美国提高其液化天然气价格的方法_美国天然气需求

1.　世界油气供给现状及发展趋势

2.亚洲天然气价格暴涨近10倍日韩面临“供气难”困境

3.液化气期货和什么关联

4.求液化天然气的技术

5.全球天然气大涨的原因是什么？对我国有什么影响？

6.天然气价飙涨是怎么回事？天然气价飙涨是原因？

为了预测天然气的供需情况，分析家首先要了解过去，才能确定天然气的生产、消费以及未来的开发远景。

消费

1996年，天然气的消费占到了美国总的能源需求的24%，其总消费量达到了21.9×1012ft3（623×109m3）（表10.1）。这几乎与12年的消费量相当，当时的天然气消费量创下了历史最高纪录。

居民用气的高峰出现在20世纪70年代，然后，由于建筑物布局的改变、设施效率的提高以及用户在70年代后期到80年代初期对天然气价格的反映等因素，此后的用气量较为平稳。从那以后，在独门独户中的天然气加热系统又被重新起用，导致民用天然气需求量的增加。在民用领域中，近70%的天然气被用于产生热量。同样，在商用领域，约55%的天然气用于产生热量。

表10.1　不同时期各行业的天然气消耗量统计

资料来源：GRI 1998年的原始数据 （由于四舍五人，故上述数据不能相加合计）。

20世纪80年代中期，工业领域中的天然气消费随着用户转而使用更为便宜的燃料而有所下降，但是随着天然气的价格变得更具竞争力，这种局面发生了改变。1996年，工业领域天然气的最大消耗是用来产生热量与蒸汽。

从 1985年到 1996年，天然气发电的消费迅速增加。热电联供（同时产生电力与有用的热量）占据了这种增长的绝大部分 （达80%以上）。

生产

美国的天然气基本上是在本土的48个州内生产的 （表 10.2）。出于消费的关系，天然气的生产高峰在 12年。得克萨斯州与路易斯安那州是传统的最大产气区，其中有大量的海上产气井。19年，产气井比1996年的增加了24%，完井数达到了10775口，连续第五年超过油井数。

墨西哥湾地区一些州的天然气减产已被其他地区的增产所弥补，这些产气区绝大多数在山区，包括新墨西哥州、科罗拉多州与怀俄明州。美国从加拿大和墨西哥进口少量的天然气，也从其他国家进口一些液化天然气 （LNG）。同时，美国也通过管道向加拿大和墨西哥出口少量的天然气，还从阿拉斯加向日本出口一些液化天然气。

表10.2　当前的天然气供应

资料来源：GRI 1998年的原始数据（由于四舍五入，故上述数据不能相加合计）。

目前的量

美国的天然气预测储量为 167 × 1012ft3（4.7×1012m3），占世界总储量的3.3%。天然气量的评价需要计算每个天然气藏中的量。为了确定“探明储量”，天然气必须可以用目前的技术手段经济合理地开出来。

在整个20世纪60年代，天然气的探明储量稳步增加，并在70年代缓慢地下降。当时由生产商进行的勘探开发活动都被削减了。这种情况直到井口天然气价格被解禁时才发生了改变，从那以后，探明储量就稳定了。 目前，美国的天然气年产量超过了年探明储量，换言之，每年所使用的天然气多于所找到的天然气。然而，探明储量将可提供在当前的开水平上8年的天然气产量。1996年天然气的发现总量超过了12×1012ft3（340×109m3），这超过了1996年以前发现总量的12%。

靠近美国海岸线的海域据信含有大量的可石油与天然气，探明的储量到1995年达到了约34.8 × 1012ft3（986×109m3 ），达到了美国总储量的20%以上。1996年，1/3的天然气发现是在得克萨斯和墨西哥湾海域，深水区域的海上钻井技术已得到了迅速的发展。人们认识到，大量的成功得益于将天然气集中输往陆上处理工厂和输送管道的发达，海上的生产将依然是非常昂贵的。

在阿拉斯加，直到20世纪60年代后期才有了石油与天然气的重现，在Prudhoe湾发现了一个大型油田。该油田的天然气探明储量在1995年估算为9.5×1012ft3（270×109m3）。然而，当地所产出的绝大部分天然气又被回注入地下，用于保持油田内油井的压力。天然气公司正在探讨铺设一条管道将出的天然气向南输送的可能性。

　世界油气供给现状及发展趋势

全球液化天然气供需预测分析 液化天然气历来是一种细分市场产品。它的消费量目前正以每年10%的速度增长。

由于欧洲和北美地区的天然气储量已接近或仅略高于生产峰值水平，加上天然气匮乏的亚洲国家的需求迅速上升，液化天然气的需求正经历着爆炸式增长。预计到2010年至2011年，液化天然气的行业规模将比2004年增长一倍。

面对繁荣的行业前景，全球范围内都在加大液化天然气的生产力度。过去几年中，沿美国海岸建设的再气化终端(将液化天然气转回气态)已超过50个。2002年底，全球有135艘液化天然气运输船舶，到2009年时将增加近2倍。

但如果与全球大型能源企业的高管交谈，便会发现他们对液化天然气市场未来最担忧的问题――供应。在拟议的美国项目中，预计只有6到8个能在2016年之前建成。去年，许多船舶都难以找到货源。PFC能源咨询公司预计，2012年的全球供应将比预测低28%。

由于天然气企业受到生产延期和成本上升的困扰，供应一直存在问题。项目开发通常无法预测，因其特殊性质，液化天然气项目通常难以在基础设施薄弱的地区开展。此外，高涨的钢铁和水泥等基础建筑物资价格，已经推升了开发成本。

这使得人们担忧，液化天然气可能失去其价格优势。此外，还存在一种风险，即供应不足将促使政策制定者寻求气变油或煤炭气化等其他选择。 但分析人士表示，液化天然气短期内几乎没有替代品。目前有迹象显示，供应状况正在改善，而且变得更具灵活性。即使将生产延期因素考虑在内，预计全球液化天然气的产能到2010年也将增长50%。目前运输船舶的装运量已有所提高，表明生产正在赶上基础设施的建设步伐。

未来供应的关键在于，随着卡塔尔供应的天然气越来越多，市场如何作出回应。仅卡塔尔在2010年之前增加的液化天然气产量，就将是目前美国使用量的5倍。

PFC能源咨询公司的加布里埃尔·韦恩表示：“这些国家确实在改变液化天然气市场的规模。卡塔尔将成为监控这些市场需求的风向标。问题在于，供应大幅增加是将影响市场活力？还是美国和欧洲会支持这种水平的增长，同时仍为更长时期开发留出空间？

