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2019年猪肉价格带动食品价格上涨给中国CPI带来了上行压力，在能源领域，随着采暖季来临，天然气的供需备受市场关注。
事关民生，国家发改委发文要求2019-2020年的供暖季不出现“气荒”，并持续做好天然气的供储销体系建设，并提出了“确保人民群众温暖过冬”的要求。
多名业内人士认为，虽然大气污染防控形势严峻并且热电厂用气增长，但总的供求形势有望保持稳定，在2019-2020年供暖季的用气高峰大概率不会出现“气荒”。而且，2018年以来，国家发改委、能源局大力推进三大油气公司的天然气管网和LNG接收站设施的互联互通，三大油气公司在冬季通过LNG接收站代储代销、资源串供、管道代输等多种方式开展合作，发挥基础设施的富余能力，增强了国内天然气供应的安全性。
不过，业内人士也表示，目前的供给体系仍有短板要补，需要继续加大供给侧的采储运投资。而且，在确保北方供气的要求下，南方地区供气此前曾受到一定影响，这种影响在未来的冬季是否会出现还存在不确定性。
近三年受“煤改气” 、 “清洁采暖”等环保政策的持续推动，冬季用气需求持续攀升，集中体现在居民取暖及工业两方面。一名大型燃气公司高层人士表示，从供、需两侧增幅来看， 资源缺口与保供压力逐渐增加。但在2019年，中国终端天然市场需求受国际地缘政治、 政策、经济等环境的影响，同比往年明显减少，自一季度取暖季结束后，中国天然气市场同比增速大幅下降。
2019年前三季度，全国天然气消费量2224.6亿立方米，同比增长10.3%;天然气产量1276亿立方米，同比增长10.4%;天然气进口量974亿立方米，增加9.9%。据业内人士保守预测，2019年全年，全国天然气需求总量约3000亿-3100亿方，同比增长7.1%-10.6%。
分析减速原因，首先，天然气消费与GDP增速呈正相关，前三季度GDP增速分别为6.4%、6.2%、6.0%，且工业增速下降;其次，2018-2020年《打赢蓝天保卫战三年行动计划》 进入第二年，各地按照煤改气目标继续推进，但速度放缓，2019年大气污染防治力度有所放松，政策上依照“宜气则气，宜电则电，宜煤则煤” ，不再强制推行;第三，环京区域钢铁、陶瓷、化工等终端用气单位在8月底开始陆续接到国庆停产通知，秋冬易污染季复产率存在不确定性，而据气象部门预测2019年冬季将大概率是一个暖冬，不利于污染物的扩散。
具体看，四季度以来，受到清洁采暖等环保政策推动，城市燃气和北方热电厂用气需求增长较快;受冬季供需形势整体偏紧以及用户价格承受能力分化影响，工业用气需求增长稳定且价格承受能力较强，不过作为用气大户的化肥化工企业用气需求环比同比均下降，预计全国用气850亿方，同比增长10%。到2020年一季度，受到春节假期影响，预计城市燃气和热电厂用气需求增长，工业、化工化肥企业用气需求环比2019年12月略有下降，整体用量维持在高位。
据前述燃气公司高层人士介绍，以北方城市燃气企业为例，冬夏季天然气用量峰谷比已超1：10。该燃气公司高层人士保守估计，2019年11月至2020年3月，中国天然气总需求约1513亿方。 “分月份來看，2019年11-12月，全国天然气需求量约630亿立方米，同比增长约10%;2020年1-3月，全国天然气需求量约880亿立方米，同比增长约9%。高峰月预计出现在2019年12月份，全国高月高日总需求量有望突破11亿方。”该人士进一步称。
在供应方面，据天然气销售业内人士介绍，2019年中亚天然气进口完成情况处在历年的最好水平。相比于以往尤其是2017年，中亚国家供气意愿和能力明显改善。
在供应端企业的协作方面，中石油、中石化、中海油三家公司近年来互联互通能力增强，并将互联互通作为冬季保供的常态。在2019年1月初土库曼斯坦康采恩石油出现断供时，互联互通机制就快速提升了供应能力，弥补了用气缺口，保障了供应安全。
不过，北方部分省市冬季欠量较为严重，给生产运行带来了较大的挑战。据业内人士介绍，按照国家发改委和能源局的要求，国有大型油气公司合同增量重点向北方七省市倾斜，但销售过程中也遇到了一些问题。
