（報告出品方/作者：東亞前海證券，李子卓、高嘉麒、丁俊波）

1.概述：主要能源供給，定價模式多元

1.1.重要能源供給之一，非常規天然氣持續發展

天然氣是一種可燃氣體，為當前的主要能源品之一。廣義上，天然氣是指埋在地層中自然形成的所有氣體，包括氣田氣、油田氣、煤層氣、泥火山氣和生物生成氣等。狹義上，天然氣指的是貯藏在地層較深區域的一種富含碳氫化合物的可燃氣體。天然氣由烴類和非烴類混合組成，其中烴類以甲烷為主，占比約 85-95%，此外還含有乙烷、丙烷、丁烷、戊烷及少量的己烷以上的烷烴。作為地藏中的可燃物質，天然氣是當前的主要能源供給之一。

天然氣按照蘊藏方式和開採技術難度，可分類為常規天然氣和非常規天然氣。常規天然氣指能用傳統油氣地質理論解釋，並能由常規技術開採的天然氣，包括伴生氣與氣藏氣，其中伴生氣指伴隨原油共生而與原油同時被采出的油田氣，氣藏氣則包括純氣田天然氣和凝析氣田天然氣，其在地層中都以氣態形式存在。非常規天然氣指儲量大但難以開發、必須依靠大規模增產措施和先進勘探開發技術才能具有經濟價值生產的天然氣，包括煤層氣、頁岩氣、水溶氣、天然氣水合物（可燃冰）和緻密砂岩氣等。常規天然氣和非常規天然氣的區別主要在兩個方面。首先，常規天然氣一般貯存在單個圈閉內物性較好的儲層中，界限明顯，而非常規天然氣貯存在連續分布的儲層中，界限模糊。另一方面，常規天然氣可以通過傳統技術開發和生產有經濟價值的工業產量，而非常規天然氣開採很困難，需要使用特殊先進的技術才能開採、生產有經濟價值的產量。

天然氣按照不同標準可分為不同種類。按相態，天然氣可分為游離態、溶解態、吸附態和固態水合物；按生成形式，天然氣可分為伴生氣（原油的揮發性部分）和非伴生氣（純氣田、凝析氣田天然氣）；按蘊藏條件，天然氣可分為構造性、水溶性和煤礦天然氣；按成因，天然氣可分為生物成因氣、油型氣和煤型氣。

天然氣的產業鏈可分為勘探開採、倉儲運輸和銷售應用三部分。天然氣產業鏈的上游為天然氣的勘探和開採，國內參與者主要為中國石油、中國石化和中國海油；中游為天然氣的倉儲和運輸，主要包括長距離管道運輸、LNG 船舶/槽車運輸、LNG 接收站、儲氣庫等；下游為天然氣的分發銷售，向燃氣電廠、工業用戶、城市管網等下遊客戶銷售天然氣。

全球天然氣工業的發展歷程可劃分為四個階段。第一階段是初始期（1920-1950 年），天然氣在此期間開始被開採、生產和利用，美國約占總產量的 90%；第二階段為成長期（1951-1970 年），開採的天然氣種類變得更加豐富，天然氣產區拓展到歐洲、蘇聯、中東和北非等；第三階段為跨越期（1971-2005 年），形成了北美、俄羅斯、中東、亞太和非洲五大產區，天然氣的使用呈多元化發展；第四階段為革命期（2006 年以來至今），天然氣開採技術和產量均大大提高，美國依靠非常規氣產量突破，實現天然氣總產量高增，並帶動了全球非常規天然氣的發展。

1.2.國外以市場定價居多，國內定價逐步放開

天然氣定價機制可以分為氣與氣競爭定價、石油指數定價、管制定價、雙邊壟斷定價、市場淨回值定價和無價格六類。目前國際上最常使用的兩種定價方法是氣與氣競爭定價和石油指數定價。北美天然氣市場更偏好於採用氣與氣競爭定價模式，歐洲兩種定價模式均有涉及，亞太天然氣市場主要採用石油指數定價模式。 美國天然氣定價實現了市場化。下游用戶可以自行選擇供氣商，也可以向生產商直接購買天然氣，購買價格由電廠等大型用戶與供氣商協商決定。管輸價格方面，美國管道公司的管輸費一般由固定費率和商品費率兩部分構成，固定費率是管道容量預訂費，商品費用是管道容量使用費。目前，美國已設立了包括 Henry Hub 在內的24 個天然氣市場交易中心，HenryHub 的現貨和期貨價格也成為了美國國內天然氣價格的重要標準。

英國天然氣定價機制是通過 NBP 由市場競爭自由定價。英國是歐洲國家中率先實現天然氣工業市場化的國家，其天然氣定價機制比較簡單，天然氣用戶與供應商之間使用終端價格交易，供應商與生產商之間再確定一個海岸價格進行交易。管輸價格方面，英國採用價格帽定價法，規定每五年調整一次，在提升管輸公司運行效率的同時降低企業成本。目前，NBP是歐洲最成熟、最活躍的天然氣交易市場，也是英國洲際天然氣交易的計價交氣點。

我國天然氣定價機制共經歷了三個時期。最初我國天然氣價格由國家統一制定，生產企業無權自主定價。第二階段定價機制有所放寬，對四川天然氣實施商品量常數包幹政策，包幹外天然氣由企業自行定價。第三階段初期，我國採取「基準價+浮動幅度」的政府指導形式，出廠的基準價格與原油、液化石油等掛鈎確定，直至 2019 年11 月，《中央定價目錄（修訂徵求意見稿）》發布後明確將天然氣劃分為管制氣與非管制氣，並進行區分定價。

我國對非管制氣放開價格管制，可由市場供需雙方協商決定。非管制氣包括頁岩氣、液化天然氣、直供用戶用氣等，供需雙方可以自行確定價格，政府不再進行參與。目前市場普遍的非管制氣交易依然參考基準門站價格確定。 管制氣定價方面，我國目前採取市場淨回值法，把門站價格與進口燃料油、LPG 價格掛鈎，實施「基準價+浮動幅度」的管理方式。市場淨回值法的優勢主要在於其與替代價格掛鈎，價格變動趨勢與替代能源保持一致。除此之外，市場淨回值法從市場角度定價更接近市場，體現了天然氣的市場價值。市場淨回值法也存在一定的局限性，一是並沒有完全採用氣與氣競爭的市場機制定價，導致其價格波動對市場的敏感度低，二是僅選取燃料油和 LPG 作為替代能源難以代表所有天然氣用戶。

