天然氣產業(yè)研究：消費量長期增長價格改革持續(xù)推進

天然氣產業(yè)研究：消費量長期增長，價格改革持續(xù)推進1、“雙碳”亟需減排助力，天然氣成能源結構替代優(yōu)先解1.1、“雙碳”當道，減排先行2021

年“碳達峰”、“碳中和”被首次寫入政府工作報告，提出

2030

年實現“碳

達峰”與

2060

年實現“碳中和”的目標安排?！半p碳”目標的實現路徑分為兩階

段：1）2021-2030

年：國內碳排放量增速預計于

2030

年前逐步放緩，力爭于

2030

年前達到碳排放量峰值，完成“碳達峰”目標。2）2030-2060

年：國內碳排放量

下行，碳吸收量逐年提升，最終兩者交會達成凈零排放，實現“碳中和”目標。

零凈排放并非不產生二氧化碳排放，是指由人類活動產生的碳排放量與人類活動產生的碳吸收量相抵消?！疤贾泻汀钡仁綖榕欧?吸收，當下最優(yōu)路徑為減少因能源活動而產生的二氧化

碳排放?！疤贾泻汀币鉃橛扇祟惢顒赢a生的碳排放量最終由人類活動吸收，用等式

表達為能源活動產生的碳排放+其它非能源工業(yè)活動產生的總碳排放=生態(tài)碳匯

碳吸收量+其它工業(yè)活動中的碳吸收量。目前因能源活動產生的二氧化碳排放量占

比最大，而其它非能源工業(yè)活動碳排放則因其生產活動的剛需性較難減排。從吸收端來講目前我國生態(tài)碳匯規(guī)劃較詳細，而其它方面的碳吸收則相對存在較高的

不確定性，如碳捕捉等，技術成熟度仍有待提升。1.2、天然氣碳排較煤炭大幅減少，能源結構占比仍有提升空間根據聯(lián)合國政府間氣候變化專門委員會（IPCC）的假定，以碳排放系數衡量每一

種能源燃燒過程中單位能源所產生的碳排放數量，則焦炭為

0.8550，天然氣為

0.4483，理論上單位天然氣燃燒產生的碳排放僅為焦炭的

52.43%。我國能源構成

“富煤、貧油、少氣”的特點決定我國能源消費結構長期以來以煤炭為主，在對

煤炭進行能源替代的過程中，天然氣在一次能源結構中的占比中長期仍有提升空

間。至

2020

年天然氣占我國一次能源消費比重達

8.50%，天然氣占比增速加快，2010

年至今已翻倍。截至

2020

年，我國一次能源消費結構中仍以煤炭為主，占比

56.80%；原油其次，占比

18.90%；天然氣占比

8.50%，較

2010

年

4%已增長

4.50pct，

在我國一次能源消費結構中重要性上升。同時，從煤、石油、天然氣相關產業(yè)碳

排放占比來看，使用天然氣造成的碳排放較小，將在能源結構轉型中發(fā)揮重要作用。1.3、工業(yè)部門帶動，華北、華東成天然氣消費增長主力工業(yè)部門持續(xù)帶動天然氣消費增長，其中公用事業(yè)增長最快。我國天然氣消費量

2020

年達

3305.8

億方，其中工業(yè)部門是拉動天然氣消費量增長的核心力量，2018

年占比達

68.33%。工業(yè)部門中，制造業(yè)在天然氣消費中占比最大，2018

年占工業(yè)

總消費量的

64.89%；公用事業(yè)天然氣消費增速最快，2000-2018

年

CAGR達

25.66%。分區(qū)域來看，華北、華東是天然氣消費增長主力。以京津冀為代表的華北環(huán)境污

染重災區(qū)以及以江浙滬為代表的華東經濟發(fā)達地區(qū)是我國天然氣消費增量的重要

區(qū)域，華北、華東地區(qū)

2010-2019

年天然氣消費量

13.31%、15.06%。從占比來看，

華北+華東天然氣消費量已由

2010

年占全國天然氣總消費量的

38.61%提高至

2019

年的

51.20%。2、國內天然氣行業(yè)現狀：供需缺口擴大，四大手段保供2.1、天然氣產業(yè)鏈解構：上游氣源，中游管網，下游配氣我國天然氣產業(yè)鏈已發(fā)展較為成熟，上中下游分工明確。產業(yè)鏈上游為氣源開發(fā)

或接收，主要由國產氣田或進口

LNG/PNG接收站組成；產業(yè)鏈中游為管網運輸，

主要由跨省長輸管網和省內中游管網組成；下游為配氣公司，主要由全國性或區(qū)

