cng可行性研究报告

新型压裂设备项目可行性研究报告-页岩油气增产趋势明朗，需求增加压裂设备是页岩油气开采核心设备，是提高页岩油气单井产量的关键。压裂是利用水力作用，使油层形成裂缝的一种方法，又称油层水力压裂。油层压裂工艺过程是用压裂车，把高压大排量具有一定粘度的液体挤入油层，当把油层压出许多裂缝后，加入支撑剂如石英砂等充填进裂缝，提高油层的渗透能力，以增加注水井注水量或油井产油量。压裂设备除了在钻完井时使用，由于页岩油气井产量衰减较快，一般在第3年时需要通过压裂技术进行增产。且压裂技术不仅仅适用于页岩油气等非常规油气资源的开发，也是老油田增产技术的核心环节。完成压裂过程需要成套的专业设备，称之为压裂机组。现有的压裂机组主要包括压裂车、混砂车、仪表车、管汇车等特种车辆。目前一套常规压裂车组包括20台2500型压裂车、2台130吨混砂车、2台仪表车、1台管汇车及其他配套设备。国内页岩油气上产加速确定性强，将带动压裂车需求走阔。1）页岩气：根据国家能源局印发的《页岩气发展规划(2016-2020年)》计划到“2020年力争实现页岩气产量300亿立方米，2030年实现页岩气产量800-1000亿立方米”。中石油提出“2020年页岩气产量力争达到120亿立方米，到2025年产量达到240亿立方米”。2019年我国页岩气总产量为153亿立方米，距离十三五规划产量仍有较大差距，我们判断十四五期间页岩气上产将进一步加速。2）页岩油：目前国内主要产页岩油油田为新疆吉木萨尔油田、天津大港油田、黑龙江大庆油田、甘肃长庆油田。新疆吉木萨尔油田计划至2021年页岩油产量将达100万吨，2025年达到200万吨；中石油计划至2025年，天津大港油田年产油50万吨；长庆油田庆城页岩油大油田未来将建成年产300万吨的生产能力；黑龙江大庆油田储量丰富，未来页岩油产量有望超越新疆吉木萨尔油田和庆城油田。1、较传统压裂设备，电驱&涡轮压裂设备降本增效效果显著传统的水力压裂设备由柴油机驱动，目前新型压裂设备主要有电驱压裂设备和涡轮压裂设备两类：电驱压裂设备即用电机作为动力源，涡轮压裂设备即用涡轮发动机作为动力源。电驱压裂设备经济优势明显。电驱化节约的成本来自多个方面：1、压裂设备购置费用下降；2、能源消耗成本下降；3、施工面积节省；4、噪音降低后夜间工作时长增加，设备利用率提高带来的成本下降。1.压裂设备购置成本减少：1 一 HH6000 电动压裂泵可替代 2.5 台常规 2500HP 压裂车，相同水马力下，我们预计电驱压裂较常规压裂车组可以节约 40%~50%的设备成本。2.能源消耗成本减少：以构建 1 套 36000HP 压裂泵组为例, 仅用 6 台 HH6000 电动压裂泵组就可以实现 18 台 2000 型压裂车才能进行的大型工厂化压裂作业。传动效率均按 90%计算。18 台 2000 型压裂车消耗的柴油为 5 961kg, 柴油价格以 7.5 元/kg 的价格计算, 需要的柴油费用为 4.5 万元。而 6 台 HH6000 电动压裂泵组消耗的功率为 3 万kW·h，如果采用电网, 按 0.6 元/ (kW·h) 的电价计算, 需要电费 1.8 万元, 与传统压裂车组相比节约 2.7 万元；如果采用燃气发电, 燃气消耗量为 7 934 m3, 燃气价格以 1.5 元/m3 计算, 需要的燃气费用为 1.2 万元, 与传统压裂车组相比节约 3.3 万元。3.施工面积节省：由于单机功率的提升，减少了压裂工程作业装备的数量，我们预计井场占地可减少 30%。4. 设备利用率提高：传统压裂设备的噪音分贝约 115 分贝，电驱压裂设备所产生的噪音不到 85 分贝，对施工人员和附近居民的影响小，工作时间延长，降低日均成本。电驱压裂装备较传统压裂装备成本优势明显实际案例验证电驱压裂方案降费能力显著。以位于重庆市南川区的焦页 194-2HF 井为例, 实际配置 6 台电动泵 (采取 4 用 2 备) 与 12 台 (10 用 2 备) 2500 型压裂车进行联合配套施工，供电方式采用 2 台由网电供电, 另外 2 台由燃气发电机供电, 气源井为同平台已压裂测试井。主要比较 10 台 2500 型压裂车和 4 台电动泵设备费用、施工费用和网电燃料等费用，结果来看电动泵压裂相比常规 2500 型压裂车单井节省费用达到 203万元，比常规压裂车节省约 45%的单井费用。电动泵压裂比常规压裂车节省约 45%的单井费用涡轮压裂可靠稳定的持续作业能力能够帮助客户显著降本增效。较传统压裂设备，涡轮压裂设备具有以下显著优势：1）效率高，与传统柴油发动机为动力源的常规压裂设备相比，涡轮压裂设备单机输出功率更大，效率更高。2）成本低，相比传统车组，同功率的压裂车组设备总数量可减少 43%，整车寿命增加 3 倍，从长远来看，可大幅降低维保支出和服务公司的投资成本。3）环保，涡轮压裂设备可高效使用井口气、管道气、CNG、LNG 等多种气源作为燃料，大大降低排放气体中的 CO2、NOx 含量，满足全球不同排放法规的要求；4）可 24 小时连续作业，设备噪音被降至 85 分贝以下，满足临近居民区井场 24 小时连续作业的要求。涡轮压裂设备较传统压裂设备具备效率高、成本低、环保等优势2. 北美压裂市场空间大，降本增效需求下新型压裂设备加速渗透根据 Spears 统计数据，2019 年末北美在用压裂设备总功率达 2350 万水马力，规模约为国内的 6 倍，存在大量更新换代需求。压裂设备的生命周期一般为 10 年左右，目前美国三分之一的压裂设备寿命已经达到 10 年以上，存量更换需求较大。考虑到 2010-2012 年，北美压裂设备保有量年增量分别为 209/459/314 万水马力，则 2020-2022 年北美压裂设备年均更新需求量超 250 万水马力，远超国内的年均需求（实际更新需求需考虑油气公司资本开支及设备维修保养状况）。2019 年末北美在用压裂设备达 2350 万水马力2019 年中国在用压裂设备约为 398 万水马力2020 年北美油气行业历经洗牌，周期淬炼突出降本增效重要性。2020 年的低油价使得北美油气行业历经了一次洗牌，根据 WSJ 数据显示，自 3 月原油价格暴跌以来，美国会计行业机构 Haynes&Boone 共记录了 436 起美国能源企业的破产案申请，包括Chesapeake、惠廷石油在内的多家主要页岩油气生产商已申请破产保护，美国排名前 40位的页岩油生产商预计将在债务分期付款和利息方面花费约 1000 亿美元。油气公司大幅削减资本开支背景下，油服企业面临严峻考验，北美油服巨头斯伦贝谢四季度支付了1.44 亿美元的遣散费，裁减 2 万余名工人，约占公司总员工人数的 1/4，斯伦贝谢、贝克休斯、哈里伯顿三大巨头合计遣散 4 万余名工人，并进行了数十亿美元的减计。历经周期淬炼，油气行业降本增效重要性凸显，注重运营和管理的公司才能穿越周期。北美页岩油保本成本不断下行（单位：美元/桶）海外巨头纷纷布局新型压裂设备，降本增效需求下技术迭代有望加速。美国 USWS于 2014 年最早推出电驱压裂设备， 拥有自主专利的 CLEAN FLEET 技术；北美首个纯电驱车队 EWS 则从 2017 年开始快速发展。但由于海外公司的电驱压裂技术进步较慢，均采用经市场考验的成熟压裂泵，如 GD2500 、SPM2500 等，而没有采用更大功率的单泵模式，限制了电驱压裂设备的渗透率提升。2020 年开始，低油价倒逼油气行业公司降本增效，各大油服公司纷纷布局新型压裂设备，哈里伯顿 2020 年 11 月首次采用电网供电的电驱压裂作业，BJ services 则在 2019 年采购杰瑞成套涡轮压裂设备。我们判断，降本增效需求下技术迭代有望加速，看好新型设备渗透率提升。国内中石油也首次招标电驱压裂撬，看好新型设备渗透率提升。2019 年中国在用压裂设备约为 398 万水马力，其中适用于页岩油气开采的 2500HHP 压裂设备仅 300 台左右，新型压裂设备功率大、效率高，适用于页岩油气开采，我们判断在新增压裂设备中渗透率将会提升。2020 年 12 月中石油开启首次电驱压裂撬招标，招标设备为 5000 型电驱压裂橇，目前杰瑞在标段包 1 中位居第一。2019 年 12 月，中石油发布压裂设备租赁招标合同，按总功率来算，电驱设备占比已达 15%。而针对目前限制电驱设备渗透率主要问题：页岩气主产区基层电网设施比较落后、电力系统无法满足压裂作业，杰瑞通过自主研发设计的供电解决方案涵盖大功率电网、燃气轮机发电机组、高效储能装置全系列方案，解决了电网对压裂作业的限制。从 2019 年 12 月中石油招标租赁合同来看，电驱设备总功率占比达 15%我们预计 2025 年全球压裂设备市场空间超 300 亿元，其中新型压裂市场空间超 90亿元。我们对全球电驱压裂设备市场空间进行了测算：根据美国能源署（EIA）发布的《年度能源展望（2020）》，预计 2025 年美国 2025 年页岩气/致密气产量达到 33.1 万亿立方英尺，页岩油/致密油产量达到 975 万桶/日。为计算简便，我们假设旧井页岩油及页岩气产量每年以 20%的速度衰减，页岩气新井首年产量为 25 亿立方英尺，页岩油新井首年产量为 1000 桶/天，据此计算出需要新开井口数量。考虑到旧井需要进行再次压裂增产，我们假设新开井口对应新增压裂设备需求，一台压裂车一年压裂能力为 20 口/年，据此计算出美国压裂设备需求量。2019 年，美国压裂设备存量全球占比约为 71%，考虑到中国页岩油气产量快速增长，压裂设备需求快速增长，我们假设美国全球占比每年以 0.5%的速率下滑。常规 2500 型压裂车单价为 1500 万元左右，我们预计，2025 年全球压裂设备需求为 311 亿元。其中，电驱设备渗透率从 2020 年的 10%上升至 2025 年的 40%，我们预计 2025 年电驱+涡轮压裂设备空间为 93 亿元，2020-2025 年年均复合增长率达 46%。我们预计 2025 年全球压裂设备市场空间超 300 亿元，其中电驱压裂市场空间超 120 亿元新型压裂设备项目可行性研究报告编制大纲第一章总论1.1新型压裂设备项目背景1.2可行性研究结论1.3主要技术经济指标表第二章项目背景与投资的必要性2.1新型压裂设备项目提出的背景2.2投资的必要性第三章市场分析3.1项目产品所属行业分析3.2产品的竞争力分析3.3营销策略3.4市场分析结论第四章建设条件与厂址选择4.1建设场址地理位置4.2场址建设条件4.3主要原辅材料供应第五章工程技术方案5.1项目组成5.2生产技术方案5.3设备方案5.4工程方案第六章总图运输与公用辅助工程6.1总图运输6.2场内外运输6.3公用辅助工程第七章节能7.1用能标准和节能规范7.2能耗状况和能耗指标分析7.3节能措施7.4节水措施7.5节约土地第八章环境保护8.1环境保护执行标准8.2环境和生态现状8.3主要污染源及污染物8.4环境保护措施8.5环境监测与环保机构8.6公众参与8.7环境影响评价第九章劳动安全卫生及消防9.1劳动安全卫生9.2消防安全第十章组织机构与人力资源配置10.1组织机构10.2人力资源配置10.3项目管理第十一章项目管理及实施进度11.1项目建设管理11.2项目监理11.3项目建设工期及进度安排第十二章投资估算与资金筹措12.1投资估算12.2资金筹措12.3投资使用计划12.4投资估算表第十三章工程招标方案13.1总则13.2项目采用的招标程序13.3招标内容13.4招标基本情况表第十四章财务评价14.1财务评价依据及范围14.2基础数据及参数选取14.3财务效益与费用估算14.4财务分析14.5不确定性分析14.6财务评价结论第十五章项目风险分析15.1风险因素的识别15.2风险评估15.3风险对策研究第十六章结论与建议16.1结论16.2建议附表：关联报告：新型压裂设备项目申请报告新型压裂设备项目建议书新型压裂设备项目商业计划书新型压裂设备项目资金申请报告新型压裂设备项目节能评估报告新型压裂设备行业市场研究报告新型压裂设备项目PPP可行性研究报告新型压裂设备项目PPP物有所值评价报告新型压裂设备项目PPP财政承受能力论证报告新型压裂设备项目资金筹措和融资平衡方案

