天然气行业研究

（报告出品方/作者：海通证券，邓勇、刘威）1. 何为“碳中和”？根据百度百科定义，碳中和是指国家、企业、产品、活动或个人在一定时间内直接 或间接产生的二氧化碳或温室气体排放总量，通过植树造林、节能减排等形式，以抵消 自身产生的二氧化碳或温室气体排放量，实现正负抵消，达到相对“零排放”。2020 年 9 月 22 日，在第七十五届联合国大会一般性辩论上提出，“二氧化碳排放 力争于 2030 年前达到峰值，努力争取 2060 年前实现碳中和”，阐述了我国碳中和政策 的核心目标。十四五”期间，我国进入碳排放达峰的关键时期，“碳达峰、碳中和”将对我 国化工行业中长期发展产生系列影响，我们认为这将促进化石能源的清洁利用，尤其是 天然气的清洁利用。1.1 碳排放现状全球二氧化碳排放逐年增加，我国已成碳排放最大国。1965 年以来，全球二氧化 碳排放量不断增加，2019 年全球排放量达 341.7 亿吨，1965-2019 年年均复合增速 2.1%。其中，中国、美国、欧盟、印度、俄罗斯、日本分别排放 98.26、49.65、33.30、 24.80、15.33、11.23 亿吨，合计占比 68%，我国已经是碳排放最大国，我们认为碳中 和目标将势必推动化石能源的清洁利用。发电与供热是最大碳排放来源领域。根据 IEA，2018 年全球碳排放主要来自发电与 供热、交通运输、制造业与建筑业三个领域，分别占比 42%、25%、18%；在我国，这 个比例为 51%、10%、28%。1.2 我国碳排放现状我国是全球最大的二氧化碳排放国。2019 年总排放量 98.26 亿吨，占全球 29%，分别是排在二、三位的美国、欧盟的 2 倍、3 倍。从二氧化碳来源看，发电与 供热是我国二氧化碳排放的最主要来源，占总排放量 51%；制造业与建筑业是第二大来源，占比 28%。煤炭在能源结构中占比较高是碳排放高的重要原因，天然气则是相对清洁的能源。 我们比较燃烧产生相同热值下主要能源的排碳量，根据中国碳交易网数据，原煤产生 1TJ 热量需排放 26.37 吨碳，原油需排放 20.1 吨碳，油田天然气则需排放 15.3 吨碳； 煤炭排放量最高，原油其次，最低则为天然气；而 2019 年我国一次能源消费结构显示， 我国煤炭占比 57%，仍居首位，石油次之为 20%，天然气占 8%为最低，我们认为这为 调整能源结构而实现减排提供了依据和支撑。1.3 我国碳排放目标：力争 2030 年前碳达峰，2060 年前碳中和我国在国际上提出的碳减排量化目标主要有三个阶段，2020 年我国进入了减排的 新阶段，进一步明确了碳达峰时间，首次明确了碳中和时间点。2020 年 9 月 22 日，在第七十五届联合国大会一般性辩论上发表重要讲话，提出“采取更加有 力的政策和措施，二氧化碳排放力争于 2030 年前达到峰值，努力争取 2060 年前实现 碳中和”。这在 2015 年基础上，进一步将碳达峰时间明确在 2030 年前，并首次提出碳 中和时间点。2020 年 12 月 12 日，在气候雄心峰会上发表题为《继往 开来，开启全球应对气候变化新征程》的重要讲话，进一步宣布，到 2030 年：（1）中 国单位国内生产总值二氧化碳排放将比 2005 年下降 65%以上；（2）非化石能源占一次 能源消费比重将达到 25%左右；（3）森林蓄积量将比 2005 年增加 60 亿立方米；（4） 风电、太阳能发电总装机容量将达到 12 亿千瓦以上。1.4 优化能源结构、化石能源清洁利用是当下重要抓手“四个革命、一个合作”是我国目前能源发展重要策略。2020 年 12 月 21 日，国务 院新闻办公室发布《新时代的中国能源发展》白皮书，阐述我国推动能源革命的主要政 策和重大举措，贯彻“四个革命、一个合作”能源安全新战略，即推动能源消费革命、供 给革命、技术革命、体制革命，加强国际合作。其中，清洁利用化石能源被写入战略当 中。1.4.1 消费端：控制消费总量和强度，实现低碳结构调整总体上，我国控制能源消费总量和强度，提升重点领域能效水平，如工业、建筑业、 交通运输业等。结构上，我国鼓励清洁低碳能源发展，推行天然气、电力和可再生能源 等替代低效和高污染煤炭的使用。同时，我国配套系列政策引导激励节能低碳，如税收优惠、绿色金融、用能权及碳排放权交易试点。根据国务院及能源局官网信息，目前我国在浙江、福建、河南、四川 4 省市开展用能权有偿使用和交易试点，在北京、天津、上海、重庆、湖北、广东、深 圳 7 省市开展碳排放权交易试点。截至 2020 年 8 月，试点省市碳市场累计成交量超过 4 亿吨，累计成交金额超过 90 亿元。1.4.2 供给端：优先发展非化石能源，清洁利用化石能源优先发展非化石能源。我国把非化石能源放在优先发展位臵，包括太阳能、风电、 水电、核电及生物质能等，力争 2030 年非化石能源占一次能源消费比例达 25%左右。清洁利用化石能源。我们认为，在我国现有资源禀赋及非化石能源发展现状下，化 石能源仍将是未来较长时间内我国的主体能源。清洁利用化石能源对于保障我国能源安 全具有重要意义。对于化石能源利用，我国总体思路是推进煤炭清洁高效利用，提升油 气勘探开发力度，促进增储上产，提高油气自给能力。（1）原油：推进增储上产，推进炼油行业转型升级。原油下游主要分为成品油和 化工品两大部分，虽然新能源发展对未来成品油消费或将造成一定冲击，但原油在我国 化工品生产领域仍然占据主体地位。以三大主要化工原料乙烯、丙烯、PX 为例，2019 年我国原油路线生产的乙烯、丙烯、PX 分别占 73%、61%、100%。而目前我国原油进 口依存度超过 70%，保障原油供给、加强国内勘探开发是保障国内能源安全的重要课题 之一。此外，推进炼油行业转型升级，降油增化、提升燃油品质也是未来发展方向之一。（2）煤炭：清洁高效利用，推动深加工。推进煤炭供给侧结构性改革，加快淘汰 落后产能，有序释放优质产能，大型现代化煤矿成为煤炭生产主体。推动煤炭开采、利 用绿色化发展，推动煤制油气、低阶煤分质利用等煤炭深加工产业化示范取得积极进展。（3）天然气：提升天然气生产能力。在化石能源中，天然气的单位热值含碳量最 低（天然气、原油、原煤单位热值含碳量分别为 15、20、26 吨碳/万亿焦耳），属于较 为清洁的化石能源。而 2019 年，我国天然气消费占一次能源比例仅 8%，明显低于全 球 24%的平均水平，因此我们认为未来我国天然气仍有较大发展空间。在国务院“四个革命、一个合作” 能源安全新战略框架下，《能源生产和消费革命战略（2016—2030）》、《能源发展“十三 五”规划》、《关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》等陆续出台，确立将天然气培 育成为中国主体能源之一；提出 2030 年天然气在一次能源消费结构中的占比达 15% 的具体目标；明确积极发展天然气、高效利用天然气，以及构建结构合理、供需协调、 安全可靠的现代天然气产业体系的政策导向；从加强产供储销体系建设和深化天然气领 域改革两个方面，部署加大国内勘探开发力度、健全多元化海外供应体系等十条措施。综上，这意味着 10 年后我国能源消费结构中天然气占比要从当前 8%的水平近乎 再翻一倍，这将给整个行业带来较大的增长空间。1.5 短中期化石能源难以被取代化石能源短中期难以被取代，且总量上仍有增长空间。2019 年，我国一次能源消 费结构中，非化石能源占比 15%，我国目前规划到 2030 年该比例提升至 25%，即未来 十年，非化石能源比例有 10%增长空间，难以撼动化石能源 75%的主导地位。另外， 从发展阶段看，我国仍属于发展中国家，经济维持较快增长，能源消费总量仍未达峰， 能源消费仍处于增量阶段，化石能源消费在总量上也依然有增长空间。新能源发电仍有较大局限性，需要火力发电补充配合。根据北极星太阳能光伏网资 料，近年来光伏、风电装机增长迅速，但弃光率较高等问题制约了其发展，白天消纳不 掉，晚上供应不足，居高不下的弃光率和限电问题制约着光伏产业的发展，以光伏为例， 白天发电高峰与夜间用电需求高峰不匹配，相应产生了调峰问题，白天过剩的发电量只 能丢弃，因此需要火电配合完成调峰。另外，从电网发电稳定性上，新能源无论是光伏 还是风电，输电稳定性都不如火电，因此同样需要火电来“兜底”，在一些地区，通过“风 火打捆”的方式实现新能源消纳就是这个道理，尽量让风电多出力，而由“打捆”的火电补 足其波动部分。因此，从调峰和稳定性需求来看，我们认为高比例火电结构仍将中长期 存在。综上，在非化石能源比例短中期增长幅度有限的情况下，我们认为碳中和执行发展 需要在调整化石能源消费结构上发力，尤其应关注相对清洁的天然气能源应用，目前天 然气在一次能源消费结构中占比 8%，有较大增长空间。2. 天然气供给端：产量增长回暖，进口来源多元化2.1 油气勘探投资加速，产量增速回暖2016 年以来，来油气勘探投资与常规天然气产量增速均出现较大增长，其中，油气 勘探投资增速见底回升，并创新高，投资额从 2016 年 528 亿增长至 2019 年 993 亿， 增长 88%，投资增速从-12%回升至 56%，增幅较大。与之对应的是，常规天然气产量 稳中有升，产量创下新高并增速回暖，其中，产量从 2016 年 1369 亿立方米增长至 2019 年 1762 亿立方米，增长 29%，增速从 2%回升至 10%，改善较明显。基础储量增速开始放缓，低于产量增速。2012 年以来，我国常规天然气基础储量 保持增长，但增速上整体呈下行趋势，基础储量自 2012-2019 年从 43790 亿立方米增 长至 59674 亿立方米，增长 36%，增速则从 9%下降至 3%；同期天然气产量从 1106 亿立方米增长至 1762 亿立方米，增长 59%；新增探明储量增长波动较大，无明显趋势， 自 2017 年见底以来有所回升，从 5554 亿立方米增长至 8000 亿立方米以上，目前处于 历史中位数以上水平。整体而言，近十年基础储量平均增速为 4.9%，同期天然气产量平 均增速为 7.6%，故中长期而言，我们认为常规天然气将无法满足天然气产量持续增长的需求。国内天然气短中期增产无压力。以基础储量（地质勘探程度较高，可供企业近期或 中期开采的资源量）和 2019 产量计算，我国基础储产比（基础储量与当年产量之比） 为 34，短期几年增产并无储量压力。近 3 年基础储产比下出现了一定程度下降，从 2016 年 40 下降至 2019 年 34，这与近几年基础储量增速低于产量增速有关，但短中期而言， 我们认为天然气增产无虞。2.2 非常规天然气有望成为未来增产主力非常规天然气(Unconventional Gas)是指由于各种原因在特定时期内无法用常规技 术开采、还不能进行盈利性开采的天然气，非常规天然气在一定阶段可以转换为常规天 然气。