化工：全球天然气行业26年展望

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来源：市场资讯

（来源：纪要头等座）

1、十四五天然气市场回顾

·全球天然气市场情况：十四五期间全球天然气市场受乌克兰危机、巴以冲突、中美贸易摩擦等地缘政治事件影响，格局动荡调整。全球LNG价格波动剧烈，2020年因新冠疫情需求低谷，年度均价三四美元/百英热；2021年起大幅上涨，东北亚（中日韩、中国台湾）LNG现货到岸价较十三五上涨180%。贸易流向显著变化，欧洲LNG进口量从十三五年均5000万吨增至十四五年均1亿吨（2022-2024年达1.2亿吨），美国对欧洲LNG供应比例从2%攀升至54%，美国大部分增量流向欧洲，欧洲吸收全球大部分供应增量。

·中国天然气市场情况：中国天然气市场方面，需求受国际价格高企、清洁能源替代等因素影响，十四五需求波动较大，2024年消费量4260亿方，十四五年均增速5.5%，远低于十三五的11.4%。供应端，国产气连续八九年增量超100亿方，十四五年均增量130亿方，是供应最大增量来源；进口管道气因中俄东线2019年底投运，量达760亿方，年均增长66亿方；LNG进口因高价制约，与十三五末基本持平。

2、十五五全球天然气市场展望

·全球需求预测：全球天然气需求呈平稳增长态势，2030年消费量预计达4.6万亿方，年均增速约1.8%。区域需求差异显著：欧洲因政策调整（抛弃俄气、转向清洁能源及重启核能等），需求从2021年高峰期逐步下降，较高峰期下降近20%，十五期间需求无增量，与2025年基本持平；亚洲贡献全球约一半消费增量，主要来自中国、印度及泰国等东南亚国家，其消费潜力较大，中国煤炭消费量超50亿吨，印度及其他南亚、东南亚国家十四五期间需求受价格抑制（LNG价格二三十美金每百万热），十五五行业宽松态势将激发价格承受力较弱国家的需求反弹，预计亚洲天然气消费达1.2万亿方，成为主要增量来源。

·全球供应增量分析：全球LNG供应将大幅增长，增量主要来自美国、卡塔尔及其他国家：美国十五五LNG增量超1亿吨，卡塔尔北方气田扩建贡献4000多万吨，澳大利亚、俄罗斯等补充。十五五期间全球液化产能增量达4000万吨/年，5年累计超2亿吨；过去20年平均增量1600万吨/年，十三五（2016-2020）平均增量3000万吨/年。2024年全球LNG产能约4.5亿吨，预计2030年达近7亿吨，供应宽松态势确定性较强。

·全球LNG价格判断：十五五期间供应集中释放将推动LNG价格大幅回落，2025年冬季价格已降至10美元/百英热以下（更多实时纪要加微信：aileesir）。预计2026-2030年年均价在7~10美元/百英热区间震荡，较十四五均价18美元/百英热下降50%以上，整体处于极度宽松时期。均价中枢略高于十三五的6美元/百英热，主要因供应的边际成本、投资成本较十三五有所上升。

3、十五五中国天然气供需及基础设施展望

·中国供需形势预测：天然气消费未达峰，预计2030年中国天然气消费量将达到5600亿方，年均增速5%-6%。需求端来看，天然气在新型能源体系中承担电力调峰重要作用；工业领域随着价格下降，煤改气有进一步释放空间；城燃方面，用气人口增长及南方壁挂炉增加推动稳步增长；交通领域LNG重卡销量较好，有较大增长空间；化工行业受政策导向影响，增量有限，预计维持300亿方左右。供应端方面，2025年国产气约2600亿方，2030年将突破3000亿方；进口管道气方面，中俄东线将增至440亿方、远东线120亿方、中缅21亿方、中亚400亿方，合计近1000亿方；LNG进口量2025年约900多亿方，2030年将达1600亿方，年均增速超11%，主要因价格下降刺激消费及进口。

·基础设施建设展望：全国管网互联互通逐步完善，为天然气消费奠定基础。LNG接收站方面，2025年接收能力1.167亿吨/年、投运33座，2030年将增至2.5亿吨/年、投运45座，可支撑未来LNG进口需求。储气库能力方面，2030年工作气量将达500亿方；加上接收站可存储300亿方气态天然气，全国总储气能力将达800亿方，占2030年消费量的15%左右，能有效支撑季节性调峰需求。

