天然气行业深度报告：气价难破局，气量消费持续向好

（报告出品方/作者：中信建投证券，孙晓磊，高兴，于伯韬）

1.全球燃气供需缺口明显，部分区域缺气严重

1.1燃气消费长期稳定增长，LNG 供给占比持续提升

从一个区域的燃气供给结构来看，燃气供给主要由管道气和液化天然气(Liquefied Natural Gas，简称 LNG)构成。管道气通过开采地或处理厂输送到城市配气中心或工业企业用户的管道进行运输。LNG 制造是先将气田生产的天然气净化处理，再进行超低温液化，之后利用液化天然气船、槽车等运送。LNG 具有无色、无味、无毒且无腐蚀性的优点，被公认是地球上最干净的化石能源，而且其体积仅约为同量气态天然气体积的 1/625，因此，LNG 可像石油一样安全方便地储存及运输。全球管道气与 LNG 交易均非常活跃，其中相同大陆之间多采用管道气进行输送，跨洋运输则采用 LNG。LNG 收运需要采用 LNG 接收站，接收后气化为天然气，通过国内管道进行输送。

燃气主要用途有城市燃气、工业燃料、发电用气、化工原料四大类。全球主要有三种天然气消费模式，分别是以美国为代表的均衡用气模式，表现为三种用途占比较为均衡，在 30%~40%之间；以英国、荷兰为代表的城市燃气为主模式，英国与荷兰的天然气储量丰富，且天然气开发利用较早，在上世纪 70/80 年代就形成了较为完善的天然气管网和基础设施，基础设施的完善促进了其城市燃气的使用率；以日本、韩国为代表的发电用气模式，日本和韩国都是天然气匮乏的国家，几乎全部依赖进口，同时考虑到环保方面的要求，天然气发电量占其用气的 50%~60%。

整体上，近十年天然气产量与消费量基本一致，供需平衡，均呈现稳定增长的趋势。2020 年全球天然气产量为 38537 亿方，同比下降 3.08%，消费量为 38228 亿方，同比下降 2.08%。2020 年产量、消费量大幅度下降主要受到新冠疫情的影响，全球经济体的能源消耗出现下滑。此外，2020 年初北半球暖冬也减少了取暖需求。天然气的产量略高于消费量、供给略大于需求的局面压低 LNG 价格。

从全球燃气贸易来看，管道气为主要贸易方式，占比高达 61%，但其输送范围有限，因此需要 LNG 进行补充。近年来，天然气贸易量波动上升，近五年复合增长率为 3.6%。管道气的贸易量维持较为恒定的水平，2020年为 7558 亿立方米，同比下降 5.7%，近五年复合增长率为 0.1%。而 LNG 的贸易量迅速增长，2020 年为 4879亿立方米，同比增长 0.85%，近五年复合增长率为 7.6%。LNG 贸易量占比由 2010 年的 31%提升至 2020 年的 39%，LNG 在全球天然气贸易结构中的地位逐渐提升。

全球燃气市场主要参与国家可以分为三类。第一类是包括伊朗、沙特阿拉伯在内的自给自足型国家，其产能主要覆盖自身的燃气需求；第二类是出口大国，主要是俄罗斯、澳大利亚和卡塔尔；第三类燃气进口国主要分布在欧洲和东北亚。

欧洲国家如德国、意大利等以管道气进口为主，主要由挪威和俄罗斯供气。9 月 10 日，俄罗斯与欧洲之间的“北溪-2”天然气管道建设已全面完成。“北溪-2”总输气能力为每年 550 亿立方米，如果项目能够通过德国的“输气”认证，将会极大增加俄罗斯与西欧国家的天然气交易量。2020 年，中国进口管道气 451 亿立方米，占天然气进口总量 32.4%（总进口 1391 亿立方米），主要来自于俄罗斯、土库曼斯坦。LNG 全球市场格局已初步形成，进口方主要集中在亚太地区。2020 年，东亚三国中国、日本、韩国分别净进口 LNG 940 亿立方米，1020亿立方米以及 553 亿立方米，分别占全球 LNG 总进口量的 19%，21%和 11%。东亚三国的气源国主要是美国、澳大利亚和卡塔尔。

价格方面，管道气价格通常由双方长期协议决定，气价较为稳定，LNG 价格则随市场需求变化而不断变化，在不同区域间定价差异较大。具体来看，由于地理距离和运输费用的限制，燃气市场具有显著的区域性。不同区域的供需结构具备显著差异，使得区域市场的燃气定价机制不同。燃气资源储量充足的地方如北美、英国燃气价格主要由国内自身供需关系决定，亚洲大陆及中亚主要由天然气供求双方政府垄断定价。燃气资源储量相对贫乏，依赖国外气源补充的地区如欧洲大陆、亚洲大陆及中亚和东北亚则与当地燃气的特征有关，如欧洲地区燃气主要用于冬季取暖，因此燃气价格与竞争燃料如柴油价格挂钩，东北亚地区则采取将燃气价格与油价挂钩等方式。我国国产管道气与进口管道气价格较为稳定，LNG 贸易定价体系源自日本，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，现货价格采用普式 JKM 现货价格。

1.2燃气短期供需失衡，长期天然气价格上升有支撑

进入 2021 年，燃气价格迅速抬升。截至 10 月 5 日，美国 Henry Hub 交易价格为 1.37 元/方（6.37 美元/百万英热单位），同比增长 232%，除 2020 年冷冬引起的极端高价外，为近 7 年的最高值。截至 10 月 7 日，IPE 英国天然气期货价格交易价格为 7.18 元/方（245.51 便士/色姆，汇率 8.776:1），同比增幅 556%，为近 10 年的最高值。

我们认为全球天然气短期供给不足而需求强劲，气候因素叠加能源转型驱动本轮价格上涨。短期来看，2020年突发新冠疫情导致全球燃气供给端收紧，一方面疫情导致全球性的工作停滞，影响包括天然气开采在内的能源产业的投入与产出；另一方面，疫情对经济增长产生阻力，降低全球对包括甲烷在内的生产资料的需求，进一步地削减燃气产量。2020 年，全球天然气产量为 38537 亿立方米，同比降低 3%，这是近十年来，天然气在产量上的首次同比下降。10 月 6 日，俄罗斯总统普京表示，俄罗斯正在增加对欧洲天然气的供应。

