2014天然气行业介绍

天然气行业介绍

资产运营部 2014/1/8

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一、天然气简介 1.1天然气定义

天然气是一种多组分的混合气体，主要成分是烷烃，其中甲烷占绝大多数，另有少量的乙烷、丙烷和丁烷，此外一般还含有硫化氢、二氧化碳、氮和水气，以及微量的惰性气体，如氦和氩等。

天然气热值一般高达8500 大卡/公斤，远超过煤气的3000 大卡，而其燃烧后产生的温室气体只有煤炭的1／2、石油的2／3，对环境造成的污染远远小于石油和煤炭，是一种高效清洁的能源。 1.2天然气分类 1.2.1按生成原因

根据生成原因的不同，可以将天然气分为常规天然气和非常规天然气，其中常规天然气可分常规伴生气和常规非伴生气，而非常规天然气可分为致密气(Tight sand gas)、煤层气(Coalbed methane)、页岩气(Shale gas)和天然气水合物(Gas hydrates)。如图所示，天然气分布于地表内多个层区，根据现有技术开采难易程度来划分，常规天然气分布更集中，易于开采，且具有较高的生产稳定性；而非常规天然气，虽然其储量远高于常规天然气，但仍需要相关探矿、开采技术的进步以达到经济性。

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1.2.2按运输方式

另外，出于运输方式的需要，还将天然气分为常规天然气、LNG 和CNG 三类：

 常规天然气即通过管网输运，为气态；

 LNG，即液化天然气。常压下将天然气冷冻到-162 度左右，可使其变为液体 即液化天然气。LNG 的体积约为其气态体积的1/620，故液化后的天然气更有利于远距离运输、储存及利用。目前LNG 已成为远洋运输天然气的唯一方式，且以转用船舶运输为主。

 CNG，即压缩天然气(Compressed Natural Gas,简称CNG)，是天然气加压(超 过3,600 磅/平方英寸)并以气态储存在容器中。它与管道天然气的组分相同。

1.2.3按开发难易程度

按照开发难易程度分为常规天然气资源与非常规天然气资源，这种划分并非一成不变的，随着技术的进步和天然气价格的波动，过去属于非常规天然气的资源也在逐步常规化。非常规天然气的开发是一个转化的过程。这是由于非常规天然气开发是一个“过程性概念”，特别是当技术成熟后，“非常规天然气资源”可转化为“常规资源”开发。

由于国情的不同，致密砂岩气在我国被归属于常规天然气，而天然气水合物在现有技术条件下尚不能实现经济可采。

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1.3天然气应用

天然气下应用通常分为城市燃气、工业燃料、化工和发电。城市燃气包括一个城市中的居民、公福、采暖、小工业、天然气汽车等；工业燃料用户包括陶瓷，玻璃、冶金、石化等除发电、化工外的其他所有用户；化工用户主要是化工基础原料生产用户，其中绝大部分是用来生产化肥；天然气发电用户包括用作基荷、腰荷、调峰的天然气电站等。过去很长一段时间，受制于天然气供给瓶颈，全国高压主干高压管网、城市燃气中低压管覆盖率低等原因，我国天然气需求一直受到抑制，天然气的使用局限在天然气产地周围管网可以覆盖到的区域。近年来，随着天然气管网覆盖面积扩大、LNG接收站增加，和LNG槽车运输活跃，天然气消费也保持了快速增长势头。可以说我国的天然气产业步入供销两旺的格局。

1.4天然气优势

天然气是除煤炭之外价格最低的一次性能源，强大的经济效应是天然气需求持续增长最核心的推动力。我们总结了在九种常用的民用和工业用能源，比较而言天然气是仅次于煤炭的最优质的热源。

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 民用供暖和炊事领域：按照等效每平方米天然气热质来计算，民用人工煤气

需要9.46元，液化石油气需要7.64元，民用电需要4.25元，而民用天然气仅需要2.43元（全国民用天然气平均价格），天然气替代人工煤气、液化石油气的趋势已经很明显。