亚洲天然气价格暴涨近10倍日韩面临“供气难”困境

近年来，迫于美国的压力，欧佩克国家增加了石油产量，使得世界石油供应基本保持稳中有升。中东地区、东欧和独联体地区是世界上石油产量增长最快的地区。另外美洲地区的加拿大、巴西、墨西哥，亚太地区的澳大利亚和非洲地区的利比亚的石油产量都有不同程度的增长，在非欧佩克国家石油供应中占据了很重要的地位。但是非欧佩克国家的石油增产状况不会持续太久，未来决定世界油气供应的还是欧佩克国家。随着人类日益重视经济与环境的协调发展，世界各国更加重视天然气的开发利用，因此世界各国天然气的产量出现不同程度的增长，需求量也有进一步增加的趋势。天然气的产地主要在中东、俄罗斯和中亚地区。在未来的油气供应地中，中东、俄罗斯、北非、中亚和美洲地区处于首要地位。

一、世界油气供给现状

1.石油产量

据统计（图4-3），2002年全球石油产量为330213.5万吨（估计值），比2001年的产量333733.5万吨减少了1.05%，其中欧佩克2002年的产量为126175.0万吨（估计值），比2001年的135170.0万吨下降了6.65%，其中中东地区2002年产量估计值为643.0万吨，比上年的实际产量104285.5万吨下降了6.37%。西半球2000年产量估计值为85572.0万吨，比上年的实际产量85313.5万吨增长了0.30%。东欧和前苏联2002年产量估计值为45692.0万吨，比上年的实际产量42109.5万吨增长了8.51%。亚太地区2002年的产量估计值为36884.0万吨，比2001年的实际产量36563.5万吨增长了0.88%。非洲地区2002年的估计产量为34087.5万吨，比2001年的实际产量34506.5万吨减少了1.21%。西欧地区2002年的产量为30335.0万吨，比上年的实际产量30954.5万吨减少了1.99%（梁刚，2003）。

图4-3　2002年世界各地区石油产量（单位：万吨）

由以上数据可以看出，2002年东欧和独联体地区是世界上石油产量增长最快的地区。其中俄罗斯产量已由2001年的第二位变为居世界第一位，沙特阿拉伯由2001年的第一位变为居世界石油产量的第二位（见表4-4）。2001年俄罗斯石油产量约为3.4亿吨，出口2亿吨。俄罗斯石油的主要出口方向是西欧、美国及地中海沿岸国家。在欧佩克考虑是否减产、伊拉克停止石油出口时，俄罗斯总是开足马力生产。俄罗斯增加石油出口，弥补了国际石油市场上的不足，稳定了油价。但是俄罗斯跻身于世界产油国行列之首，企图在世界石油市场攫取更多的份额的态势，使欧佩克处于两难处境：继续实行减产保价政策，会失去世界石油市场份额，不减产则难以维持其理想油价。因此，欧佩克想独自左右油价的状况已经成为历史。

表4-4　2002年底世界前25位主要国家石油产量和剩余探明可储量

续表

（据梁刚，2003）

2.天然气产量

据统计，2002年世界天然气总产量为24981.15亿立方米，比2001年的总产量增长了0.72%。就各大区而言，美洲是世界最大的天然气产区，2002年底产量达9265.45亿立方米，比2001年底下降了0.15%；其次是东欧和前苏联，2002年底的产量为7160.07亿立方米，比2001年增长了1.49%。除非洲和美洲外（非洲的产量比上年同期减少4.78%，美洲的产量仅比上年减少0.15%），世界各地区的天然气产量均比上年有所增加，反映出世界各国加快天然气开发。从国家的角度来看，2002年底居世界天然气产量前六位的国家是俄罗斯、美国、加拿大、英国、荷兰和挪威。2002年世界各大区天然气产量见图4-4，世界前25位天然气生产国的产量见表4-4。由于天然气是比石油和其他能源更为清洁的能源，而且其燃烧后产生的热量也非常高，所以其消费量和应用领域也在不断地扩大。除发电、工业燃料、化工和民用外，也正在向交通动力方面发展，并将部分替代石油。而且天然气是增长最快的能源，需求量有进一步增加的趋势。

图4-4　2002年世界各地区天然气产量（单位：亿立方米）

二、世界油气供需发展趋势

1.世界石油供需状况和发展趋势

（1）世界石油供应状况

20世纪50年代到90年代，世界石油探明可储量增加了十几倍。然而从20世纪90年代初到2001年这段时间，世界石油探明可储量变化不大，净增量非常小，远远低于每年的开量（图4-5）。

图4-5　世界石油剩余探明可储量变化

（据国土部信息中心，2000）

近年来，通过用更有效的勘探开发技术，应用提高收率方法，越来越多的产油国的石油部门对外国投资开放，石油行业大多对其长期满足世界需求的能力表示相当乐观。但是随着油气的消费增加和石油勘探成本的增加，近年来石油的新增探明储量的速度已不能满足石油开速度，石油的储比在逐年降低，其接替率越来越小，这说明世界石油需求的增长继续超过其供应的增长，而且两者之间的差距正在扩大，如果世界对石油的消费量继续持续增长，其价格在不远的将来可能越来越高。据HIS能源集团估算，2000年“新油气田出探井”（NFW）的数量增加了31%，达到了826口，而新发现的石油储量却减少了10%，为143亿桶。HIS能源集团的报告指出，1991～2000年世界年平均产油量从6850万桶/日增加到了7360万桶/日，而同期剩余石油储量却减少了9%（从1991年的12070亿桶下降到2000年的11000亿桶），世界石油储比从48（年）降至42年。其中中东地区的石油可储量可以继续开约86年。

但是，2002年世界石油剩余探明储量比2001年增加254.44亿吨，主要是因为用新工艺将可大幅降低生产成本而使油砂利用更具竞争力，因此加拿大石油剩余探明储量大幅度增长。近年来，由于安哥拉在深海及超深海区众多的石油发现，预计该国石油产量到2007年时将跃升至200万桶/日。随着深海石油项目的不断开发，预计安哥拉石油产量将由目前的90万桶/日翻番至2007～2008年的200万桶/日，加上最近在超深海域又获得石油发现，到2010年安哥拉石油生产能力可超过250万桶/日。据全球能源研究中心（CGES）研究表明，由于国际石油公司如埃克森美孚公司、BP公司、道达尔公司纷纷投资安哥拉海域深水项目，2003年安哥拉海域钻井作业异常繁荣，也不断有新的油气发现。2002年底安哥拉已成为尼日利亚和利比亚之后的非洲第三大产油国，产量已超过埃及和阿尔及利亚，预计到2006年其石油产量将超过利比亚。

