天然气价格下调，带动了天然气消费增长。

国家发改委年底发布的数据显示，2015年11月份天然气产量115亿立方米，同比增长0.1%，天然气进口量61亿立方米，大幅增长15.4%。当月天然气消费量181亿立方米，增长9.7%。

累计数据则显得较为平淡，1~11月，天然气产量1190亿立方米，同比增长3.3%；天然气进口量544亿立方米，增长4.7%。天然气消费量1650亿立方米，增长3.7%。

采暖季峰谷差拉大

能源咨询公司安迅思统计显示，入冬以来，受到天气影响，华北地区天然气用气需求明显上升。以北京市为例，北京燃气对外称，目前北京天然气需求量最高峰段未超过1亿方，但日均用量已经维持在8000万方以上。

北京市发改委也对安迅思预计，2015年北京市的天然气用量预计在150亿方，较2014年大增33%。“最主要的是峰谷差距大，北京的峰谷差达到10倍，给供应商造成很大压力。”能源局一名官员对记者称。

国家发改委在2015年12月初发布的《关于做好2015年天然气迎峰度冬工作的通知》称，今冬明春天然气总体供大于求，资源供应形势好于往年。除此以外，今年迎峰度冬工作还具备LNG（液化天然气）调节手段继续增强、储气能力不断提高、需求增速有所放缓等有利条件，但管输能力不足对极端天气下用气峰值保障的不利影响依然存在。

北京燃气一位人士称，以北京为例，虽然一直在进行储气设施建设，但因为峰谷差大，储存手段有限，冬季的调峰责任一直不甚明晰，消费高峰时保供的压力始终存在。

2015年底，北京市政市容委发布消息称，近期受大雾影响，中石油进口液化天然气运输船暂时无法卸货，导致华北地区天然气供应出现临时短缺，北京临时采取燃气供热“限量保供”措施，严格控制公共建筑室内温度，暂停供应各工业企业生产用天然气。

中石油解释说，北京等华北地区遭遇了64年来同期的最低温度，天然气的使用大幅提升。受到大雾大风的影响，因为调峰的进口液化天然气的运输船到港之后暂时无法卸载，导致华北地区特别是北京市的天然气供应趋于紧张。

进口LNG现货或增加

能源咨询公司安迅思认为，华北用气需求大幅攀升的原因很多，主要是华北地区进入冬季采暖高峰期，供暖用气需求大涨。

此外，作为空气污染的“重灾地”，华北地区工业“煤改气”进程相对较快，带动了需求增长。2015年11月下调非居民气价，一定程度上刺激了华北地区天然气消费量走高。

供应方面，华北地区的天然气长输管道已运行多年，输气能力固定，短期内难以满足华北地区新增天然气需求。安迅思分析师周涛分析说，目前只能通过进口LNG来弥补缺口，但由于近期该地区雾霾严重，导致中石油曹妃甸接收站难以及时卸载，致使华北地区天然气供需矛盾突出。

安迅思LNG edge数据显示，2015年12月27日曹妃甸接收站已经可以卸载，还有LNG进口船在曹妃甸附近海域，预计华北地区天然气供应将得到一定程度缓解。

与此同时，中石油也在协调气源保障天然气供应。北京燃气也从国际市场采购现货LNG，2015年11月底，北京燃气曾采购一船LNG，此后也在国际LNG现货市场上求购2016年1月份上旬的船货，仍有进口计划。

据记者了解，北京燃气为弥补2015~2016年采暖季的天然气需求缺口，保障首都供气安全稳定，经过多次与中石油协调，最终确定今冬可利用曹妃甸液化天然气接收站两个LNG窗口期，自行采购部分LNG作为天然气补充气源。

安迅思分析，为保障天然气供应，中国企业仍存在国际LNG现货采购需求。后期来看，在冬季供暖季结束之前，华北地区天然气需求量将持续维持在高位，管道气可能无法满足所有增量需求。

（来源：一财网）

“十三五”时期(2016-2020年)将是我国全面建成小康社会，实现中华民族伟大复兴中国梦的关键时期，能源发展面临前所未有的机遇和挑战，天然气在我国能源革命中占据重要地位。

前瞻产业研究院报告预测，2012-2035年全球能源消费年均增速为1.5%，天然气年均需求量增长速度约为1.9%。至2035年，一次能源消费结构中，天然气将与煤炭、石油趋同，均为26%～27%。从气源供应种类来看，页岩气所占比重将持续增加，2035年页岩气的供应量将满足天然气需求增长量的46%，占世界天然气产量的21%，其中北美有望占到全球页岩气产量的71%。