尽管面对燃气价格高涨和未来燃气需求大概率增加的诱惑，但油气巨头扩大资本支出的意愿并不强烈。全球油气资本支出在遭遇 2020 年的大幅下跌后，Fitch Solutions 研究预测未来五年全球油气资本支出仍呈现递增趋势，但直至 2025 年依然不能恢复 2019 年的水平。此外，在低碳发展的大环境下，油气公司从油气业务中抽离并转向低碳投资的态势将愈发明显。全球矿业开采巨头必和必拓宣布石油业务将不再是公司发展的方向，并将退出这一领域。根据公司 8 月公布的业绩公告，石油板块的业绩贡献下降至 6%，此外公司公布了其包括剥离石油和天然气资产在内的战略布局。此外，BP、壳牌等石油行业巨头也加大了风能、氢能等新能源业务的投资比例。行业巨头的业务结构调整，象征着相关业务萎缩与天然气长期供应量潜在增速放缓。（报告来源：未来智库）

随着各国疫情防控形势逐步好转，复工复产推动工业生产与商业活动景气度持续走高，各国天然气消费受到拉动，需求端表现强劲。作为第一大天然气消费国，疫情对美国经济影响已经来到中后期。根据 EIA 数据，2021 年 4 月份后，美国天然气消费增速由负转正，4 月至 6 月份同比增加，7 月份同比下降 4%，环比增加 7.4%。作为第三大天然气消费国，中国疫情防控最为有效。自上半年开始，国内工商业活动稳健复苏，生产生活恢复叠加“煤改气”政策持续推进，拉动国内用气需求持续向好。根据国家能源局数据显示，2021 年 1 至 7 月，天然气表观消费量 2112 亿立方米，同比增长 17.1%。此外，作为天然气消费的主要地区，美国与东北亚由于 2021年夏季气温较高，当地天然气需求较为旺盛。

季节入秋，由于 2020 年冷冬导致部分主要地区与国家如欧洲、美国等表现出低库存状态，燃气补库需求仍然较为强劲。库存方面，根据欧洲天然气基础组织（ASGI）的数据,欧洲库存自今年夏季以来处于紧张态势。自3 月份取暖季结束后，欧洲天然气库存远低于近五年平均水平。截至 2021 年 9 月 22 ，欧洲天然气库存总量为 8045 亿立方米，较去年同期减少 2451 亿立方米，同比降幅 23.35%；库存容量水平提升至 72.5%，低于近五年同期平均库存情况（88%）。因此，欧洲区域大概率会以低库存状态进入冬季，补库需求持续性较强。美国天然气库存容量则表现得较为温和。

同时，2021 年 9 月美国气候中心发布“拉尼娜”重现预警，发生“拉尼娜”现象的概率从 70%提升到了 70%至 80%。在 10 月新闻发布会上，我国气象局也表示预计未来 3 个月（10-12 月）冷水将进一步加强，并进入“拉尼娜”状态。2021 年“拉尼娜”现象出现概率较高，而“拉尼娜”现象很有可能引发太平洋大寒潮、太平洋两岸迎来冷冬。冷冬下，中国、美国等利用天然气冬季取暖的国家第四季度天然气需求仍将保持强劲。

在能源转型大背景下，碳意识、环保意识将长期推动天然气需求增加。天然气是传统三大化石能源中唯一的清洁低碳能源，相较于煤炭、石油等能源具有使用安全、热值高、洁净等优势。在燃烧过程中，天然气产生危害人体健康的物质（如二氧化硫）极少，并且产生的二氧化碳仅为煤 40%左右。由于新能源发电的潮汐特性，伴随可再生能源装机容量的大幅提升，电网负荷的峰谷差越来越大，需要稳定的且负荷灵活的燃气电厂来调节负荷峰谷。因此，天然气将成为能源结构由传统化石能源转型至新能源的优秀过渡能源。

在越来越严厉的环保法规压力下，各国家与地区谋求“煤转气”的变化也将成为趋势。根据 BP 2020 年发布的《世界能源统计年鉴》，2019 天然气发电量为 6297.9 太瓦时，同比增长 3.5%；在全球总发电量中占比 23.3%，同比提高0.5 个百分点。此外，在各类电源发电量中，天然气发电量排名第二，仅低于煤电；从增速上看，天然气发电增速同样排名第二，仅次于新能源发电。从区域上看，2019 天然气发电量 1700 太瓦时，同比增长 7.7%；欧洲地区天然气发电量 768 太瓦时，同比增长 5.2%；中国天然气发电量 236.5 太瓦时，同比增长 9.7%。

从全球天然气的供给端来看，根据国际能源署发布的《天然气分析及展望 2021-2024》和阿拉伯石油投资公司发布的《2021 年版中东和北非能源投资展望》数据显示，未来全球天然气新增供应几乎完全来源于已在开发的大型常规资产，主要分布在美国、俄罗斯和中东地区。美国天然气产量预计抬升，海外需求是主要推力。根据油田服务公司贝克休斯的数据，页岩气钻机数量从疫情开始不足 70 台，已经上升至 2021 年 9 月初 100 多台。受到当前高天然气价格刺激和未来海外需求增加，我们预计更多钻机将重新进入天然气市场，带动天然气产量持续增加。

此外，报告数据显示中东与北非各个国家对天然气开发项目维持相对谨慎态度，2021-2025 年承诺投资天然气投资总额为 750 亿美元，相对预期减少 95 亿。而包括卡塔尔的北部油田扩建项目在内多个大型项目将于 2024 年之后才能完工，因此预计中东区域短期天然气供给增加有限。

俄罗斯产量增加主要来源于气田的新项目开发，除了博瓦年科沃天然气田将增加至 1150 亿立方米/年的产能外，哈拉萨维（Kharasavey）油田预计将在2023 年投入使用，其产能将达到 320 亿立方米/年。倘若“北溪-2”号的政治问题得到缓解，俄罗斯对欧洲的天然气供给能力将进一步提升。我们预测 2021-2023 年全球天然气供给将缓慢增加，我们将主要产气区分区域进行产气量测算，根据测算结果显示，2021-2023 年全球天然气供给将分别达到 39686、40417 和 41172 亿立方米，同比分别增加 2.98%、1.84%和 1.87%。

从全球天然气的需求端来看，我们认为需求将呈现长期增长趋势。一方面全球经济活动逐渐从疫情中复苏，能源需求持续上升；另一方面碳减排压力带来各国能源政策向清洁能源利用的倾斜，从煤炭和石油转向天然气的潜力已经得到了很大的开发。从区域上看，亚太地区将成为未来燃气需求增加的主要推手。

