熊伟：暖冬、疫情、低油价，天然气市场何去何从？

2020-03-16 15:11来源： 熊伟上海石油天然气交易中心

SHPGX导读：冬季气温比同期偏高，疫情“黑天鹅”来袭，国内用气需求应声下滑，东北亚天然气现货价格随之下跌。与此同时，原油市场上演沙俄美“三国杀”，国际油价狂泻千里。在疫情不断演变和油价大幅下跌的背景下，天然气市场何去何从？上海石油天然气交易中心管道气交易部负责人熊伟为您解读。

一、疫情前天然气市场已现疲软

（一）国际天然气市场供应充足

全球天然气供应过剩。在需求端，中石油经研院发布的数据显示，2019年全球天然气消费量3.98万亿方，同比增速3.5%，低于2018年的5.3%；其中，亚太地区消费增速由上年的8%回落至4%。在供给侧，天然气产量持续提升、LNG项目产能陆续释放，加剧全球天然气供应过剩局面。

世界主要地区天然气消费增量

图表数据来源：中石油经研院

国际主要市场价格大幅跳水。2019年，美国HH均价2.56美元/ MMBtu，同比下跌19%；NBP均价4.48美元/ MMBtu，同比下跌44%；东北亚均价9.22美元/ MMBtu，同比下跌4.2%。供应能力过剩叠加暖冬天气，降低LNG现货市场需求，价格出现持续走低。

主要地区LNG价格走势

（二）国内天然气供需矛盾缓解

天然气进口对外依存度扩大态势止稳。在需求端，国家发改委发布的数据显示，2019年，我国天然气消费量3067亿方，同比增长9.4%，较上年增速几乎减半；在供应端，2019年，国产气1777亿方，同比增长11.5%，跑赢消费增速；进口量1322亿方，增速6.5%，较往年两位数的高速增长大幅回调。我国天然气进口对外依存度45.2%，与上年基本持平，扭转2016—2018年36%、40%、45%直线飙升局面。

国内天然气消费情况

图表数据来源：中石油经研院

LNG现货价格低位徘徊。2019年，国内LNG现货价格走势相对平稳，波动区间较为合理。上海石油天然气交易中心发布的全国LNG出厂价格指数显示，2019年国内LNG出厂价格均价为3838元/吨，同比下降12.6%。

疫情对天然气市场影响如何？

（一)“黑天鹅”阴影已波及全球

新冠肺炎疫情爆发带来各行业用气剧减，加之北半球又迎暖冬天气，供过于求形势愈演愈烈，天然气价格持续承压。

亚太市场现货价格跌破近年历史最低水平。疫情期间，东北亚市场多船LNG现货闲置待售。进口LNG现货价格直线下跌，2月7日跌破3美元/ MMBtu，不足半月价格几近腰斩。1-2月，均价4.8美元/MMBtu，环比下跌14%，同比下降43%。3月14日为3.466美元/MMBtu，近日部分企业逐步复工，价格短暂有所回调。

国际主要天然气市场价格下跌明显。北美冬季气温较常年偏高，天然气需求下降。1-2月，美国HH均价1.98美元/MMBtu，环比下跌17.8%，同比下跌31.7%；2月均价达近三年最低点，3月份还未扭转下行态势，3月14日1.826美元/MMBtu。

在北美及亚太供大于求情况下，资源将流向欧洲，加剧欧洲供大于求局面。1-2月，NBP现货均价3.02美元/MMBtu，环比下跌18%，同比下跌超过50%。

北美及东北亚现货LNG价格走势

（二）国内市场量价齐衰

市场消费量大幅下滑。一季度是我国天然气消费传统旺季，受疫情影响，工厂停工、商服停业、车辆封存，供需紧张形势不再。据中国气象局数据，2019—2020年冬季，全国平均气温较同期偏高1.09℃，定性为暖冬。双重因素夹击，2020年1-2月天然气消费量同比下滑11.3%，除城市燃气略有增长外，其他用气大幅下滑。

LNG行情持续下行。入冬以来，上海石油天然气交易中心发布的中国LNG出厂价格指数由12月初的4335元/吨下滑至3月11日的3190元/吨，跌幅接近30%。

上海石油天然气交易中心发布的中国LNG综合进口到岸价格指数显示，3月2-8日，中国LNG综合进口到岸价格为2884元/吨，较前一周下跌221元/吨，跌幅为7.1%。部分企业复产用气增量不及天气转暖采暖用气减幅，国内市场仍供大于求。LNG长协价格与国际原油价格挂钩，在调价时间上存在滞后，在当前到岸价格中尚未及时反映。

