新冠肺炎疫情使原本处于下行趋势的世界经济雪上加霜。受此影响，全球石油需求巨幅缩减，供需基本面呈供大于求。产油阵列中，俄罗斯拒绝减产、OPEC+谈判彻底破裂、沙特等国宣布增产，石油巨头均寄希望于薄利多销抢占市场以扩大份额。3月9日，国际油价开启暴跌模式，布伦特原油期货跌至31.52美元/桶。3月31日，布伦特原油期货价格进一步下挫至22.74美元/桶。
基于疫情持续大面积蔓延、石油“三巨头”市场份额争夺、全球经济长期累积的下行压力等风险，多家权威机构大幅下调对国际油价走势判断，预计2020年后三个季度国际油价大概率在30-40美元/桶区间低位运行。这将不可避免对中国天然气的生产、进口、需求和价格等方面带来影响。 1 2020年中国天然气需求水平预测 1、一季度中国天然气市场需求分析 2020年春节以来，受“新冠肺炎”疫情影响，中国31个省份相继启动突发公共卫生事件一级响应。国内各行各业几乎陷入停滞，中国能源行业受到巨大冲击，天然气行业亦未能幸免。 城市燃气领域，疫情爆发以来全国范围内企业延长假期，民众多处于居家状态，生活用能显著增加，带动居民用气需求快速增长，相比今年无疫情时居民用气需求增长15%。酒店、饭店、商场多处于歇业状态，所受影响首当其冲，公服商业用气需求下降明显，相比无疫情时下降35%。受企业停工停产、员工隔离和部分城市封城影响，物流、公共交通大面积停运或减少发车班次，交通用气大幅下滑，相比无疫情时需求下降20%。工业领域，由于23个省市延期复工至2月10日，企业订单减少、物流阻隔，工业用气相比无疫情时下降17%。发电领域，受工商业延期复工影响，全社会用电需求减少，发电用气需求相比无疫情时下降5%。 用气数据可以看出疫情对天然气消费的影响程度。1月23日-31日，武汉开始封城，叠加春节假期影响，全国天然气日均消费量8.1亿立方米/天，同比下降10%。2月份全国天然气日均消费量7.2亿立方米/天，同比下降15%。随着3月上旬至中旬各地复工复产加快，天然气需求开始恢复增长，3月6日-12日消费量由降转升，同比增长2.3%。 受此疫情影响，短期天然气市场“速冻”，历史首次出现中国天然气季度消费负增长。预计一季度全国天然气表观消费量为805亿立方米，同比下降1.2%，增速比上年同期下降12.4个百分点，增速创历史新低。 2、2020全年各行业用气需求分析 1）城市燃气 随着天然气基础设施的完善和普及，居民和公服商业用气呈现自然增长的稳定发展态势。在2018年国务院引发《打赢蓝天保卫战三年行动计划》之后，“2+26”城市及汾渭平原所在的天津、河北、河南、山东、陕西等省市陆续出台相应环保政策，进一步推动散煤清洁替代、采暖锅炉煤改气和“村村通”工程。2020年是决胜全面建成小康社会之年，也是完成《北方地区冬季清洁取暖规划（2017-2021年）》目标的关键一年，各地新通气用户将持续增加，居民和采暖用气仍可保持两位数增长。公服商业用气方面，预计5月份疫情得到有效控制后，餐饮业或迎来报复性消费，将带动用气需求大幅反弹；公务性商旅住宿有望提升，随后个人旅游出现压制后的增长，从而带动宾馆酒店用气需求稳步回升。 城市燃气领域，天然气与LPG之间有一定的替代性，但天然气在清洁性和便利性方面具有明显优势，已经成为中国城市居民生活的主要燃料，LPG消费重心则转向乡镇。目前各省市居民、公服、商业用天然气价格基本在可承受范围内，LPG价格下跌对天然气消费影响有限。 2）工业 工业领域，天然气需求增量主要来自煤改气。2020年是国务院《打赢蓝天保卫战三年行动计划》收官之年，广东、江苏、浙江、福建、山东等省份大部分地市燃煤锅炉、工业窑炉制定了严格的天然气替代方案，要求在2020年底前完成。加之《大气污染防治法》《土壤污染防治法》《水污染防治法》等一系列环保法律法规出台，环保监督执行力度将进一步加强，环境约束日益趋紧，因此即使在低油价下，工业燃料升级总体趋势不会改变。但是，疫情将导致下游产品需求萎缩、国内外订单减少、企业生存困难，工业燃料升级步伐势必会延缓。 目前，《中华人民共和国大气污染防治法》将燃料油（重油、渣油）列为高污染燃料，大部分地区已不允许使用，因此在工业领域，天然气主要与替代能源LPG竞争。不同于成品油，国内LPG没有地板价格保护，随着国际油价的暴跌，LPG价格依然有下行空间。随着LPG价格走低，其价格优势逐步显现。