在现阶段主要指以煤层气、页岩气、水溶气、天然气水合物、无机气、浅层生物 气及致密砂岩气等形式贮存的天然气。我国非常规天然气产量正在快速增长。2015-2019 年，我国非常规天然气（页岩气、 煤层气、煤制气）产量从 90 亿立方米增长至 250 亿立方米，增长 178%；从结构上来 看，我国非常规天然气产量占比从 6.69%增长至 13.87%，已经翻倍。页岩气成为非常规天然气增长最大亮点，产量占比显著提升。2015-2019 年，页岩 气占天然气产量总量占比从 3.42%增长至 8.69%，产量从 46 亿立方米增长至 154 亿立 方米，增长最为迅速。2020 年，页岩气产量实现爆发式增长，根据央广网最新数据，2020 年我国页岩气产量达 200.4 亿立方米，同比增长高达 30%，其产量占比首次突破 10%， 占总产量的 10.52%。当前页岩气产量迅速提升，产区较为集中。目前为止，我国页岩气田数量仍然只有 个位数，而且主要集中在西南地区，特别是四川、重庆等地，但这些气田的开采技术取 得突破，投入也在加大，产量也因此大涨。资源禀赋与政策加持下，页岩气有很大增长空间。我国常规天然气储量排世界第 13 位，而页岩气储量是世界第一，截止到 2019 年，累计探明储量就已经超过 6.5 万亿立 方米。由于页岩气开采难度大，前期投入较高，我国自 2012 年开始对页岩气按 0.4 元/ 立方米进行补贴，根据 2015 年财政部联合国家能源局发布的《关于页岩气开发利用财 政补贴政策的通知》，“十三五”将继续实施页岩气财政补贴政策，2016 年至 2018 年的补 贴标准为 0.3 元/立方米；2019 年至 2020 年补贴标准为 0.2 元/立方米。另外，2018 年 3 月 31 日，财政部、税务总局印发关于对页岩气减征资源税的通知，自 2018 4 月 1 日至 2021 3 月 31 日，对页岩气资源税(按 6%的规定税率)减征 30%。综上，我们认为非常规天然气，尤其是页岩气的产出仍有很大增长空间。2.3 进口管道气多元格局形成，短中期供需缺口呈扩大趋势国内供需缺口不断扩大，对外依赖度逐渐提高。我国天然气需求增速长期高于产量 增速，国内供需缺口不断扩大，2015 年以来，供需缺口呈加速扩大趋势，2019 年国内 供需缺口约 1300 亿立方米，对外依赖度为 42%，较 2015 年增长 12%。随着我国天然气地质资源勘探难度加大，我们认为非常规天然气增产具有一定不确定性，我国未来将 长期依赖进口天然气。根据中石油经济技术研究院预测数据，到 2050 年我国天然气进 口量将高达 3400 亿立方米，还有很大增长空间。进口管道气来源呈多元化趋势，单一最大比重显著降低。目前，我国已经初步形成 管道天然气进口格局，形成中国-中亚 A、B、C 三条管道、中缅管道以及中俄东线管道， 主要管道气进口国为土库曼斯坦、乌兹别克斯坦、缅甸、哈萨克斯坦和俄罗斯。2016-2020 年以来，我国管道气进口结构中，哈萨克斯坦和俄罗斯的比重显著提升，合计从 1.1% 增长至 27.8%，进口管道气中土库曼斯坦的比重从 77.4%下降至 57.0%，下降达 20%， 随着我国进口管道气来源多元化，我们认为我国进口管道气的稳定性和安全性将得到保 障。中俄东线管道通气，奠定我国四大天然气进口通道格局。2014 年中俄签订天然气 合作协议，俄罗斯将从 2018 年起向我国出口天然气，最终达到年出口量 380 亿立方米， 合同期长 30 年，此项东线天然气项目的协议签署标志着我国东北、西北、西南及海上 四大通道的布局的最终确定。该项目具体以北、中、南三段分期建设，其中北段与中段 分别于 2019 年 12 月和 2020 年 12 月正式投产通气，东线的建成通气填补了我国东北 角输气的空白，得以为东北和华北地区输送天然气，自此我国四个方向的四大通道天然 气进口格局形成。在北段通线一周年与中段 2020 年年末开通之际，2020 全年中俄管道 气已输送约 40 亿立方米天然气，我们预计有望在 2025 年实现输气 380 亿立方米的年度 供应水平，即合同约定量。管道气现有合同量尚未完全利用，未来仍有翻倍空间。2019 年我国管道气进口量 508 亿立方米，仅占现有合同供给量（1050 亿立方米）的 48%。随着中亚 D 线建成通气，我国还可再新增年 300 亿立方米的管道 气输送能力，未来中俄西线天然气进口协议若能达成，管道气供给能力有望再新增 300 亿立方米/年，累计达到 1650 亿立方米/年。2.4 进口 LNG 保持高速增长LNG 进口高速增长，占比不断提高。长期以来，我国进口天然气以管道气为主，LNG 只占进口量 15%左右，主要用于冬季调峰。2015 年来我国 LNG 进口量加速增长，近 5 年复合增速 28%，远超于管道天然气增速，进口量从 2016 年 365 亿立方米增长至 2020 年 944 亿立方米，增长 159%；同期进口管道气从 392 亿立方米增长至 483 亿立方米， 增长 23%；从总量和结构上来看，进口 LNG 实现了对管道天然气的反超，从进口占比 48%增长至 66%，提升显著。需求扩张推动进口增长。2019 年我国天然气消费量达到 3073 亿立方米，过去 5 年 保持 10.3%的高速复合增长率，累计增长 63%，由于管道建设是一个长周期工程，因此 管道气进口的增速无法覆盖高速增长的需求，导致进口 LNG 增长较快。另外，2019 年 以来，进口 LNG 价格呈下行趋势，价格一度从 567 美元/吨降至 261 美元/吨，降幅超 50%，其中 2020 年全年价格基本处于历史低位，从全年进口价格对比来看，2020 年我 国天然气进口价格有近一半时间处于近 4 年最低水平。因此 LNG 进口量保持较快增长， 也得益于 LNG 现货价格低廉，国内进口商积极采购。LNG 进口来源丰富且进一步多元化。2020 年我 国进口 LNG 来自 24 个国家，较 5 年前增加 9 个国家，进口格局愈发多元化。其中前五 分别为澳大利亚 2905 万吨、卡塔尔 817 万吨、马来西亚 611 万吨、印度尼西亚 513 万 吨以及俄罗斯 508 万吨，分别占 43%、12%、9%、8%和 7%，剔除前五家以后，我国 从其余国家进口了剩余 21%LNG，较 2015 年 7%有所提升，多元化取得成效。值得注 意的是，根据理想能源网数据，2020 年我国自俄罗斯与美国的 LNG 进口量增长相对明 显，2020 年自俄罗斯进口 LNG 508.43 万吨（占比 7%），2019 年仅为 169.81 万吨。 2020 年自美国进口 LNG 320.44 万吨（占比 5%），2019 年仅为 27.6 万吨。我国进口 LNG 多数被长协合约锁定。2020 年我国 LNG 进口国中，前五大国家均 已与我国签订长期 LNG 合同（SPA），占进口量 79%。从企业来看，LNG 进口以中海 油为主，占比 49%，其次是中石油和中石化，分别占比 29%和 22%。SPA 中，采购方 和供货方在每合同年初基于 SPA 规则确定当年接货义务量，以现有签订的 SPA 来看， 我国每年最大接货义务量高达 4625万吨（约 647.5亿立方米），占 2020年进口量的 69%， SPA 将长期保障我国 LNG 进口能力。3.中游管输：管道与接收站建设加速3.1 天然气管道建设里程有望保持高速增长“十三五”期间干线格局基本稳定，支线里程快速增长。根据《我国油气官网建设 “十三五”回顾及“十四五”展望》（韩景宽），“十三五”期间我国天然气管道建设高速增长，截止 2020 年底，我国天然气管道总里程达 10.2 万千米，较 2015 年底增长 3 万 千米，增幅达 42%，“西气东输、北气南下、川气东送、海气登陆”的整体流向格局保 持稳定，四大天然气进口通道进一步完善。其中，干线增长 1.02 万千米，支线增长 1.98 万千米，新增里程中支线占比 66%，中东部地区干线管网输气能力显著提升。短中期天然气管网运力充裕。天然气管道的建设周期相对较长，若管网运力紧张， 将会对管道气供给形成较大制约，从 2020 年我国国家管道公司天然气管网使用情况来 看，我国全年管网设计运力流量约 6014 亿方，实际剩余能力约 1337 亿立方，即我们还 有 22%的运力未使用，实际使用率不到 80%，因此，我们认为短中期天然气管网运力总 体上是较充裕的，局部可能会有一定紧张，但不会对下游供给形成较大制约。技术进步与行政改革将助力未来管网建设增长。“十三五”期间，我国油气管道技术 水平显著提升，攻克了第三代大输量天然气管道工程关键技术，成功研制 X80 钢管， 储备了 X90 管道成套技术，自主掌握管道全尺寸气体爆破试验技术，降低了管道建设投 资成本。技术进步改善了建设成本，行政改革则改善了管理成本和效率，2019 年底， 国家管网集团成立并负责建设和管理全国干线油气管网。按照实行“网销分离”、“运销分 离”的改革方向，管网集团专职从事油气长输管网的规划建设、调度运行、公平开放和运 输服务等业务，不从事设备制造、施工建设等辅助性业务。这项改革意味着此后全国油 气干线管道建设和运营将统一由国家管道公司负责，改变了过去多运营主体造成的管理 无序等问题。天然气管网还有较大发展空间，能源转型清洁化将推动管网持续建设。根据发改委 《中长期油气管网规划》，2025 年我国天然气长输管道要达到 16.3 万公里，较 2020 年 底增长 6.1 万公里，还有 60%的增长空间。“十三五”期间，包括“2+26”重点城市在内的 华北、中西部、长三角、珠三角等重点地区的“煤改气”行动在改善大气环境、推进能源 转型等方面取得突出效果。“十四五”规划纲要明确指出要“持续改善环境质量”，“强化多 污染物协同控制和区域协同治理，加强细颗粒物和臭氧协同控制，基本消除重污染天气”， 更大范围、更深层次的“煤改气”还将持续推进。《中国天然气高质量发展报告（2020）》 预计到 2025 年，我国天然气消费量将达到 4300 亿立方米以上，对管网设施的需求也 将持续增加。3.2LNG 接收站加速建设LNG 接收能力快速提升，满足 SPA 照付不议义务量。截止 2020 年底，我国已经 有 21 座接收站处于运行状态，总接收能力达到 8862 万吨（约 1241 亿立方米），较 2016 年增长 130%，与 2020 年我国实际 LNG 进口量 943 亿立方米相比，使用率达 76%，覆 盖我国 LNG 进口需求且有剩余。SPA 具有长期性和照付不议性（指在市场变化情况下，付费不得变更，用户用气未 达到此量，仍须按此量付款；供气方供气未达到此量时，要对用户作相应补偿。