如需报告请登录【未来智库】。1、天然气需求：从替代能源走向主体能源，增长潜力大全球来看天然气属于主体能源之一，中国天然气目前虽处于替代能源位置，但在加速前行。由于天然气在清洁性、经济性、安全性方面具有比较均衡的特征，且政策层面强调能源清洁性，加之今年以来进口天然气价格大跌，使得天然气竞争力得到加强。我们预计2020-2025 年，中国天然气消费增速 CAGR 有望达到 8%左右。1.1. 从替代能源向主体能源转变 天然气在经济性、安全性、清洁性方面比较均衡。清洁性方面，天然气是三大化石能源中最为清洁的，因为 CH4 碳氢比较少。经济性方面，热值价格介于煤炭和石油之间。能源安全角度，天然气对外依存度也介于煤炭和石油之间。在全球一次能源结构中，天然气的地位在不断上升，由 1980 年的 18%逐步提升至 2018 年的 24%，而石油则从 46%下降至 34%，煤炭稳定保持在 27%，未来天然气有望赶超石油和煤炭成为第一大能源。中国的情况类似，由于资源禀赋，煤炭一直是我国最大的主体能源，但地位在逐步下降，消费占比由 73%降至 58%。天然气虽然占比很小，但发展速度飞快，消费占比 3%增长至 7%。石油则稳定保持在 20%左右。美国的能源结构中，天然气占比同样在不断提升，由 26%提升至 31%。而石油和煤炭的占比在不断下降，分别由 46%下降至 40%、21%下降至 14%。1.2. 天然气需求增长呈现较强刚性 我们选取传统的消费区域欧洲作为代表分析天然气需求与气价的关系。我们测算天然气需求增速=1.4%+0.79*GDP 增速-0.3%*天然气价格宏观经济弹性：天然气需求增速与 GDP 增速正相关但弹性小于 1，GDP 增速每增长 1pct，对应天然气需求增速增加 0.84pct。价格弹性：天然气需求增对价格弹性更小，价格上涨 10%（对应涨幅 0.5 美金/百万英热），需求增速下降 0.15pct。即，天然气长期需求增长的刚性较强（截距项比较大），而对宏观经济波动、价格涨跌的敏感性不高。由于我国天然气正处在较快发展阶段，增速主要取决于 GDP 增速和政策驱动。且中国天然气需求和定价仍有很强的政策驱动属性，需求跟经济增速、价格之间的关系并不显著。两方面因素将推动中国天然气占一次能源结构比例提升：1）工业和居民“煤改气”。具体而言，居民煤改气跟随城镇化长期趋势。而工业煤改气则更容易受到替代能源比价关系影响，当前低气价环境有望加速主动替代。2）发电领域天然气占比提升，主要受到可再生能源调峰需求拉动，以及燃气轮机国产化进程推动。1.3. 具体下游领域分析 1.3.1. 工业领域：低气价有望发挥替代性 天然气作为工业燃料主要用于陶瓷、玻璃、钢铁、有色金属行业。随着天然气需求在我国稳定发展，工业用气量在逐年提升，2017 年已超过 1500 亿方。天然气在工业领域中的运用，经济性是重要的考虑因素，主要是与燃料油和LPG进行比较。在同热值条件下，随着近几年天然气价格的走低，经济性逐渐显著，目前天然气相比燃料油和 LPG 均有一定经济性。工业领域，天然气性价比显著提升。以燃气锅炉和燃煤锅炉为例比较，燃气锅炉单吨蒸汽成本一直显著高于燃煤锅炉，但是近期发生了一些变化。燃煤锅炉吨蒸汽成本长期在 100元/吨上下徘徊，目前煤价水平对应 102 元/吨蒸汽成本。燃气锅炉，如果按照工业管道气价 2.92 元/方计算吨蒸汽成本高达 357 元/吨。如果按照进口 LNG 现货作为成本，近两年的降幅则非常可观，17-18 年冬季 LNG 进口现货价高达 10 美金/mmbtu 的阶段，对应吨蒸汽成本都在 400 元/吨以上；而从 2019 年以来进口 LNG 供给宽松价格大跌，近期疫情影响需求国际 LNG 现货缺乏买家的状态下居然跌至前所未有的 2 美金/mmbut，对应吨蒸汽成本 118 元，已经与燃煤锅炉非常接近。工业领域：一些重工业领域，比如钢铁、非金属建材、化工等行业，煤炭的主要用途不全是燃料，而是作为原料或者还原剂，天然气在这些领域的替代性并不好。相反在一些轻工业领域，比如纺织、饰品饮料、医药等，天然气则体现清洁性、无需存储减少占地、供能更稳定等优势。近期的低气价更提升了竞争力。1.3.2. 居民领域：城镇化拉动长期增长 我国的城镇化水平在过去几十年里快速发展，尤其从上世纪 90 年代末期开始，城镇化率每年提升超过 1pct，2019 年城镇化率已突破 60%。虽然我国城镇化水平快速推进，但其中也暴露许多问题，如发展质量不高，城市之间发展不平衡等。未来中国将进入“新型城镇化”的轨道，将以城市群为主体，大中小城市协调发展，城镇化率有望不断提升。从发达国家的发展经验上看，我国城镇化道路还有很长的路要走。目前，世界主要发达国家的城镇化率都在 80%左右，相比之下我国的差距非常明显，若按照近几年我国每年 1pct的增速，也要 20 年左右的时间才可发展至发达国家的水平。城镇化发展带来的是天然气渗透率的提升。随着城镇化水平的提高，我国天然气渗透率已经由 21 世纪初的 3%提升到了目前超过 30%的水平。此外，天然气渗透率的提升还包括替代因素，天然气在城市燃气使用过程中逐步替代人工煤气和 LPG。以重量统计，目前城市燃气中天然气占比已接近 7 成。随着天然气渗透率的不断加强，全国用气人口与生活用量均在不断增长，2010-2017 年CAGR 分别达到 11%和 9%。截至 2017 年，全国用气总人口超过 4 亿人，其中 85%是城市人口，县城人口只占到 15%；居民天然气用量达到 420 亿方/年，意味着人均天然气用量达到105 方/年。根据《中长期油气管网规划》，到 2025 年全国城镇用天然气人口目标达到 5.5 亿，2018 年3.7 亿，CAGR 达到 6%，若人均消费量维持不变，则到 2025 年居民生活用气将达到 660 亿方。但这仅是考虑城市用气人口增长的情况下，若考虑“煤改气”政策下创造大量的农村用气需求，实际居民用量将远超 660 亿。对于农村“煤改气”用户，经济性是其首要考虑的因素，我们将天然气与煤和电进行经济性比较。从日常做饭的需求考虑，当前天然气与液化气经济性差不多，比用电便宜、但比煤贵；从采暖需求考虑，天然气比用电便宜，比用煤贵。因此使用天然气比用煤全年的费用高 1780（15*12+1600）元，对于初次使用天然气的农村居民来说，即便在有政府补贴的情况下，也需要时间来培养天然气的消费习惯。1.3.3. 发电领域：可再生调峰及低气价，将拉动燃气发电超预期增长 燃气发电发展缓慢，装机容量不断增加。我国的燃气发电起始于上世纪 60 年代，但发展速度缓慢，且主要分布在东部经济发达地区。近年来，随着燃气发电产业持续发展，燃气发电装机容量不断增加。除部分地区供热机组外，我国燃气发电机组多以调峰调频为主，采用昼开夜停的两班制运行方式。2018 年，我国发电装机容量约 19 亿千瓦，同比增长 6.5%，其中气电装机占比仅为 5%。新增装机中，气电占比约 7%。我国天然气发电装机总量保持持续增长状态，2014 到 2018 年复合年均增长率达 12%。截至 2018 年底，我国天然气发电装机容量 8941 万千瓦，天然气耗气量 512 亿立方米。可再生能源发电由于无边际成本、优先上网，是电力的基荷供给。传统火电承担着调峰任务，在需求端受到影响的时候，不但火电需求要承受更大波动，其面对的调峰难度也更大。从长期来看，天然气和煤炭在发电领域应该是一个零和博弈。但在可再生能源过度进程中，天然气具有优势。风、光为代表的可再生能源发电出力存在随机性和波动性。在可再生发电发展之初占比尚不高的阶段，通过煤电调节负荷进行调峰是可行的。随着可再生能源发电占比提高，需要更大的调峰深度。天然气发电经济规划灵活性高、调频快速、调峰深度优，对提高可再生能源发电消纳能力有重要意义。超低气价使得发电领域煤改气首次出现了经济上的可行性。1）美国电厂成本，天然气和煤炭的单位热值价格已经持平在 2 美金/百万英热左右，上一次出现这种情况时 2016 年上半年。2）亚太市场天然气现货价格跌至惊人的 2 美金/百万英热。相比之下，秦皇岛动力煤 370 元/吨，折合 3.3 美金/百万英热，已经比天然气价格高出 50%以上，这是 5 年以来首次出现该情况。1.3.4. 交通领域：天然气汽车具备经济性，但受气源制约 我国交通用气的发展主要取决于天然气作为交通能源的经济性。LNG 相对柴油、CNG 相对汽油都具备一定经济性，因此从经济性考虑，天然气在交通领域会有比较好的动力。并且在天然气汽车的行驶过程中，由于天然气燃烧热效率较高，并且不容易产生积碳，使得发动机汽缸内的零件磨损大大减少，从而延长发动机的使用寿命，这也会降低汽车的保养和运行费用，提高汽车使用的经济性。但是天然气作为交通能源，自身也有一定缺陷。由于天然气热值低，并且可携带燃料相对较少，因此一般行驶距离比燃油汽车要短，并且加气的频率相比加油要高，会造成时间成本的损失。虽然天然气作为能源相比石油具备一定经济性，但是天然气替代石油不仅仅是能源上的替代，还需要考虑天然气汽车相比石油汽车成本的比较，因此我们从出租车、公交车、重卡的成本方面来比较天然气汽车的经济性。针对出租车，用改装压缩天然气出租车代替传统燃油出租车，一年内在运营成本上的经济可行性优于电动车和传统燃油车，但在出租车使用年限内，电动出租车的经济性最优。针对公交车，第一年基本无法回收购车多余成本，但在公交车使用寿命的年限内，纯电动、压缩天然气汽车及液化天然气汽车的经济性均优于传统燃油车，其中压缩天然气汽车的经济性最优。液化天然气重卡的百公里运营成本要比普通燃油车低，但由于气源的问题，我国液化天然气价格差距较大，西北、西南地区推行较经济，华北、华南地区推行不能满足客户需求。截至 2018 年年底，我国天然气汽车保有量为 670 万辆，同比增加 10%；其中 CNG 汽车保有量为 626 万辆，同比增加 9%； LNG 汽车保有量为 44 万辆，同比增加 26%。近年来随着环保要求的提升，天然气汽车的发展面临更多机遇，天然气加气站乃至天然气汽车产业的发展在不断提升。天然气加气站分为 CNG 和 LNG，也有部分合建站，既可以加 CNG，又可以加 LNG，称为 L-CNG 站。2018 年底我国天然气加气站保有量在 9000 座左右，其中 CNG 站 5600 座，LNG 站 3400 座。CNG 加气站主要服务出租车和部分私家车，技术相对简单，在中国发展较早，数量较多，目前发展成熟，增速趋缓。LNG 加气站主要服务于重卡和公交车等商用车，技术较高，发展较晚。2. 天然气供给：国内加大勘探开发、海外进口能力扩张，共同拉动供给增速提升国产气在“十二五”阶段及“十三五”初期增速受到抑制，2018 年加大勘探开发以来，国产气增速有所提升。预计 2020-2025 年，供给能力增长超过 40%，尤以页岩气和煤层气作为增长主力。进口气方面，进口 LNG 随接收站规模提升而进口增速上行；进口管道气也将受俄气东线投产而不断增长。考虑俄气和新投产接收站产能需要爬坡，预计国内天然气实际增速可以维持 8%左右增长。2.1. 国产气：勘探开发提速，尤其是非常规资源 国产天然气的生产主要由“三桶油”来执行，2019 年“三桶油”国内天然气产量之和超过1400 亿方，占国内天然气生产总量的 82%。“三桶油”之中，陆上油气田的供给主要以中石油为主，而海上油气田的供给主要由中海油来完成。2019 年中国石油、中国石化国内天然气产量增速分别回升至 9.3%、7.2%。2.1.1. 页岩气 中国页岩气储量大，未来发展空间广阔。我国页岩气储量全球第一，目前年产能超过 100亿立方米，成为与美国、加拿大鼎足而立的页岩气生产大国。根据页岩气发展规划，2020年和 2030 年产量分别达到 300 亿方、800-1000 亿方，按照实际情况可能达不到原先规划，但仍将保持较快增速。自 2010 年中国产出第一立方米页岩气起，中国的页岩气开发就已经驶入了快车道。2018年，中国页岩气产量为 108.8 亿立方米，占天然气产量比重 6.7%，14-18 年 CAGR=70%。2018 年涪陵页岩气田页岩气产量为 60.2 亿立方米，川南页岩气田产量约为 41 万立方米，两地区页岩气产量占全国的 93%。中国页岩气产业工业区主要有四个：涪陵页岩气田（中石化）、川南页岩气田（中石油）、威（远）荣页岩气田（中石油、中石化）和长宁页岩气示范区（中石油）。从地域分布上看，主要集中在四川盆地东部及周边地区。我国海相页岩气可采资源占主体，埋藏较深，开发难度大。我国页岩气资源总量丰富，富有机质页岩类型复杂，其中海相页岩资源潜力最大，其次为海陆过渡相页岩，再次为陆相页岩。不同于北美页岩埋藏深度 1500-3000 米为主，我国页岩埋藏深度普遍大于 3500 米，开发难度大相对较大，且由于中国地形复杂，交通不便，基础设施落后，中国页岩气的发展面临着诸多挑战。页岩气开采单井衰退率高。与常规天然气井不同，页岩气井的特点是：1）页岩气井经由分段压裂后，最初产量与常规天然气井区别不大，但随后产量衰减较快，年衰减 60～80%不等；2）常规天然气井生产寿命长，采收率可达约 60%，页岩气井在 10%以下，一般为 5%。2.1.2. 煤层气 我国煤层气储量丰富，相关产业近年来发展迅速。我国煤层气储量约占世界煤层气总储量的 12%，居世界第三位。近年来，中国煤层气产量逐年攀升，2018 年达到 51.5 亿方，14-18年 CAGR=8.6%。根据《煤层气（煤矿瓦斯）开发利用“十三五”规划》，“十二五”期间煤层气利用量年均增速 25.9%，预计在“十三五”期间年均增速 18.8%，保持高速增长。开发主体多元，规模化产区集中分布。煤层气资源主要集中在中石油手中，从产量上看基本形成中石油、中海油（中联煤）、晋煤集团三足鼎立的局面。沁水、鄂尔多斯盆地东缘是我国主要两大煤层气产业基地，两者产量全国占比 95%。煤层气的开发具有特殊的环保意义。我国明确在 2020 年单位国内生产总值二氧化碳排放较 2005 年下降 40-45％，煤层气（煤矿瓦斯）的温室效应是二氧化碳的 21 倍，加快煤层气（煤矿瓦斯）开发利用，可降低温室气体排放，保护大气环境。