（报告出品方：华泰证券）
一、实现低碳转型的现实选择，预计 2040 年天然气需求达峰
2℃温控目标下世界能源需求仍将长期增长。中石油集团经济技术研究院于 2020 年 12 月 发布《2050 年世界与中国能源展望》，文中提到受新冠疫情影响，2020 年世界一次能源需 求同比下降约 6%，降至 2015 年同等水平，但长期来看世界经济和人口增长仍将推动能源 需求持续增长。为实现《巴黎气候协定》提出的 2℃温控目标，2035 年全球一次能源需求 165 亿吨标油，2021-2035 年 CAGR 为 1.3%；2050 年 182 亿吨标油，2036-2050 年 CAGR 为 0.5%。2030/2050 年世界天然气需求分别为 4.6/5.4 万亿立方米，在一次能源中 的占比分别为 26%和 27%；非化石能源分别为 28%和 47%。
中国一次能源需求 2035 年达峰。《2050 年世界与中国能源展望》文中提到，碳中和目标 下，中国一次能源需求将在 2030-2035 年间达峰，峰值约 39 亿吨标油（56 亿吨标煤）， 化石能源需求在 2025 年前后达峰，峰值约 30 亿吨标油（43 亿吨标煤），能源相关碳排放 将于 2025 年前后达峰。1990-2020 年中国一次能源消费总体保持较快增长，受工业化推 动，2001-2005 年增速明显加快、CAGR 达到 12.2%，2011-2020 年能源消费增速逐步回 落，2016-2020 年 CAGR 降至 2.8%。
天然气+非化石能源满足 2025 年前新增需求，2025 年后替代高碳能源。2025 年前，中国 能源发展呈现煤炭减量、石油放缓、清洁能源（天然气+非化石能源）快速增加的特征， 即“减煤、压油、增气+新能源”。清洁能源可满足全部新增一次能源需求。2025 年后， 清洁能源将更快发展，除满足新增用能需求外，对煤炭和石油在发电、工业燃烧、建筑和 交通用能等领域形成较大规模替代。
天然气是实现低碳转型的现实选择。根据联合国气候变化专门委员会（IPCC）统计，从 全球各种电源的平均碳排放强度对比来看，天然气和石油、标准煤二氧化碳排放比例为 1:1.79:2.13。因此，提高天然气的使用率，是减轻环境污染的有效手段。加快发展天然气， 提高天然气在我国一次能源消费结构中的比重，可显著减少二氧化碳等温室气体和细颗粒 物（PM2.5）等污染物排放，实现节能减排、改善环境。
碳中和情景下，2040 年国内天然气需求达峰，2021-2025 年 CAGR 7%，2026-2030 年 CAGR 6%，2031-2040 年 CAGR 1%，2041-2050 年 CAGR-0.3%。分能源品种来看：1） 石油需求 2025 年达峰约 7.2 亿吨，2050 年降至 3.1 亿吨，CAGR=-3.4%；2）天然气需 求 2040 年进入峰值平台期，约 5500 亿立方米，2021-2040 年 CAGR=2.8%、2041-2050 年 CAGR=-0.3%。天然气与其他能源载体转换灵活，是高比例可再生能源系统保持安全性 和稳定性的重要支撑。
天然气消费端按行业可为城镇燃气、工业燃料、燃气发电和化工用气。“十三五”期间， 我国逐步形成以科学的天然气供给满足合理需求的市场供需格局，城镇燃气和燃气发电是 天然气消费增长的主力。2020 年我国城镇燃气、工业燃料、燃气发电和化工用气在天然 气消费中的占比分别为 36.3%、35.4%、17.8%和 9.9%。“十四五”期间，预计城镇燃气 和工业燃料仍为天然气的主要消费端，燃气发电或成为最大增长动力。
城镇燃气：城市居民用气进入内生增长阶段，燃气下乡带来增长新动能
十三五回顾：城燃从抢占增量市场转向挖掘存量市场。据国家统计局第七次人口普查报告 显示，2020 年我国城镇化率达 63.9%。从城镇化的一般规律看，城镇化率 30-70%区间是 一个国家城镇化速度较快的时期，随着城镇化率突破 60%，未来十年新增城镇人口的速度 逐步放缓，但城镇化对高效清洁天然气的需求将不断增长。
燃气下乡推动广大农村居民的用能结构升级。借鉴 2017-2020 年河北“煤改气”的经验与 得失，预计各地将因势利导，采取适合当地实际情况的推动方式，经济性是首要影响因素。 同时，一些省份正通过管道气、LNG“点供”和罐箱“一罐到底”等多种方式实现天然气 逐步向乡村拓展，有序实施“燃气下乡”政策，实现“气代煤”和“气代柴”。例如，作 为全国燃气发展龙头的四川省，通过管道气实现 133 个县城城区及近郊乡镇普及天然气。 建设全国绿色能源示范省的云南省，主要通过 LNG“点供”提升乡村天然气普及率。而且， LNG、CNG 和 LPG 成为管道气尚未覆盖区域的重要资源来源。
