政策要求

十三五期间我国天然气供需快速增长，但基础设施瓶颈问题比较突出。《天然气发展“十三五”规划》和《中长期油气管网规划》等政策要求加快构建油气管网体系，对石油天然气基础设施网络进行了统筹规划，搭建中长期油气管网布局蓝图。

天然气管网

目前中国天然气干线管道总里程接近8万公里，基本形成“西气东输、北气南下、海气登陆、就近供应”的天然气管道格局，2011年以来常规气管道快速发展，建成投产了西气东输二线东段、中亚天然气进口管道C段、西气东输三线和中缅天然气管道等；同时非常规天然气（页岩气、煤制气和煤层气）的大力发展也拉动了非常规气管道的建设。未来我国的天然气管道建设仍将处于高峰期，主要项目包括中俄东线等。

国家管道公司成立在即

国家管道公司成立将成为中国油气体制改革的里程碑，有利于打破目前管网体系的壁垒，长远看会促进油气的输配效率和销售的提升。同时引入一定量的民营资本有利于打破垄断，提高国有企业的运营效率。

LNG接收站

中国目前是世界上仅次于日本的第二大LNG进口国，未来有望超过日本成为第一大LNG进口国。进口量的急剧增长刺激LNG接收站的建设。截止2018年底，中国共投产21座LNG接收站，总罐容910万立方米，总接收能力接近7000万吨。随着价格体制改革和下游用户对于进口气的接受度越来越高，LNG进口接收业务前景可期。

地下储气库

我国天然气消费结构具有明显的淡季和旺季，导致供暖季天然气调峰保供压力极大，目前储气库已成为我国最为重要的调峰手段。但跟发达国家相比，我国的天然气地下储气库发展远远不足。这些年我国的储气库建设正在加速，成绩显著。目前全国已建成地下储气库25座，储气规模达400亿立方米，天然气调峰量为100亿立方米。

投资建议

天然气基础设施是天然气“产-输-储-用”四个环节的载体，随着我国天然气行业的快速发展以及产业体制的不断改革，我们相信管道、LNG接收站和储气库等基础设施将会极大助力我国天然气的安全健康发展：管道建设不断推进解除天然气生产、储运和消费瓶颈，促进三桶油的天然气销售；国家管网公司有望今年成立并向社会气源开放，利好目前存在管网瓶颈的民营天然气生产销售商（新奥股份、广汇能源和蓝焰控股）；价格体制改革将提升LNG接收站的盈利水平；储气库对于天然气储运体系意义重大，若开放给社会气源则存在跨期套利机会。

风险提示

1）天然气市场增长：长期来看我国天然气行业的发展潜力十分巨大，但短期内存在煤改气进度不及预期、下游行业（工业/发电/车用）增速下降、天然气价格升高下游用户承受力下降等风险。

2）项目进度：在建的管道、LNG接收站、储气库项目进度不及预期将影响相关企业的盈利。

3）地缘政治风险：我国天然气对外依赖度越来越高，若来源国地缘政治不稳定，将影响我国的天然气行业发展。

4）改革风险：国内价格改革受阻将不利于行业发展，同时国家管道公司组建过程中也存在风险。

5）地质风险：管道、LNG接收站和储气库的建设和运营存在一定的地质风险。

6）不同贸易渠道之间的竞争：管道气和进口LNG之间存在竞争，一方供应受阻或价格升高有利于另外一方的盈利。

01

需求增长和政策规划助力天然气基础设施发展

1.1 天然气储运体系

我国目前天然气市场大致可以分为三级分销体系。一级分销体系主要是天然气生产商和进口商销售给区域燃气公司；二级分销体系主要为区域燃气公司到城市燃气公司；三级分销体系主要是城市燃气公司销售给终端用户，包括燃气电厂、加气站、分布式能源项目、工商业用户和居民用户等。

天然气基础设施主要包括管道、LNG接收站、储气库、LNG工厂、LNG船、LNG槽车、城市管网、加气站等，其中最主要的是前三者，因此本报告主要对管道、LNG接收站和储气库进行研究。

LNG接收站主要负责接收LNG船运输来的液化天然气，再气化后通过管网销售到下一级客户，或者通过槽车以液态的形式直接销售到下一级客户；管道是中国天然气运输的主要载体，其运输方向包括生产商-区域燃气公司-城市燃气公司-终端用户、生产商直接销售到终端大客户、LNG接收站通过管道销售到区域燃气公司等；储气库与天然气干线或者支线联通，起到战略储备和调峰的作用。

1.2 国家政策助力天然气基础设施高速发展

过去5年中国天然气政策层出不穷，其中跟基础设施最相关的纲领性政策主要是两部：2016年12月24日发改委印发的《天然气发展“十三五”规划》以及2017年7月12日国家发展改革委、国家能源局联合印发的《中长期油气管网规划》。两者均要求加快构建油气管网体系，对石油天然气基础设施网络进行了统筹规划，搭建中长期油气管网布局蓝图。