（2）世界石油需求状况

BP《2003年世界能源统计评论》指出，2002年全球能源消费比上年增加2.6%，快于近10年平均1.4%的增长速度；世界石油生产能力超过需求；世界石油供应呈现出更加多样化的趋势。虽然有伊拉克战争以及委内瑞拉和尼日利亚的供应中断，但是石油生产国依然能够满足消费国的需求，消费国无需动用战略石油储备。伊拉克战争期间，欧佩克利用它的近400万桶/日的剩余生产能力来保证市场供应。2002年全球石油需求仅比上年增加29万桶/日，为7570万桶/日。需求的增加主要来自中国，2002年中国的石油消费增加了5.8%（33.2万桶/日）。全球石油供应为7390万桶/日，比2001年减少了0.7%（41.5万桶/日）。其中，欧佩克石油产量为2820万桶/日，比2001年减少了6.4%（187万桶/日）。非欧佩克石油产量比2001年增加了145万桶/日，增加产量的国家主要有俄罗斯（增加64万桶/日）、哈萨克斯坦（15万桶/日）、加拿大（17万桶/日）、安哥拉（16万桶/日）和巴西（16万桶/日）。在过去的3年里，来自俄罗斯、里海、大西洋深水盆地以及加拿大的石油产量合计已增加了330万桶/日（增长了26.5%），到2007年还可能再增加500万桶/日。

（3）发展趋势

国际能源机构（IEA）在近日发布的最新的油品市场报告中，预测了2004年全球油品市场需求情况。据估计，2004年全球市场对油品的需求将增加100万桶/天，而来自非欧佩克国家的石油供应及欧佩克国家天然气液体产品（NGL）的增长为174万桶/天。IEA预测，在一些经济增长较为显著的地区2004年油品需求增长将比较强劲。2004年美国经济将出现较大程度的恢复，同时将带动油品需求的快速增长，2004年美国新增油品需求将达到34万桶/天，占据全球油品需求增长的三分之一。2001年美国石油净进口量（包括原油和成品油）占石油总需求量的55%，预计2025年将达到68%。成品油进口量占石油进口量的比例将从2001年的15%增加到2025年的34%。在非经合组织国家中，中国对石油需求量较大，预计2005年、2010年、2015年中国需进口的原油分别为1亿吨、1.3亿吨和1.6亿吨。

虽然IEA预测2004年全球油品市场需求的增长率将与今年相同，但这两个数字所代表的意义是不一样的。2003年全球油品需求增长受到了一些日常因素的影响，如日本核电站的停运使得日本的石油需求出现快速上升，美国天然气价格的高涨使部分使用天然气的用户改而用石油，伊拉克战争使得非经合组织国家提前建立战略石油储备等，这些异常的因素都促使2003年全球油品需求出现了较高的增长速度。IEA对2004年全球油品市场需求增长的预测建立在以下基础之上：全球气候恢复正常、全球经济出现阶段性恢复、较低的原油和天然气平均价格、日本核电反应器投入运行等。因此，在剔除了2003年的几个异常因素影响外，2004年全球油品市场需求增长从油品市场内在的运行机制来说显得更为强劲。2004年来自非欧佩克国家石油出口的增长要比全球油品市场需求的增长多出70万桶/天，这就要求欧佩克国家在2004年继续削减石油产量，这将是欧佩克连续第五年对石油产量进行削减。据预测，2004年非欧佩克国家的石油产量将在今年增加111万桶/天的基础上继续增加132万桶/天，其中一些成熟的石油开区，如北海、俄罗斯和北美将继续通过增加钻井数和运用新技术小幅增加石油产量，而美国的墨西哥海湾、北海、拉美和西非的深水油气产量在2004年将出现较大幅度的增长。

2.世界天然气供需状况和发展趋势

（1）天然气供应状况

2000年世界天然气出口量比1999年增长了8.6%，达5262.7亿立方米，其中管道天然气出口量为3893.1亿立方米，液化气（以下简称LNG）出口量为369.6亿立方米。2000年世界管道天然气的5大出口国是俄罗斯、加拿大、挪威、荷兰和阿尔及利亚，出口量占世界总出口量的90.7%。俄罗斯是世界上最大的管道天然气出口国，占世界管道气出口量的33.5%。5大进口国是美国、德国、意大利、法国和荷兰，2000年其进口量占世界总进口量的70.9%。2000年LNG出口量比1999年增长10.3%。世界5大LNG出口国是印度尼西亚、阿尔及利亚、马来西亚、卡塔尔和澳大利亚，其出口量占世界总出口量的78.3%。印度尼西亚是世界上最大的LNG出口国，占世界LNG总出口量的78.3%。LNG的主要进口国是日本、韩国和法国。2002年世界天然气总出口量为5813.4亿立方米，其中管道天然气出口量达4313.5亿立方米，LNG出口量达1499.9亿立方米（刘增洁，2002）。

另据上海天然气项目筹备组提供的世界LNG供需状况表明：截至1999年，世界LNG出口国主要有11个，天然气的液化能力为1490亿立方米/年，约11040万吨。亚太地区4个LNG出口国分别是印度尼西亚、马来西亚、澳大利亚和文莱；非洲和中东地区5个LNG出口国分别是阿尔及利亚、利比亚、尼日利亚、阿布扎比和卡塔尔，其余2个LNG出口国是美国和特立尼达－多巴哥。特立尼达－多巴哥和尼日利亚于1999年加入LNG出口国行列。1999年，特立尼达－多巴哥的大西洋LNG公司向美国和西班牙共出口了20.5亿立方米的天然气；尼日利亚的LNG公司向欧洲供应了7.4亿立方米的天然气；同年6月，卡塔尔的第二个天然气液化厂（拉斯拉凡LNG工厂）投入生产，1999年卡塔尔共出口了81亿立方米的天然气，占世界LNG贸易量的6.5%，其他主要的LNG出口国所占的份额分别是印尼占31.2%，阿尔及利亚占20.7%，马来西亚占16.5%。

天然气的产地主要在中东、俄罗斯和中亚地区。在未来的油气供应地中，中东、俄罗斯、北非、中亚和美洲地区处于首要地位，具有非常重大的地缘战略意义。

（2）天然气需求状况

美国是世界上最大的管道进口国。随着经济展，美国对天然气的需求量会不断扩大。世界上LNG进口国主要集中在亚洲、欧洲等地区的少数几个国家。亚洲地区LNG进口国主要是日本，韩国和；欧洲LNG的进口国主要是法国、土耳其、比利时、西班牙和意大利，另加上美国，共九个LNG进口国。世界上列在前三位的LNG进口大国分别是日本、韩国和法国。1999年的进口份额分别占世界LNG出口总量的55.8%、14.1%和8.3%。20世纪90年代以来，韩国和省LNG进口所占的比例有所增加，1999年省LNG进口比例增加到4.3%。（刘增洁，2002）

1999年，亚洲的LNG进口量比去年增加了62亿立方米，达922亿立方米，从而显示出日本尤其是韩国的经济状况有了明显好转。这两国的LNG进口量分别比去年上升4.4%和22.4%，美国的LNG进口量也几乎比去年翻一倍，达46亿立方米。尽管美国LNG的进口量有所增加，但国内总的天然气消费中LNG所占比例不大，预计以后十年美国LNG进口量不会有大的增加。