域性的城市燃氣公司組成。產業(yè)鏈上中下游分工明確，形成完整的產業(yè)生態(tài)網絡。上游氣源：“三桶油”是核心玩家。天然氣按氣源分為國產氣、進口氣，按運

輸方式分管道天然氣（PNG）、液化天然氣（LNG）。其中，國產

PNG是我國

最主要的氣源，主要來自新疆、陜甘寧等地區(qū)的氣田，開采商主要為“三桶

油”。LNG方面，部分進口或國產

PNG經過液化廠液化，送至管道無法覆蓋

的區(qū)域，體量較小，僅為補充用氣。進口

PNG主要來自土庫曼斯坦、俄羅斯

及其它中亞地區(qū)，主要采購者是“三桶油”。進口

LNG主要來自卡塔爾、澳大利亞等國，采購者以“三桶油”為主，廣匯能源、深圳燃氣、申能股份亦

參與其中。中游管網：主要由“三桶油”經營。我國除小部分

LNG通過槽車運輸外，

大部分天然氣都通過管道運輸。目前跨省的長輸管網大部分由“三桶油”經

營，經過長輸管網部分用氣直接輸送到直供工業(yè)用戶或城市燃氣公司，另有

部分地區(qū)需要由省燃氣公司“統(tǒng)購統(tǒng)銷”，即需通過省內中游管網配送至直供

工業(yè)用戶或城市燃氣公司。下游配氣：特許經營權造就地區(qū)性壟斷。城市燃氣公司通過城市燃氣特許經

營權獲得地區(qū)性壟斷地位，收取配氣費并輸送天然氣至居民、工商業(yè)用戶。2.2、供需缺口擴大，外部依存度提高產量增速不及消費量增速，我國天然氣供需缺口持續(xù)擴大。2020

