天然气行业介绍

天然气行业信息梳理
目录
一、产业链介绍
1.1 天然气产业链 2
1.2 LNG产业链 4
1.3 CNG产业链7
二、国家相关政策
2.1 产业结构调整指导目录 5
2.2 当前优先发展的高技术产业化重点领域指南 5
2.3 天然气的利用政策 5
2.4交通运输节能减排专项资金管理暂行办法 6
2.5 新36条能源细则 6
2.6 天然气价格并轨 6
2.7 2015政策走势分析 6
三、LNG供需分析
3.1 天然气整体供需状况
3.1.1 全球整体情况11
3.1.2 国内整体情况12
3.2 LNG国内供给分析
3.2.1 生产13
3.2.2 进口14
3.2 LNG国内需求分析16
四、LNG价格走势分析
4.1 全球维度18
4.2 亚洲维度18
4.3 国内维度
4.3.1 天然气定价机制18
4.3.2 过往价格走势19
4.3.3 未来价格走势预测20
一、产业链介绍
1.1 天然气产业链
具体内容参考附件《天然气及LNG行业基本情况》
1.2 LNG产业链
上游：上游主要包括勘探、开发、净化、分离、液化等⼏几个环节。

其中,液化是LNG 产业链上游中的关键环节。

液化的主要作用是持续不断地把原料气液化成为LNG产品,其主要步骤有:首先是预处理,即从原料气中脱除气田生产环节没有去掉的杂质,如水、二氧化碳、硫、硫醇等。

其次是去除NGL(天然气凝液),即脱除天然气中的NGL以达到液化需要处理的LNG规格和技术要求。

最后是液化,即⼏用深冷制冷剂将原料⼏气冷却并冷凝到-162°C,使其成为液态产品。

中游：中游主要包括LNG的储存和装载、运输,接收站(包括储罐和再气化设施)和供气主干管网的建设等环节。

其中,储存是指LNG液体产品被储存在达到或接近大气压的保温储罐中,最常见的储罐类型有单容储罐、双容储罐、全容储罐等。

LNG储罐是终端站中的关键设备,其绝热性及密封性的好坏直接影响到LNG的蒸发和泄漏速度,即LNG的损耗速度和使用率。

储罐的性能参数主要有真空度、漏率、静态蒸发率。

运输是指通过汽车槽车或LNG运输船, 将LNG运送到终端站。

接收站是连接LNG最终市场⼏用户的关键环节。

在接收站,LNG产品通过码头从运输船上卸下、储存,然后再气化后变成普通管道气输送给发电厂或通过当地分销网络作为燃料⼏气输送到最终用户。

下游：下游环节即最终市场用户,包括联合循环电站,城市燃气公司,工业炉用户,工业园区和建筑物冷热电多联供的分布式能源站,天然气作为汽车燃料的加气站⼏用户,以及作为化工原料的用户等,以及进一步向下延伸的LNG卫星站、加气站、LNG加注站及冷能利⼏用等与LNG 相关的所有产业。

主要用途为：燃气发电、城市燃气、工业燃料、化工原料、燃气汽车、蓄冷及冷能
下游用户具体分析及定价策略：
1. 联合循环电站用户
由于目前中国天然气与煤的等热值比价已经达到2.5～3.0的高位，我国不可能大规
模地发展天然气发电，所以天然气发电只能在LNG项目启动初期占下游用户的较大比例，发挥市场先驱作用。

如果仅仅依靠低价售气给发电用户，LNG项目是难以回收投资成本的。

此外，天然气电厂一般只能作为调峰电站，受电网负荷和需求变化的限制较大。

随着LNG项目下游市场的逐步开拓，发电用气所占的比例将逐步缩小。

2. 城市民（商）用燃气用户
此类用户主要是城市居民、旅店、餐馆等商业用户，天然气主要用于炊事、洗浴供热。

其主要特点：一是城市燃气公司大多已经拥有了一定规模的用户，LNG的消费量相对较小，不可能成为市场开拓的主力；二是用户十分分散，要求天然气输送管道逐级降压、调配，因此燃气公司的投资折旧和管理财务成本较高；三是天然气用于低温加热，属于高能低用，资源利用效率较低；四是在没有管网的城市，天然气主要替代昂贵的LPG，用户的价格承受能力较强。

