2014年天然气及LNG行业风险分析报告 105页

'2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告目录第一章天然气及LNG行业基本情况1第一节行业范围界定及产业链1一、行业范围界定1二、行业产业链1第二节行业主要产品分析1一、天然气1二、液化天然气（LNG）2第三节行业在国民经济中的地位3第二章2013年天然气及LNG行业发展环境分析4第一节经济环境分析4一、国内经济环境4二、国际经济5三、经济形势展望分析5第二节政策环境分析6一、重点政策汇总6二、重点政策分析8三、政策未来发展趋势15第三节热点事件透视15一、页岩气第二批中标公布招标呈现明显加速状态15二、大商所携手中国城市燃气协会推动燃气期货研发上市16三、中石油引入600亿元社会资本共同运营部分西气东输管线16四、中俄天然气东线管道框架协议签署17五、中缅天然气管道干线建成投产18第三章2013年天然气及LNG行业运行情况分析19第一节天然气及LNG总体发展概括19一、天然气开采行业19二、LNG行业19第二节天然气开采行业19一、发展现状19二、区域分布22三、经营情况23四、资金运作模式23五、盈利模式24六、发展特点24七、竞争结构25第二节LNG行业26一、发展现状26二、区域分布28三、经营情况3099 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告四、资金运作模式31五、盈利模式32六、发展特点32七、竞争结构33第四章2013年中国天然气利用行业分析34第一节城市燃气行业34一、城市天然气消费量快速增长主导燃料地位继续加强34二、城市燃气行业仍处扩张期34第二节交通运输用气行业34一、天然气汽车保有量快速增长LNG汽车发展迅速35二、各级政策支持天然气汽车发展受价改影响发展或将放缓35三、LNG动力船舶发展开始起步未来市场空间广阔36第三节工业用气行业36一、主要工业用气行业用气需求回升36二、天然气价格改革或将影响工业用气增长37三、受成本因素制约化工用气增速明显放缓37第四节天然气发电37一、受价改影响天然气发电部分项目进度放缓37二、环保政策与上网电价调整助推燃气发电项目发展38三、多项政策利好天然气分布式发电项目未来将进入快速发展期38第五章2013年天然气及LNG行业区域分析39第一节陕西省39一、行业发展现状39二、行业空间布局40三、行业内企业竞争状况40四、重点项目40五、发展趋势41第二节新疆省42一、行业发展现状42二、行业空间布局43三、行业内企业竞争状况43四、重点项目44五、发展趋势45第三节四川省45一、行业发展现状45二、行业空间布局46三、行业内企业竞争状况47四、重点项目47五、发展趋势48第四节青海省48一、行业发展现状48二、行业空间布局49三、行业内企业竞争状况49四、发展趋势4999 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告第六章2013年天然气及LNG行业重点企业分析50第一节上市公司总体运行分析50一、天然气开采企业总体运行情况51二、页岩气开采及LNG相关行业52三、燃气生产和供应业52第二节天然气开采53一、中石油53二、中石化56三、中海油58第三节LNG行业60一、广汇能源60二、安彩高科65三、昆仑能源66第四节燃气生产和供应69一、深圳燃气69二、陕天然气73三、新疆浩源77第七章2014年天然气及LNG行业运行风险分析80第一节外部环境影响80第二节政策风险80第三节市场风险80一、市场竞争风险80二、汇率波动风险81第四节经营风险81一、获取新增天然气资源存在不确定性导致的风险81二、投资风险81三、页岩气勘探开发风险81第五节其他风险82一、海外经营风险82二、与气候变化有关的风险82三、安全隐患及不可抗力风险82第八章2014年天然气及LNG行业金融需求分析83第一节行业资金运作模式83一、通过自有资金实现扩张83二、通过多渠道融资实现扩张83三、通过融入社会资本实现扩张83第二节银行同业介入情况83一、海南农行倾力服务油气产业83二、民生银行支持民营油气企业“走出去”84三、国开行新疆分行支持煤制气示范项目87第三节行业金融需求情况87一、产品资金流向87二、行业融资现状88三、行业金融需求8899 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告第九章目标定位90第一节行业目标产业链90第二节目标客户90第三节目标产品90第十章2014年天然气及LNG行业金融服务方案92第一节行业发展趋势要点92二、天然气及LNG供需走势92第二节行业总体授信策略93第三节区域准入政策93第四节项目准入标准93一、准入标准93二、退出标准94第五节客户准入标准94一、支持类94二、控制类94三、退出类95第六节行业金融服务方案95一、流动资金贷款95二、固定资产贷款和项目融资95三、并购贷款96四、结算及贸易融资96五、产业链金融96附件：天然气及LNG行业主要金融产品9799 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告表录表12013年天然气及LNG行业政策汇总列表6表2“十二五”期间我国天然气发展主要目标8表3“十二五”时期天然气分布式能源发展重点和目标9表4“十二五”时期能源输送通道建设重点11表5发改委发布调整天然气价格的通知主要内容12表62013年天然气开采行业总体情况20表72013年天然气开采行业投资项目情况20表82013年天然气进出口情况21表92013年1-11月各省市天然气企业数量及产量情况22表102013年天然气开采行业总体情况23表11核准在建LNG接收站项目27表12获得“路条”LNG接收站的项目27表132013年新疆主要原油和天然气开采企业油气产量44表142013年天然气及LNG行业上市公司企业经营状况50表15中国石化年度经营数据（油气产量）57表162011-2013年广汇能源天然气业务经营状况61表17广汇能源LNG工厂概况62表182013年安彩高科经营业绩状况65表192013年深圳燃气主营业务分行业、分产品情况70表202013年陕天然气经营业绩74表212013年新疆浩源主要业务发展指标完成情况77表22天然气及LNG行业项目总投资估算明细87表23天然气及LNG行业主要金融产品列表9799 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告图录图12009-2013年CPI月度变化情况4图22006-2013年我国天然气对外依存度21图32013年我国管道天然气进口格局22图42001-2013年国内LNG产能情况26图52012年1月-2013年12月液化天然气进口数量和价格走势图28图62013年LNG产能区域分布29图72013年我国LNG进口分布格局30图82012与2013年陕西省天然气产量对比39图92012与2013年新疆省天然气产量对比42图102012与2013年四川省天然气产量对比46图112012与2013年青海省天然气产量对比49图121997-2015年陕天然气长输管道天然气销售量7499 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告第一章天然气及LNG行业基本情况第一节行业范围界定及产业链一、行业范围界定天然气及LNG产业为在陆地或海洋，对液态或气态天然气的开采，为运输目的所进行的天然气液化和从天然气田气体中生产液化烃的活动。本文将着重分析天然气开采以及LNG生产活动。二、行业产业链天然气产业链从上游到下游，可以分为三类：1、上游勘探生产业：主要是指对天然气进行勘探、开采和净化，根据需要有时也进一步进行压缩或液化加工。我国的天然气资源集中于中国石油、中国石化和中国海油三家企业。2、中游运输业：是将天然气由加工厂或净化厂送往下游分销商经营的指定输送点（一般为长距离输送），包括通过长输管网、LNG运输船和CNG运输车等。我国的天然气中游运输业也呈现垄断性，长输管线中国石油占垄断地位，中国石化、中国海油和陕西天然气公司等拥有少部分或者区域性的长输管道。3、下游分销行业：在通过中游运输将上游天然气输送后，一部分直接供给了直供用户，另外一部分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。该段产业链市场化程度较高，主要由各城市燃气公司运营。第二节行业主要产品分析一、天然气天然气（NaturalGas）是指在地表以下、孔隙性地层中、天然存在的烃类和非烃类混合物。从狭义来说，天然气指按常规钻井方式得到的天然气。这种天然气在组分上以烃类为主，并含有一定的非烃类组分的气体。非烃类气体大多与烃类气体伴生，但在某些气藏中可以成为主要组分，形成以非烃气体为主的气藏。这类狭义天然气主要有煤生气和油型气。99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告从广义来说，指自然界地壳中存在的一切气体，包括岩石圈中各种自然过程形成的气体及其形成物，如煤层气、天然气水合物、泥火山气、水溶性天然气等。这类天然气不是按照常规钻井方式而得到的。自然界中天然气的生成机理十分广泛，可以是有机质的降解和裂解作用、岩石变质作用、岩浆作用、放射性作用以及热核反应等。在自然界里，很少有成因单一的气体单独聚集，而往往是不同成因的气体的混合。按照天然气存在的相态可分为：1.游离态，指煤生气和油型气；2.溶解态，指溶解于油层和水层的天然气；3.吸附态，指煤层气；4.固体态，指天然气水合物。按照开采方式分：常规天然气和非常规天然气。（1）常规天然气（ConventionalNaturalGas）是指通过常规的钻井方式，开采出的地下储层中的天然气。这种天然气在成分上以烃类为主，含有一定的非烃类气体。非烃类气体大多与烃类气体伴生，但在某些气藏中可以成为主要组分，形成以非烃类气体为主的气藏。常规天然气主要来自煤生气和油型气。（2）非常规天然气（Non-ConventionalNaturalGas）是指不通过生产井从地下气藏中开采出来而是通过其他方式处理得到的天然气，包括煤层气、致密砂岩气、泥火山气、水溶性天然气、天然气水合物等所形成的聚集；另外气藏中含量高的二氧化碳、硫化氢等，只要不是通过常规的钻井来开采，也属于此类。其中页岩气（从页岩层中开采出来的天然气）是一种重要的非常规天然气资源。页岩气的形成和富集有着自身独特的特点，往往分布在盆地内厚度较大、分布广的页岩烃源岩地层中。较常规天然气相比，页岩气开发具有开采寿命长和生产周期长的优点，大部分产气页岩分布范围广、厚度大，且普遍含气，这使得页岩气井能够长期地以稳定的速率产气。非常规天然气的开采成本高，通常需要得到政府的优惠政策。天然气能否开采取决于：⑴经济可行：所谓经济可行性是指价格合理，市场上能够销售出去。⑵技术可采依天然气分布的特点可分为聚集型和分散型。目前只是对游离态的天然气经过聚集形成天然气藏，人们才能开发利用。当今世界大规模开发并为人们广泛使用的天然气是石油系天然气。即指与石油成因相同，并与石油共生成或单独存在的可燃气体。与石油共生的称为“伴生气”，包括溶解于石油的溶解气，与饱和了气的石油相接触的气顶气。不与石油伴生而单独存在的称为“非伴生气”，包括储层只产气的气层气，储层中仅含有很少量油的凝析气等。二、液化天然气（LNG）LNG（LiquefiedNaturalGas），即液化天然气的英文缩写。天然气是在气田中自然开采出来的可燃气体，主要成分由甲烷组成。LNG是通过在常压下气态的天然气冷却至-162℃，使之凝结成液体。LNG与常规天然气组分相同，在没有长输管道的地方，通过将常规天然气低温（-147℃）或高压处理，由气态压缩至液态，体积缩小为气态的1/60099 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告，实现规模运输。至用户地后，再通过蒸发将其恢复至气态，是非常方便高效率的能源。用途与常规天然气无二。LNG在常温下约有836焦耳/千克的冷能，可用来发电、空气液化及食品冷冻。天然气液化后可以大大节约储运空间和成本，而且具有热值大、性能高等特点。第三节行业在国民经济中的地位天然气具有资源丰富、利用广泛、使用方便、排放清洁等特点。在全球能源需求持续增长、石油产量增长缓慢、CO排放加剧的大背景下"近些年来世界天然气产业呈现决速发展的态势。据国际能源机构（1EA）评价，世界常规天然气最终可采资源量为436万亿立方米，现有探明剩余可采储量l87.3万亿立方米，按目前年产量3万亿立方米计算，可供开采60年以上。据有关专家估计，全球非常规天然气资源量（包括煤层气、致密砂岩气、页岩气等），大体与常规资源量相当。另外，全球天然气水合物（可燃冰）资源蕴藏量更为丰富，资源总量约为全球煤炭、石油、天然气等传统化石能源总和的2倍以上。全球天然气资源雄厚，产量正处在快速增长的中期阶段，消费需求旺盛，市场逐步由以管道为主的区域性市场过渡到管道和LNG并进的全球性市场，具备广阔的发展前景。预计2030年前后，天然气产量将超过石油，成为世界第一大主力能源。2030年以后，在一个相当长的时期内，天然气仍将是世界第一大能源。从这个意义上讲，21世纪是天然气的世纪。我国能源结构调整加快，天然气在油气中的比重呈平稳快速攀升之势，天然气在能源结构中的地位日益凸显。随着天然气价格改革逐步到位，以及未来页岩气的开发利用，我国能源结构“气化”进程将进一步加快。99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告第二章2013年天然气及LNG行业发展环境分析第一节经济环境分析2013年国内宏观经济平稳发展，国内生产总值、工业生产、固定资产投资以及进出口均保持平稳增长，有利于天然气及LNG行业发展；同时，CPI的稳定也有利于天然气及LNG行业成本的控制；除此之外国内金融业也对天然气及LNG行业的发展实施了较多的支持政策。一、国内经济环境（一）宏观经济保持稳定有利于天然气及LNG行业发展国家统计局公布2013年宏观经济指标显示经济企稳回升态势：2013年国内生产总值同比增长7.7%，工业增加值同比增长9.7%，固定资产投资同比增长19.6%。综上，工业增速企稳反弹，投资和消费增速平稳，上半年经济连续下滑势头在三季度得以遏制之后，年末经济表现持续好转。具体来看：初步核算，2013年全年国内生产总值568845亿元，按可比价格计算，比上年增长7.7%。国内宏观经济保持稳定增长，有利于带动天然气相关产品在国内的需求，促进行业的发展。（二）居民消费价格基本稳定有利于天然气及LNG行业成本控制2013年，全国居民消费价格总水平（CPI）比上年上涨2.6%，全年物价涨幅远低于3.5%的调控目标。2012年、2013年，CPI连续两年处于“2”时代。2013年物价上涨总体上温和可控，这也有利于天然气及LNG行业的成本控制。数据来源：国家统计局图12009-2013年CPI月度变化情况99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告（三）宏观金融环境支持天然气及LNG行业发展从货币供应量数据来看，年末广义货币供应量（M2）余额同比增长13.6%，较上年同期下降0.2个百分点；狭义货币供应量（M1）余额同比增长9.3%，增幅较上年同期高出2.8个百分点。2013年M2增速前高后低，年末收于13.6%，基本实现了央行年初确定的13%目标。M1增速通同样出现前高后低，但整体增速高于12年，年末M2与M1增速差4.3%，较上年同期低4个百分点。由于天然气都属于国家稀有性和战略性资源，国家层面大力支持天然气及LNG行业的发展，同时天然气及LNG行业盈利能力较高，因此容易获得银行及其他金融机构的资金支持，相对来说，融资环境较为宽松，有利于行业的发展。二、国际经济2013年全球经济继续处于缓慢的复苏过程中，但增长乏力。2013年全球GDP增长3.0%，较2012年的3.1%有所放缓。其中发展中国家GDP增长率约为4.7%，发达国家GDP增长率为1.3%，分别较2012年的4.9%和1.4%有所下滑。国际经济增长的不平衡性，也使得天然气消费增速呈现不均衡性。分地区来看，北美消费量小幅增长，欧洲消费在2010年之后首次回升，亚太地区消费量增速减缓，新兴经济体仍是主要增长动力，中国超过伊朗成为世界第三大天然气消费国。北美和欧洲的天然气年均价格均有较大幅度增长，亚洲地区年均价格小幅卜降，二地市场价格差异明显缩小。预计2014年世界天然气供需将保持平稳增长，但地区市场差异仍将存在。2014年，二地市场价格差异有望进一步缩小.三、经济形势展望分析展望2014年，我们判断经济依然处于底部波动特征，全年GDP增速预计维持在7.5%，前低后高，低点在一季度，预计2014年Q1当季同比增速在7.4%，高点预计出现在Q3，当季同比增速为7.7%，全年为7.5%左右，缺乏波动性的新经济时代特征将在2014年表现明显；通胀看，全年维持在3%，年较为平稳，前高后低，高点将出现在3~5月份，高点值预计为3.2%附近。通胀情况：通胀压力仍比较小，2013年12月份CPI同比增速在2.9%，全年增速预计在2.6%。而从PPI角度看，工业品价格持续低迷，全年处于通缩状态，预计12月份PPI同比下跌1.5%，全年同比下跌2%，预计2014年通胀中枢仍会上移，全年CPI同比增速为3%，其中全年较为平稳，前高后低，高点将出现在3~5月份。PPI全年增速仍难以摆脱负增长，全年增速同比回落0.3%，但是从趋势上看，PPI趋势是持续改善的，预计在5月份后能看到PPI同比增速转正。央行政策方面，可能存在一些不确定性，央行在2013年下半年开始维持“99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告紧货币、紧信用”的政策，目的是为了配合经济结构调整、经济主体去杠杆、去产能，通过偏紧的货币信用条件，抑制经济主体的加杠杆的意愿和成本，合理引导资金流向实体企业，但是从效果来看并不理想。房地产、政府平台作为两大资金黑洞，这两个行业对资金需求具有刚性，在货币信用条件偏紧的情况下，一个高利润，另一个政府隐性担保，均能承受高利率，在“紧货币、紧信用”的情况下，资金反而加速流入这两个资金黑洞，央行政策意图并没有实现。2014年央行是否会转变思路，不在维持流动性偏紧局面，而是走向“宽货币、紧信用”，这一点是政策的不确定性。因此就整体而言，虽然国外经济不确定较大，但是国内的一系列稳增长、调结构、促改革的政策下，国内经济增速虽然不再8%以上，但是增速仍然较高，对于天然气及LNG行业企业而言，国内宏观经济的高速增长，保障了下游天然气产品需求，不会出现大幅的需求下降；其次由于CPI回升以及QE退出推迟带来的通胀压力，制约货币供给，使得货币政策以中型为主，略微偏紧，对于天然气及LNG行业企业而言，行业勘探和开采成本将有可能继续上升，但货币政策带来的不利影响较小。第二节政策环境分析一、重点政策汇总2013年，天然气及LNG行业迎来政策元年。在产业政策法规方面，2013年国家先后出台《天然气“十二五”规划》、《煤层气产业政策》、《页岩气产业政策》等，大力推进天然气行业发展；在天然气价格市场化改革方面，价格机制进一步完善，市场化程度进一步提高。表12013年天然气及LNG行业政策汇总列表政策名称制定日期与单位主要内容《能源发展“十二五”规划》2013.01.23，国务院到2015年，全国能源消费总量和用电量分别控制在40亿吨标煤和6.15万亿千瓦时，单位国内生产总值能耗比2010年下降16%。能源综合效率提高到38%；到2015年我国非化石能源消费比重提高到11.4%。天然气占一次能源消费比重提高到7.5%；加大国内能源资源勘探力度，优化开发常规化石能源，巩固能源供应基础。着力突破煤层气、页岩气等非常规油气资源开发技术瓶颈。《煤层气产业政策》2013.02.22，国家能源局到2015年，建成沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘煤层气产业化基地，再用5～10年时间，新建3～5个产业化基地，把煤层气产业发展成为重要的新兴能源产业。《国务院关于取消和下放一批行政审批项目等事项的决定》2013.05.15，国务院涉及到天然气领域的规定为：取消行政审批事项：企业投资年产20亿立方米以上新气田开发项目核准；商务部将取消对石油、天然气、煤层气对外合作合同的审批工作和境内单位或者个人从事境外商品期货交易品种的核准工作。99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告《关于油气田企业开发煤层气、页岩气增值税有关问题的公告》2013.05.31，国家税务总局油气田企业从事煤层气、页岩气生产，以及为生产煤层气、页岩气提供生产性劳务，按照《油气田企业增值税管理办法》（财税〔2009〕8号文件印发）缴纳增值税，自2013年7月1日起施行。《关于进一步做好当前天然气供应保障工作的通知》2013.06.13，国家发展改革委进一步促进天然气平稳供应、保障迎峰度夏，做好天然气供应保障。加强监测分析，把握供需动态。；加强资源统筹，保障平稳供应；加强供需衔接，有序发展下游市场；加强综合协调，确保安全平稳运行。《国家发展改革委关于调整天然气价格的通知》2013.06.28，国家发展改革委自7月10日起，调整非居民用天然气站价格，门站价格平均每立方米从1.69元提高到1.95元，提高0.26元。