2023年页岩气行业分析报告

2023年页岩气行业分析报告目录一、全球页岩气行业概况 PAGEREFToc374812936\h41.页岩气简介 PAGEREFToc374812937\h42.页岩气开发和利用 PAGEREFToc374812938\h43.美国页岩气发展 PAGEREFToc374812939\h5（1）整体趋势 PAGEREFToc374812940\h5（2）产业格局现状及趋势 PAGEREFToc374812941\h7（3）宏观层面的关键成功因素分析 PAGEREFToc374812942\h8（4）企业层面的关键成功因素分析 PAGEREFToc374812943\h9（5）潜在挑战 PAGEREFToc374812944\h10二、中国页岩气行业发展概况 PAGEREFToc374812945\h111.能源缺口 PAGEREFToc374812946\h112.发展页岩气的战略意义 PAGEREFToc374812947\h123.发展历史 PAGEREFToc374812948\h134.发展现状 PAGEREFToc374812949\h145.“十四五”规划 PAGEREFToc374812950\h20（1）总体方向 PAGEREFToc374812951\h20（2）主要目标 PAGEREFToc374812952\h21（3）鼓励政策 PAGEREFToc374812953\h21（4）配套建设 PAGEREFToc374812954\h216.发展建议 PAGEREFToc374812955\h22（1）页岩气开发体制的改革 PAGEREFToc374812956\h22（2）政策支持 PAGEREFToc374812957\h24（3）消费结构调整 PAGEREFToc374812958\h25（4）企业层面的挑战 PAGEREFToc374812959\h26（5）对企业的启示 PAGEREFToc374812960\h27三、页岩气产业发展对下游行业的影响 PAGEREFToc374812961\h281.对天然气化工行业的影响 PAGEREFToc374812962\h28（1）页岩气发展对天然气化工的作用 PAGEREFToc374812963\h28（2）中国天然气化工现状 PAGEREFToc374812964\h28（3）中国天然气化工瓶颈 PAGEREFToc374812965\h29（4）页岩气对天然气化工影响有限 PAGEREFToc374812966\h30（5）环保及高附加值因素的推动作用 PAGEREFToc374812967\h32（6）对化工产业布局的影响 PAGEREFToc374812968\h322.对气电行业的影响 PAGEREFToc374812969\h33（1）中国天然气发电行业现状 PAGEREFToc374812970\h33（2）集中式峰荷电厂 PAGEREFToc374812971\h35（3）分布式能源系统 PAGEREFToc374812972\h37四、总结 PAGEREFToc374812973\h39一、全球页岩气行业概况1.页岩气简介页岩气是储藏于页岩层中的天然气，是一种重要的非常规天然气资源，近年来日益受到重视。页岩气的形成和富集具有独特的特点，往往分布在盆地内厚度较大、分布较广的页岩烃源岩地层中。页岩资源集生、储、盖于一体，气藏的孔隙度低，小于10%；渗透度低，小于0.1毫达西，多数小于千分之一毫达西，开采成本比常规天然气要高。与常规天然气相比（见表1），页岩气开发具有开采寿命长和生产周期长的优点，产气页岩分布范围广、厚度大，且普遍含气，这使得页岩气井能够长期产气。2.页岩气开发和利用虽然页岩气资源的勘探和开发还处于起步阶段，但截至2023年年底，全球范围内已探测到的技术可采储量已经达到187.6万亿立方米，超过了常规天然气的187.5万亿立方米的储量。随着俄罗斯等国对页岩气资源普查的启动，预计五年内探明页岩气储量将超过常规天然气储量。到目前为止，世界非常规天然气发展可以分为四个阶段，其中页岩气的开发利用是世界非常规天然气“革命”中的关键阶段：第一阶段：1980—1990年：位于新墨西哥和科罗拉多州的圣胡安盆地内的低成本煤层气得到开发；第二阶段：1990—2023年：位于怀俄明州西部的Jonah和Pinedale气田的高效致密气资源的开发；第三阶段：2023—2023年：美国和加拿大包括Barnett页岩气田在内的许多大型页岩气田的开发；第四阶段：2023年—至今：非常规气在全世界范围内的推广和应用，其中澳洲、欧洲和中国将成为潜在开发地区。3.美国页岩气发展（1）整体趋势近年来美国页岩气发展迅猛，且在可预见的未来，这一趋势有望持续（见图1）。由于高天然气价、页岩储层描述技术以及钻井和完井技术的进步，特别是水平井（HorizontalDrilling)和水裂(HydraulicFracturing)两项技术的推广，页岩气在近年成了有经济价值的勘探开采对象。过去五年里，美国页岩气勘探开发取得了极其惊人的发展速度。页岩气的快速勘探开发使得美国天然气储量增加了40%，2023年页岩气产量预计占全美天然气产量的23%以上（见图2）。页岩气的开发大幅度提高了美国的能源安全。美国能源情报署估计到2030年美国天然气产量中近60%将来自包括页岩气在内的非常规天然气。由于勘探和开发技术的不断进步，非常规天然气的生产成本一直在下降，目前已逼近4美元/MMBtu，这使得页岩气和其他非常规天然气的吸引力越来越高。以1995年天然气价格为基准，非常规天然气的开采还不具有可行性；但以2023年价格来看，非常规天然气的生产成本相对天然气价格就已十分具有竞争力（见图3）。