天然气行业2022年度策略报告：全球天然气格局大调整下的新机遇

（报告出品方：信达证券）

一、2022 年国内外市场回顾

1.1 国际天然气供需紧平衡，供应结构大幅调整

从全球的天然气供给结构来看，主要的天然气生产国家为美国（2021 年产量 934.2 Bcm， 占比 23.1%）和俄罗斯（2021 年产量 701.7 Bcm，占比 17.4%）；此外，2021 年产量超 过 100 Bcm 的天然气生产大国主要还有伊朗（占比 6.4%）、中国（占比 5.2%）、卡塔尔 （占比 4.4%）、加拿大（占比 4.3%）、澳大利亚（占比 3.6%）、沙特（占比 2.9%）、挪威 （占比 2.8%）、阿尔及利亚（占比 2.5%）。结合各国的天然气消费量情况，全球主要的天然气净供给国家（产量-消费量口径）为俄罗 斯、卡塔尔、挪威、澳大利亚、美国，而主要净进口国家地区为欧洲（除挪威）、中国、日 本、韩国。

2022 年全球天然气产量出现小幅下降，美国为增产主力，而俄罗斯产量明显下滑。主要 净供给国当中，美国 2022 年 1-9 月的天然气累计产量为 7248.5 亿方，累计同比+4.2%， 为全球增产的主力；受俄乌冲突后俄罗斯输欧管道气量减少的影响，2022 年 1-9 月俄罗斯 累计产量 5268.1 亿方，累计同比-9.6%，且 6 月以来减产幅度明显扩大（6-9 月俄罗斯天 然气产量 1944.2 亿方，同比大幅下降 20.2%）；挪威为欧洲地区增产主力，2022 年 1-9 月， 挪威累计产量 934.9 亿方，累计同比+9.37%；澳大利亚产量也有所增长，1-9 月澳大利亚 累计产量 1216.1 亿方，累计同比+4.84%；中东等其他地区产量基本保持平稳，由于近年 来上游投资不足等因素，产能周期驱动下产量增长有限，2022 年 1-9 月卡塔尔天然气产量 1569.7 亿方，同比-0.3%。展望全年，据 IEA 预计 2022 年全球天然气产量将同比下降 0.49%；中石油经研院预计， 2022 年全球天然气产量将同比小幅下降 0.5%。

2022 年全球天然气需求小幅下降，北美需求增长，欧洲消费量大幅削减，而亚洲需求相 对持平。在“REPower EU”计划下，欧盟天然气需求大幅削减，持续减少对俄罗斯天然 气依赖。2022 年 1-9 月，欧盟天然气累计消费量为 2614.7 亿方，累计同比-10.12%；亚 洲天然气需求受高价抑制，中、日、韩需求增速均大幅放缓，2022 年 1-9 月中国天然气表 观消费量 2694.8 亿方，累计同比-1.4%，1-8 月日本天然气消费量 663.6 亿方，累计同比0.4%，1-8 月韩国天然气消费量 381.1 亿方，累计同比-0.3%；美国本土天然气需求快速增 长，1-9 月累计消费量 6764.7 亿方，同比+5.22%。展望全年，IEA 预计 2022 年全球天然气消费需求将同比下降 0.78%；中石油经研院预计， 2022 年全球天然气消费量将同比减少 0.8%。

1.2 国内产量保持稳步增长，对外依存度阶段性下降

国内天然气产量保持稳步增长，“增储上产”行动见成效。自 2019 年起我国实施油气行业 增储上产“七年行动计划”，随后出台一系列政策大力推进我国天然气产量的稳步增长。近 年来，我国天然气产量增速保持在 8%左右；2022 年以来，尽管在高气价背景下国内外天 然气消费量普遍出现增速放缓或消费量下滑的现象，我国天然气依然保持了较高的增速， 2021 年我国天然气产量 2052.6 亿方，同比+8.7%；2022 年 1-10 月我国天然气累计产量 1785.5 亿方，累计同比+6.2%，“增储上产”行动的成效持续显现。结构方面，由于国内天然气产量保持较高增长，今年我国天然气的对外依存度出现罕见的 下降，能源安全保障得以加强。近年来我国天然气的对外依存度持续攀升，从 2010 年的 10%快速上升至 2021 年的 43.8%；而 2022 年 1-9 月我国天然气的对外依存度为 39.2%， 出现罕见的下降。