居民用天然气价格不做调整。通知规定，此次非居民用天然气价格调整，将天然气分为存量气和增量气。存量气门站价格每立方米提价幅度最高不超过0.4元，其中，化肥用气最高不超过0.25元。增量气门站价格按可替代能源（燃料油、液化石油气）价格的85%确定。通知明确，国家对天然气价格管理由出厂环节调整为门站环节，门站价格实行最高上限价格管理，供需双方可在国家规定的价格范围内协商确定具体价格。门站价格以下的销售价格，由地方价格主管部门管理。《关于进一步加快煤层气（煤矿瓦斯）抽采利用的意见》2013.09.22，国务院加快煤层气（煤矿瓦斯）抽采利用，促进煤矿安全生产形势持续稳定好转。《意见》指出，要提高财政补贴标准，强化中央财政奖励资金引导扶持，加大中央财政建设投资支持力度；完善增值税优惠政策，加大所得税优惠力度；落实煤层气市场定价机制，支持煤层气发电上网，完善煤层气发电价格政策。《页岩气产业政策》2013.10.30，国家能源局进一步明确页岩气发展的规范和标准，页岩气市场化机制，加快页岩气产业发展。建立健全监管机制，加强页岩气开发生产过程监管；鼓励建立页岩气示范区；鼓励页岩气勘探开发技术自主化，发展以企业为主体、产学研用相结合的页岩气技术创新机制；鼓励各种投资主体进入页岩气销售市场；页岩气开发纳入国家战略性新兴产业，加大对页岩气勘探开发等的财政扶持力度。首次提出对页岩气开采企业减免矿产资源补偿费、矿权使用费，研究出台资源税、增值税、所得税等税收激励政策。《关于调整进口天然气税收优惠政策有关问题的通知》2013.10.7，财政部、海关总署、国家税务局对进口天然气税收优惠政策进行调整，一方面调高了液化天然气的销售定价标准；另一方面，又新增了多个可以享受税收优惠的进口天然气项目。《全国资源型城市可持续发展规划（2013-2020年）》2013.11.12，国务院到2020年，资源枯竭城市历史遗留问题基本解决，可持续发展能力显著增强，转型任务基本完成。资源富集地区资源开发与经济社会发展、生态环境保护相协调的格局基本形成。转变经济发展方式取得实质性进展，建立健全促进资源型城市可持续发展的长效机制。2014年关税实施方案2013.12.16，财政部方案明确，2014年将对“煤气、水煤气、炉煤气及类似气体，石油气及其他烃类气除外”执行5%的最惠国税率及1%的进口商品暂定税率。数据来源：世经未来根据相关资料整理99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告二、重点政策分析（一）《能源发展“十二五”规划》2013年1月23日，国务院印发的《能源发展“十二五”规划》。《规划》要求日益严格的环保，越来越挤压化石能源的发展空间，煤炭尤甚。《规划》提出，2015年能源发展的主要目标：实施能源消费强度和消费总量双控制，能源消费总量40亿吨标煤，用电量6.15万亿千瓦时，单位国内生产总值能耗比2010年下降16%，石油对外依存度控制在61%以内，天然气占一次能源消费比重提高到7.5%，煤炭消费比重降低到65%左右。其中涉及到天然气及LNG行业的主要政策涉及到以下几个方面：1、主要目标表1“十二五”期间我国天然气发展主要目标指标单位2010年2015年年均增长属性天然气生产能力亿立方米948156510.5%预期性天然气发电万千瓦2642560016.2%预期性使用天然气人口亿1.82.56.8%预期性 数据来源：国务院《能源发展“十二五”规划》注：天然气生产能力包括常规天然气、煤层气和页岩气。2、主要任务（1）加快常规油气勘探开发按照稳定东部、加快西部、发展南方、开拓海域的原则，围绕新油气田规模高效开发和老油气田采收率提高两条主线，鼓励低品位资源开发，推进原油增储稳产、天然气快速发展。挖掘东部潜力，加强老区精细勘探，拓展外围盆地资源；加快西部重点盆地勘探开发，增加油气储量和产量；加大南方海相区域勘探开发力度，创新地质理论，突破关键勘探开发技术。推进塔里木盆地和准噶尔盆地、松辽盆地、鄂尔多斯盆地、渤海湾盆地、四川盆地等陆上油气生产基地稳产或增产。加快海上油气资源勘探开发，坚持储近用远原则，重点提高深水资源勘探开发能力。到2015年，新增石油探明地质储量65亿吨以上，产量稳定在2亿吨左右；新增常规天然气探明地质储量3.5万亿立方米，产量超过1300亿立方米。（2）大力开发非常规天然气资源99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告根据资源前景和发展基础，重点加大煤层气和页岩气勘探开发力度。建设沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘煤层气产业基地，继续推进河北、安徽、山东、河南、陕西、甘肃、宁夏等省（区）煤层气勘探开发试验，加快开展新疆低阶煤盆地、中部地区低渗透性煤层和西南高应力区煤层气勘查与开发评价。加快全国页岩气资源调查与评价，在保护生态环境和合理利用水资源的前提下，优选一批页岩气远景区和有利目标区。突破勘探开发关键技术，重点加快四川、重庆、云南、贵州、湖北、陕西、山西等省页岩气勘探开发，建设长宁、威远、昭通、富顺-永川、鄂西渝东、川西-阆中、川东北、延安等页岩气勘探开发区，初步实现规模化商业生产，为页岩气快速发展奠定坚实基础。到2015年，煤层气、页岩气探明地质储量分别增加1万亿和6000亿立方米，商品量分别达到200亿和65亿立方米，非常规天然气成为天然气供应的重要增长极。十二五”时期非常规天然气资源开发重点区块：建成沁水盆地寺河、潘河、成庄、潘庄、赵庄和鄂尔多斯盆地柳林、韩城－合阳煤层气地面开发项目，推进山西、辽宁、安徽、河南、重庆、四川、贵州等省市重点矿区煤层气井下规模化抽采。建成长宁、威远、富顺－永川、昭通、鄂西渝东等21个页岩气规模化勘探开发区。（3）有序发展天然气发电在天然气来源可靠的东部经济发达地区，合理建设燃气蒸汽联合循环调峰电站。在电价承受能力强、热负荷需求大的中心城市，优先发展大型燃气蒸汽联合循环热电联产项目。积极推广天然气热电冷联供，支持利用煤层气发电。“十二五”时期，全国新增燃气电站3000万千瓦。（4）积极发展天然气分布式能源。根据常规天然气、煤层气、页岩气供应条件和用户能量需求，重点在能源负荷中心，加快建设天然气分布式能源系统。对开发规模较小或尚未联通管网的页岩气、煤层气等非常规天然气，优先采用分布式利用方式。统筹天然气和电力调峰需求，合理选择天然气分布式利用方式，实现天然气和电力优化互济利用。加强天然气分布式利用技术研发，提高技术装备自主化水平。表1“十二五”时期天然气分布式能源发展重点和目标项目主要内容发展重点推进天然气分布式能源示范项目建设，在城市工业园区、旅游集中服务区、生态园区、大型商业设施等能源负荷中心，建设区域分布式能源系统和楼宇分布式能源系统；在条件具备的地区，结合太阳能、风能、地源热泵等可再生能源，建设能源综合利用项目。发展目标到2015年，建成1000个左右天然气分布式能源项目、10个左右各具特色的天然气分布式能源示范区；完成天然气分布式能源主要装备研制，初步形成具有自主知识产权的分布式能源装备产业体系。数据来源：国务院《能源发展“十二五”规划》（5）强化战略通道和骨干网络建设加快建设西北（中国—99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告中亚）、东北（中俄）、西南（中缅）和海上四大进口通道，形成以西气东输、川气东送、陕京输气管道为大动脉，连接主要生产区、消费区和储气库的骨干管网。统筹沿海液化天然气（LNG）接收站、跨省联络线、配气管网及地下储气库建设，完善长三角、环渤海、川渝地区天然气管网，基本建成东北、珠三角、中南地区等区域管网。形成天然气、煤层气、页岩气、煤制气等多种气源公平接入、统一输送的格局。推动液化天然气（LNG）造船业和运输业发展。“十二五”时期，新增天然气管道4.4万公里；沿海液化天然气年接收能力新增5000万吨以上。表199 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告“十二五”时期能源输送通道建设重点行业建设重点天然气中亚天然气管道C线和D线，西气东输二线东段及香港支线，西气东输三线、四线、五线，中缅天然气管道；陕京四线、鄂尔多斯－安平输气管线、东北天然气管网、中卫－贵阳天然气管道、青藏天然气管道（适时建设）、冀宁联络线复线、宁鲁联络线；南疆天然气利民工程；适时启动新疆煤制气外输管线、中俄东线天然气管道、萨哈林天然气管道数据来源：国务院《能源发展“十二五”规划》点评：本次规划有以下3点值得重点关注：1.通过提高效率来降低能源消费总量增速。2.天然气是化石能源的发展重点，看好天然气价改的深化。规划提出逐步理顺天然气与可替代能源比价关系，建立上下游价格合理传导机制；推动天然气管网独立运营和公平开放，保障多种气源公平接入、统一输送。3.规划提及PM2.5减排，看好油品升级推动成品油价改的深化。规划提出“十二五”期间能源开发利用产生的细颗粒物（PM2.5）排放强度下降30%以上。目前车用油除北京为京五标准、上海、广州等一线城市为国四标准，全国大部分地区仍为国三标准。预计油品升级需500亿元以上投入，成本压力将倒逼国家尽快出台成品油价改。对于银行业来说，《能源发展“十二五”规划》也对未来一段时期银行对于天然气以及LNG行业相关产业链的授信方向具有一定的指导意义。（二）《煤层气产业政策》2013年2月22日，国家能源局发布《煤层气产业政策》，明确了我国煤层气产业发展目标、市场准入条件、勘探开发布局、技术装备研发、资源协调开发、安全节能环保等内容。在产业准入方面，要求煤层气企业具有一定的投资能力和工程技术实力，从事勘探开发相关业务应具备相应资质。在产业布局方面，提出要分区域分层次进行勘探开发，鼓励煤层气就近利用、余气外输。鼓励开展煤与瓦斯突出机理等基础理论研究，加快中低阶煤煤层气开发关键技术装备研发。在资源协调开发方面，提出在煤炭远景区优先煤层气地面开发。这份文件规划到2015年，建成沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘煤层气产业化基地，再用5至10年时间，新建3至5个产业化基地，把煤层气产业发展成为重要的新兴能源产业。99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告此外，《煤层气产业政策》还提出了增加勘探区块投放数量，提高最低勘探投入标准，实行限期开发制度，提高资源保障程度；加大资金投入，安排中央预算内投资支持，吸引社会资金参与，拓宽企业融资渠道，完善煤层气价格政策；加强对外合作管理，督促外国合同者加大勘探开发投入，根据合同执行情况定期调整合作区块等一系列保障措施。点评：我国煤层气资源丰富，埋深2000米以浅的煤层气资源量约36.8万亿立方米，与天然气储量相当，位居世界第三，可以作为常规能源重要补充。晋陕内蒙古含气区煤层气占全国煤层气总资源量的50%。《煤层气产业政策》的出台将有力推动煤层气开采进程。对于银行业来说，对于煤层气开采项目的授信对象将主要集中在国有大型企业上。主要是由于煤层气开发周期长，短期以国企参与为主。煤层气井生产年限较长，导致投资回报较慢。天然气井的有效生产年限为7到8年。煤层气井初期单井日产量则较低，需要经历较长时间的“排水-降压”过程，才能使煤层附吸气发生解析，一般排采3-4年后产气量才达到高峰，之后进入产量递减阶段。由于产量递减相对较慢，煤层气井的有效生产年限较长，通常为15-20年，因而投资收回期比较长。目前上游勘探开采权主要掌握在中石油、中联煤、中石化、晋煤集团的手中，煤层气开采以国企为主。中游运输、存储等环节的条件已经具备。煤层气以管道输送为主，就近利用，余气外输。天然气运输主要由长输管线运输和LNG运输，中国的天然气管线长度为38566公里，居世界第三。而且，煤层气能与天然气混输混用，自然可以借用我国目前的天然气管道资源。天然气长输管线主要由中石油、中石化、中海油垄断运营，省级管输线有陕天然气等企业参与，城市输配由地方政府管制。因此就煤层气的相关授信将主要集中在中石油、中石化、中海油、中联煤、晋煤集团等大型企业。（三）《国家发展改革委关于调整天然气价格的通知》2013年6月28日，国家发改委发布调整天然气价格的通知，通知主要内容包括将天然气定价由出厂环节调整为门站环节，实行门站最高上限价格管理；划分存量气（以2012年为基数）、增量气概念，存量气上调约0.4元/立方米（化肥用气0.25元/立方米），增量气实现与燃料油、液化石油气（权重60：40）比价定价，存量气部分在2015年调整到位；民用气部分不做调整，新增部分以存量气门站价格执行；上述方案自7月10日执行。表1发改委发布调整天然气价格的通知主要内容重点措施具体内容天然气定价由出厂环节调整为门站环节天然气价格管理由出厂环节调整为门站环节，门站价格为政府指导价，实行最高上限价格管理，供需双方可在国家规定的最高上限价格范围内协商确定具体价格。门站价格适用于国产陆上天然气、进口管道天然气。划分增量气、存量气，增量气实现与可替代能源挂钩定价划分存量气（以2012年为基数）、增量气概念，存量气上调约0.4元/立方米（化肥用气0.25元/立方米），增量气实现与燃料油、液化石油气（权重60：40）比价定价，存量气部分在2015年调整到位99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告居民气暂不调整民用气部分均不做调整，新增部分以存量气门站价格执行；实施时间自2013年7月10日起实行资料来源：发改委点评：此次方案的最大亮点为将天然气定价环节从出厂调整至门站价格，增量气实现可替代能源价格挂钩的动态调整机制，上述措施为天然气全面市场化定价奠定基础。此次方案体现了广西、广东门站价格“净值回归法”向全国的推广，未来我国天然气定价将建立起与可替代能源价格挂钩的动态调整机制，实现不同气源、不同管道运输距离之间的竞争，有利于天然气行业的长远发展。此次调价方案中，东部城市增量气达到3.1-3.3元，而根据我们的测算，目前东亚进口气到达东部城市的完全成本在3.15元附近，即现有增量气价格已经可覆盖进口气的完全成本。同时门站价格制有利于长输管网建设向第三方主体开放，提高管道运输企业的积极性。此次方案实施后，天然气价格将延续持续上涨的态势。此次调价后，全国天然气门站价格从1.69元上调至1.95元，上涨幅度约15.4%。后期天然气消费量的快速增加和存量气部分的价格调整，将快速推动天然气平均价格的快速上涨。以此次公布的各省门站价格存量气、增量气的平均价差40%以上、2013-2015年天然气消费量复合增速约13-15%为假设测算，保守预计未来3年天然气平均价格复合上涨幅度超过15%。预计天然气上游生产（含进口）企业如中石油、中石化等、煤制气龙头企业如大唐发电等将充分受益；天然气开采、长输管网建设提速的建筑、设备商等亦将受益。同时煤头化肥等企业将因气头企业成本上升而获得持续成本优势等标的亦将充分受益。城市燃气商短期将面临非民用气用气成本的快速上涨压力，虽此部分气价上调较为便利，且调整周期一般较短，但天然气气价的提升，短期将制约如工业煤改气、油改气，车用气油改气，供暖煤改气等领域用户的积极性，减缓上述部门天然气消费量的增速，进而影响城市燃气商销气量的增长。但长期而言，天然气定价机制的理顺，有利于城市燃气商的长远发展。拥有长输管网，成本压力转嫁较为顺畅的陕天然气、金鸿能源、新疆浩源等企业将在短期收益；长期来看，受益于销气量快速增长的城市燃气商，如深圳燃气、广州发展等企业发展前景看好。此次天然气价格调整方案不止是气价的上调，更突出了在保障民生的基础上，理顺天然气行业供需关系，推进天然气定价机制的市场化改革，有利于行业的长远发展。若至2015年底存量气价格全部调整完毕，天然气行业将初步实现除民用气外的市场化定价。99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告对于银行业来说，天然气价格机制的理顺将有利于行业内企业的发展，增强企业的盈利能力和发展能力，这也将有利于降低银行在天然气及LNG行业的授信风险和信贷违约风险，有利于银行业与天然气及LNG行业的共同发展。（四）《页岩气产业政策》2013年10月30日国家能源局发布《页岩气产业政策》，继《页岩气发展规划（2011-2015年）》之后，就页岩气产业政策做了进一步细化，整体仍在“十二五”规划框架之内，新的变化主要有：1.将页岩气开发纳入国家战略性新兴产业。根据国务院《“十二五”国家战略性新兴产业发展规划》，新兴产业将在税收、信贷、多元融资等多方面得到国家重点扶持。2.更广泛的税收激励政策有望出台。除页岩气“十二五”规划中提到的减免矿产资源补偿费、矿权使用费，及进口设备免征关税外，新政策要求研究出台资源税、增值税、所得税等税收激励政策。3.鼓励页岩气产业链多元化发展。新政策提出鼓励各种投资主体进入页岩气销售市场，逐步形成开采企业、销售企业及城镇燃气企业等多种主体并存的市场格局。4.尝试“第三方准入”，定价体系进一步完善。“十二五”规划提出页岩气出厂价格实行市场定价，新政策要求基础设施对页岩气生产销售企业实行非歧视性准入，鼓励供、运、需三方建立合作关系。5.鼓励在基础设施缺乏地区投资建设天然气输送管道。我国页岩气富集区集中在四川盆地、鄂尔多斯盆地等中西部山区，天然气基础设施相对匮乏。点评：政策迟迟才出台，体现出我国在页岩气开发初始阶段面临技术、环保及制度等各方面问题，此时出台也反映出各方对页岩气预期的回暖。页岩气被纳入国家战略性新兴产业，标志着页岩气将与节能环保、高端装备等行业一起成为国家重点发展和扶持行业，进一步配套政策的出台可以期待。以页岩气为代表的非常规能源将成为我国打破能源垄断的突破口，多元化和专业化是发展趋势。新一轮页岩气投资热情有望启动。市场对页岩气的预期经历了“过山车”式变化，2012年的投资热情在页岩气第二轮招标后逐步冷却、跌至谷底。随着页岩气勘探开发逐步取得成果，同时第三轮页岩气招标有望启动，市场对页岩气的预期有望进一步回暖。对于银行业来说，虽然页岩气的发展受到国家产业政策的支持，但是由于页岩气开采本身开采难度较大、回报周期较长、资金投入较大以及风险较高等特点，银行对于页岩气开采项目的信贷介入需较为谨慎。重点支持大型国有企业以及资源丰富、开采条件较好的项目。99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告三、政策未来发展趋势目前天然气在未来我国能源结构中的地位将不断加强，需求量也将不断上升。未来我国天然气及LNG行业政策走势主要集中在以下几个方面：适当提高天然气在油气总投资中的比例；鼓励多渠道筹集天然气勘探、开发、管道运输及其利用项目的建设资金；对天然气项目在贷款等方面予以一定的优惠政策；天然气定价政策调整以及环保政策补贴等。第三节热点事件透视一、页岩气第二批中标公布招标呈现明显加速状态在2012年12月国土资源部公布了第二轮页岩气中标侯选人名单后，2013年1月22日则正式公布第二轮页岩气探矿权的中标结果，从中标结果来看，央企成最大赢家，中得9个区域，地方国企亦中得8个区域，而民企则只中到2个区域。永泰能源的全资子公司华瀛山西能源投资有限公司成为贵州凤冈页岩气二区块的探矿权中标人，由于它具有民企背景，在此次招标过程中能够脱颖而出，成为市场关注的亮点。按照页岩气发展规划，在“十二五”期间要基本完成全国页岩气资源潜力调查与评价，初步掌握全国页岩气资源量及其分布，优选30～50个页岩气远景区和50～80个有利目标区。探明页岩气地质储量6000亿立方米，可采储量2000亿立方米，到2015年页岩气产量65亿立方米。从前两轮页岩气招标面积来看，招标区块和面积有逐步增多的态势。第一轮页岩气招标仅有4个区块，最终中标2个区块，总面积4236.77平方千米；第二轮页岩气招标总共19个区块，总面积达2万平方千米；尽管第三次页岩气招标仍在酝酿中，但市场预计招标面积有可能高于第一轮和第二轮招标面积的总和，因此第三轮招标将会吸引更多的企业参与竞标。点评：目前国内页岩气的技术尚不成熟，还处在勘探开发阶段，对投资的需求非常大，而投资回报尚不确定，公司中标后由此带来的资金压力将可能较大。对于银行来说需要慎重对待第二次页岩气公开招标中标企业和项目。主要原因在于：一是我国第二次页岩气公开招标的20个区块地质资料粗浅，具体情况不详，其地理位置、资源条件、基础设施等较差，即便资源情况乐观也只能归为二等，产量大小难预料，风险较大。二是第二次招标中标区块勘探投入承诺过高，影响后续效益。第二次公开招标中标结果平均每个区块承诺总投入高达6.7亿元，远高于招标最低要求（0.9亿元）和第一次中标价。2012年我国多数厂家液化气价格不足7000元/99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告吨，若按液化气价格7000元/吨计算，不考虑其他因素，仅前期勘探投入全部收回，平均每个区块就需生产1.31亿立方米天然气，当前我国页岩气井产量普遍较低，投资回收期漫长。目前有消息称，在首轮招标中标的一家企业已陷入进退维谷的处境；第二次招标中标企业重庆能源投资集团已将酉阳东区块转让给华能集团，并与中联煤层气有限责任公司就黔江区块的合作进行谈判。三是部分中标企业成立时间短、资历浅，发展后劲有待观察。据报道，第二次中标的16家企业中，2011年以后成立的企业有8家，还有3家成立时间不到半年。一家新企业从成立到步入正轨，磨合过程本来就较长，如果还是投身于资金技术密集型、投资回收周期长的页岩气领域，风险更高。况且，页岩气开发的关键在于“采气”。