2022年，全球天然气市场复杂多变，叠加国内新冠疫情反复影响，上半年，我国天然气供需变化阶段性特征明显、总体趋减，价格保持在较高水平，个别行业经营压力较大。

一、国内天然气市场增长放缓，价格高位运行

（一）天然气需求前高后低

上半年，我国天然气需求自2004年以来首次出现下降，呈现前高后低的特点。1、2月份，天然气需求较为旺盛，同比增速分别为1.2%和15.7%。3-6月，上海、北京、深圳等地新冠疫情反弹，影响范围较大，持续时间较长，造成天然气需求明显下降，4月份同比降幅达到9.2%，6月收窄至1.5%。1-6月天然气消费同比减少0.3%，其中3月份以后历史首次出现连续4个月同比下降。从行业看，仅城燃用气有所增加，其他领域消费均不同程度下降，发电用气降幅最大（达到10.9%）。

（二）天然气资源供给总量减少

上半年，国产及进口管道天然气保持较好增长势头，但受国际高气价以及欧亚天然气现货价差影响，LNG进口下降明显，国内资源供应总量低于上年同期。1-6月，国产天然气同比增加66亿立方米，增幅6.2%；进口管道气增加34亿立方米，增幅11.8%；LNG进口减少128亿立方米，降幅23.2%。国内资源合计减少29亿立方米，降幅1.55%。

（三）天然气价格高位运行，逐渐回落

上半年，受俄乌冲突、国际LNG现货价格高企等因素影响，供给价格提升较为明显。从合同内气量看，在国际原油期货价格高位运行拉动下，天然气长协价格相应上涨，今年中石油、中石化管道气合同综合价格较基准门站价格的上浮比例普遍超过去年。随着上下游企业市场意识逐步增强，从重庆石油天然气交易中心交易情况看，中石油西南、南方、西部三大区域通过竞价周投放的月度合同增量气成交均价同比有明显上涨。重庆能源大数据中心发布的川渝、鄂尔多斯、华中天然气现货价格，也呈现出前高后低、高位运行的态势，如华中天然气现货价格于2月达到最高，为8.01元/立方米，6月回落至4.509元/立方米。

（四）个别行业生产经营面临较大压力

上半年天然气量减价增的连锁反应已经从国际传递至国内，从上游传导至下游，对部分行业生产经营造成了较大影响。城燃企业因高气价导致部分领域销售成本倒挂，部分企业经营出现困难。以天然气为燃料的陶瓷等企业，已明显出现生产放缓的情况。LNG重卡因LNG价格优势缩小，既有存量车减少运行、新车销售占比下降。

二、下半年我国天然气市场形势预判及建议

结合重庆交易中心举办的2022年重庆油气论坛夏季峰会上的专家观点，笔者认为，下半年，影响国际国内天然气市场的因素依然较多，市场形势依然复杂，天然气供需将呈现紧平衡态势。随着疫情缓解、经济恢复，天然气将释放一定的需求，但国内煤炭等替代能源供应宽松、国际气价持续高位运行向国内传导，天然气总体需求偏弱。同时，俄乌冲突正改变全球LNG市场格局，欧洲吸纳更多的LNG资源并成为全球天然气高溢价市场，亚太地区也因欧洲需求增加而承受LNG高价，预计下半年我国LNG现货进口量仍将同比较大幅度下降，带动全年天然气供应量增速下降。预计全年天然气消费量为3750亿立方米左右，资源供给总体可满足市场需求，但可能出现时点性、区域性紧缺。为做好保供工作，推动天然气行业健康发展，建议：

一是稳定市场供需，强化天然气保供措施。通过市场化交易及时反映供求波动、释放价格信号、提高资源配置效率，促进国内天然气市场保持总体平衡稳定。上游勘探开发企业可采取市场化手段，大力提升勘探开发力度，推动国内天然气增储上产，构建起多元稳定的进口供应体系，稳定天然气资源。同时，加强天然气产供储销体系建设，推进储气设施项目建设，增强应急调峰能力。

二是稳定价格，进一步完善价格联动机制。近年来，国务院、国家发改委陆续出台政策文件，要求加快建立上下游天然气价格联动机制，各地也相应出台了具体措施，并取得了一定效果。但去年以来天然气价格高位运行，因价格联动不及时等因素，不同程度造成部分城燃企业生产经营困难。为帮助企业经营纾困，要进一步完善联动机制，理顺、解决价格矛盾，保障天然气市场供应和价格的基本稳定。

三是建立中长期合同与现货交易相协调的天然气保障机制。为引导资源流向使用效率更高、经济效益更好的领域，在保民生、保基本的前提下，可根据当前天然气等大宗能源商品产销特点，研究建立以中长期合同为主体，现货交易为补充的天然气资源配置机制，实现市场运行稳定性与灵活性的协同统一。通过中长期合同保障民生用气、重要国民经济产业用气，以强化国家能源安全保障，并结合现货交易作为补充手段，满足其他领域的用气需求，推动资源在产业间、地域间、季节间高效配置、余缺调剂。

数据来源：重庆能源大数据中心《2022年天然气供需分析及走势预测月报》（1-6月）