 汽车行业：柴油，汽油需要8.36元，9.38元，而工业用天然气仅需要3-4

元钱左右。在气源量充足的新疆、四川、重庆等地，出租车大部分都已是用天然气作为燃料。

 工业燃料行业：工业天然气虽然比焦炭贵，但是比传统使用的重油、柴油、

液化石油气便宜。使用天然气不仅可以节约成本，也可以环保和减少场地占用。因此“油改气”在冶金、玻璃，陶瓷等领域已经逐步展开。

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二、我国天然气消费市场

2.1天然气占一次能源比重快速提升

为了促进节能减排和经济转型，我国提出了到2020 年单位GDP 二氧化碳排放比2005 年下降40%~50%，而为了完成该目标，除了在“十一五”期间完成单位GDP能耗下降20%外，有关部门还规划在“十二五”和“十三五”期间单位GDP 能耗分别再次下降17.3%和16.6%。以上规划的实现，除了大力发展可再生能源外，还将加大天然气的应用，而降低对于煤炭的高度依赖。

因此，国家在未来十年内，对于天然气行业的发展，仍然保持了积极促进的态度。根据有关规划，拟将天然气占一次能源的比重从2009 年的3.9%，提升至2015 年的8.3%，而至2020 年将达到10%以上。我们假设“十二五”期间我国能源消费总量复合增速为5%，“十三五”期间下降至3%，同时天然气占能源消费比例分别达到8.3%和12%，则至2015、2020 年，天然气消费量将分别达到2500 亿和4500 亿立方米，5 年的复合增速分别为20%和12%。

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中国天然气需求增长预测

从上表可以看出，未来商用、交通运输和天然气配送领域增速最快。

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三、天然气供给 3.1我国天然气储量

我国常规天然气储量比较丰富，根据新一轮全国油气资源评价报告（2008年），天然气远景资源量为55.89万亿立方米，地质资源量为35.03万亿立方米，可采资源量为22.03万亿立方米；此外，我国的非常规天然气资源量也不可忽视，其中，天然气水合物的资源量最大，超过100×1012m3(注：1012=1012)，煤层气资源量为36×1012m3，页岩气资源量大致与现今常规天然气相当或稍低，致密砂岩气资源量为50×1012～100×1012m3，水溶气资源量为11.8×1012～65.3×1012m3，可见非常规天然气资源量远大于常规天然气资源量。

3.2管网建设提速，全国天然气管网形成

十二五期间一个重大的特点是要形成全国天然气主干网。以前很长一段时间，因管网覆盖限制，天然气使用都是在产地和管线沿线附近使用。随着西气东输二线、三线、四线等一批干线管网的铺设，我国天然气管网的实际覆盖面积将加大。满足更多军民和工商业用户需求。

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3.3“十二五”天然气供给

十二五期间我国天然气供给增速19%，供需矛盾得到缓解。随着需求的提升，从2007年首次从供过于求转向供少于求，2009年甚至出现气荒。供给问题一直是我国天然气发展的大问题。从去年开始，随着西气东输二线的竣工，LNG接受站建设的加快，煤层气、煤制气、页岩气等非常规天然气开发的持续扩大，我国天然气供给将出现高速增长，预计到2015年我国天然气供应量将达到2600亿立方米，四年翻番，年复合增长率19%。