一旦开始钻采，就必须保证后续资金的投入规模，在短时间内打出大量开采井，单位面积内打井密度越高，产气量越高，成本越低。因此中标人是否有实力追加投资，维持打井强度，需要进一步观察。二、大商所携手中国城市燃气协会推动燃气期货研发上市2013年6月，大连商品交易所近日与中国城市燃气协会签署战略合作协议，双方将就液化石油气、天然气等燃气类期货品种进行合作研究。根据协议，双方将对液化石油气、液化天然气、天然气等燃气品种开展专项课题研究，在合约制度设计、品种上市和推广等方面进行全面合作。大商所2008年启动对液化石油气市场的调研工作，已初步形成一套可行的解决方案。点评：我国燃气行业的市场化改革需要借助期货市场来合理解决行业资源配置、储备和调度问题。国家天然气“十二五”规划明确提出要组建国家燃气交易市场。整个城市燃气行业也考虑在商业模式、交易模式、物流模式等方面进行创新，形成以期货为主、现货为辅的燃气采购供应格局，利用期货定价手段，合理协调燃气调峰需求和气源选择与调度。燃气类期货品种价格波动剧烈，大商所与中国燃气协会将通过此次合作，更好地跟踪、研究国家燃气类品种的政策导向和市场变化趋势，创新期现结合模式，为燃气企业和实体经济提供更为优化的风险管理方案。燃气期货上市将会有利于燃气行业企业利用期货平台规避风险，对于银行业来说，也将有利于银行信贷者进行套期保值，降低风险，这样也将一定程度上会减少银行信贷违约风险，但是对于投机者，银行需要进行识别，避免信用风险。三、中石油引入600亿元社会资本共同运营部分西气东输管线2013年6月26日，中石油与泰康资产、国联基金签订油气管道合资合作战略协议，引入来自保险、养老金、银行、公益基金等合资方的600亿元社会资本，共同成立中石油管道联合公司，运营西气东输西一线西段、西二线西段、涩宁兰线、轮库线和鄯乌99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告本次合作中，中石油以资产出资，与股东代表泰康资产和国联基金分别持股50%，合资合作期限20年。其中，泰康资产代表了泰康人寿、中国人寿、中国人保、新华人寿、太平洋保险等来自保险行业的出资者，共计360亿元；国联基金代表工商银行、农业银行、建设银行、长江养老、中国清洁发展基金等出资者，共计240亿元。点评：向民间资本、社会资本开放油气管道投资建设运营，开创了国家重点工程引入民间资本和社会资本的先河，具有重要示范作用。对于银行业来说，油气管道建设投资信贷对象将会更加丰富，但由于投资额较大且投资周期较长，银行在对油气管道建设信贷项目上，需要对信贷对象进行尽职调查，降低违约风险。四、中俄天然气东线管道框架协议签署2013年9月6日，中国石油天然气集团公司宣布，与俄罗斯天然气工业股份公司签署通过东线管道向中国供应天然气的框架协议，并与俄罗斯诺瓦泰克公司签署液化天然气股权合作协议｡此次签署的《俄罗斯通过东线管道向中国供应天然气的框架协议》规定了东部天然气供气总量､供气条件､照付不议比例等具有法律约束力的商务条件。中石油还与俄罗斯诺瓦泰克公司签署了《中国石油天然气集团公司与诺瓦泰克股份公司关于收购亚马尔液化天然气股份公司股份的股份收购协议》｡近年来中俄两国油气合作不断发展｡中俄原油管道自2011年1月1日正式向中国输油以来，到2012年12月31日，两年内累计输送原油3010万吨｡今年截至8月28日，输油量为1013万吨，合同执行情况良好｡2013年3月下旬，中俄两国政府签署了《关于扩大原油贸易合作的协议》｡6月21日，中石油与俄石油公司签署了《预付款条件下俄罗斯向中国增供原油的购销合同》，其中包括通过中俄原油管道向中国年增供1500万吨原油等｡这一增供合同已经开始实施，以后逐步加大增供量｡目前双方正在商谈在油气上游资源领域开展合作，预期很快达成一致｡下游天津炼厂合作也在按计划推进｡点评：此次天然气东线管道框架协议签署意味着谈判多年的中俄天然气管道取得突破｡中石油与俄罗斯天然气工业股份公司商定在年底签订购销合同，实现2018年供气的目标｡此次签署的《俄罗斯通过东线管道向中国供应天然气的框架协议》将是未来购销合同不可分割的组成部分，为完成供气项目奠定了法律基础，标志着中俄天然气合作迈出了坚实的一步｡99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告中俄天然气合作的不断推进，天然气行业全产业链合作形式将会不断完善，届时天然气及LNG行业项目将会增多，对于资金也将会不断增加，对于银行业来说，也将是扩大市场，适度扩张天然气及LNG行业信贷的机遇。五、中缅天然气管道干线建成投产2013年10月20日，中国石油天然气集团公司宣布，来自缅甸孟加拉湾的天然气当日在广西贵港市点燃，这标志着中缅天然气管道干线全线建成投产｡中缅天然气管道干线全长2520公里，缅甸段793公里，国内段1727公里｡2013年7月28日，中缅天然气管道开始向国内供气，缅甸天然气从缅甸南坎站进入中国境内的瑞丽站｡8月3日，中缅天然气管道瑞丽—禄丰段一次投产成功｡此次投产的禄丰—贵港段为中缅天然气管道末段，全长1121公里，于10月13日开始投产，10月18日来自缅甸的天然气在贵阳点燃｡中缅油气管道是我国西南方的能源进口战略通道，全长7676公里，原油管道和天然气管道均起于缅甸西海岸的皎漂市，从云南瑞丽58号界碑进入我国境内｡中缅原油管道设计年输量2200万吨，天然气管道年输天然气120亿立方米｡点评：今后，每年将有120亿立方米天然气造福缅甸和我国西南地区，从此结束我国云贵高原没有管道天然气的历史，使上亿民众受益，每年可替代煤炭3072万吨，减少二氧化碳等排放5283多万吨｡工程建设带动沿线直接投资超过1000亿元｡成为深化中缅两国人民传统友谊新的桥梁和纽带｡中缅天然气管道建成投产后，通过中贵线把中缅天然气管道和西气东输系统连接在一起，使这两个管网系统的气源可以相互调度和置换，同时也沟通了新疆气区､长庆气区和四川气区联络的通道，使我国油气管网格局基本形成｡在出现应急情况下，多气源对下游用户的供应保障能力将得到进一步提升｡对于银行业来说，中缅天然气管道的顺利投产为前期该工程项目的信贷归还提供了较好的保障。99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告第三章2013年天然气及LNG行业运行情况分析第一节天然气及LNG总体发展概括2013年，我国天然气市场继续保持快速发展，表观消费量达到1676亿立方米，同比增长13.9%，比上年提高1.4个百分点，我国已成为世界第三大天然气消费国。天然气保持高产，估计达到1170亿立方米，同比增长8.6%。天然气进口量达到530亿立方米，同比大增25%，对外依存度达到31.6%。国家发改委出台天然气价格改革方案，我国天然气定价机制市场化改革取得了重大突破。2014年，受大气污染防治方案等环保政策出台的影响，各地煤改气和油改气项目将继续快速推进，我国天然气需求量将继续快速增长。一、天然气开采行业2013年1-12月份，全国天然气开采行业实际完成固定资产投资金额307.25亿元，同比增长43.9%，天然气开采行业投资增速高于全社会投资增速（19.6%）24.3个百分点。2013年我国天然产量增速持续增长，全年生产天然气产量约1129.4亿立方米，同比增长约9.1%，增速比上年提高2.4个百分点。二、LNG行业截至2013年12月底，中国已投产的国产LNG项目设计总产能已达到3835万方/天，较2012年底大幅增长51.16%。截至2013年底，中国已投产的进口LNG接收站共计10个，合计年接转能力为3230万吨。2013年国产液化天然气（LNG）全年平均出厂价格较2012年高出近500元/吨，整体呈现出卖方市场的特性。2013年国产LNG供应商的利润水平普遍高于2012年同期，在能源行业中处于利润较高的水平。第二节天然气开采行业一、发展现状（一）行业规模稳步增长天然气行业相对于石油开采行业来说，规模较小，其资产、负债、销售收入以及利润总额占全行业的比重仅为一成左右。2013年，天然气开采行业规模以上企业31家，占原油和天然气开采行业的22.46%；行业资产占全行业的7%，同比增长12.4%；行业负债占全行业的9.76%，同比增长17.03%。2013年天然气开采行业规模稳步增长。99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告表12013年天然气开采行业总体情况具体指标单位运行情况企业数量企业数量（个）31企业占全行业比重（%）22.46资产资产总计（亿元）1248.69资产占全行业比重（%）6.62同比增长（%）12.40负债负债总计（亿元）837.83负债占比占全行业比重（%）9.76同比增长（%）17.03数据来源：国家统计局（二）行业固定资产投资保持高速增长受国家扶持政策等因素的影响，天然气开采业投资形势继续向好，投资额同比增速高于全国固定资产投资平均水平，也高于油气开采行业全行业增速。2013年1-12月份，全国天然气开采行业实际完成固定资产投资金额307.25亿元，同比增长43.9%，天然气开采行业投资增速高于全社会投资增速（19.6%）24.3个百分点。2013年，天然气开采行业施工项目累计达190个，同比增长50.8%；新开工项目133个，同比增长49.4%；竣工项目累计达126个，同比增长85.3%。2013年天然气开采行业项目大幅增长，主要也是源于下游对于天然气需求的不断增长以及国家政策的大力支持。表22013年天然气开采行业投资项目情况2013年2012年同比±%施工项目（个）19012650.8新开工项目（个）1338949.4竣工项目（个）1266885.3数据来源：国家统计局（三）天然产量增速持续增长2013年我国天然产量增速持续增长，全年生产天然气产量约1129.4亿立方米，同比增长约9.1%，增速比上年提高2.4个百分点。中国油气供应形势依然紧张，油气生产企业着眼资源可持续性，加大油气勘探力度，2013年实现油气动用储量替代率100%。（四）消费量保持高速增长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。99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告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。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。（五）天然气进口量大幅增长2013年，我国进口天然气529.6亿立方米，同比上升29.9%，出口天然气27.6亿立方米，同比下降5.0%，进口依存度为30.8%。我国自2006年开始成为天然气净进口国，进口量逐年攀升。表12013年天然气进出口情况产品名称年份进口量出口量进口依存度（%）天然气（亿立方米）2013年1-12月529.627.630.8上年同期407.729.126.8同比±%29.9-54数据来源：国家统计局数据来源：国家统计局图12006-2013年我国天然气对外依存度我国天然气进口分为两大来源：一是LNG；二是管道气。根据海关统计数据，2012年，我国进口管道天然气220亿立方米，占总进口气量的52%，首次超过LNG的进口量。2013年，我国进口管道天然气279亿立方米，同比增长27.1%，占总进口气量的53%；进口LNG1800.72万吨（折合250.3亿立方米），同比增长22.7%，占总进口气量的47%。99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告数据来源：海关总署图12013年我国管道天然气进口格局二、区域分布2013年1-11月全国天然气产量累计946.92亿立方米，同比增长6.9%。就产量分布看：主要分布在陕西省、新疆省以及四川省，三省天然气产量占全国比重均超过20%，2013年1-11月三省产量占比达到75.3%。表12013年1-11月各省市天然气企业数量及产量情况地区2013年1-11月天然气产量（亿立方米）同比±%产量占全国比重（%）全国964.926.9100.0陕西278.6814.228.9新疆227.318.423.6四川220.261.522.8广东76.48-0.77.9青海57.53-1.76.0黑龙江30.767.53.2吉林19.9723.92.1天津17.0111.8河北12.1581.3辽宁6.60-0.60.7山东5.50-4.80.6河南4.6136.30.5上海2.60-5.70.3海南1.62-10.50.2湖北1.516.80.2宁夏1.2840.50.1江苏0.523.10.1重庆0.35-16.30.04甘肃0.17-4.30.02数据来源：国家统计局99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告三、经营情况2013年，天然气开采行业实现销售收入1073.01亿元，同比增长12.06%；利润总额为227.8亿元，同比下降4.6%；行业亏损总额为0.59亿元，同比下降55.62%。表12013年天然气开采行业总体情况具体指标单位运行情况销售收入销售收入（亿元）1073.01同比增长（%）12.06利润利润总额（亿元）227.80同比增长（%）-4.60亏损额亏损总额（亿元）0.59同比增长（%）-55.62数据来源：国家统计局四、资金运作模式（一）快速扩张资本运作模式天然气开采是资金、技术、人才密集型产业，我国天然气开采企业发展历史较短、产业链条尚不完善，企业加大实体领域大型项目投资的积极性相对较高。同时近年来中石油、中石化以及中海油“三桶油”在海外并购项目不断增加，我国天然气开采巨头处于快速扩张阶段。大规模的投资以及兼并收购，都是我国天然气开采行业扩张型资本模式的表现方式。1、大规模投资力度加强我国三大天然气开采企业在过去几年都加大了国内新项目的投资力度，强化了储运等基础设施的建设，这些都是企业负债率飙升的诱发因素。比如，我国已经完成并启用的西气东输二线工程总投资超过1400亿元，正在建设之中的西气东输三线工程总投资超1200亿元，中缅油气管道总投资25.4亿美元。除了这些大型管道项目的建设，我国三大天然气公司过去几年在炼油厂的新建和改扩建方面也下了不少工夫，以布局各自的炼化业务；在石油、天然气储备基地项目的建设上投入重金，以完善各自产业的基础设施；在油品升级的重压之下，它们也投入巨资助力碧水蓝天。这些项目的投资动辄都是几百亿元。2、行业兼并重组逐步攀升2008年金融危机以来，我国天然气开采企业海外并购逐步攀升。2009年到2011年三年间，我国“三桶油”99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告的并购金额悉数进入全球石油行业并购榜的前七名行列；2012年，中国海外投资实现大幅增长，全年共宣布329起中国企业海外并购业务，能源和电力占约56%的份额，在能源领域中，中国石油企业的海外油气并购又占据了相当庞大的比例；2013年全年，中国大陆企业共参与海外并购200宗，并购数量同比上升5%，并购总金额达515亿美元，其中，能源仍然是主导性领域，中石油在上年对外公布了四起海外收购，中石化对外公布了三起海外收购，中石化、中石油和其母公司2013年共花费约260亿美元用于收购项目。（二）引入社会资本运作模式2014年，中石油的改革方案正在进行，拟将油气开采领域对外开放，引入社会资本，不过中石油的控股比例不能低于51%。而中石化在2014年2月底宣布将在油气销售领域引入社会资本。目前中石油正在积极推进上游油气开发的改革步伐，下一步将会以项目为单位，吸引民营、社会和其他例如中石化、中海油等大型石油公司的资本进入，但其中中石油所占股份不能少于51%。周吉平表示，在上游的油气开发领域，中石油将采用“产品分成合同”模式，下一步要组建联合管理委员会，对项目进行决策，同时在当地注册成立作业公司来进行项目执行。按照中石油的计划，将首先在新疆进行试点。具体方案目前还未敲定，离最后落实还需要一定时间，但是社会资本的反应都很积极。中石油方面称，目前公司共搭建了6个合资合作的平台，正积极推进混合所有制。这六大平台分别包括：未动用储量、非常规、油气、管道、炼化（地方和海外）和金融板块。而在2014年2月19日，中石化宣布，将在油品销售业务引入社会资本，入股比例将限定在30%。在下游的油气销售业务之后，页岩气将会成为中石化下一个对社会资本开放的业务板块。五、盈利模式我国天然气开采行业的盈利模式具有垄断行业的盈利模式的一般性特征，主要通过垄断地位获得资源的独占性以及价格的非市场化来获取利润。目前我国天然气出厂价格实行国家指导价，跨省输送费用也由国家统一制定，城市输配价格由省一级价格主管部门管理。天然气开采企业将开采出来的天然气通过“成本——价格”差来获得利润。六、发展特点（一）消费结构不断优化城市燃气继续成为增长动力99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告近年，我国天然气消费结构不断优化，形成以城市燃气为主的利用结构。2013年，随着城市燃气管网的进一步完善和大气污染治理要求的提高，我国城市燃气继续保持快速发展。全国各地，特别是京津冀周边地区、乌鲁木齐、兰州等地大力推进煤改气、油改气工程，取暖用气大幅增加。同时，天然气在交通领域的利用快速发展，许多地区加大CNG、LNG加注站建设力度，广东、浙江、武汉等地CNG出租车和LNG公交车数量快速增加。环保政策助推天然气发电用气增长，北京东南、西南两大燃气热电厂相继投产，上半年北京发电用气量同比大增52%；迎峰度夏初期，江苏发电用气量大幅增加；下半年受价改影响，天然气发电受到明显抑制，发电用气量增幅较上年同期反而出现下降。受工业锅炉煤改气和经济回暖影响，工业用气相比上年有所回暖，但受价改影响，全年用气量增长幅度有限。化工用气比重继续下降。（二）天然气消费区域扩展城镇气化率超过30%我国天然气用气区域继续扩展，国家统计局数据显示，2012年城市燃气天然气用气人口达到2.1亿人，估计2013年用气人口超过2.4亿人，城镇气化率达到32%。2013年，中缅管道投产，中卫—贵阳联络线主体完工，西气东输一线、二线与中缅管道对接，实现了川渝天然气区域管网与全国管网相联，贵州、云南和广西结束了没有管道天然气供应的历史，西南地区天然气消费量将有一定程度的增长；环渤海地区煤改气工程规模扩大；长三角、东南沿海地区以城市燃气和发电为主。西北、中南等非传统消费地区随着基础设施的完善、天然气供应能力提升和煤改气范围的扩大，天然气消费量快速增长。（三）我国天然气定价机制改革迈出市场化的关键一步2013年6月28日，国家发改委下发《关于调整天然气价格的通知》，自7月10日起在全国范围推广天然气价格改革。新价格机制的基本思路是按照市场化取向，建立起反映市场供求和资源稀缺程度的与可替代能源价格挂钩的动态调整机制，逐步理顺与可替代能源比价关系。新方案对非居民用天然气价格进行调整，对未来消费的天然气区分存量气和增量气。存量气门站价格每立方米提价幅度最高不超过0.4元，其中，化肥用气最高不超过0.25元。增量气门站价格按可替代能源（燃料油、液化石油气）价格的85%确定。存量气价格分步调整，力争“十二五”末调整到位。此次调整后，全国平均门站价格由每立方米1.69元提高到每立方米1.95元。按照新方案，国家对天然气价格管理由出厂环节调整为门站环节，门站价格实行最高上限价格管理。为了鼓励非常规气的开发，放开页岩气、煤层气、煤制气等非常规气的出厂价格以及液化天然气气源价格，由供需双方协商确定。新机制的出台大大提高了生产商和进口商的积极性，将进一步提升国内天然气供应能力。同时增加了天然气下游用户的成本，短期内将给天然气发电和工业领域利用带来挑战。新价格机制实行存量气和增量气价格的双轨制，违反了市场公平原则。党的十八届三中全会明确提出“推进水、石油、天然气、电力、交通、电信等领域价格改革，放开竞争性环节价格”。今后几年，我国将逐步建立真正反映市场供求和资源稀缺程度的定价机制。七、竞争结构我国的原油和天然气开采行业由三大石油公司控制，基本上呈“三足鼎立”的局面。这三家油公司分别是：中国石油天然气股份有限公司（简称“中国石油”）、中国石油化工股份有限公司（简称“中国石化”）和中国海洋石油有限公司（简称“中海油”）。中国石油是我国目前规模最大的一体化的公司，99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告公司在上游资源的占有方面优势明显，控制着我国70%以上的原油和天然气储量，而且最近完工的“西气东输”工程，使中国石油控制了我国陆上天然气运输的主干网络，为公司下一步天然气业务的发展打下了良好的基础；中国石化也是一个上下游一体化的石油公司，规模较中国石油小，其主要优势在下游业务领域——炼油、化工及销售网络；中海油是一个以上游业务为主的石油公司，规模最小，但成长迅速，主要业务范围为我国海域油气的勘探与生产。天然气开采业的历史和现状都表明，由于天然气的战略资源地位，天然气行业的资金技术密集性、勘探开发的高风险性以及规模经济性等，该行业将相对集中，有限竞争。但随着《能源发展“十二五”规划》的出台，天然气开采尤其是非常规天然气开采行业将进一步放宽投融资准入限制，鼓励能源投资主体多元化。随着内资、外资、国有、民营，特别是一些国外油气开采巨头和大型国有企业正加快进入国内常规天然气和非常规天然气开采领域，市场竞争主体呈现多元化趋势，市场竞争趋于激烈。第二节LNG行业一、发展现状（一）产能大幅增长国内LNG项目由于投资成本低、相对替代能源有一定价格优势，各地争相投资小型LNG项目，市场规模迅速扩张。