从LPG的消费结构来看，2018年中国LPG消费量为4400万吨，其中约有5%即220万吨作为工业燃料，折合天然气约25亿立方米，LPG价格下跌对工业领域天然气需求影响总体有限。 另一方面，在资源多元化趋势下，东部沿海许多陶瓷、建材、设备制造等企业已改造为双气源，既接通了管道气，又建设LNG储罐及气化装置，因此存在管道天然气与液态LNG点供竞争的情况。新冠疫情加剧全球天然气市场过剩局面，东北亚LNG现货价格一路下滑，3月份现货到岸价格为3.5美元/MMBtu左右（一度跌至2.7美元/MMBtu），预计二、三季度传统消费淡季也较难超过4.0美元/MMBtu，与管道气相比具有较好的竞争力。沿海地区九丰LNG接收站（规模150万吨/年）、新奥舟山LNG接收站（规模300万吨/年）、广汇启东LNG接收站（2020年上半年三期工程完成后，规模达到300万吨/年）、深圳华安LNG接收站（规模80万吨/年）等民营接收站由于没有高价长协拖累，将成为购买LNG现货的主力军，对工业点供用气价格的下行将带去“鲶鱼效应”，从而在一定程度上促进工业用气需求增长。 3）交通 在交通领域，天然气汽车包括CNG汽车和LNG汽车两大类，城市公交、出租等车用CNG与汽油存在竞争，港口、物流、矿山等车用LNG与柴油存在竞争。 2020年3月18日成品油价格下调之前，全国各地92#汽油价格约为7.05元/升，车用CNG价格介于3.5-4.9元/立方米，气和油的价格比为50%-69%。3月18日之后，各地92#汽油零售价格约为5.5元/升，则气和油的价格比为63%-87%。以广东省广州地区为例，2019年3月上旬92#汽油零售价格约为7.04元/升，车用CNG价格4.9元/立方米，每年可节省燃油费1.9万元；2020年3月18日之后，92#汽油价格约为5.49元/升，CNG车与燃油相比基本没有经济性优势。以上测算，是基于该地区汽油最高零售价格，目前广东地区加油站92#汽油价格优惠至3.5-3.8元/升，这一价格水平下CNG车辆的经济性将进一步下降。全国范围看CNG车辆中出租车、私家车80%为双燃料，使用CNG略有优势，但汽油价格优惠会使部分地区CNG汽车会倾向于使用汽油。与CNG汽车类似，低油价下LNG汽车的经济性同样受到削弱，但由于LNG车辆中双燃料车的比例约为10%，占比相对较低；另外LNG价格已经完全市场化，低油价下液态LNG销售价格将相应动态调整，因此低油价对车用LNG需求的影响要低于车用CNG需求。 4）发电 发电领域，北方气电项目以热电联产为主，以热定电满足采暖需求；南方气电项目以调峰为主，热电项目主要满足工业热负荷。2019年全国发电量为7.33万亿千瓦时，比上年增长4.7%。其中，并网太阳能发电量2570亿千瓦时，比上年增长20.6%；并网风电发电量4372亿千瓦时，比上年增长12.8%；燃气发电量2387亿千瓦时，比上年增长2.8%，远低于同期新能源发电增长水平。天然气发电与煤电相比不具竞争力，京津、长三角及东部沿海省份燃气发电发展主要受环保政策驱动，这些地区大部分省份新建燃煤电厂资源约束指标均处于红灯区，因此一定程度上依赖燃气机组调峰应急。 2020年一季度，新冠受疫情下全国电力消费大幅下滑，1-2月全国规模以上工业发电量同比下降8.2%，但3月17日全口径电力消费同比出现了1%的正增长，显示出复工复产后全国发电需求逐渐恢复。考虑到供给电厂的气价相比去年同期已经下调，燃气电厂将有较强发电意愿。受国际供需形势宽松及新冠肺炎疫情影响，2020年东北亚LNG现货价格将持续低位，预计同比下降33%左右。可以预见，有条件的LNG接收站运营企业将在广东、福建、浙江、江苏、京津地区利用低价现货资源抢占市场，一定程度上将刺激发电用气增长。 5）化肥与化工 化肥方面，国家发改委等16部门于2月16日发布了《关于新冠肺炎疫情防控下做好2020年春耕化肥生产供应工作的通知》，要求各地认真贯彻落实国务院疫情防控相关精神，推动化肥及原辅料企业复工复产，中石油、中石化、中海油等天然气生产企业要在保障民生用气前提下，重点保障化肥生产企业用气需求。 上游资源供应商及时推行重点用户“欠气费不停气”保供制度，化肥生产企业名列其中。 2月22日，国家发改委印发《关于阶段性降低非居民用气成本支持企业复工复产的通知》，明确非居民用气门站价格提前执行淡季价格政策，对化肥等受新冠肺炎疫情影响大的行业给予更大价格优惠。