今年夏天高温天气带动高需求，天然气市场却表现得相当平静。
世界气象组织、欧盟哥白尼气候变化服务局的统计数据显示，今年全球多地高温“破纪录”，今年7月是有记录以来“第三热”的7月。8月入伏以来，中国大部地区气温依然较常年同期偏高，国内超过90个国家级气象站打破当地8月最高气温纪录。
天然气主要应用在发电、工业和城市燃气三大场景，据机构检测，今年夏天，中国国内天然气发电和工业用气相对疲软，但城燃同比上升。天然气市场同样受到高温天气下制冷需求的影响。
但海关总署发布的最新数据显示，今年7月我国天然气进口量1063.18万吨，同比减少2.09%；同期我国天然气进口平均单价446.06美元/吨，同比下降6.7%。今年前7个月，天然气累计进口量7014.35万吨，同比减少6.90%，天然气进口均价下跌6.7%。
作为最大的天然气进口国，全球高温天气下，中国的天然气进口量为何呈现回落的状态？降温以后，后续价格走势又将如何发展？
新能源替代发电、国产天然气产量上升
8月13日，海关总署全球贸易监测分析中心和上海石油天然气交易中心联合发布的中国LNG（液化天然气）综合进口到岸价格指数显示，8月4日到10日，中国LNG综合进口到岸价格指数为134.92，环比下跌0.57%，同比下跌5.11%。
这一指数延续了今年以来我国天然气进口均价同比持续回落的趋势。从需求量上来看，天然气主要应用在发电、工业和城市燃气三大场景，今夏的表现亦各有不同。由于目前国内政府部门定期发布的公开数据并未区别细分场景，数据主要来自行业机构的监测和预测。
大宗商品研究机构kpler的最新监测数据显示，7~8月，预计国内天然气发电平均每月58亿立方米，对比去年同期每月60亿立方米，下降2亿立方米；预计国内工业化工用气平均每月179亿立方米，对比去年同期每月180亿立方米，下降1亿立方米；预计国内城燃平均每月125亿立方米，对比去年同期每月113亿立方米，则增加了12亿立方米。
针对今年夏季多地电网突破用电纪录，而天然气发电量却反常下降的状况，kpler天然气分析师熊能对第一财经记者表示，这主要是因为国内以风电光伏为代表的新能源发电量结合煤电和水电的出力，挤占了更多的发电比例。尤其是今年夏季电力保供迎峰度夏前，电网的基础设施建设明显提速。
比如，今年6月投运的哈密至重庆±800千伏特高压直流输电工程，途经新疆、甘肃、陕西、四川、重庆五省份，全长2290公里，每年可向重庆输送电量超360亿千瓦时。通道建成后，可以利用新疆、内蒙古等三北地区的风光资源，有效缓解重庆等内陆腹地和其他沿海城市的能源压力，这一趋势符合中国构建新型电力系统的内在要求。
工业化工用气方面，卓创资讯研报认为，制造业采购经理指数（PMI）的变化会直接反映国内工商企业的生产活动表现，并反馈到工商业对天然气的需求状态。国家统计局数据显示，7月制造业PMI为49.3%，比上月下降0.4个百分点，其中生产指数为50.5%，比上月下降0.5个百分点。受高温、多雨等天气影响，PMI指数已连续4个月位于荣枯线之下。
“钢铁、有色及纺织纤维等领域的产量增长，拉动了这些行业对天然气消费的增长，极端天气对部分生产环节的抑制与局部行业产能释放形成影响，在一定程度上影响了当月工业用户对天然气消费增量。”上述研报分析称。
对比前两者，城市燃气的需求呈现出明显的上涨态势。熊能分析，一方面居民和商业用气量的提升，受益于“煤改气”和城市化、商业化进程的加快，带动居民用户及商业用户数量上升；另一方面是因为LNG重卡的保有量上升，交通领域的用气需求随之提升。综合来看，今年夏天国内天然气整体需求处于相对稳定的状态，未见明显上涨。但在供给方面，国内天然气增产速度明显提高，进而挤压了进口天然气的空间。