《天然气发展十三五规划》要求2015-2020年新建天然气主干及配套管道4万公里，2020年总里程达到10.4万公里，年均增速10%；干线输气能力超过4000亿立方米/年；地下储气库累计形成工作气量148亿立方米，年均增速22%。

《中长期油气管网规划》明确，到2020年，全国油气管网规模达到16.9万公里，其中原油、成品油、天然气管道里程分别为3.2万、3.3万、10.4万公里，储运能力明显增强。到2025年，全国油气管网规模达到24万公里，原油、成品油、天然气管网里程分别达到3.7万、4万和16.3万公里，逐步实现天然气入户入店入厂，全国城镇用天然气人口达到5.5亿，天然气在能源消费结构中的比例达到12％左右。天然气应急调峰气量（含LNG）达到消费量的8%。

两份纲领性文件明确了石油天然气供需以及基础设施发展预期总目标，明确了我国现有以及未来预期管道布局，给我国的天然气行业特别是天然气管网提供了政策指引和支持。后续各地纷纷出台相应的地方政策和规划，在此不再赘述。

02

天然气管道：布局基本完成并持续完善

2.1 西气东输、北气南下、海气登陆、就近供应

除国内新疆和四川盆地等天然气主产区之外，我国还需要大量进口国外天然气，来源主要有三大战略目标区域：

一是中亚俄罗斯地区：该地区的国家俄罗斯、土库曼斯坦和哈萨克斯坦拥有丰富的天然气资源而且和我国具有良好的传统关系。中俄、中哈具有较长的共同边境线，天然气管道过境国少，具有跨国管道修建的地缘优势，是跨国管道建设的首选地区。

但在该地区与俄罗斯谈判难度较大。一是因为俄罗斯希望以国际价格向我国输送天然气，但以我国目前消费能力很难承受；二是近年来俄罗斯能源问题政治化的倾向十分明显，把能源外交作为实现外交和政治目标的重要手段。这也是为什么中俄能源项目往往进度缓慢的原因。

二是亚太地区：亚太国家与我国海运畅通，双边贸易历史悠久，是我国沿海地区引进LNG的重点地区之一。尤其以澳大利亚、印尼、马来西亚、文莱的天然气资源最为丰富。这些国家在资源上有保证，但同时出口日本和韩国两个天然气进口大国，因此我国需要进一步努力以合理价格签订更多的协议。

三是中东地区：中东的伊朗和卡塔尔天然气资源非常丰富，是我们LNG引进的主攻方向。这两个国家天然气储量丰富，资源开发程度都很低，产量增长空间和出口潜力很大。

伊朗正受到美国的制裁，在伊朗的石油勘探生产中没有美国公司。另外我国和伊朗政府的关系较好，给我们提供了较好的进入机会。随着国际天然气供需关系的日益紧张，伊朗天然气出口必将大幅增长。卡塔尔2018年退出OPEC，未来将专注于天然气的生产和出口，因此对我国出口的潜力十分巨大。卡塔尔上游对外合作环境较好，产量分成合同条款可协商，勘探区块可竞标。

国内天然气产地和消费地分离，以及天然气进口依赖度高的特殊国情决定了我国的天然气管道布局，目前中国正在完善“西气东输、北气南下、海气登陆、就近供应”的天然气管道格局：

国产天然气的主体流向是“西气东输，就近外供”，即将新疆生产的天然气输送到长江三角洲及沿线地区，将川渝气区的天然气输送到湖北和湖南，陕甘宁气区的天然气输送到京、津、冀、鲁、晋地区。“就近外供”的原则是优先供应气田周边地区。

进口的管道天然气流向是“北气南下，西气东输”。从西北方向进口中亚天然气在新疆入境后，流向是“西气东输”；从东北方向进口天然气经东北地区向南输送到京、津、冀和长三角地区，流向是“北气南下”。沿海天然气管道建设将配合“海气”上岸和进口液化天然气，通过沿海天然气主干线供应沿海地区使用，流向是“海气登陆”。

2.2 管道建设步入快速增长期，成绩显著

2004年，中国油气管道总里程不到3万公里，截止2017年底油气长输管道总里程累计约为13.31万千米，2004-2017年管道总里程年平均增速为12%以上。其中天然气管道约7.72万公里。经过十多年的加速建设与发展，覆盖全中国的天然气管网初步形成，东北、西北、西南和海上四大油气通道战略布局基本完成。

目前我国的天然气管网主要包括以下管道：西气东输系统、陕京管道系统、中缅天然气管道、涩宁兰、川气东送、中贵联络线、秦沈线、永唐秦、冀宁联络线等干线管道为基本骨架，接入川渝、环渤海、长三角、珠三角、中南、陕晋等区域管网。

2011以来是中国天然气管网建设的高峰期，在此期间投产了战略进口管道西气东输二线东段、中亚天然气进口管道C段、西气东输三线和中缅天然气管道，以及联络线和干线配套支线、LNG接收站外输线、海上油气田外输线和一批煤层气外输管道。

