1.全球燃气供需缺口明显，部分区域缺气严重

1.1燃气消费长期稳定增长，LNG 供给占比持续提升

从一个区域的燃气供给结构来看，燃气供给主要由管道气和液化天然气(Liquefied Natural Gas，简称 LNG)构成。管道气通过开采地或处理厂输送到城市配气中心或工业企业用户的管道进行运输。LNG 制造是先将气田生产的天然气净化处理，再进行超低温液化，之后利用液化天然气船、槽车等运送。LNG 具有无色、无味、无毒且无腐蚀性的优点，被公认是地球上最干净的化石能源，而且其体积仅约为同量气态天然气体积的 1/625，因此，LNG 可像石油一样安全方便地储存及运输。全球管道气与 LNG 交易均非常活跃，其中相同大陆之间多采用管道气进行输送，跨洋运输则采用 LNG。LNG 收运需要采用 LNG 接收站，接收后气化为天然气，通过国内管道进行输送。

燃气主要用途有城市燃气、工业燃料、发电用气、化工原料四大类。全球主要有三种天然气消费模式，分别是以美国为代表的均衡用气模式，表现为三种用途占比较为均衡，在 30%~40%之间；以英国、荷兰为代表的城市燃气为主模式，英国与荷兰的天然气储量丰富，且天然气开发利用较早，在上世纪 70/80 年代就形成了较为完善的天然气管 和基础设施，基础设施的完善促进了其城市燃气的使用率；以日本、韩国为代表的发电用气模式，日本和韩国都是天然气匮乏的国家，几乎全部依赖进口，同时考虑到环保方面的要求，天然气发电量占其用气的 50%~60%。

整体上，近十年天然气产量与消费量基本一致，供需平衡，均呈现稳定增长的趋势。2020 年全球天然气产量为 38537 亿方，同比下降 3.08%，消费量为 38228 亿方，同比下降 2.08%。2020 年产量、消费量大幅度下降主要受到新冠疫情的影响，全球经济体的能源消耗出现下滑。此外，2020 年初北半球暖冬也减少了取暖需求。天然气的产量略高于消费量、供给略大于需求的局面压低 LNG 价格。

从全球燃气贸易来看，管道气为主要贸易方式，占比高达 61%，但其输送范围有限，因此需要 LNG 进行补充。近年来，天然气贸易量波动上升，近五年复合增长率为 3.6%。管道气的贸易量维持较为恒定的水平，2020年为 7558 亿立方米，同比下降 5.7%，近五年复合增长率为 0.1%。而 LNG 的贸易量迅速增长，2020 年为 4879亿立方米，同比增长 0.85%，近五年复合增长率为 7.6%。LNG 贸易量占比由 2010 年的 31%提升至 2020 年的 39%，LNG 在全球天然气贸易结构中的地位逐渐提升。

全球燃气市场主要参与国家可以分为三类。第一类是包括伊朗、沙特阿拉伯在内的自给自足型国家，其产能主要覆盖自身的燃气需求；第二类是出口大国，主要是俄罗斯、澳大利亚和卡塔尔；第三类燃气进口国主要分布在欧洲和东北亚。

欧洲国家如德国、意大利等以管道气进口为主，主要由挪威和俄罗斯供气。9 月 10 日，俄罗斯与欧洲之间的“北溪-2”天然气管道建设已全面完成。“北溪-2”总输气能力为每年 550 亿立方米，如果项目能够通过德国的“输气”认证，将会极大增加俄罗斯与西欧国家的天然气交易量。2020 年，中国进口管道气 451 亿立方米，占天然气进口总量 32.4%（总进口 1391 亿立方米），主要来自于俄罗斯、土库曼斯坦。LNG 全球市场格局已初步形成，进口方主要集中在亚太地区。2020 年，东亚三国中国、日本、韩国分别净进口 LNG 940 亿立方米，1020亿立方米以及 553 亿立方米，分别占全球 LNG 总进口量的 19%，21%和 11%。东亚三国的气源国主要是美国、澳大利亚和卡塔尔。

