天然气行业分析报告Word下载.docx

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（1）2020年天然气发电装机达到1.1亿千瓦24

（2）煤改气和城镇化联合助推城市燃气用气量大幅提升25

（3）工业燃料“煤改气”，能源结构优化25

（4）化工行业天然气消费量保持平稳26

（5）2020年天然气消费量预计为3400亿立方米26

3、天然气调峰需求测算27

（1）产业链上游调峰：

地下储气库为主27

（2）产业链中游调峰：

LNG接收站、液化工厂和城燃公司调峰储配站为主27

（3）下游工业用户调峰：

调峰装臵与压减天然气需求相结合29

（4）LNG储气市场空间广阔29

4、LNG储气市场集中度高30

四、相关企业简况31

1、中集安瑞科31

2、深冷股份32

“煤改气”加速推进引发“气荒”，调峰能力提升迫在眉睫：

2017年是“大气十条”的第一阶段考核年，“煤改气”在京津冀地区加速推进，天然气供需失衡导致我国北方地区在供暖季出现大规模的“气荒”现象。

“气荒”的根本原因在于我国的储气调峰能力与天然气市场发展不匹配。

《中国天然气发展报告2017》数据显示，2016年我国地下储气库实际工作气量64亿立方米，仅为2016全年消费量的3.1%，远低于发达国家水平。

为了避免再度发生“气荒”，天然气调峰能力提升已迫在眉睫。

调峰措施多种多样，“因时因地”LNG储气更合国情：

在天然气调峰的技术路线选择上，以美国为代表的欧美发达国家以地下储气库为主；

以日韩为代表的资源匮乏型国家以LNG接收站调峰为主。

我国天然气消费量最大的东部地区可利用的枯竭油田较少，地质条件导致可建库点的施工难度大，建设周期可长达20-30年，短期内单独依靠地下储气建设难以解决我国迫切的天然气调峰问题。

LNG储气调峰成本较低，建设周期短，不受地质条件约束，因而成为更符合我国国情的选择。

储气行业市场空间广阔，市场集中度高：

2018年两会期间，发改委表示将力争在短时间内做到各地都有10天左右的储气能力，供气企业和产气企业也要保证有3到5天的储气能力。

据此，我们预计2020年之前LNG接收站、城市燃气公司和LNG工厂分别需要建设LNG储罐的规模为320万方、643万方和101万方，天然气大用户需要建设LNG储罐的规模为121万方。

2018-2020年之间的累计需求预计可达1200万方。

根据具体储罐规模及其市场价格，我们推算出整个LNG储罐市场在2018-2020年的市场空间预计可达1000-1500亿元。

一、“煤改气”加速推进引发“气荒”，调峰能力提升迫在眉睫

2013年9月10日，国务院发布《大气污染防治行动方案》（“大气十条”），明确提出五年内全国空气质量总体改善，大幅减少重污染天气；

京津冀、长三角、珠三角等区域细颗粒物浓度分别下降25%、20%、15%左右。

2017年，政府工作报告提出打赢“蓝天保卫战”，加快解决燃煤污染问题。

天然气作为相对高效的清洁能源，受到政府和市场的青睐，“煤改气”作为改善空气质量的重要措施之一，得到大范围的推广。

1、“煤改气”加速推进导致部分地区天然气短缺

2017年是“大气十条”的第一阶段考核年，因此“煤改气”在2017年加速推进。

居民端，京津冀农村地区全面开展“村村通，煤改气”工程。

《京津冀2017-2018年秋冬季大气污染综合治理攻坚行动方案》要求北京、天津、河北、山西、山东、河南6省市完成“煤改气”与“煤改电”改造合计355万户，并将改造任务分配落实到省。

各地政府都着力加大“煤改气”的实施力度，自加压力设臵指标，使得部分地区“煤改气”规模远超目标。

以河北省为例，2017年共完成农村“煤改气”、“煤改电”253.7万户，其中“煤改气”231.8万户，远超年初制定的“煤改气”和“煤改电”180万户的总目标，超额40%完成改造任务。