“一是北方七省市部分地区的实际用气量和前期所提需求以及实际签订的合同数量有较大的差异，导致系统运行困难，LNG接卸困难，互联互通资源无法消纳。另外，资源向七省市倾斜之后造成了其他地区用气矛盾突出。”该人士介绍。对于北方七省市，2019年冬季将严肃购销合同的刚性执行，严格履行偏差结算，引导用户根据资源情况做好需求的调节。
从供应能力上来说，冬春的用气高峰时间段内，高峰和低谷月份之差加大，给运营带来了压力，而这一峰谷差还有继续扩大的趋势。面对这种情况，国内油气公司的调峰和应急能力仍显不足。
“以2018年冬季为例，高月的日均销量是低月的1.31倍，高月高日的销量是低月低日销量的1.57倍，均较2017年冬季的1.19倍和1.47倍有所增加。一方面是储气库需要扩容，另外互联互通机制收到气质、压力匹配问题的影响，也没有充分地发挥作用。”上述天然气销售人士称。
此外，在前述天然气销售人士看来，中亚地区天然气供应也不排除会出现不确定性，而俄气刚开始供应也存在不确定性风险。而且，2020年将出现的一个新的情况是国家新成立管网公司组建在即，未来将独立运营，“3+1”的新保供模式尚未完全确立，市场化各方也将需要适应这一新局面。
中国天然气年消费量已超3000亿方，对外依存度高达45%左右。为了缓解潜在的供求矛盾，2019年国家主要油气公司已经在政府的要求下加大勘探开采力度，2019年的依存度料有所下降。
据悉，作为中国最大的天然气供应方，中石油将全力推进长庆、塔里木、西南等主力气田增储上产，加大勘探开发，并相应提升地面建设、储运设施建设，加快长庆苏里格、神木，四川高磨溪震旦系以及页岩气示范区产能建设，使冬季国产气保持较快增长。 在储气环节，中石油将提高储气库强注强采和大进大出能力，在入冬前将管网管存、接收站罐存和储气库库存提升至较高水平，发挥好季节调峰和削峰填谷工作。
到2019年12月初，随着俄罗斯天然气接入，中国将实现西北中亚气、东北俄气、西南缅气、东南进口LNG四方供气的格局。据接近中石油人士介绍，未来公司将密切跟踪中亚康采恩、乌输气、哈输气等方面的供应能力，按照最大能力安排中缅供气运行，在入冬前将进口LNG采购到位，并确保12月初中俄东线的正常供气。
据了解，2019年12月和2020年1月为今冬明春的用气高峰，高月高日和低月低日的用气峰谷差将达到1.4亿方。
目前，四方供气的格局虽然形成，但是由于资源多在西部，市场主要在东部，因此调运距离长、成本高，中俄东线即使如期投产能够缓解这一问题，但是资源分布不平衡的问题还是会长期存在。
据了解，近年来，中国天然气进口量逐年加大，但是长贸进口气销售价格倒挂问题日益严重，特别是在冬季购气价格较高的时候，与国内基准门站价格倒挂明显。前述业内人士建议，应继续推进天然气价格市场化路径，对非管制资源加强市场化定价，对合同外气量通过天然气交易中心进行市场化配置。
但在前述燃气公司人士看来，因冬季管制资源价格上浮，以及非管制资源的市场化竞价， 直接导致企业冬季气源采购成本大幅增加，带来了终端用气涨价的壓力。
该燃气公司人士建议，供气单位结合冬季资源筹措情况，可增加城燃企业合同量资源， 提升企业取暖季期间的保供能力，结合企业实际完成的“煤改气” 指标，相应增加居民用气比例。此外，燃气公司还可以发展冬季可中断用户，利用可中断用户的气量进行调峰、保供与价值释放。
但是，终端的小幅调节相对于总量的趋势性增长而言仍显不足。因此，如何从源头上扩大国内外供给、理顺价格形成机制仍是未来的行业的主要矛盾。前述燃气公司人士建议，在上游供气环节，油气公司可以吸引社会资本加大国内气田的勘探与开采力度，进一步扩大国产气的产能。在国际资源方面。探索LNG接收站联合运营模式，以及窗口期的对外开放，共同提升国际资源的采购规模。在中游输配环节，可以吸引社会资本加快基础设施建设， 建立高效的输配网络与调峰体系，建立主干管网运营与管容预约的相关机制，实现管网智慧运营升级。在下游用气环节，优先保障民生用气，在确保终端用户稳产的前提下，鼓励用户错峰生产、降低生产负荷，利用市场化手段削峰填谷，平抑终端市场需求。加快城燃管网的互联互通，建立物理联通条件，实现余富气量指标的相互调剂与转售。