2.全球供給：天然氣儲量豐富，供給地區集中

2.1.全球天然氣產量呈增長趨勢，進出口貿易往來頻繁

2.1.1.供給分布集中，美俄貢獻主要產量

全球天然氣儲量充足，分布較為集中。根據BP 的《世界能源統計年鑑2021》披露數據，2020 年全球天然氣已探明儲量為188.1 萬億立方米，較2019 年略有下降，儲量壽命為 48.8 年，總體上全球天然氣儲量充足。儲量分布區域方面，2020 年全球天然氣探明儲量主要分布在中東地區、獨立國協國家、亞太地區、北美洲和非洲，分別占比40.3%、30.1%、8.8%、8.1%和6.9%，中南美洲和歐洲天然氣儲量占比較少，分別占比4.2%、1.7%。

中東地區 2020 年天然氣探明儲量為75.8 萬億立方米，占全球儲量的份額最大。其中，伊朗、卡達的天然氣已探明儲量分別為32.1 萬億立方米、24.7 萬億立方米，分別占中東地區儲量的42.3%、32.5%，且儲量在全球各國中位居第二、第三，僅次於俄羅斯。沙烏地阿拉伯、阿聯和伊拉克緊隨其後，儲量占比分別為 7.9%、7.8%和 4.7%。

獨立國協國家 2020 年天然氣探明儲量為56.6 萬億立方米，其中俄羅斯儲量居全球第一。獨立國協國家天然氣儲量豐富，其中俄羅斯已探明儲量為37.4萬億立方米，占比 66.1%，在獨立國協國家和全球儲量中占比均為第一，主要原因是天然氣由腐爛的有機物長時間發酵生成，而俄羅斯的西伯利亞地區多沼澤淤泥窪地，易生成天然氣。此外，土庫曼斯坦、亞塞拜然和哈薩克斯坦天然氣已探明儲量低於俄羅斯，分別為13.6、2.5 和2.3 萬億立方米，占比分別為 24.0%、4.4%和 4.0%。

中國與美國天然氣探明儲量分別在亞太地區和北美洲中位居第一。亞太地區 2020 年天然氣探明儲量為 16.56 萬億立方米，其中中國儲量為8.4萬億立方米，約占亞太地區儲量的 50.7%，並在全球各國中位居第六，澳大利亞、印度的儲量居第二、三位，分別占比14.4%、8.0%。北美洲2020年天然氣探明儲量為 15.15 萬億立方米，其中美國占據大部分儲量，占比達83.3%，儲量為 12.6 萬億立方米，在世界各國中位居第五，加拿大和墨西哥的儲量則較少，分別占北美洲儲量的 15.5%、1.2%。

全球天然氣產量整體呈上升態勢，其中北美洲產量占比最大。2021年全球天然氣產量約為 4.04 萬億立方米，同比增長4.54%，2020年受新冠疫情影響，全球天然氣產量略有下降，但 2014-2021 年全球天然氣產量整體呈現上升趨勢。產量的地區分布方面，2021 年北美洲天然氣產量約為1.14萬億立方米，居全球第一，占比約為 28.1%，其後為獨立國協國家、中東地區和亞太地區，分別占比 22.2%、17.7%和 16.6%。

全球天然氣供給地區分布集中。2018-2021 年全球各地區天然氣產量總體上均保持穩中有升的趨勢，受新冠疫情影響，各地區2020 年產量均略有下降，但 2021 年都有所回升。從國家層面來看，2021 年美國天然氣產量居世界第一，占比達 23.1%，俄羅斯、伊朗、中國和卡達緊隨其後，分別占比 17.4%、6.4%、5.2%和 4.4%，五國合計占比約為56.4%，供給集中。

美國和俄羅斯為天然氣產出大國，產量均呈穩定增長態勢。美國天然氣儲量豐富且大力開採頁岩氣，2015-2021 年美國天然氣產量6年的CAGR為 3.95%，2021 年產量約為 9342 億立方米，同比增長2%。俄羅斯天然氣資源豐富，2015-2021 年產量呈穩中有升的發展趨勢，6 年CAGR為3.09%，2021 年產量約為 7017 億立方米，同比增長10.10%。

2.1.2.進出口貿易活躍，全球格局逐步生變

亞太地區為全球天然氣最大進口地區，以俄羅斯為主的獨立聯合體國家為最大出口地區。2021 年全球天然氣貿易流量約為1.02 萬億立方米，較2020 年同比增長 8.2%，其中管道天然氣貿易流量約為0.51 萬億立方米，LNG 貿易流量約為 0.52 萬億立方米。從進出口地區來看，進口方面，2021年全球天然氣主要進口地區前三位的是亞太地區、歐洲和北美洲，分別占全球總進口量的 42.1%、33.4%和 15.9%；出口方面，2021 年全球天然氣主要出口地區前三位的是以俄羅斯為主的獨立聯合體國家、北美洲和亞太地區，分別占全球總出口量的 31.1%、25.0%和18.1%。

全球天然氣主要的貿易區域為北美洲、歐洲和亞太地區。美洲內部主要接收的是管道運輸天然氣，並大量出口LNG（液化天然氣）；東亞地區接收的包括管道天然氣和 LNG，以 LNG 為主；歐洲為全球第二大天然氣進口地區，幾乎無出口量，主要依賴從俄羅斯、中東等周邊地區進口管道天然氣，並從世界各地進口部分 LNG。

亞太地區和歐洲為最主要的 LNG 進口地區，2021 年LNG進口量合計占比達 93%。2021 年全球 LNG 進口總量為5162.3 億立方米，其中亞太地區進口量最多，為 3718.0 億立方米，約占全球進口量的72%；歐洲以1082.3億立方米進口量位列第二，占比約 21%，兩地區進口量合計占比達93%，為最主要的 LNG 進口地區。從國家層面來看，中國、日本和韓國2021年LNG 進口量分別為 1095、1013、641 億立方米，占全球進口量比例分別為21.2%、19.6%和 12.4%，分列前三名。

