據發改委運行快報統計，2016上半年，天然氣產量675億立方米，同比增長2.9%;天然氣進口量356億立方米，增加21.2%;天然氣消費量995億立方米，增長9.8%。數據解讀上半年我國天然氣生產放緩、進口繼續提速及消費量出現回升，但供過于求的矛盾依舊存在，下半年恐將持續。
據發改委運行快報統計，2016上半年，天然氣產量675億立方米，同比增長2.9%;天然氣進口量356億立方米，增加21.2%;天然氣消費量995億立方米，增長9.8%。數據解讀上半年我國天然氣生產放緩、進口繼續提速及消費量出現回升，但供過于求的矛盾依舊存在，下半年恐將持續。
天然氣年中大數據解讀
2016年上半年，我國天然氣產量675億立方米，同比增長2.9%，但增速較去年同期再度下降0.9個百分點。
上半年天然氣產量增速下滑的主要原因如下：
1、低利潤導致企業開采積極性降低。隨著我國經濟結構轉型及供給側改革推進，淘汰低效過剩產能的速度持續加快。近兩年國際油價及煤炭價格暴跌，包括“三桶油”在內的生產商利潤率大幅下滑。一方面國內油氣田開采速度放緩，另一方面關閉大量無利可圖的海內外油氣田，轉而引進更為廉價的海外資源，而造成油氣產量增速下滑。
2、2014年以來，國際油價斷崖式下跌拖累天然氣進入熊市。2015年我國天然氣表觀消費量為1910億立方米，同比僅增長3.7%，創近10年新低，遠低于2000-2013年的年均增速16.1%。需求大幅回落造成天然氣面臨壓產的同時，產能擴張迅速降溫，企業新增投資大幅減少。
2016上半年，我國天然氣進口量356億立方米，較去年同期增加21.2%。其中，一季度平均增速達到23.8%，即使二季度進入消費淡季后進口平均增速依然高達28.96%。對外依存度隨之上升至35.78%，同比增加6.3%。
上半年天然氣進口提速的主要原因如下：
1、受國際油價下滑和國際天然氣供應寬松影響，2016年上半年進口天然氣價格同步下跌。其中，LNG和管道氣進口到岸均價分別折合1.6元/立方米和1.4元/立方米，同比跌幅達到31%和33%，低氣價刺激了我國天然氣進口的活躍度，從而促使今年以來我國天然氣進口保持旺盛增長態勢。
2、以LNG點供為代表的工業用氣需求逐步啟動。自去年以來，LNG價格下跌與管道氣比價優勢增加，工業用戶出于經濟性考慮，傾向選擇價格更為低廉的進口LNG，不少地區出現了管道天然氣市場被LNG替代的現象，從而引發進口LNG消費量迅速攀升。
2016年上半年，我國天然氣消費量995億立方米，增長9.8%，超出去年同期增速8%，但仍比過去十年平均增速15%低出5.2%。今年天然氣消費季節性表現依舊明顯，一季度供暖用氣高峰月均消費量同比增速高達16%。
但進入二季度，隨著供暖期結束，天然氣消費增速迅速放緩，月均同比消費增速回落至-1.2%。上半年天然氣消費量增速回升的主要原因如下：1、非居民用氣價格下調。2015年4月，存量氣和增量氣順利并軌的同時，增量氣下調了0.44元/立方。同年11月，發改委再次下調非居民用氣，最高門站價格下調0.7元/立方米，兩次調價累計下調1.04元/立方米，使得下游用戶用氣成本大幅削減，經過半年左右的傳導，需求量緩慢回升。
2、上半年國際油價進入上升通道，推動相關能源產品價格水漲船高，天然氣與替代能源比價優勢再度凸顯。下半年天然氣趨勢發布一、經濟下行壓力加大 天然氣消費延續個位數增長2016年上半年，全球整體經濟狀況并無明顯改觀，我國GDP增速較2015年下降0.2%至6.7%。
下半年，隨著我國經濟結構轉型和供給側改革提速，國內經濟下行壓力依然較大。多家權威機構對全年經濟增長的預測多在6.6%左右，略高于6.5%的底線增長目標。因此包括天然氣在內的能源產品需求難有大幅提升。按照十三五規劃目標預測，2020年前天然氣消費量有望達到3600億方，據此測算年均消費量增量需達到300億立方米，依目前來看實現這一目標難度較大，2016年全年消費預計難以突破2000億方大關，增速也將控制在個位數以下。
