（報告出品方/作者：光大證券 趙乃迪 蔡嘉豪）

1、碳中和目標加速能源結構轉型，天然氣替代煤炭需求廣闊

1.1、天然氣：高熱值、低碳排放的化石能源

天然氣産業鏈可以分爲三個環節：上遊的勘探開采、中遊的倉儲運輸和下遊的分銷應用。天然氣是清潔低碳的化石能源，早期受到氣體管道建設以及運輸安全等方面的限制，發展較爲緩慢。隨著科學技術的發展，天然氣勘探開采技術取得大幅進步，産量不斷上升，並開始普遍運用于生産生活中。

天然氣的主要成分爲甲烷，並且含有少量的乙烷和丙烷，幾乎不含硫、粉塵和其他有害物質。

汙染物排放方面，相比于煤炭和石油，天然氣燃燒更完全，燃燒産物只有二氧化碳和水，汙染水平較低；二氧化碳排放方面，天然氣的碳飽和度較高，且熱值高于煤和石油/石油制品，因此天然氣的單位碳排放較低，是一種碳友好型化石能源。

我們根據國家標准中的不同能源熱值（以平均低位發熱量計）和碳排放交易網計算的二氧化碳排放系數（消耗單位質量能源産生的 CO2）測算得到常見能源單位熱值碳排放量，天然氣僅爲原煤的 61%，原油的 77%。

在生産實踐中，天然氣已被證實是一種碳友好型能源。

發電方面，根據上文測算，天然氣本身單位熱值的碳排放僅爲原煤的 61%，同時，燃氣電廠發電效率較高，我國燃煤發電機組發電效率最高爲 47%左右，而大容量燃氣輪機聯合循環效率可達 60%以上。因此，燃氣電廠的單位發電量碳排放，僅爲最先進的煤機排放量的一半左右。

民用燃氣方面，根據龐軍等《我國城市天然氣替代燃煤集中供暖的大氣汙染減排效果》測算，在我國 15 個重點供暖城市中,2010 年如果采用天然氣替代燃煤集中供暖,共可減少 CO2排放量 2190.71 萬噸、顆粒物(PM) 排放量 734.24 萬噸、SO2排放量 40.21 萬噸、NOx排放量 22.56 萬噸、CO 排放量 3.49 萬噸,城市利用天然氣替代燃煤集中供暖對 CO2、顆粒物(PM)、SO2和 NOx都有較明顯的減排效果。

近年來除了 2009 年的全球金融危機以及 2020 年的全球新冠疫情期間出現天然氣消費量回落之外，其余年份全球天然氣消費量始終保持穩步增長趨勢。

天然氣在全球一次能源消費中的占比不斷擴大，與石油、煤炭占比的差距逐年縮小，2020 年天然氣在全球一次能源消費結構中的占比已經達到 24.7%，與煤炭的占 比 27.2%相近。

1.2、碳中和推動能源結構轉型，天然氣成爲實現碳達峰的橋梁

碳中和推動我國加速能源結構轉型碳中和是指在一定時間內人類活動所産生的二氧化碳排放量與大自然所吸收的二氧化碳量相等，從而達到碳排放總量爲零的狀態。全球“碳中和”目標的提出始于 2015 年由 200 個國家和地區達成的《巴黎協定》。

截至目前，全球已有超過 120 個國家和地區提出了自己的碳中和達成路線。2020 年 9 月 22 日，我國碳中和目標在第 75 屆聯合國大會中首次被明確，會議上提出“中國將提高國家自主貢獻力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力爭于 2030 年前達到峰值，努力爭取 2060 年前實現碳中和”。

“碳達峰+碳中和”已成爲國家戰略。

我國溫室氣體排放主要來自發電供熱和制造業、建築業。

2018 年我國二氧化碳排放量爲 95.70 億噸，其中發電和供熱碳排放量達 49.23 億噸，占比 51%；制造業和建築業碳排放量爲 26.73 億噸，占比 28%。

按大類行業來看，2000 年以來能源行業始終爲我國最主要的二氧化碳排放行業。

廣義的能源板塊包括能源的産生、轉換、消費過程，用途包括驅動、産熱等，是大多數二氧化碳排放的來源。因此，實現能源結構轉型，提高新能源的使用，將成爲碳減排的關鍵。

天然氣代替煤和石油是通往碳達峰的必經之路

長期來看，大力發展非化石能源是實現碳中和的最終路徑。但是，風能和太陽能等非化石燃料替代品還處于相對早期階段，技術發展不成熟，供應不穩定，成本較高。

而天然氣做爲最清潔的化石能源，相比于非化石能源，在供應穩定性和獲取成本方面具有較大的優勢，因此若要在中短期內減緩碳排放的上升速度乃至碳達峰，在發展非化石能源的同時，也必須大力推動天然氣的使用。

在碳中和大背景下，我國“煤改氣”進程提速，提倡將“燒煤炭”改爲“燒天然氣”，各地清潔環保政策頻出，“煤改氣”政策不斷推進。從表觀消費量上來看，2011-2020年天然氣表觀消費量 CAGR 高達 11%，天然氣需求增長顯著。

海外經驗顯示，政策推動碳減排的環境下，天然氣的需求量將持續上升。

2021 年 7 月，歐盟收緊碳排放政策，進一步降低總體排放上限，並提高其年減排率要求：逐步取消航空免費排放配額，並首次將航運排放納入歐盟排放交易體系；爲解決道路交通和建築物減排不足的問題，爲運輸和建築業設立了單獨的排放交易系統。

碳排放政策趨嚴下，歐洲碳排放市場上碳價不斷攀升，碳排放期貨交易價格屢創新高，促使企業轉向使用更爲清潔的天然氣。

各省市政策驅動下，我國“十四五”期間天然氣需求有望維持高增長我國各省市積極規劃“十四五”期間天然氣行業發展政策，“十四五”期間我國天然氣需求有望持續增長。

據我國學者徐博等在《中國“十四五”天然氣消費趨勢分析》中的測算，我國“十四五”期間天然氣需求 CAGR 有望達到 5.8%。

據我國學者徐博等在《中國“十四五”天然氣消費趨勢分析》測算，我國“十四五”期間天然氣消費總量最多的省份爲江蘇、四川、廣東、北京和山東等。江蘇省和廣東省都擁有衆多的工業園區和較強的經濟實力，在玻璃、陶瓷、電子等行業中已形成較大規模的用氣量。

同時，這兩省的天然氣發電量也在全國排名前列，所以憑借工業和發電用氣，天然氣消費遙遙領先。四川省和山東省都是人口大省，經濟發展也較爲迅猛，並且四川和山東兩省天然氣供給較爲充足。不過，四川省的天然氣消費主要依賴較高的城鎮氣化率和人口基數，山東省則偏重于工業領域的“煤改氣”。

