lpg行业调研报告

来源：要资讯3月30日，LPG期货在大商所正式挂牌。上市以来，LPG期货表现强势，尤其在上市前两周实现连续上涨行情。然而，近期国际油价的迅速滑落给LPG的走势带来变数。全球及国内液化石油气市场供需现状及价格走势周元钢 | 隆众资讯燃气产业链资深分析师，2014年进入资讯行业至今，从业5年，对液化石油气及下游各装置及各产品组分有充分的认识，也具有此产品相关数据收集积累，和各地区液化石油气发展趋势分析。周元钢先生在其5年的工作历程中，对中国液化石油气市场现有的供求关系、各地区市场需求格局、贸易行业可操作性等有充分的把握。在职期间多次策划举行液化石油气市场会议，在行业中拥有丰富人脉。并承接过国企及私企的行业调研报告等工作，服务过的企业包括中石化、中国化工、大连期货商品交易所等。第一章：LPG产品基本介绍主要获取途径液化石油气 （LPG） 主要成分是丙烷、丁烷、丙烯、丁烯，我国LPG主要获取途径：进口、油田伴生、原油炼化等1，油田伴生其中主要组分是丙烷和丁烷，还有掺杂着乙烷和硫组分，再通过装置进行细分，进一步加工2，气田伴生纯度较高，且硫含量偏低，可直接进入下游装置3，炼油复产其中主要组分是丙烷、丁烷、丙烯、丁烯及少量碳五和硫，根据不同的组分含量进入不同的深加工装置4，煤化工副产：其中主要组分是丁烯为主，其中丁烯含量可达到90％以上，主要是进入丁烯异构化MTBE装置主要运输方式1，管道运输，管道运输系统由起点储气罐、起点泵站、计量站、中间泵站、管道及终点储气罐组成，主要用于炼厂之间原料互供使用。不能长距离运输。2，铁路运输，以铁路槽车（也称列车槽车）为运输工具。在运量不大、运距较近、接铁路支线方便的地方，常采用这种运输方式。运输条件较多，运输量较低。3，公路运输，用于液化石油气运输的汽车槽车称运输槽车是国内液化气运输最普遍的方式。市场内主要为25~30吨，但其实际运输能力23~27吨左右。单车运输量低，运费高，难以长距离运输。4，水路运输，以专用的海洋运输船和内河近海驳船为运输工具。国际间远洋运输装载量一般为2.2~4.4万吨；内河近海驳船装载量通常为2000吨，多用于国内水路运输。灵活性较差。第二章：LPG市场供需分析国际供需双涨，供应涨速大于需求。远东地区需求最大，增长点主要在中国，中国民用LPG稳步增长，深加工新建增长。国际出产增长点主要在北美，中东。民用，化工应用都有明显增长，但民用增长弱于化工。国内原油炼化为主，液化气装置收率分析：催化装置出13％，焦化装置出7％，加氢裂化装置出4％。近6年产量增长，2019年全国液化石油气产量达到4050万吨左右，同比增长6.75％。但是商品外放下降，需求缺口放大，进口气新增，进口依存度30％，2018年34％供应端山东为主要产地，占全国供应34％，中石油，中海油，中石化占供应的51％。需求端山东为主要供应地，占43％，主消费。民用占51％，深加工45％，深加工中MTBE占43％，烷基化30％，丙烷脱氢22％。进出口端近五年来，国内LPG进口量处于递增的趋势，由于2015年和2016年进口量提升迅速，因此近五年来国内LPG进口量的平均增速高达26.4％。我国液化气出口量近几年呈现缩减趋势，一方面是由于国内资源本就紧张，难以满足市场较大的需求，供应缺口不断放大，另外受出口成本等因素影响，我国出口量一直没有太大突破。从2015年140.87万吨到2018年的113.36万吨，出口量在2018年到达近几年最低。但在2019年，出口量有一定增加，而大部分出口多为转出口。主要进口国为阿联酋，美国。18年贸易战，美国进口量下降。转进口阿曼138万吨，中东国家上升。一般来说，价格与产量，产能利用率正相关，与出货量，库存负相关。第三章：国内液化气深加工行业现状分析烷基化装置市场现状近5年烷基化产能上涨，2018年加速扩展，利润逐年下降，从2016年的230元下降到2019年的3040元。疫情期间开工率3537％左右。MTBE装置市场现状产能2015到2017上升，2017年到2019年下降，2020年一月起开工率大幅下降，但利润较为平稳。脱氢制丙烯装置市场现状20152019年产能持续上涨，受疫情影响低开工，利润一月为负。国内LPG民用市场整体概况及价格影响因素分析郭丽丽 | 隆众资讯燃气产业链资深LPG分析师，在资讯行业从业8年之久，主要研究领域为液化气及其下游深加工方向，对国内液化气市场供需现状、贸易流向及价格影响因素均有研究。目前在公司担任资讯部燃气及深加工部门主管职位，团队内目前共有13人。郭丽丽女士在其8年的工作历程中，主要负责团队管理，日常信息维护，新产品开发，策划组织会议等等。另外，承接过的调研项目主要有：浙江荣盛液化气调研项目、京博石化丙烷调研项目、海右石化调研项目等。和多个行业重要单位有过合作，主要包含中石化、中石油昆仑能源、中化国际等。第一章：国内民用气市场概况我国LPG供应情况从2015年到2019年，我国炼油能力从7.52亿吨提升到了9.18亿吨，2006年到2019年炼油能力平均增速在4.93％左右，液化气产量跟随提升，且未来我国炼油能力仍然会保持5％左右增速，未来液化气供应依然维持增长趋势。值得注意的是，虽然产量持续提升，但我国消费量增加更快，且自用量也在增加，因此外放商品量呈现下降趋势，仍需依靠进口补充。国内LPG产量随原油加工量增加而持续增长，进口资源量随化工需求增长驱动。我国LPG需求方面，作为燃料的民用需求一直占据大头，虽然近年来受到替代能源的冲击，且化工需求逐渐增加，但作为燃料的领域依然排在首位。民用需求51％，深加工需求45％我国LPG需求情况之燃料用途农村消费38％：在天然气无法推广的区域，还是要依靠液化气石油气。餐饮燃料34％，城镇民用燃料23％，工业燃料5％。我国LPG供应情况市场LPG作为民用也就是燃料的的供应，国产和进口资源比例相当。我国2019年作为燃料消费的LPG的量超过2300万吨。进口与国产差不多是平分秋色。我国LPG民用气分区域供应及需求情况供应端2019年我国液化气供应以华东地区（含山东）居多，其次为华南及华北，这三个区域占比全国超过60％需求端2019年全国民用气需求区域主要集中在华东、华南及华北，这三个地区占比全国超过66％。我国LPG主要贸易流向自北向南，自西向东，仅西北东北略有盈余其他地区供不应求。第二章：国内民用气市场价格相关品种高度市场化，价格活跃第三章，国内民用气市场价格走势分析一，国际油价影响LPG价格波动二，刚性生产供给因素影响LPG价格波动三，进口因素对LPG价格影响较大四，季节性因素导致价格波动呈周期性变化五，替代能源与液化石油气价格的有机补充一、国内液化气市场现货价格与国际油价走势大致相同；二、CP价格与国际原油价格整体走势相同；三、CP价格与国内液化气现货市场价格走势高度一致；四、进口气的成本变化对国内液化气现货价格存有一定影响；五、国内现货市场存有季节性特征，正常状态夏季为消费淡季，冬季为消费旺季。六、其他替代产品的相互影响近5年来国内各地区民用气价格整体走势大体相同，均在2016年跌至5年来市场低点。价格低点之后开始反弹，在2018年市场涨至近5年高点。因区域之间各有差异，据隆众监测，在2016年8月初西部市场跌至全国区域最低价2355元/吨，而在2018年9月中旬，东北地区价位涨至国内区域市场最高点5730元/吨。区域价格的差异化，主要是各区域自身的消耗能力和向外围市场运输能力的差异导致。2020年国内民用气市场分析-供应面2020年春节过后，由于公共事件的影响，国内液化气生产企业停工检修及减量现象较多，产量下降明显，采集样本企业数据显示，2月份整体产量较1月份下降超过30万吨。3、4月份陆续回升。2020年2月中下旬，停工企业数量不断增加，国内液化气产能利用率下滑明显，3月份随着复工复产陆续回升，且国际原油价格不断走跌，加工成本降低，也带动了炼厂提升开工负荷。截止到4月26日，隆众资讯统计的157家生产企业，正常开工的企业数量在131家，产能利用率88％左右，已超过节前水平。2020年国内民用气—价格面市场分析2020年春节后，受各种利空因素的冲击，国内各地区液化气价格均出现大幅回落的趋势。与春节节相比平均跌幅高达30％，尤其进入3月份走跌尤其明显，2020年第一季度全国均价3792元/吨.3月均价3262。2019年第一季度全国均价3931元/吨，3月份均价3915元/吨，同比分别走跌3.54％及 17.10％。4月截止到4月24日，全国均价2943元/吨，环比3月下降9.78％。2020年国内民用气市场价格，年初短期连续上涨之后，整体多呈现下行趋势，在1月底和3月底市场跌幅表现较大，4月略有小幅提升。据隆众数据监测，截至到2020年4月22日，全国民用均价在2878元/吨，同比去年同期4290元/吨走跌1412元/吨，跌幅高达32.90％。2020年近期市场来看，国际原油呈现出持续下行的趋势，并在3月市场出现连续大幅暴跌，截至到4月24日，布伦特收盘价在21.44美元/桶，相比年初跌幅超过60％。国际油价持续走跌，对国内市场利空打压非常明显，导致国内价格持续低位运行。国内LPG市场未来发展趋势一，产能维持增长态势，随着我国炼油产能的提升同步提升。二，需求不断增长，主要增长点：民用增长速度逐渐下降，化工需求增速扩大，消费份额逐渐赶超。烯烃及烷烃深加工对液化气需求增量预期明显。三，进口量持续提升：供应量增长不如需求预期增幅大，缺口仍需靠进口。四，供需格局转变，资源自用增加，商品流通减少，区域外流减少，本地消耗增加重点关注一、政策和宏观环境对液化气市场价格及液化气下游产业链影响显著二、国际原油及CP价格，因它们影响国内市场业者心态和进口成本三、关注相关区域性价差，区域之间存有货源互通四、关注国内炼厂装置变化动态，有无扩产及新增产能和进口船期到岸情况五、关注国内生产企业及港口罐区库存情况。期货上市的积极影响中国进口采购价格主要与CP及FEI指数联动为主，全球已CP几家计价销售的占比最大，其次为FEI。中国为世界最大的LPG消费国及进口国，市场却没有统一和权威的中国价格。中国LPG价格波动较大，定价虽然灵活，但受到多种因素影响，上游企业定价较为被动。LPG期货上市有利于稳定市场价格及企业经营，从而对全球LPG定价格局及体系产生影响。

来源：期货日报近年来，随着下游市场的快速发展，我国液化石油气（LPG）消费大幅增长。但在今年新冠肺炎疫情的影响下，LPG市场受到巨大冲击。下半年LPG价格将有怎样的表现？相关企业又该如何做好风险管理呢？9月15日，由大商所支持、上海东亚期货联手金联创共同举办的“液化气期现结合市场分析及实战经验研讨会”在沪举行，各方嘉宾分享了对LPG市场分析及企业参与衍生品避险的经验。据期货日报记者了解，在目前LPG国际市场格局上，虽然中东和北美都在全球供应中占据重要位置，但在远东需求巨大的情况下，相关资源大量向远东汇集。尤其今年，随着全球疫情的扩散及北美季节性需求减少导致北美及欧洲需求大幅下降，远东地区的需求随着疫情好转而逐步恢复并呈现增长趋势。“不过，今年二季度由于多国加入减产计划，全球LPG供应量下降。到了三季度，随着需求回升，疫情对供需的实际影响有所减弱。”金联创燃气运营部吴国栋说。与此同时，国内LPG市场一季度同样受到巨大冲击，因此价格大幅下跌。二季度国内疫情有效控制的情况下基本面逐步向好，但国内LPG市场对境外的依赖性仍然较强，因此市场全面恢复仍阻力重重，价格也几经反复，近期LPG价格甚至已创下近五年同期最低价。还要看到，我国LPG进口气用途更广，国产和进口价格替代不明显。LPG在我国本质上仅是炼厂生产出的副产品，下游供需很难向上反馈。因此境内相关企业的议价能力有限，承担了价格波动风险。在此背景下，上海东亚期货研发中心能源化工部主管刘琛瑞建议，相关企业应该用好相应的期货、期权等衍生品工具对自身的生产经营做好风险管理。与会专家介绍，虽然我国LPG期货、期权上市还不到半年，但截至目前LPG期货日均成交量、持仓量分别为33.2万手、9.1万手，成交量跃居全球LPG衍生品市场首位。面对价格波动，参与衍生品对冲风险已成为LPG行业趋势。刘琛瑞举例说，今年10月1日，某LPG加工企业预计1个月采购原料LPG，因为担心LPG价格上涨，企业在期货上买入套保，在价格上涨后卖出平仓，弥补了现货采购成本增加。不仅是期货，LPG企业同样可以选择期权工具避险。“以9月9日为例，当天PG2011期货合约价格为3550元/吨，某企业支付110元/吨的权利金，购买了11月以3550元/吨买入LPG的权利。”他表示，如果后期期货价格高于3550元/吨，则企业可以行使3550元/吨买入的权利，相当于锁定了买入价格。