以川渝化肥企业为例进行测算，目前四川省的门站价格1.53元/立方米，按每吨尿素消耗天然气660立方米测算，每吨尿素天然气的成本为1010元/吨，对应的尿素综合成本约为1600元/吨，目前西南地区尿素出厂价格为1800-1900元/吨，企业可实现盈利。受益于上游资源供应商的保供和降价措施，气头氮肥企业经营情况出现好转，开工率明显增长。2月份气头尿素企业开工负荷率为54%，同比增加10个百分点。随着疫情逐渐得到控制，下游经销商开始正常生产经营，加之现行天然气价格将持续到6月底并有望延续到采暖季，2020年化肥行业用气量同比将有明显增加。 甲醇方面，2月份重庆卡贝乐（规模85万吨/年）恢复正常，四川川维（规模87万吨/年）负荷已提升至六成以上，四川玖源（规模50万吨/年）、泸天化（规模45万吨/年）装置重启。3月份西北地区内蒙古博源（规模100万吨/年）装置重启。目前甲醇行业基本面供大于求，同时由于甲醇价格与油价有较大的相关性，受油价暴跌拖累甲醇市场价格处于低位，2020年行业整体难言乐观。尽管石油公司下调供气价格，预计甲醇行业用气需求难有增长。 3、分情景全年需求预测 随着中国疫情得到控制，企业复工复产在有序推进中。然而全球疫情发展趋势不容乐观，海外疫情倒灌风险正在加大。大多数欧美国家开始借鉴中韩经验，在防疫措施方面加速升级，实施大面积封城，严格执行隔离政策，经济进入停摆阶段。这些全球发达国家和亚洲新兴市场经济体的经济衰退，必然会对中国出口造成冲击。基于对各行业用气分析，结合国家复工复产支持政策，考虑到疫情发展形势的高度不确定性，根据疫情持续时间和控制效果，以及政府推出的经济及能源政策，我们设置了三种情景假设，预测2020年中国天然气需求。 乐观情景：欧美国家新增确诊人数在4月底达到峰值，海外输入病例在国内没有扩散，全行业复工复产快速推进，国家支持政策在现有基础上进一步升级，预计2020年全国天然气需求3220亿立方米，增速5%。 基准情景：欧美国家新增确诊人数在5月底达到峰值，海外输入病例没有大范围扩散，全行业复工复产有序推进，国家支持政策落实到位，预计2020年全国天然气需求3190亿立方米，增速4%。 悲观情景：如果疫情在全球蔓延短期内不能得到有效控制，国际贸易和出口遭受重创，主要国家经济陷入衰退，预计2020年全国天然气需求3160亿立方米，增速跌至3%左右。 2 2020年天然气资源供应形势研判 1、疫情叠加低油价对各类资源的影响 1）国产资源 在当前的门站价格和国家发改委阶段性降低非居用气成本的情况下，对于国产常规气来说，产业链有盈利空间。对于页岩气、煤层气等非常规气藏，虽然勘探开发成本高，但其属于非管制气资源，销售价格可以市场化定价。当油价暴跌导致国产原油产销亏损，石油公司必将提高天然气产量，以弥补原油产业链的亏损，实现“以气补油”。如果油价持续低位徘徊，石油公司将不得不削减勘探开发投资，进而影响未来几年国内天然气产量。以上一轮低油价周期为例，2015年，全国油气勘探投资比上年下降19.2%，而后在2016年，全国天然气产量出现首降，全年天然气产量1231.72亿立方米，同比下降1%。 2）进口长协资源 根据中国海关数据，2019年中国进口天然气9656.2万吨，同比增长6.9%，进口资源在总资源中占比为43%；当年累计进口额为417.20亿美元，同比增长8.5%。由于国产气生产成本总体相对稳定，进口气随原油价格波动变化较大，是造成气源成本变化的主要因素。随着国际油价下跌，中国进口天然气成本也将下降。需要说明的是，进口管道气价格挂靠采购时点前9个月国际油价（布伦特）均价，进口LNG挂靠采购时点前3-5个月JCC均价。因此，近期国际油价变动对中国进口长贸资源价格的影响不是立竿见影的，油价暴跌对石油公司进口资源采购成本的影响，到今年下半年才会逐渐体现。 此外，受疫情冲击，2-3月份中石油、中海油以遭遇不可抗力为由，要求国外供气商免除照付不议责任，以减少或延期交付。2020年1-2月进口天然气246亿立方米，同比增长2.8%，增速比上年同期下降15.7个百分点。加之疫情导致的国内需求疲软，预计全年长协进口增速将显著放缓。 3）LNG现货资源 在经历2018年的大幅反弹后，全球天然气需求增速从2019年开始出现放缓，尤其是来自以中国为代表的东北亚国家天然气需求的减少。