（報告出品方/作者：東北證券，趙麗明，廖浩祥）

1. 全球能源低碳轉型，天然氣發揮過渡能源作用

1.1. 碳中和推動全球能源結構轉型，天然氣比例升高

當前，全球正在掀起新一輪能源革命，能源結構向著更清潔、更低碳、更安全、更 高效的方向轉型。天然氣是一種比較清潔的化石能源，是實現碳中和目標的重要過 渡能源，發展天然氣對於碳減排、促進能源安全轉型具有重要意義。 天然氣主要由氣態低分子烴和非烴氣體混合組成，主要由甲烷（85%）和少量乙烷 （9%）、丙烷（3%）、氮（2%）和丁烷（1%）組成。天然氣蘊藏在地下多孔隙岩層 中，包括油田氣、氣田氣、煤層氣、泥火山氣和生物生成氣等，也有少量出於煤層。 天然氣是優質燃料和化工原料。可用於製造炭黑、化學藥品和液化石油氣，由天然 氣生產的丙烷、丁烷是現代工業的重要原料。也用於製造乙醛、乙炔、氨、碳黑、 乙醇、甲醛、烴類燃料、氫化油、甲醇、硝酸、合成氣和氯乙烯等化學物的原料。 天然氣一般被壓縮成液體進行貯存和運輸。

天然氣出口國論壇（GECF）於 2022 年 2 月 28 日，在卡達多哈公布了《GECF 2050 年全球天然氣展望》報告，報告中預測到 2050 年天然氣在全球能源結構中的 份額將從今天的 23%增加到 27%。天然氣能源的發展前景良好。2050 年前，風電、 光伏、儲能技術將得到有力發展，但無法支撐全球能源系統安全穩定運行，世界需 要包括天然氣在內的多種可再生能源與傳統能源共同發展。天然氣可以成為滿足世 界能源需求、應對氣候變化和改善空氣質量的首選燃料。

我國天然氣產量逐年提升，且目前是世界第一大 LNG 進口國，天然氣發展態勢良 好。2021 年，我國生產天然氣突破 2000 億立方米達到 2053 億立方米，比上年增長 8.2%。2035 年中國將基本建成 現代能源體系，能源安全保障能力大幅提升，非化石能源消費比重在 2030 年達到 25%的基礎上，進一步大幅提高，可再生能源發電成為主體能源，新型電力系統建 設取得實質性成效，碳排放總量達峰後穩中有降。 天然氣既是保障能源安全的「壓艙石」，又是新型電力系統下電力安全的「穩定器」， 具有燃氣發電效率高、運行靈活、啟停速度快、建設周期短、佔地面積少等優點。 推動能源綠色低碳轉型，在工業、建築、交通、電力等多領域有序擴大天然氣利用 規模，將氣電調峰作為構建以新能源為主體的新型電力系統的重要組成部分，是助 力能源碳達峰，構建清潔低碳、安全高效能源體系的重要實現途徑之一。

1.2. 多重因素導致 2020-2022 年歐洲天然氣價格屢創新高

歐洲天然氣價格居高不下，能源緊張影響居民生活。2022 年 3 月歐洲的天然氣價格 達到 42.39 美元/百萬英熱單位，2021 年 3 月的價格是 6.13 美元美元/百萬英熱單位， 天然氣當月價格同比漲幅達到 591%，2021 年底-2022 年初歐洲天然氣價格最高點 時甚至飆升達到 800%。

疫情、經濟形勢嚴酷、通漲、歐洲天然氣產量下降、寒冬等多重因素導致歐洲天然 氣價格屢創新高。2020 開始，新冠全球大流行對於各國經濟造成了巨大的影響，歐 洲地區由於沒有及時控制住疫情，導致製造業、工業受到影響。歐洲地區通貨膨脹 情況嚴重，各類大宗商品價格水漲船高，不僅天然氣價格更是居高不下，電力價格 也是猛增。此外，歐盟對於天然氣的長期合同投資不足，放棄長期合同、大量購買 現貨天然氣，不能有效應對短期的市場價格變化。自 2013 年以來，歐洲能源公司的 能源產量下降了 22%，北海油氣也難以增產，2021-2022 年冬季的寒冷天氣導致用 氣量大幅增加，供需失衡等多方面因素造成歐洲天然氣價格暴漲。

2. 供需錯配，美俄獨特資源稟賦重塑國際天然氣供給

2.1. 俄羅斯管道氣出口把握歐洲能源命脈，盧布結算與斷供危機引發市場波動

能源是俄羅斯財政創收的重要渠道，石油、天然氣出口是俄羅斯的主要出口能源與 支柱產業，約佔俄財政收入的一半。根據俄羅斯聯邦海關局相關數據，2020 年俄羅 斯對外貿易額為 5719 億美元，其中出口額 3382 億美元，燃料和能源產品出口佔總 出口額的 49.7%；2021 年對外貿易額 7894 億美元，其中出口額 4933 億美元，燃料 和能源產品出口占出口額的 54.3%。其中，2021 年油氣出口約 1650 億美元，佔到 俄羅斯當年財政收入 49.86%。2022 年一季度，俄羅斯天然氣的出口總量達 834 億 立方米，其中管道氣與 LNG 佔比分別為 71%和 29%。