价格方面，管道气价格通常由双方长期协议决定，气价较为稳定，LNG 价格则随市场需求变化而不断变化，在不同区域间定价差异较大。具体来看，由于地理距离和运输费用的限制，燃气市场具有显著的区域性。不同区域的供需结构具备显著差异，使得区域市场的燃气定价机制不同。燃气资源储量充足的地方如北美、英国燃气价格主要由国内自身供需关系决定，亚洲大陆及中亚主要由天然气供求双方政府垄断定价。燃气资源储量相对贫乏，依赖国外气源补充的地区如欧洲大陆、亚洲大陆及中亚和东北亚则与当地燃气的特征有关，如欧洲地区燃气主要用于冬季取暖，因此燃气价格与竞争燃料如柴油价格挂钩，东北亚地区则采取将燃气价格与油价挂钩等方式。我国国产管道气与进口管道气价格较为稳定，LNG 贸易定价体系源自日本，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，现货价格采用普式 JKM 现货价格。

1.2燃气短期供需失衡，长期天然气价格上升有支撑

进入 2021 年，燃气价格迅速抬升。截至 10 月 5 日，美国 Henry Hub 交易价格为 1.37 元/方（6.37 美元/百万英热单位），同比增长 232%，除 2020 年冷冬引起的极端高价外，为近 7 年的最高值。截至 10 月 7 日，IPE 英国天然气期货价格交易价格为 7.18 元/方（245.51 便士/色姆，汇率 8.776:1），同比增幅 556%，为近 10 年的最高值。

我们认为全球天然气短期供给不足而需求强劲，气候因素叠加能源转型驱动本轮价格上涨。短期来看，2020年突发新冠疫情导致全球燃气供给端收紧，一方面疫情导致全球性的工作停滞，影响包括天然气开采在内的能源产业的投入与产出；另一方面，疫情对经济增长产生阻力，降低全球对包括甲烷在内的生产资料的需求，进一步地削减燃气产量。2020 年，全球天然气产量为 38537 亿立方米，同比降低 3%，这是近十年来，天然气在产量上的首次同比下降。10 月 6 日，俄罗斯总统普京表示，俄罗斯正在增加对欧洲天然气的供应。

同时，2021 年 9 月美国气候中心发布“拉尼娜”重现预警，发生“拉尼娜”现象的概率从 70%提升到了 70%至 80%。在 10 月新闻发布会上，我国气象局也表示预计未来 3 个月（10-12 月）冷水将进一步加强，并进入“拉尼娜”状态。2021 年“拉尼娜”现象出现概率较高，而“拉尼娜”现象很有可能引发太平洋大寒潮、太平洋两岸迎来冷冬。冷冬袭来情形下，中国、美国等利用天然气冬季取暖的国家第四季度天然气需求仍将保持强劲。

随着各国疫情防控形势逐步好转，复工复产推动工业生产与商业活动景气度持续走高，各国天然气消费受到拉动，需求端表现强劲。作为第一大天然气消费国，疫情对美国经济影响已经来到中后期。根据 EIA 数据，2021 年 4 月份后，美国天然气消费增速由负转正，4 月至 6 月份同比增加，7 月份同比下降 4%，环比增加 7.4%。作为第三大天然气消费国，中国疫情防控最为有效。自上半年开始，国内工商业活动稳健复苏，生产生活恢复叠加“煤改气”政策持续推进，拉动国内用气需求持续向好。根据国家能源局数据显示，2021 年 1 至 7 月，天然气表观消费量 2112 亿立方米，同比增长 17.1%。此外，作为天然气消费的主要地区，美国与东北亚由于 2021年夏季气温较高，当地天然气需求较为旺盛。

综上，预计 2021-2023 年全球燃气供需格局仍将维持紧张局面。根据测算， 2021-2023 年天然气供给将分别短缺 89、301 和 527 亿立方米。此外，季节性供需矛盾以及地缘政治带来的不确定因素仍可能使得局部区域的天然气供需情况呈现十分紧张的态势。

同时，2021 年 9 月美国气候中心发布“拉尼娜”重现预警，发生“拉尼娜”现象的概率从 70%提升到了 70%至 80%。在 10 月新闻发布会上，我国气象局也表示预计未来 3 个月（10-12 月）冷水将进一步加强，并进入“拉尼娜”状态。2021 年“拉尼娜”现象出现概率较高，而“拉尼娜”现象很有可能引发太平洋大寒潮、太平洋两岸迎来冷冬。冷冬袭来情形下，中国、美国等利用天然气冬季取暖的国家第四季度天然气需求仍将保持强劲。

