作为清洁能源的天然气一直被视为治霾的一贴“良方”，其也成为今年全国两会期间的热议话题之一。近日多名代表委员建议，加大天然气市场开发力度，拓展交通领域应用，切实发挥天然气在大气污染防治中的作用。

“天然气市场亟须得到政策支持和有效开发。”全国政协委员、中石油集团原董事长周吉平在两会期间接受采访表示，按照国家能源局的预测，2020年我国天然气供应能力有望达到3900亿立方米，与预测的需求相比超出400亿立方米以上，亟须扩大天然气在发电、交通和工业等领域的应用。全国政协委员、国家能源局原副局长史玉波认为，推进能源领域的供给侧结构性改革，提高天然气等清洁能源占比十分关键，要通过政策引导扩大天然气的利用范围。

在交通领域，天然气汽车比之其他清洁能源汽车具有技术成熟、价格较低、市场广阔、资源丰富等优势，推广应用条件最好，但目前还存在相关标准和规范尚不完善、跟传统燃料汽车相比经济优势不足等问题。全国人大代表、华北油田总经理黄刚建议，“希望政府能够出台比如对天然气汽车不实行摇号上牌、限号限行，设立天然气汽车推广专项资金等相关政策，激励天然气汽车发展。”

近年，中国LNG产能呈现爆发式增长，而下游发展相对缓慢，导致LNG供大于求，2015年中国LNG行业平均开工率不足50%，价格持续低迷。考虑到冬季采暖即将结束，预计此后市场需求将逐渐减少。业内机构亚化咨询认为，考虑到管道气竞争压力，LNG价格仍有下降空间，短期内有望提高LNG对柴油替代的经济效益。

亚化咨询预计，2016年中国天然气将面临一次调价窗口。按照发改委根据可替代能源价格变化情况每年调整一次天然气价格，并逐步过渡到每半年或者按季度调整的机制，下一次调价通知可能于2016年5月或2016年11月发布。根据发改委调价公式，非居民用的天然气价格仍有0.5元/方的下调空间。

另一方面，根据国家发改委披露的新机制，当国际市场油价低于每桶40美元时，汽、柴油最高零售价格不降低;在每桶40-130美元之间运行时，成品油价格按机制正常调整，该涨就涨，该降就降。考虑到成品油地板价的存在以及未来油价上涨的可能性，LNG与柴油的价格比将进一步下行，未来LNG相对柴油的成本优势将更加明显，对车船用天然气应用也会带来刺激。

（来源：国际石油网）

3月1日，中国能源研究会在中国科技会堂举办《中国能源展望2030》发布会。《中国能源展望2030》对2000年至今国内能源各领域统计数据及发展概况进行了梳理，并对未来一段时间的能源发展趋势进行了预测。

2015年，国内电力需求增速大幅走低，全年全社会用电量仅增长0.5%。但新增发电装机容量仍超过1.4亿千瓦，全国发电设备平均利用小时数已降至3969小时。《中国能源展望2030》中的数据显示，我国目前煤电在建规模和获得环评审批或已提交申请的装机规模已分别高达1.6亿千瓦和2.8亿千瓦，若全部放任其投产，将加剧“十三五”期间煤电机组过剩的局面。国家能源局日前召开的全面深化改革领导小组会议中，国家能源局局长努尔·白克力指出，要严格控制煤电新开工规模，对存在电力冗余的地区要根据实际情况，取消一批不具备核准条件的项目，暂缓一批煤电项目核准，缓建一批已核准项目。

除了电力设备装机容量过剩之外，环境问题也是影响电力建设的重要因素。《大气污染防治行动计划》中明确提出，要“加强工业企业大气污染综合治理。全面整治燃煤小锅炉。加快推进集中供热、‘煤改气’、‘煤改电’工程建设。到2017年，除必要保留的以外，地级及以上城市建成区基本淘汰每小时10蒸吨级以下的燃煤锅炉，禁止新建每小时20蒸吨以下的燃煤锅炉;其他地区原则上不再新建每小时10蒸吨以下的燃煤锅炉。”作为世界上最大的碳排放国家，我国向国际社会做出了碳减排的承诺，并与英国、美国、法国等主要发达国家签署了关于气候变化问题的双边框架协议。中国能源研究会认为，在新能源和可再生能源核心技术取得重大突破、成本降至社会可承受的范围之前，天然气将是最为现实的过渡能源。

