天然气作为清洁低碳能源，在这一年的推广和利用受到一定程度的抑制。国内外天然气市场整体表现出稳中有降，降中有“忧”的发展格局。
2019 稳中有降，降中有“忧”
消费规模继续保持增长，但增速一改常态出现显著下降。2019年按照热值计算全球天然气消费3.79万亿立方米，同比增长3%，增速降低了1.9个百分点。亚洲的天然气消费增速由8.4%将至4.4%，下降4个百分点。
中国2019年消费增速降至9%左右，同比下降近9个百分点。按照2018年增速测算，2019年中国天然气需求增速下滑对亚洲需求增速下滑的“贡献”是2个百分点，权重在50%。2019年中国天然气消费占到整个亚洲的39%，亚洲和世界的天然气需求增长情况如何很大程度上已经取决于中国。
天然气贸易流向出现重大变化。亚洲本是需求增长聚集地，但在日本、韩国国内政策今年出现重大调整，日本重启核电以及煤电显著降低了天然气需求强度，韩国的能源替代政策也对天然气需求产生挤出效应。
中国受内需不足以及出口下降影响，工业用气需求增速由20%降至10%；发电用气受气价增长等因素影响增速由20%降至5%。政策方面，中国继续坚持“宜电则电，宜气则气，宜煤则煤，宜热则热”的发展思路，稳步推进煤改气工程实施，有效控制了短期内天然气过快增长。中日韩三国天然气需求趋缓使得大量LNG气源流向欧洲。
欧洲碳交易价格的提升以及煤电替代吸纳了部分新增气源，同时储气库也有接收。2018年欧洲的天然气需求增速在欧洲发展核电情形下出现了负增长，而2019年出现了由负转正的大幅跃升，但经过仔细分析可以发现欧洲在该年度的天然气消费总量并没有比处于高点的2017年增长多少。欧洲的天然气消费已到瓶颈，2019年的消费多少有些透支的成分在其中。
鉴于过去两年价格低迷以及供应充分，估计在2020年之后全球液化天然气FID项目数量会趋于下降，主要原因是投资商对市场未来走势持悲观预期起到了决定性影响，有关LNG项目投资可能迎来短暂静默期。但是之后将再次出现增长，理由有如下方面：
一是俄罗斯和卡塔尔以及美国形成的三足鼎立供应格局会对世界天然气市场供应形成冲击。美国长期出口增长几成定局。俄罗斯目前LNG产量占到世界10%，大约在0.36亿吨，但俄罗斯的中长期计划宏大，预计到2035年前后突破1亿吨。卡塔尔目前的产量是0.7亿吨，其发展规划是到2027年液化天然气产量达到1.2亿吨，旨在将丢失的市场份额找回来。
面对资源大国的强势出击，新兴资源国断然不会袖手旁观。表现在即便面对低气价，也要想法设法去发现和巩固市场，此情形有些类似当前OPEC成员国在减产方面的不情愿；
其二是未来天然气需求增长点在亚洲国家。亚洲国家多为发展中国家，气价承受能力有限，只能接受低气价气源，这是既成事实。资源供应国必将逐渐意识到他们所面临客户的支付能力，放弃产能建设就等于放弃市场；
其三是替代能源快速发展给天然气留下的发展时间并不长。一旦非化石能源快速发展起来且具有在低成本下生存和发展的条件，消费主体对天然气的依赖程度势必显著降低，可再生能源成本将成为天然气价格的天花板，这一点资源国也会逐渐意识到。
此外，LNG价格在贸易“西行”中下行，欧亚市场互动，亚洲气价与油价出现脱钩。2019年3月份之前，东北亚市场天然气贸易长约价格一直低于现货价格，但自3月份之后出现逆转，现货价格开始低于长约价格且缺口逐月拉大，最高时期二者价差接近5美元/百万英热单位。
欧亚市场表现互为因果，悲观市场预期弥漫欧亚。2019年东北亚市场现货价格开始和油价脱钩，同时天然气贸易出现了日本城市燃气公司与壳牌签约为期10年的天然气贸易事件，气价开始与煤炭价格指数挂钩。
海外资源可获得性增强，进入宽松机遇期，我国进口来源多元化格局进一步巩固。同时中央重视、政策引导、企业相应共同驱动国产气供应创历史新高。各大石油公司认真落实勘探开发“七年行动”计划，加大油气勘探开发投入；完成上游勘探开发投资3321亿元，同比增长21.9%；天然气产量1750亿立方米，增长9.1%，对外依存度同比下降0.8个百分点。
基础设施建设在规模增长中出现投资结构和区域布局变化。表现在LNG接收站方面，其建设开始布局内陆，沿海重视协同发展。我国已建成22座接收站，接收能力7090万吨/年；接收能力新增约230万吨/年，在建和规划32座，接收规模8820万吨/年。