俄羅斯天然氣儲量豐富，產量穩定，是主要出口國家之一。儲量方面，俄羅斯天然氣探明儲量在 2017 年出現大幅提升，2020 年探明儲量為37.4萬億立方米，在全球各國中位居第一。產量方面，俄羅斯年產量穩定，位居全球第二，僅次於美國，2021 年產量為 7071 億立方米，同比增長10.10%。出口方面，俄羅斯是主要的天然氣出口國之一，其通過北溪1 號、亞瑪爾-歐洲、藍溪管線、土耳其溪及烏克蘭天然氣運輸系統等管道線路向外出口，2021 年五條管線流量合計約 1700 億立方米。

北溪 1 號是俄羅斯重要天然氣出口管道之一。俄羅斯北溪項目包括兩條天然氣管道，即北溪 1 號和北溪 2 號。北溪1 號東起俄羅斯維堡，途徑芬蘭、瑞典、丹麥，穿過波羅的海，將俄羅斯的天然氣輸送到德國。北溪1號已於 2011 年建成投入使用，全長約 1200 公里，年輸氣量約達550億立方米。北溪 2 號設計運力同樣可達到年輸送550 億立方米，尚未投入運營。

歐洲天然氣自給率持續下滑，主要依賴管道天然氣進口。歐洲天然氣儲量在各地區中最低，2020 年探明儲量為3.17 萬億立方米，僅占全球總儲量的 1.7%。此外，歐洲的北海氣田以及荷蘭格羅寧根氣田為其主要天然氣產地，其中北海氣田已枯竭。因此，歐洲天然氣對外依存度高，2014-2021年以來進口量整體呈現上升趨勢，自給率持續下滑。在進口來源方面，歐洲主要依賴於管道天然氣，2021 年歐洲管道天然氣和LNG進口比例分別為68%、32%。

能源轉型疊加資源枯竭背景下，短期內歐洲天然氣進口依賴度將不斷提升。政策方面，歐盟 2021 年提出應對氣候變化的一攬子計劃提案，旨在實現 2030 年的歐盟溫室氣體淨排放量比1990 年至少減少55%、2050年實現碳中和、並支持航空航運業多選擇清潔能源等。資源方面，荷蘭2022年初宣布格羅寧根氣田將於 2030 年停產，意味著歐洲天然氣自給率將大幅下降。清潔能源轉型加資源枯竭和停產，短期內預計歐洲天然氣進口依賴度未來將進一步提升。

歐洲對俄羅斯管道天然氣的進口依賴度未來可能進一步下降。自俄烏衝突爆發後，俄羅斯限制向歐洲供給天然氣，歐洲宣布將新增多個LNG進口終端以從俄羅斯以外的地區進口天然氣。而近期受渦輪機檢修影響，北溪一號的天然氣供給已降至 3300 萬立方米/日（原產能20%）。俄羅斯天然氣供給進一步下降，未來歐洲依賴俄羅斯管道輸氣的進口格局或將改變，LNG 進口量有望增加。

3.全球需求：低碳趨勢明確，需求空間廣闊

3.1.天然氣使用占比提高，全球消費量穩步增長

天然氣熱值較高且幾乎不含有害物質，是最清潔的一次能源。根據國家質監局發布的《綜合能耗計算通則（2008）》，天然氣的熱值（平均低位發熱量）為 51,498kJ/kg，在所有常見能源中低位發熱量最高，此外，天然氣的主要成分為甲烷，幾乎不含有硫、粉塵等有害物質，其燃燒較為充分，且產物主要為二氧化碳和水，相較於石油、煤炭等更為清潔，是最清潔的一次能源。

天然氣發電排放的二氧化碳量遠低於燃煤和燃油。傳統的燃煤、燃油全生命周期平均產生一度電，二氧化碳排放量分別為820g、700g，對大氣的污染較為嚴重，而天然氣平均產生一度電的二氧化碳排放量為490g，較燃煤、燃油分別減少 330g、210g。

2020 年天然氣占全球一次能源消費比例為24.7%。儘管世界各國一直以來都在為降低碳排放做出努力，但石油仍然在全球一次能源消費結構中占據最大份額，2020 年其占比為 31.2%，煤炭是第二大燃料，占比27.2%。天然氣的占比逐年上升，2020 年占比位居第三，達24.7%，創歷史新高。隨著各國低碳政策進一步推行，預期未來天然氣消費占比將進一步提高。

全球天然氣消費量穩步增長，2021 年北美洲消費占比最大。2021年全球天然氣消費量約為 4037.46 億立方米，同比增長4.99%，2011-2021年全球天然氣消費量的年均複合增長率為 2.24%，呈現出穩步增長態勢。從各地區消費量來看，2021 年北美洲天然氣消費量最大，為1034.11億立方米，占全球總消費量的比例為 25.6%，亞太地區、獨立聯合體國家及中東地區消費量分別為 918.30 億立方米、610.83 億立方米、575.43 億立方米，占全球總消費量的比例分別為 22.7%、15.1%、14.3%。

3.2.政策支持疊加下游需求旺盛，行業景氣度上行

3.2.1.全球各國實行低碳政策，將推動天然氣需求提升

各國致力於實現淨零排放目標，政策端將推動天然氣供需上升。全球各國已紛紛制定相關政策和措施來降低碳排放量，淨零排放目標已涵蓋全球 88%的二氧化碳排放量和 98%的 LNG 進口量。其中，中國設定2030年實現碳達峰目標；印度計劃到 2030 年實現碳減排10 億噸，將零碳發電產能擴大 500GW，並將 LNG 在天然氣中的占比提高至70%。

3.2.2.電力行業天然氣消費量最大，下游多領域需求旺盛

天然氣主要應用於電力、工業和民用領域。天然氣用途廣泛，既可代替煤炭用於火力發電，也可直接作為燃料燃燒，為居民生活和工業生產供能，以及作為船舶等交通工具的動力燃料等。從消費結構來看，2021年天然氣消費結構中，電力領域使用天然氣占比最大，約為35%，其次是工業領域占比約 27%，民用消費量以 15%的占比位居第三，交運和燃料用天然氣消費占比均約為 3%，2019-2021 年各領域天然氣消費占比保持穩定。