北京市由于首都的特殊政治地位，在各領域的“煤改氣”中都一馬當先，較高的消費量主要來自城鎮燃氣和天然氣發電。“十四五”期間天然氣消費總量較少的是西藏、雲南、廣西、貴州和甯夏等省份。西藏自治區尚未連通國家天然氣幹線，且地廣人稀、消費領域有限。雲南、 廣西、貴州和甯夏等省份都是欠發達地區，工業發展不足，對天然氣價格的承受力低，同時天然氣資源有限。

2、天然氣定價：海外以市場化定價爲主，我國市場化定價與管制並存

2.1、海外定價市場化爲主

全球天然氣的貿易市場主要有北美、歐洲、亞太三大市場。由于不同地域之間天然氣儲量、開采量、消費量、基礎設施建設等方面的不同，以及天然氣貿易中的運輸成本差異，天然氣的定價機制具有一定的地域色彩，其價格目前還無法做到全球統一。

分地區看，美國市場完全實現市場化定價，由于 2004 年的頁岩氣革命，使得其天然氣産量大幅提高，不僅能夠滿足國內需求，還有大量天然氣用于出口，其天然氣價格也在 2004 年之後不斷下降，相比于其他的市場價格更低；歐洲市場中英國采用 NBP 平衡點指數價格，是市場化定價的模式。

亞太地區的定價模式受日本 LNG 進口貿易影響較大，與原油指數挂鈎。從近幾年各大市場的變化趨勢來看，天然氣價格趨勢是全球趨同，未來隨著全球天然氣貿易的不斷發展，天然氣定價機制將會趨向于全球一體化。

北美天然氣定價：樞紐制下的完全市場化定價

北美地區天然氣貿易主要參與者爲加拿大、美國和墨西哥，是天然氣定價市場化程度最高的地區，其中美國天然氣市場的發展改革對北美地區天然氣定價起到關鍵作用。

在 1938 年以前，美國天然氣管道處于供銷一體化局面，政府缺乏對管道公司監管導致管道公司壟斷經營，天然氣定價被管道公司把控，市場化程度比較低。

1938 年美國出台《天然氣法案》成立聯邦電力委員會（FPC）來加強對州際管道的監管，1954 年出台的《菲利普決議》賦予聯邦電力委員會監管井口價的權力，但在聯邦電力委員監管下井口價長期維持不變，抑制了天然氣上遊的生産積極性。

1978 年，美國出台天然氣政策法，取消對新訂協議井口價的管制，對已簽訂的協議價格管制維持不變。同年聯邦能源監管委員會（FERC）取代聯邦電力委員會成爲天然氣州際管道監管方。

此後價格管制逐漸放松，至 1989 年頒布《1989 年天然氣井口價廢除管制法》，宣布1993 年撤銷所有的價格管制。

隨著美國天然氣交易市場化程度越來越高，許多交易樞紐在管道交彙處形成，龐大的天然氣交易量以及天然氣現貨和期貨市場的發展，推動了天然氣定價機制的標准化和透明化。亨利港交易中心逐漸發展壯大，成爲影響整個北美地區市場的定價中心。

歐洲天然氣定價：交易中心制與淨回值法

歐洲早期大多數國家的天然氣管道運營商是壟斷經營，在 1960-1998 年間大多是國家或者區域壟斷市場。

1998 年，歐盟頒布 98/30/EC 指令，明確了內部天然氣市場的共同規則，鼓勵成員國開放本國天然氣市場，引入第三方准入並規定天然氣市場的開放進程表等，但由于德國、法國堅持能源自主可控，該指令效果不佳。

2009 年，歐盟頒布《天然氣內部市場通用規則》，希望通過對管道公司的拆分實現天然氣市場定價的公平。

2009/715/EC 要求獨立管道運營商（TSO）實行“入口-出口”的管輸費價格機制，使得交易可以在管網內部任一地點發生，不受制于具體的交割地理位置，推動了歐洲天然氣虛擬樞紐的形成。

目前歐洲地區按照不同的功能將天然氣管網劃分爲幹線管網、區域管網和配氣管網，圍繞管 網系統建立了許多虛擬交易樞紐，其中最成熟的是英國 NBP 樞紐和荷蘭 TTF 樞紐。

淨回值法是 21 世紀初歐洲天然氣長期合同定價的主要形式。

因爲天然氣正在逐漸替代石油、燃料油、柴油等産品，需要制定合適的天然氣價格來體現其對替代産品市場的影響（往往這兩種替代品由同一公司銷售）。

因此，天然氣以被替代産品的價格爲基礎進行定價。

天然氣的淨回值=對用戶來說最便宜的可替代能源的交貨價格（含稅，按照效率差別或符合環境標准/限制的成本進行調整）-天然氣運輸成本-存儲天然氣成本-所有對天然氣征收的稅。 一般的淨回值定價公式如下所示（法國國際關系研究所，2011）：

在這個公式中，Pm 代表該 m 月的天然氣價格。

P0表天然氣參考價格，而 LFO0和 HFO0則是輕質燃油和重質燃油的參考價格。LFOm 和 HFOm 代表該 m 月的價格，但事實上它們是過去 6—9 個月的平均值，存在 1—6 個月時間滯差。系數 0.60 和 0.40 分別代表與輕質燃油和重質燃油競爭的細分市場份額。系數 0.80 和 0.90 爲傳遞因數，在油類制品價格發生改變時起作用

亞洲的天然氣進口定價與原油價格挂鈎

日本是最早開始進口天然氣的亞洲國家。在 20 世紀 70 年代，早期的合同由日本買方與阿拉斯加、文萊 LNG 項目談判決定，合同內 LNG 名義價格固定且相對于原油價格有所上浮。1973 年第一次石油危機後，與油價挂鈎的方法被引入。

此時，大多數長期 LNG 交易協議中有這樣類似的定價公式： P（LNG）=A*P（原油）+B 其中 P（LNG）爲 LNG 的價格，P（原油）爲原油價格， A 和 B 爲常數，由買賣雙方協商確定。常數 A 通常被稱爲“斜率”，在長期合同中其值爲 0.05-0.183，雙方確定一些基本參數來制定 LNG 在 CIF 合同的價格，這一定價方式在 1977 年開始用于 LNG 合同。

隨著韓國、中國台灣、印度和中國大陸等新的天然氣進口買方興起，他們采用了與日本買方相似的與油價挂鈎的方式。

由于較早開始進口天然氣的日韓國家天然氣資源匮乏，爲了吸引其他國家出口天然氣到亞洲，不得不采用與國際石油挂鈎的價格進口 LNG，進口合同通常爲原油價格加上溢價來購買現貨，進口的天然氣再以政府規定的價格向國內出售。

