2018年整体供应偏紧，国产气平稳增长，进口气保持大幅增长态势，对外依存度超过45%。管道互联互通加强，储气库夏季注气量达到历史新高，LNG接收站建设加速，实际接收能力达到8325万吨/年，基础设施建设加快，保障冬季高峰期供应平稳。居民与非居气价并轨，终端居民价格上调，有利于保障民生的同时进一步促进我国天然气价格市场化。2018年，面对天然气上游资源的严重不足，下游市场冬夏季巨大的调峰需求，冬季保供难度的加大，政府和上游资源方制定了科学的营销策略，采取了合理的价格方式引导资源流向，确保市场供应稳定。对于天然气产业来说，2019年将会是一个里程碑式的时间，国家管网公司大概率将会成立，天然气价格将会市场化，销售体制改革将会面临新的选择，众多不确定的因素交织在一起，将会给天然气经营企业带来巨大的机遇和挑战。
一、天然气市场形势现状
（一）从近几年天然气市场变化趋势来看，市场波动性明显。
2010年我国天然气市场达到1000亿方，保持快速增长，2010年-2013年我国天然气消费年均增量205亿立方米、增幅17.0%；2014年经济发展进入新常态，天然气消费增速放缓，2014年-2016年年均增量114亿立方米，增幅6.5%；2017年随着北方清洁采暖和煤改气工程的大力实施，天然气消费量高速增加，2016年-2018年年均增长367亿立方米，增速17.6%。
（二）全年逐月天然气消费“U”字型特征明显。
天然气消费的传统淡季为每年4月-10月，2018年4月-10月，增幅同比接近20%，超出一季度的增速。由于北方今冬气温较高，增量不突出。受“煤改气”工程推动，工业燃料和城市燃气为主要的天然气增量市场。其中：工业燃料增量164亿方，城市燃气增量148亿方，两者增量占总增量的82%。发电保持一定增长态势，化工基本维持。
（三）天然气资源增量主要来自进口。
2018年我国天然气总供应量2832亿立方米，较去年增加392亿立方米。其中：国产气增加98亿立方米，常规气增加71亿立方米，页岩气增加19亿立方米；进口气增加294亿立方米，LNG增加197亿立方米。对外依存度 44.6%。
二、面临的经营新形势
总体来说，受国家管网公司成立、价格市场化、营销体制改革等因素的影响，燃气公司面临的不确定因素增加，对未来形势的预判困难，机遇与挑战并存。
（一）对国家管网公司成立后的运行体制机制掌握不清晰。
据预测，2019年上半年，国家管网公司将会挂牌成立，三桶油的主要骨干管道、LNG接收站、储气库等基础设施资产将会进行移交划转。下一步，新的国家管网公司成立后，如何进行运作，众说纷纭，这将会给上游资源方和中游承销商带来很多不确定，同时与客户的对接协调也将会增加难度。
（二）如何应对天然气价格市场化，将会是一个难以逾越的话题。
按照国家发改委文件，2019年6月10日后，对天然气基础门站价格进行改革，由供需双方谈判协商确定，这对长期依照国家文件作为基础定价依据的价格策略带来了革命性的挑战。如何制定一个既满足民生需求、保持市场稳定，又能确保经营效益、不发生社会负面舆论的价格策略，将会是一个技术性难题，值得产业链各方深入研究。
（三）营销体制的改革，将会对输销一体化公司，提出新的课题。
按照国家天然气体制改革的总体思路，将会是“放开两端、管住中间”，输销必将分离，管道公司只能从事管输服务，并且对外公平开放，销售公司主要从事资源的交易。这对很多省级天然气公司目前的经营现状提出了要求，如何进行业务重组和改革，将会是2019年面临的重要问题。
三、市场营销策略思路
面对2019年复杂的市场形势， 燃气公司只有不断加强市场开拓，寻求更优质的客户需求，才能快速的做大输销规模，奠定发展基础。以做大输销规模为核心，加快推动新客户的投产供应，进一步延伸终端直供，提高平均盈利水平，尝试新业务的开展，增加盈利点。 根据2019年分行业需求预测结果，“煤改气”工程推动了工业燃料、公服、采暖的快速增长，发电用气需求增长明显。 其中：工业燃料对供应价格较为敏感，同时环保政策实施的力度存在不确定性，工业燃料需求存在风险；公服价格承受能力相对较高，公服和采暖基本由城市燃气公司负责开发，城市燃气用气比较稳定，没有风险；燃气电厂的气电比价将逐步理顺，根据电厂具体运营情况，实施一厂一价。建议优先选择稳定发展的城市燃气公司，应加强和城市燃气公司的合作，基础设施建设应吸收下游城市燃气公司资本；其次是燃气电厂用户，与燃气电厂企业共同争取合理的上网电价，跟踪燃气电厂项目进展。