天然氣在全球發電能源結構中占比第二，僅次於煤炭。電力行業中，煤炭、石油和天然氣等能源均可作為燃料發電，目前煤炭仍然是全世界使用比例最大的發電燃料，2021 年全球發電能源結構中煤炭占比約36%，而天然氣已成為使用量第二的燃料，占比約23%，需求量較大。

天然氣的清潔能源屬性將拉動其在電力領域的需求。與煤炭和石油相比，天然氣作為燃料排放的污染物質更少。據IGU 數據，每發電1太瓦時，煤炭、石油分別排放約 76 噸、50 噸 CO2和0.67、0.95 噸氮氧化物，並伴有硫化物與粉塵等顆粒物產生，而天然氣排放37 噸CO2和0.14 噸氮氧化物，無硫化物與粉塵等顆粒物排出。因此，在全球推行碳中和的背景下，未來電力領域天然氣的需求量預期將持續增加。

天然氣在可再生能源發電受限時，可提供穩定電力。可再生能源發電存在周期性、不穩定性和波動性，當光照不佳或處於夜晚、風力不強、降水不足時，太陽能、風能和水力等可再生能源發電將受到限制。而天然氣發電不受環境因素影響，可以持續燃燒供電，因此天然氣可以作為可再生能源發電的補充，具有廣闊的需求空間。

未來用電量繼續增長，天然氣需求將同步提升。全球用電量持續上升，據國際能源署（IEA）披露，2021 年全球電力需求增長了6%以上，主要系經濟強勁增長以及冬夏兩季用電量較多。IEA 預計在2022-2024年期間，全球年均電力需求將增長 2.7%。未來用電需求的增長將拉動天然氣需求提升。

天然氣在民用領域主要用途包括供暖和燃氣烹飪等。居民使用天然氣主要用於取暖，此外還包括用水加熱，燃氣烹飪等。煤氣和液化氣具有相同的作用，但相較而言，天然氣具有熱量高、燃燒穩定、無色無味、清潔環保等特點，煤氣和液化氣分別以煤和石油為原料加工製成，清潔環保性方面存在劣勢，且煤氣有毒。近年來，全球民用天然氣消費量持續上行，受益於全球低碳政策推行，民用天然氣需求有望增加。

在德國等歐洲國家居民供暖中，天然氣地位領先。天然氣在德國民用供暖中處於領先地位，歐洲其他國家情況類似，主要原因系天然氣能以更環保、節能的方式有效供暖。根據德國能源與水工業協會（BDEW）2019年披露的報告顯示，在其對 1890 萬棟住宅進行調研發現，採用天然氣供暖系統的住宅為 930 萬棟，占比 49.3%，其中天然氣集中供暖占比40.5%，此外還包括覆蓋一層的燃氣供暖系統、燃氣熱泵和燃氣鍋爐等，合計占比8.8%。而在公寓調研中，48.2%的公寓使用天然氣供暖系統，其中35.7%的公寓採用天然氣集中供暖。

天然氣在工業領域應用廣泛。天然氣是工業上甲烷的主要來源之一，也可用於生產丙烷、丁烷等現代工業的重要原料，還可用作玻璃、陶瓷等行業的鍋爐、窯爐的燃料等，因天然氣幾乎能完全燃燒，產生物對空氣污染較小且不會產生大量灰渣、爐渣，無需額外的處理費用，工業中越來越多地使用清潔燃燒的天然氣替代煤炭和石油。

LNG 已逐漸成為現今和未來車用與船用燃料的理想選擇之一。據IHSMarkit 發布的《2021 年可持續燃料研究報告》，若將10%的重載貨車和10%的船隊的動力燃料改為天然氣，則 CO2 減排量可達7500 萬噸/年。天然氣逐漸受到車輛、船舶行業的重視，全球交通領域用天然氣消費量逐年增加，且增長曲線陡峭。據 Shell plc 公司數據，全球251 艘以LNG為燃料的船舶已下水，400 多艘以 LNG 為燃料的船舶被訂購，隨著這些船舶投入運營，LNG 需求將進一步增長。

3.3.現階段供給略緊，未來天然氣供需均有望提升

2021 年天然氣供需存在小幅缺口，未來供需或迎雙向增長。從各地區產需情況看，區域產量大於需求、存在淨出口量的主要地區包括中東、非洲、俄羅斯、澳大利亞和美國，而淨進口量較多的為亞洲和歐洲。從全球天然氣供需差來看，往年產量略大於消費量，自2020 年起差距逐漸縮小，2021 年全球天然氣產量約為 1453.28 萬億焦耳，消費量約為1453.49萬億焦耳，供需差為-0.21 萬億焦耳。

多個國家新建 LNG 出口項目以擴張產能和運力。2022 年，全球新增的 LNG 出口項目主要有 4 個，分別為美國的卡爾克蘇、薩賓第6條生產線、莫三比克的珊瑚南 FLNG 以及印尼的東固第3 條生產線，合計新增出口產能約 2350 萬噸/年，有望增加全球天然氣出口供給。

4.價格：外盤天然氣價格或長期高位

4.1.全球天然氣價格當前多處高位

頁岩氣革命拉低美國天然氣價格水平。在頁岩氣革命以前，美國天然氣大多依賴進口，價格水平居高不下。2002 年起美國頁岩氣商業開採獲得政府許可，天然氣產量大幅提升，2009 年美國天然氣產量首次超越俄羅斯成為世界第一大天然氣生產國，2012 年美國天然氣均價為2.86USD/MMBtu，同一時期，東亞同等熱值的天然氣價格為16-18USD/MMBtu、歐洲價格為12-14USD/MMBtu。美國頁岩氣的大量開採拉升了供應量，使全球液化天然氣市場格局發生變化，在 2009 年至 2014 年的全球天然氣價格上漲潮中，美國天然氣價格仍保持較穩水平。