（2）产业格局现状及趋势美国页岩气开发利用的主力军是中小企业。这主要是由于美国油气行业上游开放，在大企业已先期垄断传统油气产业的前提下，页岩气等非常规油气是中小企业业务发展的重要突破口。同时，小企业体系灵活，发展迅速，形成了一定的技术先行优势。此外，页岩气发展处于赢利阶段的早期，因此小企业发展的积极性也较高。事实上，在页岩气开发产业链的各个环节会有不同的专业公司，高度分工。页岩气开采的单个环节投入稍小、效率高、作业周期短、资金回收快、资本效率高。和传统油气资源相比，页岩气产业的核心在产气，更注重对工厂化和精益化生产。因此，小公司决策方式具有优越性。不过，大型的国际石油公司已经逐步意识到页岩气领域的发展潜力，在全球范围内，页岩气资源丰富，开发利用技术日趋成熟，是常规天然气最现实的替代资源，在世界能源结构中将扮演越来越重要的角色。基于这一认识，业内的并购交易也非常活跃，2023—2023年，仅北美洲地区页岩气领域的并购总额就达到1420亿美元。（3）宏观层面的关键成功因素分析页岩气在美国取得巨大成功有很多原因，主要包括以下几个方面：●气储美国页岩气总储量较大，分布范围广，且较为接近发达消费市场。同时，美国页岩气资源成藏条件较好，埋藏深度适中，基质渗透率高，页岩脆性好，适于开发。●技术和管理美国较早开始页岩气的商业性开采。水平井技术和水裂技术等开采技术日趋成熟，降低了页岩气的开发成本。而且，美国众多中型公司采用了工厂化、精益化方式管理页岩气资源，参与页岩气的勘探和开发，使得页岩气更具有成本优势。●政策美国联邦政府在页岩气开发初期以较少的监管限制维护行业的开放发展，同时给予了很高的财政补贴，长期以来的补贴政策以及各州政府的鼓励政策使页岩气开发应用迅速推广。此外，美国拥有规范的法治体系、成熟的资本市场、宽松的土地和环境政策、开放的人才市场，也都推动了页岩气市场的发展。●基础设施美国有着完善的、且开放准入的天然气管网，页岩气可以顺利抵达本土48个州的任何地区。美国在储气、运输、压缩和纯化等各个领域也拥有世界领先的基础设施。（4）企业层面的关键成功因素分析宏观因素之外，企业层面的“专业化运营模式”也确保了页岩气企业的成功。●发现优质储藏地点对储藏的地质条件（渗透率、孔隙率）进行全面分析和评估，从而优化开发项目的经济性。●优化开发成本充分吸取经验教训，采用“工厂风格”的流程方法，实现最大赢利。●运营模式强调敏捷度、精益理念以及持续改进/学习曲线，并使用管理面板（关键绩效指标）开展严格治理。●规划和承包战略确保获得具有最佳成本和质量水平的供应商的服务，建立技能适宜的钻探团队，并强调规划和用料管理。（5）潜在挑战●成本问题虽然前景光明，页岩气等非常规天然气在全球推广仍然面临很多挑战。其中最主要的是：高技术门槛和高开采成本。作为非常规天然气进行商业化生产的页岩气由于储藏条件多样，且资源集中度也较低，因此气体开采必须深入了解各种相应的地质状况采用适宜的技术方案。●环境问题页岩气在开发过程中还存在环境保护方面的问题。比如，钻井和水裂一口水平页岩气井，需要使用200万～400万加仑水，在水裂过程中使用的化学品可能污染地下水，为此需要在地下注入水裂用化学品，将污水处理后排放或设法将污水处理后循环使用。再如，一口页岩气井可能使用近40英亩的土地，会因此产生破坏道路、拥堵交通、噪声和尘土污染等很多问题。这就迫使开发地点要远离人口密集地区、并且开发前进行严格的规划并减少垂直井的数量。此外，页岩气开发还有可能破坏野生动物的栖息地，所以在野生动物主要栖息地区被迫采用地下钻井。●政策和商业领域问题最后页岩气开发还必须面对政策和商业领域的挑战。这些挑战包括：有限的地质数据、多变的地质条件、日趋严苛的环境法规、不确定的政策法规、输气管道和岸上钻井平台的不足、公众的反对意见等。二、中国页岩气行业发展概况1.能源缺口天然气在中国能源消费结构中的比例仅为4%，预计2023年也仅上升到9%，远低于世界平均24%的水平。即使如此，中国的常规天然气供应仍然难以满足国内庞大的需求，至2023年，缺口预计达到1200亿方。作为天然气净进口国，中国对外依存度越来越高。2023年，中国天然气对外依存度达到24%；预计到2030年，将达到42%（见图4）。2.发展页岩气的战略意义在存在巨大的能源缺口的同时，中国的页岩气储量规模却全球领先，占世界页岩气储量的19%。因此，发展页岩气等非常规天然气对中国能源安全、绿色环保以及能源外交有着重大战略性意义。●填补国内能源需求缺口，加强能源安全中国能源缺口巨大，极度依赖进口，大力开发页岩气资源，可以缓解进口压力。改善能源结构、提高清洁能源比例中国约有71%的发电量来自污染严重的煤电，减排需求迫切，天然气发电大有可为。●改变国内能源供应格局中国天然气大部分分布在西部，消费地却在东部，不得不耗巨资建设西气东输工程及西气东输二线，并规划了三线。如果能在东部形成一定规模的页岩气产能，将有利于减少气量的长途调运，平衡天然气地理分布的不均匀。●提高内部能源供给有利于提高对俄罗斯等天然气输出国的议价能力中国常规天然气对俄罗斯、中亚等地的依存度较高，大量依靠进口，议价能力较弱。国内的页岩气开发可以增强中国对天然气输出国的议价能力。3.发展历史页岩气开发与利用在中国的起步较晚，但近年已越来越受重视。2023年，中国石油勘探开发研究院开始了页岩气资源的调查研究。2023年11月，中国石油与壳牌合作开发的中国首个页岩气合作项目《富顺—永川区块页岩气项目》在成都启动。2023年更是动作频频，当年中国石油在四川盆地川东地区、云贵地区开辟了两个页岩气开发试采示范区；4月，国内的第一口页岩气水平井在四川威远县实现完井；同年6月27日国土资源部首次举办油气探矿权公开招标活动；两个月后页岩气“十四五”规划提交国务院；12月，国家能源科技“十四五”规划中也对页岩气的发展提出明确要求。