1.1.天然气在能源结构优化转型中迎来重要发展机会
中国双碳战略的发展背景是应对全球气候变化和可持续发展的重要需求。作为全球最大 的碳排放量国家之一，2021 年、2022 年中国（不包括台湾省、香港特别行政区）能源 方面碳排放总量分别为 105.6×108 t、105.50×108 t，中国已成为世界上碳排放量最大 的国家。中国双碳战略的目标主要包括两个方面： 碳达峰目标：中国将努力实现早日碳达峰，即将二氧化碳排放量控制在一个峰值之 上，然后逐步降低。这意味着中国将尽快达到碳排放的最高点，然后通过控制和减 排等措施来降低碳排放。 碳中和目标：中国将争取在 2050 年前后实现碳中和，即使所有温室气体排放总量 与吸收总量平衡，达到碳排放净零增长的状态。这需要通过推动清洁能源发展、能 源结构转型、改善能源利用效率、推广低碳技术创新等手段来实现。
能源是人类社会发展的重要物质基础，也是“双碳”战略实现的重要根基。2022 年中国 （不包括台湾省、香港特别行政区）一次能源消费总计 159.39EJ，分能源结构来看，2022 年中国石油消费量 28.16EJ，占比 17.7%；天然气消费量 13.53EJ，占比 8.5%；煤炭消 费量 88.41EJ，占比 55.5%；核能和可再生能源消费量合计 29.3EJ，占比 18.4%。2022 年全球能源消费结构中，石油、天然气、煤炭、核能和可再生能源分别占比 31.6%、23.5%、 26.7%和 18.2%。可见，中国一次能源结构中的石油消费与世界一次能源消费结构中石 油消费的占比相比偏低，天然气消费占一次能源消费比例明显较低，煤炭消费占比明显 较高，核能和可再生能源消费占比基本一致。因此，我们认为能源消费结构的优化是影 响碳排放量的重要因素之一。
天然气在能源结构优化转型中迎来重要发展机会。 天然气更加清洁高效。根据 IPCC（联合国政府间气候变化专门委员会）发布的《国 家温室气体清单指南》数据，天然气燃烧产生单位热值的二氧化碳排放量约为原油、 无烟煤的 76.5%和 57.1%，因此，在实施双碳战略的过程中，天然气可以作为煤炭 替代能源，帮助降低能源消耗中的碳排放。 天然气在能源转型中具有重要的衔接作用。随着可再生能源如太阳能和风能的快速 发展，天然气可以作为可再生能源的备用能源，弥补其不稳定性和间歇性的特点。 同时，天然气也可以与可再生能源进行协同发展，如利用天然气发电来平衡电网负 荷，提供可靠的供电保障。同时，还可以推动天然气与其他能源形式的混合利用， 如生物天然气、合成天然气等新型能源的开发应用。 天然气应用领域广泛，包括工业燃料、城市燃气、交通燃料等。在实施双碳战略的 过程中，天然气的利用可以帮助替代传统的高碳能源，并推动相关行业向低碳发展 转型。例如，通过替代柴油和汽油，天然气在交通领域的应用可以显著减少尾气排 放，改善空气质量。
1.2.政策优势凸显，中国天然气需求预期将迎来新阶段
中国天然气行业具备快速发展的政策优势，以快速释放其需求的增量空间。2021 年 10 月，中共中央、国务院发布《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作 的意见》，国务院发布《2030 年前碳达峰行动方案》等文件，2022 年 4 月，国家发展 和改革委员会、国家能源局发布《“十四五”现代能源体系规划》等。此外，地方各级 政府也相继出台了鼓励使用天然气等清洁能源的相关政策，主要包括“对新上工业项目 优先使用天然气等清洁能源”；“在重点用能领域（如居民用能、工商业用能等）实施 “煤改气”，用天然气替代煤、重油等高污染燃料“；“在交通燃料领域，推广液化天 然气重型货运车辆发展，开展沿海、内河液化天然气动力船舶应用”；“加快构建以绿 色能源为主体的新型电力系统的同时，因地制宜建设天然气调峰电站等”。
