天然气行业总结与展望：国际天然气高位震荡国内市场长期向好

　　当前，全球正在掀起新一轮能源，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《GECF 2050 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。

　　我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，我国生产天然气突破 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。

　　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。

　　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。（报告来源：未来智库）

　　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 条，其中主管线 号”管线 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 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（Eurasia Group）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 （Gazprom bank）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（Economic Institute of Kiel）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。

　　美国近十年“页岩气”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”，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（Energy Information Administration）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。（报告来源：未来智库）

　　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 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（Baker Institute of Public Policy）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。

　　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（Henry Hub）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，Intercontinental Exchange） 指定的天然气期货交割地。

　　欧洲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。之后我国的天然气定价可以 参考欧洲天然气的定价体制，依据国内市场建立自身的净回值（NET）价格体 系。

　　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。

　　我国天然气“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。总体上我国自然资源禀赋“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。但是近些年来我国天然气 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。 我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。（报告来源：未来智库）

　　我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。

　　我国天然气需求较大，对外依存度接近 45%。2021 年我国天然气产量为 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，我国 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 当年我国天然气的对外依存度为 45%左右。 我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），占我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 多亿立方米来自中缅天然气管道。

　　我国从 2018 年起成为世界第一大天然气进口国，2021 年我国反超日本、跃居世界 第一大 LNG 进口国，对外依存度提升。近十几年来，我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 年我国 LNG 年进口量为 7893 万吨，而日本当年 LNG 进口量为 7432 万 吨，我国超过日本成为世界最大的 LNG 进口国。但是我国的 LNG 对外依存度有上 升的趋势。2015 年我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。

　　我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，我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”。

　　城镇燃气是我国天然气消费结构中重要部分。2020 年我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，我国城市燃气普及率不断提升，从 2002 年到 2020 年我国城市燃气 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%。说明我国 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，我国天然气消费 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。之后我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，我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，我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。我国民用天然气市场仍有较大的发展空间。（报告来源：未来智库）

　　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显著提升。目前公司在建项目主要有哈萨克斯坦斋桑油气田 开发、启东 LNG 接收站扩建等。

　　近 5 年来，公司营业收入及归母净利润呈现上升趋势，得益于煤炭、天然气大宗商 品价格的上涨，公司 2021 年营业收入、归母净利润大幅增长。2022 年 4 月，公司 发布 2021 年报以及 2022 年一季度报，2021 年公司实现营业收入 248.65 亿元，同 比+64.30%，归母净利润 50.03 亿元，同比+274.40%，经营活动现金流量净额 60.49 亿元，同比+31.85%。2022 年一季度营业收入、归母净利润分别为 93.98/22.13 亿元， 同比+70.10%/+175.67%。

　　公司积极响应双碳政策，制定氢能源产业链规划。2022 年 1 月 25 日公司发布了《关 于氢能产业链发展战略规划纲要(2022-2030)》，致力于转型成为传统化石能源与绿 色新型能源相结合的综合型能源企业。将新能源（风间带光伏）发电与电解水制氢 作为突破口，逐步实现氢能对于交通用能、绿色电力、化工用氢的“三个替代”，推 动氢气“制输储用”一体。“十四五”期间规划建设 21 座加氢站、198 套 100Nm3 /h 制氢装置、新增 700 辆氢燃料重卡。公司拟规划分批建设 300 万吨/年二氧化碳捕 集、管输（CCUS）及驱油一体项目，2022 年 12 月前先建成一套 10 万吨/年 CCUS 示范项目装置。在“碳中和，碳达峰”背景下，公司积极规划第二次绿色转型，在 碳减排交易领域前景可观。

　　九丰能源最初经营 LPG 业务，后将东莞 LPG 码头部分改造为 LNG 码头，成为国内 首批民营 LNG 接收站。东莞 LNG 接收站的年周转量为 100 万吨，控股 30％的江门 接收站有望于 2024 年建成投产。2021 年下半年，九丰能源提出了“上陆地、到终 端、出华南”的 LNG 业务战略实施规划，在收购华油中蓝和并购森泰能源 100%股 份后，公司正式形成“海气+陆气”的双气源格局。 九丰能源于 2021 年 5 月 25 日在上海证券交易所成功上市。2022 年 4 月 13 日披露 年报，公司 2021 年实现营业总收入 184.9 亿，同比增长 107.4%；实现归母净利润 6.2 亿，同比下降 19.3%；每股收益为 1.52 元。2022 年一季度公司实现营业总收入 70.2 亿，同比增长 126.2%；归母净利润 3.9 亿，同比增长 40.7%。

　　九丰能源 2022 年一季报显示，公司主营业务收入 70.17 亿元，同比上升 126.18%； 归母净利润 3.93 亿元，同比上升 40.66%。

　　公司积极涉足氢能产业，在氢能源产业中的定位为上游制氢、充装、销售,实现产业 闭环。积极推动与巨正源 PDH 工业副产提纯氢项目的实施，如项目选址及可研方案 的确定、氢气充装设施的建设、氢气提纯与结算、销售模式及定价等。 九丰能源并购四川森泰能源，业务完整覆盖 LNG“陆气”上中下游全产业链。公司 于 2022 年 5 月 22 日晚间发布资产重组草案，拟并购四川远丰森泰能源集团股份有 限公司 100%的股权，收购对价 18 亿元。森泰能源是西南液厂巨头、国内领先的 LNG 全产业链经营平台公司之一，在内蒙、四川先后投资建成 5 家 LNG 生产加工厂， 目前具备年产近 60 万吨 LNG 的生产能力。森泰能源在四川的几座工厂均是页岩气 开采直接液化外输，森泰能源同时也是国内少有的具有高纯度氦气生产能力的企业 之一。