LPG是石油副产品之一，是从油气田开采、炼油厂和乙烯工厂中生产的一种无色气体，是一种基础化工原料和新型城市燃气。随着2006年美国页岩气革命带来的天然气产量激增，促进了天然气、LPG的价格走低，油气价格比日益拉大，在全球范围内推动了气头化工的蓬勃发展，我国虽然没有廉价的天然气资源，但炼油产能大，副产的LPG较多，使得LPG深加工成为国内气头化工的主要发展方向。1、政策分析石化行业是我国国民经济的重要支柱产业，与经济发展、人民生活密切相关。近年来，国家高度重视并持续大力推动石化行业的发展，出台了一系列产业政策与纲领性文件为石化行业提供支持与引导，例如2018年6月国务院出台《打赢蓝天保卫战三年行动计划》，2016年9月国家工业和信息化部发布《石化和化学工业发展规划(2016-2020年)》，为LPG深加工产业提供了有利的政策环境。2、市场分析(1)国内LPG产量快速增加目前，我国95%以上的LPG来自炼油，少量开采气田主要厂家为中石油、中化海等主营石油、中化海等主营石油、中化海等主营企业以及部分地方炼油企业。近年来，随着我国炼近年来，随着我国炼油装置产能的持续增长，国内油装置产能的持续增长，国内LPG产量快速增加，从产量快速增加，从产量快速增加，从2012年的2,262.40万吨增长至2018年的3,800.50万吨，年均复合增长率达到9.03%。目前国内LPG深加工产业以碳四深加工为主，产品包括甲基叔丁基醚、异辛烷、苯、甲苯、二甲苯、乙酸仲丁酯、丁酮等化工产品。(2)异辛烷行业快速发展2010后，我国油品进行了多次国家标准的升级，硫酸法制异辛烷工业化得到普及，促使异辛烷行业在最近几年快速发展。我国LPG深加工企业异辛烷产能占总产能的比例超过85%，2018年，我国烷基化装置总产能已达到1,815万吨，对应产量达到962万吨。(3)甲基叔丁基醚产能大幅增长2013年-2018年，随着汽油标号的不断升级及新技术的不断发展，我国甲基叔丁基醚产能开始大幅增长。国内甲基叔丁基醚产能主要来自LPG深加工企业，2018年，我国LPG深加工企业甲基叔丁基醚装置总产能为1,621万吨/年，占我国甲基叔丁基醚装置总产能的76%左右。　3、竞争企业分析目前，我国异辛烷行业呈现出1PG深加工企业为主，主营企业为辅的特点。我国异辛烷生产企业区域分布相对集中，主要分布于山东、安徽、河南、浙江四省，以山东省为首。2018年，山东省异辛烷产能占比34%，位居首位。国内甲基叔丁基醚产能来源可分为主营企业(中石油、中石化、中海油)和LPG深加工企业。国内甲基叔丁基醚产能主要来自LPG深加工企业，主营企业产能占比较小。我国LPG深加工企业中的甲基叔丁基醚产能分布地域特征明显，生产企业具有明显的区域集中性，国内大部分甲基叔丁基醚产能集中在山东、华东和东北地区。4、风险分析(1)宏观经济波动与政策不确定性风险LPG深加工行业属于石油化工行业的重要分支，产业链上下游的供需关系及原料、产品价格水平受宏观经济波动和相关产业政策影响较大。LPG深加工行业的上游为石油炼化行业，LPG作为石油加工副产品，其市场价格与国际原油价格呈现较强的相关性，同时LPG工业原料价格还受燃料市场需求溢出效应及天然气等替代燃料价格波动的影响，与宏观经济景气度和国际原油价格的关联性较高。(2)安全生产风险LPG深加工行业主要原料LPG、甲醇和主要产品异辛烷、甲基叔丁基醚等均属于易燃易爆危险化学品，如出现意外事故造成装置停车，对生产经营影响较大。因设备故障、物品保管、生产操作不当及自然灾害等原因造成的意外安全事故，容易使行业生产经营面临安全风险。

来源：新浪财经一、建仓理由需求持续改善支撑其维持高位震荡。但国内不同区域间市场分化明显，华南显著强于华东、华北，而燃料气市场则显著强于原料气。现货市场结构性分化持续增强，低位库存叠加进口量暂未暴涨使得华南市场强势仍将持续。长周期来看，在冷冬的预期下，四季度市场存在进一步推涨的空间。二、推荐策略LPG2012合约买进入开仓。1．开仓比例：40手，约6%。2．止损策略：回撤20%3．止盈策略：浮盈20%中期期货灯塔队

如需报告请登录【未来智库】。1、天然气需求：从替代能源走向主体能源，增长潜力大全球来看天然气属于主体能源之一，中国天然气目前虽处于替代能源位置，但在加速前行。由于天然气在清洁性、经济性、安全性方面具有比较均衡的特征，且政策层面强调能源清洁性，加之今年以来进口天然气价格大跌，使得天然气竞争力得到加强。我们预计2020-2025 年，中国天然气消费增速 CAGR 有望达到 8%左右。1.1. 从替代能源向主体能源转变 天然气在经济性、安全性、清洁性方面比较均衡。清洁性方面，天然气是三大化石能源中最为清洁的，因为 CH4 碳氢比较少。经济性方面，热值价格介于煤炭和石油之间。能源安全角度，天然气对外依存度也介于煤炭和石油之间。在全球一次能源结构中，天然气的地位在不断上升，由 1980 年的 18%逐步提升至 2018 年的 24%，而石油则从 46%下降至 34%，煤炭稳定保持在 27%，未来天然气有望赶超石油和煤炭成为第一大能源。中国的情况类似，由于资源禀赋，煤炭一直是我国最大的主体能源，但地位在逐步下降，消费占比由 73%降至 58%。天然气虽然占比很小，但发展速度飞快，消费占比 3%增长至 7%。石油则稳定保持在 20%左右。美国的能源结构中，天然气占比同样在不断提升，由 26%提升至 31%。而石油和煤炭的占比在不断下降，分别由 46%下降至 40%、21%下降至 14%。1.2. 天然气需求增长呈现较强刚性 我们选取传统的消费区域欧洲作为代表分析天然气需求与气价的关系。我们测算天然气需求增速=1.4%+0.79*GDP 增速-0.3%*天然气价格宏观经济弹性：天然气需求增速与 GDP 增速正相关但弹性小于 1，GDP 增速每增长 1pct，对应天然气需求增速增加 0.84pct。价格弹性：天然气需求增对价格弹性更小，价格上涨 10%（对应涨幅 0.5 美金/百万英热），需求增速下降 0.15pct。即，天然气长期需求增长的刚性较强（截距项比较大），而对宏观经济波动、价格涨跌的敏感性不高。由于我国天然气正处在较快发展阶段，增速主要取决于 GDP 增速和政策驱动。且中国天然气需求和定价仍有很强的政策驱动属性，需求跟经济增速、价格之间的关系并不显著。两方面因素将推动中国天然气占一次能源结构比例提升：1）工业和居民“煤改气”。具体而言，居民煤改气跟随城镇化长期趋势。而工业煤改气则更容易受到替代能源比价关系影响，当前低气价环境有望加速主动替代。2）发电领域天然气占比提升，主要受到可再生能源调峰需求拉动，以及燃气轮机国产化进程推动。1.3. 具体下游领域分析 1.3.1. 工业领域：低气价有望发挥替代性 天然气作为工业燃料主要用于陶瓷、玻璃、钢铁、有色金属行业。随着天然气需求在我国稳定发展，工业用气量在逐年提升，2017 年已超过 1500 亿方。天然气在工业领域中的运用，经济性是重要的考虑因素，主要是与燃料油和LPG进行比较。在同热值条件下，随着近几年天然气价格的走低，经济性逐渐显著，目前天然气相比燃料油和 LPG 均有一定经济性。工业领域，天然气性价比显著提升。以燃气锅炉和燃煤锅炉为例比较，燃气锅炉单吨蒸汽成本一直显著高于燃煤锅炉，但是近期发生了一些变化。燃煤锅炉吨蒸汽成本长期在 100元/吨上下徘徊，目前煤价水平对应 102 元/吨蒸汽成本。燃气锅炉，如果按照工业管道气价 2.92 元/方计算吨蒸汽成本高达 357 元/吨。如果按照进口 LNG 现货作为成本，近两年的降幅则非常可观，17-18 年冬季 LNG 进口现货价高达 10 美金/mmbtu 的阶段，对应吨蒸汽成本都在 400 元/吨以上；而从 2019 年以来进口 LNG 供给宽松价格大跌，近期疫情影响需求国际 LNG 现货缺乏买家的状态下居然跌至前所未有的 2 美金/mmbut，对应吨蒸汽成本 118 元，已经与燃煤锅炉非常接近。工业领域：一些重工业领域，比如钢铁、非金属建材、化工等行业，煤炭的主要用途不全是燃料，而是作为原料或者还原剂，天然气在这些领域的替代性并不好。相反在一些轻工业领域，比如纺织、饰品饮料、医药等，天然气则体现清洁性、无需存储减少占地、供能更稳定等优势。近期的低气价更提升了竞争力。1.3.2. 居民领域：城镇化拉动长期增长 我国的城镇化水平在过去几十年里快速发展，尤其从上世纪 90 年代末期开始，城镇化率每年提升超过 1pct，2019 年城镇化率已突破 60%。虽然我国城镇化水平快速推进，但其中也暴露许多问题，如发展质量不高，城市之间发展不平衡等。未来中国将进入“新型城镇化”的轨道，将以城市群为主体，大中小城市协调发展，城镇化率有望不断提升。从发达国家的发展经验上看，我国城镇化道路还有很长的路要走。目前，世界主要发达国家的城镇化率都在 80%左右，相比之下我国的差距非常明显，若按照近几年我国每年 1pct的增速，也要 20 年左右的时间才可发展至发达国家的水平。城镇化发展带来的是天然气渗透率的提升。随着城镇化水平的提高，我国天然气渗透率已经由 21 世纪初的 3%提升到了目前超过 30%的水平。此外，天然气渗透率的提升还包括替代因素，天然气在城市燃气使用过程中逐步替代人工煤气和 LPG。以重量统计，目前城市燃气中天然气占比已接近 7 成。随着天然气渗透率的不断加强，全国用气人口与生活用量均在不断增长，2010-2017 年CAGR 分别达到 11%和 9%。截至 2017 年，全国用气总人口超过 4 亿人，其中 85%是城市人口，县城人口只占到 15%；居民天然气用量达到 420 亿方/年，意味着人均天然气用量达到105 方/年。根据《中长期油气管网规划》，到 2025 年全国城镇用天然气人口目标达到 5.5 亿，2018 年3.7 亿，CAGR 达到 6%，若人均消费量维持不变，则到 2025 年居民生活用气将达到 660 亿方。但这仅是考虑城市用气人口增长的情况下，若考虑“煤改气”政策下创造大量的农村用气需求，实际居民用量将远超 660 亿。对于农村“煤改气”用户，经济性是其首要考虑的因素，我们将天然气与煤和电进行经济性比较。从日常做饭的需求考虑，当前天然气与液化气经济性差不多，比用电便宜、但比煤贵；从采暖需求考虑，天然气比用电便宜，比用煤贵。因此使用天然气比用煤全年的费用高 1780（15*12+1600）元，对于初次使用天然气的农村居民来说，即便在有政府补贴的情况下，也需要时间来培养天然气的消费习惯。1.3.3. 发电领域：可再生调峰及低气价，将拉动燃气发电超预期增长 燃气发电发展缓慢，装机容量不断增加。我国的燃气发电起始于上世纪 60 年代，但发展速度缓慢，且主要分布在东部经济发达地区。近年来，随着燃气发电产业持续发展，燃气发电装机容量不断增加。除部分地区供热机组外，我国燃气发电机组多以调峰调频为主，采用昼开夜停的两班制运行方式。2018 年，我国发电装机容量约 19 亿千瓦，同比增长 6.5%，其中气电装机占比仅为 5%。新增装机中，气电占比约 7%。我国天然气发电装机总量保持持续增长状态，2014 到 2018 年复合年均增长率达 12%。截至 2018 年底，我国天然气发电装机容量 8941 万千瓦，天然气耗气量 512 亿立方米。可再生能源发电由于无边际成本、优先上网，是电力的基荷供给。