二、工業和發電為消費主力軍 交通用氣難有大作為盡管天然氣消費量延續低速增長態勢，但工業和發電用氣表現仍值得期待。在防治大氣污染、環境保護壓力日益增長的形勢下，我國發展清潔能源需求日益迫切，成為支撐天然氣消費增長的主要驅動力。“煤改氣”、天然氣發電的應用也就勢在必行。
《大氣污染防治行動計劃》明確提出“逐步淘汰小燃煤鍋爐，加快京津冀區域城市建成區、長三角城市群、珠三角區域等重點區域現有工業企業燃煤設施天然氣替代步伐，到2017年，基本完成燃煤鍋爐、工業窯爐、自備燃煤電站的天然氣替代改造任務”。
目前包含《計劃》的重點區域在內，全國20省15市陸續出臺了煤改氣有關鼓勵政策。在2017年大限到來之前，為完成氣代煤工作任務，各省政府勢必加大推動力度。而近期國家能源局正在編制的能源和電力“十三五”規劃中提出，電力行業將主推綠色低碳發展，具體措施包括開展煤炭消費減量和清潔化利用，煤電要求超低排放達到氣電水平，實施電能替代工程等。
發電代煤的政策扶持力度將持續加強。根據權威專家估測，2020年我國氣代煤市場需求1120億立方米，其中工業替代需求最高，占47%，發電替代需求占37%;據此測算年均消費量則達到224億立方米。上半年，得益于國內成品油價格4次上漲，天然氣交通需求有所復蘇，其中二季度天然氣重卡銷售量平均增幅達到21.33%。而下半年經濟下行壓力不減，且預期油價走高乏力，天然氣經濟性難以得到體現，交通用氣市場依舊難有大作為。
三、低價進口LNG增量顯著 加劇天然氣供應過剩當前進口LNG現貨價格同比下跌36%，在4.6美元/MMBtu附近, 折合1.1元/立方米，售價取低值在2.2元/立方米左右，而工業管道氣價低值在3元/立方米，可見替代管道天然氣的價格優勢明顯。下半年全球LNG供應寬松的格局不變，預計LNG進口現貨價格將震蕩運行在4-5美元/MMBTU，折合0.9-1.1元/立方米，與管道氣差價進一步拉大。預計現貨進口積極性增強將刺激進口量保持兩位數的高增速。
在不斷新增進口通道及國內天然氣消費增速放緩的大環境下，下半年天然氣生產將維持較低的開工率，產量提升緩慢，但考慮到冬季采暖需求，產量增速將略高于上半年，全年增速維持在十位數以內。
按照《能源發展戰略行動計劃(2014-2020年)》要求，2020年我國天然氣供應量為4000億方以上，則“十三五”期間年均增量為400億方，據此測算2016年供應量將達到2370億方。而以《關于建立保障天然氣穩定供應長效機制若干意見的通知》中提出的2020年消費量達到3600億立方米為基礎，未來4年還需要年增加天然氣消費量200億立方米，則年均過剩資源在200億立方米。
四、與低油價相伴而行 經濟性優勢難凸顯上半年國際油價的上漲主要得益于北美和中東供應的臨時中斷，而基本面依然疲軟。隨著伊朗、沙特、利比亞、俄羅斯、美國等主要原油生產國的石油供應持續增長，供過于求風險加大制約下，下半年國際油價難以擺脫頹勢。這將影響石油價格預計仍將保持低位，煤炭等替代性能源燃料價格也存在下跌預期，天然氣的經濟性優勢無法凸顯，從而需求受到抑制。
五、非居民用氣和居民用氣或并軌 11月調價窗口打開國內天然氣價格改革仍在加速推進，非居民用氣和居民用氣并軌也被提上日程。4月,發改委就《關于深化天然氣價格市場化改革的意見》中繼續明確了天然氣價格改革“放開兩頭，管住中間”路線方針，即放開氣源和銷售價格,政府只監管自然壟斷的管網輸配氣價格，并有望在“十三五”期間實現。《意見》同時提出2016年擬將完成居民用氣和非居民用氣并軌, 且價格逐步放開,最終實現由供需雙方協商確定或由交易市場形成。目前來看，時間節點很可能選擇在距離上次調價一周年之際的11月。一方面，受經濟增長整體下行影響，終端用戶特別是部分工業用戶的天然氣價格承受力繼續降低，另一方面，為保持油價的比價關系，基準門站價格下調預期較濃，幅度預計在0.5元/立方米附近。