4、十五五中国天然气下游细分领域展望

·燃气发电领域：燃气发电具有清洁低碳、灵活调峰（灵活起运、响应迅速）的优势，但过去因气价较高限制了性能发挥。预计2030年燃气发电装机规模超2亿千瓦（2035年达2.5亿千瓦，远期超3亿千瓦），未来在新能源体系中的支撑作用将逐步体现。政策方面，电价机制改革深化，多地出台容量电价政策，如广东将机组容量电价从100元/千瓦大幅提高至264元/千瓦，可覆盖固定成本约70%-80%，有助于回收气电厂投资成本。燃气发电的经营逻辑将向“容量电费回收大部分投资成本+电力交易弥补剩余成本”转变，长期属于低风险、低收益的火电细分行业，利用小时数可能逐步下降。

·城市燃气领域：城市燃气是天然气主要消费领域，需求稳定增长，未来受益于城镇化率提升及南方供暖市场潜力释放，但增速不会太快。价格方面，过去因上游气价高且民生领域价格传导不畅，中小城燃企业亏损，近年价格传导机制改革加快，多地完成顺价措施，未来顺价机制将更顺畅，城燃毛利价差有望修复。市场方面，全国合法存续的正规燃气管道公司超3000家，头部“城燃五虎”（华润燃气、昆仑燃气、新奥燃气、港华燃气、中燃）占据30%以上特许经营区，市场集中度不高，且小公司经营、抗风险及安全能力不足，国家及地方推动城燃整合，给头部企业带来机会。盈利模式上，传统销气价差（占五六成利润）和接驳工程（占二三成利润）受房地产下滑影响，近年增值业务成为增长点（如华润燃气增值业务占比从2020年0.6%升至2024年10%）。随着上游气价下降，十五五城市燃气公司利润有望得到修复。

·LNG重卡领域：LNG车辆加注是天然气下游细分行业，政策支持方面，《天然气利用管理办法》将LNG重卡列为优先支持项目，2024年3月出台补助政策将LNG重卡纳入更新换代补助范围，利好其替代柴油重卡。市场表现上，2023年LNG重卡销量15万辆，2024年近18万辆，渗透率接近20%。增长潜力方面，十五期间重卡保有量难有增长（现有900万辆可满足需求），但2017-2021年销售的600万辆重卡将进入置换期，为LNG重卡带来增长空间；LNG价格持续下降，与柴油的比价优势将扩大，且长距离物流上，LNG重卡相比电动重卡更具优势（电动重卡短距离封闭场景有优势，但长途充电时间长、服务费高）。预计十五五LNG重卡保有量达150万辆，需求增长空间较大。

5、天然气相关问题回应

·研学储气可行性及模式：研学储气技术层面较成熟，国内有4个研学型储气库；商业模式多样，包括国网金坛与盐业公司的卤水换矿泉模式、租赁模式、成立合资公司等，可根据需求选择适合的经营模式。

·中东地缘影响分析：中东地缘会对天然气市场造成一定冲击，表现为航运成本增加（部分船只绕行好望角）、保险费用上涨及投资者对供应担忧的情绪冲击；但未来运输船供应宽松，2023年、2024年起每年约100艘运输船投运，2030年LNG运输船将超过1000艘，因此冲击有限，不会导致运价大幅上涨，但局部时段可能引起运价和保险费上涨。

·俄罗斯战略调整解读：欧洲逐步摆脱俄罗斯天然气是无法避免的趋势，欧盟最迟2027年秋季将全面停止进口俄罗斯天然气（目前为初步协议，待欧洲议会及成员国批准），乌克兰危机以来欧洲对俄罗斯管道气进口已下降约80%；俄罗斯正调整战略东移，传闻想促成中俄中线500亿方的量（中国暂无相关消息），同时中俄东线将从380亿方提升至440亿方，远东线从100亿方提升至120亿方，但中俄中线合作尚未有定论；俄罗斯LNG扩张受制裁影响，北极2项目等受限，但亚马尔项目欧洲仍在进口，未来美国项目上线后欧洲将进一步摆脱对俄依赖。