目前，已投产运行项目66个，总产能达3377万方/日（约合123.3亿方/年），与2001年总产能（15万方/日）相比，年均增速达57%。另外还有在建项目41个，设计产能3713万方/日，如果全部建成，2014年小型LNG项目的总能力将超过7000万方/日。2013年，小型LNG工厂平均开工率为57.9%，最高是3月达67.3%，最低是6月仅为50.5%。数据来源：世经未来图12001-2013年国内LNG产能情况99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告（二）LNG进口接收站接转能力增强截至2013年底，中国已投产的进口LNG接收站共计10个，合计年接转能力为3230万吨。其中深圳大鹏LNG站是中国第一座投入商业运行的LNG接收站，一期工程设计规模370万吨/年，于2006年投产，二期通过增加储罐和汽化设施等，已扩建至670万吨/年，也是目前国内规模最大的接收站。目前国家发改委核准在建的LNG接收站有6座，分别是中国石油的唐山LNG接收站、中国海油的珠海LNG接收站、海南LNG接收站、粤东LNG接收站、深圳LNG接收站以及中国石化的青岛LNG接收站。江苏如东LNG接收站二期工程也正在建设。在建的项目建成后将新增接收能力2150万吨/年。表1核准在建LNG接收站项目序号接收站建设规模，万吨/年投产/计划通产时间建设地点项目业主1唐山LNG接收站3502013年唐山曹妃甸港中国石油2青岛LNG接收站3002014年青岛董家口港中国石化3珠海LNG接收站3002013年珠海高栏岛中国海油4海南LNG接收站3002014年海南洋浦港中国海油5奥东LNG接收站3002015年广东揭阳惠来中国海油6深圳LNG接收站3002015年深圳迭福中国海油资料来源：CNKI另外，还有6座接收站已取得国家发改委“路条”文件同意开展前期工作，总能力合计为1720万吨/年。预计到“十二五”末中国沿海LNG接收站总接收能力将达到5090万吨/年，折合700亿立方米天然气。表2获得“路条”LNG接收站的项目序号接收站建设规模，万吨/年投产/计划通产时间建设地点项目业主1天津浮式LNG接收站2202014年天津南疆港中国海油2天津LNG接收站3002015年天津南港开发区中国石化3福建漳州LNG接收站300十三五福建漳州中国海油4广西LNG接收站300十三五广西铁山港中国石化5连云港LNG接收站300十三五江苏连云港中国石化6中石油深圳LNG接收站300十三五深圳迭福中国石油资料来源：CNKI99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告（三）2013年LNG进口量价齐升2013年1-12月，液化天然气累计进口1802.06万吨，同比增长22.67%；平均进口价格为589.17美元/吨，同比上涨5.19%。数据来源：WIND数据库图12012年1月-2013年12月液化天然气进口数量和价格走势图二、区域分布（一）LNG产能主要分布在陕西、内蒙、宁夏和四川地区国内LNG工厂主要集中分布在陕西、新疆、内蒙、宁夏、河北、四川、山西等中西部天然气资源富集地。2013年，陕西LNG产能700万立方米/日（25.6亿立方米/年），位居全国首位，占全国总量的20.9%；新疆和内蒙均占16.6%。数据来源：世经未来99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告图12013年LNG产能区域分布99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告（二）LNG进口主要来源卡塔尔、澳大利亚、马来西亚、印尼四国我国天然气进口分为两大来源：一是LNG；二是管道气。我国进口LNG开始于2006年，而管道气进口始于2009年底的中亚天然气管道建成投产。2013年7月，中缅天然气管道建成投产，从而形成了西北和西南两大管道气进口通道。根据海关统计数据，2013年，我国进口LNG1800.72万吨（折合250.3亿立方米），同比增长22.7%，占总进口气量的47%。2013年，我国LNG的进口来源国有：卡塔尔、澳大利亚、马来西亚、印度尼西亚和也门等13个国家。数据来源：海关总署图12013年我国LNG进口分布格局三、经营情况2013年国产LNG的出厂价整体大幅高于2012年。除3-5月传统消费淡季期间价格水平相对偏低外，2013年其余时间，中国国产LNG的出厂均价均处于较高水平。其中，冬季消费旺季LNG出厂价格较上年同期甚至高出1021元/吨。2013年LNG出厂价最高出现在11月份，最高达到约4750元/吨，最低在4月份左右，最低价格约在3300-3400元/吨之间。但总体看，2013年国产LNG出厂价格多在4000元/吨以上。而2012年全年各个月份的出厂价均在4000元/吨以下。出现上述现象主要是由于两大原因：一是2013年，中国的LNG车用市场发展迅猛，支撑了LNG整体需求的攀升；二是2013年上半年天然气价格的上调预期促使供应商推高LNG出厂报价，进而导致下半年LNG出厂价格居高不下。受此影响，国产LNG供应商的利润水平普遍高于2012年同期。以陕西、内蒙两地主要的LNG生产商为例，2013年上述两地供应商的平均利润约在600元/吨左右，在能源行业中处于利润较高的水平。99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告四、资金运作模式在国家政策以及行业利润的双重驱动下，我国LNG行业还处于在高速扩张的阶段，其资金模式也是处于资本扩张阶段，具体来看有以下几种资金运作模式：（一）横向型资本扩张横向型资本扩张是指交易双方属于同一产业或部门，产品相同或相似，为了实现规模经营而进行的产权交易。横向型资本扩张不仅减少了竞争者的数量，增强了企业的市场支配能力，而且改善了行业的结构，解决了市场有限性与行业整体生产能力不断扩大的矛盾。LNG行业横向型资本扩张多通过兼并重组的方式进行：如2013年6月中石油最与俄第二大天然气生产商诺瓦泰克公司签署了收购北极圈内的亚马尔LNG项目20%股份框架协议。亚马尔LNG项目位于俄罗斯亚马尔-涅涅茨自治区，已探明天然气储量超过1万亿立方米，拟建设LNG产能1650万吨/年。协议签署后，中石油将与合作伙伴开展上下游一体化合作，届时中石油通过这种方式也切实扩大了自己LNG的产能和生产规模，实现横向扩张。（二）纵向型资本扩张纵向型资本扩张处于生产经营不同阶段的企业或者不同行业部门之间，有直接投入产出关系的企业之间的交易称为纵向资本扩张。纵向资本扩张将关键性的投入产出关系纳入自身控制范围，通过对原料和销售渠道及对用户的控制来提高企业对市场的控制力。以广汇能源为例：广汇能源股份有限公司成立于1999年，2002年进行产业结构调整，相继进入液化天然气、煤化工和煤炭开发、石油天然气勘探开发领域，2012年成功转型为专业化的能源开发上市公司。广汇能源立足新疆本土及中亚丰富的石油、天然气和煤炭资源，确立了以能源产业为经营中心的产业发展格局，做强资源获取与资源转换，目前已形成了以LNG、煤炭、甲醇、石油为核心产品，能源物流为支撑的天然气液化、煤炭/煤化工、石油天然气勘探开发三大业务板块。公司拥有两个油气田（哈国斋桑油气区块南伊玛谢夫油气区块）、两个原煤和煤化工基地（新疆淖毛湖和富蕴）、三个LNG工厂（新疆鄯善LNG、淖毛湖LNG、吉木乃LNG）。广汇能源现已发展成为国内经营规模最大的陆基LNG供应商，是国内唯一一家同时具有煤、油、气三种资源的民营企业。实际上在LNG领域，这种纵向型资本扩张模式也较为常见，LNG生产企业，多会涉足到上游的天然气的开采和生产，为LNG生产提供原材料；同时LNG企业还会涉足到下游的LNG运输、LNG加气站的建设等行业中。通过这种方式实现上下游产业链的一体化发展。99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告（三）混合型资本扩张混合资本扩张适应了现代企业集团多元化经营战略的要求，跨越技术经济联系密切的部门之间的交易。它的优点在于分散风险，提高企业的经营环境适应能力。目前LNG行业也存在混合型资本扩张模式，企业不仅涉足到LNG生产的上下游产业链，与此同时还有一些与LNG行业不大相关的产业，通过这种方式来多渠道获得利润，分散企业经营风险。五、盈利模式（一）传统制造业盈利模式传统制造业的盈利模式：通过制造成本和销售价格之间的差额来获取利润。传统的LNG生产企业的盈利模式也是遵循这样的路线。（二）全产业链盈利模式LNG行业全产业链盈利模式是指企业形成了集天然气开采——液化天然气生产——储存、运输、销售——应用一体化的综合性液化天然气工业产业链。这种全产业链盈利模式具有将外部上下游行业内化的特点，这样的特点将会使企业生产成本大大降低，同时还在一定程度上控制着产品的销售渠道。相对于传统的制造业盈利模式，这种全产业链盈利模式的利润来源渠道增加，盈利能力增强。六、发展特点（一）进口LNG购销价格严重倒挂按国家规定，进口LNG进入管网系统后，需按管道气价格统一销售。仍以江苏LNG为例，西气东输一线供到江苏省的门站价格为1.99元/立方米，而进口LNG到岸价加上税费及汽化费后，成本最高时达5元/立方米，接收站每销售1立方米天然气就亏损2.0〜3.0元，这使得接收站建成后一直处于亏损状态。（二）国内天然气液化厂无序建设有些企业对行业了解得不够，没有经过深入考察论证就盲目进入，还有些企业对市场发展预期过于乐观，在多地快速上马天然气液化厂。2013年有60多个项目计划建成投产，新增产能4000万立方米/日。这一方面导致工厂建成后没有充足的原料气供应，另一方面加剧了LNG的市场竞争。尤其是在冬季受北方地区供暖和城市调峰用气影响，大批天然气液化厂极可能开工不足，甚至停产。（三）LNG市场将持续供过于求受国内经济增速放缓、管道气覆盖范围扩大、沿海LNG进口量增加等因素影响，99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告LNG的传统市场，例如工业燃料、城市燃气和燃气电厂，推广速度明显下降，在华东、华南地区尤为突出；而被大家广泛看好的车船用LNG市场仍处于培育阶段，虽然增速较快但对LNG消费的拉动作用和在大盘中的影响有限，这也使得液化厂开工不足。，2013年大批项目集中上马，全部项目中即使以50%的负荷率开工生产，全国LNG市场也将延续供过于求的局面。七、竞争结构目前我国LNG市场已经形成中央企业、民营企业多元发展的竞争格局。LNG市场参与主体约30家企业，中石油LNG产能最大，其产能约占国内市场份额的24%；宁夏哈纳斯新能源集团是第二大LNG生产商，总产能占14%左右；陕西延长和新疆广汇产能均占7%左右。99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告第四章2013年中国天然气利用行业分析我国天然气利用行业主要包括城市燃气、交通运输、工业用气和天然气发电。2013年，我国城市燃气行业继续扩张，城市天然气消费量快速增长。天然气汽车迅速发展，多个地区在公共交通领域推行“油改气”。经济回暖和相关政策促进工业用气行业产量回升，用气量增加。部分燃气发电项目进度放缓，天然气分布式发电项目有望进入快速发展期。第一节城市燃气行业一、城市天然气消费量快速增长主导燃料地位继续加强随着天然气管道的不断扩张以及供应量的增加，我国城市天然气消费量快速增长。2000~2012年，城市天然气消费量由82亿立方米增至795亿立方米，年均增长20.8%，远高于同期16.1%的天然气消费增速。2012年，我国城市燃气天然气用气人口2.1亿，占比53.9%，人工煤气和液化石油气用气人口继续下降至0.2亿和1.6亿人。按等热值折算，2000年我国城市燃气的供气结构中，LPG占47%，天然气占29%，人工煤气占24%。2012年供气结构中，天然气占比达到82%，液化石油气和人工煤气占比分别降至15%和3%，天然气在城市燃气中的主导燃料地位继续加强。二、城市燃气行业仍处扩张期2013年，从主要城市燃气公司业务发展形势看，城市燃气公司用户数量和天然气销售量稳定增长，业务区域继续扩大，我国城市燃气行业仍处在扩张阶段，行业竞争继续加剧。其中，中华煤气有望继续保持我国第一大城市燃气公司地位，2013年上半年公司内地用户数量增加至1566万户，较2012年底增加13.6%，天然气销售量65.6亿立方米，估计全年销售量将达130亿立方米；华润燃气通过收购中小城市天然气项目，估计全年销售量将达120亿立方米；北京燃气用户数量增至478万户，较2012年底增加1.8%，估计全年销售量为100亿立方米；新奥燃气用户数量增至849万户，较2012年底增加9%，估计全年销售量达75亿立方米；中国燃气用户数量增至965万，估计全年销售量达到68亿立方米。第二节交通运输用气行业2013年，我国天然气汽车产业持续快速发展。为加强大气污染防治，国家在多个省、市公共交通等领域推行“油改气”，鼓励推广车船用天然气。我国LNG99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告动力船舶发展开始起步，未来市场空间广阔。受价格政策影响，下半年天然气汽车发展势头放缓。一、天然气汽车保有量快速增长LNG汽车发展迅速天然气汽车由于具有良好的经济效益和环境效益，近几年实现了快速发展。2000~2012年，天然气汽车保有量年均增长59%，估计2013年天然气汽车保有量从2012年底的148万辆增长到177万辆，同比增速20%。加气站数量由2012年底的2787座增长至2013年三季度的4242座，增长52%。其中，LNG汽车相对于在我国发展起步较早的CNG汽车，具有续驶里程长、更加清洁安全的特点，成为近两年的发展重点。到2013年三季度，全国LNG加注站（包括固定站和撬装站）达到1520座，主要分布在新疆、河北、广东、山东、内蒙古，LNG汽车数量估计超过10万辆。据中国道路运输协会，2015年全国城际客运、货运和公交车运输领域的LNG车或超25万辆，到2020年将达到100万辆左右。天然气汽车的发展带动了交通运输业用气量的增长。2005~2011年，我国交通运输业天然气消费量年均增速28.4%。2013年交通运输业用气量约为212亿立方米，年增28%，占比约为13%。国内天然气汽车产业链基本完备，产量不断增长。2013年1~11月天然气汽车累计产量19万辆，同比增长41.9%。其中，双燃料轿车占比49%，天然气客车占比21%，双燃料客车占比6%。货运汽车产量增长较快，天然气货运汽车占比16%，双燃料货运汽车占比8%。进入下半年后，受天然气价格上涨影响，天然气汽车产量减少，同比增速明显放缓。二、各级政策支持天然气汽车发展受价改影响发展或将放缓为提高空气质量、优化天然气利用结构，国家鼓励天然气汽车的发展。2012年10月发改委的新版《天然气利用政策》将天然气汽车（尤其是双燃料车）纳入“优先发展类”。2013年9月，国务院印发《大气污染防治行动计划》提出强化移动污染源治理，北京、上海、广州等城市每年新增或更新的公交车中新能源和清洁燃料车的比例达到60%以上。多个省、市纷纷在公共交通等领域推行“油改气”，推动天然气汽车发展。根据今年9月出台的《北京市2013~2017年清洁空气行动计划》，到2017年底全市新能源和清洁能源汽车应用规模力争达到20万辆。2013年7月，四川省发改委出台《关于促进天然气汽车产业健康发展的意见》，提出到2015年，全省将新推广应用CNG汽车11万辆、LNG汽车8000辆以上，新建CNG加气站180座、LNG加注站166座；到2020年，力争全省推广应用天然气汽车100万辆以上，全面建成天然气汽车加注站网络体系。今年初山东省住建厅下发《山东省高速公路服务区LNG加气站专项规划》，提出到2020年山东省高速公路服务区建成百座LNG加注站，基本实现高速公路服务区LNG加注站网络化布局。价格政策将为天然气汽车的发展带来不确定性。国家发改委自2013年7月1099 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告日起调整非居民用天然气门站价格。门站价格上升后，加气站利润空间受到压缩，四季度加气站建设速度放缓。在零售环节，据测算调价后（2013年11月）等热值下车用CNG与汽油、柴油零售价格比价分别为0.49和0.54，车用LNG与柴油零售价格比价约为0.65，相对于调价前升高，但天然气汽车相对于汽柴油汽车仍具有燃料成本优势，预计对车用天然气的存量需求影响不大，增量气需求增速将会有所放缓。天然气汽车月度产量数据显示，下半年后，天然气汽车产量增速明显放缓。未来随着天然气价格改革的逐步到位，油气价格比将成为制约交通运输用气发展的主要不确定因素。三、LNG动力船舶发展开始起步未来市场空间广阔世界LNG动力船舶产业处于发展初期，全球共有50余艘LNG动力船。2013年，我国LNG船舶产业取得了开拓性的进展，交通部发出通知要求加快推进LNG动力船舶试点改造和内河LNG动力船舶应用示范工程。2013年9月，中国首座LNG船舶加注站南京港华站正式投运；目前国内还有4座LNG船舶加注站在建，分别位于长江流域的重庆、南京、武汉和芜湖，此外还有10座在规划中。同期，中国船级社发布了《天然气燃料动力船舶规范》，是国内首部天然气动力船舶技术规范。截至2013年4月，中国完成“油改气”的船舶超过180艘，其中22艘已经获得国家海事局审批。今年10月，交通运输部通过《关于推进水运行业应用LNG的指导意见》，根据《意见》，到2015年和2020年，中国内河运输船舶能源消费中LNG比例分别达到2%和10%以上，市场空间十分广阔。第三节工业用气行业天然气作为工业燃料主要用于陶瓷、玻璃、钢铁、有色金属行业，作为化工原料主要用于制氢、合成氨生产化肥、制甲醇等。估计2013年工业燃料用气469亿立方米，年增长13.1%，占天然气总消费量的比重降至28.0%；化工用气218亿立方米，年增长5.8%，占比下降至13.0%。一、主要工业用气行业用气需求回升2013年，我国房地产行业比上年有所回暖，1-12月全国房地产开发投资同比增长19.8%，施工面积同比增加16.1%。经济回稳和房地产行业回暖带动非金属建材以及钢铁行业产量小幅上涨，由此带动主要工业用气需求回升。2013年，我国陶瓷行业“煤改气”进程加快，用气量增长。我国陶瓷企业燃料以煤炭、水煤气、重油为主，天然气占比不到5%。由于使用天然气可解决二氧化硫和酚水排放、焦油处理、烟尘污染等问题，为了提升空气质量，近两年陶瓷企业开始实施“煤改气”，如占全国陶瓷总产量70%以上的福建、广东、山东、辽宁、江西五省大力推进陶瓷企业“煤改气”。截至今年10月底，福建晋江建筑陶瓷企业已基本完成天然气替代，天然气实际消费量已达224.1499 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告万立方米/日（约8亿立方米/年）。随着燃气公司供气能力提高及企业生产设备陆续改造完成，用气量将逐步提升。2013年9月，国务院发布《大气污染防治行动计划》，要求加快清洁能源替代利用，推进工业燃料“煤改气”。根据《计划》，京津冀、长三角、珠三角地区要加快现有工业企业燃煤设施天然气替代步伐，到2017年基本完成燃煤锅炉、工业窑炉、自备燃煤电站的天然气替代改造任务。未来几年，京津冀、长三角、珠三角地区工业企业的“煤改气”值得关注，工业燃料用气将会较快增长。二、天然气价格改革或将影响工业用气增长价格改革使得工业用气价格水平大幅上涨。根据中国建筑材料联合会统计，今年7~9月累计上涨0.081元/立方米。目前建材工业年用气量约70亿立方米。价格的持续升高对于使用天然气作燃料的平板玻璃、建筑卫生陶瓷企业成本的影响已经显现。近年天然气已经取代重油成为平板玻璃生产的第一大燃料，天然气消费支出占平板玻璃生产成本的比例约为30%~40%。天然气价格调整后，天然气相对重油的低成本优势将逐步丧失。天然气占陶瓷企业生产成本的比例约为10%，特别是建筑陶瓷属于低端陶瓷，价格承受能力较弱。天然气价格升高导致陶瓷企业成本升高，企业成本压力较大。成本支出的增加将促使企业选择使用替代能源，影响工业用气需求的增长。三、受成本因素制约化工用气增速明显放缓天然气化工普遍面临成本压力，化工用气增速将放缓。根据2012年新版《天然气利用政策》，天然气化工发展将受到限制。其中，天然气制氢项目列为“允许类”，可中断的天然气制氢项目列为“优先类”，其他天然气化工项目均为“限制类”，制甲醇项目为“禁止类”。天然气作为化工原料占总成本比重较高，但由于多年的粗放式发展，我国化工行业总体产能过剩，竞争激烈导致因天然气价格上升增加的成本较难转嫁。因此，在天然气价格上升的情况下，天然气化工企业面临成本压力，化工用气增速将明显放缓。第四节天然气发电一、受价改影响天然气发电部分项目进度放缓2013年我国天然气发电装机总量达到4159万千瓦，同比增长8.7%，占全国发电装机总量的3.4%。新增装机容量主要集中在京津地区以及广东、浙江、江苏等东南沿海地区。天然气价格是影响燃气发电项目经济性的决定性因素。燃气电厂燃料成本远高于燃煤电厂，部分电厂亏损运营或依靠地方政府补贴。2013年煤炭价格延续下跌走势，天然气价改进一步抬高了燃气发电的燃料成本，严重影响了部分燃气发电项目建设积极性。华电集团暂停华电江东、华电龙游项目建设，琥珀安吉、衢州普星、浙能常山等项目建设进度也放缓。