东南亚国家的增量需求主要来源于天然气发电。同时，需求的迅速增加也使得亚太区域供需平衡缺口有逐渐扩大的趋势。此外，中东的天然气需求也将有明显增加。沙特阿拉伯和伊拉克正在关注投资天然气发电项目，伊朗等国家则逐渐重视石油化工产品项目。综合考虑上述因素后，，2021-2023 天然气需求将持续增加，天然气需求将分别达到 39755、40718 和 41699 亿立方米，同比分别增加 4.05%、2.37%和 2.41%。其中，2021 年的天然气需求预计将重回疫情前 2019 年的需求水平。

综上，预计 2021-2023 年全球燃气供需格局仍将维持紧张局面。根据测算， 2021-2023 年天然气供给将分别短缺 89、301 和 527 亿立方米。此外，季节性供需矛盾以及地缘政治带来的不确定因素仍可能使得局部区域的天然气供需情况呈现十分紧张的态势。

由于当前仍存在北半球冬季气温以及欧洲等区域燃气供给的不确定性因素，我们对于 2021 年总体天然气供需平衡情况进行了情景分析。经过测算，我们认为 2021 年燃气供需大概率会存在供不应求的情况，最乐观情况下燃气供给略超过需求，最悲观情况燃气供给低于需求 223 亿立方米。

2.上游气源垄断定价能力强，中游公平开放，下游格局分散

2.1燃气产业链可分为三，上游标的相对稀缺

国内燃气产业链上游为天然气气源环节，气源主要包括进口 LNG、进口管道气以及国产气。主要公司为国资综合油气公司，如中石油、中石化和中海油；此外，国内亦有非常规气体相关的生产公司，如亚美能源、蓝焰股份、中天能源等。由于上游壁垒较高，市场呈现高度垄断的竞争格局。

中游为天然气的储存和运输。该环节主要负责天然气的储存和运输，多为管道制造商、建设商以及液化及储运设备制造商。长输管道主要为中石油、中石化和中海油覆盖，中输/省级管道为胜利股份、金鸿能源、陕天然气等公司覆盖，管道制造商包括金洲管道等，液化储运设备制造商为厚普股份、广汇能源等。随着 2019 年底国家管网公司诞生，中游逐渐形成“全国一张网”格局，目前国家管网公司主要职责是负责全国油气干线管道、部分储气调峰设施投资建设、干线管道互联互通及与社会管道联通，持续赋能产业链上下游。

下游为天然气的分销。主要应用于城市燃气、工业燃料以及发电用气等方面。城市燃气公司主要为百川能源、深圳燃气、华润燃气、中国燃气、新奥能源、金鸿能源等。城市燃气行业经过多年发展已经基本形成了国有燃气企业、外资（港资）燃气企业、民营燃气企业“三分天下”的局面，市场竞争格局基本确立。

在国家石油天然气管网集团有限公司成立后，“三桶油”正逐步将旗下管道公司划归国家管网公司，我国天然气市场正过渡为上游以“三桶油”为主，中游统一管网运输，下游销售市场充分竞争的油气市场体系。

2.2上游气源来源多样，国产气由三桶油主导

上游气源来源多元化，对外依赖为 40%左右。中国天然气上游气体来源主要包括进口管道气、进口 LNG 和国产气。根据彭博数据，2020 年进口管道气达 46.9 BCM（十亿立方米），占比达到 14.8%，主要来自于中亚管道、中缅管道、中俄管道，未来随着中俄管道线进一步建设投产，未来中俄管道气有望迎来大幅度增长，整体进口管道气占比有望提升。2020 年进口 LNG 为 80 BCM，主要来自澳大利亚、卡塔尔、印尼等地。天然气主体供给依然靠国内自产气体，国产气 2020 年供给为 190 BCM 左右，占整体供给的 60%。

进口 LNG 价格快速提升，体量维持高位。2020 年 8 月以来进口 LNG 价格持续上涨，主要系全球天然气供需紧张，叠加国内“煤改气”、发电持续带动强劲需求等多重因素所致，根据彭博数据，2021 年 8 月进口 LNG 价格为 10.9 美元/百万英热，已经接近 2018 年最高水平，预计随着国内天然气需求进一步增加，叠加供给弹性不足等因素，进口 LNG 价格或将继续走高，天然气下游应用或将承压。从数量上来看，进口 LNG 呈现明显的季节性，每年冬季是进口 LNG 数量的峰值，主要系天气等季节性因素影响，但是今年以来，进口 LNG 体量一直处于高位，8 月淡季依然呈现上升趋势，主要原因为去年冷冬导致今年补库需求强劲。下半年，随着冬季渐进，叠加国内其他需求不减，进口 LNG 体量或持续维持高位。

进口管道气体量有望不断上升，价格较为稳定。从体量上看，管道气体供给处于稳定上升状态，2021 年 8月管道气供应 52 亿立方米，同比上升 11.4%；我们认为管道气的供给主要依赖管道线路的建设，随着中俄东线路等不断建设投产，管道气的供应稳步增强，截至 2020 年底，中俄东线已安全平稳输送俄罗斯天然气近 40 亿立方米。全线投产通气后，年最大输气能力可达 380 亿立方米。从价格变化来看，2021 年管道气加权平均价格为 6 美元/百万英热，处于底部向上的状态，但是由于管道气价格是以中石油基准价为标准定价，所以价格一般较为稳定，我们认为，随着需求不断增加，在“煤改气”、双碳政策等推动下，未来价格或将温和上涨。

中国本土天然气价格有望维持高位，产量呈现波动上升趋势。2021 年中国本土 LNG 的加权平均价格为 17.6美元/百万英热，价格迎来新一轮价格高峰，主要系冷冬导致需求增加所致。本土天然气产量呈现稳定上升趋势，随着价格持续上涨，叠加天然气价格市场化推进，未来本土公司供给意愿会不断增强，天然气供应或不断提升。

