1. 今冬天然气价格涨幅超预期，“气荒再现”

近期天然气价格大幅攀升，国内部分地区LNG价格涨超10000元/吨，且多地出现“停气”通知，是多方面因素叠加所致，既有需求端因素、又有供给端因素和偶发因素，还有市场化改革大背景下供需自平衡能力的考验。

看数据，11月份，国内天然气生产量169亿方，同比+10.9%；1-11月份，天然气生产量1702亿方，同比+8.1%。这说明国内生产企业已经在加速开采。国内天然气供需失衡应是需求超预期，叠加进口供给端偶发因素的结果。

2. 需求端：冷冬刚需+制造业超预期

天然气需求结构中，居民、工商需求占比37%，这部分需求具有高度刚性，且长期呈稳定增长趋势；有弹性的工业需求占比32%，受制造业（尤其是高耗能的有色冶炼、建材、炼化）景气影响大；发电需求占比21%，长期呈现上行趋势但短期对天然气价格弹性大。

拉尼娜“冷冬”推动了今冬旺季的天然气需求，北方地区冬季气温每下降1℃，每天要增加天然气200万立方米，下降5℃则每天需增加供应1000万-2000万立方米。天然气在民生领域具有刚性，气温的下降使得管道气在分配上不得不向民生采暖倾斜。

更重要的是，今年下半年以来，各国疫情修复节奏不同带来供需错配。我国疫情较快恢复，海外这一阶段房屋销售及相关制造业需求良好但开工低，导致部分制造业向中国转移效应。四季度全国制造业景气复苏，炼钢、玻璃、电解铝、炼化等大型工业领域开工率提升，导致用气需求的超预期。

3. 供给端：管网分离市场化改革+偶发因素

今年是国家管网公司正式运行首年，相应的资源统筹机制仍在不断探索，与传统供气企业在保供机制上存在不确定性也是情理之中。上游企业在管网分离的市场化改革下，拥有更多的自主定价权，在需求旺季出现涨价也是意料之内，恰逢供给端偶发因素加剧了市场反应。

偶发因素包括：

1）近期由于中亚土库曼斯坦设备故障，中亚进口气量压减5000万方/天，无法按照合同日用气量供气，导致西北部分地区管道气供应量不足，因而增加LNG需求。

2）北海LNG 2#罐施工着火，导致北海接收站停止一切资源外放，华南资源供应进入紧张局面，目前尚未复产，在一定程度上加剧了供应压力。

3）多地“煤改气”进入收尾阶段，如北方某些地区要求2020年采暖季前散煤清零是刚性任务，这也会在短期加剧供需失衡。

4）《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。在收官之年，各地为完成政策目标，提升储气量或也加剧了管道气供应压力。

此外，储气库目前能力虽然可以满足我国供暖季的正常需求，但是在用气高峰期，局部区域、个别时段仍有可能供应偏紧，在这种情形下，受制于管输能力瓶颈，可能也会造成峰值供应不足的情况。

4. 投资和结论建议

气价大幅攀升也暴露了，在需求出现意外尖峰的时候，调节能力有待提高。未来的市场建设还需要：1）持续进行储气调峰设施投资；2）跨区域调配设施和机制；3）需求侧管理，鼓励非高峰时段消费，用好需求价格弹性。

投资观点：天然气市场化改革大幕拉开之后，需要正确看待天然气峰谷价差拉大。短期价格冲高实际成交量不大，不代表全年平均社会综合用气成本上升。市场化仍有助于降低全年平均综合用气成本、扩大天然气消费。对拥有上游资源，且能承担托运商角色的城市燃气公司，从对供需两端的掌控能力中，获取阶段性供需失衡带来的峰谷价差相关利润；反之，对没有上游资源、承受能力弱的小城燃公司则是雪上加霜。峰谷价差拉大的格局有利于城市燃气公司加速整合。继续看好城市燃气龙头新奥股份、深圳燃气，关注短期气价上涨给天然气上游公司带来的交易性机会。