿立方米，对外依存度 34%。自 2014 年起，中国天然气的产量和消费量增速均有所放缓，但消费量的增速仍然持续大于产量的增速。随着中国城镇化过程中居民能源消费结构的变化，以及环保监管日趋严格的背景下燃气替代煤炭供电供热需求的提升，天然气下游消费有进一步增长的空间。开发国内非常规天然气、进口管道气、进口 LNG 是解决中国天然气供需缺口的三大主要途径。
中国天然气需求结构
2015 年，中国人均天然气消费量约 140 立方米，天然气占一次能源消费总量的比重约 5.9%，远低于世界平均水平的 23.7%通过更大的政策支持力度，2020 年天然气在一次能源消费结构中的占比将达到10%；到2030年，天然气在一次能源消费中的占比将提高到15%左右。
1、居民用气增长确定，城市燃气公司进入新时期
随着中国新型城镇化建设深入推进，城镇化率稳步提升，预计到 2020 年达 60%，2030 年达 70%。未来城镇燃气发展方向主要包括三个方面：一是稳步发展民用气。提升居民气化水平，城镇居民气化率 2020 年达 50%～55%，2030 年达 65%～70%，并同步拓展公共服务、商业用气市场。二是有序发展天然气采暖。发展城市集中式采暖、燃气空调、分户式采暖，在南方有条件地区以集中式和分散式供暖相结合的方式利用天然气采暖。三是推进重点地区气化。以京津冀及周边地区、长三角、珠三角、东北地区等为重点，设立重点区域“禁煤区”，加快燃煤锅炉天然气替代以及城市、乡镇生活燃料以气代煤。
居民天然气消费拥有很大的潜力，因为目前只有小部分城市居民可使用天然气。根据国家统计局数据，中国不到 20%的人口可使用管道天然气，而美国的这一数字达 58%。随着可支配收入和生活水平的提高，越来越多的居民出于便利性和清洁性而倾向于使用管道天然气。城镇化进程也有助于推动居民天然气消费，因为更多居民迁移到能够使用管道燃气的城市生活。相信随着天然气管网的改善越来越的居民将转向天然气作为日常使用。
2、大型热电联产和分布式天然气发电
目前我国天然气电厂运营主体分为三类：第一类是以华电集团、华能集团、中国电力投资集团等为代表的国有大型发电央企；第二类是地方政府出资控股的省属电力投资集团及能源集团，如浙能集团、申能集团、京能集团等；第三类是石油天然气生产供应公司，如中海石油气电集团。为便于借助各自的优势，实现优势互补，燃气电厂大多为合资建设。
目前国内的天然气电厂主要为集中式天然气发电，采用燃气--蒸汽循环的方式运行，利用天然气燃烧产生的高温烟气在燃气轮机中做功，将一部分热能转变为高品位的电能，再利用燃气轮机排烟中的余热，在余热锅炉内产生蒸汽来带动蒸汽轮机进一步发出电能，同时供热和制冷，在提高了电效率的同时，实现了能源的高效梯级利用，也降低了天然气气供热的成本。
据中电联的《“十三五”天然气发电需求预测》，预计 2020 年我国天然气发电规模 1 亿千瓦，其中分布式 4000 万千瓦。当前我国天然气分布式能源总装机容量为 500 万千瓦，缺口很大。假设9F 联合循环机组设备购置加安装的平均费用为 2500 元每千瓦，到2020 年，集中式天然气发电新增市场规模将达 500亿元。假设天然气分布式发电设备购置及安装费用为 3500 元每千瓦，到 2020年，分布式天然气发电设备新增市场规模将超过 1000亿元。
新京报讯 （记者任娇）国家统计局1月4日发布流通领域重要生产资料市场价格变动情况，2017年12月下旬液化天然气（LNG）报价7248.9元/吨，环比中旬下降2.2%。卓创资讯监控的数据显示，LNG价格相比去年底高峰时已经大幅回落42.18%。专家表示，天然气供应问题已经得到缓解。
参考观研天下发布《2018-2024年中国天然气产业市场竞争现状调研与未来发展商机战略评估报告》
个别地区LNG价格一天降两成此前价格暴涨的LNG价格正回归到正常的波动区间。
卓创资讯数据显示，LNG价格连续下跌，截至1月3日已跌至5818元/吨，相比2017年12月22日巅峰时的10064元/吨，13天时间，价格大幅下跌了42.18%。以山东省为例，2017年12月22日LNG价格最高在11100元/吨，至12月29日，价格跌至5950元/吨。其中12月28日单日最高跌幅在1750元/吨，一天之内下跌20.83%。
“天然气价格近期暴跌的原因，是由于管道气供应量提升，目前每天比往年多供应3000万方。”卓创资讯天然气行业分析师刘广彬分析，恰逢元旦，下游部分工业用户停工，LNG需求减少。从目前情况来看，预计1月上旬LNG价格仍将小幅下跌。
若无极端天气，今冬供气无大问题
去年12月出现天然气供应紧张后，发改委对多家供气企业开展价格专项监督调查。同时，华北和西北地区多个城市召开了天然气价格提醒告诫会。生产企业也持续增加供应，新京报记者从中石油了解到，截至2017年12月22日，川气东送累计达6.5亿立方米。