如果用 户在年度内提取的天然气量小于当年合同量，可以三年内进行补提），在每年初确定该年 义务量后，即使提取量不足，也按义务量收费，因此我国 LNG 接受能力应满足每年的 SPA 照付不议义务量，按照目前 4625 万吨/年长约义务量来看，该部分只占用了我们接 收站接收能力的 52%，接受能力还有较大富余。在建 LNG 接收站项目多，投资者多元化，格局南密北疏。近两年天然气市场快速 的增长、国家发改委对上下游储气能力的要求以及 LNG 接收站良好的效益，激发了各市场主体投资建设沿海、沿江接收站的热情，一大批接收站处于布局与规划中。目前在 建（扩建）LNG 接收站 14 座，接收能力约 3800 万吨/年。规划 LNG 接收站 20 余座， 总接收能力约 6300 万吨/年。从格局上来看，三桶油拥有其中 9 座，其余为其他民间和 社会资本，较 2020 年三桶油与民间资本 17:4 格局来看，投资主体已经很大程度上多元 化，我们认为社会投资的增加将会促进加速接收站领域的发展。而从项目分布来看，南 方依旧为新建项目的主要分布区域。调峰能力不足是推动 LNG 接收站高速建设的原因之一。不同季节能源需求不同导 致了储气调峰需求，如果需求旺季的天然气全部依赖临时调度，会对运输网络产生较大 压力，因此有必要进行储气建设，满足调峰需求。根据《我国油气管网建设“十三五” 回顾及“十四五”展望》，2020 年我国天然气消费预计达到 3300 亿立方米， 按照 10%+5%的调峰责任安排，需要配套储气调峰能力建设 495 亿立方米。实际建成储气库 工作气量约 159 亿立方米，建成 LNG 接收站储气能力约 63 亿立方米，合计已建成储 气能力约 222 亿立方米，只能达到调峰责任的 46%。由于我们储气调峰能力还较弱，我 们认为储气能力受限是个中长期建设问题，这将会促进相关领域的开发建设，我们将在 下文阐述我国储气库建设情况。3.3 储气库建设迫在眉睫储气库是天然气调峰的主要方式。国内外主要的天然气调峰方式包括地下储气库调 峰，LNG 接收站调峰和气田调峰等，目前国外主要通过地下储气库完成季节调峰，LNG 接收站调峰只作为辅助方式用于日、时调峰，气田调峰较多用于西北欧地区，一些地质 条件不足，又依赖进口天然气的国家多在沿海地区建立 LNG 接收站。优质库源缺乏，建库成本高。储气库作为调峰的主要方式，一般应分布在资源地或 者消费市场，我国东部沿海区域地质构造破碎、陆相沉积环境复杂，优质建库目标十分 稀缺，建库成本和调峰成本远高于美国和欧洲国家。气藏建库以中低渗气藏为主，部分 气库埋深达到 4500 米（世界上 95%的气藏型地下储气库埋深低于 2500 米）；盐穴建 库以陆相盐湖沉积盐层为主，夹层多、品位低、部分埋深接近 2000 米（世界上 95%的 盐穴型地下储气库埋深低于 1500 米) 。我国地质条件复杂，工程建设难度大，以钻完 井为代表的工程质量问题屡有发生，投资成本大幅升高。目前国内已建成的储气库 90% 为油气藏储气库，主要分布在北方油气聚餐区，而南方作为主要消费市场，建设储气库 以盐穴和油气藏为主，含水层储气库尚无建设实例。过去 5 年我国储气库建设较缓慢。截至“十三五”末我 国累计建成地下储气库群 14 座，总设计工作气量 236 亿立方米，形成工作气量 159 亿 立方米，与 2020 年我国预计 3300 亿立方米消费量相比，工作气量占消费量比例只达 4.8%，与国际行业公认的标准 12%-15%还有较大差距。具体来看，2015-2020 年期间， 我国新增了金坛盐穴、中原文 23 和港华金坛三座储气库，新增库容 120 亿方，累计库 容 512 亿方，从库容上来看，累计增长 31%，这其中得益于中原文 23 储气库的建成使 用，文 23 储气库是我国目前最大规模储气库，地处河南，库容 104 亿方，为我国中东 部地区天然气安全平稳供应提供了有力保障。政策加持下，储气库建设亟待增长。根据国家发展和改革委员会（简称国家发改委）、 国家能源局联合印发的发改能源规[2018]637 号《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 2020 年要拥有不低于年合同销售量 10%的储气 能力；城镇燃气企业形成不低于年用气量 5%的储气能力；地方政府至少形成日均 3 天 需求量的储气能力。2019 年，国家发改委、国家能源局陆续印发了国发[2019]7 号《国 务院关于建立健全能源安全储备制度的指导意见》和《能源体制革命重点行动 2019—2020 年》，要求加快储备设施建设、完善油气储备体系。从 2020 年储气库实际 工作气量来看，其相对全国天然气消费量比例只达 4.8%，这意味着若要达标，我们还应 配套增长一倍工作气量水平，而在我国能源清洁转型的背景下，我们认为天然气的需求 还将保持中高速增长，因此对应的储气设施有保持同步增长的需要。4.需求端：看好城市燃气和发电用气的后续增长天然气消费量保持高速增长，进口规模相应提升。2019 年我国天然气消费量达到 3073 亿立方米，过去 5 年保持 10.3%的高速复合增长率，天然气消费占一次能源比例 为 8%，较三年前提升 2.1%。消费量高速增长的同时进口规模对应提升，2019 年我国进口 1341 亿立方米天然气，较 5 年前增长 125%，进口依赖度从 31.6%增加至 43.6%， 两者的变动趋势基本保持一致，2013-2015 年我国天然气消费增长率曾出现阶段性下滑， 进口依赖度因此在 31%-32%保持稳定，随着 2016 年以后我国天然气消费增长回暖，进 口依赖度开始对应攀升。城市燃气与发电用气占比保持增长。从消费结构上来看，城市燃气和发电用气的比 例保持增长，2019 年，我国天然气消费中，城市燃气占比 37.2%为最高，工业燃料占 34.9%，发电占 17.8%，化工用气占 10.2%为最低，相较 2015 年，城市燃气和发电比 例分别进一步提升 2.8%和 3.5%，其中城市燃气取代工业燃料成为第一大门类，其余则 对应下降。化工用气发展受限，工业燃料用气相对稳定。我国化工原料用气占总消费量比例为 10%左右，相对美国（4%）、德国（6%）、日本（7%）较高，且受政策约束，2012 年， 国家发改委出台《天然气利用政策》，将天然气用户分为优先类、允许类、限制类和禁止 类，其中城镇燃气归属优先类，允许类包含工业燃料和发电用气，限制和禁止类中多为 天然气化工项目，政策上化工用气受限最显著，而工业燃料用气受益于“十三五”以重点 城市“煤改气”工程，有替代煤炭作为工业燃料的空间，我们认为结构上能够保持稳定。 综上，我们认为结构上化工用气发展受限，工业燃料则保持相对稳定。城市燃气和发电用气比例有进一步提高空间。发达国家的天然气能源结构已经趋于 成熟稳定，对我国有借鉴意义，世界上有 3 种典型天然气消费结构模式， 分别是以美 国为代表的结构均衡模式，以英国、荷兰为代表的城市燃气为主的模式，以日本、韩国 为代表的发电为主的模式，其中资源禀赋对消费结构的影响很大。美国作为结构均衡的 代表，其天然气自给自足且有出口能力，因此城市燃气、工业燃料（含化工用气）与发 电的用气比例比较平均，都在 30%-40%区间附近；英国、荷兰的天然气消费结构以城 市燃气为主，但两国在发电业的用气占比并不低，一直保持在 30%左右。两国的天然气 产业起步较早，在 20 世纪七八十年代就形成较为完善的天然气管网和基础设施，发展 至今均已迈入世界上天然气市场成熟的国家行列；日韩作为天然气资源匮乏国，天然气发电比例更高，以韩国为例，2018 年其天然气消费中发电比例为 45%，占比近半。比较以上三种模式，我们认为我国消费模式将呈现城市燃气、工业燃料用气、发电 燃气三足鼎立的局面，我国天然气资源并不匮乏，只是储量较高的非常规天然气当前开 采难度较大，随着技术进步，我们认为这一问题有改善空间，因此不会形成日韩单一部 门消费过重的模式，但也难以与美国这一资源富余国相比，因此全面均衡模式可能性也 不大，综上，我们认为城市燃气和发电用气比例有进一步提升空间，我们会在下文详细 说明。4.1 城镇燃气仍有增长空间用气人口、用气量保持高速增长。2014-2019 年期间，我国城市天然气供应量从 964 亿立方米增长到 1609 亿立方米，年化复合增长率 10.8%；用气人口从 3.01 亿增长至 4.65 亿，年化复合增长率 9.1%；气化率（城镇用气人口相对城镇人口的比例）从 40% 增长至 55%，提升 15%，增长显著。城镇化建设稳步推进，提高城镇用气增长空间。2019 年，我国城镇化率首次突破 60%，达 60.6%，较 2014 年增长 5.8%，平均每年增长约 1.2%，增速较稳定；与此同 时，对应配套基建保持较高速增长，2014-2019 年，我国城市天然气管道长度从 43.46 万千米增长至 76.79 万千米，每年年均增速保持在 10%以上，复合增长率 12.1%，供应 设施的高速增长保障了用气需求不会受到输送能力不足的限制。城镇化率、气化率仍有增长空间。参考发达国家城镇化建设经验，截止 2018 年，美国城镇化率 82%、日本 92%、德国 77%、英国 83%，目前我 国城镇化率刚站上 60%，中国经营报援引中国科学院农村发展研究所预测，到 2035 年， 我国城镇化率有望达 72%，城镇人口的提升会带来增量的燃气需求；另外，我国天然气 使用气化率也有很大提升空间，美国 城市气化率早在 2009 年就已超 85%，存量视角上，使用天然气的人口比例有待提升。 综上，我们认为城镇燃气仍有较大增长空间，根据《中国天然气高质量发展报告（2020）》 预计，到“十四五”末，我国城市燃气需求量将达 1500 亿方，较 2019 年增长 33%。4.2 天然气发电潜在提升空间最大社会用电量稳步增长，燃气发电比例相对较低。我国社会用电增速在 2015 见底后， 自 2016 年以来开始“V”型回升，2016-2019 年我国社会用电量年均增长 7%，用电量从 5.92 万亿千瓦时增长至 7.29 万亿千瓦时。然而，在我国发电量中，天然气发电比例相 对偏低，根据中电联统计，2019 年我国发电量达 7.33 万亿千瓦时，燃煤发电占 62.2% 最高，燃气发电仅占 3.2%；而据 BP 能源统计，2019 年全球燃煤发电占比 36.4%，其 次为燃气发电，占比 23.3%，由于煤炭在三大化石能源中清洁度最低，我们认为过高的 燃煤发电比例会影响碳中和政策的实施，而相对清洁的燃气发电因此有较大发展空间。装机与发电量双位数增长，发电机组利用率提高。2014-2019 年，我国燃气发电装 机与发电量保持年均双位数增长，其中燃气发电装机从 5697万千瓦增长至9024万千瓦， 增长 58%，年均增长 10%；发电量从 1333 亿千瓦时增长至 2325 亿千瓦时，增长 74%， 年均增长 12%，发电燃气用量从 259 亿方增长至 540 亿方，增长 108%。