石油圈去年北方大面积“气荒”的情形还历历在目，眼看着今年冬天又要到了，“气荒”是否会卷土重来？ 业内人士并不认为天然气的供需缺口会逆转，2018年甚至未来若干年的冬天，我国天然气还是比较短缺的。但类似于去年的“气荒”程度，大概率是不会重演的。 首先是供应层面的保障力度更大，我国LNG进口、管道气进口和储气能力都在加强。 我国的天然气有很大部分来自进口，预计在未来几年，这个比例会稳定在45%-50%之间（包括LNG和管道天然气），而且未来几年供应的增量也主要来进口。 进口天然气有两种主要的方式，一是通过LNG接收站，出口国家先将气态天然气液化成LNG，再通过海运送往全球各地，那么LNG接收站将成为是制约天然气进口的重要因素；而是通过管道气进口，在2017年以前，管道气一直是天然气进口的主角，2017年后，LNG进口首次超过管道气。 今年新增的LNG接收站有哪些，虽然上半年新增的仅有中石化天津LNG接收站，年接受能力300万吨，但随着8月份中海油深圳LNG接收站、新奥舟山LNG接收及加注站也正式投入运营，瑞银认为2018全年LNG的进口量的同比增速将超过30%，到2020年，LNG进口的天然气将达到总供应量的25%。 同样，管道气的进口也保持增长，预计未来五年内中石油管道气的进口量将翻倍。其中来自中亚的进口量将达到峰值，2020年开始，俄罗斯进口的天然气将成为新的增长点。 此外，在储气方面，2017年中国地下储气容量仅占年消费量的4%，远低于国际平均水平的12%。今年中石油在4-10月的储气量达到8.3亿立方米，比去年大幅增加了1.6亿立方米。随着未来更多天然气储罐的建成，在应对不同地区、不同季节对天然气的不同需求时，中国的储气调峰能力将更变得灵活。 相关机构测算，这几年储气市场空间在920亿左右。 天然气储气设施多样化，地下储气库调峰能力强，但投资规模巨大，落地时间较长，多由上游供气企业-中石油、中石化开发，而LNG不受管网限制，LNG储罐、高压储罐、高压管道等中小储气设施投资成本较低，工期较短，储运方便灵活，适用于接收站、城市燃气的应急调峰需求，适合调节天然气需求的季节性波动，符合我国冬夏天然气用量差异大的国情。 目前，我国地下储气库约占天然气消费的3%，LNG储罐约占天然气年消费量的2%，合计5%左右；根据国际经验，储气能力至少要占天然气消费量的10%以上，对外依存度高的国家储气能力占比至少在15%以上。我国对外的依存度高达40%，这意味着我国天然气储气方面相比于国际标准水平，至少还有2-3倍的增长空间。 2018年4月发改委发布《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》，要求上游气源企业(不低于合同销量10%的储气能力)，下游城市燃气公司(不低于年用气量5%的储气能力)，以满足储气能力建设要求的项目，原则上需于2018年底之前开工。事实上“气荒”的出现，恰恰说明了我国LNG储运能力建设严重滞后，天然气增速难以匹配。 聊完供给的改善，我们再来看看今年价格和需求的变动。 价格方面，到目前为止，国内天然气的价格涨幅已经超过了市场预期。瑞银认为，随着石油价格的上涨、供给的紧张、天然气价格市场化的推进，到2020年价格将比现在涨90%。价格上涨，部分需求将会被抑制，那么供需缺口也就会相应缩小。 2018年12月保供形势分析，气荒大概率不再出现。 我国12月会出现用气高峰，预计2018年12月我国天然气需求量将达到302亿方，同比增长17%；总供给能力约为287亿方，供给缺口约为16亿方。今年12月我国仍将出现天然气供不应求的局面，但从实际发生情况的角度，我们认为今年不再会出现像17年一样的“气荒”情况，原因有三： （1）中石油已经通过提价方式抑制部分需求，供气紧张时中石油还会主动压减下游用气企业气量，LNG液化厂、化工企业等用气大户会被限制用气； （2）政府要求供气企业做好准备全力保障居民及公共福利机构用气，优先保障居民用气后，城燃不会再不计成本为工商业供气。 （3）华北地区预计供给能力增加8250万方/天，而需求增长预计在6000万方-8000万方/天。供给可以覆盖今年增量并能减少去年的供气缺口，在合理压减需求的情况下，华北地区供需紧张态势有望明显缓解。 需求方面，煤改气仍然是最大的增量需求。机构预计在2016-2020年天然气消费量的复合增速将达到13%，其中煤改气贡献了将近一半（6%）。 综上，在供给改善、价格上涨需求被部分抑制的情况下，今年气荒的现象仍然存在，但供需缺口会远小于去年。对于北方的的居民用户而言，或许要松一口气，今年大概率可以暖和地过冬了。
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