在能源转型大背景下，碳意识、环保意识将长期推动天然气需求增加。天然气是传统三大化石能源中唯一的清洁低碳能源，相较于煤炭、石油等能源具有使用安全、热值高、洁净等优势。在燃烧过程中，天然气产生危害人体健康的物质（如二氧化硫）极少，并且产生的二氧化碳仅为煤的 40%左右。由于新能源发电的潮汐特性，伴随可再生能源装机容量的大幅提升，电 负荷的峰谷差越来越大，需要稳定的且负荷灵活的燃气电厂来调节负荷峰谷。因此，天然气将成为能源结构由传统化石能源转型至新能源的优秀过渡能源。

在越来越严厉的环保法规压力下，各国家与地区谋求“煤转气”的变化也将成为趋势。根据 BP 2020 年发布的《世界能源统计年鉴》，2019 年全球天然气发电量为 6297.9 太瓦时，同比增长 3.5%；在全球总发电量中占比 23.3%，同比提高0.5 个百分点。此外，在各类电源发电量中，天然气发电量排名第二，仅低于煤电；从增速上看，天然气发电增速同样排名第二，仅次于新能源发电。从区域上看，2019 年美国天然气发电量 1700 太瓦时，同比增长 7.7%；欧洲地区天然气发电量 768 太瓦时，同比增长 5.2%；中国天然气发电量 236.5 太瓦时，同比增长 9.7%。

从全球天然气的需求端来看，我们认为燃气需求将呈现长期增长趋势。一方面全球经济活动逐渐从疫情中复苏，能源需求持续上升；另一方面碳减排压力带来各国能源政策向清洁能源利用的倾斜，从煤炭和石油转向天然气的潜力已经得到了很大的开发。从区域上看，亚太地区将成为未来燃气需求增加的主要推手。

综上，预计 2021-2023 年全球燃气供需格局仍将维持紧张局面。根据测算， 2021-2023 年天然气供给将分别短缺 89、301 和 527 亿立方米。此外，季节性供需矛盾以及地缘政治带来的不确定因素仍可能使得局部区域的天然气供需情况呈现十分紧张的态势。

在国家石油天然气管 集团有限公司成立后，“三桶油”正逐步将旗下管道公司划归国家管 公司，我国天然气市场正过渡为上游以“三桶油”为主，中游统一管 运输，下游销售市场充分竞争的油气市场体系。

2.上游气源垄断定价能力强，中游公平开放，下游格局分散

2.1燃气产业链可分为三，上游标的相对稀缺

国内燃气产业链上游为天然气气源环节，气源主要包括进口 LNG、进口管道气以及国产气。主要公司为国资综合油气公司，如中石油、中石化和中海油；此外，国内亦有非常规气体相关的生产公司，如亚美能源、蓝焰股份、中天能源等。由于上游壁垒较高，市场呈现高度垄断的竞争格局。

中游为天然气的储存和运输。该环节主要负责天然气的储存和运输，多为管道制造商、建设商以及液化及储运设备制造商。长输管道主要为中石油、中石化和中海油覆盖，中输/省级管道为胜利股份、金鸿能源、陕天然气等公司覆盖，管道制造商包括金洲管道等，液化储运设备制造商为厚普股份、广汇能源等。随着 2019 年底国家管 公司诞生，中游逐渐形成“全国一张 ”格局，目前国家管 公司主要职责是负责全国油气干线管道、部分储气调峰设施投资建设、干线管道互联互通及与社会管道联通，持续赋能产业链上下游。

下游为天然气的分销。主要应用于城市燃气、工业燃料以及发电用气等方面。城市燃气公司主要为百川能源、深圳燃气、华润燃气、中国燃气、新奥能源、金鸿能源等。城市燃气行业经过多年发展已经基本形成了国有燃气企业、外资（港资）燃气企业、民营燃气企业“三分天下”的局面，市场竞争格局基本确立。

在国家石油天然气管 集团有限公司成立后，“三桶油”正逐步将旗下管道公司划归国家管 公司，我国天然气市场正过渡为上游以“三桶油”为主，中游统一管 运输，下游销售市场充分竞争的油气市场体系。