亚洲地区部分国家正在筹划LNG项目。新加坡正考虑进口LNG，投资5亿美元建设LNG接收终端，使能源来源多样化；泰国与阿曼签订了LNG购买合同，要求2003年开始供应天然气；印度正在沿海地区建设十二个LNG接收终端，把天然气作为发电厂长期使用的燃料。尽管印度目前的化肥用气是天然气主要需求之一，但天然气发电将成为天然气消费的主要领域；中国也已决定在东南沿海地区适量引进LNG，并明确先在广东省进行试点，LNG接收终端建于珠江口海岸深圳市大鹏湾内的秤头角镇，分两期建设，一期LNG进口量为300万吨/年，两期增加200万吨/年，总进口规模达到500万吨/年。

2002年全球天然气需求增加了2.8%，美国增加了3.9%，亚太非经合组织国家增加了7%。天然气消费的增长超过了全球一次能源消费的增长，天然气在全球能源消费结构中的比例达到24%，与煤炭相当。

（3）发展趋势

出于环境保护的需要，各国都积极鼓励天然气生产和消费，为天然气市场的扩大提供了机会。同时为应付国际油价波动频繁等不利因素的影响，世界各国对天然气的需求增大。据EIA等分析，世界各地区在2010年对天然气的需求有较大增长（图4-6）。未来天然气主要消费国为美国、中国。

图4-6　2010年世界各地区天然气需求情况（单位：亿立方英尺）

资料来源：美国能源信息管理中心（EIA）、阿瑟德里特公司（ADL）CIS：独联体

1）美国：根据美国能源部信息局预测，到2025年美国的天然气需求量将增长54%，美国国内的天然气供应将日益依靠国内新的大型天然气建设项目。美国国内天然气增加供应将主要依靠两种：一种是非传统储备（致密砂层、煤层甲烷和页岩等），另一种是阿拉斯加管输天然气（供应其它48个州）。非传统天然气总产量将从2001年的5.4万亿立方英尺增加到2025年的9.5万亿立方英尺，同时阿拉斯加天然气产量将从0.4万亿立方英尺增加到2.6万亿立方英尺。美国天然气进口量将从2001年的3.6万亿立方英尺增加到2025年的7.8万亿立方英尺。

2）亚太地区：到2010年，预计全球天然气消费量为3110亿立方英尺。因中国和印度显示出较大的天然气市场，2010年亚太地区天然气需求量将是1999年的两倍以上。2000年到2010年间，预计亚太地区的天然气需求量分别是：2000年为310亿立方英尺，2005年为450亿立方英尺，2010年为580亿立方英尺。今后10年，在上海等地区能源需求的推动下，中国的天然气需求量将会很大。预计2010年，中国天然气需求量为1.25亿吨油当量左右。据此预测的天然气需求量与本国今后潜在的、可生产的天然气产量相比还有缺口（图4-7）。这部分的缺口，需要进口管道天然气和液化天然气弥补。

图4-7　中国的天然气供需状况和潜力

据产业预测、阿瑟德里特公司（ADL）等

液化气期货和什么关联

日本和韩国正为了争夺天然气而费尽心思。

8月8日，韩国贸易、工业和能源部表示，作为全球第三大LNG进口国，韩国正在寻求购更多的货物，以满足国内需求增长的预期，并在11月前将库存从目前的34%左右提高到90%左右。该部门表示，这是由于夏季热浪和俄乌冲突带来的高度不确定性。

除了韩国，近期，全球第二大液化天然气进口国日本也在抓紧购买天然气。对此，有交易员认为，日韩寻求确保冬季及以后几个月的供应，是因为它们担心今年晚些时候随着欧洲需求增加，天然气价格会上涨。

日韩等国的担忧并非空穴来风，皆因亚洲天然气价格正随着欧洲国家的强需求而急剧飙涨。

近期，有消息称亚洲的液化天然气（LNG）目前现货（即时合约）价格已经涨至往年夏季水平的近10倍。截至8月5日，面向日本和韩国等亚洲国家的LNG期货价格为每100万英热单位（BTU）44.66美元。相比之下，被视为欧洲天然气价格风向标的荷兰所有权转让中心（TTF）基准天然气期货价格大大高于亚洲的基准价格。截至8月8日，基准TTF荷兰天然气期货价格为191欧元/兆瓦时。

中国社科院世经政所国际大宗商品研究室主任王永中在接受21世纪经济报道记者访时表示，由于欧洲对俄罗斯能源实施全面制裁，大幅度减少对俄罗斯天然气的购买，而俄罗斯本面向欧洲出口的管道天然气难以在短期内转换为液化天然气（LNG），加之LNG运输所需要的基础设施建设需要较长的时间，因此市场上天然气供应在较长时间内出现紧缺是必然的。

依赖能源进口的日本和韩国，该如何度过这场天然气短缺的危机？

日韩遭遇供气难

尽管天然气价格迅速飙升，但日本和韩国仍坚持囤气以储备秋冬季所需。

8月8日，韩国贸易、工业和能源部称，韩国国营天然气公司自4月份以来一直在进行现货购，仅7月份就购了约350万吨。目前的库存约为181万吨，高于冬季91万吨的最低门槛。虽然目前库存已经超过冬季的最低门槛，但韩国丝毫没有放缓购气的步伐。该部门表示，要在11月前将库存从目前的34%左右提高到90%左右。

对此，光大期货能源化工分析师杜冰沁向21世纪经济报道记者表示，韩国自今年二季度以来一直积极购LNG以补充国内库存，但仍需在年底前额外购1000万吨才能满足冬季的需求。

同样因储能不足而感到压力的，还有日本。近期，该国的公共事业企业也在加快对LNG的购。与此同时，日本与韩国都不得不付出前所未有的高价购买天然气。据悉，在疫情暴发前的2019年，夏季的LNG平均价格为5美元左右，如今的价格已经超过价格低点时的9倍。

混沌天成研究院能化分析师王统认为，此轮亚洲天然气价格暴涨源于欧洲天然气紧张。他向21世纪经济报道记者表示，日韩都属于高度依赖能源进口的国家，二者对于天然气的进口依赖度分别为98%和99%。往年进入三季度后日韩都会有补气的动作，这是为了满足冬季用气的需求。但此前日韩曾分别于今年的3月和4月宣布转让部分LNG来驰援欧盟。这导致2022年上半年日韩LNG进口量同别下降了1%和3%。

本就出现天然气进口量减少的情况，又面临着欧洲这一主要买家的竞争，像日韩这样高度依赖天然气的亚洲国家自然会受到极大的压力。

新纪元期货研究所所长王成强也向21世纪经济报道记者表示，过往欧洲大陆天然气供应量的三成依赖于俄罗斯，放弃俄罗斯供应，意味着需要更多元的进口替代，欧洲客观上掀起全球LNG的抢购潮，必然令依赖进口的日韩产生前所未有的紧张压力。他认为，俄乌冲突和西方对俄制裁，扰乱了全球能源贸易流，加剧了区域供给不平衡和短缺问题。

而从天然气进口结构来看，王成强认为，日韩天然气的进口将在很大程度上受到澳大利亚和美国的出口影响，日本LNG进口中，36%来自澳大利亚，14%来自于马来西亚，12%来自卡塔尔，另外9%来自于俄罗斯；而韩国LNG进口中，25%来自卡塔尔，21%来自澳大利亚，18%来自美国，来自俄罗斯的供应几乎没有。