我国天然气资源储量丰富，进口天然气能力也有较大增长空间。根据《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》，2020年中国年产常规天然气将达到1850亿立方米。中国能源研究会有关专家称，尽管未来发展存在较大不确定性，但只要获得政府足够的支持和重视，我国天然气发电行业仍有较大发展空间，预计2020年国内天然气发电装机容量将超过1亿千瓦。

从技术角度看，天然气作为发电、供热燃料要明显优于煤炭、石油等传统化石能源，燃气轮机具有能量转换效率高、占地面积小、用工数量少、建设周期短、启停速度快、调峰能力强、操作灵活简单、单机容量大、运行安全稳定、污染物与二氧化碳排放低、受地理位置和自然环境影响小等诸多优点。

天然气发电在国内仍属于起步阶段，截至2014年底，中国天然气发电装机容量仅为5567万千瓦，而燃气机组的优势已在应用中开始显现。

以北京为例，“十二五”期间，北京共建成4个燃气热电中心，高井热电厂、京能石景山热电厂、国华热电厂三座燃煤电厂相继关停，按照规划，华能燃煤热电厂亦将于今年停止运行。未来，东南热电中心剩余两台燃气机组正式投运后，北京将建成总计16台35万千瓦燃气热电联产机组及配套市政工程，总供热面积将达到1亿平方米，将减少北京市煤炭消耗920万吨，占全市1300万吨压减燃煤任务的70%，相应减少二氧化硫排放10000吨、氮氧化物排放19000吨、粉尘排放3000吨，实现本地发电和中心城区集中供热全部清洁化。

四大热电中心的建设为北京市提供了电力能源支撑，为城市集中供暖与快速发展提供了保障。然而，在即将结束的此次供暖季中，燃气电厂的供热也产生了问题。今年1月下旬，寒潮天气影响下，热电厂燃气压力不足，导致热电厂供热负荷下降，对石景山等地区居民供暖造成了影响。

北京的情况并非个例。近年来，国内已多次出现局部地区天然气季节性供应紧张的问题，反映出天然气利用在我国存在的现实困难。业内人士称，经济性层面上，燃机装备自主化水平低、购置及养护成本高，再加上电力市场化改革停滞不前、价格扭曲等因素影响，国内天然气发电在经济性上与煤电、水电、核电相比毫无优势，上网电价甚至超过了补贴后的风电，仅略低于太阳能光伏发电，再加上近年来天然气供应紧张、水电增长快速以及电力需求增速大幅放缓等因素作用，天然气项目多处于微利甚至亏损，在建及规划项目大多持驻足观望态度。

中国能源研究会的分析称，制约我国燃气发展的因素，主要是“十二五”后期，中国经济由高速增长步入中高速增长期，经济结构调整不断深化，天然气价格水平明显偏高，市场需求陷入疲软;国际原油价格的下跌，使得国内天然气对外依存度快速上升，价格优势明显减弱，再加上煤炭价格的下跌，天然气利用成本偏高，“气改煤”等逆替代现象时有发生;储气调峰方面，国内储气库建设始终落后于长输管道的发展，储运设施发展滞后，管网建设受体制约束。支撑我国天然气需求增长的因素已经发生转变，来自宏观政策层面的能源结构优化和生态文明建设将取代经济和价格因素成为未来中国天然气需求增长的主要驱动力。

中国能源研究会常务副理事长周大地表示，天然气替代相较传统煤炭，除热值优势外，在家庭利用、分布式能源，包括源头化工等领域，效率上的优势也十分明显。落实天然气价格机制改革，并加快输配气管网和储气库建设，已经成为发展天然气产业的当务之急。

（来源：中国能源报）

 

权威部门的知情人士近日向记者指出,“十三五”能源规划在油气领域仍将按照此前出台的《能源发展战略行动计划2014-2020》(下称《行动计划》)总体框架制定,总基调不会发生变化。同时,今后可能会针对天然气出台类似新能源汽车的特别支持政策,让改革更有效果。

由于雾霾的肆虐,天然气作为清洁能源被寄予厚望,人们希望其接替石油和煤炭,与核电等其他清洁能源一同改变中国的能源结构。“气化全中国”是当前能源改革最迫切也最现实的路径。

国务院发展研究中心研究显示,中国天然气市场自2004年开始进入快速发展阶段,2004年-2014年天然气消费量年均增长142亿立方米,年均增长率为17.84%。

然而,“十二五”末天然气消费增速放缓,未完成规划目标——天然气“十二五”规划曾预计,2015年我国天然气消费量为2300亿立方米左右,但2015年消费量连2000亿立方米也未达到。