不过，今年国内天然气市场相较于去年，只能说更加不景气，需求不振导致产量和进口量也随之下滑。前瞻产业研究院分析认为，当前国内天然气市场整体不景气，主要有以下两个原因：

第一，价格因素。当前，天然气价格与成品油、煤炭相比并没有什么优势。天然气价格改革相对于成品油来说比较滞后，下降幅度并不大，调价频率相对较慢。同时，天然气终端消费价格没有天然气门站价格下降得多也是一个重要因素，原因就在于天然气上游、管道中游和下游的城市燃气改革力度都不大。这两个因素使得天然气与成品油和煤炭相比没有大的价格竞争优势。

第二，当前国内经济正处于下行，抑制了对天然气的需求。首先，天然气重卡发展的势头并不是很好，其经济性并没有柴油机经济性好。其次，煤改气的推进工作当前进展得也不是很好。

国家发改委《关于建立保障天然气稳定供应长效机制的若干意见》中提出，到2020年我国天然气供应能力达到4000亿立方米，力争达到4200亿立方米。《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》进一步提出，到2020年国产常规气达到1850亿立方米，页岩气产量力争超过300亿立方米，煤层气产量力争达到300亿立方米，并积极稳妥地实施煤制气示范工程。

整体来说，“十三五”期间我国将形成国产常规气、非常规气、煤制气、进口LNG、进口管道气等多元化的供气来源和“西气东输、北气南下、海气登陆、就近供应”的供气格局，预计实现总规模在3750亿～4300亿立方米。其中常规天然气供应将保持平稳增长，按照“十三五”期间常规天然气产量年均增加60亿～80亿立方米计算，2020年全国常规天然气产量为1650亿～1750亿立方米。

“十三五”期间，天然气价格的市场化改革将继续推进，市场在天然气价格形成中的作用将进一步增强。按照国家“监管中间，放开两头”的价格管理思路，包括各省门站价在内的各种气源价格的管制将逐步取消，产业链两端的价格将完全由市场供需决定。在此背景下，政府在天然气价格中的干预力度将越来越弱，供求关系将成为影响天然气价格的决定性因素。

未来天然气产业市场化趋势已不可逆转，只有顺应时代趋势方能在市场中站稳脚步，实现企业快速发展。

（来源：前瞻网）

价格走势

因国际油价持续低位运行，冲击国内LNG市场，加之国内LNG市场供应充足而需求疲弱，2015年，国内液化天然气价格一路下滑，据生意社监测数据显示，液化天然气年初均价为5034元/吨，年末均价为3296元/吨，狂跌34.53%。

影响因素分析

1. 国内LNG供应量持续增加

自2014年以来，国内LNG市场持续供大于求，大量过剩产能难以被消化。供需问题成为改变市场价格走势的重要因素，市场人士希望市场供应量下行，以期待市场上行通道打开，但供应量的短暂下滑虽可带动市场价格回升，但在市场价格回升后又将刺激新工厂投产，整体产能继续上行后供大于求情况将进一步加剧。2015年上半年，中国LNG市场供应量为464万吨，较2014年上半年增长28%。截至2015年10月，国内LNG工厂日产能近7600万立方米，较2014年的6400万方/天，增长18.75%。预计2015年全年国内LNG供应量将超过700万吨。

2. 进口LNG挤占国产LNG的市场份额

从2014年2季度开始, 原油大跌，导致国际LNG现货价格同步震荡走跌。2015年，国内LNG接收站销售价格保持震荡走低趋势。进口LNG量大价优，销售情况较为稳定，受此影响国产LNG销售市场受到压缩，国内LNG价格处于下行态势。

3. 下游发展缓慢，LNG相较替代能源经济性丧失

经济大环境持续低迷，LNG下游消费（主要在车船用LNG、城市燃气、工业、发电等）发展缓慢。受国际油价持续低位运行影响，相关炼油产品下行明显，国内替代能源如LPG、燃料油等对天然气价格冲击较大，天然气与替代能源的经济优势并未完全恢复。成品油方面：截至2015年12月15日，国内成品油价格年内历经12此下调，汽油价格共计下调670元/吨，折合升价下调0.49元/升；柴油价格共计下调715元/吨，折合升价下调0.63元/升。LPG方面：国内液化气价格自2014年7月1日至2015年12月23日，价格大幅下跌41.39%至3594元/吨。工业领域方面：天然气在化工原料领域主要应用在尿素、甲醇方面，由于替代能源价格不断下跌的冲击，天然气作为化工原料经济性持续下滑，在个别领域甚至出现成本倒挂现象，2015年天然气在化工领域推广严重受阻。

