2018年的春天，天气如孩儿面说变就变。对于天然气从业者而言，心情也如同这三、四月的天气不能平静。

虽然去冬今春天然气保供季已经划上句号，但是各方对曾亲历的“气荒”仍心有余悸。用中石油自己的话说“天然气冬季保供受关注程度前所未有，中亚资源短供持续时间和程度前所未有，天然气整体需求旺盛程度前所未有，局部地区供需失衡的情况前所未有，市场压减力度和难度前所未有。”五个“前所未有”在历来供需矛盾中的表述中也前所未有。

价格是市场供需的晴雨表，而LNG完全是市场化定价。2017年的冬季，国内LNG价格坐上过山车，经历了暴涨以及快速回落。有LNG贸易商坦言，昨天还在努力争货源，今天车装出来坐地赔3万，市场价格走势急转也是前所未有。

盈利的大多数

2017年，全国天然气产量1487亿立方米，同比增长8.5%；天然气进口量920亿立方米，同比增长27.6%。全国天然气供应的主体为中石油、中石化及中海油三大国有石油公司。供应紧张，市场话语权向上游转移，对于上游供应商来说不赚钱似乎没有道理。中石油2017年报“天然气与管道板块经营利润人民币156.88亿元”也印证了这点。同样，中石化及中海油也有不俗的表现。

“气荒”对城市燃气商来说，可能造成气源成本的增加，但对大型城市燃气企业的影响并不明显，相反2017年城市燃气经营净利润都获得了不同程度的增长。这或许与天然气消费行业性增长，销售量提高有关，同时也与城市燃气的顺价机制有一定关系。数据看新奥燃气：“2017年新奥能源的营业额大幅增加到482.69亿人民币，较上一年上升41.5%，天然气销售量达196.2亿立方米，同比增长36.9%，净利润为28.02亿，较上一年增长30.3%。”各项数据相当华丽！

行业的景气带动上下游的共同繁荣，这再正常不过。而细分到LNG市场似乎是另一番天地。

2017年，中海油进口LNG2046万吨，占全国LNG进口总量的54%，在天然气细分领域具有绝对主导地位。就在国内LNG成交价格过万之际，一封来自中海油致各用户和运输单位的提醒函提示“中海油作为全国最主要的LNG供应商，一直以促进中国天然气市场长期健康发展为己任，尽最大努力加大LNG市场供应量，并始终维持LNG合理、稳定价格水平”。中海油这么做，并非不想要更多利润，而是对自身资源与市场的综合考量。三大石油公司高油价时期锁定的LNG长约货拉高整体采购均价。如今消化这些高价气的压力可想而知。

而对于入场比较晚的东莞九丰及新疆广汇则是轻装上阵，采购现货成本较低，综合利润相当可观。这或许也是为什么国内一民营在建LNG接收站近一年间，从过去的默默无闻，成为行业的“抢手货”。原因很简单，搞进口LNG赚钱了！

不如意的小部分

飓风来了的时候,连猪都会飞，当潮水退去，才知道谁在裸游。曾经资本市场的宠儿，如今的国产LNG加工厂却在经历大浪淘沙。

国内绝大部分常规LNG加工厂都有一个尴尬的身份——调峰，更为尴尬的是当市场行情最好的时候，气源是受限的，甚至是无法开工。所以真正LNG售价过万时候，液化厂能否有货出售已是大问题。尤其2015年以来，国内LNG工厂产能激增，市场价格下滑，企业开工率下降，高峰时期全国平均开工率不足40%，销售价格在成本线的边缘挣扎。本以为北方地区的“煤改气”是国产LNG救命的稻草，没想到在2017年挨了当头一棒。多年不遇的“大牛市”，能不能提高生产负荷已是决定盈利与否的关键。不过，煤制气液厂和焦炉尾气液厂则独立的多，能够相对自主控制原料气。

数据显示，2017年1-9月全国天然气重卡车产量累计为66994辆，同比增长571.1%，难得的市场景气。就在去年冬天，天然气重卡遭到重创，加气价格跳跃式上升，高峰时期一公斤超过10元，还极有可能限量供应。天然气重卡业主怨声载道，而同样不满意的还有天然气加气站站长。天然气加气站，尤其是LNG加气站一度是中石油昆仑能源、中海油气电集团、新奥燃气等公司战略性发展业务。不过由于新能源汽车崛起等原因，包括新奥燃气在内的巨头已在收缩LNG加气站领域的投资。

而对于行业巨头中石油来说，也有看似不光彩的一面。2017年，中石油销售进口气净亏损人民币239.47亿元。而2016年，销售进口气净亏损人民币148.84亿元，其中销售进口LNG67.57亿立方米，亏损人民币73.40亿元，相当于卖一方净亏损一元。

2018年的新机遇

资本本身是逐利的，对于任何企业都适用，即使国有企业也承担国有资产保值增值的政治使命。2018年，国家重点推进“天然气产供储销体系建设工程”，而这产、供、储、销均存在巨大市场机会，尤其是天然气行业短板——“储”方面有着更大发展前景。

2018年4月27日，国家发改委、国家能源局联合印发了《关于加快储气设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的意见》，着力解决我国天然气发展不平衡、不充分问题，加快补足储气能力短板，明确政府、供气企业、城镇燃气企业等相关各方的储气调峰责任与义务。意见提出“到2020年，供气企业要拥有不低于其合同年销售量10%的储气能力；城镇燃气企业要形成不低于其年用气量5%的储气能力；县级以上地方人民政府至少形成不低于保障本行政区域日均3天需求量的储气能力。”

早在2014年，国家发改委2014年第8号令《天然气基础设施建设与运营管理办法》，对储气能力建设提出了明确要求，供气企业要达到年销售量10%，地方政府要满足3天日均消费量。但至今各地方基本不具备日均3 天用气量的储气能力。一方面由于行业增速回落，另外最主要原因为“储气设施投资大，且没有有效的投资回收途径”。

解决投资回收途径需要储气调峰服务市场机制，新机制包括“自建、合建、租赁、购买等多种方式相结合履行储气责任；坚持储气服务和调峰气量市场化定价；坚持储气调峰成本合理疏导”。强调成本合理疏导，坚持市场化的定价，这给观望的投资者吃了一颗定心丸。

对于持币待投资，尤其是新介入天然气行业的后来者，如何规避已有巨头的先天优势，在行业细分市场占据一席之地？建设“储气调峰设施”看似是一条捷径，毕竟是千亿级的市场规模。具体包括：地下储气库扩容改造、LNG接收站储气能力建设、地方和城镇燃气企业储气能力建设、基础设施建设和互联互通。

以基础设施建设和互联互通为例，2018年全国将“加快油气主干管网、区域性支线管网和配气管网建设，完善LNG接收站布局和配套外输管道。增强中石油、中石化、中海油等企业管网互联互通，实现应联尽联、应通尽通。”应联尽联、应通尽通的目标可见全国管网一盘棋的迫切程度。

可以预见未来几年，地下储气库、LNG接收站、LNG及CNG储气库将成为新的投资热点。尤其是LNG储罐、LNG运输槽车及专用船舶、低温管材及备件等周边也将连带受益。

投资有风险，目前来看“意见”还只是纲领性文件，储气调峰市场化运营还需要配套政策落地。