2023年2月，国土资源部公布页岩气正式成为中国第172种矿产，并将按独立矿种制订投资政策，引进多种投资主体，制订相关支持政策，推进页岩气勘察开采进程。4.发展现状与常规天然气资源相比，中国的非常规天然气资源十分丰富，并且随着开采技术的进步，中国非常规天然气资源有着巨大的发展潜力。目前，中国非常规天然气资源开发利用正处于快速发展阶段。以页岩气为主的非常规天然气的开采在今后二十年将保持每年超过10%的增长。据“十四五”规划，至2023年，全国页岩气产量将占非常规天然气产量的75%。因此，对于中国的石油企业来说，转变认识、研发低成本配套技术以推进页岩气的开发利用将是一项重大战略选择。此外，在开发国内非常规天然气的同时，中国的石油企业必须争取通过各种途径获取国外非常规天然气资源和技术，以保证资源的充足性。●国内外技术合作中国页岩气产业的巨大潜力吸引了全球关注。除本土三大石油公司外，海外企业通过与三大石油公司旗下公司技术合作也逐步进入中国市场（见表2）。●技术挑战中国的页岩气资源多分布在边远山区，并且离地表较远，因此开采难度大。同时，由于丰度较差，因此矿井开采期也较短。此外，中国页岩气地质结构种类较多，需要不同的开发技术，如四川盆地属于海相页岩储层，可借鉴美国经验；而吉林东部盆地属于陆相页岩储层，美国技术未必适用。另外，某些地区（如新疆）的页岩气矿区周围水资源较紧缺，难以提供足够的水源以备开采所需。这些特点给中国页岩气资源的开采带来了种种挑战。目前，中国在页岩气资源评价和水平井、压裂增产开发技术等方面，尚未形成核心技术体系。并且，部分关键核心专利技术掌握在美国企业手中，中国只能依靠引进来获取页岩气领域的领先技术。因此，在吸收国外先进技术的同时，中国必须鼓励页岩气开发利用企业积极开展技术创新，攻克技术难题，增强我国页岩气开发利用的科技保障能力，加快构建成熟的页岩气技术开发体系。●产业格局与美国模式不同，中国页岩气领域由三大油企主导，中小企业介入很少，行业发展较慢。这些大型国有油气企业的组织、流程和员工基本按照传统的油气产业链环节设置，作业周期长，相互间协作能力弱，专业能力尚待加强。同时，由于缺乏独立的油服公司，导致整个行业效率低下，开采成本居高不下。更重要的是，中国国有油气公司作为全产业链巨头，各环节均要涉足，在独占环境下缺乏开拓新业务的积极性，不太适合页岩气开发的需要。●管输网络当前，中国的天然气运输管网规模小，运载能力受限，网络接入并未开放，造成了页岩气的传送瓶颈。2023年中国的运输管网规模不足美国的20%（见图5），支线网络建设更是落后，且联络线较少，管线间较为独立，连通程度不足，导致天然气市场只能沿干线开发，市场规模受限。更重要的是，美国联邦能源管理委员会通过第636号法令要求管网向市场普遍开放，而中国油气管道则未开放使用准入，且按区域分割。●政策支持从美国的经验来看，1978年美国联邦政府出台了《能源意外获利法》，但对页岩气开发仍实施长达15年的补贴政策，各州政府都实施了相应的五项税收优惠，有些州甚至对页岩气的开发不征收生产税，并专门设立了非常规油气资源研究基金，鼓励中小企业钻探开发投资，开放市场竞争。这些政策对于美国页岩气的发展起到了很大的推动。目前，国务院对页岩气的开发给予了高度重视，并已经明确一系列政策扶持页岩气未来的开发应用。但是，中国页岩气政策的可操作性仍待提高，距离页岩气产业发展所需的理想政策环境仍有距离。中国政府正在为页岩气的勘探开发制定一系列扶助措施，如制订了页岩气资源战略调查和勘探开发规划、制定了鼓励页岩气资源战略调查和勘探开发政策、完善和创新页岩气矿业权管理制度、加强了页岩气国际合作与交流并加快制定了页岩气技术标准等。在页岩气资源战略调查和勘探开发的政策制定中，明确了要立足长远、统筹规划，依靠科技、立足创新，注重基础、突出重点，增加储量、提高产能。要注重开放市场、鼓励中小企业进入，提倡行业内健康竞争、消除垄断。要根据国民经济中长期规划和能源发展战略的要求，统筹页岩气资源战略调查和勘探开发，科学规划，合理布局，使页岩气成为可供长久利用的清洁能源。●开采成本以美国经验来看，气藏较好的页岩气开采成本约为1.5元人民币/立方米，比天然气为高。考虑气储条件、资源质量和开采技术的差异，中国页岩气开采成本更高，在1.5～2.5元/立方米（见表3）。●定价体系中国目前的天然气定价采用管制定价方法，由井口价、管输价和输配价组成，其中井口价和管输价组成门站价。我国长期以来依据气源不同分别定价，而且销售时还存在双轨制，直到2023年年中才取消双轨制定价。对于管输价，跨省管道管输价由发改委制定，省内管输价由省物价部门核定。输配价则由各省或地市物价部门单独制定，指导原则是根据天然气用途分别定价。目前的定价方法不利于页岩气等非常规天然气发展，但是从2023年12月起陆续展开的天然气定价市场化改革可望改变这一格局。目前，先在广东和广西两省开始的天然气价改工作，试图按净回值方法由替代能源市场结构形成天然气价格，政府只对自然垄断的天然气管道运输价格进行管理。具体措施包括：●以成本加成为主的定价方法改为按“市场净回值”方法定价●以计价基准点价格为基础，考虑天然气市场资源主体流向和管输费用●天然气门站价格实行动态调整机制，根据可替代能源价格变化情况调整●放开页岩气、煤层气、煤制气等非常规天然气出厂价格由于目前天然气对其他替代能源的比价关系较低，因此价改主要的结果是提高了井口价。式中：P天然气——中心市场门站价格（含税），元/立方米；K——折价系数，暂定0.9；α、β——燃料油和液化石油气的权重，分别为60%和40%；P燃料油、PLPG——计价周期内海关统计进口燃料油和液化石油气价格，元/千克；H燃料油、HLPG、H天然气——燃料油、液化石油气和天然气的净热值（低位热值），分别取10000千卡/千克、12023千卡/千克和8000千卡/立方米；R——天然气增值税税率，目前为13%。