天然气价格大幅下滑的原因有哪些_天然气价格暴涨原因

1.天然气取暖政策时间

2.原料高涨与需求低迷同在，大宗商品走势短期难有突破

3.预计2022年春季化肥行情

4.液化天然气市场如何运作及液化天然气合同的签订？

5.“两桶油”上半年合计亏损超500亿 哪些板块亏最多？

6.为什么今年煤炭价格这么贵？

虽然常规天然气的规划一直在提高，但常规天然气的产量增速在近年却出现了大幅度的下 滑，天然气供给的产量缺口正不断扩大。

从供给端来看，国内天然气的勘探投入仍显不足， 由于勘查主体少，竞争不足，造成部分区域内存在一定程度的“占而不勘”现象，同时国际油价的持续下跌也使得石油企业在上游的投资减少，直接影响天然气的产量。

从供给端来看，国内天然气的勘探投入仍显不足， 由于勘查主体少，竞争不足，造成部分区域内存在一定程度的“占而不勘”现象，同时国际油价的持续下跌也使得石油企业在上游的投资减少，直接影响天然气的产量。目前，国内常规天然气主要来自新疆、陕甘宁、川渝、青海和东北五大产气区。据相关数据显示，2015 年常规天然气产量为 1120 亿立方米，占比约为 83.21%。

“十三五”规划中2020 年计划常规天然气的产量为 1200 亿立方米。截至 2015 年底，我国常规天然气地质资源量 68 万亿立方米，累计探明地质储量约 13 万亿立方米，探明程度 19%，需进一步加大天然气的勘探投入。根据“十三五”规划要求，十三五期间将新增探明地质储量 3 万亿

立方米，到 2020 年将实现 16 万亿立方米的累计探明地质储量。?中国的进口管道气目前主要来自中亚的土库曼斯斯坦，已经投入使用的中亚 ABC 线合计输 气能力达 550 亿立方米/年，在建的中亚 D 线预计 2020 年投产，输气能力达 300 亿立方米。

由于乌克兰危机造成俄罗斯和欧洲关系紧张，并且主要输往欧洲的天然气管网都要进过敌 对的乌克兰，这就造成俄罗斯将其天然气销售方向逐步转为亚洲。

并且由于遭受国际制裁 和原油价格暴跌导致出口收入大幅下降，俄罗斯也最终放开了远东地区的资源开发，长期 看这也将大幅增长我国北部能源的潜在供给。 总结

虽然常规天然气的规划一直在提高，但常规天然气的产量增速在近年却出现了大幅度的下滑，天然气供给的产量缺口正不断扩大。从供给端来看，国内天然气的勘探投入仍显不足。

天然气取暖政策时间

收藏每日商品，了解全球大宗商品市场动态，今天是2022年7月6日，以下是今天主要内容的国际部分：

本周来自经济下滑的预期对全球商品市场再次带来冲击，在美元大幅走高、创近20年新高的背景下，全球包括黄金、原油在内的大宗商品价格全线跳水，国际原油价格更是近段时间以来首次收低至100美元下方的位置。

针对经济下滑的预期，花旗银行预判原油价格可能会跌至70美元下方，但持此观点的机构并不占据多数，不少机构认为未来一段时间原油价格仍会居于100美元以上的高位，因为，目前来自俄罗斯的供应问题依旧未见明显好转。

近日，关于西方国家计划对俄罗斯能源出口采取限价措施的方案传来最新消息，目前日本提议将俄罗斯原油价格限定在目前水平一半左右的水平。

对此提案，俄罗斯方面给出的评判是，如果这一方案得到确认，将意味着市场上的原油供应减少，可能将原油价格推到每桶300-400美元以上。

值得注意的是，近段时间俄罗斯和日本之间的能源供应也出现微妙变化。

一方面俄罗斯计划收回萨哈林2号天然气项目的所有权，日本三菱公司和三井物产持有该项目的22.5%股份可能会被收回；另一方面，目前日本也在积极寻求替代方案，希望能从美国和澳大利亚获得更多供应，以减少对俄罗斯的依赖。

分析认为，由于日本是全球第二大液化天然气买家，若一旦最坏局面出现，将面临和欧洲竞争天然气采购的局面。

而截止目前，欧洲地区的天然气价格依旧处于历史最高位，没有人能给出更多的替代方案，此前备受推崇的环保问题也因此搁置，煤电、核电有重返能源供应的趋势。

而且，欧洲对全球俄罗斯天然气替代的策略，也导致亚洲地区天然气价格出现暴涨，目前亚洲的液化天然气价格在今年夏天飙升至有史以来的最高水平。

我国海关数据也显示，因国际价格飙升，5月份我国天然气进口大幅下滑。

对此，来自国际能源署对全球天然气市场最新季度报告显示，今年全球天然气消费将小幅减少，但不是因为需求不佳，而是价格飙升以及俄罗斯天然气可能进一步减少供应。

数据显示，俄罗斯是全球石油、天然气、煤炭出口大国，2020年俄罗斯石油出口量占全球总量的11.08%，天然气出口量占全球16.07%，煤炭出口量占全球17.08%。

