1.1 亚太和北美地区的消费增长为全球天然气产业发展注入活力
2018 年，全球天然气总消费量为 38489 亿立方米，较 2017 年增速为 5.3%。其中亚太地区天然气消费量为 8253 亿立方米，占全球消费量的 21.4%，较 2017 年增速为 7.4%；北美地区天然气消费量为 10223 亿立方米，占全球消费量的 26.6%，较 2017 年增速为 9.3%。亚太和北美地区消费的占比份额较大，且增速较快，需求端的繁荣发展带动供给端的供给动力。
1.2 工业部门和电力部门的天然气消费量保持增长带动天然气发展
随着各地区经济的发展，工业部门和电力部门天然气消费占比较大且仍在不断提升。随着世界范围内发展中经济体工业化进程的不断推进，以及各地区为满足环保等社会需求的工业部门煤改气政策的不断发展，工业部门的天然气消费量将在各部门中保持最快的增速。随着全球范围内电力需求的不断增加，以及天然气在电力部门中稳定的发电占比（百分之二十），电力部门的天然气消费也会获得较大和较快的发展。由此可见，工业部门和电力部门的平稳发展将从需求端推动供给端供给意愿加大，促进天然气产业的发展加速。
1.3 全球天然气产量不断提升 占主要能源消费比重不断上升
全球天然气产量在近几年来稳定增长。2018 年，全球天然气产量为 39679 亿立方米，较 2017 年增长率为 5.17%。尤其是近两年，天然气产量增速经过 2016 年的短暂低谷后持续上扬。在能源的消费结构中，天然气占主要能源消费的比重不断上升。2017 年，天然气消费量占主要能源比重为百分之二十三，BP预测 2040 年天然气消费占比将达到 27%，仍有一定上升空间。能源需求占比量的上升也为行业的发展创造了条件，使天然气具备着快速发展的潜力。
目前全球天然气供过于求，2025 年后或供需或发生反转。由于美国页岩气产量的大幅增长和出口量的明显增加，全球天然气供给在 2016 年以来出现了快速增长。目前供给超过需求是全球天然气价格低迷的主要原因。但是随着未来发展中国家如印度等经济发展拉动天然气消费，以及美国页岩气的供给趋近于达到峰值，2025 年后全球天然气供需或在全球能源结构清洁化的大背景下发生反转。
1.4 天然气生产地区差异显著 亚太地区增长潜力巨大
世界天然气的产量现阶段在全球范围内分布不均，目前还是主要分布在北美地区、独联体国家和中东地区。2018 年，北美地区产出天然气 10539 亿立方米，占世界总产量的 27.2%；独联体国家产出天然气 8311亿立方米，占世界总产量的 21.5%；中东地区产出天然气 6873 亿立方米，占世界总产量的 17.8%；亚太地区产出天然气 6317 亿立方米，占世界总产量的 16%。而 2018 年北美地区天然气已探明储量仅为 13.9万亿立方米，占世界份额的 7%，亚太地区天然气已探明储量为 18.1 万亿立方米，占世界份额的 9%。亚太地区拥有较多的储量份额，具备良好增长的基础，未来的增长潜力巨大。
1.5 全球天然气贸易活跃 LNG 全球市场良性发展
LNG 全球市场格局已初步形成，进口方集中在亚太地区，出口方分布较广。
美国、俄罗斯 LNG 出口快速增长，卡塔尔 LNG 出口地位受到威胁。全球 LNG 出口方以卡塔尔，澳大利亚，美国，俄罗斯为主。其中卡塔尔 LNG 出口量为 1048.5 亿立方米，占世界总量的 24.3%；澳大利亚 LNG 出口量为 918.2 亿立方米，占世界总量的 21.3%；美国 LNG 出口量为 284.3 亿立方米，占世界总量的 6.6%；俄罗斯 LNG 出口量为 249.4 亿立方米，占世界总量的 5.8%。值得关注的是美国和俄罗斯增速较快（美国64%，俄罗斯 61%），澳大利亚拥有较大的出口规模和一定量的增速（21%），而近年来卡塔尔 LNG 出口总量基本稳定。