今冬是否还会出现天然气短缺的风险？刘广彬说，“目前天然气主要依靠管道运输，还有一部分南气北调、西气东送依靠汽车运输，只要不出现极端天气，今冬的天然气供应就不会出现太大的问题。”
1月1日，中石油天然气集团公司俄罗斯代表处首席代表王生滋接受媒体采访时表示，俄罗斯将增加对中国的天然气出口。目前中国市场吸纳了俄罗斯30%的油气出口量，而这一数量还在不断增长。2017年12月投产的北极亚马尔液化气项目全部建成后，每年也将有400万吨以上液化气输往中国市场。
刘广彬介绍，中石化天津LNG接收站计划即将投产，每日将增加1000万方供应，未来将缓解华北天然气供应紧张局面，对LNG价格上涨也形成一定抑制作用。
新京报记者从中石化了解到，中石化天津LNG接收站1月10日接收首船进口气，该项目一期建设接收规模为300万吨/年，供气能力约为40亿立方米/年。
1、中国天然气资源储备
截至 2015 年底，全国累计探明常规天然气地质储量 13.01 万亿立方米，剩余可采储量 5.2万亿立方米；累计探明煤层气地质储量 6293 亿立方米，剩余可采储量 3063 亿立方米；累计探明页岩气地质储量5441亿立方米，剩余可采储量1302亿立方米。
2016 年中国天然气消费量 2058 亿立方米，产量 1368 亿立方米，供需缺口近 700 亿立方米，对外依存度 34%。自 2014 年起，中国天然气的产量和消费量增速均有所放缓，但消费量的增速仍然持续大于产量的增速。随着中国城镇化过程中居民能源消费结构的变化，以及环保监管日趋严格的背景下燃气替代煤炭供电供热需求的提升，天然气下游消费有进一步增长的空间。开发国内非常规天然气、进口管道气、进口 LNG 是解决中国天然气供需缺口的三大主要途径。
中国天然气需求结构
2015 年，中国人均天然气消费量约 140 立方米，天然气占一次能源消费总量的比重约 5.9%，远低于世界平均水平的 23.7%通过更大的政策支持力度，2020 年天然气在一次能源消费结构中的占比将达到10%；到2030年，天然气在一次能源消费中的占比将提高到15%左右。
1、居民用气增长确定，城市燃气公司进入新时期
随着中国新型城镇化建设深入推进，城镇化率稳步提升，预计到 2020 年达 60%，2030 年达 70%。未来城镇燃气发展方向主要包括三个方面：一是稳步发展民用气。提升居民气化水平，城镇居民气化率 2020 年达 50%～55%，2030 年达 65%～70%，并同步拓展公共服务、商业用气市场。二是有序发展天然气采暖。发展城市集中式采暖、燃气空调、分户式采暖，在南方有条件地区以集中式和分散式供暖相结合的方式利用天然气采暖。三是推进重点地区气化。以京津冀及周边地区、长三角、珠三角、东北地区等为重点，设立重点区域“禁煤区”，加快燃煤锅炉天然气替代以及城市、乡镇生活燃料以气代煤。
居民天然气消费拥有很大的潜力，因为目前只有小部分城市居民可使用天然气。根据国家统计局数据，中国不到 20%的人口可使用管道天然气，而美国的这一数字达 58%。随着可支配收入和生活水平的提高，越来越多的居民出于便利性和清洁性而倾向于使用管道天然气。城镇化进程也有助于推动居民天然气消费，因为更多居民迁移到能够使用管道燃气的城市生活。相信随着天然气管网的改善越来越的居民将转向天然气作为日常使用。
2、大型热电联产和分布式天然气发电
目前我国天然气电厂运营主体分为三类：第一类是以华电集团、华能集团、中国电力投资集团等为代表的国有大型发电央企；第二类是地方政府出资控股的省属电力投资集团及能源集团，如浙能集团、申能集团、京能集团等；第三类是石油天然气生产供应公司，如中海石油气电集团。为便于借助各自的优势，实现优势互补，燃气电厂大多为合资建设。
目前国内的天然气电厂主要为集中式天然气发电，采用燃气--蒸汽循环的方式运行，利用天然气燃烧产生的高温烟气在燃气轮机中做功，将一部分热能转变为高品位的电能，再利用燃气轮机排烟中的余热，在余热锅炉内产生蒸汽来带动蒸汽轮机进一步发出电能，同时供热和制冷，在提高了电效率的同时，实现了能源的高效梯级利用，也降低了天然气气供热的成本。
据中电联的《“十三五”天然气发电需求预测》，预计 2020 年我国天然气发电规模 1 亿千瓦，其中分布式 4000 万千瓦。当前我国天然气分布式能源总装机容量为 500 万千瓦，缺口很大。假设9F 联合循环机组设备购置加安装的平均费用为 2500 元每千瓦，到2020 年，集中式天然气发电新增市场规模将达 500亿元。假设天然气分布式发电设备购置及安装费用为 3500 元每千瓦，到 2020年，分布式天然气发电设备新增市场规模将超过 1000亿元。
资料来源：国家统计局，观研天下整理，转载请注明出处（GSL）
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