这也意味着全球最坏的局面仍未到来。

截止目前，由于供应紧张而需求旺盛，世界第一大原油出口国沙特将亚洲买家8月原油官方销售价格提高到接近历史纪录水平。

今年以来一直对欧盟保持大量天然气供应的美国市场，虽然目前其零售汽油价格连续21天下跌，到仍处于4.8美元的历史高位区，而且，在能源供应替代下，美国伊利诺伊盆地煤炭现货价格飙升每短吨190.25美元，创出2005年以来的最高纪录，超过了2008年的峰值。

值得注意的是，此前对俄罗斯煤炭禁运导致欧洲从南非进口煤炭增多，但最新消息显示，由于能源短缺，南非再次启动限电措施。

更多消息则显示，自4月份以来印尼对欧洲的煤炭出口开始大幅攀升，5月印尼向欧洲地区出口煤炭58.73万吨，环比增长52.82%。

据印尼媒体报道，目前一部分煤船正在前往欧洲国家，如德国和波兰。

据悉，印尼之所以向欧洲运输煤炭，主要是其传统的煤炭进口地区印度和中国，近段时间加大了对俄罗斯煤炭的进口力度。

针对目前全球能源供应问题，石油输出国组织秘书长巴尔金都表示，由于多年来投资不足，石油和天然气行业正在被“围困”。

如果允许伊朗和委内瑞拉带来更多的供应，短缺可以得到缓解。

但实际上，刚刚举行的相关会谈中，关于伊朗的谈判再次失败。

不过，有趣的是，取消价格管制的阿联酋目前国内汽油价格迎来第五次上调，导致其价格是科威特的三倍，是海湾合作委员会六个成员国每升汽油平均价格的两倍多，因为其他国家对燃料进行了一系列的补贴。

此外，在亚洲市场，印度正式宣布对石油公司征收暴利税，并表示，只有当全球原油价格从目前的水平下降到每桶40美元时，印度才会取消对石油生产商和炼油商实行的暴利税。

而在俄罗斯也同样计划对能源巨头俄罗斯天然气工业股份公司征收临时暴利税。

数据显示，虽然自3月以来俄气对其主要市场的出口已经萎缩，但得益于价格飙升，俄罗斯天然气工业股份公司仍获得了巨额收益。

有分析称，征收的暴利税规模或达到近200亿美元的水平——或许，这也是西方国家计划对俄罗斯能源出口采取限价措施的主要原因之一。

其他方面，自5月份以来各国央行加大了对黄金的采购力度，总采购量达到35吨，环比增幅超过80%，6月份央行的黄金购买也非常强劲，其中仅伊拉克央行就宣布，6月份购买了34吨黄金。

总体来看，在经济面临下滑、需求难以恢复的大背景下，供应问题将对全球能源价格构成有力支撑。

原料高涨与需求低迷同在，大宗商品走势短期难有突破

天然气取暖政策时间为2019年10月11日。

生态环境部在2019年10月11日对进一步制定农村居民天然气取暖运营补贴政策做出了相关颁布。

作为一种高效清洁能源，天然气的吸引力大不如前。公开数据显示，受经济增速放缓、价格优势不足等因素影响，2014年中国天然气消费量增速开始大幅下滑，2015年甚至创10年新低。在2015年两次价格改革、多地煤改气工程陆续投运之下，2016年天然气表观消费量约为2240亿立方米左右，同比增长9.3%，增速同比提高3.8个百分点。