此外，如果我国实现煤层气（煤矿瓦斯）开发利用“十三五”规划目标，将累计利用煤层气（煤矿瓦斯）至少 600亿立方米，相当于节约标准煤约 7200 万吨，减排二氧化碳约 9 亿吨。我国煤层气赋存条件复杂，煤矿瓦斯利用率低。我国聚煤时期跨度长、煤系分布广、聚煤盆地面积大。因此，我国煤盆地经历了多期次、复杂的地质构造与沉积旋回，导致了煤储层的厚度、埋深、变质程度、煤体结构、围岩类型等属性的强非均质性，导致煤层气成藏条件复杂，不同地质背景、不同赋存层位的煤层气开发模式不尽相同。就煤矿瓦斯开发而言，全国煤矿平均开采深度接近 500 米，开采深度超过 800 米的矿井达到 200 余处，煤矿瓦斯抽采规模小、集中度低、浓度变化大、埋藏程度深，加大瓦斯抽采利用难度。煤层气开采成本高，发展受政府补贴影响。按照 18 年国家给予的 0.3 元/方的补贴和山西省额外的 0.1 元/方的补贴，平均单井日产大于 800 立方米的项目具有盈利能力，单井日产500-800 立方米的项目处于盈亏平衡附近。自 2019 年起，煤层气不再按定额标准进行补贴，按照“多增多补”的原则，对超过上年开采利用量的，按照超额程度给予梯级奖补；对取暖季生产的非常规天然气增量部分，给予超额系数折算，体现“冬增冬补”。因此未来大型煤层气公司随着开采量的提升，其经济性将日益显著。煤层气产业的发展受制于矿权管理等相关政策。煤层气与其它油气、煤炭在赋存空间上自然存在相互重叠现象，地面井采煤层气的审批权为国土资源部，煤矿开采审批权为部、省级政府。国土资源部只能管理由其发矿权证的煤层气单位，无权也无法对其他煤层气生产单位进行管理。这导致有关部门多年未批量设置煤层气矿业权，现有勘探开发区块面积小，产业发展规模受限。虽然国家规定有关企业“先采气，后采煤”，在现有体制下也缺乏有力的执行和监督。2.2. 进口 LNG：放开民营推动快速增长 进口 LNG 规模逐年增长，产能利用率已达上限。2015 年以来，我国进口 LNG 规模快速增长，由 15 年的 273 亿方快速增长至 19 年的 843 亿方，CAGR=33%。随着 LNG 进口量的提升，LNG 终端使用率也在不断攀升，70-80%基本可以认作是使用率的上限，在冬季供气紧张的情形下，使用率可以超出 100%的设计上限。接收站集中在“三桶油”手中，逐步对外开放。目前国内除新奥、广汇、深燃等少数公司已经建有接收站外，大多数接收站都集中在“三桶油”手中。按照产能划分，中海油体量最大，接近总产能一半。未来随着接收站总产能规模的扩大，将会有越来越多接收站对外开放窗口期，进口贸易的主体将会更加多元。进口以长协为主，现货贸易量快速增长。由于资源禀赋原因，我国 LNG 进口主要由“三桶油”承担，而且进口形式主要以长协为主，卡塔尔和澳大利亚是主要的进口来源，约占进口长协的 54%。但是近几年由于国际 LNG 市场供给宽松，市场现货价格的急剧下跌，或将长期维持低价的格局，越来越多进口商更倾向于现货的贸易形式。2019 年全球 LNG 出口终端 FID 数量估计超过 1600 亿方，超过上一轮的最高水平。其中美国的 Driftwood、莫桑比克的 Rovuma、卡塔尔的 5-8 期都是大型项目。美国的卖家想要更多出口到亚洲和欧洲市场。定价方面出现两大趋势：1）长协比例下降，合同更为灵活，2018、2019 年新签 LNG 出口合同中，没有固定出口目的地的灵活合同占比已经达到 69%、89%；2）新签长协价格下降，长协与油价挂钩公式的斜率从 2014 年的 13-14%下降到 2018 年的 11-12%。2.3. 进口管道气：增量来自中俄线 我国进口天然气管道主要有三条：中亚线、中缅线、中俄线。其中中亚线是我国最主要的管道气进口来源。2.3.1. 中亚管道 中亚线总共分为 ABCD 四条线。A 线于 2009 年 12 月投入运行，B 线于 2010 年 10 月投入运行。A、B 两线基本为同期双线敷设，起点在阿姆河右岸的土、乌边境，经乌兹别克斯坦中部和哈萨克斯坦南部，从阿拉山口入境，成为西气东输二线。AB 线全长约 1 万公里，是世界上最长的天然气管道。C 线于 2012 年 9 月全面启动建设，主要是为了保证乌兹别克斯坦对中国的天然气出口。线路总长度 1830 公里，与 A、B 线并行敷设，设计年输气能力 250 亿立方米/年，线路起于土、乌边境格达依姆，经乌兹别克斯坦、哈萨克斯坦，在新疆霍尔果斯口岸入境。C 线与西气东输三线相连，提升中亚天然气管道全线输送能力至每年 550 亿立方米。D 线起始于土、乌边境，途经乌兹别克斯坦、塔吉克斯坦、吉尔吉斯斯坦。与前三条线路不同，D 线不再从霍尔果斯入境，而是从与吉尔吉斯斯坦接壤的天山南麓与昆仑山两大山系接合部的新疆乌恰入境。这不仅在国家能源安全战略上有特殊意义，同时还能拉动南疆基础建设。D 线设计输气量为 300 亿立方米/年，与西气东输五线相接。D 线投产后，中国从中亚进口天然气规模将达 850 亿立方米/年。2.3.2. 中缅管道 中缅天然气管道由“四国六方”（即中国石油公司、韩国浦项制铁大宇公司、印度石油海外公司、缅甸油气公司、韩国燃气公司以及印度燃气公司）共同出资成立的东南亚天然气管道有限公司（SEAGP）建设，起点位于若开邦皎漂兰里岛，全长 793 公里，缅甸下载点设计输量 120 亿立方米，占管输量的 20%。中缅管道项目于 2010 年 6 月正式开工建设，包括原油管道项目和天然气管道项目，其中天然气管道于 2013 年投产运行，原油管道在 2017 年正式投产运行。截至 2019 年 12 月 31 日，中缅天然气管道安全已平稳运行 2260 天，累计向中国输气 247亿立方米，为缅甸下载天然气 41 亿立方米；2.3.3. 中俄管道 中俄天然气管道分为东西两条线，是继中亚管道、中缅管道后，向中国供气的第三条跨国境天然气长输管道。目前中俄东线已于 19 年底贯通，首期每年 50 亿立方米，初步计划 2023年全线投产后，每年供应量为 380 亿立方米。东线俄罗斯境内的西伯利亚力量管道起自科维克金气田和恰扬金气田，沿途经过伊尔库茨克州、萨哈共和国和阿穆尔州等 3 个联邦主体，直达布拉戈维申斯克市的中俄边境，管道全长约 3000 公里，管径 1420 毫米。管道一期工程建设自恰扬金气田至中俄边境管段，长度约 2200 公里，之后还将建设连接科维克金气田与恰扬金气田之间的管道二期工程，长度约 800 公里。中国境内的中俄东线天然气管道从黑龙江省黑河市入境，途经黑龙江、吉林、内蒙古、辽宁、河北、天津、山东、江苏、上海 9 个省、市、自治区，全长 5111 公里。其中，新建管道 3371 公里，利用在役管道 1740 公里，全线分北段、中段、南段进行建设。已完成的北段工程包括一干三支，线路全长 1067 公里。3. 政策走向回顾和展望3.1. 需求侧政策 天然气需求政策在我国大致分为三个阶段：发展早期、“十二五”时期、“十三五”时期.早期由于天然气发展水平相对落后，政策主要侧重于对天然气发展的指导，引导天然气在产业内的合理利用。“十二五”时期对天然气发展提出具体目标，引导天然气需求高速发展。“十三五”时期则提出更高要求，“煤改气”政策成为了短期需求发展的主要动力。回顾我国的天然气发展历程，与天然气需求发展相关的政策主要分为两类：第一类是产业发展政策，从宏观需求上对于天然气的长期发展进行指导，并提出相应的发展方向和发展目标；第二类是“煤改气”相关政策，从能源替代的角度对天然气的短期需求产生影响。第一类产业发展政策，主要包括《天然气利用政策》以及“十二五”和“十三五”时期的能源发展规划与天然气发展规划。《天然气利用政策》明确了天然气的需求领域和利用顺序，将天然气下游划分为城市燃气、工业燃料、天然气发电以及天然气化工，并且具体细分为优先、允许、限制和禁止 4 个大类。能源发展规划和天然气规划则明确了天然气需求发展的长期目标，提出了 2015 年天然气占一次能源消费比重达到 7.5%、2020 年达到 10%以上等目标。2019 年天然气在一次能源消费占比接近 8%，距离目标还有一定差距。第二类“煤改气”政策，是为防治大气污染，以天然气替代煤来进行能源供应，对天然气需求有一定拉动。但“煤改气”政策也是造成 17 年底的“气荒”的原因之一，自 18 年开始，国家对于“煤改气”的态度虽有所放缓，更加强调保供的重要性，因此“煤改气”政策在短期内大幅拉动了天然气的需求增长，但是目前已逐步回归理性发展。3.2. 供给侧政策 由于我国天然气供给高度集中，且在天然气发展早期供给能力相对富裕，因此强调天然气供给发展的政策主要集中在“十二五”和“十三五”天然气高速发展的时期。相比“十二五”规划，“十三五”更加强调基础设施的重要性，对管网互联互通与储气能力要求更高。与供给侧相关的政策文件主要有三类：第一类是产业发展政策，从产量角度对于天然气提出发展目标与要求；第二类是基础设施建设规划，推进完善天然气基础设施，尤其强调保供的重要性；第三类是补贴与优惠相关的政策，包括了非常规天然气的生产补贴与进口优惠，给天然气供应商带来一定的经济性支持。第一类产业发展政策，主要包括各种常规气和非常规气的发展规划，最为重要的是《天然气发展“十三五”规划》强调 2020 年产量目标 2070 亿方，国内天然气综合保供能力达到3600 亿方以上。《页岩气发展规划（2016-2020）》提出“2020 年力争实现页岩气产量 300亿立方米；2030 年实现页岩气产量 800-1000 亿立方米”。《煤层气发展“十三五”规划》提出“2020 年煤层气（煤矿瓦斯）抽采量达到 240 亿立方米”。《生物质能发展“十三五”规划》提出“2020 年生物天然气产量目标 80 亿方”。第二类基础设施建设规划，加快油气管网和储气设施的建设，强调保供能力的提升以及管网的互联互通与公平开放。要求到 2020 年，供气企业要拥有不低于其合同年销售量 10%的储气能力；城镇燃气企业要形成不低于其年用气量 5%的储气能力；县级以上地方人民政府至少形成不低于保障本行政区域日均 3 天需求量的储气能力。目前全国储气能力仅达到消费量的 5.7%，距离目标实现还有一定差距。第三类补贴与税收优惠政策：页岩气补贴由定额补贴逐步改为按开采利用量进行梯级奖补，按照“多增多补”的原则，对超过上年开采利用量的，按照超额程度给予梯级奖补。煤层气补贴也自 19 年由 0.3 元/方的定额改为梯级奖补，按照“多增多补”的原则， 对超过上年开采利用量的，按照超额程度给予梯级奖补；对未达到上年开采利用量的，按照未达标程度扣减奖补资金。对取暖季生产的非常规天然气增量部分，给予超额系数折算，体现“冬增冬补”。另外，进口税收优惠的征收范围在逐步扩大，国家销售定价在逐步下降，意味着更多的增值税将返还给进口商。3.3. 定价政策我国天然气定价模式经历了政府定价、成本加成定价、市场净回值定价逐步向市场化定价转型。2015 年新一轮天然气价格改革要求“管住中间，放开两头”，即管住输配气成本和价格，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。定价政策导向有两大方向：一类是与价格机制相关的产业政策，推动我国天然气定价逐步迈向市场化；一类是对价格进行直接调控的产业政策，对价格的变化提出规范要求，引导产业利润的合理分配。市场化相关政策，主要将过去成本加成为主的定价方式转变为当前的市场净回值方式，通过对天然气门站价的管理来对天然气定价进行指导，进而逐步推进天然气市场化改革。第二类调控利润相关政策，对出厂价、门站价、管输价、终端气价等进行调控，引导天然气产业链利润分配更加合理。近几年尤其从利润率的角度，对管输价格和安装工程收费进行管控，天然气降价趋势明显。3.4. 国家油气管网公司成立，对天然气产业链影响展望随着国家管网公司的成立，天然气管网独立运营，我国将逐渐实现天然气产业的产、运、销分离，打通上游直销通道，下游委托运输的通道，向上游油气资源多主体多渠道供应、中间统一管网高效集输、下游销售市场充分竞争的“X+1+X”油气市场体系转变。上游供给多元化将逐渐形成2019 年 12 月，国家自然资源部发布《关于推进矿产资源管理改革若干事项的意见》，意味着其他企业进入天然气上游勘探开发领域的政策性壁垒已基本扫除，未来上游领域的参与主体将向多元化发展。管网公司成立后，将为新天然气生产商打通资源运输通道，但考虑到上游运行高风险、高投入、技术密集的特点，从中长期看，开放会导致竞争程度的上升，迫使企业提升勘探开发能力，增加产出。进口方面，管网公司成立的影响将更为显著，预计会有更多的企业到国际 LNG 市场进行采购，如城市燃气公司、电力企业、金融机构等“三桶油”以外的企业，从自主进口逐渐扩展到在海外获取勘探开发区块、成立贸易公司等，加快进口业务布局，延伸产业链，加速上游市场形成国企、民企、外企三方多元化竞争新格局。中游将形成国家管网公司与省管网并存格局 在中游环节多年改革的基础上，国家管网公司成立后，中游长输管网将形成“全国一张网”，由国家管网公司统一运营。