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1、图表 6：全球天然气消费量图表 7：区域供需差逐渐扩大（注：供减需，十亿立方米）图表 8：全球天然气进出口贸易流向（2015）1.2、我国天然气行业概况我国已成为世界第一大能源消费国，但天然气在一次能源使用占比不足 6%。根据BP 能源统计，我国 2015 年能源消费量相当于 30.1 亿吨原油，占世界能源消费的 23%。能源结构上以煤炭为主，占比 64%，天然气在一次能源使用占比不足 6%，远低于俄罗 斯的 53%和美国的 31%，不及世界平均水平 24%和亚太地区的 11%。图表 9：我国已成为世界第一大能源消费国（2015）图表 10：我国天然气在一次能源使用占比远低于世界水平（2015

2、）图表 11：我国常规天然气勘探尚属前期，剩余可采资源有限，非常规天然气潜力巨大。根 据国土资源局关于 2015 年全国石油天然气资源勘查开采情况通报，截止到 2015 年底， 我国常规天然气地质资源约 68 万亿立方米，累计探明地质储量 13 万亿立方米，探明 程度 19%，尚属于勘探前期，剩余可采储量 3.78 万亿立方米，储产比 30.4。非常规天 然气潜力巨大，根据美国能源信息署数据，我国页岩气技术可采量超过美国，位居世 界第一。图表 12：我国天然气探明度低，剩余可采率较低图表 13：我国页岩气储量巨大（万亿立方英尺）我国天然气供给能力快速增长，天然气进口格局基本形成。2016 年我

3、国天然气产 量达到 1368 亿立方米，近 15 年复合增速超过 10%。其中煤层气抽采量 44 亿立方米， 同比增长 19%，页岩气产量约 46 亿立方米，同比增长近 3 倍。由于国内消费量剧增， 我国天然气对外依存度由 2008 年的 2%提高到 2016 年的 34%，进口气已经形成管道气和 LNG 多渠道供应格局，主要资源进口国约 10 个。2016 年天然气进口量 703 亿立方米， 其中管道气 349 亿立方米，LNG355 亿立方米。图表 14：我国天然气产量增长迅速图表 15：我国天然气对外依存度不断上升我国天然气需求量增长迅速，主要需求来自工业燃料和城市燃气。2016 年我国

4、天 然气消费量达到 2058 亿立方米，近 15 年复合增长 14%，天然气在一次能源消费比例由2005 年 2.4%上升到 2016 年 5.9%，人均年用气量 140 立方米。根据中国天然气发展 报告（2016）白皮书，2015 年我国天然气消费需求主要来自工业燃料和城市燃气，分 别占比 38.2%和 32.5%，其余需求来自发电和化工用气，分别占比 14.7%和 14.6%。图表 16：我国天然气消费量增长迅速图表 17：我国天然气消费结构（2015）近年来天然气政策密集出台，天然气发展十三五规划为我国天然气发展提供明 确指南。自 2004 年以来，为了实现低碳经济转型，国家先后出台了一

5、系列政策规范和 发展天然气行业，国家对天然气的支持在短期内不会改变。2016 年 12 月国家发改委、 能源局印发天然气发展十三五规划，指出我国天然气行业正迎来新的发展机遇，并 从上游资源勘探、中游基础设施建设和下游需求等方面提出了明确的发展目标，为我 国未来几年天然气发展提供行动指南。表格 1：我国天然气相关政策图表 18：十三五规划全产业链布局表格 2：天然气发展十三五规划指标2、供给端：国产气增产与进口气稳增齐头并进2.1、我国天然气勘探逐步深入，难度加大我国天然气勘探投资减少，新增储量同比下滑。根据国土资源部数据，2015 年我国油气勘探投资 600 亿元，同比下降 19.2%，常规天

6、然气新增储量 6772 亿立方米，同比下滑 28.2%，连续 13 年超过 5000 亿立方米，累计探明气田 267 个，探明率仅为 19%。图表 19：我国天然气勘探投资减少图表 20：我国常规天然气探明地质储量同比下滑天然气地质资源储量集中，后续勘探难度加大。我国天然气地质资源主要集中在四川、鄂尔多斯、柴达木、塔里木、珠江口、琼东南、莺歌海、东海、松辽 9 个盆地， 储产量占全国总量的 80%。随着高品质资源逐步开采消耗，剩余天然气资源多为低品质、 高风险类型。根据国土资源部地质勘查司统计数据，超过 35%的天然气资源分布在低渗 储层，25%为致密气，20%处于海域深水，资源隐蔽性增强，勘

