天然氣行業(yè)研究：低碳轉(zhuǎn)型-多元競爭-龍頭分化

1、天然氣行業(yè)研究：低碳轉(zhuǎn)型_多元競爭_龍頭分化一、實(shí)現(xiàn)低碳轉(zhuǎn)型的現(xiàn)實(shí)選擇，預(yù)計(jì) 2040 年天然氣需求達(dá)峰2溫控目標(biāo)下世界能源需求仍將長期增長。中石油集團(tuán)經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院于 2020 年 12 月 發(fā)布2050 年世界與中國能源展望，文中提到受新冠疫情影響，2020 年世界一次能源需 求同比下降約 6%，降至 2015 年同等水平，但長期來看世界經(jīng)濟(jì)和人口增長仍將推動能源 需求持續(xù)增長。為實(shí)現(xiàn)巴黎氣候協(xié)定提出的 2溫控目標(biāo)，2035 年全球一次能源需求 165 億噸標(biāo)油，2021-2035 年 CAGR 為 1.3%；2050 年 182 億噸標(biāo)油，2036-2050 年 CAGR 為 0.5%。

2、2030/2050 年世界天然氣需求分別為 4.6/5.4 萬億立方米，在一次能源中 的占比分別為 26%和 27%；非化石能源分別為 28%和 47%。中國一次能源需求 2035 年達(dá)峰。2050 年世界與中國能源展望文中提到，碳中和目標(biāo) 下，中國一次能源需求將在 2030-2035 年間達(dá)峰，峰值約 39 億噸標(biāo)油（56 億噸標(biāo)煤）， 化石能源需求在 2025 年前后達(dá)峰，峰值約 30 億噸標(biāo)油（43 億噸標(biāo)煤），能源相關(guān)碳排放 將于 2025 年前后達(dá)峰。1990-2020 年中國一次能源消費(fèi)總體保持較快增長，受工業(yè)化推 動，2001-2005 年增速明顯加快、CAGR 達(dá)到 12.2%

3、，2011-2020 年能源消費(fèi)增速逐步回 落，2016-2020 年 CAGR 降至 2.8%。天然氣+非化石能源滿足 2025 年前新增需求，2025 年后替代高碳能源。2025 年前，中國 能源發(fā)展呈現(xiàn)煤炭減量、石油放緩、清潔能源（天然氣+非化石能源）快速增加的特征， 即“減煤、壓油、增氣+新能源”。清潔能源可滿足全部新增一次能源需求。2025 年后， 清潔能源將更快發(fā)展，除滿足新增用能需求外，對煤炭和石油在發(fā)電、工業(yè)燃燒、建筑和 交通用能等領(lǐng)域形成較大規(guī)模替代。天然氣是實(shí)現(xiàn)低碳轉(zhuǎn)型的現(xiàn)實(shí)選擇。根據(jù)聯(lián)合國氣候變化專門委員會（IPCC）統(tǒng)計(jì)，從 全球各種電源的平均碳排放強(qiáng)度對比來看，天然氣

4、和石油、標(biāo)準(zhǔn)煤二氧化碳排放比例為 1:1.79:2.13。因此，提高天然氣的使用率，是減輕環(huán)境污染的有效手段。加快發(fā)展天然氣， 提高天然氣在我國一次能源消費(fèi)結(jié)構(gòu)中的比重，可顯著減少二氧化碳等溫室氣體和細(xì)顆粒 物（PM2.5）等污染物排放，實(shí)現(xiàn)節(jié)能減排、改善環(huán)境。碳中和情景下，2040 年國內(nèi)天然氣需求達(dá)峰，2021-2025 年 CAGR 7%，2026-2030 年 CAGR 6%，2031-2040 年 CAGR 1%，2041-2050 年 CAGR-0.3%。分能源品種來看：1） 石油需求 2025 年達(dá)峰約 7.2 億噸，2050 年降至 3.1 億噸，CAGR=-3.4%；2）天然

5、氣需 求 2040 年進(jìn)入峰值平臺期，約 5500 億立方米，2021-2040 年 CAGR=2.8%、2041-2050 年 CAGR=-0.3%。天然氣與其他能源載體轉(zhuǎn)換靈活，是高比例可再生能源系統(tǒng)保持安全性 和穩(wěn)定性的重要支撐。天然氣消費(fèi)端按行業(yè)可為城鎮(zhèn)燃?xì)狻⒐I(yè)燃料、燃?xì)獍l(fā)電和化工用氣?！笆濉逼陂g， 我國逐步形成以科學(xué)的天然氣供給滿足合理需求的市場供需格局，城鎮(zhèn)燃?xì)夂腿細(xì)獍l(fā)電是 天然氣消費(fèi)增長的主力。2020 年我國城鎮(zhèn)燃?xì)?、工業(yè)燃料、燃?xì)獍l(fā)電和化工用氣在天然 氣消費(fèi)中的占比分別為 36.3%、35.4%、17.8%和 9.9%。“十四五”期間，預(yù)計(jì)城鎮(zhèn)燃?xì)?和工業(yè)燃料仍為天然氣

6、的主要消費(fèi)端，燃?xì)獍l(fā)電或成為最大增長動力。城鎮(zhèn)燃?xì)猓撼鞘芯用裼脷膺M(jìn)入內(nèi)生增長階段，燃?xì)庀锣l(xiāng)帶來增長新動能十三五回顧：城燃從搶占增量市場轉(zhuǎn)向挖掘存量市場。據(jù)國家統(tǒng)計(jì)局第七次人口普查報(bào)告 顯示，2020 年我國城鎮(zhèn)化率達(dá) 63.9%。從城鎮(zhèn)化的一般規(guī)律看，城鎮(zhèn)化率 30-70%區(qū)間是 一個(gè)國家城鎮(zhèn)化速度較快的時(shí)期，隨著城鎮(zhèn)化率突破 60%，未來十年新增城鎮(zhèn)人口的速度 逐步放緩，但城鎮(zhèn)化對高效清潔天然氣的需求將不斷增長。燃?xì)庀锣l(xiāng)推動廣大農(nóng)村居民的用能結(jié)構(gòu)升級。借鑒 2017-2020 年河北“煤改氣”的經(jīng)驗(yàn)與 得失，預(yù)計(jì)各地將因勢利導(dǎo)，采取適合當(dāng)?shù)貙?shí)際情況的推動方式，經(jīng)濟(jì)性是首要影響因素。 同時(shí)，一