预计2022年春季化肥行情

收藏每日商品，了解全球大宗商品市场动态。

今天是2022年4月20日，以下是今天的详细内容：

近日，秘鲁两大铜矿传出停产消息，令国际铜价冲上历史第二高点。

不过，从本周全球大宗商品市场的走势来看，市场收藏焦点开始转向经济增长预期，令全球商品价格承压。

数据显示，全球最大铁矿生产商力拓集团一季度出口量环比大跌15%，排名第二的巴西淡水河谷更是环比锐减35.5%。

尽管需求低迷，但受产量下降以及全球通胀预期影响，今年以来国际铁矿石价格却保持着强势上涨的局面。

数据显示，今年年初，品位在62%的澳大利亚铁矿石基准价格为每吨119美元，而目前则大部分时间都在每吨135美元以上。

与此同时，来自黑海地区的供应问题也在推动着全球能源价格持续维持在高位运行。

目前国际原油价格已经较长时间位于100美元上方，在高油价影响下，拉脱维亚成为第一个宣布石油产品供应出现危机的国家。

此外，来自澳洲的煤炭巨头则指出，国际煤炭价格涨势将延续至明年。

这种高价的原料供应与低迷的市场需求之间的矛盾在国内市场同样存在。

我们从海关数据来看，由于国际价格高涨加上国内需求不佳，3月份我国煤炭及原油、天然气进口数量同比大幅下滑，因国际价格走高。

其中，3月进口煤及褐煤1642万吨，同比下滑39.6%；成品油进口185万吨，同比减少11.69%；原油进口4271万吨，同比下降14%；天然气下滑17%，至463万吨，为两年内最低。

针对目前国内大宗市场存在的供应与需求之间的矛盾，我们注意到，有关方面一方面做好大宗商品的保价稳供工作，另一方面则继续保持对重点项目的推进，以期刺激需求的恢复。

最新消息显示，在原料价格上涨的压力下，目前国内焦炭市场第五轮提价完成，累计涨幅达到1000元/吨，第六轮提价已开始启动，这将对本就需求不佳的下游市场构成成本压力。

据悉，目前一些相对较好的企业螺纹每吨盈利约为150元，热扎200元左右。

不过，来自发改委对粗钢产量压减的调控策略给钢材市场带来短期的利好支撑，价格有所走强。

从统计局数据来看，一季度我国粗钢产量同比下滑近10%。

同时，对钢材市场的调控也将缓解来自原料市场的供应压力，预计短期内大宗商品原材料市场会承受较大压力。

但市场的核心依旧在于需求能否恢复。

最新消息显示，尽管春节以来各地对楼市松绑，银行贷款出现放松，但从市场反馈来看，楼市信心依旧不足。

而在新能源领域，作为替代房产经济的重要组成部分，受累于材料价格的飞涨和供应短缺等因素影响，市场增速也不及预期。

液化天然气市场如何运作及液化天然气合同的签订？

在疫情影响因素没有完全消除或相对消除之后，2022年化肥价格还将维持一段时间的高价位状态。化肥价格没有短时间内下跌的迹象，如果非得给个时间上的判断，个人认为化肥降价不会在2022年3月份之前发生，而春

2021年化肥市场情况分析

2021年化肥价格相对较高，不论尿素、钾肥、磷肥，还是二铵、复合肥等等，都有了不同程度的上涨。比如2021年尿素最高价格达到了3400元/吨左右。

而前两年尿素的价格，还在1800-2000元/吨左右，上涨幅度很大。化肥价格的上涨直接导致农户们种植一亩地的成本上升，只考虑化肥这一项，就增加了几十元。

2021年整体来说，化肥价格都处于高位运行。不少种植户把希望寄于明年，希望明年春耕时期，化肥价格能够有大幅度的下跌，以便降低种植成本。下面我们就2022年化肥市场行情趋势以及春节价格行情进行分析。

2021年化肥价格为何大幅度上涨

①原材料成本上涨

煤炭、天然气、硫磺、磷矿石等原料成本的大幅上涨，是导致化肥价格上涨很重要的因素。

据市场数据显示，2021年煤炭、天然气的价格，和去年相比，最大涨幅时分别达到了181.88%和148.43%。

另外，2021年上半年期间，28%品位磷矿石价格涨至530元/吨左右，涨幅因为达到了51.43%。

②国内需求有所增加

先说国内需求，根据国家统计局发布的数据，2021年全国粮食播种面积达到了176447万亩，比2020年增加了1295万亩，种植面积的增加，预示着化肥用量的增加。

③国外需求

据数据显示，2021年上半年我国尿素累计出口242.58万吨，同比上涨40.98%。磷酸二铵累计出口321.84万吨，同比上涨58.42%。

对于国外来说，一方面受疫情影响的原因，开工率降低。另外一方面，一些国家受极寒天气和飓风等影响，也影响了正常的开工生产，导致供应紧张，进而采取进口。

结合上述内容：在化肥生产成本提高，供应相对紧张，而需求又增加的情况下，价格出现了大幅度的上涨。这个情况再2022年也不会一下子就环节了，所以2022年化肥价格暴跌是不可能的。