2020 年：全球天然氣價格受疫情影響處於低位。受新冠疫情影響，短期內，天然氣市場供過於求，歐洲 TTF 價格大幅下降，由2019年11月的5.2USD/MMBtu 降低至 2020 年 5 月的 1.2USD/MMBtu。2020 年6月，美國液化天然氣出口大幅下降在一定程度上緩解了供給端的壓力，天然氣價格開始復甦。 2021 年：亞洲天然氣現貨價格出現兩次峰值。2021 年年初，亞洲天然氣價格出現第一次峰值。2021 年 10 月亞洲天然氣價格出現第二次峰值。煤炭短缺和工業需求提升是推動亞洲天然氣價格高漲的主要原因。2022 年：受俄烏戰爭影響，2022 年歐洲乃至全球天然氣價格高升。2022年以來，俄羅斯針對天然氣開始對歐洲實施制裁，供給端縮緊促使歐洲天然氣價格高升。2022 年 7 月 27 日，荷蘭TTF 價格收報61.01USD/MMBtu，同比去年上漲 325.45%。除歐洲外，全球天然氣價格也都受到了一定程度的影響。

4.2.多因素導致全球天然氣供需失衡，全球價格現居高位

供需失衡是導致以歐洲為主的全球天然氣價格高漲的根本原因。供給端來看，受氣田投資不足、原料氣產量下降等影響，全球LNG產量增速減緩，據中石油經研院數據，預計 2022 年全球新增LNG產能為1300萬噸/年，產能增量僅為 2019 年增量的 1/3。俄烏衝突、極端天氣頻發、疫情後時代的天然氣需求放量等催化因素是造成歐洲乃至全球天然氣上漲的直接原因。俄烏衝突方面，隨著俄烏衝突持續演進，俄羅斯不斷在天然氣上對歐洲進行制裁，這使得大量依賴天然氣進口的歐洲國家面臨嚴峻的供應短缺；極端天氣方面，2021 年世界多地出現高溫、降雪、凍雨等極端天氣，天然氣井被迫停工疊加空調等設備的用電增加，天然氣供需偏緊；疫情方面，新冠時期被壓制的天然氣需求逐步顯現，總體供給增速低於需求增速，多方因素導致全球天然氣供給全面短缺，天然氣價格持續高位。

4.2.1.俄烏衝突：全球天然氣價格高升的最主要因素

歐洲天然氣進口依賴性強，俄羅斯進口氣源占比最大。從歐洲對於俄羅斯天然氣進口依賴度來看，據歐洲統計局官網2021 年數據，歐洲共有包含波士尼亞、羅馬尼亞等在內的十個國家完全依賴俄羅斯進口天然氣，全部天然氣進口均來自於俄羅斯；德國 49%天然氣進口依賴於俄羅斯；歐盟和法國自俄羅斯進口的天然氣占比分別為41%和22%。從歐洲天然氣總進口量看，2021 年俄羅斯是歐洲第一大天然氣供應國，自俄羅斯進口的氣源占歐洲天然氣進口總量的 48.4%，其次為挪威和阿爾及利亞，分別占總進口量的 18%和 13.2%。

俄烏戰爭下，俄羅斯對歐洲進行多次天然氣制裁。俄烏戰爭爆發後，俄羅斯在天然氣方面對歐洲實行多次制裁，導致天然氣進口依賴度較大的歐洲在天然氣供給上嚴重短缺，歐洲天然氣價格隨之高漲。從俄羅斯到歐洲的「北溪一號」天然氣管線輸送量為 1.67 億立方米/日，俄烏戰爭開始後，俄羅斯幾次降低「北溪一號」輸送量，截至2022 年7 月25 日，「北溪一號」天然氣輸送量僅為滿負荷運行的 19.8%，給歐洲天然氣供給帶來了巨大壓力。除此之外，「北溪二號」因美國和烏克蘭的阻撓無法開通，天然氣無法正常輸送，歐洲天然氣供給端壓力進一步加大。

俄烏戰爭影響歐洲供給，引發「搶氣潮」。LNG進口方面，亞太和歐洲是 LNG 進口最多的兩大地區，且短時間內難以擺脫進口依賴。2021年亞太和歐洲分別進口 LNG155.7MT 和 75.1MT，其中歐洲洲內進口量僅為0.2MT，從北美和俄羅斯進口的 LNG 量分別為21.5MT 和13MT，進口依賴度極強。在管道氣供給嚴重不足的情況下，歐洲試圖通過進口LNG以緩解天然氣供給短缺，引發「全球搶氣潮」。

4.2.2.極端天氣：不可抗力拉動天然氣價格高增

2021 年全球天氣災害事件頻發。2021 年全球自然災害頻發，北極海冰覆蓋率減少，全球乾旱、颶風、地震頻發，俄羅斯、土耳其等國遭遇野火，包括中國、印度在內的多個國家遭受洪水和颱風的災害。極端天氣出現頻率大幅上升，範圍波及全球。

高溫天氣促使天然氣用量上升進而提升天然氣價格。2021年美國多個州的溫度長期在 38 攝氏度以上，2021 年 6 月美國48 個州的平均溫度為22.6攝氏度，較上年同比增長 6.1%。俄勒岡州溫度達到46 攝氏度，出現了有史以來的極熱天氣。高溫推動了風扇、空調等電器設備的使用量，在極端天氣發生時，天然氣因能夠滿足快速變化的需求，用量相較其他能源提升較大。以加利福尼亞州為例，2021 年 6 月相較於煤炭、風能等能源，天然氣用於製冷發電的貢獻較大。

極寒、颶風等極端天氣導致天然氣工廠無法開工，供給端趨緊刺激天然氣價格上漲。2021 年 8 月，艾達颶風登陸路易斯安那州，期間墨西哥灣聯邦近海天然氣產量降低約 38.48Bcf，成為過去十年中對美國天然氣產量影響最大的一次颶風。極端天氣和自然災害頻發對美國乃至世界的天然氣價格造成衝擊，是導致全球天然氣價格上漲潮的主要原因之一。

短期內歐洲高溫天氣持續催化天然氣需求上行。當前歐洲正面臨罕見高溫天氣，從近期英國倫敦的天氣數據來看，在2022 年7 月19日倫敦最高氣溫已達 40 攝氏度，這一溫度已刷新英國自有溫度記錄以來的最高氣溫。在高溫的影響下，歐洲當地的水力發電設施供電量將有所下滑，從而加劇當前的用電、用氣需求。