7、些省份正通過管道氣、LNG“點(diǎn)供”和罐箱“一罐到底”等多種方式實(shí)現(xiàn)天然氣 逐步向鄉(xiāng)村拓展，有序?qū)嵤叭細(xì)庀锣l(xiāng)”政策，實(shí)現(xiàn)“氣代煤”和“氣代柴”。例如，作 為全國燃?xì)獍l(fā)展龍頭的四川省，通過管道氣實(shí)現(xiàn) 133 個(gè)縣城城區(qū)及近郊鄉(xiāng)鎮(zhèn)普及天然氣。 建設(shè)全國綠色能源示范省的云南省，主要通過 LNG“點(diǎn)供”提升鄉(xiāng)村天然氣普及率。而且， LNG、CNG 和 LPG 成為管道氣尚未覆蓋區(qū)域的重要資源來源。十四五展望：城鎮(zhèn)燃?xì)庑枨笥型^續(xù)增長，天然氣覆蓋率進(jìn)一步提高?！翱h縣通”和“鎮(zhèn)鎮(zhèn)通”仍是各省份十四五規(guī)劃中的重點(diǎn)任務(wù)， 如浙江省煤炭石油天然氣發(fā)展“十四五”規(guī)劃中提到，要在天然氣利用較為成熟的地區(qū)積 極推行“

8、鎮(zhèn)鎮(zhèn)通”，逐步實(shí)施“村村通”，在天然氣利用基礎(chǔ)相對薄弱地區(qū)加快建設(shè)城鎮(zhèn)配 氣管道，擴(kuò)大管道燃?xì)夤?yīng)范圍；國家管網(wǎng)集團(tuán)廣東省天然氣管網(wǎng)“縣縣通工程”于 2021 年 4 月 29 日開工，該項(xiàng)目管道全長 1050 公里，總投資 80 億元，預(yù)計(jì) 2022 年建成， 屆時(shí)管道天然氣將覆蓋廣東 22 個(gè)區(qū)縣，惠及 1384 萬人。工業(yè)燃料：大氣治理+環(huán)保要求驅(qū)動工業(yè)燃料“以氣代煤”十三五回顧：“氣代煤”推動天然氣在工業(yè)領(lǐng)域的消費(fèi)。近年 來在全社會不斷降低用能成本的背景下，工商業(yè)用電價(jià)格連續(xù)三年下降，促使電能替代規(guī) 模不斷擴(kuò)大，對工商業(yè)部門的天然氣消費(fèi)市場空間形成一定擠壓。能源雜志數(shù)據(jù)顯示， “十三五

9、”期間全國電能替代規(guī)模超過 8000 億千瓦時(shí)，占新增用電規(guī)模的 44%。受煤炭 清潔化利用和電能替代等沖擊，2020 年工業(yè)燃料在天然氣總消費(fèi)量中占比為 35%。十四五展望：“氣代煤”在工業(yè)領(lǐng)域進(jìn)一步推進(jìn)，天然氣在工業(yè)燃料中的應(yīng)用仍有廣闊發(fā) 展空間。目前，我國工業(yè)燃料領(lǐng)域的天然氣消費(fèi)占比約 10%-15%，遠(yuǎn)低于歐美國家 40%- 50%的水平，在大氣治理和環(huán)保要求的驅(qū)動下，“氣代煤”在工業(yè)領(lǐng)域?qū)⑦M(jìn)一步推進(jìn)，預(yù) 計(jì)“十四五”時(shí)期工業(yè)燃料新增天然氣需求約 360 億立方米，到“十四五”末，工業(yè)燃料 需求量為 1519 億立方米，占比 34%，較 2020 年降低 1pct。氣電：部分替代煤電以

10、減污降碳，輔助新能源發(fā)電的重要調(diào)峰手段十三五回顧：熱電聯(lián)產(chǎn)替代散煤接近尾聲，氣電裝機(jī)未達(dá)預(yù)期。全國范圍內(nèi) 20 t/h 以下特別是 10 t/h 及 以下的小容量燃煤鍋爐數(shù)量正逐年大幅下降，燃煤工業(yè)鍋爐正向著大容量、高能效、低排 放的方向發(fā)展。生態(tài)環(huán)境部數(shù)據(jù)顯示，全國燃煤鍋爐已從 13 年的 62 萬個(gè)降至 20 年的不 到 10 萬個(gè) 。北方大中型以上城市熱電聯(lián)產(chǎn)集中供熱率達(dá)到 60%以上，20 萬人口以上縣 城熱電聯(lián)產(chǎn)全覆蓋。中國的天然氣消費(fèi)占比低于全球平均水平的一個(gè)重要原因在于氣電的發(fā)展較慢?！笆濉?期末氣電裝機(jī)規(guī)模比“十二五”末增長 75%，但總裝機(jī)量仍未達(dá)到“十三五”規(guī)劃中設(shè)定

11、的 1.1 億千瓦的目標(biāo)。截至 2020 年 12 月底,中國天然氣發(fā)電裝機(jī)容量為 9802 萬千瓦,占全 國發(fā)電裝機(jī)總量的比例為 4.5%，占火電比例為 7.9%；發(fā)電量 2485 億千瓦時(shí)，占總發(fā)電 量 3.26%。而美國的氣電裝機(jī)占總裝機(jī)量的比例為 35%，歐盟在 25%左右。制約國內(nèi)氣電發(fā)展的主要因素：1）中國的氣電發(fā)電成本遠(yuǎn)高于歐洲和美國。目前,中國的 氣電發(fā)電成本為 0.6 元-0.7 元/kWh，是平價(jià)風(fēng)光電的兩倍（參考 2021 年指導(dǎo)價(jià)），而歐洲 大概為 0.4 元/kWh （剔除碳稅后相當(dāng)于 0.25 元）。美國的天然氣價(jià)格最低，而且沒有碳排 放成本，所以美國氣電成本只有歐

12、洲的三分之一，最高為 0.15 元/kWh（IEA 數(shù)據(jù)）；2） 產(chǎn)業(yè)鏈對外依存度較高。我國氣電的關(guān)鍵裝備主要依賴進(jìn)口，昂貴的價(jià)格限制了其增長。 2020 年我國天然氣供應(yīng) 3,317 億立方米，其中國內(nèi)供應(yīng) 1,916 億立方米，對外依存度超過 42%；3）氣源價(jià)格高。目前中國各地燃?xì)獍l(fā)電燃料氣價(jià)格約為 2.2-2.7 元/立方米，天然氣 成本占?xì)怆娍偝杀镜?80%，對氣電企業(yè)經(jīng)營造成壓力。十四五展望：氣電替代持續(xù)推進(jìn)，輔助調(diào)峰作用更加凸顯沿海發(fā)達(dá)地區(qū)仍處于氣電替代部分煤電的階段。天然氣作為可再生能源的快速發(fā)展中的重 要過渡能源，將進(jìn)一步發(fā)揮重要作用。參考能源轉(zhuǎn)型最積極的歐洲，短期內(nèi)的政策是