值得注意的是，除了常规的国产气和进口气之外，近年来非常规天然气（页岩气、煤制气和煤层气）的大力发展也拉动了非常规气管道的建设，主要的非常规气管道包括：

煤制天然气外输管道：伊宁—霍尔果斯煤制天然气管道是我国第一条煤制气管道，于2013年8月建成投产，可将新疆伊犁地区煤制天然气通过西二线输往东部地区。大唐克什克腾旗煤制天然气外输管道是我国第二条煤制气外输管道。该管道由两部分组成：克什克腾旗—古北口段由大唐国际建设，长约360km，管径914mm，设计压力7.8MPa，设计输量1200万立方米/天；古北口—高丽营段由中国石油建设，长约130km，管径914～1016mm，设计压力7.8～10MPa。管道于2013年11月建成投产。

页岩气外输管道：四川长宁地区页岩气管道是我国第一条页岩气外输管道，管道起自宜宾市上罗镇集气站，止于宜宾市双河乡双河集输末站，全长93.7km，管径457mm，设计压力6.3MPa，输送规模可达450万立方米/天，于2014年4月建成投产。此后，第二条页岩气外输管道——威远页岩气集输干线和第三条页岩气外输管道——涪陵—王场页岩气管道分别于2014年10月、2015年4月建成投产。

煤层气外输管道：煤层气产地主要集中于我国山西省等华北地区，目前煤层气产量相对较低，优先满足周边地区消费，多余气量外输。我国第一条煤层气外输管道是山西沁水煤层气外输管道，管道全长35km，管径610mm，设计压力6.3MPa，设计输量30亿立方米/年，于2009年7月建成投产。该管道在沁水压气站与西气东输管道系统相连，将煤层气输往东部地区。此后，晋城—侯马、沁水—博爱—郑州及沁水—长治等多条煤层气外输管道陆续建成投产。

2.3 跨境进口管道和境内长输管道项目持续推进

根据中长期油气管网规划，中国将统筹考虑天然气和LNG两个市场，国内和国际两种资源，管道和海运两种方式，加快建设天然气管网建设。未来的主要的干线项目包括：中俄天然气东线、西气东输四线、西气东输五线、新-粤-浙天然气管道、鄂-安-沧天然气管道、蒙西煤制气外输管道、萨哈林管道等。

中俄东线天然气管道：

中俄东线天然气管道是我国管径最大、压力最高、输量最大、钢级最强、涉及单位最多、国产化程度最高的天然气管道。干线管道起自黑龙江省黑河市，止于上海市白鹤末站，全长超过3000km，设计输量为380亿立方米/年，设计压力12MPa，管径1422mm。该工程将按北段（黑河—长岭）、中段（长岭—永清）和南段（永清—上海）分段核准、分期建设，计划2019年10月北段投产，2020年底全线贯通。其中，黑龙江省五大连池市境内76km试验段工程已于2017年11月建设完成；2017年12月13日，随着黑河—长岭段干线管道11个标段同时开焊，中俄东线天然气管道的建设全面加快。

新-粤-浙天然气管道：

中国石化新疆煤制天然气外输管道（新-粤-浙天然气管道）包括1条干线和5条支线，管道干线起于新疆木垒首站，止于广东省韶关末站，干线全长4159km，管径1219mm，设计压力12MPa，设计输量300亿立方米。工程共设工艺站场58座，其中包括23座压气站。支线则包括准东、南疆、豫鲁、赣闽浙和广西五条，干支总线长达8280公里。

新粤浙管道总投资将达到1590亿元该管道于2015年9月30日获国家发改委核准，建设节奏按资源、市场落实程度由南向北、先东后西的进度分期实施。潜江—韶关段输气管道是新-粤-浙天然气管道的末端管道，也是湖南省第一条国家干线天然气管道，北起湖北省潜江市，南至广东省韶关市，途经湖北、湖南、广东省8市，全长856km，管径1016mm、设计压力10MPa，设计输量60亿立方米/年，已于2017年9月26日开工建设，计划2020年建成投产。

鄂-安-沧天然气管道

中国石化鄂尔多斯—安平—沧州煤制气管道（鄂-安-沧天然气管道）气源主要为新蒙能源煤制气、汇能集团煤制气等。管道西起陕西省神木市，东至河北省沧州市，南至中原油田文23储气库，北至雄安新区，包括1条干线和5条支线。管道全长为2293km，其中干线管道长度881km，设计输量300亿立方米/年，设计压力12MPa，管径1219mm。

该项目已于2017年7月12日获国家发改委核准，一期工程计划于2019年建成，可将天津进口LNG、文23储气库天然气输往雄安新区；后续工程可将内蒙古自治区、陕西、山西等地煤制气、煤层气等资源输往华北地区。