中国LNG进口需求快速增长。目前全球LNG进口方以日韩，中国和欧洲为主。其中日本LNG进口量为1129.7亿立方米，占世界总量的 26.2%；韩国 LNG 进口量为 602.1 亿立方米，占世界总量的 14%；中国 LNG 进口量为 734.5 亿立方米，占世界总量的 17%；欧洲 LNG 进口量为 715.2 亿立方米，占世界总量的 16.6%。值得关注的是，中国进口 LNG 业务增速最快，较 2018 年增速为 40%（日本-1%，韩国 17%,欧洲 9%）。
2.1 我国天然气已探明资源量、产量持续增长
中国天然气储量丰富，产出增长相对较慢。根据 BP2019 报告的数据，我国 2018 年天然气已探明储量为6.1 万亿立方米，占世界总份额的 3.1%。2018 年，我国天然气总产量为 1615 亿立方米，较 2017 年增长率为 8.3%，占已探明储量的 2.6%。由此可见，我国天然气储量较大，产出较小，增长潜力显著。
非常规气增长较快，未来增长空间大。根据国土资源局全国石油天然气资源勘查开采情况通报，2018 年我国非常规气中，页岩气产量为 108.81 亿立方米，较 2017 年增长率为 20.96%；煤层气产量为 51.5 亿立方米，较 2017 年增长率为 9.48%。根据十三五期间国家能源局制定的详细的非常规天然气发展规划，2020 年，页岩气产量力争达到 300 亿立方米；致密气产量 370 亿立方米；煤层气（地面抽采）产量 100亿立方米。结合近期非常规天然气开采技术的进步，可以判断页岩气目前发展已经渡过了起步阶段，开始进入快速增长的发展期；煤层气产量已经位于稳定发展的发展阶段，具有良好的发展前景。
2.2 我国天然气供需失衡，对外依存度不断提高
随着我国天然气消费的快速增长，我国天然气供需出现了严重不均衡的情况，天然气供给远远落后于天然气需求，且供需缺口逐年增大。至 2018 年，我国天然气产量为 1615.3 亿立方米，消费量为 2830 亿立方米，供需缺口达 1220 亿立方米。供需缺口的逐年上升导致我国天然气自给率逐年下降，对外依存度逐年升高。至 2019 年 5 月，我国天然气自给率仅有 57.46%，对外依存度达 42.54%。进口天然气已经成为我国天然气供给方不可或缺的一部分，并且拥有着继续向上发展的趋势。
进口天然气保持高速增长，LNG 占比不断提升。自 2015 年以来，我国天然气进口数量保持着较高增速。2018 年，我国天然气进口总量为 1233.78 亿立方米，较 2017 年增速为 34.09%。进口天然气分为进口管道气与进口液化天然气（进口 LNG），2018 年我国进口管道天然气 478.9 亿立方米，进口液化天然气 734.5亿立方米，进口液化天然气在进口天然气中占比越来越大。
2.3 能源安全背景下，上游勘探开发投资增加将带动天然气产量增长
近年来，随着我国天然气对外依存度的不断提高，能源安全问题被提上日程。尤其是 2014 年至 2016 年油价的下降，上游天然气开采公司勘探开采投入下降，能源安全问题表现的尤为显著。2018 年我国进口原油占比超过 73%，天然气进口依存度达到 44%，双双创下新高。我们认为随着上游勘探公司投入回升，以及近年即将投入运行的中俄天然气管道的通气，能源安全问题将得到部分缓解。但未来去全球化大趋势不变，保障能源安全依然是我国需要面临的一项重大议题。
“三桶油”资本开支触底回升。2014 年至 2016 年，国际油价下跌，我国天然气上游采气公司纷纷削减其勘探开发资本支出。2016 年，中石油勘探开发资本支出削减至 1302.48 亿元，中石化勘探开发资本支出削减至 321.87 亿元。而根据国土资源部的报告，全国油气勘查、开采投资分别为 527.5 亿元和 1333.4亿元，同比下降 12.1%和 29.6%，比 2007 年还分别下降了 14.4 亿元和 197.4 亿元，回到了 10 年前的水平。这直接导致我国天然气产量的增长率增速在 2016 年跌入低谷。