13、以氣 電替代一部分煤電，但長遠(yuǎn)來看，可再生能源發(fā)電將更多地替代氣電。全國碳市場已經(jīng)啟 動，碳排放成本越來越高，氣電比煤電的經(jīng)濟(jì)劣勢將在碳成本上得到一定的彌補(bǔ)。廣東是 中國天然氣發(fā)電裝機(jī)規(guī)模最大的省份，截至 2020 年 12 月底，廣東省氣電統(tǒng)調(diào)裝機(jī)容量為 2680 萬千瓦，在廣東省電源裝機(jī)容量中占比約為 22%；廣東規(guī)劃到 2025 年，廣東的氣電 裝機(jī)將達(dá)到約 4200 萬千瓦。在廣東，氣電廠除了發(fā)電收入，還可獲得輔助服務(wù)收益，包 括參與調(diào)頻輔助服務(wù)的收益和作為備用機(jī)組的備用補(bǔ)償收益。天然氣發(fā)電是綜合最優(yōu)的調(diào)峰電源。隨著風(fēng)電、光伏等可再生能源并網(wǎng)的比例和數(shù)量越來 越高，其波動性和間歇性帶來

14、的大量調(diào)峰需求對電力系統(tǒng)造成大量挑戰(zhàn)。目前我國氣電因 相關(guān)政策不完備而導(dǎo)致低碳環(huán)保治理的外部成本無法實(shí)現(xiàn)內(nèi)部化，造成燃?xì)獍l(fā)電在成本方 面的競爭劣勢，面臨煤電靈活性改造、儲能等多種調(diào)節(jié)性電源的強(qiáng)有力競爭。天然氣發(fā)電具有運(yùn)行靈活、啟停時(shí)間短、爬坡速率快、 調(diào)節(jié)性能出色等優(yōu)勢，相對于燃煤發(fā)電、抽水蓄能、電池儲能等調(diào)峰電源，是響應(yīng)特性、 發(fā)電成本、供電持續(xù)性綜合最優(yōu)的調(diào)峰電源。綜合能源服務(wù)：低碳循環(huán)節(jié)能產(chǎn)業(yè)將成為新一輪經(jīng)濟(jì)增長引擎十三五回顧：節(jié)能服務(wù)市場投資需求旺盛，能源系統(tǒng)轉(zhuǎn)型與能源服務(wù)升級相伴而生、互促 發(fā)展。綜合能源服務(wù)是面向能源系統(tǒng)終端，以用戶需求為導(dǎo)向，通過能源品種組合或系統(tǒng) 集成、能源技術(shù)

15、或商業(yè)模式創(chuàng)新等方式，使用戶收益或滿足感得到提升的行為。節(jié)能服務(wù) 產(chǎn)業(yè)是較為成熟的綜合能源服務(wù)細(xì)分市場，據(jù)中國石油新聞中心統(tǒng)計(jì)，“十三五”時(shí)期節(jié) 能服務(wù)產(chǎn)業(yè)實(shí)現(xiàn)了年均兩位數(shù)的快速增長，2020 年產(chǎn)值估計(jì)逼近 6000 億元，幾乎在 2015 年的基礎(chǔ)上翻了一番。短期內(nèi)，碳排放約束會加大經(jīng)濟(jì)運(yùn)行成本；長期看，低碳循環(huán)節(jié)能產(chǎn)業(yè)將成為新一輪經(jīng)濟(jì) 增長的重要動能，促進(jìn)經(jīng)濟(jì)更快發(fā)展。碳中和情景下高端制造業(yè)、綜合能源服務(wù)業(yè)在經(jīng)濟(jì) 中的比重將快速增長，第二產(chǎn)業(yè)占比有所下降。十四五展望：綜合供能服務(wù)市場投資需求將呈高增長態(tài)勢，天然氣在綜合能源系統(tǒng)中有重 要作用。“十四五”時(shí)期，終端能源用戶需求將更為綜合化，

16、貼近終端能源用戶的綜合供 能服務(wù)將占有相當(dāng)大的市場份額。天然氣分布式能源的綜合能源利用效率在 70%以上，是 天然氣高效利用的重要方式，其中微型燃?xì)廨啓C(jī)技術(shù)是提升用戶能源系統(tǒng)可靠性，支撐天 然氣在綜合能源系統(tǒng)中高效利用的核心技術(shù)。二、供給側(cè)：上游氣源逐漸多元化，中游輸配運(yùn)轉(zhuǎn)日漸成熟國家管網(wǎng)：度過磨合期，持續(xù)擴(kuò)大油氣管網(wǎng)基礎(chǔ)設(shè)施投資國家管網(wǎng)公司成立促使天然氣市場體系重構(gòu)。2020 年 5 月 18 日，中共中央、國務(wù)院印發(fā) 關(guān)于新時(shí)代加快完善社會主義市場經(jīng)濟(jì)體制的意見，提出要穩(wěn)步推進(jìn)自然壟斷行業(yè)改 革，加快實(shí)現(xiàn)競爭性環(huán)節(jié)市場化。在油氣領(lǐng)域，提出要推進(jìn)油氣管網(wǎng)對市場主體公平開放， 適時(shí)放開天然氣氣

17、源和銷售價(jià)格，健全競爭性油氣流通市場。1 ） 國 家 管 網(wǎng) 公 司 成 立 之 前 ， 我 國 天 然 氣 管 輸 行 業(yè) 的 主 要 參 與 企 業(yè) 包 括 中 石 油 （601857CH）、中石化（600028CH）、中海油（883HK）等公司。在長輸管線領(lǐng)域，中 石油占據(jù)絕對的市場份額，中石化、中海油等公司則擁有不同地區(qū)區(qū)域性的長輸管線。截 至 2017 年底，中石油天然氣管道長度為 51,315 公里，中石化天然氣管道長度超過 4,546 公里，中海油擁有陸上天然氣管道長度 4,685 公里。2）國家管網(wǎng)公司（未上市）成立后，天然氣市場的基礎(chǔ)設(shè)施變得更為公平開放，天然氣 管網(wǎng)、LNG