此次价改虽然核心是针对天然气的市场化定价，但其中提出的放开页岩气、煤层气、煤制气等非常规天然气出厂价的原则给页岩气的开发也带来了利好。产业垄断由于精力主要集中于常规气源的开发，三大巨头对页岩气开发热情不足；中小型企业又受困于进入壁垒难以涉足页岩气开采，导致资源闲置；而中游的运输同样被三大巨头垄断，销售管网也是特许经营的。其他企业开采的页岩气难以进入输送管道导致运输、销售受阻，直接影响中小企业在页岩气产业链上的生存空间。2023年2月国务院批示将页岩气设立为独立矿种，并鼓励民间资本等进入页岩气开采，从而带动国外技术引进。此外，国家鼓励企业致力于加大管线建设，增强页岩气开采、传输的配套性。遗憾的是，页岩气的管道接入准许仍较难获得，传输销售依然存在障碍。勘探开采垄断的打破，将有利于形成畅通的产业链、推动外部资本、技术的引入，形成竞争、形成行业规模，并降低成本。然而，运输、销售垄断仍将是制约页岩气商业化发展的巨大障碍。5.“十四五”规划2023年3月，国家发布了页岩气“十四五”规划，对发展页岩气提出了明确的目标并表明了全面支持的态度。（1）总体方向——到2023年，基本完成全国页岩气资源潜力调查与评价；——掌握页岩气资源潜力与分布，优选一批页岩气远景区和有利目标区，建成一批页岩气勘探开发区，初步实现规模化生产。——主要装备自主化生产，形成一系列国家级技术标准和规范，建立完善的产业政策体系。（2）主要目标——优选30～50个页岩气远景区和50～80个有利目标区；——探明页岩气地质储量6000亿立方米，可采储量2023亿立方米；——2023年页岩气产量65亿立方米；——形成适合我国地质条件的地质调查与资源评价技术方法，勘探开发关键技术及配套装备。（3）鼓励政策——依法取得页岩气探矿权、采矿权的矿业权人或探矿权、采矿权申请人可按照相关规定申请减免页岩气探矿权和采矿权使用费；——对页岩气勘探开发等鼓励类项目项下进口的国内不能生产的自用设备（包括随设备进口的技术），按有关规定免征关税；——页岩气出厂价格实行市场定价；——优先用地审批。（4）配套建设——天然气管网设施比较完善的页岩气勘探开发区，积极建设气田集输管道，将页岩气输入天然气管网；——对远离天然气管网设施，初期产量较小的勘探开发区，建设小型LNG或CNG利用装置防止放空浪费；——根据勘探开发进展情况，适时实施建设页岩气外输管道。6.发展建议（1）页岩气开发体制的改革页岩气开发体制的成功要素对中国而言，当前最迫切的是建立适合页岩气产业特点的开发体制。而页岩气开发体制的成功要素包括：●政策支持美国页岩气开发的成功，很大程度上得益于美国政府在页岩气产业发展不同阶段实施不同的产业扶持政策。而中国页岩气勘探开发尚处于初期，亟须政府在相关产业政策方面给予一定的支持。目前，中国尚未出台专门支持页岩气勘探开发的税收优惠和补贴等财政税收政策，以及页岩气开发及利用的相关价格及市场拉动政策。●多元竞争页岩气作为新兴产业，专业分工要求高，创新驱动性强，适合采用多元竞争的开采模式。若中国页岩气开发一开始就形成垄断格局，很容易出现像煤层气一样的发展滞缓的情形。相反，若在产业初期适度放开市场准入，引入多元投资主体，鼓励技术开发，培育专业化分工服务体系，页岩气开发进程、技术进步以及产业配套就会明显提速。●分工协作美国页岩气成功开采的关键在于包括政府在内的各类产业角色合理分工。其多元投资主体与专业化分工服务相结合的开发体制调动了包括风险投资、技术研发、上游开采、基础设施、市场开发、终端应用等各方面的积极性，系统完善且执行到位的监督体制保证了页岩气开发快而有序。借鉴其他行业的教训在制订下一步的页岩气产业政策时，必须吸取中国煤层气领域的相关教训——中国煤层气开发和利用各个环节存在的各种问题，以及非市场化的制度安排，抑制了行业活力。煤层气开发领域的主要问题在于以下几个环节：气权获取：煤炭、煤层气矿业权重叠，使得煤层气领域的进入门槛增高，采煤和采气矿权管理部门不统一，致使开采权取得困难。抽采：中国煤层气抽采技术与装备不够先进，引进力度不够，导致抽采难度很大、抽采率偏低，平均仅为23%，而美国、澳大利亚等国抽采率均在50%以上。运输：煤层气管网等基础设施的建设落后，无法到达消费终端，煤层气运输主要利用现有天然气管网，而这些管网为行业巨头所控制。零售：国家对于煤层气的定价机制不合理，虽然给予煤层气一定的优惠，相关政策落实不到位，企业积极性不高。以下几个问题在国家制定针对性强的页岩气扶植政策的时候，值得反思：气权获取：破除垄断，建立新的产权管理机制，降低页岩气勘探开发的准入门槛；设立独立矿权，鼓励勘察。抽采：加大科研攻关力度，并通过退税和补贴的方式，鼓励专用设备和技术的引进。运输：加强在储运和管网上的投资，开放管道的准入，改善管道运输区域分割的局面；合理制定页岩气、天然气混输计价的解决方案。零售：采用基于替代能源的市场化定价，提高气价，补贴页岩气等非常规天然气的价格。（2）政策支持页岩气的发展需要政府在上下游各个领域的全面支持。首先，在税费方面，可给予页岩气开采（相关企业）税费减免或财政补贴；其次，进一步推动天然气价格市场化；再次，技术方面，应对设备进口关税实行减免，发放企业技术研发补贴，支持研发基地建设（包括科技投入、政策支持等）以及提供合作研发优惠政策（包括合资、合作、兼并收购）；最后，在行业管理中，应开放页岩气的管网准入许可，包括下游市场开放，同时加大管网建设投入。此外，还应加大领导协调力度，协调各级机关快速处理各类重大、突发问题，以更经济、更利于行业发展的方式优化天然气用气优先级。值得注意的是，由于东部地区是主要需求地且资金充足，就近供应本地消费能有效降低成本，尽快实现经济效应，推动产业发展的深化，所以应鼓励加大对东部地区的页岩气开发。