随着油价自 2017 年起逐步回暖，我国天然气上游公司开始逐渐增加其勘探开发投入。今年 5 月 24 日国家能源局组织“三桶油”召开大力提升油气勘探开发力度工作推进会”，首次在油气勘探开发行业提出“七年行动”计划。中国石油将进一步加大风险勘探投资，2019-2025 年每年安排 50 亿元，是目前年投资额的 5 倍。中国海油提出，到 2025 年勘探工作量和探明储量翻一番。2019 年，中国石化勘探开发资本支出 596 亿元，同比增加 41%。预计 2019 年，中石油勘探开发投入达 2282 亿元，中石化勘探开发投入达 596 亿元，基本恢复至削减前的水平。
勘探开发投入的逐渐回复再次带动我国天然气产量快速增长。预计 2019-2025 年，上游资本开支有保障，非常规气、尤其是页岩气的快速发展将拉动我国天然气产量的高速增长。在油价波动的合理区间内，未来天然气产业将会进入快速增长期。
3.1 四大天然气产区蓬勃发展
中国陆上天然气产区主要有四个，分别是鄂尔多斯盆地产气区，四川盆地产气区，塔里木盆地产气区和柴达木盆地产气区。
鄂尔多斯盆地产气区是中国第一产气区。截止至 2017 年底，鄂尔多斯盆地发现了苏里格，靖边、大牛地、神木、延安、榆林、子洲、乌审旗、东胜、柳杨堡和米脂 11 个地质储量 300 亿立方米以上的大气田，还有 5 个小气田，共计 16 个气田。这些气田至 2017 年底累计探明气层气储量 4.16 万亿立方米，年产气层气 435.36 亿立方米，历年共产气 3783 亿立方米，其中煤成气占 90%以上。该气区分别占中国气层气地质储量和年产量的 34.4%和 35.3%。该大气区天然气 95%以上为烷烃气，非烃气 N2 和 CO2 含量一般为 1%～3%，不含毒性大的 H2S 无需脱硫，是经济效益高的优质气。其中苏里格超大型气田，是中国目前探明地质储量最多的气田，也是气田年产量最高的气田。苏里格气田探明地质储量 16448 亿立方米超大型气田，2017 年产气 212.58 亿立方米，占全国年产气量的 14.2%。
四川盆地产气区页岩气增长前景光明。四川盆地是世界上最早勘探开发天然气的盆地之一，早在秦汉时期就出现了人工钻凿盐井，且伴随天然气生产的记录。2017 年底为止，产气区共发现探明地质储量 300亿立方米以上大气田 23 个(包括涪陵、长宁、威远三个页岩气田)。累计探明天然气地质储量 4.6 万亿立方米(其中页岩气 9209 亿立方米)，年产气层气 304.54 亿立方米，成为中国第二大产气区。四川盆地产气区的气储层有碳酸盐岩、砂岩和页岩。碳酸盐岩气藏往往含 H2S 高，需要脱硫后才可施用，故 H2S气藏气开发成本高，煤层气和页岩气几乎不含 H2S，所以这些气不需要脱硫就可外输应用，相对经济价值高。
威远气田是中国储集层时代最老的震系气田，页岩气储量丰富；安岳气田 2017 年底共探明地质储量达10569.7 亿立方米，属超大型气田，年产气 102.74 亿立方米，不仅成为四川盆地第一个年产上百亿立方米的气田，也是中国第三个年产上百亿立方米的气田。
塔里木盆地产气区以煤成气为主。塔里木盆地探明大气田 10 个(克拉 2、迪那 2、大北、克深、柯克亚、阿克莫木、玉东、和田河、塔中 1 号和塔河)，截止至 2017 年累计探明气层气地质储量 18307.5 亿立方米，年产气层气 258 亿立方米。2017 年盆地气层气储量和年产量中，煤成气分别占 69.7%和 86.0%，占主导地位。煤成气组分为几乎不含 H2S 的烷烃气，烷烃含量 95%以上，是经济效益高的优质气。