在俄羅斯的天然氣出口結構中，管道氣佔據主要地位，並且歐洲為俄羅斯天然氣第 一大出口國。2020 年，在歐洲區域內，德國接收量排名第一；義大利和白俄羅斯分 別位列第二和第三，三者在歐洲總量中的佔比接近一半。緊隨其後的是荷蘭、匈牙 利、波蘭等國家。中國和日本是東亞地區俄羅斯的主要出口國，中國在 2020 年進口 了 92 億立方米的俄羅斯天然氣。（報告來源：未來智庫）

根據美國能源署（EIA）和 BP 世界能源年鑒（2021）的數據，2020 年俄羅斯是世 界第一大天然氣出口國。緊接其後的是美國、卡達、挪威、澳大利亞、加拿大、 阿爾及尼亞、尼日尼亞。BP 世界能源年鑒（2021）數據顯示：2020 年，俄羅斯天然 氣出口量為 2381 億立方米，同比下降 8.7%；其中管道天然氣（PNG）為 1977 億立 方米，液化天然氣（LNG）為 404 億立方米。 歐洲是世界上天然氣消費量較多的地區，僅次於美國和亞洲。且歐洲與歐盟對俄羅 斯的天然氣具有一定的依賴度。2021 年，歐洲和歐盟從俄羅斯進口的天然氣分別為 1780 億立方米和 1550 億立方米。2021 年歐洲消費量為 5614 億立方米。目前，歐洲 約 36%的天然氣來自俄羅斯，其中歐盟對俄羅斯的天然氣的依賴度為 43%。最近五 六年來，歐洲不少國家對俄羅斯天然氣的依賴程度居高不下。

根據歐盟能源監管合作署（ACER）的數據，2020 年歐洲部分國家對於俄羅斯天然 氣存在高度依賴。其中德國作為歐盟主要大國，對於俄羅斯天然氣的依賴度達到 49%，進口俄羅斯天然氣量占本國天然氣消費量的接近一半。法國對俄羅斯天然氣 依賴度為 24%。北馬其頓、波黑、摩爾多瓦等小國的依賴度為 100%；芬蘭、保加利 亞作為波羅的海國家，依賴度分別為 94%和 93%。相反，由於 2014 年以後俄烏關 系惡化，烏克蘭自從 2015 年就從歐盟購買天然氣，對俄羅斯天然氣的依賴度為 0%。

俄羅斯管道氣出口歐洲的主要線路有 7 條，其中主管線「北溪 1 號」年輸氣量達到 550 億立方米。「北溪 1 號」管線總長度 1224 千米，其中海底部分約 1222 千米，是 世界上最長的海底管線；穿越波羅的海，向北歐、西歐輸送天然氣。「北溪 2 號」管 線與「北溪 1 號」平行，是俄羅斯天然氣巨頭俄羅斯天然氣工業股份公司（Gazprom） 和五家歐洲公司的合作項目，按照原計劃應已完工，但因遭到美國制裁，之後俄烏 戰爭爆發後德國無限期暫停「北溪 2 號」項目審批。除了北線的「北溪」管線，南部還 有通過烏克蘭、土耳其輸送天然氣的管道。

歐洲的天然氣存在著季節性的峰谷，在冬季採暖季需求量高，冬季、夏季峰谷值可 以相差 4 倍左右。歐洲天然氣全球采貨補充庫存，帶動市場熱度。俄羅斯與挪威的 天然氣佔據歐洲的主要供應量，在冬季歐洲會動用地下儲氣庫（UGS）的天然氣來 增加供應量，同時在每年供暖季來臨前會將庫存填充到需求量以上（80%）。2022 年 1 月，歐洲的 UGS 庫存達到創紀錄的新低，提取量已經超過去年注入量的一半。歐 洲也在全球採購天然氣大宗商品，但是天然氣價格的高漲導致補庫速度變慢。

根據 歐洲天然氣基礎設施（GIE）的數據，2022 年 1 月 10 日歐洲 UGS 的總填充量下降 至 50.88%，為 549.3 億立方米，比去年減少近 180 億立方米。2022 年 4 月 10 日， UGS 的庫存水平提高到 26.84%。2022 年 5 月的數據顯示 UGS 的儲量水平已經超過 40%，只達到 10 月 1 日目標填充率 80%的一半。 根據歐洲天然氣輸送系統運營商網路（ENTSOG）發布的數據，2020 年非供暖季歐 洲補充庫存達到 587.1TWh，而 2020 年 10 月到 2021 年 3 月的供暖季歐洲消耗庫存 達到 862.6TWh。2020 年，從季節和年度的供應量來看，歐盟內部的供應占 17%左 右，來自俄羅斯的天然氣約佔 30%，挪威天然氣占 26%，LNG 占 18%，其餘來源是 阿爾及尼亞、利比亞等。

