2016年中国天然气对外依存度将升至34%
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。
虽然去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。今年，城市燃气消费量为827亿立方米，增长9.1%，占比升至40.3%。
得益于天然气发电燃料成本大幅下降，发电用气量将保持较快增速，为319亿立方米，增长8.7%，占比15.6%。《报告》显示，天然气厂家，受气价下调利好影响，重点地区气电成本由0.71-0.78元/(千瓦时)下降至0.57-0.64元/(千瓦时)，降幅为18%-20%。
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%，济宁天然气，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%。
《报告》显示，2016年LNG长贸协议陆续进入窗口期，资源增量将超过700万吨，资源过剩问题突出，国内储气调峰能力不足，夏季限产，冬季限供的问题仍可能发生。
去年，因为低油价、低煤价的挤压，中国天然气需求增速明显放缓，估计全年表观消费量为1910亿立方米，增长为3.7%，创近十年来的新低。国内天然气产量受压产影响，估计全年产量1318亿立方米(不含煤层气)，增长3.5%，增速较上年下降3.1%。
《报告》还显示，去年中国天然气进口量为624亿立方米，增长4.7%，管道气和LNG进口量分别占56.7%和43.3%，对外依存度升至32.7%。
去年，中国新增输气支干线约2700千米。LNG接收站利用负荷从2014年的48.7%降至47.4%。LNG接收能力过剩问题开始显现。
天然气发电其商业模式及发展策略
天然气发电跨天然气和电力两个产业，天然气价格的上升，天然气销售商，消弱了天然气发电的竞争力。天然气发电做为天然气市场不可或缺的部分，体现发电特性和环保价值是影响天然气发电竞争力的重要因素。
目前国内的天然气电厂主要采用燃气-蒸汽循环的方式运行，利用天然气燃烧产生的高温烟气在燃气轮机中做功，将一部分热能转变为高品位的电能，再利用燃气轮机排烟中的余热，在余热锅炉内产生蒸汽来带动蒸汽轮机进一步发出电能，同时供热和制冷，在提高了电效率的同时，实现了能源的高效梯级利用，也降低了天然气气供热的成本。
燃气-蒸汽联合循环机组具有运行灵活、启停迅速的优势，尤其在沿海经济发达地区，天然气电厂在夏季用电高峰期的调峰作用非常突出，其调峰职能将进一步得到发挥。近年来，相对富裕的东部沿海地区正在“领跑”电力结构多元化进程，沿海多个省份禁止新上燃煤电厂，发展天然气发电、核电和可再生能源成为必然选择。
然而，随着近两年国内天然气价格的接连上涨，天然气电厂的上网电价却调整不到位，由于天然气燃料成本占天然气电厂主营业务成本80.0%以上，燃料成本已超过现行燃机上网电价，天然气价格的上涨给天然气发电企业生产经营带来了巨大困难。同时，天然气价格的上涨也造成了燃机电厂的供热缺乏市场竞争力，供热价格远远超过燃煤锅炉。为了提高市场占有率，燃机电厂大幅度降低热价，与燃煤锅炉供热价格基本持平或略高，但又造成供热越多亏损越大的尴尬局面。
客观说，目前天然气发电存在亏损问题，有气价较贵的原因，也有国内电力价格体制尚未市场化的原因。各种发电燃料并没有体现出包括资源稀缺、环境等外部性成本在内的真实成本，天然气发电的环境效应以及调峰效应的价值没有得到充分发挥。
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