上游生产端由“三桶油”为主，产气格局高度垄断。长期以来，我国天然气上游的勘探开采就存在较高的行业壁垒，如严格的政府注册和审批、大量的资金投入以及技术专长等，所以目前国内天然气生产形成了以“三桶油”为主体的竞争格局。特别是在国家管网成立后，“三桶油”的主体业务更聚焦上游生产领域，“三桶油”在未来仍将是我国最大的天然气生产商。由于上游厂商极高的壁垒，气源的独特优势使得上游厂商具备较强的议价能力。在 2019 年, 中石油天然气产量 118.8 亿立方米, 约占全国天然气产量总额的 68%, 位居全国第一。中石化产量 29.6 亿立方米,中海油产量 16.8 亿立方米,“三桶油”产量共计占比 95%左右，呈现出上游生产格局高度垄断的特征。（报告来源：未来智库）

进口 LNG 由“三桶油”主导, 其他企业进口量快速增长。目前, 我国 LNG 进口企业主要以“三桶油”为主。2019 年, 中海油进口 LNG 最多, 达 38.7 亿立方米, 约占全国 LNG 进口总量的 45%; 中石化进口 LNG 达 21.9亿立方米, 约占全国 LNG 进口总量的 25%; 中石油进口 LNG 21.3 亿立方米, 约占全国 LNG 进口总量的 25%。

但是除“三桶油” 以外, 民营企业也积极开展 LNG 业务。随着国内天然气基础设施开放、国内天然气消费量快速增长等影响，新奥能源等天然气下游企业积极延伸业务链，参与 LNG 进口业务。如新奥能源签署多个LNG 进口合同, 为期 5~10 年, 总供应量约 150 吨/年。2019 年新奥能源、九丰能源、广汇能源、深圳燃气等民营企业进口 LNG 4.8 亿立方米, 同比大幅度增长 86.9%, 占全国进口总量的 6%，我们认为，未来随着天然气需求持续旺盛，叠加上下游更加市场化，未来上游民营企业参与度会进一步增加，进口 LNG 的体量也会进一步提升。

国产天然气产量稳定增长，非常规天然气储量丰富，页岩气开采技术逐渐成熟，有望成为增产主要来源。国家统计局数据显示，2020 年我国天然气产量达到 1925 亿立方米，增量 163 亿立方米，天然气连续四年增产超过 100 亿立方米，储量与新增产量非常丰富。同时，非常规气体表现亮眼，页岩气、煤层气、煤制气等非常规气全面增产、贡献突出，其中煤层气产量 67 亿立方米；页岩气产量为 200 亿立方米；煤制天然气产量 47 亿立方米。2020 年天然气探明新增地质储量 1.29 万亿立方米。其中，天然气、页岩气和煤层气新增探明地质储量分别达到 10357 亿立方米、1918 亿立方米、673 亿立方米。另外，根据中石油经济技术研究院预测，我国非常规气将成为未来我国天然气增产主力，其中页岩气产量到 2030 年达到 700 亿立方米，到 2050 年达到 1000 亿立方米，煤层气产量到 2050 年将达到 350 亿立方米，煤层气、页岩气等成长空间较大，或成为未来增产主力。

页岩气储量丰富，有望成为天然气增长主力。我国页岩气储量十分丰富，目前累计探明储量为 2 万亿立方米左右，估计储量达 36.1 万亿立方米，居世界首位。2014-2020 年间，页岩气产量持续增加，2020 年我国页岩气产量超过 200 亿立方米，同比增长为 32.6%，在国产气中的占比突破 10%，逐渐成为国产天然气产量增长的重要组成部分。

我国拥有世界最丰富的页岩气储量，但是开采量却远低于美国，主要系北美地区的页岩气藏具有天然优势，其页岩储层厚度大、埋深相对较浅，而且地面条件多在平原地带，附近有丰富水源；但是我国页岩气藏则埋深大、厚度小，地面环境多为丘陵，取水比较困难等因素限制了我国页岩气的发展。未来我们认为随着开采技术进步和投入增加，开采成本有望不断降低，页岩气将成为我国油气产业新增量的重要组成部分。

根据页岩气开发的不同阶段，其技术关键点为井工程技术和压裂工程技术。在钻井工程方面，水平井为井眼一定深度以后，再向水平或者接近水平的倾斜方向继续延伸一定长度的定向井。相较垂直井，水平井可增加井筒与储层的接触面积，从而提高天然裂隙钻遇率，这会进一步改善储层流体的流动状态，从而获得更大泄流面积，提高天然气产量。因此页岩气储层水平井虽然成本大约为直井的 1.5-2 倍，但可采储量却为直井的3~4 倍，是目前国内页岩气田的主流运用技术。随着水平井技术发展革新，井下动力钻具、地质导向工具、旋转导向钻井系统、随钻测量系统、控压钻井等新技术出现，水平井页岩气勘探开发领域的优势更为显著。压裂工程技术是页岩气开发的核心。

鉴于页岩气藏的低孔隙度、低渗透率特征，天然裂隙发育较好、可直接投产的页岩气藏不足 10%。因此绝大多数页岩气井都要依靠人工压裂的方式打通天然裂缝通道，并同时产生新的人工水力压裂缝，形成裂缝空间网格以增大储层改造体积，提高流体的运移聚集速度，达到增速增产目的。目前主流的压裂技术是分段水力压裂技术。该技术利用封隔器或桥塞分割各段，然后逐段压裂，在每个井筒中压开多条裂缝。含有一定浓度的支撑剂（通常为砂）的压裂液泵入储层后，开采方会使用更高浓度的支撑剂压裂液进行压裂。水力压裂技术的原理是通过超强的增压装置制造高压水流来制造孔隙，再辅以固定剂固定裂隙，从而充分利用地质储量，提高单井产量。

目前我国浅中埋深页岩储层工程技术已经成熟，开始大力布局深层页岩气的技术突破。中国的浅中埋深页岩储层工程技术方面，钻采和压裂技术逐步成熟，项目已经可以实现较好效益，目前我国页岩气已经实现规模化开采，并处于持续上产阶段。但是由于超深页岩气井面临的地质和地形限制更为复杂，成本更为高昂。据 估计，一口深层页岩气井的钻探和完井成本为 900 万美元，比 2000-3500 米的中层页岩气井成本高出 200 万美元。目前为实现深层页岩气高效益开发，在理论突破的基础上，还需要创新开发技术、同时研发钻井和压裂装备，通过降本增效来助力深层页岩气的勘探。

2.3国家管网公司加速建设，中游打造全国一张网

目前我国管道建设成效显著，“全国一张网”基本成型。2020 年我国新建成天然气管道约 4984 千米，较 2019年增加 2765 千米。与 2019 年相比，天然气管道建设速度呈大幅增长态势。截至 2020 年底，我国境内累计建成天然气管道约 8.6 万千米。2020 年续建或开工、2021 年及以后建成的天然气管道总里程预计为 3050 千米，建设趋势仍然向好。随着“十三五”计划的收官，“全国一张网”基本成型，未来“一张网”的趋势仍将继续延续。

