一 读懂天然气产业及上市公司布局，需关注四季度

摘要：2020年，全球范围来看，天然气储备第一和第四的国家为俄罗斯和土库曼斯坦。中国的天然气储备上升至全球第6，同时天然气产量和消费量分别上升至第四和第三，但中国的天然气产量远不能满足消费量的需求。

天然气在我国能源结构中的占比仅为8.43%，但是所占比例远低于美、日和欧洲国家的30%以上，而天然气比原煤和原油含氢高，作为化石能源中最为清洁的能源形式，其释放单位热量的碳排远低于煤炭；而比起光伏、风电等新能源形式，作为传统化石能源的天然气又具备可实现全天候不间断供给的特点，在储能实现经济化运用之前，天然气发电将在电力系统中扮演重要角色。因此，在各国实现碳达峰、碳中和进程中，天然气将发挥重要的过渡作用。

据历年数据显示，每年的11月至次年1月都是天然气使用旺季且天然气价格将上涨，因此短期需关注海外天然气价格上涨及叠加供暖季可能导致的价格上涨。

目录

一、全球天然气市场概括

二、中国天然气的产量与消费

五、四季度天然气产量和需求增幅压力大

六、天然气发展趋势展望

（一）近期，天然气价格可能会上浮

（二）海外天然气等能源短缺，价格快速上涨，可能影响国家价格

（三）国家管 集团设立，利于价格稳定

（四）未来，国内天然气需求依旧旺盛

七、上市公司产业链分布

一、全球天然气市场概括

（一）天然气定义

天然气天然气(NaturalGas)是指在地表以下、孔隙性地层中、天然存在的烃类和非烃类混合物，有狭义和广义两种范围。但当今世界大规模开发并为人们广泛使用的天然气是石油系天然气，指与石油成因相同，并与石油共生成或单独存在的可燃气体，即油型气。

（1）狭义来说是指按常规钻井方式得到的天然气，也称常规天然气，这种天然气在组分上以烃类为主，并含有一定的非烃类组分的气体。非烃类气体大多与烃类气体伴生，但在某些气藏中可以成为主要组分，形成以非烃气体为主的气藏。主要有煤成气（主要生自含煤岩系中的煤层）和油型气，即煤炭气源和石油伴生气。

（2）从广义来说，天然气是指自然界地壳中存在的一切气体，包括岩石圈中各种自然过程形成的气体及其形成物，如页岩气、煤层气、天然气水合物、泥火山气、水溶性天然气等。这类天然气不是按照常规钻井方式而得到的，所以也常称为“非常规天然气”。

当然，不是是富含甲烷的气体就是天然气：由煤制造的“煤制气”属于煤气化领域；由生物质造的生物气(沼气)属于生物质气化领域，这两者均不属于天然气。天然气不是清洁能源，只是化石燃料的一种；但可以说天然气是化石燃料中最清洁的燃料。

化石燃料清洁化和再生能源规模化发展仍是未来能源发展的大趋势。世界能源加快向多元化、清洁化、低碳化转型。目前，全球已有近30个国家和地区做出“碳中和”承诺，其中绝大部分国家明确将在本世纪中叶左右实现“碳中和”。天然气比原煤和原油含氢高，作为化石能源中最为清洁的能源形式，其释放单位热量的碳排远低于煤炭；而比起光伏、风电等新能源形式，作为传统化石能源的天然气又具备可实现全天候不间断供给的特点，在储能实现经济化运用之前，天然气发电将在电力系统中扮演重要角色。因此，在各国实现碳达峰、碳中和进程中，天然气将发挥重要的过渡作用。

（二）天然气储量，俄罗斯第一，中国全球第六

2015年至2019年的全球天然气储量稳步增长，平均年增长率为1.44%，2020年全球天然气储量达到198.756万亿立方米。每年储量前10国家（或地区）的天然气合计储量由2015年的149.55万亿立方米提升至159.03万亿立方米，在全球天然气储量的占比稳定在80%左右。

2015年以来，俄罗斯的天然气储量一直是全球范围内最大的，2019年达到了37.958万亿立方米，在全球的比例接近20%。其次是伊朗和卡塔尔，位列第2和第3，分别为32.02万亿立方米和24.68万亿立方米。2015年中国储量仅为4.68万亿立方米，位列全球第10，到了2019年，中国的天然气储量为8.4万亿立方米，位列全球第6。

