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今年冬季采暖季以来，华北地区LNG价格快速上涨，特别是在上一周进入了最疯狂的阶段，基本上一天一个价格。价格从4000不到涨到8000左右的价格，有的价格突破了9000。9000元每吨的LNG折算成天然气，相当于6.5元每方的天然气，价格已经到了非常夸张的位置，后面LNG的价格短期怎么走不好说。因为从需求面来说，冬天最冷的时候还没有到，价格直接影响到民生，发改委也对价格进行了一些干预。长期来看，这个价格肯定是不可持续的，冬季采暖季之后，价格肯定会有回落。
在整个LNG价格疯涨的时候，国内LNG液厂的开工率并没有显著提高，尽管这对于液厂来说是暴利。背后的供需缺口非常大，液厂也想增加开工率，但是拿不到气源，主要是供给端在源头上没有气。
供需缺口
今年造成需求大幅上涨的主要原因是华北的煤改气推进，煤改气实施的地区主要是2+26。除去北京和天津，再去看其他的26个城市。河北、河南、山东、山西这四个省的2015年天然气消费量中，山西最少为64.92亿方，河北河南山东较高，四省合计将近300亿方的需求，这是全年的需求。今年创造出的的几十亿方的需求，是在采暖季集中爆发出来的，供需缺口较大，供给跟不上是很正常的，所以呈现出价格上涨较大的状况。
以北京为中心整个华北地区的空气质量较好，长三角地区雾霾较为严重。煤改气推行到现在，今年采暖季华北地区空气质量显著改善，困扰北方地区五年之久的冬季雾霾天气得到大幅改善，煤改气的大方向是正确的，应该坚定不移的推行。天然气作为清洁能源替代煤炭，从长期来看是正确的。再次证明煤炭燃烧，特别是非火电消耗的煤炭燃烧是雾霾的元凶。
现在的问题在于整体上煤改气的快速推进，中国天然气的供需缺口被放大。常规天然气的扩大可能性不大，到后面要么是靠非常规天然气的开发，要不然靠大量进口。本来就处于上升的轨道中，在这个过程我们又快速推进了煤改气，造成了整个华北区域供需缺口比较大。
去年中国消费了两千一百亿方天然气，其中35%来自进口。后面的增量除了内生的天然气增量之外，主要依靠进口。
进口里面有最常见的两种基本形式：一种是通过管道，另外一种就是通过LNG进口。这两种渠道有什么差别？中国作为一个消耗大国来说，未来进口增量主要还是以管道来进行。因为管道作为固体非常稳定，价格基本上可以控制在一定的范围之内。LNG供给量不是那么稳定，受各种因素的影响比较多。虽然LNG也有长期协议，但是受油价波动影响相对高一点，所以国内天然气供给是管道作为基础量，LNG作为补充，进口的情况也是大体类似。
为什么今年在华北地区造成了如此严重的天然气短缺？
中国天然气实际上有三条大动脉，第一条大动脉是陕西延川油气田，第二条大动脉是从新疆的西气东输一线最终到达整个长三角地区，第三条大动脉就是中亚天然气，也就是从新疆过来，前面60%的路线和西气东输重合，到了南部之后去供华南。除了这三条大的外，还有一条是在四川，四川是中石化相对比较集中的产区，四川有川气东送，主要是供长三角地区的。现在还有一条中缅线，从南部云南过来到广西，辐射华南。
这个是中国天然气管道大的供给格局，大的管道基本上是送到了长三角珠三角地区，华北地区一直以来是严重缺气的。陕京线能够供给的基本上都被北京所消耗了，整个环北京的华北地区长期以来没有一条主要的输气管道。从天然气供给版图我们可以看到，整个东北地区其实是比较空的，也就是我们之前一直所说的中俄东线，中俄东线方案曾经一直非常接近于签署协议，这是一个历史遗留问题，目前还是没有一个结果。
华北地区气荒局面不是一个短期问题，而是需要2-3年时间解决的中期问题。今年沿海地区有大量的接收站陆续建成，今年天然气供给缺口较大，各地公司优先保民生，导致大量的工业用户气被断掉。很多用气需求比较大的工业用户，不惜用高价去购买LNG，导致价格暴涨。上海有一个推进天然气市场化的交易中心，价格涨幅也是非常夸张的，中石油管道期涨幅也是在50%以上的。
整个天然气下游的应用也受到了比较大的影响，比如车用气，很多重卡现在基本上都已经停掉了。发改委明确发文要求各地燃气公司优先保障民用气，整个川渝地区所有的化肥化工全部停车，把华北用气化肥、甲醇气头全停。