到 21 世紀初，這些合同已經變成基于進口到日本原油的平均價格定價，日本原油雞尾酒（JCC）價格在太平洋地區的 LNG 進口商中成爲共同基准。

2.2、國內定價政策：政府指導終端價格，市場決定貿易價格

天然氣的主要存在形式可分爲液化氣（LNG）和管道氣（PNG）兩大類；按照來源分爲貿易氣和自産氣；按照開采手段可分爲常規氣和非常規氣，其中非常規氣包括煤層氣、頁岩氣等。

天然氣的定價分爲三部分：

天然氣開采方的開采成本加上利潤形成的井口價，以及貿易商的貿易成本加上利潤形成的到岸價；井口價/到岸價加上管輸費稱爲門站價；在門站價格基礎上加上城市配氣費即爲終端 價。

國內終端價格受政府指導

目前，我國 LNG、非常規氣價格機制已全部實現市場化，而管道氣出廠價、管輸費和配氣費受到政府指導價管制。

出廠價：目前國內天然氣出廠價的決定機制爲淨回值法，選取上海市場（中心市場）作爲計價基准點，中心市場天然氣門站價格按照略低于等熱值可替代能源價格的原則確定。可替代能源品種選擇燃料油和液化石油氣（LPG），權重分別爲 60％和 40％。

管輸費：管道運輸價格實行政府定價，按照“准許成本加合理收益”的方法制定，即通過核定准許成本、監管准許收益確定准許收入，核定管道運價率。

准許收入=准許成本+准許收益+稅金；准許收益=有效資産×准許收益率，准許收益率按 8%核算；運價率=准許收入÷總周轉量，總周轉量爲價區內所有管道周轉量之和。單條管道周轉量=管道運輸合同約定路徑的距離×結算氣量。

區管道負荷率（總結算氣量除以總設計輸氣能力）低于 75%時，按 75%負荷率對應的氣量確定周轉量。

配氣費：配氣價格按照“准許成本加合理收益”的原則制定，即通過核定城鎮燃氣企業的准許成本，監管准許收益，考慮稅收等因素確定年度准許總收入，制定配氣價格。年度准許總收入由准許成本、准許收益以及稅費之和扣減其他業務收支淨額確定。

配氣費的決定機制與管輸費基本相同，但是准許收益率爲 7%。

進口天然氣長期合同造成進口企業虧損

國際貿易天然氣價格一般都采用“照付不議”長期合同，一般與國際原油價格或石油産品價格聯動。我國進口天然氣的長期合同價格都與石油或油品等替代能源挂鈎聯動，如中亞天然氣管道進口天然氣價格（土庫曼斯坦離岸價）與新加坡的燃料油等油品價格挂鈎聯動，中緬管道天然氣價格與國際原油價格挂鈎聯動。

我國進口 LNG 價格采用與替代能源挂鈎聯動的方式。

例如 2006 年中海油廣東大鵬與澳大利亞西北大陸架液化天然氣有限公司簽訂的 25 年長期“照付不議”合同中，規定的 LNG 基准氣源價格公式如下： P＝[(0.0525 × JCC＋1.535)× 彙率/1.0551]×(1＋0.3 %)公式中，P 爲基准氣源單價，元／GJ；JCC 爲日本原油進口 CIF 均價，其中 15≤JCC≤25，美元／bbl；彙率爲即期人民幣兌換美元的彙率；1.0551 爲 MMBtu 與 GJ 的轉換系數，0.3 %爲保險費率。

由于長期合同“照付不議”的特性，加之國內天然氣銷售價格與進口價格的倒挂，我國天然氣進口商于油價高企時簽訂的高價天然氣進口合同往往造成嚴重虧損。

以中石油爲例，2011 年至 2020 年，中石油每年銷售進口天然氣虧損額高達上百億元，十年累計虧損 2650 億元，而公司十年期的總淨利潤爲 6687 億元，進口氣虧損金額占淨利潤的 40%。

3、短期供給端推動價格上漲，冷冬預期下采暖需求旺盛

3.1、海外天然氣供給不足推動價格上漲

受新冠疫情疊加庫存不足影響，海外天然氣供給受限受新冠疫情影響，20 年全球天然氣産量滑坡。受到新冠疫情影響，勘探活動有所回落，上遊天然氣産量出現滑坡。

疫情影響下，2020 年全球天然氣産量 爲 3.85 萬億立方米，同比下降 3.3%，下降量最大的是俄羅斯（-410 億立方米）和美國（-150 億立方米）。

同時，全球天然氣勘探活動有所減少，2020 年世界天然氣總探明儲量 188.1 萬億立方米，同比下降 1.2%。

2021 年以來，隨著疫情逐步受控，全球經濟共振複蘇，天然氣産能逐步爬坡，但恢複到原來水平仍需一定時間，面對需求的快速上漲，全球天然氣供給偏緊。

歐洲天然氣庫存處于近幾年的低位。

2020 年冬季至 2021 年春季歐洲屢遭嚴寒天氣，加之 2021 年夏天較往年更爲炎熱，歐洲各國天然氣發電消耗量增加，使得供暖季來臨前天然氣庫存處于低位。

2021 年 11 月，歐洲天然氣庫存量僅爲889 億立方米，遠低于 2017-2020 年同期平均水平 1071 億立方米，天然氣庫存僅爲滿負荷水平的 73.6%。

冷冬預期下天然氣供暖需求將上升

天然氣需求對氣候變化較爲敏感，氣候的變化爲天然氣價格波動的主要原因之一。

高溫及幹旱除了直接推升用電量之外，還將導致由于水資源匮乏而引起的水力發電供電缺口；低溫嚴寒天氣將極大增加天然氣供暖需求。今年夏天北半球的高溫直接推動了亞歐美地區天然氣價格的上漲。

以美國爲例，美國的天然氣消費量爲世界首位，占 2020 年世界消費量的 22%，對全球天然氣消費量有著重大的影響。

美國天然氣發電比例較高，2020 年美國天然氣消費量的 42%用于發電；而今年夏天持續高溫天氣推動美國發電需求快速增長，導致天然氣消費量大幅增長，短期天然氣需求量增長迅速。

12 月 21 日，歐洲大部分地區氣溫降至零攝氏度以下，截至 12 月 19 日，歐洲大部分地區的電價也創下曆史新高，嚴冬天氣大幅提升了歐洲天然氣需求，歐洲天然氣庫存當前也處于曆史低位，冷冬背景下歐洲天然氣需求增長趨勢預計將維持至冬季結束。

3.2、國內天然氣價格高企，高峰限電開工率不足

我國進口 LNG 到岸價格不斷走高。我國進口 LNG 到岸價格自 2021 年 3 月 以來一路走高。截至 2021 年 11 月 30 日，我國 LNG 到岸價達到 37.22 美元/百萬英熱，同比上漲 479%。

