【天然气】光大公用百页天然气报告：产业链详细介绍（附大量图文数据）

光大公用环保团队华气能源猎头 2022-04-22

天然气：该出手时就…出不出手？（上）

作者：光大公用环保团队

来源：EBS公用环保研究

投资聚焦

研究背景

2017年冬季，我国北方部分地区一度出现天然气供应紧张的局面，暴露出我国在天然气生产、供应、储备、销售等环节存在的不足。2018年上半年天然气消费维持高速增长，LNG价格淡季不淡；同时，发改委、中石油等连续出台文件推动天然气调峰、保供措施的落实，市场普遍对今年冬季天然气保供形势较为担忧，恐重现去年“气荒”现象。

“气荒”余威尚在，伊朗原油禁运逐步生效以及委内瑞拉经济危机持续恶化，年底原油价格有望迎来新的一轮上涨周期；当前中美贸易摩擦升级，拟对从美进口的LNG加征25%关税。国际环境不稳定因素对中国天然气进口及能源安全又影响几何？

针对这些问题，我们通过百页天然气报告：全面分析国际、国内天然气的供需形势，并对天然气调峰、保供措施的投资机会进行了详细的梳理。

我们区别于市场的创新之处

（1）全面梳理了全球天然气供需形势，对油价、中美贸易摩擦对我国天然气进口的影响进行了分析；

（2）全面测算并拆分了2018年我国天然气供、需格局，并对今年冬季天然气保供情况进行了预测；

（3）全面梳理了天然气调峰保供产业链，并根据现状、规划对市场空间、技术及商业模式等涉及因素进行了全面分析。

投资观点

（1）全年天然气供应偏紧，需重点关注冬季保供形势；冬季LNG价格仍会维持高位，如在冬季发生极端气候致消费超预期增长或进口供给限制等不可预期因素，仍会导致“气荒”的再次发生；

（2）高油价背景及中美贸易摩擦将导致我国天然气进口价格提升，增加保供难度；我国未来需形成区域性的天然定价机制，既可逐步化解LNG进口“亚洲溢价”的问题，同时也有助于推动人民币的国际化；

（3）天然气调峰、保供措施如火如荼，上游天然气资源类公司、设备公司及具有气源的城燃公司望受益。

从国际能源形势

看全球天然气供需

天然气是一种优质、高效、清洁的低碳能源，可与核能及可再生能源等其他低排放能源形成良性互补，是能源供应清洁化的最现实选择。目前，从国际天然气消费占一次能源比重来看，平均在23%左右，仅次于石油和煤炭。而从中国的能源结构上来看，“以煤为主、少油少气”且石化能源内部结构较为不合理，天然气消费与一次能源占比也远低于全球平均水平。

加快天然气产业发展，提高天然气在一次能源消费中的比重，是我国加快建设清洁低碳、安全高效的现代能源体系的必由之路，也是化解环境约束、改善大气质量，实现绿色低碳发展的有效途径，同时对推动节能减排、稳增长、惠民生、促发展具有重要意义。在环保压力日益加重的今天，天然气消费量有望持续提升。同时，天然气虽尚未形成独立的国际市场，但作为未来世界能源消费的大宗商品之一，对于中国实现能源安全、促进能源结构转型以及实现人民币国际化，无疑是一个重要的载体。

1.1、全球经济回暖带动能源消费提升

2017年，全球能源增速回暖，中国贡献近35%。从2008-2009年的全球金融危机，到2010-2012年的欧洲主权债务危机，再到2014-2016年的全球商品价格调整，过去十年全球经济发展遭遇了一系列的负面影响。

全球能源消费市场也在经历了2014-2016年的降速后（2014、2015、2016能源消费每年增速为0.9%、1.0%、1.2%），在2017年伴随全球经济回暖有着显著的回升：一次能源消费量达135.11亿吨油当量，同比增长2.2%，不仅超过过去10年年均增长率，也是2013年以来最高的增速；而在消费增量的2.44亿油当量中，有多达0.85亿吨油当量来自中国消费增长，占比高达34.8%。

天然气、可再生能源为消费增长最大贡献。天然气和可再生能源在2017年贡献的消费增量分别为0.83和0.7亿吨油当量，占总增长的32.9%和27.7%，而其中的主要贡献同样来自于中国。2017年中国天然气和可再生能源贡献消费增量分别为0.27和0.25亿吨油当量，不仅是中国能源消费增速贡献前二（占比分别为31.8%和29.4%），也是全球天然气和可再生能源消费的最大贡献国（占全球增量比重分别为32.5%和35.7%）。

在2007-2017年间，引领能源消费增长的是发展中国家，尤其是亚太地区。经合组织和欧盟的能源消费在2007-2017年中均实现了负增长（年均增速分别为-0.14%和-0.70%），而非经合组织各国（以发展中国家居多）的能源消费由2007年58.94亿吨油当量增长至2017年的79.06亿吨油当量，年均增速达2.71%，是能源消费增长的决定性因素。

分地区分析，欧洲、独联体地区能源消费表现稳中有降，2007-2017年中间实现负增长，能源消费全球占比逐步下降；北美洲受墨西哥发展影响，年均增速在0.05%；中南美洲、中东、非洲以及亚太地区受益于经济发展和能源密集型行业的高速发展，带动能源消费持续走高，其中亚太地区的能源消费全球占比从2007年的36%增长到2017年的43%，占比已超过北美、欧洲和独联体之和。2017年亚太地区贡献能源增量达1.58亿吨，占比过半。

我国作为亚太地区，也是全球的最大能源消费国，能源消费发展在过去11年经历了3个阶段：

第一阶段（2007-2011年）：受益于经济高速发展，以及经济增长重心持续放在石油化工、金属冶炼等高耗能能源密集型产业，我国能源消费在这段时期高速增长，增速稳步提高，2009年的金融危机也未对我国能源消费造成太大影响，反而使我国一举超越美国成为全球最大的能源消费国；
第二阶段（2012-2016年）：我国已逐步走向金融周期上升阶段的尾声，整体经济增长趋于平稳，GDP增速破8并逐步放缓，叠加我国经济结构转型，经济增长的重心已逐步从能源密集型行业转移，叠加能效提升等因素使得能源消费增长迎来减缓，虽仍有所增长，但增速已逐步放缓至近十五年来的最低点；
第三阶段（2017年- ?）：能源结构转型将持续带给能源消费新的变化。随着经济增长进一步放缓，供给侧改革和环保限产等多方面因素仍持续影响中国能源消费市场，钢铁、水泥等能源密集型产业在2017年产出的回弹带来的2017年能源消费增速回升因素并不可持续，但是能源结构低碳转型将持续在中国发挥重要的影响，煤炭占比的逐步降低，以及天然气、可再生能源占比的逐步提升，转型后的能源消费值得期待。

我国能源消费结构正逐步由煤炭为主向多元化转变，天然气消费比重持续提升。我国能源发展“十三五”规划中提出，我国天然气消费比重需从2015年的5.9%提升至2020年的10%，煤炭消费比重需从2015年64%降低至2020年的58%。

2017年我国能源消费结构调整工作推进顺利，煤炭消费占比进一步下降至60.4%（平均每年下降1.8%），未来三年再完成2.4%的降幅（平均每年下降0.8%）指日可待；天然气消费占比则从2016年的5.9%（《中国天然气发展报告（2017）》中口径为6.4%》）增长至2017年的6.6%，完成2020年的10%目标仍有较大压力；值得惊喜的是可再生能源的发展，2017年贡献增速位居我国第二，其增长点来自于光伏产业的超预期发展以及技术发展带来的弃风、弃光率持续降低。

天然气常规及保供基础设施建设水平持续提升。我国“十二五”期间累计建成干线管道 2.14 万公里；新增建成LNG接收站 9 座，新增 LNG 接收能力 2770 万吨/年；累计建成地下储气库 7 座，新增工作气量 37 亿立方米。

截至 2015 年底，全国干线管道总里程达到 6.4 万公里，一次输气能力约 2800 亿立方米/年，天然气主干管网已覆盖除西藏外全部省份，建成 LNG 接收站 12 座，LNG 接收能力达到 4380 万吨/年，储罐罐容 500 万立方米，建成地下储气库 18 座，工作气量 55 亿立方米。

全国城镇天然气管网里程达到 43 万公里，用气人口 3.3 亿人，天然气发电装机 5700 万千瓦，建成压缩天然气/液化天然气（CNG/LNG）加气站 6500 座，船用 LNG 加注站 13 座。

“十三五”期间，页岩气目标新增探明地质储量1万亿立方米，到2020 年累计探明地质储量超过1.5万亿立方米；煤层气目标新增探明地质储量 4200 亿立方米，到2020 年累计探明地质储量超过1万亿立方米；供应能力 2020 年国内天然气综合保供能力达到 3600 亿立方米以上。

1.2、天然气不只是一种过渡性能源

天然气不只是过渡性能源，也是主力清洁能源。作为一次性化石能源，天然气无论在燃烧效率，还是燃烧污染物排放方面，都要优于煤炭、石油等其他化石能源，但是由于有可再生能源的存在，使得天然气的定位不甚明朗，在可再生能源是未来发展的必需能源时，有人认为天然气只是阶段性的过渡能源，随着可再生能源应用逐步成熟，天然气或将“食之无味、弃之可惜”。但是纵观全球的天然气产业发展以及各国对天然气产业的建设力度，都表明它将是未来的主力清洁能源。

需求侧：天然气消费量持续提升

近十年来，全球天然气消费增量居各项能源之首，增速仅次于可再生能源（因可再生能源基数相对较低）。全球天然气消费增量从2007年的29580亿立方米增长至2017年的36704亿立方米，年均增速达2%，增量共7124亿立方米，占全球能源消费增量的37%，是带动全球能源消费的决定性因素。

我国天然气消费维持高增长，2017年增速达14.8%。我国的天然气消费从2000年开始加速增长，2000-2013年年均增速达15.6%，在全球天然气消费占比也从2007年的2.4%（排名第九）增长到2013年的5.1%（排名第三，仅次于美国和俄罗斯）。随着我国经济增速放缓、油价回调等多重因素，导致天然气增速在2014-2016年间有一定程度的放缓；但随着2017年工业制造业转好，叠加超预期的“煤改气”因素，使得我国天然气消费重回10%以上达14.8%，使得我国成为2017年全球天然气消费增长的最大贡献国（贡献占比32.5%）。

供给侧：世界天然气资源量充足

探明储量稳步增长，天然气供给未来无忧。全球天然气探明储量从1997年底的128万亿立方米增长到2017年底的193.5万亿立方米，储产比达52.6。截止2017年底探明储量前五的国家分别为俄罗斯、伊朗、卡塔尔、土库曼斯坦和美国，前五的探明储量达121.3万亿立方米，占比超60%。分地区来看，中东、独联体、亚太等探明储量居前三的地区2017年探明储量进一步增加，北美洲和中南美洲的探明储量则有小幅下降。

因此，全球天然气供需较为宽松。值得注意的是，我国进口管道气和天然气的重要贸易国家中，在2017年均有较为乐观的储产比。单纯从供给量的角度来说，我国未来天然气的进口来源可以保证。

天然气产量稳步提升，CR5占比小幅提升。2017年全球天然气产量共3.68万亿立方米，前五大产量国分别为美国、俄罗斯、伊朗、加拿大和卡塔尔，CR5占比为52.3%，与2007年相比小幅扩大0.9个pct（2007年CR5分别为俄罗斯、美国、加拿大、伊朗、挪威，CR5占比为51.4%）。分地区来看，2017年北美洲产量占比达25.9%居全球第一，独联体和欧洲产量占比与2007年相比下滑明显，占比分别减少4.3 pct和3.2 pct至22.2%和6.6%。

贸易：全球地区供需错位，国内不断加大进口力度

全球天然气供需基本平衡，地区供需错位带来天然气贸易流动变化。整体来看，近十年来天然气供需齐升，供需形势基本平稳，仅在2007、2010、2016等3年出现过供不应求的情况，其余年份产能均有一定过剩。真正带来天然气贸易流动变化的是地区供需错位。2017年，仅在亚太地区和欧洲出现较大的天然气需求缺口，而当年的天然气进口量前二同样为上述两个地区。其原因比较复杂，与供给的地域性、当期需求量激增、保供措施不足或地缘政治因素有关。