4. 2015年国家发改委两次下调非居民用气价格，LNG工厂原料气价格下行

国家发改委自4月1日起，下调天然气门站价格下调，各省增量气最高门站价格每立方米下降0.44元，存量气最高门站价格每立方米上调0.04元，实现增量气和存量气价格并轨。11月18日，国家发改委再次公布天然气门站价格调整方案，下降幅度0.7元/立方米，执行时间为2015年11月20日。经过两次调整，国内天然气价格大幅下降，存量气共计下调0.66元/立方米，均价下调幅度26.84%，增量气共计下调1.14元/立方米，均价下调幅度38.67%。LNG工厂原料气价格下行，国内LNG价格一路下滑，

2016年预测

生意社天然气分析师李文静认为，由于国内天然气供应过剩局面1-2年内不会改变，预计天然气价格在2016年仍将维持低位。

1．供应过剩的局面短期内难以改变

预计2016年我国天然气供应量将增至2000亿立方米。虽然当前中国天然气需求仍处于增长阶段，但增速明显放缓。2000~2013年中国天然气消费年均增速16.1%，2014年增速大幅降至8.6%，2015年1~9月进一步降至2.5%。供应增加而需求增速放缓，国内天然气供应过剩局面仍将加剧。

2. 替代能源的冲击仍存

预计2016年国际油价仍将维持低位运行的态势，国内成品油、LPG等价格仍处于低位，对国内天然气市场的冲击仍存，虽然随着国家发改委两次下调非居民用气价格，天然气的经济性将有所反弹，市场需求将有一定程度的回升，但总体来看，天然气价格在2016年预计仍将维持低位。

(文章来源：生意社-能源分社)

日前，国家能源局召开了《关于推进“互联网+”(能源互联网)行动的指导意见》(讨论稿)征求意见会。这个指导意见还需进一步修改，预计在年底发布。

据了解，“能源互联网行动”的框架包括电动汽车、智能电网、分布式能源、可再生能源等，着力在能源配售和消费领域进行智能化创新，并突出应用情景，推进能源消费端的互联网化。

“能源互联网行动”分两个阶段推进，先试点后推广。2016年至2018年推进能源互联网试点示范工作，初步建立能源互联网技术标准，发展第三方综合能源服务，培育能源互联网新的市场主体；2019至2025年，形成能源互联网产业体系，提升可再生能源比例。

今年7月，国务院发布《关于积极推进“互联网+”行动的指导意见》，提出到2025年，“互联网+”新经济形态初步形成，明确“互联网+”制造、现代农业、智慧能源、金融等一系列领域的重点任务。“互联网+智慧能源”作为国家战略重要一环，目的是推进能源生产和消费智能化，建设分布式能源网络，发展基于电网的通信设施和新型业务。

能源局在今年4月启动了能源互联网行动计划的编制工作，6月正式确定《能源互联网行动计划大纲》和12个支撑课题。10月31日，华北电力大学召开了能源互联网课题验收会议，并成立能源互联网研究中心。

“能源互联网是指综合运用电力电子技术，信息技术和智能管理技术，将大量由分布式能量采集、储存装置和各种类型负载构成的新型电力网络节点互联起来，以实现能量双向流动的能量交换和共享，具有可再生、分布式、互联性、开放性、智能化五大特征。”清华大学能源互联网创新研究院课题组博士魏玲分析说。

能源消费领域的智能互联与国家电网提出的全球能源互联网相辅相成，一个特别注重能源配送和消费环节的智能化和开放化，一个是发电端和输电端的特高压物理互联，都是构成能源互联网的重要形式。行动计划将更注重能源互联网建设的实用性和指导性，如高速公路、工业园区等能源消费情景下如何智慧化、清洁化和互联化。

在新能源与电力设备团队看来，电改推动能源互联网发展，竞争性售电放开和分布式能源兴起将诞生更多商业模式，包括电力公司参与大用户直供电、充电桩运营商可以参与售电，需求侧能源服务商崛起。

在油气领域，中石化已经与阿里巴巴展开合作。中石化日前宣布，借助阿里等企业在云计算、大数据方面的技术优势，对部分传统石油化工业务进行升级，打造多业态的商业服务新模式。这包括利用大数据提升产油量，建立统一支付体系，拓展车联网、电商O2O等业务模式。