國內 2020 年疫情造成天然氣消費量下滑，2021 年疫情得到控制，複工複産較早。

2021 年上半年國內對天然氣需求大增，2021 年 1-6 月中國天然氣消費量同比增長 20%以上。

7 月以來，我國液廠進入集中檢修期，隨著停機檢修廠家增加，我國液廠總體開工率下降。

此外，由于電力供應緊張，7 月下旬內蒙古鄂爾多斯、包頭、阿拉善、烏海等西部地區開始執行高峰限電，液廠開工率進一步下滑，LNG 供應收緊。

此外，能耗雙控政策嚴格執行也減少了天然氣的供應。

國家發改委發布的《2021 年上半年各地區能耗雙控目標完成情況晴雨表》中顯示，今年上半年，青海、甯夏、廣西、廣東、福建、新疆、雲南、陝西、江蘇 9 個省（區）能耗強度同比不降反升，10 個省份能耗強度降低率未達到進度要求，爲了在年底能夠達成年度能耗雙控目標，多個省區都相繼采取嚴格措施限電限産，天然氣上遊部分液廠受此影響停機檢修或降産，LNG 市場供應量大幅減少。

4、中長期全球供需趨于寬松，LNG 出口高增長

4.1、全球需求持續增長，亞太地區增速較快

發電需求帶動全球需求保持增長態勢天然氣可直接作爲燃料燃燒，爲居民生活和工業生産供能，也可代替煤炭作爲火力發電的原料，此外天然氣還是工業上甲烷的來源，由天然氣生産的丙烷、丁烷等是現代工業的重要原料。

2016-2020 年，全球天然氣需求持續增長，天然氣消費量由 2016 年的 3.56 萬億立方米增至 2020 年的 3.81 萬億立方米，年均複合增速 1.4%，高于 2011-2015 年間 1 %的複合增速，是增長最快的化石能源。

從消費結構看，發電和工業用氣是全球天然氣消費的主要部門。多數天然氣消費國出于環保和碳減排考慮，“棄煤”行動逐步盛行。

2016-2020 年，全球發電用氣需求由 1.2 萬億立方米增至 1.33 萬億立方米，年均複合增速爲 1.5%，占比由 37%上升至 40%，發電用氣在天然氣消費結構中排名第一；其次是工業用 氣，消費量由 8990 億立方米增至 9770 億立方米，年均複合增速爲 1.7%，占比 由 27.6%升至 30%。

美國、歐洲需求總量大，亞太地區需求增速較快

全球天然氣消費量最大的是經濟較爲發達的北美洲，占比爲 27%，其次爲新興經濟體較多、經濟活力較強的亞太地區，天然氣消費量占全球的比重從 2016 年的 20.7%上升至 2020 年的 24%，天然氣資源除了區域內主要國家自産氣外，主要依靠管道氣和液化天然氣 LNG 進口。

2016-2020 年，亞太地區天然氣消費保持較快增長，消費量從 7333 億立方米上升至 8615 億立方米。除 2020 年受新冠疫情影響外，年均增速保持在 3%以上，是推動全球天然氣消費增長的重要地區。

4.2、 全球天然氣供給增量恢複

4.2.1、美國：LNG 出口增長可期，頁岩氣增量顯著

LNG 出口能力持續增加，國內 LNG 消費壓力下降後疫情時代美國天然氣生産緩慢恢複，飓風影響逐漸消退。

目前美國是全世界第一大天然氣生産國，2020 年産量占全球總産量的 24%。2021 年二季度，美國開采天然氣 2918 億立方米，較 2020 年、2019 年同期分別增長 4.4%、2.7%。

今年 9 月飓風“艾達”造成墨西哥灣産氣設施停産，美國海灣地區關閉了 90.84% 的原油設施及 84.87%的天然氣設施。飓風過境後，10 月初天然氣産量出現恢複趨勢，飓風造成的短期供給影響將消失，不再影響美國天然氣供給。

2020 年，美國生産天然氣 9146 億立方米，其中國內消耗 8320 億立方米，其余向國際市場出口。

出口中超過一半爲輸送往加拿大和墨西哥的管道氣，其余以 LNG 的形式供給全球其他市場。

美國液化天然氣出口起步晚，但增速快，從 2016 年的 40 億立方米/年增長至 2020 年的 614 億立方米，4 年 CAGR 高達 97.7%。

美國 LNG 出口目標國以東亞國家爲主，歐洲次之，前三大 LNG 出口國爲韓國、日本、中國，2020 年出口量分別占出口總量的 15%、13%、10%。

美國 LNG 出口能力的上升得益于日益增加的出口液化站的液化能力，以及國內管網建設的大力推進。

2016 年美國的出口液化站開始投運，目前擁有年産能 1.33 億噸的出口液化能力，在建産能 4800 萬噸，已獲批未開工産能 1.87 億噸，預計到 2025 年，美國的出口液化站液化能力將超過 2 億噸/年，進一步加強出口端的液化能力。

一般來講，管道輸送天然氣的成本低于車輛輸送,因此管道氣的使用受制于管道建設而非成本，加強管道建設可以加速國內消費中管道氣對 LNG 的替代，從而增加可供出口的 LNG 總量。

2017-2021 年美國天然氣管道建設推進迅速，處于曆史較高水平，目前美國 2022-2025 年在建管道輸送能力將超過 500 億立方英尺/天，項目建成後有望加強美國國內管道氣的使用，增加 LNG 可供出口量。

頁岩氣革命大幅提振天然氣總産量

頁岩氣是指儲藏在頁岩層中的天然氣，與煤層氣、致密氣等其他能源類氣體合稱爲非常規天然氣。

與常規的天然氣“油田”不同，頁岩氣的形成和富集有其自身特點，分布在盆地內厚度較大、分布廣的頁岩層中，並在分布範圍內普遍含氣。

在不透水的頁岩層中，天然氣被儲藏在裂縫和空隙中。由于頁岩氣儲層滲透率較低，需要特定的技術手段才能提取頁岩氣，這也是早期制約頁岩氣發展的一大障礙。

20 世紀 70 年代，石油危機疊加美國國內天然氣供給不足，促使美國開始加大力度勘探儲量更爲豐富的非常規天然氣，推動了頁岩氣勘探開發技術的進步。

1982 年 Mitchell 公司開始在 Barnett 頁岩氣區研究頁岩氣開發技術，在改進壓裂介質後，于 1998 年使用水力壓裂方式取得成功，大幅降低了壓裂成本。

2002 年美國 Devon 能源公司收購了 Mitchell 公司水力壓裂技術並在此基礎上開發了水平井技術來取代傳統直井技術，使得頁岩氣的開采速度進一步加快。水力壓裂使得天然氣更順利地流到井口，而水平井技術增加了壓裂長度及與頁岩層的接觸面積，加速頁岩氣的産出。

