1.天然气消费恢复增长，区域市场持续分化

2023年，世界天然气消费量 4.01万亿立方米，同比增速由上年的 -0.4% 增至 0.1%，主要受国际气价大幅回落、全球经济增长动能不足、替代能源利用增加、冬季气温偏暖等因素综合影响。欧洲消费连续两年负增长，全年消费量4634亿立方米，同比下降6.9%，主要是由于制造业持续萎缩，全社会用电量下降，风光水核发电量增加。北美地区全年天然气消费量 1.1万亿立方米，同比增长1.0%。其中，美国消费量8865 亿立方米，同比增长 0.8%，增速较上年下降4.4个百分点，主要是由于暖冬、工业复苏缓慢、可再生能源利用增加等因素抑制用气需求。亚太地区全年天然气消费量 9354亿立方米,同比增长1.6%,增速由负转正,但主要国家增速不均衡其中中国、印度同比分别增长7.6%、7.5%;日本、韩国受经济低迷、核电煤电利用增加影响，天然气消费量同比分别下降 7.8%、3.7%。

2.勘探开发投资保持增长，产量增速回升

2023年，全球油气勘探开发投资支出5687亿美元，较上年增加 546 亿美元，增幅 10.6%。其中，北美地区、亚太地区同比分别增长14%、8%;俄罗斯-中亚地区同比下降4.5%。世界天然气产量 4.06 万亿立方米，同比增长 0.3%,上年同比增长 0.1%。美国天然气产量1.04万亿立方米，增量419 亿立方米，增幅 4.2%;中东地区增量 110 亿立方米，增幅 1.6%;俄罗斯产量继续下降,减少 320亿立方米,降幅5.2%。全球新发现气田88个，新增储量1.08万亿立方米，新发现气田个数和储量创近5年新低;世界天然气剩余探明可采储量192万亿立方米，增量主要来自印度尼西亚和俄罗斯。全球十大油气发现中，伊朗表现突出，新发现气田2个，规模位居首位。

3.天然气贸易量同比下降，贸易格局持续演变

2023 年，世界天然气贸易量1.17万亿立方米，同比下降1.6%。管道气贸易量同比下降4.7%，占天然气贸易总量的52.8%，较上年减少 1.7个百分点，主要由于俄罗斯供欧洲管道气量持续下降。全球液化天然气(LNG)贸易量同比增长2.0%，美国成为全球第一大 LNG 出口国。欧洲LNG进口高位回落至 1733 亿立方米，同比下降1.8%;亚洲 LNG 进口恢复增长，进口量 3600亿立方米，同比增长3.5%，其中日本进口 918 亿立方米，同比下降8.4%;韩国进口 627亿立方米，同比下降 4.2%;印度进口 314 亿立方米，同比增长 11.3%;新兴市场进口 523 亿立方米，同比增长 23.9%。全球天然气贸易流向进一步演变，更多俄罗斯管道气退出欧洲，美国和中东 LNG 持续流向欧洲，欧亚LNG市场联动增强。全球新签 LNG 长协合同量 6896 万吨/年，同比下降 29.7%，但仍处于历史相对高位。其中欧洲新签合同量2150万吨/年，亚洲新签合同量 2400 万吨/年。新签 LNG 合同与布伦特油价挂钩占比为 50.0%，较上年提高16.0个百分点，其余与亨利中心(HH)、荷兰产权转让设施(TTF)、日韩标杆指数(JKM)等气价指数挂钩。

4.基础设施建设平稳推进，欧美储气库库存保持高位

2023年，全球在役天然气管道总里程136万千米，主要分布在北美、欧洲、亚太、俄罗斯-中亚、中国，管道里程分别为 55 万千米、24万千米、22万千米、21万千米、12万千米;在建管道 6.76万千米。美国加快气源地通往 LNG 出口设施管道建设，欧洲以连接新气源端及跨国联络线为主，海恩斯维尔页岩盆地一墨西哥湾沿岸、保加利亚一塞尔维亚联络线等相继投产。全球在役地下储气库783座，总工作气量 4290 亿立方米;在建地下储气库 76 座，设计工作气量 549亿立方米，主要集中在亚太地区和欧洲。进入采暖季前，美国储气库满库率 79.9%，同比增加 5.8个百分点;欧盟储气库满库率 99.3%，同比增加 4.6 个百分点。全球 LNG 接收站进人投产高峰期，2023年新增接卸能力6840万吨/年，总接卸能力达 10.7 亿吨/年。全球 LNG 接收站平均利用率 41.6%,同比下降 2.2 个百分点。