三者的增长变 动趋势基本一致。2012-2014 年，燃气发电增速曾显著低于装机增速，反映了燃气发电 装机的利用率较低，因此 2015 年以后，燃气发电量装机量出现了较大下滑，不过自 2015 年以后，燃气发电量增速开始高于装机增速，反映其发电机组的利用率开始提升。核心技术正在突破，卡脖子问题得到缓解。燃气轮机被誉为动力机械装备领域“皇冠 上的明珠”，是一个国家科技和工业整体实力的重要标志，在军事上，它可以应用于舰船 和机车的动力系统，在民用上，重型燃气轮机主要用于满足发电领域城市公用电网的需 要。另外，燃气轮机热效率高于燃煤发电设备，重型燃气轮机的级别越高代表着热效率 也越高，根据维科工控网和百度百科资料，目前 E 级燃气轮机的单循环热效率为 34%左 右，联合循环为 53%左右；F 级的单循环在 38%左右，联合循环在 57%左右；F级燃机单循环的热效率即已超过一般燃煤发电设备 35%的热效率，而最先进的燃气轮机已经发 展到 G/H 级，从热效率来看，燃气发电更具优势。作为天然气发电的核心部件，燃气轮 机核心部件呈高度垄断格局，根据华气能源猎头资料，目前，世界上只有美、英、俄、 德、法、日等少数国家具备独立研制先进燃气轮机的能力，且技术转让可能性低。而我 国燃气轮机燃烧室、高温透平叶片等关键热部件没有自主设计和制造能力，不仅影响设 备造价水平，且投产后核心部件的运行维护被供应商垄断，检修维护费用居高不下，影 响企业生产成本，也在一定程度上制约了燃气发电在国内的发展。根据搜狐网新闻，2019 年 9 月 27 日，我国首台完全自主研发的 F级50MW 重型 燃气轮机整机点火试验在东方电气集团获得成功，重型燃气轮机 8 个燃烧筒同时点火燃 烧并实现了稳定运行，这也意味着中国自主研发的 F 级 50MW 重型燃气轮机技术获得了 突破，此次突破完成了 50MW 重型燃气轮机的压气机、燃烧器和透平三大核心部件以及总体的设计和制造，未来随着技术进一步进步，我们认为燃气发电设备领域的技术卡脖 子问题将得到解决。政策支持延续。在“十三五”期间，发改委发布《电力发展十三五”规划(2016-2020 年)》，提出了将煤电发电占比控制降低在 55%的目标，并鼓励天然气发电有序发展，2017 年 6 月，国家发改委发布《加快推进天然气利用的意见》，明确将天然气培育成为我国 现代清洁能源体系的主体能源之一，到 2020 年天然气占比力争达到 10%左右。另外， 在《2020 中国天然气高质量发展报告》中，对“十四五”期间天然气产业发展作出了展望， 预计发电领域约新增 420 亿方需求，增量最大，结构占比上将提高 5%至 23%，突破 20%， 增长显著。综上，我们认为我国天然气发电有较大潜在提升空间。详见报告原文。（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）精选报告来源：【未来智库官网】。

在环境保护和行业发展规划等因素的大力推动下，2020年，我国天然气行业总体保持了良好的发展态势。随着我国天然气体制改革的不断深化，产储供销体系建设成效不断显现，天然气行业的上中下游市场势必迎来竞争格局的深刻变化。基于对天然气行业发展的观察和研究，正略咨询推出《天然气行业发展蓝皮书（2020）》。本报告由行业洞察篇、热点专题篇和未来展望篇组成。报告融合了正略咨询能源行业研究课题组专家的研究成果，对2020年天然气行业的政策环境、总体运行以及城燃企业的重组兼并进行了回顾。同时，就天然气发电业务、综合能源服务业务、液化天然气产业链一体化以及燃气企业的数字化转型等热点专题进行了专门研究和深入探讨。最后，从“十四五”展望出发，分析天然气体制改革的重点、难点，行业发展的机遇、挑战以及发展趋势。并就如何应对趋势变化的发展策略进行了方向性的思路探讨。正略咨询期望通过系统全面的研究，使本报告成为行业同仁了解行业现状、洞察行业趋势、把握发展规律的有益参考。一、行业洞察01、政策环境洞察整体趋势：回顾我国天然气行业发展历程，将发展政策按需求、供给、定价三大类进行梳理，总体上呈现“高质量发展”和“市场化改革”的趋势。 近年回顾：回顾2020年及最近几年我国天然气行业主要政策，呈现以下五大聚焦：02、行业运转回顾2017年中央、国务院印发《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》，开启了国内天然气体制改革，改革总体思路是“管住中间，放开两头”。随着体制改革的不断深化，天然气行业的上中下游呈现出如下明显的运转特征：03、城燃企业并购回顾2019年城市燃气行业已经开启了项目收购的上行周期，在国家油气管网市场化改革的大趋势下，2020年行业整合进一步加剧，城燃企业并购重组数量快速增多。随着我国油气体制改革深化，城燃企业和“三桶油”在价格改革、短期气价高企、利润收窄等压力下被迫寻求并购合作。规模化的、运营机制更有效的公司将获得整合资源的机会，存量市场重新洗牌，“大鱼吃小鱼”式、区域性的并购重组趋于明显。二、热点专题01、天然气发电业务02、综合能源服务业务研究综合能源服务的核心是多能源系统协同优化服务，综合能源服务呈现的若干典型形式包括：目前，综合能源服务业务作为能源行业的重要战略发展方向，以电力、电网以及燃气公司为主的传统能源企业都在努力向综合能源服务方向发展，实现转型。综合能源服务的盈利主要来源于基础服务和增值服务两部分。03、综合能源业务市场需求我国综合能源服务市场需求巨大，发展前景广阔。考虑政策环境、技术支撑等因素，综合能源服务市场未来需求主要有以下几类：04、综合能源业务优化策略05、LNG产业链一体化研究液化天然气市场可分为上游、中游、下游三大类。产业链条上不同市场的区别很大，其进入门槛及政策限制也有很大差异，市场内部的竞争相差悬殊。上中下游市场的发展特征及进入策略和进入模式也有所不同。06、燃气企业的数字化转型燃气企业而言，将数字技术融入到燃气全产业链中，推动企业生产数字化、供应链数字化、营销数字化、运营管理数字化等方面的变革。过去，传统燃气行业对数据不够重视，面对数字化变革给城市燃气行业带来的重重挑战，在推动转型过程中，需要做到：三、未来展望“十四五”是燃气行业实现转型发展的机遇期，本章从体制机制改革重点、难点分析入手，剖析燃气行业发展的机遇和挑战，以及面向发展趋势如何有效的调整发展策略。主要内容速览（节选）

液化天然气(Liquefied Natural Gas，简称LNG)，主要成分是甲烷，被公认是地球上最干净的化石能源。无色、无味、无毒且无腐蚀性，其体积约为同量气态天然气体积的1/625，液化天然气的质量仅为同体积水的45%左右。其制造过程是先将气田生产的天然气净化处理，经一连串超低温液化后，利用液化天然气船运送。液化天然气燃烧后对空气污染非常小，而且放出的热量大，所以液化天然气是一种比较先进的能源。我国液化天然气产量整体呈逐年增长态势，2020年液化天然气产量为1332.9万吨，液化天然气产区主要为内蒙古、陕西地区等，内蒙古、陕西产量分别为348.5万吨和301.0万吨。近年来，我国液化天然气进口金额远大于出口金额，2020年进口金额为233.93亿美元。我国液化天然气产量整体呈逐年增长态势，2020年液化天然气产量为1332.9万吨2014-2020年期间我国液化天然气产量整体呈逐年增长态势。2020年我国液化天然气产量为1332.9万吨，同比增长14.4%。2020年我国液化天然气产区主要为内蒙古、陕西地区等，内蒙古、陕西产量分别为348.5万吨和301.0万吨2020年我国液化天然气产区主要为内蒙古、陕西地区等。其中内蒙古地区液化天然气产量为348.5万吨，陕西地区液化天然气产量为301.0万吨。山西、四川、新疆、宁夏地区液化天然气产量均超100万吨。我国液化天然气表观需求量总体呈逐年增长态势、2020年表观需求量为8042.82吨2014-2020年期间我国液化天然气表观需求量总体呈逐年增长态势。2020年我国液化天然气表观需求量为8042.82吨，同比增长10%。我国液化天然气价格较为波动，2021年年初价格呈波动下降态势2019-2020年期间我国液化天然气价格较为波动。2020年液化天然气市场走势颇为震荡，年初液化天然气主流均价3743元/吨，年末(12月31日)国内液化天然气主流均价5366.67元/吨，较年初报价上涨1624元。2021年年初价格呈下降态势，截至2021年2月23日，液化天然气均价降至3706.67元/吨。我国液化天然气进口金额远大于出口金额，2020年进口金额为233.93亿美元2018-2020我国液化天然气进口金额远大于出口金额，但进口金额呈波动下降态势。2020年我国液化天然气进口金额为233.93亿美元，出口金额为0.12亿美元。更多数据请参考前瞻产业研究院《中国LNG行业市场前瞻与投资战略规划分析报告》，同时前瞻产业研究院提供产业大数据、产业规划、产业申报、产业园区规划、产业招商引资、IPO募投可研等解决方案。（文章来源：前瞻产业研究院）

中国能源研究会政策研究中心天然气中心　　2017年是我国天然气行业跨越式发展的一年，在这一年里，油气体制改革方向逐渐明确，主体能源地位得到确认，政策支持明朗化。受益于我国大气污染治理力度的不断加大，天然气消费量呈现出爆发性增长。虽然在天然气行业快速发展中暴露出一些问题，但是对于整个行业产生的影响仍利大于弊。随着多个利好政策的不断出台，国产、进口资源稳步上产，上下游合作加强，基础设施短板问题得到重视，应急、调峰机制更加完善，天然气行业前景广阔。为此，中国能源研究会政策研究中心天然气中心选出2017年影响天然气行业发展的10个重大事件，选取的角度主要是对天然气行业发展产生深远影响或在用气历史上首次发生的事件，对每个事件进行盘点和分析，供大家参考。　　1天然气体制改革方向明确，改革步伐逐步推进　　【事件回顾】2017年5月国务院发布《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》，对天然气上中下游提出了改革任务，其中上游允许符合准入要求并获得资质的市场主体参与常规油气勘查开采;推进国有大型油气企业干线管道独立，实现管输和销售分开，向第三方市场主体公平开放;加大天然气下游市场开发培育力度，促进天然气配售环节公平竞争。2017年6月石油公司公布2016年天然气管道运输成本相关信息，2017年9月1日起13家跨省天然气长输管道企业对外实施公平准入，公开代输价格。　　【点评】随着《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》的提出，未来将会对我国天然气产业产生长期影响，天然气行业走向将基于此政策进行改革。