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未来气源供给结构将呈现多元化

 国内气源：国内还是主要还是在塔里木，川渝，长庆，鄂尔多斯这一代，常

规气将维持在1000以立方米的水平，很难上一个台阶。还是主要依靠煤制气、煤层气、页岩气的发展。

 缅气：从缅甸瑞丽进来，从云南到贵州，到广西贵港，预测三年能达到120

亿立方米。

 中亚气：规划每年的中亚气能到800亿立方。西气东输一线二线三线四线都

是围绕中亚气进行规划的。

 俄气：远景规划，希望能从俄罗斯进口700亿立方，但是目前由于价格问题，

不确定性还很大。

 LNG： 规划的LNG厂站很多，17、18个，未来LNG进口量随着国际市场价格波动，进口量不确定性较大。

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四、天然气产业现状

4.1 2013年我国天然气行业发展情况

2013年我国天然气产业仍保持高速发展的良好态势，国产气产量稳步增长，国产气产量达到1194（含煤层气）亿立方米；天然气进口量大幅度增加，总进口量为530亿立方米；天然气消费量快速增长，表观消费量1679亿立方米（含20亿方煤层气），绝对消费量达到1633亿立方米；消费结构不断优化，城市燃气、工业用气量持续增长；天然气管网等基础设施建设势头依旧强劲，年新增管道长度超过5000公里；《国家发改委关于调整天然气价格的通知》、《大气污染防治行动计划》等天然气相关政策陆续出台。

4.1.1国内常规天然气勘探开发力度不断加大，天然气产量稳定增长

根据新一轮油气资源评价和《全国油气资源动态评价（2010年）》数据显示，我国常规天然气地质资源量为52万亿立方米，最终可采资源量为32万亿立方米。近两年天然气探明地质储量大幅增加，截止到2012年底，累计探明地质储量10.85万亿立方米，剩余技术可采储量4.67万亿立方米。2013年我国天然气新增探明地质储量超过6000亿立方米。

2013年，1－11月国内天然气产量1064亿立方米，同比增长9.1%；初步估算2013年全年天然气产量为1174亿立方米，较上一年增长97亿立方米，同比增长9%。 4.1.2 非常规天然气勘探开发的步伐加快，非常规业务取得实质性进展

随着国家发改委等主管部门对《煤层气（煤矿瓦斯）开发利用“十二五”规划》、《页岩气发展规划（2011-2015年）》等规划工作的不断推进，煤层气、页岩气等非常规天然气以及煤制天然气业务均取得实质性进展和重大突破。

我国具有丰富的煤层气资源，埋深2000米以浅煤层气地质资源量约36.8万亿立方米，可采资源量10.8亿立方米。截止到2012年底累计探明地质储量达5350亿立方米。目前我国煤层气生产企业主要有晋煤集团、中石油、中联煤等公司，2012年煤层气产量25.7亿立方米。从煤层气生产总量和增量来看均处于低水平，2013年1-10月煤层气地面抽采量约为25亿立方米，初步估计2013年全年煤层气地面抽采量为30亿立方米。

我国页岩气资源比较丰富。根据2013年3月1日国土资源部发布的全国页岩气资源潜力调查结果，我国陆域页岩气地质资源潜力为134.42万亿立方米，可采资源潜力为25.08万亿立方米（不含青藏区）。目前，我国已在四川、重庆、云南、湖北、贵州、陕西等地开展了页岩气试验井钻探，进一步证实我国页岩气具有较好的

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开发前景。2013年页岩气勘探开发取得重大进展，截止2013年12月4日中石化和中石油几大页岩气示范区和对外合作区累计实现商品气量1.43亿立方米。

我国煤制气项目2013年取得实质性进展。大唐克旗煤制气项目一期工程和庆华伊犁煤制气项目一期工程于于2013年底试通气。 4.1.3天然气进口量保持高速增长，对外依存度不断提高

近年来，天然气进口突飞猛进，进口量呈现高速增长态势，对外依存度不断提高。2013年前11个月，天然气进口总量达到474亿立方米，同比增长25.0%，初步统计全年天然气进口量达到530亿立方米，2013年预计对外依存度30.6%，比2012年上升了2.8个百分点。

4.1.4天然气管网等基础设施建设势头依旧强劲，基础设施进一步完善

从2004年以来，天然气管网建设一直处于高峰建设阶段，目前已初步形成了“西气东输、海气登陆、就近供应”供应格局。天然气管道、地下储气库以及LNG建设在2013年全面加快发展，特别是地下储气库进入一个建设和投产的高峰阶段。

2013年新增管道长度5000公里，主要投产的管道包括中国—缅甸天然气管道、中贵联络线、大唐煤制气管道等；2013年全国已投产和试运行的LNG接收站有9座；地长期以来我国地下储气库建设相对于管道建设来说比较滞后，然而2013年地下储气库取得重大进展，华北苏桥、大港板南、辽河双6、新疆呼图壁、重庆相国寺等地下储气库相继建成投产，地下储气库总设计工作气量超过100亿立方米。