在水平井、水力壓裂等核心技術的支持下，自 2005 年以來，美國的頁岩氣産量飛速提升，頁岩氣占天然氣産量的比重持續上升，據 EIA 統計，美國頁岩氣産量由 2007 年的 1.29 萬億立方英尺增長到 2019 年的 25.56 萬億立方英尺，年均複合增速爲 28.3%，目前已經占到美國天然氣産量的 70%以上。在頁岩氣的大力開采下，美國天然氣實現了自給自足，並成爲出口大國。

4.2.2、俄羅斯：“北溪二號”對歐供應增量即將釋放

俄羅斯天然氣的主要出口形式爲向歐洲出口管道氣。2020 年，俄羅斯出口天然氣 2342 億立方米，其中出口歐洲管道氣 1677 億立方米，占比 71.6%。

德國是歐洲最大的天然氣消費國，2020 年德國天然氣消費量爲 865 億立方米，占歐洲天然氣總消費量的 16%，德國的天然氣進口來源是俄羅斯、挪威和荷蘭，其中俄羅斯占比超過了 60%。

俄羅斯同德國與歐盟之間的能源合作由來已久，早在 1973 年冷戰期間，蘇聯就通過管道向當時的聯邦德國、意大利和奧地利等西歐國家輸送油氣。

冷戰結束後，俄羅斯資源驅動型的發展模式更促使歐俄之間的能源貿易不斷發展深化。歐洲超過 40%的天然氣供給來自俄羅斯。

俄羅斯通往歐洲的輸氣管道有五條，分別爲蘇聯時期建設、途徑烏克蘭的“兄弟”天然氣管道，經黑海通往南歐的“南流”天然氣管道，通往土耳其的“土耳其流”天然氣管道，經波羅的海直達德國的“北溪 1 號”和“北溪 2 號”天然氣管道。

“北溪 1 號”由俄羅斯和德國共同建設，參與方包括法國和荷蘭等歐盟國家的公司。

“北溪 1 號”起點在俄羅斯北部港口城市維堡，終點至德國東北部城市盧布明，包括兩條從波羅的海下面穿過的天然氣輸送管線，其中第一條管線于 2011 年 11 月開通，第二條管線 2012 年 10 月開通。“北溪 1 號”天然氣管道是首條不經過第三國，直接從俄羅斯通往歐洲的跨境天然氣管道。

2015 年 6 月，俄羅斯天然氣工業公司宣布，將與德國意昂能源集團、殼牌石油、法國能源和奧地利石油天然氣集團等 6 家歐洲能源公司合作，組成聯合公司，共同投資修建“北溪 2 號”。

“北溪 2 號”于 2021 年 9 月建成，正式通氣後每年將增加 550 億立方米天然氣的輸送能力，是未來供應歐洲管道氣的最大增量。

2021年 11 月 16 日，德國能源監管部門表示，已暫停對俄羅斯和德國之間有爭議的“北溪 2 號”天然氣管道項目的認證程序。

德國政府方面表示，俄羅斯天然氣工業股份公司計劃在德國建立一個子公司，以擁有並運營“北溪 2 號”的 德國段。

只要主要的資産和人員轉移到子公司，並符合所有法律規定，認證過程可以重啓。“北溪 2 號”在今年冬季啓用的希望現已完全破滅，預計“北溪 2 號”項目的啓用可能會推遲到 2022 年 3 月。

啓用後“北溪 2 號”每年將爲歐洲 輸送 550 億立方米天然氣，占歐洲 2020 年天然氣消費總量（5448.5 億立方米） 的 10%以上，中長期來看將有效滿足歐洲冬季的供暖需求。

5、國內需求高速增長，進口依存度持續提升

5.1、國內天然氣供給以“三桶油”爲主，進口依存度上升

我國自産天然氣的主要來源是三大國有石油公司——中石油、中石化、中海油，三者産量占全國總産量的 90%左右。其中又以中石油爲主導，中石油的産量占全國總産量的 60%以上。

近年來，由于我國油氣勘探開發速度緩慢，主要以提高儲采比的手段增加天然氣産量，但是産量增速不及消費，進口依賴進一步加強。

中石油的天然氣新增探明儲量自 2013 年的最高點 10.96 萬億立方英尺下降到 2020 年的 4.43 萬億立方英尺，中石化的天然氣新增探明儲量亦從最高時的超過 3 萬億立方英尺縮減至 2020 年的 1.12 萬億立方英尺。

勘探速度緩慢的背後是油氣勘探開發投入不足。

根據國家統計局數據，我國石油和天然氣開采業投資額自 2014 年達到 3948 億元高位後，2015 年下降至 3425 億元，2016 年持續走低至 2331 億元，雖然 2017 年投資額小幅回升至 2649 億元，但仍未恢複至 2015 年的投資水平。

儲采比的提升一定程度上增加了我國天然氣産量，中石油、中石化的天然氣儲采比連續數年低位運行。

2011-2020 年，我國天然氣産量從 1026.9 億立方米增至 1888.5 億立方米，年均複合增速 7%；消費量從 1308.74 億立方米增至 3250.37 億立方米，年均複合增速高達 11%。

我國天然氣産量的增長不及消費需求的增長，進口依存度從 22%上升至 42%。

5.2、 管道氣進口提升空間較大，接收站建設保障 LNG 供應

中俄線、中亞 D 線建設提升管道氣進口長期增長潛力 2020 年，我國進口天然氣 10181 萬噸，其中管道氣 3452 萬噸，LNG 6729 萬噸，LNG 爲我國天然氣進口的主力。

截至 2020 年 12 月，中國天然氣長輸管道總裏程近 8.3 萬千米，其中新粵浙線潛江至郴州段、中俄東線中段分別于 2020 年 6 月和 12 月正式投産，青甯天然氣管道于 2020 年 12 月全線貫通，中俄東線南段（永清-上海）開始建設，同時省級管網、管網互聯互通均如期推進。

管道氣進口方面，我國已建、在建和規劃新建中亞天然氣管道 A 線、中亞天然氣管道 B 線、中亞天然氣管道 C 線、中亞天然氣管道 D 線、中緬天然氣管道、中俄東線天然氣管道、中俄西線天然氣管道等 7 條陸路進口天然氣管道，全部建成後，進口能力達 1650 億立方米/年。目前，中亞 A-C、中緬管道、中俄東線中段已全部建成投産，中亞 D 線、中俄西線還在建設中。

2020 年，緬甸、中亞三國、俄羅斯分別向我國供氣 42.5、399.4、41.5 億立方米，除了中亞線利用率達到 80%外，中緬線建成後利用率一直處于低位，而中俄東線正處于建設中，供氣量尚在爬坡初期。我國管道天然氣進口量仍有較大的提升空間。

配套設施建設逐步推進，LNG 接收能力持續提升 2020 年，我國進口 LNG 達 6729 萬噸，前五大氣源國分別爲澳大利亞、卡塔爾、馬來西亞、印度尼西亞、巴布亞新幾內亞，占進口總量的 76%。