然而，目前省管网与国家管网公司之间的关系尚未明确，且省管网公司在一定程度上掌握着省内天然气管网的命脉，地方政府、城市燃气公司、金融机构都对省管网公司充满兴趣。预计未来的一段时间内或将出现各路资金涌入省管网公司的局面，形成国家管网公司与区域管网公司并存的中游市场格局。例如，黑龙江省利用市场化公开竞争方式引入战略合作者，共建省管网公司，北京燃气、中国燃气、新奥能源、陕西燃气成功中标入股，辰能集团成为省属国有企业股东。下游市场或将引发并购整合浪潮 2019 年 6 月，发改委发布《外商投资准入特别管理措施（负面清单）（2019 年版）》免去了“城市人口 50 万以上的城市燃气的建设、经营须由中方控股”，对外资彻底开放天然气城市燃气投资，城市燃气行业实现全面放开。外资企业将加速探路我国市场，通过独资、参股、合作等方式发展城市燃气业务。2019 年 11 月，申能集团和道达尔公司签署框架合作协议，将成立合资公司，共同开发长江三角洲地区市场。此外，上游企业积极发展终端城市燃气业务，延长石油和陕西燃气重组，开拓终端市场 ；中石化成立长城燃气，进入城市燃气领域。城市燃气公司业务多元化发展，向上游延伸，开展 LNG 贸易、煤层气勘探开发等 ；发展综合能源服务，布局发电、新能源业务。未来城市燃气领域市场竞争将加剧。3.4.1. 国家油气管网公司 国家石油天然气管网集团有限公司（简称国家管网公司）2019 年 12 月 9 日在北京正式成立，标志着深化油气体制改革迈出关键一步。国家管网公司的主要职责是负责全国油气干线管道、部分储气调峰设施的投资建设，负责干线管道互联互通及与社会管道联通，形成“全国一张网”，负责原油、成品油、天然气的管道输送，并统一负责全国油气干线管网运行调度，定期向社会公开剩余管输和储存能力，实现基础设施向所有符合条件的用户公平开放等。国家管网公司成立前，国内天然气管网主要由“三桶油”运营。中石油运营西气东输管道系统、陕京管道系统、涩宁兰、长吉线等长输管道，总里程约 5.43 万公里，约占全国天然气长输管道的 71%，基本覆盖了全国除西藏自治区、海南省外的大部分省市。中石化天然气管道主要集中于东部地区，包括“川气东送”、榆济输气管道、山东管网和珠海横滨输气管道 4 条天然气管道，总长度为 4546 公里，约占全国天然气长输管道的 6%，管网覆盖面积较有限。中海油管道资产较少，共 8 个长输管线项目，支干线管道总长 4163 公里，约占全国天然气长输管道的 5%，主要分布在广东、福建、海南、浙江、山东 5 个省。此外，内蒙古西部天然气股份有限公司、大唐集团、张家口应张天然气等公司运营少量长输管道，包括长呼线、长呼复线、阜沈线（阜新—沈阳）、应张天然气管道等。3.4.2. 省管网公司 作为我国天然气管网系统重要组成部分，省级管网公司是我国重要的天然气运输商、承销商，有的还是本省（市）内天然气的供应商，省级管网公司的发展对于我国天然气产业的发展具有重要作用。目前全国有 20 多个省份组建了 30 多家省级天然气管网公司，主要职责为统一规划、建设及运营管理省内天然气管网及承担天然气输配、购销业务等。目前还有新疆、西藏等少数省份并没有建立自己的省网公司，其省内的天然气输配业务主要由上游资源方旗下的管道销售公司直接供应。目前全国省网公司，参股最多的是中石化，参股及了 10 家省网公司，其次是中石油 8 家，中海油 6 家。从经营模式的角度出发，省级管网公司模式可大致归纳为四大类：代输、统购统销、开放型、一体型。“统购统销”模式下，省级管网公司具有两种身份：当面对的客户是城市燃气企业时，是批发商的角色；当面对的客户是工业等直供用户时，扮演零售商的角色。除浙江省外，国内其他地方，如果气源比较单一，政府推行力度不大，实行“统购统销”的模式难度很大。“代输”模式下，省级管网公司相当于增加一个身份：具有一定代输（承运）功能的批发商。例如，广东省实行代输模式，一方面赋予广东省天然气管网有限公司买卖气的权利，省管网公司可以统筹采购并销售给城市燃气公司等终端用户；另一方面，广东省内发电、工业等具有一定规模的大用户也可选择直接与供气商签订合同，由省管网公司提供代输服务，收取管输费。“开放型”模式下，省级管网公司主要体现为一种身份：运输商。例如，江苏省实行开放型管网运营模式，天然气从省门站到终端用户产业链环节较少，上游供应商可直接为电厂及化工用户直供。“一体型”模式下，省管网公司同时集三种身份于一身：批发商、零售商与运输商。例如，上海境内高压管网负责从管网主干线直接接气进入城市门站，事实上承担了省级管网功能，这类管网公司尽管承担省级管网职能，但被视为属于下游城市燃气企业的组成部分。4. 天然气产业链和定价体系概览4.1. 中国天然气产业链 天然气产业链分为三个部分：上游勘探生产、中游运输以及下游分销。上游勘探生产：主要指天然气的勘探开发，相关资源集中于中石油、中石化和中海油。此外，还包括 LNG 海外进口部分，目前我国 LNG 接收站也集中于中海油等国有综合油气公司，此外深圳燃气、广汇能源、新奥集团等企业也拥有一定规模的 LNG 接收站。中游运输：包括通过长输管网、省级运输管道、LNG 运输船和运输车等。我国的天然气中游此前呈现垄断性，中石油、中石化和中海油居于主导地位，未来由国家管网公司统一管理，市场将逐步放开。下游分销：主要由燃气公司从事该项业务，除燃气分销以外，燃气公司主业还包括燃气接驳、燃气运营和燃气设备代销等，服务于居民、工商业等用户。4.2. 中国天然气定价体系 中国天然气价格从出厂环节到零售环节分为出厂价、门站价、零售价。其中，门站价为国产陆上或进口管道天然气的供应商与下游购买方在天然气所有权交接点的价格，主要由出厂价和管输费组成；站价考虑配气价后决定。出厂价和门站价的定价机制目前由国家发改委制定核准，门站价格以下销售价格则由省级价格主管部门核准。门站价=发改委定价+上下浮动空间井口价=门站价-长输管网管输费终端销售价格=门站价+管输费（长输+省网）+配售费+配售环节利润其中，管输费和配售环节都参照公用事业模式管理，由发改委制定的最高收益率给定4.3. 全球天然气定价体系及对国内影响路径 全球天然气市场发展受限于地理上的区域分割，天然气国际贸易大多数是通过管线或船运达成交易，地理上的限制与昂贵的运输费用（长途国际管道建设和液化天然气船运费用）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 4 个相互独立的自然天然气定价体系。1）美英：市场化定价北美和英国实行不同气源之间的竞争定价。这 3 国政府以往都在一定水平上对井口价格进行干预，但随着天然气市场与监管政策的发展，供应端出现了充足并富有竞争力的多元供应，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庖代了长期合同。在北美形成了以亨利枢纽（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还是相互独立的。2）欧洲大陆：与油价挂钩的定价政策欧洲大陆采用的是与油价挂钩的定价政策来开展天然气贸易。这一模式源于荷兰在 1962年针对格罗宁根（Groningen）超大气田天然气生产采取的国内天然气定价政策。该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那样的自由准入和具有市场流动性。3）东北亚：与日本进口原油加权平均价格（JCC）挂钩的定价东北亚（日本、韩国、中国台湾、中国大陆）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。4）俄罗斯与中亚地区：双边垄断的定价模式俄罗斯与中亚地区采用双边垄断（垄断出口和垄断进口）的定价模式，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。目前我国天然气来源为国产天然气、进口 LNG、进口管道气，且定价机制呈“三足鼎立”之态。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。因此，将中国的情况与欧洲大陆和英美市场相比，我国的天然气价格改革的理想状态可以从两大方面着手：促进天然气定价向竞争性定价演变；天然气与其他替代能源价格合理挂钩。目前，由于我国的天然气基础没有美英那么成熟与完善，因此从不同能源间的竞争切入天然气价格形成机制可能更加符合国情。欧洲大陆市场跟中国有很多相似之处。欧洲大陆从天然气市场起步阶段就使气价与整个能源体系挂钩。欧洲的涉外天然气贸易理论表明，净回值价格体系是成熟的，并在一定程度上是契合市场纪律的，它能够代表天然气在能源市场中的替代价值，也能体现天然气买卖双方的利益，因此获得国际市场的支持。中国在进口天然气时，依据国内市场建立自身的净回值价格体系具备一定的国际基础，并存在被国际市场接受的可能性。4.4. 中游 4.4.1. 天然气管网从我国天然气管道目前的建设进度来看，截至 2018 年底，我国天然气干线管道总里程达7.6 万千米，一次输气能力达 3200 亿立方米。我国以西气东输系统、川气东送系统、陕京系统为主要干线的基干管网基本成形，联络天然气管网包括忠武线、中贵线、兰银线等陆续开通，京津冀、长三角、珠三角等区域性天然气管网逐步完善，我国已基本形成“西气东输、北气南下、海气登陆、就近外供”的供气格局。4.4.2. 储气设施 天然气储存环节包括地下储气库储气、LNG 储罐储气、CNG 储罐储气等。此外，还有 ANG（吸附天然气）储气、NGH（天然气水合物）储气以及近临界流体储气等方法，后几种方法由于工艺较复杂，且尚在研究阶段。地下储气库成本相对较低，储气效果好，技术相对成熟，库容量总和占到了世界天然气储存设施容量总和的 90%以上。CNG 储罐储气做出事故反应迅速，能直接降压作为供气源为管网供气，一般可作为日调峰、小时调峰和应急供气用，但是建设成本高，储存量小。LNG 储罐储气储存量大，事故反应迅速，具有“只进不出”的特点，可以将暂时富余的LNG 气化存入储气罐，但不会将气态天然气液化储存。LNG 储气库的储气成本与国际油价具有较强的相关性，受国际 LNG 现货市场价格波动和供求关系影响的风险较大。目前，我国天然气储气建设的目标是形成以地下储气库为主、大型 LNG 常压储罐为辅、城市管网、CNG 储罐和 LNG 压力储罐为零星补充的、具有多级事故应急与调峰储气功能的大型应急储气系统。目前，我国已建成 27 座地下储气库，其中气藏型储气库 25 座，盐穴型储气库 2 座。目前国内储气库运营商主要是中国石油和中国石化两家，其中中国石油已建成 24 座（油气藏型 23 座，盐穴型 1 座）；中国石化建成 3 座（油气藏型 2 座，盐穴型 1 座）。5. 投资观点和重点公司（略，详见报告原文）天然气是清洁性、经济性、安全性比较均衡的能源类型，且在可再生能源发展过程中将起到重要过度作用。预计中国天然气需求增速 8%。供给端，国家管网公司成立后有望加速上游开放、下游集中度提升、以及中游管输储运设施建设提速。……（报告观点属于原作者，仅供参考。报告来源：天风证券）如需报告原文档请登录【未来智库】。

昨日上午，记者从南宁市政府了解到，近日南宁市分别出台了《南宁市水污染防治攻坚三年作战方案（2018—2020年）》以及《南宁市大气污染防治攻坚三年作战方案（2018—2020年）》。至2020年，南宁市将大力推进相关领域工作，改善水环境质量，确保流域水环境长治久清，各断面、饮用水水源水质持续稳定达标，打赢蓝天保卫战。力争明年完成雨污分流改造《南宁市水污染防治攻坚三年作战方案（2018—2020年）》中提出，到2020年，左江、右江、武鸣河、邕江、郁江、清水河等6条主要河流监测断面以及大王滩水库、西津水库水质优良（达到或优于Ⅲ类标准）比例总体要达到100%，地表水考核断面水质达到国家考核目标，地表水无劣V类水体。在城镇生活污染治理方面，南宁市将加快完成埌东污水处理厂四期扩建工程主体工程建设，加快江南污水处理厂水质提标改造及三期扩建工程建设进度，加快三塘污水处理厂水质提标改造及二期扩建工程和水塘江、心圩江、西明江、那平江、朝阳溪、茅桥湖等污水处理厂建设进度。2020年底前，市本级实现新增污水处理能力63万吨/日以上。同时，加强城镇污水处理厂配套管网建设。强化城中村、老旧城区和城乡接合部污水截流、收集，新建城区的管网和污水处理设施与城市发展同步规划、同步建设，做到雨污分流。到2020年，全市基本完成城市建成区内排水管网雨污分流改造，建成较为完善的排水防涝设施。完善引水工程保障饮用水水源安全根据《南宁市水污染防治攻坚三年作战方案（2018—2020年）》，南宁市将加大黑臭水体整治力度，在确保无新增黑臭水体基础上，通过控源截污、清淤疏浚、生态修复等多种手段，逐步消除黑臭水体。加快推进沙江河、心圩江、水塘江等流域治理PPP项目，良庆河—楞塘冲综合整治项目等在建项目的建设管理工作，同步推进海绵城市建设。启动建成区外黑臭水体治理，2020年建成区外黑臭水体基本消除。在饮用水水源保护方面，南宁市将加快邕江取水口上移及市区备用水源建设。全力推进邕江5个集中式饮用水水源地取水口上移各项工作。加快完成邕江上游引水工程一期工程，完成上游引水工程二期工程方案设计和可行性研究报告批复，2019年上半年动工建设邕江上游引水工程二期工程， 切实保障市区饮用水水源安全。明年实现县县通达天然气在大气污染防治方面，《南宁市大气污染防治攻坚三年作战方案（2018—2020年）》中提出了具体目标：到2020年，各县区、开发区环境空气质量得到全面提升，全市环境空气质量进一步改善，市区PM2.5浓度不超过34微克/立方米，环境空气质量优良天数比率达到92.0%以上；二氧化硫、氮氧化物排放量分别比2015年减少13%和12.5%。今后，南宁市将推进天然气产供销体系建设，加快完善油气主干管网和配套支线管道，建设以管道为主干气源，以液化天然气（LNG）(车载)、压缩天然气（CNG）子母站及其他供气主体为辅助气源的多元供应格局，全面实施县县通天然气工程，到2020年，实现南宁市所辖县份通达天然气。如今，南宁市布局的充电桩越来越多，新能源车充电也更为便利。今后，南宁市还将推进充电基础设施建设和电动汽车推广应用，加快充电站、充电桩等配套设施建设，在物流园、产业园、工业园、大型商业购物中心、农贸批发市场等物流集散地建设集中式充电桩和快速充电桩。到2020年，全面完成自治区下达的电动汽车充电站、充电桩建设任务。此外，南宁市还将加快油品质量升级。从今年1月1日起，南宁市将全面使用符合国六标准的车用汽油和柴油，停止销售低于国六标准的汽柴油，实现车用柴油、普通柴油、江海直达和内河船用燃油“三油并轨”，取消普通柴油标准。（记者 廖欣）