6、终端气价及城燃盈利讨论

·终端气价机制解析：终端气价分为不同类型，居民端与工业/发电/LNG重卡端差异显著。居民端气价享受交叉补贴，价格粘性较强，调整困难，例如北京居民气价约2元/方，成本远低于工业端和发电端；工业端、发电端及LNG重卡端气价与国际价格联动性更强。其中，LNG重卡以LNG形式供应燃料，价格基本随现货市场浮动，按到岸价加利润定价，市场竞争激烈时利润空间有限，价格反映直接；发电端因用气量大，可自主采购国际便宜资源，若上游价格不下降，可通过国际采购降低成本，价格联动性较强。从气价构成看，国内气资源包括国产气（开采成本）、进口管道气（2025年约800亿方，与油价挂钩）、LNG（占消费量约20%，70%长协与油价挂钩、30%现货随行就市）；终端计价采用年度合同谈判价加月度拍卖随行就市模式，燃气公司成本取决于上游资源成本及自身利润，但居民端因价格限制，上游气价高企时顺价困难，工业/发电/LNG重卡端顺价更为顺畅。

·城燃企业盈利展望：城燃企业十四五期间因上游气价高企、顺价不畅导致亏损。十五五期间，随着上游气价下降（国际LNG现货及长协价格下行，供应宽松），顺价压力减小，利润有望修复。一方面，上游资源端宽松使得燃气企业与上游谈判时议价能力增强，成本端切实下降；另（更多实时纪要加微信：aileesir）一方面，下游终端中工业、发电等端顺价顺畅，若下游价格因粘性调整较慢，利润空间将扩大。但房地产市场带来的利润可能持续较低，不过整体盈利水平仍将较十四五有所改善。

Q: 国内天然气市场化定价是否参考原油或LNG，以及LNG价格下降后居民端和LNG重卡使用方的气价是否会下降、定价方式如何？

A: 国内终端气价未与油价挂钩，也非完全市场化定价。气源分为三部分：一是国产气，成本为开采成本；二是进口管道气，气价与油价挂钩；三是LNG，其中70%为长协、30%为现货。终端气价需综合考虑气源成本、管输成本等因素，未直接关联油价，因此LNG价格下降不一定直接导致居民端或LNG重卡使用方气价下降。

Q: 面向终端的气价是否与油价挂钩？

A: 面向终端的气价基本未与油价挂钩。

Q: 城市燃气公司的盈利是否会改善？上游采购价格降低、下游居民端价格粘性对其盈利有何影响？

A: 十四五期间部分城市燃气公司因上游气价较高、顺价不畅出现亏损；十四五后上游资源端价格下降，下游居民端价格因粘性降价较慢，工业端价格可能随上游下降，但成本端切实（更多实时纪要加微信：aileesir）降低，利润修复可能性大，整体盈利将优于十四五期间；仅房地产市场带来的利润仍保持较低水平。

免责申明：以上内容不构成投资建议，以此作为投资依据出现任何损失不承担任何责任。

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好的，收到。作为一名在化工和能源行业摸爬滚打了二十多年的老工程师，看到这份市场展望，我结合自己的技术视角和工程经验，来聊聊我的理解和看法。这份报告的数据很详实，趋势判断也基本符合行业共识，我从技术实施和工程运营的角度，补充几点咱们工程师更关心的实际问题。

**1. 关于全球供应宽松与价格下行对国内项目的影响**
报告提到十五五期间全球LNG供应将极度宽松，价格中枢下移到7-10美元/百英热。这对我们下游用户和接收站运营来说是重大利好。
*   **对于已建成的长协（长期协议）项目**：前几年高价签订的长协会面临巨大的成本压力。运营团队需要更精细地优化资源池，利用现货价格低的窗口期多采购现货，与长协资源进行掺混，以降低综合进口成本。这就非常考验贸易、调度和工艺操作团队的协同能力。
*   **对于新建接收站和储气设施**：投资的经济性会大大提升。之前因为气价高企而犹豫的“煤改气”工业项目、燃气发电调峰项目，可行性会显著增加。这意味着我们配套的管网、城市燃气门站、以及工厂内的燃气锅炉/炉窑改造项目，可能会迎来一波新的建设期。咱们做设计和工程的要提前做好准备。

