天然气行业总结与展望

天然气行业总结与展望1.全球能源低碳转型，天然气发挥过渡能源作用1.1.碳中和推动全球能源结构转型，天然气比例升高当前，全球正在掀起新一轮能源革命，能源结构向着更清洁、更低碳、更安全、更高效的方向转型。天然气是一种比较清洁的化石能源，是实现碳中和目标的重要过渡能源，发展天然气对于碳减排、促进能源安全转型具有重要意义。天然气主要由气态低分子烃和非烃气体混合组成，主要由甲烷（85%）和少量乙烷

（9%）、丙烷（3%）、氮（2%）和丁烷（1%）组成。天然气蕴藏在地下多孔隙岩层中，包括油田气、气田气、煤层气、泥火山气和生物生成气等，也有少量出于煤层。天然气是优质燃料和化工原料。可用于制造炭黑、化学药品和液化石油气，由天然气生产的丙烷、丁烷是现代工业的重要原料。也用于制造乙醛、乙炔、氨、碳黑、乙醇、甲醛、烃类燃料、氢化油、甲醇、硝酸、合成气和氯乙烯等化学物的原料。天然气一般被压缩成液体进行贮存和运输。天然气出口国论坛（GECF）于2022年2月28日，在卡塔尔多哈公布了GECF2050年全球天然气展望报告，报告中预测到2050年天然气在全球能源结构中的份额将从今天的23%增加到27%。天然气能源的发展前景良好。2050年前，风电、光伏、储能技术将得到有力发展，但无法支撑全球能源系统安全稳定运行，世界需要包括天然气在内的多种可再生能源与传统能源共同发展。天然气可以成为满足世界能源需求、应对气候变化和改善空气质量的首选燃料。中国天然气产量逐年提升，且目前是世界第一大LNG进口国，天然气发展态势良好。2021年，中国生产天然气突破2000亿立方米达到2053亿立方米，比上年增长8.2%。2035年中国将基本建成现代能源体系，能源安全保障能力大幅提升，非化石能源消费比重在2030年达到25%的基础上，进一步大幅提高，可再生能源发电成为主体能源，新型电力系统建设取得实质性成效，碳排放总量达峰后稳中有降。天然气既是保障能源安全的“压舱石”，又是新型电力系统下电力安全的“稳定器”，具有燃气发电效率高、运行灵活、启停速度快、建设周期短、占地面积少等优点。推动能源绿色低碳转型，在工业、建筑、交通、电力等多领域有序扩大天然气利用规模，将气电调峰作为构建以新能源为主体的新型电力系统的重要组成部分，是助力能源碳达峰，构建清洁低碳、安全高效能源体系的重要实现途径之一。1.2.多重因素导致2020-2022年欧洲天然气价格屡创新高欧洲天然气价格居高不下，能源紧张影响居民生活。2022年3月欧洲的天然气价格达到42.39美元/百万英热单位，2021年3月的价格是6.13美元美元/百万英热单位，天然气当月价格同比涨幅达到591%，2021年底-2022年初欧洲天然气价格最高点时甚至飙升达到800%。疫情、经济形势严酷、通涨、欧洲天然气产量下降、寒冬等多重因素导致欧洲天然气价格屡创新高。2020开始，新冠全球大流行对于各国经济造成了巨大的影响，欧洲地区由于没有及时控制住疫情，导致制造业、工业受到影响。欧洲地区通货膨胀情况严重，各类大宗商品价格水涨船高，不仅天然气价格更是居高不下，电力价格也是猛增。此外，欧盟对于天然气的长期合同投资不足，放弃长期合同、大量购买现货天然气，不能有效应对短期的市场价格变化。自2013年以来，欧洲能源公司的能源产量下降了22%，北海油气也难以增产，2021-2022年冬季的寒冷天气导致用气量大幅增加，供需失衡等多方面因素造成欧洲天然气价格暴涨。2.供需错配，美俄独特资源禀赋重塑国际天然气供给2.1.