国家成立石油天然气管网集团有限公司，持续赋能产业链上下游。此前，油气领域基础设施建设与运营工作主要由国内三大石油公司承担，例如截至 2017 年底，中石油国内运营的油气管道总里程为 8.56 万公里，占国内原油管道的 69%，天然气管道占全国的 76.2%，成品油管道占全国的 43.2%。这样的上中下游一体化运营模式在行业发展初期发挥了集成协调优势。而伴随着市场逐步开放以及终端需求日益旺盛，以往的运营模式面临挑战。针对这些情况，2019 年 12 月 6 日国家管网公司应运而生。目前国家管网公司主要职责是负责全国油气干线管道、部分储气调峰设施投资建设、干线管道互联互通及与社会管道联通，形成“全国一张网”。同时，该集团还负责原油、成品油、天然气管道输送，统一调度全国油气干线管网运行，定期向社会公开剩余管道输送及储存能力，实现基础设施向所有符合条件的用户公平开放。

国家管网成立有望持续赋能产业链上下游，进一步推进天然气价格市场化进程。对中上游来说，国家管网公司整合“三桶油”的管输业务，进一步提升官网基础设施的互联互通能力，促进管容分配和调度运营能力；在下游，可以优化分销配送环节，有力保障供应来源的多样化和稳定性。以下游主要消费端城市燃气为例，部分城市燃气公司在获得上游气源情况下，可以直接申请利用国家管网进行输送或申请新建长输管道，减少了对“三桶油”投资和新建长输管道的依赖。

2.4城燃公司竞争格局相对分散，配气价格受政府调控

价格上涨或造成城市燃气业务成本增加，商业模式决定量的增长为主要增收因素。下游天然气应用包括城市燃气、工业燃料、发电用气、化工用气等方面，其中主要是应用是城市燃气，占比达到 37.5%。其主要分销流程是气源经过中低压管线输配，经过城市输配站的调压送至中压用户网络（居民、商业等）或者次高压用户（大型工业企业）。但是对于城市燃气公司来讲，由于下游居民用气价格基本保持稳定，上游天然气价格上涨会增加成本导致利润承压。以深圳燃气为例，2021 年以来，由于上游气源价格持续上涨，提升其进气成本，对毛利造成压制。而燃气销售为城市燃气运营商将从上游企业购买的天然气通过管网销售给终端客户的业务模式。在该模式下，上游天然气供应商的门站价格为政府指导价，由国家发改委发布，具体价格由供需双方依据门站价格协商确定;对下游各类用户的天然气销售价格，在当地政府有关主管部门制定的限价内确定。因此，企业的议价空间较小。燃气公司利润空间相对较小，气量的增加成为下游公司主要的增收因素。

下游消费量逐年增长，以城市燃气和工业用气为主。下游天然气消费逐年增加，2020 年天然气消费量为 3240亿立方米，同比增长 5.6%；下游天然气主要的消费方向有四类，分别为城市燃气、工业燃料、发电用气和化工

用气。其中，城市燃气、工业燃料及发电用气的需求增长是推动天然气消费增长的主要动力。受能源供给侧改革、社会用电需求增长等经济和政治的多方面因素影响，我国城镇居民、工业及发电用天然气的需求增长显著。

3.国内燃气消费需求持续向好，气价弹性主要体现在 LNG 现货

3.1疫情后经济反弹带动燃气消费，多因共振国内燃气消费剧增

2020 年受新冠疫情影响我国经济发展速度显著放缓，2021 年疫情受控后我国经济迎来报复性反弹，21Q1GDP 达 24.93 万亿元，同比增长 20.73%；二季度 GDP 达 28.29 万亿元，同比增长 13.09%。

电是工业之母，用电量是社会经济的晴雨表，经济高速增长带动我国用电量大幅提升，2021 年 1-8 月我国全社会累计用电量为 54704 亿千瓦时，同比增长 13.8%，较去年同期提升 13.2 个百分点。

2017-2020 年，我国天然气表观消费量总体呈上升趋势，2018 后，消费量的增速有所放缓，受疫情影响 2020年同比增速降低至 5.98%。燃气作为大宗商品反应经济景气度，在 21 年 GDP、用电量大幅提升的背景下，用气量同比大幅提升。2021 年 1-7 月实现天然气表观消费量 2130.2 亿立方米，同比增加 17.06%。

2017 ，我国曾大力推进“煤改气”政策，引发了冬季供应极度紧缺等问题，于是 2017 年底停止了全国范围的推广活动。近年来由于天然气供应量逐年上升，以及十四五规划对能源总量和能耗强度要求的趋严，“煤改气”政策被重新重视并加速推进。2020 年 9 月 25 日，生态环境部发布了《京津冀及周边地区、汾渭平原 2020-2021 年秋冬季大气污染综合治理攻坚行动方案》（征求意见稿）。

要求各地根据当地环境合理实施，并且涉及的工业和居民煤改气覆盖范围扩大：工业覆盖范围从之前的 15 个行业扩展到 39 个行业，2020 年 10月底前，要求京津冀及周边地区、汾渭平原共完成散煤替代 709 万户。21 年，以广东省为代表，继续加速推进“煤改气”改革 5 月，广东省发布《广东省加快推进城市天然气事业高质量发展实施方案》，文件指出到 2025年，广东省城市居民管道天然气普及率要达到 70%，用气量要达到 200 亿立方米以上，且山东省生态环境厅表示下一步将继续推进工业“煤改气”工作。“煤改气”政策的逐步落实有望推动天然气需求的增长。

天然气需求受季节影响较大，一般来说，每年的冬季需求量最大，20 年冬季天然气表观消费量为 815 亿立方米，占全年表观消费量的 28%，而我国天然气库存每到冬季下降较为明显，受补库存需求的影响，每年冬季天然气进口量大幅增加，2021 年 1 月达到 1157 吨，为历史最高位。在天然气需求逐年走高的大趋势下，21 年冬天的天然气需求或达新高。