意大利海军“加富尔”号航空母舰意大利国防部最近发布《2020-2022年计划》，国防部长洛伦佐·瓜里尼和意大利海军部长玛丽娜·米利塔雷、副部长海军上将朱塞佩·卡沃·德拉戈恩参加听证会，提供有关意大利海军建造新型建造和联合/海军武器系统计划的详细信息。2015年，意大利海军启动水面舰队更新计划从2021年开始进入交付期，其中包括7艘新型PPA级战斗巡逻舰，一艘“火山”级后勤支援舰（LSS）和“的里雅斯特”级两栖攻击舰。朱塞佩·卡沃·德拉戈恩海军上将朱塞佩·德拉贡海军上将不仅详细介绍了意大利海军的舰艇建造计划，包括新潜艇、特种潜艇和潜艇救援和海洋/水文调查船，而且还解释制定了新的水面造船计划，其中包括两艘第三代驱逐舰和12艘扫雷舰，另外还包括Teseo Mk2/E反舰导弹和新型两栖装甲车采购计划，还要根据资金情况计划开展新的医院船研究计划。此次，意大利海军则对更多的装备和武器系统进行了说明，并且可见意大利海军意图坐稳欧洲第三海军、地中海最强海上力量的努力。“的里雅斯特”级两栖攻击舰未来型驱逐舰DDX未来型驱逐舰DDX《2020-2022计划》将在DDX计划下对两艘下一代驱逐舰进行风险研究，资金允许情况下到2028年前交付，替换目前的两艘“海军上将级驱逐舰”。初始发布的配置细节该舰为一万吨级吨的平台，其作战指挥控制系统和传感器基于PPA级战斗巡逻舰和“迪利亚斯特”级两栖攻击舰，导弹系统包括“紫菀”-30 Block 1NT在内的“紫菀”系列防空导弹、具备浅近打击能力的Teseo Mk2 E反舰/对地攻击导弹。同时，授予了芬坎蒂尼集团和海军集团的合资企业可行性研究报告，对地平线级驱逐舰进行中期升级，延长寿命并且增强弹道导弹防御能力。届时，意大利海军将列装4艘具备弹道导弹拦截能力的驱逐舰。PPA级战斗巡逻舰护卫舰和PPA级战斗巡逻舰未来意大利海军将维持一支由10艘FREMM“欧洲多用途”护卫舰组成的舰队，建造两艘新型“贝尔加米尼”级护卫舰补充出售埃及的两艘同级舰艇。此外，将继续建造PPA级战斗巡逻舰，其中包括轻型、轻型+和完全型三种，后者将配备“克罗诺斯”双波段雷达和完整的反潜、反舰能力。届时，意大利海军的护卫舰规模将达到17艘。意大利海军212A型潜艇U212 NFS型潜艇意大利海军和国防部海军装备局目前已经启动了U212 NFS型潜艇开发和采购计划，计划将以2 + 2形式采购新一代AIP潜艇，计划将授予两艘采购合同，还将获得另外两艘的选择权。U212 NFS潜艇是U212A型潜艇的意大利改进型，将配备更多的意大利技术设备，增加艇体长度增加排水量，使用意大利生产新型锂离子电池和携带更多燃料，具有更强续航力；除了“黑鲨”重型鱼雷外，还包括具有对地攻击能力TESEO Mk2/E导弹。届时，意大利海军的潜艇数量将达到8艘。海军集团的 “欧洲巡逻舰”EPC/OPV巡逻舰意大利海军计划通过“欧洲巡逻舰”计划（PESCO）采购8艘新型巡逻舰，以替换其老旧的巡逻舰。该计划是由意大利是与法国、西班牙和希腊试四国共同参与合作的项目，计划共同研制一款现代化巡逻舰，由芬坎蒂尼集团、海军集团和纳梵迪亚集团共同成立的合资企业。 新型巡逻舰将大幅度提高意大利海军在地中海地区的控制能力，强化对非法移民和走私犯罪等非传统威胁的打击能力，担负起名副其实的地中防护墙。远洋多用途猎雷舰（CNG-A）新型船坞登陆舰和远洋猎雷舰除了2022年交付的“的里雅斯特”两栖攻击舰，目前正在论证三艘新型两栖舰艇，以取代当前的“圣徒”级两栖船坞登陆舰，将会全面提高意大利海军陆战队的登陆作战能力。意大利海军计划到2024年其列装的F-35B具备初始作战能力，海军航空兵将正式取代AV-8B“鹞”式战斗机，跨入五代机。除此之外，计划对远洋多用途猎雷舰（CNG-A）进行初步论证，其能够操作无人驾驶扫雷具，建造数量将会多达12艘。新型海洋调查船新型潜艇救援舰辅助舰艇除此之外还有庞大的辅助舰艇舰队更换计划，包括采购另一艘“火山”级后勤运输舰，今年晚些时候或者2021年初启动新型特殊和潜艇救援舰的采购计划，全面提高意大利海军的保障能力。除此之外，还将在欧盟资助下为意大利海军建造3艘新水文船，还根据在新冠大流行期间汲取的经验教训以及人道主义行动经验，对新型医院船进行了初步研究，其可在岸上部署可部署的医疗设备，具备强大的医疗救护能力。深度打击项目武器系统对地攻击能力，包括继续推进长期未提供资金和未指定服务的“新一代深度攻击”项目，意大利海军陆战队长希望潜艇部队能够和水面舰艇部队一样提供可靠的对岸打击能力，也就是列装对海岸纵深目标进行打击的巡航导弹。意大利海军将在年底前授予的合同，用于新型Teseo Mk/E远程反舰/沿海攻击导弹采购计划，该导弹具有更大的射程和对地打击能力，将会是意大利海军未来反舰巡航导弹的主力，以及对当前库存的Teseo Mk2/A反舰巡航导弹进行升级和延寿。CAMM ER防空导弹除此之外，将联合陆军开发和采购紫菀-30 Block 1NT防空导弹，延长海军的紫菀-15/30导弹的寿命，采购127毫米舰炮的“火山”制导弹药，这是目前唯一的海上远程制导弹药系列，能够打击海上和陆地目标；重强调了开发CAMM ER防空导弹，该导弹目前仅涉及意大利空军和陆军，是在英国BEA系统公司CAMM通用模块化导弹基础研制的增程型，体积紧凑可以实现“一坑四弹”，取代紫菀-15防空导弹。另外还将提供额外的资金，开发和采购新莱昂纳多集团的雷达。

1月19日，记者从南宁市政府了解到，近日南宁市分别出台了《南宁市水污染防治攻坚三年作战方案（2018—2020年）》以及《南宁市大气污染防治攻坚三年作战方案（2018—2020年）》。至2020年，南宁市将大力推进相关领域工作，改善水环境质量，确保流域水环境长治久清，各断面、饮用水水源水质持续稳定达标，打赢蓝天保卫战。力争明年完成雨污分流改造《南宁市水污染防治攻坚三年作战方案（2018—2020年）》中提出，到2020年，左江、右江、武鸣河、邕江、郁江、清水河等6条主要河流监测断面以及大王滩水库、西津水库水质优良（达到或优于Ⅲ类标准）比例总体要达到100%，地表水考核断面水质达到国家考核目标，地表水无劣V类水体。在城镇生活污染治理方面，南宁市将加快完成埌东污水处理厂四期扩建工程主体工程建设，加快江南污水处理厂水质提标改造及三期扩建工程建设进度，加快三塘污水处理厂水质提标改造及二期扩建工程和水塘江、心圩江、西明江、那平江、朝阳溪、茅桥湖等污水处理厂建设进度。2020年底前，市本级实现新增污水处理能力63万吨/日以上。同时，加强城镇污水处理厂配套管网建设。强化城中村、老旧城区和城乡接合部污水截流、收集，新建城区的管网和污水处理设施与城市发展同步规划、同步建设，做到雨污分流。到2020年，全市基本完成城市建成区内排水管网雨污分流改造，建成较为完善的排水防涝设施。完善引水工程保障饮用水水源安全根据《南宁市水污染防治攻坚三年作战方案（2018—2020年）》，南宁市将加大黑臭水体整治力度，在确保无新增黑臭水体基础上，通过控源截污、清淤疏浚、生态修复等多种手段，逐步消除黑臭水体。加快推进沙江河、心圩江、水塘江等流域治理PPP项目，良庆河—楞塘冲综合整治项目等在建项目的建设管理工作，同步推进海绵城市建设。启动建成区外黑臭水体治理，2020年建成区外黑臭水体基本消除。在饮用水水源保护方面，南宁市将加快邕江取水口上移及市区备用水源建设。全力推进邕江5个集中式饮用水水源地取水口上移各项工作。加快完成邕江上游引水工程一期工程，完成上游引水工程二期工程方案设计和可行性研究报告批复，2019年上半年动工建设邕江上游引水工程二期工程， 切实保障市区饮用水水源安全。明年实现县县通达天然气在大气污染防治方面，《南宁市大气污染防治攻坚三年作战方案（2018—2020年）》中提出了具体目标：到2020年，各县区、开发区环境空气质量得到全面提升，全市环境空气质量进一步改善，市区PM2.5浓度不超过34微克/立方米，环境空气质量优良天数比率达到92.0%以上；二氧化硫、氮氧化物排放量分别比2015年减少13%和12.5%。今后，南宁市将推进天然气产供销体系建设，加快完善油气主干管网和配套支线管道，建设以管道为主干气源，以液化天然气（LNG）(车载)、压缩天然气（CNG）子母站及其他供气主体为辅助气源的多元供应格局，全面实施县县通天然气工程，到2020年，实现南宁市所辖县份通达天然气。如今，南宁市布局的充电桩越来越多，新能源车充电也更为便利。今后，南宁市还将推进充电基础设施建设和电动汽车推广应用，加快充电站、充电桩等配套设施建设，在物流园、产业园、工业园、大型商业购物中心、农贸批发市场等物流集散地建设集中式充电桩和快速充电桩。到2020年，全面完成自治区下达的电动汽车充电站、充电桩建设任务。此外，南宁市还将加快油品质量升级。从今年1月1日起，南宁市将全面使用符合国六标准的车用汽油和柴油，停止销售低于国六标准的汽柴油，实现车用柴油、普通柴油、江海直达和内河船用燃油“三油并轨”，取消普通柴油标准。来源丨南宁手机台编辑丨黄俏华

天海防务2018年年度董事会经营评述内容如下：一、概述1、经营方面（1）总体经营情况报告期内，公司严格执行年度经营计划，但受资金匮乏及市场环境影响，公司经营业绩出现大幅亏损。公司的营业收入为102,862.73万元，同比减少30.68%；归属于上市公司股东净利润-187,841.14万元，同比减少1,244.40%。公司近年来进行了一系列收购，形成了较大金额的商誉。而且公司在经营过程中签订了部分重大合同，在本报告期内都出现了重大变化。本报告期，公司营业利润和归母净利润均出现大幅亏损，主要系计提资产减值准备所致。（2）子公司转售协议跟踪2017年11月22日，子公司佳船进出口和大津重工作为联合卖方与H&C(SINGAPORE)签订了转售协议，协议约定将DJHC8008和DJHC8009两艘船转售给H&C(SINGAPORE)（公告编号2017-119）。项目DJHC8008已于2018年4月完成交付；项目DJHC8009已于2018年9月完成交付。截至年报报出日，DJHC8008合同约定收款日已到期，但公司未收到相关款项。公司将持续跟进本事宜。2、研发方面报告期内，公司共设立了15个研发项目，重点面向船海工程核心技术研究与开发、基础共性技术储备、三维仿真软件应用与二次开发、虚拟造船平台信息化和智能化研究、以及两化融合管理体系贯标等方面的研究和开发。报告期内，公司成功通过“上海市松江区两化融合示范单位”审核，公司“院士专家工作站”获得中国科协认证证书，公司“上海市市级企业技术中心”资质成功通过了“2018年度上海市企业技术中心”的重新评估，公司获得“上海市松江区专利示范单位”资质，公司参研的国家海洋局“十三五”海洋经济创新发展示范项目——“多功能海上施工自升平台研发与产业链构建项目”通过中期检查，并新获批了2个市级专项资金项目：2018年上海市产业转型升级发展专项资金（品牌经济发展）项目——“BESTWAY品牌综合提升项目”、2018年上海市生产性服务业发展专项资金项目——“引航母船设计制造工程总集成总承包项目”。公司多年来始终保持高水准的科研开发投入，积极依托地方与国家重点研发项目，对关键技术进行深入研究，实现技术吸收和转化；通过整合行业内共性技术与关键技术进行科技创新与突破，不断提升产品开发和设计的水平和实力；通过对国内外前沿技术的深入跟踪和深度研究，为公司核心产品及新兴业务的拓展提供了强大支撑；形成了匹配自身主营业务特点与经营发展战略的知识产权工作有效运行机制，核心专利和软件著作权等自主知识产权实现从量到质的提升。3、管理方面报告期内，公司董事、监事、高管已根据证监会的要求参与了相关培训，并取得合格证书。