18、 接收站等基礎(chǔ)設(shè)施在國家監(jiān)管下有序公平開放，各類油氣管網(wǎng)設(shè)施將實(shí)現(xiàn)互聯(lián) 互通，現(xiàn)有的資源和管道的壟斷將被打破，天然氣企業(yè)資源選擇渠道將更加多元，天然氣 市場的行業(yè)格局有望實(shí)現(xiàn)重塑。根據(jù)國家管網(wǎng)集團(tuán)的統(tǒng)計(jì)，截至 2020 年底，全國天然氣 管道總里程 7.91 萬公里，已初步形成“四大（進(jìn)口）通道”和“三縱三橫”的管網(wǎng)系統(tǒng)； 由國家管網(wǎng)集團(tuán)運(yùn)營的天然氣管道為 4.92 萬公里，占比 62%。天然氣管道建設(shè)趨勢向好。中長期油氣管網(wǎng)規(guī)劃要求，2020 年中國天然氣長輸管道達(dá) 到 10.4 萬千米，在“十三五”期間新建成 4 萬千米。截至 2020 年底，中國累計(jì)建成天然 氣管道 11.2 萬千米，其

19、中長輸管道約為 8.6 萬千米，雖然未能完成 10.4 萬千米的目標(biāo)， 但 2020 年中國新建成天然氣管道約為 4984 千米，比 2019 年增加 2765 千米，建設(shè)速度 呈大幅增長態(tài)勢。2020 年續(xù)建或開工、2021 年及以后建成的天然氣管道約為 3050 千米， 未來建設(shè)趨勢依舊向好。按照未來 10-15 年之內(nèi)天然氣消費(fèi)量在目前 3000 億立方米基礎(chǔ) 上翻一倍、單位管道運(yùn)輸氣量保持不變測算，未來需要新增管道相關(guān)投資接近萬億元規(guī)模。管道、罐箱等新型運(yùn)輸方式加強(qiáng)協(xié)同，互聯(lián)互通提高輸氣效率。我國實(shí)施基礎(chǔ)設(shè)施互聯(lián)互 通工程，主干管網(wǎng)、區(qū)域性支線管網(wǎng)和配氣管網(wǎng)建設(shè)速度加快，LNG 接收站

20、布局和配套外 輸管道逐步完善。管網(wǎng)基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)聯(lián)通提高調(diào)氣能力，初步實(shí)現(xiàn)全國范圍內(nèi)的氣源互補(bǔ)， 應(yīng)急調(diào)峰能力得到提升。同時(shí)，新型運(yùn)輸方式正逐步改變傳統(tǒng)的儲運(yùn)模式，LNG 罐箱適用 范圍廣、調(diào)配適應(yīng)能力強(qiáng)，可擴(kuò)展到公路、水路等多個(gè)運(yùn)輸領(lǐng)域，實(shí)現(xiàn)接收站與用戶間經(jīng) 濟(jì)、靈活、穩(wěn)定的“一罐到底”供應(yīng)。在管網(wǎng)未鋪設(shè)到的區(qū)域，投資規(guī)模小、具有較好靈 活性的“點(diǎn)供”模式較快發(fā)展，起到市場補(bǔ)充作用?！拔鳉鈻|輸、北氣南下、海氣登陸、就近供應(yīng)”的全國管道物理聯(lián)通“一張網(wǎng)”初步建成。 中俄東線天然氣管道（北段）、鄂安滄管道一期投產(chǎn)，西氣東輸三線東段、陜京四線、蒙 西煤制氣管道等主干管道陸續(xù)建成。膠州灣海底管線、南涪

21、管道、潛江韶關(guān)管道、西氣 東輸三線長沙支線、粵西支線、閩粵支線、深圳 LNG 外輸管道、廣西 LNG 接收站與中緬 管道聯(lián)通等區(qū)域支線管道建設(shè)運(yùn)行，既有效支撐了京津冀、長三角、珠三角三大區(qū)域等主 要消費(fèi)市場的用氣需求，又將進(jìn)口 LNG 匯入主干線保障用氣需要。省管網(wǎng)融入“全國一張網(wǎng)”是大勢所趨。2020 年 9 月，國家管網(wǎng)集團(tuán)與廣東省人民政府 簽署戰(zhàn)略合作協(xié)議，廣東省天然氣管網(wǎng)公司成為首個(gè)以市場化方式融入國家管網(wǎng)集團(tuán)的省 級天然氣管網(wǎng)，表明國家油氣管網(wǎng)運(yùn)營機(jī)制改革得以深入實(shí)施，“全國一張網(wǎng)”建設(shè)和運(yùn) 營進(jìn)入新階段。廣東省是全國經(jīng)濟(jì)第一大省，其省網(wǎng)率先融入國家管網(wǎng)是全國省網(wǎng)發(fā)展的 “風(fēng)向標(biāo)”，

22、對其他省份來說無疑具有重要的示范帶動效應(yīng)。隨后，經(jīng)濟(jì)較為發(fā)達(dá)的湖南 省簽署協(xié)議將其管網(wǎng)融入國家管網(wǎng)。從天然氣市場長期發(fā)展來看，省網(wǎng)融入國網(wǎng)能夠避免 各省天然氣管道重復(fù)建設(shè)，減少省際、省內(nèi)天然氣資源調(diào)配的無序競爭問題，同時(shí)有利于 天然氣管道快速建設(shè)，減少輸氣層級，提高輸配效率，降低終端用戶用氣成本，對提高天 然氣利用規(guī)模具有重要意義。在天然氣“全國一張網(wǎng)”建設(shè)持續(xù)推進(jìn)下，預(yù)計(jì)陸續(xù)將有更 多省管網(wǎng)持續(xù)融入國家管網(wǎng)。國產(chǎn)氣：以中石油為主體的上游開發(fā)商主導(dǎo)，產(chǎn)量占比繼續(xù)下降非常規(guī)天然氣成為增儲主力。“十三五”期間，勘探圍繞重點(diǎn)盆地、領(lǐng)域、區(qū)塊，加大風(fēng) 險(xiǎn)勘探力度，區(qū)塊發(fā)現(xiàn)數(shù)量和新增儲量均出現(xiàn)增長，非常