（三）天然气产量，美国第一，中国上升至全球第四

受新冠疫情影响，2020年全球天然气产量滑坡。2020年世界天然气产量3.85万亿立方米，相比2019年回落了1225.5亿平方米，同比下降3.08%。

除中国、伊朗、阿塞拜疆、沙特阿拉伯等10余国家增长外，其它国家或地区的天然气产量均有不同程度下滑。其中下降最多的三个国家为：俄罗斯下降405.6亿立方米、美国下降153.7亿立方米、乌兹别克斯坦下降102.2亿立方米。

产量前5的国家分别为美国、俄罗斯、伊朗、中国和卡塔尔，2020年的产量分别为9146.2亿立方米、6384.9亿立方米、2507.9亿立方米、1940.1亿立方米和1713.2亿立方米。

我们国家由于早早的控制了新冠疫情，所以天然气产量不降反保持了增长，根据英国石油公司（BP）的统计，2020年中国的天然气产量为1940.1万亿立方米（国家统计局的数据为1924.95万亿立方米），达到历史最大值，2015年至2020年的平均增长率为8.6%。

2021年以来，随着疫情逐步受控，全球经济共振复苏，天然气产能逐步爬坡，但恢复到原来水平仍需一定时间，面对需求的快速上涨，全球天然气供给依旧偏紧。据《日本经济新闻》10月3日 道，全球能源供应出现异常，欧洲面临天然气短缺，现有库存比平时低16%。脱碳导致各国对化石燃料的投资停滞，但经济活动重启带来的能源需求回升又造成能源供需紧张。

（四）天然气消费，美国第一，中国上升至第三

2019年以前全球的天然气消费量逐年上涨。但因为新冠疫情的影响，2020年全球的天然气消费量由2019年的3.903万亿立方米下降至3.823亿立方米，下滑-2.08%。

2015年至2020年，全球前10大天然气消费国（CR10）未更换国别，2020年占全球天然气消费总量为2.382万亿立方米，占比达到62.30%。因受新冠疫情影响CR10国家的总消费量相比2019年下降了348.73亿立方米。

全球范围内，美国、俄罗斯、中国、伊朗和加拿大是天然气消费前5的股价，其中美国2020年的天然气消费量达到8320.194亿立方米，是全球最大的天然气消费国。CR10中，除了中国和伊朗的天然气消费量增长，其他国家都出现不同程度的下滑。

据国家能源局数据，受新冠疫情的影响，全球天然气消费量下滑，而中国2020年逆势增长了7.05%，由3064亿立方米上涨至3280亿立方米。2015年至2020年的年平均增长率为13.97%，可见中国对天然气的需求正逐步加大。

二、中国天然气的产量与消费

据IEA统计，2019年我国天然气发电量仅占3.3%，远低于煤电64.6%的水平，随着“双碳”规划的加速推进，未来电力系统降为中国天然气需求提供显著增量。与此同时，供暖方面，欧美发达国家已基本实现清洁供暖，天然气在供暖体系中占有很高的比重，例如，美国、欧洲和日本的天然气发电占比分别达到41.8%、20.7%和31.9%。

我国受制于“富煤、贫油、少气”的化石能源结构，供暖煤改气进程不及欧美各国，2020年我们国家的能源消耗总量为49.8亿吨标准煤，其中天然气为4.2亿吨标准煤，占比为8.43%，虽然从2015年至2020年天然气消费量由2.5亿吨标准煤增长至4.2亿吨标准煤，但是所占比例远低于美、日和欧洲国家。

然而自2013年起，为解决北方大气污染等突出问题，国家已先后出台多项政策规划，推动清洁化取暖的进程。受相关政策推动，近年来我国天然气用量呈显著增长态势。预计未来随着供暖领域煤改气进程的不断深入，叠加“双碳”目标下压减燃煤发电的刚性要求，未来我国天然气消费量或进一步上升。

2017年7月，发改委等十三部门联合印发《加快推进天然气利用的意见》，提出2020年天然气在一次能源消费结构中的占比达到10%左右，到2030年，力争将天然气在一次能源中的占比提高到15%左右的工作目标。

（一）国内天然气储量，逆势增长

根据BP和国家能源局的数据，受新冠疫情和低油价的影响，2020年全球天然气勘探活动有所回落，世界天然气可采储量由198.76万亿立方米回落至188.1万亿立方米。