除民用端外，工业端的“煤改气”也在同步进行。

《京津冀及周边地区2017年大气污染防治工作方案》要求，10月底前完成小燃煤锅炉“清零”工作，全面淘汰10蒸吨及以下燃煤锅炉。

随着“煤改气”的急速推进，2017年天然气需求快速提升。

根据国家统计局数据，2017年，全国天然气消费量达到2373亿立方米，同比增长15.3%。

从供应端看，进入到供暖季后，天然气的供应量也没有达到原计划水平。

中石化天津LNG接收站并未按计划投产，中亚的实际供气量也比原计划7000-8000万立方米/天的计划量减少近一半，使得京津冀地区每天的供应量减少约6000万立方米/天，供应缺口进一步扩大。

在供需两端的双重压力下，2017年冬季，我国北方地区出现大规模“气荒”现象，并蔓延至长江中下游省市。

2017年11月，河北首次发布天然气供应橙色预警，省内开始限气停气，农村、医院、学校等纷纷出现无气可用的现象。

北京、陕西、山东、河南等其他北部地区出现气荒，武汉、安徽等南部地区也受到小规模的影响。

2017年12月环保部紧急发文，要求保障群众温暖过冬，允许燃煤取暖，缓解“气荒”问题。

2、“气荒”症结在于调峰储气设施欠缺

虽然天然气消费需求高速增长和“煤改气”的加速推进是导致部分地区天然气短缺的直接原因，但是究其根本，天然气调峰能力与市场发展不匹配才是问题的核心所在。

我国天然气市场具备以下特点：

1）季节性差异显著，冬季用气紧张，保供压力大。

2016年全国冬夏季平均峰谷差已经达到1.7：

1，北京市的峰谷差更是高达10：

1。

随着“大气十条”、蓝天保卫战的工作逐渐落实和推进，预计未来仍会继续推进“煤改气”，那么冬季用气峰值将持续走高，季节差异也将持续扩大，导致保供压力越来越大。

2）区域供需不平衡。

环渤海、长三角和东南沿海地区是我国天然气消费主要区域。

《中国天然气发展报告2017》数据显示，2016年这三个地区天然气消费量占总量的50%，达到1019亿立方米。

以北京为例，其城市天然气供应来自长庆油田、塔里木油田、中亚地区油田。

天然气生产和消费的区域性差异使得天然气供应依赖于管道输送，一旦出现问题就可能产生“气荒”问题。

3）储气设施短缺。

与欧美发达国家相比，我国天然气管道和储气设备的建设仍有较大差距，储气设施短缺。

同时，大部分城市燃气企业没有储气调峰设施，完全依赖上游企业的调节能力。

这就导致我国天然气保障系统能力不足，远远无法满足市场调节的需求，从而限制了我国天然气市场的健康发展。

3、政策频出，调峰储气设施建设迫在眉睫

2014年4月5日，发改委发布《关于加快推进储气设施建设的指导意见》，我国开始关注天然气储气调峰能力的建设，但是由于经济性等因素并没有受到市场足够的重视，储气能力建设速度较为缓慢。

近年来，随着“大气十条”、蓝天保卫战的提出，“煤改气”工作快速推进，天然气消费量激增，调峰储气设施的建设已迫在眉睫。

在2018年全国环境保护工作会议上，环保部提出我国今年将会制定出打赢蓝天保卫战的三年作战计划，出台京津冀及周边地区、长三角、汾渭平原等重点区域大气污染防治实施方案。

“煤改气”作为重点推进工作，天然气的供应水平急需加强。

为了提升企业投资建库的积极性，加强我国的储气调峰能力，国家正持续出台政策支持相关基础设施建设。

2018年3月，发改委提出“要建立2亿方左右的调峰机制，力争在短时间内做到各地都有10天左右的储气能力，供气企业和产气企业也要保证有3到5天的储气能力”。

国家能源局发布《2018能源工作指导意见》，明确要求“出台《关于加快储气设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的意见》，落实县级以上地方人民政府、供气企业、城燃企业和不可中断大用户的储气调峰责任和义务，提升储气调峰能力”。