4.3.替代能源有限，歐洲天然氣供需緊張持續

4.3.1.自產天然氣：資源不足，成本高築

歐洲天然氣儲量較少，「調峰用氣」協調困難。天然氣儲存可以在一定程度上提高能源安全，減少世界天然氣價格波動對國內的影響，同時，「淡季儲氣，旺季用儲」的方式也很大程度上節約了能源成本。2020年至2022 年，歐洲天然氣地下儲量逐年下降，截至2022 年1 月，歐洲天然氣地下儲量較上年減少了 149 億立方米，同比降低26%。

4.3.2.其他一次能源：同樣依賴進口，長期替代存疑

歐洲煤炭進口依賴俄羅斯。自 1982 年起，歐洲煤炭產量和消費量呈下降態勢，2021 年歐洲煤炭產量和消費量分別為57.83 萬億焦耳和100.12萬億焦耳。產需方面，自 1981 年起，歐洲煤炭消費量一直遠超產量，2021年產需差為 42.29 萬億焦耳。進口方面，2021 年歐洲煤炭進口中有50.2%來自於俄羅斯，另有少部分煤炭進口來自於哥倫比亞、美國和澳大利亞，分別占總煤炭進口數的 17.1%、15.5%和 8.4%。歐洲煤炭進口依賴俄羅斯，通過使用煤炭代替天然氣並不會解決歐洲對俄羅斯的進口依賴。

長期來看，歐洲各國「脫煤」決心仍在。歐洲多國已承諾近十五至二十年內正式淘汰煤炭。其中，法國承諾 2024 年正式淘汰煤炭，希臘等四個歐洲國家承諾 2025 年淘汰煤炭，德國承諾於2038 年淘汰煤炭。天然氣在電力、工業以及城市燃燒取暖等方面仍然難以被取代。2022 年2月2日，歐盟提議將天然氣列為可持續投資，歐洲主流國家仍對天然氣的持續使用持支持態度，且歐盟已簽署《全球甲烷減少排放案》，明確制定了2030年將甲烷排放量減少 30%的目標，歐洲「脫煤」決心仍在，天然氣難以被煤炭或石油替代。

歐洲石油產需差距大，2021 年俄羅斯為歐洲最大石油出口國。根據《世界能源統計年鑑》數據，2021 年歐洲每天生產石油342 萬桶，消費1353萬桶，產需差達 1011 萬桶，歐洲石油能源依賴進口。從歐洲石油進口結構看，2021 年 29%來自於俄羅斯，來自西非、伊拉克和美國的石油進口比例分別為 13.7%、12.2%和 9.4%。總體來說，歐洲石油產能緊張，進口依賴度高，且石油進口主要來自於俄羅斯。與煤炭一樣，用石油作為天然氣的替代能源也未能擺脫對俄羅斯進口的依賴。除此之外，石油的價格要遠遠高於煤炭，因此作為發電能源並不適配。

與天然氣相比，煤和石油對環境造成的污染較大。根據IGU的統計結果，每消耗 1 億千瓦時能量時，使用煤炭所產生的二氧化碳量最多，為0.76百萬公噸，使用天然氣所產生的二氧化碳僅為0.37 百萬公噸。石油發電所產生的氮氧化物和硫氧化物較多，每消耗1 億千瓦時能量排放氮氧化物0.95公噸、硫氧化物 3.02 公噸，而天然氣在使用過程中僅排放0.14公噸的氮氧化物，不排放硫氧化物。煤炭和石油在燃燒過程中所產生的有害氣體是造成全球氣候變暖和環境污染的主要因素，大規模長期使用煤和石油代替天然氣會給全球生態環境帶來較大危害。

歐洲發達國家積極推進全球碳減排進程，各國已制定相關碳減排目標。歐洲等發達國家是世界各國中較早開始碳減排進程的，2020 年歐盟已超額完成相關目標，2021 年歐盟提出到 2030 年可再生能源占比40%、2035年燃油車退市等新的減排目標，減碳進程領先。煤和石油的大量使用只會造成歐洲各國減排進程的倒退，長期來看煤和石油難以成為歐洲主要能源。

4.3.3.可再生能源：穩定性較低，短期替代無望

可再生能源是指可以無限使用的能源，包括風能、太陽能等。目前可再生能源已經得到運用，例如：光伏系統可以通過使用太陽能把直射陽光轉化為電能；風電場可以通過使用渦輪機把風能轉化為電能；大壩的渦輪機可以把水能轉化為電能等。由於可再生能源不可耗盡，且對環境的危害幾乎為 0，目前世界各國都致力於可再生能源的開發利用。

短期內可再生能源難以將天然氣取代。雖然可再生能源在成本、環保方面有著優越特性，但其不穩定的缺點較為明顯。太陽能和風能等可再生能源受天氣影響很大，無法保持使用的穩定性；可再生能源在使用前需要有較大的投資支出。受制於可再生能源的缺點，其只能用作天然氣的補充，短期內歐洲想利用可再生能源代替天然氣存在一定難度。

5.我國：需求高景氣，儲氣系統積極建設中

5.1.供給：產儲齊增，「一張網」實現全國協同

我國天然氣產量和儲量齊增。產量方面，我國天然氣產量保持上行態勢，2021 年產量為 2075.8 億立方米，較上年同比增長7.8%。儲量方面，近十年來我國天然氣儲量高速增長，天然氣儲量由2012 年的3.14萬億立方米上升至 2020 年的 8.4 萬億立方米，2020 年天然氣儲量與2019年持平。總體來說，我國天然氣產儲狀況良好，均呈現穩定增長態勢。

我國天然氣生產主要集中在四川、新疆和陝西等地。2021年四川省是我國天然氣產量最豐富的地區，總產量為522.21 億立方米，占全國總產量的 25.17%。四川盆地擁有包括頁岩氣在內的豐富的天然氣資源，是我國天然氣的重要產地。新疆和陝西天然氣產能緊隨其後，2021 年天然氣產量分別為 387.59 億立方米和 294.13 億立方米，占總產能的18.68%和14.17%。

我國天然氣氣田豐富，主要集中在四川、內蒙古等地。我國天然氣氣田豐富，天然氣氣田主要集中在中西部，包括渤海灣、松遼、準噶爾等在內的 10 大盆地。其中，新疆塔里木盆地和四川盆地資源最為豐富，占總儲氣量的 40%以上。目前，安岳氣田是我國最大的氣田，具有儲量規模大、含氣面積大、氣井產量高等優點，投產氣井日產可達60 萬立方米。我國氣田包括頁岩氣氣田、超深超高壓裂縫性緻密砂岩氣藏等多種類型，資源豐富，天然氣供給端堅挺。