蒙西煤制气外输管道：

蒙西煤制气外输管道是中国海油第一条跨省天然气长输管道，包括1条干线、两条注入支线和两条分输支线。干线管道起自内蒙古杭锦旗首站，止于河北省黄骅末站，全长约1022km，设计输量300亿立方米/年，设计压力12MPa，管径1219mm。该项目已纳入国家《能源发展“十三五”规划》和沿线四省市自治区“十三五”规划，并于2017年4月5日获国家环保部环评批复，于2017年7月17日通过中国海油投资决策程序。该项目将先期建设河北省和天津市境内管道，将天津市进口LNG输往华北地区，为雄安新区清洁能源供应提供保障；后期建设山西省及内蒙古境内管道，将煤制气、煤层气等相关资源输往华北地区。

西气东输四线：

西气东输四线起于新疆乌恰，经甘肃河西走廊，止于宁夏中卫，线路全长3123公里，其中甘肃境内1045公里，经过嘉峪关、酒泉、张掖、金昌、武威、白银等六市12县（区、市），路由基本与在役的西二线、西三线管道并行。管道口径为1422毫米，设计压力12兆帕，最大输气能力400亿立方/年。甘肃境内六个站场与西三线站场合并建设。项目总投资677亿元。计划于2019年完成初步设计，2020年3月开工建设，2022年投产运行。

西气东输五线：

西气东输五线工程，起于新疆乌恰县，终点计划输往江、浙一带，管线的年输送能力将达到450亿立方米，管径、输送压力和输送能力较前三线均有大幅提升。与西气东输五线连接的国外段即为中亚天然气管道D线。

中国-中亚天然气管道D线设计输量300亿立方米/年，起始于土库曼斯坦和乌兹别克斯坦边境，途经乌兹别克斯坦、塔吉克斯坦、吉尔吉斯斯坦三国，最终从南疆进入我国，与西气东输五线相接，建成之后将有效缓解新疆用气紧张。管道全长1000公里，由中国石油天然气集团与沿线国合作建设，其中塔方境内段长约410公里，在过境各国中最长。

萨哈林管道：

2018年俄罗斯媒体报道俄罗斯天然气工业股份公司（Gazprom）已开始设计从萨哈林岛通往中国的天然气管道，它或将成为继“西伯利亚力量”(中俄输气管线东线)后的第二条对华供气管道。这是俄气在落实自萨哈林岛经东线对华供气计划方面迈出的第一步。

2.4 国家管道公司成立在即，将提升天然气输配效率

目前油气管网分别隶属于“三桶油”等能源企业旗下，一定程度上不利于管网资源利用效率的提升。媒体曾报道中石油陕京四线、中海油蒙西煤制天然气外输管道和中国石化鄂尔多斯—安平—沧州管道，3条管道走向相似，存在气源不足争抢气源的情况。

因此多年来对管网进行改革的呼声不断，2017年5月，国务院正式印发的《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》提到，在中游管输领域，要分步推进国有大型油气企业干线管道独立，实现管输和销售分开，实现油气干线管道、省内和省际管网均向第三方市场主体公平开放。

2018年12月初，重组“三桶油”管道业务并成立新公司的组建事项及组建方案，上报至国家层面等待高层批复。此次改革方案涉及石油管道业务和天然气管道业务，其中石油管道业务又包括原油管道和成品油管道。

2019年3月19日两会期间，中央在全面深化改革委员会第七次会议上再次强调，要推动石油天然气管网运营机制改革，组建国有资本控股、投资主体多元化的石油天然气管网公司。改革方案有望于5月份之后获知审批结果。根据彭博等媒体的报道，预计此次改革：

※ 首先将中石油、中石化、中海油旗下干线管道资产及员工剥离，并转移至新成立的国家管道公司，再按各自管道资产的估值厘定新公司的股权比例，预计新管网公司估值约3000亿-5000亿元；

※此次改革步伐将以稳健为主，省网和配气网需要在“国网”改革后循序渐进地进行调整；

※新管网公司获注入资产后，拟引入约50%社会资本，包括国家投资基金及民营资本，该资金将用于扩建管网；

※新管网公司存在独立上市的可能性。

国家管道公司若成立将成为中国油气体制改革的里程碑，有利于打破目前管网体系的壁垒，长远看会促进油气的输配效率和销售的提升。同时引入一定量的民营资本有利于打破垄断，提高国有企业的运营效率，符合目前国家的混合所有制改革战略。

03

LNG接收站：进口贸易大增促进接收站发展

3.1 中国LNG进口物流体系

LNG（液化天然气）是天然气的液态形式。气田生产的天然气经过净化处理并冷却到零下162℃进行液化，然后用LNG运输船实现跨洋运输，是除管道运送天然气之外的另一条贸易方式。

LNG的进口需要在符合条件的港口建设LNG接收站，LNG接收站主要包括LNG码头和LNG储罐区，是各国储存、装卸进口LNG并输送至国内的必要地面设施。LNG接收站的主要功能是将从海外船运进口的液化天然气通过码头接收到储罐中，然后通过接收站的气化装置，将液态的天然气重新气化成为气态的天然气，再通过外输管道向下游城市燃气用户、燃气发电用户和企业用户输送。还有一部分可以直接将储罐中的液态天然气重装到液化天然气槽车中，将液态的天然气通过槽车运送到液化天然气加气车或者小型的气化站。