传统火电承担着调峰任务，在需求端受到影响的时候，不但火电需求要承受更大波动，其面对的调峰难度也更大。从长期来看，天然气和煤炭在发电领域应该是一个零和博弈。但在可再生能源过度进程中，天然气具有优势。风、光为代表的可再生能源发电出力存在随机性和波动性。在可再生发电发展之初占比尚不高的阶段，通过煤电调节负荷进行调峰是可行的。随着可再生能源发电占比提高，需要更大的调峰深度。天然气发电经济规划灵活性高、调频快速、调峰深度优，对提高可再生能源发电消纳能力有重要意义。超低气价使得发电领域煤改气首次出现了经济上的可行性。1）美国电厂成本，天然气和煤炭的单位热值价格已经持平在 2 美金/百万英热左右，上一次出现这种情况时 2016 年上半年。2）亚太市场天然气现货价格跌至惊人的 2 美金/百万英热。相比之下，秦皇岛动力煤 370 元/吨，折合 3.3 美金/百万英热，已经比天然气价格高出 50%以上，这是 5 年以来首次出现该情况。1.3.4. 交通领域：天然气汽车具备经济性，但受气源制约 我国交通用气的发展主要取决于天然气作为交通能源的经济性。LNG 相对柴油、CNG 相对汽油都具备一定经济性，因此从经济性考虑，天然气在交通领域会有比较好的动力。并且在天然气汽车的行驶过程中，由于天然气燃烧热效率较高，并且不容易产生积碳，使得发动机汽缸内的零件磨损大大减少，从而延长发动机的使用寿命，这也会降低汽车的保养和运行费用，提高汽车使用的经济性。但是天然气作为交通能源，自身也有一定缺陷。由于天然气热值低，并且可携带燃料相对较少，因此一般行驶距离比燃油汽车要短，并且加气的频率相比加油要高，会造成时间成本的损失。虽然天然气作为能源相比石油具备一定经济性，但是天然气替代石油不仅仅是能源上的替代，还需要考虑天然气汽车相比石油汽车成本的比较，因此我们从出租车、公交车、重卡的成本方面来比较天然气汽车的经济性。针对出租车，用改装压缩天然气出租车代替传统燃油出租车，一年内在运营成本上的经济可行性优于电动车和传统燃油车，但在出租车使用年限内，电动出租车的经济性最优。针对公交车，第一年基本无法回收购车多余成本，但在公交车使用寿命的年限内，纯电动、压缩天然气汽车及液化天然气汽车的经济性均优于传统燃油车，其中压缩天然气汽车的经济性最优。液化天然气重卡的百公里运营成本要比普通燃油车低，但由于气源的问题，我国液化天然气价格差距较大，西北、西南地区推行较经济，华北、华南地区推行不能满足客户需求。截至 2018 年年底，我国天然气汽车保有量为 670 万辆，同比增加 10%；其中 CNG 汽车保有量为 626 万辆，同比增加 9%； LNG 汽车保有量为 44 万辆，同比增加 26%。近年来随着环保要求的提升，天然气汽车的发展面临更多机遇，天然气加气站乃至天然气汽车产业的发展在不断提升。天然气加气站分为 CNG 和 LNG，也有部分合建站，既可以加 CNG，又可以加 LNG，称为 L-CNG 站。2018 年底我国天然气加气站保有量在 9000 座左右，其中 CNG 站 5600 座，LNG 站 3400 座。CNG 加气站主要服务出租车和部分私家车，技术相对简单，在中国发展较早，数量较多，目前发展成熟，增速趋缓。LNG 加气站主要服务于重卡和公交车等商用车，技术较高，发展较晚。2. 天然气供给：国内加大勘探开发、海外进口能力扩张，共同拉动供给增速提升国产气在“十二五”阶段及“十三五”初期增速受到抑制，2018 年加大勘探开发以来，国产气增速有所提升。预计 2020-2025 年，供给能力增长超过 40%，尤以页岩气和煤层气作为增长主力。进口气方面，进口 LNG 随接收站规模提升而进口增速上行；进口管道气也将受俄气东线投产而不断增长。考虑俄气和新投产接收站产能需要爬坡，预计国内天然气实际增速可以维持 8%左右增长。2.1. 国产气：勘探开发提速，尤其是非常规资源 国产天然气的生产主要由“三桶油”来执行，2019 年“三桶油”国内天然气产量之和超过1400 亿方，占国内天然气生产总量的 82%。“三桶油”之中，陆上油气田的供给主要以中石油为主，而海上油气田的供给主要由中海油来完成。2019 年中国石油、中国石化国内天然气产量增速分别回升至 9.3%、7.2%。2.1.1. 页岩气 中国页岩气储量大，未来发展空间广阔。我国页岩气储量全球第一，目前年产能超过 100亿立方米，成为与美国、加拿大鼎足而立的页岩气生产大国。根据页岩气发展规划，2020年和 2030 年产量分别达到 300 亿方、800-1000 亿方，按照实际情况可能达不到原先规划，但仍将保持较快增速。自 2010 年中国产出第一立方米页岩气起，中国的页岩气开发就已经驶入了快车道。2018年，中国页岩气产量为 108.8 亿立方米，占天然气产量比重 6.7%，14-18 年 CAGR=70%。2018 年涪陵页岩气田页岩气产量为 60.2 亿立方米，川南页岩气田产量约为 41 万立方米，两地区页岩气产量占全国的 93%。中国页岩气产业工业区主要有四个：涪陵页岩气田（中石化）、川南页岩气田（中石油）、威（远）荣页岩气田（中石油、中石化）和长宁页岩气示范区（中石油）。从地域分布上看，主要集中在四川盆地东部及周边地区。我国海相页岩气可采资源占主体，埋藏较深，开发难度大。我国页岩气资源总量丰富，富有机质页岩类型复杂，其中海相页岩资源潜力最大，其次为海陆过渡相页岩，再次为陆相页岩。不同于北美页岩埋藏深度 1500-3000 米为主，我国页岩埋藏深度普遍大于 3500 米，开发难度大相对较大，且由于中国地形复杂，交通不便，基础设施落后，中国页岩气的发展面临着诸多挑战。页岩气开采单井衰退率高。与常规天然气井不同，页岩气井的特点是：1）页岩气井经由分段压裂后，最初产量与常规天然气井区别不大，但随后产量衰减较快，年衰减 60～80%不等；2）常规天然气井生产寿命长，采收率可达约 60%，页岩气井在 10%以下，一般为 5%。2.1.2. 煤层气 我国煤层气储量丰富，相关产业近年来发展迅速。我国煤层气储量约占世界煤层气总储量的 12%，居世界第三位。近年来，中国煤层气产量逐年攀升，2018 年达到 51.5 亿方，14-18年 CAGR=8.6%。根据《煤层气（煤矿瓦斯）开发利用“十三五”规划》，“十二五”期间煤层气利用量年均增速 25.9%，预计在“十三五”期间年均增速 18.8%，保持高速增长。开发主体多元，规模化产区集中分布。煤层气资源主要集中在中石油手中，从产量上看基本形成中石油、中海油（中联煤）、晋煤集团三足鼎立的局面。沁水、鄂尔多斯盆地东缘是我国主要两大煤层气产业基地，两者产量全国占比 95%。煤层气的开发具有特殊的环保意义。我国明确在 2020 年单位国内生产总值二氧化碳排放较 2005 年下降 40-45％，煤层气（煤矿瓦斯）的温室效应是二氧化碳的 21 倍，加快煤层气（煤矿瓦斯）开发利用，可降低温室气体排放，保护大气环境。此外，如果我国实现煤层气（煤矿瓦斯）开发利用“十三五”规划目标，将累计利用煤层气（煤矿瓦斯）至少 600亿立方米，相当于节约标准煤约 7200 万吨，减排二氧化碳约 9 亿吨。我国煤层气赋存条件复杂，煤矿瓦斯利用率低。我国聚煤时期跨度长、煤系分布广、聚煤盆地面积大。因此，我国煤盆地经历了多期次、复杂的地质构造与沉积旋回，导致了煤储层的厚度、埋深、变质程度、煤体结构、围岩类型等属性的强非均质性，导致煤层气成藏条件复杂，不同地质背景、不同赋存层位的煤层气开发模式不尽相同。就煤矿瓦斯开发而言，全国煤矿平均开采深度接近 500 米，开采深度超过 800 米的矿井达到 200 余处，煤矿瓦斯抽采规模小、集中度低、浓度变化大、埋藏程度深，加大瓦斯抽采利用难度。煤层气开采成本高，发展受政府补贴影响。按照 18 年国家给予的 0.3 元/方的补贴和山西省额外的 0.1 元/方的补贴，平均单井日产大于 800 立方米的项目具有盈利能力，单井日产500-800 立方米的项目处于盈亏平衡附近。自 2019 年起，煤层气不再按定额标准进行补贴，按照“多增多补”的原则，对超过上年开采利用量的，按照超额程度给予梯级奖补；对取暖季生产的非常规天然气增量部分，给予超额系数折算，体现“冬增冬补”。因此未来大型煤层气公司随着开采量的提升，其经济性将日益显著。煤层气产业的发展受制于矿权管理等相关政策。煤层气与其它油气、煤炭在赋存空间上自然存在相互重叠现象，地面井采煤层气的审批权为国土资源部，煤矿开采审批权为部、省级政府。国土资源部只能管理由其发矿权证的煤层气单位，无权也无法对其他煤层气生产单位进行管理。这导致有关部门多年未批量设置煤层气矿业权，现有勘探开发区块面积小，产业发展规模受限。虽然国家规定有关企业“先采气，后采煤”，在现有体制下也缺乏有力的执行和监督。2.2. 进口 LNG：放开民营推动快速增长 进口 LNG 规模逐年增长，产能利用率已达上限。2015 年以来，我国进口 LNG 规模快速增长，由 15 年的 273 亿方快速增长至 19 年的 843 亿方，CAGR=33%。随着 LNG 进口量的提升，LNG 终端使用率也在不断攀升，70-80%基本可以认作是使用率的上限，在冬季供气紧张的情形下，使用率可以超出 100%的设计上限。接收站集中在“三桶油”手中，逐步对外开放。目前国内除新奥、广汇、深燃等少数公司已经建有接收站外，大多数接收站都集中在“三桶油”手中。按照产能划分，中海油体量最大，接近总产能一半。未来随着接收站总产能规模的扩大，将会有越来越多接收站对外开放窗口期，进口贸易的主体将会更加多元。进口以长协为主，现货贸易量快速增长。由于资源禀赋原因，我国 LNG 进口主要由“三桶油”承担，而且进口形式主要以长协为主，卡塔尔和澳大利亚是主要的进口来源，约占进口长协的 54%。但是近几年由于国际 LNG 市场供给宽松，市场现货价格的急剧下跌，或将长期维持低价的格局，越来越多进口商更倾向于现货的贸易形式。2019 年全球 LNG 出口终端 FID 数量估计超过 1600 亿方，超过上一轮的最高水平。其中美国的 Driftwood、莫桑比克的 Rovuma、卡塔尔的 5-8 期都是大型项目。美国的卖家想要更多出口到亚洲和欧洲市场。定价方面出现两大趋势：1）长协比例下降，合同更为灵活，2018、2019 年新签 LNG 出口合同中，没有固定出口目的地的灵活合同占比已经达到 69%、89%；2）新签长协价格下降，长协与油价挂钩公式的斜率从 2014 年的 13-14%下降到 2018 年的 11-12%。2.3. 进口管道气：增量来自中俄线 我国进口天然气管道主要有三条：中亚线、中缅线、中俄线。其中中亚线是我国最主要的管道气进口来源。2.3.1. 中亚管道 中亚线总共分为 ABCD 四条线。A 线于 2009 年 12 月投入运行，B 线于 2010 年 10 月投入运行。A、B 两线基本为同期双线敷设，起点在阿姆河右岸的土、乌边境，经乌兹别克斯坦中部和哈萨克斯坦南部，从阿拉山口入境，成为西气东输二线。AB 线全长约 1 万公里，是世界上最长的天然气管道。C 线于 2012 年 9 月全面启动建设，主要是为了保证乌兹别克斯坦对中国的天然气出口。线路总长度 1830 公里，与 A、B 线并行敷设，设计年输气能力 250 亿立方米/年，线路起于土、乌边境格达依姆，经乌兹别克斯坦、哈萨克斯坦，在新疆霍尔果斯口岸入境。C 线与西气东输三线相连，提升中亚天然气管道全线输送能力至每年 550 亿立方米。D 线起始于土、乌边境，途经乌兹别克斯坦、塔吉克斯坦、吉尔吉斯斯坦。与前三条线路不同，D 线不再从霍尔果斯入境，而是从与吉尔吉斯斯坦接壤的天山南麓与昆仑山两大山系接合部的新疆乌恰入境。这不仅在国家能源安全战略上有特殊意义，同时还能拉动南疆基础建设。D 线设计输气量为 300 亿立方米/年，与西气东输五线相接。D 线投产后，中国从中亚进口天然气规模将达 850 亿立方米/年。2.3.2. 