2018年上半年，天然气市场继续保持高速增长态势，增速较2017年同期进一步增长，市场需求强劲，即使在传统淡季的夏季，因为整体经济环境较好，受到新增用户需求、储气库注气计划增加等因素影响，部分地区一度出现资源供应短缺，未来为维持市场稳定，保障储气库注气计划执行，不得不对下游用户进行压减。

同时，国产气资源增产难度虽然较大，但是进口管道气、进口LNG均保持远高于历年同期的增速。其中，进口管道气夏季已连续3个月进口量超过40亿立方米，进口LNG上半年同比增幅保持40%以上，均为我国天然气市场高速增长提供了强劲动力。

在目前市场形势下，考虑市场需求增长形势，预计2018年增量将继续超过300亿立方米，在国际天然气价格居高不下，国内需求得不到供应满足的情况，下半年尤其是今冬明春，我国天然气市场供需矛盾仍较为突出，需要提前谋划布局，做好冬季保供措施。

1、2018年上半年整体增量超过2017年同期

据初步统计，2018年上半年我国天然气供应1355亿立方米，同比增长189亿立方米，日均同比增长达到1.04亿立方米，增幅达到16.2%。我国天然气市场总体延续2017年以来的爆发性增长态势，同比增量较去年同期增长44亿立方米（2017年1~6月同比增量为145亿立方米）。从市场角度来看，出现增长最主要的原因是，去年大量新增用户需求在今年集中释放，同时上半年经济形势较好，国内工业需求旺盛，“大气污染”治理政策对市场均产生利好因素。

从逐月消费情况来看，2018年上半年总体保持较高的增长水平。

1月，全国气温普遍低于历史平均水平，新疆中北部、华中地区低于历史平均温度4摄氏度左右，东北、中西部地区低于历史平均温度3摄氏度左右，华北、华东、华南地区低于历史平均温度1摄氏度左右，受此影响，全国天然气供需一直处于紧平衡状态。而且供需平衡是在大量压减工业用气情况下实现的，基础脆弱；同时，进口管道气存在诸多不确定因素，遇有突发情况，减供风险较大；重点地区日需求量居高不下，国内三大石油公司生产设备满负荷运转，出现故障概率增加，对稳定供应将构成潜在风险。

2月，全国平均气温-2.0摄氏度，较常年同期偏低0.3摄氏度。东北、华北北部、西北东北部和中北部及内蒙古东部、新疆南部、云南南部局部、海南等地气温较常年同期偏低1～4摄氏度，受此影响，2月城市燃气一直处于较高的需求水平之下，2月上旬市场维持较为紧张的形势。进入中旬，随着春节临近，工业需求骤降，市场供需形势好转。

3月，市场环比小幅下降，主要是因为进入3月天气转暖，工业错峰生产，总供给增加，另一方面，中美贸易摩擦，关税即将改变，导致部分出口钢铁企业在3月集中生产，进一步增加了工业需求。受工业用气消费量拉动，本月消费量环比有所增加。受北方停暖影响，供暖需求逐渐归零，工业用户限产停工企业则恢复生产，工业需求量明显增加，天然气消费量同比增速进一步扩大。

4月，我国天然气消费增长受工业回暖、新增用户需求持续释放影响，同比增长仍然维持高位，并且后劲强劲，驱动市场增长的因素逐渐由城市燃气向工业燃料转换。受气温回升影响，导致消费量环比出现明显下降，符合天然气运行趋势。此外，4月进入地下储气库高负荷注气阶段，石油公司为维持市场稳定，加大储气库注气量，对部分用户进行了压减。

5月，工业生产持续维持良好水平，工业用气、发电用气增长处于高位。南方地区持续高温导致电力供应一度紧张，发电用气承担部分电力市场的调峰作用，用气量环比同比均有所上升。城市燃气环比有所下降，但是较去年同期仍有较大增幅。此外，5月石油公司继续加大地下储气库注气，虽然注气量较去年同期有所增加，但本月仍未达计划注气规模。