2020 年中國共完成 4 座 LNG 接收站的擴建，分別爲廣西北海 LNG（二期）、浙江甯波 LNG（二期）、江蘇啓東 LNG（三期）、天津 LNG（二期），合計新增 LNG 接收能力 1085 萬噸。

截至 2020 年 12 月，全國已建成並投運 22 座 LNG 接收站，總接卸能力達 8700 萬噸/年。目前正在建設 LNG 接收站 17 座，合計産能 7230 萬噸。預計到 2025 年，全國 LNG 總接收能力將超 1.6 億噸/年。

5.3、氫能行業景氣度提升，天然氣制氫需求可期

氫是一種來源廣泛、清潔無碳、靈活高效、應用場景豐富的二次能源。氫氣的能量密度超 120MJ/Kg，是汽油的３倍，加大氫能利用是我國實現碳達峰、碳中和的重要對策。

氫能産業鏈所涉及的環節和應用場景衆多，包括上遊氫能制造、中遊氫能儲存運輸、下遊交通領域、儲能領域、工業領域應用，具有廣闊的發展空間。

制氫路線多樣，煤制氫爲主流制氫方式。

目前，氫氣主要由以下三種技術路線制取：一是以煤炭、天然氣爲代表的化石能源制氫；二是以焦爐煤氣、氯堿尾氣、丙烷脫氫爲代表的工業副産氣制氫，三是電解水制氫。根據中國氫能發布報告數據，我國制氫原料中煤使用最廣泛，占比達 64%，天然氣占比達 15%。

未來若我國征收碳稅，煤制氫相對于天然氣制氫的成本優勢縮小。

煤制氫曆史悠久，通過氣化技術將煤炭轉化爲合成氣，再經水煤氣變換提取高純度的氫氣，技術路線成熟高效，可大規模穩定制備，是國內主要的制氫方式。

根據 2018 年張彩麗學者的《煤制氫與天然氣制氫成本分析及發展建議》，按天然氣到廠價 2.5 元/m³，煤炭 450 元/t 測算，天然氣制氫成本爲 12831 元/t,折合 1.14 元/m³，煤制氫成本爲 9903 元/t，折合爲 0.869 元/m³。目前全球減排任務日益嚴峻，隨著環保壓力的加大，征收碳稅將不可避免。

根據《煤制氫與天然氣成本分析及發展建議》（張彩麗）測算，碳稅每變化 25 元/t，天然氣制氫成本變化 0.01 元 /m³，而煤制氫變化 0.05 元/m³，碳稅對煤制氫的影響大于天然氣制氫，在碳稅征收的背景下，煤制氫成本優勢下降。

當前我國氫能産業正在快速發展，中央支持政策密集出台。

氫能將成爲中國能源體系的重要組成部分，根據《中國氫能源及燃料電池産業白皮書 2019》公布的目標，預計到 2050 年氫能在中國能源體系中的占比約爲 10%，氫氣需求量接近 6000 萬噸；全國加氫站達到 10000 座以上，交通運輸、工業等領域將實現氫能普及應用，燃料電池車産量達到 520 萬輛/年。

中國政府對發展氫能持積極態度，已在多項産業政策中明確提出要支持中國氫能産業發展，2021 年國務院在《“十四五”規劃及 2035 年遠景目標綱要》中提到，在包括氫能與儲能在內 的前沿科技和産業變革領域，組織實施未來産業孵化與加速計劃。近年來政府政策密集出台，支持力度不斷加大。

氫能産業快速發展，帶動未來十年天然氣領域需求增長。

1）根據中國氫能聯盟統計，到 2030 年，中國氫氣需求量將達到 3500 萬噸，到 2050 年氫氣需求量接近 6000 萬噸；

2）根據中國氫能聯盟預測，到 2030 年、2050 年化石燃料制氫占比分別下降到 60%和 20%，根據 2019 年中國氫氣生産結構按煤制氫和天然氣制氫在化石能源制氫構成比例爲 82%、18%計算，2030 年天然氣制氫量可達 378 萬噸，2050 年天然氣制氫量可達 216 萬噸；

3）根據 2021 年常宏崗學者的《天然氣制氫技術及經濟性分析》一文，制造一噸氫氣需要 3.9 噸天然氣，則 2030 年制氫領域對天然氣的需求爲 1474 萬噸，2050 年爲 842 萬噸， 2021-2030 年 CAGR 爲 3.6%，天然氣制氫有望持續拉動天然氣需求增長。

6、報告總結

在碳中和目標的大力推動下，我國天然氣需求有望持續增長，天然氣生産商將充分受益于天然氣價格上漲；進口需求提升的背景下，天然氣接收站建設有望加速。

行業公司：

1）自産氣龍頭、進口氣業務扭虧爲盈的中國石油（A+H）；

2）聚焦天然氣主業、21 年 H1 業績實現高增長的新奧股份；

3）綁定國際原油巨頭，LNG 業務增量可期的九豐能源。

4）LNG 接收站業務超預期，擁 有 LNG 接收站優秀核心資産的廣彙能源；

5）聚焦城燃主業的新奧能源；

6）聚焦天然氣終端零售，核心業務高成長的昆侖能源；

7）聚焦煤層氣開采業務的新天然氣、藍焰控股。

6.1、中國石油：油氣價格上行的最大受益生産商

中國石油天然氣有限公司是全國最大的油氣生産和銷售商，是世界最大的石油公司之一。2021 年前三季度，公司實現營業收入 18803 億元，同比增長 31.8%；實現歸母公司淨利潤 751 億元，同比增長 646.4%。

截至 2021 年 12 月 24 日，中國石油 A 股 PB-MRQ 僅爲 0.73 倍，H 股 PB-MRQ 僅爲 0.42 倍，均處于曆史底部，公司價值被顯著低估。

天然氣生産龍頭，進口氣扭虧爲盈

中國石油是全國最大的天然氣生産商，2020 年公司天然氣已探明儲量爲 76 萬億立方英尺，年均可生産超過 4 萬億立方英尺天然氣，産量占全國總産量的 60%以上。在天然氣價格快速攀升的背景下，受益于天然氣價格的上漲，公司自産氣方面業績有所提升。

此外，公司進口氣在多年虧損後終于在 2021 年開始扭虧爲盈。

公司大力加強天然氣采購成本管控，積極開發直供直銷客戶，加強與城市燃氣、發電等客戶 的戰略合作，嚴格執行價格政策，優化銷售結構，通過線上競價交易等市場化措施提升銷售效益，實現天然氣銷售量效齊增。