我國天然氣管道運輸構建「全國一張網」，天然氣運輸便利。目前我國形成了西南、西北、東北及海上進口天然氣的「四大戰略通道」和「三縱三橫」管網布局，共連接 14 座 LNG 接收站和14 座地下儲氣庫，2021年天然氣一次入網量超 2000 億平方米。

5.2.需求：碳達峰、碳中和目標下，天然氣需求高景氣

5.2.1.我國設立碳達峰、碳中和目標，天然氣消費占比提升

「煤改氣」政策持續推進中，天然氣產業發展加快。煤炭燃燒對大氣污染較為嚴重，在環保的壓力下，我國政府出台「煤改氣」政策，將防治污染作為發展重點之一。「煤改氣」指工業和居民生活採用天然氣替換煤炭。我國「煤改氣」政策持續推動下，天然氣產業發展也將加快。從政策方面來看，2021 年 12 月，工業和信息化部、科學技術部、自然資源部聯合頒發《「十四五」原材料工業發展規劃》，規劃指出支持企業實施燃料替代，加快推進工業煤改氣，提高清潔能源的使用比例。各省級、市級政府隨後頒布相關政策。2022 年 7 月，寧夏回族自治區發改委發布《自治區碳達峰實施方案（意見徵求稿）》，方案指出集中供熱無法覆蓋的區域加快推進「煤改氣」、「煤改電」清潔供暖工程。隨著「煤改氣」政策的加速推進，我國天然氣需求將進一步提升。

我國政府出台多項政策推動天然氣行業發展。2022 年1 月，國家發展改革委、國家能源局聯合發布《「十四五」現代能源體系規劃》，規劃到2025 年，我國天然氣年產量達到 2,300 億立方米以上。各地政府發布的省「十四五」能源發展規劃中均對天然氣的發展提出指引。其中，浙江省規劃到 2025 年，全省天然氣消費量達到 315 億立方米，在一次消費能源結構中的占比達到 12.98%；遼寧省規劃到「十四五」末，天然氣產量達到10億立方米，儲氣容量達到 115 億立方米；江西省規劃至2025 年，全省天然氣消費比重提高到 6.8%，全省天然氣使用人口達到1,700 萬。

2000-2020 年間，天然氣在我國能源消費結構中占比提升。從我國2000年能源消費結構來看，煤炭占比最大，達68.5%，石油、天然氣和非化石能源占比分別為 22%、2.2%和 7.3%。2000-2020 年間，煤炭和石油占比降低，分別降低 11.7pct、3.1pct，天然氣和非化石能源占比提升，天然氣提升6.4pct至 8.6%，非化石能源提升 8.4pct至 15.7%。

5.2.2.天然氣需求持續提升，國內各地消費存在差異

我國城市燃氣普及率穩步提升，燃氣中天然氣供應量呈提升趨勢。在城市現代化中，城市燃氣發展的重要性不斷凸顯。2020 年我國城市燃氣普及率已達到 97.87%，比 2019 年提高 0.58 個百分點。從歷史數據來看，2014年起，我國城市燃氣普及率不斷提升。城市燃氣可分為人工煤氣、液化石油氣和天然氣。天然氣作為最優質的清潔能源，是城市燃氣的重要來源，未來的發展空間廣闊。2014-2020 年，我國城市燃氣中天然氣供應量由964億方提升至 1564 億方。

我國天然氣消費量持續增長，2030 年有望達到6000 億立方米。2021年我國天然氣消費量為 3,726 億立方米，同比增長12.70%，增速顯著高於2020 年天然氣消費量增速 5.6%。據國家能源局數據，預計我國2025年天然氣消費規模有望達到 4,300-4,500 億立方米，2030 年天然氣消費規模將達到 5,500-6,000 億立方米，消費規模保持高速增長。

我國各省份天然氣消費量分布不均。根據2021 年數據，我國天然氣消費規模排名前五的省份為廣東、江蘇、四川、山東和河北，天然氣消費量分別為 364、314、268、237 和 228 億立方米。廣東省和江蘇省天然氣消費規模位列前二主要因工業和製造業發達，四川省依賴於較大的人口基數和豐富的天然氣資源，天然氣消費量較大。除以上省份之外，山東、河北、北京、浙江、陝西、新疆等均為天然氣用量大省。相比較而言，廣西、雲南、貴州及西藏等地用量較小。

預計「十四五」期間各城市天然氣消費總量可達18,805 億立方米。根據《中國「十四五」天然氣消費趨勢分析》（徐博等）數據，預計「十四五」期間，各省消費量均將保持提升趨勢。其中，「十四五」期間吉林省、天津市、山東省、湖南省、貴州省、黑龍江省天然氣消費量增速較大，天然氣消費量增速分別為 9.8%、8.8%、8.8%、8.8%、8.8%和8.8%，「十四五」期間消費總量分別為223、769、1138、236、141、343 億方。

5.3.外盤天然氣漲價或帶動我國燃氣價格上行

我國進口 LNG 占比 29%，現貨價格受市場供需影響。從我國天然氣供應格局來看，2021 年進口 LNG 占天然氣總供應量的29.21%，國產氣和進口 PNG 分別占比 55.07%、15.72%。我國天然氣進口包括進口管道氣和進口 LNG，進口 LNG 價格包括長協價格和現貨價格，長協價格與原油價或美國亨利港氣價掛鈎，現貨價在原則上與油價無直接相關性，價格主要受國際 LNG 供需影響。

自俄烏衝突以來，我國 LNG 價格高漲。自俄烏衝突以來，我國LNG價格高漲。從市場價來看，截至 2022 年 7 月29 日，我國LNG市場價達6006元/噸，較 2022 年年初上升 27.52%，較 2022 年2 月初上升55.33%。俄烏衝突導致全球天然氣市場供需失衡，拉升我國LNG 價格。

裏海石油和天然氣資源豐富，由 5 國共同開發。裏海位於歐亞交界處，是世界上最大的湖泊，蘊藏著豐富的石油和天然氣資源。裏海天然氣儲量約為 160,000 億立方米。裏海沿岸接壤 5 個國家，包括俄羅斯、哈薩克斯坦、土庫曼斯坦、伊朗、亞塞拜然。在資源開發方面，2018 年5 個國家簽署《裏海法律地位公約》共同開發裏海資源。