俄罗斯管道气出口把握欧洲能源命脉，卢布结算与断供危机引发市场波动能源是俄罗斯财政创收的重要渠道，石油、天然气出口是俄罗斯的主要出口能源与支柱产业，约占俄财政收入的一半。根据俄罗斯联邦海关局相关数据，2020年俄罗斯对外贸易额为5719亿美元，其中出口额3382亿美元，燃料和能源产品出口占总出口额的49.7%；2021年对外贸易额7894亿美元，其中出口额4933亿美元，燃料和能源产品出口占出口额的54.3%。其中，2021年油气出口约1650亿美元，占到俄罗斯当年财政收入49.86%。2022年一季度，俄罗斯天然气的出口总量达834亿立方米，其中管道气与LNG占比分别为71%和29%。在俄罗斯的天然气出口结构中，管道气占据主要地位，并且欧洲为俄罗斯天然气第一大出口国。2020年，在欧洲区域内，德国接收量排名第一；意大利和白俄罗斯分别位列第二和第三，三者在欧洲总量中的占比接近一半。紧随其后的是荷兰、匈牙利、波兰等国家。中国和日本是东亚地区俄罗斯的主要出口国，中国在2020年进口了92亿立方米的俄罗斯天然气。根据美国能源署（EIA）和BP世界能源年鉴（2021）的数据，2020年俄罗斯是世界第一大天然气出口国。紧接其后的是美国、卡塔尔、挪威、澳大利亚、加拿大、阿尔及尼亚、尼日尼亚。BP世界能源年鉴（2021）数据显示：2020年，俄罗斯天然气出口量为2381亿立方米，同比下降8.7%；其中管道天然气（PNG）为1977亿立方米，液化天然气（LNG）为404亿立方米。欧洲是世界上天然气消费量较多的地区，仅次于美国和亚洲。且欧洲与欧盟对俄罗斯的天然气具有一定的依赖度。2021年，欧洲和欧盟从俄罗斯进口的天然气分别为1780亿立方米和1550亿立方米。2021年欧洲消费量为5614亿立方米。目前，欧洲约36%的天然气来自俄罗斯，其中欧盟对俄罗斯的天然气的依赖度为43%。最近五六年来，欧洲不少国家对俄罗斯天然气的依赖程度居高不下。根据欧盟能源监管合作署（ACER）的数据，2020年欧洲部分国家对于俄罗斯天然气存在高度依赖。其中德国作为欧盟主要大国，对于俄罗斯天然气的依赖度达到49%，进口俄罗斯天然气量占本国天然气消费量的接近一半。法国对俄罗斯天然气依赖度为24%。北马其顿、波黑、摩尔多瓦等小国的依赖度为100%；芬兰、保加利亚作为波罗的海国家，依赖度分别为94%和93%。相反，由于2014年以后俄乌关系恶化，乌克兰自从2015年就从欧盟购买天然气，对俄罗斯天然气的依赖度为0%。俄罗斯管道气出口欧洲的主要线路有7条，其中主管线“北溪1号”年输气量达到550亿立方米。“北溪1号”管线总长度1224千米，其中海底部分约1222千米，是世界上最长的海底管线；穿越波罗的海，向北欧、西欧输送天然气。“北溪2号”管线与“北溪1号”平行，是俄罗斯天然气巨头俄罗斯天然气工业股份公司（Gazprom）和五家欧洲公司的合作项目，按照原计划应已完工，但因遭到美国制裁，之后俄乌战争爆发后德国无限期暂停“北溪2号”项目审批。除了北线的“北溪”管线，南部还有通过乌克兰、土耳其输送天然气的管道。欧洲的天然气存在着季节性的峰谷，在冬季采暖季需求量高，冬季、夏季峰谷值可以相差4倍左右。欧洲天然气全球采货补充库存，带动市场热度。俄罗斯与挪威的天然气占据欧洲的主要供应量，在冬季欧洲会动用地下储气库（UGS）的天然气来增加供应量，同时在每年供暖季来临前会将库存填充到需求量以上（80%）。2022年1月，欧洲的UGS库存达到创纪录的新低，提取量已经超过去年注入量的一半。欧洲也在全球采购天然气大宗商品，但是天然气价格的高涨导致补库速度变慢。根据欧洲天然气基础设施（GIE）的数据，2022年1月10日欧洲UGS的总填充量下降至50.88%，为549.3亿立方米，比去年减少近180亿立方米。