进口气结构方面，管道气增量显著。目前我国的管道气进口主要来自中亚、俄罗斯及缅甸， 在运天然气管线产能合计 1050 亿方/年，主要包括中亚 A/B/C 线（合计 550 亿方）、中俄 东线（380 亿方，部分在建，产能爬坡中）、中缅管线（120 亿方）。目前在建管道产能约 400 亿方/年（远东管线 100 亿方，中亚 D 线 300 亿方）。除此之外，在 2022 年 9 月的中、 俄、蒙三国元首第六次会晤上，三方确认《建设中蒙俄经济走廊规划纲要》延期 5 年，正 式启动中蒙俄经济走廊中线铁路升级改造和发展可行性研究，西伯利亚力量 2 号（中俄中 线）计划 2024 年开工，2030 年投产。到 2030 年，中俄间天然气贸易量有望达到 1000 亿 方。

2021 年，我国管道气量进口合计 4242.7 万吨（约合 595.7 亿方），同比+22.9%，占总进 口量的 35%。其中，进口中亚管道气 447.1 亿方，占管道气进口量的 75.1%，进口俄罗斯 管道气 105.8 亿方，占管道气进口量的 17.8%。2022 年以来，在国际 LNG 价格高企的背景下，我国继续扩大低价稳定的管道气源进口量， 为实现能源安全保供作出积极贡献。2022 年 1-9 月，我国进口管道气量累计 3465.6 万吨 （约合 486.6 亿方），同比+10.5%；管道气占总进口量的比重由今年年初的 30.8%上升到 8 月份的 46.8%。

与此同时，我国 LNG 进口量出现大幅下滑，欧洲 LNG 需求大增背景下部分长协气源转售 海外。今年以来，由于国内需求疲弱，国际气价高企，国内外气价倒挂等因素，中国 LNG 进口量出现历史最大降幅。2022 年 1-10 月，中国累计进口 LNG 5053.9 亿吨（约 904.8 亿方），同比-21.6%。

经济增速放缓叠加高气价因素，我国天然气消费量增速出现罕见的大幅下滑。近年来我国 天然气表观消费量迅速增长，近 10 年 CAGR 高达 11%，高于 GDP 增速和能源消费总量 增。作为三大化石能源中单位碳排放相对较低的天然气，在我国能源结构低碳转型的过程 中，消费量也有望长期保持较高增长趋势。而消费结构方面，工业部门一直以来为我国天 然气的主要消费部门（2020 年工业部门天然气消费占比 70.4%，2011-2020 年 CAGR 达 11.9%），工业部门中天然气消费主要来自于制造业和天然气发电，2020 年两者分别占工 业用气量的 65.5%、26.5%，制造业和气电也是我国天然气消费增长的主要驱动力。从地 区消费结构来看，由于人口密集、经济发达等因素，华东地区是我国天然气消费增速较高 的区域，占全国消费总量的 30%，2010-2019 年 CAGR 达 15.1%，大幅高于全国平均增 速。然而，由于经济承压、气价高企，叠加上海二季度疫情对主消费地华东地区的影响，2022 年 1-9 月我国天然气累计表观消费量 2694.8 亿方，累计同比增速-1.4%，消费增速较往年 出现断崖式下滑。我们认为，随着经济企稳恢复，天然气消费量大概率将出现恢复性增长。

加快推进天然气储气设施建设，为冬季供应及天然气消费增长提供安全保障。近年来我国 出台一系列政策加快推进天然气储气设施建设，据《中国天然气发展报告（2022）》，2021 年全国已建成储气能力同比增长 15.8%，3 年多时间实现翻番；据中石油经研院数据， 2022 年采暖季前地下储气库和 LNG 储罐气量增加 28%和 17%，共计 220 亿方，占天然 气消费量的比例约 5.9%。2022 年 3 月，国家发改委发布的《“十四五”现代能源体系规划》中提出：统筹推进地下储气库、液化天然气（LNG）接收站等储气设施建设。到 2025 年，全国集约布局的储气 能力达到 550 亿～600 亿立方米，占天然气消费量的比重约 13%。储气设施建设预计仍将 保持较快增长。2022 年 11 月 11 日，国家能源局组织召开加快储气能力建设专题推进会，要求油气企业强 化政治站位、保持战略定力，整体上不折不扣完成年度工程建设和储气任务目标，实现 “应储尽储”，为采暖季天然气保供稳价奠定了坚实基础。会议研究了 2023 年度储气能力 建设工作，要求主要油气企业站在保障国家能源安全、支撑行业高质量发展的高度，对照 全国储气能力建设总体安排，立足“大库大站”逐项细化工作方案，强化资金和工作量投 入，强化注气资源落实，强化关键节点把控，确保年度任务按期实现。同时，强化储气设 施储运销协同，服务季节调节和尖峰保供。