而中国逆势增长，2020年，天然气探明新增地质储量1.29万亿立方米。其中，天然气页岩气和煤层气新增探明地质储量分别达到10357亿立方米、1918亿立方米、673亿立方米。页岩油气勘探实现多点开花，四川盆地深层页岩气勘探开发取得新突破，进一步夯实页岩气增储上产的资源基础。

2015年至2020年，天然气储量由2015年的4.68万亿立方米上涨至2020年的9.43万亿立方米，在全球天然气储量的占比也达到了最高值5.02%，历年来的平均增长率高达20.325%。

（二）国内天然气产量远不能满足消费

天然气主要由常规天然气、页岩气和煤层气构成，另外根据国家能源局的数据，还会统计煤制天然气，煤制气不是天然气，也不是非常规天然气，煤制气属于煤气化(Coalgasification)工业。中国生产的煤制气居世界第一，因为国外不生产煤制气，中国也只是当前作为天然气缺乏的补充。

2020年，全国天然气产量1878亿立方米，同比增长8.17%。其中，煤层气产量67亿立方米，同比增长13.5%；页岩气产量超200亿立方米，同比增长32.6%。另外煤制天然气产量47亿立方米，同比增长8.8%。天然气产量增速连续两年快于消费增速供应安全保障能力持续提升。

1、国内天然气产量远低于消费

2015年-2020年期间，我国的天然气产量和天然气消费量均稳步上涨，其中天然气产量（含煤制气）由1369亿立方米上涨至1925亿立方米，天然气消费量由1931亿立方米上涨至3280亿立方米，消费量明显高于产量。

2015年至2020年期间，天然气消费量与产量的差值由667亿立方米，上涨至1355亿立方米。2020年该部分差值在天然气消费量总量的占比高达41.31%。可见我国生产的天然气产量尚不能满足国内的消费需求，需要依靠进口来解决。

2、工业燃气和成长燃气用气占比最大

2020年，中国天然气消费量3280亿立方米，增量约220亿立方米，同比增长6.9%，占一次能源消费总量的8.4%。从消费结构看，工业燃料和城镇燃气用气占比基本持平，均在37％～38％，发电用气占比16%，化工用气占比9%。

分省看，根据国家统计局的数据，2019年，江苏、四川、广东、山东和北京的天然气消费量位列前5，且呈逐年上涨趋势。

3、东部沿海城市天然气消费高

2020年，江苏消费量超过300亿立方米，广东、四川和山东3省份消费量超过200亿立方米，北京、河北、浙江、上海、重庆、河南、陕西、内蒙古、新疆等9省（自治区、直辖市）消费量超过100亿立方米。

（一）国内天然气主要产自陕西、四川和新疆

根据国家统计局的数据，天然气产量最靠前的5个省市分别为陕西、四川、新疆、广东和重庆，5省市的合计天然气产量占比由2010年的83.32%上涨至87.96%。其中陕西、四川和新疆三地2020年的天然气产量分别达到了524.7亿立方米、452.4亿立方米和370.6亿立方米。

2021年前8个月，中国天然气的产量均不同程度的增长。

但2021年前8个月，第一大天然气生产省份陕西却产量严重下滑，其它主要地区的天然气产量均不同程度成长。不过好在我国前8月的天然气产量总体增长。

截至2019年底，其中，新增探明地质储量大于1000亿立方米的盆地有2个，分别为鄂尔多斯盆地和四川盆地。新增探明地质储量大于1000亿立方米的气田有3个，为鄂尔多斯盆地的靖边气田和苏里格气田，以及四川盆地的安岳气田。天然气产量大于50亿立方米的盆地有鄂尔多斯、四川、塔里木、珠江口、柴达木和松辽盆地，合计产量达1352.68亿立方米，占全国总量的89.7%。

（二）国内天然气的开采与价格

天然气产业链分为上、中、下游三部分，上游主要是勘探开采，中游为储存运输，下游则是分销商进行销售到终端用户市场。油气资源上游开采，一直是国内油气产业链中垄断程度最高的环节，由“三桶油”占据主导权。虽然自2017年开始，部分地区已经开放了油气勘查开采改革试点，但民营和外资企业仍然较难涉足。