方向更为明确，基本可以概括为上游多元化、中游独立化、下游市场化，上游资源供应商的多元化可以为用户提供更多的选择，是价格市场化的前提;中游基础设施独立化是销售和输配分离，并将向着“使用权”、“拥有权”、“运营权”三权分立的方向发展;因为拥有资源供应的自由选择权和物流通道的公平使用权，价格市场化才成为可能，价格市场化最重要的特点是供需双方协商确定价格，并受到供需形势的影响。　　目前，我国天然气资源供应主体类型和数量较少，石油公司仍占绝对的主导地位，由于国家鼓励政策和我国天然气市场快速发展的原因，社会各类资本对介入上游的积极性提高;我国跨省长输管道已经实施运销分离，公开了管道的运价率，并对社会公平开放，省内管网公平向“第三方”开放和运销分离是后续改革的重点;天然气交易中心的成立和价格市场化在福建省试点，为我国天然气价格市场化拉开了序幕，预计在“十三五”期间我国不具备全面实施价格市场化的条件，但会在市场发展程度相对较好的长三角、珠三角和环渤海地区逐步推广。　　2创新驱动发展战略推动下，可燃冰开采取得历史性突破　　【事件回顾】2017年5月18日，由国土资源部中国地质调查局组织实施的我国海域天然气水合物(可燃冰)试采在南海神狐海域实现连续8天稳定产气。连续开采8天，最高产量3.5万立方米/天，平均日产超1.6万立方米，累计产气超12万立方米;甲烷含量最高达99.5%。这是我国首次、也是世界首次成功实现泥质粉砂型天然气水合物安全可控开采。11月16日我国正式将天然气水合物列为新矿种，成为我国第173个矿种。　　【点评】我国在海域和陆域均实现可燃冰找矿突破和试采成功，尤其是首次在南海神狐海域成功实施试采，取得理论、技术、工程、装备自主创新，实现历史性突破，向产业化迈出关键一步，中国地质调查局今年6月提交了天然气水合物新矿种申报报告。国土资源部在调查研讨基础上，认为天然气水合物具备申报新矿种的条件。根据矿产资源法实施细则，国土资源部10月17日向国务院呈报请示并于11月3日获得批准，天然气水合物即可燃冰成为我国第173个矿种。　　在我国实施创新驱动发展战略条件下，可燃冰的开采是在掌握深海进入、深海探测、深海开发等关键技术方面取得的重大成果。勘探显示，南海神狐海域有11个矿体，面积128平方公里，资源储存量1500亿立方米，相当于1.5亿吨石油储量。海洋天然气作为我国四大气区之一，部分气田逐步进入递减期，供应压力较大。在我国富煤缺油少气的资源禀赋下，可燃冰开采的突破，将为我国扩大天然气资源供应，降低对外依存度提供更多选择，对推动能源生产和消费革命具有重要而深远的影响。低渗粉砂质储层水合物矿藏在海上丝绸之路沿线国家广泛分布，很多国家对可燃冰技术有强烈需求。随着我国逐渐掌握这一技术，有利于解决“一带一路’沿线的资源、能源问题，推动“一带一路”沿线的经济发展和融合。　　3利好政策不断出台，天然气的主体能源地位得到明确　　【事件回顾】2017年1月17日，国家能源局印发《能源发展“十三五”规划》(发改能源[2016]2744号)，首次明确“发挥市场配置资源的决定性作用”，到2020年天然气综合保供能力应达到3600亿立方米以上，天然气消费占一次能源消费比例达到8.3%-10%，加快推动天然气市场化改革，建立覆盖全行业的天然气监管体制。2017年6月23日，国家发改委印发《加快推进天然气利用的意见》(发改能源〔2017〕1217号)，总体目标为2020年天然气在一次能源消费结构中的占比力争达到10%，逐步将天然气培育成为我国现代能源体系的主体能源;提出实施城镇燃气工程、天然气发电工程、工业燃料升级工程、交通燃料升级工程四大重点任务;推进试点示范，有序支持四川、重庆、江苏、上海等省市开展天然气体制改革试点。　　【点评】两大文件均进一步明确了天然气在我国能源发展中的定位，将天然气的发展定位于主体能源之一，规划制定了明确的天然气利用方向。扩大天然气利用，提高天然气利用比例是我国社会经济发展，能源消费转型，是改善人民群众的生活环境、生活质量的重要手段。同时在相关规划中强调了市场体系建设，积极推动体制机制改革，意味着下一步天然气产业市场化改革力度有望加大;细化了天然气行业的发展方向，四大利用工程将大大推动天然气消费市场发展。利好政策的不断出台，对我国天然气价格、政策、能源结构等多方面产生重要影响，重点任务如能达成将有效改善国内天然气利用结构的矛盾。　　此外，不仅国家对于天然气产业不断重视，各省也出台一系列鼓励行业发展的政策法规，各省发展目标相对明确，且更为落实。例如四川、重庆、江苏、上海等改革试点省市率先出台了相关的规划，重庆成立交易中心、上海开始线上竞价、四川逐步开发用户的直供、江苏开展沿海输气管道的建设等均对天然气行业产生深远影响。其它省份也均明确了天然气的发展方向，尤其是加大工业领域天然气用能替代力度等方面，有了明确的要求，为天然气市场的扩大提供有力支撑。　　4中国天然气市场需求爆发式增长，部分地区出现用气紧张　　【事件回顾】2017年12月18日，国家发改委就宏观经济运行情况举行新闻发布会：今年以来，我国天然气消费量保持快速增长，1-11月份，全国天然气消费量达到2097亿立方米，同比增长18.9%，其中，国内生产天然气1338亿立方米，同比增长10.5%。进口天然气817亿立方米，增长28.9%。受市场需求大幅增长，资源供应不稳定因素影响，华北、华南、西北、西南多地爆出用气紧张情况，个别地区甚至出现医院停供的突出问题。　　【点评】预计2017年全年天然气消费量2341亿立方米，同比增长359亿立方，增幅达到18.1%。2017年注定是我国天然气发展历史上不平凡的一年，是我国天然气市场消费量同比增长首次超过300亿立方米的一年，是我国消费量大幅增长，市场发展中所存在的问题逐渐暴露的一年。2017年总体呈现出夏季淡季不淡，冬季供气紧张等运行特点，城市燃气、工业燃料、发电、化工四大用气结构均大幅增长，天然气市场结束自2014年以来的发展颓势，重回快车道。　　2017年4-10月，逐月消费量同比增幅均超过20%，中石油如东LNG接收站、中石化青岛LNG接收站、川气东送管道、中海油天津LNG接收站等多个基础设施项目自夏季以来一直保持满负荷运行，多次打破运行记录，金坛储气库今年夏季应急日采气1084万方创历史新高，多个省份消费量增幅超过30%以上，部分省份月消费量增幅甚至达到60%，总体呈现出淡季不淡特点。自11月开始北方地区逐渐进入采暖季之后，市场需求持续维持高位，再加上部分气源的不稳定因素，导致全国出现大范围供应短缺，多地进入应急状态，石油公司紧急调配资源，采取多项举措解决突出问题，至2017年12月下旬，天然气市场供需基本上得到稳定。而天然气市场发展中所存在的问题,在天然气供需紧张情况下出现量价齐升等新的运行特点，均得到了从业者的重视，维持较高的关注度，将有望挖掘出更多投资价值。　　52017年中国成全球第二大LNG进口国，LNG市场持续活跃　　【事件回顾】根据S&P Global Platts公布统计显示，2017年中国LNG进口总量为3789万吨，同比增幅高达48.37%，该进口量已经超过韩国的3651万吨，仅次于日本的8162万吨，全球排名第二。榆林煤炭交易中心发布信息显示，12月18日LNG最高接收价格已经涨至1.2万元/吨。江苏部分液厂LNG吨售价已经突破万元，银川、北京、河南等部分地区加气站LNG售价已经突破10元/公斤。　　【点评】2017年，中国的天然气消费量出现了巨量增长，各主要LNG接收站一直保持高负荷运行，LNG进口量月同比增长均维持在30%以上。入冬后，“煤改气”工程带来的需求集中爆发，使得中国对于LNG进口量剧增。2017年进口LNG总量不仅首次超过进口管道气总量，更是超过了韩国，使我国位列世界第二大LNG进口国。进口LNG已经成为我国主要资源渠道，在国际油价处于低位、国际LNG市场过剩的条件下，进口LNG灵活性进一步凸显，无论是价格的灵活性，还是短时间内可获取的资源增量，均具有其他天然气资源所不能比拟的优势。2017年中石油、中海油均采购较多LNG现货资源，具备较大的价格优势以及不均匀供应特点，有效平抑了长贸气价过高，缓解了资源供应紧张问题，预计未来将会有更多主体参与进国际LNG资源竞购中。　　此外LNG液体到货价破万，较夏季低点增长300%，虽然加大了下游用气负担，但同样提现出LNG液体市场的投资价值。预计未来LNG液化厂、储气罐等项目盈利性有望增加，将有效为这些项目带来更多资本进入。　　6国内首座民企LNG接收站投入运营，社会资本大规模进入上游领域　　【事件回顾】2017年6月4日，新疆广汇能源股份有限公司江苏启东LNG接收站迎来首艘进港的LNG运输船，标志着启东LNG接收站正式投产。9月26日，位于江苏启东吕四港经济开发区的广汇能源LNG接收站一期16万储罐扩建项目LNG储罐气成功升顶。建成后，接收站LNG年周转能力将由目前的60万吨提升到115万吨。截止到11月底，5个月的时间启东接收站已经成功接卸了八船海运LNG。　　【点评】2014年12月，南通港吕四港区广汇启东LNG接收站水运工程项目开工，标志着广汇启东LNG分销站项目全面启动。2015年12月，广汇能源与马石油公司签署《LNG购销框架协议》，协议签订从2017年开始，马石油向广汇能源出售交付LNG。工程建设历时30个月，2017年6月广汇启东LNG接收站正式运营投产，标志着我国第一座民营LNG接收站正式运营，同时也是江苏省第2座LNG接收站，将为我国加快清洁能源产业发展、建立海上油气通道、增强能源保障能力发挥重要作用。　　该项目的建成将为长江下游城市分销转运可靠的LNG应急调峰气源，从而保障城市的应急调峰供气需求，加大城市供气的多元性、安全性，促进经济和社会的可持续发展。广汇启东LNG接收站的投产，为江苏省增加更多天然气资源获取途径，为冬季天然气资源保供做出巨大贡献。因其投产时间节点把握较好，运营利润较为可观，此外考虑新奥舟山LNG接收站投产在即，再加上华电集团、太平洋油气、京能集团等多家投资主体先后进入LNG接收站领域，预计未来将会有更多社会资本大规模进入上游领域，LNG接收站建设有望提速，行业发展前景较好。　　7“煤改气”需求增长超预期，大气污染治理效果明显　　【事件回顾】2017年5月，财政部、住建部、环保部等联合发布《关于开展中央财政支持北方地区冬季清洁取暖试点工作的通知》，提出以中央财政补贴的方式支持北方地区清洁取暖改造。2017年8月21日，环保部联合其他部委以及六省市地方政府下发《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》(下称《行动方案》)，要求10月底前全部“2+26”城市完成以电代煤、以气代煤300万户以上。