（3）消费结构调整中国天然气利用领域分为城市燃气、天然气化工、工业燃料、天然气发电四大类。其中，城市燃气大部分属于优先类，天然气化工多在限制类，天然气发电被列为限制类，天然气制甲醇被列在禁止类。化工用气比例尚高但集中于低附加值的化肥等行业。目前的利用政策和电力价格导致发电领域天然气使用较少，高度依赖煤资源，不利于资源有效利用与清洁发展。（见图6）未来，中国应基于资源利用效率及经济性调整天然气使用优先级，从而调整消费结构。预计到2023年国内天然气消费量将达2400亿立方米左右，其中城市煤气和工业用气所占比例将由63%升至68%，化工用气将由目前的22%降至13%，发电用气比重由15%上升至19%。（4）企业层面的挑战对企业而言，页岩气的开发利用仍然有较高的风险。●政策风险管道垄断：由于管道接入存在垄断，对往下游输送形成了壁垒。定价风险：天然气价格整体受到管制，价改初现端倪但总体形势尚未明朗。●技术风险环境污染：水力压裂技术使用不当将对环境造成污染，法国对此持非常保守的态度，美国舆论也对此进行了频繁的报道。此外，页岩气泄漏也将造成环境污染及安全风险。开采成本：我国页岩气开采早期成本可能高达1.5～2.5元/立方米，高于常规天然气开采成本。同时，页岩气井的衰退周期较短，开采钻探需要反复投入。而国内页岩气产业又尚未商业化运作，规模效应尚未形成，成本总体较高。勘探损失：我国常规油气钻探出现干井或是不具经济开发价值的油气井非常多，早期油气钻探的失败率高达40%；埋藏更深的页岩气勘探开发更是高风险行业，投资开采风险比较大。●销售风险渠道竞争：燃气下游销售特许经营，新进入企业对市场情况不甚了解，经营权取得困难。新进入企业难以取得优势。价格波动：国际油气、煤炭等其他能源价格的变化及波动也将会影响页岩气开发经济性，带来投资风险。如在美国，受页岩气规模化量产带来供过于求造成的本土天然气价格下降已使一些页岩气开采商变得无利可图，甚至巨额亏损。（5）对企业的启示虽然面临重重挑战，但随着政策环境改善，业务需求增长，页岩气的开发对各类油气相关企业均是良好的机遇。对国内大型企业来说，应加强基于中国实际情况的各类技术研究（如勘探、开采技术及环境保护技术），积极参与页岩气市场化运作的法规、标准制订，通过兼并收购美国页岩气企业获取相关技术能力，加强管线等页岩气配套设施建设，加强分工合作，将勘测等部分职能外包，拉动整条产业链的发展。对国内中小企业来说，应加强与海外企业的技术合作，同时进一步与大型企业就油气开采、运输、销售领域进行合作，加强对下游渠道的拓展并落实开采出的页岩气的消纳。此外，还应与资本合作，降低高投资带来的进入门槛，或考虑多企业联盟的方式解决投资门槛高的问题，并共担风险。对于外资企业，除了应该对中国市场的资源环境、市场环境、投资环境进行充分的调研，制订合理、有效的市场进入战略，还应该充分利用资金、技术、经验优势与国内企业就上游开采、管道运输及下游渠道进行深入合作。三、页岩气产业发展对下游行业的影响页岩气产业的发展带来的气量增长必然会惠及工业用气和城市燃气行业的发展。这也将是页岩气行业发展带来的天然气供应量增长的最主要用途。这一用途的增长瓶颈在2023年以后可能由气源瓶颈转变为管网供应瓶颈。促进未来长足发展的核心是管网的建设和开放准入。与工业用气和城市燃气用气不同的是化工用气和天然气发电用气存在气源地附近超速发展的可能性，在此我们主要评估这种可能性。1.对天然气化工行业的影响（1）页岩气发展对天然气化工的作用页岩气产业的发展有为天然气化工行业提供充足原料的可能性。随着美国页岩气产量的逐年上升，其80%以上的甲醇和75%以上的乙炔生产以页岩气为原料，目前，这一比例在中国分别不到10%和5%。那么页岩气会带来天然气化工的重大变局吗？（2）中国天然气化工现状中国天然气化工起步于20世纪60年代，20世纪末用气占比一度达到40%。但是，“十五”以后，按国家政策引导，中国天然气化工增速放缓——2023年的消费比重下降至22%。在气价、气量、政策、产能、技术等多重因素作用下，天然气化工由“气头”转向“煤头”的趋势明显。具体来说，虽然合成氨和甲醇的用气占到化工用气的65%，但是由于天然气与煤的比价劣势显现，该块用气占比逐步下降。其他产氢气、乙炔、乙烯、四氯化碳、二硫化碳、氢氰酸等产品前景稍许乐观。（见图7）（3）中国天然气化工瓶颈目前中国天然气化工产业面临五大瓶颈，导致产业发展放缓。●供气不足化工用气比其他用气的低价格使上游对化工企业的供气不积极。2023年“气荒”以来，天然气供应季节性紧张局面持续，天然气化工企业频繁遭遇断供停产。●气价上涨近年来，发改委数次上调天然气出厂基准价。特别是2023年天然气价改以来，涨价使企业成本压力不断上升。●附加值低化工用气中低附加值的甲醇及合成氨用气占到65%以上，经济效益较差，抵御气价上升能力不足。●产能落后中国天然气化工企业的平均产能较小，甲醇装置产能普遍低于20万吨，比国际上甲醇的经济规模60～80万吨、甚至超过100万吨的水平为低。●政策限制2023年发改委天然气利用政策中，明确天然气合成氨项目属“限制类”，天然气甲醇项目属“禁止类”，天然气制乙炔等其他项目属“允许类”。（4）页岩气对天然气化工影响有限中国页岩气行业如按页岩气“十四五”规划发展，到2023年产量约达到65亿立方米，仅占当年全国总需求量的5%，与该年近1000亿立方米的进口量也相去甚远。可以说，中短期内难以缓解国内天然气供应紧张的局面，也不会对天然气化工供气产生实质性松动。近年来中国混煤与天然气价格都在不断攀升，但混煤作为化工原料的价格优势仍然明显（见图8及图9）。根据中国混煤价格和天然气平均门站价格计算甲醇和合成氨的生产成本（见表4）。