十四五展望：城镇燃气需求有望继续增长，天然气覆盖率进一步提高。“县县通”和“镇镇通”仍是各省份十四五规划中的重点任务， 如浙江省煤炭石油天然气发展“十四五”规划中提到，要在天然气利用较为成熟的地区积 极推行“镇镇通”，逐步实施“村村通”，在天然气利用基础相对薄弱地区加快建设城镇配 气管道，扩大管道燃气供应范围；国家管网集团广东省天然气管网“县县通工程”于 2021 年 4 月 29 日开工，该项目管道全长 1050 公里，总投资 80 亿元，预计 2022 年建成， 届时管道天然气将覆盖广东 22 个区县，惠及 1384 万人。
工业燃料：大气治理+环保要求驱动工业燃料“以气代煤”
十三五回顾：“气代煤”推动天然气在工业领域的消费。近年 来在全社会不断降低用能成本的背景下，工商业用电价格连续三年下降，促使电能替代规 模不断扩大，对工商业部门的天然气消费市场空间形成一定挤压。《能源杂志》数据显示， “十三五”期间全国电能替代规模超过 8000 亿千瓦时，占新增用电规模的 44%。受煤炭 清洁化利用和电能替代等冲击，2020 年工业燃料在天然气总消费量中占比为 35%。
十四五展望：“气代煤”在工业领域进一步推进，天然气在工业燃料中的应用仍有广阔发 展空间。目前，我国工业燃料领域的天然气消费占比约 10%-15%，远低于欧美国家 40%- 50%的水平，在大气治理和环保要求的驱动下，“气代煤”在工业领域将进一步推进，预 计“十四五”时期工业燃料新增天然气需求约 360 亿立方米，到“十四五”末，工业燃料 需求量为 1519 亿立方米，占比 34%，较 2020 年降低 1pct。
气电：部分替代煤电以减污降碳，辅助新能源发电的重要调峰手段
十三五回顾：热电联产替代散煤接近尾声，气电装机未达预期。全国范围内 20 t/h 以下特别是 10 t/h 及 以下的小容量燃煤锅炉数量正逐年大幅下降，燃煤工业锅炉正向着大容量、高能效、低排 放的方向发展。生态环境部数据显示，全国燃煤锅炉已从 13 年的 62 万个降至 20 年的不 到 10 万个 。北方大中型以上城市热电联产集中供热率达到 60%以上，20 万人口以上县 城热电联产全覆盖。
中国的天然气消费占比低于全球平均水平的一个重要原因在于气电的发展较慢。“十三五” 期末气电装机规模比“十二五”末增长 75%，但总装机量仍未达到“十三五”规划中设定 的 1.1 亿千瓦的目标。截至 2020 年 12 月底,中国天然气发电装机容量为 9802 万千瓦,占全 国发电装机总量的比例为 4.5%，占火电比例为 7.9%；发电量 2485 亿千瓦时，占总发电 量 3.26%。而美国的气电装机占总装机量的比例为 35%，欧盟在 25%左右。
制约国内气电发展的主要因素：1）中国的气电发电成本远高于欧洲和美国。目前,中国的 气电发电成本为 0.6 元-0.7 元/kWh，是平价风光电的两倍（参考 2021 年指导价），而欧洲 大概为 0.4 元/kWh （剔除碳税后相当于 0.25 元）。美国的天然气价格最低，而且没有碳排 放成本，所以美国气电成本只有欧洲的三分之一，最高为 0.15 元/kWh（IEA 数据）；2） 产业链对外依存度较高。我国气电的关键装备主要依赖进口，昂贵的价格限制了其增长。 2020 年我国天然气供应 3,317 亿立方米，其中国内供应 1,916 亿立方米，对外依存度超过 42%；3）气源价格高。目前中国各地燃气发电燃料气价格约为 2.2-2.7 元/立方米，天然气 成本占气电总成本的 80%，对气电企业经营造成压力。
十四五展望：气电替代持续推进，辅助调峰作用更加凸显
沿海发达地区仍处于气电替代部分煤电的阶段。天然气作为可再生能源的快速发展中的重 要过渡能源，将进一步发挥重要作用。参考能源转型最积极的欧洲，短期内的政策是以气 电替代一部分煤电，但长远来看，可再生能源发电将更多地替代气电。全国碳市场已经启 动，碳排放成本越来越高，气电比煤电的经济劣势将在碳成本上得到一定的弥补。广东是 中国天然气发电装机规模最大的省份，截至 2020 年 12 月底，广东省气电统调装机容量为 2680 万千瓦，在广东省电源装机容量中占比约为 22%；广东规划到 2025 年，广东的气电 装机将达到约 4200 万千瓦。在广东，气电厂除了发电收入，还可获得辅助服务收益，包 括参与调频辅助服务的收益和作为备用机组的备用补偿收益。