柴达木盆地产气区以产第四系Ⅲ型泥质岩为源岩的煤型生物气为主。柴达木盆地是世界上海拔最高的大型含油气盆地， 2017 年底累计探明天然气地质储量为 3700 亿立方米，当年产气 62.52 亿立方米，历年累计产气 713.67 亿立方米。共发现四个大气田(台南、涩北一号、涩北二号和东坪)，柴达木盆地产气区产出干气，烷烃气主要在 93%以上，非烃气含量在 8%以下，不含 H2S，故是经济效益高的优质气。
3.2 常规气产能恢复增长
2016 年油价低谷之后，我国常规天然气产能逐渐恢复增长，近三年产量增速保持在 6%-8%，在全国油气产量中的占比仍然超过 90%，保持着大额的总产量占比。近年来我国非常规气的发展态势十分猛烈，油气是页岩气产量不断提升，常规气在天然气总产量中的占比呈现出下降态势。另一方面原因在于我国的致密气有着与常规天然气混杂分布，在过去将致密气并入常规气气种进行统计。近两年来随着致密气的政策逐渐规范化，有着脱离常规气气种回归非常规气的趋势，预期在统计数值上常规气产量可能面临一定程度的下降。
中国石油仍然是我国天然气生产主力，其产能占到国内天然气总产能的 70%左右，以常规天然气为主。在保障能源安全的国家战略指引下，三桶油纷纷加大油气生产力度。2019 年前三季度中石油合计生产天然气约 819 亿立方米，比上年同期增长 8.7%。中石化生产天然气 219 亿立方米，其中常规天然气产量占比约在 60%左右。综合来看 2019 年全年常规天然气产量增长应该可以保持 8%左右的增速，未来增长趋势十分明显。
3.3 非常规气成增产上储主要选择
通常的非常规天然气包括页岩气、煤层气、致密气。当前致密气是我国非常规天然气的主体；煤层气开采基础雄厚，未来增长趋于稳定；而页岩气作为最具有发展前景的非常规气种，具有最为广阔的发展前景。
3.3.1 煤层气平稳发展
煤层气用途广泛，使用污染小。煤层气是指储存在煤层中以甲烷为主要成分、以吸附在煤基质颗粒表面为主、部分游离于煤孔隙中或溶解于煤层水中的烃类气体，是煤的伴生矿产资源。煤层气属非常规天然气，是近一二十年在国际上崛起的洁净、优质能源和化工原料。我国富煤，缺油，少气的特点给与煤层气以较大储量基础。煤层气可以用作民用燃料、工业燃料、发电燃料、汽车燃料和重要的化工原料，用途非常广泛。每平方煤层气大约相当于 9.5 度电、3 立方米水煤气、1L 柴油、接近 0.8kg 液化石油气、1.1-1.2L 汽油，煤层气燃烧后几乎没有污染物，因此它是相当便宜的清洁型能源。煤层气开发符合我国现阶段对清洁能源的需求，符合我国显示的能源需要。
我国煤层气资源丰富。根据国土资源部 2018 年报告，埋深 2000 米以浅煤层气地质资源量 30 万亿立方米，可采资源量 12.5 万亿立方米。2018 年，我国煤层气产量为 51.5 亿立方米，较 2017 年增长率为 9%。煤层气发展仍有较大增长空间，目前进入平稳增长的阶段。
煤层气勘探开采难度大、成本高。尽管我国煤层气发展起步较早、政府指导性较强，但煤层气勘探开采难度大、成本高，矿权重叠、审批手续烦琐且时间过长等问题仍未得到有效解决。资源配置垄断带来的资源地生态环境和税收补偿不到位、“圈而不探”“占而不采”等问题依旧突出，部分政策在地方缺乏可操作性，央地之间未能形成合力，主产地资源优势未能转化为产业优势。
2018 年，中石油、中联、晋煤集团的现有产能分别为 21 亿立方米/年、17 亿立方米/年、15 亿立方米/年；但从煤层气登记面积来看，中石油、中石化、中煤联等央企在山西境内的煤层气登记面积占全省煤层气矿权面积的 99.68%，煤炭企业中仅有晋煤集团拥有 0.32%的矿权。随着技术的进步与成熟，煤层气的开采成本已大幅降低，根据亚美能源披露的经营数据显示，单位产气成本已降低至 0.7 元/方，与常规气田产气成本相当，且明显低于页岩气开采成本。目前急需国家着力解决矿权配置矛盾，其次需要增强煤层气的外输能力。在天然气行业目光聚焦在页岩气发展的环境下，煤层气的发展也许可以给我们带来意外惊喜。