我国的天然气进口增加同样源自供需不平衡。2007年我国天然气供需缺口仅为12亿立方米，而2017年缺口已达91.2亿立方米，11年内缺口扩大了7.6倍，在冬季时缺气效应体现的尤为明显。

我国天然气进口随着供需缺口的扩大而高速增长，从2007年仅从阿曼、阿尔及利亚、尼日利亚、澳大利亚等四国进口共计38.7亿立方米LNG，到2017年从17余国进口526亿立方米LNG，以及从土库曼斯坦等四国进口394亿立方米管道气，2017年中国也取代韩国，成为全球第二大的LNG进口国（第一为日本）。

2017年与中国有进口天然气贸易的国家中，有十个国家的LNG对中国出口量占其总出口的比重达到3%以上，其中我国最大LNG进口国澳大利亚的占比更是高达31.2%，排名其LNG总出口国中的第二（第一为日本）。随着在澳大利亚已投产的Wheatstone LNG项目（雪佛龙）和计划于2018年内投产的Ichthys LNG项目（Inpex）和浮式LNG项目（壳牌）成为澳大利亚新的出口增量，我国LNG进口供给将得到有效保障。

四个与我国有管道气贸易的国家中，土库曼斯坦的对中国出口量（317亿立方米），占其总出口比重（94.4%），以及占我国总进口比重（80.5%）均远高于其他国家，是我国最为重要的管道气进口国。土库曼斯坦的进口气主要通过西气东输二线管道引入我国南方沿海地区。

1.3、油价对我国天然气进口影响几何

1.3.1、油价与我国PNG、LNG进口价格均正相关

随着伊朗原油禁运逐步生效以及委内瑞拉国家治理的失败，预期到2018年年底，全球原油的剩余生产能力将回到历史的低点，原油价格新的一轮周期将拉开新的序幕。详细可参见光大证券石油化工团队深度报告《沧桑百年，瞬间春秋——原油价格百年史》。

我们通过天然气价格形成机制定性探讨油价与气价的关系。根据国际煤气联盟（International Gas Union，以下简称“IGU”）的大宗气价调查报告，2005-2016年，世界天然气消费的价格形成机制结构呈现市场定价机制的主导格局。定价机制结构中，气对气竞争定价（GOG）占比最高，其次为油价联动（OPE）。

根据IGU对世界的区域划分，从2016年分地区的天然气消费定价机制结构来看：

（1）气对气竞争定价（GOG）的占比最高（45%），主要位于北美、欧洲、原苏联和拉美地区；
（2）油价联动（OPE）占比其次（20%），主要位于亚太、亚洲和欧洲。
从定价机制来看，油价上涨主要影响了OPE机制地区（如亚太、亚洲等）的天然气价格，而对其他天然气价格形成机制的影响有限。

PNG进口量相对稳定，而LNG进口量随供需格局的波动更大。随着我国首座投产的LNG接收站2006年接收进口LNG和2010年中亚线接收进口PNG，近年来天然气进口增长显著，天然气对外依存度持续攀升。截至2017年底，我国天然气的对外依存度达38%。

油价对PNG、LNG进口价格均存在正面影响，且油价与PNG进口价格的关联度高于LNG进口价格。我们将中国天然气进口价与油价进行了对比，进口PNG价格与JCC、WTI价格的相关系数分别为0.87、0.80，进口LNG价格与JCC、WTI价格的相关系数分别为0.51、0.36，通过相关性分析测得相应结果。

PNG和LNG与油价关联度的差异可通过进一步拆分进口天然气的结构解释。目前，投产在运的PNG进口路线为中亚A/B/C线和中缅线，进口PNG的集中度较高，主要进口国家为土库曼斯坦，来自土库曼斯坦的PNG进口价格与油价相关性较强；此外来自乌兹别克斯坦和缅甸的PNG进口价格同样与油价挂钩。

与PNG进口的管道约束不同，LNG进口更为灵活。中国LNG进口资源国趋向多元化，主要进口国为澳大利亚、卡塔尔、马来西亚和印度尼西亚。卡塔尔对中国LNG进口价与油价高度正相关，油价对于澳大利亚、印度尼西亚至中国的LNG进口价具有一定的正相关影响。

根据GIIGNL数据显示，2017年我国LNG长协合同占比较高：2017年达到78.82%，达3075万吨；现货及短协占比21.18%，达826万吨。考虑冬季旺季需求爆发因素，现货及短协增速增长较快达55.55%，长协受长端消费增长影响更大，增速为39.08%。

中国在亚洲天然气定价机制地位较为尴尬，未来需要形成区域性的定价机制。虽然国内成立了天然气交易中心，但价格仍然参照日本，经常“被溢价”（各国的计算价格以日本到岸价格作为参考，日本对能源依赖较高，导致亚洲天然气市场常是卖方市场，形成“亚洲溢价”）。中国缺乏与供应国的议价能力，尤其是在LNG领域。

一方面，中国天然气定价市场化程度较低，价格通常难以反映国内天然气实际供需情况，另一方面国内价格形成机制的问题导致无法适应国际定价的发展，导致中国难以建立起一个市场化的天然气交易中心。

综上所述，就中国而言，油价对PNG、LNG进口价格均存在正相关影响，且油价与PNG进口价格的关联度高于LNG进口价格，这主要是受各天然气进口资源国的定价机制和组成比例等因素影响。因此，我国急需形成区域性的天然定价机制，既可解决LNG进口“亚洲溢价”的问题，同时也有助于推动人民币的国际化。

1.3.2、国内天然气价格：PNG受政府监管，LNG受供需影响

国内天然气中管道天然气（PNG）占绝对主导，其价格形成机制为政府定价；LNG通常作为PNG的补充，价格完全放开。PNG各环节定价梳理详见表2。

我国现行的天然气价格体系中，门站价为天然气价格管理的标杆。尽管根据“发改价格〔2011〕3033号”文件，中心市场（上海）的门站价格与进口燃料油、进口LPG呈线性关系，但受政府监管的影响，从近年来的调价情况来看，短周期（1-2年）内门站价受油价的影响较小。

需要强调的是，门站价适用于国产陆上天然气、进口管道天然气。这意味着，尽管进口PNG价格与油价高度相关，但PNG价格变化并不直接影响PNG下游用户用气成本。

LNG价格与油价存在一定关联性，但其直接驱动力主要为上下游供需关系。与PNG相比，LNG脱离了管道的限制，储存运输相对灵活，因而可供给天然气管网未覆盖的用户（如LNG点供），或在季节性用气高峰时作为下游用户的补充气源。LNG价格随行就市，例如，北方采暖季期间的天然气供需失衡触发LNG价格上扬，最为突出的例子即2017年冬季“气荒”导致的LNG价格暴涨。

对于公用事业行业，燃气领域的A股上市公司多位于天然气产业链下游。为了研究天然气价格上涨对燃气公司的影响，我们构建了一个只经营配气业务的城市燃气样本公司模型。

样本公司模型的假设条件如下：年售气量1亿立方米，供销差率4%，天然气平均销售单价2.3元/立方米（不含税），平均采购单价1.7元/立方米（不含税），采购气源全部为管道天然气。在上述假设条件下，可以算出样本公司的毛利为0.35亿元，毛利率15.3%。

根据前文我们的分析，对城市燃气公司而言，天然气价格上涨的最集中体现为LNG采购价格上涨（因PNG价格受政府控制）。我们以样本公司的经营数据和财务数据为基数，对LNG价格及采购量占比对样本公司毛利率的影响，进行了敏感性分析。在LNG采购量占比为5%的条件下，当LNG价格分别为2000、3000、5000、7000、9000元/吨时，公司毛利率分别为15.9%、14.2%、11.0%、7.7%、4.4%。由于相同条件下LNG价格天然高于PNG价格（考虑液化成本），LNG价格上涨和采购量占比的增加将拖累公司盈利；当LNG价格达到9000元/吨，LNG采购量占比为7%时，样本公司达到盈亏平衡点。

1.4、中美贸易摩擦打破“天造地设”

近年来随着页岩气技术的突破，美国天然气产量增长迅速并逐步超过消费量，美国发展为天然气净出口国。前期，美国的出口天然气以PNG为主，出口PNG销售给邻国加拿大和墨西哥。近年来，随着Sabine Pass LNG接收站投产运行和美国放开对非自由贸易协定国的天然气出口禁令，美国LNG出口量大幅增长，2016、2017年LNG出口量增速分别为558%、279%。

截至2017年底，美国投产运行的LNG接收站为位于路易斯安那州墨西哥湾岸区的Sabine Pass LNG接收站（Kenai LNG 2016年停止出口）。该接收站隶属于美国Cheniere公司，首条LNG生产线于2016年投入运营，同时Cove Point项目已投产。此外，美国在建5个LNG项目（其中），主要位于墨西哥湾区域。

中国自2016年起接收美国LNG，2017年从美国进口LNG 150万吨，2017年8月至2018年5月已进口290万吨，中美企业还有LNG长协合同。 2017年中国已成为美国的第三大LNG出口国，对其LNG出口量占美国LNG总出口量的14.6%。

美国LNG出口价通常与美国Henry Hub现货价挂钩。Henry Hub的定价机制为气对气竞争定价，受油价影响较小。由于美国国内天然气供给宽松、市场化程度高，近年来美国Henry Hub现货价仅0.1-0.2美元/立方米。2016、2017年美国出口中国的LNG均价分别为4.16、4.32美元/立方英尺（折算约0.15美元/立方米），低于同期美国LNG船运出口均价（4.71、4.69美元/立方英尺）。

根据中石油的分析，美国LNG定价公式为LNG=1.15*HHP+B+C。其中HHP为当期Henry Hub价格；B为固定价格加成（一般0.46元/立方米）；而C则为运费和其他费用。

EIA 在2018年5月最新发布的短期能源展望中预计2018、2019年Henry Hub现货均价分别为3.01、3.11美元/百万英热单位（按人民币对美元汇率6.4计算，约0.68、0.70元/立方米）。由于美国投运的LNG出口终端均位于墨西哥湾附近，从美国出口的LNG运输船需通过巴拿马运河抵达中国沿海港口，运费约0.2-0.3元/立方米，其他费用约0.5元/立方米，运费和其他费用共计0.7-0.8元/立方米。

根据上述测算，来自美国的LNG进口价约1.9-2.1元/立方米。是否具有竞争力需要看相对优势，首先，暂不考虑国际环境，与中国与俄罗斯签订的380亿方管道气相比，美国进口LNG还是具有一定优势的。此外，与国际油价挂钩的其他气源相比，美国气价在高油价背景下，由于Herry Hub价格相对油价的波动走势更为平稳，也具有一定优势。

中美贸易摩擦将对未来中国从美国天然气进口雪上加霜。一直以来，三大国有石油公司于签订新的LNG长约合同动力不足，十余家的“第二梯队”买家也处于观望态度。其实，虽然价格方面有所顾虑，但中美经济有很强的互补性，中美贸易有很大的潜力。中美LNG贸易合作始于2016年，有着良好的开始，作为LNG供应和需求增长最快的两个国家，在LNG合作空间应该是广阔的；2017年11月特朗普访华期间，中美能源企业随即签约了能源合作项目；2018年2月，Cheniere公司宣布与中石油子公司——中国石油国际事业有限公司签订2项购销合同（SPA），后者LNG年采购量约120万吨，每项购销合同均将持续至2043年。

但好景不长，2018年6月15日，美国政府宣布对340亿美元从中国进口的商品加征25%关税；次日，中国政府作出反击，对美国340亿美元商品（清单一）加征关税。7月10日，美国进一步作出回应对原产于中国的2000亿美元商品加征10%的关税，8月2日将税率提升至25%；次日，中国政府做出反击，对美国600亿美元商品加征5-25% 4个等级的关税，其中液化天然气位于25%的列表之中。

中美贸易摩擦剑拔弩张，LNG被列入8月3日公布的征税清单，何时实施还将根据未来形势而定，如果最终落实，虽然短期对我国LNG进口影响不会很大，但长期看无疑对我国从美国LNG进口以及我国天然气的保供产生一定负面影响。