7、探难度较大。图表 21：我国天然气储量分布非常规气储量丰富，未来深度开发还需技术进步。根据国土资源部统计数据，我 国埋深 4500 米以浅页岩气地质资源量 122 万亿立方米，可采资源量 22 万亿立方米， 可采率 18.0%，埋深 2000 米以浅煤层气地质资源量 30 万亿立方米，可采资源量 12.5 万亿立方米，可采率 41.6%。实际具有现实可开发价值的页岩气可采资源量仅为 5.5 万亿立方米、煤层气仅为 4 万亿立方米。表格 3：我国非常规天然气储量情况（万亿立方米，产量单位为亿立方米）2.2、非常规天然气有望成为未来国内增产的主力国内短期增产并无储量压力，常规天然气仍将是近年国内增

8、产主要力量。尽管我国油气勘探面临技术问题，以基础储量（地质勘探程度较高，可供企业近期或中期开采的资源量）和 2015 产量计算，我国基础储产比（基础储量与当年产量之比）为 39， 短期几年增产并无储量压力。全国主要盆地常规天然气地质储量未开发率为 41.3%，可 采储量未开发率为 36.1%，鉴于目前常规气产量占比高于 93.3%，常规气仍将是近年国 内增产的主要力量。图表 22：我国天然气短期增产并无储量压力（2015）表格 4：2013 年全国主要盆地天然气（气层气和溶解气）储量情况（亿立方米）主力气田稳定生产，短期增产潜力巨大。2016 年，我国前十大气田产量约 648 亿 立方米，占全

9、国总产量的 47.4%，其中中石油拥有 6 个气田，中石化拥有 4 个气田。2016 年，中石油在塔里木盆地等落实了 5 个千亿立方米级天然气整装规模储量区，其中大 北气田和克深气田的储量都达 2000 亿立方米。预计大北气田投产后，其单井可日产天 然气 50 万立方米以上，我国天然气短期增产潜力巨大。表格 5：我国前十大气田生产情况（单位：亿立方米）政策扶持和补贴继续推进，我国非常规天然气产量占比有望显著提升。由于页岩 气开采难度大，前期投入较高，我国自 2012 年开始对页岩气按 0.4 元/立方米进行补贴，根据 2015 年财政部联合国家能源局发布的关于页岩气开发利用财政补贴政策的通知，

10、“十三五”将继续实施页岩气财政补贴政策，2016 年至 2018 年的补贴标准为0.3 元/立方米；2019 年至 2020 年补贴标准为 0.2 元/立方米。天然气十三五规划中提 出，到 2020 年天然气国内年产量要达到 2070 亿立方米，复合增速 8.9%，而页岩气年 产量要达到 300 亿立方米，复合增速 45%，煤层气年产量达到 100 亿立方米，复合增速18%，届时非常规天然气产量占比有望从 6.7%提升到 19.3%。 非常规天然气有望成为未来国内增产主力。从现有产量和储产比来看，非常规天然气存在产量翻倍增长的可能，也存在保持长期高速增长的可能。以实际可开发储量 比产量计，常规

11、天然气比值为 96，页岩气比值为 1196，煤层气比值为 909，现有储量 无法支持常规气长期增产。页岩气发展规划（20162020 年）提出我国页岩气 2020 年产量要达到 300 亿立方米，2030 年要达到 800-1000 亿立方米，而根据中石油经济技 术研究院预测，我国非常规天然气将成为未来增产主力，其中页岩气产量到 2030 年达 到 700 亿立方米，到 2050 年达到 1000 亿立方米，煤层气产量到 2050 年将达到 350 亿 立方米。表格 6：我国部分页岩气产区短期增产计划（亿立方米）图表 23：天然气现有产量和实际可用资源产量比（2015）图表 24：我国天然气产