2022 年 2 月開始的俄烏戰爭引發了全球天然氣的市場波動。雖然烏克蘭已經早在 2015 年就停止進口俄羅斯天然氣，但是境內仍然有多條俄羅斯通向歐洲的輸氣管線。 戰爭持續了兩個多月，但來自俄羅斯的天然氣仍繼續向西流動。標普全球數據顯示，俄羅斯 3 月份過境烏克蘭的天然氣交付量高達 1.1 億立方米/天， 4 月份有所下降。 直到烏克蘭天然氣運輸系統運營公司 5 月 11 日起暫停了從烏克蘭東部關鍵站點索 赫拉尼夫卡（Sokhranivka）過境向歐洲輸送俄羅斯天然氣。這一站點輸送量日均 3260 萬立方米，佔俄天然氣經烏克蘭輸歐總量約三分之一。隨著戰爭的肆虐，不排除關 鍵運輸路線會進一步關閉。

諮詢公司歐亞集團（Eurasia Group）的研究報告顯示，俄羅斯流經烏克蘭的天然氣 流量下降將對中歐和東歐國家產生最直接的影響。作為歐盟最大的經濟體，德國對 俄羅斯天然氣的依賴性最高，但由於索赫拉尼夫卡最近的關閉，德國相對處於孤立 狀態。

2022 年 4 月初，俄羅斯政府為反擊西方制裁，針對不友好國家推出「盧布結算天然 氣交易」的新機制，但是部分國家拒絕，目前波蘭、保加利亞、芬蘭已經被斷氣，引 發市場波動與擔憂。根據新機制，西方買家需在獲得授權的俄天然氣工業銀行 （Gazprom bank）分別開設盧布和外幣賬戶，外國買家可選擇其貨幣將天然氣付款轉移到授權賬戶，並轉換成盧布支付。5 月，這一新的結算機制正式運作。波蘭與 保加利亞在 4 月下旬明確表示拒絕該機制，俄羅斯已在 4 月底切斷兩國的天然氣供 給。

芬蘭也表示將在 5 月最新一輪支付周期中拒絕使用盧布，並且 5 月 15 日芬蘭 與瑞典正式申請加入北約激化矛盾，5 月 21 日俄羅斯正式對芬蘭停止天然氣供應。 俄羅斯目前佔據歐洲能源進口重要部分，但俄羅斯也難以承受歐盟完全擺脫俄羅斯 油氣的後果。除俄羅斯外，挪威和阿爾及利亞也向歐洲輸送了大量管道氣，但實際 上沒有任何額外的生產能力，很難擴產以避免在俄羅斯切斷供應時出現短缺。根據 基爾經濟研究所（Economic Institute of Kiel）的計算，完全結束對西方的天然氣銷售 實際上會給俄羅斯經濟帶來痛苦，使該國 GDP 減少近 3%。

長期看來，歐盟會通過能源替代的方式逐步擺脫對於俄羅斯天然氣的依賴，但這一 過程相對漫長、代價高。歐盟可能建立一個買方聯盟，各國從所有供應商處聯合採 購天然氣，以防止各國爭奪同樣的天然氣供應並推高價格。可採取的措施包括：（1） 歐洲轉向美國、加拿大、沙特和卡達的石油和天然氣；採購更多的 LNG，建立 LNG 接收站。（2）提高其他可再生能源的比重，包括風能、光伏；（3）發展核電，比如 德國可以保持所有 6 個核反應堆的運行，不需要每年進口 60TWh 的能源，法國可 以增加對德國的核電出口，這將在 2022 年取代德國一半的天然氣用於電力需求，並 在 2023 年之前全部取代。

2.2. 美國頁岩氣增加市場供應，但短期難以緩解歐洲燃眉之急

美國近十年「頁岩氣革命」頁岩氣開發技術的進步，天然氣出口供應增加，成為世 界第一大天然氣生產國，帶來全球天然氣供應市場與消費市場價格的兩極分化。 2020 年，美國天然氣出口量為 1375 億立方米，同比增長 11.6%；其中管道天然氣 （PNG）為 761 億立方米，液化天然氣（LNG）為 614 億立方米。相比於俄羅斯 2020 年下跌 8.7%的趨勢，美國的天然氣出口量增長勢頭良好。

全球的頁岩氣資源非常豐富，但是作為一種非常規能源，世界上對頁岩氣資源的研究和勘探起步較晚。早在 19 世紀 20 年代，美國已經開始對頁岩氣進行了研究和探 索，但直到 20 世紀末期，頁岩氣開發技術才有長足的進步；21 世紀初，美國爆發 了舉世聞名的「頁岩氣革命」，美國的天然氣開採鑽機數量增長迅速，2008 年最高 峰時曾達到 1606 台，也帶動天然氣產量大幅提升。