近年来，中国天然气产量逐年提升，分结构来看，非常规天然气，主要为煤层气、页岩气、煤制气，增长较快，年均增速长期保持在 10%以上；常规天然气产量增长维持在 5-10%左右。2020 年，全国天然气产量 1925亿立方米，同比增长 9.8%。非常规天然气产量 314 亿立方米，同比增长 24.11%，占总产量比例达 16.31%，其中，煤层气产量 67 亿立方米，同比增长 13.5%；页岩气产量超 200 亿立方米，同比增长 32.6%；煤制天然气产量 47 亿立方米，同比增长 8.8%。

中国天然气进口量也逐年提高，进口依赖度近年来保持在 40%以上，对外依赖性较强。分类别来看，LNG进口量增长较为迅速，而管道气变化较小，且 2019、2020 年发生负增长，主要是因为技术的成熟，航运 LNG的成本逐渐降低。2021 年 1-8 月，中国进口天然气 7930.59 万吨，同比增长 21.88%，进口依赖度达 45.44%，其中，LNG 进口 5180.88 万吨，同比增长 22.85%，管道气 2749.70 万吨，同比增长 20.10%。我国进口的 LNG 可分为现货和长协两种模式，2020 年以现货形式进口的 LNG 为 2717 万吨，同比增加 27.56%，占总 LNG 进口量的40.47%，相比于 2019 年增加了 5.12 个百分点，呈现上升趋势，因为我国作为采购方，现货合同具有短期、小批量、高灵活度等优点，可以增强在下游电力和天然气市场中的竞争力。

8 月 12 发改委发布了《2021 年上半年各地区能耗双控目标完成情况晴雨表》，对江苏等省份提出红色预警，在国务院上半年政府工作报告中说明：2021 的主要预期目标为单位国内生产总值能耗降低 3%左右，并提出“十四五”目标是降低 13.5%，实现以能源消耗强度和能源消费总量为组合的能源“双控”目标，实现“双碳”目标。9 月 16 ，国家发展改革委印发了《完善能源消费强度和总量双控制度方案》，提出严格制定各省能源双控指标等。

部分地区为了完成本年度的能耗强度目标，限制高耗能企业用电总量、提高电价、限制用电时段等“双控”举措频出。具体到 LNG 方面，华东地区受此次“双控”影响较为明显，联力石化，中海油泰州为满足自身能源需求而停止出货，具体重新出货时间目前仍未知，加之 7 月份为 LNG 工厂检修旺季，2021 年 7 月份以来，LNG 市场整体开工负荷有所下滑。21 年 7 月份开工率为 46.89%，21 年 8 月份开工率为 49%，对比同期 20 年 7、8 分别为 54.14%和 54.55%，同比下降 7.25 个百分点和 5.55 个百分点。

3.2计划与市场结合定价，不同环节定价机制差别较大

我国天然气上游主要可分为国内自产天然气、进口管道气、进口 LNG。从定价机制上看，我国天然气为双轨制定价，其中国产天然气与进口管道气价格受到政府的严格监管，价格缺乏弹性。国产气以井口价格直接销售给管网，井口价格由各省基准门站价为标杆减去省际管网运费得到，国产气井口价格在 0.8~1 元/方左右。进口管道气执行长协的合约价格，我国进口中亚管道气和俄罗斯管道气与国际市场油品挂钩联动，中缅管道气价格与国际原油价格挂钩，总体来看管道气进口价格也保持相对稳定，价格弹性较小。

中游管网输送价格也受到政府的严格监管，当前我国省间管网管输费被设定 8% ROA 收益率上限，实际管输价格在 0.8 元/方左右，受输送距离等因素影响实际价格会有一定波动。到达各省接收门站后，省内管输费被不同省政府设定不同的收费标准，不过原则上也不超过 8% ROA 收益率上限，实际运输费在 0.3 元/方左右。管输成本受到政府的严格控制，由各地物价局等部门根据项目 ROA 等指标设定，价格较为刚性。（报告来源：未来智库）

目前我国天然气价格实行了分级管理，门站价格由国家管理，门站以下的销售价格由地方管理，因此下游终端配气费及零售气价格由当地物价局监督管理，当前我国居民平均零售价为 2.7 元/方，工商业平均售价为 3.2元/方。2018 年 5 月 28 日，国家发展改革委发布关于理顺居民用气门站价格的通知，通知规定供需双方可以基准门站价格为基础，在上浮 20%、下浮不限的范围内协商确定具体门站价格，实现与非居民用气价格机制衔接。

供需双方要充分利用弹性价格机制，在全国特别是北方地区形成灵敏反映供求变化的季节性差价体系，消费旺季可在基准门站价格基础上适当上浮，消费淡季适当下浮，利用价格杠杆促进削峰填谷，鼓励引导供气企业增加储气和淡旺季调节能力。消费淡季与旺季由地方政府视自身情况划分，一般 11 月至下一年 3 月为消费旺季。基准门站价格可随上游气源调整为城市燃气公司的燃气批差提供了一定的弹性，但由于设置了涨跌幅限制，因此在气源价格大幅上涨的情况下，城燃公司批差仍将承压。

进口 LNG 方面，我国 LNG 的价格可拆分为现货价格和长协价格。亚太地区的 LNG 进口价格主要参考日本 JCC价格，JCC 代表了 17 种日本进口原油的平均价，与国际原油价格挂钩；现货价格主要与标普旗下的 JKM 价格挂钩，受市场供需关系影响，而 JKM 定价机制基于 MOC 平台的小样本定价，存在统计口径偏窄的弊端，目前东北亚地区的双边交易量远高于普氏 MOC 平台交易量，MOC 平台每天的报盘总量非常有限，只能反映个别交付窗口的价格水平，不能完全反映市场的总体供需情况。2021 年上半年中国 LNG 现货到岸价格及长协挂钩的原油价格均呈持续增长的趋势，带动 LNG 综合进口成本不断提高，推动 LNG 价格提升。

LNG 的供气价格市场化程度较高。目前国内的 LNG 供给有两个主要途径，一是售卖通过 LNG 接收站进口的 LNG；二是国内的液化厂将管道天然气加工为 LNG。国内 LNG 的价格几乎不受政府管控，其价格主要受供需关系的影响。一般来说，每年的夏季为天然气传统淡季，在冬天来临之前，LNG 的价格将持续处于低位，但今年 7 月份以来，LNG 价格呈现明显的“淡季不淡”的特征，下半年 LNG 价格快速抬升，7 月 31 日 LNG 价格达到 4900.8 元/吨，相比月初增长约 29%，8 月 31 日 LNG 价格达到 5762.9 元/吨，相比月初增长约 18%。截至 9月 26 日，我国 LNG 市场价达 6086.2 元/吨，同比增加 134%，相比于 2020 冬季的最高价 6477.2 元/吨仅低 6%。