2022年春季化肥价格预测

2021年化肥价格是高是低，已经快要过去了，现在农户们更关心的是2022年春季用肥时候的价格，继续延续2021年的价格走势，还是会出现大幅度的下滑？

①2021年第4季度价格回落

2021年第4季度，尿素、二铵、复合肥等化肥价格，有了一定程度的下滑。

虽然和未涨价之前相比，价格相对还是较高，不过，呈现下滑的趋势。对于农户们来说，明年春季用肥购买到较低价格的化肥，还算是一个好消息。

②生产原料成本上价格回落

从化肥生产原料成本上来看，2021年第4季度，煤炭、天然气等价格，已经出现了回落。和2021年年初时相比，分别上涨了9.52%和49.61%。和2021年上半年的最大涨幅相比，已经下降了非常多。

③国际需求降低

从国际市场分析。国外一些国家，随着时间的推移，也开始慢慢恢复生产。比如欧洲化肥大厂开始恢复部分生产。白俄罗斯化肥巨头，也从停工停产到供不应求。

随着国外需求降低，国内出口来减少，以及国内库存的逐渐增多，再加上生产成本的降低，让国内的化肥价格出现了回落。不过，想要跌到2020年的化肥价格水平，需要一个过程。

因此，2022年春季用肥时，化肥价格和今年相比，呈下跌趋势。不过，整体价格来说，农户们还是会感到较高。磷酸二铵、尿素等主要化肥还将维持一段时间的高价位状态。

“两桶油”上半年合计亏损超500亿 哪些板块亏最多？

尽管美国与欧洲天然气市场的竞争由来已久，但其他大多数国家还和不久前的整个欧洲大陆的情况相似——进口垄断。在这些国家中，通过管线或液化天然气罐进口的天然气销售一般由长期供销合同控制，因为实际上，仅有一个可能的进口者。这方面的一个实例就是购买条款，无论是否将天然气交付，用户都必须为此付费。另一个就是将天然气按照燃料油（根据欧洲或亚洲的燃料油）价格进行定价。然而，在那些拥有多个进口商的国家里，竞争将会导致出现零售市场。这种情况在美国和英国已经发生，而且在欧洲大陆已经成为市场运行的规范（标准），这主要是欧洲人直接开放市场所造成的。所以，在美国（亨利枢纽，美国得克萨斯州的主要天然气定价点）和英国（估计的国家平衡点，或NBP），发行了液化天然气配给券。因此，在所有液化天然气进口国中，液化天然气在天然气市场上所占的份额似乎在大幅度增加。

然而，与管线天然气不同，这种约束已对液化天然气的价格制定产生了影响，即使液化天然气的加工不像石油那样灵活，但液化天然气依然可以很容易地改变到货的目的地。这种市场开放政策可能使不同市场之间保持一种公平交易的状态，当两个进口国之间发生价格差异时，液化天然气运输船就可能驶向出最高价的购买者，这就要求根据供应与需求来确定价格体系。如果一个市场上的价格下跌幅度过大，该市场的液化天然气的销量就会大增，导致该市场的液化天然气短缺及价格上扬。如果过多的液化天然气涌向出价高的市场，同样也会引起价格下滑。

根据总部位于法国巴黎的国际液化天然气进口国家组织（Groupe International des Importateurs de Gaz Natural Liqueefie，GIIGNL）的要求，在未来10年中，每年输往亚洲的近3000万吨液化天然气的销售合同将会续签。传统的液化天然气合同注重为买方供应的安全性。这些合同长效（常为20～25年）而严格。到货付款条款倾向于买方的体积风险。液化天然气通常为船运，即液化天然气用特殊设计的油轮运输。这些合同还包括一些定义明确的条款，不允许买方将船运的液化天然气转卖给第三方。自从20世纪90年代中期以来，这些情况发生了改变。液化天然气的供应者们提出了更为合适的条款，包括为印度和中国的液化天然气进口给以实质性降价，这使得那些传统的液化天然气购买者在进行谈判时也提出了降价的要求。

短期市场的增长。这种环境变化的一个重要结果就是短期液化天然气市场的出现。然而，所有长期合同未能交易的货物据此都可被定义为短期交易。这包括在一年合同中交易的货物和已被销售和购买的单批的液化天然气。继续驱动这种短期市场的因素有：（1）未能实现的生产力，因为一些新建厂仍在建设中，尚未达到满负荷生产能力；（2）市场需求更多的液化天然气，尤其在西班牙和美国，这些国家的接收终端正在超负荷运行，而韩国在冬季液化天然气需求量增加；（3）船运能力未能满负荷；（4）更具灵活性的交易合同。

“虽然液化天然气的长期合同不可能完全消失，但进口公司正在探寻更加灵活和更好的合同项目。”