2022年4月10日，UGS的库存水平提高到26.84%。2022年5月的数据显示UGS的储量水平已经超过40%，只达到10月1日目标填充率80%的一半。根据欧洲天然气输送系统运营商网络（ENTSOG）发布的数据，2020年非供暖季欧洲补充库存达到587.1TWh，而2020年10月到2021年3月的供暖季欧洲消耗库存达到862.6TWh。2020年，从季节和年度的供应量来看，欧盟内部的供应占17%左右，来自俄罗斯的天然气约占30%，挪威天然气占26%，LNG占18%，其余来源是阿尔及尼亚、利比亚等。2022年2月开始的俄乌战争引发了全球天然气的市场波动。虽然乌克兰已经早在2015年就停止进口俄罗斯天然气，但是境内仍然有多条俄罗斯通向欧洲的输气管线。战争持续了两个多月，但来自俄罗斯的天然气仍继续向西流动。标普全球数据显示，俄罗斯3月份过境乌克兰的天然气交付量高达1.1亿立方米/天，4月份有所下降。直到乌克兰天然气运输系统运营公司5月11日起暂停了从乌克兰东部关键站点索赫拉尼夫卡（Sokhranivka）过境向欧洲输送俄罗斯天然气。这一站点输送量日均3260万立方米，占俄天然气经乌克兰输欧总量约三分之一。随着战争的肆虐，不排除关键运输路线会进一步关闭。咨询公司欧亚集团（EurasiaGroup）的研究报告显示，俄罗斯流经乌克兰的天然气流量下降将对中欧和东欧国家产生最直接的影响。作为欧盟最大的经济体，德国对俄罗斯天然气的依赖性最高，但由于索赫拉尼夫卡最近的关闭，德国相对处于孤立状态。2022年4月初，俄罗斯政府为反击西方制裁，针对不友好国家推出“卢布结算天然气交易”的新机制，但是部分国家拒绝，目前波兰、保加利亚、芬兰已经被断气，引发市场波动与担忧。根据新机制，西方买家需在获得授权的俄天然气工业银行

（Gazprombank）分别开设卢布和外币账户，外国买家可选择其货币将天然气付款转移到授权账户，并转换成卢布支付。5月，这一新的结算机制正式运作。波兰与保加利亚在4月下旬明确表示拒绝该机制，俄罗斯已在4月底切断两国的天然气供给。芬兰也表示将在5月最新一轮支付周期中拒绝使用卢布，并且5月15日芬兰与瑞典正式申请加入北约激化矛盾，5月21日俄罗斯正式对芬兰停止天然气供应。俄罗斯目前占据欧洲能源进口重要部分，但俄罗斯也难以承受欧盟完全摆脱俄罗斯油气的后果。除俄罗斯外，挪威和阿尔及利亚也向欧洲输送了大量管道气，但实际上没有任何额外的生产能力，很难扩产以避免在俄罗斯切断供应时出现短缺。根据基尔经济研究所（EconomicInstituteofKiel）的计算，完全结束对西方的天然气销售实际上会给俄罗斯经济带来痛苦，使该国GDP减少近3%。长期看来，欧盟会通过能源替代的方式逐步摆脱对于俄罗斯天然气的依赖，但这一过程相对漫长、代价高。欧盟可能建立一个买方联盟，各国从所有供应商处联合采购天然气，以防止各国争夺同样的天然气供应并推高价格。可采取的措施包括：（1）欧洲转向美国、加拿大、沙特和卡塔尔的石油和天然气；采购更多的LNG，建立LNG接收站。（2）提高其他可再生能源的比重，包括风能、光伏；（3）发展核电，比如德国可以保持所有6个核反应堆的运行，不需要每年进口60TWh的能源，法国可以增加对德国的核电出口，这将在2022年取代德国一半的天然气用于电力需求，并在2023年之前全部取代。2.2.美国页岩气增加市场供应，但短期难以缓解欧洲燃眉之急美国近十年“页岩气革命”页岩气开发技术的进步，天然气出口供应增加，成为世界第一大天然气生产国，带来全球天然气供应市场与消费市场价格的两极分化。2020年，美国天然气出口量为1375亿立方米，同比增长11.6%；其中管道天然气