3.3.2 致密气技术成熟生产规模大
致密气（Tight Gas）是指渗透率小于 0.1mD 的砂岩地层天然气。我国致密气与常规气混杂分布，但美国是将页岩气和致密气统称为 Tight Gas。我国致密气发展较早，自 2006 年就进入快速发展阶段，技术现已成熟。截至 2017 年年底，全国致密气产量 340 亿立方米，约占我国天然气产量的 20%。由于致密气的发展现已基本稳定，现阶段仍作为我国非常规气中的龙头气种，占比较多。
我国致密气储层物性较差，分布面积较大，资源丰度较低，但局部富集“甜点”区。单井产量普遍较低，直井单井初期产量一般小于五万立方米。同时产量递减十分迅速，需要钻探大量井弥补产量的递减，但“甜点”区的单井日产量普遍较高，可以达到十万立方米以上。
致密气纳入补贴范围，或将刺激产量增长。6 月 20 日,财政部公布了《关于〈可再生能源发展专项资金管理暂行办法〉的补充通知》,首次将致密气纳入补贴范围。天然气“十三五”规划中提出，致密气勘探开发将以四川、鄂尔多斯、塔里木盆地为重点，加强东部深层勘探开发，保持稳产力争增产，加快鄂尔多斯、四川两大盆地致密气上产步伐，目标 2020 年产量达到 370 亿立方米。2030 年预计致密气产量有望达到 1000 亿方。
3.4 页岩气爆发式增长条件已基本具备
3.4.1 页岩气：储量大，产量小，发展迅速
页岩气是指富含有机质、成熟的暗色泥页岩或高碳泥页岩中由于有机质吸附作用或岩石中存在着裂缝和基质孔隙，使之储集和保存了一定具商业价值的生物成因、热解成因及二者混合成因的天然气。我国页岩气储量全球第一，达 32 万亿立方米，占到全球总储量的 20%，领先于美国、阿根廷、加拿大等国，开采潜力十分巨大。
在 2012 年至 2016 年，我国页岩气生产有了突破性的进步，从 2012 年的 2 亿立方米增长至 2016 年的 78.82亿立方米，度过了初始的启蒙探索阶段，具备了良好的增长基础。2018 年产量达到 108.81 亿立方米，根据天然气发展规划，至 2020 年我国页岩气产量要达到 300 亿立方米。中石油已经大幅加大页岩气开发力度，开放钻井作业市场吸引中石化及民营企业参与其中以实现 2020 年产页岩气 120 亿方的生产目标。美国页岩气的成功发展给了全球页岩气发展以鼓舞和借鉴，我国页岩气发展前景光明。
丰富的资源基础和良好的产业起步为页岩气发展提供坚实保障。“十二五”我国页岩气开发在南方海相获得突破，四川盆地页岩气实现规模化商业开发，其它很多有利区获得工业测试气流，南方海相龙马溪组页岩气资源及开发潜力得到有力证实。四川盆地深层海相页岩气、四川盆地外大面积常压低丰度海相页岩气及鄂尔多斯盆地陆相页岩气也为将来页岩气大规模开发提供资源保障。同时，我国已基本掌握3500 米以内浅海相页岩气高效开发技术，将为“十三五”页岩气产业加快发展提供有力技术支持。
3.4.2 政策支持、体制理顺为页岩气发展提供助力
页岩气被确定为独立矿种，勘探开发的体制障碍部分消除。两轮探矿权招标的探索为完善页岩气矿权竞争性出让和建立矿权退出机制积累了有益经验，多种性质市场主体合资合作开发模式的建立也为吸引和扩大页岩气投资提供了宝贵借鉴。随着油气体制改革的全面推进，市场准入进一步放宽、基础设施实现公平接入、价格市场化机制建立和行业监管不断完善等，都将为页岩气发展提供公平竞争、开放有序的外部环境。
国家对页岩气补贴政策较多，补贴力度较大。政府补贴给与页岩气企业较大的发展空间，政府支持与大力关注给与页岩气开采成本以较大支持。2019 年 6 月 11 日，财政部出台关于《可再生能源发展专项资金管理暂行办法》的补充通知，2019-2020 年补贴标准为 0.2 元/立方米，确定了多采多补的补贴新政策，适应页岩气发展在新时期的需要。