全球液化天然气价格。液化天然气的价格多是以每百万英制热量单位的美元数表示的，而价格可以离岸价格（FOB）或目的港船上交货（DES）为基础进行核算。当今绝大多数合同为离岸价格，因为买方认为用这种价格可以使自己对到岸价有更多的控制力并允许他们拥有额外的液化天然气交易。包括了液化天然气和管线天然气的天然气市场正在比利时、英国和美国出现。这为价格套利和价格的最终趋同提供了机遇。从历史上看，太平洋区域的液化天然气价格要高于大西洋区域的，过去的10年中，前者平均为5美元／百万英热单位，而后者则为4美元／百万英热单位。中东地区液化天然气供应迅速增加可能促使大西洋区域与太平洋区域之间的液化天然气价格趋同。目前，从中东地区输往大西洋区域的液化天然气相对较少，但在中东正在实施的几项工程的目标就在于向欧洲和北美市场供应液化天然气。此外，如果在北美西海岸建立多个液化天然气进口接收终端，则太平洋区域的供应者们就将会在美国市场上获得更大的份额。

大西洋与太平洋区域液化天然气的定价。液化天然气的价格是具有竞争性燃料的基准点。液化天然气有三个明确而相对独立的市场，每个都有各自的价格体系。虽然在市场之间的风险程度有所不同，但在每种价格系统内部都会有价格风险。在美国，具竞争能力的能源是管线天然气，水准基点价格既可用于长期合同中的特殊市场，也可用于短期合同和亨利枢纽现货价。

在美国，从事液化天然气交易的进口商和出口商们将面临美国天然气市场上价格大幅度波动所产生的高风险。

“在欧洲，液化天然气与竞争的燃料价格有关，比如低等民用燃料油。然而，液化天然气的价格开始与天然气零售市场和未来市场价格相联系，二者必居其一。LNG价格与进口油相关。标准的价格公式包括针对原油价格的基本价格指数，一个常数，以及可能的公式评价／审核的机制。”

问题在于美国天然气存货与液化天然气进口之间的关系。在此，需要记住的关键点在于与石油的不同。天然气并没有传统意义上的全球交易市场，因为从历史来看，天然气是用管线输送的，所以它们只能是区域易市场。如，北美就是一个由管线与欧洲其他市场相连接的。液化天然气的情况正在发生改变，因为人们可以用船将天然气运至世界任何价格最合适的地方。如果天然气价格在欧洲高于在美国的价格，则就会有更多的液化天然气被运往欧洲。然而，此时的液化天然气液化和再气化处理能力就不能有效地满足所有需求。由于这种局限性，世界不同区域的天然气价格依然差别极大，目前尚无足够的液化天然气供应能够明显减弱这种差异。

美国纽约的天然气价格（NYMEX）以美元每百万英热单位结算。在英国伦敦，天然气则是以便士每撒姆（英国用以计量煤气的热量单位）的概念（1/100英镑）结算，一个撒姆为100000Btu（可以简单地将英国合同转化为它的1美元／百万英热单位）。换言之，当这一比值大于1.0时，美国的天然气价格更高一些，而当这一比值小于1.0时，则欧洲的价格要高一些。2007年初期，这一比值的高值大大超过1.0。这种情况出现的原因在于伦敦交易的天然气价格剧烈下跌，而美国的天然气价格则呈现平稳向略高的变化。任何近10年内到欧洲旅行的人（或生活在那里的人）都会发现欧洲相对较暖和了。同时，2007年2月到4月美国的气候却极为寒冷。因此，当时美国的天然气价格是英国同样当量的天然气价格的2.2倍。现在，如果你拥有已经储存进一个大罐内的液化天然气能源，你将会做什么？答案是很明确的——将这些天然气运往美国！注意一下2007年春季所发生的事情——液化天然气进口到美国市场，迅速使那里高昂的天然气价格得以回落。如果你为美国天然气价格在那时下跌原因感到不解的话，这就是主要原因之一，大量涌入的液化天然气使当地的库存迅速增加。

液化天然气的增产。液化天然气的专家称，全球液化天然气的供应至少在未来4年依然紧缺。2006年底，全球液化加工能力为18000万吨／年，而全球再气化的加工能力则约为34800万吨／年，这样，再气化能力就比液化能力多出了16800万吨／年。到2010年，这种差额可达27100万吨／年，而届时的天然气液化能力可达26100万吨／年。2010年亚洲的液化天然气需求量达1.26亿吨，比2006年以来增加了2300万吨（略高于20%）。根据瑞士联合银行集团的报告（2007年12月），到2015年之前，全球液化天然气产量将低于预算值，原因在于项目投资过高、天然气量不足以及液化天然气价格上涨等。

天然气价格

到2015年，液化天然气每年的产量可能以9.0%的速率增加，而已经达成共识的预计增加量则高达10.0%。瑞士联合银行集团预计项目每延期一年就会对发展造成影响，从而会导致2010—2015年期间可能会出现约1000万吨／年的短缺，或使全球的液化天然气消费量下降3.0%。在更悲观的情况下，新项目将会推迟两年完成，则供应短缺量将会加倍达到7.0%。2007年，由于建设费用大涨，液化天然气的投资商们推迟了对新建液化天然气供应项目的投资决定。劳动力和设备的短缺也使各种费用持续上涨并导致建设项目被延期。