国内LNG接收站主要由国内三大石油公司牵头，会同地方的电力公司和燃气公司共同建设，在首个LNG接收站项目中，外资持有较高的比例，第二大股东即为外资。但是，随后的几个LNG接收站项目，国有资本的比例高达90以上%，而且股东几乎全是石油公司、电力公司和燃气公司。

中国的LNG接收站厂区和泊位布置较为规则，厂区填海明显，泊位与护岸平行，距离储罐较近。除中海油天津LNG接收站之外，中国大陆的LNG接收站目前全采用地上罐。目前各个接收站在容量和数量上较为接近，典型的配置为2-4个16万立方米储罐，尚无内航船（槽船）接收站。

目前中国的LNG接收站由国家发改委主管。中国大陆由于LNG产业发展历史不长，因此相关的法律法规不多，其规范大多等同使用翻译的国外标准，如GB／T20368－2006《液化天然气（LNG）生产、储存和装运》（等效美国）、JTJ304－2003《液化天然气码头设计规程（试行）》、SY／T6711－《液化天然气接收站安全技术规程》。

3.2 中日韩是全球LNG进口的第一梯队

受亚太地区能源消费持续增长和管道气不足的双重影响，LNG贸易总量和其在整个天然气贸易中的占比持续增长。国际LNG进口商组织（GIIGNL）的数据显示，LNG在全球天然气贸易中的占比从2001年的26%增长到2017年的34.7%。截至2017年底，全球共有19个LNG出口国和40个进口国，卡塔尔仍是全球最大的LNG出口国，2017年出口量为1034亿立方米，占比超过1/4，其次是澳大利亚和马来西亚，分别占总量的19.3%和9.2%。亚洲国家再次包揽2017年全球LNG进口量前三甲，日本仍是全球最大的LNG进口国，2017年进口量为1139亿立方米，占LNG贸易总量的29.2%；中国超过韩国成为第二大LNG进口国，进口量增至526亿立方米，占比为13.5%，未来有望超过日本成为第一大LNG进口国。

3.3 中国LNG接收站增长迅速

中国大量地引进LNG资源需要配套建设相应规模能力的LNG接收站项目。1995年，受原国家计委的委托，中海油牵头广东引进LNG项目的研究工作。1999年底，国家正式批准广东LNG试点工程总体一期项目立项，从此揭开了中国引进LNG的序幕。截止2018年底，中国共投产21座LNG接收站，总罐容910万立方米，总接收能力接近7000万吨。

中国已投产的21座LNG接收站分布在沿海11个省/直辖市，其中广东是我国接收能力最大的省份之一，截止2018年底，接收能力约1800万吨/年。从所有权来看，中海油占据全国总接收能力的47%，中石油占据28%，中石化占据13%，其余还有申能股份、新奥集团、九丰以及广汇能源等。

目前中国LNG接收站业务还面临一些挑战，主要在于在进口气和国产气门站价倒挂的情况下，LNG的盈利受到影响，以中石油为例，其进口LNG业务一直处于亏损状态。这也导致了中国LNG接收站的利用率不是很高，近几年大约在60%左右。不过我们相信随着国内价格改革的推进、东部地区天然气用户对进口LNG的价格接受度会越来越高，LNG进口接收业务前景可期。

3.4 关注新兴物流模式对LNG接收站的影响

2018年9月25日，IDG能源投资（00650，HK）公告称，其全资子公司与富士康旗下供应链管理企业准时达及管理层梅族林签订合资协议，成立合资公司——上海准时达能源供应链有限公司。根据协议，IDG能源投资、准时达及管理层将分别持有准时达能源39%、51%及10%的股权。准时达能源将提供LNG物流运输解决方案，其中包括LNG罐箱物流业务。

目前传统的进口LNG受制于几个条件：必须要修建大型接收站；大型的接收站要有好的港口资源条件。LNG罐箱可以利用已有的集装箱港口的基础设施进口LNG，可以作为接收站进口模式的补充。2018年10月份准时达能源公司将首批LNG罐式集装箱从加拿大温哥华运抵上海。第一批和第二批试水测试共运输了16个罐箱，每个罐箱17.5吨。

LNG罐箱模式跟传统LNG接收方式相比，可以不受港口条件和LNG运输船的约束，如果将来发展顺利，将会LNG接收站形成一定的冲击。当然相比于接收站模式，目前国内罐箱LNG发展还处于萌芽阶段，其在运输标准、运输资质以及接收港口等方面还有一些挑战，运输标准方面，国内和国际还没有完全打通，铁路上的运输标准和道路上的运输标准也才开始在统一；而出口和运输的危化品资质，如果没有话，需要委托具有相应资质的车队和运输公司。