可以发现从中长期来看，页岩气开采成本高于常规天然气，可能增加气价上涨对化工企业的成本压力。中国化工用气中，低附加值的甲醇及合成氨用气占到65%以上，经济效益较差，难以抵御气价上升压力。出于环保和提高附加值的考虑使甲醇、合成氨用气出现下降趋势，而“其他”类用气（如乙炔）则逐渐增加。在合成氨市场，中国乃至全球范围内产能过剩。特别是日益严重的季节性供气紧张和气价持续上涨压力，使气头合成氨逐渐失去优势。同样的问题也出现在气头甲醇市场，特比是受到中东低成本甲醇的冲击，国内甲醇企业普遍减产，开工率在30%以下。（见图10）（5）环保及高附加值因素的推动作用与此同时，乙炔及其下游产品、氢氰酸、四氯甲烷等产品由于高附加值和环保因素的推动，成为了未来天然气化工的潜在增长点。目前我国乙炔制备以电石为主，天然气制备比重不到5%，而美国的这一比例高达75%。特别是电石制乙炔污染严重，越来越受到环保政策的制约，气头乙炔的环保优势逐渐显现。目前，重庆、四川、新疆等气田周边区域正在积投资天然气乙炔项目。如果2023年中国50%的乙炔由天然气制得，天然气消耗可达近90亿立方米。（见图11）不过，页岩气作为重要的补充气源，其高额的成本必然要经受行业经济承受能力的考验，其对该类用气增长的贡献仍存在较大的不确定性。（6）对化工产业布局的影响天然气化工由于管道物流和行业生态原因主要集中在气藏开采地附近。而在中国，天然气和页岩气采区大致重叠，主要分布在四川、重庆、新疆和陕西等地区，与潜在页岩气主要产区高度重合（见图12）。因此，页岩气的开发不会改变天然气工的地域布局。2.对气电行业的影响（1）中国天然气发电行业现状近年来，中国天然气发电行业增长平稳，以调峰电厂和分布式能源系统为代表，无论是发电机组装机容量还是发电量，都有了长足的进步（见图13及图14）。页岩气的开发将进一步推动尤其是气田周边区域的气电发展。发电用天然气的消耗有很大增长（见图15），远期来说页岩气将成为一个很好的补充供源，特别是在西部地区，页岩气的利用有可能推动燃气发电的猛增。图15显示，在乐观情况下，2023年的发电用天然气耗气量可以达到450多亿立方米，当年的页岩气产量显然将不能提供燃气发电所需的用气增长，需要由常规天然气来供应，因此，2023年65亿立方米的页岩气产量对燃气发电格局基本没有影响。但远期来看，到2023年，600～1000亿立方米的页岩气产量可以充分地支持西部地区的燃气发电需求，并对东部地区的燃气发电提供补充气源。如果西部地区在充足页岩气供应下，发电用天然气使用量翻番，则有可能再增加约30亿立方米的用气量。（2）集中式峰荷电厂集中式峰荷电厂采用燃气联合循环机组，该种机组达到满负荷的时间短，启动及关停灵活，可以发挥重要的调峰作用。目前，我国天然气燃气机组主要集中在广东、浙江、江苏等沿海用电负荷中心，页岩气储量丰富的西部地区的天然气发电并未普及（见图16）。通过大幅增加LNG的进口，东南沿海基本可以满足当地发电用气需求。相反，由于页岩气配套管网建设不明朗，且高开采成本和长途输气的高成本，利用页岩气发电对东南沿海地区的气电发展的支持会受到影响。与此相反，天然气主要资源地重庆、四川、新疆等地，燃气机组发展虽然才刚刚起步，但受长途输气及配套管网建设的制约较少，预计页岩气的开发将助推这一地区燃气发电的发展。（见表5）影响天然气集中式调峰电厂的经济性的因素主要有三个方面：●天然气价格沿海地区机组使用进口LNG为主，在“照付不议”长期合约下，供气价在2元/立方米左右，部分甚至达到3元/立方米以上；部分机组获得来自西气东输二线的供气，享受低于门站价的直供价格。●上网电价2023年上半年全国陆续实行阶梯电价后，气电上网电价将随之上调；未来中国电价进一步市场化后，气电上网价格存在进一步上调的空间。●利用小时数发电调度计划由电网公司的制订，而较高的上网价格让气电的竞争力低于火电，气电上网处于不利地位。以广东大鹏一期电厂为例，在上网电价0.6元/kW·h的条件下，年利用小时数要达到3000小时方可实现赢利（见图17）。而我国目前天然气调峰电厂的年平均利用小时数约在2900小时，至2023年预计能达到3000小时，利用小时数面临瓶颈（见图18）。但是，随着中国阶梯电价的推行，上网电价的上行通道逐渐打开，集中式峰荷电厂的经济性有望提升。（3）分布式能源系统分布式能源系统具有三大优势：●利用效率高调峰电厂的转化率在50%以上，而分布式能源系统可进行冷热电三联产，实现对能源的梯级利用，将转化率提升至80%以上。●具备一定的经济性运营商可对用电大户进行直供，与用户分享利润空间。用电大户也可自备分布式能源系统，主要用于自用，多余电量可接入电网。此外，由城市燃气系统供应，未来供气相对充足，年利用小时数可达3000～4000小时。●政策支持我国《天然气利用政策》将利用城市燃气发展热电联产、冷热电三联产用户列入“优先类”目录。然而，分布式能源也有着两大明显的劣势：●发电成本较高城市燃气价格高于发电用气，分布式发电成本将高于气电，单位装机容量的投资也远高于调峰机组。●接入电网不畅由于燃气的高价格，分布式发电的成本将远高于上网电价，现行电价体系下将难以上网。此外电价改革尚不明朗，政策助推“分布式”发电入网力度不足。未来随着用电品质和环保的考虑，分布式能源系统的采用必将扩大。分布式能源系统适用于能源消费量大且集中的用户、对供电安全要求较高或有电热冷三联供需求的单位。有理由相信，虽然发电成本较高且上网运行小时数受限，但在高利用效率、经济性可行及国家政策的推动下，分布式能源系统会在高负荷中心地区（上海、浙江、广东等）快速发展。四、总结中国页岩气产业发展的巨大潜力毋庸置疑，但其健康、可持续发展需要多方协作。首先，中国页岩气的发展需要政府的全面支持。