2017年12月20日，十部委共同发布《北方地区冬季清洁取暖规划(2017-2021)》，其中提出宜气则气，宜电则电，尽可能利用清洁能源，加快提高清洁供暖比重。　　【点评】2012年雾霾问题引发的舆论关注越来越多后，国内对整治雾霾的措施进行了长期探讨，天然气替代燃煤是较为有效的手段之一，从2016年开始，我国大规模开展清洁能源替代工程，不过由于当年是暖冬，这使得我国天然气市场增长情况没有体现出来。进入2017年之后，在国家大气污染方向的明确，环保监管力度的加强，“煤改气”补贴政策的出台背景下，“煤改气”工程进一步加速。　　受“煤改气”工程推进、气象条件、“治停退”措施等多方面影响，2017年河北省PM2.5年平均浓度为65微克/立方米，同比下降7.1%，较2013年降幅达到39.8%，超出“大气十条”确定的较2013年下降25%的目标。2017年北京市细颗粒物(PM2.5)等四项主要污染物同比均有所改善，其中PM2.5年均浓度为58微克/立方米，完成国家“大气十条”任务目标。此外河南省、山东省、山西省空气质量均出现明显改善，“2+26”城市大气环境具有较明显的改善。在国家改善大气污染的战略指导下，随着清洁采暖规划的出台，“煤改气”工程仍将稳步推进，并且重点治理地区有望从华北地区逐渐向东北、西北、华南地区覆盖。　　8天然气价格改革力度不断加大，市场化发展方向明确　　【事件回顾】2017年6月1日，中石油、中石化、大唐等5公司首次公开长输管道企业成本信息。8月30日，国家发展和改革委员会公布了天然气跨省管道运输价格核定结果。核定后，13家天然气跨省管道运输企业管道运输平均价格比此前下降了15%左右，新核定价格自9月1日起实施。根据这一核定结果，以及天然气增值税税率调整情况，国家发展改革委同步将各省(区、市)非居民用气基准门站价格每千立方米降低100元;居民用气门站价格则不作调整。　　【点评】2017年我国天然气价格改革重点推进，改革的主要方向是在2016年颁布的一系列天然气管道运输价格机制文件下，重点对长输管道的信息公开，成本进行监审。天然气管道运输价格属于重要的网络型自然垄断环节，其价格一直由政府监管，此次价格核定，标志着我国天然气管道运输价格管理的科学化、精细化水平进一步提高，天然气价格朝市场化方向迈出了坚实有力的一步，天然气领域“管住中间、放开两头”的价格治理框架基本建立。　　随着管输成本信息公开化、管输费计算方法透明化，为天然气管网的开放创造条件，也为未来管网经营者提出更明确的改革方向：将上游资源获取、管道运行、销售进行财务分离，才能更好的适应新的管输监管体系。管输信息逐步公开，也为第三方准入的实现做好了准备工作，9月份开始，上海石油天然气交易中心进行多次管道天然气竞价交易，用户可以自主选择交收方式，这是推进天然气价格市场化的重要尝试，为迎接天然气产业体制改革，实现天然气管网独立与价格市场开放积累经验。　　9中俄东线北段具备开工条件，国家长输管道投资回暖　　【事件回顾】2017年4月，中俄东线(黑河-长岭段)取得项目核准批复。7月16日中俄东线天然气管道工程(黑河至长岭段)试验段二期1标段在黑龙江省五大连池市龙镇打火开焊。试验段二期工程线路总长70公里，管径1422毫米，设计压力12兆帕。7月初，俄气集团已经与中石油签订了协议，根据这一协议，“西伯利亚力量”将从2019年12月20日开始向中国供应和输送天然气。目前，“西伯利亚力量”天然气管线已经建成979公里。11月28日，中俄东线天然气管道北段(黑河—长岭)项目安全设施设计取得批复，通过国家安全生产监督管理总局审查。至此，中俄东线天然气管道北段(黑河—长岭)项目已完全具备开工条件。　　【点评】中俄东线天然气管道(“西伯利亚力量”)中国境内段于2015年6月正式开工建设。中俄东线天然气管道中国境内段起自黑龙江省黑河市中俄边境，止于上海市，途经黑龙江、吉林、内蒙古、辽宁、河北、天津、山东、江苏、上海等9省市区，拟新建管道3170公里，并行利用已建管道1800公里，设计输气能力380亿立方米/年，并配套建设地下储气库。2017年底，中俄东线天然气管道工程境内段全面加速建设。中俄天然气管道国内工程开工建设，将分期建设北段(黑河—长岭)、中段(长岭—永清)和南段(永清—上海)，预计2019年10月北段投产，2020年底全线贯通。　　从装备制造角度，中俄东线天然气管道是我国首条采用1422毫米超大口径、X80高钢级管材、12兆帕高压力等级的世界上单管输量最大的跨境长输天然气管道工程。这条管道的建设对带动中国钢铁冶炼、制管、装备制造等基础工业的发展必将产生积极推动作用。从资源角度，中俄气是我国打通四大天然气进口通道的最后一项工程，随着俄罗斯380亿立方米天然气的进入，将对我国资源量获取、多元化供应起到有效补充作用。从市场利用角度，中俄东线的到来将最先利好东北地区市场，带动当地天然气产业发展，缓解当地环保压力。对于华北、华东市场，因其管道输配灵活，供应能力大，未来将起到填补该地区天然气市场缺口、季节性削峰填谷的重要作用。　　10煤层气探矿权首次招标出让，敲下中国煤层气探矿权公开出让第一槌　　【事件回顾】2017年6月，中共中央办公厅、国务院办公厅印发《矿业权出让制度改革方案》，要求以招标拍卖挂牌方式为主，全面推进矿业权竞争出让。8月，《山西省煤层气资源勘查开采规划(2016-2020年)》获得国土资源部正式批复后，11月5日，包括柳林石西、介休、平遥南、和顺横岭、和顺西、榆社东、武乡南、古县永乐北、古县永乐、安泽南等10个煤层气区块探矿权在山西省公共资源交易中心通过几轮激烈竞争，全部出让成功。10个煤层气勘查区块涉及单个区块面积为51-299平方公里，总面积约2043平方公里，预测煤层气总资源量约为4300亿立方米。山西国新能源发展集团有限公司等3家国有企业、山西蓝焰煤层气集团有限责任公司和山西美锦能源股份有限公司等5家民营企业获得10个煤层气区块的探矿权。预计，这10个煤层气区块3年内将投入10.73亿元，年均投入超过17.5万元/平方公里。　　【点评】此次煤层气勘查区块竞争出让，在山西省是首次，在全国也是首例，旨在进一步发挥市场在资源配置中的决定性作用，对深化矿业权市场化改革、统筹加快山西省煤层气资源勘查开发具有重要意义。煤层气产业作为一个资本、技术集中型产业，其矿权在公开出让后，就山西本省而言，将从很大程度上改变国企独大的观念，增加了市场竞争力和活力，打通勘探企业和资本市场的通道。山西省的煤层气产业长期以来由央企控制，以中石油、中联煤层气等为主的央企拥有山西省煤层气登记面积99.68%的煤层气矿权，而晋煤集团等省内煤层气企业的矿权面积仅占山西省登记比例的0.32%。8家新企业正式进入煤层气勘查开发领域，标志着我国煤层气矿业权公开竞争出让、市场化配置煤层气资源新机制的正式建立。5家民营企业的进入，也为逐渐打破国企在煤层气矿区勘探区独大的局面打下良好的开端。而对全国范围内的油气体制改革来说，也是一次跨越性的进步。《南方能源观察》

清洁能源的推广使用是我国环境保护、社会可持续发展的需要。天然气作为重要的清洁能源，截至2019年，全国天然气表观消费量3043亿立方米。根据《天然气发展“十三五”规划》，计划到2020年天然气占一次能源消费比例提升到8.3%～10%，天然气气化人口达到4.7亿人，天然气的整体发展会进入较为稳定的发展阶段。随着我国天然气的推广普及，城市燃气企业发展也由用户快速增长到平稳发展，城市燃气企业也面临着市场化改革，可持续经营发展等问题。文：邓建萍（广西大学商学院）城市燃气企业依托基础用气业务，利用核心天然气业务形成的用户资源、品牌影响力和市场渠道优势，向大量的居民、工业、商业用气用户提供相关的增值产品和附加服务称为增值业务。本文对我国城市燃气企业进行研究，结合城市燃气企业发展的现状，开展增值业务的先天优势，并提出相关建议。一、城市燃气企业可持续发展面临多重考验2019年12月，国家石油天然气管网集团有限公司正式挂牌成立。国家管网公司的成立意味着天然气产业链“管住中间、放开两头”的格局已经形成，天然气产业上游资源多主体多渠道供应、中间环节高效集输、下游市场充分竞争“X+1+X”新格局初具雏形。整体产业链将扩大开放，吸引多元化主体参与市场竞争，激发天然气行业的活力。在天然气行业市场化改革不断推进的背景下，各大企业都在进行自我变革，提高企业的服务质量和增加企业自身的核心竞争力。对于城市燃气企业，每年新建住宅数量的趋缓，政府监管力度的加大，使城市燃气企业面临着严峻的发展形势。在配气价格监管方面，2017年7月发改委出台《关于加强配气价格监管的指导意见》，规定配气价格按照“准许成本+合理收益”原则制定，合理收益为有效资产乘以不超过7%的税后全投资收益率。在接驳费监管方面，2019年6月发改委出台《关于规范城镇燃气工程安装收费的指导意见》，明确工程安装费(接驳费)定价监管框架为“成本监审+成本利润率+增值税率”且成本利润率不得超过10%。随着政策的不断变化，导致许多城市燃气企业出现投资大，毛利低经营困难的局面，企业迫切需要新的利润增长点。企业取得天然气特许经营权之后，在经营区域范围内投资建设城市输配售系统，从长输、中输管道以及门站取得气源，通过城市管网将燃气输送至终端工业、商业、居民等用户，这样的企业称为城市燃气企业。处于下游产业链的城市燃气企业服务着庞大的燃气用户群体，但是一直以来，对这部分用户的管理比较粗放，价值再挖掘没有重视，营销管理上存在营销数据收集分析能力不足、服务质量滞后及市场化程度低等问题。从用户的需求端来看，用户的需求日益丰富，对服务质量的要求全面提升，消费需求的多样性特征显著，企业必须深入收集、分析客户的各方面需求，结合用户的需求开展精准营销，尽可能满足用户多方位的消费需求。从企业的发展要求来看，随着天然气行业市场化改革的逐步推进，政府对城市燃气企业的接驳费毛利率和销气毛差管制政策加强。为了保证企业的可持续发展，在现有大量用户资源的基础上大力开拓和发展增值业务是企业发展的较优的选择。在许多公司，目前增值业务已经成为提升企业服务能力和增加企业盈利的重要途径，是城市燃气企业新的重要利润增长点，增值业务的发展也成为许多城市燃气企业的重要发展战略。二、城市燃气企业发展增值业务的先天优势(一)主营业务用户覆盖面广且稳定城市燃气企业处于天然气产业链下游，对于城市燃气用户，如居民、商业、工业、车用气等用气项目，由取得特许经营权的燃气企业独家建设和运营通过管道形式进行天然气供应的。这表明，在一定经营权范围内，城市燃气的主营业务是具有垄断性的，用户群体明确且较稳定。城市燃气行业特许经营模式，铸就了城市燃气公司在用户增长上的稳定性和持续性，伴随着我国城镇化水平的发展和国家对清洁能源的大力推广，城市燃气服务的用户数量显著提升。城市燃气企业开展增值业务的基础就是依托城市燃气服务的用户群体，用户群体的稳定性，持续性，为增值业务的发展提供了先天条件，对城市燃气企业能否顺利开展增值业务，以及开展业务的规模程度起到决定性作用。