中缅管道 中缅天然气管道由“四国六方”（即中国石油公司、韩国浦项制铁大宇公司、印度石油海外公司、缅甸油气公司、韩国燃气公司以及印度燃气公司）共同出资成立的东南亚天然气管道有限公司（SEAGP）建设，起点位于若开邦皎漂兰里岛，全长 793 公里，缅甸下载点设计输量 120 亿立方米，占管输量的 20%。中缅管道项目于 2010 年 6 月正式开工建设，包括原油管道项目和天然气管道项目，其中天然气管道于 2013 年投产运行，原油管道在 2017 年正式投产运行。截至 2019 年 12 月 31 日，中缅天然气管道安全已平稳运行 2260 天，累计向中国输气 247亿立方米，为缅甸下载天然气 41 亿立方米；2.3.3. 中俄管道 中俄天然气管道分为东西两条线，是继中亚管道、中缅管道后，向中国供气的第三条跨国境天然气长输管道。目前中俄东线已于 19 年底贯通，首期每年 50 亿立方米，初步计划 2023年全线投产后，每年供应量为 380 亿立方米。东线俄罗斯境内的西伯利亚力量管道起自科维克金气田和恰扬金气田，沿途经过伊尔库茨克州、萨哈共和国和阿穆尔州等 3 个联邦主体，直达布拉戈维申斯克市的中俄边境，管道全长约 3000 公里，管径 1420 毫米。管道一期工程建设自恰扬金气田至中俄边境管段，长度约 2200 公里，之后还将建设连接科维克金气田与恰扬金气田之间的管道二期工程，长度约 800 公里。中国境内的中俄东线天然气管道从黑龙江省黑河市入境，途经黑龙江、吉林、内蒙古、辽宁、河北、天津、山东、江苏、上海 9 个省、市、自治区，全长 5111 公里。其中，新建管道 3371 公里，利用在役管道 1740 公里，全线分北段、中段、南段进行建设。已完成的北段工程包括一干三支，线路全长 1067 公里。3. 政策走向回顾和展望3.1. 需求侧政策 天然气需求政策在我国大致分为三个阶段：发展早期、“十二五”时期、“十三五”时期.早期由于天然气发展水平相对落后，政策主要侧重于对天然气发展的指导，引导天然气在产业内的合理利用。“十二五”时期对天然气发展提出具体目标，引导天然气需求高速发展。“十三五”时期则提出更高要求，“煤改气”政策成为了短期需求发展的主要动力。回顾我国的天然气发展历程，与天然气需求发展相关的政策主要分为两类：第一类是产业发展政策，从宏观需求上对于天然气的长期发展进行指导，并提出相应的发展方向和发展目标；第二类是“煤改气”相关政策，从能源替代的角度对天然气的短期需求产生影响。第一类产业发展政策，主要包括《天然气利用政策》以及“十二五”和“十三五”时期的能源发展规划与天然气发展规划。《天然气利用政策》明确了天然气的需求领域和利用顺序，将天然气下游划分为城市燃气、工业燃料、天然气发电以及天然气化工，并且具体细分为优先、允许、限制和禁止 4 个大类。能源发展规划和天然气规划则明确了天然气需求发展的长期目标，提出了 2015 年天然气占一次能源消费比重达到 7.5%、2020 年达到 10%以上等目标。2019 年天然气在一次能源消费占比接近 8%，距离目标还有一定差距。第二类“煤改气”政策，是为防治大气污染，以天然气替代煤来进行能源供应，对天然气需求有一定拉动。但“煤改气”政策也是造成 17 年底的“气荒”的原因之一，自 18 年开始，国家对于“煤改气”的态度虽有所放缓，更加强调保供的重要性，因此“煤改气”政策在短期内大幅拉动了天然气的需求增长，但是目前已逐步回归理性发展。3.2. 供给侧政策 由于我国天然气供给高度集中，且在天然气发展早期供给能力相对富裕，因此强调天然气供给发展的政策主要集中在“十二五”和“十三五”天然气高速发展的时期。相比“十二五”规划，“十三五”更加强调基础设施的重要性，对管网互联互通与储气能力要求更高。与供给侧相关的政策文件主要有三类：第一类是产业发展政策，从产量角度对于天然气提出发展目标与要求；第二类是基础设施建设规划，推进完善天然气基础设施，尤其强调保供的重要性；第三类是补贴与优惠相关的政策，包括了非常规天然气的生产补贴与进口优惠，给天然气供应商带来一定的经济性支持。第一类产业发展政策，主要包括各种常规气和非常规气的发展规划，最为重要的是《天然气发展“十三五”规划》强调 2020 年产量目标 2070 亿方，国内天然气综合保供能力达到3600 亿方以上。《页岩气发展规划（2016-2020）》提出“2020 年力争实现页岩气产量 300亿立方米；2030 年实现页岩气产量 800-1000 亿立方米”。《煤层气发展“十三五”规划》提出“2020 年煤层气（煤矿瓦斯）抽采量达到 240 亿立方米”。《生物质能发展“十三五”规划》提出“2020 年生物天然气产量目标 80 亿方”。第二类基础设施建设规划，加快油气管网和储气设施的建设，强调保供能力的提升以及管网的互联互通与公平开放。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。目前全国储气能力仅达到消费量的 5.7%，距离目标实现还有一定差距。第三类补贴与税收优惠政策：页岩气补贴由定额补贴逐步改为按开采利用量进行梯级奖补，按照“多增多补”的原则，对超过上年开采利用量的，按照超额程度给予梯级奖补。煤层气补贴也自 19 年由 0.3 元/方的定额改为梯级奖补，按照“多增多补”的原则， 对超过上年开采利用量的，按照超额程度给予梯级奖补；对未达到上年开采利用量的，按照未达标程度扣减奖补资金。对取暖季生产的非常规天然气增量部分，给予超额系数折算，体现“冬增冬补”。另外，进口税收优惠的征收范围在逐步扩大，国家销售定价在逐步下降，意味着更多的增值税将返还给进口商。3.3. 定价政策我国天然气定价模式经历了政府定价、成本加成定价、市场净回值定价逐步向市场化定价转型。2015 年新一轮天然气价格改革要求“管住中间，放开两头”，即管住输配气成本和价格，放开天然气气源和销售价格，政府只对属于网络型自然垄断环节的管网输配价格进行监管，气源和销售价格由市场形成。定价政策导向有两大方向：一类是与价格机制相关的产业政策，推动我国天然气定价逐步迈向市场化；一类是对价格进行直接调控的产业政策，对价格的变化提出规范要求，引导产业利润的合理分配。市场化相关政策，主要将过去成本加成为主的定价方式转变为当前的市场净回值方式，通过对天然气门站价的管理来对天然气定价进行指导，进而逐步推进天然气市场化改革。第二类调控利润相关政策，对出厂价、门站价、管输价、终端气价等进行调控，引导天然气产业链利润分配更加合理。近几年尤其从利润率的角度，对管输价格和安装工程收费进行管控，天然气降价趋势明显。3.4. 国家油气管网公司成立，对天然气产业链影响展望随着国家管网公司的成立，天然气管网独立运营，我国将逐渐实现天然气产业的产、运、销分离，打通上游直销通道，下游委托运输的通道，向上游油气资源多主体多渠道供应、中间统一管网高效集输、下游销售市场充分竞争的“X+1+X”油气市场体系转变。上游供给多元化将逐渐形成2019 年 12 月，国家自然资源部发布《关于推进矿产资源管理改革若干事项的意见》，意味着其他企业进入天然气上游勘探开发领域的政策性壁垒已基本扫除，未来上游领域的参与主体将向多元化发展。管网公司成立后，将为新天然气生产商打通资源运输通道，但考虑到上游运行高风险、高投入、技术密集的特点，从中长期看，开放会导致竞争程度的上升，迫使企业提升勘探开发能力，增加产出。进口方面，管网公司成立的影响将更为显著，预计会有更多的企业到国际 LNG 市场进行采购，如城市燃气公司、电力企业、金融机构等“三桶油”以外的企业，从自主进口逐渐扩展到在海外获取勘探开发区块、成立贸易公司等，加快进口业务布局，延伸产业链，加速上游市场形成国企、民企、外企三方多元化竞争新格局。中游将形成国家管网公司与省管网并存格局 在中游环节多年改革的基础上，国家管网公司成立后，中游长输管网将形成“全国一张网”，由国家管网公司统一运营。然而，目前省管网与国家管网公司之间的关系尚未明确，且省管网公司在一定程度上掌握着省内天然气管网的命脉，地方政府、城市燃气公司、金融机构都对省管网公司充满兴趣。预计未来的一段时间内或将出现各路资金涌入省管网公司的局面，形成国家管网公司与区域管网公司并存的中游市场格局。例如，黑龙江省利用市场化公开竞争方式引入战略合作者，共建省管网公司，北京燃气、中国燃气、新奥能源、陕西燃气成功中标入股，辰能集团成为省属国有企业股东。下游市场或将引发并购整合浪潮 2019 年 6 月，发改委发布《外商投资准入特别管理措施（负面清单）（2019 年版）》免去了“城市人口 50 万以上的城市燃气的建设、经营须由中方控股”，对外资彻底开放天然气城市燃气投资，城市燃气行业实现全面放开。外资企业将加速探路我国市场，通过独资、参股、合作等方式发展城市燃气业务。2019 年 11 月，申能集团和道达尔公司签署框架合作协议，将成立合资公司，共同开发长江三角洲地区市场。此外，上游企业积极发展终端城市燃气业务，延长石油和陕西燃气重组，开拓终端市场 ；中石化成立长城燃气，进入城市燃气领域。城市燃气公司业务多元化发展，向上游延伸，开展 LNG 贸易、煤层气勘探开发等 ；发展综合能源服务，布局发电、新能源业务。未来城市燃气领域市场竞争将加剧。3.4.1. 国家油气管网公司 国家石油天然气管网集团有限公司（简称国家管网公司）2019 年 12 月 9 日在北京正式成立，标志着深化油气体制改革迈出关键一步。国家管网公司的主要职责是负责全国油气干线管道、部分储气调峰设施的投资建设，负责干线管道互联互通及与社会管道联通，形成“全国一张网”，负责原油、成品油、天然气的管道输送，并统一负责全国油气干线管网运行调度，定期向社会公开剩余管输和储存能力，实现基础设施向所有符合条件的用户公平开放等。国家管网公司成立前，国内天然气管网主要由“三桶油”运营。中石油运营西气东输管道系统、陕京管道系统、涩宁兰、长吉线等长输管道，总里程约 5.43 万公里，约占全国天然气长输管道的 71%，基本覆盖了全国除西藏自治区、海南省外的大部分省市。中石化天然气管道主要集中于东部地区，包括“川气东送”、榆济输气管道、山东管网和珠海横滨输气管道 4 条天然气管道，总长度为 4546 公里，约占全国天然气长输管道的 6%，管网覆盖面积较有限。中海油管道资产较少，共 8 个长输管线项目，支干线管道总长 4163 公里，约占全国天然气长输管道的 5%，主要分布在广东、福建、海南、浙江、山东 5 个省。此外，内蒙古西部天然气股份有限公司、大唐集团、张家口应张天然气等公司运营少量长输管道，包括长呼线、长呼复线、阜沈线（阜新—沈阳）、应张天然气管道等。3.4.2. 省管网公司 作为我国天然气管网系统重要组成部分，省级管网公司是我国重要的天然气运输商、承销商，有的还是本省（市）内天然气的供应商，省级管网公司的发展对于我国天然气产业的发展具有重要作用。目前全国有 20 多个省份组建了 30 多家省级天然气管网公司，主要职责为统一规划、建设及运营管理省内天然气管网及承担天然气输配、购销业务等。目前还有新疆、西藏等少数省份并没有建立自己的省网公司，其省内的天然气输配业务主要由上游资源方旗下的管道销售公司直接供应。目前全国省网公司，参股最多的是中石化，参股及了 10 家省网公司，其次是中石油 8 家，中海油 6 家。从经营模式的角度出发，省级管网公司模式可大致归纳为四大类：代输、统购统销、开放型、一体型。“统购统销”模式下，省级管网公司具有两种身份：当面对的客户是城市燃气企业时，是批发商的角色；当面对的客户是工业等直供用户时，扮演零售商的角色。除浙江省外，国内其他地方，如果气源比较单一，政府推行力度不大，实行“统购统销”的模式难度很大。“代输”模式下，省级管网公司相当于增加一个身份：具有一定代输（承运）功能的批发商。例如，广东省实行代输模式，一方面赋予广东省天然气管网有限公司买卖气的权利，省管网公司可以统筹采购并销售给城市燃气公司等终端用户；另一方面，广东省内发电、工业等具有一定规模的大用户也可选择直接与供气商签订合同，由省管网公司提供代输服务，收取管输费。