与此同时，持续稳定提升的全球天然气产量和创历史新高的LNG项目产能投产，导致全球天然气供应宽松局面加剧。 2019年，东北亚LNG现货均价同比跌幅达40%。2020年伊始，新冠肺炎疫情首先在中国爆发，随后在日本、韩国等国家蔓延，目前已扩散至全球，各国采取隔离措施控制病毒传播，导致商业和工业活动低迷，对天然气需求产生负面影响，LNG供应过剩局面进一步恶化，美国Henry Hub价格下探至1.6美元/MMBtu，亚太LNG现货一度跌破3美元/MMBtu。4月份采暖季过后，东北亚天然气市场进入传统消费淡季，LNG价格将持续低位。预计2020年东北亚LNG现货均价为4美元/MMBtu，同比下跌33%。国内中石化、新奥、广汇、申能、九丰、深圳大鹏LNG接收站的小股东们将成为进口LNG现货资源的主力军。 2、2020年中国天然气供应预测 国内生产方面：2019年国家能源局召开了提升油气勘探开发力度工作推进会，强调“石油企业要落实增储上产主体责任，不折不扣完成2019-2025七年行动方案”。在政策驱动下，2019年中国天然气开发和产能建设步伐加快，新建产能超过400亿立方米，同比增加30%以上。这带来了产量的大幅提高，2019年国内天然气（含煤制气）产量1777亿方，同比增长11.5%。我们预计，尽管油价大幅下行，2020年中国天然气产量（含煤制气）仍有望将达到1883亿立方米，同比增长6.0%，增量主要来自几大主力气田和页岩气、煤层气等非常规资源。 进口资源方面：2019年底中俄东线（北段）正式投产（中俄东线北段北起黑龙江黑河、南至吉林长岭，北段工程包括一干三支），2020年进口管道气源将新增俄气资源。进口长协资源由于成本较高，将不得不按照付不议最低量执行。LNG现货将作为调节资源补充缺口。受疫情影响，2020年中国天然气进口将较上年明显下滑，预计进口量为（1340-1370）亿立方米，同比增加1.3%-3.6%。 综合国内外资源、国内需求情况，预计2020年全年天然气供需形势依旧宽松。 3对策建议 1、上中下游多方举措降气价，促进天然气市场恢复和可持续增长 为支持企业复工复产、共渡难关，近期国家发改委和地方政府陆续发文要求降低非居民供气价格，提前执行淡季价格政策，这些措施对促进天然气市场复工复产将起到关键作用。此外，从天然气产业链协调、可持续发展的角度，建议国家发改委研究适当下调管输行业基准收益率的可能性，重新核定长输管道、城燃管网和LNG接收站的费率，实现让利于终端用户。此外，建议对进口气免征增值税和降低关税，还可以考虑阶段性降低LNG船舶进出港的港杂费、检验检疫费。只有各方共同努力，才能切实降低终端用气价格，最终促进天然气消费，实现能源革命的长期战略目标。 2、低油价下出台支持国内油田勘探开发行业的可持续发展措施 油价下跌导致利润持续减少，各大石油公司不得不大幅减少油气勘探开发的投入。由于油气井存在寿命周期，石油公司必须不断投资对新资源继续勘探开发，才可能保证石油和天然气的持续稳定供应。鉴于当前低油价下石油企业赢利状况明显恶化，资源勘探面临投资瓶颈，从保障中国中长期能源安全和石油公司持续发展的角度出发，建议国家加强顶层设计，通过低息贷款等方式加大对油气资源勘探的支持力度，出台支持国内油田勘探开发行业可持续发展的措施，以保障天然气行业的健康发展。 3、抓住国际油气市场“买方市场”时机，对进口合同进行价格复议 长期以来由于进口气价格较高，在国内天然气消费市场上常常出现“价格倒挂”现象，巨额亏损主要由石油公司承担。2019年全球共有11个LNG项目投入商业运营，新增产能3886万吨/年。2020年还将有11条生产线计划投入商业运营，新增液化能力2810万吨/年。全球LNG市场呈现供过于求的宽松局面。新冠肺炎疫情在全球蔓延将继续打压天然气需求增长，加剧供应过剩局面。在全球天然气市场已经是“买方市场”的格局下，建议国内石油公司形成合力，通过价格复议等手段重启谈判，确定新的计价公式，有效降低天然气进口单价；与此同时，对进口LNG现货实行统一采购，避免多头竞争提高市场价格，彻底扭转中国进口天然气的“高价模式”，打破“亚洲溢价”。郜婕1，周淑慧1，赵堂玉2（作者单位：1中国石油规划总院；2中国石油天然气股份有限公司生产经营管理部）