99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告二、环保政策与上网电价调整助推燃气发电项目发展在国家环保政策的助推下，京津冀等重污染地区纷纷加快了燃气发电及煤电改气电项目发展速度。北京市将建成四大热电中心，全面关停燃煤电厂。其中，东南热电中心（华能北京热电厂）已于2012年投产，西南热电中心于2013年3月投入运营，电力装机容量达83.8万千瓦，西北、东北热电中心也将于2014年建成，届时北京将比预期提前1年完成热电中心建设。天津市陈塘庄热电厂煤改气工程规划建设2×900MW燃气-蒸汽联合循环热电联产机组，建成后将成为国内最大燃气热电厂。华能重庆两江燃机电厂建设取得重大突破，预计2014年6月首台470MW千瓦燃气机组投产。此外，天津市还有4个燃气发电项目已获得发改委核准。为疏导天然气价格上涨带来的成本压力，国家发改委于2013年10月出台文件，提出上调上海、江苏、浙江、广东、海南、河南、湖北、宁夏等省市天然气发电上网电价，并下调燃煤发电上网电价，该政策的出台有利于提高燃气发电的竞争优势，助推燃气发电项目发展。三、多项政策利好天然气分布式发电项目未来将进入快速发展期分布式能源得到了中央及地方政府的大力支持，政府通过财政扶持、补贴等优惠政策鼓励天然气分布式能源的投资建设。2013年7月，国家发改委颁布了《分布式发电管理暂行办法》，明确规定由电网企业负责分布式发电外部接网设施以及由接入引起公共电网改造部分的投资建设，电网企业应为分布式发电提供便捷、及时、高效的接入电网服务。该政策的出台解决了分布式发电项目长期以来面临的“并网难”问题，为我国天然气分布式能源的大规模发展奠定了基础。《大气污染防治行动计划》再次提出要优化天然气使用方式，鼓励发展天然气分布式能源等高效利用项目。在政策助推下，华电集团、新奥燃气集团等企业都加快了天然气分布式能源项目的产业布局。2012年6月国家发改委确立的四个分布式能源示范项目都在稳步推进，其中，江苏泰州医药城天然气分布式能源项目预计于今年11月并网运行，湖北武汉创意天地分布式能源站预计于年底建成。中国华电集团投资的“华电南宁华南城分布式能源项目”设计建设3×60MW级燃气-蒸汽联合循环机组，预计于年内投产2套机组。此外，深圳华电坪山分布式能源项目于2013年9月获得省发改委核准，设计装机容量321MW；广东肇庆新区天然气分布式能源项目获得开展前期工作批复。未来我国天然气分布式能源项目将进入快速发展期。99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告第五章2013年天然气及LNG行业区域分析第一节陕西省一、行业发展现状陕西有着丰富的天然气资源，是全国天然气富产地之一。在陕甘宁盆地中部5万平方公里的范围内，发现了丰富的天然气资源，是目前我国陆上最大的整装气田，气源中心主储区位于陕西靖边、横山两县。2013年陕西省天然气产量371.65亿立方米，增长20%。数据来源：国家统计局图12012与2013年陕西省天然气产量对比陕西天然气消费市场呈现出非常强的区域化特征，全省天然气消费主要集中在西安、咸阳两地。陕西天然气资源虽然丰富，伴随着我国天然气整体的生产总量不大的问题，陕西省天然气供给紧张的矛盾也比较突出，尤其是到了冬季用气高峰，与其他地区一样仍然难解“气短”之忧：化工企业减负荷生产，汽车加气难以保障。同时陕西天然气相关产业的资源环境压力越来越大，资源约束矛盾更加突出。随着西安至商洛，汉中至安康天然气管线建成通气，到2011年底，陕西省实现了管道天然气覆盖全省所有市区的目标。进入2013年，陕西石油企业开始进军天然气领域，其天然气的开发利用对陕西天然气行业的发展具有促进作用。近年来，受益于煤层气、水溶气、页岩气等非常规天然气资源的开发和中石化川东北通南巴气田及陕南镇巴气田等气源的开发，陕西省初步形成了“东西南北中”的气源供给格局。99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告陕西省政府非常重视天然气资源优势的转换问题，加速陕西天然气产业的发展，在天然气利用上坚持把社会效益、生态环境和可持续发展放在首要位置，并采取有力措施，力争在较短时间建成覆盖全省的天然气输气管网；建设主要城市的天然气供气管网；努力取得在天然气化工、工业、汽车等方面的较大突破，从而扩大天然气的综合利用；稳定发展下游用户，保证天然气输气管网稳定、经济的运行。二、行业空间布局陕西有着丰富的天然气资源，是全国天然气富产地之一。在陕甘宁盆地中部5万平方公里的范围内，发现了丰富的天然气资源，是目前我国陆上最大的整装气田，气源中心主储区位于陕西靖边、横山两县。陕西天然气消费市场呈现出非常强的区域化特征，全省天然气消费主要集中在西安、咸阳两地。三、行业内企业竞争状况天然气开采领域：中石油长庆油田分公司和延长石油集团是陕西的两大油气资源开发主体。2013年，长庆油田2013年天然气346.8亿立方米；2013年延长石油集团形成天然气产能17亿立方米、LNG5亿立方米。天然气及LNG运输领域：主要是陕西省天然气股份有限公司和咸阳天然气总公司两大企业。四、重点项目（一）陕西龙门煤化工液化天然气甲醇联产项目试生产2013年12月，位于陕西省渭南市韩城的陕西龙门煤化工有限责任公司液化天然气甲醇联产项目目前进入试生产阶段。该项目通过利用洗精煤生产焦炭，焦炉煤气回收煤焦油、粗苯等初级产品，再生产液化天然气、甲醇、合成氨和尿素，整个生产过程中原料一次投入，将上游的副产品或废气作为下游的原料，形成内部完整的循环经济产业链。（二）延长60万吨LNG项目签约仪式在志丹举行2013年12月18日，志丹县人民政府与陕西延长石油（集团）有限责任公司在志丹宾馆举行60万吨/年LNG项目签约仪式。（三）陕汽与陕西中燃LNG项目合作启动2013年7月，陕汽重卡与陕西中燃清洁能源投资有限公司LNG项目合作协议签约仪式在西安举行，这是陕汽重卡与能源企业战略合作的又一次实践，使双方合作关系的进一步加强和深化，使双方将在多个领域展开多角度多层次的合作。陕汽也将以此为契机，进一步加快新能源重卡及其产业的快速发展，搭建产业链成员共赢发展的新平台。99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告（四）陕西燃气集团与韩城市政府签订天然气产业项目合作协议2013年4月26日，韩城市人民政府与陕西燃气集团有限公司的天然气产业合作项目框架协议签字仪式在韩城国际酒店隆重举行。韩城市市长张建中、陕西燃气集团有限公司总经理郝晓晨代表双方进行了签约。韩城市相关部门主要负责人和陕西燃气集团有限公司代表出席了签字仪式。为了支持韩城民生事业和新型能源的开发利用，韩城市人民政府引进了陕西燃气集团有限公司来韩投资，将在韩城市域内开展城市集中供热业务，向城区和乡镇的居民用户以及工业项目供应天然气，供气规模每天150万立方。并规划建设天然气输配管道、CNG/LNG加气站等设施，从事天然气的供销、分布式能源、燃气装备制造、加工转换等综合利用项目的开发与建设。天然气产业合作项目是韩城市委、市政府落实省委、省政府“气化陕西”战略部署的重点项目之一，也是一项改善城市投资环境，提升居民生活质量，发展民生、惠及百姓、促进韩城经济发展的惠民工程，将对韩城环境综合治理，发展循环经济，完成“气化韩城”目标产生深远影响。五、发展趋势在天然气供应方面，2014年陕西将继续发力。“十二五”期间陕西省能源投资9000亿元以上，重点建设十大工程。其中第一项工程就是煤油气产能建设工程，预计新增天然气产能327亿立方米。2014年陕西省将加大中石油陕北油气田开发力度，保持天然气产量稳定增长。加快中石化关中、陕南区块以及延长石油集团已登记区块的油气资源勘探开发。为加快实施“气化陕西”步伐，预计2014年陕西还将提出一系列系统改革：积极发展天然气分布式梯级利用工程，推进天然气价格改革，并提高天然气在终端能源消费中的比重。2014年陕西省天然气消费量将增长19%左右。预计到2015年年底将实现30%的重点镇气化，市级城市气化率达到85%，县区级城市气化率平均达到60%，重点乡镇气化率平均达到40%，总气化人口1500万人，天然气消费量150亿方。另外，西气东输、陕京线、川气东送等长输主干管网省境内管道建设，榆林—西安、西安—安康、关中环线等天然气长输管道建设项目也将继续推进，预计到2015年年末陕西省将新建天然气长输管线2900公里，形成“六纵两横一环”的管网体系。99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告第二节新疆省一、行业发展现状（一）新疆地区油气资源潜力大2030年前有望建成亿吨级油气生产基地一是天然气地质资源量增长77%。目前新疆地区天然气地质资源量17.5万亿立方米，占全国的28%，比2007年的评价结果增加7.6万亿立方米，增长77%。增长主要来自塔里木盆地，天然气地质资源量14.8万亿立方米，增加5.9万亿立方米。二是新疆地区非常规油气资源十分丰富。全区煤层气地质资源量9万亿立方米，油页岩油地质资源量61亿吨。初步评价准噶尔吉木萨尔等地致密油地质资源量75亿吨。（二）天然气产量迅速攀升“西气东输”工程全线商业运营以来，新疆天然气产量迅速攀升，成为中国第一个天然气年产量超过二百亿方的省区。2013年1-12月，新疆自治区生产天然气282.91亿立方，增长11.7%。供需缺口不断扩大，2013年新疆口岸进口天然气1995.1万吨，较2012年增加26.2%。数据来源：国家统计局图12012与2013年新疆省天然气产量对比近年来，新疆天然气勘探与开发取得长足发展，尤其是区内重点油气田。塔里木油田已连续多年保持生产、输送天然气100亿立方米以上，成为中国累计产气最多的特大型整装优质气田。截至2014年2月17日，新疆塔里木油田累计向“西气东输”管道系统输送天然气达到1251.78亿立方米，新疆的能源大区战略接替地位进一步凸显。（三）2013年新疆天然气进口量价齐升99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告据海关统计，2013年新疆口岸进口天然气1995.1万吨，较2012年（下同）增加26.2%；价值97.9亿美元，增长14.2%。1、2013年天然气进口量增价跌。2013年新疆口岸进口天然气呈波动增长态势，9月份进口190.1万吨，为新疆口岸进口天然气以来的历史新高。12月当月进口量175.4万吨，同比增加13.7%，环比增加3.1%；进口平均价格自2月份以来震荡下行，10月份探底以后有所反弹，12月当月进口均价505.7美元/吨，同比下跌7.7%，环比上涨12.7%（如下图）。2、近九成进口天然气产自土库曼斯坦。2013年新疆口岸进口来自土库曼斯坦的天然气1771万吨，占全部进口量的88.8%，价值87.9亿美元；进口来自乌兹别克斯坦的天然气209.7万吨，占10.5%，价值9.6亿美元；同期，进口来自哈萨克斯坦的天然气14.4万吨，占0.7%，价值0.4亿美元。3、主要以一般贸易方式进口。2013年新疆口岸以一般贸易方式进口天然气1992.8万吨，占全部进口的99.9%。价值97.8亿美元；以边境小额方式进口天然气2.3万吨，占全部进口的0.1%，价值0.1亿美元。4、主要以管道运输方式进口。2013年新疆口岸以管道运输方式进口天然气1992万吨，占全部进口的99.9%，价值97.7亿美元；以铁路运输方式进口天然气2.6万吨，价值0.1亿美元；以公路运输0.5万吨，价值369万美元。二、行业空间布局新疆是中国天然气资源大区，预测天然气资源量超过10万亿立方米。准噶尔、塔里木、吐哈三大盆地是新疆油气储存量最为丰富的地区。自20世纪90年代以来，新疆石油天然气产业迅速发展，油气勘探重大发现不断，已成为我国油气产量增长的主要地区。随着西部大开发战略的实施和西气东输工程的建成营运，新疆新一轮大规模油气勘探开发建设正全速推进，形成了由东到西、由北到南三大盆地油气勘探开发全面展开的态势，新疆已成为我国天然最大的战略接替区。三、行业内企业竞争状况新疆省内主要的天然气及LNG企业有：中国石油新疆油田公司、中国石油塔里木油田公司、中国石油吐哈油田公司以及中国石化西北公司四家以天然气开采为主的企业；另外还有新疆燃气集团有限公司以及新疆新捷燃气有限责任公司两家燃气供应企业。2013年新疆油田生产天然气30.5亿立方米；塔里木油田油气产量当量连续7年突破2000万吨，达到2366万吨；吐哈油田大约生产天然气11.5亿立方米；中石化西北油田分公司生产天然气16.4亿方。表12013年新疆主要原油和天然气开采企业油气产量99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告天然气产量（亿立方米）占全省产量比重新疆282.91中国石油新疆油田公司30.510.8%中国石油塔里木油田公司222.878.8%中国石油吐哈油田公司11.54.1%中国石化西北分公司16.45.8%数据来源：世经未来四、重点项目（一）中电投煤制天然气项目在新疆霍城县开工奠基2014年4月16日，中电投年产60亿立方米煤制天然气项目在新疆霍城县开工奠基。该项目总投资477.3亿元，占地约742公顷，总规模每年生产60亿立方米天然气，分三期建成。一期年产20亿立方米，投资约169亿元，计划于2016年投产。该项目是中电投战略转型重点投资项目，也是自治区重点支持的煤化工骨干项目，承担着煤化、电热和关键设备国产化的实验任务。（二）蒙新、通力两家公司液化天然气项目落地卓资县2014年2月，乌兰察布蒙新能源有限责任公司80万Nm3/d液化天然气项目和呼和浩特通力能源科技有限责任公司30万Nm3/d天然气液化项目在卓资县开工建设，这标志着总投资4.5亿元的液化天然气项目正式落户该县。乌兰察布市蒙新能源公司天然气液化项目原料是内蒙古西部天然气公司管道天然气，液化厂建设规模为兴建年产80万Nm3/d液化天然气生产和卓资县境内3座液化天然气加注站项目，项目总投资3亿元，年销售收入约9亿元，税收1.4亿元。呼和浩特通力能源科技公司30万Nm3/d天然气液化项目，总投资年产1.5亿元，建设期为14个月，项目建成后，年可实现销售收入约3亿元，上缴税收1600万元，提供50个就业岗位。这两个项目的签约落地，是卓资县充分利用内蒙古西部天然气股份有限责任公司的天然气资源和管道途经卓资县地域的优势，加快发展下游经济，不断加大招商引资力度的结果，也是该县积极贯彻落实自治区“8337”发展思路，建设清洁能源输出基地的重要举措。（三）中电投霍城煤制天然气项目开工2013年10月17日99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告，霍城县召开中电投霍城60亿立方米/年煤制天然气项目总体设计开工会，这标志着项目进入正式工程实施阶段。该项目报批总投资477亿元，年产60亿立方米天然气，分三期建设。一期项目投资20亿元，于2016年投产。该项目采用伊宁矿区煤作为项目的原料煤和燃料煤，采用先进环保的GSP粉煤气化工艺生产，不仅满足伊犁地区对天然气的需求，还将通过“西气东输”管道输往中国东部满足沿海省市对天然气的需求。该项目从立项到开工经历了3年时间，2013年3月15日取得国家发改委“路条”，是中电投集团和中电投新疆公司的重点项目，也是目前国内最大规模的煤质天然气项目。该项目的建成对拉动当地经济具有十分重要的意义。（四）新疆液化天然气项目奠基2013年7月，日产50万立方米液化天然气项目在新疆生产建设兵团农二师铁门关市库西经济工业园区开工奠基。该项目总投资5.5亿元，其中一期投资3.5亿元，二期投资2亿元，项目工程包括天然气的净化、液化、储存等。该项目的建成投产将有利于扩大二师对天然气的利用范围，改善周边区域生态环境。五、发展趋势2014年，新疆自治区将继续加快塔里木、准噶尔和吐哈三大盆地天然气资源勘探开发步伐，扩大开采规模，确保天然气产量稳步增长。大力推进疆内企业参与天然气下游产品开发，增加天然气资源在疆内的加工量，重点建设独山子—克拉玛依、乌鲁木齐、南疆和吐哈四大石化基地，支持企业“走出去”参与周边国家天然气资源开发合作。预计到2015年，新疆天然气产量达到450亿立方米。新疆将成为国家最大的天然气生产基地之一，成为重要的国家天然气及LNG战略储备基地和国家能源、资源陆上安全大通道。第三节四川省一、行业发展现状2013年1-12月，四川省生产天然气213.1亿立方，同比下降0.2%。2013年四川省天然气产量在全国的排位也由2012年的第一位下降2013年的第三位。99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告数据来源：国家统计局图12012与2013年四川省天然气产量对比四川天然气消费中，城市燃气占40.8%（其中CNG汽车7%）、工业燃料18.3%、发电1.8%、化工39.1%。四川省天然气化工产业结构中合成氨占87%，甲醇12%，其余产品用气1%。目前四川是国内上游油气勘探最热点地区，石油巨头中国石油和中国石化已经在那个地区展开勘探开发竞赛，而主战场就是地下5000米深的天然气储气层。四川盆地尽管油层异常复杂，但这个地区大量存在的中生代海相碳酸盐岩地层有着产生、储集和封闭油气的良好条件。看似勘探比较成熟的四川盆地近十余年来仍有众多新发现，这充分说明四川盆地天然气资源是丰富的，进一步勘探大有可为。我国又一条横贯东西的能源大动脉——川气东送工程于2007年开工建设。川气东送管道西起四川达州普光气田，经四川、重庆、湖北、江西、安徽、江苏、浙江、上海8省市，管道干线长1635公里，设计年输净化天然气120亿立方米。2010年8月，川气东送工程全面投产并投入商业化运行，成为四川省天然气工业发展的新契机。至2013年6月，普光气田已累计向川气东送管道外输商品气超过200亿立方米。2013年10月底，西气东输二线与川气东送官网实现成功对接。预计在“十二五”到“十三五”期间，我国天然气市场仍存在较大缺口。在四川盆地，除了高含硫气田勘探开发潜力大，中含硫气田也可能会有大的发现。如果在高含硫或中含硫天然气田开发上取得突破，将大大加快四川盆地天然气能源基地建设，四川天然气工业发展前景广阔。二、行业空间布局99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告四川天然气极为丰富，总资源量为7.1851万亿立方米，主要分布在：川南片区、川西北片区、川中片区、川东北片区。四川作为油气储量大省，早已吸引国内几大石油巨头进入。近几年，四川的大型气田与日俱增，储量更是成倍增长。三、行业内企业竞争状况四川省天然气开采行业主要有两家大型企业：中国石油西南油气田公司和中国石化西南分公司。2013年西南油气田天然气年产量达到32.249亿立方米，创天然气年产量历史新高。其他较为重点大型企业还包括：四川巨能天然气股份有限公司、四川德阳天然气有限责任公司、四川川空天然气工程有限公司、四川石油天然气建设工程有限责任公司等。四、重点项目（一）中石化元坝气田天然气试采项目完成投资30亿元坝气田大坪净化厂是中石化川东北元坝气田天然气试采项目的一个子工程，投资金额20亿元，截止2014年2月已完成投资13.5亿元，净化厂项目竣工投产后年处理混合气40亿立方、净化天然气34亿立方。中石化川东北元坝气田天然气试采项目还包括地面集输工程、钻井工程、采气工程、公用工程等子工程，项目总投资72亿余元。其中，在广元市境内总投资约64亿元，占项目总投资约90%。目前，川东北元坝气田天然气试采项目已完成投资达30亿元。（二）四川年产60万吨液化天然气项目2014年1月9日，中国建筑工程总公司所属中建安装成功签约四川同凯能源60万吨/年液化天然气（LNG）建设项目，合同额11.5亿元。其中，一期工程以施工总承包方式签订，二期工程以EPC总承包模式签订。该项目位于四川巴中，是国家节能减排和低碳经济优先发展项目。（三）中石化阆中LNG项目有序推进作为阆中重点招商引资项目的中石化阆中LNG项目经过前期的紧张筹备，现已进入技术审查阶段，整个项目有序推进。2014年1月，该项目的业主单位对美国康泰斯和BV公司提供的工艺包方案进行审查技术，审查的内容将涉及到项目总图、工艺设计、生产成本以及关键设备采购等方面。2011年落户阆中的中石化阆中LNG项目位于我市七里工业集中区迎宾路，占地面积304亩，总投资约6亿元。通过采用国外的先进技术，该项目规模将达到日处理天然气100万方、储气1300万方、年产液化天然气30万吨。目前，该项目已经先后完成公司注册、项目可研报告评审、国外核心设备招标、环境影响评价、节能评价等工作。正在申报项目立项核准和环评报告评审，并进行LNG储罐基础施工和国外核心设备订制。99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告（四）达州清洁能源汽车及天然气配套项目开建2013年10月28日上午，达州鼎富安凯清洁能源汽车及天然气配套项目在达州经开区汽车机械园开工，这标志着达州市在依托天然气资源优势调整产业结构、发展新能源汽车方面实现了新突破。鼎富安凯清洁能源汽车项目占地375亩，建筑面积约9.1万平方米，规划总投资5.1亿元，建成后将形成年产3000辆清洁能源客车的生产能力，后续60万吨液化天然气（LNG）生产基地将陆续开工建设，总投资达到23亿元。这批项目建成后，年总产值可达52.9亿元，利税总额6.6亿元，提供就业岗位1500多个，并有效带动相关产业集聚发展。