紧平衡

——我国天然气供需形势

我国天然气供需的具体形势到底如何？我国天然气对外依存度逐步扩大（2017年已达39%），在未来是否会进一步扩大？

2.1、国内开采：常规气为主非常规为辅

我国天然气的生产由三部分组成：常规天然气（含致密气）、煤层气以及页岩气，后两者统称为非常规天然气。当然还有分布于深海沉积物或陆域的永久冻土的可燃冰。

提前规划，有序开采，勘查是前提。天然气作为一次化石能源，终归会有采完的一天，而勘查则是规划的先决条件，也是我国天然气生产的重要因素。《天然气发展“十三五”规划》对常规天然气和非常规天然气的累计探明储量均提出了明确要求，但是根据《中国天然气发展报告2017》中的数据，我国截至2016年底，在常规天然气、页岩气、煤层气等三方面的累计探明储量较“十三五”目标均有较大差距，各类天然气源的勘察开采投资较2015年也有不同程度的下滑；不过各类气源的储产比仍维持在较高水平，也为未来天然气产量的增加提供了保障。

我国天然气生产的发展可大致分为四个阶段：

第一阶段（1949-1979年）：技术落后，起步艰辛。1940年起，我国天然气发展从四川发家，由于技术相对落后，花了近30年时间我国天然气产量最终于1978年突破100亿立方米。
第二阶段（1978-1995年）：找油为主，重油轻气。这个阶段我国的天然气呈现缓慢增长态势，主要精力均放在石油的勘探和开发中，天然气作为开发过程中的伴生气经常被放空点火烧掉，重视程度较低。
第三阶段（1996-2011年）：清洁能源，油气并重。随着国家先后在塔里木、莺歌海发现气田，我国东部经济发达地区需持续能源供给保持经济发展，西气东输项目正式启动，伴随大规模的气田勘察与开发，我国天然气产量于2011年正式破千亿立方米。
第四阶段：（2012-至今）：投入放缓，发展转型。随着我国经济结构转型，结合油价下跌等综合因素影响，我国在油气资源勘查开采的投资和实物工作量下降明显，2016年开采投资甚至不及2007年水平。同时结合能源结构转型等工作持续开展，我国也逐步加大对非常规天然气勘查开采、以及LNG进口、储气设施等方面的投入，天然气发展迎来转型。

2.1.1、常规天然气（含致密气）

我国常规天然气的生产在2011年产量破千亿方后，开发难度随着开采消耗而逐步增加，增速也有所放缓，2016年在油价持续低迷的情况下，生产量甚至呈现负增长态势。但在2017年，在“大气十条”收官之年的环保压力，以及“煤改气”工程的拉动之下，企业和居民天然气消费大幅走高，带动常规天然气产量强势反弹，2017年产量达1330亿立方米，同比增长7.98%，是近2013年以来的最大增幅。其中，中石油2017年国内天然气产量首次突破千亿大关达1033亿立方米，是中国天然气生产的最大贡献来源。

2017年的大幅反弹主要因环保压力和超预期煤改气所致，所以我们认为近8%的生产增速恐较难持续。根据《天然气发展“十三五”规划》中要求，我国2020年常规天然气生产需达到1570亿立方米，假设我国常规天然气生产可达上述目标，且未来三年保持平稳增长，则每年增速为5.68%，我们预计2018年我国常规天然气产量或达1406亿立方米。

2.1.2、非常规天然气

煤层气

2009年12月，时任全国人大委员会委员长张德江便在《求是》杂志发表署名文章，提倡大力推进煤层气抽采利用。文中提出了煤层气抽采利用的四大意义：煤矿安全生产的治本之策、增加能源供给的有效措施、减少环境污染的重要举措、以及是一个新的经济增长点。

我国早在1990年便开始了煤层气抽采和利用的试验研究。随着国家支持煤层气开发利用的政策陆续出台，我国煤层气产业蓬勃发展，到2015年已建成了沁水、鄂尔多斯、阳煤等10个煤层气产业示范工程项目基地，煤层气开发技术有了长足进步，利用模式也逐步向民用燃气、煤矿瓦斯发电等领域多元化发展。

利用率低是煤层气发展最大制约因素。但是在发展过程中，除了针对性工艺（我国低压、低渗透、低饱和度特征明显）技术有待创新致使发展分化严重（沁水、鄂尔多斯盆地产量占全国的90%以上）、煤层气煤矿产权冲突影响大规模利用、政策扶持虽有但力度有限影响投资积极性之外，制约我国煤层气发展的最大因素是利用率相对较低。我国煤层气抽采量逐年递增，但煤层气利用量增长受技术限制始终落后于抽采量增长速度，致使利用率增长缓慢。2015年我国煤层气地面利用率和井下利用率分别为86.4%和35.3%，距《煤层气（煤矿瓦斯）开发利用“十三五”规划》中的目标尚有一定差距。

页岩气

页岩气是继煤层气、致密砂岩气后最重要的非常规天然气资源之一，具有开采寿命长、生产周期长、烃类运移距离较短及含气面积较大等特点。我国页岩气产业经过近十年的发展，已初步形成了四大特点：

一是资源潜力巨大。EIA2015年的全球页岩气评估结果显示我国拥有全球最多的页岩气技术可采资源量，未来资源潜力无穷；
二是国产化程度高。我国目前在钻井、井下工具等常规领域的设备已初步实现国产化，在勘探开发新技术研发方面也处于世界领先水平；
三是配套管网齐备。我国的页岩气配套管网建设和综合利用项目均随着页岩气的勘探发展适时实施，初步实现了勘探开发、管网建设和综合利用的纵向一体化结合；
四是政策标准逐步完善。我国在国家和地方层面不断出台指导规划和政策指引，资源评价和勘察开发标准体系也在逐步完善。

对标美国，找不同，寻差距。提到页岩气发展，最为成功的案例便是美国。虽然我国与美国相比，在地质构造、投资主体、监管体系等方面均有诸多不同，但是不妨碍我国在技术创新和多元资本投入方面和美国进行进一步的交流和学习。

我国非常规天然气在近几年的发展是成功的，煤层气和页岩气产量分别从2013年的29和2亿立方米增长到2017年的47和90亿立方米，增速显著，开发投入和开发井数量在2016年低迷过后也重回增长轨道。根据《天然气发展“十三五”规划》中要求，我国2020年煤层气和页岩气的产量分别需达到100和300亿立方米，根据目前发展情况，我们认为页岩气有望完成“十三五”目标。煤层气方面，若按照《天然气发展“十三五”规划》的要求，煤层气产量在2020年达到100亿立方米，则未来三年煤层气的产量增速需保持在29%，但是煤层气产量存在扶持力度有限、产权问题、以及利用率不足等多方面因素，增速恐较难维持在高位。我们预计煤层气产量未来增速或将保持在10%左右，而页岩气产量未来三年将稳步增长至2020年的300亿立方米。我们预计2018年煤层气和页岩气的产量分别为57和134亿立方米。

综上所述，我们预计2018年我国天然气产量将达1592亿立方米（常规天然气1406亿立方米，煤层气52亿立方米，页岩气134亿立方米），同比增长仍将维持在8.5%的高位。

2.2、国际进口：PNG与LNG结合

2.2.1、地位日益突出，对外依存度逐步增长

近年来，我国天然气供给主要由国产气组成，国内天然气主要由中石油、中石化、中海油等三家公司生产。我国自2006年起进口液化天然气（LNG），2010年起进口管道天然气（PNG）。近年来随着我国天然气行业的发展和天然气需求的提升，进口天然气在天然气供给中的比重逐步增长，在保障供应方面作用渐显。2017年，我国天然气供给体系中，进口LNG和进口PNG的占比分别为21.8%和16.3%，天然气对外依存度达38.2%。

2.2.2、PNG

PNG进口方面，截至2017年底，我国在运管道线主要包括中亚A、B、C线及中缅管线，设计供气能力约670亿立方米/年。根据2017年PNG进口量测算，2017年度管道负荷率约59%。预计随着2020年左右中俄东线和中亚D线的投产运营，进口PNG供气能力有望提升680亿立方米/年（增长101%）；但受进口管道供气能力限制，2018、2019年PNG进口量的增长有限。

进一步从各进口国分析，土库曼斯坦作为我国最重要的PNG进口国，从2010年起进口量逐年稳步增长，虽然2018年年初出现了“限气”事件，但我们认为这并不会改变土库曼斯坦和我国良好的贸易关系，我们预计2018年从土库曼斯坦进口的PNG数量仍将维持7%的增速，总量达到341亿立方米；哈萨克斯坦自与我国合作以来，每年的进口量一直维持在4亿立方米左右，2017年10月，哈萨克斯坦正式履行之前与我国新签订的一份年进口量高达50亿立方米的合同（资料来源：中国石油新闻中心），2017年哈萨克斯坦对我国进口量大幅提升至11亿立方米。保守估计，2018年哈萨克斯坦对我国进口仍有望维持在11亿立方米的水平；乌兹别克斯坦和缅甸作为我国进口PNG的重要贸易伙伴，各自因为本国的天然气紧缺问题，在2017年的进口量均有不同程度的下滑，我们认为2018年两国对我国的进口有望重新回到2016年的水平，分别达到43和39亿立方米。

综上所述，我们预计我国2018年的PNG进口增长有望回暖，总进口量达433.87亿立方米，同比增长10%，管道负荷率有望回到65%的水平。

2.2.3、LNG

LNG进口方面，截至2017年底，我国在运17座LNG接收站，均位于沿海地区，总接卸周转能力5860万吨/年。根据EIA的统计，LNG接收站的年均利用率2013-2016年为50%，而根据我们的测算，2013-2016年LNG接收站的平均利用率分别为61%、56%、46%、46%，基本和EIA的统计吻合。2017年我国共进口LNG 526.34亿立方米，同比大幅增长53%，为近5年以来的新高，接收站年均利用率也从46%增长至66%。

值得注意的是，我国的LNG接收站大多位于南方沿海地区（广东及周边），其主要的原因是广东及周边地区的地理位置所限。广东距离我国的各PNG进口国的距离均在5000公里以上，如果采用管输进口的方式，管道的固定资产投资和成本相对过高，采取海运LNG的形式更加经济。

2018年4月，国家发改委发布《关于加快储气设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的意见》，提出“鼓励多元主体参与，在沿海地区优先扩大已建LNG接收站储转能力，适度超前新建LNG接收站”。

随着深圳迭福、天津南港和浙江舟山等一批扩建、新建LNG接收站的投产运行，进口LNG接收能力将进一步增长，从而支撑LNG进口量的高增速。我们预计我国2018年将新投运新建及扩建项目共6个，新增规模达1255万吨/年，总规模至7115万吨/年。

进一步从主要各进口国分析，2017年对我国进口LNG总量超过10亿立方米的国家共有6个，分别是澳大利亚、卡塔尔、马来西亚、印度尼西亚、巴布亚新几内亚以及美国，6国LNG进口量占我国总进口量的93%，近三年以来超过10亿立方米的进口国的进口占比均超过90%，基本可以决定我国LNG进口量的增长幅度。

澳大利亚在2014年超越卡塔尔成为我国第一LNG进口国之后，LNG进口量高速增长，年均增速近50%。2018年随着Wheatstone LNG项目（雪佛龙）等项目在澳大利亚投产，我们认为2018年澳大利亚对我国进口增速仍有望维持在50%以上的高位；卡塔尔在日本因核能重启而减少天然气用量后，重新加大了对我国的出口，2017年出口LNG总量达到100亿立方米。受美国和澳大利亚天然气产量大幅增长的影响，卡塔尔决定重启全球最大油田的开发，同时也在积极与中国沟通希望可以签订新的LNG进口合同，我们预计2018年卡塔尔对我国进口LNG有望维持在50%的高位；印度尼西亚、马来西亚、巴布亚新几内亚等三国近年来对我国出口LNG较为稳定，我们预计2018年将基本维持在现有水平。

美国自2016年开启对我国的LNG进口以来，2017年进口我国的LNG总量同比增长600%。美国本有望在2018年进一步扩大对我国的LNG进口，上半年的LNG进口数据也充分表现了这一可能，但是中美贸易摩擦以及对天然气加征关税的公告或将彻底关上美国对我国进口LNG的大门。保守估计，我们预计2018年美国对我国的进口LNG总量将和去年持平。