加大勘探力度，銷售渠道優勢明顯在上遊資源勘探方面，公司積極加大油氣勘探開發力度，強化頁岩油氣攻關，在鄂爾多斯盆地、四川盆地和准噶爾盆地取得一批重要發現和重要進展。在油氣生産方面，公司深化産運銷儲協調聯動，持續推進“穩油增氣”戰略。

在煉銷一體化方面，公司是國內成品油銷售雙寡頭之一，擁有強大的終端渠道優勢和銷售網絡優勢，不僅能夠通過自有零售渠道銷售自己的産品，同時還掌握了大量低價的成品油資源，市場競爭優勢明顯。

盈利預測、估值

我們維持對公司的盈利預測，預計公司 21-23 年 EPS 分別爲 0.52、0.55、0.58 元/股。

公司爲國內油氣産業龍頭公司，原油價格維持高位使得公司上遊盈利能力持續增強，且由于公司在國內天然氣氣源結構方面的優化以及進口氣方面的成本控制成效明顯，天然氣和管道板塊盈利能力得到了顯著提升，“減油增化”戰略布局逐步完成後公司的競爭優勢將更爲明顯。

風險提示：原油價格大幅下行的風險，天然氣需求不及預期的風險。

6.2、新奧股份：聚焦天然氣主業，舟山接收站支點作用顯現

新奧股份是一家涵蓋天然氣生産、批發、直銷、零售，能源技術工程服務，以及煤炭、甲醇等能源化工産品的生産和銷售的能源企業。2021 年前三季度，公司實現營業收入 796 億元，同比增長 33.8%；實現歸母公司淨利潤 32 億元，同比增長 156.5%。

舟山接收站支點作用顯現，直銷氣業務帶動盈利能力提升

公司通過托管協議獲得舟山 LNG 接收站的運營管理權，LNG 接收站二期項 目于 2021 年 6 月 28 日投入試運行，投産後其年處理能力有望達到 800 萬噸，儲氣調峰能力明顯增強。

基于龐大的下遊客戶基礎以及舟山 LNG 接收站穩定的處理能力，公司積極拓展海外進口直銷氣業務。

公司充分發揮舟山接收站的支點作用，擴大海外資源采購，不斷釋放産業鏈整體價值。

重大資産重組與股權出售，進一步鞏固天然氣産業鏈戰略布局 2020 年 9 月，公司完成重大資産重組標的資産過戶，通過資産置換、發行股份及支付現金的方式購買新奧國際及精選投資持有新奧能源的 32.80%股權，業務結構發生重大變化，此次重大資産重組標志著公司正式向天然氣産業智能生態運營商轉型。

同時，公司已于 2021 年 5 月完成其持有的參股公司新能鳳凰（滕州）能源有限公司 40%股權的出售，此次股權出售進一步提高了公司的天然氣業務占比，強化公司聚焦天然氣業務的戰略定位。

把握碳中和機遇，多措並舉深入綜合能源領域我國提出到 2030 年前實現碳達峰，2060 年實現碳中和，爲清潔能源發展帶來新機遇。

2020 年，公司位于海南省洋浦經濟開發區的綜合能源項目已正式投運，據公司 20 年年報披露，該項目可爲洋浦經濟開發區每年節約 10.7 萬噸標准煤，減少二氧化碳排放 28 萬噸。

此外公司還積極布局氫能源産業鏈，在遼甯葫蘆島開工建設公司首個氫氣供應項目，並參股上海加氫站建設，未來可結合現有能源基礎設施優勢，爲客戶提供低碳能源，增加新收入來源同時擴大天然氣銷售量。

公司多方位布局，在碳中和機遇下追求高質量發展，不斷深入綜合能源領域。

盈利預測、估值

我們維持公司 21-23 年盈利預測，預計 2021-2023 年淨利潤分別爲 29.11/ 33.70/39.25 億元，折合 EPS 分別爲 1.02/1.18/1.38 元。

風險提示 産品價格波動影響毛利的風險；天然氣需求不及預期或下降的風險。

6.3、 九豐能源：LNG 有望迎來景氣周期，公司成長空間廣闊

公司是是華南地區第一大 LPG 進口商，經營産品包括液化石油氣（LPG）、液化天然氣（LNG）等清潔能源以及甲醇、二甲醚（DME）等化工産品，主要應用于燃氣發電、工業燃料、城鎮燃氣、汽車燃料、化工原料等領域。

公司自主運營的位于東莞立沙島的綜合能源基地主要由一座 5 萬噸級綜合碼頭、14.4 萬立 方米 LPG 儲罐以及 16 萬立方米 LNG 儲罐組成，位置優越且周轉良好；與國際能源供應商常年保持良好的合作關系，LNG 方面與多家國際知名能源公司建立了長期的合作關系，能保障長期穩定的優質國際氣源供應。

2021 年前三季度，公司實現收入 116 億元，同比增長 93.7%；實現歸母淨利潤 6.09 億元，同比下 降 3.9%。

盈利預測、估值

我們維持公司 21-23 年盈利預測，預計 2021-2023 年淨利潤分別爲 10.38/ 14.03/18.18 億元，折合 EPS 分別爲 2.34/3.17/4.10 元。

風險提示 宏觀經濟波動風險，人民幣兌美元彙率風險，上遊采購價格波動風險，次新股股價波動風險。

6.4、 廣彙能源：LNG 接收站業務高增長，鐵路運煤提業績

廣彙能源是國內唯一一家同時擁有煤、氣、油三種資源的民營企業，以 LNG、 甲醇、煤炭、煤焦油爲核心産品。

公司以能源物流爲支撐，發展天然氣液化、煤炭開采、煤化工轉換、油氣勘探開發四大業務。公司立足新疆本土及中亞、面向全球，能夠獲取豐富的煤炭、石油和天然氣資源，並采取“大能源、大物流、大市場”戰略，具備從上遊資源勘探開發、到中遊資源加工轉換和物流中轉運輸，直至下遊終端市場銷售的全産業鏈布局。

2021 年前三季度，公司實現營業收入 165 億元，同比增長 65.7%；實現歸母公司淨利潤 27.60 億元，同比增長 289.5%。

LNG 接收站業務高增長，未來成長核心逐步顯現公司自 2017 年進入 LNG 接收站業務，啓東一期儲罐容量爲 10 萬方，設計周轉量爲 60 萬噸，隨著周轉規模穩步增長，資源采購能力和風險管控能力持續強化，LNG 接收站優勢逐步顯現。

2021 年，公司啓東 LNG 接收站周轉能力爲 300 萬噸/年，總罐容量達到 42 萬方。公司投資 6.46 億元用于建設 5#20 萬立方米儲罐，目前已得到江蘇發展和改革委員會批准，計劃在 2022 年實現儲罐總罐 62 萬方，周轉能力擴大到 500 萬噸/年。

此外公司計劃于 2025 年投産兩個 20 萬立方米儲罐，周轉能力將達到 1000 萬噸/年。啓東天然氣管線項目于 2020 年底投入運行，並與中石油西氣東輸南通站互連，具備天然氣上載條件，打通了進口天然氣進入內陸的通道。