1.3 气价复盘：产能周期叠加俄气减供驱动国际气价大涨

2021 年以来，国际天然气现货价格出现三轮大幅上涨阶段，我们对其涨幅和驱动因素复 盘如下：（1）2021 年下半年至年底，产能周期驱动下天然气供需矛盾开始显现。由于 2016 年以 来天然气投资不足，导致增产能力和 LNG 出口液化能力增量有限，全球供需矛盾开始显现， 气价出现上行态势。同时，受欧洲 2021 年冬季异常寒冷天气及天然气库存水平较低的影 响，叠加北溪 2 号管线投用受阻、风力发电不足等因素，欧洲 TTF 现货价格由 12 月 7 日 的 29.7 美元/百万英热快速上涨至 12 月 27 日的 73.7 美元/百万英热，期间涨幅达 148.5%；（2）2022 年 2 月底俄乌冲突事件爆发，欧盟表示将对俄罗斯的能源进行制裁。3 月 8 日， 欧盟宣布计划在今年削减 2/3 从俄罗斯进口的天然气（约 1000 亿方），市场对俄罗斯断供 后欧洲天然气供应状况的担忧日益加剧，气价由 2 月 22 日的 23.8 美元/百万英热飙升至 3 月 8 日的 69 美元/百万英热，期间涨幅达 190.3%；（3）2022 年 6 月以来，随着俄罗斯管道气量的持续下降以及美国自由港事故导致美国 LNG 出口能力受限，欧洲气价出现了一轮持续近 3 个月的气价大幅上涨期。第 20 周 （5.16-5.22）以来，俄罗斯到欧洲的亚马尔管道气量下降为 0，第 25 周（6.20-6.26）北 溪气量降为去年同期的 40%，此后气量进一步下降。8 月 31 日以来，北溪 1 号气量降为 0。9 月 26 日，北溪管线发生爆炸事故，短期内气量恢复无望。目前，俄罗斯仅剩土耳其流 （气量与去年基本持平）和乌克兰过境管道（气量约为去年 1/3）仍在对欧出口管道天然 气。在上述多重因素的刺激下，TTF 价格自 6 月 9 日的 24 美元/百万英热，一度冲高至 8 月 30 日的 91.7 美元/百万英热，期间涨幅高达 282.7%。

而 2022 年 10 月以来的国际气价大跌，则主要是由于：1）欧盟高气价吸引全球 LNG 货源，德法等国大力采购高价气实现快速补库存。以德国为 例，政府原定计划到 9 月 1 日将天然气储气量提高到 75%、到 10 月份达到 85%，而 10 月的目标在 9 月初已提前实现。截至 10 月 5 日，EU 库存达到库容的 90%，受库容能力的 限制，欧盟采购需求大幅减弱。2）欧盟提出天然气消费量削减 15%的目标，并出台一系列政策以实现减少对俄罗斯天然 气依赖的目标，叠加今年 11 月 15 日之前欧盟气温同比偏高，天然气的实际消费量大幅下 降。

二、俄乌冲突导致全球天然气格局大调整

2.1 全球 LNG 资源加速流向欧洲，“亚洲溢价”转向“欧洲溢价”

2022 年俄乌冲突后，全球天然气供应格局出现重大调整。欧洲提出“REPowerEU”的能 源独立计划，希望加速摆脱对俄罗斯的天然气依赖，同时俄罗斯实行反制裁措施，对欧管 道气量大幅下降。为弥补管道气量的缺口，欧洲以溢价吸引全球 LNG 资源加速流向欧洲。

供给方面：欧洲大量进口 LNG 以替代俄罗斯管道气。欧盟于 2022 年 3 月 8 日提出 “REPower EU”计划，称将通过大量进口 LNG、发展可再生气体以及推进电气化等措施 逐渐摆脱对俄罗斯管道气的依赖，俄方随后采取一系列反制裁措施，减少对欧管道气供应， 欧盟天然气供应格局发生根本性改变。