今年冬季采暖季之后，整个LNG价格会有相当大幅度的回落，但是是否会回到今年年初的起点，我自己的判断是不会的。如此剧烈的变化反映的是非常大的供需缺口，而且这个供需缺口短期内无法解决。到了明年冬天，今年创造出的煤改气需求还是真实存在的，明年煤改气还是会继续推进，推进的力度可能会调整，但是在方向上肯定会继续推进，所以我们认为华北地区煤改气气荒的局面能够持续两三年。供给方面我们算了一下，明年冬天供给情况还是比较紧张，这一轮LNG价格疯涨，反映的是天然气基础设施投资不完善，跟大的经济体比如美国欧盟俄罗斯相比，中国还是非常滞后的。未来几年仍需要补短板，任务主要是背在了中石油中石化等央企的身上。
LNG接收站
我们在规划建设中的接收站量不少，现在的问题在于，一个接收站理论上从审批开始到建成投入使用，基本上有两年周期，同时还会涉及其他方面的问题，比如建接收站要和海外签合同协议等。另外，LNG接收站涉及到一系列的安全问题、土地审批问题、能源进口问题，实际建设周期比理论上的两年要更长。
目前我们看到的LNG接收站绝大部分都掌握在中海油、中石油、中石化手中，大都是央企控制的接收站。央企做这件事情，效率确实会比民企稍差一些，已建成的接收站只有广汇能源。在建的接收站现在大概有五座，根据估计，今年下半年到明年，我们能够看到投产的接收站其实就三座，分别为中石化天津的300万吨接收站、新奥在舟山的300万吨接收站、中海油在深圳的400万吨接收站，到明年整个华北地区气荒的局面可能也不会缓解。中线油价已经见底，看油价肯定是要缓缓向上，个人比较反对把所有的宝都压在接收站上面的。
调峰储气库设施供给缺口较大，因为接入站基本上是在三桶油里面，所以合同也是三桶油去签的。合同和接收站也是匹配的，更多的接收站起来合同才会去签。
通过对比中美天然气供给结构，可以发现中国常规天然气供给量和北美是差不多的，短板就出在非常规天然气上面。非常规天然气包括埋藏最浅的煤层气，然后是致密砂岩，最底下是页岩气。就中国目前情况来看，煤层气可能性最高，主要是技术成熟且煤层气储量也比较大，煤层气主要成分也是甲烷。
我国煤层气资源非常丰富，全球球煤层气储量268万亿，我国占全球煤层气储量的14%左右，36.8万亿，世界排名第三。但区块条件没美国好，煤层气区块分布主要在沁水盆地、鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地、滇东黔西盆地，煤层渗透率低，开采难度较大。但是目前来说，技术上已经不是特别大的障碍了。同时，我国煤层气资源开发不足。2016年我国煤层气产量仅为45亿方，占当年我国天然气消费量2.19%。美国煤层气资源的利用最为成熟，其煤层气利用量在2011年就达到550亿方，基本都是地面开采，我国煤层气行业发展的长期空间要大于美国，按照相应的资源量与稳产量的对比，中国的煤层气稳定产量将可能达到600亿方以上。
投资建议
这个行业的竞争格局比较简单，分别为中联煤层气、中石油、蓝焰控股。如果有新的企业想要进入，经历的时间会比较久。行业壁垒有两方面，首先要有资源，很多民营企业和外资企业就被挡之门外了；其次在国有企业中，还需要有足够的技术积累。
LNG供给问题是一个三年中期问题，不是一个短期问题。关于解决的途径，一个是增加投资，多建调控设施、储气罐、接收站。另外一个解决途径是要么从沿海进气，要么开发内生非常规天然气。长期来看，蓝焰控股（000968）非常受益。今年山西已经出了一个煤层气勘探开发的五年规划，规划中提出要落实勘探规划区块共25个，今年会拿出10个来招标，明年上半年还有15个会招标。到2020年，山西地面开采煤层气要达到200亿方，利好蓝焰控股000968）。
之前也推荐过迪森股份（300335），推荐逻辑是华北地区煤改气的推进。近期股价调整和LNG价格暴涨是息息相关的，LNG价格大涨使得市场明年可能会对煤改气进展担忧。煤改气这个事情可能会稍微缓一缓，但是大的方向不会变化的。推荐标的是蓝焰控股（000968）、广汇能源（600256）和新奥股份（600803），这三家可能是相对比较受益的。
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