这些特点都决定了城市民（商）用燃气用户价格宜较高，这部分用户是项目早期的主要市场之一，也是投资回收的主要来源。

3. 规模化的城市/工业园区分布式能源系统用户
分布式能源系统(DES)是在有限区域内采用冷热电三联供（Combined Cold Heat and Power,CCHP）技术，通过管网和电缆向用户同时提供电力、蒸汽、热水和空调用冷冻
水服务的综合能源供应系统，所以总称“冷热电联供，DES/CCHP”。

分布式能源有两大优势：一是天然气发电后余热梯级利用，将蒸汽和热水直接供给用户，可以使能源利用效率高达70%～90%，并降低发电成本，使LNG的经济性大大提高。

二是发电在10kV 电压下就地直供，可避免升降压和远程传输的设备投资，降低电力损失以及运营费用，降低终端供电成本，因而是效率最高的天然气能源利用途径。

DES/CCHP用户是天然气下游市场迅速扩大的关键，也是LNG项目公司和城市燃气公司的投资能够在合理的期限内回收的关键。

为了使这类用户市场尽快地发展，燃气公司应当采用“薄利多销”、“放水养鱼”的策略，给予其尽可能优惠的燃气价格，让
DES/CCHP项目在使所有用户获得廉价能源实惠的同时，也使投资者能够在8～10年回收投资。

4. 炼油石化等企业用户
炼油石化企业等工业用户，将天然气作为制氢原料和燃料，所替代的是目前市场上价格较高的轻烃或重油，这有利于资源的节约、综合利用和循环利用，有利于减少对国际原油的过度依赖。

所以，对这类用户应实行较低价格，鼓励其大量采用天然气。

5. 车用燃料（LNG/CNG加气站）用户
此类用户以LNG或CNG替代大量柴油和部分汽油，有利于提高能源利用效率、改善环境。

由于汽柴油的价格远高于LNG的价格，所以这类用户对LNG价格的承受能力很强。

不过，按照广义的成本计价原则，还必须考虑到LNG车辆（LNGV）的开发需要一个完整的产业链做支撑，包括购置LNG发动机（或改装CNG发动机），加装LNG/CNG 燃料箱，建设加气站，投资车载罐箱运输公司车队等等。

因此，LNG项目公司或燃气公司制定LNG燃料售价，必须给罐箱运输公司、加气站、汽车改装业主等留下合理的投资回收和利润空间，不可以随意抬高价格。

6. 槽车运输所拓展的卫星站用户
LNG通过槽车运输所拓展的卫星站用户，是LNG接收站重要的下游市场用户。

目前，中国已经有多个液化天然气工厂，多家LNG槽车运输公司，上百个正在运行的LNG卫星站，并形成了世界上最大的陆上LNG槽车运输市场。

在离沿海地区几百千米的范围内，LNG槽车是LNG项目不断开拓市场、延伸管网的先锋队，LNG槽车运输将可能与管输方式长期互补并存。

因此，LNG接收站向槽车运输公司出售的LNG价格，应当充分考虑市场开拓因素，适当让利给下游公司，以实现双赢。

具体内容参考附件《LNG产业链与应用分析》
1.3 CNG产业链
上游：勘探、开采、生产
1）CNG加气站（gas primary filling station）是由气源管道引入天然气，经净化、计量、压缩并向气瓶组或气瓶车充装压缩天然气的加气站，压缩加气站可兼有向天然气汽车加气功能，也称加气母站。