4.1.5天然气消费量保持高速增长，天然气供需形势呈现全面紧张态势

随着我国天然气市场的全面发展和各地气化工程的不断推进，特别是各地“煤改气”工程的实施，导致全国需求量大幅增长。由于煤制气和进口天然气资源低于预期供应量，2013年天然气供应增长无法满足需求增长，导致天然气供需形势呈现全面紧张态势。

2013年我国天然气表观消费量1679亿立方米（含煤层气20亿立方米），绝对消费量达到1633亿立方米（不含港澳），在上一年的基础上增加182亿立方米，增长率为12.5%，保持两位数的增长。2013年天然气消费量占全国能源消费总量的5.8%，较上一年增加0.4个百分点。天然气作为一种清洁高效的能源，被大量地应用于城市燃气和替代其它工业燃料，2013年我国天然气主要用于工业燃料和城市燃气。

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2013年我国天然气市场消费量保持高速增长，然而煤制气和进口天然气等资源低于预期增长量，天然气供应增长无法满足需求增长，呈现出“淡季不淡”、“高峰限供”的天然气全面紧张局面，2013年全年缺口67亿立方米。

4.1.6国家推出新的天然气定价调整方案，大多数省份进行落实

为逐步理顺天然气价格，保障天然气市场供应、促进节能减排，提高资源利用效率，2013年6月28日国家发改委出台《关于调整天然气价格的通知》，《通知》中指出自2013年7月10日起在全国（除福建、西藏外）范围内实行省门站“一省一价”，增量气与存量气价格并存，其中增量气价格一步调整到2012年下半年以来可替代能源价格85%的水平，存量气价格逐步调整（增量气比存量气高0.8元/方）。在《通知》发布之后，各省、市物价局根据《通知》精神纷纷对终端用户价格实施相应调整。截止到2013年12月份底，我国已有18个省份供应价格进行调整。

4.2 2014年天然气供需形势分析

4.2.1天然气需求总量大幅增加，市场发展进一步提速

预计2014年全国天然气绝对需求量为1962亿立方米（不含港澳），比上一年需求量1700亿立方米增长262亿立方米，增幅为15.4%，高于2010年—2013年214亿立方米的年均增量，市场需求量增长进一步提速。

4.2.2全国天然气供需形势进一步紧张，预计全年缺口87亿立方米

根据我国各主要气田的天然气生产状况和进口天然气管道、LNG接收站项目的建设实施情况，预计2014年我国天然气资源增量主要来自于国产气、进口管道气和进口LNG。除出口、损耗及地下储气库净注气量，我国2014年天然气供应量为1875亿立方米，比上一年增长241亿立方米。

预计2014我国天然气需求总量将达到1962亿立方米。根据供需平衡，预计2014年我国天然气市场的缺口量为87亿立方米，全国保持供应形势紧张态势。 4.2.3天然气对外依存度持续上升，预计达到34%

预计2014年进口气比例不断增大，总进口量超过650亿立方米，对外依存度达到34%。

4.3我国天然气产业特点

我国天然气发展较晚，能源使用以煤炭和石油为主。国家管理层参考了国外的发展经验和我国国情，制定了一系列政策条例，以期提高天然气与替代能源的

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竞争力，规范天然气市场，促进天然气的快速发展。因此，现阶段国内天然气工业主要呈现出政策引导、垄断经营、国家管制和供应驱动的特点。 4.3.1 政策引导

2004 年，在《能源中长期规划纲要2004-2020 年》中，管理层首次明确提出了大力发展天然气，提高天然气在一次能源中比例的目标。之后，先后出台了多项支持措施。并且可以看到，国家管理层对于天然气的发展规划是长期性和前瞻性的，其对天然气的支持在短期内不会改变。同时《天然气利用政策》的出台也反映了国家管理层对于天然气使用结构的重视。在国内天然气整体呈现供小于求的卖方市场情况下，国家对于优先发展城市天然气态度仍将继续。 4.3.2 垄断经营