在欧洲这个天然气大买家的干扰下，影响逐步浮现。首先，是美国明显增加了对欧洲天然气的出口。美国能源情报署的数据显示，今年头4个月，美国74%的液化天然气出口到欧洲，高于去年34%的年平均水平。该报告称，亚洲是2020年和2021年的主要目的地。

另寻能源替代天然气是否现实

日韩未雨绸缪实施囤气，韩国甚至提出将天然气存量提高到90%左右。但就目前来看，该目标能否实现还是未知数。

王永中向记者表示：当前市场上的天然气存量较少，且价格较高，估计较难达到日韩所预定的目标。

王统认为，欧洲的基准天然气价格（TTF）对于日韩基准液化天然气价格（JKM）的溢价会使得更多的LNG流入欧盟，从而造成亚洲天然气供给不足的局面。

多位受访分析师向记者表示，接下来一段时间里，天然气价格的走势将不乐观。厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强向21世纪经济报道记者表示，未来还是会出现俄罗斯对欧盟断气的可能性，因此至少到今年冬季，天然气价格高企的情况都不会改变。

王统也向记者表示，随着天然气消费旺季的临近，需求回暖，将对天然气价格形成支撑，所以在俄罗斯与西方国家未达成和解前，天然气仍具备上涨潜力。高价天然气会倒逼部分国家减少天然气的消费量，转向其他能源。

在某种程度上，煤炭成为了天然气的替代能源。

近期，有消息指出，日本最大钢铁公司新日铁与全球大宗商品贸易巨头嘉能可达成了一项截至明年3月的煤炭供应协议，购价为每吨375美元。该协议可能是日本企业有史以来签署的最贵煤炭购合同之一。据悉，新日铁使用燃料为其工业基地发电，并向日本电网供应电力。

由于秋冬对天然气用量较大，估计日韩会增加一部分煤炭的用量来替代天然气。王永中对把煤炭作为替代燃料的做法还是较为乐观的，他表示，较高的煤炭价格会鼓励一些国家增加煤炭产能，而全球经济增长放缓会影响煤炭需求，因此预计煤炭价格会有所回落。

不过，杜冰沁对当前日韩以煤炭替代天然气的做法表示担忧。日本此前作为俄罗斯煤炭的第二大出口国，在印尼、澳洲为满足本国需求部分限制煤炭出口、全球煤炭市场供给结构性短缺的背景下，想要大量增加煤炭的购量以代替天然气也并非易事。她说。

日韩在发展可再生能源的路上高歌猛进，但现实是，目前可再生能源的效用与它们预期的仍有差距。

杜冰沁向记者表示，目前日韩两国仍高度依赖传统能源发电，这两国分别约有68%和56%的电力来自化石燃料。清洁能源发电对于日韩来说远水难解近渴，难以有效弥补当前天然气和煤炭紧缺带来的能源供应缺口。

具体来看，风电、光伏等可再生能源目前的产能相对较小，且发电量多依赖于天气状况；核能方面，虽然韩国新已决定废除此前的去核电政策、重启核电机组建设，但相关政策落实仍需时日；日本也重启核电，但受此前福岛核电站泄露事故影响，日本重启核电困难重重。

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求液化天然气的技术

和期货品种的原油燃油沥青有关系，都属于原油的延伸品。

影响石油气价格壁咚的因素有以下几点：

1.替代能源

液化石油气与液化天然气互相依存补充，二者直接竞争主要体现在工业用户方面，其次在燃料也有替代关系。

2.原油价格影响

原油作为能源的，影响所有能源价格波动。从原油角度看，我国LPG产出主要来源于炼厂副产品，油价波动对LPG价格有直接影响。

3.沿海进口

东南沿海是我国液化石油气的主要消费地区。这些地区能源结构极不平衡缺煤少气是常态，气体能源对外依存度非常高，液化石油气进口量大大超过国内其他地区，过度依赖进口，造成该地区液化石油气价格与国际联动性强。

LPG是液化石油气的英文缩写，是丙烷和丁烷的混合物，通常伴有少量的丙烯和丁烯。通常加入一种强烈的气味剂乙硫醇，这样石油气的泄漏会很容易被发觉。液化石油气是在提炼原油时生产出来的，或从石油或天然气开过程挥发出的气体。 液化石油气(LPG)常被人们误认为是丙烷。实际上LPG是石油和天然气在适当的压力下形成的混合物并以常温液态的方式存在。在美国和加拿大，对这两种物质的混合通常被认为主要是由丙烷组成，而在许多欧洲国家其LPG中的丙烷含量都只有50%或更低。

LPG是石油产品之一，是从油气田开、炼油厂和乙烯工厂中生产的一种无色、挥发性气体，主要应用于汽车、城市燃气、有色金属冶炼和金属切割通等行业。

近几年全球LPG产量增长较快，2011年全球LPG产量达到约2.5亿吨，同比增长3.73%，预计到2014年全球LPG产量将增长到2.75亿吨。

中国是全球LPG行业发展较快的国家之一，产量从2004年的1399万吨增长到2011年的2181万吨，年复合增长率达6.55%;2012年1-4月中国LPG产量为733.24万吨。中国LPG的消费增长也较快，从2004年的2113万吨增长到2011年的2419万吨，年复合增长率为1.95%。2012年1-4月我国LPG消费量为755万吨，同比增长5.30%。

LPG作为中国汽车替代能源技术中应用最成熟的燃料，预计未来我国城市民用燃气中的LPG大部分将被天然气所替代，而作为石油炼制的副产品LPG产量将随着炼油总量的增长而增长。届时，LPG产能过剩，价格自然不会如同汽柴油一路攀升，应用于汽车上不仅经济效益凸显，还能削减温室气体排放，因此，LPG作为汽车燃料的前景值得看好。

商用LPG的主要来源是对天然气和石油的处理和提炼原材料中通常包含过量的丙烷和丁烷部分。以防这两种物质在高压排气管中凝结，所以必须要将它们去除。在石油提炼过程中。LPG是从原油溶解的比重较轻的混合物中通过滴定法来收集的。同时也可以通过比重大的碳氢化合物的分子裂变来产生。因此，LPG被人们认为是附属产品。它的准确成份和特性通常依来源不同而各异。

LPG的单位重量比汽油所能提供的能量要高8%。(LHV=19，757BTU/lbm)理论上来说配有LPG的车辆要比汽油驱动的车辆产生更高的效率。这种车可以获得更低的油耗同时提高运行里程。然而，这只是针对专门为LPG设计和改造的发动机而言。如果将一台汽油机改成LPG驱动型，就不会获得这种增加效率。因为LPG比汽油的密度低的多，相对对氧的需求就高，而这种更低密度的燃料将进入的空气取代。所以进入到缸体内的空气就会变少，这就使单位体积的效率降低。比起原汽油发动机所产生的动力来说。动力会降低。