2022 年 1-10 月，欧盟进口俄罗斯管道气量 621 亿方，同比-51.2%，10 月进口俄管道气量 更是降至仅为去年同期的 19.6%。与此同时，1-10 月欧盟进口 LNG 1281.7 亿方，累计同 比大增 69.2%；1-10 月欧盟累计天然气供应总量 3447 亿方，累计同比仅小幅下降 0.76%。供应格局调整后，俄罗斯管道气量占欧盟天然气总供给的比例从超过 40%大幅降至不足 10%，欧盟也初步实现了降低对俄气的依赖。

需求方面：高气价叠加气温偏高，9-10 月超额完成减少 15%消费量的目标。2022 年 7 月 末，欧盟委员会达成协议，计划采取“自愿削减”的方式，在 2022 年 8 月 1 日至 2023 年 3 月 31 日期间，将天然气需求在过去 5 年平均消费量的基础上减少 15%。2022 年 1-10 月， 欧盟天然气消费量估算为 2223.3 亿方，累计同比-13.8%，其中 9 月消费量同比-15.1%， 10 月消费量同比-18.0%，均已完成消费量的削减目标；其中，西北欧的消费量削减程度更 为显著，9 月西北欧用气需求同比-20%，10 月需求同比-22%，大幅超额完成目标。

需求减少主要集中于民商及工业用气部门，天然气发电消费量同比基本持平。从消费结构 来看，2020 年欧洲民商业部门天然气消费需求占总需求的 48%，工业部门约占 31%，发 电部门占比 18%。2022 年以来，受经济衰退、高气价下自发节能、气温同比偏高 等因素影响，欧洲的民商业及工业部门天然气消费量明显下降，2022H1 分别同比下降约 18 Bcm、12 Bcm，分别占总降幅的 54.5%、36.4%。然而，电力部门的天然气消费下降 不明显，且 Q3 出现大幅反弹。俄乌冲突以来欧盟天然气发电量没有出现显著下降，反而 有小幅上升，3-8 月的欧盟天然气发电量同比增长 3.3%，主要原因为入夏以来高温干旱、 部分国家弃核以及核电检修等影响下，欧盟的水电和核电发电量同比出现大幅下滑，产生 的部分电力缺口需煤电、风光及气电来弥补；德国重启燃煤电厂，大幅增加燃煤发电量以 替代下降的核电及气电，3-8 月德国燃煤发电量同比大幅增长 30.1%，天然气发电量同比 小幅下降 4.6%。

库存方面：3 月以来欧盟补库进程加速，10 月库存量已接近饱和，11 月中旬开启库存下降 阶段。3 月份俄乌冲突以来，欧盟大量采购全球 LNG 资源，天然气补库进程提速。11 月 13 日，欧盟天然气库存达到年内高点，库存量 1069TWh，库存水平 95.62%。此后，库存 开始逐步下降，截止 11 月 29 日，欧盟天然气库存量为 1042.5TWh，库存水平 93.2%。其中，主要国家如德国、法国的天然气库存水平分别达到 98.2%、97.4%，高于欧盟平均 水平。

气温方面，欧洲大陆 11 月中旬之前同比偏暖，之后同比偏冷。11 月中旬前，欧洲气候同 比偏暖，2022 年第 45 周（11/7-11/13），德国柏林最高均温 13.29℃，同比+4.14℃，周环 比-0.71℃；最低均温 9.43℃，同比+3.43℃，周环比+0.29℃；11 月中旬后降温明显，进 入同比偏冷的状态，2022 年第 46 周（11/14-11/20），德国柏林最高均温 5.86℃，同比2.57℃，周环比-7.43℃；最低均温 1.43℃，同比-4.14℃，周环比-8℃。根据欧洲中期天气 预报中心（ECMWF）的预测，未来 1 个月内西北欧气温大概率将低于往年季节性正常值。目前欧盟天然气消费量降幅已有收窄迹象，大规模降温后，欧盟天然气消费量降幅或将持 续收窄，库存下降速度或将进一步加快。