二、天然气调峰措施多种多样，“因时因地”LNG储气更合国情

1、天然气调峰措施类型众多

为防止“气荒”情况再度出现，实现天然气平稳、可靠、安全供给，运用天然气调峰措施解决天然气在时间和空间上的供需缺口至关重要。

我们对现行常用的天然气调峰技术进行了梳理，从调峰方式层面可分为供需调峰与储气调峰两类。

供需调峰包括对供给侧的上游天然气田产气量进行季节管理，仅适用于在气源地周边城镇进行月度调峰；

还包括利用价格机制等市场手段在下游引导用户合理用气以及发展使用双燃料系统的可中断用户，减少周、日内的短期峰谷差。

由于气田开采需要考虑地质环境设立限定开采额度，为调峰而进行强制开采将会导致压差扩大进而引起气田结构崩坏，因此供给侧的气田调峰能力十分有限。

而需求侧调峰主要依赖市场选择与用户行为变化，调峰手段较为被动。

在当下天然气管网日益完善的情况下，储气调峰逐渐成为国际通用的主要调峰模式。

按照调峰气储存状态我们将储气调峰方式分为气态储存与液态储存两大类。

地下储气库与压缩天然气（CNG）存储是天然气主要的气态存储方式。

地下储气库一般建立在枯竭油气田、盐穴、含水多孔地层与废弃矿井内，在天然气需求淡季压缩储存富余气量，待需求旺季来临经过调压后注回城市燃气管网填补供给缺口，可满足季节储气调峰需求。

地下储气库储量大，单位储气成本低，但空间灵活性差，必须建于输气管网末端或用气负荷中心才能及时响应调峰需求。

CNG多存储于地上高压球罐或地下高压储气管网中：

高压球罐容积普遍为3000-10000m³

，可通过改变罐内气压调节储气量，但单位储气量较小且环境安全要求严苛；

高压储气管网则是利用城市已有的输气管线或埋地储气管束进行高压储气，承压高，建造成本较低，但储气能力依赖于城市输气管网长度与运行压力。

液化天然气（LNG）液态储气调峰的主要形式。

LNG是天然气低温液化形态，体积仅为同质量气体的1/600，因此LNG储罐单位储气量大，投资成本较CNG储罐更小，建设环境要求更低。

LNG具体调峰方式为在大型用气城市建立LNG调峰站以及在中小城市建立LNG卫星站，在用气淡季时利用液化设备处理多余天然气或直接购买LNG进行储存，于用气高峰期二次气化输送。

LNG调峰能力与气化装臵规模直接挂钩，与规模合理的气化装臵配合使用可满足季节调峰与事故调峰的需求。

此外，LPG调峰也是一种天然气调峰方式。

LPG是原油提炼或石油开采的副产品，主要成分为丙烷与丁烷，以液态形式储存，可经特定设备将华白指数处理至接近长距离管道天然气，进而用于调峰。

根据储气调峰技术的优缺点，合理选择储气调峰方式与调峰责任承担主体是保障储气调峰可行性与经济性的重要前提。

首先，地下储气库由于储气量大、调峰能力强、成本低，应当作为具有合适地下建库点的用气中心的首选储气调峰方式，亦可作为国家能源安全、天然气平稳供应保障的长远战略计划。

由于初期建设投资大，地下储气库的投建多依托于政府或投资能力强的大型国企。

其次，在远离气源、无建库地质条件或调峰需求急迫的用气城市，发挥LNG调峰装臵建设周期短、应急能力强、空间灵活性高的优势，建立LNG接收站、LNG调峰站、LNG储罐及相应的液化气化装臵，根据地区用气峰谷的时间特点和空间特点进行灵活调峰。

相较于地下储气库，LNG储气调峰设施投资规模小，在宏观层面的LNG调峰系统建设规划之外，产业链中游的燃气企业可根据客户需求自行建立LNG储罐及LNG调峰站分担调峰责任，产业链下游的大型用气户亦可自建LNG储罐。

最后，在用气峰谷落差极大或输气管网架设不完善的用气区，可利用LNG、LPG灵活、应急响应快的特点建立天然气点供设施，填补日、小时调峰空缺，提升供气面覆盖率，保障供气系统持续运营。