過去十年內，頁岩氣已成為美國一種日益重要的天然氣資源，同時也得到了全世界 其他國家的廣泛關注。頁岩氣是一種主要以遊離和吸附形式儲存、蘊藏於頁岩層中 的天然氣，並且該吸附過程以物理吸附、自發進行以及放熱為特徵。2000 年，美國 頁岩氣產量僅占天然氣總量的 1%；而到 2010 年，因為水力壓裂、水平鑽井等技術 的發展，頁岩氣所佔的比重已超過 20%。根據美國能源信息署（Energy Information Administration）的預測，到 2035 年時，美國 46%的天然氣供給將來自頁岩氣。美國 能源部預計到 2040 年頁岩氣產量將增加至 20-25 億立方英尺/天。（報告來源：未來智庫）

頁岩氣的大力開發使得美國天然氣產量提升、價格下降明顯，美國的原油和天然氣 價格脫節。可以從美國的天然氣價格曲線上明顯看到 2008 年之後天然氣價格出現 了顯著下降。2009 年以來，美國的石油和天然氣產量都大幅增長，原油產量增加 150%，天然氣產量增加 60%，但是其價格呈現出的趨勢並不一致，因為石油易於運 輸、在國際市場上價格關聯度高；而天然氣是一種區域市場產品，僅有 30%的天然 氣是國際貿易，美國的頁岩氣則可以有效保護國內市場，形成低價格壁壘。在 2008- 2009 年的時候，美國原油與天然氣的價格發生了轉移。在「前頁岩時代」（2000-2008 年），一桶石油的能量相當於 100 萬立方英尺天然氣的 6 倍，而石油價格是天然氣 價格的 9 倍。然而在「頁岩油氣時代」（2009 年至今），石油的價格達到天然氣價格 的 25 倍，二者之比價發生了非常懸殊的變化。

隨著美國大量出產頁岩氣，美國的液化天然氣（LNG）已經逐漸改變了世界能源供 給格局，影響世界石油和天然氣的定價體系與價格動態。不斷擴大的 LNG 貿易正 在將天然氣變成像石油一樣的全球大宗商品。頁岩氣產量的增加，不僅使得美國天 然氣消費依賴進口的局面發生逆轉、供給自給自足，還成為舉足輕重的天然氣出口 國，逐步掌握全球能源的定價權、主導權。萊斯大學貝克公共政策研究中心（Baker Institute of Public Policy）的一項研究認為，美國與加拿大頁岩氣產量的增長也將會 削弱俄羅斯及波斯灣國家對歐洲國家的天然氣價格的控制。美國躋身全球最大的油 氣生產國和重要的出口國行列，成為世界能源供需再平衡的重要變數。在全球疫情 肆虐、世界經濟預期存在不確定性、全球能源市場不穩定的背景下，國際能源市場 格局也漸漸發生深度調整。

3. 天然氣定價規則：國外以市場化為主，我國市場化與政府指導並存

3.1. 天然氣定價體系：市場定價與監管定價

海外天然氣定價以市場化定價為主，國內以監管定價為主，逐漸轉向市場化定價。 天然氣國際貿易大多數是通過管線（PNG）或船運（LNG）達成交易，地理距離的 限制與昂貴的運輸費用（包括長途國際管道建設和液化天然氣造船費用、運費）都 在不同程度上限制了區域之間的貿易往來，使得天然氣市場具有明確的區域特性， 並形成了幾個相互獨立的天然氣市場與定價體系。 根據國際天然氣聯盟（IGU）全球大宗天然氣價格調查報告（2021）的信息，全球天 然氣有不同區域市場，不同的市場採取的定價方式比例有所區別。天然氣的定價方 式大概可以分為 8 個類別，分別是 OPE（與油價掛鉤）、GOG（氣氣競爭價格）、 BIM（雙邊壟斷）、NET（最終產品的凈回值）、RCS（法規：服務成本定價）、RSP （法規：社會和政治定價）、RBC（法規：低於成本定價）、NP（無定價）。

在與油價掛鉤的方式中，通過基準價格和變化條款，天然氣價格與競爭性燃料掛鉤， 通常使用的是原油、柴油和/或燃料油。

在氣氣競爭價格機制中，天然氣價格是由供需相互作用決定的，通過天然氣與天然 氣的競爭，並在不同時期（日、月、年或其他時期）進行交易。交易發生在現實的 中心，或虛擬的中心。可能會有發達 的期貨市場，如紐約商品交易所或洲際交易所。並非所有的天然氣買賣，都是基於 短期價格，也會有長期合同，但這些合同將使用天然氣價格指數來確定月度價格， 而不是相互競爭的燃料指數。這一類型的價格，還包括現貨液化天然氣，任何與樞 紐或現貨價格相關的價格，以及有多個買家和賣家的市場中的雙邊協議。 在雙邊壟斷定價中，天然氣價格由大型賣方和買方之間的雙邊討論或協議決定。可 能會有書面合同，但通常是政府或大型國有公司級別的安排。與氣氣競爭價格中有 多個買家和賣家進行雙邊交易不同，通常情況下，「雙邊壟斷」交易的至少一方是占 主導地位的買家或賣家。