“十三五”发展目标虽未出台,但如按《行动计划》,“到2020年,非化石能源占一次能源消费比重达到15%,天然气比重达到10%以上”,照此发展,目标难以实现。

中国天然气大发展面临的主要困难包括:工业用气量难上升;天然气价格未完全实现市场化。究其本质,还是在于天然气体制改革没有突破,计划经济色彩依然浓厚。国务院研究室综合司副司长、经济学与公共政策学者范必将能源行业现行体制称为“多重体制亚型复合体”,认为改革远未到位。

相比之下,美国天然气产业在1938年至1973年进入约35年的高速发展期,这一时期除消费快速增长外,基础设施建设、法律及监管体系建设均快速发展,从而为20世纪70年代开始的天然气市场化改革奠定了基础。而此时的中国正处于相似阶段。

习近平主席已就能源生产和消费革命提出顶层设计,“要还原能源商品属性,构建有效竞争的市场结构和市场体系,形成主要由市场决定能源价格的机制。”也只有如此,中国才能赢在全球能源转型的拐点。

天然气尚未回归商品属性

《能源大转型》作者、哈佛大学贝尔弗中心国际理事会成员罗伯特·海夫纳三世(Robert A.Hefner Ⅲ)曾指出,纵观文明发展史,每个时代的主流燃料都存在自身的局限性。每种燃料的退出,并非因为被耗尽,而是因为导致了过高的社会成本。煤炭和石油即被自身的高碳属性所局限。

他认为,美国面对的挑战是人类文明史上最大的挑战之一——创建一种能源系统,为全球经济发展提供燃料,同时避免经济和地缘战略风险,避免污染与全球变暖。

这同样是中国所面临的挑战。天然气清洁、储量丰富且分散,因此大量普及后可改变中国的能源结构,同时可改变全球在石油时代所形成的地缘政治格局——大量资源集聚在政治并不稳定的国家和地区。

IHS公司副董事长丹尼尔·耶金博士(Daniel Yergin)在日前召开的2015年国际油气发展研讨会上向全球能源巨头预测,全球将会以巴黎气候大会为标志,转向一个新的低碳能源时代和经济模式当中。到2040年,天然气会赢得竞争的胜利,成为全球最重要的能源。

如果中国能源能够在巨大的环保压力下成功实现以天然气为主的清洁化转型,则可能赢在全球能源转型的拐点。但前提是回归能源的商品属性,让市场来决定天然气“胜出”。虽然中国在“十三五”尚难实现这一目标,但这应会成为未来的改革方向。

因此,《行动计划》提出大力发展天然气,明确了坚持“节约、清洁、安全”的战略方针;提出到2020年,基本形成统一开放竞争有序的现代能源市场体系。该文件于2015年6月由国务院办公厅印发,被能源界视为由“十二五”向“十三五”的过渡性文件。

影响“十二五”目标实现的重要因素是用气量始终低迷,但用气量低迷是现象而非本质问题,体制改革不到位始终是根本症结。只有让市场发挥决定性作用,包括天然气定价机制和基础设施准入等市场条件的构建,天然气才可能迎来快速发展。

此前的一系列价改已奠定了一定基础。2011年12月,国家发改委在广东、广西启动了天然气价格形成机制改革试点,将此前以成本加成法为主的定价方法改为市场净回值法。

2013年6月出台的《关于调整天然气价格的通知》进一步规定,国产陆上常规天然气、进口管道气价格实行门站价,供需双方可在国家规定的最高上限门站价范围内协商确定具体价格,门站价通过净回值法测算中心市场与上海市门站价格,并按可替代能源价格85%的水平结合管输费确定各省具体门站价。

2015年4月1日起实施的《理顺非居民用天然气价格的通知》将存量气和增量气价格实行了并轨。

价格并轨结束了双轨制,进一步削弱了天然气定价机制中的计划经济色彩,使未来的价格市场化改革更易于操作。同时也完成了未来完全市场化定价的必要步骤——按照政府在2015年10月发布的《关于推进价格机制改革的若干意见》,水、石油、天然气、电力、交通运输等领域价格改革将进一步推进。到2017年,竞争性领域和环节价格将基本放开。

发展天然气,此前并无类似新能源汽车行业的特别政策,一直靠经济发展需求和环保需求来驱动,甚至还受到不同方面甚至油气行业内部的约束。在此情况下,上述知情人士表示,今后可能会出台针对天然气的特别支持政策,让改革更有效果。