综上所述，我们预计我国2018年的LNG进口增速将稍有回落，总进口量最高可达690.53亿立方米，同比增长31%，年均利用率有望达到70%的水平。

综上所述，我们预计我国2018年天然气进口总量将达1124亿立方米（其中PNG、LNG进口量分别为434、691亿立方米），同比增速仍将维持在20%以上的高位达22%。

2.3、从三个端口看国内天然气需求

天然气的应用领域主要包括城镇燃气、天然气发电、工业用气（含工业燃料和化工用气），其中城镇燃气和工业用气对天然气消费的贡献较大。国家发改委等多部委在《加快推进天然气利用的意见》（发改能源〔2017〕1217号）中提出，将“北方地区冬季清洁取暖、工业和民用煤改气、天然气调峰发电、天然气分布式、天然气车船作为重点”。下文将从城镇燃气、天然气发电和工业用气领域对需求增量进行测算。

国家发展改革委的数据显示，2017年我国天然气消费量2373亿立方米，同比增长15.3%，与2016年同比增速（6.68%）相比有了显著提高（注：根据《BP世界能源统计年鉴》2018版中数据，我国2016、2017年天然气消费量分别为2094和2404亿立方米，同比增速分别为7.6%和14.8%，略有不同但发展趋势一致）。2017年天然气消费的主要增量来自煤改气工程的大力实施以及燃气电厂的全面投运，因此，城镇燃气和天然气发电等两个领域的天然气消费维持了较高增速；2016年受工业领域盈利水平相对不高及产能过剩影响，工业用用气持续低迷，而工业用气端的工业燃料和化工用气受工业煤改气影响，2017年增速转负为正实现增长。

进一步分析，虽然工业燃料和化工用气在2017年有所增长，但是在天然气消费中的比重却在逐步降低；城镇化程度的提升和煤改气的爆发式增长使得城镇燃气使用量在2017年占比达到39.3%，位居第一。

2.3.1、城镇燃气

城镇燃气的需求增量主要来自四个部分：城镇化人口增加带来的一般生活用气量提升；城镇“煤改气”项目增加带来的集中供热用气量提升；乡村“煤改气”项目带来的壁挂炉用气量提升；LNG重卡/CNG客车保有量提升带来的车用天然气用气量提升等四个方面。

一般生活用气

根据《“十三五”全国计划生育事业发展规划》和《天然气发展“十三五”规划》中有关内容，我们测算得出“十三五”期间城镇天然气使用人口年均复合增速8%，则2018年城镇天然气的新增使用人口为0.31亿。随后假设平均家庭户规模为3人/户，户均一般生活用气将在2018年达350立方米/户（北京阶梯燃气价第一档户年用气量标准），我们预计2018年城镇化一般生活天然气消费的增量为36亿立方米。（根据《中国天然气发展报告2018》，2017年我国新增用气人口为0.4亿，则我们测算2017年一般生活天然气消费增量为47亿立方米）

城镇天然气供暖

根据《北方地区冬季清洁取暖规划（2017-2021）》，“煤改气”要在有条件城市城区和县城优先发展天然气供暖，城乡结合部延伸覆盖，农村地区积极推广。根据不同清洁供暖的适用范围，燃气热电联产机组和热电冷三联供分布式机组适用于公用建筑的基础热源；燃气锅炉（房）则适用于集中供热的调峰热源；分户燃气壁挂炉作为集中供热的有效补充，也适用于独栋别墅或城中村、城郊村等居民用户分散的区域。

按照《北方地区冬季清洁取暖规划（2017-2021）》，“2+26”城市的城镇地区受益于“煤改气”工程，2017-2021年五年将新增天然气需求146亿立方米，平均每年需求增量约为29亿立方米。由于2017年“煤改气”工程超预期执行，我们预计2017年城镇天然气供暖消费量大于平均水平，或达50亿立方米。而在17年煤改气进度超预期的情况下，能源局在《2018年能源工作指导意见》中提出要按照“统筹规划、循序渐进、量力而为、以气定改”的原则推进“煤改气”工程，“煤改气”推进力度将更贴近计划，我们预计2018年城镇天然气供暖消费量增量为30亿立方米。

乡村“煤改气”

根据《京津冀及周边地区2017-2018年秋冬季大气污染综合治理攻坚行动方案》的有关要求，2017年10月底前，“2+26”城市完成以电代煤、以气代煤300万户以上。其中，北京市30万户、天津市29万户、河北省180万户、山西省39万户、山东省35万户、河南省42万户，共计355万户。假设其中共有300万户采用“煤改气”，加上超额完成的户数有望达350万户，户均用气达1000立方米，预计2017年乡村“煤改气”天然气消费增量可达35亿立方米。

进一步分析，我们假设乡村平均家庭户规模4人/户，以2017年乡村人口为基数测算，2017年京津冀及周边地区乡村完成“煤改气”的户数占比约为10%，未来“煤改气”仍有较大空间。我们认为在环保监管趋严、煤炭供给侧改革的背景下，2018年乡村“煤改气”将继续推进，但考虑到2017年超预期、政策变化、管道铺设、气源供应等原因，2018年的“煤改气”工作将严格遵循“以气定改”的要求，2018年规划及最终完成“煤改气”的户数将趋于统一，我们预计去年存量加上今年增量的“煤改气”户数将达400万户，按照户均用气1000立方米的估算，我们预计2018年乡村“煤改气”天然气消费增量约为40亿立方米。

车用天然气

在交通领域，天然气汽车已经具备经济性。“油改气”已经在出租车领域广泛推广，LNG重卡产量呈现爆发式增长。2017年我国天然气汽车保有量达608万辆，按照《天然气发展“十三五”规划》中要求，2020年可以达到“十三五”规划的气化各类车辆1000万辆的目标，未来三年年均增长率需达18%。但是我们认为，在2017年天然气供需形势已十分紧张的情况下，2018年几乎不可能达到18%的目标。我们假设18年增速和17年保持一致为9%左右，则2018年气化各类车辆可达663万辆。一般情况下，每辆LNG重卡的天然气消费量约为50000立方米/年，我们假设CNG车辆则在7000立方米/年左右。我们假设每辆天然气汽车的年均消费量约在10000立方米/年，则2017、2018年车用天然气消费增量分别为50、55亿立方米。

综上所述，我们测算的2017年在城镇燃气端新增的天然气消费量增量为187亿立方米，略低于《中国天然气发展报告》的数据（208亿立方米），部分原因可能是由于“煤改气”和冬季气温偏低带来的超预期增量。而我们预计2018年在城镇燃气端新增的天然气消费量增量将略低于2017年的水平，达161亿立方米。

2.3.2、天然气发电

天然气发电有着循环热效率高（热电联供）、环境效益好等特点，天然气价格逐步走向市场定价机制也进一步推动了天然气发电的发展。根据《能源发展“十三五”规划》和《加快推进天然气利用的意见》，天然气发电领域将主要着眼于天然气分布式能源、天然气调峰电站和天然气热电联产。2018年按照《能源发展“十三五”规划》中2020年燃气发电装机规模1.1亿千瓦的目标，假设未来三年天然气发电装机容量平稳增长，2018-2020年燃气发电装机年均复合增速为13%，较2017年8.9%的增速有明显提升。因此，我们预计2018年天然气发电的消费增量将较2017年有显著增长，增量达90亿立方米，增速为21.1%。

2.3.3、工业用气

工业用气主要包括两个方面，一是工业企业将天然气作为燃料使用气量，二是城市中锅炉、窑炉的使用气量。化工用气量相对平稳，主要的增量来自于燃煤锅炉替代。根据《能源发展“十三五”规划》中的相关要求，以京津冀及周边地区、长三角、珠三角、东北地区为重点，推进重点城市“煤改气”工程，替代燃煤锅炉18.9万蒸吨。2017年8月，环保部等多部委印发《京津冀及周边地区2017-2018年秋冬季大气污染综合治理攻坚行动方案》（环大气[2017]110号），提出2017年10月底前，纳入2017年度淘汰清单中的4.4万台燃煤锅炉全部“清零”，燃煤锅炉替代空间共计61582蒸吨。假设2017年燃煤锅炉替代工作顺利完成；2018-2020年每年的燃煤锅炉替代量均为4.2万蒸吨，圆满完成18.9万蒸吨的替代任务；替代的燃煤锅炉中，假设“煤改气”占比达80%，每小时每吨蒸汽消耗天然气40立方米，锅炉年利用小时数由2017年的3000小时提升至2018年的3500小时。

我们测算工业燃料在2017、2018年的增量分别为60亿立方米（《中国天然气发展报告》工业燃料的实际增量为48亿立方米）、48亿立方米，2018年增速基本与2017年持平。化工用气我们预计也将基本维持去年增速，2018年增量达10亿立方米。

综上所述，我们认为在经历了2017年的“气荒”之后，我国会对“煤改气”、天然气热电联产等增加天然气消费的领域更加谨慎，天然气消费仍将维持增长态势，但是增速较2017年相比将会放缓。保守估计，我们预计2018年我国天然气消费量将达2695亿立方米，同比增长13.6%，增速较2017年的15.8%有一定回落。

另一方面，如果根据我国2018年1-6月累计天然气消费量增速情况通过增速外延法进行估计，我国2018年全年天然气消费量将达2777亿立方米，同比增长17.0%，这也将超过2017年的同比增速。但是我们认为随着LNG价格淡季不淡，结合天然气发电领域的政策急刹车以及冬季限工保民措施，下半年的天然气消费量有较大概率无法维持上半年的高增速，2777亿立方米或将是我国2018年天然气消费的上限。

2018年供需情况总结——整体处于紧平衡：我们预计2018年，我国城镇燃气消费占比将进一步扩大，天然气消费总量将在2695至2777亿立方米区间之间，同比增长13.6%至17.0%；天然气产量将达1592亿立方米（常规天然气1406亿立方米，煤层气52亿立方米，页岩气134亿立方米），同比增长仍将维持在8.5%的高位；天然气进口将达到1124亿立方米，同比增长22%；总供给量将达2716亿立方米，全年的供需情况将随着消费端政策的有效控制，以及供给端LNG进口量的稳步增长而维持紧平衡。

“气荒”该不该“慌气”

3.1、天然气产销区域调配情况

和全球的天然气供需形势一样，因天然的地理条件和经济发展差异原因，我国自身同样存在天然气的区域供需的不平衡。全国30个省市中（西藏数据暂缺），仅有陕西、新疆、四川、青海等四省区天然气的产量大于消费，其余26个省市均存在天然气供不应求的现象。

天然气生产方面，2017年共有10个省市的天然气产量超过10亿立方米。陕西、四川、新疆凭借得天独厚的地理条件拥有丰富的天然气资源，天然气产量高居前三；广东省则依靠南海丰富的天然气资源位列第四，未来可燃冰的开采有望带来新的增量。

天然气消费方面，我国的天然气消费地域分布呈现两个特征，气田多—消费量高，工业经济发达—消费量高。新疆、四川凭借丰富的气田储藏在天然气消费中位居前列，而广东、北京和四川大力发展城镇燃气和天然气发电而使得天然气消费维持在高水平。

天然气供需缺口=天然气产量-天然气消费。2016年，我国仅有陕西、新疆、四川、青海等四个省区供大于需，而京津冀、江浙沪以及东南沿海地区均存在较大的天然气需求缺口。供需错配需要合理的资源调配，而在我国，天然气资源的调配是通过天然气管道。

截止2016年，我国的天然气管道建设基本可以消纳我国天然气的主要供给：

（1）西气东输一线（120亿立方米）承担了绝大部分新疆的天然气输出（159亿立方米）；
（2）西气东输二、三线（600亿立方米）可以将中亚A-C线（550亿立方米）进口的天然气送至东南沿海地区；
（3）川气东送（120亿立方米）较好的承担了四川（115亿立方米）天然气的外送任务；
（4）陕京线（553亿立方米）负责消纳陕西（314亿立方米）的多产天然气，同时负责中亚天然气的向北输送任务。

天然气管道及储气设施建设将是下一步工作重点。我国《天然气发展“十三五”规划》中也充分考虑到了未来我国天然气供给的发展。西气东输四、五线（600亿立方米）计划与中亚D线（300亿立方米）相接，保障进口管道气的输送任务；中俄东线（380亿立方米）贯通将有效缓解东三省用气压力，同时进一步保障长三角地区的用气需求；川气东送二线（120亿立方米）将确保四川盆地页岩气产量逐步增加带来的增量得到有效输送；其余的LNG配套管道用以满足我国日益增长的LNG进口需来的运力需求。以上管道及配套储气设施的建设是我国天然气能源发展的重要组成部分，日益增长的消费需求必须依靠完善的管网建设和充足的管输能力支持，而储气设施的建设是调峰保供的主要手段，也是缓解冬季气荒的重要保障。