CNG加气站的设计规模应根据用户的需求量与天然气气源的稳定供气能力确定。

气瓶车固定车位最大储气容积（m3）为固定车位储气的各气瓶车总几何容积（m3）与其最高储气压力（绝对压力102kpa）乘积之和，并除以压缩因子。

气瓶车固定车位最大储气容积不应大于30000m3，总水容积不大于120m3。

2）脱硫、脱水、净化：CNG的质量应符合现行国家标准《车用压缩天然气》GB18047 的规定。

进压缩加气站天然气管道上应设切断阀，当气源为城市高、中压输配管道时，还应在切断阀后设安全阀。

气源管线中的天然气水露点、硫化氢、灰尘含量往往达不到要求，所以还需要进行脱硫、脱水、净化天然气气源要求。

3）压缩天然气系统的设计压力应根据各系统的工艺条件确定，且不应小于该系统最高工作压力的1.1倍，一般为15~25MPa。

天然气压缩机型号宜选择一致，并应根据进站天然气压力、脱水工艺及设计规模进行选型，并应有备用机组。

压缩机排气压力不应大于25.0MPa(表压)。

压缩机前总管天然气流速不宜大于15m/s。

压缩机进口管道上应设置手动和电动或气动控制阀门。

压缩机出口管道上应设置安全阀、止回阀和手动切断阀。

中游：运输
压缩天然气的运输可采用汽车载运气瓶组或拖挂气瓶车；也可采用船载气瓶组或气瓶车水上运输。

天然气加压后通过高压胶管和快装接头向CNG气瓶组（车）充气，CNG 气瓶组（车）通过公路或水路运输到达城镇卸气站。

瓶组式拖车的瓶组由8只圆桶形钢瓶组成，每只钢瓶水容积为2.25m3，单车运输气量为4550 m3。

下游：
1）车用：天然气作为汽车燃料的使用，在中国经历了两个阶段。

第一个阶段为六十年代初期，我国开发了第一代天然气汽车，采用橡胶气包固定于车顶，行程只有十几公里，显得笨重而又不美观；八十年代末期，我国研制成功了第二代高压天然气汽车——CNG 汽车，并以极大的优势取代了气包天然气；九十年代中期，我国开始进行CNG 汽车的推广工作。

CNG作为汽车燃料，既可直接在CNG母站给CNG汽车加气，也可利用专用CNG 车载储气瓶组拖车将CNG 运输到各个加气子站。

CNG专用拖车的基本结构是在平板拖车上安装高压储气瓶组。

储气瓶组有两种类型，一种是由许多类似于氧气瓶的小容积气瓶组合而成，每个气瓶的几何容积为80L；另一种是由容积较大的导管式储气瓶组合而成，每个气瓶的几何容积为2m3。

CNG拖车的装运能力为3000～5000 m3，运输成本为0.15~0.20元/ (100 km·m3)。

2）民用：民用压缩天然气（CNG）在中小城镇供气对象主要为居民及商业用户，而中小城镇的居民及商业用户的用气量一般不太大，为了实现暂时没有长输管道供气的中小城镇的管道气供应，在拥有CNG气源的情况下，一般会在这些中小城镇建设CNG减压供气站，以便于接收及实现城镇的天然气供应。

而由CNG生产地运输到站的CNG 可储存在汽车载运气瓶组中，也可储存在CNG减压供气站中的储罐中
具体内容参考《压缩天然气和液化天然气的应用》
二、LNG/CNG国家相关扶持政策
2.1 产业结构调整指导目录(2011 年本)

2.2 当前优先发展的高技术产业化重点领域指南(2011 年度)
71、长距离高压油气输送设备
液化天然气(LNG)及再气化技术与装备
112、高技术船舶
30 万吨以上超大型矿砂船和原油船、超大型集装箱船、液化石油气船、液化天然气船2.3 天然气利用政策
2007 年8 月30 日,国家发改委研究制定的《天然气利用政策》经国务院同意正式颁布实施。

天然气汽车为该政策优先发展类别,尤其是双燃料汽车。

2.4交通运输节能减排专项资金管理暂行办法
2011 年6 月20 日,国家财政部及交通运输部联合出台《交通运输节能减排专项资金管理暂行办法》,提出“十二五”期间,中央财政将从一般预算资金和车辆购置税交通专项资金中安排适当资金用于支持公路水路交通运输节能减排。

一般购买一辆LNG 重卡,可获得补贴8万元左右,这无疑也将在很大程度上调动对相关企业购买液化天然气汽车的积极性,将促进LNG 加气站业务的增长。

2.5 新36 条能源细则
2012 年6 月20 日,能源局发布《鼓励和引导民间资本进一步扩大能源领域投资的实施意见》,该意见明确指出,支持民间资本进入油气勘探开发领域,与国有石油企业合作开展油气勘探开发,以多种形式投资煤层气、页岩气、油页岩等非常规油气资源勘探开发项目,投资建设煤层气和煤矿瓦斯抽采利用项目;支持民间资本与国有石油企业合作,投资建设跨境、跨区石油和天然气干线管道项目;以多种形式建设石油和天然气支线管道、煤层气、煤制气和页岩气管道、区域性输配管网、液化天然气(LNG)生产装置、天然气储存转运设施等,从事相关仓储和转运服务。