全球天然气大涨的原因是什么？对我国有什么影响？

一、液化天然气(LiquifiedNaturalGas，简称LNG)

主要成分是甲烷,被公认是地球上最干净的能源。无色、无味、无毒且无腐蚀性，其体积约为同量气态天然气体积的1/600，液化天然气的重量仅为同体积水的45%左右。其制造过程是先将气田生产的天然气净化处理，经一连串超低温液化后，利用液化天然气船运送。燃烧后对空气污染非常小，而且放出热量大，所以液化天然气好。

它是天然气经压缩、冷却，在-160度下液化而成。其主要成分为甲烷，用专用船或油罐车运输，使用时重新气化。20世纪70年代以来，世界液化天然气产量和贸易量迅速增加，2005年LNG国际贸易量达1888.1亿立方米，最大出口国是印度尼西亚，出口314.6亿立方米；最大进口国是日本763.2亿立方米。

二、国内外概况及发展趋势

1941 年在美国克利夫兰建成了世界第一套工业规模的 LNG 装置，液化能力为 8500 m3 /d 。从 60 年代开始， LNG 工业得到了迅猛发展，规模越来越大，基本负荷型液化能力在 2. 5 × 104 m3 /d 。据资料[3]介绍，目前各国投产的 LNG 装置已达 160 多套， LNG 出口总量已超过 46.1 8 × 106 t/a 。

天然气的主要成分是甲烷，甲烷的常压沸点是 -16 1 ℃ ，临界温度为 -84 ℃ ，临界压力为 4.1MPa 。 LNG 是液化天然气的简称，它是天然气经过净化（脱水、脱烃、脱酸性气体）后[4]，用节流、膨胀和外加冷源制冷的工艺使甲烷变成液体而形成的[5]。

2.1 国外研究现状

国外的液化装置规模大、工艺复杂、设备多、投资高，基本都用阶式制冷和混合冷剂制冷工艺，目前两种类型的装置都在运行，新投产设计的主要是混合冷剂制冷工艺，研究的主要目的在于降低液化能耗。制冷工艺从阶式制冷改进到混合冷剂制冷循环，目前有报道又有 C Ⅱ -2 新工艺[6]，该工艺既具有纯组分循环的优点，如简单、无相分离和易于控制，又有混合冷剂制冷循环的优点，如天然气和制冷剂制冷温位配合较好、功效高、设备少等优点。

法国 Axens 公司与法国石油研究所 (IFP) 合作，共同开发的一种先进的天然气液化新工艺—— Liquefin 首次工业化，该工艺为 LNG 市场奠定了基础。其生产能力较通用的方法高 15%-20% ，生产成本低 25% 。使用 Liquefin 法之后，每单元液化装置产量可达 600 × 104 t/y 以上。用 Liquefin 工艺生产 LNG 的费用每吨可降低 25% [7] 。该工艺的主要优点是使用了翅片式换热器和热力学优化后的工艺，可建设超大容量的液化装置。 Axens 已经给美国、欧洲、亚洲等几个主要地区提出使用该工艺的建议，并正在进行前期设计和可行性研究。 IFP 和 Axens 开发的 Liquefin 工艺的安全、环保、实用及创新特点最近已被世界认可，该工艺获得了化学工程师学会授予的“工程优秀奖” [8] 。

美国德克萨斯大学工程实验站，开发了一种新型天然气液化的技术—— GTL 技术已申请专利。该技术比目前开发的 GTL 技术更适用于小规模装置，可加工 30.5 × 104 m3 /d 的天然气。该实验站的 GTL 已许可给合成燃料 (Synfuels) 公司。该公司在 A ＆ M 大学校园附近建立了一套 GTL 中试装置，目前正在进行经济性模拟分析。新工艺比现有技术简单的多，不需要合成气，除了发电之外，也不需要使用氧气。其经济性、规模和生产方面都不同于普通的费托 GTL 工艺。第一套工业装置可能在 2004 年上半年建成[9]。

2.2 国内研究现状

早在 60 年代，国家科委就制订了 LNG 发展规划， 60 年代中期完成了工业性试验，四川石油管理局威远化工厂拥有国内最早的天然气深冷分离及液化的工业生产装置，除生产 He 外，还生产 LNG 。 1991 年该厂为航天部提供 30tLNG 作为火箭试验燃料。与国外情况不同的是，国内天然气液化的研究都是以小型液化工艺为目标，有关这方面的文献发表较多[10]，以下就国内现有的天然气液化装置工艺作简单介绍。

2.2.1 四川液化天然气装置

由中国科学院北京科阳气体液化技术联合公司与四川简阳市科阳低温设备公司合作研制的 300l/h 天然气液化装置，是用 LNG 作为工业和民用气调峰和以气代油的示范工程。该装置于 1992 年建成，为 LNG 汽车研究提供 LNG 。

该装置充分利用天然气自身的压力，用气体透平膨胀机制冷使天然气液化，用于民用天然气调峰或生产 LNG ，工艺流程合理，用气体透平膨胀机，技术较先进。该装置基本不消耗水、电，属节能工程，但液化率很低，约 10% 左右，这是与它的设计原则一致的。

2.2.2 吉林油田液化天然气装置

由吉林油田、中国石油天然气总公司和中科院低温中心联合开发研制的 500l/h 撬装式工业试验装置于 1996 年 12 月整体试车成功，该装置用以氮气为冷剂的膨胀机循环工艺，整个装置由 10 个撬块组成，全部设备国产化 [11]。

该装置用气体轴承透平膨胀机；国产分子筛深度脱除天然气中的水和 CO2 ，工艺流程简单，用撬装结构，符合小型装置的特点。用纯氮作为制冷工质，功耗比用冷剂的膨胀机循环要高。没有充分利用天然气自身压力，将天然气在中压下（ 5.0MPa 左右）液化（较高压力下液化既可提高氮气的制冷温度，又可减少制冷负荷），因此该装置功耗大。

2.2.3 陕北气田液化天然气

1999 年 1 月建成投运的 2 × 104 m3 /d “陕北气田 LNG 示范工程”是发展我国 LNG 工业的先导工程，也是我国第一座小型 LNG 工业化装置。该装置用天然气膨胀制冷循环，低温甲醇洗和分子筛干燥联合进行原料气净化，气波制冷机和透平膨胀机联合进行低温制冷，燃气机作为循环压缩机的动力源，利用燃气发动机的尾气作为加热分子筛再生气的热源。该装置设备全部国产化。装置的成功投运为我国在边远油气田上利用天然气生产 LNG 提供了经验[12]。

2.2.4 中原油田液化天然气装置

中原油田曾经建设了我国最大的 LNG 装置，原料气规模为 26.6 5 × 104 m3 /d 、液化能力为 1 0 × 104 m3 /d 、储存能力为 1200 m3 、液化率为 37.5%[13]。目前，在充分吸取国外先进工艺技术的基础上，结合国内、国外有关设备的情况，主要针对自身气源特点，又研究出 LNG 工艺技术方案 [14] 。该工艺流程用常用的分子筛吸附法脱水，液化工艺选用丙烷预冷 + 乙烯预冷 + 节流。