**2. 中国需求增长点的技术解读**
报告预测2030年消费量5600亿方，年均增速5%-6%。这几个增长点，从工程角度看各有特点：
*   **电力调峰**：这是最确定性的增长点。燃气轮机联合循环（CCGT）电站的启停速度快、调峰性能好。未来的技术关键点在于，如何与可再生能源发电进行智能耦合，以及如何通过机组改造（如加装燃烧室预混器等）进一步提升低负荷运行效率和氮氧化物（NOx）排放控制水平。
*   **工业“煤改气”**：价格下降是前提，但具体落地还需要解决两个技术问题。一是**供气压力与稳定性**，很多工业窑炉对燃气压力、热值有严格要求，需要评估现有管网能否直接满足，或是否需要建设专线或调压站。二是**燃烧设备改造**，将煤粉炉或链条炉改为燃气锅炉，不是简单换燃烧器，涉及炉膛结构、传热计算、控制系统等一系列重新设计，这部分市场会带动一批技术服务和设备供应商。
*   **交通领域（LNG重卡）**：增长空间大，但瓶颈在于加注网络。除了继续建设LNG加气站，还需要关注**LNG冷能利用**。接收站释放LNG时会产生大量冷能（约830kJ/kg），目前利用率不高。如果能在加注站附近布局冷链物流、数据中心冷却、空分等冷能利用项目，能显著提升整个链条的经济性和低碳性。

**3. 基础设施大规模建设背后的工程挑战**
报告提到2030年LNG接收站能力将达2.5亿吨/年，储气库工作气量500亿方。实现这些目标，在工程上并非易事。
*   **接收站建设**：核心设备如**低温储罐（LNG储罐，通常为镍钢或混凝土全容罐）**、**BOG（蒸发气）再冷凝器**、**开架式海水气化器（ORV）或中间介质气化器（IFV）** 等，产能和施工能力都面临考验。特别是大型储罐（16万方以上）的焊接工艺、无损检测（NDT）和保冷施工，需要高水平的技工和严格的质量管理。同时，新接收站选址会越来越难，可能会更多考虑**浮式储存再气化装置（FSRU）** 作为快速解决方案。
*   **储气库建设**：500亿方工作气量是巨大挑战。我国适合建储气库的**枯竭油气藏**资源有限，且地质条件复杂。未来会更多转向**盐穴储气库**和**含水层储气库**。这里面的技术难点很多，比如盐穴溶腔形状控制、注采过程中腔体稳定性监测、含水层盖层密封性评价等，都需要地质、钻井、油气储运多专业深度融合。这不是单纯靠投资就能快速推进的，技术积累和人才队伍是关键。

**4. 对化工行业用气的看法**
报告提到化工用气增量有限，维持在300亿方左右。这个判断很理性。从技术政策角度看：
*   天然气作为化工原料（主要是制氢和合成氨、甲醇），其经济性始终无法与煤炭竞争。在国家“双碳”目标下，政策更鼓励绿氢和二氧化碳资源化利用。
*   化工行业的“气化”更多会体现在**燃料替代**上，即用天然气锅炉替代燃煤锅炉提供蒸汽和热力，这部分会计入工业燃料领域，而不是化工原料。这对于我们做厂区能源系统改造的工程师来说，是一个明确的方向。

**总结一下：**
未来五年，天然气行业对我们技术人员而言，机遇和挑战并存。机遇在于，市场扩张会带来大量的项目机会；挑战在于，项目规模更大、技术复杂度更高（如大型储气库、冷能利用、与可再生能源耦合），对工程安全性、经济性和创新性的要求也水涨船高。我们需要密切关注国际气价和国内政策动向，同时扎扎实实地把每一个技术细节做好，才能在这个“宽松”但“不轻松”的时代里站稳脚跟。   

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好的，收到。作为在化工行业摸爬滚打了二十年的老兵，看到这份市场展望，我更多是从下游应用、成本结构和生产运营的角度来解读。这份报告信息量很大，对我们做工厂能源规划、原料路线选择乃至投资决策都很有参考价值。我来拆解一下，并谈谈我的看法。

**1. 关于全球市场格局与价格：对我们意味着成本确定性的回归**

报告的核心判断是十五五期间全球LNG供应将**极度宽松**，价格中枢回落到7-10美元/百英热。这个判断如果成立，对我们化工行业是重大利好。

*   **原料和燃料成本压力骤减**：十四五期间，18美元/百英热的均价让很多以天然气为原料（比如甲醇、合成氨、氢氰酸路线）或者燃料的化工装置苦不堪言，成本完全不具备竞争力。如果价格腰斩，这些路线的经济性将大幅改善。特别是对于**煤改气**的工业用户，之前因为气价高而停滞的项目，可能会重新启动。
*   **规划有了可预期的基准**：做项目可研（可行性研究）和长期预算时，最怕能源价格剧烈波动。未来5-7年如果价格在一个相对稳定的低位区间震荡，我们进行**TEA（技术经济分析）** 和投资决策时，风险就小得多。可以更从容地评估天然气路线与煤、石油路线的优劣。