2.6 天然气价格并轨
2013年7月，实施了天然气价格调整方案，区分存量气和增量气，增量气门站价格一步调整到与可替代能源价格保持合理比价的水平，存量气价格分3年实施，计划2015年调整到位。

2015年4月1日起，我国天然气价格正式并轨。

各省增量气最高门站价格每立方米下降0.44元，存量气最高门站价格每立方米上调0.04元，这也是我国价格改革中，首次大幅下调天然气价格。

同时，今年将全面建立居民用气阶梯价格制度。

据业内专家测算，这次价格调整，将使企业用气成本减少300亿元。

（意义：尽快实施存量气与增量气价格并轨，不仅有利于创建公平的市场竞争环境，促进企业平等竞争，也为推进天然气价格市场化奠定良好基础。

价格并轨后，非居民用气价格基本理顺，意味着天然气价格改革完成“破冰之旅”。

）
2.7 2015年政策走势分析
2015年将统筹推进《能源法》、《海洋石油天然气管道保护条例》的立法工作，研究制定、修订《石油天然气法》、《国家石油储备管理条例》、《能源监管条例》，完善《可再生能源法》、《石油天然气管道保护法》相关配套办法。

通过完善监管规则、规定、方法、程序，进一步提高依法依规监管水平。

逐步放开原油、成品油、天然气进入资质限制，放宽资源勘探开发市场准入、油气管网准入。

实行差别化税费征收政策，将对低品位油气资源实行资源税费减免政策。

天然气存量气和增量气价格将并轨，并逐步放开非居民用天然气价格，建立居民生活用气阶梯价格制度。

提高消费税税率，扩大消费税征税范围，后移征收环节等方面有望取得新的进展；加快推进环境保护税立法工作，探索建立绿色税收体系，形成更加健康的市场环境。

具体内容参考附件《LNG相关资料整理》
三、LNG供需分析
基本结论：
⏹国际LNG 市场供需基本平衡;
⏹亚洲已成为全球最大的也是最具潜力的LNG 消费市场;
⏹未来我国天然气需求量将以年均高于8%的速度递增, LNG进口量还将会不断攀升;
⏹我国推动天然气定价机制市场化改革势在必行,与国际天然气市场价格接轨只是时
间问题。

3.1 天然气整体供需状况
LNG的供需是天然气供需的一部分，且目前仅作为管道天然气的补充存在，因此首先分析天然气的整体供需情况：
3.1.1 2014年全球天然气整体情况：
世界天然气消费增长不及预期，供需初现宽松，LNG现货价格大幅下跌。

2014年，估计世界天然气消费量为3．376万亿立方米，同比增长0．85％，远低于预期。

全球天然气产量为3．57万亿立方米，同比增长2．7％，世界天然气市场初现供大于需的迹象。

北美天然气消费量较陕增长，但产量增速快于需求增长，供应相对宽松；主要受可再生能源替代的影响，欧洲天然气消费量同比下降12％；亚太地区天然气消费增速明显放缓，LNG供需宽松。

亚洲天然气需求增速放缓的主要原因是中国经济增速换挡以及天然气价格上调、韩国核电和印度煤电抑制了天然气需求增长。

2014年，随着巴布亚新几内亚、阿尔及利亚以及澳大利亚昆士兰柯蒂斯等LNG项目投产，全球LNG 总产能突破3亿吨／年大关，达到3．09亿吨／年。

供需态势以及定价机制不同导致美欧亚三大市场天然气价格走势各异，三地价格差异明显缩小。

北美天然气价格快速上涨，2014年年均价格为4．35美元／百万英热单位，同比上涨18％。

英国NBP天然气现货市场价格大幅下，2014年平均价格为7．65美元／百万英热单位，同比下跌26％。

日本2014年LNG进口平均价格为15．3美元／百万英热单位，同比下降2．7％。

由于供大于需，亚洲LNG现货价格从高位大幅下降，近年来首次出现冬季现货价格低于长期贸易合同价格现象。

2014年12月底，日本LNG现货2015年2月的报价维持在约10美元／百万英热单位，同比大幅下降47％。

3.1.2 2014年国内天然气整体情况：
发展速度明显放缓，供需矛盾缓解。

2014年，受宏观经济下行、天然气价格调整、替代能源加快发展等因素影响，我国天然气市场发展速度明显放缓，估计全年表观消费量为1830亿立方米，同比增长8．9％，增速为近10年低点。