装置在原料气量 30× 104 m3 /d 时，收率高达 51.4% ，能耗为 0.13 Kwh/Nm3 。其优点在于各制冷系统相对独立，可靠性、灵活性好。但是工艺相对较复杂，须两种制冷介质和循环，设备投资高。由于该厂充分利用了油田气井天然气的压力能，所以液化成本低。

2.2.5 天津大学的小型液化天然气（ LNG ）装置

小型 LNG 装置与大型装置相比，不仅具有原料优势、市场优势而且投资低、可搬迁、灵活性大[15]。 LNG 装置主要是用胺基溶剂系统对天然气进行预处理，脱除 CO2 等杂质；分子筛脱水；液化几个步骤。装置用单级混合制冷系统；闭合环路制冷循环用压缩机压缩制冷剂。单级混合制冷剂工艺操作简便、效率高，适用于小型 LNG 装置。

压缩机的驱动机可用燃气轮机或电动马达。电价低的地区可优先考虑电动马达（成本低、维修简单）。在燃料气价格低的地区，燃气透平将是更好的选择方案。经济评估结果表明，用燃气轮机驱动机的液化装置，投资费要比选用电动马达高出 200 万~ 400 万美元。据对一套 15 × 106ft 3 /d 液化装置进行的成本估算，调峰用的 LNG 项目储罐容积为 10 万 m3 ，而用于车用燃料的 LNG 项目仅需 700m3 储罐，导致最终调峰用的 LNG 成本为 2.03 ~ 2.11 美元 /1000ft3 ，而车用 LNG 成本仅 0.98 ~ 0.99 美元 /1000 ft3 。

2.2.6 西南石油学院液化新工艺

该工艺日处理 3.0 × 104 m3 天然气，主要由原料气 （ CH4 : 95.28% ， CO2 :2.9% ） 脱 CO2 、脱水、丙烷预冷、气波制冷机制冷和循环压缩等系统组成。 以 SRK 状态方程作为基础模型，开发了天然气液化工艺软件。 天然气压缩机的动力用天然气发动机，小负荷电设备用天然气发电机组供电，解决了边远地区无电或电力紧张的难题。由于边远地区无集输管线可利用，将未能液化的天然气循环压缩，以提高整套装置的天然气液化率。

装置用一乙醇胺法（ MK-4 ）脱除 CO2 。由于处理量小，脱二氧化碳的吸收塔和再生塔应用高效填料塔 [16] 。由于混合制冷剂，国内没有成熟的技术和设计、运行管理经验，仪表控制系统较复杂。同时考虑到原料气中甲烷含量高，有压力能可以利用。故用天然气直接膨胀制冷作为天然气液化循环工艺[17]。气波制冷属于等熵膨胀过程，气波制冷机是在热分离机的基础上，运用气体波运动的理论研制的。在结构上吸收了热分离机的一些优点，同时增加了微波吸收腔这一关键装置，在原理上与热分离机存在明显不同，更加有效地利用气体的压力，提高了制冷效率。

2.2.7 哈尔滨燃气工程设计研究院与哈尔滨工业大学

LNG 系统主要包括天然气预处理、天然气的低温液化、天然气的低温储存及天然气的气化和输出等[18]。经过处理的天然气通过一个多级单混冷凝过程被液化，制冷压缩机是由天然气发动机驱动。 LNG 储罐为一个双金属壁的绝热罐，内罐和外罐分别是由镍钢和碳钢制成 [19] 。

循环气体压缩机一般用天然气驱动，可节省运行费用而使投资快速收回。压缩机一般用非润滑式特殊设计，以避免天然气被润滑油污染[20]。用装有电子速度控制系统的透平，而且新型透平的最后几级叶片用钻合金制造，改善了机械运转。安装于透平压缩机上的新型离合器是挠性的，它们的可靠性比较高，还可以调整间隙。

天然气价飙涨是怎么回事？天然气价飙涨是原因？

俄罗斯向德国开设供应的新天然气管道审批受阻，而此时的欧洲国家正值冬季时节，可以理解为天然气供应量相对减少，需求量大幅度增加的情况下，会导致全球范围内的天然气价格大幅度上涨。首先会间接性影响到国内天然气供应市场的价格；其次是由于国内的天然气供应相对充足，国家会考虑暂时降低对外进口天然气的依赖程度；再者是由于国内的天然气供应充足，会加大对新能源交通工具的使用频率，起到节能减排的效果；另外是由于国内的天然气供应充足，工业生产会加大对天然气的使用，起到节能减排的效果。笔者认为主要可以从以下四个方面来分析在面临全球天然气大涨的局势下，会对国内人民的日常生活、日常出行、工业的生产、天然气的进口量产生哪些具体的影响。

一、间接性影响到国内天然气供应市场的价格

首先中国在面临着全球天然气大涨的局势下，非但国内的天然气价格没有跟随着大幅度上涨，在价格方面反而是起到了相反的效果呈现出一定的下降趋势。造成这种显著差异的根本原因还是由于不同国家地区所面临得对于天然气供求关系存在较大差异而导致的。毕竟欧洲国家和其它国家地区之所以会面临着天然气供应价格大幅度上涨，背后的原因是来自于俄罗斯等主要能源出口国家在供应链上存在的问题。而中国的天然气之所以会呈现出价格下降的趋势，背后的原因不仅是2021年国内对于天然气的消费量同比减少了许多；同时也是因为由于寒潮的来袭国家在11月份大幅度提升了对外进口天然气的购量。但是国际大背景下的天然气供应价格是上涨的，故在一定程度上对国内的天然气购价格也存在影响，会在一定程度上使得国内的天然气价格比理论值来得更高。

二、暂时降低对外进口天然气的依赖程度

其次是中国在面临着全球天然气价格大幅度上涨的大环境背景下，依旧可以保持住对于国内天然气的充足供应，不仅是因为中国的天然气能源供应国俄罗斯在天然气商贸政策上给予了中国很多支持，同时也是因为很多从俄罗斯供应过来的天然气管道项目、亦或是以船运形式运输的液化天然气规模都是在早期形成的。所以在天然气的供应链环节上都是非常成熟的，可以做到即使在有大量需求的时期也可以正常供应充足的天然气。不至于像目前的德国一般，由于俄罗斯新建了一条天然气管道运输到德国，在德国由于审批环节的问题导致天然气供应被搁浅，进而间接性地抬高了国际市场天然气的价格。由于国内目前的天然气供应充足，所以国内部门会在短期内考虑暂时降低对进口天然气的依赖程度。