天然气发电是综合最优的调峰电源。随着风电、光伏等可再生能源并网的比例和数量越来 越高，其波动性和间歇性带来的大量调峰需求对电力系统造成大量挑战。目前我国气电因 相关政策不完备而导致低碳环保治理的外部成本无法实现内部化，造成燃气发电在成本方 面的竞争劣势，面临煤电灵活性改造、储能等多种调节性电源的强有力竞争。天然气发电具有运行灵活、启停时间短、爬坡速率快、 调节性能出色等优势，相对于燃煤发电、抽水蓄能、电池储能等调峰电源，是响应特性、 发电成本、供电持续性综合最优的调峰电源。
综合能源服务：低碳循环节能产业将成为新一轮经济增长引擎
十三五回顾：节能服务市场投资需求旺盛，能源系统转型与能源服务升级相伴而生、互促 发展。综合能源服务是面向能源系统终端，以用户需求为导向，通过能源品种组合或系统 集成、能源技术或商业模式创新等方式，使用户收益或满足感得到提升的行为。节能服务 产业是较为成熟的综合能源服务细分市场，据中国石油新闻中心统计，“十三五”时期节 能服务产业实现了年均两位数的快速增长，2020 年产值估计逼近 6000 亿元，几乎在 2015 年的基础上翻了一番。
短期内，碳排放约束会加大经济运行成本；长期看，低碳循环节能产业将成为新一轮经济 增长的重要动能，促进经济更快发展。碳中和情景下高端制造业、综合能源服务业在经济 中的比重将快速增长，第二产业占比有所下降。
十四五展望：综合供能服务市场投资需求将呈高增长态势，天然气在综合能源系统中有重 要作用。“十四五”时期，终端能源用户需求将更为综合化，贴近终端能源用户的综合供 能服务将占有相当大的市场份额。天然气分布式能源的综合能源利用效率在 70%以上，是 天然气高效利用的重要方式，其中微型燃气轮机技术是提升用户能源系统可靠性，支撑天 然气在综合能源系统中高效利用的核心技术。
二、供给侧：上游气源逐渐多元化，中游输配运转日渐成熟
国家管网：度过磨合期，持续扩大油气管网基础设施投资
国家管网公司成立促使天然气市场体系重构。2020 年 5 月 18 日，中共中央、国务院印发 《关于新时代加快完善社会主义市场经济体制的意见》，提出要稳步推进自然垄断行业改 革，加快实现竞争性环节市场化。在油气领域，提出要推进油气管网对市场主体公平开放， 适时放开天然气气源和销售价格，健全竞争性油气流通市场。
1 ） 国 家 管 网 公 司 成 立 之 前 ， 我 国 天 然 气 管 输 行 业 的 主 要 参 与 企 业 包 括 中 石 油 （601857CH）、中石化（600028CH）、中海油（883HK）等公司。在长输管线领域，中 石油占据绝对的市场份额，中石化、中海油等公司则拥有不同地区区域性的长输管线。截 至 2017 年底，中石油天然气管道长度为 51,315 公里，中石化天然气管道长度超过 4,546 公里，中海油拥有陆上天然气管道长度 4,685 公里。
2）国家管网公司（未上市）成立后，天然气市场的基础设施变得更为公平开放，天然气 管网、LNG 接收站等基础设施在国家监管下有序公平开放，各类油气管网设施将实现互联 互通，现有的资源和管道的垄断将被打破，天然气企业资源选择渠道将更加多元，天然气 市场的行业格局有望实现重塑。根据国家管网集团的统计，截至 2020 年底，全国天然气 管道总里程 7.91 万公里，已初步形成“四大（进口）通道”和“三纵三横”的管网系统； 由国家管网集团运营的天然气管道为 4.92 万公里，占比 62%。
天然气管道建设趋势向好。《中长期油气管网规划》要求，2020 年中国天然气长输管道达 到 10.4 万千米，在“十三五”期间新建成 4 万千米。截至 2020 年底，中国累计建成天然 气管道 11.2 万千米，其中长输管道约为 8.6 万千米，虽然未能完成 10.4 万千米的目标， 但 2020 年中国新建成天然气管道约为 4984 千米，比 2019 年增加 2765 千米，建设速度 呈大幅增长态势。2020 年续建或开工、2021 年及以后建成的天然气管道约为 3050 千米， 未来建设趋势依旧向好。按照未来 10-15 年之内天然气消费量在目前 3000 亿立方米基础 上翻一倍、单位管道运输气量保持不变测算，未来需要新增管道相关投资接近万亿元规模。