04

天然气地下储气库

4.1 天然气调峰需求缺口巨大

近年来我国天然气消费量以年均15-20%以上的速度增长。根据国家发改委最近披露的数据，2018年中国天然气消费2803亿立方米，同比增长18%。预计2030年前中国天然气生产、进口和消费仍处于高速增长期，到2030年天然气需求量将达到5000亿立方米左右。

我国天然气消费结构具有明显的淡季和旺季，跟国外相比，我国天然气消费结构中工业、发电、交通比重偏低，民用取暖用气消费比重大，且可中断用户较少，导致供暖季天然气调峰保供压力极大，因此建设完善的天然气储备和调峰设施对保障我国的能源安全至关重要。

根据历年用气波动情况和四大行业（城市燃气、发电、工业、化工）用气特点，中国石油相关单位预测，到2020年，八大地区（环渤海、中西部、西北、东北、长三角、中南、西南、东南）调峰需求占年消费量的比例将为11%左右。从各区的调峰需求来看，受市场发育程度和气候季节温差的影响，环渤海、中西部、西北、东北地区调峰需求最高，尤其是环渤海地区用气波动性更为突出，调峰需求居八大地区之首，长三角及中南地区调峰需求中等，西南及东南地区调峰需求较小，由此可见，北方采暖区调峰需求明显高于南方地区，沿海高端消费市场地区调峰需求明显高于内陆地区，季节性供需矛盾突出。

国家发改委2014年公布的《天然气基础设施建设与运营管理办法》规定：“天然气销售企业应当建立天然气储备，到2020年拥有不低于其年合同销售量10%的工作气量，以满足所供应市场的季节（月）调峰以及发生天然气供应中断等应急状况时的用气要求。假设2030年我国天然气消费量达到5000亿立方米，以此计算地下储气库需求超过500亿立方米，目前我国的调峰能力只有100亿立方，市场缺口巨大。未来10年，将是我国储气库建设高峰期。

4.2 储气库已成为最重要的天然气调峰手段

我国天然气调峰方式包括地下储气库调峰、气田放大压差调峰、LNG调峰和进口管道气调峰。

地下储气库是将长输管道输送来的商品天然气重新注入地下空间而形成的一种人工气田或气藏，一般建设在靠近下游天然气用户城市的附近。夏季市场用气量低于管道输气能力时，就将富裕的气存入储气库里。等到冬季用气量大时，再从储气库里采出天然气向用户供气。

放大压差式的气田调峰，可能对气田造成伤害，其调峰能力进一步扩大受到限制。在供暖季气田调峰，长庆油田、青海油田和塔里木油田主要采用气田放大压差生产方式调峰，曾造成部分气田出水加大、出砂加剧和边底水入侵等，影响了气田的整体开发和经济效益。

LNG调峰的成本较高。LNG接收站具有快速灵活、周转快的特点，有着极强的应急调峰能力。但其持续调峰能力则受储罐容量、码头接收能力、接卸能力、气化能力、外输管道能力和LNG供气源等的影响。LNG供气源受制于国际LNG市场及供应能力的限制，尤其是现货市场具有价格波动大、采购不确定性大特点，其调峰成本和安全风险较高。

进口管道气存在无序下载和违约风险。我国已形成西北、西南、东北和海上天然气进口通道格局，2016年-2018年中亚管道出于多种原因，土库曼斯坦单方面多次减供，加之乌兹别克斯坦、哈萨克斯坦的无序下载，日减供量与合同供气量相差2000～5000万立方米，给西气东输沿线及京津冀地区调峰保供造成巨大的压力。在未来一段时间内，违约减供和无序下载的风险依然存在。

总体来看，多类型储气设施并存，多渠道资源供气是我国天然气调峰保供的常态。国内冬季主要采用储气库、气田、进口管道气和LNG接收站等综合方式进行天然气调峰，调峰能力逐年增强。数据表明，目前储气库已成为我国最为重要的调峰手段。

4.3 我国已掌握复杂地质条件下的储气库建造技术

天然气的地下储存通常有下列几种方式：利用枯竭的油气藏储气；利用含水多孔地储气；利用盐穴储气；利用废弃矿坑建造储气库：

枯竭油气藏储气库：枯竭油气藏储气库利用枯竭的气层或油层而建设，是目前最常用、最经济的一种地下储气形式，具有造价低、运行可靠的特点。目前全球共有此类储气库逾500多座，占地下储气库总数的75%以上。

含水层储气库：用高压气体注入含水层的孔隙中将水排走，并在非渗透性的含水层盖层下直接形成储气场所。含水层储气库是仅次于枯竭油气藏储气库的另一种大型地下储气库形式。目前全球共有逾100多座含水层储气库，占地下储气库总数的15%左右。