进口 LNG 价格快速提升，体量维持高位。2020 年 8 月以来进口 LNG 价格持续上涨，主要系全球天然气供需紧张，叠加国内“煤改气”、发电持续带动强劲需求等多重因素所致，根据彭博数据，2021 年 8 月进口 LNG 价格为 10.9 美元/百万英热，已经接近 2018 年最高水平，预计随着国内天然气需求进一步增加，叠加供给弹性不足等因素，进口 LNG 价格或将继续走高，天然气下游应用或将承压。从数量上来看，进口 LNG 呈现明显的季节性，每年冬季是进口 LNG 数量的峰值，主要系天气等季节性因素影响，但是今年以来，进口 LNG 体量一直处于高位，8 月淡季依然呈现上升趋势，主要原因为去年冷冬导致今年补库需求强劲。下半年，随着冬季渐进，叠加国内其他需求不减，进口 LNG 体量或持续维持高位。

中国本土天然气价格有望维持高位，产量呈现波动上升趋势。2021 年中国本土 LNG 的加权平均价格为 17.6美元/百万英热，价格迎来新一轮价格高峰，主要系冷冬导致需求增加所致。本土天然气产量呈现稳定上升趋势，随着价格持续上涨，叠加天然气价格市场化推进，未来本土公司供给意愿会不断增强，天然气供应或不断提升。

进口 LNG 由“三桶油”主导, 其他企业进口量快速增长。目前, 我国 LNG 进口企业主要以“三桶油”为主。2019 年, 中海油进口 LNG 最多, 达 38.7 亿立方米, 约占全国 LNG 进口总量的 45%; 中石化进口 LNG 达 21.9亿立方米, 约占全国 LNG 进口总量的 25%; 中石油进口 LNG 21.3 亿立方米, 约占全国 LNG 进口总量的 25%。

页岩气储量丰富，有望成为天然气增长主力。我国页岩气储量十分丰富，目前累计探明储量为 2 万亿立方米左右，估计储量达 36.1 万亿立方米，居世界首位。2014-2020 年间，页岩气产量持续增加，2020 年我国页岩气产量超过 200 亿立方米，同比增长为 32.6%，在国产气中的占比突破 10%，逐渐成为国产天然气产量增长的重要组成部分。

页岩气储量丰富，有望成为天然气增长主力。我国页岩气储量十分丰富，目前累计探明储量为 2 万亿立方米左右，估计储量达 36.1 万亿立方米，居世界首位。2014-2020 年间，页岩气产量持续增加，2020 年我国页岩气产量超过 200 亿立方米，同比增长为 32.6%，在国产气中的占比突破 10%，逐渐成为国产天然气产量增长的重要组成部分。

我国拥有世界最丰富的页岩气储量，但是开采量却远低于美国，主要系北美地区的页岩气藏具有天然优势，其页岩储层厚度大、埋深相对较浅，而且地面条件多在平原地带，附近有丰富水源；但是我国页岩气藏则埋深大、厚度小，地面环境多为丘陵，取水比较困难等因素限制了我国页岩气的发展。未来我们认为随着开采技术进步和投入增加，开采成本有望不断降低，页岩气将成为我国油气产业新增量的重要组成部分。

根据页岩气开发的不同阶段，其技术关键点为井工程技术和压裂工程技术。在钻井工程方面，水平井为井眼打到一定深度以后，再向水平或者接近水平的倾斜方向继续延伸一定长度的定向井。相较垂直井，水平井可增加井筒与储层的接触面积，从而提高天然裂隙钻遇率，这会进一步改善储层流体的流动状态，从而获得更大泄流面积，提高天然气产量。因此页岩气储层水平井虽然成本大约为直井的 1.5-2 倍，但可采储量却为直井的3~4 倍，是目前国内页岩气田的主流运用技术。随着水平井技术发展革新，井下动力钻具、地质导向工具、旋转导向钻井系统、随钻测量系统、控压钻井等新技术出现，水平井页岩气勘探开发领域的优势更为显著。压裂工程技术是页岩气开发的核心。