23、規(guī)天然氣成為增儲主力。天然氣 新增探明地質(zhì)儲量多年連續(xù)增長，“十三五”期間年均增長率達(dá) 23.4%，“十三五”末期接 近“十三五”初期的 2 倍。其中，“十三五”期間新增常規(guī)天然氣探明地質(zhì)儲量 3.5 萬億 立方米，累計(jì)探明常規(guī)天然氣地質(zhì)儲量 16.5 萬億立方米；新增頁巖氣、煤層氣（非常規(guī)天 然氣）探明地質(zhì)儲量分別為 1.5 萬億立方米、500 億立方米。我國天然氣資源豐富，未來 發(fā)展?jié)摿^大。非常規(guī)天然氣產(chǎn)量接續(xù)能力增長較快?！笆濉逼陂g，天然氣產(chǎn)量年均增長率為 7.0%， 2017-2020 年連續(xù)四年增產(chǎn)均超 100 億立方米，2020 年全國天然氣（含非常規(guī)天然氣） 產(chǎn)量為 188

24、9 億立方米，比 2015 年產(chǎn)量提高 48.5%。非常規(guī)天然氣產(chǎn)量接續(xù)能力增長較 快，產(chǎn)量占全國天然氣總產(chǎn)量的比例從 2015 年的 6.7%提高到 2020 年的 14%。建成川南、 涪陵兩大頁巖氣主產(chǎn)區(qū)，年生產(chǎn)能力均超過 100 億立方米。頁巖氣生產(chǎn)效率不斷提高，6 口井平臺建設(shè)周期降至 1 年左右，單日壓裂段數(shù)由 2 段增至 8 段，2019 年頁巖氣產(chǎn)量超 過 2015 年的 3 倍。煤層氣年產(chǎn)量保持穩(wěn)定增長，“十三五”時(shí)期總產(chǎn)量超過 250 億立方米， 已建成山西沁水和鄂爾多斯兩大主產(chǎn)區(qū)。加快國內(nèi)天然氣勘探開發(fā)這一政策主線將不會改變。2020 年我國本土產(chǎn)氣量/進(jìn)口 LNG/進(jìn) 口

25、管道氣占總供給氣量的 57%/28%/15%，天然氣對外依存度約為 43%。為保證天然氣供 應(yīng)安全穩(wěn)定，國內(nèi)天然氣勘探進(jìn)程將持續(xù)推進(jìn)。我國全面放開上游勘查開發(fā)市場，開展多 輪油氣探礦權(quán)競爭出讓，取消石油、天然氣、煤層氣勘探開發(fā)對外商投資僅限于合資合作 的限制，油氣上游打破壟斷，向外資和民營企業(yè)敞開大門，行業(yè)發(fā)展進(jìn)入新階段。中石油、 中石化和中海油都在實(shí)施“穩(wěn)油增氣”的戰(zhàn)略。2021 年 1 月 12 日中國石油勘探開發(fā)研究 院組織召開的“十四五”發(fā)展院士專家咨詢研討會上，中國科學(xué)院院士戴金星指出,中國天 然氣資源豐富而探明率低,具有更快發(fā)展天然氣的資源優(yōu)勢，預(yù)計(jì)中國天然氣產(chǎn)量到 2025 年將

26、達(dá)到 2,500 億立方米。進(jìn)口管道氣：以中亞線為主，進(jìn)口多元化，俄氣為最大增量天然氣進(jìn)口數(shù)量穩(wěn)步增長，進(jìn)口源呈多元化?！笆濉逼陂g，我國累計(jì)進(jìn)口天然氣超 5600 億立方米。我國天然氣進(jìn)口管網(wǎng)有中亞線、中緬線、中俄線，管道氣進(jìn)口國達(dá) 5 個(gè)， “十三五”期間，中俄東線天然氣管道北段于 2019 年底正式投產(chǎn)通氣，2020 年對華輸氣 41 億立方米；中段于 2020 年底正式投產(chǎn)，輸氣能力 99 億立方米/年。中俄東線天然氣管 道南段于 2021 年全面開工，預(yù)計(jì) 2025 年建成投產(chǎn)，屆時(shí)，俄氣將直通上海，實(shí)現(xiàn)“北氣 南下”，投產(chǎn)后總輸氣量將超過 380 億立方米/年，比現(xiàn)有輸送能力提升

27、近三倍。管道氣進(jìn)口量短期縮減，不改產(chǎn)能逐年攀升趨勢。2020 年我國管道氣進(jìn)口量為 3453 萬噸， 同比下降 4.9%，主要由于二、三季度國內(nèi)消化能力偏弱，并且 LNG 銷售價(jià)格低廉，對管 道氣市場沖擊明顯；其次，11 月份我國未從俄羅斯進(jìn)口管道氣，是我國管道氣進(jìn)口量下降 的一個(gè)重要原因。據(jù)估計(jì)，得益于中俄東線天然氣管道中段的投產(chǎn)，2021 年管道氣進(jìn)口 量增幅將達(dá) 7%左右。我們預(yù)測進(jìn)口管道氣 2021 年產(chǎn)能約為 770 億方，至 2023 年產(chǎn)能將 達(dá)到 1050 億方，產(chǎn)能利用率將達(dá)到 68%。產(chǎn)能增長主要系由于中俄東線預(yù)計(jì)在 2023 年 全部投產(chǎn)。俄氣將成最大增量。中俄東線工程是

28、構(gòu)建我國四大能源運(yùn)輸通道的重大工程。該工程北起 黑龍江省黑河市，途經(jīng) 9 個(gè)省、自治區(qū)、直轄市，南至上海，管道全長 5111 公里，其中 新建管道 3371 公里，利用在役管道 1740 公里，是繼中亞管道、中緬管道后，向中國供氣 的第三條跨國境天然氣長輸管道。全線分北段(黑龍江黑河吉林長嶺)、中段(吉林長嶺 河北永清)、南段(河北永清上海)三段核準(zhǔn)和建設(shè)。全線投產(chǎn)通氣后，最大輸氣能力可達(dá) 每年 380 億方，惠及沿線 4 億人口。進(jìn)口 LNG 長協(xié)：定價(jià)與原油掛鉤，來源相對集中國際原油價(jià)格下跌使 LNG 長協(xié)更具競爭力。我國 LNG 進(jìn)口以長協(xié)合同為主，占比超過 60%，其定價(jià)與國際原油（亞

29、太地區(qū)主要為日本 JCC 原油）價(jià)格直接掛鉤（一般會滯后三 個(gè)月左右）。2020 年我國 LNG 量為 6,983 萬噸，與 2019 年相比增長 9.59%。目前，在 LNG 現(xiàn)貨市場價(jià)格走高而國際原油價(jià)格走低的情況下，與國際油價(jià)掛鉤的 LNG 長協(xié)定價(jià) 重回市場視野，更多買家開始重新選擇“長協(xié)”。事實(shí)上，即便是在過去兩年價(jià)格處于歷 史低位的情況下，LNG 現(xiàn)貨市場上的購買量也僅占亞洲投資組合買家購買量的 10%，“長 協(xié)”仍然是最穩(wěn)妥、最保守的選擇。中國的 LNG 中長協(xié)進(jìn)口來源相對集中。2020 年我國前四大 LNG 進(jìn)口來源國為澳大利亞、 卡塔爾、馬來西亞和印度尼西亞，占比分別為 43