這 8 個類別中，OPE、GOG、BIM 和 NET 可以廣義地描述為「市場」定價，而 RCS、RSP、RBC 和 NP 可以廣義地描述為「監管」定價。「市場」定價總額從 2005 年的 62%上升到 2020 年的 71.5%，「監管」定價從 2005 年的 38%下降至 2019 年的 28.5%。在價格形成機制中，或由於特定類型的價格形成機制。轉向「市場」定價取 決於許多因素，尤其是俄羅斯市場從管制定價可以轉向 GOG（氣氣競爭），獨立生 產商開始相互競爭，生產商也和俄羅斯天然氣公司公司 Gazprom 競爭向電力部門和 大型工業企業出售天然氣。阿根廷、奈及利亞也有類似轉向 GOG 市場定價的趨勢。

自 2013 年起，中國 2 個省份開始從 RCS（法規：服務成本定價）轉向 OPE（與油 價掛鉤），2014 年全國範圍內開始有這種趨勢，比起 2012 年天然氣大幅增產。2015 年，除了居民住宅天然氣和肥料領域，幾乎都轉向 OPE 模式。2018 年居民天然氣 定價也向 OPE 模式變動。 2020 年，馬來西亞的國內天然氣定價從 RCS 轉向 OPE。此外，自 2014 年末開始， 印度進行了定價改革，將定價從 RSP（法規：社會和政治定價）轉移到 GOG（氣氣 競爭），採用 OPE 和 GOG 定價模式的 LNG 進口的增加，正在增強或取代印度國內 受監管的天然氣生產、定價模式。

北美（美國、加拿大）和英國實行不同氣源之間的競爭定價（GOG）。美國、加拿 大與英國政府以往都在一定水平上對天然氣井口價格進行干預，但隨著天然氣市場 與監管政策的發展，多元化的供應端保障了充足並富有競爭力的供應，用戶能夠在 眾多供應商中自由選擇，管輸系統四通八達並實現了非歧視性的「第三方准入」。在 此基礎上，天然氣作為商品的短期貿易在很大程度上取代了長期合同。在北美形成 了以亨利港樞紐（Henry Hub）為核心的定價系統，在英國定價系統中也形成了一個 虛擬平衡點（NBP）。

儘管採用相同的商品定價機制，但北美與英國的天然氣市場相 互獨立。NBP（全國平衡點）建立於 1996 年，是歐洲歷史最為悠久的天然氣現貨交 易市場，也是歐洲天然氣市場流動性最強的交易中心，NBP 天然氣價格被認為是歐 洲天然氣現貨市場的風向標，也是英國洲際交易所（ICE，Intercontinental Exchange） 指定的天然氣期貨交割地。

歐洲大陸實行與油價掛鉤的定價政策（OPE）。這一模式源於荷蘭在 1962 年針對格 羅寧根的超大氣田天然氣生產採取的國內天然氣定價政策，將天然氣價格調整與 3 種石油燃料（柴油、高硫和低硫重質燃油）的市場價格按照一定的百分比掛鉤，然 後根據「傳遞要素」進行調整來分擔風險。這一模式隨後被出口合同所採用，進而影 響東北亞的 LNG 定價。歐盟雖然出台了多個天然氣法令來建立統一的天然氣市場， 但由於國與國之間、企業與企業之間、管道與管道之間的分割，至今還沒有做到像 美國一樣的自由准入和市場流動性。

東北亞地區（包括中國、日本、韓國）：與日本進口原油加權平均價格（JCC）掛鉤 的定價（OPE）。東北亞的 LNG 貿易定價體系源自日本。由於日本當年引進 LNG 主 要是為了替代原油發電，因此在長期合同中採用了與日本進口原油加權平均價格 （JCC）掛鉤的定價公式。雖然這一定價方式已經不契合日本和亞太其他國家的市 場現狀，但目前尚無供需雙方都能接受的其他方式，只能通過設定 JCC 封頂價格和 封底價格的方式來規避風險。 俄羅斯與中亞地區：雙邊壟斷的定價模式（BIM）。通常採用政府間談判來確定供應 給非歐盟用戶的天然氣價格。 天然氣各區域存在一定的割裂性，各區域天然氣市場價格有著明顯差異。目前隨著 全球天然氣開採區域與天然氣消費區域的變化，以上形成的天然氣價格模式已經開 始變革。

中國天然氣價格機制受政府監管指導，市場化定價趨勢加強。目前中國是東亞唯一 具有自產氣、PNG 進口和 LNG 進口的天然氣消費大國，且定價機制呈現出三種機制並存的態勢。國產天然氣基於成本加成原則定價；進口 LNG 合同價格與原油價 格（JCC）掛鉤，並通過引入 S 曲線等封頂機制，規避一定的市場風險；進口管道 天然氣來自前蘇聯加盟共和國，其定價方法被國際天然氣聯盟描述為「雙邊壟斷」的 政府談判價，具有很大的不確定性。這三種定價機制都沒有與其他能源掛鉤，而進 口氣與國產氣的價差也造成了一系列的市場銜接問題。之後我國的天然氣定價可以 參考歐洲大陸天然氣的定價體制，依據國內市場建立自身的凈回值（NET）價格體 系。