“开放型”模式下，省级管网公司主要体现为一种身份：运输商。例如，江苏省实行开放型管网运营模式，天然气从省门站到终端用户产业链环节较少，上游供应商可直接为电厂及化工用户直供。“一体型”模式下，省管网公司同时集三种身份于一身：批发商、零售商与运输商。例如，上海境内高压管网负责从管网主干线直接接气进入城市门站，事实上承担了省级管网功能，这类管网公司尽管承担省级管网职能，但被视为属于下游城市燃气企业的组成部分。4. 天然气产业链和定价体系概览4.1. 中国天然气产业链 天然气产业链分为三个部分：上游勘探生产、中游运输以及下游分销。上游勘探生产：主要指天然气的勘探开发，相关资源集中于中石油、中石化和中海油。此外，还包括 LNG 海外进口部分，目前我国 LNG 接收站也集中于中海油等国有综合油气公司，此外深圳燃气、广汇能源、新奥集团等企业也拥有一定规模的 LNG 接收站。中游运输：包括通过长输管网、省级运输管道、LNG 运输船和运输车等。我国的天然气中游此前呈现垄断性，中石油、中石化和中海油居于主导地位，未来由国家管网公司统一管理，市场将逐步放开。下游分销：主要由燃气公司从事该项业务，除燃气分销以外，燃气公司主业还包括燃气接驳、燃气运营和燃气设备代销等，服务于居民、工商业等用户。4.2. 中国天然气定价体系 中国天然气价格从出厂环节到零售环节分为出厂价、门站价、零售价。其中，门站价为国产陆上或进口管道天然气的供应商与下游购买方在天然气所有权交接点的价格，主要由出厂价和管输费组成；站价考虑配气价后决定。出厂价和门站价的定价机制目前由国家发改委制定核准，门站价格以下销售价格则由省级价格主管部门核准。门站价=发改委定价+上下浮动空间井口价=门站价-长输管网管输费终端销售价格=门站价+管输费（长输+省网）+配售费+配售环节利润其中，管输费和配售环节都参照公用事业模式管理，由发改委制定的最高收益率给定4.3. 全球天然气定价体系及对国内影响路径 全球天然气市场发展受限于地理上的区域分割，天然气国际贸易大多数是通过管线或船运达成交易，地理上的限制与昂贵的运输费用（长途国际管道建设和液化天然气船运费用）都在不同程度上限制了区域之间的贸易往来，使得天然气市场具有明确的区域特性，并形成了 4 个相互独立的自然天然气定价体系。1）美英：市场化定价北美和英国实行不同气源之间的竞争定价。这 3 国政府以往都在一定水平上对井口价格进行干预，但随着天然气市场与监管政策的发展，供应端出现了充足并富有竞争力的多元供应，用户能够在众多供应商中自由选择，管输系统四通八达并实现了非歧视性的“第三方准入”。在此基础上，天然气作为商品的短期贸易在很大程度上庖代了长期合同。在北美形成了以亨利枢纽（Henry Hub）为核心的定价系统，在英国定价系统中也形成了一个虚拟平衡点（NBP）。尽管采用相同的商品定价机制，但北美与英国的天然气市场还是相互独立的。2）欧洲大陆：与油价挂钩的定价政策欧洲大陆采用的是与油价挂钩的定价政策来开展天然气贸易。这一模式源于荷兰在 1962年针对格罗宁根（Groningen）超大气田天然气生产采取的国内天然气定价政策。该政策将天然气价格调整与 3 种石油燃料（柴油、高硫和低硫重质燃油）的市场价格按照百分比挂钩，然后根据“传递要素”进行调整来分担风险。这一模式随后被出口合同所采用，进而影响东北亚的 LNG 定价。欧盟虽然出台了多个天然气法令来建立统一的天然气市场，但由于国与国之间、企业与企业之间、管道与管道之间的分割，至今还没有做到像美国那样的自由准入和具有市场流动性。3）东北亚：与日本进口原油加权平均价格（JCC）挂钩的定价东北亚（日本、韩国、中国台湾、中国大陆）的 LNG 贸易定价体系源自日本。由于日本当年引进 LNG 主要是为了替代原油发电，因此在长期合同中采用了与日本进口原油加权平均价格（JCC）挂钩的定价公式。虽然这一定价方式已经不契合日本和亚太其他国家的市场现状，但目前尚无供需双方都能接受的其他方式，只能通过设定 JCC 封顶价格和封底价格的方式来规避风险。4）俄罗斯与中亚地区：双边垄断的定价模式俄罗斯与中亚地区采用双边垄断（垄断出口和垄断进口）的定价模式，通常采用政府间谈判来确定供应给非欧盟用户的天然气价格。目前我国天然气来源为国产天然气、进口 LNG、进口管道气，且定价机制呈“三足鼎立”之态。国产天然气基于成本加成原则定价；进口 LNG 合同价格与原油价格（JCC）挂钩，并通过引入 S 曲线等封顶机制，规避一定的市场风险；进口管道天然气来自前苏联加盟共和国，其定价方法被国际天然气联盟描述为“双边垄断”的政府谈判价，具有很大的不确定性。这三种定价机制都没有与其他能源挂钩，而进口气与国产气的价差也造成了一系列的市场衔接问题。因此，将中国的情况与欧洲大陆和英美市场相比，我国的天然气价格改革的理想状态可以从两大方面着手：促进天然气定价向竞争性定价演变；天然气与其他替代能源价格合理挂钩。目前，由于我国的天然气基础没有美英那么成熟与完善，因此从不同能源间的竞争切入天然气价格形成机制可能更加符合国情。欧洲大陆市场跟中国有很多相似之处。欧洲大陆从天然气市场起步阶段就使气价与整个能源体系挂钩。欧洲的涉外天然气贸易理论表明，净回值价格体系是成熟的，并在一定程度上是契合市场纪律的，它能够代表天然气在能源市场中的替代价值，也能体现天然气买卖双方的利益，因此获得国际市场的支持。中国在进口天然气时，依据国内市场建立自身的净回值价格体系具备一定的国际基础，并存在被国际市场接受的可能性。4.4. 中游 4.4.1. 天然气管网从我国天然气管道目前的建设进度来看，截至 2018 年底，我国天然气干线管道总里程达7.6 万千米，一次输气能力达 3200 亿立方米。我国以西气东输系统、川气东送系统、陕京系统为主要干线的基干管网基本成形，联络天然气管网包括忠武线、中贵线、兰银线等陆续开通，京津冀、长三角、珠三角等区域性天然气管网逐步完善，我国已基本形成“西气东输、北气南下、海气登陆、就近外供”的供气格局。4.4.2. 储气设施 天然气储存环节包括地下储气库储气、LNG 储罐储气、CNG 储罐储气等。此外，还有 ANG（吸附天然气）储气、NGH（天然气水合物）储气以及近临界流体储气等方法，后几种方法由于工艺较复杂，且尚在研究阶段。地下储气库成本相对较低，储气效果好，技术相对成熟，库容量总和占到了世界天然气储存设施容量总和的 90%以上。CNG 储罐储气做出事故反应迅速，能直接降压作为供气源为管网供气，一般可作为日调峰、小时调峰和应急供气用，但是建设成本高，储存量小。LNG 储罐储气储存量大，事故反应迅速，具有“只进不出”的特点，可以将暂时富余的LNG 气化存入储气罐，但不会将气态天然气液化储存。LNG 储气库的储气成本与国际油价具有较强的相关性，受国际 LNG 现货市场价格波动和供求关系影响的风险较大。目前，我国天然气储气建设的目标是形成以地下储气库为主、大型 LNG 常压储罐为辅、城市管网、CNG 储罐和 LNG 压力储罐为零星补充的、具有多级事故应急与调峰储气功能的大型应急储气系统。目前，我国已建成 27 座地下储气库，其中气藏型储气库 25 座，盐穴型储气库 2 座。目前国内储气库运营商主要是中国石油和中国石化两家，其中中国石油已建成 24 座（油气藏型 23 座，盐穴型 1 座）；中国石化建成 3 座（油气藏型 2 座，盐穴型 1 座）。5. 投资观点和重点公司（略，详见报告原文）天然气是清洁性、经济性、安全性比较均衡的能源类型，且在可再生能源发展过程中将起到重要过度作用。预计中国天然气需求增速 8%。供给端，国家管网公司成立后有望加速上游开放、下游集中度提升、以及中游管输储运设施建设提速。……（报告观点属于原作者，仅供参考。报告来源：天风证券）如需报告原文档请登录【未来智库】。

调研背景和目的：为实地了解作为交割基准地的华南地区LPG现货企业对目前高期现价差现状的看法，以及当地行业的经营特点和产业现状，8月24-28日我们参加了由隆众资讯主办的“华南地区LPG企业调研”。期间与广东省6市7家企业进行了交流，涉及LPG产业链各环节上的当地主要企业。现货高周转特点影响厂库出具仓单的意愿：LPG企业经营周转率极高，至少保证在平均1月1次以上，同时越靠近消费终端环节会周转越快。实际业务中如果涉及租用库容，价格在每吨80-150元/月左右，但通常一单一议，时间也较短，根据不同存储时间长度会采用阶梯定价。这一仓储费水平制定并不是由于库的运营成本，更多是基于库容在一定地理范围内的稀缺性和对日常经营影响的补偿，仓单制度下由于提货时间不确定，还需要再增加成本。期货交易状况和制度调整影响潜在仓单成本：一方面由于上市初期离注销期和年末旺季较远，增加不确定性带来的仓单溢价，另一方面由于较低注册仓单规模和厂库容量，增强了厂库参与的观望态度，因此盘面一度维持较高期现价差，交易逻辑也以纯粹远期旺季升水博弈为主。但交易所增设厂库和上调仓储费的预期从制度上增强了厂库参与的动机，同时随着旺季渐近，后市想象空间和仓单存续期缩减，仓单对现货成本的额外溢价也会随之减少，期现联动有所增强，两者共同作用下推动盘面逻辑转向，期现价差大幅收敛。旺季预期仍存，重心持续后移：年末由于PDH大量增加进口气需求，叠加旺季下游需求走强，价格有望受成本支撑而兑现盘面旺季预期。但当前生产商反映国内供给下滑短期不会出现，价格稍有反弹则下游按需采购力度减弱，库存上升压力迫使其价格回调；而进口贸易商维持轻微亏损，在维持库容率中位水平后试图推涨，但仍需等待进口气边际作用放大后才能带动市场情绪。因此现货企业对年末价格维持底部缓缓抬升趋势仍抱信心，但节奏仍有待观察，同时广东燃气占比偏高、PDH规模在国内偏低的特点或更导致其需要较长时间以启动旺季行情。1。 调研背景及目的3月30日大商所LPG期货上市以来，相比现货淡季更淡、承压下行的走势，期货则总体震荡向上，对现货维持较高期现价差。这是因为市场认为目前规定仓储费1元/吨和仓单最长有效期一年这两点使得厂库出具仓单意愿较差，同时年末旺季预期较强，因此盘面逻辑以纯粹旺季预期博弈为主。进入7月下旬，一方面市场预期仓储费有修改可能，另一方面交割月渐近，旺季预期兑现的压力增强，期现价差开始收缩，盘面逻辑有所转向。为此，我们走访华南LPG企业，了解其经营特点和市场发展现状，从现货企业经营特点的角度，分析当前合约设计和市场运行现状对于期市运行的影响，以及对于今年曲折前行的LPG现货市场的观点和年末走势看法。2。 现货高周转特点影响厂库出具仓单的意愿国内LPG产业链中，供应端为生产国产气的炼厂生产商和主要通过VLGC来进口纯丙烷、丁烷的进口贸易商，国产气和进口气2019年占比分别为57%和43%，2020年预计进口气占比将继续上升。在将LPG销售至终端居民、餐厅和工厂作为燃料的过程中，还需要通过槽车运输至三级站再以钢瓶形式销售。部分三级站为供应商企业所有，大部分三级站为个体经营或燃气企业所有。表1:走访企业性质广东主要LPG消费地可以分为以茂名阳江为主的粤西、以广州为主的珠三角和以潮汕为主的粤东。目前6个基准交割库中3个位于珠三角地区，2个位于粤东地区，只有1个位于粤西地区。我们本次调研主要调研对象便是珠三角和潮汕地区。广东地区相比全国来看，LPG消费中燃气用途占比较高。而各个地区中，粤东地区由于陶瓷、印染企业较多，某当地贸易商的客户中工业燃料用气占比近60-70%，而今年疫情引起出口困难，对这部分需求冲击较大。珠三角地区则由于人口密集，居民用气和商用气占比较大。图1:走访企业布局 表2:走访企业仓库作为一种气体能源，LPG对于仓储和物流都有较高要求。LPG物流体系分为一级库、二级库和三级站。其中进口贸易商为获取国际货源，基本建有一级库。而生产商则以供应国产混气为主，因此其仓库多为二级库，为增强货源多样性，也在考虑建设一级库以从国际市场直接采购进口货。只有三级库的终端燃气商库容规模极小，经营上基本为现购现销，库容只起到临时周转的作用。