我国天然气需求预期将迎来新阶段。随着能源转型战略逐渐深化，及行业利好政策不断 细化，我国天然气需求呈现高速增长的趋势。2010 年-2022 年天然气表观消费量复合增 长率达 10.7%。2022 年，受国内天然气价格高企，叠加宏观大环境影响下国内需求疲软 等因素影响，全国天然气表观消费量为 3638 亿立方米，同比下降 3%。
2.1.中国天然气进口依赖度较高
天然气进口依赖度较高，进口市场建设预期迎来新阶段。受制于我国“富煤、缺油、少 气”的能源国情，国产天然气规模长期不能满足消费需求增长，需求缺口持续扩大，对 外依存度持续攀升，从 2010 年的 15.5%快速上升至 2021 年的 45%；2022 年，受海气 价格持续高企及进口 LNG 规模下降影响，我国天然气对外依存度为 41.8%。 我国天然气主要通过海上液化天然气（LNG）和管道天然气（PNG）两种方式进口，其中 LNG 是目前我国主要的天然气进口方式。根据 wind 数据，2022 年我国 LNG 进口量 6344 万吨，同比-19.6%，CAGR2019-2022=1.7%，占我国天然气总进口量的 58%；2022 年我国 管道气 PNG 进口量 4581 万吨，同比+8.0%，CAGR2019-2022=8.0%，占我国天然气总进 口量的 42%。
2.2.俄乌战争加剧能源供应不稳定性
俄乌战争之后，我国天然气进口结构面临贸易重塑。从供应来源角度，澳大利亚、卡塔 尔和马来西亚是中国 LNG 进口的三大来源国。澳大利亚的 LNG 进口量最大，但占比呈 逐年下降，卡塔尔的 LNG 进口量逐年上升，成为中国第二大 LNG 进口来源国，马来西 亚的 LNG 进口量近年来有所波动，但 2022 年的进口量仍居第三位，俄罗斯进口 LNG 占 比快速增长。管道气进口方面，俄罗斯逐渐成为我国管道气进口主力，土库曼斯坦仍是 我国管道气进口主要来源。
2021 年我国管道气进口国主要有土库曼斯坦（316 亿立方米，占比 59.2%）、俄罗 斯（76 亿立方米，占比 14.2%）、哈萨克斯坦（59 亿立方米，占比 11.1%），LNG 进口国主要有澳大利亚（429 亿立方米，占比 39.5%）、卡塔尔（124 亿立方米， 占比 11.4%）、美国（124 亿立方米，占比 11.4%）、马来西亚（114 亿立方米， 占比 10.4%）、印度尼西亚（71 亿立方米，占比 6.5%）。
2022 年我国管道气进口国主要有土库曼斯坦（329 亿立方米，占比 56.3%）、俄罗 斯（147 亿立方米，占比 25.1%）、哈萨克斯坦（44 亿立方米，占比 7.5%），LNG进口国主要有澳大利亚（302 亿立方米，占比 34.5%）、卡塔尔（217 亿立方米， 占比 24.7%）、马来西亚（102 亿立方米，占比 11.6%）、俄罗斯（90 亿立方米， 占比 10.3%）、印度尼西亚（52 亿立方米，占比 5.9%）。
2022 年俄乌战争推升全球能源价格进入非理性阶段。2022 年布伦特原油期货均价为 99.04 美元/桶，同比增长 39.6%；东北亚 LNG 现货到岸均价为 34.2 美元/百万英热单 位，荷兰 TTF 天然气期货结算价均价为 131.7 欧元/兆瓦时，同比增长 179.3%；国内 LNG 均价为 33.98 元/吨，同比上涨 81.9%，创造了历史最高纪录。 进口依赖度较高，进口气价的大幅波动会放大中国能源成本的风险敞口，影响中下游行 业利润，同时被动减少天然气需求量，故提高天然气自主率，“增储上产”战略重要性 意义凸显。