在我国，无论是天然气的上游开采业、中游运输业，还是下游分销业，都具有垄断经营的特点。对于中上游行业，资源基本集中于中石油、中石化和中海油三家央企，其中中石油占比高达到80%，且份额稳定上升。

尤其对于下游分销业，采用特许经营权模式，各地方政府授予分销公司提供管道燃气的独家经营权或优先发展权，一般为20-30 年。鉴于燃气行业作为典型的公用事业行业，具有自然垄断的特性，未来燃气行业的垄断局面仍将持续。 4.3.3定价体制

在天然气发展初期，为了提高天然气的竞争力，培育天然气市场，国家发改委实行了严格的价格管制，并采用了以成本加成为主的定价机制。具体地讲，国

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内天然气价格实行两级管理的定价机制。出厂基准价和管道运输价由国家发改委制定；终端销售价格由省级物价部门制定。定价原则主要采用成本加成为主并适当考虑市场需求。其中为了合理引导下游消费，还将天然气价格分为化肥、直供用户、城市工业用户和城市非工业用户四类，并区别定价。

4.3.4 供应驱动

在价格管制下，天然气价格与竞争能源相比，具有较明显的价格优势，因此其需求十分庞大。在此背景下，供给成为了我国天然气市场的主要驱动力。

如下图，1985-2002 年间我国天然气消费的平均增速仅为4.9%，占全部能源的比例只从1985 年的2.2%小幅提升至2002 年的2.4%，行业处于发展初期。而2003~2004年，随着西气东输一线工程的顺利投产，实现了天然气大规模跨区域的利用，在解决了运输瓶颈的同时，带动了行业进入快速发展期。2003-2009 年，我国天然气平均消费增速高达17.2%，占一次能源比重也大幅增加至3.9%。 “十二五”期间，随着西气东输二线、三线以及川气东送等大型管网的建设，预期天然气仍将保持快速增长。由供给推动的行业景气期仍将维持。

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五、“十二五”天气然利用政策

发改委公布的2012年版的《天然气利用政策》，一方面控制价格风险，另外一方面通过政策鼓励高承受力的下游市场。

 上下游价格联动机制：强调了天然气价格机制的上下游联动，

 放松管制，推进高价市场的需求：交通车船用、分布式能源、制氢和部分工

业用途。 另外还包括：

— 强调了城镇天然气的应急与调峰功能的储存设施 — 鼓励煤层气发电与天然气煤电联产项目

— 从着重天然气发电对调峰的作用变为鼓励天然气发电 — 鼓励建材，机电，轻纺，石化，冶金等可中断用户使用天然气

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六、天然气产业链分析 6.1天然气产业链分类

天然气产业链根据盈利模式的不同，可以分为三类：

 上游勘探生产业：主要是指对天然气进行勘探和开采。我国的天然气资源集

中垄断于中石油、中石化和中海油三家。

 中游运输业：包括通过长输管网、LNG 运输船和CNG 运输车等。我国的天

然气中游也呈现垄断性，由中石油、中石化和中海油、陕天然气等所有。  下游分销行业：在通过中游输运将上游天然气输送后，一部分直接供给了直

供用户，另外一部门销售给城市燃气分销商，然后其通过自建的城市管网、运输车等对城市内的最终用户进行销售。该市场市场化程度较高，国企、民营企业、外资等都占有一定市场份额。

由于天然气上中游行业投资门槛高，并且被国有“四桶油”垄断，民营企业很难介入，因此本文重点介绍天然气下游行业：城市燃气、LNG等领域。 6.2城市燃气行业 6.2.1 盈利模式简介

我国燃气行业现有盈利模式是在2004 年建设部颁布了《市政公用事业特许经营管理办法》后形成的。燃气行业主要包括了中游运输业和下游分销业，其中

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中游管网和LNG 接收站基本由中石油、中石化和中海油所垄断，仅有少数省份归当地政府所有，典型的上市公司为陕天然气。因此，下面将以讨论中游运输业和下游分销业为主。

