中国天然气需求增长放缓

    国内愈发昂贵的天然气价格和经济发展的减速抑制了中国天然气需求的增长，改变了天然气进口市场的结构，尤其是液化天然气。

    继近年来取得两位数的高速增长后，中国天然气需求增长在今年猛降至10%以下。

    中国没有发布天然气需求数据，但据普氏能源资讯估算，中国1月份至10月份的天然气表观需求（净进口量加国内产量）上升了9.1%至1,472.5亿立方米左右（170亿立方英尺/天）。而2013年的增速为15.4%。

    中国政府的一位高级官员最近表示：“今年[需求增长放缓]的主要原因是[国内]价格上涨。我们希望仍能维持较高增速，但同时还需要和市场化转型之间取得平衡。”

    继多年来实施较低的管制气价后，中国政府根据能源价格改革的宏伟目标，自2013年7月以来已经两次提高了非居民用天然气的价格。

    为了缓解严重的污染问题，全国都在推进天然气的使用。但是，北京仍然表示需要提高气价以应对需求增长。由于液化天然气协议供应量的增加、与俄罗斯达成新的天然气管道协议以及即将迎来的中亚地区供应量提升，进口依赖度有望在去年30%的基础上有所上升。

    2013年8月，中国政府将非居民用户的用气价格平均提升了15.4%；而在今年9月份，大部分非居民用户的城市燃气门站价格进一步上调18%。同时也按需求针对居民用户采取了三档定价机制，整体价格也有了大幅增长。10月份，中国石油称其国产天然气实际均价在今年前三季度同比上升了16.8%至6.28美元/千立方英尺(6.07美元/MMBtu)，而其竞争对手中石化的价格同期上升了14.6%至7.05美元/千立方英尺。

    在中国，东部沿海地区的天然气价格最高，大大高于来自中亚的管道天然气，接近价格相对较高的进口液化天然气。据北京能源咨询公司3E的数据，北京、南京和广州等重点城市的天然气零售价格高达5元/立方米(0.81美元/立方米或22.50美元/MMBtu)，而居民用气价格在2.2-3.45元/立方米之间。

    中国天然气分销公司新奥能源的一位女发言人说：“今年一些非居民客户的需求有所下降，例如玻璃制造厂和瓷砖厂，但这并不是由于价格的问题，而是由于经济增长放缓。”

    由于工业活动减少、天然气价格上涨以及地方政府放缓了补贴的发放，麦格理研究部将其对2020年中国天然气需求的预测从先前的3,800亿立方米下调至3,400亿立方米。该机构的这一最新预测低于北京2020年的官方目标3,600亿立方米。

    天然气进口量下降

    需求增长的减少也影响到了中国对于进口天然气的需求。在今年前10个月，中国液化天然气进口量比2013年同期上升了13.1%至1,612万吨（222.3亿立方米）。据海关数据显示，2012年和2013年上升比例分别为25.3%和20.8%。

    在今年前10个月，管道天然气进口量增幅降至14%（259.2亿立方米），而2013年1月-10月上升了30.3%。

    由于今年冬天较去年气温更高，导致供暖需求减少，因而中国买家今年对于现货天然气的需求大大少于去年。中国的一位贸易商表示：“今年的冬天比去年同期要暖和得多。”他同时也指出，尽管为居民提供了更多的天然气，但它们实际上并未被使用。

    下游需求疲软导致几个液化天然气接收站的库存水平较高。中国一家进口公司的一位消息人士说：“我们的库存量较大，没有足够的空间来存放更多的现货。”

    同时，基于照付不议义务，他的公司需要继续根据长期采购合同购买天然气，尽管液化天然气的现货价格已经降至多年以来的最低水平。他提醒道：“是的，与去年同期相比，今年有更低的现货价格，但这并不一定意味着我们的液化天然气需求将上升。”他表示，下游价格上涨意味着液化天然气并非首选燃料。

    普氏能源资讯基于详细的海关数据进行的估算显示，中国目前有11个正在使用的进口液化天然气接收站，而两年前仅为7个，但在今年前10个月，它们的平均负荷系数已经下降至55%，而2013年同期为59.4%。

    小规模进口商的兴起

    这让国有企业的一些接收站能够存储第三方天然气，这也响应了中国政府号召，即腾出一些油气基础设施来供更多的最终用户使用。

    8月份，电力和天然气公司申能将进口的现货存放到了中国石油位于江苏的如东接收站，而且据称它们之前已将进口的两批马来西亚现货存放在了中海油上海液化天然气接收站，用于电厂天然气调峰。申能持有该上海液化天然气设施55%的股份，但持有其余45%股份的中海油负责运营该设施。