国内天然气产量为1256亿立方米，同比增长6．6％。

煤制气供应
量约为10亿立方米，远低于预期水平。

天然气进13量为590亿立方米，同比增长11．5％，对外依存度上升至32．2％。

其中，管道气进口3101'L立方米，占进13总量的52．5％；LNG进132016万吨(约合280亿立方米)，占进1：3总量的47．5％。

因需求增速放缓，国内天然气市场供需矛盾有所缓解，全年总体相对宽松。

我国用气区域进一步扩大，用气人口超过2．7亿人，城镇气化率达到37％。

区域增速差异较大，东部发达地区消费增速趋缓，资源地增长较快。

城市燃气仍为拉动天然气需求增长的主要动力，估计我国全年城市燃气天然气消费量为710亿立方米，同比增长13．4％，占全部天然气消费量的38．8％；发电用气量为270亿立方米，占比为14．8％；工业用气量为560亿立方米，占比为30．6％；化工用气量为290亿立方米，占比为15．9％。

预计2015 及2020 年国内产量将分别达到1 600×108m3 和2 000×108m3,供需之间的缺口将分别达到1 000×108m3 和2 000×108m3;2030 年缺口或将会高达2 500×108m
国际能源署2014年中期预测，到2019年，中国的天然气需求上升至3150亿立方米，五年内上涨90%。

（这将对世界其他地区的天然气需求下降产生补充作用。

）。

到2019年，中国的天然气产量将从2013年1170亿立方米提高到1930亿立方米，增长65%。

因此国内的产量可满足中国50%的天然气需求，剩下的部分仍需从国外进口。

3.2 LNG国内供给分析
3.2.1 生产：产能迅速增长，受需求下降影响，有过剩趋势
我国LNG工业从上个世纪末开始经历了一个从无到有、从小到大、艰难曲折的发展过程，十余年来已经在液化装备、储存运输、应用终端等全产业链取得多项技术突破。

进入本世纪以来，国内与天然气管网互补的“小型液化—LNG运输—卫星气化站”的生产、运输方式蓬勃兴起，发展迅速。

但我国至今还没有大型LNG生产工厂，总体上仍处在起步阶段。

•上海率先引进法国索菲公司技术，于2000年2月建成我国第一座LNG工厂，成立上海五号沟应急气源保障站；其生产规模为l0万m3／d(年产量约2.67万t)，它以东海油气田生产的天然气为气源，只作为城市燃气调峰之用。

•2001年9月，国内首座商业化运作的LNG工厂——河南中原液化天然气工厂试投产运行，生产规模为157／m3／d(年产量约4.0万t)。

•此后，新疆、内蒙、宁夏、四川、山西、青海、甘肃、陕西、河南等内陆省区以及江苏、山东等沿海省份开始投资建设小型LNG工厂，这些LNG工厂的主要气源为工厂所在地周边零散的(陆地或海上)小型气田、煤层气、或新兴的煤制气。

•2012年7月18日，宁夏银川哈纳斯新能源集团年产80万t的LNG项目正式投产运营；该LNG项目可算是目前中国陆上生产技术、生产设备最先进和单体最大的LNGT 厂。