参照美国经验，积极的推广举措、优厚的补贴政策以及规范的法制体系和成熟的商业环境，都是页岩气产业稳步发展不可或缺的要素。中国政府应在现有的扶助措施基础上，进一步完善配套的支持政策，根据国民经济中长期发展规划和能源发展战略的要求，统筹页岩气资源战略调查和勘探开发，科学规划，合理布局，使页岩气成为可供长久利用的清洁能源。其次，中国企业应主动把握页岩气产业的发展良机。中小企业，一方面应加强与国内外企业的技术、商业以及资本合作，另一方面应发挥其体系灵活、决策迅速的优势，在页岩气开发的产业链上积极寻找机会。而对于国内大型企业来说，必须担当产业发展引领的角色，发挥自身资金充足、基础雄厚的优势，通过包括兼并、收购美国页岩气企业的方式获取相关技术能力，加强管线等页岩气配套设施建设，加强分工合作，将勘测等部分职能外包，拉动整条产业链的发展。此外，上下游行业也应积极考虑页岩气产业飞速发展所带来的影响。页岩气产业的发展带来的气量增长必然会惠及工业用气和城市燃气行业的发展。这也将是页岩气行业发展带来的天然气供应量增长的最主要用途。促进其长足发展的核心是管网的建设和开放准入。对于天然气化工行业来说，虽然页岩气的开发在中短期内难以缓解天然气化工行业供气紧张的局面，但从中长期来看，出于环保等因素的考虑，乙炔等其他类化工用气有较大增长的潜力，其增长的不确定性来自于页岩气比天然气更高的价格给化工企业带来的成本压力，应提前做好防范。对于气电行业来说，随着发电用天然气的消耗量逐年递增，从远期来看，页岩气将成为优秀的补充供源，从而进一步推动尤其是气田周边区域的气电发展。因此气电行业，包括分布式能源系统等领域，在制订行业规划时，应将页岩气发展作为重要影响因素，纳入考虑范畴。

2023年胰岛素行业分析报告目录TOC\o"1-4"\h\z\u一、胰岛素是人体血糖控制的关键 PAGEREFToc368763251\h41、胰岛素是人体内唯一能够降低血糖的激素 PAGEREFToc368763252\h42、胰岛素分泌异常会导致糖尿病 PAGEREFToc368763253\h53、我国糖尿病发病率快速提升 PAGEREFToc368763254\h54、胰岛素产品已经发展到第三代 PAGEREFToc368763255\h75、不同胰岛素生产工艺差别较大 PAGEREFToc368763256\h8二、医生在处方胰岛素的时候考虑的问题 PAGEREFToc368763257\h91、随着病程的推进，胰岛素使用量逐步加大 PAGEREFToc368763258\h92、胰岛素的注射模拟体内分泌过程 PAGEREFToc368763259\h103、胰岛素一般采用笔式注射，注射部位有讲究 PAGEREFToc368763260\h13三、市场容量能够支撑胰岛素的快速增长 PAGEREFToc368763261\h141、使用胰岛素的患者群体庞大 PAGEREFToc368763262\h152、胰岛素的使用费用 PAGEREFToc368763263\h163、胰岛素国内市场容量超过200亿 PAGEREFToc368763264\h17四、基层需求推动二代胰岛素放量 PAGEREFToc368763265\h181、二、三代胰岛素聚焦市场不同 PAGEREFToc368763266\h182、二代胰岛素在定价和医保报销方面具备优势 PAGEREFToc368763267\h193、价格合理使得国产二代胰岛素进入多省基药增补目录 PAGEREFToc368763268\h204、基层放量，提前布局是关键 PAGEREFToc368763269\h21一、胰岛素是人体血糖控制的关键1、胰岛素是人体内唯一能够降低血糖的激素血糖是人体血液中所含的葡萄糖，人体细胞从血液中摄取糖分用以提供能量，血糖是人体最为直接的能量供应物质。血糖的含量过高和过低都会对人体产生不利影响，过高的血糖含量会引起心血管疾病以及视网膜等组织的病变，而过低的血糖含量则会使人体能量供应不足，产生晕厥等症状。胰岛是人体内调节血糖浓度的关键脏器，其分泌胰高血糖素用于提升血糖浓度，分泌胰岛素用于降低血糖浓度，两者相互制约达到体内血糖浓度的平衡。糖尿病患者就是胰岛素的分泌出现异常，使得体内血糖浓度过高。2、胰岛素分泌异常会导致糖尿病糖尿病是由于胰腺分泌功能缺陷或胰岛素作用缺陷引起的，以血糖升高为特征的代谢性疾病。糖尿病主要分为I型和II型两种，I型糖尿病主要是自身胰岛细胞受损引起，占比较小约为5%；II型糖尿病主要是由于胰岛素分泌不足引起，与生活习惯联系紧密，占比较高，在90%以上。3、我国糖尿病发病率快速提升我国居民生活水平提升较快，但保健意识未相应跟上，这直接导致我国糖尿病发病率急剧提升。目前我国已经超越印度成为全球糖尿病患者数量最多的国家，糖尿病患者人群已达9,000万。巨大的患者人群也为糖尿病治疗产品提供了广阔的市场空间。我国糖尿病发病率随着年龄的增长而迅速提升，国内人口结构的老龄化也将推升糖尿病发病率。从糖尿病发病的绝对人口数量来看，目前我国城市人口发病数量较农村略多；但是从潜在人口来看，农村患前驱糖尿病（葡萄糖代谢异常）的人口远多过城市，农村的糖尿病治疗市场蕴含着巨大的增长潜力。4、胰岛素产品已经发展到第三代胰岛素最初是从猪和牛等动物脏器中获取，但是动物源性胰岛素注射到人体内之后会引起较强的排异反应，效果较差，这是第一代胰岛素。随着基因工程技术的发展，到20世纪80年代，丹麦诺和诺德公司率先体外合成人胰岛素，由于与人自身胰岛素结构类似，人工合成胰岛素逐步替代动物源性胰岛素，这是第二代胰岛素。到2023年的时候，人们发现通过改变体外合成胰岛素的结构，能够控制其在体内发挥效果的时间，效果能够得到更好的控制，胰岛素衍生物应运而生，这是第三代胰岛素。那么在国内这三代胰岛素的使用情况如何？