燃气行业发展前景如何_天然气市场未来趋势

一、全球能源转型背景下，燃气为何仍被看好？

在“双碳”目标席卷全球之际，**天然气被视为化石能源向可再生能源过渡的桥梁**。国际能源署（IEA）最新报告指出，到2035年，天然气在一次能源中的占比将由24%升至29%，增量主要来自亚洲与中东。原因有三：

• **碳排放强度低**：同等热值下，天然气排放比煤炭低约50%。
• **调峰灵活性高**：燃气电站可在15分钟内完成启停，完美匹配光伏、风电的波动性。
• **基础设施成熟**：LNG接收站、管网、储库已形成全球网络，边际扩张成本低。

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二、中国燃气市场未来五年有哪些确定性增量？

1. 工业“煤改气”进入2.0阶段

2024年起，山东、河北、长三角将**强制淘汰35蒸吨以下燃煤锅炉**，预计带来每年180亿立方米的增量需求。与2017年“一刀切”不同，本轮改造采用“阶梯气价+环保补贴”组合拳，企业接受度更高。

2. 燃气发电装机翻倍

国家能源局规划到2030年燃气发电装机达2.5亿千瓦，目前仅1.1亿千瓦。**广东、江苏已启动8个H级燃机项目**，单站年耗气量可达12亿立方米。

3. 氢能掺烧打开天花板

国家管网集团已在宁夏试点**10%掺氢天然气管道输送**，若全国主干网20%掺氢，将额外创造300亿立方米/年的氢气需求。

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三、LNG贸易格局重塑，谁是最大赢家？

2026年全球LNG液化能力将突破6亿吨/年，较2023年增长40%。**美国、卡塔尔、澳大利亚三足鼎立**的供应端格局下，中国买家议价权显著提升：

1. 长协价格挂钩JCC原油比例从14%降至11%，每降低1个百分点可节省进口成本约2.5亿美元/年。
2. 现货采购占比从2020年的28%升至2023年的45%，**浙江、上海交易中心现货价已成为亚洲基准**。
3. 新兴供应国如莫桑比克、坦桑尼亚采用“离岸价+运力池”模式，**中国航运企业获15艘LNG船长期租约**。

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四、城燃企业如何突破“价差收窄”困境？

2023年居民气价上浮幅度仅5%，而采购成本上涨22%，**价差收窄至0.42元/立方米的历史低点**。突围路径呈现三大分化：

模式	代表企业	盈利点
综合能源服务	新奥能源	工商业客户电热冷气一体化，毛利率提升至25%
垂直一体化	昆仑能源	上游参股LNG液化厂+中游接收站，锁定3美元/MMBtu成本
数字化转型	深圳燃气	AI预测用气误差<1%，减少调峰采购支出8%

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五、投资燃气行业的“隐形门槛”有哪些？

看似成熟的市场，实则暗藏三大壁垒：

• 特许经营权稀缺：全国县级行政区中，82%的城燃特许权已名花有主，并购溢价高达15倍PE。
• 储气能力考核：2025年起，上游企业需具备年销量12%的储气能力，自建储库IRR仅6%，倒逼企业创新“租赁库容+金融对冲”模式。
• 碳排放成本上升：欧盟CBAM将于2026年覆盖氢气，中国出口型化工园区将优先采购“绿色认证天然气”，溢价可达0.8元/立方米。

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六、未来三年最值得关注的三大变量

1. 中俄远东管道气定价机制

预计2027年通气的**“西伯利亚力量2号”**年输气量480亿立方米，若采用“油价挂钩+地板价”条款，冬季现货价波动将缩小至±15%。

2. 生物天然气产业化

农业农村部规划到2030年生物天然气产量达100亿立方米，**中粮集团在安徽的秸秆制气项目已做到全成本1.6元/立方米**，接近门站价。

3. 燃气重卡渗透率

国六排放标准叠加柴油价格破7元，**2024年燃气重卡销量有望突破35万辆**，每辆车年耗气3.5万立方米，相当于再造一个中小型城燃市场。