我国天然气需求持续增长。2023年初以来，我国天然气增产稳产，持续提升天然气自主供应保障能力。2024年，我国天然气需求持续增长，但增速放缓，特别是在未来天然气发电新建装机容量增长有限。国家统计局数据显示，2023年我国规模以上工业天然气产量达到2297亿立方米，同比增长5.8%。根据国家发展改革委的数据，2023年全国天然气表观消费量为3945.3亿立方米，同比增长7.6%，显示出天然气消费量恢复增长的态势。2023年，我国进口天然气总量为1.1997亿吨，同比增长9.9%；其中LNG进口量为7132万吨，同比增长12.6%。中国再次超过日本，成为全球最大的LNG进口国。根据海关数据预测，今年上半年我国天然气进口量增加14.3%，全年预计将达到1.3亿吨，增幅约为13%。2024年，我国天然气供不应求的情况仍将持续，对外依存度保持在高位。国家和各省市积极出台政策，支持天然气行业的发展。中游基础设施将进行深化改革，进一步开放市场竞争，加快管输费改革，降低全国长途输气运价，降低用气成本。城市燃气进口顺价机制也将进一步完善。这些政策措施有助于提升天然气供应能力，优化市场运行，降低用气成本，促进天然气行业的健康发展。在日常业务中，进口LNG面临原油和天然气市场价格波动的风险，原材料价格波动剧烈，潜在亏损风险增加。同时，外汇和利率风险加大，需要更多的套期保值工具来应对。更多企业利用衍生金融工具来管理这些风险敞口。随着市场参与者的增加，特别是在广东省，省外企业的涌入导致竞争愈发激烈。与此同时，市场份额的集中度有所提升，城燃企业的“一城一企”合并步伐加快。而国内市场主体日益多元化，外资加速参与，各种资本的混合形成了优势互补的局面。天然气参与者纷纷采取国内国外并举、上下游一体化的协同发展策略，以应对复杂的市场环境。在上下游购销方面，企业不断多元化购气来源，明确资源优先次序。国内采购资源日益多元化，定价机制逐步走向市场化。同时，国际采购量大幅增长，贸易合约多元化，国际卖家间的竞争变得激烈。为了谋取转售利润，企业倾向签署灵活的LNG贸易合同，积极参与国际贸易，利用区域价差进行套利。然而，这也带来了叠加的价格、汇率和贸易风险。为了更好地管理这些风险，进口商与国外资源方的合资合作不断增加，共同向国内下游销售。在基础设施服务与托运模式方面，企业通过建造或租赁船舶参与国际航运业务，资源方也纷纷造船或租船，向贸易下游环节延伸。此外，企业自建LNG接收站，以增加自身的主动权。接收站间或企业间的合作活跃，增强了全国性业务的灵活性。然而，国内接收站能力过剩，增加了开放窗口期，而进口商积极获取窗口期以增加贸易灵活性。外资也通过获取窗口期增强国际资源销售灵活性。接收站窗口期的稀缺资源属性减弱，托运商的违约风险增加。LNG槽车业务扩张，但毛利波动较大，管道气交易活跃，托运商争抢管道资源，而城燃公司建设中高压管线直供大用户，竞争也日益激烈。尽管储气能力大幅上升，但储气成本需要进一步控制和收费有待提升。在国内销售模式上，零售购销多元化，零售毛利承压，批发业务则不断增长，但毛利偏低。企业扩大贸易规模，国内贸易和批发业务日渐活跃，国内交易平台和电商发展迅速，提供了更多交易模式选择。同时，民用气价格上升，工商用气和交通用气价格下降，后者刺激了重卡销量的增长。国内用气需求不断增加，结构相对稳定。用气群体固化，客户服务策略不断创新。城市燃气需求自然增长，业务互联互通，但工业用气发展不及预期。交通用气恢复快，油气比价差收窄。发电用气增长但不确定性增加，气电业务通过套利策略增强抗风险能力。综上所述，企业在激烈的市场竞争中有效应对风险，提高了竞争力，促进了业务的稳健发展。
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