3.2. 全球天然氣主要交易與定價區域：北美、歐洲、東亞

根據 BP 世界能源年鑒（2021）可以看出，世界油氣的三大主要交易、運輸、消費 區域是北美、歐洲與東亞。歐洲主要接收的是管道天然氣，而東亞地區以液化天然 氣（LNG）為主。

根據國際天然氣聯盟（IGU）2021 年發布的報告，澳大利亞是世界第一大 LNG 出口 國，2020 年的出口量達到了 77.8 兆噸，即 0.778 億噸。排在其後的 LNG 出口大國 是卡達（0.771 億噸）、美國（0.448 億噸）、俄羅斯（0.296 億噸）。中國在 2020 年 是世界第二大 LNG 進口國，進口 0.689 億噸，2021 年反超日本已經躍居世界第一 大 LNG 進口國。

根據國際天然氣聯盟（IGU）全球大宗天然氣價格調查報告（2021）的數據，2005 年至 2014 年間，除了北美以外的全球天然氣價格普遍上漲。原因是美國頁岩氣革 命影響了大部分市場，在供需達到平衡和油價下跌-上漲階段之前。非洲、中東和 FSU （前蘇聯國家）等擁有大量監管定價的地區普遍經歷了 2015 年的氣價上漲，之後趨 於平穩，因為來自許多國家的大宗補貼價格。在 FSU（前蘇聯國家）也是如此，尤 其是 2013 年俄羅斯，但美元下跌，此後的價格在很大程度上反映了貨幣持續疲軟， 盧布價格保持不變。

自 2015 年以來，亞洲、亞太地區和歐洲的價格大致上相互跟蹤追隨，一致性較高， 但這種聯繫在 2019 年被打破。因為現貨價格暴跌，對歐洲市場的影響遠大於亞洲 和亞太地區，亞洲和亞太地區與 2018 年的水平相比幾乎沒有變化。隨著現貨價格再 次暴跌，這些差異在 2020 年進一步擴大。歐洲價格現在比以往任何時候都更接近世 界平均水平，與亞洲和亞太地區價格相差較多。

各市場的天然氣價格水平仍存在較大差異，有一種趨勢是從 2005 年到 2015 年，全 球天然氣價格更加趨同，之後價格趨同的趨勢有所停滯。儘管 2018 年出現反彈，但 天然氣進入了一個價格較低的時期。之後 2021 年至 2022 年，天然氣價格高漲，出 現高位震蕩。

4. 我國天然氣市場增長迅速

4.1. 天然氣生產消費空間分布不均衡：我國天然氣主產區、主要消費地區

我國天然氣「增儲上產」持續推進，目前全國天然氣產量快速增長，新增儲量保持 高位；天然氣產量增速高於消費增速。總體上我國自然資源稟賦「富煤貧油少氣」， 天然氣在中國能源結構中是輔助調峰、過渡能源的地位。但是近些年來我國天然氣 產量不斷提升，連續四年產量增長超百億立方米，新增儲量再創新高。2020 年，全國天然氣產量 1925 億立方米，同比增 長 9.8%。其中，煤層氣產量 467 億立方米，同比增長 13.5%；頁岩氣產量超 200 億 立方米，同比增長 32.6%；煤制天然氣產量 47 億立方米，同比增長 8.8%。

天然氣 產量增速連續兩年快於消費增速，供應安全保障能力持續提升。2020 年，天然氣探 明新增地質儲量 1.29 萬億立方米，其中天然氣、頁岩氣和煤層氣新增儲量分別達到 10357 億立方米、1918 億立方米、673 億立方米。同時四川盆地深層頁岩氣勘探開 發取得新突破。 我國天然氣存在生產與消費區域不平衡的情況。2020 年各省區消費情況：江蘇消費 量超過 300 億立方米，廣東、四川和山東 3 省份消費量超過 200 億立方米，北京、 河北、浙江、上海、重慶、河南、陝西、內蒙古、新疆等 9 省（自治區、直轄市） 消費量超過 100 億立方米。（報告來源：未來智庫）

我國天然氣生產量較多的省份主要集中在中西部，比如陝西、四川、新疆，2019 年 天然氣產量分別為 482、417、341 億立方米。天然氣消費量較多省份，比如北京、 上海、江蘇、山東、浙江的天然氣產量則遠低於消費量。