由于新的液化加工项目加工工程不断地被推迟，供需平衡的紧张状态不断增加。到2008年底，有8个新项目得到批准，以前的预测过于乐观了。英国天然气（BG）集团和伍德赛德（Woodside）石油公司成为两家最为看好液化天然气市场前景的公司。中国石油（PetroChina）与Gorgon、Browse液化天然气项目签订了购买液化天然气的初步协议书，这可能成为市场的一个“转折点”，因为该协议书标志着中国目前希望签订与石油价格部分相关的价格合同。

即使目前天然气价格面临着上涨的压力，但增加供给，尤其是来自非常规天然气的供应，增加液化天然气进口能力以及对天然气储备投资的增加等措施，将可能使天然气市场长期处于平衡状态。北美洲继续保持充足的天然气供应，预计减少的常规天然气供应正因其他非常规天然气供应而迅速补充。目前的价格也促使大量的投资拥向天然气勘探与开发领域，并且增加了区域天然气的供应量。在这种形势下，非常规天然气，如页岩气、煤层气等目前的经济价值也大增了。

在满足消费者的能源需求方面，天然气将继续起到重要的作用。2009年，全球液化天然气的产量可能增加14%，这将归功于卡塔尔和印度尼西亚等国家，正是它们的液化天然气产量，占到了全球液化天然气供应中的四分之一之多。2009年，液化天然气的产量，或将天然气制冷成可供油罐运输的液体量可能会增加0.25亿吨至2.08亿吨。这一增加可能会满足世界第二大液化天然气购买者韩国的年需求增加量。根据2008年6月英国石油（BP）公司发布的《全球能源统计》显示，全球2007年的液化天然气交易量增加了7.3%（1.653亿吨）。到2015年，人类对更加清洁的燃料能源的每年需求量的增加速率将达10%，为对石油需求量增加的5倍之多。2008年液化天然气的消费量从2007年的1.73亿吨增加到1.83亿吨。

2008—2012年的新增液化天然气供给

新的液化天然气项目已经在卡塔尔、印度尼西亚、也门、澳大利亚和俄罗斯等国家开始实施。从澳大利亚通往尼日利亚的项目在2008年的前6个月中可能会生产0.88亿吨液化天然气。然而，液化天然气的产量依然低于人们的预期值，因为许多国家都已转向国产天然气的利用，而另一些国家的管线建设却进展得不顺利且设施不足。在2008年的前6个月中，埃及的液化天然气产量约为0.052亿吨，它具有生产0.061亿吨的潜力，可以满足本国的需求。尼日利亚提供了0.08亿吨，即将其前6个月一半产量中的72%用于出口。液化天然气的供应可能非常紧缺，这会导致其价格飙升。在北半球的冬季，天然气的价格可能会涨至每百万英热单位25美元。由于日本和韩国展开与欧洲的液化天然气争夺，因此亚洲的天然气价格受英国未来天然气价格的影响。

亚洲的液化天然气价格在未来5年中的增长率将达75%以上。在欧洲大陆，天然气的价格与石油价格相关，而且它们的波动后滞于原油价格波动的3到6个月时间，预计液化天然气价格将会下降。根据彭博通讯社的预计，未来英国冬季的天然气交易价格约为每百万英热单位17.30美元。液化天然气大发展的一个原因就在于供应与需求之间的地理失衡：天然气的生产区多集中在俄罗斯、中亚和中东地区，而消费市场则主要集中在亚洲（日本与韩国）、欧洲（法国和西班牙）和北美洲。第二个决定性因素是从事天然气液化加工的国家，能将液化天然气送往那些常规天然气管线无法送达的区域，而且可以大量运输1立方米的LNG相当于580立方米天然气。。

为什么今年煤炭价格这么贵？

随着中石化发布2020年半年报，“三桶油”年中成绩单已悉数披露。

今年上半年，“三桶油”成绩单不容乐观：中石油、中石化合计亏损超过500亿元，中海油实现净利润103.83亿元，但业绩相比于去年同期也大幅下跌。

贝壳 财经 记者梳理发现，提及业绩下滑，“三桶油”给出的原因趋于一致：受疫情影响，全球市场萎缩，国际油价“断崖式下跌”。

受此影响，“三桶油”亏损板块各不相同，中石化炼油事业部亏损超过300亿元，炼油毛利为人民币-13元/吨。中石油亏损最严重的是销售板块，亏损额度过百亿，公司称这是受国内成品油市场需求下降、库存减利等因素影响。