6.2.2 中游管输行业

我们以陕天然气为例，来分析中游管输行业的盈利模式和特点。

公司是一家典型的天然气运输公司，其购买和销售天然气的价格是一样的，盈利来源于提供运输服务收取的管道运输费。影响公司主营业务利润的因素为天

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然气管道运输量、管输价格和输气成本。其中管输价格受陕西省物价局管制，公司没有定价权。公司的收入增长主要依靠管道运量增长。

输气成本主要由折旧摊销、维修成本、管理成本以及其他成本构成，其中折旧摊销占比非常高（约60%）。成本的变化主要取决与公司的资本开支情况。 6.2.3 下游分销行业

下游分销公司按其获得的独家城市经营权的数目可以分为全国性的和区域性分销公司。中国燃气、新奥能源、港华燃气、昆仑燃气等为全国性分销公司，而北京燃气、上海燃气、深圳燃气、郑州燃气等则为区域性分销公司。

下游分销公司利润可分为两部分： （1）燃气输送业务

即将天然气上游生产商的天然气传输至城市终端用户，向其销售并收取费用的业务。销售气价根据销售对象的不同，定价机制也不同，其中除居民、公共服务外，市场化程度较高，价格传导机制较通畅。而进气价受国家管制。

一般情况下，销售的天然气价差较稳定，燃气销售收入主要依靠用气量的增长。然而在天然气价格长期上涨，同时国家通胀压力较大的情况下，居民、公共服务的价格传导机制可能会失灵（受政府管制，类似于2010 年末的情况），这将使得该部分业务价差缩小，造成盈利下降，值得关注。

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（2）燃气管道建设业务

向初次使用客户提供建设及安装城市燃气管道及收取管道建设费（接驳费）的业务。该业务在成本模式上与中游运输业非常类似，也决定了其具有规模效应的特点。而在收入上则与中游运输业存在较大不同。该业务主要依靠对新管道燃气用户收取的初装费（接驳费）。该初装费是一次性的，边际成本较低，毛利率较高，一般是单个燃气项目初期的最重要利润来源。 6.2.4 市场化改革提升行业竞争力

2004 年2 月，建设部颁布了《市政公用事业特许经营管理办法》，对燃气、水务、固废处理等市政公用事业实行了市场化改革，同时，伴随着西气东输一线的投产，行业盈利能力出现了大幅提升。

在2004 年之前，行业的企业数量较稳定，单位企业产值缓慢提升，行业盈利能力虽有好转，但处于非常低的水平。而2004 年之后，行业进入了快速成长期。市场的放开吸引了众多资本进入，行业格局也从90 年代末的国有资本一股独大，到如今的百家争鸣。其中民营、外商资本增长较快，而国有企业占比不断下降。

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6.2.5 我国城市燃气未来发展

天然气在我国城市燃气中的竞争对手主要是LPG，同时具备经济性、适用性和环保性，普及率有望提升。与美国天然气起步阶段不同的是，我国当前城市燃气中（居民+商业），液化石油气（LPG，丙烷和丁烷的混合物）占很大的比例，人工煤气占比已经较小。 天然气相对于人工煤气具有安全性好、燃烧效率高等特点，替代性非常强。天然气与LPG相比，也具备使用方便、安全性更高的特点，而且价格相对更低，环保性也更好，未来随着天然气管道的完善，天然气的普及率有望不断提升。

天然气用气人口已经成为城市燃气第一大用户。随着天然气管网的不断完善和消费人口的不断增加，2010年我国城市天然气消费量达到488亿立方米，同比增长20.5%；城市燃气总用气人口达到3.63亿，其中天然气用气人口达1.7亿，首次超过LPG，成为第一大用户，人工煤气和LPG用气人口均呈下降趋势。在天然气管网覆盖的大中型城市，LPG份额逐步减少，人工煤气正逐步退出市场，天然气正逐步替代人工煤气和LPG，占据主导地位。