同時江蘇南通 LNG 接收站及配套終端也于 2020 年 底投運，全面實現了 LNG 儲運的“液進氣出”，大幅增強公司 LNG 接收站的運行周轉能力，提升公司盈利能力。

21 年上半年啓東 LNG 接收站接卸 LNG 船舶 共計 19 艘，周轉量 113.44 萬噸（合計 159,114.75 萬方），同比增長 56.94%。與此同時公司積極開拓轉口貿易業務，加速培育新的利潤增長點，21 年上半年實現外購氣銷量 165,953.97 萬方（合計 117.98 萬噸），同比增長 76.08%。

隨著我國加快推進能源生産和消費轉型，新型城鎮化進程不斷提速和油氣體制改革有序推進，天然氣作爲清潔且經濟的能源，公司將會迎來新的發展機遇。

風險提示 天然氣價格波動風險；項目推進不及預期風險。

6.5、新奧能源：城燃主業持續增長

新奧能源爲中國最大的清潔能源分銷商之一，主營業務分爲五大部分，分別爲天然氣零售、燃氣批發、工程安裝、泛能和增值業務。

截至 2021 年 6 月 30 日，在全國 20 個省市及自治區運營 239 個城市燃氣項目，受益于兩碳背景下的工業煤改氣提速，爲2439.5萬個住宅用戶和19.1萬家工商業用戶提供燃氣服務，覆蓋接駁人口 1.17 億人。

2021 年上半年公司實現營業收入 412.3 億元，同比 +30.7%；實現歸母淨利潤 37.65 億元人民幣，同比+39.8%；實現核心利潤 36.85 億元，同比+18.4%。

2020 年集團積極把握國家低碳發展的時代機遇，全年共有 21 個綜合能源項目完成建設並投入運營，累計已投運綜合能源項目達 119 個，另有在建綜合能源項目 24 個，同時積極開展利用低碳能源包括生物質、光伏和地熱等項目。

新奧能源宣布 2030 年，公司將實現系統能效提升，能源結構調整和天然氣低碳化 三大行動，將于 2050 年前實現碳中和。

風險提示 城市燃氣價格波動風險；公司綜合能源業務擴張不及預期。

6.6、昆侖能源：聚焦天然氣終端零售，核心業務高成長

昆侖能源主要從事液化天然氣（LNG）和壓縮天然氣（CNG）終端、天然氣發電和分布式能源、液化天然氣（LNG）加工與儲運、液化石油氣（LPG）銷售等業務，業務分布于中國 31 個省、自治區、直轄市，2020 年天然氣年銷售規模 200 億立方米，LNG 接收站接卸能力 1900 萬噸，液化石油氣年銷售 600 萬噸以上，是中國國內銷售規模最大的天然氣終端利用企業和 LPG 銷售企業之一。

2021 年上半年，公司實現收入 677 億元，同比增長 29.7%；實現歸母淨利潤 205 億 元，同比增長 430.2%。

截至 2020 年末，公司燃氣項目達到 414 個，遍布全國 31 個省市，在疫情沖擊下，20 年依然實現天然氣銷量 378 億立方米，同比增長 35%。

公司堅持把城燃項目作爲市場開發和穩定效益的重點，強化新市場開發和現有客戶挖潛增 效，實現終端零售市場量效齊增。

公司創新熱電聯供、合同能源管理等合作模式，山東、湖北等公司城燃混改取得突破，四川公司開創油氣合建新局面，終端項目開發呈現規模優勢。

風險提示 天然氣價格波動風險；公司管網剝離定價後續發生重大變動的風險。

6.7、新天然氣：大型城燃公司，控股子公司煤層氣發力

新疆鑫泰天然氣股份有限公司是新疆的大型城市燃氣運營商服務商，主要從事城市天然氣的輸配、銷售、入戶安裝以及煤層氣開采業務。

公司擁有控股子公司亞美能源 51.65%的股權，爲國內煤層氣開采龍頭企業。2021 年前三季度，公司實現營業收入 16.99 億元，同比增加 23.2%，實現歸母淨利潤 9.08 億元，同比增加 287.8%，扣非後歸母淨利 3.53 億元，同比增加 55.5%。

公司與當地中石油昆侖燃氣公司深度合作，公司控股子公司亞美能源旗下的馬必和潘莊項目也分別與中石油天然氣集團、中海油下屬子公司中聯煤層氣公司建立了長期戰略合作關系。公司上遊氣源方面的戰略合作將減輕上遊成本壓力，未來將持續保持穩定的利潤空間。

風險提示 城市燃氣價格波動風險；亞美能源開采進度低于預期的風險。

6.8、藍焰控股：煤層氣開采龍頭

公司主要業務爲煤礦瓦斯治理及煤層氣勘查、開發與利用，主要産品爲煤層氣（煤礦瓦斯）。公司生産的煤層氣（煤礦瓦斯）通過管輸、壓縮等方式銷往山西及周邊地區用戶。

2021 年前三季度，公司實現營業收入 13.94 億元，同比增長 37.7%，實現歸母淨利潤 2.30 億元，同比增長 0.5%。經過多年發展，公司形成了煤層氣上中下遊一體化的産業鏈。

上遊已建設穩定的煤層氣生産基地，中遊按照“就近利用、余氣外輸”的原則，采用管輸、壓 縮兩種方式進行合理輸配，下遊開辟了山西及周邊地區穩定的城市燃氣、工業用氣等用戶市場，主要采用直銷方式和市場化原則將煤層氣銷售給天然氣管道公司、銷售公司和液化天然氣生産公司等單位，已初步形成從煤層氣勘查、抽采、工程設計、氣井運營，到煤層氣運儲和批發銷售等較爲完整的業務鏈條。

風險提示 煤層氣價格波動風險；煤層氣銷量低于預期的風險。

7、風險提示

行業周期性風險

天然氣是國民經濟運行的基礎性産業，景氣度受國民經濟發展周期和市場供求關系的影響較大。天然氣的市場需求與國家宏觀經濟發展密切相關，經濟周期的變化將影響天然氣等能源的需求。如果國民經濟對能源總體需求下降，將直接影響天然氣的銷售。

新冠疫情持續帶來需求不及預期風險

2021 年以來新冠疫情多次反複，傳染力更強的奧密克戎等變種病毒在全球範圍內快速擴散。天然氣産業下遊受到新冠疫情影響較大，若疫情持續反複且疫苗接種未能達到預期免疫屏障效果，將對全球市場需求造成較長時間負面影響。

進口設施建設不及預期的風險

我國天然氣進口管道和 LNG 接收站的建設周期長，不確定性大，若進口設施建設進度不及預期，可能對進口能力産生負面沖擊。

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