3.1.“少气”为中国基础国情
天然气主要分为常规气和非常规气。常规气一般指的是存在于传统油气田中的天然气， 它主要以天然气形式存在于孔隙和裂缝中，常规气采集相对较容易；非常规气则指的是 存在于致密岩层、煤层和页岩等非常规储层中的天然气，这些储藏层对气体的渗透性较 低，需要通过水平钻井和压裂技术来释放气体，非常规气的开采相对复杂。 油田天然气：油田中的天然气称为油田天然气，它与石油储层中的石油结合存在。 在勘探和开采石油时，会同时获得油田天然气。 非油田天然气：非油田天然气是独立于石油储层的天然气资源。这些天然气的形成 过程与石油无关，通常储存在地下盆地或煤层中。 生物天然气：生物天然气也被称为沼气或生物甲烷，它是由有机废物如粪便、农作 物残渣、食物废料等通过生物发酵产生的天然气。 页岩气：页岩气是从页岩岩石中释放出来的天然气。通过水力压裂技术（水力破碎 岩石）和水平钻井，可以释放出嵌藏在页岩中的天然气。 酸性气田气：酸性气田气主要由二氧化碳（CO2）组成，含有高浓度的硫化氢（H2S） 等酸性成分。这种气体需要进行特殊处理才能使用。 海底天然气：海底天然气是指位于海底沉积物中的天然气资源。这些天然气通常通 过海洋钻井平台开采。
中国天然气资源基础一般，“少气”为基础国情。据《bp 世界能源统计年鉴 2023》， 中国天然气剩余探明技术可采储量为 8.4 万亿立方米，仅占全球探明技术可采储量的 4.5%。根据中国石油第四次油气资源评价，我国常规天然气地质资源量为 78*1012 m3， 陆上占 52%，海域占 48%，探明率整体较低。致密气地质资源量为 78*1012m3（致密气 评价范围不包括济阳、东濮、南襄、苏北等），页岩气地质资源量为 80.21*1012m3，煤 层气地质资源量为 29.82*1012m3，天然气水合物地质资源量为 153.06*1012m3。我国常 规天然气富气盆地主要分布在中部（克通盆地和前陆盆地）、西部（四川、鄂尔多斯和 塔里木等盆地）和海域（莺歌海、琼东南等盆地）。
3.2.“增储上产”政策全面推进自产气勘探生产快速发展
“增储上产”政策全面推进。天然气作为清洁能源的后起之秀，大力勘探、开发天然气 资源，成为保障国家能源安全、实现“双碳”目标的重要途径。同时，2023 年是中国“十 四五”计划的第三年，在全球能源供应、贸易扰动不确定性增强，及国家能源安全战略 的驱动下，中国将进一步提升油气勘探开发力度，推动油气增储上产，国家和地方政府 持续推进利好政策，不断提升油气资源供应的质量和安全保障能力。
政策效果明显，中国油气勘探资金投入明显回暖。2021 年，中国地质勘查投资 972.87 亿元，较上年增长 11.6%。其中，油气地质勘查投资 799.06 亿元，增长 12.5%；非油 气矿产地质勘查投资 173.81 亿元，增长 7.5%，较疫情前的 2019 年增长 1.0%，自 2013 年以来首次实现正增长。 能源安全战略不断深入，油气田勘探成果显著。根据《中国矿产资源报告 2022》，在鄂 尔多斯、准噶尔、塔里木、四川和渤海湾等大型含油气盆地新层系、新类型、新区勘探 获多项重大突破。 