12、量结构变化，非常规天然气成为增产主力2.3、进口管道气格局形成，进口量稳定增长国内供需缺口不断扩大，对外依赖度不断提高。我国天然气需求增速长期高于产量增速，国内供需缺口不断扩大，2015 年国内供需缺口约 600 亿立方米，对外依赖度为 33%。随着我国天然气地质资源勘探难度加大，非常规天然气增产具有不确定性，我 国未来将长期依赖进口天然气。中石油经济技术研究院预计到 2050 年，我国天然气进 口量将高达 2850 亿立方米，进口依赖度达到 40%以上。图表 25：我国国内供需缺口不断扩大管道进口气已形成初步格局，目前对单一国家依赖度高。目前，我国已经初步形成管道天然气进口格局，形成中国-中

13、亚 A、B、C 三条管道和中缅管道，主要管道气进 口国为土库曼斯坦、乌兹别克斯坦、缅甸和哈萨克斯坦，2016 年我国从以上四国进口 管道气 2797 万吨（约合 380 亿立方米），其中进口土库曼斯坦 2163 万吨（约合 294 亿 立方米），占比 77%，单一依赖度较高，主要原因是土库曼斯坦天然气储量丰富，价格 较低，但该国安全指数相对较低，我国需要进一步优化进口管道气结构。图表 26：中国-中亚天然气进口管道图表 27：我国主要管道气进口国占比（2016）表格 7：管道天然气进口国安全指数中俄管道天然气协议签订，形成多元供给布局。2014 年中俄签订天然气合作协议， 俄罗斯将从 2018

14、 年起向我国出口天然气，最终达到年出口量 380 亿立方米，合同期长30 年，此项东线天然气项目的协议签署标志着我国东北、西北、西南及海上四大通道 的布局的最终确定。图表 28：我国已形成进口气四大通道格局管道气现有合同量尚未完全利用，未来仍有翻倍空间。2016 年我国管道气进口量380 亿立方米，仅占现有合同供给量（670 亿立方米）的 58%。随着 2019 年俄罗斯从东 北通道向我国出口天然气以及 2020 年中亚 D 线建成运营，管道气供给能力将最高新增680 亿立方米/年。未来中俄西线天然气进口协议若能达成，管道气供给能力有望新增300 亿立方米/年，累计达到 1650 亿立方米/年

15、。表格 8：我国管道气进口格局2.4、进口 LNG 增长较快，长约合同保障供应能力LNG 进口增速较快，占比不断提高。长期以来，我国进口天然气以管道气为主，LNG只占进口量 15%左右，主要用于冬季调峰。近年来我国 LNG 进口量稳定增长，复合增速30%，远超于管道天然气增速，2016 年 LNG 进口量达到 2604 万吨（约合 354 亿立方米）， 占天然气总进口量的 48%。图表 29：我国 LNG 进口量持续增长图表 30：LNG 进口平均单价下降（美元/吨）LNG 进口国众多，长约进口为主要方式，长约合同保障 LNG 进口能力。2015 年我 国 LNG 进口国 15 个，但 93%

16、来自与我国签订长期 LNG 合同（SPA）的五个国家。从企业 来看，LNG 进口以中海油为主，占比 68%，其次是中石油和中石化，分别占比 22%和 8%。 SPA 中，采购方和供货方在每合同年初基于 SPA 规则确定当年接货义务量，以现有签订 的 SPA 来看，我国每年最大接货义务量高达 4178 万吨（约 568 亿立方米），是 2016 年 进口量的 160%，SPA 将长期保障我国 LNG 进口能力。图表 31：我国 LNG 进口国占比情况（2015）图表 32：LNG 进口企业占比（2015）表格 9：我国已签署的进口 LNG 长期合约3、中游输储：管道与 LNG 接收站建设加速3.

17、1、天然气主干管网初步形成，区域管道仍需完善我国天然气主干网已初步形成。截至 2015 年底，中国除台湾省以外的所有地区在役油气管道总里程累计约为 12 万千米，其中天然气管道 7.2 万千米，原油管道 2.5 万千米，成品油管道 2.3 万千米。2015 年新增油气管道线 0.52 万千米，呈现“气多油少” 的发展趋势，天然气管道线增幅较大，目前已经形成了形成了以西气东输系统、陕京 系统、川气东送、西南管道系统为骨架的横跨东西、纵贯南北、连通海外的天然气主 干管网的建设。图表 33：我国现有天然气主干管网图表格 10：我国主要天然气管线（截至 2015 年）区域性管道仍需完善，管道线将加速建