30、%、12%、9%、8%，俄羅斯和美國的進(jìn) 口占比有所上升，分別達(dá) 6%和 5%。而 LNG 中長協(xié)的進(jìn)口來源更為集中，前兩位的澳大 利亞和卡塔爾合計(jì)占比接近 70%。2014 年后，巴布亞新幾內(nèi)亞、美國與俄羅斯的 LNG 長 協(xié)合同不斷落地，預(yù)計(jì)三個(gè)國家未來幾年的 LNG 長協(xié)氣量不斷增加。進(jìn)口 LNG 現(xiàn)貨：2021-2022 年供應(yīng)過剩，2023-2025 年緊平衡東南沿海 LNG 接收站形成海上進(jìn)口通道。截至 2020 年，全國已投運(yùn) LNG 接收站總數(shù)達(dá) 22 座（含 LNG 中轉(zhuǎn)儲備站），進(jìn)口 LNG 總接轉(zhuǎn)能力為 9315 萬噸/年，其中“十三五”期 間投產(chǎn) 13 座，實(shí)現(xiàn)接收能力

31、翻番。LNG 接收站大部分由中石油、中海油和中石化運(yùn)營， 民營和港資企業(yè)投資 LNG 接收站熱情不減，控股 LNG 接收站的占比增加。我國已投運(yùn) LNG 接收站基本分布于東南沿海地區(qū)，其中廣東 省 6 座，系全國 LNG 接收站最多的省份。十四五期間，我國計(jì)劃/在建 LNG 接收站全部投 產(chǎn)后，預(yù)計(jì)新增 LNG 接收站產(chǎn)能約 1 億噸/年。2020 年我國 LNG 進(jìn)口量為 926 億立方米，產(chǎn)能利用率為 81%?？紤]到未來仍有大量 LNG 接收站建成投產(chǎn)，我們認(rèn)為接收站的產(chǎn)能 利用率將經(jīng)歷“先降后升”的階段。儲氣庫等設(shè)施建設(shè)繼續(xù)推進(jìn)，應(yīng)急調(diào)峰保障體系得到增強(qiáng)?！笆濉逼陂g，新建地下儲 氣庫

32、 8 座，2020 年，中國建成地下儲氣庫（群）14 座，設(shè)計(jì)總庫容 535 億立方米，設(shè)計(jì) 總工作氣量 240 億立方米，建成工作氣量 145 億立方米，調(diào)峰能力占年用氣量的 3.3%， 比“十二五”末期提高 0.5 個(gè)百分點(diǎn)。中國石油探索儲氣設(shè)施建設(shè)工程投資入股、工作氣 量分成的新型商業(yè)模式，進(jìn)行國內(nèi)首次川南縫洞型氣藏改建為儲氣庫群（包括牟家坪、老 翁場儲氣庫）的前期工作；民營、港資等企業(yè)相繼投資建設(shè)大型地下儲氣庫。儲氣庫調(diào)峰 氣、罐箱 LNG、LNG 窗口期等交易新產(chǎn)品相繼推出，“液來氣走”等交割方式增多，競價(jià)、 競拍等競爭性市場化交易量逐年增加。全球供需短期內(nèi)收緊，亞洲 LNG 現(xiàn)貨價(jià)

33、格達(dá)歷史高點(diǎn)。2020 年上半年，在宏觀經(jīng)濟(jì)增速 放緩、供需基本面持續(xù)寬松、新冠病毒疫情蔓延等多空因素的影響下，全球天然氣市場呈 現(xiàn)持續(xù)低迷狀態(tài)。下半年，得益于經(jīng)濟(jì)活動的恢復(fù)以及采暖需求上升，市場逐漸復(fù)蘇。年 底寒冷天氣促使各地天然氣價(jià)格強(qiáng)勢反彈，今年年初東亞 LNG 現(xiàn)貨價(jià)格超過 30 美元/百萬 英熱達(dá)歷史最高點(diǎn)，目前 LNG 現(xiàn)貨價(jià)格已回落至 10 美元/百萬英熱左右?！笆奈濉比蛱烊粴鈨r(jià)格走勢呈現(xiàn)顯著的區(qū)域分化。中國石油新聞中心 2020 年 10 月 20 日全球天然氣市場將走出低谷對天然氣的市場分析中指出，2021-2022 年供應(yīng)過剩： 疫情對需求的沖擊較大，預(yù)計(jì)市場供需仍將是

34、供大于求。2023-2025 年緊平衡：由于市場 在 2016-2018 年缺乏 LNG 項(xiàng)目最終投資決定（FID），造成供應(yīng)增速放緩，預(yù)計(jì)市場供應(yīng) 收緊，20232025 年左右將出現(xiàn)短暫的供不應(yīng)求。反映到價(jià)格層面：1）北美天然氣需求 和生產(chǎn)將逐漸恢復(fù)，整體供應(yīng)仍然寬松，價(jià)格小幅回升。中國石化預(yù)計(jì) 2021-2025 年， 美國亨利中心（HH）年均價(jià)為 2.7-3.4 美元/百萬英熱單位，較 2016-2020 年均價(jià)上漲 20%。2）歐洲由于區(qū)域內(nèi)氣田產(chǎn)量下降，需求進(jìn)口 LNG 彌補(bǔ)天然氣供應(yīng)，但俄羅斯中亞 地區(qū)的管道氣充裕、替代能源發(fā)展快速等因素將限制價(jià)格上漲空間，荷蘭 TTF 年均價(jià)