“不可能的任务”

前途虽光明,道路却十分曲折。《行动计划》提出加快常规天然气增储上产,尽快突破非常规天然气发展瓶颈,促进天然气储量产量快速增长。并将2020年天然气占一次能源消费比重定在10%以上。但上述人士对此指出,这个数字未必与“十三五”天然气规划完全一致。

事实上,由于规划目标数据也是依据调研数据估算得出,因此误差必然存在;且规划并非法律法规,并无严格约束力。有能源行业人士甚至戏称,行业发展规划已经越来越等同于“愿景”。

据中石油规划总院估算,如按2020年天然气占一次能源消费比重定在10%以上计算,折合实物天然气量将约为3600亿立方米(热值按9310大卡/立方米计算);而2015年天然气消费量大约为1900亿立方米。因此,“十三五”期间年均需增加340亿立方米才能实现规划目标。

而以中国目前的体制、产能和基础设施条件而言,这几乎是“不可能完成的任务”。据美国能源信息署(EIA)数据,美国在1945年-1970年天然气快速发展阶段年均增量也仅为约200亿立方米。2015年美国天然气消费量更是上升到约795.8亿立方英尺/日,约为8220亿立方米/年。

天然气消费量始终低迷,使价格改革等一系列措施难以实现目标。据国务院发展研究中心数据,2014年中国天然气消费量为1761亿立方米,同比仅增8.9%,增速在近十年来首次跌至两位数以下。该年度中国天然气主要消费领域包括:工业燃料(672.9亿立方米,占比38.2%)、城市燃气(571.4亿立方米,占比32.5%)、燃气发电(258.7亿立方米,占比14.7%)、天然气化工(257.9亿立方米,占比14.6%)。

因此,工业用气和居民用气是消费量的两大支柱。工业燃料和城市燃气占消费结构的70.7%。

其中居民用气日益成为大头。住房和城乡建设部预测,2020年中国气化人口将达4.7亿,城镇气化率将达60%。但居民用气价格却最低,存在严重价格扭曲。上文提到近年曾实行三次气价改革,且成功实现存量气和增量气价格并轨,但改革计划色彩浓厚,并非市场自发形成——突出表现就是从未触及居民用气,且民用气始终保持最低价。

虽然2014年国家发改委发布过《建立健全居民生活用气阶梯价格制度的指导意见》,对全国居民用气实行阶梯气价政策,但交叉补贴仍然存在。

发达市场经济国家基本采用民用气高价、工业燃气低价的定价原则,“谁消费谁买单,谁消费多谁多付钱。”2013年经合组织(OECD)国家居民气价是工业气价的1.5倍-2倍,美国居民气价则是工业气价的2.5倍。

尽管燃气发电也曾被寄予厚望,但多位接受记者采访的专家均表示,此事短期前景不乐观。中国在西气东输管道建成后开始上马大型天然气发电项目,但迄今发展缓慢。

国家发改委在2014年底印发了《关于规范天然气发电上网电价管理有关问题的通知》,设定了气电价格联动机制和天然气发电上网标杆电价,规定最高电价较当地燃煤标杆电价超出额不得多于0.35元/千瓦时。

但在电力消费需求不足的“新常态”下,这一电价显然不具现实意义。2014年全国燃气发电装机容量约5600万千瓦,但也仅为电力总装机的4%,且主要分布在价格承受力高的东南沿海。

改体制才能有红利

消费量难增长的根本原因在于体制僵化。天然气体制改革是气化中国甚至能源清洁化革命的核心。但迄今的改革均未触及体制。《行动计划》中的目标定价和涨(降)价数额均无严格依凭,仅由政府推动而非市场自发,因此距离理顺天然气体制仍有相当距离。

多位接受记者采访的专家指出,天然气行业应首先在顶层设计上建立总体政策架构、指定监管机构、构建监管体系,对市场化改革提供保障和推动力量。美国在天然气快速发展时期,很大程度上即受益于政府和指定监管机构的推动。

例如,美国国会《1978天然气政策法》明确了新的天然气定价机制;联邦能源监管委员会(FERC)在1985年颁布“436号法令”,允许洲际管道公司向第三方开放,构建非歧视性管输平台,并由FERC监管管输价格;FERC还在1992年颁布“636号法令”,彻底分拆了管道公司的运输和销售业务,构建了竞争性的天然气交易市场。