4.2. 我國躍居全球第一大 LNG 進口國，LNG 業務具備長期成長性

我國天然氣需求較大，對外依存度接近 45%。2021 年我國天然氣產量為 2053 億立方米；表觀消費量 為 3726 億立方米；天然氣進口量為 1675 億立方米（12135.6 萬噸）。2021 年，我國 天然氣供需缺口為 1673 億立方米，天然氣缺口量與表觀消費量的比值為 44.9%，即 當年我國天然氣的對外依存度為 45%左右。 我國天然氣進口結構以 LNG 為主、管道氣為輔，2021 年 LNG 進口占 65%左右， 管道氣進口源主要為中亞、俄羅斯、緬甸。2021 年 LNG 進口量為 1089 億立方米 （7893 萬噸），占我國當年天然氣總進口量的 65%。管道氣進口量為 585.5 億立方 米（4243 萬噸），佔比 35%。其中，來自中亞管道天然氣為 441 億立方米，來自中 俄東線的天然氣約為 100 億立方米，其餘 40 多億立方米來自中緬天然氣管道。

我國從 2018 年起成為世界第一大天然氣進口國，2021 年我國反超日本、躍居世界 第一大 LNG 進口國，對外依存度提升。近十幾年來，我國天然氣進口量不斷提升， 進口貿易值與進口量存在明顯的正相關性與季節性變化，冬季是 LNG 貿易進口的 旺季。2021 年我國 LNG 年進口量為 7893 萬噸，而日本當年 LNG 進口量為 7432 萬 噸，我國超過日本成為世界最大的 LNG 進口國。但是我國的 LNG 對外依存度有上 升的趨勢。2015 年我國天然氣對外依存度開始超過 30%，2018 年達到 42.8%，2019 年和 2020 年分別下降為 42.5%和 41.8%，但是 2021 年的對外依存度為 44.9%、創 歷史新高。

4.3. 「煤改氣政策」疊加天然氣發展十四五規劃，我國天然氣市場格局長期向好

我國天然氣市場格局長期向好，國務院、發改委、國家能源局、各省政府發布眾多 利好政策，做好頂層規劃、布局天然氣發展。

2022 年 5 月，我國接收站氣化服務定價將由政府定價轉為政府指導價，鼓勵 實行「一省份一最高限價」。在保持政府監管的前提下，賦予接收站一定的定價自主 權，建立更加靈活、更有彈性的價格機制，有利於激發接收站積極性，更好發揮價 格槓桿調節供需的積極作用。

2022 年 3 月，提出全省天然 氣消費量由 2020 年的 290 億立方米增至 2025 年的 480 億立方米的目標，增幅達到 65.5%。前幾年廣東省天然氣消費量增速每年約為 20 億-30 億立方米/年，增速 10% 左右，預計能夠完成「十四五」天然氣消費量規劃目標，具備較好的成長性。從《規 劃》中看出，未來天然氣發電、工業煤改氣和 LNG 設施與交通將是拉動廣東天然氣 消費量增長的主要支點。 北方多地陸續出台 2022 年「煤改電」「煤改氣」補貼標準，支持清潔取暖等相關工 作推進。2022 年 2 月 23 日，北京市懷柔區人民政府發布《懷柔區 2022 年農村地區 「減煤換煤」工程實施方案（徵求意見稿）》，在執行市級氣價補貼政策的基礎上， 區財政按照山區用戶 0.7 元/立方米、平原用戶 0.5 元/立方米的標準給予補貼，每戶 採暖季用氣量最高補貼 2500 立方米。

農村清潔能源改造是天然氣擴大滲透率的一大契機，有助於積極穩妥推動碳達峰碳 中和。助於加大節能減排、減污降碳技術研發和推廣應用，不斷提升綠色低碳發展 能力。山東省人民政府近期組織召開系列新聞發布會，2022 年預計全省將完成農村 清潔取暖改造 100 萬戶 的目標。2022 年，山西省太原市將強化散煤治理，完成剩 余未實施「煤改電、煤改氣」的 1 萬餘農戶清潔取暖改造任務，實現全市清潔取暖 改造「清零」。

4.4. 居民端、非居民端天然氣市場格局

城鎮燃氣是我國天然氣消費結構中重要部分。2020 年我國工業燃料和城鎮燃氣用氣 佔比基本持平，均在 37％-38％，發電用氣佔比 16%，化工用氣佔比 9%。 進入 21 世紀，我國城市燃氣普及率不斷提升，從 2002 年到 2020 年我國城市燃氣 的普及率從 67%增長到 98%，幾乎實現城市燃氣的全覆蓋。2006 年以後，城市燃 氣普及率的計算公式為：城市用氣人口/（城市人口 暫住人口）×100%。說明我國 燃氣普及率逐漸趨近於 100%，所有城市實現燃氣供應，燃氣供應覆蓋絕大部分的 城市人口。在實現碳達峰的衝刺階段，我國天然氣消費 量將持續增長。2025 年，天然氣消費量達到 4300 億-4500 億立方米；2030 年，天 然氣消費量達到 5500 億-6000 億立方米。之後我國天然氣消費穩步可持續增長， 2040 年前後進入發展平台期。