第一代动物源性的胰岛素由于疗效问题在国际上基本已经被淘汰，在国内仅在农村地区使用；第二代胰岛素由于疗效稳定，价格相对便宜，性价比较高，是目前国内使用的主力品种；第三代胰岛素目前正在国内推广，但由于价格相对较高，目前主要在一线城市使用。5、不同胰岛素生产工艺差别较大第一代胰岛素来自于动物，主要从屠宰场猪和牛胰腺中获取。从第二代胰岛素开始，人们首次通过基因工程在微生物中体外合成胰岛素，目前主要以大肠杆菌和酵母两种菌类为载体合成，通化东宝和礼来通过大肠杆菌培养体系合成，诺和诺德通过酵母合成。第三代胰岛素同样以微生物为载体合成，在第二代胰岛素的基础上做了一些基因修饰，即基因片段与人体内合成胰岛素的基因片段不完全一致，具备不同的功效，所以也叫胰岛素类似物。二、医生在处方胰岛素的时候考虑的问题1、随着病程的推进，胰岛素使用量逐步加大对于胰岛素依赖型的I型糖尿病患者，只能通过终生胰岛素的注射来治疗。对于占患者大多数的非胰岛素依赖型的II型糖尿病患者，在初次诊疗的时候一般会选用口服降糖药来进行治疗，在治疗后期机体对于口服降糖药不敏感的时候才转为胰岛素治疗。我们首先来了解一下几类口服降糖药的机理，目前口服降糖药主要分为三大类，分别是：促胰岛素分泌药、胰岛素增敏药、a-葡萄糖苷酶抑制剂，它们分别从增加胰岛素分泌，增强机体对胰岛素敏感性、降低营养物质吸收等方面来降低血糖。机体对于口服降糖药有一个耐受的过程，胰岛β细胞在药品刺激下超负荷运分泌胰岛素，时间长了之后可能会逐步丧失功能，一旦体内无法分泌正常所需胰岛素，就需要外源注射胰岛素来补充，这个时候就需要口服降糖药和胰岛素的联合治疗，如果控制效果仍不够理想，需要逐步加大胰岛素的使用量，直至完全使用胰岛素。随着病程的推移，大部分糖尿病人在病程的中后期都会开始使用胰岛素，从下图中我们可以看到国内使用胰岛素病人的比例处于提升的过程之中。2、胰岛素的注射模拟体内分泌过程胰岛素的使用需要模拟体内分泌的过程，因此临床胰岛素的分为基础胰岛素和短效胰岛素。基础胰岛素主要用于保持体内胰岛素含量稳定，而短效胰岛素主要用于进餐后血糖浓度快速升高的时候，迅速降低血糖。从下图我们可以很清晰看到，体内胰岛素的分泌与进餐时间几乎同步，因此注射胰岛素的时候也应模拟体内分泌的过程，在进餐时注射起效快短效胰岛素，而用长效胰岛素维持基础浓度，理论上凌晨3-4点应该是体内胰岛素含量最低的时候。根据上图我们大概可以将外源注射的胰岛素分为两类，一类是在餐后快速控制血糖的短效胰岛素，一类是用于维系体内胰岛素浓度的长效胰岛素。对于短效胰岛素，要求是注射后能够迅速吸收，使血液中胰岛素的浓度在短期类达到波峰，用于降低餐后体内迅速上升的血糖，而在血糖波峰过后，又能够快速代谢掉，避免出现低血糖风险；而对于长效胰岛素，要求是注射后能够在体内稳定的释放，不出现明显的波峰与波谷。那么胰岛素类药品为什么会有长效和短效之分呢？我们需要了解一下胰岛素在体内吸收的过程。体外合成的重组人胰岛素在溶液中会以六聚体的形式存在，在体内逐步分解为单体后发挥作用。超短效胰岛素就是通过改变胰岛素部分结构，但保留有效部位，这样生产的胰岛素类似物会以二聚体的形式存在，进入体内后迅速分解为单体发挥作用，较短效的六聚体更快。后面科研人员又发现胰岛素与大分子的鱼精蛋白结合能够大大延缓体内释放速度，由此便形成了长效的鱼精蛋白锌胰岛素，这是在二代胰岛素的基础上添加大分子蛋白形成聚合物从而达到缓释的目的。在三代胰岛素类似物中，科研人员通过改变胰岛素结构使得其释方速度变慢，形成了长效产品，详细原理请见下面表格。3、胰岛素一般采用笔式注射，注射部位有讲究目前胰岛素的注射分为胰岛素注射笔和胰岛素注射器两种，胰岛素注射器相对便宜一些，但携带不太方便，并且每次注射前需要抽取胰岛素，会造成一定不便，所以逐步被淘汰。各厂家生产的胰岛素注射笔基本区别不大，胰岛素注射笔上标有剂量刻度，每次使用能够较为精准的定量，其使用的注射笔用针头非常细小，因此能减少注射时的痛苦和患者的精神负担。此外，胰岛素注射笔使用方便，便于携带。由于胰岛素在脂肪组织中吸收较快，而在肌肉组织中不易吸收，所以胰岛素一般需要注射至皮下脂肪组织。由于腹部脂肪较多，所以一般使用短效或与中效混合的胰岛素的时候优先考虑腹部；而使用长效胰岛素的时候，由于希望胰岛素缓慢的释放，合适的注射部位是脂肪组织相对较少的上臂，臀部或大腿。三、市场容量能够支撑胰岛素的快速增长接下来我们会对胰岛素的市场容量做一个测算，以便使得投资者有一个定性的认识。在测算之前我们首先得弄清楚胰岛素在什么情况下使用，使用胰岛素的病人群体有多大，使用胰岛素的费用有多高。1、使用胰岛素的患者群体庞大目前糖尿病主要分为I型和II型，I型糖尿病人需要终生使用胰岛素，约占患者数量的5%，按照9200万的患者数量来计算，I型糖尿病患者数量大概在460万人。II型糖尿又称非胰岛素依赖型糖尿病，病患者约占患者数量的90%，约为8,200万人，部分II型糖尿病人需使用胰岛素，具体用量要根据患者病情而定，一般会在口服胰岛素逐步失效的情况下，开始加用胰岛素。具体使用胰岛素的II型糖尿病人比例目前还没有精确的数据统计，我们在走访临床医生的过程中了解到了一些经验性的数据，大多数临床医生认为接诊的II型糖尿病患者中约有20%需要使用胰岛素进行治疗，如果按照上面我们测算的II型糖尿病患者8,200万人，那么需要使用胰岛素进行治疗的II型糖尿病患者数量约为1,600万人。合并以后，我们认为国内需要使用胰岛素糖尿病患者的数量约为2,000万。2、胰岛素的使用费用前面我们已经谈到目前市场上胰岛素分为三代，每一代之间的价格差别比较大，并且国产胰岛素与进口胰岛素之间也有价格差别。我们选取最具代表性的两家企业来进行价格的比较，国产选取通化东宝（二代胰岛素为主），进口选取诺和诺德（占据国内胰岛素市场70%以上的市场