1、开采环节参与企业少，垄断性强

中国天然气开采环节实行严格的资质审批制度，勘探、开采石油天然气等特定矿种由国务院授权的有关主管部门审批和颁发许可证。虽然中国先后出台政策鼓励支持民间资本进入油气勘探开发领域，但相关立法一直没有修改，叠加勘探开采成本高、周期很长等因素，截至当前，民企资本单独获得油气矿权的仍极少，因此中国天然气开采环节具有参与企业少、垄断性强的特点。目前具有天然气勘查、开采资质的主体以三桶油和延长石油四家为主。其中中石油、中石化主要负责陆域石油勘查开发，其登记的探矿权面积约占全国40%，采矿权面积约占全国80%，总计170多万平方千米，具有寡头垄断优势；中海油则主要勘探开发海域石油;延长石油在特定区域内拥有油气资源的勘查开发权。

2、开采环节经营模式简单，但资金及技术需求很高

天然气开采环节经营模式较为简单，开采主体需要对矿藏勘探开发、采收、净化后经骨干管道将其输出，部分转化为LNG通过槽车运输至消费端，但对资金投入规模及开采技术具有很高的要求。

（1）天然气勘探开发主要为地震勘探(探究底层形态、构造特点、含油含水特征等信息)，该环节通常与原油勘探同时进行，因此整体勘探开发支出规模很大，在2015年油价暴跌时期，中海油通过降低勘探开发支出缩减30%的资本支出。同时受油气资源开采前期的资金投入规模高的影响，国内参与该环节的企业均为实力极强的国有大型央企。

（2）在采收环节，纯天然气气藏需要注入其他气体或液体将天然气挤压出，而对原油伴生气则还需在该环节进行油气分离。不同气藏条件打井采收成本亦存在差异，但随着气藏的采收期的拉长，采收成本普遍呈先下降后上升的趋势，因此采收技术为降低成本的主要因素。（3）净化技术壁垒较低，主要为脱除天然气中水、水蒸气、硫化物和二氧化碳等杂质组分。整体看，开采环节涉及的过程繁杂程度较低，经营模式较为简单，但其中勘探开发过程需要资金投入量大，随着采收期持续采收技术的重要性凸显。由于自有气藏开采前需要时间及资金的投入，导致自采气的规模短期内难以实现较大提升，因此，随着天然气消费量的快速提升，自有气藏开采增速低于消费增速，自采气在中国气源结构中的占比逐年下降。

3、出厂价由主要监管价格转变为间接调控价

根据《价格管理办法》，天然气长输管道运输价格管理采取分区核定运价率、按路径形成价格的方法，根据管道分布将国家管 集团经营管道划入西北、西南、东北及中东部 4 个定价区域。因此，虽定价机制的底层资产未变，仍为跨省长输管道，但定价划分方式由“一企一价”变更为“一区一价”。在目前“一企一价”的体系下，存在数十种不同的管输价格，此次修订执行后，全国长输管道价格将按地域精简为四种价格。

2020年底中俄东线天然气管道黑河—永清段（北段、中段）建成投运，俄罗斯天然气实现直通华北，截至目前，四大进口战略通道全面建成，国内管 骨架基本形成，干线管道互联互通基本实现。中国天然气进口形成西北、西南、东北及东部四大进口通道以及液态天然气和管道天然气两种气源相互补充的现状，多元化的进口天然气在很大程度上补充了中国天然气的供应缺口，同时增强了中国的能源安全。其中：

（2）气态天然气进口主要以管道进口为主。管道进口主要为西北、西南、东北进口通道，分别由中亚管道、中缅管道、中俄管道承担，进口管道进入中国境内后与国内的骨干管道连接，并运送至主要消费区域。

（一）中亚天然气管道，世界上最长的天然气管道

中国-中亚天然气管道是指，中国与中亚国家已经建成了并行的A、B、C三条管线，以土库曼斯坦为起点，经过乌兹别克斯坦、哈萨克斯坦，接连中国西气东输管道，并延伸到了香港，三条管道全线输气能力达每年550亿立方米，可为中国提供至少30年的清洁天然气能源。另外，中国与中亚正在修建D线，取道乌兹别克斯坦，塔吉克斯坦和吉尔吉斯斯坦，额外提供高达每年300亿立方米的天然气，合计共850亿立方米的供给量。

管道起于阿姆河右岸的土库曼斯坦和乌兹别克斯坦边境，经乌兹别克斯坦中部和哈萨克斯坦南部，从阿拉山口进入中国，成为“西气东输二线”。西气东输二线在我国境内首站为新疆的霍尔果斯，途经新疆、湖北、浙江等省份，向东抵达上海，向南抵达广州，并最终到达香港。

