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

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。