管道、罐箱等新型运输方式加强协同，互联互通提高输气效率。我国实施基础设施互联互 通工程，主干管网、区域性支线管网和配气管网建设速度加快，LNG 接收站布局和配套外 输管道逐步完善。管网基础设施建设联通提高调气能力，初步实现全国范围内的气源互补， 应急调峰能力得到提升。同时，新型运输方式正逐步改变传统的储运模式，LNG 罐箱适用 范围广、调配适应能力强，可扩展到公路、水路等多个运输领域，实现接收站与用户间经 济、灵活、稳定的“一罐到底”供应。在管网未铺设到的区域，投资规模小、具有较好灵 活性的“点供”模式较快发展，起到市场补充作用。
“西气东输、北气南下、海气登陆、就近供应”的全国管道物理联通“一张网”初步建成。 中俄东线天然气管道（北段）、鄂安沧管道一期投产，西气东输三线东段、陕京四线、蒙 西煤制气管道等主干管道陆续建成。胶州湾海底管线、南涪管道、潜江—韶关管道、西气 东输三线长沙支线、粤西支线、闽粤支线、深圳 LNG 外输管道、广西 LNG 接收站与中缅 管道联通等区域支线管道建设运行，既有效支撑了京津冀、长三角、珠三角三大区域等主 要消费市场的用气需求，又将进口 LNG 汇入主干线保障用气需要。
省管网融入“全国一张网”是大势所趋。2020 年 9 月，国家管网集团与广东省人民政府 签署战略合作协议，广东省天然气管网公司成为首个以市场化方式融入国家管网集团的省 级天然气管网，表明国家油气管网运营机制改革得以深入实施，“全国一张网”建设和运 营进入新阶段。广东省是全国经济第一大省，其省网率先融入国家管网是全国省网发展的 “风向标”，对其他省份来说无疑具有重要的示范带动效应。随后，经济较为发达的湖南 省签署协议将其管网融入国家管网。从天然气市场长期发展来看，省网融入国网能够避免 各省天然气管道重复建设，减少省际、省内天然气资源调配的无序竞争问题，同时有利于 天然气管道快速建设，减少输气层级，提高输配效率，降低终端用户用气成本，对提高天 然气利用规模具有重要意义。在天然气“全国一张网”建设持续推进下，预计陆续将有更 多省管网持续融入国家管网。
国产气：以中石油为主体的上游开发商主导，产量占比继续下降
非常规天然气成为增储主力。“十三五”期间，勘探围绕重点盆地、领域、区块，加大风 险勘探力度，区块发现数量和新增储量均出现增长，非常规天然气成为增储主力。天然气 新增探明地质储量多年连续增长，“十三五”期间年均增长率达 23.4%，“十三五”末期接 近“十三五”初期的 2 倍。其中，“十三五”期间新增常规天然气探明地质储量 3.5 万亿 立方米，累计探明常规天然气地质储量 16.5 万亿立方米；新增页岩气、煤层气（非常规天 然气）探明地质储量分别为 1.5 万亿立方米、500 亿立方米。我国天然气资源丰富，未来 发展潜力较大。
非常规天然气产量接续能力增长较快。“十三五”期间，天然气产量年均增长率为 7.0%， 2017-2020 年连续四年增产均超 100 亿立方米，2020 年全国天然气（含非常规天然气） 产量为 1889 亿立方米，比 2015 年产量提高 48.5%。非常规天然气产量接续能力增长较 快，产量占全国天然气总产量的比例从 2015 年的 6.7%提高到 2020 年的 14%。建成川南、 涪陵两大页岩气主产区，年生产能力均超过 100 亿立方米。页岩气生产效率不断提高，6 口井平台建设周期降至 1 年左右，单日压裂段数由 2 段增至 8 段，2019 年页岩气产量超 过 2015 年的 3 倍。煤层气年产量保持稳定增长，“十三五”时期总产量超过 250 亿立方米， 已建成山西沁水和鄂尔多斯两大主产区。
加快国内天然气勘探开发这一政策主线将不会改变。2020 年我国本土产气量/进口 LNG/进 口管道气占总供给气量的 57%/28%/15%，天然气对外依存度约为 43%。为保证天然气供 应安全稳定，国内天然气勘探进程将持续推进。我国全面放开上游勘查开发市场，开展多 轮油气探矿权竞争出让，取消石油、天然气、煤层气勘探开发对外商投资仅限于合资合作 的限制，油气上游打破垄断，向外资和民营企业敞开大门，行业发展进入新阶段。中石油、 中石化和中海油都在实施“稳油增气”的战略。2021 年 1 月 12 日中国石油勘探开发研究 院组织召开的“十四五”发展院士专家咨询研讨会上，中国科学院院士戴金星指出,中国天 然气资源丰富而探明率低,具有更快发展天然气的资源优势，预计中国天然气产量到 2025 年将达到 2,500 亿立方米。
进口管道气：以中亚线为主，进口多元化，俄气为最大增量