因地制宜的建设天然气储气调峰系统是解决“气荒”问题、保障天然气持续供应的重要措施。

只有建设合理有效的地下储气库、LNG调峰设施、点供装备的联动调峰体系，结合产量管理、价格机制引导等供需辅助调峰手段，才能实现天然气供给的持续性、合理性、经济性目标。

2、海外发达国家因地制宜发展储气设施

海外发达国家主要依靠地下储气库和LNG接收站两种方式来进行调峰，各个国家根据自身的自然资源、地质条件、消费分布等选择合适的方式。

（1）以美国为代表的欧美发达国家以地下储气库为主

美国天然气资源丰富且占能源消费比例高，储气行业发展较早，因此有一套完备的天然气储气体系来满足调峰需求。

美国以地下储气库为主要的调峰手段，是目前全球地下储气库发展和应用最成功的国家之一。

根据EIA数据，截至2016年底，美国地下储气库总规模2616亿立方米，占全美天然气消费量的33.6%，能够满足约108天的天然气用气需求。

截至2017年9月，美国共有389个地下储气库处于正常运营状态，储气库遍布在美国各州，在人口密集、冬季用气量大的东部地区分布最为密集，与天然气发电厂的分布位臵相关，同时呈现出地理分布与消费需求相呼应的特点。

LNG接收站在美国作为调峰辅助方式，主要用于日调峰和小时调峰。

截至2018年3月，美国共有9个LNG接收站，主要分布在沿海地区，用于天然气的进出口。

另外，据不完全统计，美国目前有一百多座小型LNG液化厂和LNG卫星站用于高峰时刻的调峰。

由于地下储气库的储存量大、安全性高，其他大部分欧美国家都和美国一样，也大力发展调峰储气库。

据《中国天然气储气调峰方式研究》披露，法国、加拿大、德国地下储气库的调峰能力分别占全国天然气消费总量的25.7%、22.3%、23.9%。

LNG仅仅作为辅助方式参与调峰。

（2）以日韩为代表的资源匮乏型国家以LNG接收站调峰为主

由于建立地下储气库需要满足特殊的地质条件，因而并不是所有的国家都能够建立起大规模的地下储气设施来满足生产生活的需要。

日本国土面积小、自然资源匮乏，地质条件的局限使得其没有办法大面积发展地下储气库，因而主要运用LNG接收站来进行储气。

日本

LNG接收站储罐在设计时就考虑了季节调峰、应急备用等因素，因而容量大，能够满足日本的冬季天然气用气高峰需求。

经过长期发展，现在日本已经建立起国家战略储备和商业储备相结合的储气调峰体系，国家和民间企业的储备量分别为消费量的30天和50天。

截至2016年底，日本共建成并投运的LNG接收站数量达到了34个，有效保证了储气调峰的需要。

3、“因时因地”LNG储气更合国情

（1）调峰需求随天然气消费量“水涨船高”