（PNG）为761亿立方米，液化天然气（LNG）为614亿立方米。相比于俄罗斯2020年下跌8.7%的趋势，美国的天然气出口量增长势头良好。全球的页岩气资源非常丰富，但是作为一种非常规能源，世界上对页岩气资源的研究和勘探起步较晚。早在19世纪20年代，美国已经开始对页岩气进行了研究和探索，但直到20世纪末期，页岩气开发技术才有长足的进步；21世纪初，美国爆发了举世闻名的“页岩气革命”，美国的天然气开采钻机数量增长迅速，2008年最高峰时曾达到1606台，也带动天然气产量大幅提升。过去十年内，页岩气已成为美国一种日益重要的天然气资源，同时也得到了全世界其他国家的广泛关注。页岩气是一种主要以游离和吸附形式储存、蕴藏于页岩层中的天然气，并且该吸附过程以物理吸附、自发进行以及放热为特征。2000年，美国页岩气产量仅占天然气总量的1%；而到2010年，因为水力压裂、水平钻井等技术的发展，页岩气所占的比重已超过20%。根据美国能源信息署（EnergyInformationAdministration）的预测，到2035年时，美国46%的天然气供给将来自页岩气。美国能源部预计到2040年页岩气产量将增加至20-25亿立方英尺/天。页岩气的大力开发使得美国天然气产量提升、价格下降明显，美国的原油和天然气价格脱节。可以从美国的天然气价格曲线上明显看到2008年之后天然气价格出现了显著下降。2009年以来，美国的石油和天然气产量都大幅增长，原油产量增加150%，天然气产量增加60%，但是其价格呈现出的趋势并不一致，因为石油易于运输、在国际市场上价格关联度高；而天然气是一种区域市场产品，仅有30%的天然气是国际贸易，美国的页岩气则可以有效保护国内市场，形成低价格壁垒。在2008-2009年的时候，美国原油与天然气的价格发生了转移。在“前页岩时代”（2000-2008年），一桶石油的能量相当于100万立方英尺天然气的6倍，而石油价格是天然气价格的9倍。然而在“页岩油气时代”（2009年至今），石油的价格达到天然气价格的25倍，二者之比价发生了非常悬殊的变化。随着美国大量出产页岩气，美国的液化天然气（LNG）已经逐渐改变了世界能源供给格局，影响世界石油和天然气的定价体系与价格动态。不断扩大的LNG贸易正在将天然气变成像石油一样的全球大宗商品。页岩气产量的增加，不仅使得美国天然气消费依赖进口的局面发生逆转、供给自给自足，还成为举足轻重的天然气出口国，逐步掌握全球能源的定价权、主导权。莱斯大学贝克公共政策研究中心（BakerInstituteofPublicPolicy）的一项研究认为，美国与加拿大页岩气产量的增长也将会削弱俄罗斯及波斯湾国家对欧洲国家的天然气价格的控制。美国跻身全球最大的油气生产国和重要的出口国行列，成为世界能源供需再平衡的重要变量。在全球疫情肆虐、世界经济预期存在不确定性、全球能源市场不稳定的背景下，国际能源市场格局也渐渐发生深度调整。3.天然气定价规则：国外以市场化为主，中国市场化与政府指导并存3.1.天然气定价体系：市场定价与监管定价海外天然气定价以市场化定价为主，国内以监管定价为主，逐渐转向市场化定价。天然气国际贸易大多数是通过管线（PNG）或船运（LNG）达成交易，地理距离的限制与昂贵的运输费用（包括长途国际管道建设和液化天然气造船费用、运费）都在不同程度上限制了区域之间的贸易往来，使得天然气市场具有明确的区域特性，并形成了几个相互独立的天然气市场与定价体系。根据国际天然气联盟（IGU）全球大宗天然气价格调查报告（2021）的信息，全球天然气有不同区域市场，不同的市场采取的定价方式比例有所区别。天然气的定价方式大概可以分为8个类别，分别是OPE（与油价挂钩）、GOG（气气竞争价格）、BIM（双边垄断）、NET（最终产品的净回值）、RCS（法规：服务成本定价）、RSP