关于储运环节，另有油气公司人士表示，当前沿海LNG储气库数量基本充足，未来应扩容而非再新建库。
事关民生，国家发改委发文要求2019-2020年的供暖季不出现“气荒”，并持续做好天然气的供储销体系建设，并提出了“确保人民群众温暖过冬”的要求。
多名业内人士认为，虽然大气污染防控形势严峻并且热电厂用气增长，但总的供求形势有望保持稳定，在2019-2020年供暖季的用气高峰大概率不会出现“气荒”。而且，2018年以来，国家发改委、能源局大力推进三大油气公司的天然气管网和LNG接收站设施的互联互通，三大油气公司在冬季通过LNG接收站代储代销、资源串供、管道代输等多种方式开展合作，发挥基础设施的富余能力，增强了国内天然气供应的安全性。
不过，业内人士也表示，目前的供给体系仍有短板要补，需要继续加大供给侧的采储运投资。而且，在确保北方供气的要求下，南方地区供气此前曾受到一定影响，这种影响在未来的冬季是否会出现还存在不确定性。
需求高位下行
近三年受“煤改气” 、 “清洁采暖”等环保政策的持续推动，冬季用气需求持续攀升，集中体现在居民取暖及工业两方面。一名大型燃气公司高层人士表示，从供、需两侧增幅来看， 资源缺口与保供压力逐渐增加。但在2019年，中国终端天然市场需求受国际地缘政治、 政策、经济等环境的影响，同比往年明显减少，自一季度取暖季结束后，中国天然气市场同比增速大幅下降。
2019年前三季度，全国天然气消费量2224.6亿立方米，同比增长10.3%;天然气产量1276亿立方米，同比增长10.4%;天然气进口量974亿立方米，增加9.9%。据业内人士保守预测，2019年全年，全国天然气需求总量约3000亿-3100亿方，同比增长7.1%-10.6%。
分析减速原因，首先，天然气消费与GDP增速呈正相关，前三季度GDP增速分别为6.4%、6.2%、6.0%，且工业增速下降;其次，2018-2020年《打赢蓝天保卫战三年行动计划》 进入第二年，各地按照煤改气目标继续推进，但速度放缓，2019年大气污染防治力度有所放松，政策上依照“宜气则气，宜电则电，宜煤则煤” ，不再强制推行;第三，环京区域钢铁、陶瓷、化工等终端用气单位在8月底开始陆续接到国庆停产通知，秋冬易污染季复产率存在不确定性，而据气象部门预测2019年冬季将大概率是一个暖冬，不利于污染物的扩散。
具体看，四季度以来，受到清洁采暖等环保政策推动，城市燃气和北方热电厂用气需求增长较快;受冬季供需形势整体偏紧以及用户价格承受能力分化影响，工业用气需求增长稳定且价格承受能力较强，不过作为用气大户的化肥化工企业用气需求环比同比均下降，预计全国用气850亿方，同比增长10%。到2020年一季度，受到春节假期影响，预计城市燃气和热电厂用气需求增长，工业、化工化肥企业用气需求环比2019年12月略有下降，整体用量维持在高位。
据前述燃气公司高层人士介绍，以北方城市燃气企业为例，冬夏季天然气用量峰谷比已超1：10。该燃气公司高层人士保守估计，2019年11月至2020年3月，中国天然气总需求约1513亿方。 “分月份來看，2019年11-12月，全国天然气需求量约630亿立方米，同比增长约10%;2020年1-3月，全国天然气需求量约880亿立方米，同比增长约9%。高峰月预计出现在2019年12月份，全国高月高日总需求量有望突破11亿方。”该人士进一步称。
“3+1”保供新格局
在供应方面，据天然气销售业内人士介绍，2019年中亚天然气进口完成情况处在历年的最好水平。相比于以往尤其是2017年，中亚国家供气意愿和能力明显改善。
在供应端企业的协作方面，中石油、中石化、中海油三家公司近年来互联互通能力增强，并将互联互通作为冬季保供的常态。在2019年1月初土库曼斯坦康采恩石油出现断供时，互联互通机制就快速提升了供应能力，弥补了用气缺口，保障了供应安全。
不过，北方部分省市冬季欠量较为严重，给生产运行带来了较大的挑战。据业内人士介绍，按照国家发改委和能源局的要求，国有大型油气公司合同增量重点向北方七省市倾斜，但销售过程中也遇到了一些问题。