4.上游气源及拥有 LNG 接收站的城燃公司分析

4.1淡季不淡，全球共振

本轮燃气价格呈现淡季不淡与全球共振两个特征。夏季由于没有供暖需求，为天然气消费淡季，气价通常表现为较低水平。但今年淡季天然气价格即开始上涨，主要由于经历 2020 年冷冬后，各国燃气库存均处于较低水平，在淡季提前进入补库阶段，又由于全球燃气供给总体不足，因此导致燃气价格在传统淡季即开始上涨。

其次燃气价格通常表现出较强的区域性，但今年不论是产气国还是进口国燃气价格都表现出不同程度的上涨，这主要是由于 2020 年冷冬导致燃气消费旺盛，叠加 2020 新冠疫情拖累燃产能，全球燃气供需总体格局偏紧，各大气源地库存偏低，整体供给不足情况下全球燃气价格协同度更高，表现为总量行情与结构性行情并行局面。此外近年全球燃气交易量中 LNG 现货占比持续提升，价格相对稳定的管道气占比则在下降，LNG 现货对燃气边际供需变化极为敏感，这导致全球燃气价格对于边际供需变化更加敏感。

因此本轮燃气涨价受全球燃气供需缺口拉动，国内燃气消费量将保持快速增长，国内进口 LNG 价格有望保持高位，同时冬季供暖需求或将进一步驱动燃气价格上行，我们预计燃气价格将持续走高并维持高位直到采暖季结束。

中国石油：

公司业绩逐渐向好，盈利迎来高速增长。中国石油营收在 2019 年、2020 年和 2020H1 分别为 25168 亿元、19338 亿元和 11966 亿元；分别同比变化为 6.0%、-23.2%以及 28.8%。中国石油归母净利润在 2019 年、2020 年和 2020H1 分别为 457 亿元、190 亿元和 530 亿元；分别同比变化-13.9%，-58.4%和 276.9%；2021H1 公司归母净利润实现大幅增长，主要受油气量价齐升、炼化明显改善以及化工大幅盈利等多重因素导致。

中国石油龙头地位显著，天然气业务有望迎来量价齐升。作为中国最大的天然气供应和天然气管道运输商，2021H1 天然气销量达到 1341 亿立方米，市占率在 70%以上，天然气行业中上游龙头地位显著。2019 年、2020年其天然气价格分别为 1.313、1.17 元/立方米；由于国际天然气供需紧张，叠加国内天然气需求持续攀升等因素，中石油天然气价格在 21H1 达到历史高位 1.44 元/立方米，随着国内双碳目标、能耗双控、煤改气等政策驱动，叠加国内需求旺盛，天然气供需或将保持长时间供需紧张，价格有望持续维持高位。其天然气销量在 2019年、2020 年、2021H1 分别为 2590.9、2487.5 和 1340.8 亿立方米。其销售量由于疫情原因在 2020 年出现短暂回落，但是 21 年上半年销量表现较好，全年有望达到新的销量高度。

天然气储量丰富，天然气业务成长空间广阔。中国石油天然气可采储量丰富，近年来保持稳定。根据中石油年报，其 2018 年、2019 年和 2020 年中国剩余天然气可采储量分别为 76.467、76.236 和 76.347 万亿立方英尺；已知探明未开发天然气在 2018 年、2019 年和 2020 年为 36.3388、36.3664 和 34.3604 万亿立方英尺。中石油天然气储量十分丰富，随着未来天然气在一次能源结构中占比不断提升，未来天然气行业或迎来高速增长，公司充足的天然气储量有望保持公司的业务稳定增长，其天然气业务成长可期。

亚美能源：

亚美能源切入非常规天然气赛道，打开国内市场发展空间。亚美能源控股有限公司是一家国际能源公司，在中国重点布局煤层气的勘探开发领域，专注于非常规天然气资源的开发及价值优化。亚美能源的主要运营资产潘庄及马必区块位于沁水盆地西南部，其煤层气探明地质储量居中国各盆地之首。同时，亚美能源与中联煤层气公司开展合作，让潘庄区块成为中国商业化程度最高的中外合作煤层气资产，年设计产能为 5 亿立方米。2019、2020 和 2021H，亚美能源潘庄区块的产量为 8.59、9.67、5.68 亿立方米，分别同比变化为 21.8%，12.6%、30.1%。马必区块 2019 年、2020 年和 2021H 的产量为 0.72、0.67、0.48 百万立方米，分别同比变化为-25.6%，-7.0%、57.8%。产销比均维持高位。凭借其布局煤层气的差异化战略，以及在煤层气商业化进程中的经验和优秀的团队管理加持，亚美能源有望打开国内市场的发展空间。

常规气体资源有限，煤层气发展前景广阔。从供给端来看，我国国产天然气仍呈现常规气为主、非常规气为辅的格局。常规气现存的资源已经有限，且常规石油天然气赛道高度集中，市场被三桶油垄断，龙头效应显著。但是非常规气的部分优质赛道前景发展依然广阔。2017 年至 2019 年，我国煤层气的探明量为 3025.4、3046.3和 3040.7 亿立方米，探明量保持相对稳定。2018 年至 2020 年，我国煤层气产量为 72.6、88.8 和 102.3 亿立方米，分别同比变化-2.9%、22.3%和 15.2%，近两年总体保持高位增长。我们认为，随着下游需求不断增加，煤层气具备很大的成长空间，未来发展前景广阔。（报告来源：未来智库）

公司营收稳定增长，天然气有望迎来长期量价齐升。亚美能源作为煤层气龙头，近年营收增长稳定。2019年、2020 年和 2021H，亚美能源的营收分别为 1162.1、1040.6 和 719.6 亿元，分别同比变化 19%，-10%和 48%。三两年一期利润分别为 707.4、510.3 和 380.6 亿元，同比变化为 71%，-28%和 22%。随着公司整体产销量稳定增长，叠加国内天然气价格有望持续维持高位，量价齐升双重因素有望持续驱动亚美能源成长。