•国内LNG工厂数量近年来增长较快，而且单座装置容量都有增大趋势，设计规模大多介于200万m3／d～300万m3／d。

•截至目前，国内有70个中小规模的天然气液化工厂建成投产，总产能达2900万m3／d。

另有62个总产能达到5300万m3／d的项目在建，还有29个总产能为4030万m3／d的项目正在审批。

预计2015年我国LNG总产能将达4555万m3／d，折合1025万t／a。

国内中小型LNG市场刚刚开始发展，预计未来l0年～20年内将保持良好
的发展势头。

•发展LNG工业,气源是关键,水源很重要。

受气源和水源制约,目前国内LNG 的产量偏少;作为应急补充足够,但作为常用气源供应则不能满足需求,因此未来国内LNG产业的主力还是在进口。

•2014年中国十大LNG公司排名
1 广汇能源股份有限公司
2 新奥能源控股有限公司
3 港华燃气有限公司
4 华润燃气（集团）有限公司
5 昆仑能源有限公司
6 中石油昆仑燃气有限公司
7 新疆新捷股份有限公司
8 中油中泰燃气投资集团有限公司
9 华油天然气股份有限公司
10 华气清洁能源投资有限公司
3.2.2 进口：接收能力迅速增长
•在2006年以前，我国没有LNG接收站，因此LNG进口量很少。

上世纪末，由于能源发展思路从过度依赖国内能源供应，向立足国内和加强国际合作并举转变，国家发改委自1999年以来，先后批准了广东、福建、山东、上海、浙江、江苏、辽宁等LNG进口项目。

•2006年广东深圳大鹏湾370万t LNC接收站建成投运，开创了我国LNG大量进口新时代。

•随着我国LNG接收站陆续建成投运，LNG年进口量大幅增加。

2006年～2011年我国LNG进口量分别为68.7万t、291.3万t、333.6万t、553.2万t、935.6万t和1221.57／t，进口的年增长率为77.8％。

截至2014年底，全国累计己投产LNG接收站11座，接收能力达到4080万吨／年。

•国内液化天然气进口主要集中在卡塔尔、印尼、马来西亚和澳大利亚4个国家，从这四国进口的LNG占我国总进口LNG量的90％以上；其他的均为短期合同和转口贸易。

2006-2012中国LNG进口数据
具体内容参考附件《步钢铁、化工后尘LNG产业现过剩》、《国内LNG供需现状及价格趋势》、《国内外 LNG 供需现状及价格趋势分析》、《中国LNG产业从繁荣向稳定过渡》、《2014年国内外油⼏气⼏行业发展概述及2015年展望》、《中国LNG产业现状》
3.3 LNG国内需求分析
稳步增长，增速放缓
2015年，预计我国天然气表观消费量将达到2000亿立方米，同比增长9．3％，在一次能源消费结构中所占比重将达到6．6％。

城市燃气保持较快增长，拉动作用明显，发电和工业用气增速受气价影响趋于下降。

受城市燃气快速扩张的影响，需求淡旺季峰谷差加大，冬季供气压力大，尤其是在储气调峰设施不足、气温明显偏低的情况下，可能会再次出现调峰断供和上游气田高负荷生产等现象。

国内常规天然气产量有望继续较快增长，非常规气进入规模化生产阶段。

预计全年天然气产量将达到1370亿立方米，同比增长9．1％。

其中，煤层气地面抽采量和页岩气产量有望双双突破45亿立方米。

进口气继续快速增长，全年LNG和管道气总进13量有望达到650亿立方米，同比增长10．2％，约占消费总量的32．5％。

需求增长原因：
（1）天然气相对与其他替代能源的经济效率；
（2）经济增长和提高生活水平而带来对新能源的需求
（3）为降低污染而减少煤炭消费的意愿
需求放缓压力：
（1）经济大环境不理想
（2）中下游用户仍然以价格优势作为替代前提，2013年7月价改之后，LNG的经济性优势相较其他能源已不明显
按下游行业分析：
LNG下游消费领域主要包括：城市燃气调峰、发电、工业和车用。

•城市燃气调峰：近期国家发文表示，要进一步完善城市的储备库建设，并将给以城市燃气公司相应支持，LNG在城市燃气、工业领域的调峰需求增速将会出现放缓。

•在发电方面，由于天然气价格高昂，以山西太原为例，当前煤炭发电成本0.3元/千瓦时，而天然气发电成本达到0.7-1元/立方米附近，成本高企成为阻碍天然气发电发展的主要因素。

•车用是当前国内LNG行业最有潜力的下游。

但是，从2013年下半年开始，山西地区加气站LNG零售价格在5.1-5.5元/公斤附近，但是山西地区到货价就在4850元/吨附近，算上加气站的损耗，加气站利润微乎其微，车用发展受到阻碍，不利于LNG车的继续推广。