“三家公司侧重不同、资源配置不同，多方面因素导致了盈利、亏损板块不一的情况”，中国能源网首席信息官韩晓平告诉贝壳 财经 记者，中石油在国内油田资源较多，我国每年2亿吨左右原油产量，大部分都由中石油产出。

韩晓平向记者表示，相比之下，中石化有更多进口油，由于中石化“出海”较晚，掌握的油田开采价格不如西方油企那么低，多种因素导致中石化更容易受到国际油价波动的影响，油价上行时中石化炼油板块盈利更多，油价下行时中石化炼油板块亏损更多。

此外，韩晓平还指出，中石油与中石化都承担了较多的保供任务，受到目前国际形势影响，我国对原油储备量有一定要求，部分西方私营油企可以在油价下行时减少生产，但是中石化炼油毛利为负，也要承担部分保供任务。而中海油在管理效益、资源配置、员工数量等多方面与中石油、中石化有一定差异，也导致了经营效益不同。

对于今年下半年的形势，韩晓平表示，随着全球经济复苏，原油价格如果回暖，“三桶油”面临的局势将有所缓和，不过目前西方疫情尚未解除危机，下半年油价走势尚有待观测。

油价下跌 三桶油直呼局面艰难“前所未有”

刚刚发布半年报的中石化表示，2020年上半年，公司营业额同比降低31.3%，主要归因于疫情和国际油价暴跌影响，公司主要产品经营量和实现价格同比下降。

此外，2020年上半年，中石化经营亏损为215亿元，同比减少人民币706亿元。主要归因于受疫情和油价暴跌的双重影响，公司原油加工量、化工产品和成品油经营量下降，主要产品价格下跌，库存损失较大，毛利大幅收窄。

中石化称，2020年上半年，新冠肺炎疫情全球蔓延，世界经济低迷，全球市场萎缩。上半年，普氏布伦特原油现货均价为40.07美元/桶，同比下降39.2%，成品油需求锐减，石化产品需求增速下降，行业经历了前所未有的艰难局面。

中石油也表示，2020年上半年，疫情蔓延导致世界石油需求 历史 性下降，全球石油市场严重供过于求，国际油价深度下跌。此间，“减产联盟”减产谈判破裂并发起价格战， 随后又达成史上最大规模减产协议，对国际油价走势带来重要影响。

中石油表示，受宏观经济及疫情影响，全球石油市场供需宽松局面进一步加剧，国际原油平均价格比上年同期大幅下降。受国际油价大幅下跌、国内油气需求严重萎缩的不利影响，本集团生产经营 遭遇前所未有的冲击和挑战。

中海油则直接将国际油价的此轮波动称为“断崖式下跌”。中海油表示，刚刚过去的上半年极不寻常 、极不平凡 ，我们经历了百年以来全球最严重的公共卫生危机和“大萧条”以来未曾遇到的全球经济衰退，国际油价“断崖式”下跌使全球油气行业陷入低迷 。低油价 叠加新冠肺炎疫情 ，给公司生产经营造成巨大影响 ，公司发展面临的外部形势异常严峻复杂。

中石化：炼油事业部亏300亿 毛利为负

如果从利润来看，中石化五大板块中有多个板块出现亏损，其中，炼油事业部亏损最为明显，达到316.89亿元。

对于亏损最为明显的炼油事业部，中石化表示，炼油事业部业务包括从第三方及勘探及开发事业部购入原油，并将原 油加工成石油产品，汽油、柴油、煤油内部销售给营销及分销事业部，部分 化工原料油内部销售给化工事业部，其他精炼石油产品由炼油事业部外销 给国内外客户。

炼油事业部的产品包括汽油、柴油、煤油等，其中煤油今年销售量下降最大。2020年上半年煤油销售收入为244亿元，同比下降50.7%，占该事业部经营收入的5.6%，主要归因于受疫情影响，航煤需求大幅下滑。

值得注意的是，半年报显示，2020年上半年，中石化炼油毛利为人民币-13元/吨，同比减少人民币395元/吨。 主要归因于疫情影响，石油石化需求降低，毛利水平大幅收窄，同时，在原 油价格下跌过程中，原料及产成品库存损失较大。

勘探及开发事业部的亏损情况仅仅优于炼油事业部，亏损60.02亿元。

中石化表示，勘探及开发事业部生产的绝大部分原油及少量天然气用于本公司炼油、化工业务，绝大部分天然气及少部分原油外销其他客户。

2020年上半年勘探及开发事业部经营收入为人民币789亿元，同比降低24.0%，主 要归因于原油、天然气、LNG销售价格同比降低。2020年上半年勘探及开发事业部经营亏损为人民币60亿元，同比减少人民币122 亿元，主要归因于原油价格大幅下降影响，二季度该事业部经营亏损人民币75亿元。