管道全长约一万公里，其中土库曼斯坦境内长188公里，乌兹别克斯坦境内长530公里，哈萨克斯坦境内长1300公里，其余约8000公里位于中国境内。管道分AB双线敷设，单线长1833公里，是世界上最长的天然气管道。

（二）中缅油气管道，保证能源安全

在中缅油气管道修建之前，中国约有五分之四的进口原油必须途经马六甲海峡，中国一直担心能源进口过度依赖马六甲海峡，不仅因为当地海盗行动猖獗，还有出于对未来中美关系的担忧。而中缅油气管道的最大优势之一，在于可以将来自中东地区的原油避开马六甲海峡，从缅甸经陆路直接输送到中国，使得中国能够拥有原油供应的多重安全保障。同样，也满足国内天然气的需求量。

缅油气管道于2010年开工兴建，2013年天然气管道首先贯通。2017年4月石油管道也正式投产。途经缅甸的若开邦、马圭省、曼德勒省和掸（shan)邦，最终从云南瑞丽进入中国，在贵州安顺实现油气管道分离。天然气进入贵州后与西气东输广南支线及中贵线交汇，主要供给云南、贵州和广西用气区域，曾一度被“油荒”困扰的重庆，是原油管道的末站，解决了重庆的燃眉之急。该管道的特点是石油和天然气双输送，管道每年能向国内输送120亿立方米天然气，原油管道的设计能力则为2200万吨/年。

（三）中俄东线天然气管道工程

2014年5月，中国石油集团和俄罗斯天然气工业股份公司签署《中俄东线供气购销合同》，合同约定总供气量超过1万亿立方米、年供气量380亿立方米，期限30年。经过前期充分准备和两次试验段摸索建设，中俄东线境内段于2017年12月13日全面加速建设，经过近两年的持续奋战，中俄东线北段2019年10月16日贯通。一年内已输气38.5亿方天然气，以后将逐年增加输量，最终达到380亿立方米/年。

中俄东线天然气管道国内段北起黑龙江省黑河市，南至上海，管道全长5111公里。全线分北、中、南三段建设，中段起自吉林长岭，止于河北永清，途经吉林、内蒙古、辽宁、河北、天津等5省(区、市)30个县(市、区)，新建管道线路总长1110公里。可将进口管道气供给京津冀、长江三角洲及上海周边等省市。

（四）东部LNG进口通道

在能源结构升级及环保治理高压之下，中国天然气消费将在未来一段时间内保持高速增长。LNG进口作为最灵活的供给方式成为必然选择，预计未来几年我国LNG进口量将保持高速增长。

2006年我国最早开始进口LNG，到2010年又开始进口管道天然气。2012年管输天然气进口量超过了LNG进口量，但是我国沿海地区经济发展比内地快速，导致LNG进口快速增长，很快又加速反超管输天然气进口，直到2020年进口的液体天然气（LNG）量占天然进口总量的比例已经达到67.594%。

整体来看，LNG进口产业链分为上游气源、中游LNG接收站、下游分销三个环节，如下图所示。LNG海运船到中国后，由LNG接收站存储和再汽化。

LNG接收站是进口LNG的重要设施之一，中国已经拥有近20年LNG进口历史。上世纪90年代后期，由于经济发展较快的沿海地区对环境保护和节能减排的需求日益提升，我国对清洁能源天然气的需求迅猛增长，国家开始考虑进口LNG。截至2019年第，全球LNG接收站最多的国家是日本，有37座，气化能力达210.5MTPA。

据IGU（国际气体联盟）披露的数据显示，截至2019年末，我国已投运的LNG接收站数量已达22座，接收能力达万吨/年。其中，我国LNG接收站类型以“陆上”为主，数量达21座；而“浮式”LNG接收站仅一座，即“中海油天津浮式LNG接收站”接收站。在区域分布方面，华南地区的LNG接收站数量最多，达9座；其次是华东地区达8座。从LNG接收站的区域分布来看，22家LNG接收站基本分布于沿海省市地区，其中，华南地区的LNG接收站数量最多，达9座；其次是华东地区达8座。可以看出，我国LNG接收站的建设既与地理位置有关，还与当地的经济发展水平、人口密度有极大的关联性。