（法规：社会和政治定价）、RBC（法规：低于成本定价）、NP（无定价）。在与油价挂钩的方式中，通过基准价格和变化条款，天然气价格与竞争性燃料挂钩，通常使用的是原油、柴油和/或燃料油。在气气竞争价格机制中，天然气价格是由供需相互作用决定的，通过天然气与天然气的竞争，并在不同时期（日、月、年或其他时期）进行交易。交易发生在现实的中心，或虚拟的中心。可能会有发达的期货市场，如纽约商品交易所或洲际交易所。并非所有的天然气买卖，都是基于短期价格，也会有长期合同，但这些合同将使用天然气价格指数来确定月度价格，而不是相互竞争的燃料指数。这一类型的价格，还包括现货液化天然气，任何与枢纽或现货价格相关的价格，以及有多个买家和卖家的市场中的双边协议。在双边垄断定价中，天然气价格由大型卖方和买方之间的双边讨论或协议决定。可能会有书面合同，但通常是政府或大型国有公司级别的安排。与气气竞争价格中有多个买家和卖家进行双边交易不同，通常情况下，“双边垄断”交易的至少一方是占主导地位的买家或卖家。这8个类别中，OPE、GOG、BIM和NET可以广义地描述为“市场”定价，而RCS、RSP、RBC和NP可以广义地描述为“监管”定价。“市场”定价总额从2005年的62%上升到2020年的71.5%，“监管”定价从2005年的38%下降至2019年的28.5%。在价格形成机制中，或由于特定类型的价格形成机制。转向“市场”定价取决于许多因素，尤其是俄罗斯市场从管制定价可以转向GOG（气气竞争），独立生产商开始相互竞争，生产商也和俄罗斯天然气公司公司Gazprom竞争向电力部门和大型工业企业出售天然气。阿根廷、尼日利亚也有类似转向GOG市场定价的趋势。自2013年起，中国2个省份开始从RCS（法规：服务成本定价）转向OPE（与油价挂钩），2014年全国范围内开始有这种趋势，比起2012年天然气大幅增产。2015年，除了居民住宅天然气和肥料领域，几乎都转向OPE模式。2018年居民天然气定价也向OPE模式变动。2020年，马来西亚的国内天然气定价从RCS转向OPE。此外，自2014年末开始，印度进行了定价改革，将定价从RSP（法规：社会和政治定价）转移到GOG（气气竞争），采用OPE和GOG定价模式的LNG进口的增加，正在增强或取代印度国内受监管的天然气生产、定价模式。北美（美国、加拿大）和英国实行不同气源之间的竞争定价（GOG）。美国、加拿大与英国政府以往都在一定水平上对天然气井口价格进行干预，但随着天然气市场与监管政策的发展，多元化的供应端保障了充足并富有竞争力的供应，用户能够在众多供应商中自由选择，管输系统四通八达并实现了非歧视性的“第三方准入”。在此基础上，天然气作为商品的短期贸易在很大程度上取代了长期合同。在北美形成了以亨利港枢纽（HenryHub）为核心的定价系统，在英国定价系统中也形成了一个虚拟平衡点（NBP）。尽管采用相同的商品定价机制，但北美与英国的天然气市场相互独立。NBP（全国平衡点）建立于1996年，是欧洲历史最为悠久的天然气现货交易市场，也是欧洲天然气市场流动性最强的交易中心，NBP天然气价格被认为是欧洲天然气现货市场的风向标，也是英国洲际交易所（ICE，IntercontinentalExchange）指定的天然气期货交割地。