市场上资源严重过剩。据了解，由于需求下降，疫情发生以来，中石油储气库自1月28日大幅降低采气量，2月29日全部停采，只完成采气计划的72%，有26亿方未按计划采出。并且在随后，提前开始对储气库进行注气，缓解系统运行压力，为首次在采暖季进行注气作业。与此同时，进口量也开始下降。

（三）对我国天然气产业链影响几何？

我国天然气城市燃气与工业燃料占比较大。据中石油经研院统计，2019年我国天然气消费量3040亿方，其中城市燃气1130亿方，占比32%；工业燃料1069亿方，占比35%；发电540亿方，占比18%；化工310亿方，占比10.2%。疫情对不同类型用气均产生较大影响。

1、上游企业

油气勘探与生产劳动力密集、地域分散，疫情对于上游业务的安全生产及员工身心健康带来挑战。2月份国内天然气产量同比下滑0.9%，其中非常规气下降17.4%。

2、国家管网及省网

国家管网公司今年将正式运行。受疫情影响，三大石油公司油气管网资产评估划转进度或受到影响、难度增加。目前陕西、浙江、安徽、江西等省份出台阶段性降低气价政策，省网要阶段性降低管输费，制约经营效益提升。

3、下游企业

2月份，国内天然气消费量同比下滑11.3%，其中城市燃气同比增长5.4%；工业燃料消费量同比下滑37.3%；发电消费量同下降12.4%；化工消费量同比下滑8.9%。

（1）城市燃气

城市燃气中采暖、炊用占比较大，当前尚处于采暖期，居民普遍居家隔离，此部分用气增加。商业、小工业、公服、车用气显著下降，总体对城市燃气在量上影响有限。

目前我国城市燃气内部存在交叉补贴，除集中采暖外的其他非居民用气价格相对较高，供应高价气的比例将显著降低，将降低城市燃气经营效益。

部分城市要求降低配气成本，同时出台政策不允许欠费停气，还将降低现金流及存在一定坏账风险。

（2）工业燃料

目前国内省、市陆续安排企业复产，将带动工业用气逐步恢复至正常水平。受宏观经济发展放缓及工业“煤改气”项目推进缓慢，一季度将出现大幅下降，总体增速将出现下降。

（3）天然气发电

部分工厂延期开工、商业和酒店等停业，天然气发电经济性有限等因素影响，天然气发电用气受影响较大。预计二季度社会运转逐步恢复正常后，天然气发电用气回归稳定。

（4）化工化肥

化肥及部分化工企业（甲醇等）在冬季要参与调峰，正常情况一般2月底逐步开始复产用气。为保春耕用肥，鼓励化肥企业提前复产，影响程度较为有限。

三、原油价格暴跌对天然气市场影响几何？

（一）上游天然气采购成本有望降低

中国LNG进口长协价格与国际原油价格挂钩，原油价格暴跌将拉低进口管道气以及LNG长协价格，缓解长协价格倒挂局面。按照当前原油价格，折算进口长协价格加上气化成本及短距离管输成本，已经低于沿海城市基准门站价格。

原油与进口天然气价格走势

光大证券研究所

（二）终端气价降低有助于推动消费恢复

为支持企业复工复产、共渡难关，国家发展改革委明确阶段性降低非居民用气成本，在现行天然气价格机制框架内，提前实行淡季价格政策，在6月底前给予更大的价格优惠，尽可能降低企业用气成本。目前，安徽、福建、广东、贵州、河南、黑龙江、江苏、江西、宁夏、山东、浙江、陕西、新疆、四川、重庆等地区已出台具体政策，支持非居民用气价格下调。适逢原油价格大幅下跌，可较好进行成本传导，在部分省区已经阶段性降低省网及配气成本的基础上，将有效降低终端用气成本，对于在疫情中遭受重大打击的用气企业出现利好刺激，有助于推动天然气消费恢复。

四、后市走势及有效应对之策

（一）国际LNG价格持续低位运行

当前国内疫情防控取得积极进展，但海外疫情正在蔓延，将对全球用气需求产生较大影响。之前据有关机构预测，2020年全球天然气产量4.23亿方，全球供大于求约1500亿方，从疫情发展形势看，供大于求局面还在扩大。

中俄东线、北溪二等管道投产及气量提升，将影响中国和欧洲市场LNG现货进口需求，受疫情影响现货LNG资源回流欧洲，NBP等价格将持续低位，东北亚市场因需求乏力仍将持续走低。