改革開放以來，我國城市燃氣居民家庭供氣總量與管道長度不斷增長，城市化、。 2020 年，我國的城市燃氣居民家庭供氣總量達到 382 億立方米，管道長度達到 85 萬公里。二者的增長具有一定的相關性。隨著以下因素的推動：（1）城市普及化率 的提高，高度的集約發展特別是高層建築規劃建設、天然氣管網入戶改造。（2）經 濟、環保和政策的推動，新建房產、城市老舊小區改造、新農村建設。（3）天然氣 發電。我國民用天然氣市場仍有較大的發展空間。（報告來源：未來智庫）

5. 重點企業分析

5.1. 廣匯能源

廣匯能源積極布局氣煤油多種能源，資源優勢顯著。廣匯能源立足新疆及中亞豐富 的資源優勢，是國內唯一一家氣、煤、油資源齊全的私營企業，主營業務收入主要 來自液化天然氣 LNG、煤炭、甲醇、煤焦油等核心產品的銷售。2020 年天然氣業務 為公司貢獻 55%的營收。加註站標杆站建設，非氣增值、貿易及外采等業務，使公 司的終端盈利能力得到顯著提升。目前公司在建項目主要有哈薩克齋桑油氣田 開發、啟東 LNG 接收站擴建等。

近 5 年來，公司營業收入及歸母凈利潤呈現上升趨勢，得益於煤炭、天然氣大宗商 品價格的上漲，公司 2021 年營業收入、歸母凈利潤大幅增長。2022 年 4 月，公司 發布 2021 年報以及 2022 年一季度報，2021 年公司實現營業收入 248.65 億元，同 比 64.30%，歸母凈利潤 50.03 億元，同比 274.40%，經營活動現金流量凈額 60.49 億元，同比 31.85%。2022 年一季度營業收入、歸母凈利潤分別為 93.98/22.13 億元， 同比 70.10%/ 175.67%。

公司積極響應雙碳政策，制定氫能源產業鏈規劃。2022 年 1 月 25 日公司發布了《關 於氫能產業鏈發展戰略規劃綱要(2022-2030)》，致力於轉型成為傳統化石能源與綠 色新型能源相結合的綜合型能源企業。將新能源（風間帶光伏）發電與電解水制氫 作為突破口，逐步實現氫能對於交通用能、綠色電力、化工用氫的「三個替代」，推 動氫氣「制輸儲用」一體。「十四五」期間規劃建設 21 座加氫站、198 套 100Nm3 /h 制氫裝置、新增 700 輛氫燃料重卡。公司擬規劃分批建設 300 萬噸/年二氧化碳捕 集、管輸（CCUS）及驅油一體項目，2022 年 12 月前先建成一套 10 萬噸/年 CCUS 示範項目裝置。在「碳中和，碳達峰」背景下，公司積極規劃第二次綠色轉型，在 碳減排交易領域前景可觀。

5.2. 九豐能源

九豐能源最初經營 LPG 業務，後將東莞 LPG 碼頭部分改造為 LNG 碼頭，成為國內 首批民營 LNG 接收站。東莞 LNG 接收站的年周轉量為 100 萬噸，控股 30％的江門 接收站有望於 2024 年建成投產。2021 年下半年，九豐能源提出了「上陸地、到終 端、出華南」的 LNG 業務戰略實施規劃，在收購華油中藍和併購森泰能源 100%股 份後，公司正式形成「海氣 陸氣」的雙氣源格局。 九豐能源於 2021 年 5 月 25 日在上海證券交易所成功上市。2022 年 4 月 13 日披露 年報，公司 2021 年實現營業總收入 184.9 億，同比增長 107.4%；實現歸母凈利潤 6.2 億，同比下降 19.3%；每股收益為 1.52 元。2022 年一季度公司實現營業總收入 70.2 億，同比增長 126.2%；歸母凈利潤 3.9 億，同比增長 40.7%。

九豐能源 2022 年一季報顯示，公司主營業務收入 70.17 億元，同比上升 126.18%； 歸母凈利潤 3.93 億元，同比上升 40.66%。

公司積極涉足氫能產業，在氫能源產業中的定位為上游制氫、充裝、銷售,實現產業 閉環。積極推動與巨正源 PDH 工業副產提純氫項目的實施，如項目選址及可研方案 的確定、氫氣充裝設施的建設、氫氣提純與結算、銷售模式及定價等。 九豐能源併購四川森泰能源，業務完整覆蓋 LNG「陸氣」上中下游全產業鏈。公司 於 2022 年 5 月 22 日晚間發布資產重組草案，擬併購四川遠豐森泰能源集團股份有 限公司 100%的股權，收購對價 18 億元。森泰能源是西南液廠巨頭、國內領先的 LNG 全產業鏈經營平台公司之一，在內蒙、四川先後投資建成 5 家 LNG 生產加工廠， 目前具備年產近 60 萬噸 LNG 的生產能力。森泰能源在四川的幾座工廠均是頁岩氣 開採直接液化外輸，森泰能源同時也是國內少有的具有高純度氦氣生產能力的企業 之一。

（本文僅供參考，不代表我們的任何投資建議。如需使用相關信息，請參閱報告原文。）

精選報告來源：【未來智庫】未來智庫 - 官方網站

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