欧洲大陆实行与油价挂钩的定价政策（OPE）。这一模式源于荷兰在1962年针对格罗宁根的超大气田天然气生产采取的国内天然气定价政策，将天然气价格调整与3种石油燃料（柴油、高硫和低硫重质燃油）的市场价格按照一定的百分比挂钩，然后根据“传递要素”进行调整来分担风险。这一模式随后被出口合同所采用，进而影响东北亚的LNG定价。欧盟虽然出台了多个天然气法令来建立统一的天然气市场，但由于国与国之间、企业与企业之间、管道与管道之间的分割，至今还没有做到像美国一样的自由准入和市场流动性。东北亚地区（包括中国、日本、韩国）：与日本进口原油加权平均价格（JCC）挂钩的定价（OPE）。东北亚的LNG贸易定价体系源自日本。由于日本当年引进LNG主要是为了替代原油发电，因此在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。虽然这一定价方式已经不契合日本和亚太其他国家的市场现状，但目前尚无供需双方都能接受的其他方式，只能通过设定JCC封顶价格和封底价格的方式来规避风险。俄罗斯与中亚地区：双边垄断的定价模式（BIM）。通常采用政府间谈判来确定供应给非欧盟用户的天然气价格。天然气各区域存在一定的割裂性，各区域天然气市场价格有着明显差异。目前随着全球天然气开采区域与天然气消费区域的变化，以上形成的天然气价格模式已经开始变革。中国天然气价格机制受政府监管指导，市场化定价趋势加强。目前中国是东亚唯一具有自产气、PNG进口和LNG进口的天然气消费大国，且定价机制呈现出三种机制并存的态势。国产天然气基于成本加成原则定价；进口LNG合同价格与原油价格（JCC）挂钩，并通过引入S曲线等封顶机制，规避一定的市场风险；进口管道天然气来自前苏联加盟共和国，其定价方法被国际天然气联盟描述为“双边垄断”的政府谈判价，具有很大的不确定性。这三种定价机制都没有与其他能源挂钩，而进口气与国产气的价差也造成了一系列的市场衔接问题。之后中国的天然气定价可以参考欧洲大陆天然气的定价体制，依据国内市场建立自身的净回值（NET）价格体系。3.2.全球天然气主要交易与定价区域：北美、欧洲、东亚根据BP世界能源年鉴（2021）可以看出，世界油气的三大主要交易、运输、消费区域是北美、欧洲与东亚。欧洲主要接收的是管道天然气，而东亚地区以液化天然气（LNG）为主。根据国际天然气联盟（IGU）2021年发布的报告，澳大利亚是世界第一大LNG出口国，2020年的出口量达到了77.8兆吨，即0.778亿吨。排在其后的LNG出口大国是卡塔尔（0.771亿吨）、美国（0.448亿吨）、俄罗斯（0.296亿吨）。中国在2020年是世界第二大LNG进口国，进口0.689亿吨，2021年反超日本已经跃居世界第一大LNG进口国。根据国际天然气联盟（IGU）全球大宗天然气价格调查报告（2021）的数据，2005年至2014年间，除了北美以外的全球天然气价格普遍上涨。原因是美国页岩气革命影响了大部分市场，在供需达到平衡和油价下跌-上涨阶段之前。非洲、中东和FSU