3.2、2017年为什么会有气荒？

2017年，煤改气政策带来整体天然气缺口，同时拉动液化天然气的需求。需求提升导致天然气供应出现了缺口。

去年，随着全国多地大面积推广清洁采暖“煤改气”，入冬以来，北方地区天然气需求量猛增，山东、山西、河南、河北、陕西等地出现天然气供应不足的情况。为了保证居民取暖用气，工业用途的天然气，以及生产LNG的液化工厂被迫停产限产。

国内液化天然气市场价格涨到了近四年最高点，往年虽然也会有淡旺季的价格差异，一般从10月初或10月中下旬开始，下游的城市燃气公司因为管道需求不足开始补充液化天然气，包括供暖季的开始会使液化天然气的需求增加。旺季从这个时间段开始持续到第二年春节，春节前期一周左右。因为春节前期随着下游大型工业用户放假等情况，工业需求会出现一定的下滑。

2017年和往年的明显不同，第一是涨价时间开始早，第一轮价格上涨出现在10月1日之前。9月25日到10月1日期间，国内液化天然气价格经历一轮非常大的涨幅，均价从3500元左右每吨涨到5000元每吨。进入11月份，随着供暖开始，北方11月15日开始集中供暖，来自土库曼斯坦的管道进气量减少了2000万方每天左右，国内管道天然气也出现了供应不足的局面，国内主要供应方中石油陆续给分公司下达了限气的政策。

国内天然气用户在限气方面有一定的优先级。第一梯队限制大型工业用户，包括液化天然气工厂的天然气用气量。目前西北主要省份的液化天然气工厂，集中在内蒙、陕西，限气用气量在原来用气的30%-40%左右。原料供应出现缺口，管道气价格从1.34涨到1.88元/立方米，成本上涨，导致了进一步价格上涨。华北主要消费地区液化天然气市价8000元/吨以上，个别地区达到9000元/吨。

阶段性和地域性供需不匹配依然值得重视。地域性供需不匹配在前文已有解释不再赘述，我国的天然气消费在不同月份也不尽相同。除个别月份外，我国年度的天然气消费高峰出现在12月份，而国内的天然气产量随月份变化的趋势并不明显，这就进一步导致了我国的供需缺口（消费-产量）在冬季高于其他季节，使得常规的调峰保供措施不足以弥补冬季的缺口。

供需缺口在冬季的扩大也解释了为什么气荒经常发生在冬季。冬季寒冷使得居民取暖需求增长是天然气消费在冬季走高的核心原因，而居民取暖又分为两个部分—城市燃气直接使用供暖和使用空调取暖，这也直接导致了城市燃气和天然气发电是冬季天然气消费增长最大的两个应用领域。

天然气消费不均匀系数等于当月天然气消费/当年平均天然气消费，是定量分析天然气不同月份消费情况的有效参数。根据涂远东等人在《今冬明春我国天然气市场需求预测及保供措施建议》中的研究成果，2015年我国天然气消费的四大领域中，城市燃气和天然气发电的冬季不均匀系数远超天然气消费淡季，消费最高与最低差值分别达到0.93和0.79；工业燃料和化工用气不均匀系数整体走势平稳，随月份变化较小，最高与最低差值分别为0.28和0.27，标准差均为0.8（城市燃气和天然气发电标准差分别为0.3和0.24）。

我国天然气消费在冬季的另一个特点是不同区域调峰需求不同。对比环渤海地区（京津冀、辽东半岛、山东半岛及周边）和长三角地区（江浙沪及周边），可以发现两个地区在冬季的天然气消费不均匀系数均呈现增长态势，但环渤海地区的不均匀系数高低差值远大于长三角地区。长三地地区在冬季的天然气消费增长主要来自于低温带来的天然气发电需求，而环渤海区域在冬季的天然气消费增长则来自集中供暖和“煤改气”带来的天然气直接消费的增长。随着“煤改气”工程的大力推进，城市燃气冬季需求增量远高于天然气发电，也直接带动了环渤海地区冬季天然气消费的大幅增长。

综上所述，2017年的气荒比之前来的更猛烈一些：客观&不可抗力。“煤改气”完成情况超预期、中亚天然气限气、LNG接收站故障等因素均属于超预期的不可抗力因素，不仅不可持续，也不属于我们在对2018年采暖季天然气问题研究时可以提前考虑到的因素；而客观存在的问题是调峰手段及设施的不足，这也是我国在“十三五”期间要求完善的，可以彻底有效解决气荒问题的核心任务。

从2018年以及全年的天然气总供给（自产+进口）和总消费来看，我国的天然气供需在近10年来基本保持平衡，仅有2011年存在小幅的供需缺口（0.1亿立方米），其实并不存在极端的天然气供给不足的情况。但是我们同时也要看到，从2015年开始，我国天然气整体供需平衡始终偏紧，供给富余量远不足10亿立方米，基本无法满足不可预见性事件导致的天然气需求激增。

我们认为，冬季LNG价格仍会维持一定高位，全年天然气供应偏紧，如在冬季发生消费超预期增长、进口气限气等不可预期因素，仍有可能导致“气荒”的再次发生，在我国天然气供应偏紧的情况下，仍需重视冬季保供形势。

3.3、以调峰措施缓解气荒

目前我国天然气调峰方式主要有气源调峰、地面储罐调峰、管道调峰、LNG调峰、用户调峰、地下储气库调峰等（《天然气调峰方式的对比与选择》[吴洪波]）。其中，地面储罐调峰和管道调峰因储气量小，建设投资高等原因导致应用范围和规模都较小，不适合大范围应用。我国未来主要的调峰方式将会是气源调峰、LNG调峰、地下储气库调峰以及用户调峰等四类。

值得注意的是，我国在《2018年能源工作指导意见》和《关于加快储气设施建设和完善初期调峰辅助服务时长机制的意见》中重点提到的，全力以赴做好天然气产供储销体系的建设，其中的产、供、储、销，完美契合了上述四类调峰措施，其中，气源调峰（产）、用户调峰（销）是调峰措施中的辅助手段，而LNG调峰（供）、地下储气库调峰（储）是调峰措施中的核心。

气源调峰是调峰系统的重要辅助手段。国家在《天然气“十三五”发展规划》中提出，“逐步建立以地下储气库为主，气田调峰、CNG和LNG储备站为辅，可中断用户调峰为补充的综合性调峰系统”。目前我国气田调峰措施的应用较为有限，一方面因我国正处于大力发展天然气能源体系的建设过程中，限产措施执行不符合整体规划，另一方面因用于调峰的气田对气田组分要求较高，且调峰后会对气田正常生产造成一定影响，在我国应用有限。

用户调峰是调峰保供的重要补充手段。我国在国家政策层面和供气企业层面均已在用户调峰手段上采取了相应的措施。国家政策方面，我国在天然气产供储销体系建设的工作过程中，有一项重要工作是使用户调峰机制更科学、更有序、更可操作，重点计划形成“两个一亿方”调峰用户清单，和探索可中断用户合同与气价政策。供气企业层面，中石油在2018年保供期已建立了一套完善的调价机制，总体来看通过在保供季上浮基准门站价，实现抑制部分用户天然气消费需求，减小保供压力的目的。

调峰措施中的核心是地下储蓄库调峰和LNG调峰，地下储蓄库主季节调峰，LNG主高峰月高峰日调峰，共同配合保障我国未来冬季的调峰保供需求。

我们将会在下一章更加详细的介绍地下储气库和LNG接收站及储罐在天然气调峰保供全产业链中的情况和作用。

3.4、以价格改革推动保供

3.4.1、理顺居民用气门站价格，上浮20%

2018年5月25日，根据《中共中央国务院关于推进价格机制改革的若干意见》和《中共中央国务院关于深化石油天然气体制改革的若干意见》精神，为进一步深化资源性产品价格改革，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，促进天然气产供储销体系建设和天然气行业持续健康发展，国家发展改革委发出通知，决定自6月10日起理顺居民用气门站价格、完善价格机制。

理顺居民用气门站价格，建立反映供求变化的弹性价格机制。通知决定，将居民用气由最高门站价格管理改为基准门站价格管理，价格水平按非居民用气基准门站价格水平安排。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。方案实施时门站价格暂不上浮，自2019年6月10日起允许上浮。目前居民与非居民用气门站价差较大的，此次最大调整幅度原则上不超过每立方米0.35元，剩余价差一年后适时理顺。门站价格理顺后，门站环节不再区分居民和非居民用气价格。同时，鉴于天然气增值税税率由11%降低至10%，现行非居民基准门站价格也作了相应调整，统一执行新的价格水平。

推行季节性差价政策，鼓励市场化交易。通知强调，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。同时，鼓励供需双方通过上海、重庆石油天然气交易中心等平台进行公开透明交易，充分发挥市场机制作用，形成市场交易价格。

方案还包含合理疏导终端销售价格，从紧安排调价幅度与对低收入群体等给予适当补贴，保障基本民生等内容。发改委强调，各地要综合考虑门站价格调整及增值税税率下调对省内运销环节的影响等因素，统筹安排好终端销售价格，将税率下调的好处全部让利于终端用户。

气改——“管住中间、放开两头”。本轮天然气价格改革的顶层文件发布于2013年。2013年11月，中共十八届三中全会通过《关于全面深化改革若干重大问题的决定》，提出全面深化经济体制改革；“推进水、石油、天然气、电力、交通、电信等领域价格改革，放开竞争性环节价格”。本轮天然气价格改革总体思路为“管住中间、放开两头”，即加强输配气成本和价格监管，加快放开天然气气源和销售价格；政府只对属于网络型自然垄断环节的管网输配价格进行监管，气源和销售价格由市场形成。

居民门站价格理顺后，门站价格体系改革完成。门站价是天然气上游供应商与下游购买方在天然气所有权交接点的价格，具有价格媒介的指导作用，由国务院价格主管部门管理。

2011年前，门站价按照成本加成法制定；2011年，国家发改委提出分省（区、市）制定统一的门站价格，定价方法由成本加成法改为市场净回值法。通过存量气和增量气的区分、调整、并轨等方式稳步推进价格改革。但值得一提的是，天然气价格改革分步推进，近年来主要侧重于非居民用气，居民用气价格改革相对滞后，由中石油、中石化通过陆上管道供应的25个通气省份（西藏尚未通管道气）居民用气门站价格自2010年以来一直未作调整，价格没有理顺，价格水平低于非居民用气。

本次理顺居民用气门站价格的政策强调，将居民用气由最高门站价格管理改为基准门站价格管理，价格水平按非居民用气基准门站价格水平。从门站价格体系的角度而言，本次政策的里程碑意义在于，天然气门站价格体系改革的最后一块拼图完成，天然气行业价格改革加速落地。

3.4.2、非居民用气对居民用气的交叉补贴问题缓解

交叉补贴问题减弱。从天然气消费体量来看，非居民用气量高于居民用气量。由于管道燃气存在典型的规模经济效应，用气量越大，单位成本越低，因而非居民用气价格理应低于居民用气价格。在终端销售价格方面，长期以来我国对居民用气实行低价政策，非居民用气价高于居民用气价，违背经济规律。与天然气市场化完善的国家（如美国）相比，我国非居民用气与居民用气的终端价格明显“倒挂”，交叉补贴现象严重。由于居民用气涉及民生问题，且调整程序相对复杂，因而与非居民用气相比，其改革进程相对滞后。本次政策出台意在理顺居民与非居民用气的门站价格矛盾，理顺后在门站价环节的交叉补贴问题消除。

门站价到终端销售是否顺价？——居民终端销售价格的疏导需配合城市配气价格改革进行。关于居民用气终端销售价格方面，各省（区、市）管道燃气配气价格和销售价格由地方价格主管部门管理。居民用气定价应按《政府制定价格听证办法》的规定进行价格听证后实施。