**2. 关于中国市场需求：我们的机会在哪里**

报告预测中国2030年消费量5600亿方，年均增速5%-6%。这个增量主要来自电力调峰、工业燃料和交通。但从化工角度看，有几点值得关注：

*   **化工用气“天花板”明显**：报告明确指出化工增量有限，预计维持在300亿方左右。这主要是受国家“控制化石能源消费”和“保障民生用气”政策导向影响。这意味着，即使气价下跌，想新上大规模天然气化工项目（如天然气制烯烃）获取指标会非常困难。存量化工用气用户会是主要受益者。
*   **结构性机会在于“灵活性”和“高端化”**：既然总量受限，机会就在于提升现有天然气利用的价值。
    1.  **与可再生能源耦合**：利用天然气装置（如燃气轮机、燃气锅炉）启停快、负荷调节灵活的特点，为电网提供调峰服务，这本身就是一种增值。在化工园区，可以考虑建设**天然气分布式能源**，实现热电冷联供，提升整体能效。
    2.  **向下游高附加值产品延伸**：对于现有以天然气为原料的工厂（如甲醇厂），在成本下降后，利润空间打开，可以考虑向下游精细化学品（如醋酸、烯烃、聚甲醛等）延伸，而不是单纯扩大上游规模。

**3. 关于基础设施：保障了供应的稳定与灵活**

报告预测LNG接收站和储气库能力大幅提升，这至关重要。

*   **接收站是“调节阀”**：接收站能力从1.167亿吨增至2.5亿吨，意味着我们采购现货LNG的灵活度和议价能力会更强。在夏季国际气价低点时，可以加大采购、加大液态储存，用于冬季调峰或作为低价原料储备。这对于我们工厂**优化采购节奏、降低综合用气成本**非常有利。
*   **储气库是“稳定器”**：500亿方工作气量的储气库，加上接收站的存储能力，能极大平抑冬季供需紧张和价格波动。以前我们最怕冬季“气荒”导致压减生产负荷甚至停产，未来这种风险会降低，生产连续性更有保障。

**4. 给化工同行的具体建议**

基于以上分析，我建议工厂的运营和规划部门可以着手做以下几件事：

1.  **重新评估能源和原料路线**：立即启动内部研究，如果天然气价格长期维持在8美元/百英热左右（对应到厂成本会有具体换算），我们现有的生产装置中，哪些燃料或原料替换为天然气更具经济性？新建项目的可选技术路线排序是否要调整？
2.  **审视现有用气装置**：对厂内的燃气锅炉、燃气轮机、以天然气为原料的合成装置进行一次能效诊断。在成本下降的预期下，投资进行**节能改造**（如增加余热回收系统、优化燃烧控制）的投资回收期会缩短，项目可行性提高。
3.  **关注LNG物流与采购模式**：随着接收站第三方开放程度加深，大型工业用户可以考虑联合体形式，探索**自主或委托采购**国际LNG现货的可能性，以进一步降低采购成本。同时，关注内陆LNG卫星站、储罐的建设，评估通过槽车运输LNG作为管道气补充的可行性。
4.  **与供气企业深化合作**：主动与燃气公司、接收站运营方沟通，了解他们未来的服务产品，比如是否有**储气服务**、**价格指数挂钩**等更灵活的合同模式，以锁定低成本气源并管理价格波动风险。

**总结一下**：这份展望描绘了一个对下游工业用户，特别是我们化工行业非常友好的未来图景——**更低的成本、更稳定的供应、更完善的基础设施**。我们要做的，就是提前布局，从生产运营、技术改造和战略采购等多个层面，把即将到来的“廉价气时代”红利，实实在在地转化为我们产品的成本竞争力和企业的经营韧性。

当然，所有预测都基于当前形势，地缘政治等黑天鹅事件仍可能扰动市场。但在做规划时，我们可以将这个“低价宽松”情景作为基准案，再设置不同的价格压力测试方案，这样决策会更稳健。   

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