常规气方面，鄂尔多斯盆地中东部首次在盆地盐下高压气藏获高产突破；准噶尔盆 地东部阜康凹陷东环带多口探井获高产，展现出阜康凹陷多层系立体勘探潜力；塔 里木盆地多口井获高产油气流，富满地区发现 3 条新富油气断裂带，实现塔北－塔 中整体含油连片；四川盆地川中古隆起勘探大规模展开，有望形成万亿立方米规模 大气区；渤海海域垦利 10-2 油气田建成我国海上首个浅层岩性亿吨级大油田；河套 盆地兴隆构造带新落实亿吨级优质高效规模增储上产区。 非常规气方面，四川盆地集中评价泸州区块页岩气，新增探明地质储量 5138 亿立 方米、预测地质储量 7695 亿立方米，形成国内首个万亿立方米深层页岩气储量区； 鄂尔多斯盆地庆城长 7 油层新增探明地质储量 5.5 亿吨；松辽盆地大庆古龙非常规 油勘探取得重要新进展，新增预测地质储量 12.68 亿吨。
3.3.增储上产成效已现，中国天然气产量逐渐增长
随着增储上产政策逐渐推进，中国天然气产量年增量已连续 6 年超过 100 亿立方米，资 源供应“压舱石”地位进一步巩固。2022 年常规天然气、页岩气、煤层气及煤制气等各 类天然气产量合计 2201 亿立方米，比上年增加 125 亿立方米，增幅达 6.0%，有力托底 市场消费需求。从各气田产量看，长庆油田产量最高达到 507 亿立方米；西南油气田产 量达到 376 亿立方米，塔里木油田产量达到 323 亿立方米，分列全国产量第 2 位和第 3 位。
4.1.中国非常规气占比较大，探明率低，递减效率快
中国非常规气占比较大，其规气探明率低，且产量递减效率快，是中长期实现“增储上 产”的突破重点。常规天然气进入勘探早—中期阶段，处于持续高位增长时期，开发上 产潜力较大；页岩气、煤层气处于发展早期阶段，勘探开发潜力大，在油气增储上产中 扮演越来越重要的角色。非常规油气特低渗、致密储层中油气产量取决于井筒和压裂技 术，且初始产量较大，但产量递减较快，而我国非常规气产量占比约 40%，随着近几年 及未来大量油气田的逐步开采，这部分气田都将逐步进入衰减周期，因此非常规气“增 储上产“是未来行业高质量发展重心。 截至 2021 年底，全国天然气资源平均探明率为 19.5%，其中页岩气均分布在四川 盆地及周缘海相地层（该地区平均探明率为 7.1%）；煤层气平均探明率为 3.3%。
4.2.非常规气占比逐渐增强，助力油气田增“采收率”服务几何式增长
非常规气产量占比或逐渐增强，或将长期稳产的压力。根据我国 2035 年天然气产量构 成预测，页岩气、致密气及煤层气产量预计增长迅速。常规气预期以深层、超深层碳酸 盐岩为主，还有较大潜力；非常规气资源丰富，产量占比或将超过 50%。
气田采收率压力不容小觑。截至 2022 年 12 月，全国已发现气田 516 个，累计投入开 发气田 450 个，目前经济技术条件下，主力气田采收率介于 20%～80%，平均采收 率仅为 30.5%。其中，中国水驱气藏探明地质储量 5.9×1012m3，占常规气地质储量 的 60%，目前采出程度为 21.6%；致密气、页岩气两类非常规气探明地质储量 8.3× 1012m3，占非常规气地质储量的 90%以上，目前采出程度不足 10%。同时，随着四 川盆地、鄂尔多斯盆地、塔里木盆地等大型含油气盆地勘探程度不断加大和天然气资源 探明程度不断增加，发现新后备优质资源的难度不断上升，叠加考虑到未来增产、开发 气田多为非常规气，采收率平均下降且衰减速度增长。
综上，提高气田开发水平，提高复杂气藏特别是致密气、页岩气采收率，同步发展提高 致密储层气藏采收率配套技术是能源安全战略下，天然气增储上产的重要任务。
4.3.气源品质持续下降，开发成本现压力，老井增产上储提上日程