2.2 2023 年欧盟供需依然偏紧，“欧洲溢价”和需求削减是实现紧平衡的前提

2023 年全球天然气产量预计将小幅增长，增量将主要来自美国。据 EIA 预计，2023 年美 国天然气产量为 99.69Bcf/d（约合 10304.9 亿方），增量约 167.7 亿方，增速放缓至 1.65%；IEA 预计，俄罗斯受输欧管道气大幅下降影响，进一步压减上游产量，2023 年产 量同比下降 3%左右，减产约 190 亿方；中东地区产量温和增长，预计 2023 年增速为 2.4%，增量约 170 亿方；欧洲区内气田增产乏力，增量主要来自英国和挪威，2023 年产 量增速将放缓至 1.2%左右，增量约 30 亿方。2023 年欧洲天然气需求将进一步压减，亚洲有望重新成为拉动全球需求增长的主要动力。IEA 预计，2023 年亚太地区天然气消费量将达 9230 亿方，同比增长 3.13%，其中中国需 求将出现较大幅度反弹，全年天然气消费量 3900 亿方，同比增长 5.41%，泰国、菲律宾 等新兴市场用气需求也将进一步增长；欧洲将持续采取天然气需求压减措施，IEA 预计全 年需求量 5310 亿方，同比下降 3.1%；美国可再生能源发电项目替代部分气电需求，LNG 项目投产将支撑出口需求持续旺盛，EIA 预计 2023 年美国天然气消费量为 85.4Bcf/d （8827.6 亿方），同比下降 3.42%。

从全球总的产量增速、需求量增速来看，天然气供需紧张程度较今年边际上略有好转，但 仍然呈供需偏紧的态势。据 IEA 预计，2023 年全球天然气总产量 41290 亿方，增速由上 年的-0.49%提升至 0.98%；全球消费量 40850 亿方，增速由上年的-0.78%提升至 0.34% 。据中石油经研院预计，2023 年全球天然气产量 4.13 万亿方，增速由上年-0.5% 提高至 1.0%；受疫情影响减弱、气价回落影响，全球需求量 4.1 万亿方，增速由上年-0.8% 提高为 0.5%。

主要出口国现有 LNG 液化设施项目均满负荷运行，2023 年全球 LNG 新增液化产能有限。天然气主产国现有 LNG 项目均处于满负荷运行状态，其中美国液化项目接近 100%，卡塔 尔项目 108%，增产空间有限；此外，2022 年 6 月，美国第二大 LNG 液化出口设施自由 港（产能约 150 万吨/年）发生意外爆炸事故，被迫停止运营，原定于 10 月初至少恢复部 分产能，然而，据路透社消息，本次停运可能将延长至 12 月底。中石油经研院预计 2023 年全球计划新增液化产能 2883 万吨/年，主要集中于美国（813 万 吨/年）、俄罗斯（660 万吨/年）、印尼（430 万吨/年）等，考虑项目建设延迟等因素，预 计实际投产产能仅为 1000 万吨/年左右。

2023 年欧洲天然气市场判断：供需基本实现新均衡，“欧洲溢价”将持续。对于欧洲市场 而言，LNG 配套的基础设施能力较今年将略有好转，2022 计划投产 LNG 接收能力 98 亿 方/年，2023 年计划投产 599 亿方/年，但补库存时期的阶段性紧张压力仍然存在。2022 年 欧盟之所以能够较为顺利地补库，很重要的原因在于“欧洲溢价”下全球 LNG 贸易流向改 变以及亚洲市场需求的减少，尤其在经济增速放缓下中国 LNG 进口需求降至历史低位，若 明年中国经济复苏强劲，用气需求出现恢复性反弹，欧盟补库进程将迎来不小压力，欧洲 气价中枢也有概率出现大幅抬升。我们认为，2023 年欧盟天然气市场顺利实现供需平衡的前提条件为：1）“欧洲溢价”持续 存在，从而持续吸引全球现有及新增 LNG 货源；2）需求削减继续，2023 年欧盟的天然气 消费量仍需保持较 2021 年的大幅减量（-15%左右），现有供给并不支持欧盟天然气消费量 的恢复。供应格局大调整后，欧洲需要保持较高的 LNG 供应量以弥补管道气量的下降， 当全球增量有限的情况下，欧洲溢价是吸引全球 LNG 转售资源的必要前提。