本次政策明确居民用气的终端销售价格由地方政府自主决策具体调整幅度、调整时间等，调价前须按规定履行相关程序。2018年如调整居民用气销售价格，原则上应在8月底前完成。此外，由于城市配气价格改革在各地同步开展，因此在本次政策强调各地需“降低一档气销售价格调整幅度，更好地保障居民基本生活”。

我们通过测算，我们认为居民对于天然气价格的敏感性较低，可以承受终端价格的提升。以南方和北方典型居民用户为代表（即年用气量分别为300立方米和1500立方米），就提高居民用气价格对居民消费的影响进行了敏感性分析。敏感性分析结果表明，对大部分居民家庭而言，提升居民用气价格（0.1-0.5元/立方米）对于居民用气消费占比的增长十分有限（居民用气消费增量占收入比例的增量低于1%）；只有北方低收入家庭对天然气价格的敏感性较高（居民用气消费增量占收入比例的增量约1-4%），此部分问题可通过地方政府补贴解决。

我们认为，由于居民用气终端销售价的调整略滞后于门站价，在调整时间差范围内（2个月左右）城市燃气企业居民用气业务的采购成本将有所上涨，但全国范围内6~8月份为天然气销售淡季，影响较低。此外，对于城市燃气企业而言，考虑到配气价格改革的叠加，居民用气采购提高的成本（即门站价提升）无法全部传导至终端，从而导致城市燃气企业在居民用气业务的毛差将有所减少。

需要强调的是，即使居民用气终端销售价相应上调，终端销售价格的交叉补贴问题仍需解决。从长远角度考虑，参考美国等天然气市场化高度发达国家的气价结构，随着天然气价格改革的推进，居民用气终端销售价格仍存在提升预期。

3.4.3、本次政策对天然气产业链各环节的影响分析

上游供气公司：确定获益。对上游供气公司而言，营业收入和毛利将确定受益于居民用气门站价的调整。此外，在居民用气门站价格调整前，上游供气公司的天然气销售价为居民用气和非居民用气的综合加权价，居民、非居民用气量需经上报及核算。部分下游公司以居民用气价格采购、非居民用气价格销售的方式套利，影响市场的良性运行。通过居民、非居民的门站价格并轨，居民用气比例不再成为上下游公司的争论焦点，上述问题得以解决。

目前，居民用气平均门站价格为每立方米1.4元左右，不仅低于进口气供应成本，也低于国产气供应成本。这部分供气成本实际上一直由上游供气公司来补贴。此次调整后，上游供气公司不再承担居民用气的补贴压力，利润水平将得到提升。

中游管输公司：管输价格管制，不受本次政策影响。本轮天然气价格改革中，管输价格为重点监管对象，按照“准许成本加合理收益”原则制定，且向社会公开。在本轮天然气价格改革影响下，中游管输公司赚取相对固定的管输费，居民门站价格的变化可及时传导至下游城市燃气公司，因此不受本次政策影响。

下游城燃公司：受影响程度取决于顺价程度和业务区域。前文我们的分析表明，居民用气门站价调整对下游城市燃气公司的整体影响在于：

（1）居民用气终端销售价的调整略滞后于门站价，在调整时间差范围内（2个月左右）城市燃气企业居民用气业务的采购成本将有所上涨，但全国范围内6~8月份为天然气销售淡季，影响较低。
（2）对于城市燃气企业而言，考虑到配气价格改革的叠加，居民用气采购提高的成本（即门站价提升）无法全部传导至终端，从而导致城市燃气企业在居民用气业务的毛差将有所减少，但由于居民用气销售量占总销售量的比例较低，此部分影响同样较小。

为了定量分析本次政策对燃气公司盈利的影响，我们构建了一个只经营配气业务的城市燃气样本公司模型。

样本公司模型的假设条件如下：

国家发改委宣布理顺居民用气门站价格涉及的气量只占国内消费总量的15%左右，我们假设居民用气销售量占总销售量的比例为15%；年售气量1亿立方米，供销差率4%；天然气居民、非居民用气的销售单价分别为1.9、2.3元/立方米（不含税），天然气居民、非居民用气的采购单价分别为1.4、1.7元/立方米（不含税）；折旧等固定成本为0.17亿元；采购气源全部为管道天然气，采购价格按门站价执行。

在上述假设条件下，样本公司居民用气门站价低于非居民用气门站价0.3元/立方米（不含税）。

本次政策执行前，样本公司的营业收入2.24亿元，营业成本1.90亿元，毛利0.34亿元，单方毛利0.34元/立方米，毛利率15.3%。

本次政策执行后，居民用气门站价格提高0.3元/立方米（不含税）。营业成本变为1.94亿元，较本次政策执行前增长2.5%。敏感性分析结果表明，与本次政策执行前相比，若样本公司全部承担上游增加的成本，即居民用气终端销售价格不做调整，毛利下滑13.6%，单方毛利下降0.05元/立方米，毛利率降低2.1个百分点；若样本公司将上游增加的成本全部传导至下游，即居民用气终端销售价格上调0.3元/立方米（不含税），毛利下滑0.5%，单方毛利无变化，毛利率降低0.4个百分点。

然而，需要明确指出的是，根据国家发改委的统计，广东、广西、贵州、云南、福建等通气较晚的省（区）居民用气价格基本理顺。因此，城市燃气业务位于上述区域的城市燃气公司基本不受此次政策影响。A股中，城市燃气业务位于上述区域的燃气公司包括佛燃股份、瀚蓝环境、贵州燃气、深圳燃气等。

天然气：该出手时就…出不出手？（下）

天然气调峰保供

产业链全解

上文已经提到，我国在2018年防止气荒再次发生最为重要的任务便是做好天然气产供储销体系的建设，而其中的重中之重便是供和储，即LNG接收站、地下储气库设施以及LNG 储罐等。

供气企业应当建立天然气储备，到 2020 年拥有不低于其年合同销售量10%的储气能力，满足所供应市场的季节（月）调峰以及发生天然气供应中断等应急状况时的用气要求。

城镇燃气企业要建立天然气储备，到2020 年形成不低于其年用气量5%的储气能力。不可中断大用户要结合购销合同签订和自身实际需求统筹供气安全，鼓励大用户自建自备储气能力和配套其他应急措施。

地方储备保供天数要达到3天。

储气指标的核定范围包括：

一是地下储气库（含枯竭油气藏、含水层、盐穴等）工作气量；
二是沿海 LNG 接收站（或调峰站、储配站等，以下统称 LNG 接收站）储罐罐容（不重复计算周转量）；
三是陆上（含内河等）具备一定规模，可为下游输配管网、终端气化站等调峰的 LNG、CNG 储罐罐容（不重复计算周转量，不含液化厂、终端气化站及瓶组站、车船加气站及加注站）等。

4.1、LNG接收站增强天然气进口能力

4.1.1、LNG接收站现状

LNG接收和储备是我国重要的调峰手段。国家在《天然气“十三五”发展规划》中提出，“逐步建立以地下储气库为主，气田调峰、CNG和LNG储备站为辅，可中断用户调峰为补充的综合性调峰系统”。中长期来看，地下储气库具有容量大、经济性好、不受气候影响、安全可靠等特点，是调节季节性峰谷的最有效方式。但是受到库址选择要求苛刻、建设周期较长、商业模式盈利困难等因素制约，地下储气库的建设及发展任重而道远，而利用LNG接收站进行调峰则是我国近几年来最重要的调峰手段。和地下储气库调峰相比，利用LNG进口调峰有着选址相对灵活，建设周期端，机动性高等特点，在我国地下储气库全力建设过程中起到了关键的作用。

近年来，受益于经济高速发展和城镇化水平逐步提高，我国天然气消费维持高增长，而带来的另一个问题便是不同季节的天然气消费量不均衡程度始终维持在高位。2011-2017年，我国天然气消费量峰谷比值的平均值为1.4，2017年达1.5倍（峰、谷分别为12月和5月），但同期的天然气产量峰谷比值维持在1.2~1.3之间，PNG进口数量的峰谷比值受东亚限产等特殊因素影响，波动较大，2017年仅为1.3。

拥有灵活调峰能力，在我国冬季发挥重要保供作用的是进口LNG。进口LNG数量峰谷比值始终维持在2倍左右，2017年达2.5倍，在我国2017年冬季天然气消费量异常增长且PNG进口受限的情况，为阻止“气荒”情况进一步恶化起到了关键的作用。

1998-2017年，20年间LNG进口业务高速发展。我国早在1998年便开始了LNG接收站的规划和筹建。广州大鹏LNG接收站作为我国首个引进LNG的试点项目，2006年正式投产并于当年9月底进入商业运营。从2006年大鹏LNG接收站正式投产开始，11年间我国LNG进口量从2006年的10亿立方米高速增长到2017年的526亿立方米，年均增速达39%；LNG接收站规模从2006年的370万吨/年增长到2017年的5860万吨/年，年均增速达26%。2018年将有6个项目计划投产，规模将进一步增长至7115万吨/年，LNG年度进口量占比将进一步提高，重要性日益凸显。

LNG接收站调峰仍有巨大潜力。我国2014-2016年LNG接收站整体利用率在50%左右，2017年受“气荒”影响，我国加大天然气进口力度，年均利用率达到66%，但仍距我国可以达到的利用率高位有一定差距。随着接收能力的稳步增长和LNG现货价格回暖，提升利用率的重要手段便是LNG接收站的第三方公平准入的推行。近年来LNG的贸易模式发生了较大变化，我国LNG短期和现货贸易量稳步增加（之前我国的LNG接收站大多与LNG供货商签订20年以上的“照付不议”的长协合同），其中的变化一方面来自全球LNG供应整体宽松，另一方面我国作为LNG进口国，希望在LNG现货贸易中谋求更便宜的LNG供应。

更好推行LNG现货贸易的前提便是LNG接收站的第三方准入。目前国际上对第三方准入的相关规则也在探索状态，国外的LNG公开准入规则也各不相同。我国自2014年发布《油气管网设施公平开放监督办法（试行）》后，又于2018年8月发布了《油气管网设施公平开放监督办法（公开征求意见稿）》，虽比4年前的试行稿已有一定进步，但在LNG设施是否纳入开放范围、应开放的剩余能力等方面仍待进一步明确。

除了第三方准入执行细则仍不明晰之外，我国第三方准入还存在如盈利模式难至预期、经营者利益冲突、季节性需求差异大等问题，近年来“三桶油”虽为LNG接收站的开放做出了一定努力，但效果不甚明显。

我们预计2018年年均利用率有望在民营LNG站陆续投产，LNG现货价格走高，以及LNG冬季满负荷利用等多方作用下进一步提高，但离预期的高位恐仍有一定距离。

4.1.2、LNG接收站商业模式及盈利测算

目前，我国的LNG接收站的盈利来源主要分为两种，一种是贸易价差（液来液走），即LNG接收站以高于成本价的液态天然气直接对外销售，从而赚取其贸易差价。另一种是收取的气化费（液来气走），即LNG接收站将液态天然气气化，只收取气化费。一般来说，液来液走的商业模式可以更好的适应我国天然气的实际供需，故我们将对该模式进行进一步分析。

液来液走商业模式盈利的核心在于LNG购销价差。我国的LNG进口量的前三大国分别为澳大利亚、卡塔尔以及马来西亚，因此我们将分别分析上述三国的LNG购销价差，同时我们也将分析从美国进口LNG在我国是否有利可图。我们将选取2016年7月、12月、2017年7月、12月，以及2018年2月等5个时间点分析购销价差的走势。

从2016年7月美国对我国规模化进口LNG开始，美国的LNG的进口价便长时间显著低于我国LNG进口均价，但从价格上来看是最优选择；澳大利亚的LNG进口价基本保持稳定，略低于LNG进口均价；马来西亚的LNG进口价起伏较大，整体来看在LNG进口均价上下波动；卡塔尔的LNG进口价常年高于LNG进口均价，从价格角度考虑盈利能力较低。

我国LNG市场价随供需情况变动较大，2017年12月甚至达到7248元/吨的高位。如果具体分析上述时间节点的购销价差，整体来看上述国家除个别月份外，基本都可以实现价格套利。值得注意的是美国，其购销价差一直处于最高位，但2018年的中美贸易摩擦若最终导致对从美进口的LNG加征25%关税，将会明显压缩套利空间，从美国进口LNG的选择变得没有那么经济。