2019年中国天然气消费增速同比虽大幅下降，但仍以远高于全球平均的水平发展，向好的趋势不会改变。
2020 慎始敬终，行稳致远
欧洲需求增速将在2020年大幅回落，亚洲需求增速回弹，北美将继续充当增产中心。国际市场LNG供应能力持续增长，各气源博弈欧洲市场，拉低亚洲现货价格。2020年美国产能将增加约57%，美国之外新投产产能较少；2020年欧洲市场气源选择会更多，加剧竞争，预计2020年长约和现货价差仍较大，卖家议价能力较弱。
2020年及之后天然气液化项目投资将继续，但项目开发商竞争加速。预计2020年液化项目FID规模依然保持较高水平，但2020年是国际天然气市场的博弈与观察年，项目开放商将更谨慎地评估资产计划和长远布局。预计2021年开始FID规模不及19-20年，何时迎来下一轮投资热潮？2020年市场走势和情绪成为关键。
国内天然气勘探开发力度持续加大推进产量释放进入加速期。2020年国产气供应总量达到1868亿立方米，同比增长6.7%。中国石化将进一步加大四川盆地、鄂尔多斯盆地、塔里木盆地勘探力度，荣威、南川、元坝、东胜等气田有望带来新产量。中国石油2019-2025年年均风险勘探投资由10亿元增加到50亿元。
国内上产期与买方市场期叠加，继续为天然气消费创造有利条件。资源来源多元化格局稳定，能源安全保障力度加大，2020年国产气、进口气供应总量达到3353亿立方米，其中国产气1868亿立方米，进口气1485亿立方米。
“煤改气”工程继续在天然气产业和市场运行中扮演重要角色。大气污染出现反弹，2020年污染防治攻坚战力度不减，需要继续推进煤改气。部分地区散煤复烧，“散乱污”企业反弹，车用油不合格，重污染应对不力。中国大气环境质量仍处于“气象影响型”阶段，空气质量主要还是老天说了算。
此外，煤改气区域正在逐渐拓宽，精准推进，南北呼应格局正在形成。“煤改气”在逐渐向南推进，北方的重点在于清洁取暖和工业燃料替代，南方则是工业燃料、发电和供热的模式调整。2020年大气污染防治的目标是上海、江苏、浙江、安徽及汾渭平原煤炭消费总量均下降5%左右。
天然气需求在需求刚性和理性推动中保持增长。首先城市燃气刚性需求持续释放，人口气化率支撑城市燃气天然气需求，城镇化进程推进为城市燃气带来较大发展空间，预计到2020年，居民与商服用气需求将达到1038亿立方米；其次，经济性提升、限硫令以及政策因素支撑交通用气增长，增幅位居各领域前列；受主要领域产品需求稳中有降影响，工业用气需求总体平稳，天然气在工业制品总成本中占比普遍在10%-20%，经济下行压力将在一定程度上削弱工业企业用气规模。
国家管网成立加快互联互通，天然气市场面临四大变革。一是供应主体多元化步伐加快，更多主体参与进口LNG和管道气；二是加快区域市场形成，气田、进口气源周边及主干管线沿线就近销售，节省运输成本，降低终端用户消费成本；三是催生新的交易中心，强化区域价格发现功能，引导资源促进区域天然气消费增长；四是重构天然气运营模式。
国家管网公司成立将产生建设驱动效应和运行标杆效应。从国际经验来看，美国天然气管道总长240万英里，州际管道20万英里，有超过210个管道系统，182家管输服务公司；英国有16家管道运输公司。国家管网与省级管网、石油公司管网组成“雁阵”模式，实行公平准入、运销分离、成本监审、“准许成本加合理收益”政策。
市场整合期天然气供应模式将出现适应性调整，步入平衡发展周期。现货采购在供应中的比重会保持上升，国际市场将持续处于买方格局；直供模式以及在供应中的占比将保持稳步提升，有助于减少中间交易环节，降低交易成本，而直供也是天然气市场进入成熟阶段后普遍采用的交易模式。
此外，统购统销模式逐步退出市场，国家管网公司成立和“管住中间，放开两头”政策深度实施，省级管网统购统销将逐渐退出历史舞台；点供在加强安全环保监管的形势下重新保持稳定增长，其基础设施建设还需要较长的周期。
中国经济是一片大海，而不是一个小池塘。中国经济调整回旋余地大，使得天然气在中国具有广阔的发展空间。但是需要正视天然气主体能源地位培育进程的复杂性和艰巨性，需要克服供给侧、需求侧改革的系列挑战方能讲好天然气的故事。培育天然气主体能源地位须慎始敬终，行稳致远。