总体来看无论哪个环节，LPG企业周转率都极高，至少保证在平均1月1次以上，同时越靠近消费终端环节周转会越快。对于同一级别库容周转率也会由于经营方针或环境而有所不同，例如华南一级库中，珠海地区一级库周转率较其他一级库更低，因为该一级库为地下库，库容规模大且经营成本较低。由于建库前期投入较大，获取政府审批与用地也较为困难，拥有一个大型储库的企业本质上是拥有了该行业经营的“牌照”，在该储库所辐射的100-300KM左右区域内有较强竞争力。同时经营中企业为保障周转率稳定，较少直接出租库容，销售协议中对于购买该企业货物后不及时提走而存放于企业库中的行为也会征收较高违约金。但可以在合约中约定购货后一到两个月的较长但指定时间后才提走货物，从而相当于短期租用库容。对于这种实质上构成租库的行为，业内通常会按每吨80-150元/月的价格收取费用，但通常一单一议，时间也较短，根据不同存储时间长度会采用阶梯定价。因此，决定现货中仓储费价格的并不是仓库的经营成本，对现货企业而言他们考量的实际仓单成本还需覆盖现货价以外的三个部分：建库的投资回报与拥有储库带来的当地经营优势的溢价；影响其库存管理的补偿；仓单制度下，相比现货提货时间具有不确定性的额外影响。换而言之，企业不存在一个刚性约束的仓储费成本，参与交割更主要的考量是是否影响其经营与运转，而如果现货价格加上规定仓储费小于实际仓单成本，那么就会影响他们出具仓单的意愿，或通过交易仓单时额外溢价来得以补偿。图2:美国丙烷出口状况图3:国内LPG供应结构3。 期货交易状况和制度调整影响仓单成本LPG仓单属于信用仓单，在通过注销仓单来进行提货时，对方会提前7天告知厂库，发货期时长20天。因此厂库并非要在仓单存续期内持续存有仓单规模的货源，而是只要在7日内准备，并最高以日发货速度持续供货20天即可。目前国内外LPG都呈小幅供给过剩的状况，其中国产气有每日稳定出货量，华南地区年内除3-4月受疫情影响大规模停工时期以外，日度炼厂外放量在9500-11000吨左右；国际市场目前中东到华南约为14-16天，美国货到日韩地区20天左右，且由于今年我国对美关税的豁免，货源也较为宽裕，使得我国进口量稳定在150-200万吨/月规模，并有持续增加、总量超过外放国产气的趋势。因此我们认为只要厂库仓单规模适宜，且市面上厂库足够多，对其经营的影响和厂库自身对仓储费的定价都会大幅下降。三季度至今LPG期货平均持仓量10.63万手，平均日成交量23.79万手。而大商所7月13日增设第二批交割厂库，基准地最大标准仓单从7.1万吨、550手增加为15.1万吨、7550手；总最大标准仓单从11.1万吨、5550手增加为37.9万吨、18950手。可以看到增设前厂库总规模偏低，同时由于北方深加工企业对成分要求较高，贸易企业则较易直接从国际市场获得大规模纯气货源，他们以仓单形式接货意愿较低。广东地区更为发达的燃气消费市场使得基准地仓单也更有流通价值，基准地厂库占比也偏低。截止至9月7日，注册仓单只有东莞九丰1500手、烟台万华1000手、潮州欧华50手和浙江赛铬50手。一方面由于前期离注销期和年末旺季较远，增加不确定性带来的仓单溢价，另一方面由于低注册仓单规模和厂库容量，增强了厂库参与的观望态度，因此盘面维持较高期现价差，交易逻辑也以纯粹远期旺季升水博弈为主。但交易所增设厂库和上调仓储费的预期从制度上增强了厂库参与的动机，同时随着旺季渐近，后市想象空间和仓单存续期缩减，仓单额外溢价也会随之减少，期现联动有所增强，两者共同作用下推动盘面逻辑转向，期现价差大幅收敛。图4:LPG期货交易状况图5:LPG期现价差表3:LPG交割厂库4。 旺季预期仍存，重心持续后移上半年疫情冲击下，燃料需求中的商用需求大幅下滑，华南陶瓷、印染企业出口受阻，工用需求也恢复乏力，预计上半年需求同比下降20%。近期随着复工全面开展和夏季高温拐点已过，燃料需求小幅恢复，总体需求开始接近同期水平。考虑到传统上年末燃烧需求增加，国内疫情基本稳定情况下市场对年末民用、商用需求抱有信心。市场结构上，终端燃气市场竞争充分，燃气企业对于炼厂与进口码头货源每日择优购买，只有部分独立三级站或小型终端企业会有较固定购买对象。但由于地方大型炼厂供货量稳定，在地方具有较强的价格指标作用。如走访的某广州燃气企业每日会固定购买广石化1-2车(25-50吨)货物。其每日销售约600吨货物中，有300-400吨货物的售价也会以广石化售价为基准与客户谈价。本次调研中LPG企业以燃气领域为主，他们表示目前燃气业务增长空间有限，竞争饱和限制利润空间。而深加工业务盈利更具弹性，增长点有可持续性。过去国内深加工以C4产业链生产汽油添加剂为主，该路线由于成品油消费增速放缓而利润下滑。但丙烯价格坚挺和丙烷-石脑油价差维持可观水平，引起制烯烃路线蓬勃发展，是推动国内LPG供给结构从国产气为主到进口气为主的最大动力。2020年内预计新增5套PDH装置，分别于三四季度投产，产能将从566万吨增长到818万吨。这些PDH装置则多配套码头、仓库，且原料以进口气为主，因此深加工企业都有能力参与燃气市场，从而对传统燃气贸易商形成竞争压力，也增强了进口气对国内LPG的边际影响。今年下半年成品油高库存会引起炼厂外放量难以进一步上升，届时进口气成本上升会成为旺季价格上涨的主要推动力。图6:全国炼厂LPG周度外放量图7:PDH毛利LPG国内运输竞争激烈，运力总体过剩。今年温岭事故后各地提高安检标准，如广东省在10月1日后限制危化品运输车辆夜间在高速公路行驶。但运输企业认为由于槽车运输业竞争激烈，这一限制虽然导致槽车周转量下降，行业仍较难通过提高运价来向下游转移成本。在淡季时调研某运输企业日发运车次在20左右，旺季时能达到40-50车次。企业主要运输范围在100-300KM左右，通常单次运费在80-180元/吨，而旺季单次运费能提高20-30元/吨。即使旺季时偶尔会出现炼厂或码头当日发货时市面没有空闲槽车的情况，但仍不会引起运价大幅提高，因为这一现象难以超过两三天，可见内陆运输不存在运力瓶颈，更多是成本制约其以中短途为主。进口商库容大、进口规模弹性高，可通过参与远期CP、FEI、Baltic市场、租VLGC船队和签订长协等方式控制价格和运费的波动风险。由于一艘VLGC货运量在4万吨以上，而通常一个冻库规模在3-5万吨，因此当大量货物到港时企业可通过将一船货分配到不同区域码头或企业间换货来平抑到岸压力。炼厂库容小，且缺乏冷冻库、地下库等低成本、大规模仓库，库存管理能力偏差，库存环比变化趋势对其情绪影响较大，短期憋罐压力会造成其维持低价以保障货物流转。今年初炼厂大规模停工，从而缓解疫情下需求下滑对市场的冲击，实现二季度初期现货价格“小阳春”的行情。进入淡季，三桶油开展“百日计划”持续增产，同时进口商基于4月国际市场暂未恢复导致的进口利润好转大量增加采购，供应过剩程度骤增，最终形成了全年“旺季不旺，淡季更淡”的格局。当前生产商反映国内供给下滑短期不会出现，价格稍有反弹则下游按需采购力度减弱，库存上升压力迫使其价格回调；而进口贸易商维持轻微亏损，在维持库容率中位水平后试图推涨，但仍需等待进口气边际作用放大后才能带动市场情绪。因此现货企业对年末价格维持底部缓缓抬升趋势仍抱信心，但节奏仍有待观察，同时广东燃气占比偏高、PDH规模在国内偏低的特点或更导致其需要较长时间以启动旺季行情。图8:进口码头库容率图9:炼厂民用气库存5。 策略与展望目前国际丙烷市场与原油比价维持在历史中位水平，国际丙烷价格在原油回调后便随之小幅下滑。这一变化趋势引起对年末国际市场上行空间的隐忧，期货盘面在遭遇逻辑转向后，近月合约旺季预期便也因此缩减，从而使得期现价差继续缩窄。但国内现货弱平衡格局持续，价格并未产生持续下降趋势，考虑到年初已体现的较强价格韧性，近期原油扰动不改年末需求增长动能。盘面由于仓储费上调悬而未决，同时主力交割月渐近，旺季预期较难充分兑现，近月合约或持续宽幅震荡。但远月合约有望充分消化交割制度调整的冲击，并更有希望等待最终旺季预期兑现，因此可考虑低位布局多单，中长线做多远月合约。图10:广州液化气市场价图11:中东FOB丙烷/布伦特原油（文章来源：国投安信期货）

来源：国投安信期货作者： 高明宇 李祖智 调研背景和目的：为实地了解作为交割基准地的华南地区LPG现货企业对目前高期现价差现状的看法，以及当地行业的经营特点和产业现状，8月24-28日我们参加了由隆众资讯主办的“华南地区LPG企业调研”。期间与广东省6市7家企业进行了交流，涉及LPG产业链各环节上的当地主要企业。现货高周转特点影响厂库出具仓单的意愿：LPG企业经营周转率极高，至少保证在平均1月1次以上，同时越靠近消费终端环节会周转越快。实际业务中如果涉及租用库容，价格在每吨80-150元/月左右，但通常一单一议，时间也较短，根据不同存储时间长度会采用阶梯定价。这一仓储费水平制定并不是由于库的运营成本，更多是基于库容在一定地理范围内的稀缺性和对日常经营影响的补偿，仓单制度下由于提货时间不确定，还需要再增加成本。期货交易状况和制度调整影响潜在仓单成本：一方面由于上市初期离注销期和年末旺季较远，增加不确定性带来的仓单溢价，另一方面由于较低注册仓单规模和厂库容量，增强了厂库参与的观望态度，因此盘面一度维持较高期现价差，交易逻辑也以纯粹远期旺季升水博弈为主。但交易所增设厂库和上调仓储费的预期从制度上增强了厂库参与的动机，同时随着旺季渐近，后市想象空间和仓单存续期缩减，仓单对现货成本的额外溢价也会随之减少，期现联动有所增强，两者共同作用下推动盘面逻辑转向，期现价差大幅收敛。旺季预期仍存，重心持续后移：年末由于PDH大量增加进口气需求，叠加旺季下游需求走强，价格有望受成本支撑而兑现盘面旺季预期。但当前生产商反映国内供给下滑短期不会出现，价格稍有反弹则下游按需采购力度减弱，库存上升压力迫使其价格回调；而进口贸易商维持轻微亏损，在维持库容率中位水平后试图推涨，但仍需等待进口气边际作用放大后才能带动市场情绪。因此现货企业对年末价格维持底部缓缓抬升趋势仍抱信心，但节奏仍有待观察，同时广东燃气占比偏高、PDH规模在国内偏低的特点或更导致其需要较长时间以启动旺季行情。1.调研背景及目的3月30日大商所LPG期货上市以来，相比现货淡季更淡、承压下行的走势，期货则总体震荡向上，对现货维持较高期现价差。这是因为市场认为目前规定仓储费1元/吨和仓单最长有效期一年这两点使得厂库出具仓单意愿较差，同时年末旺季预期较强，因此盘面逻辑以纯粹旺季预期博弈为主。进入7月下旬，一方面市场预期仓储费有修改可能，另一方面交割月渐近，旺季预期兑现的压力增强，期现价差开始收缩，盘面逻辑有所转向。为此，我们走访华南LPG企业，了解其经营特点和市场发展现状，从现货企业经营特点的角度，分析当前合约设计和市场运行现状对于期市运行的影响，以及对于今年曲折前行的LPG现货市场的观点和年末走势看法。2. 现货高周转特点影响厂库出具仓单的意愿国内LPG产业链中，供应端为生产国产气的炼厂生产商和主要通过VLGC来进口纯丙烷、丁烷的进口贸易商，国产气和进口气2019年占比分别为57％和43％，2020年预计进口气占比将继续上升。在将LPG销售至终端居民、餐厅和工厂作为燃料的过程中，还需要通过槽车运输至三级站再以钢瓶形式销售。部分三级站为供应商企业所有，大部分三级站为个体经营或燃气企业所有。表1：走访企业性质广东主要LPG消费地可以分为以茂名阳江为主的粤西、以广州为主的珠三角和以潮汕为主的粤东。目前6个基准交割库中3个位于珠三角地区，2个位于粤东地区，只有1个位于粤西地区。我们本次调研主要调研对象便是珠三角和潮汕地区。广东地区相比全国来看，LPG消费中燃气用途占比较高。而各个地区中，粤东地区由于陶瓷、印染企业较多，某当地贸易商的客户中工业燃料用气占比近60-70％，而今年疫情引起出口困难，对这部分需求冲击较大。珠三角地区则由于人口密集，居民用气和商用气占比较大。图1：走访企业布局表2：走访企业仓库作为一种气体能源，LPG对于仓储和物流都有较高要求。