年我國天然氣消

費量

3305.8

億方，同比增長

7.20%；天然氣產量

1940.1

億方，同比增長

9.26%。

2000-2020

年，我國天然氣消費量

CAGR13.85%，產量

CAGR10.28%，消費量增

速大于產量增速，造成天然氣供需缺口已從

2010

年的

123.3

億方擴大至

2020

年

的

1365.7

億方。供需缺口擴大導致我國天然氣進口量不斷增長，對外依存度不斷

提高，2020

年已高達

42.07%。2.3、供給現狀：國產氣、管道氣進口、LNG進口共同保供國內方面，我國天然氣西部地區(qū)（新疆、川渝、陜甘寧）產量占比超

70%。中石

油旗下長慶油田-含蘇里格等氣田（陜甘寧）、塔里木油田（新疆）、西南油田-含

龍王廟氣藏組（川渝）為我國產量最高的三大油田，2020

年產量分別達

448、311、

318

億方，占全國天然氣總產量的

60%，新疆、川渝、陜甘寧三地天然氣總產量

占比超過

70%。除此之外大慶油田、青海油田每年分別產氣約

40、60

億方。按公

司來看中石油產量占比

60%以上，“三桶油”占比

99%。進口方面，LNG2017

年起出現大幅增長，中俄東線投產后

PNG或迎來回升。我

國天然氣消費量快速增長致使國內氣田產量已經不能滿足需求，進口量迅速擴大，

2010-2020

年

CAGR達

23.86%。其中

LNG主要來自卡塔爾、澳大利亞等國，2017

年出現爆發(fā)式增長（+53.44%）；未來因

LNG接收站施工期短，進口

LNG或成短

期內彌補供需缺口的重要增量。進口

PNG主要來自中亞，2010-2020

年

CAGR達

28.90%，近年增速放緩；其中中亞管道氣具有不確定性，2017

年末

2018

年初中

亞對中國實施限氣，原因可能是為抬高氣價；從未來增量看，中國與俄羅斯已于

2014

年簽訂為期

30

年、總額

4000

億元的供氣協(xié)議，預計中俄東線的投產將使俄羅斯天然氣成為進口

PNG重要增量。此外中亞

D線

300

億方/年預計于

2022

年投

產，將進一步加大中亞進口氣量。截至

2019

年底，我國

LNG接收站共

23

個，年周轉能力達

7340

萬噸（約合

1025.74

億方，2019

年進口

LNG847.8

億方，進口天然氣總量

1325.2

億方），為我國天然

氣保供提供了堅實的基礎設施保障。2.4、供給格局：西氣東輸、緬氣北上、海氣登陸、就近外供我國天然氣供給格局呈現為西氣東輸、緬氣北上、海氣登陸、就近外供。我國天

然氣產地集中在西部，用氣地集中在東部，因此通過西氣東輸、川氣東送、陜京

線等將西部國產氣田天然氣、中亞進口天然氣送至華北、華東、華南，同時通過

中緬管線將緬甸進口氣送至云、貴、桂三省。目前干線運輸能力目前

2064

億方/年，中短期內運輸能力至

2584

億方/年。我們

對干線運輸能力進行估算，目前運輸能力

=

西二&三線（300+300）

+

西一線

（120）

+

陜京管線（553）

+

川氣東送一線（150）

+

中緬管線國內部分（120）

+

中俄東線（380）

+

神安線（46）

+

其他（95）=

2064

億方/年。未來新增管

線方面，中短期內干線運輸能力

=

目前

2064

億方/年

+

川氣東送二線（120）+

西

氣東輸四線（400）=

2584

億方/年，其中西氣東輸四線預計于

2022

年投產。西氣東輸（中亞+新疆至華南+華東）：（1）西氣東輸一線輸送能力

120

億方/

年，主要以三大國產氣田之一塔里木盆地為氣源地，保障長三角地區(qū)天然氣

供應。（2）西二線、三線輸送能力均為

300

億方/年，主要以中亞為氣源地，

輔以塔里木盆地氣，主供華南，兼顧華東、華北。川氣東送一線（四川盆地至華東、華中）：川氣東送一線輸送能力

150

億方/

年，以四川的普光氣田、元壩氣田、涪陵頁巖氣三大氣田為主要氣源地，送

至湖北、江西及長三角地區(qū)。陜京線（陜甘寧至京津冀）：陜京線一至四線輸送能力合計

553

億方/年，西

起陜甘寧盆地，以長慶油田為主要氣源、中亞氣為調劑氣源，東送至京津冀

地區(qū)，是京津冀的保供生命線。其中：（1）長慶油田同時為陜西當地的主要

氣源，2016

年供氣量占陜西全省用氣的

92%，約

90

億方，其他氣輸送至京

津冀地區(qū)。（2）陜京一至三線自投運以來在供暖季長期處于滿負荷運行狀態(tài)；

2017

年

10

月新投產四線（輸送能力

250

億方/年），但配套氣源是否跟得上還有待評估，預計中亞

D線投產將增加陜京管線的氣源供給。中緬管線國內部分（緬甸進口氣至云、貴、桂）：中緬管線設計輸送能力約

120

億方/年，自投運以來年運輸量維持在

35-40

億方，僅為其運輸能力的

1/3。原因

一是云、貴、桂市場規(guī)模較小，2020

年為

81.12

億方；二是緬甸進口氣價較高，

2016-17

年價格大約在

2.2

元/方，高于云、貴、桂的門站價（分別為

1.61、1.61、

1.91

元/方），價格倒掛。中石油此前曾在

2014

年半年報中披露，上半年銷售進口

緬甸天然氣

13.11

億立方米，虧損人民幣

12.67

億元。對于未來新增管線，新粵浙、蒙西、鄂安滄三條煤制氣管線因無法通過環(huán)評、經