我国天然气市场当下正处于快速发展期，“煤改气”政策更是推动了天然气需求激增。

2017年，在4-10月天然气消费传统淡季中，我国天然气表现消费量月同比上升23.7%至1260亿立方米。

2017年全年我国共消费天然气2373亿立方米，同比增长15.3%。

尽管我国天然气产量近年来一直处于稳定增长态势，但增速远不及天然气消费量，因此我国的天然气进口量不断提升。

天然气进口依存度从2006年6月的0.29%一路攀升至2017年12月的39.9%。

2017年我国全年进口天然气838亿立方米，占全年消费总量的35.3%。

根据中国石油规划总院预测，我国天然气需求在未来一段时间内仍将处于高速增长阶段，2030年全国天然气消费量有望达到4000亿立方米，进口依存度超40%。

我国天然气消费的时空不均现象显著。

环渤海、长三角、东南、中南地区是我国天然气主要消费区，消耗全国消费量中的63%。

环渤海地区天然气消费量预计将在2020年达680亿立方米，占全国消费量19%；

长三角、东南、中南地区紧随其后，分别消耗全国消费总量中的16.7%、14.7%、12.8%。

西南、西北、中西部地区天然气需求量较少，而东北地区需求量最少，仅占全国消费量的6.9%。

与消费量相同，天然气调峰需求量空间差异亦十分显著。

我国地域辽阔气候复杂，南北方季节温差情况各异，导致各省用气波动幅度不尽相同。

东北、西北、中西部及环渤海地区城市燃气的用气量波动较大。

由于北京市采暖用气比高达60%，环渤海地区用气量峰谷差最大。

到2020年，我国八大天然气消费区的调峰需求量将在全年消费量中占比11%，届时共计需要约385亿立方米的调峰气库存。

（2）调峰储气现状不容乐观

与天然气调峰需求不断增加的现状相悖的是我国天然气调峰系统较为落后的现实。

根据国际天然气联盟（IGU）的经验，天然气进口依赖度在30%以上的国家应该拥有消耗量12%以上的地下储气库容量。

我国天然气进口依赖度早在2013年就超过了30%，但截至目前，我国累计建成投产的24座地下储气库总设计工作气量仅176.85亿立方米，是2017年天然气表现消费量的7.42%。

而地下储气库的实际工作气量远低于设计水平，《中国天然气发展报告2017》数据显示，2016年我国地下储气库实际工作气量64亿立方米，仅为2016全年消费量的3.1%，储销比与美国、法国等相去甚远。

与日韩等国不同，我国的LNG接收站建设时主要考虑的是引起海外气源，在其储罐设计时对调峰能力的考虑相对欠缺，因此LNG接收站的调峰能力也不容乐观。

（3）地下储气库“远水难解近渴”，补短板LNG储罐“兵贵神速”

尽管地下储气库因其储气规模大、单位投资成本与调峰成本低、调峰能力强、供气稳定等优点成为国际上有气田、管网架设良好的国家的通用储气调峰方式，但针对我国当下调峰缺口大、调峰需求急迫的现状，投建地下储气库并不是最优选项。

从空间上看，为了及时响应调峰、应急供给需求，地下储气库的选址必须同时满足枯竭油气田、盐穴、多孔含水层的地质要求与接近重点用气地区的市场要求。

目前利用枯竭油气田建立地下储气库是最简便可行、投资量最小、建设周期最短的建库方式，但我国天然气资源具有空间错配的特点，东部地区共消耗全国天然气消费量的50%，而气田资源却主要集中在西部地区，因此东部地区可利用的枯竭油气田较少。

且我国东部地区地质构造较为破碎，地下沉积环境复杂，致使盐穴、多孔地层等备选建库点稀少，可建库点的施工难度大，钻井、固井工程质量问题难以防治，大幅拉高地下储气库建设成本。

我国目前建成的储气库中90%为气藏型，多位于北方产气区，南方消费区的储气库多以盐穴为主，工作气量小，含水层储气还未有建成实例。

另一方面，地下储气库由于工程量巨大，施工周期长达20-30年，建成后还需要一定的达容时间才可投运，因此可谓“远水难解近渴”。

此外，我国天然气价格单一，并未实行分时段差别定价，将储气库天然气供应纳入管道气价格体系管理而不是单独核算。

地下储气库大额的投建成本难以通过运营的方式回收，更进一步导致了企业丧失投资积极性。

目前我国储气库建库达产速度远赶不上调峰需求增速，短期内单独依靠地下储气建设难以解决我国迫切的天然气调峰问题。

加快构建LNG调峰系统是我国天然气调峰问题的急救药。

尽管LNG储气设施建于地表，但由于1/600的液气体积比，设施占地面积较小，同时安全性能良好，在接近用气中心的市镇区亦可投建；

随着LNG储罐建设技术与设备材料的研发升级，近年来LNG储罐建设成本大幅下降，已逐步接近地下储气库单位成本，城燃企业可根据自身供应需求灵活选择罐型，此外建设周期也大幅缩减，万方级别的储罐从订单合同签订到建成交货仅需1年左右时间，可快速响应不同地域的储气需求。

LNG来源丰富，城燃公司既可外购液化装臵自行液化淡季剩余天然气进行储存，亦可通过向天然气液化厂外购获得，还能利用进口渠道从海外购买，供应源多量稳。

另一方面，由于我国幅员辽阔，天然气管网架设并不完善，部分已完成“煤改气”燃料系统替换任务的乡镇地区缺少可靠的输气管道，在此类用气地区更应该发挥LNG储运灵活的特性，结合橇装技术建立点供系统，可以扩大供应面，更好覆盖各用气地区。