鉴于页岩气藏的低孔隙度、低渗透率特征，天然裂隙发育较好、可直接投产的页岩气藏不足 10%。因此绝大多数页岩气井都要依靠人工压裂的方式打通天然裂缝通道，并同时产生新的人工水力压裂缝，形成裂缝空间 格以增大储层改造体积，提高流体的运移聚集速度，达到增速增产目的。目前主流的压裂技术是分段水力压裂技术。该技术利用封隔器或桥塞分割各段，然后逐段压裂，在每个井筒中压开多条裂缝。含有一定浓度的支撑剂（通常为砂）的压裂液泵入储层后，开采方会使用更高浓度的支撑剂压裂液进行压裂。水力压裂技术的原理是通过超强的增压装置制造高压水流来制造孔隙，再辅以固定剂固定裂隙，从而充分利用地质储量，提高单井产量。

目前我国浅中埋深页岩储层工程技术已经成熟，开始大力布局深层页岩气的技术突破。中国的浅中埋深页岩储层工程技术方面，钻采和压裂技术逐步成熟，项目已经可以实现较好效益，目前我国页岩气已经实现规模化开采，并处于持续上产阶段。但是由于超深页岩气井面临的地质和地形限制更为复杂，成本更为高昂。据 估计，一口深层页岩气井的钻探和完井成本为 900 万美元，比 2000-3500 米的中层页岩气井成本高出 200 万美元。目前为实现深层页岩气高效益开发，在理论突破的基础上，还需要创新开发技术、同时研发钻井和压裂装备，通过降本增效来助力深层页岩气的勘探。

2.3国家管 公司加速建设，中游打造全国一张

目前我国管道建设成效显著，“全国一张 ”基本成型。2020 年我国新建成天然气管道约 4984 千米，较 2019年增加 2765 千米。与 2019 年相比，天然气管道建设速度呈大幅增长态势。截至 2020 年底，我国境内累计建成天然气管道约 8.6 万千米。2020 年续建或开工、2021 年及以后建成的天然气管道总里程预计为 3050 千米，建设趋势仍然向好。随着“十三五”计划的收官，“全国一张 ”基本成型，未来“一张 ”的趋势仍将继续延续。

国家成立石油天然气管 集团有限公司，持续赋能产业链上下游。此前，油气领域基础设施建设与运营工作主要由国内三大石油公司承担，例如截至 2017 年底，中石油国内运营的油气管道总里程为 8.56 万公里，占国内原油管道的 69%，天然气管道占全国的 76.2%，成品油管道占全国的 43.2%。这样的上中下游一体化运营模式在行业发展初期发挥了集成协调优势。而伴随着市场逐步开放以及终端需求日益旺盛，以往的运营模式面临挑战。针对这些情况，2019 年 12 月 6 日国家管 公司应运而生。目前国家管 公司主要职责是负责全国油气干线管道、部分储气调峰设施投资建设、干线管道互联互通及与社会管道联通，形成“全国一张 ”。同时，该集团还负责原油、成品油、天然气管道输送，统一调度全国油气干线管 运行，定期向社会公开剩余管道输送及储存能力，实现基础设施向所有符合条件的用户公平开放。

2.4城燃公司竞争格局相对分散，配气价格受政府调控

价格上涨或造成城市燃气业务成本增加，商业模式决定量的增长为主要增收因素。下游天然气应用包括城市燃气、工业燃料、发电用气、化工用气等方面，其中主要是应用是城市燃气，占比达到 37.5%。其主要分销流程是气源经过中低压管线输配，经过城市输配站的调压送至中压用户 络（居民、商业等）或者次高压用户（大型工业企业）。但是对于城市燃气公司来讲，由于下游居民用气价格基本保持稳定，上游天然气价格上涨会增加成本导致利润承压。以深圳燃气为例，2021 年以来，由于上游气源价格持续上涨，提升其进气成本，对毛利造成压制。而燃气销售为城市燃气运营商将从上游企业购买的天然气通过管 销售给终端客户的业务模式。在该模式下，上游天然气供应商的门站价格为政府指导价，由国家发改委发布，具体价格由供需双方依据门站价格协商确定;对下游各类用户的天然气销售价格，在当地政府有关主管部门制定的限价内确定。因此，企业的议价空间较小。燃气公司利润空间相对较小，气量的增加成为下游公司主要的增收因素。