公司储量丰富，成长空间较大。根披独立储量认证公司 Netherland Sewell & Associates Inc.（「NSAl）发布的报告，截至 2020 年底公司的 1P（Proven）和 2P（Probable）天然气储量分别约高 1799 亿立方英尺和 6406 亿立方英尺，较 2019 年底的 1P 储量 1977 亿立方英尺降低了 9%；较 2019 年底的 2P 储量 6546 亿立方英尺降低 2%。扣除 2020 年净产气量 278 亿立方英尺后，1P 储量增长 6%；2P 储量增长 2%。

其中潘庄区块 2020 年底的 1P 和2P 储量分别为 1502 亿立方英尺和 1794 亿立方英尺。较 2019 年底的 1P 储量 1603 亿立方英尺降低 6%。较 2019年底的 2P 储量 1963 亿立方英尺降低 9%。马必区块 2020 年底的 1P 和 2P 储量分别为 297 亿立方英尺和 4612亿立方英尺，较 2019 年底的 1P 储量 374 亿立方英尺降低 21%；较 2019 年底的 2P 储量 4583 亿立方英尺增长1%。整体来讲，公司天然气储量比较丰富，有望获得较大的成长空间。

深圳燃气：

公司推进产业链上下游一体化，拉动燃气销量大幅增长。公司主营业务包括城市燃气、燃气资源（上游资源）、综合能源、智慧服务，涵盖气源供应到终端销售的全部环节，建立了集资源采购、接收、储运、销售一体化的 LNG 和 LPG 产业链。2021H 公司实现营业收入 96.36 亿元，同比增长 51.2%；实现归母净利润 12.04 亿元，同比增长 10.25%。

从供应端来看，公司管道天然气供应量达 25.51 亿立方米，同比增长 47.94%，主要系与广东大鹏和中石油新签气源采购协议所致。从销售端来看，深圳地区管道天然气销售量 12.58 亿立方米，同比增长 30.13%；深圳以外地区管道天然气销售量 8.20 亿立方米，同比增长 55.57%；代输天然气 4.73 亿方，同比增长 266.40%，主要系公司收购达州润发燃气销售有限公司。截至 2021 年 6 月底，公司管道气用户 468.65 万户，净增 32.38 万户，终端客户资源稳定并保持持续增长。

积极应对国际 LNG 价格上涨，持续改善公司盈利水平。面对国际 LNG 价格大幅上涨，一方面公司积极部署并优化气源供应结构，通过推动广东大鹏城市燃气股东团队与 BP 公司签订为期 12 年的气源采购合同，向沪东中华订购一艘 8 万立方米的 LNG 运输船，推进深圳市天然气储备与调峰库二期扩建工程等，保障 LNG 供应链稳定。另一方面公司主动调整销售策略，增加 LPG销售比重，上半年天然气批发销售 2.08 亿立方米，同比减少 14.02%，对应收入 5.45 亿元，同比增长 4.22%；首次开拓 LPG 深加工原材料客户，增加保税出口量，实现 LPG 批发销售27.36 万吨，同比增长 41.85%，对应收入 10.57 亿元，同比增长 69.98%，实现毛利润 0.37 亿元，比去年同期增加 1.02 亿元。

拟并购全球第二光伏胶膜生产商，有望打造新的业绩增长点。8 月份，公司发布公告称拟以 18 亿元对价收购斯威克 49.56%股权，收购完成后公司将成为斯威克实控人。斯威克成立于 2005 年，是全球领先的光伏胶膜供应商，有效产能为 3.6 亿平方米/年。2020 年斯威克在全球光伏胶膜市场销量占比 17.81%，位居全球第二。

根据国众联出示的价值评估报告，采用收益法估计斯威克股权价值为 30.33 亿元，采用市场法估计斯威克股权价值为 61.37 亿元，收益法与市场法估值体系下公司收购溢价率分别为 18.69%、-41.34%，公司收购对价较为合理。2020 年斯威克实现净利润 2.56 亿元，18 亿元收购对价对应 14.06 倍 P/E，按价值评估报告预测 2021 至 2023 年斯威克净利润分别为 2.97、3.13、3.34 亿元，则收购对价分别对应 12.12、11.50、10.78 倍 P/E。整体来看公司收购对价较为合理，未来斯威克有望成为上市公司新的增长点。

新奥能源：

公司作为国内城燃龙头，业务持续扩张，通过煤改气、新户入气等方式，公司上半年新开发工商用户 1.39万户，新开发家庭用户 118.2 万户。2021H 公司实现营业收入 412.3 亿元同比增长 30.72%，实现归母净利 37.65元同比增长 39.81%。

2021 年上半年，公司天然气零售量为 124.31 亿立方米，同比增 22.3%，带动零售气收入为 231.38 亿元，同比增长 27.2%。其中工商业用户售气 96.16 亿立方米，同比增长 26.3%，占零售气总量的 77.4%；居民用户售气24.55 亿立方米，同比增长 14.8%，占零售气总量的 19.7%。今年上半年燃气价格有所上涨，但公司直销气毛差保持相对稳定，Q1 销气 5.5 亿方，毛差为 0.20 元/方，Q2 销气 9.1 亿方，毛差为 0.17 元/方。

2021Q2 公司舟山接收站二期投产，总 LNG 接收产能扩张至 800 万吨/年，公司正在申请 LNG 三期，未来 LNG接受能力有望进一步上升。今年 LNG 价格大幅上涨，但公司有所预判，二、三月份提前锁定 LNG 长协价格，公司上半年实现批发气销售 35.80 亿立方米，收入 97.68 亿元，较去年同期增长 23.3%，毛利 3.57 亿元，同比增长162.5%。公司综合利用多气源灵活组合优势，除了维持天然气零售业务稳步发展外，亦将燃气销售利润最大化。

公司积极开展综合能源业务，具备丰富的项目经验，在业内有着极强竞争力。2021H 综合能源业务实现收入 36.62 亿元，同比增长 74.3%。综合能源业务相较于传统的供能方式，能够帮助客户节约能源消耗并减少碳排放，在我国积极推进碳中和、清洁供热等节能减排政策的机遇下，该业务有着极强的发展潜力。2021H 公司新投运综合能源项目数 16 个，累计投运 135 个，公司综合能源销售量达到 80.49 亿千瓦时，同比增长 67.5%。另外公司目前还有在建综合能源项目 40 个，全部投产后公司年能源销售量有望增至 344 亿千瓦时。积极开展利用低碳能源包括生物质、光伏和地热等项目，及在长江中下游发展分布式清洁供暖项目，本集团累计供暖面积为603 万平方米。

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