    业界消息人士最近表示，在液化天然气现货价格大幅下跌至福岛地震之前的水平后，申能和新奥能源开始考虑购买现货。新奥能源自己没有进口液化天然气的接收站，虽然其母公司新奥燃气已经开始建设自己的设施，并预计于2016年前后投产。一位贸易商说：“新奥能源目前十分活跃。目前的价格很低，使用中海油或中国石油接收站足以覆盖他们的进口、仓储和再气化成本。”普氏能源资讯日韩价格指数（JKM）11月28日估算的1月交货价格为10美元/MMBtu。

    一家大型国际石油公司的液化天然气战略总经理表示：“随着小型油气公司和第三方的需求超出了对于剩余仓储能力的需求，我认为这将是一个趋势。”

    他补充道：“国有石油公司面临着越来越大的压力——它们需要通过接收站的效率和利用率而非资产和区域扩张来证明资产的价值。”

    专注于价格改革

    中国针对居民和非居民天然气用户设定了不同档次的价格，但改革到目前为止还是专注于非居民消费者。

    非居民天然气价格分为两档：第一档涵盖存量气，第二档较高的价格适用于“增量气”，具体为进口燃料油和液化石油气价格平均值的85%，其中燃料油权重为60%。

    当中国政府于去年7月份宣布改革时，表示非居民燃气用户存量气的价格从明年起也将与液化石油气和燃料油的价格挂钩。除了转向石油之外，该项改革的另一个重点是定价点进一步向下游转移，从井口生产成本转至城市燃气门站，体现了更为市场化的方式。

    从本质上来说，设定阶梯价格的目的是鼓励效率，燃气用量大的用户需为额外需求支付更高的价格。每个地区的两档价格均由政府设定。麦格理研究部的数据显示，全国城市燃气门站非居民增量气价格目前为2.95元(0.48美元)/立方米，平均13.34美元/MMBtu。

    价格应该更低

    但麦格理研究部在11月份的一份研究报告中指出，鉴于今年油价大幅下降，如果真正实施新的燃气价格机制，这一价格实际上应该更低。伯恩斯坦研究公司发布的一份报告也持有同样的观点。

    麦格理研究部表示：“如国家发改委最终实施了新的燃气价格机制（与油价挂钩），我们预计中国的燃气价格将首次下降。”至少先前对于燃气价格在明年将上涨15%的预测目前看来已不会实现。

    在去年引入非居民燃气阶梯计价时，两档之间的平均差距在40%以上，尽管90%以上的天然气的价格都属于较低档次。

    其目的是通过逐渐提升低档价格，最终到2015年年底时将两档价格并轨。今年9月份，政府按计划将非居民用户存量气档次的城市燃气门站价格提升了0.4元/立方米（全国涨幅略高于18%），从而进一步缩小了与增量气价格的差距。

    麦格理指出，如果中国政府继续使用这一新的与石油挂钩的燃气定价机制，那么中国明年的非居民城市燃气门站价格将统一为2.4-2.5元/立方米，而目前的预期为2.95元/立方米。伯恩斯坦预计，如原油价格维持在80美元/桶或以下的水平，燃气价格在明年将下降8%。如原油降至70美元/桶，燃气价格可能会下降17%，但如原油价格为90美元/桶，燃气价格将保持不变。

    例如，在上海，如政府在明年继续采用这一新的燃气定价机制，当石油价格在70美元/桶时，存量气和增量气城市燃气门站价格将统一为较低档的2.5元/立方米，石油价格在80美元/桶时，存量气和增量气城市燃气门站价格将统一为较低档的2.7元/立方米，低于目前的存量气价格2.84元/立方米和增量气价格3.32元/立方米。

    中国目前的非居民城市燃气门站价格高于国际进口液化天然气价格，所以在理论上这将在近期促进液化天然气的进口。

    伯恩斯坦表示，如果国内价格下降，长期影响将会是有害的。新的液化天然气接收站及其辅助基础设施的投资将会面临挑战，而上游复杂气层盆地的开发也将不可行，这将抑制整体供应。

    伯恩斯坦认为，中国的井口天然气均价（与城市燃气门站价格挂钩）已经达到了亚洲最高价格水平7美元/千立方英尺，这表明中国企业将需要适度的较高天然气价格来鼓励开发非常规天然气。

    作者Max Gostelow为普氏能源资讯亚洲液化天然气副主编，宋燕玲为普氏能源资讯中国市场资深撰稿人。