五、发展趋势2014年四川将继续推动天然气项目建设：加快安岳、元坝、龙岗、川东北高含硫等天然气气田勘探开发步伐，促进重点气田尽快建成投产，提高天然气产量；加快成都—乐山天然气管道建设，增加全省天然气供应；推进全省城市燃气调峰设施建设，提高城市天然气供应保障。2014年四川省将尤其重视非常规天然气——页岩气的勘探开发力度。国内第一口页岩气水平井——位于四川省威远县境内的威201—H1井顺利完井。四川正成为全国页岩气勘探开发的前沿阵地，开发前景十分可观。目前，中石化和中石油发展最好的区块涪陵区块和威远-长宁区块均在四川省，四川省页岩气储量巨大，省内页岩气资源量约27.5万亿立方米，占全国的21%。可采资源量4.42万亿立方米，占全国的18%，均位居全国第一。预计到2015年，四川省页岩气产能将达20亿立方米，初步建成为我国海相页岩气勘探开发示范基地。第四节青海省一、行业发展现状天然气资源是青海的优势资源之一，2013年1-12月，青海省生产天然气68.06亿立方，同比增长7.2%。其中：青海涩北气田生产天然气62.04亿立方米、销售55.85亿方，油气当量506万吨，超额完成年度指标。自20世纪60年代初开发天然气以来，为加快天然气资源的开发利用，青海油田实施“油气并举，以油养气、气为重点”战略，目前已经拥有涩北一号、涩北二号、台南等6个气田和两个油气田。拥有涩格、涩宁兰等10余条横跨甘青两省、总长近3000公里的天然气管道网，具备了年生产天然气70亿立方米的能力。青海气区成为全国第四大气区和西气东输、陕-京二线工程的主要战略气源接替区。99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告数据来源：国家统计局图12012与2013年青海省天然气产量对比当前青海省加快实施柴达木循环经济战略，一批特色突出、竞争力强的优势产业，正在向精深加工、综合利用和联合开发转型，建设中的盐化工、煤炭、煤化工和冶金工业基地，对油气的需求将进一步加大，拓展了天然气大规模开发利用的下游市场，带来了更大的发展空间。今后一段时期内，我国天然气市场仍将存在较大缺口，青海省天然气产业投资前景良好。二、行业空间布局石油天然气资源是青海的优势资源之一，主要集中在青藏高原西北部的柴达木盆地。在第三次资源评价中，柴达木盆地的油气总资源量为46.5亿吨，是全国四大主力气田之一，其天然气储量仅次于四川、长庆和塔里木气田。目前已开发的主力气田有涩北一号、涩北二号、台南等气田。柴达木盆地已经成为中国天然气的主要富集区。三、行业内企业竞争状况青海省天然气及LNG行业重点企业主要是青海油田公司，2013年青海涩北气田生产天然气62.04亿立方米、销售55.85亿方。其他重点企业还包括：西宁中油燃气有限责任公司、青海中浩天然气化工有限公司、青海西北天然气有限公司等。四、发展趋势随着逐步的勘探开发，柴达木盆地已成为我国油气生产的重要基地之一。由于高原地质构造异常复杂，柴达木盆地油气勘探领域广、面积大，截至目前，石油探明率仅为17.3%，天然气探明率仅为12.3%，在我国属于勘探程度比低的产油区域，勘探开发潜力巨大。预计2014年，青海油田公司将勘探新增油气三级储量两亿吨，生产天然气70亿立方米；到2015年年末，青海油田产量将突破千万吨级，发展前景十分广阔。预计到“十二五”末，青海省天然气产量也将会达到90亿立方米。99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告第六章2013年天然气及LNG行业重点企业分析第一节上市公司总体运行分析广义的天然气及LNG行业有44家上市公司，其中：涉及到天然气开采的有4家上市企业，即中国石化、中国石油、海油工程、通源石油；涉及到页岩气概念板块的企业较多，包括广汇能源、富瑞特装以及蓝科高新等33家企业；涉及到燃气生产和供应的包括陕天然气、深圳燃气等7家上市企业。以2013年经营数据，以主营业务收入总额对2013年行业内天然气及LNG上市公司进行排序，如下表：表12013年天然气及LNG行业上市公司企业经营状况上市公司主营业收入净利润毛利率利润率主营收入（亿元）同比净利润（亿元）同比天然气开采中国石化28,803.11-671.795.80%--中国石油22,581.242.86%1,295.7712.36%25.0%5.74%海油工程203.3964.25%27.44223.56%23.0%13.49%通源石油3.677.98%0.33-45.54%--页岩气开采及LNG相关行业紫金矿业497.722.80%21.25-59.22%--湖北能源110.907.70%9.4440.97%17.0%8.51%辽宁成大103.340.39%8.4621.81%14.0%8.19%永泰能源98.4327.53%4.76-51.77%--东华能源93.9872.41%1.2536.21%4.0%1.33%中天城投75.76113.16%10.81146.60%42.0%14.27%华银电力74.56-7.90%0.11-84.61%11.0%0.14%广汇股份48.0529.34%7.51-22.09%36.0%15.63%海越股份45.33135.99%0.631066.02%1.0%1.39%吉电股份43.47-0.84%0.43109.51%17.0%0.98%杰瑞股份37.0055.21%9.8553.17%--天富热电31.086.48%2.715.70%27.0%8.73%航民股份29.3115.03%4.1145.62%28.0%14.03%巨星科技26.4614.77%4.2851.83%28.0%16.16%山东墨龙22.72-23.04%-1.76-230.88%9.0%-7.73%煤气化20.86-37.03%0.45112.92%--富瑞特装20.5264.78%2.34105.46%--江钻股份18.681.49%1.04-20.51%--黄河旋风15.5623.93%2.1022.49%33.0%13.46%中捷股份12.7530.57%0.42110.58%20.0%3.32%惠博普9.5186.54%1.037.57%28.0%10.82%中核科技9.4215.94%0.646.27%27.0%6.83%蓝科高新9.178.20%0.83-20.97%--神开股份7.651.97%0.579.99%32.0%7.41%99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告宝莫股份6.8517.86%0.47-8.42%17.0%6.85%天科股份6.844.16%0.758.36%29.0%10.91%恒泰艾普5.8330.73%1.3125.59%51.0%22.52%通源石油3.677.98%0.33-45.54%--重庆路桥3.353.99%2.7417.93%--湖南发展2.40-6.76%1.581.10%--吉艾科技2.358.93%0.73-29.01%56.0%31.18%海默科技2.3434.98%0.23605.13%--潜能恒信1.6816.98%0.929.98%71.0%54.73%燃气生产和供应申能股份257.456.75%24.4957.34%14.0%9.51%深圳燃气85.75-4.39%7.0733.80%--陕天然气40.586.70%3.380.66%18.0%8.32%大众公用38.745.67%2.79-17.13%--ST安彩17.5628.76%0.10102.88%9.0%0.57%领先科技16.7727.67%3.0010.09%39.0%17.88%新疆浩源2.7515.42%0.8226.98%49.0%29.91%数据来源：世经未来一、天然气开采企业总体运行情况中石油、中石化以及中海油是我国天然气开采行业的三大巨头，接下来我们将对三大巨头2013年经营业绩做一个简要的分析：2013年，中国国有三大巨头（中石油、中石化、中海油）共实现净利润为2532亿元，这个数字比2012年的之和2423亿元微增109亿元，还算差强人意，但是同样是垄断行业，三大石油巨头的赚钱能力跟银行相比还不在一个档次，中国工行一家上年即净赚2630亿元，超过“三桶油”之和。（一）中海油净利润反而下降2013年，中国国有三大巨头的在市场经营上基本无重大波澜，除了中海油完成收购尼克森，从而实现中国企业迄今为止最大的海外并购案。但是，从整个社会层面看，中石油和中石化都遭遇了巨变，中石油是爆发连续剧式的腐败丑闻，中石化则发生了青岛输油管线泄露引发爆燃事故，教训惨痛。只有中海油已经从前两年的渤海溢油事件中缓过来，又加上收购尼克森，它的海外油气产量出现大幅增长。年报显示，2013年，该公司油气净产量达到411.7百万桶油当量，同比增长20.2%，其中尼克森贡献60.8百万桶油当量。该公司全年油气销售收入同比增16.3%。2013年2月，中海油完成对加拿大尼克森公司的收购。但是，令人奇怪的是，中海油的净利润反而出现了下降。公司全年利润为564.6亿元，同比上年同期的636.9亿元下滑了11.4%，为三大油中唯一一家业绩下滑的油企。公司对此的解释是受油价下跌和经营成本上升的影响。中海油净利润的下降也使得中石化的赚钱能力再次超越它，三强座次中老二和老三之位重新排定。99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告（二）“三桶油”赚钱能力比不上一家工行在另外两家的营收表现，中石油和中石化都是微增。2013年，中海油营收总额为2264.45亿元，中石油营收总额为22581.24亿元，中石油规模最大营收总额最多为28803.11亿元，“三桶油”总营收达到53648亿元，三者营收趋势都出现正增长。净利润方面，中石油净利润为1295.99亿元，中石化净利润为671.79亿元，加上中海油的564.6亿元，合计2532亿元，平均日赚6.94亿元。三桶油曾经在2011年赚钱能力最强，当时日均能净赚7.1亿元，而在2012年三者平均日赚为6.6亿元。如今，市场平稳之下，三者上年的净利润之和还不及中国工商银行一家的2630亿元。二、页岩气开采及LNG相关行业2013年涉及到页岩气开采及LNG相关行业的上市公司33家。从收入情况看：紫金矿业、湖北能源以及辽宁成大主营业务收入居于行业前三位，三家企业收入均超过百亿元，紫金矿业收入近500亿元。从收入增速情况看，海越股份、中天城投以及惠博普增速居于前三位，分别为135.88%、113.16%、86.5%。吉电股份、湖南发展、华银电力、山东墨龙、煤气化五家公司2013年收入增速为负增长。从净利润情况看，紫金矿业、中天城投、杰瑞股份以及湖北能源净利润额较大，分别达到21.25亿元、10.81亿元、9.85亿元、9.44亿元；而山东墨龙2013年没有实现盈利，亏损1.76亿元。从净利润增速情况看，海越股份、海默科技、中天城投、煤气化、中捷股份、吉电股份以及富瑞特装净利润增速较高，均超过100%，海越股份甚至达到1066.3%，海默股份达到605.13%。从毛利率和利润率状况看，潜能恒信、吉艾科技以及恒泰艾普毛利率和利润率都较高，毛利率均超过50%，利润率超过20%。山东墨龙毛利率和利润率均较低。三、燃气生产和供应业2013年涉及到燃气生产和供应相关行业的上市公司7家。仅申能股份主营业务收入超过百亿元，利润额超过十亿。深圳燃气2013年主营业务收入同比负增长，大众公用2013年利润负增长。新疆浩源和领先科技毛利率和利润率较高，毛利率分别达到49%、39%。利润率达到29.91%、17.88%。99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告第二节天然气开采一、中石油（一）企业简介中国石油天然气集团公司（ChinaNationalPetroleumCorporation，英文缩写“CNPC”，中文简称“中石油”）是国有重要骨干企业，是以油气业务、工程技术服务、石油工程建设、石油装备制造、金融服务、新能源开发等为主营业务的综合性国际能源公司，是中国主要的油气生产商和供应商之一，2012年在世界最大50家石油公司综合排名上升至第4位，财富500强位居第6位，在国际石油领域的影响力得到进一步提升。公司实施资源战略、市场战略和国际化战略，目标是到2015年基本建成综合性国际能源公司，2020年全面建成世界水平的综合性国际能源公司。业务领域涵盖：油气业务：勘探与生产、炼油与化工、销售、天然气与管道。工程技术服务：物探、钻井、测井、井下作业。石油工程建设：油气田地面工程、管道施工、炼化装置建设。石油装备制造：勘探设备、钻采装备、炼化设备、石油专用管、动力设备。金融服务：资金管理、金融保险。新能源开发：非常规油气资源、生物质能等可再生能源。（二）企业经营状况1、公司整体经营状况2013年，中国石油的营业额为人民币22,581.24亿元，比2012年的人民币21,952.96亿元增长2.9%，主要原因是天然气价格上升以及天然气、汽油等产品销售量增加。2、天然气相关板块经营状况（1）勘探与生产业务国内勘探业务：2013年，中国石油持续推进储量增长高峰期工程，突出重点盆地和目标区带，强化预探和整体评价，加快非常规资源勘探。在四川盆地、鄂尔多斯盆地、塔里木盆地取得一批重要成果，在准噶尔盆地、柴达木盆地、渤海湾盆地等油气勘探获得重要发现，勘探业务势头良好，其中四川盆地天然气勘探获重大突破，安岳气田磨溪区块寒武系龙王庙组新增天然气探明储量1,875亿立方米，是目前我国发现的单体规模最大的特大型海相碳酸盐岩整装气藏。国内生产与开发业务：2013年，中国石油努力挖掘原油生产潜力，加快新建产能投产，深入开展注水专项治理，大力推进“二次开发”99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告和重大开发试验，国内原油产量再创新高。天然气业务围绕重点气区，突出关键环节，科学组织生产运行，实现全年按计划安全平稳运行，天然气产量保持快速增长。大庆油田保持油气当量产量4,000万吨以上稳产；长庆油田油气当量产量达到5,195万吨、高质量高水平建成“西部大庆”；“新疆大庆”和川渝气区建设按计划推进。海外油气业务：2013年，中国石油海外新项目开发获得重大进展，成功收购美国康菲石油公司西澳大利亚海上天然气和陆上凯宁盆地页岩气项目部分权益、澳大利亚必和必拓公司西澳大利亚布劳斯项目全部权益以及埃克森美孚公司伊拉克西古尔纳-1项目25%工作权益；与巴西国家石油公司全资附属公司签订收购巴西能源秘鲁公司全部股份的协议。海外油气勘探坚持整体研究、整体部署，重点探区成果进一步扩大。油气开发深入实施注水、水平井和提高采收率三大工程，推动实现鲁迈拉油田上产，加快哈法亚、阿克纠宾等项目产能建设。2013年，海外业务实现油气当量产量136.5百万桶，占中国石油油气当量总产量9.8%。（2）天然气与管道业务2013年，中国石油天然气销售统筹自产气、进口气和煤制气等多种资源，充分发挥LNG接收站、储气库和管存调节能力，优化市场资源流向，突出重点地区和高端市场，加强需求侧管理，不断提高销售的质量和效益。重点管道建设稳步推进，西气东输三线霍尔果斯—连木沁段、中卫—贵阳联络线、唐山LNG以及兰州—成都原油管道、兰州—郑州—长沙成品油管道长江以南段等建成投产，西气东输三线东段及锦州—郑州成品油管道按计划推进。同时，中国石油创新管道合资合作模式，将部分管道净资产及其业务纳入合资合作，引入保险、产业基金等社会资本，对于实现资产轻量化、推进油气业务发展具有重要意义。2013年末，中国石油国内油气管道总长度为71,020公里，其中：天然气管道长度为43,872公里，原油管道长度为17,614公里，成品油管道长度为9,534公里。（三）重点项目2013年，中国石油立足七大盆地，突出抓好重点领域风险勘探，继续推进致密油勘探，努力获取规模发现和新的战略接替；科学组织油气开发，加快重点产能项目建设，扩大老油田二次开发规模，抓好重大开发试验工业化推广，推进致密油藏开发，不断提高开发水平。2013年“新疆大庆”和川渝气区建设项目按计划推进。99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告2013年，中国石油海外新项目开发获得重大进展，成功收购美国康菲石油公司西澳大利亚海上天然气和陆上凯宁盆地页岩气项目部分权益、澳大利亚必和必拓公司西澳大利亚布劳斯项目全部权益以及埃克森美孚公司伊拉克西古尔纳-1项目25%工作权益；与巴西国家石油公司全资附属公司签订收购巴西能源秘鲁公司全部股份的协议。海外油气勘探坚持整体研究、整体部署，重点探区成果进一步扩大。油气开发深入实施注水、水平井和提高采收率三大工程，推动实现鲁迈拉油田上产，加快哈法亚、阿克纠宾等项目产能建设。2014年．中国石油将推进新疆、塔里木、西南等油气田的上产和煤层气、页岩气等非常规资源的开发工作。海外深入推进中东、中亚、美洲、亚太等合作区的油气开采工作，确保产量较快增长。（四）核心竞争力分析作为我国乃至全球最具竞争力的石油公司，中国石油在油气资源储备上具有显著优势，同时公司通过不断扩大产业规模、完善产业结构和一体化产业链，获得了持续稳定的增长。（1）资源确定核心竞争力，可开采油气储量达世界前列中国石油是我国最大的原油和天然气生产商，其勘探与生产业务在我国油气行业中占据显著优势，勘探与生产业务不仅是中国石油最主要的盈利来源，而且确立了公司长期发展的最核心竞争力。我国的石油勘探生产主要由中国石油、中国石化、中海油等三大公司开展。三大公司油气产量与全国油气产量之比在最近三年约在90%以上。其中，中国石油的油气储产量均处于主导地位。中国石油实施油气并重、加强国内、扩大境外、拓展海域、增强储备、发展替代的发展战略，并已取得了显著成效。一些重大油气资源，如冀东南堡油田的发现，延续并扩大了中国石油在油气资源拥有量方面的领先优势。中国石油拥有国内最大规模油气输送管网和广泛的原油成品油批发销售网络，将公司的油气资源所在地、主要消费地连接成网，覆盖全国26个省、直辖市及自治区，是重要的基础战略资源。具有显著优势的油气资源，不仅牢牢确立了中国石油作为我国最大油气生产和销售商的市场地位，更赋予了中国石油显著的长期竞争力，为跻身于世界石油巨头的国际化计划提供了坚实的基础。（2）上下游一体化，有效抵御风险为了应对竞争日益激烈的国际环境，与国际石油巨头相比肩，中国石油加快实施资源、市场和国际化三大战略。99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告中国石油的经营涵盖石油石化行业的各个关键环节，从上游的原油天然气勘探生产到中下游的炼油、化工、管道输送及销售，形成了优化高效、一体化经营的完整业务链，极大地提高了中国石油的经营效率，降低了成本，增强了公司的核心竞争力和整体抗风险能力。（五）公司发展战略2014年，中石油将继续深入实施资源、市场、国际化三大战略，坚持有质量有效益可持续发展方针，突出发展油气主营业务，强化创新驱动，努力保持生产经营平稳向好。在勘探与生产业务方面，中石油将坚持把资源战略放在首位，立足七大盆地，突出抓好重点领域风险勘探，继续推进致密油勘探，努力获取规模发现和新的战略接替；科学组织油气开发，加快重点产能项目建设，扩大老油田二次开发规模，抓好重大开发试验工业化推广，推进致密油藏开发，不断提高开发水平。在天然气与管道业务方面，中石油将优化用户结构，加强管网调度运行，突出长三角、珠三角、环渤海、川渝等高端市场，合理推进新建管道市场开发和新增用户投产，努力提高市场应对能力；加强已投产储气库运行管理和新储气库建设投产工作，提高储备调峰和应急保障能力；精心组织重点管道建设，努力实现进口气顺利引进和国内资源平稳输送。在国际业务方面，中石油将深入推进海外五大油气合作区、四大油气战略通道和三大油气运营中心建设，实现规模优质发展；突出抓好重点项目勘探开发，加快新签项目实施，确保储量产量较快增长；优化国际贸易资源渠道和国际营销网络布局，增强资源优化配置能力和国际化运作水平。二、中石化（一）企业简介中国石油化工股份有限公司（简称“中国石化”）是中国最大的一体化能源化工公司之一，是国内最大的石油产品和主要石化产品生产商和供应商，也是第二大原油生产商。中国石化主要从事石油与天然气勘探开发、开采、管道运输、销售，石油炼制、石油化工、化纤、化肥及其他化工生产与产品销售、储运业务。公司实施资源、市场、一体化和国际化战略，正努力建设成为具有较强国际竞争力的跨国能源化工公司。（二）企业经营状况2013年，中石化实现油气产量4.42亿桶，同比增长3.37%；实现原油加工量2.32亿吨，同比增长4.81%；汽油产量4556万吨，同比增长12.36%；柴油产量7740万吨，同比增长0.01%；乙烯产量998万吨，同比增长5.59%。99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告2013年，公司天然气产量186.97亿立方米，同比增长10.40%，已连续四年实现两位数增长。天然气产量的提升，也推动天然气在公司油气产量中的占比逐年提升，其占比已从2009年不足15%，提升至2013年接近25%。预计公司天然气产量仍有望保持两位数增长。近两年随着公司在重庆涪陵页岩气区块的顺利展开，非常规天然气将成为公司天然气产量的有效补充，从而推动公司天然气业务继续快速增长。天然气产量的增长，以及气价上调预期，将推动公司油气开采业务板块继续保持高盈利。