LPG物流体系分为一级库、二级库和三级站。其中进口贸易商为获取国际货源，基本建有一级库。而生产商则以供应国产混气为主，因此其仓库多为二级库，为增强货源多样性，也在考虑建设一级库以从国际市场直接采购进口货。只有三级库的终端燃气商库容规模极小，经营上基本为现购现销，库容只起到临时周转的作用。总体来看无论哪个环节，LPG企业周转率都极高，至少保证在平均1月1次以上，同时越靠近消费终端环节周转会越快。对于同一级别库容周转率也会由于经营方针或环境而有所不同，例如华南一级库中，珠海地区一级库周转率较其他一级库更低，因为该一级库为地下库，库容规模大且经营成本较低。由于建库前期投入较大，获取政府审批与用地也较为困难，拥有一个大型储库的企业本质上是拥有了该行业经营的“牌照”，在该储库所辐射的100-300KM左右区域内有较强竞争力。同时经营中企业为保障周转率稳定，较少直接出租库容，销售协议中对于购买该企业货物后不及时提走而存放于企业库中的行为也会征收较高违约金。但可以在合约中约定购货后一到两个月的较长但指定时间后才提走货物，从而相当于短期租用库容。对于这种实质上构成租库的行为，业内通常会按每吨80-150元/月的价格收取费用，但通常一单一议，时间也较短，根据不同存储时间长度会采用阶梯定价。因此，决定现货中仓储费价格的并不是仓库的经营成本，对现货企业而言他们考量的实际仓单成本还需覆盖现货价以外的三个部分：建库的投资回报与拥有储库带来的当地经营优势的溢价；影响其库存管理的补偿；仓单制度下，相比现货提货时间具有不确定性的额外影响。换而言之，企业不存在一个刚性约束的仓储费成本，参与交割更主要的考量是是否影响其经营与运转，而如果现货价格加上规定仓储费小于实际仓单成本，那么就会影响他们出具仓单的意愿，或通过交易仓单时额外溢价来得以补偿。图2：美国丙烷出口状况图3：国内LPG供应结构3.期货交易状况和制度调整影响仓单成本LPG仓单属于信用仓单，在通过注销仓单来进行提货时，对方会提前7天告知厂库，发货期时长20天。因此厂库并非要在仓单存续期内持续存有仓单规模的货源，而是只要在7日内准备，并最高以日发货速度持续供货20天即可。目前国内外LPG都呈小幅供给过剩的状况，其中国产气有每日稳定出货量，华南地区年内除3-4月受疫情影响大规模停工时期以外，日度炼厂外放量在9500-11000吨左右；国际市场目前中东到华南约为14-16天，美国货到日韩地区20天左右，且由于今年我国对美关税的豁免，货源也较为宽裕，使得我国进口量稳定在150-200万吨/月规模，并有持续增加、总量超过外放国产气的趋势。因此我们认为只要厂库仓单规模适宜，且市面上厂库足够多，对其经营的影响和厂库自身对仓储费的定价都会大幅下降。三季度至今LPG期货平均持仓量10.63万手，平均日成交量23.79万手。而大商所7月13日增设第二批交割厂库，基准地最大标准仓单从7.1万吨、550手增加为15.1万吨、7550手；总最大标准仓单从11.1万吨、5550手增加为37.9万吨、18950手。可以看到增设前厂库总规模偏低，同时由于北方深加工企业对成分要求较高，贸易企业则较易直接从国际市场获得大规模纯气货源，他们以仓单形式接货意愿较低。广东地区更为发达的燃气消费市场使得基准地仓单也更有流通价值，基准地厂库占比也偏低。截止至9月7日，注册仓单只有东莞九丰1500手、烟台万华1000手、潮州欧华50手和浙江赛铬50手。一方面由于前期离注销期和年末旺季较远，增加不确定性带来的仓单溢价，另一方面由于低注册仓单规模和厂库容量，增强了厂库参与的观望态度，因此盘面维持较高期现价差，交易逻辑也以纯粹远期旺季升水博弈为主。但交易所增设厂库和上调仓储费的预期从制度上增强了厂库参与的动机，同时随着旺季渐近，后市想象空间和仓单存续期缩减，仓单额外溢价也会随之减少，期现联动有所增强，两者共同作用下推动盘面逻辑转向，期现价差大幅收敛。图4：LPG期货交易状况图5：LPG期现价差表3：LPG交割厂库4.旺季预期仍存，重心持续后移上半年疫情冲击下，燃料需求中的商用需求大幅下滑，华南陶瓷、印染企业出口受阻，工用需求也恢复乏力，预计上半年需求同比下降20％。近期随着复工全面开展和夏季高温拐点已过，燃料需求小幅恢复，总体需求开始接近同期水平。考虑到传统上年末燃烧需求增加，国内疫情基本稳定情况下市场对年末民用、商用需求抱有信心。市场结构上，终端燃气市场竞争充分，燃气企业对于炼厂与进口码头货源每日择优购买，只有部分独立三级站或小型终端企业会有较固定购买对象。但由于地方大型炼厂供货量稳定，在地方具有较强的价格指标作用。如走访的某广州燃气企业每日会固定购买广石化1-2车（25-50吨）货物。其每日销售约600吨货物中，有300-400吨货物的售价也会以广石化售价为基准与客户谈价。本次调研中LPG企业以燃气领域为主，他们表示目前燃气业务增长空间有限，竞争饱和限制利润空间。而深加工业务盈利更具弹性，增长点有可持续性。过去国内深加工以C4产业链生产汽油添加剂为主，该路线由于成品油消费增速放缓而利润下滑。但丙烯价格坚挺和丙烷-石脑油价差维持可观水平，引起制烯烃路线蓬勃发展，是推动国内LPG供给结构从国产气为主到进口气为主的最大动力。2020年内预计新增5套PDH装置，分别于三四季度投产，产能将从566万吨增长到818万吨。这些PDH装置则多配套码头、仓库，且原料以进口气为主，因此深加工企业都有能力参与燃气市场，从而对传统燃气贸易商形成竞争压力，也增强了进口气对国内LPG的边际影响。今年下半年成品油高库存会引起炼厂外放量难以进一步上升，届时进口气成本上升会成为旺季价格上涨的主要推动力。图6：全国炼厂LPG周度外放量图7：PDH毛利LPG国内运输竞争激烈，运力总体过剩。今年温岭事故后各地提高安检标准，如广东省在10月1日后限制危化品运输车辆夜间在高速公路行驶。但运输企业认为由于槽车运输业竞争激烈，这一限制虽然导致槽车周转量下降，行业仍较难通过提高运价来向下游转移成本。在淡季时调研某运输企业日发运车次在20左右，旺季时能达到40-50车次。企业主要运输范围在100-300KM左右，通常单次运费在80-180元/吨，而旺季单次运费能提高20-30元/吨。即使旺季时偶尔会出现炼厂或码头当日发货时市面没有空闲槽车的情况，但仍不会引起运价大幅提高，因为这一现象难以超过两三天，可见内陆运输不存在运力瓶颈，更多是成本制约其以中短途为主。进口商库容大、进口规模弹性高，可通过参与远期CP、FEI、Baltic市场、租VLGC船队和签订长协等方式控制价格和运费的波动风险。由于一艘VLGC货运量在4万吨以上，而通常一个冻库规模在3-5万吨，因此当大量货物到港时企业可通过将一船货分配到不同区域码头或企业间换货来平抑到岸压力。炼厂库容小，且缺乏冷冻库、地下库等低成本、大规模仓库，库存管理能力偏差，库存环比变化趋势对其情绪影响较大，短期憋罐压力会造成其维持低价以保障货物流转。今年初炼厂大规模停工，从而缓解疫情下需求下滑对市场的冲击，实现二季度初期现货价格“小阳春”的行情。进入淡季，三桶油开展“百日计划”持续增产，同时进口商基于4月国际市场暂未恢复导致的进口利润好转大量增加采购，供应过剩程度骤增，最终形成了全年“旺季不旺，淡季更淡”的格局。当前生产商反映国内供给下滑短期不会出现，价格稍有反弹则下游按需采购力度减弱，库存上升压力迫使其价格回调；而进口贸易商维持轻微亏损，在维持库容率中位水平后试图推涨，但仍需等待进口气边际作用放大后才能带动市场情绪。因此现货企业对年末价格维持底部缓缓抬升趋势仍抱信心，但节奏仍有待观察，同时广东燃气占比偏高、PDH规模在国内偏低的特点或更导致其需要较长时间以启动旺季行情。图8：进口码头库容率图9：炼厂民用气库存5.策略与展望目前国际丙烷市场与原油比价维持在历史中位水平，国际丙烷价格在原油回调后便随之小幅下滑。这一变化趋势引起对年末国际市场上行空间的隐忧，期货盘面在遭遇逻辑转向后，近月合约旺季预期便也因此缩减，从而使得期现价差继续缩窄。但国内现货弱平衡格局持续，价格并未产生持续下降趋势，考虑到年初已体现的较强价格韧性，近期原油扰动不改年末需求增长动能。盘面由于仓储费上调悬而未决，同时主力交割月渐近，旺季预期较难充分兑现，近月合约或持续宽幅震荡。但远月合约有望充分消化交割制度调整的冲击，并更有希望等待最终旺季预期兑现，因此可考虑低位布局多单，中长线做多远月合约。图10：广州液化气市场价图11：中东FOB丙烷/布伦特原油

来源：期货日报网 提供多元化风险管理策略全国LPG深加工企业主要集中在山东省，以原料气消费为主。正值“金九银十”旺季，9月7—11日，期货日报记者参加了有关单位主办的“液化气期现结合寻发展山东站”调研团。记者在山东地炼企业走访时发现，大家依旧对LPG市场持谨慎乐观态度，不过对国际原油市场的不确定性以及新冠肺炎疫情的反复存在一定担忧。另一方面，在期货工具的“保护”下，LPG相关企业风险管理水平明显提高。今年3月，LPG期货、期权同步上市，加入能源化工期货“大家庭”，山东相关企业积极学习、拥抱新的衍生工具。作为国内首个气体能源衍生品，LPG期货与期权“双剑”合力，为国内相关企业提供了多元化的风险管理工具和策略，有助于其稳定经营。A LPG市场区域性特点较明显能源行业素有“全国地炼看山东”的说法，因汽柴油产量大，山东属于资源输出型省份。因此，山东化工油气消费占比较大，地炼深加工占比较高，成为LPG深加工集中地。从LPG市场供应格局来看，国产LPG与进口气的供应比例约在1.35：1，进口气占比逐年上升，南方进口气比例更高，北方以国产气为主。从需求面来看，北方地区化工需求占比大，油品市场与LPG市场关联度更高，南方市场以燃烧需求为主，是传统消费大区。“全国LPG深加工企业主要集中在山东省，具备市场起步早、产能集中度高、技术类型多样的特点，是全国深加工发展的典范。”金联创LPG分析师艾博表示，山东LPG的需求结构也与其他地区有所不同。山东深加工用气量占省内总消费量的57.3%，需要从外地调入大量补充；燃烧用气占比为42.7%。此次调研中，期货日报记者了解到，受近几年大型炼化一体化投产影响，山东地炼企业压力倍增。目前，山东主要是整合产能较小的小型地炼企业，以及淘汰落后的单体深加工装置，并积极推进山东裕龙岛炼化一体化项目。据艾博介绍，山东是全国LPG深加工装置中占比相对较大的省份，包含烯烃以及烷烃装置，其中烯烃深加工中烷基化是主体装置。随着相关企业完善自身烷基化装置，近几年醚后碳四资源吃紧促使山东烷基化装置不断整合优化，单体的独立深加工装置陆续淘汰，未来山东的主要发展点在丙烷脱氢的投建上。目前包含金能科技、汇丰石化等在建的LPG深加工装置共有285万吨/年，未来拟建装置更是超过了300万吨/年，山东化工需求增长远远大于燃烧需求的增长量。未来LPG市场价格波动将更为激烈。据记者了解，山东地区的LPG深加工企业主要生产汽油调和料、化工原料。原料气的主要来源是地方炼厂供应，随着烷烃深加工的发展，近年来对进口气的需求逐年增加。但是，山东地区码头与储罐分布较少，能够接卸VLGC的码头只有烟台万华和齐港码头，其他码头只能接卸小船，所以码头方面的竞争没有华南市场那么大。由于山东地区LPG偏向原料用途，所以定价上与原油、汽油以及汽油调和料的关联度更高。另外，山东地区地处长江以北，LPG的季节性需求与华南市场也有所有不同。冬季北方地区取暖、做饭以燃煤为主，因此LPG无论是燃烧需求还是化工需求都是减少的。但总的来说，山东LPG市场依旧会跟随整体价格波动而调整供需。“与往年同期相比，今年受疫情影响，2、3月山东炼厂集中停工以及降负；在原油大跌至20美元/桶以下时，山东地炼锁定低价原油，4、5月常减压装置开工率处于75%左右的历史高位，LPG供应量也超过了去年同期水平。整体来讲，今年山东地区LPG供应以及下游需求均不及往年同期。”艾博称。进出口方面，截至8月底，2020年山东包含冷冻船以及压力船在内的丙丁烷进口量约为160万吨，同比减少近30万吨。