“一是北方七省市部分地区的实际用气量和前期所提需求以及实际签订的合同数量有较大的差异，导致系统运行困难，LNG接卸困难，互联互通资源无法消纳。另外，资源向七省市倾斜之后造成了其他地区用气矛盾突出。”该人士介绍。对于北方七省市，2019年冬季将严肃购销合同的刚性执行，严格履行偏差结算，引导用户根据资源情况做好需求的调节。
从供应能力上来说，冬春的用气高峰时间段内，高峰和低谷月份之差加大，给运营带来了压力，而这一峰谷差还有继续扩大的趋势。面对这种情况，国内油气公司的调峰和应急能力仍显不足。
“以2018年冬季为例，高月的日均销量是低月的1.31倍，高月高日的销量是低月低日销量的1.57倍，均较2017年冬季的1.19倍和1.47倍有所增加。一方面是储气库需要扩容，另外互联互通机制收到气质、压力匹配问题的影响，也没有充分地发挥作用。”上述天然气销售人士称。
此外，在前述天然气销售人士看来，中亚地区天然气供应也不排除会出现不确定性，而俄气刚开始供应也存在不确定性风险。而且，2020年将出现的一个新的情况是国家新成立管网公司组建在即，未来将独立运营，“3+1”的新保供模式尚未完全确立，市场化各方也将需要适应这一新局面。
中国天然气年消费量已超3000亿方，对外依存度高达45%左右。为了缓解潜在的供求矛盾，2019年国家主要油气公司已经在政府的要求下加大勘探开采力度，2019年的依存度料有所下降。
据悉，作为中国最大的天然气供应方，中石油将全力推进长庆、塔里木、西南等主力气田增储上产，加大勘探开发，并相应提升地面建设、储运设施建设，加快长庆苏里格、神木，四川高磨溪震旦系以及页岩气示范区产能建设，使冬季国产气保持较快增长。 在储气环节，中石油将提高储气库强注强采和大进大出能力，在入冬前将管网管存、接收站罐存和储气库库存提升至较高水平，发挥好季节调峰和削峰填谷工作。
到2019年12月初，随着俄罗斯天然气接入，中国将实现西北中亚气、东北俄气、西南缅气、东南进口LNG四方供气的格局。据接近中石油人士介绍，未来公司将密切跟踪中亚康采恩、乌输气、哈输气等方面的供应能力，按照最大能力安排中缅供气运行，在入冬前将进口LNG采购到位，并确保12月初中俄东线的正常供气。
探路市场化供求平衡
据了解，2019年12月和2020年1月为今冬明春的用气高峰，高月高日和低月低日的用气峰谷差将达到1.4亿方。
目前，四方供气的格局虽然形成，但是由于资源多在西部，市场主要在东部，因此调运距离长、成本高，中俄东线即使如期投产能够缓解这一问题，但是资源分布不平衡的问题还是会长期存在。
据了解，近年来，中国天然气进口量逐年加大，但是长贸进口气销售价格倒挂问题日益严重，特别是在冬季购气价格较高的时候，与国内基准门站价格倒挂明显。前述业内人士建议，应继续推进天然气价格市场化路径，对非管制资源加强市场化定价，对合同外气量通过天然气交易中心进行市场化配置。
但在前述燃气公司人士看来，因冬季管制资源价格上浮，以及非管制资源的市场化竞价， 直接导致企业冬季气源采购成本大幅增加，带来了终端用气涨价的壓力。
该燃气公司人士建议，供气单位结合冬季资源筹措情况，可增加城燃企业合同量资源， 提升企业取暖季期间的保供能力，结合企业实际完成的“煤改气” 指标，相应增加居民用气比例。此外，燃气公司还可以发展冬季可中断用户，利用可中断用户的气量进行调峰、保供与价值释放。
但是，终端的小幅调节相对于总量的趋势性增长而言仍显不足。因此，如何从源头上扩大国内外供给、理顺价格形成机制仍是未来的行业的主要矛盾。前述燃气公司人士建议，在上游供气环节，油气公司可以吸引社会资本加大国内气田的勘探与开采力度，进一步扩大国产气的产能。在国际资源方面。探索LNG接收站联合运营模式，以及窗口期的对外开放，共同提升国际资源的采购规模。在中游输配环节，可以吸引社会资本加快基础设施建设， 建立高效的输配网络与调峰体系，建立主干管网运营与管容预约的相关机制，实现管网智慧运营升级。在下游用气环节，优先保障民生用气，在确保终端用户稳产的前提下，鼓励用户错峰生产、降低生产负荷，利用市场化手段削峰填谷，平抑终端市场需求。加快城燃管网的互联互通，建立物理联通条件，实现余富气量指标的相互调剂与转售。
关于储运环节，另有油气公司人士表示，当前沿海LNG储气库数量基本充足，未来应扩容而非再新建库。