3.4.3 页岩气开采区规划完善，格局明确
页岩气开采区规划完善，格局明确。根据页岩气发展规划（2016-2020），我国以形成以涪陵勘探开发区、长宁勘探开发区、威远勘探开发区、昭通勘探开发区、富顺-永川勘探开发区为主的五个重点建产区，以宣汉-巫溪勘探开发区、荆门勘探开发区、川南勘探开发区、川东南勘探开发区、美姑-五指山勘探开发区、延安勘探开发区为主的六个评价突破区，以及一系列潜力研究区。规划格局明确，规划体系完善，体现出我国页岩气发展的有条不紊，良好的发展格局为日后发展打牢重要基础。
3.4.4 页岩气开采技术不断突破，开采成本不断下降
页岩气的开采技术主要分为两个方面：钻井技术和压裂技术，同时还要兼顾压裂用水问题。相较于普通油气直井而言，页岩气开采的难度在于如何横向对水平页岩层进行压裂，成本高难度大。而钻井压裂技术的不断进步，尤其是丛式井钻井技术和同步压裂技术的出现，大幅降低了页岩气的单井开采成本，页岩气的生产经济性逐渐得以显现。
钻井和压裂技术不断突破大幅提升钻井效率。丛式井钻井技术是指在一个井场或平台上，钻出若干口或上百口井，各井口相距不到数米，各井底则伸向不同方向。而同步压裂又称拉链式压裂，是指对两口或更多距离较近且相互平行的水平井用多套压裂车组同时或者交替进行同时压裂。该两项技术的突破，结合钻井平台的发展，钻井作业由原来的一次打一口井发展到现在，最先进的钻井平台一次坐底可以打 32口丛式井。单井作业天数由过去一个月大幅缩短，美国三代钻井技术单井作业天数仅有 5-10 天。
页岩气的降本途径主要有三大块部分，其中技术可实现两块的成本下降：一是观念改变、流程简化（10%-20%），二是效率提高（15%-20%）。同时还可以通过成本紧缩、合同管理、SCM 供应链管理等管理类办法进行成本方面的缩减（10%-20%）。在开采技术和成本控制环节，美国提供了比较成熟的先例，实现了三代技术的不断突破，在水平段、段数、钻井周期等各个方面均有一定程度提升，实现了成本的大幅下降。
截至 2018 年十一月我国完成的 285 口页岩气钻井中，有调查井 105 口(直井)、探井 94 口(直井)，评价井 86 口(水平井)。经过水力压裂和测试，日产超过万方的有 38 口(直井 18 口、水平井 20 口)，日产超过 10 万方的有 23 口(直井 3 口、水平井 20 口)。现阶段我国页岩气单井施工成本迅速降低，多年的技术积累使我国页岩气单井成本从最初的高于 1 亿元每口降低至 5000-6000 万元每口，目前最低的单井成本降至 4200 万元每口。单井成本的下降促使页岩气发展加速，技术创新预期在未来仍有较大空间，单井成本将继续下降，带动产业继续发展。
我国天然气主要有四条进口通道，分别为西北方向的中亚天然气管道，东北方向的中俄天然气管道，西南方向的中缅天然气管道，以及东部沿海的 LNG 进口渠道。当今四条进口通道的基本格局已经基本形成，各条通道有条不紊的运行，为我国天然气进口提供了基本保障。
随着我国对天然气需求的持续加深，预测需求增速基本大于自采天然气产量增速，供需缺口将进一步扩大。根据预测，我国天然气消费在各个消费领域占比都将持续增加，以工业用气、建筑用气和电力部门的增加较为明显。BP 同时预测我国自采天然气会获得产量上的大幅增加，但总体跟不上需求增速。由此可见，进口 LNG 与进口管道气发展前景十分广阔，在未来仍可预见可预期的增长空间。
4.1 进口管道气：进口管道气格局形成，中俄管道贡献主要进口增量