18、设。我国正加快构建区域性天然气管道体 系，建设的重点将转为区域管网和支线管道。根据中国天然气发展报告（2016）白 皮书预测，到 2020 年，我国天然气长输管道线长度将达到 10-12 万千米，输气能力将 达到 3700-4000 亿立方米，地级市管网覆盖率 90%以上。到 2030 年，长输管道线长度 将达到 17-20 万千米，输气能力将达到 6000-7000 亿立方米，地级市管网覆盖率 95% 以上。表格 11：我国 2016 年及以后建成的主要管道3.2、管输定价面临调整，价格改革正当其时管输定价面临调整。2016 年 8 月 16 日，国家发展改革委公布天然气管道运输价 格管理办

19、法（试行）和天然气管道运输定价成本监审办法（试行）征求意见稿， 与现行管道运输价格管理方式相比主要有以下几点变化：1）调整价格监管对象，不再 对每条管道单独定价，改以管道运输企业为监管对象，区分不同企业定价；2）明确新 的定价方法，即准许收益率按管道负荷率不低于 75%取得税后全投资收益率 8%的原则 确定；3）细化了价格成本核定的具体标准；4）调整了价格公布方式，由国家公布具 体价格水平改为国家核定管道运价率，企业测算公布进气口到出气口的具体价格水平；5）推行成本公开，管道运输企业应在每年 6 月 1 日前，通过企业门户网站或指定平台 公开收入、成本等相关信息。价格倒挂推进天然气价格改革，改

20、革趋势是市场化定价。中国天然气价格改革的 总体趋势是逐步实现市场化，最终实现门站价格与替代能源价格形成关联和动态调整 的机制，并随国际油价水平而波动。2014 年由于全球油气价格下跌，我国管道天然气 价格倒挂，倒逼我国天然气价格进行改革。2015 年我国连续两次下调非居民用气价格， 将存量气与增量气价格并轨，最高门站价格管理改为基准门站价格管理，建立上海石 油天然气交易中心，宣布全面建立居民生活用气阶梯价格制度，明确提出全面理顺天 然气价格，逐步推进天然气市场化定价进程。2016 年国家再次出台多项政策法规，推 进天然气行业价格改革。表格 12：2016 年我国天然气相关政策3.3、LNG 运

21、输方式多元化，船运发展迅速，铁运值得期待公路运输 LNG 槽车技术成熟，准入机制促进 LNG 物流运力调整。LNG 槽车主要应用 于 1000km 以内的运输，影响槽车运输成本的主要因素是槽车的容积。我国公路运输 LNG 设计的制造技术都比较成熟，常用槽车规格为 30、40、45、52.6 立方米，2013 年中集 圣达因低温装备有限公司实现技术突破，设计出最大容积 56.23 立方米的槽车。截至2014 年底，LNG 运输车辆总量约为 5175 辆，同比增长 15%，出现运力过剩的局面。国 家出台交通运输部关于加强危险品运输安全监督管理的若干意见，严格了危险品运 输市场的准入门槛，间接提高行

22、业准入门槛，缓和运力过剩的局面。图表 34：LNG 槽车样图图表 35：LNG 铁路罐车样图铁路运输 LNG 尚属试验期，未来有望投入使用。2013 年中国铁路总公司开始研制适应我国标准轨距的 LNG 铁路罐车，并在青藏线格尔木-拉萨段开展了三次 LNG 铁路运 输实验，中集安瑞科为该次 LNG 铁路试运行试验提供了 LNG 罐式集装箱。2014 年，我 国在新疆建设了首条 LNG 铁路运输专用线，全长 1.8 千米，将有效解决新疆 LNG 向外 运输距离远的问题。2015 年 4 月我国首个 LNG 铁路罐车样车设计方案获批，首个 LNG 铁路罐车样车正在加工生产，未来有望投入使用。LNG

23、铁路运输费用预计在 0.37-0.42 元/吨公里，远低于公路运输费用，甚至低于管输费用。LNG 运输船发展迅速。LNG 运输船多用于海上贸易和内陆运输，是业内公认的技术 含量高、难度最大的设计制造技术。2008 年我国设计建造第一艘 LNG 运输船“大鹏昊”， 实现技术突破。2015 年建造首艘 3 万立方米 LNG 运输船和 7 千立方米船用 C 型运输罐， 进一步丰富我国近海及内河 LNG 的运输需要。3.4、LNG 接收站加速建设LNG 接收站加速建设，满足 SPA 照付不议义务量。SPA 具有长期性和照付不议性（指 在市场变化情况下，付费不得变更，用户用气未达到此量，仍须按此量付款；