舟山LNG接收站正在扩建中，到2021年将再交付两个储罐，将接收能力从3MTPA提高到5MTPA。从2019年7月31日起，通过舟山岛与大陆连接的桥梁进行卡车分配的获得临时许可。曹妃甸、宁波、莆田、启东、青岛、如东等现有码头正在进行扩建工程。预计到2021年，这些扩建将增加超过15MTPA气化能力。2018年LNG储罐罐容约53亿立方米。

LNG进口产业链中，上游开采商首先进行天然气的勘探及开发，并将开采出的天然气进行加工、纯化、液化，之后储存在LNG运输船的储罐内运往海外目的地。液化天然气运输船到达海外目的地LNG接收站，船上的LNG会被卸载并储存在LNG接收站的储罐内，并在需要时由LNG接收站的汽化设施重新汽化。

液化天然气运输船又简称LNG船，主要运输液化天然气。液化天然气的主要成分是甲烷，为便于运输，通常采用在常压下极低温（－165℃）冷冻的方法使其液化。LNG船被称为“海上超级冷冻车”，被喻为世界造船“皇冠上的明珠”，只有美国、中国、日本、韩国和欧洲的少数几个国家的13家船厂能够建造，我国不仅是继韩、日等国后实现自主研发系列LNG船型的国家，而且我国设计船型在安全、节能、环保方面具有明显的后发优势。

2019年初，卡塔尔石油公司对外宣布建造100艘LNG船的宏大计划后，立刻引发国际造船界高度关注，来自中日韩等国的船企纷纷摩拳擦掌，全力以赴参与竞争。甚至有三大造船巨头信心爆棚，扬言“打包通吃”，包揽全部订单。在这场全球造船业的巅峰对决中，中国船舶集团所属的沪东中华是唯一“逐鹿中东”的中国造船企业。

2020年4月，卡塔尔石油公司率先与中国船舶集团签订了200亿元LNG船建造项目协议，这成为中国船企迄今为止签订的金额最大的新造船协议。2021年10月3日，卡塔尔石油公司宣布，已从中国船舶集团旗下沪东中华造船（集团）有限公司订购了4艘新的液化天然气（LNG）运输船。作为国家石油公司的卡塔尔石油公司称，这是该国大规模LNG造船计

（五）天然气进口逐年增长，LNG成主要方式

中国的天然气消费量需求远大于天然气生产量，近年来主要依靠进口来解决需求不足的问题。2010年至2020年，中国的天然气年进口量由164.3亿立方米上涨至1390.0亿立方米，能够弥补消费量的需求。

据国家能源局 告，受国产气快速增长和新冠疫情抑制需求等因素影响，中国天然气进口增速有所回落。2020年，天然气进口量1404亿立方米，同比增加3.6%。其中，全年LNG进口量6713万吨，同比增长11.5%；管道气进口量477亿立方米，同比下降8.9%。受新冠疫情抑制消费及国际油价大跌双重影响，我国天然气进口均价同比下降23.5%。受淡季历史低价及冬季保供需求双重拉动，全年LNG现货进口量2717万吨，同比增长28.9%，占LNG进口量的40.5%，较2019年提升6个百分点。

2020年12月管道天然气进口大幅增长。下图也可以清楚看到2021年2月至8月，每个月的天然气进口量均大于往年。前8个月的进口量达到2749.70万吨，同比增长20.10%。

2、液化天然气进口逐年增长，澳洲是第一大进口国

2021年前8月每个月的天然气进口量均高于往年，预计第四季度也将高于往年

3、LNG天然气价格市场化进程不断推进

实现了居民与非居民门站价格“并轨”。80%以上的消费气量门站价格由供需双方协商和市场主导形成，完全市场化定价的资源占比从2015年的不到10%提高到2020年的45%。

目前的海外天然气价格上涨，短期有新冠疫情、季节性海外气温较高、美国飓风等因素影响长期因天然气供应趋紧、国内需求稳定增长。此外，国内的LNG接收站资源仍然保持稀缺；和市场的现货价格对比，具有海外LNG合约货源的公司或具备进口成本优势；在出口利益驱动下，预计海外的LNG出口设施仍将持续扩张。