4、投资者关系报告期内，公司不断增加信息披露的主动性，进一步提升透明度；通过年度网上业绩说明会和深交所互动平台等沟通渠道与广大投资者进行互动、交流，加深投资者对公司的了解和认同，促进公司与投资者之间长期、健康、稳定的关系，提升公司形象，实现公司价值和股东利益最大化。 二、核心竞争力分析报告期内，公司在各业务板块中的核心竞争力并未改变，具有较强的市场竞争力。公司利用多年来在技术研发、数据管理、服务能力、科技人才等方面的积累，努力耕耘于防务装备及相关业务、船舶与海洋工程业务和清洁能源业务中，不断保持并提升公司在各个业务领域中的综合竞争力，同时也构建与巩固了“天海防务”、“上海佳豪”以及“沃金天然气”、“金海运”的品牌力。（1）技术能力公司是国内最早的专业民营船舶设计公司之一，拥有国内一流的技术团队和技术手段。公司内设有一个技术研发中心部、两个船舶专业设计部、两个海洋工程专业设计部、一个数字化设计信息中心，“船舶与海洋工程电力推进系统仿真”和“船舶与海洋工程虚拟仿真”两个实验室以及一个防务装备研究机构，秉承“生产一代、研制一代、构思一代”的发展思路，围绕基础工作、新品开发、工艺提升、质量改进、科研管理和团队建设六个方面开展工作，形成了丰富的技术积累和强大的人才团队。同时，公司还拥有各种先进的船舶与海洋工程计算分析软件，建立了先进的数字化虚拟造船平台，以三维设计手段实现并行立体化设计，覆盖设计全流程，大大提升了产品研发设计的效率和质量。（2）服务能力公司拥有完整的包括研发设计、基本设计、详细设计、生产设计以及技术监理的技术服务链，可以为国内外客户提供各种运输船舶、海洋工程及船舶、特种船舶和军用辅助船舶等项目的设计、咨询业务，同时还提供船舶机电工程项目的工程监理（监造）、投资顾问以及设计工程承包等全方位服务。在清洁能源利用方面，公司还具备了完备的水陆一体的天然气综合利用服务链，并在实践中形成了领先的发展理念，在行业中发挥着引领和示范作用。（3）资质及品牌实力公司是国家认定的高新技术企业，上海市企业技术中心，上海市“专精特新”企业和松江区专利示范企业及两化融合示范单位，同时还获得了中国船级社船舶和海上设施设计最高资质的评估证书，公司“院士专家工作站”获得中国科协认证，具备张江国家自主创新示范区重点领域人才实训基地资质，是国内一流的船舶和海洋工程技术类企业，在多种类型产品方面具备良好的市场口碑，多次承担国家高新技术船舶与海洋工程项目的设计任务，并多次参与国家级科研项目的研究工作，获得了多项省部级科技进步成果奖等。公司具备国家二级保密资质，全资子公司金海运拥有齐全的军工四证，并在防务装备及相关业务领域耕耘多年，具有较强的市场竞争力。全资子公司上海佳船工程设备监理有限公司是中国设备监理协会副理事长单位，具有甲级工程设备监理资质，长期为国家海上救助和执法系统单位，以及国家级重点工程项目提供技术保障服务。（4）专利优势截至本报告期末，公司累计拥有多项国家专利授权，其中：发明专利21项（含国防发明专利11项）；实用新型及外观设计165项；软件著作权6项。报告期内，公司申请专利32件，其中发明专利6件，实用新型专利23件，外观设计专利1件，软件著作权2件。报告期内，公司获得授权专利35件，其中发明专利3件，实用新型专利29件，外观设计专利1件，软件著作权2件。此外，公司还参与起草了两项海军标准，为该两项标准的主要起草人。 三、公司未来发展的展望1、行业发展趋势及公司所处的行业地位（1）防务装备及相关业务2017年初，中共中央政治局会议决定设立中央军民融合发展委员会，由习近平总书记担任主任，统一领导军民融合深度发展。这标志着国家军民融合战略已进入加速实施阶段。坚持军民融合发展战略，是我们党总结我国长期以来推进军民结合、寓军于民历史经验得出的重要结论，是以习近平同志为核心的党中央着眼开拓军民结合、寓军于民新境界的时代抉择。公司作为“军民融合”战略的坚定实践者，正致力于将自身打造成为我国防务装备市场领域中的民参军“先锋队”。当前，我国正按照近海防御、远海护卫的战略要求，构建合成、多能、高效的海上作战力量体系，提高战略威慑与反击、海上机动作战、海上联合作战、综合防御作战和综合保障能力。在地缘局势紧张呈常态，军费维持中高速增长，国防政策向海空军倾斜的时代背景下，防务装备建设将优先向海空军装备建设发展，海空防务装备有望持续受益于政策红利。不过，按照相关战略要求，防务装备市场将承担起我国海军构建合成、多能、高效的海上作战力量体系的装备研制任务，这对相关海空防务装备研制单位提出了全新的研发课题，也对其自身的资源整合、单品研发、系统集成、联合作战等能力提出了新的挑战。此外，随着我国装备采购体制改革的推进，更加激烈的竞争也将出现在防务装备市场中。金海运产品主要覆盖六大高新技术领域，包括防务船艇、蛙人两栖装备、特种抛投发射装备、救生救助装备、溢油回收环保装备、高分子材料及制品等，广泛应用于舰船配套、海上救生救助和军事特种用途。此外，公司还参与起草两项海军标准，为该两项标准的主要起草人。（2）船舶与海洋工程业务2018年是改革开放40周年，船舶工业迎来了全面对外开放和高质量发展的新机遇。在全行业共同努力下，我国船舶工业呈现出三大造船指标保持领先、骨干船企竞争力不断提高、过剩产能有效压减、船舶修理业运行良好、新型海工装备快速发展、船配产品研发不断取得新突破的良好局面。但受世界经济和航运市场复苏动能减弱、新船市场深度调整的影响，融资难、盈利难、接单难等深层次问题仍然存在，船舶工业面临的形势依然严峻。2018年，全国造船完工3458万载重吨，同比下降14%；承接新船订单3667万载重吨，同比增长8.7%；12月底，手持船舶订单8931万载重吨，同比增长2.4%。全国完工出口船3164万载重吨，同比下降13.6%；承接出口船订单3205万载重吨，同比增长13.9%；12月底，手持出口船订单7957万载重吨，同比增长1.1%。出口船舶分别占全国造船完工量、新接订单量、手持订单量的91.5%、87.4%和89.1%。2018年1～11月，全国规模以上船舶工业企业实现主营业务收入4032.2亿元，同比下降31.7%。其中，船舶制造业2853.6亿元，同比下降30.8%；规模以上船舶工业企业实现利润总额91.4亿元，同比下降35.5%。报告期内，公司大力推动船舶与海洋工程业务的转型力度，依托现有的船舶设计及船舶工程总承包能力，进一步加强对环保型以及高端特种船型的研发与推广，重点关注清洁能源在船舶上利用以及深海海工装备领域的市场机会，创造新的业务增长空间，进一步巩固与提升公司在船舶行业内的品牌力与市场竞争力；同时，借助金海运船用救生及海空装备的制造优势和资质优势，探索并适时进入到军辅船的研制领域，打造一条基于海洋兼顾天空与水下的防务装备产业链，包括：预研、研发、设计、制造、服务等全产业链条，积极参与海空装备建设，增强公司整体盈利能力。报告期内，公司承接了以液化天然气为燃料的系列新型海洋工程支持船舶设计订单，该批船舶将用于替代当前中国海上油气田服务的老旧高污染的服务船舶，是中国海上油气田服务船舶采用液化天然气为燃料的突破，具有积极的示范效应。报告期内，公司新承接的主要设计订单还有半潜式抬浮打捞工程船、自升式抢险工程平台、系列大型散货船。报告期内，公司设计的5000吨起重能力起重铺管船、4500吨起重能力的打捞工程船实现完工交付、公司设计的饱和潜水支持船进入交船状态。（3）清洁能源业务沃金天然气利用公司拥有数家汽车加气站和工业供气站。公司投资运营的汽车加气站主要分布于上海市青浦、松江、嘉定等区。青浦区、嘉定区的CNG加气站分别各有2座（即青浦海博、工业园加气站，嘉定马陆、六里加气站），松江区1座；LNG加气站1座，与青浦工业园区CNG加气站共站。公司投资运营的工业供气站有CNG供气站和LNG供气站两种形式。CNG供气站主要分布在上海地区，有太太乐、恒力、富美家供气站；LNG供气站在上海地区有乐盈纸业、德福伦化纤、路盾道路材料供气站等；在浙江有磐安供气站；在江西有康盛供气站，在安徽有伟泰供气站等。2017年08月10日，交通运输部制定印发了《关于推进长江经济带绿色航运发展的指导意见》，《意见》提出，到2025年，我国要基本形成覆盖全面、技术先进的水运装备LNG清洁能源应用体系，基本建成完善的加注服务网络，新建公务船舶应用LNG比例达15%以上，内河水域新建内河和江海直达船应用LNG比例达10%以上。2018年11月9日上海市交通委员会发布《上海天然气加注码头布局规划》。国家绿色环保节能减排和“绿水青山就是金山银山”的大背景给天然气市场描绘了广阔美好的前景，因此，公司未来发展要以市场为取向，实现转型发展，由以工业终端为主转为以LNG陆路加气和内河加气为主的基本思路，抓住机遇，积极主动抢占市场。2、2019年度经营思路2019年，公司将进一步加强内部管理，开拓外部市场，全员“二次创业”，全面开展战略型军民融合产业布局，全力推进控股型投资管理平台建设。市场拓展方面，公司将进一步优化经营客户管理平台，进一步提升市场开拓能力；科研建设方面，公司将积极推进“两化”融合体系认证，助推企业转型升级，同时加强子公司科研资质建设，拓展科研项目，提高公司整体科研水平；虚拟造船方面，公司将全面完成虚拟造船平台引航船试点项目，为承揽相关项目提供支持；风险管理方面，增强风险防范意识，强化合同审查观念，建立法律风控体系，为公司转型发展保驾护航；人力资源管理方面，积极推进人力资源管理制度化建设，完善公司薪酬绩效管理机制；财务管理方面，充分利用信息技术，建立企业财务管理中心，提高财务集团化管控水平。对于有条件的业务板块，积极探索股份制改造的途径，引进新的战略投资者，使相关业务实现可持续发展；探索员工持股的新模式，让骨干员工的利益和公司的整体利益紧密结合，稳定员工队伍，渡过市场的低迷期。（1）在防务装备及相关业务领域，母公司已经获得了军辅船研制设计的相关资质，获得许可的产品种类较为齐全。公司将结合部队由近海防御走向远海防御的新需求，重新整合公司设计优势，积极利用国内外资源，为客户创造价值。军辅船方面，公司将进一步加强新船型的研发，将新船型、新技术引入到部队海洋防务装备建设中，为其提供设计、管理咨询、技术总承包等服务，积极开拓军贸船市场；在配套装备方面，充分发挥公司体制的灵活性，内挖潜力、外扩边界，引入、吸收、研发各类高新技术，为客户提供优质的高新产品。（2）在船舶与海洋工程业务方面，公司将进一步加强自身技术研发能力，大力船舶与海洋工程业务，围绕自身特点及优势，在特种船领域、海洋工程领域构建差异化竞争力；发挥技术核心作用，为公司推进“军民融合”和“一带一路”战略提供技术支撑和人才保障；积极打造虚拟造船平台，坚持设计指导生产，以低成本、高品质、高效率为宗旨，为客户提供精品与优质服务；大力开发新的海外市场，进行船舶装备、技术、服务乃至资本输出模式的探索。（3）在清洁能源业务方面，公司将结合国家“气化长江”战略定位，利用政策优势，做到早谋划、早布局，谋定而后动。把“陆路加气”和“内河加气”作为2019年乃至近几年经营项目开发的重点，集中精力，积极稳妥，成熟一个开发一个，开发一个成功一个。要加强项目开发前期的可行性研究及论证，有些暂时不具备投资条件的项目，可以提前布局，做好前期，跑好手续。上半年要着手研究建设西塘水上加气站，马陆站改建，为安吉、普天、绿动、玄能和百事等物流客户配套建设撬装站等项目，协调奉贤中外运合资项目和江西康盛项目，促其早日开业投产形成效益。同时，公司还将高度重视天然气购销价格，随时掌握市场行情，了解上游采购价格变动，了解上游的各种优惠、促销政策，吸取2018年初“气荒”时气价暴涨造成经营亏损，供气困难的深刻教训，研究气价市场变动规律，既要考察市场的即时价格，又要考察全年的平均价格，要有多家气源，要有长协价格，合理规避风险。上游价格发生变动要及时协调终端客户随时调价，完善价格动态调整机制，实现公司效益的最大化。