35、3.5- 5.3 美元/百萬英熱單位，較 2016-2020 年均價(jià)下跌 7%。3）亞洲市場方面，需求仍將強(qiáng)勁， 非冬季需求低迷為亞洲 LNG 現(xiàn)貨帶來壓力，冬季需求促進(jìn)價(jià)格上升，季節(jié)性峰谷差仍將 持續(xù)，年均價(jià) 57.5 美元/百萬英熱單位，均價(jià)較 2016-2020 年下跌 2%。三、定價(jià)機(jī)制：嚴(yán)格的價(jià)格監(jiān)管+小部分價(jià)格協(xié)商在天然氣發(fā)展初期，為了提高天然氣的競爭力，培育天然氣市場，國家發(fā)改委實(shí)行了嚴(yán)格 的價(jià)格管制，并采用了以成本加成為主的定價(jià)機(jī)制。國內(nèi)天然氣價(jià)格實(shí)行兩級管理的定價(jià) 機(jī)制。出廠基準(zhǔn)價(jià)和管道運(yùn)輸價(jià)由國家發(fā)改委制定；終端銷售價(jià)格由省級物價(jià)部門制定。 定價(jià)原則主要采用成本加成為主并適

36、當(dāng)考慮市場需求。其中為了合理引導(dǎo)下游消費(fèi)，還將 天然氣價(jià)格分為化肥、直供用戶、城市工業(yè)用戶和城市非工業(yè)用戶四類，并區(qū)別定價(jià)。我國天然氣上游定價(jià)主要是井口價(jià)格。目前我國對天然氣工業(yè)實(shí)行嚴(yán)格的價(jià)格監(jiān)管，天然 氣出廠價(jià)和管輸價(jià)格實(shí)行政府定價(jià)或政府指導(dǎo)價(jià)。以生產(chǎn)成本為基礎(chǔ)定價(jià)。天然氣出廠價(jià) 按計(jì)劃量，實(shí)行計(jì)劃內(nèi)和自銷氣兩種。其中計(jì)劃內(nèi)的氣量實(shí)行政府定價(jià)，由國務(wù)院價(jià)格主 管部門制定，按用途可分為化肥用氣、居民用氣、商業(yè)用氣和其他用氣價(jià)格；計(jì)劃外的氣 量（即企業(yè)自銷氣量）實(shí)行政府指導(dǎo)價(jià)，由國務(wù)院價(jià)格主管部門制定基準(zhǔn)價(jià)格和浮動幅度， 具體價(jià)格由供需雙方在浮動幅度范圍內(nèi)協(xié)商確定。 我國天然氣中游定價(jià)主要是管道

37、運(yùn)輸價(jià)格。我國天然氣管道運(yùn)輸價(jià)格一直實(shí)行政府定價(jià)。 目前我國原油及天然氣管道運(yùn)輸價(jià)格分為兩部分：1）“老線老價(jià)”，是指由國家撥款建設(shè) 的或用貸款建設(shè)但已還清建設(shè)投資借款本息的國家管道，運(yùn)輸價(jià)格執(zhí)行國家統(tǒng)一運(yùn)價(jià)。2） “新線新價(jià)”，是指國內(nèi)外貸款建設(shè)的新輸油、氣管線，采用新線新價(jià)、一線一價(jià)的管理 辦法，報(bào)國家價(jià)格主管部門批準(zhǔn)后單獨(dú)執(zhí)行。目前，我國對新建管道，灌輸價(jià)格主要按照 補(bǔ)償成本、合理盈利和有利于市場進(jìn)行銷售，同時(shí)兼顧用戶的承受能力的原則。核定項(xiàng)目 建設(shè)單位是根據(jù)國家計(jì)委、建設(shè)部發(fā)布的建設(shè)項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)評價(jià)方法與參數(shù)來測算管輸價(jià) 格水平。管輸價(jià)格就是在滿足行業(yè)財(cái)務(wù)基準(zhǔn)收益率的前提下反算出來的，這一

38、價(jià)格水平反 映了項(xiàng)目在整個(gè)評價(jià)期所要求的最低的、平均的價(jià)格水平。我國天然氣下游定價(jià)主要是用戶價(jià)格。天然氣屬自然壟斷行業(yè)，按照價(jià)格法規(guī)定，其 價(jià)格實(shí)行政府定價(jià)和政府指導(dǎo)價(jià)管理。天然氣出廠價(jià)和城市門站氣價(jià)由國家發(fā)展改革委制 定，居民戶到戶價(jià)格由省級價(jià)格部門制定，管網(wǎng)設(shè)施建設(shè)費(fèi)（初裝費(fèi)、入戶費(fèi)）和天然氣 售后服務(wù)價(jià)格由當(dāng)?shù)貎r(jià)格部門制定并報(bào)上級主管部門審批。四、競爭格局：X+1+X 體系提升兩端多元化競爭程度多元主體競爭程度提高，“十三五”期間，民營、港資和外資企業(yè)不斷拓展城鎮(zhèn)燃?xì)馐袌?空間，目前占全國城鎮(zhèn)燃?xì)馐袌龇蓊~超過 50%；主要石油企業(yè)加速布局下游市場，中國石 化 2017 年成立長城燃?xì)夤?/p>

39、（未上市），中國石油昆侖能源公司（135HK）燃?xì)馐袌稣急?從 2015 年的 4%提升到 2020 年的 9%左右。傳統(tǒng)的市場格局尚未打破?！笆迤陂g”，上中下游行政壟斷現(xiàn)象依然存在，天然氣資源 供應(yīng)仍以石油企業(yè)為主，占全國總量 90%以上，民營和港資等企業(yè)天然氣供應(yīng)量隨逐步增 加，但占比仍然較低。雖然上游在全面推進(jìn)礦業(yè)權(quán)市場化競爭出讓，但上游油氣資源探礦 權(quán)和采礦權(quán)仍將集中于主要中石油、中石化和中海油等石油企業(yè)，其他相關(guān)公司包括國新 能源（600617CH）、藍(lán)焰控股（000968CH）和中天能源（600856CH）等。目前中石油 為國內(nèi)最大的天然氣供應(yīng)商，產(chǎn)量占比超過 60%。上游的礦

40、業(yè)權(quán)流轉(zhuǎn)市場有待建立，生產(chǎn) 技術(shù)服務(wù)市場尚需完善。“X+1+X”的油氣市場體系架構(gòu)初步形成。隨著主要油氣管道實(shí)現(xiàn)國家管網(wǎng)集團(tuán)接管統(tǒng)一 并網(wǎng)運(yùn)行，油氣行業(yè)中游管輸環(huán)節(jié)與上游勘探開發(fā)和下游市場銷售分開運(yùn)營， “管住中間、 放開兩頭”的改革舉措將繼續(xù)推進(jìn)。但是，目前全國約有 20 多個(gè)省份組建了 30 多家省級 管網(wǎng)公司，其中僅有廣東、湖南等省份的管網(wǎng)確認(rèn)融入國家管網(wǎng)，全國仍存在“X+1+N+X” 的運(yùn)行模式，大多數(shù)省份終端市場仍存在管道重復(fù)建設(shè)、收費(fèi)高、用氣成本高等問題，與 真正實(shí)現(xiàn)“X+1+X”的改革目標(biāo)仍有一定距離。上游：國產(chǎn)氣供給高度集中，LNG 供給多元化“三桶油”壟斷國產(chǎn)天然氣供給。中石