盐穴储气库：在地下盐层中通过水溶解盐而形成空穴，用来储存天然气。从规模上看，盐穴储气库的容积远小于枯竭油气藏储气库和含水层储气库，单位有效容积的造价高，成本高，而且溶盐造穴需要花费几年的时间。但盐穴储气的优点是储气库的利用率较高，注气时间短，垫层气用量少，需要时可以将垫层气完全采出。目前世界上有盐穴储气库共50多座，占地下储气库总数的8%。

废弃矿坑储气库：利用废弃的符合储气条件的矿坑进行储气。目前这类储气库数量较少，主要原因在于大量废弃的矿坑技术经济条件难以符合要求。

建库地质条件的复杂性直接影响了储气库的建设、达容达产进程，成为制约我国天然气调峰能力迅速提升的关键因素。中国油气成藏地质条件极其复杂，气藏建储气库多具有埋藏深度大、储层物性以中低渗透率为主、流体关系复杂的特点。盐穴建储气库以陆相盐湖沉积盐层为主，具有夹层多、品位低的特点。复杂的建库地质条件导致储气库建设选址难、设计难、施工难、建设周期长。

受复杂成藏地质条件的影响，气藏型储气库多需经历较长的扩容达产阶段。如我国最早投运的大港储气库库群经历14个达容周期，达产率仅60%左右；呼图壁、相国寺、苏桥、陕224、板南等储气库已经历3～4个注采周期，目前尚未达容达产，预计要实现达容达产至少还需要经过2～3个注采周期。

从“十二五”期间我国库址资源筛选及评价结果来看，中国优质、大型的建库资源主要集中在西北、西南地区和东北部分地区。东部主要建库区的渤海湾盆地，油气藏构造断裂系统复杂，构造破碎，建成大规模储气库的可能性较小；东部南方地区由于地质构造普查不足，基础资料严重匮乏，建库资源有限。尤其是长三角及东南沿海地区油气藏构造少，已探明的油气藏大都为构造破碎的断块小油气藏或零散油气藏，建库规模非常有限。中国的盐矿层总厚度虽大，但盐层单层厚度小，可集中开采的盐层厚度薄，盐岩段内部夹层多，含盐品位低，大大增加了建设盐穴储气库的难度。

国外储气库建设历经百年，我国储气库建设经过十余年努力攻关，刚刚进入快速发展初期。自2000年以来，针对我国天然气储气库产业和技术空白、建库地质条件复杂、国外已有建库技术不适应等难题，中国石油集团公司及下属中国石油勘探开发研究院、西南油气田等单位经过十多年自主创新攻关，已经在地下储气库地质评价、钻完井、注采工艺、地面工艺、运行保障等方面形成5项技术系列共24项核心技术，形成了具有自主知识产权的储气库地质评价、工程技术、装备制造和运行调控成套技术及标准体系，开创了我国储气库工业化建设之路：

首先，我国建库过程中的钻井深度更大，剧烈交变载荷和热效应双重影响对固井质量提出了更高的要求，我国研发的分别用于堵漏、钻井和固井的3套材料体系，产品性能均优于国外同类产品。取得了单井最高日注气量达到585万立方米，固井质量合格率100%的应用效果。

其次，更大的储气库埋深要求提供更高的注采压力，于是研制了大功率高压往复式注气压缩机，在高压43兆帕下排量达到153万立方米/日，关键指标优于美国同类机型。

最后，运营期间的风险管控问题，我国创新了地质体漏失风险监测、井筒和地面设施检测评价与风险预警技术，并研发了相关核心装备，构建了从设计、建设、运行、废弃全生命周期储气库“三位一体”完整性风险管控体系，保障了我国储气库“零事故”安全运行。

上述技术成果高效支持了中国石油的24座新储气库建设，刷新了地层压力低、地层温度高、注采井深、工作压力高4项世界纪录。中国石油借助中国复杂地质条件下储气库建设技术成果，在全国24个省市开展了库址筛选评价，从191个库址中推荐优先目标33个，其中24座储气库已经建成投用，剩余9个的建设也将得到有力支撑。

4.4 中国储气库发展跟欧美国家差距巨大

地下储气库的历史可以上溯到20世纪初。1915年加拿大首次在Wellland气田建成世界上第一座地下储气库。到现在，全球已建成715座地下储气库，共计23007口采气井，总工作气量为3930亿立方米，平均每小时产出2.35亿立方米天然气。这些储气库分属不同国家的逾100家公司，其中既有储气量超1000亿立方米的天然气上下游一体化的大型跨国公司，也有仅单纯经营1～2座地下储气库的小公司。

统计表明，全球地下储气库平均工作气量为5.5亿立方米，工作气量规模小于5亿立方米的地下储气库为549座，占比77%；4种类型地下储气库中，气藏型地下储气库工作气量最大，约占总工作气量的75%，含水层型地下储气库占12%，盐穴型地下储气库占7%，油藏型地下储气库6%。

全球95%的地下储气库工作气量主要分布在北美、欧盟和俄罗斯等地区和国家，各国的地下储气库工作气量与管网完善程度、用户消费结构、进口依存度密切相关，一般占年消费量的13%～27%。全球10%左右的天然气用气量由地下储气库供应，西欧国家和俄罗斯分别达到20%、30%。