表1中国石化年度经营数据（油气产量）单位20092010201120122013同比原油产量万吨4650.994609.154525.364616.524673.91.24%天然气产量亿立方米84.68125146.44169.36186.9710.40%油气当量产量百万桶380.05401.42407.91427.95442.383.37%原油/油气当量86.89%81.67%78.87%76.71%75.13%天然气/油气当量13.11%18.33%21.13%23.29%24.87%资料来源：公司2009-2013经营数据公告（三）重点项目2013年中国石化勘探和开发板块资本支出人民币887.82亿元，主要用于华北鄂南致密油、胜利西部浅层稠油、塔河油田新区、西南元坝及华北大牛地气田等油气产能建设，LNG及天然气管道建设项目以及海外安哥拉18区块项目，新建原油生产能力580万吨/年，新建天然气生产能力24.4亿立方米/年。2014年中国石化重点推进涪陵页岩气及延川南煤层气示范项目，胜利油田、西北塔河、元坝、大牛地、川西等油气产能建设，LNG及天然气管道建设项目以及海外区块项目。（四）核心竞争力分析油气勘探开发的特有优势。公司既有以胜利油田为代表的东部老油田在石油地质研究、精细勘探开发技术、工程技术等方面的优势，又有新星石油队伍在区域地质研究、盆地评价、预探发现等方面的人才和技术优势。国际贸易的优化保障优势。公司已在全球范围内建立了多元化油气进口渠道和网络体系，具备了一定的国际市场运作能力。（五）公司发展战略中国石化面对激烈的市场竞争提出“拓展市场、扩大资源、降本增效”的经营战略。“拓展市场”就是要进一步充分利用一切可利用的外部环境，充分挖掘和运用企业内部的资源，扩大产销规模、提高现有产品的市场占有率，努力开发新产品、新市场并扩大经营规模，实施拓展经营。“扩大资源”就是要在相当长的一段时期内要把增加接替资源作为工作的重中这重。因此，中国石化一方面提高勘探开发水平，增加储量，提高产量，另一方面实施“走出去”战略，加入到国际油气资源勘探开发的行列中去。“99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告降本增效”是当前最紧迫的任务。成本是市场竞争的关键因素，是企业竞争力的基础。成本费用的居高不下是长期以来影响企业实现跨越式发展的重要因素。公司提出要切实依靠科技进步，科学管理和深化改革，大力降耗压费，节约开支，把成本降下来。三、中海油（一）企业简介中国海洋石油总公司（简称“中国海油”）是中国国务院国有资产监督管理委员会直属的特大型国有企业，也是中国最大的海上油气生产商。公司成立于1982年，注册资本949亿元人民币，总部设在北京，现有98750名员工。自成立以来，中国海油保持了良好的发展态势，由一家单纯从事油气开采的上游公司，发展成为主业突出、产业链完整的国际能源公司，形成了油气勘探开发、专业技术服务、炼化销售及化肥、天然气及发电、金融服务、新能源等六大业务板块。近年来，通过成功实施改革重组、资本运营、海外并购、上下游一体化等重大举措，企业实现了跨越式发展，综合竞争实力不断增强。（二）企业经营状况2013年，全年生产原油6684万吨，天然气196亿立方米，其中我国近海生产原油3938万吨，天然气107亿立方米。中国海油在大力开发海上天然气、继续保持中国LNG市场领军地位的同时，积极进军非常规天然气领域。2013年，公司在国内生产天然气111亿立方米，其中海上天然气106.7亿立方米，煤层气4.3亿立方米。2013年进口LNG（液化天然气）1301万吨，累计进口LNG总量突破5000万吨，LNG汽车加注业务快速发展，成为新的业务增长点。煤制气项目已经立项，前期环境保护和循环经济的基础研究已经完成。2013年，公司平均平均实现天然气价为每千立方英尺5.78美元，同比上升0.2%。公司油气销售收入同比增长16.3%，达人民币2,264.5亿元，净利润为人民币564.6亿元。为增加能源供给，公司在巩固沿海已有供应网络的基础上，把网络节点延伸至安徽、河北、福建等地；加大加油站、加气站、储油库、LNG接收站和天然气管网等设施的开发和建设力度。截至2013年底，公司已有加油站445座、加气站144座、油库116万立方米、天然气管线3416公里；年接收能力350万吨的珠海LNG接收站于2013年10月投产；作为中国最大的LNG供应商，中国海油已经在沿海需求最旺盛的地区建成了5座LNG接收站，形成了2480万吨/年的接收能力。（三）重点项目2013年，中海油共有7个新项目陆续投产，流花19-5也于2014年年初投产。99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告其中，荔湾3-1气田是中国海上第一个大型深水气田，绥中36-1二期调整项目，成为中海油对在产油气田进行综合调整的又一成功例证，显示了公司中国海域在产油田的巨大潜力。2014年内，中海油将有7至10个新项目投产。其中，位于渤海海域的自营油田群垦利3-2与合作油田秦皇岛32-6综合调整项目，预计高峰日产量分别约为3.7万桶油当量及3.6万桶油当量；位于珠江口盆地的恩平24-2油田预计高峰日产量约为4万桶。中海油持有36.5%权益并担任作业者的英国北海GoldenEagle油田预计于2014年底投产，高峰日产量约为7万桶油当量。2014年，中海油预计全年约20个新项目在建。（四）核心竞争力分析1、人才优势中海油人均创利在国资委企业中排第一位，在国际上也处于领先地位，2006年人均创利达到114.5万元。从人均劳动生产率来看，2006年每投在员工身上一元钱，可以产出12元的利润。这反映了员工素质和效率不断提高，这是中海油打造国际竞争力、保持高速增长的关键所在。2、成本控制优势成本控制能力。这是中海油竞争力的另一体现。中海油是全世界唯一一家以海洋石油作为主要业务的石油公司，90%的产量来自海上。但是，海洋石油的成本是陆地的5到10倍。如何在国际同类石油公司中保证中海油的成本竞争力、提升净资产回报率？主要是靠自主创新。与西方的公司不同，中国国企的特色在于从组织结构到生产方式上有自己的特色。其实，人员成本只占总成本很小的一部分。我们可以利用对国企的改造，在改造过程中实现管理创新和技术创新，实现效率的成倍提高。3、产业链优势中海油真正从一个纯上游公司变成了综合性的石油公司，实现上下游一体化。（五）公司发展战略2014年1月20日，中国海洋石油有限公司（中海油）公布了公司2014年的经营策略和发展计划。2014年，公司的净产量目标为422至435百万桶油当量，其中收购尼克森公司带来的净产量约为69百万桶油当量。公司2013年净产量约为412百万桶油当量，其中收购尼克森公司带来的净产量约为61百万桶油当量。年内，公司将有7至10个新项目投产。其中，位于渤海海域的自营油田群垦利3-2与合作油田秦皇岛32-6综合调整项目，预计高峰日产量分别约为3.7万桶油当量及3.6万桶；位于珠江口盆地的恩平24-2油田预计高峰日产量约为4万桶。公司持有36.5%权益并担任作业者的英国北海Golden99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告Eagle油田预计于2014年底投产，高峰日产量约为7万桶油当量。2014年，公司工程建设任务饱满，预计全年约20个新项目在建。期内，公司全年勘探工作量充实，计划钻探约155口勘探井，采集二维地震数据约2.67万公里及三维地震数据约1.94万平方公里。年内，公司将继续加强深水勘探作业。公司2014年的储量替代率目标为100%以上。2014年，为加大勘探开发力度以支持可持续增长，公司的资本支出预计将达到1,050至1,200亿元人民币（尼克森资本支出约占19%），其中，勘探、开发和生产资本化投资分别约占19%、65%和14%。公司预计这些投资将有力支持本公司未来的产量和储量增长。2014年，在行业成本上升的压力下，公司将通过切实有效的资本开支计划，确保资金的有效利用，以支持公司未来的发展。第三节LNG行业一、广汇能源（一）企业简介广汇能源股份有限公司的前身为新疆广汇实业股份有限公司，成立于1999年，2000年5月公司股票在上海证券交易所上市。公司2002年进行产业结构调整，相继进入液化天然气、煤化工和煤炭开发、石油天然气勘探开发领域，2012年成功转型为专业化的能源开发上市公司，同年6月5日公司正式更名为广汇能源股份有限公司。截止2013年9月，公司拥有总资产286亿元，员工近7000名。自上市以来，广汇能源立足新疆本土及中亚丰富的石油、天然气和煤炭资源，确立了以能源产业为经营中心的产业发展格局，做强资源获取与资源转换，目前已形成了以LNG、煤炭、煤化工、石油为核心产品，能源物流为支撑的天然气液化、煤化工、石油天然气勘探开发三大业务板块。拥有两个油气田（哈国斋桑油气区块南伊玛谢夫油气区块）、两个原煤和煤化工基地（新疆淖毛湖和富蕴）、三个LNG工厂（新疆鄯善LNG、淖毛湖LNG、吉木乃LNG）。广汇能源现已发展成为国内经营规模最大的陆基LNG供应商，成为国内唯一一家同时具有煤、油、气三种资源的民营企业。广汇能源承担“国家863计划中重型LNG运输车辆开发项目”，加快推进LNG、L-CNG加气站及配套服务体系建设，利用科技创新优势率先在中重型货运卡车上推广使用公司生产的LNG环保燃料，形成了LNG燃料中重型车辆的产业化推广路径，为中国清洁能源汽车产业发展和地区节能减排发挥重要作用。99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告（二）企业经营状况1、公司整体经营业绩2013年，广汇能源实现营业收入48.05亿元，同比+29.34%；营业毛利率36.09%，同比提高4.56个百分点；期间费用率17.20%，同比提高5.36个百分点；净利润率15.63%，同比下降10.32个百分点；归属母公司净利润7.51亿元，同比-22.09%。公司2013年业绩低于预期的主要原因是：（1）哈密煤化工项目恢复生产后，产能利用率大幅低于预期；（2）煤化工和吉木乃LNG项目致借款财务费用高企——4.49亿元，同比增长243%——侵蚀利润；（3）煤价下行与开采成本提高影响公司煤炭板块利润贡献。2、天然气及LNG板块经营情况就公司天然气领域看：2013年是天然气业务迅猛增长的一年。通过5年的不懈努力，中哈萨拉布雷克-吉木乃天然气管道于6月20日正式通气，实现了民营企业从境外拿回油气资源零的突破，为贯彻国家能源战略、建设丝绸之路经济带迈出开创性的第一步，具有里程碑式的示范意义。吉木乃工厂高效做好了通气前的准备工作，顺利接收气源并持续稳定生产。启动LNG分销转运站项目有序推进，与世界一流企业壳牌（中国）签订合作框架协议，获得当地政府大力支持，为开辟华东天然气市场奠定坚实基础。中卫LNG转运分销基地土建已经完工，正在进行设备安装。积极开辟天然气市场，新建LNG加注站35个，在全国50个城市建立了燃气项目，供应居民户数已达18.76万户，为清洁能源的推广做出了积极贡献。公司哈密煤化工LNG项目于2012年12月产出合格产品，虽然2013年煤化工LNG生产因事故停产半年，但2013年一季度的正常生产以及四季度的恢复性生产带来公司LNG产量增长；此外公司吉木乃LNG工厂于2013年8月正式进入全面生产阶段，在以上LNG项目投产的带动下，LNG产量和业绩大幅增长。2013年全年广汇能源完成LNG销售6.43亿方（含哈密新能源LNG销售量），同比增长104.78%；天然气业务实现毛利6.96亿元，同比增长59.15%；毛利率同比提高0.8个百分点。表12011-2013年广汇能源天然气业务经营状况2011201220132013同比营业收入（万元）130857.1134529.79208947.955.32%毛利（万元）37744.0343758.8269640.6559.15%毛利率（%）28.8432.5333.330.80个百分点数据来源：公司年报99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告（三）重点项目1、LNG生产基地广汇能源目前建成的LNG生产基地共有三个：鄯善LNG、哈密煤化工LNG、吉木乃LNG。以上三个LNG项目的生产规模均达到5亿方/年，公司拥有的LNG生产总规模达到15亿方/年。2012年公司LNG销量3.14亿方，2013年上半年LNG销量则达到2.68亿方，同比增长42.34%。在公司哈密煤化工LNG项目复产、吉木乃LNG项目投产、公司LNG分销转运基地及加注站逐步建设的情况下，公司LNG销量未来将快速增长。表1广汇能源LNG工厂概况项目地点吐鲁番地区鄯善县哈密地区伊吾县淖毛湖镇阿勒泰地区吉木乃县托普铁热克镇负责单位新疆广汇液化天然气发展有限责任公司新疆广汇新能源有限公司新疆吉木乃广汇液化天然气发展有限责任公司公司持股比例98.12%94%90%（未来100%）规模5亿方/年5亿方/年5亿方/年气源中石油吐哈油田哈密煤化工项目哈萨克斯坦斋桑进口天然气投产时间2004年9月2013年1月2013年8月数据来源：公司公告S鄯善LNG项目：2002年4月，广汇能源投资15.75亿元（含运输车队投资）在鄯善建设了年加工天然气5亿立方米的LNG项目，并于2004年9月运营，产品主要用于工业燃气、民用气、城市调峰、汽车燃料等。同时公司同中石油吐哈油田签订年供气5.2亿立方米“照付不议”天然气买卖合同，合同期限为15年，自2003年12月1日起至2017年12月31日止，为鄯善LNG项目提供气源保障。2013年上半年，鄯善LNG工厂平均进气量达108万方/日，与上年同期进气量基本持平；平均产成率为84.03%。哈密煤化工LNG项目：利用哈密煤化工项目产出的甲烷气制备LNG，2012年12月煤化工项目甲烷分离装置及原料气压缩机开车投料，并产出合格LNG产品。煤化工项目于2013年4月发生火灾事故停产，于2013年9月全面恢复试生产。吉木乃LNG项目。2010年2月，广汇能源投资6.47亿元在新疆阿勒泰地区吉木乃县建设年加工天然气约5亿立方米的LNG工厂。项目所需气源全部来自公司在哈萨克斯坦斋桑地区开采的天然气，通过与之相配套的跨境天然气输气管道输送到吉木乃LNG工厂，所产LNG产品主要用于新疆中重型车用LNG燃料和居民用气。2013年6月，中哈跨境天然气管道正式通气，吉木乃LNG工厂于8月正式进入全面生产阶段，进气量达到100万方/日，目前吉木乃LNG工厂进气量已达140万方/日。目前吉木乃LNG项目由“新疆吉木乃广汇液化天然气发展有限责任公司”（简称“吉木乃天然气”99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告）负责，目前广汇能源持有吉木乃天然气公司90%股权。根据2013年9月广汇能源下属子公司与Cazol公司以及CAOG公司等签署的系列协议，广汇能源拟通过控股子公司新疆广汇液化天然气发展有限责任公司以1000万美元现金对价回购吉木乃天然气公司10%股权，从而实现100%控股。2、2013年重点项目新疆广汇准东喀木斯特40亿方/年煤制天然气项目：2013年9月，国家发展和改革委员会下发发改办能源【2013】2309号文件，同意新疆准东煤制气示范项目开展前期工作，2013年10月，国家发展和改革委员会下发发改能源【2013】1939号文件，原则同意以新疆富蕴广汇矿业有限公司为主体，在喀木斯特矿区建设大型煤矿为主的开发思路。2013年12月《新疆富蕴广汇新能源有限公司新疆广汇准东喀木斯特40亿方/年煤制天然气项目可行性研究报告》通过董事会、股东大会审议。其它各项前期工作进展顺利，项目配套的水利枢纽工程已全线贯通，目前准备试通水的调试工作。宁夏中卫LNG转运分销基地工程：2013年8月14日完成了LNG转运分销基地土地使用权挂牌；9月2日，与中卫市国土局签订合同；9月25日取得土地证。目前，土建工程完成总工程量的三分之二，液化区装置设备基础、火炬基础、储罐围堰、室外管网等土建工程已于2014年3月7日开工建设；安装工程完成过半，储罐安装已完成，准备水压试验；液化厂设备安装按计划进行。江苏南通港吕四港区LNG分销转运站工程：该项目于2014年3月27日取得江苏省发改委项目核准批复，各项前期审批手续全部办理完毕。施工进展顺利，陆域30万平米地基处理施工全部完成，水域试桩工程全部完成，陆域、水域的详勘全部完成。2013年11月5日与壳牌（中国）有限公司签署了就启东LNG接收站项目订立的合作框架协议，尽职调查工作已基本结束，目前正在开展下一步合作的实质性推进工作。（四）核心竞争力分析1、充足的、高质量的能源资源储备优势公司立足新疆，面向中亚，已经陆续取得煤炭、石油、天然气三种基础能源资源，并且在同类资源中以数量充足、优质稀缺、成本低廉占据全面主动优势。（1）数量充足：东哈州斋桑油气区块位于哈萨克斯坦的东哈萨克州，紧邻新疆吉木乃县，合同区面积8326平方公里。根据国际储量评估公司（NSAI）2011年11月储量评估报告的评估结果：斋桑原油资源量为11.639亿吨，天然气资源量为1254亿方。南依玛谢夫油气项目合同区块总面积为1272.6km2，位于哈萨克斯坦阿特劳州，盐下储层风险前总资源量为：最佳资源量1922.5×108m3天然气，8000（平均）×104t油（当量）；盐上储层风险前总资源量为：最佳资源量6375×104t油（当量）。（299 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告）优质稀缺：斋桑油气勘探项目具有得天独厚的地缘优势，区块位于哈萨克斯坦东部，靠近新疆吉木乃地区，项目为以稠油为主，天然气为辅，目前已有勘探发现，资源较落实，仍有继续勘探潜力，属油气一体化项目。南伊玛谢夫项目优势在地质上位于滨里海盆地，附近有俄罗斯的阿斯特拉罕巨型凝析气田、伊玛谢夫凝析气田、让拜气田等。合同区块所处区域具有良好的基础设施，里海原油管道联合体（CPC）输油管道、阿特劳-高加索输气管道和铁路均穿过合同区北部。2、巨大、深远的能源产品市场空间优势我国经济的持续高速增长，依赖于各类能源的稳定供给，能源供、需总量仍将随经济增长而继续攀升。我国化石能源资源禀赋属于“贫油、少气、相对富煤”，这决定了我国长期以来能源生产和消费“以煤为主，油气为辅”的格局在未来十年内不会有较大变化，未来能源需求缺口仍将逐步增大，整体能源对外依存度将持续攀升。新疆“煤、油、气”资源丰富，位居我国前列，煤炭预测储量占全国的40%以上，石油占28%，天然气占30%。未来十年，新疆作为我国能源战略储备基地和接续区，以及能源运输通道的重要地位会日益突出。近期，新疆作为新丝绸之路经济带的重要区位已经明确，石油、煤炭、天然气、煤化工等产品随管道建设及铁路运力完善而增加已成必然；从能源安全及战略两方面考虑，新疆未来将尽量满足国内需求，成为能源增产主力军。在此大前提下，公司全面进军能源产业并发挥作用，相对应的将是能源产品巨大、深远的市场发展空间，在混和所有制经济的大力推动与发展进程中，公司相关的“煤、气、油”能源各板块都将面临难得的历史性发展机遇。3、完整、配套的能源全产业链供应优势公司采取的大能源、大物流、大市场战略，能够确保公司产业链从上游资源获取、中游加工利用到下游物流通路的整体保障。通过数年的努力，公司在上游投资建设疆内煤炭综合开发基地和境外油气综合开发基地已初见成效，煤炭开采已具备规模；在中游通过自建公路快速投入疆煤东运，建成贯通中哈跨境天然气管线，控股修建红淖三铁路，在甘肃酒嘉地区、宁夏中卫、江苏启东投资建设物流中转基地等举措完善通路；在下游加大力度建设LNG加注站点、推广LNG重卡运输车辆，已经基本具备从上游资源勘探开发、中游资源加工转换和物流中转运输（铁路、公路、油气管网、物流基地、中转码头），一直到下游终端市场销售的完整能源产业链布局。（五）公司发展战略结合能源产业的实际，广汇能源今后一个时期的战略发展方向是，致力于能源开发全产业链经营模式，重点做好“四个三”工程：开发三种资源：煤炭、天然气、石油；打造三个基地：东疆煤炭综合开发基地，北疆煤炭综合开发基地，哈萨克斯坦油气综合开发基地；建设三个园区：甘肃酒嘉、宁夏中卫、江苏启东；打通三条通道：淖柳公路、红淖铁路、中哈跨境管线。99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告2014年广汇能源将加大市场开拓力度，加快分布式能源布局，加大城市燃气项目的开发力度，2014年底预计建成91座，累计站点总数达到213座。采取各种保障措施，确保吉木乃、鄯善、淖毛湖工厂按计划持续供气。二、安彩高科（一）企业简介河南安彩高科股份有限公司是国家重点高新技术企业，曾是中国最大的彩色玻壳生产基地。公司股票于1999年在上海证交所上市（股票代码600207），第一大股东是河南投资集团有限公司。公司现有员工2400余名，拥有博士后科研工作站及国家级企业技术中心。主要产销太阳能光伏超白压延玻璃、优质浮法玻璃、TCO玻璃、节能玻璃、液化天然气、压缩天然气等产品。（二）企业经营状况2013年，安彩高科实现销售收入17.56亿元，合并净利润995万元。其中：公司天然气、管道运输业务销售收入为8.00亿元，较2012年增加9%，原因为公司新拓展下游用户和增加LNG零售量。表12013年安彩高科经营业绩状况分产品营业收入（亿元）营业成本（亿元）毛利率营业收入比上年增减（%）营业成本比上年增减（%）毛利率比上年增减（%）天然气、管道运输87.1610.519.388.09增加1.06个百分点光伏玻璃6.425.6711.7755.0533.09增加14.56个百分点浮法玻璃3.083.1-0.774.6929.56增加35.08个百分点数据来源：公司年报（三）重点项目2013年10月，安彩高科发布公告称公司拟建设的50万方液化工厂项目，项目计划投资27227.90万元（不含土地成本，该项目拟建于原募投项目已购的土地上），全部使用募集资金投入，生产的产品为液化天然气（又称“LNG”）。