（前苏联国家）等拥有大量监管定价的地区普遍经历了2015年的气价上涨，之后趋于平稳，因为来自许多国家的大宗补贴价格。在FSU（前苏联国家）也是如此，尤其是2013年俄罗斯，但美元下跌，此后的价格在很大程度上反映了货币持续疲软，卢布价格保持不变。自2015年以来，亚洲、亚太地区和欧洲的价格大致上相互跟踪追随，一致性较高，但这种联系在2019年被打破。因为现货价格暴跌，对欧洲市场的影响远大于亚洲和亚太地区，亚洲和亚太地区与2018年的水平相比几乎没有变化。随着现货价格再次暴跌，这些差异在2020年进一步扩大。欧洲价格现在比以往任何时候都更接近世界平均水平，与亚洲和亚太地区价格相差较多。各市场的天然气价格水平仍存在较大差异，有一种趋势是从2005年到2015年，全球天然气价格更加趋同，之后价格趋同的趋势有所停滞。尽管2018年出现反弹，但天然气进入了一个价格较低的时期。之后2021年至2022年，天然气价格高涨，出现高位震荡。4.中国天然气市场增长迅速4.1.天然气生产消费空间分布不均衡：中国天然气主产区、主要消费地区中国天然气“增储上产”持续推进，目前全国天然气产量快速增长，新增储量保持高位；天然气产量增速高于消费增速。总体上中国自然资源禀赋“富煤贫油少气”，天然气在中国能源结构中是辅助调峰、过渡能源的地位。但是近些年来中国天然气产量不断提升，连续四年产量增长超百亿立方米，新增储量再创新高。2020年，全国天然气产量1925亿立方米，同比增长9.8%。其中，煤层气产量467亿立方米，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%。天然气产量增速连续两年快于消费增速，供应安全保障能力持续提升。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储量分别达到10357亿立方米、1918亿立方米、673亿立方米。同时四川盆地深层页岩气勘探开发取得新突破。中国天然气存在生产与消费区域不平衡的情况。2020年各省区消费情况：江苏消费量超过300亿立方米，广东、四川和山东3省份消费量超过200亿立方米，北京、河北、浙江、上海、重庆、河南、陕西、内蒙古、新疆等9省（自治区、直辖市）消费量超过100亿立方米。中国天然气生产量较多的省份主要集中在中西部，比如陕西、四川、新疆，2019年天然气产量分别为482、417、341亿立方米。天然气消费量较多省份，比如北京、上海、江苏、山东、浙江的天然气产量则远低于消费量。4.2.中国跃居全球第一大LNG进口国，LNG业务具备长期成长性中国天然气需求较大，对外依存度接近45%。2021年中国天然气产量为2053亿立方米；表观消费量为3726亿立方米；天然气进口量为1675亿立方米（12135.6万吨）。2021年，中国天然气供需缺口为1673亿立方米，天然气缺口量与表观消费量的比值为44.9%，即当年中国天然气的对外依存度为45%左右。中国天然气进口结构以LNG为主、管道气为辅，2021年LNG进口占65%左右，管道气进口源主要为中亚、俄罗斯、缅甸。2021年LNG进口量为1089亿立方米

（7893万吨），占中国当年天然气总进口量的65%。管道气进口量为585.5亿立方

米（4243万吨），占比35%。其中，来自中亚管道天然气为441亿立方米，来自中俄东线的天然气约为100亿立方米，其余40多亿立方米来自中缅天然气管道。中国从2018年起成为世界第一大天然气进口国，2021年中国反超日本、跃居世界第一大LNG进口国，对外依存度提升。近十几年来，中国天然气进口量不断提升，进口贸易值与进口量存在明显的正相关性与季节性变化，冬季是LNG贸易进口的旺季。2021年中国LNG年进口量为7893万吨，而日本当年LNG进口量为7432万吨，中国超过日本成为世界最大的LNG进口国。但是中国的LNG对外依存度有上升的趋势。2015年中国天然气对外依存度开始超过30%，2018年达到42.8%，2019年和2020年分别下降为42.5%和41.8%，但是2021年的对外依存度为44.9%、创历史新高。4.3.