未来10～20年，全球对地下储气库调峰需求量将越来越大，地下储气库数量和规模将会随着需求量的增加不断扩大。根据IGU预测，到2030年地下储气库调峰需求量将达到5030亿立方米，在现有地下储气库基础上，需要新建地下储气库183座，预计需新增工作气量1406亿立方米才能满足今后的调峰需求。

跟发达国家相比，我国的天然气地下储气库发展远远不足，2017年我国工作气量只占到天然气消费量的4%，距离全球平均水平11.4%有较大的差距，更不用说跟西欧和俄罗斯等国家20-30%的水平相比，但这些年我国的储气库建设正在加速，成绩显著。

4.5 近年来中国储气库发展迅速

20世纪90年代初，为确保北京、天津的安全供气，国家开始加大力度研究建设地下储气库技术。2001年，我国首次在大港油田利用枯竭凝析气藏建成了大张坨地下储气库。2005年，西气东输第一座盐穴储气库—金坛储气库开工建设，为长三角地区调峰保供发挥了重要作用。“十一五”以来，随着国内骨干管网的建成投产，为满足全国八大地区不断增长的天然气市场需求，中国政府积极推进地下储气库建设，目前全国已建成地下储气库25座（24座分布在长江以北地区），在环渤海、长三角、西南、中西部、西北、东北和中南地区均有分布，其中中国石油23座(盐穴型1座，油气藏型22座)，中国石化2座(盐穴型1座，油气藏型1座)，储气规模达400亿立方米，天然气调峰量为100亿立方米。

地下储气库在天然气工业发展过程中的作用重大，依据国家总体战略部署，中国正逐渐形成四大区域性联网协调的储气库群：东北储气库群、华北储气库群、长江中下游储气库群和珠江三角洲储气库群。根据相关规划，未来地下储气库的重点工作包括已建成储气库的扩容达容，以及新建项目。预计2025年之前国家将规划建设地下储气库30座以上，可调峰总量达320亿立方米。

整体来看，我国地下储气库行业发展成绩显著并已掌握在复杂地质条件下的建造技术，但也存在一定的问题，主要表现在1）储气调峰能力现在仍然比较低；2）科学运营经验跟国外相比还有差距；3）储气库依附于管网虽有利于天然气调峰但难于计算经济效益。这些不足也是行业发展的方向，随着我国天然气需求的快速增长和体制改革的推进，相信未来我们跟欧美国家的差距将越来越小。

05

投资建议

天然气基础设施是天然气“产-输-储-用”四个环节的载体，随着我国天然气行业的快速发展以及产业体制的不断改革，我们相信管道、LNG接收站和储气库等基础设施将会极大助力我国天然气的安全健康发展，具体来看，我们可以从以下几个方面分析行业投资机会。

管道建设不断推进：随着西气东输管线的不断扩展，中俄东线的投产以及境内管线的不断建设和优化，宏观上我国的能源安全将进一步得到保障，微观上可以解除天然气生产、储运和消费瓶颈，促进天然气消费增长。中国石油、中国石化、中海油等生产销售企业将迎来利好。

国家管网公司成立：国家管网公司有望今年成立，届时将引入民营资本并向社会气源开放，利好目前存在管网瓶颈的民营天然气生产销售商（新奥股份、广汇能源和蓝焰控股）

LNG接收站：由于管网的不足和管网建设的复杂性和长期性，LNG接收站未来仍将是我国天然气保供体系的重要一环，虽然LNG接收站的盈利性受成本因素影响盈利性受到影响，但长期来看，国内价格体制改革将进一步推进，LNG接收站运营商也可以通过优化运营结构提升盈利能力。新奥集团LNG接收站有利于新奥股份在国内的天然气布局，广汇能源江苏LNG接收站是其重点业务之一。

储气库存在跨季节套利机会：目前储气库主要由两桶油运营，其作用主要用作调峰。若储气库在改革后对外开放，将给社会气源带来跨季节套利机会。

06

风险提示

1）天然气市场增长：长期来看我国天然气行业的发展潜力十分巨大，但短期内存在煤改气进度不及预期、下游行业（工业/发电/车用）增速下降、天然气价格升高下游用户承受力下降等风险。

2）项目进度：在建的管道、LNG接收站、储气库项目进度不及预期将影响相关企业的盈利。

3）地缘政治风险：我国天然气对外依赖度越来越高，若来源国地缘政治不稳定，将影响我国的天然气行业发展。

4）改革风险：国内价格改革受阻将不利于行业发展，同时国家管道公司组建过程中也存在风险。

5）地质风险：管道、LNG接收站和储气库的建设和运营存在一定的地质风险。

6）不同贸易渠道之间的竞争：管道气和进口LNG之间存在竞争，一方供应受阻或价格升高有利于另外一方的盈利。

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