我国已投产天然气管道四条，分别为中亚天然气管道 ABC 线和中缅天然气管道，每年最大输气能力为 670亿立方米。在建天然气管道有两条，分别为中亚天然气管道 D 线和中俄天然气管道东线。从进气量来看，现阶段还是以中亚天然气管道为主，中缅天然气管道为辅。未来中俄管道线全面投产之后，管道进口天然气的运能将会翻番，中期进口产能将达到 1650 亿立方米/年。
从供气价格来看，中亚天然气管道的供气价格最低，从土库曼斯坦进口的天然气协议价格在 1.3-1.4 元/立方米左右。但是在 2017 年冬季，土库曼斯坦也借管道检修的理由缩减供气量以抬高天然气价格，造成了我国供暖季的“气荒”。而缅甸和俄罗斯的供气价格成本较高，甚至与门站价格倒挂，长期以来由中国石油承担这部分损失。过去中石油借助管道运输优势可以部分摊平天然气成本，未来随着国家管网公司成立而天然气管线资产剥离，公司天然气运营将对公司业绩造成一定损失。
4.2 进口 LNG：快速发展填补天然气供给缺口
LNG 作为我国重要的天然气供给补充，与进口管道气相比价格更加市场化，运营更加灵活。从而成为了部分民企参与能源贸易的主要方式，像广汇能源、新奥股份都有自有的 LNG 进口接收站。我国现阶段投产的 LNG 接受站有 23 个，设计接受能力在 20 万吨/年到 680 万吨/年之间，项目拥有者以中石油、中石化、中海油为主，参与者还有一些上市公司和部分地方企业。总计每年接受能力为 7005 万吨/年，换算为体积约为 1022 亿立方米/年。
2018 年我国进口液化天然气 734.5 亿立方米，市场贸易愈发活跃，超过进口管道天然气的 478.9 亿立方米。据不完全统计，未来 1-2 年内规划建设的 LNG 接收站项目有 19 个，预计增加的 LNG 接受站接受能力为 6080 万吨/年，换算为体积为 845 亿立方米/年，预计总的 LNG 接受站接受能力上升至 1867 亿立方米/年。2020 年之后长期规划建设的 LNG 接收能力也达到 6200 万吨/年，LNG 接收站的投资热情丝毫不减。
从 LNG 接收站的建设主体中我们也可以看到未来产业发展的主要趋势：随着管道优质资产未来将从“三桶油”旗下剥离，中石油、中石化和中海油纷纷加大海外 LNG 进口规模，适应国内需求增长；终端燃气公司纷纷向上游资源端延伸，抓住油气市场化改革的契机打通全产业链提升盈利水平，典型企业比如新奥能源、深圳燃气、北京燃气等；综合型能源公司将发展 LNG 业务作为能源多元化的重要补充，比如中天能源、浙能集团、长联石油等。
由于 17-18 年的气荒，国家发改委、交通部、能源局等部门加快了接收站的审批，导致规划中的 LNG 接收站产能较多。但 LNG 接收站投资巨大，加上部分优质区位的港口岸线已被先入企业抢占，所以未来 LNG接收站的建设进度大概率不及预期。未来 3-5 年内我国天然气消费量将持续高速增长，2020 年预计将达到 3600 亿方，天然气供应格局紧张的大趋势仍将继续。国家管网公司成立在即，LNG 接收站气化进管网的通道有望被完全打开，LNG 接收站的投资收益依然具有极大的吸引力。
LNG 进口来源主要为澳大利亚、东盟和卡塔尔，管道气进口来源主要是“两斯坦一缅甸”。根据海关数据，今年第一季度，进口液化天然气 1494.6 万吨，同比增加 21%，占同期我国天然气进口总量的 61.6%。其中，自澳大利亚、东盟和卡塔尔的进口分别占比 41.2%、18.6%和 16.9%。进口气态天然气 932.3 万吨，增加 13.2%，占同期我国天然气进口总量的 38.4%。其中，自土库曼斯坦进口增加 5.3%，占同期我国气态天然气进口总量（下同）的 70.2%；自哈萨克斯坦进口增加 89.3%，占 12.5%；自缅甸进口减少 4.7%，占 9.4%。未来随着中俄管道建设完工投产，俄罗斯有望成为中国进口管道气的第一供应方。
（报告来源：东兴证券）
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