下游消费量逐年增长，以城市燃气和工业用气为主。下游天然气消费逐年增加，2020 年天然气消费量为 3240亿立方米，同比增长 5.6%；下游天然气主要的消费方向有四类，分别为城市燃气、工业燃料、发电用气和化工

用气。其中，城市燃气、工业燃料及发电用气的需求增长是推动天然气消费增长的主要动力。受能源供给侧改革、社会用电需求增长等经济和政治的多方面因素影响，我国城镇居民、工业及发电用天然气的需求增长显著。

3.国内燃气消费需求持续向好，气价弹性主要体现在 LNG 现货

3.1疫情后经济反弹带动燃气消费，多因共振国内燃气消费剧增

2020 年受新冠疫情影响我国经济发展速度显著放缓，2021 年疫情受控后我国经济迎来 复性反弹，21Q1GDP 达 24.93 万亿元，同比增长 20.73%；二季度 GDP 达 28.29 万亿元，同比增长 13.09%。

电是工业之母，用电量是社会经济的晴雨表，经济高速增长带动我国用电量大幅提升，2021 年 1-8 月我国全社会累计用电量为 54704 亿千瓦时，同比增长 13.8%，较去年同期提升 13.2 个百分点。

2017-2020 年，我国天然气表观消费量总体呈上升趋势，2018 后，消费量的增速有所放缓，受疫情影响 2020年同比增速降低至 5.98%。燃气作为大宗商品反应经济景气度，在 21 年 GDP、用电量大幅提升的背景下，用气量同比大幅提升。2021 年 1-7 月实现天然气表观消费量 2130.2 亿立方米，同比增加 17.06%。

公司推进产业链上下游一体化，拉动燃气销量大幅增长。公司主营业务包括城市燃气、燃气资源（上游资源）、综合能源、智慧服务，涵盖气源供应到终端销售的全部环节，建立了集资源采购、接收、储运、销售一体化的 LNG 和 LPG 产业链。2021H 公司实现营业收入 96.36 亿元，同比增长 51.2%；实现归母净利润 12.04 亿元，同比增长 10.25%。

要求各地根据当地环境合理实施，并且涉及的工业和居民煤改气覆盖范围扩大：工业覆盖范围从之前的 15 个行业扩展到 39 个行业，2020 年 10月底前，要求京津冀及周边地区、汾渭平原共完成散煤替代 709 万户。21 年，以广东省为代表，继续加速推进“煤改气”改革 5 月，广东省发布《广东省加快推进城市天然气事业高质量发展实施方案》， 件指出到 2025年，广东省城市居民管道天然气普及率要达到 70%，用气量要达到 200 亿立方米以上，且山东省生态环境厅表示下一步将继续推进工业“煤改气”工作。“煤改气”政策的逐步落实有望推动天然气需求的增长。

天然气需求受季节影响较大，一般来说，每年的冬季需求量最大，20 年冬季天然气表观消费量为 815 亿立方米，占全年表观消费量的 28%，而我国天然气库存每到冬季下降较为明显，受补库存需求的影响，每年冬季天然气进口量大幅增加，2021 年 1 月达到 1157 吨，为历史最高位。在天然气需求逐年走高的大趋势下，21 年冬天的天然气需求或达新高。

近年来，中国天然气产量逐年提升，分结构来看，非常规天然气，主要为煤层气、页岩气、煤制气，增长较快，年均增速长期保持在 10%以上；常规天然气产量增长维持在 5-10%左右。2020 年，全国天然气产量 1925亿立方米，同比增长 9.8%。非常规天然气产量 314 亿立方米，同比增长 24.11%，占总产量比例达 16.31%，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%；煤制天然气产量 47 亿立方米，同比增长 8.8%。

中国天然气进口量也逐年提高，进口依赖度近年来保持在 40%以上，对外依赖性较强。分类别来看，LNG进口量增长较为迅速，而管道气变化较小，且 2019、2020 年发生负增长，主要是因为技术的成熟，航运 LNG的成本逐渐降低。2021 年 1-8 月，中国进口天然气 7930.59 万吨，同比增长 21.88%，进口依赖度达 45.44%，其中，LNG 进口 5180.88 万吨，同比增长 22.85%，管道气 2749.70 万吨，同比增长 20.10%。我国进口的 LNG 可分为现货和长协两种模式，2020 年以现货形式进口的 LNG 为 2717 万吨，同比增加 27.56%，占总 LNG 进口量的40.47%，相比于 2019 年增加了 5.12 个百分点，呈现上升趋势，因为我国作为采购方，现货合同具有短期、小批量、高灵活度等优点，可以增强在下游电力和天然气市场中的竞争力。