从营业收入来看，中石化五大板块营收全部下滑，其中，下滑最为明显的是化工事业部、本部及其他。

化工事业部在2020年上半年实现1721.99亿元营业收入，同比下滑33.9%，本部及其他实现营业收入4846.25亿元，同比下滑37.1%。

中石化介绍，化工事业部业务包括从炼油事业部和第三方采购石油产品作为原料， 生产、营销及分销石化和无机化工产品。

2020年上半年该事业部经营收入同比降低，主要归因于经营量下降，以及产品价格下跌。2020 年上半年，该事业部经营收益降低 73.1%，主要归因于受疫情影响，化工产品需求下降，价格下跌，化工业务毛利下降。

中石油销售板块巨亏 中海油公司业务亏损

与中石化不同，中石油的销售板块亏损最为严重。

中石油半年报显示，2020年上半年，销售板块实现营业收入7492.03亿元，比2019 年上半年的9826.56亿元下降23.8%，主要由于国内成品油销量减少、价格下降。

受国内成品油市场需求下降、库存减利等因素影响，2020年上半年，销售板块经营亏损128.92亿元，比2019年上半年的经营利润4.94亿元减少133.86亿元。

除了销售板块之外，中石化第二亏损严重的板块也是炼油与化工板块。

2020年上半年，中石油炼油与化工板块营业收入为3698.11亿元，比2019年上半年的4863.66亿元下降24.0%，主要由于汽油、柴油、煤油等炼化产品销量减少、价格下降。

受国内市场需求下降、价格下跌、库存减利等因素影响，2020年上半年，炼油与化工板块经营亏损105.40亿元，比2019年上半年的经营利润63.70亿元减少169.10亿元。

中海油半年报则介绍，集团于全球范围内从事上游石油业务 ，包括常规油气业务 、页岩油气业务 、油砂业务和其他非常规油气业务。集团通过三个运营分部披露其主要业务 ，包括勘探及生产、贸易业务和公司业务。

半年报显示，中海油的勘探及生产业务合计收入为679.37亿元，利润为104.85亿元；贸易业务合计收入为64.97亿元，利润为1.92亿元。上述两大板块的收入和利润均下滑。

此外，中海油的公司业务出现亏损，达到3.23亿元。

“碳中和”叠加后疫情效应 煤炭价格高位运行

2021年以来，中国煤炭价格一直在高位运行，短期来看，“碳中和”叠加疫情后的经济复苏将对煤炭价格提供有力支撑。主要是三个方面的原因：

限价区间明确 煤炭市场价格机制进一步完善

近期，国家发展改革委先后印发了《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》(发改价格〔2022〕303号，以下称303号文)和2022年4号公告，明确于5月1日起实施。对于价格限定，相关文件明确规定哄抬价格行为。

2022年5月6日，国家发改委发布消息称，自5月1日起，煤炭中长期交易价格和现货价格均有了合理区间。根据《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，近期阶段秦皇岛港下水煤(5500千卡)中长期交易价格每吨570-770元(含税)较为合理。重点地区煤炭出矿环节中长期交易价格合理区间分别为：山西(5500大卡)370-570元/吨，陕西(5500大卡)320~520元/吨，蒙西(5500大卡)260元-460元/吨，蒙东(5500大卡)200-300元/吨。

其中，秦皇岛港下水煤(5500千卡，下同)中长期、现货价格每吨分别超过770元、1155元，山西煤炭出矿环节中长期、现货价格每吨分别超过570元、855元，陕西煤炭出矿环节中长期、现货价格每吨分别超过520元、780元，蒙西煤炭出矿环节中长期、现货价格每吨分别超过460元、690元，蒙东煤炭(3500大卡)出矿环节中长期、现货价格每吨分别超过300元、450元，如无正当理由，一般可认定为哄抬价格。

全球能源危机背景下 中国能源政策的调整方向

另外，乌克兰危机等全球能源危机频发凸显了传统化石能源在基建基础、发电成本和供电稳定性上的优势，将引发各国对过快能源转型的再思考，将深刻影响中国对外煤炭能源合作和能源安全。中国国内能源市场化水平低，面对极端事件冲击，能源安全韧性不足，国际能源安全事件在中国的国内风险被放大。基于欧盟能源政策发生转变，也将间接对中国包括煤炭在内的海外能源合作及能源安全造成影响，中方需要根据欧盟能源政策调整来进行应对。

—— 以上数据来源于前瞻产业研究院《中国煤炭行业发展前景与投资战略规划分析报告》