中央商务区代表“山泉湖河城”元素的5座标志性超高层已全部进场开工。资料片4月19日,济南城市投资集团有限公司董事长、党委书记聂军到12345市民服务热线接听电话。在接受记者采访时,聂军介绍了目前由城投集团负责的部分重点项目的最新进展。中央商务区:5座标志性超高层已全部进场开工中央商务区北起工业南路,南至经十路,东起奥体西路,西至华阳路,总面积约3.2平方公里,规划总建筑面积约1000万平方米。截至目前,代表“山泉湖河城”元素的5个标志性超高层已全部进场开工,进度最快的绿地420米超高层建筑已完成4层核心筒钢柱安装及塔楼第7层混凝土浇筑。据了解,中央商务区二钢片区安置房建设项目19栋安置楼中有16栋安置楼已主体结构封顶；市政一期道路建设项目已通车,市政二期道路建设项目部分路段已通车；中央地下广场项目有8个区域已封顶,南区地下广场项目有11个区域已封顶；东西绿廊及绸带公园已全面开工建设,除受轨道交通施工影响的部分地块外,计划于本月底前完成地形整理及基础绿化施工。济钢片区:交通、人防专项规划等全部编制完成对于济钢片区的规划,聂军告诉记者,济南市政府确定该集团作为土地熟化主体,积极筹措资金,在已先行支付100亿元的基础上,又通过担保贷款方式支付100亿元,推进项目实施。截至目前,已收储济钢主厂区13宗、约5731亩有证国有土地,现正办理房产证注销手续；协调济钢厂方启动了韩仓河以东、以西地块地上物拆除工作。片区交通、市政、竖向、地下空间、人防专项规划等全部已编制完成；2月26日向市四大班子专题汇报了片区城市设计方案。山东第一医科大学:首期学区确保按期交付使用继泰山医学院更新校牌后,山东省医学科学院近日也正式挂牌“山东第一医科大学”。“下一步,确保山东第一医科大学首期学区按期完工并交付使用,满足10000名学生开学入住条件。”聂军说。据介绍,截至今年3月,山东第一医科大学已开工的33栋大体建筑中有18栋主体封底。国际医学科学中心其他项目中,质子临床研究中心项目已完成医疗健康技术推广中心主体结构、墙板施工及幕墙铝板安装。中国健康医疗大数据北方中心存储中心一期工程已完成基础底板施工。安置二区、安置三区安置房正全面加快施工；横一路、纵一路等安置区周边相关市政道路也已陆续开工建设。聂军表示,济南国际医学科学中心规划范围45平方公里,其中核心区面积10平方公里,需搬迁安置户数约10000户；片区安置保障房项目占地约1105.5亩,包括安置房、保障房及地下车库、配套设施等,建筑总规模343万平方米。截至2019年3月底,已签订补偿协议7826户,完成集体土地征地约3216.7亩,收回国有土地约493.02亩,累计投入土地熟化资金约240亿元。山东第一医科大学、质子临床研究中心、高端医疗孵化研究中心等12个项目、约500万平方米建筑破土动工,进入全面建设阶段。下一步,济南城市投资集团将加快推进高端医疗孵化研究中心、安置保障房等项目建设加大招商引资力度,推动康养、医疗、研发、教育项目落地。老商埠片区:成丰面粉厂保护性加固修缮施工已进场对于市民关心的老商埠片区,聂军在接听现场告诉记者,该片区实施范围北至经一路、南至经四路、东至纬二路、西至纬十二路,占地面积约140公顷。近期,成丰面粉厂等历史老建筑引起社会关注。“老建筑急需做保护性修缮加固,让它留在济南人的记忆中,然后再考虑如何利用。”聂军表示,目前,成丰面粉厂保护性加固修缮项目施工单位已进场并完成场地清理工作,下一步积极组织项目招商运营,力争让老厂区焕发新魅力。济南市政府确定该集团作为实施主体和运作平台,统筹实施济南商埠区的保护和更新改造工作。济南城市投资集团已委托设计单位编制了《中山公园项目改造可行性分析报告》,将以中山公园地块为切入点,加快老商埠核心区的保护性改造；推进开展老商埠特色建筑收购工作,在保护好近百年建筑风貌的同时,打造城市新亮点。重点民生工程:旅游路水厂供水工程等已开始施工现场,聂军还介绍了许多民生重点工程的进展程度。其中,旅游路水厂供水工程,建设规模为20万立方米/日,计划总投资约6.18亿元。目前,项目已办理取得建设用地规划许可证,各单体基坑土方开挖、回流调节池及反冲洗泵房底板施工均已完成。东湖水厂供水工程,建设规模为20万立方米/日,计划总投资约5.67亿元。目前,已完成综合净水车间地基与基础筏板施工。天然气高压外环管网建设工程,规划建设高压外环管网总长度447.7公里,计划到2021年底实现全市气源输配互联互通。目前,由能源集团负责建设西部管线归德门站及CNG调峰站已建成投入试运行。由济南港华燃气负责建设唐王至济南东门站约33.5公里管线,已于2018年11月开工建设。由山东济华燃气负责建设的归德门站至南山区仲宫西泉泸调压站段约55公里管线、华店门站至八里庄阀室段及其支线约33.4公里管线已建成投入运行；齐河华店门站至济阳孙耿段约45公里管线正在建设中,建成后将为济南市新旧动能转换先行区、国际医学中心等重点提供气源保障。据了解,2017年6月,根据《济南市市级投融资平台整合调整方案》(济政发〔2017〕8号),由济南城市建设投资集团、济南旧城开发投资集团、水务集团、济南热电、济南热力、济华燃气、港华燃气等25家单位整合组建成立济南城市投资集团有限公司。整合以来,济南城市投资集团有限公司提前22天完成经十一路项目安置房建设回迁任务,策划启动了济南国际医学科学中心、济钢、老商埠区等一大批省、市重点项目；全市供水、燃气、供热等行业基础设施及管网建设稳步推进。截至2018年末,集团资产总额突破1500亿元。（生活日报记者 杨璐）

压缩天然气（CNG）行业优势及主要应用（附报告目录）1、压缩天然气（CNG）行业概况压缩天然气（CNG），通过天然气加压形成，并以气态储存在容器中。CNG是一种理想的车用替代能源，其应用技术经数十年发展已日趋成熟。它具有成本低，效益高，无污染，使用安全便捷等特点，正日益显示出强大的发展潜力。近年来，随着我国进口天然气通道陆续打通、国家基干管网基本建成、区域性管网逐步完善，城镇 CNG 加气站以其良好的环境、社会和经济效益得以迅速发展。相关报告：北京普华有策信息咨询有限公司《2020-2026年压缩天然气（CNG）行业专项调研及投资前景预测报告》2、CNG 主要应用优势在一定输气规模的前提下，陆上管道输送是天然气最经济和有效的输送方式，但由于供应范围受限，只能向长输干线沿线城市供气。目前我国县乡村等远离城市的地区天然气普及率还比较低，主要是由于县乡村供气规模较小，很难在有效时间内达到良好的投资回报。中小城镇在一段时间内长输管道还无法辐射到其所在区域，为能够在中小城镇使用上清洁、高效的天然气，建设 CNG 储配站的优势会愈发明显。同时，随着我国天然气用气量的上升，气源紧张时有发生，特别在我国北方的冬季，为解决城镇天然气使用上的季节不平衡问题，CNG 储备站具有一定储备调峰作用。3、CNG 主要应用领域CNG 供气技术在我国已经较为成熟，并且在中小城镇的供气以及车用气中发挥了巨大作用。（1）汽车燃料国内 CNG 汽车产业经过多年来的快速发展，已基本形成集整车装备、车辆改装、加气站建设、设备制造、技术标准制定及新产品研发于一体的产业化发展格局，具备较完善的天然气汽车推广应用政策法律法规及运行管理、气源保障、价格调控体系，形成了不同地区各具特色的 CNG 汽车发展模式。CNG 汽车在新能源汽车发展过程中具有较为明显的优势。天然气主要成分是甲烷，具有较高的辛烷值和热值，性质稳定、燃烧比较完全，与汽柴油相比有较好的排放性能。因此，天然气汽车以其优良的燃烧和排放特性得到了市场和用户的接受。同时，天然气价格相对燃油价格具有较大优势，这也是 CNG 汽车能够快速发展的原因之一。（2）城市燃气CNG 中小城市供气系统主要由压缩天然气加气母站、CNG 气瓶车、CNG 储配调压站、城镇输配管网几个部分组成。CNG 供气由于具有工艺简单、建设周期短、投资少、运营成本低等特点，对于距离气源较近或长输管线所到达的大城市周边地区，对用气量不大的城镇或县乡村居民用气或中小型工业用户，具有较高的应用价值。4、我国 CNG 行业发展现状我国的天然气汽车产业在国家大力支持下规模有大幅提升，整个天然气汽车产业体系基本形成。世界天然气汽车协会（IANGV）成立于 1986 年，为全球知名天然气汽车协会，其发布的统计数据显示，截至 2017 年，全球 87 个国家和地区的天然气汽车保有量逾 2,616 万辆，加气站保有量逾 3.1 万座。从目前看，由于受气源紧张及管网影响，我国 CNG 汽车和加气站主要集中在气源地附近，如新疆、四川、重庆、陕西和甘肃等地。天然气供应方便，气价低是 CNG汽车快速发展的主要驱动力。（1）蓝天保卫战，助推 CNG 行业发展目前，油类汽车废气排放已成为城市空气污染的主要来源。CNG 汽车作为CNG 应用的重要形式，大力推动 CNG 行业发展，以天然气代替汽油和柴油等作为汽车新燃料是有效降低汽车尾气污染的重要方式。CNG 汽车的排放比汽油车和柴油车的综合排放污染低约 85%，其中碳氧减少约 97%，碳氢减少 70%～80%，氮氧化物减少 30%～40%，颗粒悬浮物减少 40%，噪音减少约 40%，且 CNG 汽车不会产生硫、铅、苯等有害有毒物质。目前，我国正处在工业化过程中，大气污染防治和环保压力较为明显，在我国发展低污染的 CNG 汽车，不仅是改善城市大气质量和人们生活条件的迫切需要，更是发展低碳经济、保护生态环境，追求可持续发展的需要，是我国打赢蓝天保卫战的重要手段。（2）油气价差长期维持，CNG 将推动天然气汽车大发展目前，我国天然气价格与汽油价格存在一定差价，CNG 汽车的发展具有经济基础和推动力。CNG 汽车的天然气消耗量比汽油汽车燃料消耗量低 25%，以日行 400 公里的出租车为例，初步测算使用天然气为燃料的出租车会比使用汽油为燃料的出租车节约燃料费用 40%左右，经济效益可观。为节约运行维护成本，CNG 汽车保有量将会有进一步的提升空间，并推动我国整个清洁汽车产业的大发展。（3）技术创新力量加强，CNG 汽车关键技术研发体系将更加健全和完善我国 CNG 汽车产业技术创新体系已基本建成。CNG 汽车的研发涉及能源、材料、物理、化学、机械、电气、自动控制、环保等多个技术领域，在过去 20年的发展中，我国投入大量资金支持科研院所、高等院校和大型汽车生产企业联合参与 CNG 汽车关键技术的研究和开发，建立起了较完善的开发和试验手段，培养了知识结构较为合理的新能源汽车开发人才队伍，基本建成了包括技术标准、检测评价、产业化基地、示范考核、知识产权服务、信息数据库在内的创新支撑平台，为 CNG 汽车产业发展奠定了良好的基础。我国 CNG 汽车关键技术研发和成果推广取得了显著成效。近年来，我国一些骨干汽车企业（一汽、东风、长安、奇瑞等）已陆续开发出单一燃料或双燃料CNG 汽车发动机，并已具备批量生产能力。我国产高性能天然气加气站成套设备不仅完全替代进口产品，且有批量出口；CNG 汽车关键零部件的技术水平和产业化能力也明显提高，不仅能满足国内市场的需求，同时还出口到东南亚一些国家和地区。目录第一章 压缩天然气(CNG)相关概述第一节 压缩天然气(CNG)阐述一、压缩天然气(CNG)的发展概述二、压缩天然气(CNG)的趋势概述第二节 压缩天然气(CNG)的分类第三节 压缩天然气(CNG)产业简况一、压缩天然气(CNG)产业链条分析二、压缩天然气(CNG)产业生命周期分析第二章 2015-2019年世界压缩天然气(CNG)产业发展透析第一节 2015-2019年世界压缩天然气(CNG)产业运营环境分析一、经济环境二、世界压缩天然气(CNG)产业发展现状第二节 2015-2019年世界压缩天然气(CNG)行业发展总况第三节 2015-2019年世界压缩天然气(CNG)重点国家及地区市场分析一、欧美二、日本三、其他第三章 2015-2019年中国压缩天然气(CNG)行业市场发展环境分析第一节 2015-2019年中国宏观经济环境分析第二节 2015-2019年中国压缩天然气(CNG)行业政策环境分析一、压缩天然气(CNG)行业监管管理体制二、压缩天然气(CNG)行业相关政策及法律法规分析三、压缩天然气(CNG)进出口相关政策分析第三节 2015-2019年中国压缩天然气(CNG)行业社会环境分析第四章 2015-2019年中国压缩天然气(CNG)市场供需调查分析第一节 2015-2019年中国压缩天然气(CNG)市场供给分析一、市场供给分析二、影响供给的因素分析第二节 2015-2019年中国压缩天然气(CNG)市场需求分析一、市场需求分析二、影响需求的因素分析第三节 2015-2019年中国压缩天然气(CNG)产业发展存在问题分析第五章 2015-2019年中国压缩天然气(CNG)产品市场进出口数据分析第一节 2015-2019年中国压缩天然气(CNG)产品出口统计第二节 2015-2019年中国压缩天然气(CNG)产品进口统计第三节 2015-2019年中国压缩天然气(CNG)产品进出口价格对比第四节 中国压缩天然气(CNG)产品进口主要来源地及出口目的地第六章 2015-2019年中国压缩天然气(CNG)产量统计分析第一节 2015-2019年全国压缩天然气(CNG)产量分析第二节 2015-2019年全国及主要省份压缩天然气(CNG)产量分析第三节 2015-2019年压缩天然气(CNG)产量集中度分析第七章 2015-2019年中国压缩天然气(CNG)产业主要数据监测分析第一节 2015-2019年中国压缩天然气(CNG)行业规模分析一、企业数量增长分析二、从业人数增长分析三、资产规模增长分析第二节 2015-2019年中国压缩天然气(CNG)行业结构分析一、企业数量结构分析二、销售收入结构分析第三节 2015-2019年中国压缩天然气(CNG)行业产值分析一、产成品增长分析二、工业销售产值分析第四节 2015-2019年中国压缩天然气(CNG)行业成本费用分析一、销售成本分析二、费用分析第五节 2015-2019年中国压缩天然气(CNG)行业盈利能力分析一、主要盈利指标分析二、主要盈利能力指标分析第八章 2015-2019年世界压缩天然气(CNG)重点厂商分析第一节 A一、企业概况二、压缩天然气(CNG)市场竞争力分析三、在华发展战略第二节 B一、企业概况二、压缩天然气(CNG)市场竞争力分析三、在华发展战略第三节 C一、企业概况二、压缩天然气(CNG)市场竞争力分析三、在华发展战略第九章 压缩天然气(CNG)产业相关重点企业分析第一节 A一、企业概况二、企业主要经济指标分析三、企业核心竞争力分析四、企业发展战略分析第二节 B一、企业概况二、企业主要经济指标分析三、企业核心竞争力分析四、企业发展战略分析第三节 C一、企业概况二、企业主要经济指标分析三、企业核心竞争力分析四、企业发展战略分析第四节 D一、企业概况二、企业主要经济指标分析三、企业核心竞争力分析四、企业发展战略分析第十章 2020-2025年中国压缩天然气(CNG)市场投资潜力及前景预测第一节 2020-2025年中国压缩天然气(CNG)市场未来发展趋势一、中国压缩天然气(CNG)行业发展趋势二、压缩天然气(CNG)产品技术的发展走向三、压缩天然气(CNG)行业未来发展方向第二节 2020-2025年中国压缩天然气(CNG)市场前景展望一、中国压缩天然气(CNG)市场发展前景二、2020-2025年中国压缩天然气(CNG)市场规模预测