(二)强大的品牌背书和企业影响力城市燃气是城市能源结构和城市基础设施的重要组成部分，它的发展在城市现代化中起着极其重要的作用。城市燃气企业是非常典型的资本密集型企业，天然气支线管道和城市燃气管网的建设投资规模大，建设周期和投资回收期长，要求投资企业必须具有较强的资金实力，形成了较高的资本壁垒。与此同时城市燃气企业能否稳定、高效、安全、环保地运行关乎千家万户的利益，是一项重要的民生工程。特殊的行业背景造就了城市燃气企业特殊性，经过多年的发展，我国城市燃气的经营主体大致可以分为：大型的集团型综合能源服务商，如华润燃气、新奥能源、中国燃气，以及当地政府控股的国有控股燃气企业，如深圳燃气、上海燃气等。国内主要城市的燃气经营权都掌握在大型的集团企业或者国有控股企业。这一类型的企业拥有良好的社会美誉度，对于增值业务的开展起到强大的品牌背书作用。(三)接触用户的必然性和长期性用户是城市燃气企业的主要服务对象，用户管理直接关系燃气企业的生存和发展。用户从报装到使用天然气，和所提供服务的城市燃气公司紧密相连。城市燃气公司与用户之间接触有天然的必然 性和长期性，这对于建立用户的信任度和粘度至关重要。通过分析 天然气办理的业务流程的接触节点，以数量最多的居民用户为例，我们可以总结出，用户收房之后，第一步需要进行报装，带材料到营业厅报装，这个环节是固定环节。用户一般会在进行装修设备购买前，需要带齐相关证件到区域内经营的燃气公司营业厅办理天然气开通报装手续，用户可以通过线上平台进行预约办理，然后携带证件办理，在这一节点，营业厅会跟用户宣贯天然气使用的安全知识，并对用户即将进行装修和购买的设备需要符合的相关国家规定进行告知，避免用户在装修时破坏管道，或者出现其他相关安全隐患问题。通过这一过程的接触，城市燃气公司通过专业和全面的安全知识的介绍得到用户的认可和信任，在这一节点，可以适时地介绍燃气企业所经营的增值产品，起到比较好的转化作用。第二步是顺利安装之后，点火师傅上门点火，用户前期进行报装流程申报之后，师傅会根据材料进行预约安装燃气表并进行上门点火，城市燃气工作人员会进行设备的检查，并帮助用户接通灶具和热水器，检查气压，并进行点火。确保用户能正常使用天然气设备，这一流程是固定且必须的流程，除了帮助用户进行设备的接通，还要对用户进行天然气安全使用的培训和宣传。除此之外，燃气公司每年会对用户进行入户安检，入户安检是指城市燃气公司的安检人员，按照《城镇燃气管理条例》的规定，进入到使用管道天然气的用户户内进行燃气设施安全检查，排除安全隐患的检查。通常情况下，按照政府规定燃气公司对于各种燃气用户入户安检的频次要求为“商业用户、工业用户、采暖及制冷用户每年检查不得少于1次；城镇居民用户每两年检查不得少于1次；农村居民用户每年检查不得少于2 次”，当地政府有另外规定的，按当地政府规定执行。城市燃气企业通过入户安检保持着与用户的紧密联系，通过检查及时发现用户使用方法和管道设备，燃气具设备的问题，及时进行整改或者提醒用户进行更换。城市燃气企业跟用户的连接点还包括相关的维修、线上线下方式缴费，小区消防演示，安全讲座等。通过对城市燃气企业业务流程分析，可以看到企业跟用户接触的必然性和长期性，基于跟用户接触的特点为企业开展增值业务提供了良好的机会。(四)安全产品的技术专业优势显著随着天然气在我国的普及程度不断提高，关于燃气设备使用的安全问题也日益得到重视，燃气灶具气源适配性以及防止冬季热水器一氧化碳中毒等问题近几年政府各部门也十分重视。从国家相关规定可以看出，对于燃气设备、燃气具的安全规范是有严格的要求的，城市燃气公司基于天然的优势，专业从事燃气运输，销售业务，对于天然气气源及其设备的相关技术掌握有着得天独厚的优势。通过整合上下游供应链资源，可以更好地为大众提供高性价比的优质产品，全面涵盖选购咨询、设计安装、安全使用、上门维修、定期安检等一站式专业服务。全面强化用气安全，为用户创造真正放心的厨卫生活体验。并凭借渠道优势和完善的售后服务体系，为用户提供产品销售、安装供气、定期检测、保修的全程专业化贴心服务。三、城市燃气企业开展增值业务发展建议(一)主营业务和增值业务需求打通城市燃气企业在开展增值业务时，应该重点关注如何将主营业务和增值业务用户需求进行打通。以城市燃气用气用户为中心，提供包括安检、抄表、点火、安装、维修等基础的燃气业务服务，将原来线下燃气服务大厅的功能进行线上化，完成基础业务服务的同时进行用户数据采集，形成公司的用户数据库。借助线上平台，原始的燃气用气数据将与平台上的数据进行链接，通过实行会员制，实现用户到会员的转化；通过制定营销策略，让会员享受积分兑换，等级权益，会员定制，智能控制等会员服务，在为用户提供更优质服务的同时，进行用户价值的深度挖掘。(二)线下业务和线上业务联通城市燃气企业线上平台，主要是通过App、小程序、公众号、 智能设备端等应用进行平台功能的实现。依托城市燃气主业庞大的用户资源，首先建立强大的线下网格化服务，再通过互联网技术，运用大数据、人工智能等先进技术手段，对商品的生产、流通与销售过程进行升级改造，通过线上引流，提高客户便捷性，结合线下体验和消费，提高客户认可度。线上平台的营销服务针对平台上的用户，通过线上线下宣传，社交营销等手段，辅助代金券，折扣卷，抽奖，积分兑换等手段，对用户进行营销，促进平台用户多次，高频消费。(三)重视市场化人才团队的建设传统的城市燃气企业以主营销气和接驳为主，业务的发展更多 的依赖于当地城市的发展进度，市场化程度较低，人才较为稳定，流动性少。增值业务属于纯市场化的业务，需要大量的市场化人才。目前许多城市燃气企业出现增值业务人才短缺和团队技能不过硬的情况，原有主营业务人员转岗或工作内容增加增值相关产品销售后无法适应的情况，造成用户转化率不高，产品销售业绩不佳的情况。城市燃气行业增值人才短缺的短板已经凸显。第一，对核心关键人才的梯队搭建不力，没有实现对各级员工不同能力的阶梯式提升。第二，欠缺从战略角度对人力资源流动进行制度化管理，对业绩表现长期落后的员工淘汰强度不够。第三，公司还存在一些不适岗的人员，城市燃气行业由于公用事业属性，公司人员存在比较严重的传统的坐商思想，缺乏主动变革的精神，造成新事物推广比较难执行。增值业务团队的建设，一方面可以通过主营业务的原有团队进 行转化，另一方面需要通过人才招聘和引进。无论是自身挖掘的人才还是外部招聘的人才都要通过积极地开展培训，由内到外将团队打造成专业营销队伍：通过培训，提高员工的专业技能，增强员工对组织的认同感，增强员工与员工、员工与管理人员之间的凝聚力及团队精神，同时注重理论与实践结合，培养出来的团队才切实的掌握业务销售技能，对于提升业绩起到实际的帮助。(四)增值产品采取分类管理模式增值业务产品是增值业务发展的重要环节，增值业务产品的开发和销售应围绕本公司开展的燃气业务及与燃气业务相关的延伸、服务业务。增值产品管理的质量直接影响到企业的生存与发展、成本和利润空间。目前大部分城市燃气企业的增值业务产品和服务主要包括几大类：燃气相关产品、智能家电、定制家居、生活小家电、食品食物、保险服务、社区服务等。目前增值产品主要都是与第三方品牌企业合作为主，燃气具、水设备等产品部分燃气公司通过合资，入股的方式参与产品的开发，经营自有品牌；安全产品报警器，波纹管，切断阀等以采购为主，向国内有资质的生产企业进行统一采购；家电家居，其他高频，保险产品通过跟第三方合作为主，采取异业联盟的形式。对于不同的产品应该采取不同的产品策略，消费者对不同产品的关注的点不一样，安全产品消费者更加重视的是安全的性能，城市燃气公司在燃气产品安全方面应该重点突出自身燃气安全专家的品牌，把控质量，通过专业知识赢得客户；对于燃气具，水设备等市场化竞争比较激烈的品牌，在价格定价和产品宣传上应该更加市场化，突出自身售后团队所能带给用户的 “一站式、全周期”的服务卖点获得客户；高频产品的定位在于提高用户的粘性，重点应该在产品广，价格低，才能快速覆盖大范围用户。(五)加快信息化平台建设，提高数据处理能力城市燃气企业原有的主营业务用户数据庞大，业务流程革新周期长，行业内大部分公司原有的系统是比较简单和傻瓜式系统，数据缺乏一定的全面性和灵活性。而用户数据管理是开展营销工作的基础，提升数据采集与分析能力，摒弃冗余工作是工作的重中之重，企业需加强自身信息化建设，优化后台数据呈现形式。同时，增加按时间维度选择同比、环比对比参照功能，可节省大量人工计算成本，让数据更直观。同时启动大数据个性化推荐，通过系统对用户登录、浏览、消费等行为路径的大数据分析，将用户根据用户画像贴上标签，再根据用户标签开展精准营销。城市燃气企业增值业务的发展核心在于用户资源的深度挖掘，有效途径在于通过服务赢得用户，增值业务的重心在增值，即增加附加服务，城市燃气企业开展的初期关键要充分利用自身优势，重点在用户增加附加服务，但是切忌盲目营销，伤害了用户。在开展增值业务的过程中关键点是做好主营业务工作，通过优质的服务，高效的工作，真诚的沟通，打破原有坐商的经营模式，对现有的燃气用户以及即将开发的新用户，除了基本的用气需求之外，更加深度地针对这些准燃气用户挖掘他们潜在的需求，并结合营销手段进行转化，只有通过优质服务赢得的用户才是长久的用户，增值业务发展才具有可持续性。

受益于环境约束和能源结构调整，天然气行业发展加速，2017 年起二级市场对于燃气股的关注度显著提升。“煤改气”、“气荒”，这些贯穿行业发展以及影响股价的因素在 2017-2018年行情中体现的尤为显著。由于A 股燃气上市公司经营区域的差异较大，受地方天然气利用水平及价格政策等因素影响，A股燃气行业盈利能力较为分化。但整体来看，2017年至今 Q4 均呈现主题行情，其中北方采暖季期间内天然气紧张的供应格局预期是两次主题行情的核心催化因素。相信今年会继续延续这种季节效应。天然气行业管输与配送主体的核心资产为天然气管网，自然垄断特性突出;而天然气生产与销售环节的竞争特性明显。而我国的天然气产业链及价格链格局(即“生产管输一体化”、“配送销售一体化”)由于历史等原因自然形成。在天然气行业纵向一体化的体制背景下，垄断性与竞争性业务混合经营，纵向一体化公司利用垄断环节维持竞争业务的优势，将严重影响天然气产业链的运营效率，不利于天然气资源的合理调配(尤其是保供期间)和天然气产供储销体系的建设，亦阻碍了天然气市场化改革的推进。在此背景下，分离天然气行业垄断性与竞争性业务为大势所趋。本轮石油天然气改可以参考电力行业“去纵向一体化”的改革，改革的顶层设计文件亦顺应分离垄断性与竞争性业务的基本脉络，强调改革思路为“管住中间、放开两头”。管住中间，目前跨省管道公司管输价格已核定并公布，各省省内管输价格和配气价格的核定工作尚在进行，总体来看天然气价格改革“管住中间”环节已近完成，进一步奠定了天然气市场化的基础。尽管我国天然气改革已初见成效，但目前我国天然气基础设施公平开放的试行效果并不理想，第三方公平接入的无歧视服务缺失，阻碍了市场主体多元化竞争和参与市场化建设的热情。 在此背景下，管网独立成为天然气市场化改革的必经之路。管网独立将有利于推进天然气市场化定价，促进管道互联互通，提升管道系统调峰和应急保供能力。考虑到天然气管网的自然垄断属性，成立国家管网公司是完成管网独立改革的现实路径,国家油气管网公司的组建将成为天然气行业的里程碑事件。国家管网公司的组建有利于天然气行业的良性发展，产业链相关受益领域：（1）管道及勘探开采设备工程公司；（2）非常规天然气公司；（3）优质城燃公司。在管网公司渐行渐近、叠加传统冬季保供的背景下，需重视Q4燃气主题投资机会，并关注北方采暖期内燃气公司毛差的边际变化。建议关注优质城燃标的：深圳燃气、重庆燃气、新天然气、百川能源。以上属嘉宾个人观点，不构成投资建议。据此入市，风险自担