对亚洲的影响：2 月以来东北亚 LNG 进口量大幅下滑。随着欧洲在国际市场上大量采购 LNG 现货资源，TTF 价格飙升，大幅挤压东北亚市场的进口需求，2022 年 1-9 月中国进 口 LNG 数量下滑超 20%，现货采购量也出现断崖式下滑；日本和韩国 LNG 进口量下降不 明显，且两国都已制定政策，减少危机后对 LNG 的依赖，如日本宣布重启 7 座核反应堆， 韩国暂停燃煤电厂限制措施，并加快新燃煤和核电机组的启动。电力部门对高价格的需求 反应较明显。

三、大变局下中国市场的投资机遇

3.1 中国企业新签大量长协锁定低价气源，灵活转售增厚盈利空间

近年来中国企业新签大量 LNG 长协，从而锁定低价气源，抵御国际气价上涨风险。2021 年以来，在国际天然气价格震荡上行的背景下，中国企业与美国、卡塔尔等国天然气供应 商新签大量 LNG 长协，以锁定低价气源。2021 年 9 月，中石化与美国维吉签订了供应量 400 万吨/年、长达 20 年的 LNG 长期购销协议，为迄今为止美国规模最大的 LNG 出口合 同；新奥股份更是在 2021 年 10 月至 2022 年 4 月间与俄罗斯诺瓦泰克、美国切尔尼能源 等天然气生产商密集签定 4 个长期购销合同，定价多与 HH 挂钩。

利用区域间气价差积极开展 LNG 转售业务，拓展盈利空间。在“欧洲溢价”下，国内 LNG 贸易商新奥、广汇、九丰等公司积极开展 LNG 国际贸易业务。自 2021 年来，海外 LNG 价格暴涨，广汇能源积极把握国际市场动态，率先引入国际转口贸易和代接卸业务模 式，“一气多销”持续增强盈利能力。2022 年前三季度广汇启东实现 LNG 贸易量约 241 万吨，净利润超 27 亿元，单吨净利润水平大幅提升至超过 1100 元/吨。2022 年下半年新 奥股份与切尔尼能源签订的 90 万吨/年 LNG 长协开始供应，而 2022 年 1-9 月新奥股份的 气源结构中国际气源占比同比下降 1pct，主要由于将部分长协气源在国际市场上进行转售 以增厚盈利空间。

3.2 2023 年我国天然气消费量预计将恢复增长

2023 年我国天然气消费将实现恢复性增长。2022 年受高气价等影响，我国天然气消费量 出现小幅下滑。明年随着国内经济情况改善、国际气价回归平稳，我国天然气消费量有望 迎来恢复性增长。按能源消费弹性系数法测算，假设 2022 年 GDP 增速 4%，2023 年 GDP 增速恢复至 5%，2023 年我国天然气消费量将达到 3724 亿方，在 2022 年消费量小 幅下滑的基础上同比增长约 6.9%。

天然气在三大化石能源中达峰时间相对较晚，我国天然气消费总量仍有较大增长空间。天 然气的单位碳排放量较其他化石能源少，属于相对清洁的一次能源，在我国能源转型中起 到重要的过渡作用。据中国煤炭工业协会判断，2030 年以前，我国煤炭消费将进入总量峰 值平台期；据中石油《世界与中国能源展望（2021）》，石油消费预计将于 2030 年前达峰， 而天然气消费将在 2040 年进入发展平台期，为化石能源中达峰时间相对较晚。从我国天然气消费量空间来看，根据中石油经研院徐博等人的预测，在中情景下， 2025/2030/2035 年中国天然气消费量将分别达 4200/5200/6000 亿方，年增速约 3%；在 高情境下，消费量将分别达 4300/5550/6600 亿方，年增速约 3.7%。根据国家能源局发布 的《中国天然气发展报告（2021）》预计，2025 年天然气消费规模将达 4300-4500 亿方， 2030 年将达 5500-6000 亿方，年均增速在 3.7-5.4%之间。

中国天然气供需展望：国内增产和俄管道气量的增长可基本满足未来 3 年我国天然气需求 的增量部分，对进口 LNG 资源量的依赖程度或将边际下降。假设 2022-2025 年国内天然 气产量保持 7%的增速，消费量在 2022 年出现小幅下滑后，2023-2025 年保持 6.5%的增 速；进口管道气方面考虑中俄“西伯利亚力量 1 号”管线（设计产能 380 万吨/年）产能爬 坡，23/24/25 年分别增长 60/70/80 亿方，并于 2025 年接近达产；我们预计 2023-2025 年 我国 LNG 进口需求将维持在 860 万吨/年左右，较 2022 年增长约 3%，对进口 LNG 资源 量的依赖度将边际下降。

