1. 今冬天然氣價格漲幅超預期，“氣荒再現(xiàn)”

近期天然氣價格大幅攀升，國內部分地區(qū)LNG價格漲超10000元/噸，且多地出現(xiàn)“停氣”通知，是多方面因素疊加所致，既有需求端因素、又有供給端因素和偶發(fā)因素，還有市場化改革大背景下供需自平衡能力的考驗。

看數(shù)據(jù)，11月份，國內天然氣生產(chǎn)量169億方，同比+10.9%；1-11月份，天然氣生產(chǎn)量1702億方，同比+8.1%。這說明國內生產(chǎn)企業(yè)已經(jīng)在加速開采。國內天然氣供需失衡應是需求超預期，疊加進口供給端偶發(fā)因素的結果。

2. 需求端：冷冬剛需+制造業(yè)超預期

天然氣需求結構中，居民、工商需求占比37%，這部分需求具有高度剛性，且長期呈穩(wěn)定增長趨勢；有彈性的工業(yè)需求占比32%，受制造業(yè)（尤其是高耗能的有色冶煉、建材、煉化）景氣影響大；發(fā)電需求占比21%，長期呈現(xiàn)上行趨勢但短期對天然氣價格彈性大。

拉尼娜“冷冬”推動了今冬旺季的天然氣需求，北方地區(qū)冬季氣溫每下降1℃，每天要增加天然氣200萬立方米，下降5℃則每天需增加供應1000萬-2000萬立方米。天然氣在民生領域具有剛性，氣溫的下降使得管道氣在分配上不得不向民生采暖傾斜。

更重要的是，今年下半年以來，各國疫情修復節(jié)奏不同帶來供需錯配。我國疫情較快恢復，海外這一階段房屋銷售及相關制造業(yè)需求良好但開工低，導致部分制造業(yè)向中國轉移效應。四季度全國制造業(yè)景氣復蘇，煉鋼、玻璃、電解鋁、煉化等大型工業(yè)領域開工率提升，導致用氣需求的超預期。

3. 供給端：管網(wǎng)分離市場化改革+偶發(fā)因素

今年是國家管網(wǎng)公司正式運行首年，相應的資源統(tǒng)籌機制仍在不斷探索，與傳統(tǒng)供氣企業(yè)在保供機制上存在不確定性也是情理之中。上游企業(yè)在管網(wǎng)分離的市場化改革下，擁有更多的自主定價權，在需求旺季出現(xiàn)漲價也是意料之內，恰逢供給端偶發(fā)因素加劇了市場反應。

偶發(fā)因素包括：

1）近期由于中亞土庫曼斯坦設備故障，中亞進口氣量壓減5000萬方/天，無法按照合同日用氣量供氣，導致西北部分地區(qū)管道氣供應量不足，因而增加LNG需求。

2）北海LNG 2#罐施工著火，導致北海接收站停止一切資源外放，華南資源供應進入緊張局面，目前尚未復產(chǎn)，在一定程度上加劇了供應壓力。

3）多地“煤改氣”進入收尾階段，如北方某些地區(qū)要求2020年采暖季前散煤清零是剛性任務，這也會在短期加劇供需失衡。

4）《關于加快儲氣設施建設和完善儲氣調峰輔助服務市場機制的意見》要求到2020年，供氣企業(yè)要擁有不低于其合同年銷售量10%的儲氣能力；城鎮(zhèn)燃氣企業(yè)要形成不低于其年用氣量5%的儲氣能力；縣級以上地方人民政府至少形成不低于保障本行政區(qū)域日均3天需求量的儲氣能力。在收官之年，各地為完成政策目標，提升儲氣量或也加劇了管道氣供應壓力。

此外，儲氣庫目前能力雖然可以滿足我國供暖季的正常需求，但是在用氣高峰期，局部區(qū)域、個別時段仍有可能供應偏緊，在這種情形下，受制于管輸能力瓶頸，可能也會造成峰值供應不足的情況。

4. 投資和結論建議

氣價大幅攀升也暴露了，在需求出現(xiàn)意外尖峰的時候，調節(jié)能力有待提高。未來的市場建設還需要：1）持續(xù)進行儲氣調峰設施投資；2）跨區(qū)域調配設施和機制；3）需求側管理，鼓勵非高峰時段消費，用好需求價格彈性。

投資觀點：天然氣市場化改革大幕拉開之后，需要正確看待天然氣峰谷價差拉大。短期價格沖高實際成交量不大，不代表全年平均社會綜合用氣成本上升。市場化仍有助于降低全年平均綜合用氣成本、擴大天然氣消費。對擁有上游資源，且能承擔托運商角色的城市燃氣公司，從對供需兩端的掌控能力中，獲取階段性供需失衡帶來的峰谷價差相關利潤；反之，對沒有上游資源、承受能力弱的小城燃公司則是雪上加霜。峰谷價差拉大的格局有利于城市燃氣公司加速整合。繼續(xù)看好城市燃氣龍頭新奧股份、深圳燃氣，關注短期氣價上漲給天然氣上游公司帶來的交易性機會。