“煤改气政策”叠加天然气发展十四五规划，中国天然气市场格局长期向好中国天然气市场格局长期向好，国务院、发改委、国家能源局、各省政府发布众多利好政策，做好顶层规划、布局天然气发展。2022年5月，中国接收站气化服务定价将由政府定价转为政府指导价，鼓励实行“一省份一最高限价”。在保持政府监管的前提下，赋予接收站一定的定价自主权，建立更加灵活、更有弹性的价格机制，有利于激发接收站积极性，更好发挥价格杠杆调节供需的积极作用。2022年3月，提出全省天然气消费量由2020年的290亿立方米增至2025年的480亿立方米的目标，增幅达到65.5%。前几年广东省天然气消费量增速每年约为20亿-30亿立方米/年，增速10%左右，预计能够完成“十四五”天然气消费量规划目标，具备较好的成长性。从规划中看出，未来天然气发电、工业煤改气和LNG设施与交通将是拉动广东天然气消费量增长的主要支点。北方多地陆续出台2022年“煤改电”“煤改气”补贴标准，支持清洁取暖等相关工作推进。2022年2月23日，北京市怀柔区人民政府发布怀柔区2022年农村地区

“减煤换煤”工程实施方案（征求意见稿），在执行市级气价补贴政策的基础上，区财政按照山区用户0.7元/立方米、平原用户0.5元/立方米的标准给予补贴，每户采暖季用气量最高补贴2500立方米。农村清洁能源改造是天然气扩大渗透率的一大契机，有助于积极稳妥推动碳达峰碳中和。助于加大节能减排、减污降碳技术研发和推广应用，不断提升绿色低碳发展能力。山东省人民政府近期组织召开系列新闻发布会，2022年预计全省将完成农村清洁取暖改造100万户+的目标。2022年，山西省太原市将强化散煤治理，完成剩余未实施“煤改电、煤改气”的1万余农户清洁取暖改造任务，实现全市清洁取暖改造“清零”。4.4.居民端、非居民端天然气市场格局城镇燃气是中国天然气消费结构中重要部分。2020年中国工业燃料和城镇燃气用气占比基本持平，均在37％-38％，发电用气占比16%，化工用气占比9%。进入21世纪，中国城市燃气普及率不断提升，从2002年到2020年中国城市燃气的普及率从67%增长到98%，几乎实现城市燃气的全覆盖。2006年以后，城市燃气普及率的计算公式为：城市用气人口/（城市人口+暂住人口）×100%。说明中国燃气普及率逐渐趋近于100%，所有城市实现燃气供应，燃气供应覆盖绝大部分的城市人口。在实现碳达峰的冲刺阶段，中国天然气消费量将持续增长。2025年，天然气消费量达到4300亿-4500亿立方米；2030年，天然气消费量达到5500亿-6000亿立方米。之后中国天然气消费稳步可持续增长，2040年前后进入发展平台期。改革开放以来，中国城市燃气居民家庭供气总量与管道长度不断增长，城市化、。2020年，中国的城市燃气居民家庭供气总量达到382亿立方米，管道长度达到85万公里。二者的增长具有一定的相关性。随着以下因素的推动：（1）城市普及化率的提高，高度的集约发展特别是高层建筑规划建设、天然气管网入户改造。（2）经济、环保和政策的推动，新建房产、城市老旧小区改造、新农村建设。（3）天然气发电。中国民用天然气市场仍有较大的发展空间。5.重点企业分析5.1.

广汇能源广汇能源积极布局气煤油多种能源，资源优势显著。广汇能源立足新疆及中亚丰富的资源优势，是国内唯一一家气、煤、油资源齐全的私营企业，主营业务收入主要来自液化天然气LNG、煤炭、甲醇、煤焦油等核心产品的销售。2020年天然气业务为公司贡献55%的营收。加注站标杆站建设，非气增值、贸易及外采等业务，使公司的终端盈利能力得到