24、供气方 供气未达到此量时，要对用户作相应补偿。如果用户在年度内提取的天然气量小于当 年合同量，可以三年内进行补提），在每年初确定该年义务量后，即使提取量不足，也 按义务量收费，因此我国 LNG 接受能力应满足每年的 SPA 照付不议义务量。到 2016 年6 月，我国已经有 14 座 LNG 接收站处于运行期，总接受能力达到 3850 万吨（约 523 亿立方米），预计到 2020 年，我国投运的 LNG 接收站达到 21 座，接收能力达到 6880 万吨（约 936 亿立方米），目前投运和规划在建的 LNG 站将较好地满足 SPA 照付不议义 务量。图表 36：我国 LNG 接收站分布图图表

25、 37：LNG 接受能力与 SPA 义务量匹配分析（Mt/a）表格 13：我国已投运的 LNG 接收站（截止到 2016 年 6 月）表格 14：我国在建的 LNG 接收站（截止到 2016 年 6 月）3.5、储气库成我国天然气发展最大瓶颈储气库是天然气调峰的主要方式。国内外主要的天然气调峰方式包括地下储气库调峰，LNG 接收站调峰和气田调峰等，目前国外主要通过地下储气库完成季节调峰，LNG接收站调峰只作为辅助方式用于日、时调峰，气田调峰较多用于西北欧地区，一些地 质条件不足，又依赖进口天然气的国家多在沿海地区建立 LNG 接收站。图表 38：国外调峰方式及比例我国储气库商业模式有限，主体分

26、离，缺乏独立盈利能力。储气库的前期建设投 资巨大，市场活跃度不高，缺乏相关指导和投资回收机制，因此商业模式极为有限， 目前已有的商业模式有上游企业建设经营，下游企业建设经营以及合作建设经营，但 以上游企业建设为主。建设、管理、使用主体相对分离，一定程度上不利于地下储气 库业务健康可持续发展。此外，在长期供气合同和固定价格制度下，现货交易市场不 发达，储气库多作为管道系统或者 LNG 接收站的一部分，并不独立经营储气业务，也 不能对外开放储气服务，不实行独立核算，缺乏独立盈利能力。表格 15：我国储气库建设、管理、使用主体分离优质库源缺乏，建库成本高。储气库作为调峰的主要方式，一般应分布在资源地

27、 或者消费市场，我国东部沿海区域地质构造破碎、陆相沉积环境复杂，优质建库目标 十分稀缺，建库成本和调峰成本远高于美国和欧洲国家。气藏建库以中低渗气藏为主， 部分气库埋深达到 4500 米（世界上 95%的气藏型地下储气库埋深低于 2500 米）；盐穴 建库以陆相盐湖沉积盐层为主，夹层多、品位低、部分埋深接近 2000 米（世界上 95% 的盐穴型地下储气库埋深低于 1500 米）。我国地质条件复杂，工程建设难度大，以钻 完井为代表的工程质量问题屡有发生，投资成本大幅升高。目前国内已建成的储气库90%为油气藏储气库，主要分布在北方油气聚餐区，而南方作为主要消费市场，建设储 气库以盐穴和油气藏为主

28、，含水层储气库尚无建设实例。表格 16：地下储气库适应性和经济性对比储气库总量不足，分布不合理。截止到 2015 年底，目前我国有 25 座地下储气库，2016 年调峰量 60 亿立方米，占天然气全年消费量 3%，远低于美国的 17.4%和俄罗斯的17.0%，也远低于世界平均水平的 10%。据中国石油规划总院预测，到 2020 年中国的天 然气调峰需求约占年消费量的 11%左右，而储气库作为最主要的调峰方式，储气调峰规 模至少应达到 10%以上，才能基本满足调峰及保供需求。从调峰需求来看，环渤海、中 西部、西北、东北地区调峰需求最高，长三角及中南地区调峰需求中等，西南及东南 地区调峰需求较小，我国未来储气库建设应逐渐摆脱那种单纯为某个干线配备储气库 的模式，应通过各干线之间的联络线进行调峰。图表 39：已投运的储气库分布和调峰需求表格 17：我国已建成储气库基本情况政策引导储气