五、四季度天然气产量和需求增幅压力大

2021年以来天然气的消费量、国内生产量和进口量合计值都高于往年同期，而每年的四季度（11月-次年1月）是天然气消费高峰，必将给国内生产和进口代来新一轮的压力。

（一）每年四季度天然气的消费增加

根据发改委的数据，2021年前两个月的消费量稍弱，但是3月份开始增强，全年消费有望继续创新高，天然气需求增长，天然气供给压力增长。因为我国的天然气消费成呈现两头高高中间低的凹型形状，增速呈前低后高走势，特别是四季度，伴随经济形势持续向好，叠加采暖需求大幅增加，天然气、煤炭消费增速。

工业燃料、城镇燃气和发电拉动天然气消费增长。天然气作为工业燃料和城镇燃气，在中国一直占据重要地位，特别是城镇民用燃料呈现逐年上升的趋势。中国的燃气发电在全球居第三位，用气量也呈现快速上升，中国是一个农业生产大国，因此化肥生产一直占据重要地位，近年约有下降但产量却上升。

（二）每年四季度的天然气进口和生产量增加

天然气进口量，每年的2月至9月有波动但是变化幅度不大，在10月份天然气的量均会有回落。11月至次年1月进口量会大幅增长，12月一般达到最大值。同时，2021年前8个月的天然气进口量均超过往年，预计第4季度依旧高于往年。

如下表所示，2021年前8月数据可见，每个月的进口量都高于2020年且最低的增长幅度也达到了11.55%。

再观察2015年以来历年月度天然气产量数据，与天然气进口类似，2021年前8个月国内天然气产量也高于往年。且每年的11月、12月以及次年1月为1年内高值。

六、天然气发展趋势展望

（一）近期，天然气价格可能会上浮

根据wind和天风证券的统计数据，2020年6月，生活用能源和采暖能源，燃料煤的成本最低，其次是天然气和液化气（LNG）再然后是电。所以天然气一直是补充能源为主。

2021年以来，我国天然气价格自3月以来一路走高。截至2021年9月17日，我国LNG到岸价达到25.08美元/百万英热，同比上涨422%。

根据历年（2014年9月-2021年6月）液化天然气现货价格的指数，每年的11月、12月左右天然气价格最高，所以预估供暖季天然气价格还会上浮。

（二）海外天然气等能源短缺，价格快速上涨，可能影响国家价格

我国天然气消费高度依赖进口，2020年的进口依赖程度甚至达到了天然气消费量总量的41.31%，而且保持增长趋势，所以天然气的大部分定价权在海外企业。欧美等国家的能源危机必将影响国内天然气价格。

据《日本经济新闻》10月3日 道，全球能源供应出现异常。欧洲面临天然气短缺，现有库存比平时低16%。脱碳导致各国对化石燃料的投资停滞，但经济活动重启带来的能源需求回升又造成能源供需紧张。今年冬季可能出现严寒天气，电力供应系统可能出现的不稳定引起了各国警戒。

道称，本轮能源短缺的起火点之一是欧洲。据欧洲天然气基础设施组织（GIE）数据，今年9月底，欧洲天然气库存仅为总储存能力的75%，远不及近5年的同期平均值（89%），库存量比平时下降16%。欧洲天然气库存常被用于先行判断全球天然气的供需情况，广受市场关注。金融巨头美国银行在9月下旬发布的 告中指出，今年年初严寒的余波导致全球天然气市场陷入严重紧张。上半年欧洲对供暖的需求增加，经济活动重启又带来产业对能源的需求大增，但库存却未及时获得补充。而美中的经济运行更使得能源危机被大大加剧。

据英国商业能源产业战略部统计，2021年第二季度英国消耗天然气（折算电量1900亿千瓦时）比疫情前的2019年同期增长4%。受需求增加的影响，9月底，欧洲天然气的代表性指标价格涨至7月底的2倍，接近今年年初的5倍。有的美国肥料公司甚至还暂停了英国工厂的生产。

道指出，能源短缺的影响已经波及全球。欧洲通过管线从俄罗斯等国进口天然气，当天然气短缺时将进口液化天然气。但是，亚洲国家也在采购液化天然气作为煤炭的替代能源，如此一来，本来规模就不大的现货交易领域出现能源争夺战。

道强调，未来仍难以预知。美国国家海洋和大气管理局认为，今年冬季北半球发生拉尼娜现象的概率为70%至80%，气温可能比往年更低。如果冬季出现严寒，各国电力消费可能继续增加。当前，亚洲液化天然气现货价格也已创历史新高，日本无法置身事外。如何有条不紊地推进能源转换是对各国政策当局者的考验。