天然气进口数量稳步增长，进口源呈多元化。“十三五”期间，我国累计进口天然气超 5600 亿立方米。我国天然气进口管网有中亚线、中缅线、中俄线，管道气进口国达 5 个， “十三五”期间，中俄东线天然气管道北段于 2019 年底正式投产通气，2020 年对华输气 41 亿立方米；中段于 2020 年底正式投产，输气能力 99 亿立方米/年。中俄东线天然气管 道南段于 2021 年全面开工，预计 2025 年建成投产，届时，俄气将直通上海，实现“北气 南下”，投产后总输气量将超过 380 亿立方米/年，比现有输送能力提升近三倍。
管道气进口量短期缩减，不改产能逐年攀升趋势。2020 年我国管道气进口量为 3453 万吨， 同比下降 4.9%，主要由于二、三季度国内消化能力偏弱，并且 LNG 销售价格低廉，对管 道气市场冲击明显；其次，11 月份我国未从俄罗斯进口管道气，是我国管道气进口量下降 的一个重要原因。据估计，得益于中俄东线天然气管道中段的投产，2021 年管道气进口 量增幅将达 7%左右。我们预测进口管道气 2021 年产能约为 770 亿方，至 2023 年产能将 达到 1050 亿方，产能利用率将达到 68%。产能增长主要系由于中俄东线预计在 2023 年 全部投产。
俄气将成最大增量。中俄东线工程是构建我国四大能源运输通道的重大工程。该工程北起 黑龙江省黑河市，途经 9 个省、自治区、直辖市，南至上海，管道全长 5111 公里，其中 新建管道 3371 公里，利用在役管道 1740 公里，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。全线分北段(黑龙江黑河—吉林长岭)、中段(吉林长岭— 河北永清)、南段(河北永清—上海)三段核准和建设。全线投产通气后，最大输气能力可达 每年 380 亿方，惠及沿线 4 亿人口。
进口 LNG 长协：定价与原油挂钩，来源相对集中
国际原油价格下跌使 LNG 长协更具竞争力。我国 LNG 进口以长协合同为主，占比超过 60%，其定价与国际原油（亚太地区主要为日本 JCC 原油）价格直接挂钩（一般会滞后三 个月左右）。2020 年我国 LNG 量为 6,983 万吨，与 2019 年相比增长 9.59%。目前，在 LNG 现货市场价格走高而国际原油价格走低的情况下，与国际油价挂钩的 LNG 长协定价 重回市场视野，更多买家开始重新选择“长协”。事实上，即便是在过去两年价格处于历 史低位的情况下，LNG 现货市场上的购买量也仅占亚洲投资组合买家购买量的 10%，“长 协”仍然是最稳妥、最保守的选择。
中国的 LNG 中长协进口来源相对集中。2020 年我国前四大 LNG 进口来源国为澳大利亚、 卡塔尔、马来西亚和印度尼西亚，占比分别为 43%、12%、9%、8%，俄罗斯和美国的进 口占比有所上升，分别达 6%和 5%。而 LNG 中长协的进口来源更为集中，前两位的澳大 利亚和卡塔尔合计占比接近 70%。2014 年后，巴布亚新几内亚、美国与俄罗斯的 LNG 长 协合同不断落地，预计三个国家未来几年的 LNG 长协气量不断增加。
进口 LNG 现货：2021-2022 年供应过剩，2023-2025 年紧平衡
东南沿海 LNG 接收站形成海上进口通道。截至 2020 年，全国已投运 LNG 接收站总数达 22 座（含 LNG 中转储备站），进口 LNG 总接转能力为 9315 万吨/年，其中“十三五”期 间投产 13 座，实现接收能力翻番。LNG 接收站大部分由中石油、中海油和中石化运营， 民营和港资企业投资 LNG 接收站热情不减，控股 LNG 接收站的占比增加。我国已投运 LNG 接收站基本分布于东南沿海地区，其中广东 省 6 座，系全国 LNG 接收站最多的省份。十四五期间，我国计划/在建 LNG 接收站全部投 产后，预计新增 LNG 接收站产能约 1 亿吨/年。2020 年我国 LNG 进口量为 926 亿立方米，产能利用率为 81%。考虑到未来仍有大量 LNG 接收站建成投产，我们认为接收站的产能 利用率将经历“先降后升”的阶段。
储气库等设施建设继续推进，应急调峰保障体系得到增强。“十三五”期间，新建地下储 气库 8 座，2020 年，中国建成地下储气库（群）14 座，设计总库容 535 亿立方米，设计 总工作气量 240 亿立方米，建成工作气量 145 亿立方米，调峰能力占年用气量的 3.3%， 比“十二五”末期提高 0.5 个百分点。中国石油探索储气设施建设工程投资入股、工作气 量分成的新型商业模式，进行国内首次川南缝洞型气藏改建为储气库群（包括牟家坪、老 翁场储气库）的前期工作；民营、港资等企业相继投资建设大型地下储气库。储气库调峰 气、罐箱 LNG、LNG 窗口期等交易新产品相继推出，“液来气走”等交割方式增多，竞价、 竞拍等竞争性市场化交易量逐年增加。