三、加大国内对于新能源汽车的使用频率，达到节能减排的效果

再者是国家出于对环境的保护，既要兼顾到经济发展的重心，同时又要兼顾到绿色可持续发展的政策方针。所以国家在近些年对于众多的城市投入了新能源公共交通汽车。这类新能源公共交通汽车的能量供应是液化天然气，毕竟液化天然气燃烧过程是充分燃烧的状态，所以燃烧后产生的二氧化碳和水不会对城市的环境质量造成破坏，可以达到节能减排的效果。由于目前国内的天然气供应量充足，所以各个城市的交通部门便会组织新能源公用交通汽车司机提高各自运行的频次，以便可以更好地为人民服务；同时最主要的目的就是达到节能减排的效果。毕竟在国内天然气供应充足的大背景下，国家肯定会充分利用新能源的优势来更好地为各个城市的环境建设作出积极的贡献。

四、加大国内工业生产对于天然气的依赖程度，达到节能减排的效果

另外是国家出于对城市整体环境建设的保护，并且在国内的天然气供应量相对充足的情况下，会优先让国内的众多工业生产厂家尽量选择用天然气来作为生产过程中消耗的主要能量来源。当然国家出于对节能减排政策的实际落实执行以及为了让国内众多的工业生产厂家响应国家的政策号召，会主动性地降低国内天然气对于工业生产厂家的出售价格，主要的目的就是为了国内的众多工业生产厂家能够加大对天然气的使用依赖程度，从而达到节能减排的效果。毕竟很多传统的工业生产厂家都是严重依赖于传统的煤炭能源来进行对应工业体系的生产。一旦实行这样的政策，的好处在于形成一方面可以利用天然气能源为工业生产创造相应的经济效益；又可以兼顾到城市发展建设的环境保护。从而实现了可持续绿色发展的战略目标。

注意事项：天然气的价格时常会受到变动，所以国家在天然气的储备方面一直都是有作出相应的努力，主要目的还是为了能够使得国家在战备的特殊时期、亦或是经济危机的时期、或者是能源危机的时期能够迅速作出对国内天然气能源的全面快速供应，以此来保证国家处于一个相对安全、稳定发展、顺利过渡到摆脱能源危机全新的发展建设时期。

天然气价飙涨是怎么回事？天然气价飙涨是什么原因？

天然气价飙涨是怎么回事？天然气价飙涨是什么原因？　　随着今冬供暖季的来临，各地天然气告急的消息屡见报端。

　　湖北日报消息指出，该省天然气从11月22日起就开始吃紧。此前宁夏、陕西等地也传出类似消息，陕西日报消息指出，该省冬季暖期天然气需求量增大，供需缺口扩大，天然气保供压力较大。

供应缺口导致价格上升，最直接的是液化天然气价格。国家统计局数据显示，2017年11月21日到30日，24个省(区、市)液化天然气(LND)价格是每吨5636.7元，比上期涨幅为28.3%，如果相比9月的同期价格，涨幅则到了60.2%。

为此，近期国家发改委发出通知，统一部署相关省区市价格主管部门立即召开液化天然气价格法规政策提醒告诫会，提醒告诫辖区内各液化天然气生产流通企业和相关社会组织，加强价格自律，规范价格行为。

21世纪经济报道记者了解到， 参加上述会议的涉及到液化天然气主产区企业、进口液化天然气主要接收站企业，以及液化天然气主销区企业。

厦门大学能源经济协同创新中心主任林伯强指出，短期液化天然气价格上涨快，与河北等地煤改气取暖等有关。但是这应该是局部紧张，两三周应该可以解决问题。

液化天然气价格两个月狂涨60%

21世纪经济报道记者注意到，天然气供应紧张导致价格上涨目前在很多领域都有所体现，涨幅最大的是液化天然气。

以湖北为例，武汉天然气有限公司已经发出通知，近期全国范围内出现用气紧张，该公司已启动冬季保供应急预案，如情况进一步加剧，将对工商企业取限量、限时和停供措施，全力保障民生用气需求。

11月28日，保定新奥燃气有限公司向各用户单位发布消息指出，中石油天然气销售北方分公司已经通知，自10月21日起，天然气供应将无增量。河北省发改委决定启动全省天然气需求侧管理机制，于11月28日零时起进入全省天然气供应橙色预警。

国家统计局数据显示，2017年8月21-30日全国液化天然气价格是每吨3129.1元，9月同期价格为3519元，10月为4337.4元，11月为5636.7元。按此看，11月液化天然气价格比8月涨幅高达80%，比9月上涨60%，比10月上涨30%左右。

为什么液化天然气价格上涨如此之快？美国自然委员会高级顾问杨富强指出，因为居民用天然气和工商业用天然气不能乱涨价，但是液化天然气作为补充，走的是市场拍卖价格，所以涨得快。

“各地在加快煤改气治理，越往下往往会层层加码，这样减少了用煤，但是天然气需求增加，实际配套供应需要跟上。”他说。

国家统计局数据显示，随着“煤改气”等工程的推进，天然气需求旺盛，今年以来产量一直保持快速增长。10月份，天然气产量124.1亿立方米，同比增长15.4%;进口天然气581万吨，同比增长52.1%，增速比9月份加快48.2个百分点。

金联创天然气市场分析师苗莹莹指出，总体来看，中国天然气需求的增速大于天然气供应的速度。国家从2016年开始对煤改气、气化农村、煤供暖改为天然气供暖，各方面对天然气的用量明显提升，所以天然气的整体消费量增长非常快，但是整个供应没有跟上消费的发展速度，导致了供不应求的局面。

发改委开告诫会平抑价格

面对液化天然气价格快速上涨的情况，国家发改委要求11个地区在12月4日召开液化天然气价格法规政策提醒告诫会，并报送发改委价监局。

这些地区包括陕西、内蒙古、宁夏、新疆、山西、四川、山东、辽宁、江苏、北京、河北。参会人员包括主要的液化生产气主产区企业，相关协会等，以及液化天然气主要接收站销售企业和协会，液化天然气主销区企业和相关协会。

发改委提醒告诫各液化天然气企业和相关社会组织要维护行业秩序，不得恶意哄抬价格，不得价格欺诈，不得相互串通，操纵市场价额，不得滥用市场支配地位，不得达成垄断协议，不得实施其他任何形式的价格违法行为和价格垄断行为。

一位燃气行业专家指出，目前市场整体并不缺天然气，出现价格高且市场偏紧的情况，是有企业认为过去天然气价格销售太低，通过该方式可谋求更大利益。“说到底就是上游企业希望提高价格，下游企业希望买便宜的气，双方诉求不一致。”这位人士说。

根据了解，今年涉及到煤改气的京津冀地区有约200万户，加上山东、陕西等地煤改气的情况，实际全国可能有几百万户。根据国家政策，在冬季天然气消费旺季，非居民用天然气基准门站价格可以浮动20%以内。

苗莹莹认为，这次告诫会并未给天然气价格做出一个实际的限制，没有规定最低价格和最高价格，只是起到提醒告诫的作用，下一步还是要解决供需的矛盾，加大天然气供气能力建设。