2021年4月16日，国家高端智库中国石油集团经济技术研究院最新版年度《国内外油气行业发展报告》在北京发布。报告认为，随着世界主要经济体碳达峰、碳中和目标的明确，将深度引发油气供需两侧的结构性变革，油气行业正加速转型升级。未来五年，全球油气市场将进入变动期，天然气仍将是需求增长最快的化石能源。此次发布会吸引了来自国家有关部委、行业协会、中外能源公司和科研机构以及金融投资机构约200人现场参加，同期网上直播观看约7000人次。中国石油天然气集团有限公司总经理助理张华林在致辞中说，能源行业面临重大转折，全球能源结构向环境气候友好和更可持续的方向转型，安全、低碳、高效正成为全世界的共同追求，中国向世界做出了“力争2030年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和”的郑重宣示，为全球应对气候变化、实现绿色复苏注入了强劲的动力。发布会部分核心判断关于石油市场2020年新冠疫情把世界经济和油气行业打入低谷，世界石油市场创下多个令人记忆深刻的“历史之最”或历史新低。布伦特-WTI期货价差明显收窄，布伦特-迪拜原油现货价差年内大部分时间倒挂。上海原油期货价格独立性初显，作为全球第三大原油期货的地位进一步稳固。新冠疫情和OPEC+产量政策仍将是影响2021年世界石油市场的两大核心因素。综合判断，世界石油需求恢复性反弹、OPEC+继续进行有效的供应管理，世界石油市场基本面将延续去年下半年以来的改善趋势，支撑国际油价反弹，但剩余产能处于高位、库存水平仍然偏高及上游成本的下降将制约国际油价大幅攀升，基准情景预计布伦特年均价为62-67美元/桶。在世界石油消费大幅下降时，我国石油表观消费却实现快速增长，总量达到7.02亿吨。中国炼油能力增长至8.7亿吨/年，经营主体多元化进一步发展。国内石化行业为打赢疫情防控阻击战做出突出贡献。2021年是“十四五”开局之年，政府工作报告提出预计GDP增速达到6.0%以上，将有效拉动中国石油市场的复苏。关于天然气市场在经历了2018-2019强劲反弹和屡创新高的发展后，2020年全球天然气产业链遭遇新冠疫情和油价暴跌双重冲击，主要市场指标呈现“三降两缓一停滞”。天然气项目投资遇冷，全球天然气贸易受较大冲击。但年末受冷冬气温影响，主要市场需求明显回升。极端天气和突发事件为天然气市场带来的非传统供应安全风险和价格剧烈波动风险值得重点关注。2021年全球天然气市场出现强劲反弹为较大概率事件。随着基本面的恢复，全球天然气市场景气度将随之回升，需求侧和供应侧的竞争都将不断加大。在未来应对气候变化的环境下，天然气仍然是未来较长一段时间内增长最快的化石能源，与非化石能源一同成为能源消费增量的主体。2020年我国天然气市场一枝独秀，在全球天然气消费同比下降3%的背景下，中国天然气同比增长7.1%。基础设施建设稳步推进，互联互通工程取得新进展。预计2021年天然气需求增速回升，供需基本平衡。在国家管网独立，基础设施第三方开放的背景下，天然气市场化改革效果显现，市场主体多元化，供应能力提升。我国天然气安全保障体系建设所面临的进口气的安全稳定供应、劣质化天然气资源效益开发、产供储销体系建设、市场化改革问题亟待解决。关于公司战略2020年，新冠疫情的蔓延严重打击了油气行业，国际石油公司的经营业绩遭受重创，产量普遍下降；国内石油公司产量稳中有升，全年实现盈利。国际大石油公司迅速调整经营策略，大幅削减投资规模，及时下调产量目标，同时采取一系列措施，加大成本管控力度。国内三大石油公司积极履行政治和社会责任，一手抓防疫抗疫，一手抓生产经营稳定，在保障产业链平稳运行、抗疫保供、全产业链深入挖潜、提质增效降本等方面成绩突出。同时加速推进转型发展，加快数字化建设，发展绿色低碳能源业务，打造新业态新模式。建议石油企业未来可保持适度的投资弹性，密切关注全球资产重组方面的机遇，在新能源业务发展上合理把控投资节奏，确保转型成功。关于“双碳”目标碳达峰、碳中和将深度引发油气供需两侧的结构性改革，促进石油石化行业的转型发展，油气企业必须顺应形势、主动作为，但也应防止跟风，注重根据企业的实际，实现转型中的有效发展。对于油气行业发展氢能，发布会认为，这将成为石油公司低碳转型的重要选择，宜积极谨慎推动。氢能与油气产业链的联系天然紧密，国际大石油公司持续保持了对氢能及燃料电池领域的关注。氢作为二次能源，其角色在于弥补电气化短板、辅助可再生能源更好发展。建议我国氢能发展坚持环保初心，瞄准绿氢，培育市场竞争力；从能源的视角研究氢能产业发展战略，做好顶层设计；加快突破氢能与燃料电池关键核心技术；多部门协同，持续完善有关政策和标准法规，破除发展壁垒。建议石油公司及早关注氢能，结合自身优势做好技术积累，参与技术标准制定；实施开放式创新，做好示范项目；积极谨慎推动氢能产业发展。

中国城市燃气进入天然气时代城市燃气主要包括人工煤气、液化石油气和天然气三大类。2019年，中国城市化率达到60.6%，促进城市燃气事业发展，2019年用气人口达到5.1亿人。目前，我国城市燃气进入天然气时代，天然气用气人口占比从2004年的20.21%提升到2019年的76.52%。1、人工煤气逐步淘汰，天然气为优质清洁能源城市燃气又称城镇燃气，它是指在我国国土内的城镇(包括：城市、城镇、村镇以及小区供气等)所燃用的燃气。城市燃气主要包括人工煤气、液化石油气和天然气三大类。人工煤气由于成本高、气质差以及气源厂在生产过程中污染环境，正在逐步退出人们的视线。相比于液化石油气，天然气作为一种更清洁、高效、便宜的能源正越来越受到人们的青睐。2、城镇化率提升带动城市燃气行业增长燃气是城市居民、工商户的生活能源之一，作为公用事业，城市燃气行业发展的动力来自城市化。一方面，城市的“集聚效应”使集中供气成为可能；另一方面，城市生活要求使用燃气清洁高效的生活能源。根据国家统计局数据显示，2010-2019年，中国城镇化水平从49.95%提高到60.6%。随着城镇化水平的提升，城市人口的增加，将为城市燃气行业提供巨大的潜在市场发展空间。从统计数据来看，反映燃气行业发展的重要指标—城市燃气用气人口规模与城市人口数量在增长方向和速度上都基本一致。2012-2019年，我国城市燃气用气人口持续增长，2019年达到5.1亿人。3、中国城市燃气进入天然气时代，天然气用气人口占比第一中国城市燃气已有140多年的历史，但真正发展是上世纪80年代后，可分为三个阶段：1)人工煤气阶段：上世纪80年代初，国家出台了节能政策和财政支持政策，全国建成了一批以利用焦炉煤气和化肥厂释放气为主的城市燃气利用工程；2)液化石油气阶段：上世纪90年代初，国家出台了允许液化石油气进口的政策并取消了进口配额限制，广东沿海等地区首先引入了进口液化石油气，到1999年进口液化石油气总量达500多万吨，使液化石油气成为城市燃气的主要气源；3)天然气阶段：上世纪90年代末到21世纪初，我国建成了陕京一线和西气东输一线，管道天然气在城市燃气中得到发展，标志着中国城市燃气已进入了天然气时代。目前来看，城市燃气天然气用气人口占比从2004年的20.21%提升到2019年的76.52%，已经远超人工煤气和液化石油气，城市燃气已经形成了优先采用天然气的格局。（文章来源：前瞻产业研究院）

液化天然气(Liquefied Natural Gas，简称LNG)，主要成分是甲烷，被公认是地球上最干净的化石能源。无色、无味、无毒且无腐蚀性，其体积约为同量气态天然气体积的1/625，液化天然气的质量仅为同体积水的45%左右。其制造过程是先将气田生产的天然气净化处理，经一连串超低温液化后，利用液化天然气船运送。液化天然气燃烧后对空气污染非常小，而且放出的热量大，所以液化天然气是一种比较先进的能源。我国液化天然气产量整体呈逐年增长态势，2020年液化天然气产量为1332.9万吨，液化天然气产区主要为内蒙古、陕西地区等，内蒙古、陕西产量分别为348.5万吨和301.0万吨。近年来，我国液化天然气进口金额远大于出口金额，2020年进口金额为233.93亿美元。我国液化天然气产量整体呈逐年增长态势，2020年液化天然气产量为1332.9万吨2014-2020年期间我国液化天然气产量整体呈逐年增长态势。2020年我国液化天然气产量为1332.9万吨，同比增长14.4%。2020年我国液化天然气产区主要为内蒙古、陕西地区等，内蒙古、陕西产量分别为348.5万吨和301.0万吨2020年我国液化天然气产区主要为内蒙古、陕西地区等。其中内蒙古地区液化天然气产量为348.5万吨，陕西地区液化天然气产量为301.0万吨。山西、四川、新疆、宁夏地区液化天然气产量均超100万吨。我国液化天然气表观需求量总体呈逐年增长态势、2020年表观需求量为8042.82吨2014-2020年期间我国液化天然气表观需求量总体呈逐年增长态势。2020年我国液化天然气表观需求量为8042.82吨，同比增长10%。我国液化天然气价格较为波动，2021年年初价格呈波动下降态势2019-2020年期间我国液化天然气价格较为波动。2020年液化天然气市场走势颇为震荡，年初液化天然气主流均价3743元/吨，年末(12月31日)国内液化天然气主流均价5366.67元/吨，较年初报价上涨1624元。2021年年初价格呈下降态势，截至2021年2月23日，液化天然气均价降至3706.67元/吨。我国液化天然气进口金额远大于出口金额，2020年进口金额为233.93亿美元2018-2020我国液化天然气进口金额远大于出口金额，但进口金额呈波动下降态势。2020年我国液化天然气进口金额为233.93亿美元，出口金额为0.12亿美元。更多数据请参考前瞻产业研究院《中国LNG行业市场前瞻与投资战略规划分析报告》，同时前瞻产业研究院提供产业大数据、产业规划、产业申报、产业园区规划、产业招商引资、IPO募投可研等解决方案。