全球供需短期内收紧，亚洲 LNG 现货价格达历史高点。2020 年上半年，在宏观经济增速 放缓、供需基本面持续宽松、新冠病毒疫情蔓延等多空因素的影响下，全球天然气市场呈 现持续低迷状态。下半年，得益于经济活动的恢复以及采暖需求上升，市场逐渐复苏。年 底寒冷天气促使各地天然气价格强势反弹，今年年初东亚 LNG 现货价格超过 30 美元/百万 英热达历史最高点，目前 LNG 现货价格已回落至 10 美元/百万英热左右。
“十四五”全球天然气价格走势呈现显著的区域分化。中国石油新闻中心 2020 年 10 月 20 日《全球天然气市场将走出低谷》对天然气的市场分析中指出，2021-2022 年供应过剩： 疫情对需求的冲击较大，预计市场供需仍将是供大于求。2023-2025 年紧平衡：由于市场 在 2016-2018 年缺乏 LNG 项目最终投资决定（FID），造成供应增速放缓，预计市场供应 收紧，2023~2025 年左右将出现短暂的供不应求。
反映到价格层面：1）北美天然气需求 和生产将逐渐恢复，整体供应仍然宽松，价格小幅回升。《中国石化》预计 2021-2025 年， 美国亨利中心（HH）年均价为 2.7-3.4 美元/百万英热单位，较 2016-2020 年均价上涨 20%。2）欧洲由于区域内气田产量下降，需求进口 LNG 弥补天然气供应，但俄罗斯中亚 地区的管道气充裕、替代能源发展快速等因素将限制价格上涨空间，荷兰 TTF 年均价 3.5- 5.3 美元/百万英热单位，较 2016-2020 年均价下跌 7%。3）亚洲市场方面，需求仍将强劲， 非冬季需求低迷为亚洲 LNG 现货带来压力，冬季需求促进价格上升，季节性峰谷差仍将 持续，年均价 5~7.5 美元/百万英热单位，均价较 2016-2020 年下跌 2%。
三、定价机制：严格的价格监管+小部分价格协商
在天然气发展初期，为了提高天然气的竞争力，培育天然气市场，国家发改委实行了严格 的价格管制，并采用了以成本加成为主的定价机制。国内天然气价格实行两级管理的定价 机制。出厂基准价和管道运输价由国家发改委制定；终端销售价格由省级物价部门制定。 定价原则主要采用成本加成为主并适当考虑市场需求。其中为了合理引导下游消费，还将 天然气价格分为化肥、直供用户、城市工业用户和城市非工业用户四类，并区别定价。
我国天然气上游定价主要是井口价格。目前我国对天然气工业实行严格的价格监管，天然 气出厂价和管输价格实行政府定价或政府指导价。以生产成本为基础定价。天然气出厂价 按计划量，实行计划内和自销气两种。其中计划内的气量实行政府定价，由国务院价格主 管部门制定，按用途可分为化肥用气、居民用气、商业用气和其他用气价格；计划外的气 量（即企业自销气量）实行政府指导价，由国务院价格主管部门制定基准价格和浮动幅度， 具体价格由供需双方在浮动幅度范围内协商确定。 我国天然气中游定价主要是管道运输价格。
我国天然气管道运输价格一直实行政府定价。 目前我国原油及天然气管道运输价格分为两部分：1）“老线老价”，是指由国家拨款建设 的或用贷款建设但已还清建设投资借款本息的国家管道，运输价格执行国家统一运价。2） “新线新价”，是指国内外贷款建设的新输油、气管线，采用新线新价、一线一价的管理 办法，报国家价格主管部门批准后单独执行。目前，我国对新建管道，灌输价格主要按照 补偿成本、合理盈利和有利于市场进行销售，同时兼顾用户的承受能力的原则。核定项目 建设单位是根据国家计委、建设部发布的《建设项目经济评价方法与参数》来测算管输价 格水平。管输价格就是在满足行业财务基准收益率的前提下反算出来的，这一价格水平反 映了项目在整个评价期所要求的最低的、平均的价格水平。
我国天然气下游定价主要是用户价格。天然气属自然垄断行业，按照《价格法》规定，其 价格实行政府定价和政府指导价管理。天然气出厂价和城市门站气价由国家发展改革委制 定，居民户到户价格由省级价格部门制定，管网设施建设费（初装费、入户费）和天然气 售后服务价格由当地价格部门制定并报上级主管部门审批。
四、竞争格局：X+1+X 体系提升两端多元化竞争程度