2011~2030年城市燃气天然气需求量年均增速预计为9%。按中石油经济技术研究院基准情形测算，按照城市燃气占比31%测算2011年城市燃气消费量约为400亿立方米左右，按中石油经济技术研究院基准情形测算，2015、2020和2030年我国天然气需求量分别为2300、3500和5000亿立方米，2030年城市燃气消费占比按42.2%计算，消费量为2110亿立方米，2011~2030年城市燃气需求量年均增速9.15%。

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6.3 LNG 6.3.1 LNG简介

LNG是英文Liquefied Natural Gas的简称，即液化天然气。它是天然气（甲烷CH4）在经净化及超低温状态下（-162℃、一个大气压）冷却液化的产物。液化后的天然气其体积大大减少，约为0℃、1个大气压时天然气体积的1/600，也就是说1立方米LNG气化后可得600立方米天然气。无色无味，主要成份是甲烷，很少有其它杂质，是一种非常清洁的能源。

LNG的燃点为650℃,比汽柴油的燃点高, 不遇明火，难以点燃。LNG的爆炸极限为 5-15%,且气化后密度很低，只有空气的一半左右，因而稍有泄漏即挥发扩散，因此，不存在燃烧、爆炸的可能，安全性能好。 6.3.2 LNG市场定位

 对远离“西气东输”管道、城市用气规模小、分布散、铺设管道不经济的中

小城市，采用修建LNG气化站、撬装站、瓶组站的方式满足其用气需求。  对纳入“西气东输”管道和将要实施“海气上岸”工程的大中城市，这些城

市发展快，能源紧缺，对天然气需求紧迫。对于这些城市，LNG进入该城市后，一是可为该城市以后的城市气化工程作前期铺垫，“西气东输”或“海气上岸”工程实施后，也可就近转换；二是可作为该城市的调峰气源。  对东南沿海等经济发达地区，作为调峰电厂的燃料。

 LNG汽车。随着国家清洁汽车行动步伐的加快，LNG以其优越的特性，将成为

清洁汽车的首选燃料。 6.3.3 LNG产业链

LNG产业链大致可以分为三段，每段都包括几个环节。第一段，LNG产业链的上游，包括勘探、开发、净化、分离、液化等环节。第二段，中游，包括装卸船运输，终端站（包括储罐和再气化设施）和供气主干管网的建设。第三段，下游，即最终市场用户，包括联合循环电站，城市燃气公司，工业炉用户，工业园区和建筑物冷热电多联供的分布式能源站，天然气作为汽车燃料的加气站用户，以及作为化工原料的用户等。

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LNG从生产到应用会经过五个步骤，如下图所示：

（1）LNG汽车市场

天然气汽车按照燃料状态的不同，可分为液化天然气汽车（LNGV）和压缩天然气汽车（CNGV）。相对于CNG，LNG能源密度更高，单个气瓶携带的天然气更多，有效功率更大，因此LNG汽车逐步成为天然气汽车市场中耀眼的明星。由于LNG汽车受制于加气站不足的制约，目前LNG仅应用于城际客车、公交车和重卡。

从2008年开始，LNG汽车行业开始爆发式增长，其发展速度远超客车和重卡行业增速。LNG汽车快速发展的主要原因是：1、LNG作为客车和重卡燃料已具备适用性。2、能源的环保和高效性使其受到政策的扶植。3、根本驱动力是LNG汽

天然气行业介绍

车的经济性。

目前，我国各大城市均已开始大力推行LNG 汽车，LNG 汽车正处于飞速成长期，2011 年LNG 汽车销量约为1.2 万辆，预计到2020 年将达 到10 万辆。 （2）LNG船改市场

自2010年我国首艘LNG-柴油混合动力船舶成功试航以来，目前国内完成“油改气”的船舶已近200条。根据交通运输部水运科学院的预测，2017-2020年间，我国内河将有1万艘新建LNG动力船舶，届时需要更多数量以及更大规模的水上加注站。据测算，目前一艘船舶进行“油改气”的最低成本在100-200万元之间。若按上述改造计划推算，未来几年，我国LNG动力船的改造市场空间将至少达到300-600亿元。