裏海是我國重要的天然氣來源。中亞天然氣管道自2009 年運營，起始於土庫曼斯坦和烏茲別克斯坦的邊境，穿越烏茲別克斯坦和哈薩克斯坦，在新疆霍爾果斯口岸進入我國境內，與我國西氣東輸的管道連接。目前3條管線已經通氣，對我國的輸氣規模為 550 億方/年，如4 條管線全部通氣，則輸氣規模將達到 800 億方/年。裏海資源對我國的天然氣進口意義重大。

俄烏戰爭之下，歐洲加快布局裡海資源或將拉高輸往我國的價格。裏海被歐洲視為能源供給多元化的重要地區之一，歐洲注重裏海天然氣資源布局。近年來，歐洲國家推進建設「南部天然氣走廊」，包括「跨亞得里亞海天然氣管道項目（TAP）」、「跨安納托利亞管道項目（TANAP）」等項目，目的在於實現繞開俄羅斯以進口裡海天然氣。以TANAP為例，2018年 TANAP 開通，輸送土耳其氣量達 60 億立方米，輸送歐洲氣量達100億立方米。俄烏衝突之下，歐洲尋求天然氣進口資源的緊迫性提高。俄烏衝突發生後，歐洲加速推進兩條管道的輸送能力的擴容以及土耳其-希臘-義大利管道項目的建設。歐洲加緊布局裡海天然氣資源將拉動裏海能源的需求提升，或將導致輸往中國的天然氣價提升。

海運價格高位，LNG 進口成本提升。近期，俄羅斯幾次降低「北溪一號」管線輸送量，歐洲不得不加緊尋求包括進口LNG的天然氣供應。LNG貿易的加大導致海運需求大量提升，疊加航線受阻被封，供給不及需求的情況下，全球海運價格高漲。2022 年以來，波羅的海運費指數在5月23日達到峰值，指數為 3369，較 2022 年年初上漲47.44%。LNG船供不應求將進一步加劇 LNG 市場供應緊張情況。

6.重點公司分析

6.1.天壕環境：陝西-山西段通氣在即，銷量將持續提升

公司投資運營神木-安平煤層氣長輸管道項目，是國內唯一長輸管網上市公司。公司燃氣板塊的主要涵蓋天然氣貿易及銷售、長輸管道輸送、城市燃氣輸配等業務。2018 年公司子公司北京華盛與中聯公司共同投資建設運營神木——安平煤層氣長輸管道項目，增強了氣源優勢，未來發展空間較大。 2021 年起營收及業績高企。公司 2022 年第一季度實現營業收入8.5億元，同比增長 141.36%，2021 年實現營業收入20.52 億元，同比增加21.16%。歸母淨利潤方面，2022年第一季度歸母淨利潤1.32億元，同比增長1585.83%，2021 年公司歸母淨利潤大幅增長，達 2.04 億元，同比增長265.38%。隨著神安線及管線周邊相關項目投產運營，公司業績有望進一步提升。

公司神安線助力銷量逐步增長。公司2021 年天然氣銷量為6.60億立方米，同比增長 48.47%，2020 年銷量為 4.44 億平方米，同比增長8.36%。2018年公司開始建設神木——安平煤層氣長輸管道項目，為華北、華東地區市場提供天然氣，其中山西康寧-河北鹿泉段已全線通氣，向河北地區客戶實現了銷售，目前已成為河北省的第三大氣源。目前在建段為陝西-山西段，根據公司公告顯示，陝西-山西段預計於 2022 年9 月底或10 月完成物理連接，遠期售氣規模或將持續增長。

6.2.廣匯能源：能源行業領軍企業，綜合實力強勁

公司是能源行業的領軍企業，氣、煤、油產業協同發展。公司是行業領先的能源供應商，主要涉及液化天然氣、煤化工、石油天然氣勘探開發領域，構建能源產業鏈，並向下游終端銷售領域不斷延伸。公司是中國第一個大型陸基 LNG 生產供應商，也是第一個建設運營跨境天然氣管道的民營企業，目前在穩步發展國內產業的同時，也在積極開拓中亞、北美國際市場。 公司營收大幅提升，歸母淨利潤觸底反彈。營業收入方面，2022年第一季度公司營業收入達 93.98 億元，同比增長70.10%；2021 年公司營業收入達 248.65 億元，同比增長 64.30%。歸母淨利潤方面，公司2022年第一季度歸母淨利潤達 22.13 億元，同比增速175.67%；公司2021年歸母淨利潤達 50.03 億元，同比增速 274.40%，創近年新高。

6.3.新天然氣：煤層氣開採技術領先，潘莊、馬必雙管齊下

國內煤層氣開採龍頭，一體化布局逐漸完善。公司立足新疆，主營業務包括城市天然氣的輸配、銷售、入戶安裝和煤層氣開採等。公司的天然氣銷售和入戶安裝業務涉及民用、商用及工用領域，壓縮天然氣運輸主要面向加氣站，為 CNG 汽車供氣。公司子公司亞美能源在煤層氣開採領域居行業前列，是我國第一家成功採用多分支水平井鑽探系統技術的煤層氣開發商。 2021 年公司營收、歸母淨利潤均上漲。營業收入方面，2022年第一季度公司營業收入達 10.56 億元，同比增速60.51%，2021 年公司營業收入達26.17 億元，同比增長 23.89%。歸母淨利潤方面，2021 年公司歸母淨利潤10.28 億元，同比增長 186.49%。

公司控股亞美能源，潘莊、馬必項目保障氣源優勢。公司於2018年收購亞美能源，亞美能源深耕煤層氣開發領域，具有雄厚的技術實力和豐富的項目經驗。同時，亞美能源煤層氣開發前景十分廣闊，探明儲量占中國煤層氣探明地質儲量的 70%。其潘莊區塊2017 年至2021 年產銷逐年增加，2021 年產銷分別為 11.75 和 11.42 億立方米。2021 年馬必區塊產銷均大幅提升，分別為 1.23 和 1.08 億立方米，同比增速分別為84.22%和76.66%。

（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