“今年山东地区的LPG工业需求较差，商业用气量也因疫情影响而减少，整体需求面偏弱。同时，LPG进口商利润大幅下滑，不得不减少进口操作。”艾博说。B 期现价差缩窄符合业内预期LPG期货、期权上市以来备受市场关注。尤其是LPG期货在一段时间内保持对现货的较高升水，引起市场较大关注。据期货日报记者了解，LPG期货上市一个月以内，期现价差就升至600元/吨左右的高位。二季度为需求淡季，在现货价格走弱后，期货盘面依然维持强势，直到8月中旬，期现价差一直维持在800—1000元/吨的高位区间。但是8月中旬后，期现价差连续缩窄。“前期呈现高升水，主要是因为LPG期货上市时间正好处于市场淡季，同时主力合约交割期又处于旺季，所以市场根据往年的LPG价格对远期合约价格给出了较强的预期。另外，国内疫情控制较好，市场对远月需求恢复比较乐观。”艾博表示。据了解，通常气温转冷后，燃气需求会有所增长，从而推动LPG市场价格走高，进入旺季。除此之外，今年还需要考虑疫情冲击影响下的商用燃气、汽油添加剂需求在年末都有望恢复到往年同期水平。“但进入9月后，由于二、三季度LPG供给反弹较为明显，同时原油价格下行，国内市场仍以低价出货为主，暂未表现出旺季苗头。”国投安信期货分析师高明宇分析道。在她看来，旺季行情来临或迟于市场预期，但由于PDH装置投产顺利，民用燃气需求并未出现下滑趋势，年初推测的年末旺季兑现的动力仍未发生改变，旺季落实的预期仍在。不过，东证期货资深分析师金晓认为，LPG需求旺季即将来临，目前旺季苗头还在蓄势酝酿中。虽然现货价格尚未开启趋势性上涨，但底部已经夯实，价格很难再跌。“中秋、国庆双节，下游按惯例将有补库操作。今年旺季需求与去年同期相比可能略弱，但环比上半年改善是无疑的”。基于目前的国际原油市场以及需求恢复情况，结合往年的“金九银十”行情，走访企业多数认为，旺季行情仍会来临，市场依旧持乐观态度。但今年的涨幅难以达到往年水平。由于LPG现货价格更多与国内供需形势有关，且每个区域的结构不同，大部分时间区域内供需面对价格的影响更大一些。受访企业表示，LPG需求启动延后，旺季好转预期下调，价格上涨幅度下调。汽油的需求旺季也没有启动，旅游、汽柴油出口还未恢复到往年水平。根据码头方面的信息，目前山东汽柴油出口不畅，企业库存位于高位，价格走势偏弱，对山东地区原料气价格形成制约。而汽油需求将进入淡季，价格上涨只能靠国际原油市场来带动。随着LPG主力合约交割期临近，期货与现货的关联性增强，目前期货对现货的升水幅度逐步回落。“期货会更快速、有效地反映市场各方对远期价格的预期。随着交割月临近，市场对基本面有更多认识之后将重新修正此前的预期，从而带来期现价差逐步回落。”金晓称。C 山东企业积极拥抱期货工具山东地区产业链齐全，基本上国内主要的期货品种都可以在山东找到相应的产业链条。正因为如此，期货对于山东的实体企业来讲并不陌生，尤其是黑色、塑料、沥青、橡胶等品种，市场根基较好。实际上，在山东地区，石化企业也有着较好的市场培育基础。据期货日报记者了解，一些企业已经成立了期货部门，且参与了一些化工品种的操作。据了解，炼厂本身更关注原油价格，不少企业在新加坡盘点价，锁定进口成本对冲风险。山东京博石化有相对成熟的期货部门和套保制度，整个期货部门研究、交易、风控健全。公司一把手为期货业务主要负责人，每个方案进行分级审批、分级考评，操作量和权限做到了标准化。山东海科石化也在几年前成立了期货部，涉及期货分析和交易，除了对原油锁价外，也开展甲醇期现业务的操作。“山东石化企业大多参与的是原油期货的一些套保。作为刚上市的衍生品，山东多数企业对LPG期货有一定的关注度，正在学习和关注期货的相关知识，逐步参与到期货市场。”东亚期货大连分公司总经理仉宏大介绍。此次调研中，不少企业对于LPG的认知度较高，还有一些企业非常想了解LPG期货。“企业都能认识到期货的作用，企业需要关注、利用期、现两个市场。”仉宏大坦言，目前，山东的石化企业都在积极利用LPG期货和期权工具，这与几年前有着很大的不同。“对于期货公司业务人员来讲，现在开拓山东市场没有那么大的压力，反而有一种使命感，需要我们更好地提高专业素养、服务好产业客户。期现套利、套期保值、盘面交易、交割仓库申请、仓单业务这些市场关注的热点业务，都值得期货公司去做好对接和服务。”与期现结合更广泛、对期货理解更深入的华南市场相比，北方地区认识和使用期货市场的能力和水平有一定欠缺，尤其缺少既懂现货又懂期货的人才。山东生产的LPG作为石化副产品，产量较小，库容有限，企业对风险的管控比较严格。此外，LPG期货上市时间短，还没有进行过交割，部分企业还处于观望和学习摸索阶段。不过，随着市场培育工作的进展，这一状况会很快改观。记者发现，此次调研的企业对期货均有了初步的认识，下一步将深入学习如何利用期货为产业服务和对冲风险。正如记者在海科港务走访时看到的标语：“学习、学习、再学习；向前，向前，再向前。”对期货的接受和理解，企业需要一个学习、实践的过程。“对企业而言，如今单纯依靠经验来判断价格涨跌非常难。现货与期货结合后，被赋予了更多的金融属性。企业要立足自身经营和风险管理，融入期货市场，企业的风险控制和经营策略也要有较大的调整。”山东某地炼企业相关负责人如是说。目前，山东的相关企业对LPG期货还是有一定的关注度，并积极探索期货工具的应用。尤其中游的贸易企业参与期货套保更积极，把期货作为一种主动管理风险的工具，探索利用期货来定价和做贸易，以此转移市场风险。D 看好发展前景LPG期货和期权同步上市恰逢其时：原油价格波动剧烈，LPG上下游企业急需风险管理工具。今年，实体企业经营艰难。外盘LPG价格持续高位振荡，国内下跌幅度较大，1—9月进口商一直处于严重亏损中，而LPG期货可以成为实体企业进行风险管理的好帮手。从3月底至今，LPG期货上市恰好半年时间。截至8月底，LPG期货单边成交量3586万手，日均持仓量9.25万手，市场流动性较好。“LPG期货上市前，贸易企业可以通过国际互换市场锁定进口成本，但由于国内市场以现货贸易为主，销售时缺乏风险管理手段。”高明宇介绍，国内LPG期货上市后，现货企业开展了套保和仓单交易的研究，考虑到目前国内LPG进口依赖度约34%，且海外有CP和FEI纸货掉期市场，有进口资质的企业也可以同时操作国内期货和海外纸货来锁定进口成本和销售价格。期货日报记者了解到，三季度以来，LPG期货合约平均日成交量24.14万手，平均持仓量10.52万手，PG2011和PG2012合约较为活跃，PG2101合约也有一定成交量，流动性较好。期权成交则主要集中于PG2011合约上。“目前LPG期货合约交易连续性较强，有助于产业制定更精确的符合需求的交易策略，降低产业参与期货市场的难度。”金晓表示，LPG期货是大商所首个上市时就推出做市商的新品种。做市商为市场提供了流动性，使得LPG期货的持仓量呈现11月>12月>1月的连续活跃状态。LPG现货季节性特征非常显著，即四季度价格开始攀升，来年1月也就是春节前出现价格高点，之后逐步回落。夏季是LPG的传统淡季，也是一年中的价格低点。不同月份的LPG价格差异较大。在受访人士看来，连续活跃更贴近产业实际套保需求，有助于提升产业参与期货市场的积极性。“如果LPG期货能够保持连续活跃，就可以为企业按生产经营实际情况选择最对应的月份来套保提供便利，以此规避时间节奏错配所带来的基差风险。”金晓说。LPG期货上市后，盘面一路走高，给足了旺季升水以及油价回暖的预期。上海东亚期货研发中心能源化工部主管刘琛瑞介绍，LPG是全厂库信用仓单交割制度，这给厂库卖出套保提供了极大的便利。“部分厂库企业抓准时机，通过卖空期货和注册仓单，锁定了未来LPG的销售价格，促进期现价格合理回归。”在期货发挥价格发现功能的同时，部分企业也在尝试期权交易。期权的好处在于使用较少的权利金锁定未来可能的盈利，如果判断失误，损失的仅仅是权利金。“部分企业普遍看好LPG期货价格上行，由此衍生出一些可行的避险策略。一方面，LPG下游企业可以直接选择买入期货合约，规避旺季价格上涨的风险。另一方面，厂库也可以通过卖看跌期权获取权利金收益。如果价格下跌，厂库完全可以交货冲抵风险。”刘琛瑞说。LPG期货加入能化产品大家庭后，不仅自身可以发挥规避价格风险的作用，还增加了一些跨品种对冲风险的可能。在刘琛瑞看来，PDH产能在未来两年将大规模释放，而目前PDH行业利润高达2000元/吨，对此市场普遍不看好。本着非标价格走势相近的原则，在期货市场上买入LPG期货、卖出PP期货的方式，可以看做未来长期做空PDH利润的头寸，这让PDH企业提前锁定加工费成为可能。作为首个气体能源衍生品，业内人士认为LPG衍生品市场将大有可为。“LPG是重要的燃料和化工原料，涉及民生需求，推出合适的金融工具可以推动LPG产业平稳运行。LPG期货合约设计上充分考虑了我国现实国情，与海外市场的掉期产品也有差别，不仅有助于发挥期货的价格发现功能，形成符合国内市场的定价机制，也有助于在国际上争夺我国在能源大宗商品上的定价权。此外，LPG期货、期权上市丰富了国内能化板块品种，为国内企业提供了多元化的风险管理工具，有助于能化产业长期发展和相关企业的稳定经营。”金晓如是说。

来源：期货日报1月20日，随着多台LPG（液化石油气）罐车在广东省东莞市九丰能源仓库提货装运，由广东兴华燃气集团（简称兴华集团）主导的LPG基差贸易正式完成。期货日报记者了解到，随着LPG衍生品市场功能的有效发挥，LPG上下游企业正在探索利用期货点价的方式确定现货买卖价格。期货定价在LPG行业内逐步推广，有利于完善LPG行业定价机制，提高我国进口贸易议价能力。作为中国衍生品市场第一个气体能源品种，LPG期货及期权分别于2020年3月30日和31日在大商所挂牌交易，填补了能源核心三大领域煤、油、气中气体能源的缺位，为保证中国能源市场安全运行、产业链企业稳健发展提供了更有针对性的风险管理和定价工具。大商所相关负责人介绍，LPG期货上市以来，市场平稳运行，2020年成交量、日均持仓量分别为4825.17万手、8.90万手，全年法人客户日均持仓占比41.73%，较2020年4月份提升18个百分点，说明越来越多的产业企业已逐步参与到期货交易中来。相关市场人士表示，LPG期货上市之前，我国LPG进口采购价格主要以CP、FEI指数联动为主。其中，CP是沙特国家石油公司月底公布的下月长约客户提货价格，该价格被中东所有生产商以及亚洲、澳洲其他生产商当作销售计价标杆，国内进口LPG贸易以CP定价为主。事实上，我国进口LPG连续多年保持两位数增长，目前年进口量超过2000万吨，国内整体消费量超过5000万吨，但如此大的消费与进口市场却一直缺乏有效的风险管理工具，直到LPG期货上市才填补了这一缺陷。“LPG期货上市后市场保持平稳运行，大商所持续开展相关业务推广和完善工作，推动企业逐步参与和利用期货市场管理风险，现货企业对期货市场的参与度越来越高，厂库注册仓单也越来越多，LPG期货逐步对现货贸易和定价方式产生影响。”上述市场人士对记者说。据了解，兴华集团在LPG期货上市之初即保持关注，组织资源参与到期货市场中，运用期货工具为自身经营保驾护航。经过一段时间的摸索和学习，该公司在广发期货东莞营业部的帮助下逐步形成了行之有效的期现结合模式，产生了良好的效果。兴华集团相关负责人告诉记者，LPG期货上市后行情波动较大，有时会与现货偏离较多，“这一次我们敏锐地把握住了利用期货工具优化采购成本的机会，积极与上游贸易商沟通以期货价格加升贴水的方式签订基差合同，并在期货深度贴水现货时顺利点价，大幅降低了采购成本，获得了良好的点价收益”。记者了解到，此次基差点价交易既是LPG行业较早探索期货点价交易的成功案例，也是广东东莞地区LPG下游企业首次通过期货仓单参与实物交割，为行业树立了标杆作用。以此为开端，未来LPG期货有望被更多的企业接受，进而成为公开透明、持续交易和市场认可的价格参考，改变完全由国外主导定价的现状，提升我国能源领域的议价水平，进一步提高“中国价格”在国际贸易中的影响力。