2024年天然气增量机遇分析
来源： 更新：2024-06-18 18:08:55 作者： 浏览：787次
2024年，我国经济继续恢复，能源结构加快清洁低碳转型，天然气利用新政落地，市场需求潜力得到更好释放。国产资源持续上产，进口资源稳步增加， LNG接收站、储气库、管网等基础设施加快建设，产业链供应链韧性进一步增强，体制机制趋于完善。
2024年，国家实施积极的财政政策和较为宽松的货币政策，促进消费、扩大投资，积极培育战略性新兴产业和未来产业。在能源利用方面，我国加快清洁低碳转型，天然气需求内在动力强劲，全年消费总量有望达到4250亿立方米，同比增速超过7%。
在城镇燃气领域，需求量为1090亿立方米，同比增速7%左右。天然气配送网络不断完善，稳中求进逐步替代液化石油气、人工煤气等，满足城镇居民对清洁便捷能源与美好生活的向往，新增气化人口2000万人以上。北方地区“以气代煤”供暖改造节奏放缓，南方长江淮河流域分户式采暖需求持续增长，燃气壁挂炉销售旺盛，带动全国采暖用气继续增长。
在工业燃料领域，需求量为1790亿立方米左右，同比增速8.8%。陶瓷、玻璃、钢铁、石化、化工、造纸等传统高耗能产业在“双碳”约束下用能结构持续优化；新能源汽车、锂电池、光伏产品、生物医药、电力电子等新兴产业培育壮大，设备更新和消费品以旧换新刺激内需和生产制造企业开工率提升；锅炉绿色低碳高质量发展行动全面展开，小型燃煤锅炉使用受到限制，冷凝式燃气锅炉利用得到鼓励；国家加快推进保障性住房建设、“平急两用”公共基础设施建设，对建材、家具、装修等用气需求起到重要拉动作用。
在电力生产领域，需求量为750亿立方米左右，同比增速9.5%。2024年一季度全社会用电量增速达到9.8%，全年增速预计在6%左右，光伏设备及元器件、新能源汽车、计算机/通信和其他电子设备制造、仪器仪表制造、医药制造等成为拉动用电增长的主力。2024年全国燃气电厂投产规模超过1000万千瓦，总装机达到1.36亿千瓦以上，主要集中在广东、四川、湖南、浙江、山东等省份。行业期盼的《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》等政策落地，气电启停迅速、调节便利的优势将得到更好体现，在提升系统灵活性、促进可再生能源消纳方面可发挥更大作用。
在化工化肥领域，需求量为300亿立方米左右，与上年持平。主要用于甲醇、合成氨、制氢三大方向。甲醇生产以煤为主，气头甲醇年产量约500万吨，在天然气市场中起到削峰填谷作用。立体农业生产对合成氨、尿素等化肥需求旺盛，气头合成氨装置年产量约1200万吨。制氢受天然气利用政策制约，基本没有新增需求。
在陆上交通领域，需求量有望超过320亿立方米，大幅增加20%左右。相同行驶里程LNG与柴油的价格比降至0.6以下，“双碳”政治支持和显著的经济性赋予了LNG向公路运输领域渗透的强劲动力，LNG对公路物流柴油的替代率整体将超过20%，部分区域LNG重卡已成为公路运价的基准。预计全年LNG重卡销量超过20万辆，总运行数量在80万辆以上，覆盖区域从山西、内蒙、新疆、宁夏等延伸至河北、河南、山东等中东部省份。
按照2024年政府工作报告和能源工作指导意见要求，相关企业持续加大油气资源勘探开发力度，国内天然气产量稳步提高，担当增产保供、维护安全的主力军；持续加强国际合作，优化进口来源，科学防范减供停供等各类风险。全年资源量在4250亿立方米以上，有效保障市场需求。
在国产气方面，三大石油公司聚焦加大生产投入与新能源替代协同发力，预计新增产量继续保持在百亿立方米以上，超过2480亿立方米（含煤制气）。中国石油认真落实新一轮找矿突破战略行动，加大国内风险勘探力度，大力提升探井质量；以合同为基础，加大国外现有项目勘探力度，加大优质资源新项目获取力度。中国石化持续推进“深地工程”大突破，推进非常规天然气和海域天然气勘探突破，加大海外获取优质资源力度。中国海油加强理论与技术创新突破，全力统筹好油气主业量的增长和改进，在油气安全保障能力建设上实现新提升。
在进口气方面，中俄东线增供和LNG长贸增量保障资源稳定增加。2024年，中俄东线按合同增供80亿立方米，三大石油公司及其他市场主体LNG中长期合同新增约60亿立方米。国际现货LNG价格呈现W型走势，总体处于中低价格区间，促进LNG进口量大幅增加，采暖季过后东部沿海市场竞争将较为激烈。
2024年为干线管道投产大年，西三线中段中卫—枣阳段、西四线吐鲁番—中卫段、中俄东线南段南通—甪直段、海西管网二期福州—三明段等均计划年内投入使用，新增干线及支线管道长度约4000千米。
沿海LNG接收站在2024年达到投产高峰，预计今年底前有10座投产，新增接收能力3880万吨/年。其中，山东省投产3座，新增接收能力1600万吨/年；广东省投产4座，新增接收能力1580万吨/年，浙江、福建、江苏各投产1座，新增接收能力分别为200万吨/年、300万吨/年和200万吨/年。
储气库建设加快推进，有效工作气量在2023年219亿立方米基础上，有望达到260亿立方米，调峰能力得到大幅提升。
重点围绕贯彻落实中央深改委《关于进一步深化石油天然气市场体系改革，提升国家油气安全保障能力的实施意见》等文件精神，加快推进油气勘探开发竞争性出让，保障增储上产，提升管网运行透明度和公平开放水平，完善批发销售定价机制，健全终端价格联动机制，优化天然气利用。
自然垄断环节公平开放制度更加健全，运营信息更加透明。修订新版《油气管网设施公平开放监管办法》（现有办法有效期至2024年5月份），出台《天然气管网设施托运商准入与退出管理办法》（2023年2月份国家能源局发布征求意见稿），通过制度强化管网设施运营企业在信息公开、公平开放服务、合同履约、不平衡服务、稳定供应等方面的责任，推动开展容量转让和交易，促进开口难入网难、管容分配不透明、运输路径不清晰等问题的解决；明确各类市场主体管网准入要求、退出条件、交付和提取义务、管网平衡和保供责任等，为形成国家层面的《天然气管网统一规范》奠定良好基础。
天然气在新型能源体系构建中发挥更加重要的作用。国家推出新版《天然气利用政策》，将带来4个方面变化：一是北方农村清洁取暖“煤改气”需求合理抑制，农村分散利用的高污染能源向电能、生物质能转变；二是调峰气电、光热发电、天然气掺氢利用示范项目鼓励优先发展，重点发挥天然气在构建新型能源电力系统中的调节器和平衡器作用；三是对可中断工业燃料用气鼓励优先发展，支持高温场景工业燃料“气代煤”，低温场景将更多走“电代煤”路线；四是LNG载货汽车和远洋船舶用气鼓励优先发展，促进LNG重卡在全国范围大规模利用，为交通行业零碳排放“铺路架桥”。
天然气上下游价格联动在全国范围全面铺开。自2023年6月国家发展改革委发布《关于建立健全天然气上下游价格联动机制的指导意见》以来，全国超过130个市县发布价格联动具体方案，有效纾解城镇燃气企业经营压力。2024年，伴随天然气资源池综合成本降低，上下游价格联动政策将降价的红利传导至终端用户利国利民，进而促进天然气产业高质量发展。