我们将进一步以上市公司深圳燃气计划于2018年投产的LNG项目进行盈利测算。

2013年12月，公司发行16亿元可转债用于深圳市天然气储备与调峰库工程及配套工程项目的建设，主要建设内容包括一座8万立方米的LNG储罐、气化能力为24万标准立方米/小时的气化系统及相应配套设施。公司储备调峰项目的LNG年周转能力为80万吨/年（10亿立方米/年）。

截至2018H1，公司LNG储备调峰项目的工程进度已达99%，我们预计该项目有望于2018年年内投产。该项目的投产将拓展公司天然气产业链上游的布局，丰富公司气源结构，促进天然气产供储销体系建设，为深圳市天然气供应提供保障。此外，公司可根据LNG实际周转量和市场购销价格情况选择LNG运输方式（即“液来液走”、“液来气走”），培育利润增长点。

我们以LNG储备调峰项目的负荷率和天然气不含税购销价差为变量，对项目毛利进行了敏感性测算，测算假设如下：

项目LNG年周转量80万吨，总投资15.91亿元（以公司2018年半年报口径计），折旧年限20年，人工及其他成本0.16亿元，气化费0.1元/立方米，天然气换算关系为1吨LNG约等于1250立方米气态天然气（以公司可转债募集说明书口径计）。

敏感性测算结果表明，在天然气不含税购销价差为800元/吨的情况下，LNG储备调峰项目的负荷率分别为40%、60%、80%、100%、120%时，项目贡献毛利增量分别为1.80、3.08、4.36、5.64、6.92亿元；以公司2017年的财务数据为基数，上述条件下公司毛利分别增长7.8%、13.4%、19.0%、24.6%、30.2%。公司LNG储备调峰项目的盈利弹性突出，期待项目投产贡献业绩增量。

4.2、储气库与储气罐是重要调峰设施

4.2.1、储气规模市场空间测算

2017年，我国天然气消费量为2373亿立方米，同比增长15.3%，根据2018年4月26号文件，《关于加快储气设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的意见》供气企业和城燃企业分别应当建立储气能力为10%、5%，地方储备保供天数要达到3天，到2020年，天然气在一次能源消费结构中的占比力争达到10%左右，假设天然气消费量为3500亿立方米，储气能力应达到约为525亿立方米（储气能力预消费量占比为15%）。

根据《意见》估算，我国地下储气库工作气量仅为全国天然气消费量的 3%，约为71.19亿方；LNG接收站罐容2.2%，约为52.21亿方；城燃公司储气能力0.53%，约合12.69亿方；假设地方政府目前储气保供能力为1天，合6.5亿方，总计为142.59亿方。因此，2018-2020年理论储气能力建设约为382.41亿立方米。

从整体上看，如果按照目标执行力度符合预期，则：

1. 地下储气库根据“十三五”规划，储气能力到达148亿立方米，2018-2020年需新增76.81亿立方米。
2. LNG接收站罐容，这里不仅包括沿海LNG接受站的扩容，也包括内地LNG储罐的增量，地方性的LNG调峰储罐（除了重点一线等城市具有少量的调峰能力，其余城市几乎为零）；2018-2020年可新增约305.6亿立方米。

我们根据《意见》进一步进行测算：

（1）供气企业一般以储气库和LNG储罐为主作为调峰设施，假设达到10%的储气能力；
（2）要求城镇燃气企业形成不低于其年用气量5%的储气能力，我们考虑到直供气部分占比提升的可能，假设其最终与总消费占比为4%；
（3）假设地方政府3天保供储气能力与总消费占比约为为0.8%。

4.2.2、地下储气库

根据《天然气基础设施建设与运营管理办法》，储气设施是指“利用废弃的矿井、枯竭的油气藏、地下盐穴、含水构造等地质条件建设的地下储存空间和建造的储气容器及附属设施，通过与天然气输送管道相连接实现储气功能。”

目前世界上的天然气地下储气库主要有四种类型：枯竭油气藏型、含水层型、盐穴型、以及废气矿坑及岩洞型储气库。其中，枯竭油气藏型储气库有着储量大、经济性好，是目前最常用、最经济的一种地下储气形式。

4.2.3、美国地下储气库建设情况

美国是目前全球地下储气库发展和应用最成功的国家。截止2016年底，美国共有415座地下储气库投运（329座枯竭油气藏储气库，47座含水层储气库，39层盐穴储气库），总库存容量达2616亿立方米，总工作气量达1364亿立方米，工作气量占消费比重为17.5%。

地下库容量与天然气消费增长共同发展。美国早在二十世纪三十年代便开启了地下储气库的建设，地下储存量也随着天然气消费的增长而同步增长，近20年总储存量在天然气年度消费占比基本稳定在25%左右。美国地下储气库的建设在1990年初期随着天然气消费增速的放缓而逐步放缓，近30年间仅新建了21个地下储气库，而地下储气库库存量则随着金融危机后天然气消费的增长而同步增长。

进一步分析，受益于自身丰富的油气资源，美国拥有众多符合枯竭油气藏储气库建设要求的库址，同时该类储气库储存量大，经济性相对合理，安全系数高，美国的地下储气库建设以枯竭油气藏储气库为主，329座枯竭油气藏储气库（数量占比80%）的库容量与工作气量分别占美国总量的77%和80%。同时美国的天然气工作气量/消费占比近年来稳定在18%左右，可以较好的保证美国调峰保供的需求。

美国地下储气库布局合理。美国地下储气库的布局符合建于产气油田、管网枢纽、或重点消费市场中心附近的区域这一特点，形成了三大地下储气库密集区，即五大湖地区、中北部地区和墨西哥湾地区，美国地下储气库库容量最大的前五个州（密歇根、伊利诺斯、德克萨斯、宾夕法尼亚、路易斯安那）均位于上述地区。五大湖地区和中北部地区的天然气消费量相对较大（工业和燃煤电厂），调峰保供需求较大；墨西哥湾地区天然气资源相对丰富，其地质情况（岩盐层较多）也适合建造地下储气库。

4.2.4、我国地下储气库情况

地下储气库具有容量大、经济性好、不受气候影响、安全可靠等特点，是调节季节性峰谷的最有效方式。我国早在1969年便建成了我国首座地下储气库——萨中东2-1地下储气库，在1985年因设备老化、油田天然气管网健全无富裕气而停止使用。当时萨中东地下储气库的建立的主要目的其实是为了减少夏季伴生放空带来的资源浪费，确保油气界面稳定。我国目前使用时间最长的是1975年建成的大庆喇嘛甸油田储气库。

随着我国天然气产量和消费量稳步增长，区域性供需不均衡现象愈发凸显，中石油在1997年为平衡京津冀地区与陕西省的天然气供需不平衡而修建的陕京一线正式投运，1999年又斥资36.1亿元修建了陕京输配气管道系统，建成了中国第一座真正意义上的商业调峰储气库——大港大张坨地下储气库，并于2000年正式投产运行。

在这之后，我国又陆续建成了12座地下储气库（库群），共计25个储气库，总设计库容达435.39亿立方米、工作气量达166.85亿立方米。但是需要注意的是，我国自2015年以后已无任何新的地下储气库投产，在天然气消费量持续增长的情况，我国调峰能力已远无法满足冬季保供需求，2015年底形成调峰能力近43亿立方米，占全年天然气消费比重的2.2%，与国际公认合理的11%相比仍有较大差距，2017年此差距或被进一步拉大。

技术不足阻碍地下储气库进一步合理布局。地下储气库为考虑经济性等因素，一般建于产气油田、管网枢纽、或重点消费市场中心附近的区域。纵观我国的地下储气库分布情况，其中呼图壁、相国寺、陕224和在建的克75等地下储气库均建于大型产气油田（新疆、陕西、四川）周边；喇嘛甸、双6地下储气库均属利用枯竭的油气藏建设而成；金坛、刘庄地下储气库建于江苏，为保障长三角地区调峰使用；文96和在建的文23地下储气库建于河南，为保障中原地区调峰使用；其余地下储气库均建于环渤海地区（北京、天津、河北），全力保障京津冀地区的调峰使用。

目前我国地下储气库的发展受制于地质条件复杂等客观因素影响，技术和经验不足致使建库难度较大。长三角地区同样有着较高的天然气消费和调峰需求，目前只有两个地下储气库投运，且2018年内并无新投产储气库；同样的问题发生在东南沿海地区，虽然该地区可以依靠较为充足的LNG进口资源填补冬季调峰需求，但LNG接收站并无法替代地下储气库的位置。

商业模式成地下储气库发展重要制约因素。

美国是地下储气库发展和应用最成功的国家，其储气库商业模式发展值得中国借鉴。美国的地下储气库主要由天然气管道公司和城燃公司拥有和运营，用以优化管网系统运行，提高供气的可靠性和安全性，同时满足调峰要求。

1985年以前，和中国类似，美国天然气市场受天然气政策法管制，储气费并不单列，而是与管道输气费捆绑销售，储气库的投资建设仅能通过管道输气费回收投资成本。

1992年，联邦能源管理委员会（FERC）颁布了《重建管输服务》制度（Order No. 636），放开了储气库的“第三方”准入，打破了储气库的垄断，将储气费从管输费中剥离，使得管输和储气服务向完全竞争市场开放，地下储气库的商业模式真正走向市场化运作。

目前，美国的储气费率中包含服务成本和合理范围内的投资回报，即按服务成本收取储气能力占用费和储气库使用费。储气能力占用费定价依据为储气库建设的固定成本，而储气库使用费则随实际注入/采出气量变化而变动，确保储气库运营可实现盈利。

与美国相比，我国储气库的商业模式与其早期运营模式基本相同，仍处于由政府管控至市场化改革的转变阶段。正在运行的储气库中，一部分储气库由天然气供应商（中石油、中石化）出资建设，另一部分由国家财政投资，但是上述模式的运行费用均由企业（中石油、中石化）自行承担。在我国以前的天然气价格体制下，储气库的储气费均与管输费捆绑销售，企业自行运营的采购成本和运输成本等各项支出成本总和甚至高于民用天然气的价格，单纯的地下储气库运营基本处于入不敷出的状态，较难实现盈利，需要依靠中石油、中石化内部平衡。

简单测算，如果我国仍按照储气费与管输费统一考虑分析，假设我国常规油气藏地下储气库的投资成本为2.0~2.5元/立方米（中国石油天然气集团公司咨询中心测算），20年直线折旧法可得折旧成本为0.1~0.13元/立方米；储气库建成后单位储气成本在0.31~0.35元/立方米（《城市燃气》），管道运输价格以西气东输一线的0.1442元/千立方米·公里（发改委）为参考，从新疆到京津冀及长三角地区的距离在基本3000公里以上，则管输费价格为0.43元/立方米；新疆气田的非居民用气井口价在1.19~1.22元/立方米（东亚PNG进口气价相对更高），汇总可得使用地下储气库进行输气的成本价在2.03~2.13元/立方米之间。但是根据发改委在2017年8月公布的非居民用天然气基准门站价格，京津冀&长三角地区的各大省会的非居民用天然气基准门站价格在1.88~2.08元/立方米之间，基本无法覆盖运用地下储气库进行储气的成本，也印证了上文中地下储气库运营在现有条件下较难实现盈利的观点

为了改变上述商业模式给地下储气库发展带来的困境，国家发改委于2016年10月15日发布《关于明确储气设施相关价格政策的通知》（以下简称《通知》），真正明确了储气服务价格和储气设施天然气购销价格全面市场化。在发改委之前发布的《天然气管道运输价格管理办法》中，第十二条明确了“管道与储气库、液化天然气接收站以及其他基础设施公用设备设施的，应根据气量、固定资产原值等合理分摊公用成本”，第十三条明确了储气库、液化天然气接收站资产不得作为固定资产纳入定价成本核定，真正从管输费中将储气费和气价剥离。

上述政策的落地是对我国储气库商业模式市场化改革的有利推动，国家亦在《天然气“十三五”规划》等多个政策中对未来的储气库建设提出了要求。未来地下储气库如果想实现真正盈利的商业模式运作，有以下三种路径：

1. 随着天然气价改工作的逐步推进，未来有望进一步实现调峰气价与常规气价的区分，以及不同季节的差异化气价，真正实现储气库商业模式的市场化运作；
2. 参照中石油在2018年保供期的做法，即建立一套完善的调价机制，总体来看通过在保供季上浮基准门站价，通过提高门站价使营业收入覆盖成本并有所盈余；
3. 通过国家政策的财政补贴实现盈利。