（二）国内天然气市场预测

预计全年用气增幅下浮至5%。按照当前疫情控制节奏，如不出意外国内市场影响主要集中一季度，二季度将逐步回升，下半年趋于正常。据中石油经研院2019年天然气发展报告，预测2020年天然气消费量3300亿方，增速8.6%。其中城市燃气1272亿方，增幅12.6%；工业燃料1150亿方，增幅8.5%；天然气发电553亿方，增幅2.4%；化工325亿方，增幅4.8%。从2月份数据来看，除城市燃气略有增长，但较年初预测低出7%，其余用气均同比下滑，其中工业、发电用气减少超过30%，单月影响气量约50亿方，考虑疫情之后国家将出台一系列经济刺激政策，叠加原油价格暴跌带动天然气市场价格降低。此外北京、东营等部分城市通过延长集中供暖保障居民居家隔离温暖，将在一定程度对提升天然气消费量，预计全年影响用气量100亿方，预计2020年全年用气量3200亿方左右，增幅约5%。

供应形势较为宽松。国产气持续增长、进口价格回落、现货资源充足，均能有效保障资源供给，叠加去年冬季储气库未能足额采气，今年非采暖季注气量也将缩减，市场将出现供应宽松局面。

LNG市场价格低位运行。天然气勘探开发力度不断加强，中俄东线还将提量至50亿方，将减少其他进口天然气尤其是LNG现货需求。同时油价大幅下跌不可避免带动现货价格下行，预计国内现货价格将持续低位运行。

（三）市场各方应对之策

1、上游企业

国际油价暴跌直接影响原油勘探开发经营效益，上游企业面临严峻的经营压力。一方面千方百计释放天然气产能弥补原油亏损；一方面优化天然气营销策略，响应国家号召降低气价，同时通过交易中心拓展销售半径，寻找新用户，扩大销售；同时在生产经营过程中加大成本控制，采取多方举措降本增效。

2、城市燃气企业

疫情得到有效控制后，叠加购气成本降低等因素，商业、公服、交通用气量回升，城市燃气用气量将实现较快回升。下一步要加强高端市场和规模用户开发，抢滩车船加注业务布局。参考疫情期间中国燃气卖菜及送货上门等服务，不断拓展非油气业务，围绕燃气设备、智能家居、燃气保险等领域构建“互联网+能源”生活圈，并加快向信息化、无人化、智能化方向的发展。

3、工业燃料、天然气发电、化肥化工

北方地区即将结束集中采暖，为保障春耕用肥，化肥化工企业将全面复产，工业用气将逐步恢复，由此带来用气量逐步回升，天然气发电用气逐步趋于正常。

天然气价格降低，将进一步刺激下游用气需求。要根据政府安排有序组织复产，落实气源价格，并通过交易中心等渠道获得市场化资源，做好经营成本控制，力争减少对全年利润影响。

五、抓住契机，利用市场化破解天然气产业链“顽疾”

近年来，我国天然气市场化改革步伐不断加快；但受体制机制制约，产运储销等环节仍存在诸多不畅。从供需基本面来看，由于窗口期资源紧张，国际市场上低价现货LNG资源难以顺畅进入国内；在需求侧则严格按照合同组织销售，计划外用气需要采取市场化竞价方案获取，因选择有限导致价格相对较高。在价格传导方面，上游因成本倒挂不断喊亏；而下游顺价不畅，通过协商定价难上加难。

目前已经全面放开上游勘探及城市燃气外商投资限制，国家管网公司即将独立运行，将加快管网互联互通及第三方公平开放，将实现多主体供应格局。鉴于供需双方面临更多选择，建议今后上下游企业在合同中逐步只签民生及大民生用气，其他资源均通过市场化方式获取。可区分不同区域、按照不同比例在交易中心投放，下游用户充分利用市场进行气源选择，充分利用市场化手段形成公允的天然气价格，准确地反映市场价值和供求状况，逐步在各区域形成市场标杆价格。

交易中心不断加大产品设计与创新，不断丰富交易模式，完善交易功能，开展买方挂单、反向竞价、日前交易，满足多样化的市场需求，助推天然气产业链有序高效运转。

在国际市场油气供应宽松，今年以来国际油价暴跌，天然气行情联动跳水；与此同时，国家管网公司成立、全国天然气供需宽松也为加快推进天然气市场化创造良机。亟需借此契机，逐步加大交易中心市场化资源投放量，加快形成气气相争、气液相争局面。通过市场化方式有效发现各区域真实的市场价格，实现上下游各环节收益合理分配，有效破解制约天然气业务发展中的难题，推动我国天然气产业高质量健康发展。