气源品质持续下降，开发成本现压力。根据《中国天然气勘探开发增储上产潜力及其政 策建议》数据，1）全国剩余天然气资源中超过 80%属于低渗、深层、深水以及高含硫 气田；2）年新增探明储量中低渗—特低渗储量占 70%以上；中低丰度储量占比超过 60%； 中深层储量占比超过 40%；采收率持续下降，由 2003 年的 64%下降至 2017 年的 56%， 下降了约 8 个百分点；3）天然气开发成本普遍偏高，页岩气、煤层气及部分致密气开发 的经济性依然较差。据不完全统计，2017 年Ⅲ类致密气开发综合成本为（1.2～1.5 元） ／m3，页岩气为（0.9～1.2 元）／m3，煤层气为（1.5～2.2 元）／m3。 老井综合服务，增产上储提上日程。随着低成本天然气井开发殆尽，新开采的气井（多 为非常规井）普遍存在难采、成本高的问题，老井的经济性得到凸显，老井的稳产增产 提上日程，围绕老井、低效井提供全生命周期的增压增产及运营服务，助力国家能源安 全战略的相关能源开采综合服务商及设备、技术服务龙头或将迎来广阔新机遇。
4.4.上游资本开支逐渐增强，油气田技术服务行业快速发展阶段已至
上游资本开支逐渐增强，有利于油气田技术服务行业的快速发展。油气装备及油气田技 术服务行业的上游主要为石油天然气开采，中国石油天然气开采领域的垄断性较强，主 要被“三桶油”公司垄断，因此，下游服务、设备行业的议价能力也受到了一定程度上 限制。即随着油气需求量的增加，“三桶油”等上游资本开支呈上升趋势，油气装备及 油气田技术服务行业也将快速发展。 2022 年，中国石油、中国石化、中海油服固定资产投资扩张率分别为 10.6%、5.3%、 1.7%，继 2020 年后扭亏为正，增速逐渐增长。
4.5.井上&井下联合并举，油气田增产服务全面开花
井上方面，主要通过零散井回收、净化等方式助力油气增产、环保高效。零散井主要因 为偏远区块、其生产气源较难直接进国家管网，导致部分油气井存在天然气无序排放现 象，安全安环保风险大，且有效产能利用率较低，密闭生产影响油气产量。因此零散气 回收、净化市场应运而生，其主要包含“油气密闭输送、天然气处理就地外销”等几个 方面，逐步提高油气产能利用率，降低碳排放，实现“增储上产、环保高效”的目标。 油气密闭输送：主要包括油气密闭混输，以及针对有掺水、就地分水回注的站库， 采用高效分离撬、一体化水处理、模块化阀组等，以实现油气就地分离和天然气的 进系统生产。 天然气处理就地外销：针对距离市政燃气管网近的井口，采取天然气液化、净化等 工艺，以满足进管网销售要求；针对偏远区块周边无已建燃气管网，且气量相对较 小的井口，采用移动收气装置及 LNG 槽车等拉运销售；针对偏远区块周边无已建燃 气管网，且气量相对较大或集中的区域，可通过管输至中心井场后，通过 CNG 或 LNG 槽车外销。
井下方面，即对低压低效井提供可以提高油气采收率技术和设备，辅助油气开采全生命 周期管理。目前，我国油田主要采用注水开发方式，同时探索化学驱、气驱、稠油开采 等多种提高油气田采收率技术，因技术的成熟程度、适用的油气田地质条件、储层和流 体性质存在明显不同，因此需要专业的油气田增产服务辅助油气开采商因地制宜、综合 能力要求很高，进而实现低成本高效率“增储上产”。 水驱技术：通过注入水来增加油气藏压力，从而推动原油/气向井口移动。 气驱技术：通过注入气体（氮气、烃类气体、二氧化碳等）来增加油气藏中的压力， 推动原油/气向井口移动。 聚驱技术：通过注入聚合物来改变油气藏的流动特性，从而增加原油/气的采收率。
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