多元主体竞争程度提高，“十三五”期间，民营、港资和外资企业不断拓展城镇燃气市场 空间，目前占全国城镇燃气市场份额超过 50%；主要石油企业加速布局下游市场，中国石 化 2017 年成立长城燃气公司（未上市），中国石油昆仑能源公司（135HK）燃气市场占比 从 2015 年的 4%提升到 2020 年的 9%左右。
传统的市场格局尚未打破。“十三五期间”，上中下游行政垄断现象依然存在，天然气资源 供应仍以石油企业为主，占全国总量 90%以上，民营和港资等企业天然气供应量随逐步增 加，但占比仍然较低。虽然上游在全面推进矿业权市场化竞争出让，但上游油气资源探矿 权和采矿权仍将集中于主要中石油、中石化和中海油等石油企业，其他相关公司包括国新 能源（600617CH）、蓝焰控股（000968CH）和中天能源（600856CH）等。目前中石油 为国内最大的天然气供应商，产量占比超过 60%。上游的矿业权流转市场有待建立，生产 技术服务市场尚需完善。
“X+1+X”的油气市场体系架构初步形成。随着主要油气管道实现国家管网集团接管统一 并网运行，油气行业中游管输环节与上游勘探开发和下游市场销售分开运营， “管住中间、 放开两头”的改革举措将继续推进。但是，目前全国约有 20 多个省份组建了 30 多家省级 管网公司，其中仅有广东、湖南等省份的管网确认融入国家管网，全国仍存在“X+1+N+X” 的运行模式，大多数省份终端市场仍存在管道重复建设、收费高、用气成本高等问题，与 真正实现“X+1+X”的改革目标仍有一定距离。
上游：国产气供给高度集中，LNG 供给多元化
“三桶油”垄断国产天然气供给。中石油、中石化、中海油基本把控国内天然气供给，近 五年来，三者天然气产量之和占国产天然气比例保持在 80%以上。其中，中石油占据超半 壁国产天然气量，2020 年中石油天然气产量达 1130.9 亿立方米，占国内天然气产量的 59.9%。
管道气进口由中石油主导，LNG 进口渠道多元，自有 LNG 接收站城燃企业优势凸显。进 口管道气几乎完全由中石油主导，2018 年中石油中亚、中缅管道进口天然气 503.2 亿立方 米，占进口管道气比例为 98%。LNG 进口格局较为分散，2018 年国内进口 LNG 为 742.2 亿立方米，除中石油外的其他接收站进口 LNG 638.4 亿立方米，占比达 85.8%。拥有自有 LNG 接收站的城燃企业更具优势，例如新奥股份（600803CH）背靠新奥集团（未上市） 旗下舟山 LNG 码头，LNG 进口更具稳定性，即便在冬季气源紧张时期，也能够凭借自身 码头稳定获气或通过交换窗口期的方式，为客户长期稳定供气，因而议价权更胜一筹。
中游：国家管网整合输气管道资源，上下游公司实现公平接入
国家管网整合主要输气管道，打破“三桶油”垄断运输格局。2020 年 9 月 30 日，中石油、 中石化与国家电网完成资产交割，国家电网接管中石油和中石化所持有的主要油气管道等 相关资产，我国天然气主干管网（西气东送、川气东送等）正式由国家管网 管理 。 管道运输格局由“三桶油”垄断转变为“全国一张网”，上下游公司公平接入官网，实现 互联互通，天然气行业市场化进程有望加速。
管网改革长期利好大型城市燃气企业毛差与盈利能力：1）大型城燃拥有较大售气量，能 在海外锁定低价 LNG 气源，控制气源成本；2）管网改革有助于大型城燃提升对国产气的 议价能力；3）大型城燃可以提前锁定冬季用气高峰的气源，提升在旺季的保供能力；4） 气量放开及成本可控情况下，城燃可利用下游优势切入上游发展售气业务、及发展基于燃 气的综合能源业务，多元化利润来源。
下游：龙头资源优势凸显，市场集中度提升
城燃“五虎”格局逐步形成，多元主体竞争程度提高。目前我国天然气运营市场的参与主体 主要由国企、民营公司、外资与当地国企合资公司组成，2020 年占比分别为 32.6%、 29.8%、24.6%。国企主要参与者为深圳燃气和长春燃气等 各城市燃气公司，民营公司主要在未发放特许经营权的地区寻求机会，而跨区域经营的公 司以外资公司和当地国企合资公司为主。“十三五”期间，民营、港资和外资企业不断拓 展城镇燃气市场空间，目前占全国城镇燃气市场份额超过 50%；主要石油企业加速布局下 游市场，中国石化 2017 年成立长城燃气公司，中国石油昆仑能源公司燃气市场占比从 2015 年的 4%提升到 2020 年的 9%左右。