8 月 12 日国家发改委发布了《2021 年上半年各地区能耗双控目标完成情况晴雨表》，对江苏等省份提出红色预警，在国务院上半年政府工作 告中说明：2021 年发展的主要预期目标为单位国内生产总值能耗降低 3%左右，并提出“十四五”时期总目标是降低 13.5%，实现以能源消耗强度和能源消费总量为组合的能源“双控”目标，实现“双碳”目标。9 月 16 日，国家发展改革委印发了《完善能源消费强度和总量双控制度方案》，提出严格制定各省能源双控指标等。

部分地区为了完成本年度的能耗强度目标，限制高耗能企业用电总量、提高电价、限制用电时段等“双控”举措频出。具体到 LNG 方面，华东地区受此次“双控”影响较为明显，联力石化，中海油泰州为满足自身能源需求而停止出货，具体重新出货时间目前仍未知，加之 7 月份为 LNG 工厂检修旺季，2021 年 7 月份以来，LNG 市场整体开工负荷有所下滑。21 年 7 月份开工率为 46.89%，21 年 8 月份开工率为 49%，对比同期 20 年 7、8 月开工率分别为 54.14%和 54.55%，同比下降 7.25 个百分点和 5.55 个百分点。

3.2计划与市场结合定价，不同环节定价机制差别较大

我国天然气上游主要可分为国内自产天然气、进口管道气、进口 LNG。从定价机制上看，我国天然气为双轨制定价，其中国产天然气与进口管道气价格受到政府的严格监管，价格缺乏弹性。国产气以井口价格直接销售给管 ，井口价格由各省基准门站价为标杆减去省际管 运费得到，国产气井口价格在 0.8~1 元/方左右。进口管道气执行长协的合约价格，我国进口中亚管道气和俄罗斯管道气与国际市场油品挂钩联动，中缅管道气价格与国际原油价格挂钩，总体来看管道气进口价格也保持相对稳定，价格弹性较小。

目前我国天然气价格实行了分级管理，门站价格由国家管理，门站以下的销售价格由地方管理，因此下游终端配气费及零售气价格由当地物价局监督管理，当前我国居民平均零售价为 2.7 元/方，工商业平均售价为 3.2元/方。2018 年 5 月 28 日，国家发展改革委发布关于理顺居民用气门站价格的通知，通知规定供需双方可以基准门站价格为基础，在上浮 20%、下浮不限的范围内协商确定具体门站价格，实现与非居民用气价格机制衔接。供需双方要充分利用弹性价格机制，在全国特别是北方地区形成灵敏反映供求变化的季节性差价体系，消费旺季可在基准门站价格基础上适当上浮，消费淡季适当下浮，利用价格杠杆促进削峰填谷，鼓励引导供气企业增加储气和淡旺季调节能力。消费淡季与旺季由地方政府视自身情况划分，一般 11 月至下一年 3 月为消费旺季。基准门站价格可随上游气源调整为城市燃气公司的燃气批差提供了一定的弹性，但由于设置了涨跌幅限制，因此在气源价格大幅上涨的情况下，城燃公司批差仍将承压。

进口 LNG 方面，我国 LNG 的价格可拆分为现货价格和长协价格。亚太地区的 LNG 进口价格主要参考日本 JCC价格，JCC 代表了 17 种日本进口原油的平均价，与国际原油价格挂钩；现货价格主要与标普旗下的 JKM 价格挂钩，受市场供需关系影响，而 JKM 定价机制基于 MOC 平台的小样本定价，存在统计口径偏窄的弊端，目前东北亚地区的双边交易量远高于普氏 MOC 平台交易量，MOC 平台每天的 盘总量非常有限，只能反映个别交付窗口的价格水平，不能完全反映市场的总体供需情况。2021 年上半年中国 LNG 现货到岸价格及长协挂钩的原油价格均呈持续增长的趋势，带动 LNG 综合进口成本不断提高，推动 LNG 价格提升。