今年上半年，国内各大石油公司持续加大天然气勘探开发力度，通过技术突破与产能建设提速，推动国产天然气产量创下新高。根据国家统计局数据，今年1~6月，规上工业天然气产量1308亿立方米，同比增长5.8%。隆众资讯数据显示，非常规天然气增长速度显著提升，今年上半年煤层气产量为89.4亿立方米，同比增长高达7.7%。
“从价格上来看，一般国产天然气最便宜，其次是进口管道气，最后才是进口的LNG。今年7到8月，预计国内进口LNG总共同比下滑约60万吨。”熊能分析称。
后市如何演绎
预计全年最热的“三伏天”即将结束，后市又将如何演绎？
卓创资讯研报认为，预计8月份国内天然气市场将呈现出供应增长、需求下降的态势。理由是，从供应端来看，考虑到全球天然气需求增量不足，国际LNG资源或更多回流国内，叠加国内天然气产量及管道气进口量预计维持稳定，预计8月份国内天然气供应量将呈现环比增长态势。而需求侧受多重因素影响，包括部分工业品价格出现冲高后的震荡回落走势等，对天然气需求产生抑制。
kpler天然气团队则将气温和价格走向视为影响国内天然气需求的核心变量。熊能对记者表示，从基准情况来看，7~10月份，亚洲各国的LNG需求在7900万吨，中国贡献2400万吨。然而7900万吨相比去年同期也是降低了500万吨左右。高需求情景是，未来三个月，气温高企超过5年最高值，JKM（普氏日韩标杆天然气价格指数）价格走高上涨2美元/百万英热，那么中国会带来110万吨LNG增量。低需求场景是气温非常凉爽，连续达到5年最低值，JKM价格走低2美元/百万英热，那么中国会带来150万吨LNG减量。
第一财经记者注意到，天然气的消费价格由上游气源采购成本、省内管输费和城镇燃气配气费等部分组成。除了采购成本稳中有降以外，近期全国多地天然气管道运输价格也陆续进入调整阶段，其中多地价格有所下调。
湖南省发改委近日发布的通知显示，今年9月1日起，对湘潭—衡阳天然气管道沿线四个分输站运输价格执行核定调整的价格。该价格与2019年4月1日开始执行的管道运输价格相比，除了潭县站的运价维持不变以外，衡山县站下调了0.048元/立方米，南岳站下调了0.055元/立方米，衡阳站则下调了0.028元/立方米。
8月1日，国家发改委、国家能源局发布《关于完善省内天然气管道运输价格机制促进行业高质量发展的指导意见》（下称《意见》）明确，省内天然气管道运输价格由省级发展改革部门通过核定准许成本、监管准许收益确定准许收入，同时向分区定价或全省统一价格过渡。要求综合施策推动压缩供气环节，减少层层加价，降低下游用气成本。
安徽安泰达律师事务所合伙人丁天进对第一财经记者表示，当前，部分城燃企业及大工业直供用户并不能直接对接上游资源方，而是需要通过中间天然气管道经营企业实施代输。每多过一道管输，就要多承担一些成本。同时，由于缺乏统一的定价机制，管输价格主要由城燃企业及大工业直供用户与天然气管道经营企业洽谈，虽说是基于自愿原则，但这些城燃企业及大工业直供用户议价能力并不强，因为没有其他的管道可以选择，往往只能被“自愿”接受管输价格。
“《意见》提出省内统一定价，减少了洽谈成本，能够有效提升交易效率。另外，《意见》在定价机制中明确要求‘管道资产折旧年限按40年确定’‘准许收益率原则上不高于10年期国债收益率加4个百分点’及‘管道输气量（周转量）负荷率原则上不低于50%’等规定，意味着标杆价格将更加亲民。”丁天进认为，随着中间管输价格的降低，最终将传导至整个终端用户市场，工商业用户能耗成本降低，企业竞争力将得到提升，居民用户所要支付的燃气费也将随之减少。