4.2.5、LNG储罐

LNG是将净化处理后的天然气在常压下深冷至-162℃后获得的液体，液化后的天然气体积减小约600倍后便于储存和运输。LNG储罐是用于存储LNG的装置，因LNG的特性所致属于低温压力容器。它的设计温度范围在-165—-196℃之间（考虑氮气冷凝时的低温）。目前我国的常规LNG储罐以全容储罐为主，它的优点是安全性高、占地少、完整性和技术可靠性较高。

LNG储罐有着多种分类方法：按容量来说分为小型（5-50m3）、中型（50-100 m3）、大型（100-40000 m3）、特大型（40000-200000 m3）等四类，其中特大型多用于LNG接收站；按形状来说分为球形和圆柱形，圆柱形应用更加广泛；按结构形式来说分为单容罐、双容罐、全容罐等。

大型化发展为LNG接收站用储罐的发展趋势。随着我国LNG接收站建设的进一步发展，未来可利用的岸线逐步减少，优良站址愈发稀缺，新建LNG接收站的占地面积毫无疑问会被进一步压缩，这就要求陆上LNG接收站折合成单位面积的存储量持续增加，而进一步使得LNG储罐向大型化发展。而储罐大型化又有着节省钢材、节省投资、布局紧凑使得占地面积小等优点，同时也更加便于管理。而LNG储罐发展的新型技术里，新型內灌钢材料（7%Ni - TMCP）、CT双混凝土全容罐、Hyper Tank超大容积储罐、自支撑式全容储罐有望随着LNG使用量在我国持续的高增长情况进一步发展。

虽然LNG储罐的容量和地下储气库有较大差距，但是其单位成本（元/m3）远高于地下储气库，一般一个特大型储罐的建设投资都在3亿元以上。为了加快推进LNG应急储气设施的建设，发改委于2018年7月10日发布了《重点地区应急储气设施建设中央预算内投资（补助）专项管理办法》（以下简称《办法》）。《办法》中第十四条指出，“原则上LNG储罐的投资补助标准不高于储罐总投资（不含征地拆迁等补偿支出）的30%，同时单位补助额度不高于2500元/立方米”，即假设LNG储罐的单位投资成本为5元/立方米，则在京津冀地区新建一个100000m3的储罐可以获得的投资补助为：100000*5*30%=1500万元和100000*2500=25000万元的小值，即1500万元。《办法》未来如能成功落地实施，将有效降低LNG储罐设备的投资成本，进一步促进储气设施的建设。

4.3、非常规天然气是重要的补充资源

4.3.1、页岩气

前文已经讨论了中美页岩气各自的特点，地质条件、地表环境问题，埋藏较深、压裂水源不足，技术及开采成本以及管网配套等原因，页岩气在中国尚未大规模开采，当然，这些条件目前正在逐步改观。我们认为，未来我国有望逐步形成具有中国特色的页岩气产业。

以美国马塞卢斯为例，垂直井深2286米，钻完井平均成本640万美元/口（钻井成本200万美元，完井成本290-560万美元，设备费用20万美元，美国整体平均为3050米，美国的页岩气井的开发成本范围约在490万美元-830万美元/口），后期操作成本约为0.075美元-0.18美元/立方米。

我国页岩气开采随着技术进步、规模化生产，单井成本正在下降。目前，页岩气的建设投资已经得到一定控制，与2012-2013年开发初期相比，钻井周期减少一半时间、压裂作业效率提升了50%，四川盆地的页岩气单井成本已经从2013年的每口约1500万美元下降至约900万美元。

原油价格和国内补贴减税对页岩气发展影响较大。原油价格上涨有利于页岩气产业发展，当前由于地缘政治因素，油价维持高位是大概率事件，因此我们对行业发展保持乐观，回顾2015年原油价格下跌，确实对整体行业有一定的负面影响。

在财政补贴方面，2012年财政部和能源局出台了页岩气开发利用补贴政策，按0.4元/立方米进行补贴；但在2015年进一步提出“十三五”期间前半段，2016-2018年补贴标准为0.3元/立方米，2019-2020年补贴标准为0.2元/立方米；客观来讲，中国在2017年出现“气荒”之后，政策理应需要一定的调整，促进整体的行业发展，但补贴降低确实对整体页岩气发展产生一定影响。

在减税方面，财政部、税务总局两部委于18年3月底联合印发了《财政部税务总局关于对页岩气减征资源税的通知》。为促进页岩气开发利用，有效增加天然气供给，经国务院同意，从2018年4月1日起至2021年3月31日，两部委对页岩气资源税（按6%的规定税率）减征30%。该文件则对页岩气发展有利，也能对冲补贴降低的影响。

我们以涪陵、及川南区块为例，回顾我国页岩气开采技术进步历程。

中石化涪陵页岩气田—创下我国多个页岩气“第一”。

早在2013年1月，中石化部署在重庆市涪陵区焦石镇的焦页1HF井正式投产外销，成为我国第一口实现商业开发的页岩井；次年3月，中石化宣布涪陵页岩气田提前进入商业开发阶段，涪陵页岩气田成为我国首个大型页岩气田，也帮助中国成为继美国、加拿大后，第三个实现页岩气商业开发的国家；2017年，国土资源部评审认定涪陵页岩气田累计探明储量达6008亿立方米，成为我国探明储量最大的页岩气田，也是全球除北美外最大的气田。

根据中国石化新闻网的数据及新闻，涪陵页岩气田2017年探明储量达6008亿方，生产页岩气60.04亿方，占我国页岩气总产量超1/3，是我国页岩气产量增长的有利保证。2018年3月，涪陵页岩气田累计供气突破100亿方，产能突破100亿方。随着焦石坝区块老井进入递减期，新井仍在产能提升过程中，2018年涪陵页岩气田的产量计划是“全年产气60.2亿方，力争产气61.8亿方”，基本与去年持平。截止2018年上半年，涪陵页岩气田页岩气产量达29.58亿方，超额完成2018年上半年天然气保供任务指标。

在涪陵页岩气田的勘探和开发过程中，对我国页岩气发展的最大贡献是国产化在关键技术和装备上的成功应用。涪陵气田勘探过程中，中石化自主研发了国内多个首项应用的设备与机械，成功的打破了国外在该领域的垄断。同时，中石化的“涪陵大型海相页岩气田高效勘探开发”项目获2017年度国家科技进步一等奖，其中针对老区调整井评价井开展的“一趟钻”钻井技术应用，平均纯钻时间较2017年同类井提高22.29%，平均进尺同比提高10.30%，大幅节约施工费用和缩短施工周期，为国内深层页岩气水平井钻探积累了宝贵的经验。

中石油川南地区页岩气田—长宁、威远双重保障。

中石油是国内页岩气勘探开发的先行者，2009年我国第一口页岩气井威201在长宁-威远页岩气区诞生。历经十余年的不懈探索，中石油圆满完成了评层选区、先导试验和示范区建设，当前迈入了工业化开采新时期。目前我国投入商业勘探开发的五个区块中，除涪陵气田隶属中石化外，其余四个均归中石油所有，而长宁与威远勘探开发区整体被评为长宁-威远国家级页岩气示范区，是中石油页岩气开发的“主战场”。

根据中国石油新闻中心的数据及新闻，2017年长宁-威远页岩气区的探明地址储量共2673.59亿方，加上昭通气区的537.16亿方，中石油川南地区探明地址储量达3000亿方，技术可采数量达776亿方。2017年，长宁-威远页岩气区累计投产井213口，总产量达30亿方，冬季保供日产量达到1000万方，2018年计划产量约56亿方，规划增速近90%，充分体现出中石油页岩气发展的决心。

根据中石油川南页岩气发展规划，截止2020年，川南地区计划动用3500米以浅资源，总产量达120亿立方米，而从2020年后每个五年动用3500-4000米的页岩气资源，每五年新增产能稳定在100亿方，最终在2035年总产量达420亿方，稳产至2040年。

经过50多年的不断开发建设与市场发展，中石油已建成涵盖天然气产、运、销、储的采、集、输、配、储为一体的管道生产系统，管道系统覆盖主要产气区，连接川渝主要城市，并通过中贵线和忠武线与全国主要管网相连，成为我国能源战略通道的西南枢纽。目前，公司页岩气外输管道主要有4条，长度共计227千米，共有2230万方/天的管道外输能力。

在长宁-威远页岩气区的开发过程中，中石油实现了六大主体技术升级：一是多期构造演化、高过成熟页岩气地质综合评价技术；二是复杂地下、地面条件页岩气高效开发优化技术；三是多压力系统和复杂地层条件下的水平井组优快钻井技术；四是高水平应力差，高破裂压力储层页岩气水平井体积压裂技术；五是复杂山地水平井组工厂化作业技术；六是集成配套了页岩气特色的高效清洁开采技术。

六大技术升级使得长宁的井均测试日产量由初期10.9万方提高到28万方，单井平均EUR由初期的0.53亿方提升到1.16亿方；威远的井均测试日产量由初期的11.6万方提高到20万方，单井平均EUR由初期的0.41亿方提高到0.85亿方，为未来页岩气的规模效益开发提供了有利保障。

4.3.2、煤层气

煤层气和页岩气都是目前非常重要的非常规天然气能源。我国的煤层气开发历史可以追溯到二十世纪90年代的煤层瓦斯抽采和地面利用的实验研究，但当时开发煤层气的主要目的是为了煤矿安全生产，随着美国煤层气开采成功利用带给我国的启示以及我国煤层气利用技术的逐步成熟，我国煤层气的开发力度进一步加大，山西沁水盆地、新疆阜康市白杨河等煤层气示范项目先后开展。

我国煤层气资源储量丰富，根据2015年国土资源部的煤层气资源评价，我国煤层气地质资源量达30.05万亿立方米，技术可采资源量12.50万亿立方米。本次评价将我国分为五个大区（东北、华北、西北、南方和青藏），其中华北、西北地区可采资源丰富，占全国的71.2%；盆地分布中，位列前十的盆地累计煤层气可采资源量达10.98万亿立方米，占比超87%，鄂尔多斯、沁水、和滇东黔西盆地的地质资源量和可采资源量居全国前三。

煤层气近年的开发力度和产量均不及页岩气。虽然煤层气开发起始时间较早，资源量也超过页岩气，但受制于地质条件、技术发展、抽采率及利用率等多方面因素，我国煤层气近年来的开发力度和产量均不及页岩气。

美国的煤层气和页岩气的发展之路和中国有相似之处。美国的非常规天然气发展同样是从煤层气开始，1980年底美国第一个煤层气田投入开发，直至2009年煤层气产量开始下滑。而美国的页岩气发展比煤层气晚了近20年，但在页岩气投产的第二年便超过了煤层气的产量，此后一路走高，成为美国占比最高的天然气产量来源（2016年近60%）。

进一步分析美国的煤层气发展，美国的煤层气产业在经历了理论探索期（1975-1980年）、技术攻关期（1981-1988年）后，在政策的推动和财政补贴下成功的进入了规模应用期（1989-2008年）。在这期间，美国煤层气产量高速发展，年均增速达17%，产量于2008年达到高峰（556.71亿立方米），在总天然气产量中的占比也在2008年提高到历史最高点9.31%。在这之后，随着页岩气发展的兴起，以及煤层气本身的经济效益走低，煤层气发展进入萎缩衰退期（2009-至今），产量从2009年一路下滑至2016年的289亿立方米，年均降幅达8%，占天然气产量比重也回落至3.58%，回到1995年左右的水平。

潜力巨大，仍需政策支持+技术创新双重推动。我国的煤层气发展的潜力其实十分巨大，煤层气资源丰富具备良好的资源基础，2016年煤层气产量约45亿立方米，占我国天然气总产量的3.3%，也形成了一定的产量规模。参照美国煤层气产业的发展历程和趋势，我们认为，我国的煤层气产业发展在有效的政策扶持（财政补贴）和长足的技术发展创新（针对性工艺）的推动下，形成以地面开发为主，井下抽采为辅，利用率稳步提升的发展模式，煤层气产量必然会达到可观的规模。

来源：EBS公用环保研究作者：光大公用环保团队
编辑：华气能源猎头（微号：energyhunt）
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