41、油、中石化、中海油基本把控國內(nèi)天然氣供給，近 五年來，三者天然氣產(chǎn)量之和占國產(chǎn)天然氣比例保持在 80%以上。其中，中石油占據(jù)超半 壁國產(chǎn)天然氣量，2020 年中石油天然氣產(chǎn)量達(dá) 1130.9 億立方米，占國內(nèi)天然氣產(chǎn)量的 59.9%。管道氣進(jìn)口由中石油主導(dǎo)，LNG 進(jìn)口渠道多元，自有 LNG 接收站城燃企業(yè)優(yōu)勢凸顯。進(jìn) 口管道氣幾乎完全由中石油主導(dǎo)，2018 年中石油中亞、中緬管道進(jìn)口天然氣 503.2 億立方 米，占進(jìn)口管道氣比例為 98%。LNG 進(jìn)口格局較為分散，2018 年國內(nèi)進(jìn)口 LNG 為 742.2 億立方米，除中石油外的其他接收站進(jìn)口 LNG 638.4 億立方米，占比達(dá) 85

42、.8%。擁有自有 LNG 接收站的城燃企業(yè)更具優(yōu)勢，例如新奧股份（600803CH）背靠新奧集團(tuán)（未上市） 旗下舟山 LNG 碼頭，LNG 進(jìn)口更具穩(wěn)定性，即便在冬季氣源緊張時(shí)期，也能夠憑借自身 碼頭穩(wěn)定獲氣或通過交換窗口期的方式，為客戶長期穩(wěn)定供氣，因而議價(jià)權(quán)更勝一籌。中游：國家管網(wǎng)整合輸氣管道資源，上下游公司實(shí)現(xiàn)公平接入國家管網(wǎng)整合主要輸氣管道，打破“三桶油”壟斷運(yùn)輸格局。2020 年 9 月 30 日，中石油、 中石化與國家電網(wǎng)完成資產(chǎn)交割，國家電網(wǎng)接管中石油和中石化所持有的主要油氣管道等 相關(guān)資產(chǎn)，我國天然氣主干管網(wǎng)（西氣東送、川氣東送等）正式由國家管網(wǎng) 管理 。 管道運(yùn)輸格局由“三桶

43、油”壟斷轉(zhuǎn)變?yōu)椤叭珖粡埦W(wǎng)”，上下游公司公平接入官網(wǎng)，實(shí)現(xiàn) 互聯(lián)互通，天然氣行業(yè)市場化進(jìn)程有望加速。管網(wǎng)改革長期利好大型城市燃?xì)馄髽I(yè)毛差與盈利能力：1）大型城燃擁有較大售氣量，能 在海外鎖定低價(jià) LNG 氣源，控制氣源成本；2）管網(wǎng)改革有助于大型城燃提升對國產(chǎn)氣的 議價(jià)能力；3）大型城燃可以提前鎖定冬季用氣高峰的氣源，提升在旺季的保供能力；4） 氣量放開及成本可控情況下，城燃可利用下游優(yōu)勢切入上游發(fā)展售氣業(yè)務(wù)、及發(fā)展基于燃 氣的綜合能源業(yè)務(wù)，多元化利潤來源。下游：龍頭資源優(yōu)勢凸顯，市場集中度提升城燃“五虎”格局逐步形成，多元主體競爭程度提高。目前我國天然氣運(yùn)營市場的參與主體 主要由國企、民營公

44、司、外資與當(dāng)?shù)貒蠛腺Y公司組成，2020 年占比分別為 32.6%、 29.8%、24.6%。國企主要參與者為深圳燃?xì)夂烷L春燃?xì)獾?各城市燃?xì)夤?，民營公司主要在未發(fā)放特許經(jīng)營權(quán)的地區(qū)尋求機(jī)會，而跨區(qū)域經(jīng)營的公 司以外資公司和當(dāng)?shù)貒蠛腺Y公司為主。“十三五”期間，民營、港資和外資企業(yè)不斷拓 展城鎮(zhèn)燃?xì)馐袌隹臻g，目前占全國城鎮(zhèn)燃?xì)馐袌龇蓊~超過 50%；主要石油企業(yè)加速布局下 游市場，中國石化 2017 年成立長城燃?xì)夤荆袊屠瞿茉垂救細(xì)馐袌稣急葟?2015 年的 4%提升到 2020 年的 9%左右。燃?xì)馐袌龃址虐l(fā)展依然存在，城燃企業(yè)面臨轉(zhuǎn)型。“十三五”期間，存在企業(yè)爭奪有限特 許經(jīng)營

45、權(quán)資源、中小企業(yè)盲目擴(kuò)張、圈而不建的現(xiàn)象?！笆奈濉睍r(shí)期，城燃企業(yè)轉(zhuǎn)型升 級面臨許多挑戰(zhàn)，服務(wù)理念和能力仍需提高。目前燃?xì)怃N售和接駁業(yè)務(wù)仍為城燃企業(yè)的主 要收入來源，但隨著城鎮(zhèn)化率的逐步提高，重點(diǎn)城市項(xiàng)目資源越來越少，增長出現(xiàn)放緩跡 象。以華潤為例，2016-2020 年城燃項(xiàng)目獲取數(shù)量 CAGR 僅為 3.4%，遠(yuǎn)低于 2010-2015 年的 35.6%。目前各大城燃企業(yè)均開始尋求新的業(yè)績增長點(diǎn)，如延伸增值服務(wù)、新能源布 局等。城市燃?xì)狻⒐I(yè)燃?xì)庀M(fèi)占比較大。天然氣下游市場可分為城市燃?xì)狻⒐I(yè)燃?xì)?、化工?氣、發(fā)電用氣和自用氣，從各板塊消費(fèi)總量上看，城市燃?xì)庀M(fèi)持續(xù)擴(kuò)張，2017 年占比 增長最明顯，同比增長 6pct 至 39%；工業(yè)燃?xì)庹急扰c城市燃?xì)庹急认喈?dāng)，但更為穩(wěn)定， 2011-2020 年，占比維持在 33%左右；發(fā)電用氣占比 2011-2020 年處于小幅波動狀態(tài)，最 高占比為 2016 年的 20%，最低占比為 2013 和 2014 年的 1