3.3 市场化改革继续推进，基础设施逐渐公平开放，顺价实现程度有望提升

“管住中间、放开两头”的市场化改革持续推进，天然气基础设施逐步实现公平开放。我 国油气管网长期被“三桶油”供输一体化的模式垄断，为推进天然气管输改革，2019 年 12 月，国家管网公司正式成立，主要从事油气干线管网及储气调峰等基础设施的投资建设 和运营，负责干线管网互联互通和与社会管道联通，以及全国油气管网的运行调度，实现 基础设施向用户公平开放。改革后管网只提供管输服务，收取一定的管输费用，不参与上 游资源和下游市场的竞争性交易。2014 年以来国家相关部门陆续印发多个规范性文件，推进天然气管网和 LNG 接收站的公平开放。接收站公平开放的核心在于公平性和透明性，即建立透明合理的窗口期分配规则， 并将相关信息及时充分地向第三方公开。国家管网集团目前作为中国最大的 LNG 接收站运 营商，已经构建了以接收站剩余能力滚动公开、年度窗口期集中受理及中长期窗口期集中 受理为核心的接收站第三方开放工作机制，为国内其他接收站的开放工作提供了样本。

另一方面，市场化改革也推进了我国天然气定价机制的改革，市场化的顺价实现程度有望 提升。近年来，在“管住中间、放开两头”的改革总思路下，我国天然气定价机制经历了 多轮改革。2015 年非居民用气存量气、增量气并轨；2018 年居民用气与非居民用气并轨， 供需双方可上浮 20%，下浮不限；2020 年，新版《中央定价目录》将门站价格移出，并 提出具备竞争条件省份的门站价格由市场形成，标志着天然气价格改革朝着全面市场化迈 出了一大步。根据国家能源局发布的《中国天然气发展报告 2021》，截至 2020 年，80% 的消费气量门站价格由供需双方协商和市场主导形成，完全市场化定价的资源占比从 2015 年的不到 10%提升至 2020 年的 45%。目前我国已建立三大石油天然气交易中心，分别设立在上海（2016 年）、重庆（2018 年） 及深圳（2020 年），主要开展管道天然气、LNG、LPG、石油等产品的交易。其中，上海 石油天然气交易中心 2021 年天然气双边交易量达 816.63 亿方，为亚洲最大天然气现货交 易平台。交易中心的建立，活跃了市场，增加了市场交易规模，对我国油气市场体系的形 成起到了很好的促进作用。以重庆石油天然气交易中心的川渝天然气现货价格为例，受国 际气价大幅上升的影响，2022 年 3 月，川渝天然气现货价达 3.06 元/方，同比增长 63.7%， 环比增长 36.1%。

多地政府出台文件完善天然气价格上下游联动机制，供暖季顺价能力提升。今年多地政府 修订天然气价格联动机制，以推进终端用户销售价格市场化，适应今年以来气价波动频繁、 幅度大的新形势。例如，9 月 21 日，上海市修订印发《非居民天然气用户上下游价格联动 机制》，修订内容主要包括缩短联动周期、增设启停条件、建立价格平滑机制，建立“偏差 处理”机制，将“综合门站价”改为“综合采购成本”以及加强价格监测。与此同时，供 暖季来临前，各地政府也陆续调高居民/非居民用气价格，居民用气上调幅度在 10%左右， 非居民用气上调幅度大多在 10%-25%。

城燃公司的市场化顺价实现程度也有望随之提升，龙头公司的销售价差基本保持稳定。在 今年气价大涨的情况下，国内城燃公司顺价能力相对较好。以新奥股份为例，2022 年前 3 季度天然气平均采购成本上涨 15.8%，工商业用户及汽车加气站均实现良好顺价，售价涨 幅分别为 12.9%/28.2%。综合来看，新奥股份 2022 年前 3 季度销售毛差与 2021 年持平， 保持了毛差的稳定。作为国内城市燃气龙头公司，2022 前 3 季度新奥的零售气销量增幅达 4.4%，实现了优于全国平均消费量增速的销量增长。随着明年国内天然气行业消费增速的恢复，公司城燃业 务也有望实现毛差稳定和气量高增。

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