（三）国家管 集团设立，利于价格稳定

2020年10月1日，国家管 集团全面接管原分属于三大石油公司的相关油气管道基础设施资产（业务）及人员，正式并 运营，对全国主要油气管道基础设施进行统一调配、统一运营、统一管理。国家管 集团以股权与现金相结合的方式收购三大石油公司及其下属油气管 相关资产。

同时，国家管 集团与中国诚通、中国国新、社保基金会、中保投基金、中投国际、丝路基金共6家投资机构签署现金增资协议，上述投资者以现金增资方式认购国家管 集团股权。随着主要油气管道由国家管 集团接管并统一并 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，初步形成“X+1+X”的油气市场体系架构。

在现有大型油气企业管 资产划拨给国家管 集团的任务基本完成后，省级管 的改革成为当前管 改革的另一项重要任务。2020年9月，国家管 集团与广东省政府签署《关于广东省天然气管 体制改革战略合作协议》。根据协议，广东省政府将与国家管 集团共同推进省级管 与国家管 融合，通过股权整合成立国家管 集团广东省管 有限公司。随后，海南、湖北、湖南、福建等省份的管 先后确认融入国家管 ，为完善“全国一张 ”创立了良好开端。省级管 融入国家管 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。

（四）未来，国内天然气需求依旧旺盛

1、碳中和目标需要天然气消费作为过渡

2020年9月，习近平总书记在第75届联合国大会首次提出我国的“双碳”发展目标，承诺“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”。中国持续推进清洁能源低碳化发展，2020年煤炭消费量占能源消费总量的56.8%，同比下降0.9个百分点；天然气、水电、核电、风电等清洁能源消费量占能源消费总量的24.3%，上升1个百分点。中国2020年一次能源消费总量同比增长2.2%，其中煤炭消费增长0.6%，原油消费增长3.3%，天然气消费增长6.9%。

天然气比原煤和原油含氢高，作为化石能源中最为清洁的能源形式，其释放单位热量的碳排远低于煤炭；而比起光伏、风电等新能源形式，作为传统化石能源的天然气又具备可实现全天候不间断供给的特点，在储能实现经济化运用之前，天然气发电将在电力系统中扮演重要角色。因此，在各国实现碳达峰、碳中和进程中，天然气将发挥重要的过渡作用。

2、天然气产量和消费量将进一步提升

根据国家能源局的 告《中国天然气发展 告2021》显示，兼顾低碳发展与产业接续，持续优化天然气利用方向。天然气作为最清洁低碳的化石能源，行业发展要努力保持稳升稳降，实现高质量发展。减煤增气发展新能源多措并举，助力碳达峰、碳中和目标实现。

有序推动交通用气发展，引导天然气逐步退出公共交通领域，推动LNG在重型载货汽车、大型载客汽车、船舶等长途远洋交通领域应用；满足化工产业需要，合理引导化工原料用气发展。围绕天然气与新能源融合发展，因地制宜、重点推动几种发展模式。一是在可再生资源较好的“三北”地区建立风光气水综合能源外送模式。二是在可再生资源较好的沿海地区建立风光气水综合能源消费模式。三是鼓励发展天然气分布式能源，推广集供电、供气、供热、供冷于一体的综合能源服务模式。

通过合理引导和市场建设，2025年天然气消费规模达到4300亿～4500亿立方米，2030年达到5500亿～6000亿立方米，其后天然气消费稳步可持续增长，2040年前后进入发展平台期。2020年全国天然气消费规模为3280亿立方米。

天然气产量2025年达到2300亿立方米以上，其后继续稳步增长，预计在2040年及以后较长时期稳定在3000亿立方米以上水平。2020年全国天然气产量为1878亿立方米（不包括煤制气）

七、上市公司产业链分布

如铝、焦炭、锂等概念上市公司一样，天然气指数一路上涨。主要受天然气价格一路上涨的行情影响。

天然气相关的设备，受市场关注热度少

天然气销售类的上市公司，主要负责所在城市的管道建设维护以及天然气销售业务，属于特许经营业务，随着销售业务规模增长和价格增长而盈利能力编号。目前，市场的追捧热度高。

上游开采是垄断行业，主要受销售价格影响。而由于疫情的影响海运价格也倍增。