范必指出,中国也应在全产业链同时进行改革。即:上中下游各环节同步进行市场化改革,并从企业、市场、政府三个维度推进改革。否则,滞后的环节如存在强势既得利益集团,则会对已市场化的环节施加逆向影响,让改革开倒车。具体而言,天然气行业上游应废除审批登记制度,让各类投资主体公平进入,让各种常规和非常规天然气矿权都能得以自由流转。

中国对天然气资源的勘探开采与石油一样实行国家一级审批登记制度,企业须经国务院批准,由国土资源部审批并颁发油气勘探开发许可证和采矿许可证。仅页岩气作为独立矿种,实行矿权招投标制度。而全球大部分国家的常规油气均早已实行招投标制度。

在中游,则应实行网运分开,剥离三大石油公司的天然气骨干管网业务,合并后成立一个独立的、股权多元化的天然气管网公司。

中石油在2015年12月24日公告,拟以全资子公司中油管道为平台整合旗下管道业务,东部管道、管道联合、西北联合二家公司将全部被置入该平台公司。整合完成后,中石油对中油管道的持股比例为72.26%,宝钢股份、新华人寿、雅戈尔等持股比例将分别为3.52%、3.46%、1.32%。业内人士分析,中石油此举意在建立独立统一的管道公司,新公司仍由中石油控股,难以做到管道所有权与天然气所有权分离、管道运输业务与天然气销售业务分离,从而无法成为完全独立的管道公司。

管道公司独立后,则可实现第三方准入。独立后的管道公司不再从事天然气交易业务,并会无任何歧视地向所有用户服务开放。此时,由于上游气源已经放开,因此三大公司以外的天然气提供商(所有制上包括民营和外资进口气,气源类型上包括常规和非常规气)均可享受管输服务。

与此同时,LNG接收站、储气库等相关设施也应允许非国有企业修建和参股,从而实现全套天然气基础设施的市场化运营。

市场化改革的核心是建立市场发现价格的机制,而中国天然气价格目前仍由国家发改委制定。资深能源专家陈卫东指出,价格放开应和产业链改革同步进行,然后是提高天然气消费量。

国际能源署(IEA)就天然气市场化发展曾指出三个必经阶段。首先是行业垄断阶段;其次是垄断的逐渐解除阶段,管网的输送和销售功能分离,放开第三方准入,终端用户和上游供应商可以自由对接;第三阶段则可实行全面市场化,价格由市场发现,政府仅制定管输价格,产业链各环节均有大量独立企业自由交易。

同样进入天然气快速发展期的中国,无疑也应遵循上述步骤和方向。正如一位接近决策层的专家所说:只有解决体制问题,才能释放投资主体的积极性,在改革中找到红利。

（来源:《财经》杂志）

 

今年LNG市场行情有向好的可能性，但由于自身产能过剩，下游需求不振，总体形势难言逆转。

新政策刺激有限

去年以来，国内LNG市场呈现供大于求、LNG液化工厂纷纷停产的持续低迷状态，市场显得特别的“冷”。去年11月18日国家发改委下发通知，下调非居民天然气门站价格0.7元/立方米，LNG液化工厂久旱逢甘霖，迅速提高开工率释放产能。

今年1月13日，发改委发布《关于进一步完善成品油价格形成机制有关问题》的通知，为成品油价格调控设置下限，阻止成品油价进一步下跌，也在一定程度上利好天然气汽车发展，LNG作为清洁的天然气汽车车用燃料将从中受益。

“成品油‘地板价’的设定，确实有利于天然气行业。但目前影响LNG市场的主要原因是行业自身产能过剩，仅靠成品油价格设置下限是无法解决的。”卓讯咨询集团有限公司天然气总监刘广彬告诉记者。

一些业内专家也表示，本次成品油“地板价”对天然气汽车的利好程度一般。国内大部分地区实际柴油价格低于国家限定最高零售价格，LNG的经济性并不明显。以LNG和0号柴油价格对比为例，目前LNG终端零售价格与柴油相比的经济性优势，只在LNG资源较多、加气站发展完善且竞争程度高的部分地区有所体现。

高价格昙花一现

临近春节，虽然LNG下游需求不断下降，但1月下旬的特大寒潮袭卷国内部分地区，加上持续的限气影响，国内LNG供应量一度偏紧，部分液化工厂上调出厂报价80～200元(吨价，下同)。比如，1月27日，陕西LNG成交价3450～3600元，内蒙古3450～3700元，与1月初相比分别上涨300多元和600多元。