濟優(yōu)勢不大等原因僅有部分動工；川氣東送二線設計運輸能力

120

億方/年，總投

資

102.28

億元，已準備開工建設；西氣東輸四線設計最大輸氣能力

400

億方/年，預計

2023

年投產運行。3、價格改革持續(xù)推進，短期供需矛盾推動價格上漲3.1、供需矛盾開啟新一輪價格漲勢，中短期價格或將維持高位2020

年以來全球天然氣價格開啟上漲，北美天然氣價格已上升

70%以上。2020

年全球天然氣價格迎來上升行情。中國

LNG出廠價格全國指數自

2020

年

10

月份

供暖期開始后出現快速上升，到

12

月迎來峰值，上漲幅度達超過

140%；2020

年

5

月國內氣溫上升，用氣高峰再度降臨，至

8

月已上升

60%以上。北美天然氣價

格進入

2020

年之后整體呈持續(xù)上升趨勢，至

2021

年

8

月已上升

70%以上。全球各地天然氣定價模式存在差異，我國

LNG長協(xié)價與日本進口原油加權平均

價格（JCC）掛鉤，價格走勢與

JCC走勢高度相關。全球天然氣市場因存在地理

條件上的區(qū)域分割，昂貴的運輸費用（長途國際管道建設/液化天然氣船運費用）

在一定程度上限制區(qū)域間貿易往來，使天然氣市場定價體系具有區(qū)域性特征。東

北亞（日本、韓國、中國大陸、中國臺灣）的

LNG貿易定價中長期合同與日本進

口原油加權平均價格（JCC）掛鉤，天然氣價格走勢與國家原油價格走勢高度相

關。2020

年以來我國進口液化天然氣月平均單價與

JCC相關系數達

0.61，具備較

高的相關性，在全球各國央行量化寬松背景下的原油價格上漲帶動了我國天然氣

進口價格上漲。能源結構調整將帶來天然氣需求長期增長。從我國一次能源結構來看，天然氣比

重已由

2011

年的

4%上升至

2020

年的

8%，同期煤炭比重由

71%下降至

57%。根

據《能源生產和消費革命戰(zhàn)略（2016-2030）》中提出的目標，到

2030

年我國天然

氣消費的一次能源占比將提升至

15%，天然氣需求量將保持長期增長。近期天然氣需求量大幅上升主要由于缺電所致，燃氣發(fā)電成為重要補充。2020

年

12

月起廣東多地出現“拉閘限電”現象，主管部門對企業(yè)用戶發(fā)出“錯峰用電”

號召以減輕電網壓力。2021

年

5

月廣東因作為云南“西電東送”目的地電力供應

受云南缺電影響吃緊，省內

17

個地級市啟動“有序用電”，執(zhí)行企業(yè)“開三停三”

錯峰用電方案。云南外送廣東水電不足，天然氣發(fā)電成為當地用電的重要補充。在當前用電形勢嚴峻的背景下，2021

年

5

月

31

日廣東省發(fā)改委暫停執(zhí)行天然氣

發(fā)電機組超過限定年利用小時數的上網電價統(tǒng)一為每千瓦時

0.463

元的規(guī)定，天

然氣機組的電量均執(zhí)行限定年利用小時數內的天然氣發(fā)電上網電價。我們測算針

對不同類型的天然氣發(fā)電機組超出限定年利用小時的度電收入可以增加

0.142-0.177

元，約上漲

30.67%-36.72%，進一步調動電廠使用天然氣發(fā)電的積極

性。全球供給增速平穩(wěn)，短期天然氣價格或將維持高位。美國自頁巖氣革命后天然氣

產量迅速上升，并于

2018

年首次實現國內能源自給自足。然而，從投資規(guī)模來看，

2016-2019

年美國油氣行業(yè)固定資產投資額規(guī)模有限，且由于頁巖氣商業(yè)模式受質疑，僅

2018

年初-2019

年

8

月

54

家美國能源企業(yè)破產。近年來，美國頁巖氣產量

增速維持在每年

15%-20%的區(qū)間。2020

年

4

月起，我國石油和天然氣開采業(yè)固定

投資完成額同比也出現明顯下降。全球視角來看，天然氣供給平穩(wěn)增長，短期在

需求高漲背景下價格或將維持高位。3.2、市場化定價有利于反映供需關系，除

PNG外均已實現我國天然氣價格除常規(guī)管道氣外均已實現市場化。天然氣按輸送方式分

PNG（管

道天然氣）、LNG（液化天然氣）、CNG（壓縮天然氣），按成分分為常規(guī)天然氣、

非常規(guī)天然氣（包括頁巖氣、煤層氣）。天然氣市場化改革推進下目前僅常規(guī)管道

天然氣仍采取政府指導定價，其他用氣均已采取市場化定價。LNG自

2014

年起價格市場化，現已成反映供需關系的良好指標。目前市場

LNG主要來自兩方面，一是進口

LNG，二是經過液化廠處理的管道氣。自

2014

年起

LNG出廠價由市場決定，較政府主導定價的管道氣來說其價格更能反映市場供求

關系。LNG價格在供暖季節(jié)價格明顯拉升。以中國

LNG出廠價格指數為例，每年供暖

季

LNG價格迎來明顯拉升，如

2020

年

12

月

23

日價格指數為

6634

點，高于年內

最低值

2497

點多達

3837

點。管道天然氣目前仍是政府指導定價，市場化改革正有序推進。目前管道天然氣仍

處于準市場化狀態(tài)，即實施省門站基準價格政府指導價格，價格可根據供需關系

上浮

20%。預計在理順管輸價、配氣費，居民用氣與非居民用氣實現并軌后，市

場化進程將繼續(xù)推進，且未來省管輸環(huán)節(jié)將進一步壓縮，最終放開氣源端與終端

價格，由市場定價。3.3、價格改革持續(xù)推進，加快向市場化轉型我國天然氣價格改革的目標為“管住中間，放開兩邊”