新型压裂设备项目可行性研究报告-页岩油气增产趋势明朗，需求增加压裂设备是页岩油气开采核心设备，是提高页岩油气单井产量的关键。压裂是利用水力作用，使油层形成裂缝的一种方法，又称油层水力压裂。油层压裂工艺过程是用压裂车，把高压大排量具有一定粘度的液体挤入油层，当把油层压出许多裂缝后，加入支撑剂如石英砂等充填进裂缝，提高油层的渗透能力，以增加注水井注水量或油井产油量。压裂设备除了在钻完井时使用，由于页岩油气井产量衰减较快，一般在第3年时需要通过压裂技术进行增产。且压裂技术不仅仅适用于页岩油气等非常规油气资源的开发，也是老油田增产技术的核心环节。完成压裂过程需要成套的专业设备，称之为压裂机组。现有的压裂机组主要包括压裂车、混砂车、仪表车、管汇车等特种车辆。目前一套常规压裂车组包括20台2500型压裂车、2台130吨混砂车、2台仪表车、1台管汇车及其他配套设备。国内页岩油气上产加速确定性强，将带动压裂车需求走阔。1）页岩气：根据国家能源局印发的《页岩气发展规划(2016-2020年)》计划到“2020年力争实现页岩气产量300亿立方米，2030年实现页岩气产量800-1000亿立方米”。中石油提出“2020年页岩气产量力争达到120亿立方米，到2025年产量达到240亿立方米”。2019年我国页岩气总产量为153亿立方米，距离十三五规划产量仍有较大差距，我们判断十四五期间页岩气上产将进一步加速。2）页岩油：目前国内主要产页岩油油田为新疆吉木萨尔油田、天津大港油田、黑龙江大庆油田、甘肃长庆油田。新疆吉木萨尔油田计划至2021年页岩油产量将达100万吨，2025年达到200万吨；中石油计划至2025年，天津大港油田年产油50万吨；长庆油田庆城页岩油大油田未来将建成年产300万吨的生产能力；黑龙江大庆油田储量丰富，未来页岩油产量有望超越新疆吉木萨尔油田和庆城油田。1、较传统压裂设备，电驱&涡轮压裂设备降本增效效果显著传统的水力压裂设备由柴油机驱动，目前新型压裂设备主要有电驱压裂设备和涡轮压裂设备两类：电驱压裂设备即用电机作为动力源，涡轮压裂设备即用涡轮发动机作为动力源。电驱压裂设备经济优势明显。电驱化节约的成本来自多个方面：1、压裂设备购置费用下降；2、能源消耗成本下降；3、施工面积节省；4、噪音降低后夜间工作时长增加，设备利用率提高带来的成本下降。1.压裂设备购置成本减少：1 一 HH6000 电动压裂泵可替代 2.5 台常规 2500HP 压裂车，相同水马力下，我们预计电驱压裂较常规压裂车组可以节约 40%~50%的设备成本。2.能源消耗成本减少：以构建 1 套 36000HP 压裂泵组为例, 仅用 6 台 HH6000 电动压裂泵组就可以实现 18 台 2000 型压裂车才能进行的大型工厂化压裂作业。传动效率均按 90%计算。18 台 2000 型压裂车消耗的柴油为 5 961kg, 柴油价格以 7.5 元/kg 的价格计算, 需要的柴油费用为 4.5 万元。而 6 台 HH6000 电动压裂泵组消耗的功率为 3 万kW·h，如果采用电网, 按 0.6 元/ (kW·h) 的电价计算, 需要电费 1.8 万元, 与传统压裂车组相比节约 2.7 万元；如果采用燃气发电, 燃气消耗量为 7 934 m3, 燃气价格以 1.5 元/m3 计算, 需要的燃气费用为 1.2 万元, 与传统压裂车组相比节约 3.3 万元。3.施工面积节省：由于单机功率的提升，减少了压裂工程作业装备的数量，我们预计井场占地可减少 30%。4. 设备利用率提高：传统压裂设备的噪音分贝约 115 分贝，电驱压裂设备所产生的噪音不到 85 分贝，对施工人员和附近居民的影响小，工作时间延长，降低日均成本。电驱压裂装备较传统压裂装备成本优势明显实际案例验证电驱压裂方案降费能力显著。以位于重庆市南川区的焦页 194-2HF 井为例, 实际配置 6 台电动泵 (采取 4 用 2 备) 与 12 台 (10 用 2 备) 2500 型压裂车进行联合配套施工，供电方式采用 2 台由网电供电, 另外 2 台由燃气发电机供电, 气源井为同平台已压裂测试井。主要比较 10 台 2500 型压裂车和 4 台电动泵设备费用、施工费用和网电燃料等费用，结果来看电动泵压裂相比常规 2500 型压裂车单井节省费用达到 203万元，比常规压裂车节省约 45%的单井费用。电动泵压裂比常规压裂车节省约 45%的单井费用涡轮压裂可靠稳定的持续作业能力能够帮助客户显著降本增效。较传统压裂设备，涡轮压裂设备具有以下显著优势：1）效率高，与传统柴油发动机为动力源的常规压裂设备相比，涡轮压裂设备单机输出功率更大，效率更高。2）成本低，相比传统车组，同功率的压裂车组设备总数量可减少 43%，整车寿命增加 3 倍，从长远来看，可大幅降低维保支出和服务公司的投资成本。3）环保，涡轮压裂设备可高效使用井口气、管道气、CNG、LNG 等多种气源作为燃料，大大降低排放气体中的 CO2、NOx 含量，满足全球不同排放法规的要求；4）可 24 小时连续作业，设备噪音被降至 85 分贝以下，满足临近居民区井场 24 小时连续作业的要求。涡轮压裂设备较传统压裂设备具备效率高、成本低、环保等优势2. 北美压裂市场空间大，降本增效需求下新型压裂设备加速渗透根据 Spears 统计数据，2019 年末北美在用压裂设备总功率达 2350 万水马力，规模约为国内的 6 倍，存在大量更新换代需求。压裂设备的生命周期一般为 10 年左右，目前美国三分之一的压裂设备寿命已经达到 10 年以上，存量更换需求较大。考虑到 2010-2012 年，北美压裂设备保有量年增量分别为 209/459/314 万水马力，则 2020-2022 年北美压裂设备年均更新需求量超 250 万水马力，远超国内的年均需求（实际更新需求需考虑油气公司资本开支及设备维修保养状况）。2019 年末北美在用压裂设备达 2350 万水马力2019 年中国在用压裂设备约为 398 万水马力2020 年北美油气行业历经洗牌，周期淬炼突出降本增效重要性。2020 年的低油价使得北美油气行业历经了一次洗牌，根据 WSJ 数据显示，自 3 月原油价格暴跌以来，美国会计行业机构 Haynes&Boone 共记录了 436 起美国能源企业的破产案申请，包括Chesapeake、惠廷石油在内的多家主要页岩油气生产商已申请破产保护，美国排名前 40位的页岩油生产商预计将在债务分期付款和利息方面花费约 1000 亿美元。油气公司大幅削减资本开支背景下，油服企业面临严峻考验，北美油服巨头斯伦贝谢四季度支付了1.44 亿美元的遣散费，裁减 2 万余名工人，约占公司总员工人数的 1/4，斯伦贝谢、贝克休斯、哈里伯顿三大巨头合计遣散 4 万余名工人，并进行了数十亿美元的减计。历经周期淬炼，油气行业降本增效重要性凸显，注重运营和管理的公司才能穿越周期。北美页岩油保本成本不断下行（单位：美元/桶）海外巨头纷纷布局新型压裂设备，降本增效需求下技术迭代有望加速。美国 USWS于 2014 年最早推出电驱压裂设备， 拥有自主专利的 CLEAN FLEET 技术；北美首个纯电驱车队 EWS 则从 2017 年开始快速发展。但由于海外公司的电驱压裂技术进步较慢，均采用经市场考验的成熟压裂泵，如 GD2500 、SPM2500 等，而没有采用更大功率的单泵模式，限制了电驱压裂设备的渗透率提升。2020 年开始，低油价倒逼油气行业公司降本增效，各大油服公司纷纷布局新型压裂设备，哈里伯顿 2020 年 11 月首次采用电网供电的电驱压裂作业，BJ services 则在 2019 年采购杰瑞成套涡轮压裂设备。我们判断，降本增效需求下技术迭代有望加速，看好新型设备渗透率提升。国内中石油也首次招标电驱压裂撬，看好新型设备渗透率提升。2019 年中国在用压裂设备约为 398 万水马力，其中适用于页岩油气开采的 2500HHP 压裂设备仅 300 台左右，新型压裂设备功率大、效率高，适用于页岩油气开采，我们判断在新增压裂设备中渗透率将会提升。2020 年 12 月中石油开启首次电驱压裂撬招标，招标设备为 5000 型电驱压裂橇，目前杰瑞在标段包 1 中位居第一。2019 年 12 月，中石油发布压裂设备租赁招标合同，按总功率来算，电驱设备占比已达 15%。而针对目前限制电驱设备渗透率主要问题：页岩气主产区基层电网设施比较落后、电力系统无法满足压裂作业，杰瑞通过自主研发设计的供电解决方案涵盖大功率电网、燃气轮机发电机组、高效储能装置全系列方案，解决了电网对压裂作业的限制。从 2019 年 12 月中石油招标租赁合同来看，电驱设备总功率占比达 15%我们预计 2025 年全球压裂设备市场空间超 300 亿元，其中新型压裂市场空间超 90亿元。我们对全球电驱压裂设备市场空间进行了测算：根据美国能源署（EIA）发布的《年度能源展望（2020）》，预计 2025 年美国 2025 年页岩气/致密气产量达到 33.1 万亿立方英尺，页岩油/致密油产量达到 975 万桶/日。为计算简便，我们假设旧井页岩油及页岩气产量每年以 20%的速度衰减，页岩气新井首年产量为 25 亿立方英尺，页岩油新井首年产量为 1000 桶/天，据此计算出需要新开井口数量。考虑到旧井需要进行再次压裂增产，我们假设新开井口对应新增压裂设备需求，一台压裂车一年压裂能力为 20 口/年，据此计算出美国压裂设备需求量。2019 年，美国压裂设备存量全球占比约为 71%，考虑到中国页岩油气产量快速增长，压裂设备需求快速增长，我们假设美国全球占比每年以 0.5%的速率下滑。常规 2500 型压裂车单价为 1500 万元左右，我们预计，2025 年全球压裂设备需求为 311 亿元。其中，电驱设备渗透率从 2020 年的 10%上升至 2025 年的 40%，我们预计 2025 年电驱+涡轮压裂设备空间为 93 亿元，2020-2025 年年均复合增长率达 46%。我们预计 2025 年全球压裂设备市场空间超 300 亿元，其中电驱压裂市场空间超 120 亿元新型压裂设备项目可行性研究报告编制大纲第一章总论1.1新型压裂设备项目背景1.2可行性研究结论1.3主要技术经济指标表第二章项目背景与投资的必要性2.1新型压裂设备项目提出的背景2.2投资的必要性第三章市场分析3.1项目产品所属行业分析3.2产品的竞争力分析3.3营销策略3.4市场分析结论第四章建设条件与厂址选择4.1建设场址地理位置4.2场址建设条件4.3主要原辅材料供应第五章工程技术方案5.1项目组成5.2生产技术方案5.3设备方案5.4工程方案第六章总图运输与公用辅助工程6.1总图运输6.2场内外运输6.3公用辅助工程第七章节能7.1用能标准和节能规范7.2能耗状况和能耗指标分析7.3节能措施7.4节水措施7.5节约土地第八章环境保护8.1环境保护执行标准8.2环境和生态现状8.3主要污染源及污染物8.4环境保护措施8.5环境监测与环保机构8.6公众参与8.7环境影响评价第九章劳动安全卫生及消防9.1劳动安全卫生9.2消防安全第十章组织机构与人力资源配置10.1组织机构10.2人力资源配置10.3项目管理第十一章项目管理及实施进度11.1项目建设管理11.2项目监理11.3项目建设工期及进度安排第十二章投资估算与资金筹措12.1投资估算12.2资金筹措12.3投资使用计划12.4投资估算表第十三章工程招标方案13.1总则13.2项目采用的招标程序13.3招标内容13.4招标基本情况表第十四章财务评价14.1财务评价依据及范围14.2基础数据及参数选取14.3财务效益与费用估算14.4财务分析14.5不确定性分析14.6财务评价结论第十五章项目风险分析15.1风险因素的识别15.2风险评估15.3风险对策研究第十六章结论与建议16.1结论16.2建议附表：关联报告：新型压裂设备项目申请报告新型压裂设备项目建议书新型压裂设备项目商业计划书新型压裂设备项目资金申请报告新型压裂设备项目节能评估报告新型压裂设备行业市场研究报告新型压裂设备项目PPP可行性研究报告新型压裂设备项目PPP物有所值评价报告新型压裂设备项目PPP财政承受能力论证报告新型压裂设备项目资金筹措和融资平衡方案