但这只是短期的坚挺。据卓创资讯数据统计，2月16日，陕西LNG成交均价下滑至2475元，与春节前夕相比下降28%。当日成交均价最高的是吉林4100元，最低的是新疆1900元。除四川、云南略涨外，国内其他地区均呈下降态势。

据了解，目前国内LNG装置开工率仅在33%左右，出厂均价3002元。陕西榆林金源天然气有限公司总经理马静透露，该公司LNG出厂价目前已回落至2700元。

业内人士指出，LNG价格走跌的主要原因，一是需求回落，出货不畅，造成LNG工厂库存压力增大，憋罐风险大增。年前LNG下游工业用户及加气站用户已集中采购完成，为刺激出货，LNG价格大幅走跌，相比节前均价下滑1000元。二是降雪导致道路不通，华北地区LNG难以流入东北地区，西北地区货源也流出受阻，造成华北、西北工厂成交价格跌幅在20%以上。

盼逆转难言乐观

冬天即将过去，但对于LNG行业来说“冬天”也许刚刚开始。从全球角度来看，国际原油持续下滑，亚洲经济增速放缓，导致国际LNG现货价格持续走低。近日，美国开始对外出口LNG，全球天然气供应量将持续增加，进一步恶化供过于求的市场困境。中国去年LNG需求量也下降了1.1%，这是在2006年开始进口LNG以来的首次下降。

目前雨水节气已过，天气逐渐回暖，传统的冬季用气高峰即将过去。从国内供需角度来看，上游LNG工厂库存充足，开工率仍不高，下游LNG需求持续低迷，利空因素较大。此外，天津、青岛接收站近期将陆续有船到岸，京津冀、山东地区进口LNG资源充足，LNG将重新回到供大于求的局面，国产LNG难以支撑高价。

“由于产能过剩的格局短时间内无法解决，LNG市场价格低位运行的局面仍将持续。短期内以下行为主，难见反弹行情。”刘广彬认为，考虑到成品油调价后LNG的经济性有所恢复，预计2016年市场行情比2015年有所好转，但难言逆转。上半年市场需求反弹预计不明显，下半年随着车用等下游板块的复苏，LNG价格有望实现小幅反弹。

“虽然成品油‘地板价’政策及天然气调价对LNG有所刺激，但我对今年LNG市场仍持谨慎乐观的态度。”陕西省燃气设计院院长郭宗华告诉记者，LNG终端下游发展缓慢是导致LNG市场疲软的主要原因，需要依靠LNG重卡和船舶等交通燃料拉动。目前LNG汽车不光是与成品油比价的问题，更重要的是经济大环境下物流行业货运量减少40%～50%，造成新购LNG汽车量大幅度萎缩。

（来源：中国化工报）

2016年中国天然气需求量有望突破2000亿立方米，占天然气总消费量33.7%。LNG资源过剩问题突出，储气调峰能力不足，夏季限产，冬季限供的问题仍可能发生。

虽然2015年中国天然气消费量创近十年新低，但是2016年中国天然气需求量仍将迎来历史性关口，有望突破2000亿立方米，对外依存度也上升至33.7%。

近日，中国石油发布的《2015年国内外油气行业发展报告》(下称《报告》)显示，2016年中国天然气表观消费量将为2050亿立方米，增长7.3%。天然气在一次能源消费结构中所占比重达到6.4%。

随着城镇化水平的提升和城市燃气管道覆盖范围的扩大，居民商业用气将快速增长。2016年，城市燃气消费量为827亿立方米，增长9.1%，占比升至40.3%。

工业燃料用气量也将因为低气价和环保政策驱动的影响，实现小幅增长，全年用气量为611立方米，增长6.1%，占比29.8%。

化工用气量则为微幅增长。由于煤炭、石油等化工原料价格大幅下跌，天然气作为化工原料不具成本优势，全年用气量为293亿立方米，增长3.7%，占比14.3%。

《报告》显示，2016年天然气供应将稳定增长，总量达到2080亿立方米。国产气供应量将达到1390亿立方米，增长5.5%，供应结构占比66.8%。低气价将制约煤层气、页岩气和煤制气的生产。

天然气进口量将保持较快增长，预计2016年进口天然气690亿立方米，增长10.6%，占消费量的比例为33.7%。其中，LNG进口2160万吨(约合300亿立方米)，增长11.1%。

（来源：龙讯财经）