燃气市场粗放发展依然存在，城燃企业面临转型。“十三五”期间，存在企业争夺有限特 许经营权资源、中小企业盲目扩张、圈而不建的现象。“十四五”时期，城燃企业转型升 级面临许多挑战，服务理念和能力仍需提高。目前燃气销售和接驳业务仍为城燃企业的主 要收入来源，但随着城镇化率的逐步提高，重点城市项目资源越来越少，增长出现放缓迹 象。以华润为例，2016-2020 年城燃项目获取数量 CAGR 仅为 3.4%，远低于 2010-2015 年的 35.6%。目前各大城燃企业均开始寻求新的业绩增长点，如延伸增值服务、新能源布 局等。
城市燃气、工业燃气消费占比较大。天然气下游市场可分为城市燃气、工业燃气、化工燃 气、发电用气和自用气，从各板块消费总量上看，城市燃气消费持续扩张，2017 年占比 增长最明显，同比增长 6pct 至 39%；工业燃气占比与城市燃气占比相当，但更为稳定， 2011-2020 年，占比维持在 33%左右；发电用气占比 2011-2020 年处于小幅波动状态，最 高占比为 2016 年的 20%，最低占比为 2013 和 2014 年的 15%。化工用气占比降幅最大， 从 2011 年的 18%降至 2020 的 10%。从增速看，2016-2020 年，城市燃气、工业用气、 化工用气和发电用气虽增速变化各异，但基本保持正增长（除 2016 年化工用气负增长）。
下游参与者众多，但五大龙头市占率持续提升。我国前五大燃气公司（除中国燃气，按 2020 年零售气量排序）分别为：华润燃气、香港中华煤气（3HK）（内地销气业务）、新奥 能源、昆仑能源、中国燃气。在 2016-2020 年天然气表观消费增速快速增长的同时，五大 燃气公司合计销气量份额从 2016 年的 30%提升至 2020 年的 35%，行业格局整体稳定的 同时，龙头份额也在稳步提升。
城市燃气逐步形成规模经营，市场集中度提升。我国城市燃气行业市场竞争格局呈现国有 燃气企业、外资（港资）燃气企业、民营燃气企业“三足鼎立”的局面。目前已形成跨区 域经营的燃气运营企业主要为中国燃气、昆仑燃气、港华燃气、新奥能源、华润燃气等。 由于燃气的区域性，未来城市燃气企业的经营模式将由全国多点布局转变为由中心区域向 周边扩展继而形成规模经营的模式，原来守土扩疆与传统开发模式将面临挑战。未来，行 业内企业将通过兼并重组、战略合作、参股收购等方式，以产业化为方向进行区域渗透， 组建全国性或区域性企业集团，以实现规模化经营。因此，燃气企业数量将出现下降的趋 势，市场集中度将有所提升，龙头企业优势将进一步显现。
平均毛差下降，销气结构不同造成利润差异。整体来看，在销气量增长的同时，2016- 2020 年各大燃气企业的平均毛差处于下降趋势，主要是由于工商业用户的毛差降幅较大。 以新奥能源为例，其平均毛差由 2016 年的 0.75 元每立方米下降至 2020 年的 0.60 元每立 方米，其中工商业用户的毛差由 0.75 元每立方米下降至 0.57 元每立方米。销气结构是造 成毛差不同的原因之一，工商业用户是大型燃气企业的主要销气对象，销气量占比达 60%-80%且在逐年提升。居民用户销气量和占比的增长情况可在一定程度上反映燃气企业 接驳业务的表现，在五大燃气企业中，中国燃气居民售气量增长最快，销气占比由 2016 年的 21%提升至 2020 年的 32%，相对应的其接驳收入和收入占比也是最高的。
燃气公司收入结构多元化发展，增值业务发挥用户资源优势。燃气销售和接驳费用是下游 燃气企业的主要收入来源，合计占比大多在 60%以上。除燃气销售和接驳主业外，各大燃 气公司也在积极拓宽收入方式（港华燃气记在燃气销售中，总占比低于 5%），以工程设计 及安装和其他增值服务为主，如中国燃气的增值服务收入占比由 2016 年的 0%提升至 2020 年的 8.4%，新奥能源的综合能源业务收入占比由 2016 年的 0.4%提升至 2020 年的 7%。增值服务是近期许多城市燃气企业着力布局的业务领域，城燃企业利用其用户资源， 发挥品牌、渠道和市场等优势，为用户提供如燃气保险、燃气终端设备以及生产及生活服 务类产品等附加增值产品和服务。
关注两类投资视角：上下游资源一体化优势+零售销气业务复苏。管网公司运营后，我国 天然气供应主体将更加多元化，将逐步形成以“三桶油”为主、多种社会资本共同参与的 局面，有利于推动中国天然气贸易市场的形成，降低下游城燃企业的气源采购成本。此外， 上下游资源一体化将给城燃企业带来持续价格优势。增值业务有望发挥用户资源优势，有 利于头部企业抢占燃气分销以外的市场先机。
（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。）
详见报告原文。
精选报告来源：【未来智库官网】。