进入6月之后，因为华北地区工业用户大幅压减，初步统计工业需求出现下降，同比增幅有所回落。

2、资源供应以国产气为主 供应增量以进口气为主

在资源供应测，目前我国国产气，包括常规及非常规气上产速度较慢，国内资源供应无法满足市场增长，上半年国产气共生产793亿立方米，同比增长43亿立方米，其中增量主要来自于国产常规气及页岩气，煤层气、煤制气增量较小。

进口管道气保持较高增幅，上半年供应263亿立方米。其中，中国石油进口中亚气大幅增加，上半年进口约237亿立方米，日均同比增长2300万立方米，连续4个月供应量超过40亿立方米，夏季月度供应量超过冬季。

进口LNG成为我国最主要的增长性资源，上半年进口312亿立方米，日均同比增长达到5600万立方米，其中中国石油同比增长2000万立方米/日，中国石化增长1000万立方米/日，中国海油增长2600万立方米/日，社会进口资源同比基本持平。

综上所述，2018年上半年总资源供应量1370亿立方米，考虑地下储气库净注气量、出口港澳、损耗等因素，实际供应市场的资源量为1355亿立方米。

2018年上半年市场形势波动明显，呈现出“紧—松—紧”情况，其中1~2月下旬，因为我国采暖需求增长超过预期，资源增供能力有限，导致国内供需一度紧张。3~4月上旬市场形势有所好转。4月中旬至6月上旬，国内工业需求出现明显增长，导致国内供需情况再度紧张，多地开始对下游用户进行限气。从6月中旬开始，因为上合会议开始，华北地区需求出现大幅度下降，市场供需再度呈现出宽松态势，至会议结束，下游需求出现缓慢复苏，预计7月开始市场重回紧张状态。

4~6月供需紧张的地区主要为华北、华东地区，其中河北省资源增供量同比超过70%，但是仍难以满足省内高速增长的需求，导致部分地区不得不限制新增“煤改气”用户；华东地区江苏省供应紧张，一方面，华东地区持续高温导致居民空调用电量较大，另一方面，江苏省工业水平较高，2018年省内工业用电水平较高。两者主要影响江苏省用电需求，但是江苏省内对煤电政策较为严格，电力缺口部分需要由气电补充，因为上游资源供应不足，省内气电难以完成电网调度计划，一度欠计划400万度/日，约合使用天然气2000万立方米/日。

3、预计下半年保供形势严峻需多措并举保障市场运行

结合我国市场发展现状，目前虽然对下游用户进行了一定限制，各省份也在审慎开展“煤改气”工作，但是因为新增用户基数过大，工业、发电需求居高不下，化工品价格处于高位等因素影响，考虑近年来“煤改气”的新增工业用户需求将主要在2018年上半年释放，下半年增速将逐月放缓，预计下半年需求量为1363亿立方米，同比增长130亿立方米，增幅10.5%。预计全年仍有较高增幅，初步预计在现有措施下，全年需求增长将超过300亿立方米左右。

预计今年冬季，华北地区供需形势仍然严峻。初步考虑，天津两座LNG接收站冬季增供能力为3000万立方米/日，陕京四线增供能力2000万立方米/日，储气库及其他设施可以增供1000万立方米/日的情况下，仅可以满足去年冬季的市场缺口，而对于今年冬季调峰缺口，现有措施仍存在能力不足问题。

基于此，建议尽快启动价格调整机制，在国际油价维持在70~80美元/桶情况下，门站价格进行一定幅度上调。一方面平抑严重亏损的进口气问题，另一方面通过价格方式引导市场增长。同时加强对下游用户的调查，摸清冬季市场需求增量及需要承担的最大调峰能力，加强合同约束，保证冬季调峰责任的落实。此外加快基础设施建设，包括陕京四线、中国石化天津LNG接收站等配套设施建设，提高基础设施运行效率，提前安排船期及输气资源计划。

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