与此同时，由于我国LNG接收站多建于东部沿海地区，与我国用气负荷区空间匹配度高，可通过加装气化装备迅速调用LNG接收站库容参与调峰，短期内便可加大LNG调峰气供应量，防止严峻的“气荒”问题再度出现。

综合以上原因，我们认为短期内市场将释放大量LNG储气设施需求，主要为LNG储罐，兼有LNG液化、气化、储运装臵及LNG调峰站总包工程。

从长远角度看，由于天然气用气波动性将进一步加大，城燃公司、大用户出于经济性考虑亦有可能扩建现有储气设施，提高储气能力以应对LNG市场价格波动，也将会进一步增加LNG储气市场需求。

三、储气行业市场空间广阔，市场集中度高

1、“气荒”后我国对储气设施建设的规划

为了保障天然气安全和稳定供应，加强城市燃气应急调峰能力，国家发改委曾发布《天然气基础设施建设与运营管理办法》，规定到2020年天然气销售企业需拥有不低于其年合同销售量10%的工作气量，县级以上政府至少形成不低于保障本行政区域平均3天需求量的应急储气能力。

此后各地方政府分别针对上游地下储气库和中下游环节的LNG接收站、城燃企业以及其他主体的调峰能力建设设定了相应的规划和目标，如表5所示。

2018年两会期间，发改委提出“要建立2亿方左右的调峰机制，力争在短时间内做到各地都有10天左右的储气能力，供气企业和产气企业也要保证有3到5天的储气能力”。

我们以政府对天然气调峰储气能力建设的总体和具体规划为依据，对我国调峰储气设施市场空间进行测算。

调峰储气设施市场空间不仅要考虑现有的缺口，而且会随着我国天然气需求的不断增加而进一步增长。

2、天然气需求预测

根据发改委数据，2010-2017年间，我国天然气消费量从年消费1080亿立方米增至2373亿立方米（折合3.14亿吨标煤），年均增速11.9%，天然气占全国一次能源比重升至7.0%。

2017年国家发改委印发《加快推进天然气利用的意见》，文件中提出，逐步将天然气培育成为我国现代清洁能源体系的主体能源之一，到2020年，天然气在一次能源消费结构中的占比力争达到10%左右。

我们采用部门分析法分别预测得到天然气发电、城市燃气、化工企业、工业燃料企业的用气量。

发电用气主要用在热电联产、调峰电站和分布式能源项目中。

城市燃气主要是指城市和乡镇居民用气量、商业用气量以及供暖等公共服务用气。

工业燃料用气主要包括两个方面，一是工业企业将天然气作为燃料使用气量，二是城市中锅炉、窑炉的使用气量。

化工用气主要是以天然气为原料的化工产业链的用气量，包括生产合成氨、甲醇、氢气、氢氟酸等。

（1）2020年天然气发电装机达到1.1亿千瓦

天然气发电具有低碳环保、节能高效、电力调峰等优势，在未来的电力结构中将具有一定的地位。

根据中电联数据，截止到2017年年底，我国天然气发电装机7629万千瓦，占总装机的4.3%；

天然气电厂发电量为2026亿千瓦时，占总发电量的3.2%。

《天然气发展“十三五”规划》提出，到2020年天然气发电装机达到1.1亿千瓦以上，较2017年装机提高3400万千瓦，增幅为44.2%。

按现有利用小时水平，2020年天然气电厂的用气量将达到634亿立方米。

（2）煤改气和城镇化联合助推城市燃气用气量大幅提升

天然气“十三五”规划、《北方冬季清洁取暖规划2017-2021》、2018中央一号文、2018全国环保工作会议等均展现政府推进煤改气的大方向不变。

2017年年底，发改委等多部委联合发布《北方地区冬季清洁取暖规划（2017-2021年）》，提出“2+26”重点城市要率先实现清洁取暖，未来将持续推进煤改气。

此外，随着城镇化进程稳步推进，城镇天然气管道和用气人口显著增加。

预计城燃部分天然气消费量将大幅提