（文章来源：和讯）

 

沉寂了许久的天然气市场，自11月18日起，开始全面沸腾啦！发改委在当天宣布非居民用天然气下调0.7元，自20日开始实行。在这调价的背后到底意味着怎样的起伏波澜呢？

1、时间敏感

公布价格下调的时间是11月18日，北方绝大多数地区刚刚进入供暖季。以往这个时候，占据着各大媒体网站头条的新闻应该是“气荒再现”之类的。但今年不仅没有气荒的消息，反而政府要降价促销。这应该可以说是从政府层面，默认了中国气荒时代结束的判断。在供应过剩的时代背景下，政府用大幅度降价刺激天然气消费的举动，表现了政府对外来继续推广使用天然气替代的决心。

2、1000亿的利益是怎么分配的？

降价消息公布之后，有分析称：“按照非居民用气600亿立方米，和对市场化定价部分的影响，企业减负超过1000亿。”其中，600亿立方米按照0.7元计算，是430亿元。这一部分很好理解。那剩下的500多亿到哪里去呢？

小编想说，有很大的一部分市场被大家忽略了，那就是LNG市场。今年前三季度，国内的LNG工厂至少有3成处于停工状态，剩下的工厂即便是开工，开工负荷也不高。去年底的存量气涨价甚至被一部分LNG从业者认为是“耍流氓”。本次价格下跌，在他们看来，总算是“讲良心”了。

3、进口气、管道气、LNG是一个怎样的“三国演义”?

实际上，由于国际上油气价格捆绑程度较高，实际上进口气现在处于价格低位。但是由于国内进口商签订的合约很多在去年底油价暴跌之前，导致合约价相对较高。按照现存市场价出售，是亏钱的。

而希望国内管道气和国际接轨，一定程度上有利于弥补进口气造成的亏损。但是反过来，这让中下游的民营参与方（液化厂，加气站，车船用户）得不到好处。结果就是今年上半年的液化厂不赚钱，车船推广明显放缓。

4、LNG真的不赚钱么？

LNG其实目前在国内能源结构中的定位即便说不上是尴尬，也受制颇多。首先要看气价的脸色，然后还要看柴油价格的脸色，最后还要看管道的脸色。可谓独立性不足。

但再仔细想想，LNG的市场也绝非狭隘。居民用气量是相对稳定的，在500亿立方米以内。然后政府直接影响的非居民用气是600亿。这加起来1100亿立方米的量之外，还有至少800亿立方米的完全市场化的市场。在这个市场中，管道气价格实际上并不便宜。而进口LNG以4500元/吨计算，气化后价格约为3.25元/方，而近期LNG进口价甚至低到了3500元/吨，那气价才2.5元/方。

中国国内本土LNG最早就是在管道中拿气液化，如果没有丰厚利润，有谁会做这样政策禁止的事情呢？

5、LNG重卡的诱惑

LNG车船是之前推广LNG的焦点。气价下调会带来什么样的影响呢？在这里贴一段陕西省燃气设计院院长郭宗华的评论：“价格下调后，气、油价比为0.61，以陕北LNG工厂为例，每方（气态标方，下同）下调0.7元，为1.34元，综合成本（包括凈化损耗）每方约0.5元，工厂成本价毎方1.84元，每吨为2576元。工厂出厂价可为每吨3000元，比目前的陕北工厂销售价3300元降了300元，需要说明的是按照每方降0.7元，出厂价应每吨降980元，但出厂价不可能按此价降低，因为LNG工厂此前是价格倒挂；加气站合理的售价是毎吨3500元，折合毎方2.5元。考虑到LNG发动机普遍耗气偏高的现实，对汽车而言，1.3方气替代1.0升柴油，气价是3.25元，柴油价目前为每升5.30元，气、油价比是0.61。此比例对LNG汽车而言，大大增加了利润空间，LNG重卡的诱惑力很大。”

6、谁最痛苦？

在这个问题上，请大家允许煤制气和页岩气两位同仁竞争一下第一。其实不管气价怎么变化，从战略的高度看，这两种气都会是未来中国天然气供给的重要来源。但问题就在于，首先，中国现在国产常规气尽管增速赶不上消费增速，但起码还不需要大规模开发这两种后备气源；其次，这两种气的生产成本实在是高。现在，气价再降，煤制气和页岩气，谁会来为他们买单呢？

（来源：能源杂志）