项目设计生产能力为日处理天然气50万立方米，主要装置为天然气的净化和液化装置、LNG的储存设施和LNG的装车装置，项目建设期24个月（含可行性研究报告编制时间）。投资估算为27227.90万元，其中：固定资产投资为26469.66万元，铺底流动资金为758.24万元。建成后预计年销售收入为64008.31万元，年利税总额为3,267.48万元，年税后利润为2067.02万元，投资收益率9.50%，投资回收期9.62年。99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告（四）核心竞争力分析安彩高科在天然气及LNG领域的核心竞争力主要在于以下几个方面：1、资源、能源优势公司控股子公司安彩能源经营西气东输豫北支线天然气管道运输业务，气源供给方为中石油，优质稳定的气源供应为公司持续稳定发展提供了保障。2、人才优势随着燃气业务的不断拓展，公司在管线经营、液化工艺以及终端业务等领域培养了相当一部分燃气专业技术人才，这个平台能够为后续发展项目提供人员培训和人才培养，给项目建设运营提供了人才保障。3、市场优势公司推广LNG零售业务以来，LNG零售量逐月增长，安彩燃气业务在安阳及豫北区域已具备了一定的品牌效应及市场基础，随着公司LNG加气站布点规划的落实，将为终端销售提供强大的市场支撑。（五）公司发展战略公司坚持在新能源和节能领域的发展方向，加大在天然气领域的投资，布局零售终端，完善包括管网、液化工厂、加液站在内的天然气产业链，提高天然气板块盈利能力。对于现有玻璃板块，通过技改、优化产品结构、开拓市场等方法减亏扭亏。三、昆仑能源（一）企业简介昆仑能源有限公司总部设于香港，是在（英属）百慕达注册成立，在香港联合交易所主板上市，由中国石油天然气股份有限公司控股的国际性能源公司，股票代码00135.HK，为恒生中资企业指数成分股之一。公司目前主要业务涵盖油气田勘探开发、天然气终端销售和综合利用等，其中油气田勘探开发业务分布在中国大陆、哈萨克斯坦、阿曼、秘鲁、泰国、阿塞拜疆等6个国家；天然气终端销售和综合利用业务主要分布于中国大陆。昆仑能源致力于发展成为中国最大的从事天然气终端销售业务的企业。公司坚持走节能减排，绿色发展之路，大力发展以低碳为特征的清洁能源和新能源业务，在保持原有的油气田勘探开发业务平稳运行的前提下，积极推动天然气终端销售和综合利用业务的快速壮大，重点发展液化天然气（LNG）业务，实施“以气代油”的战略，努力开拓天然气利用的高端市场。99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告（二）企业经营状况2013年，昆仑能源实现销售收入434.30亿港元，本公司股东应占溢利68.51亿港元，分别较上年增加104.77亿港元及3.33亿港元，增幅分别为31.79%及5.11%；本年度国际原油价格回落，致勘探与开发业务收入有所减少。天然气业务大幅增长，为本集团销售收入及溢利提供贡献。1、天然气销售2013年，昆仑能源天然气销售量为61.14亿立方米，较上年增加16.37亿立方米或36.56%。天然气销售收入为220.73亿港元，较上年增加91.84亿港元或71.25%，占本集团整体销售收入的50.82%；税前溢利为20.43亿港元，较上年增加0.84亿港元或4.29%；天然气销售量和收入实现了快速增长。2013年，昆仑能源LNG“以气代油”业务持续拓展。优先推广LNG在城市公交、重卡和内河船舶上的应用。新推广LNG汽车4万余辆，已累计推广LNG汽车8万余辆；建成投运LNG加注站6百余座；在长江及京杭运河等水域上开展LNG船舶先导性试验。2、LNG加工厂2013年，昆仑能源进一步加强陆上LNG生产与供应，新投运河北霸州LNG加工厂、新疆和田LNG加工厂和辽宁盘锦LNG加工厂，使本集团LNG加工能力达到588万方/日。山东泰安（260万方/日）及湖北黄冈（500万方/日）两个LNG加工厂预计二零一四年年内投产。3、LNG接收站2013年，昆仑能源所属的江苏LNG接收站和大连LNG接收站共接卸48船LNG，合计489万吨，气化、装车量大幅增长，实现销售收入25.12亿港元，较上年增加5.96亿港元或31.11%，占本集团整体销售收入的5.78%；两大LNG接收站为本集团在东南地区的LNG“以气代油”业务提供了资源保障。4、天然气管道2013年，昆仑能源天然气管道业务实现销售收入117.87亿港元，较上年增加5.32亿港元或4.73%，占本集团整体销售收入的27.14%；天然气管输量为249.79亿立方米，较上年增加15.05亿立方米或6.41%。（三）重点项目1、昆仑能源乌海市焦炉煤气制液化天然气项目投产成功2014年1月6日99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告，内蒙古乌海市焦炉煤气节能减排综合利用项目，乌海华气西来峰LNG工厂投产成功，标志着世界最大规模的焦炉煤气制液化天然气（LNG）装置开车成功。项目于2010年7月立项，2011年4月开工建设，历时32个月投产成功。乌海市焦炉煤气节能减排综合利用项目，由中国石油昆仑能源华油天然气有限责任公司投资建设，总投资47亿元。乌海华气西来峰LNG工厂位于乌海市海南区西来峰工业园区，占地330亩，日处理375万标准立方米焦炉煤气，日产100万标准立方米LNG。工厂投产后，每年可回收利用焦炉煤气15亿标准立方米，生产3.2亿标准立方米（约25万吨）LNG，年节省标煤94万吨，年减少二氧化碳排放104万吨，减少硫排放820吨；工厂生产的LNG代替柴油后，年减少二氧化碳排放23万吨，减少一氧化氮排放1775吨，减少二氧化硫排放5700吨。2、昆仑能源天然气加气站项目落户湖南吉首2013年11月23日，湖南吉首市公用事业管理局与昆仑能源（湖南）投资有限公司正式签订“天然气汽车加气站项目”合作意向书，此次双方合作的内容是在吉首市拟建两座汽车L-CNG加气站，可直接满足公交车和出租车用气，供气量1.5万立方米/日。使用天然气作为动力与使用汽油作为动力相比较，使用天然气汽车尾气中一氧化碳可减少97%，碳氢化合物减少72%，二氧化硫减少90%，噪音减少40%，导致人体呼吸道疾病及癌症的苯、铅粉等减少100%，同时可有效的降低公交和出租车的运营成本，使用天然气，公交车每里成本约为2元，出租车每公里成本约为0.42元。3、昆仑能源5亿元天然气长输管道项目预计2015年建成2012年，由昆仑能源投资有限公司总投资5亿元的天然气长输管道和天然气综合利用项目落户武城。该项目建设计划于2015年完成，期间将在武城县内铺设高压长输管道50公里，工业园区敷设次高压管线40公里，建成天然气分输站1座、储气规模2×100M3LNG调峰储备库1座、LNG加气站5座及LNG气化站5座。项目投产后年可实现销售收入8亿元，利税2亿元。（四）核心竞争力分析昆仑能源的控股股东——中国石油天然气股份有限公司（简称“中国石油”）是中国内地最大的石油和天然气的生产商和供应商，中国石油将其天然气业务作为战略性、历史性和成长性的业务来发展。天然气下游的终端销售业务，作为中国石油天然气产业链上的一个重要的价值实现环节，将由昆仑能源作为投资主体来发展。因此，公司将会在人才、技术和资源等诸多方面得到中国石油的大力支持，以期形成两公司在天然气资源的开采与市场销售协同发展的局面。（五）公司发展战略昆仑能源牢固树立全球化战略思维，准确把握国际国内天然气业务发展趋势，把LNG“以气代油”业务作为战略性、创新性工程进行整体规划，形成了以“22+4”资源建设规划和“7+3”终端销售网络建设规划为核心内容的LNG一体化发展战略。99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告“22+4”是指内陆22个LNG液化工厂和沿海4个LNG接收站规划；“7+3”是指在西北、华北、东北、华中、华东、西南、华南7个区域以及水运繁忙的“两江一河”实施LNG气化工程。目前，公司LNG“以气代油”业务产业链初具规模，LNG产能水平不断提高，终端销售网络稳步推进，LNG销售业绩快速增长。第四节燃气生产和供应一、深圳燃气（一）企业简介深圳市燃气集团股份有限公司（以下简称深圳燃气）是一家以城市管道燃气供应、液化石油气批发、瓶装液化石油气零售和燃气投资为主的大型燃气企业，创立于1982年，2009年12月25日，正式在上海证券交易所挂牌上市。目前，公司拥有总资产73.6亿元，净资产25.7亿元，年销售收入超过46亿元。深圳燃气抓住“天然气时代”的黄金契机，全面完成深圳市天然气转换这一民生工程，目前已经建设完成天然气门站2座，调压站17座，高、中压管网超过2800公里。未来几年，深圳燃气将再投资数十亿元建设西气东输二线深圳天然气利用工程，形成全市天然气供应一张网，为深圳节能减排、促进城市可持续发展作出积极贡献。深圳燃气的大型液化石油气储配基地华安公司拥有5万吨级海港码头，库容16万立方米的液化石油气低温常压储罐，年周转能力100万吨以上，进口液化石油气批发连续多年居全国第一。公司拥有液化石油气储配灌装站3座、瓶装气供应站35座，便民服务点147个。公司推行安全优质的品牌策略，在国内独家经营12公斤瓶装气，引进欧洲现代化灌装设备，拥有深圳市规模最大的液化气储配基地，占据深圳市最大的瓶装气市场份额。（二）企业经营状况1、公司整体经营状况2013年，深圳燃气营业收入85.75亿元，同比下降4.39%，主要是液化石油气批发业务量减少所致；实现利润总额9.36亿元，同比增长35.37%；归属上市公司股东净利润为7.07亿元，同比增长33.80%；归属上市公司股东扣除非经常性损益后净利润为6.06亿元，同比增长23.24%，主要是管道天然气销量增长带来规模效应所致；基本每股收益0.36元，同比增长33.33%；扣除非经常性损益后加权平均净资产收益率为13.77%。99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告2013年，深圳燃气营业收入同比下降的原因主要是液化石油气批发销量下降大于管道燃气销量增加。液化石油气批发量为42.06万吨，较2012年的59.81万吨同比下降29.68%，主要原因珠三角各城市管道天然气快速发展对液化石油气市场造成较大冲击；管道燃气销量同比增加20.69%，主要原因是公司加快燃气管道建设速度，加大市场营销力度。全年新建高压、次高压管线58.27公里，其中深圳9.71公里，安徽48.56公里；新建市政中压管网387.86公里，其中深圳138.61公里，异地（江西、安徽、广西等）249.25公里。基本建成西气东输二线深圳配套工程-深圳市天然气高压输配系统，实现深圳市天然气供气“一张网”；公司大力发展工商业用户及天然气汽车加气业务，增加向深圳钰湖电力有限公司、深圳大唐宝昌燃气发电有限公司供应天然气，全年新增天然气汽车加气站4座。天然气批发量同比增加，主要原因是公司新建的乌审旗和宣城两座天然气液化工厂实现顺利投产。2、主营业务分行业、分产品情况表12013年深圳燃气主营业务分行业、分产品情况分产品营业收入（亿元）营业成本（亿元）毛利率营业收入比上年增减（%）营业成本比上年增减（%）毛利率比上年增减（%）管道燃气43.3231.4527.4117.3217.1增加0.14个百分点天然气批发2.912.871.47112.83113.59减少0.35个百分点石油气批发24.2623.632.63-32.63-32.86增加0.34个百分点瓶装石油气6.725.4419.14-20.32-20.99增加0.68个百分点数据来源：2013年公司年报2013年，深圳燃气管道燃气业务发展迅速，管道燃气用户净增加18.81万户，其中深圳新增11.34万户，异地新增7.47万户；管道燃气用户总数已达167.80万户，其中深圳市130.42万户，异地37.38万户；在新增用户中，用气量较大的工商用户增长速度较快，其中商业用户增加1,128户，工业用户增加188户。管道燃气销量13.01亿立方米，增加2.23亿立方米，增长20.69%；加气站0.14亿立方米，同比增长48.89%。由于采购的西气东输二线天然气占比增加，管道天然气业务毛利率同比微增0.21个百分点，销量上升使管道天然气业务毛利额同比增加1.83亿元，增长18.65%。深圳燃气充分把握深圳政府加快能源结构优化、大力加强大气污染治理带来的发展机遇，以西气东输二线天然气供应深圳为契机，紧紧抓住“国十条”、“深四十条”99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告等环保政策出台的有利时机，及时制定相应的实施方案，全力部署加快天然气在电厂、工商业（锅炉）、载重汽车和船舶等领域的推广利用，积极向燃气电厂供应天然气，优化深圳能源结构，改善大气质量。深圳地区投资1.64亿元新建高压、次高压管线9.7公里，投资1.65亿元新建市政中压管线139公里，接收政府投资管线132公里，截止2013年底公司在深圳地区拥有高压、次高压管线163.19公里、市政中压管线2,158公里（其中1,320公里为政府建设移交），基本实现深圳市高压管道全线贯通，形成了“多气源、一张网、互联互通、功能互补”的天然气供应格局；燃气管道覆盖率已超过70%；深圳地区新拓展深圳成霖洁具股份有限公司、深圳市大富科技股份有限公司、乐厨食品（深圳）有限公司、深圳市麦克维尔空调有限公司、深圳铭基食品等工业用户117户，商业用户772户，通气后年增量预计达3,330万立方米；采取积极的市场拓展措施，有效弥补个别大型工业用户停产、外迁造成的气量损失，深圳地区天然气销售10.74亿立方米，同比增长18.28%，其中电厂天然气销售量为3.65亿立方米，同比增加45.52%。深圳燃气继续大力推进异地燃气投资项目的建设和发展，公司异地燃气公司与中石油等管输天然气供应方签订气量采购协议，约定在达产期年采购天然气总量达6.4亿立方米，加上已基本落实并在以后陆续签订协议的新增采购管输天然气量预计达产期每年约1.6亿立方米，异地燃气公司基本落实未来年采购管输天然气总量约为8亿立方米；公司在异地新建高压次高压管线49公里及市政中压管线249公里，截止2013年底公司在异地拥有高压、次高压管线142公里、市政中压管线1,549公里；异地公司销售气量3.08亿立方米，同比增长48.08%；销售收入12.81亿元，同比增长44.42%；实现净利润1.11亿元。2013年，深圳燃气天然气批发销量8,460万立方米，同比增加4,158万立方米，同比增长96.65%。由于上游天然气涨价，采购成本增加使得营业利润率下降0.35百分点。2013年，华安公司主动调整液化石油气经营目标和策略，积极应对国际液化石油气市场价格波动，国产气积极拓展采购渠道，进口气采取谨慎采购策略，避免高点采购，严格控制经营风险；同时努力扩大保税出口，成功进入孟加拉国市场。由于管道天然气快速发展和国产液化气、二甲醚等替代能源的不断挤压，公司液化石油气业务批发量为42.06万吨，下降29.68%，销售收入24.26亿元，减少32.63%。由于调整及时，措施得当，在销量下降的情况下，仍实现净利润（合并）2,146万元。2013年，深燃石油气公司完善产品线，推出了YSP35.5及YSP118型系列橙色钢瓶，提高产品的识别度；创新联营合作站运营管理模式，整合外部销售渠道，实现市场区域功能最大化，并强化安全、服务与营销“三位一体”，提升品牌美誉度，提高市场占有率。由于受到天然气的持续性替代，瓶装石油气销售9.06万吨，下降19.82%。瓶装石油气用户达104.92万户，同比增长6.47%。瓶装石油气业务毛利率19.14%，同比上升0.68个百分点，主要原因是2013年瓶装液化石油气的采购成本有所下降。但由于销量下降较快，使得瓶装液化石油气业务毛利额同比下降17.40%。（三）重点项目2013年公司新增599 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告个燃气投资项目，分别是：1）龙南深燃天然气有限公司，主要负责江西省龙南县城市管道天然气项目的建设和运营；2）九江深港燃气有限公司，主要负责投资、建设、运营和管理九江市沿江工业基地天然气供气项目；3）南京绿源燃气有限公司，主要负责南京市溧水县和凤镇及和凤工业集中区管道燃气运营；4）深圳中油深燃清洁能源有限公司，主要开发深圳及周边地区加气站项目；5）黟县深燃天然气有限公司，主要负责安徽省黟县城市管道天然气项目的建设和运营。2013年，深圳燃气新建的乌审旗和宣城两座天然气液化工厂已实现顺利投产，形成年处理天然气近2亿立方米的产能，公司抓住市场机遇，大力拓展天然气批发业务。（四）核心竞争力分析1、供应链完整及气源稳定优势公司经营业务涵盖了气源供应到终端销售的全部环节，业务链较为完整，抗风险能力较强。在气源供应方面，公司拥有广东液化天然气项目广东大鹏公司10%股权，并投资兴建了宣城深燃、乌审旗京鹏等液化天然气生产加工企业。公司分别与广东大鹏公司签订了25年稳产期年供27.1万吨照付不议的天然气采购合同，与中石油签订了天然气采购照付不议协议，自西气东输二线向深圳供气达产之日起至协议期满（2039年12月31日），达产期中石油每年向公司供气40亿立方米。公司进口液化石油气批发业务连续八年进口量和销售量位居全国前列，是中国最大的进口液化石油气批发商之一。在终端市场方面，公司管道燃气用户以年均约10%复合增长率增长；特别是近几年电厂及工业大客户增长迅速。公司拥有大量稳定的气源和终端客户资源，形成了完整稳定的业务链。2、区位优势公司所在的深圳市是我国改革开放前沿，经济总量保持持续快速增长，注重低碳绿色发展，对天然气需求强劲。公司目前已在江西、安徽、广西的19个异地城市（区域）开展管道燃气业务经营，随着当地经济的发展和居民生活水平的提高以及业务经营规模的不断扩大，公司经营效益将稳步提升。3、管理优势及品牌优势公司管理层及技术人员具有多年的城市燃气从业经历，积累了丰富的生产运营管理经验。公司在燃气专业化管理、客户服务和技术研究等方面取得了多项创新成果，并广泛应用于安全生产，提高了安全和服务工作的技术含量。公司是国家统计局服务业调查中心和中国行业企业信息发布中心共同评选的“中国企业500强”之一；被中国企业联合会评为“中国影响力品牌”；被中国质量协会、全国用户委员会评为“全国用户满意企业”；2009年公司荣获“全国五一劳动奖状”99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告荣誉称号；2010年公司投资建设的“深圳天然气利用工程”荣获我国土木工程建设领域最高荣誉奖项之一“中国土木工程詹天佑奖”，并入选中国土木工程学会“百年百项杰出土木工程”；2011年，公司荣获2010年度国家审计署“全国内部审计先进集体”荣誉称号；2012年公司荣获“2011年度深圳市市长质量奖”；自2004年以来，公司连续九年荣获全国安康杯竞赛优胜奖，2012年公司被国家安监总局命名为“全国安全文化建设示范企业”。4、公司治理优势2004年公司通过国际招标招募引进了城市燃气行业知名企业香港中华煤气有限公司和全国最大的民营企业之一新希望集团有限公司，形成国资、外资、民资混合所有制，建立了良好的公司治理结构。2012年7月，公司成为上交所公司治理板块成份股。2012年12月，公司荣获上海证券交易所“2012年度上市公司董事会奖”2012年，经深圳市国资委、国务院国资委和中国证监会及公司股东大会批准，公司实施了股权激励计划，建立了企业发展长效激励机制。5、特许经营优势公司已在深圳市以及异地合计19个城市（区域）取得管道燃气业务特许经营权。公司瓶装液化石油气零售业务拥有国家技术监督局批准的12公斤专用钢瓶，在全国唯一以橙色12公斤钢瓶充装液化石油气，具有显著的大众识别功能，核心竞争能力突出。（五）公司发展战略深圳燃气构建以管道燃气为主导，液化石油气批发、液化石油气零售为两翼的产业结构；紧紧抓住西气东输二线天然气供应深圳的发展机遇，全力以赴做好西气东输二线深圳配套工程建设、投产工作，大力拓展天然气电厂及工商客户，深化卓越绩效管理，强化内部控制，推行安全管理标准化，实现从城市燃气运营商向城市清洁能源运营商的战略转型。积极向上下游产业链拓展延伸，增强公司的抗风险能力；积极进行跨地区扩张，保证公司长期、持续、快速发展，使公司成为中国最专业的城市清洁能源运营商。二、陕天然气（一）企业简介99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告陕西省天然气股份有限公司是以天然气长输管网建设运营为核心，集下游分销业务于一体的大型综合天然气供应商。公司于2005年11月整体改制为股份有限公司，2008年8月13日，首次公开发行A股股票在深圳证券交易所正式挂牌上市，股票代码为002267。公司是陕西省目前唯一的天然气管道运营商，负责全省天然气长输管道的规划、建设和经营管理。经过十余年的发展，公司现已建成靖边至西安一线和二线，咸阳至宝鸡一线、二线，西安至渭南、西安至商洛，宝鸡至汉中、汉中至安康等8条长输管线，总里程达1899公里，形成了从陕北靖边到西安纵贯南北、延伸关中东西两翼、覆盖陕北和关中大部分地区的输气干线网络，年输气能力达到40亿立方米。截至2010年底，公司总资产达40亿余元，供气范围已覆盖省内10市69个县区，直接气化人口约800万人，累计向下游供气123亿立方米，为全国同类省属公司中规模最大、管网覆盖最广的专业化公司。（二）企业经营状况2013年，陕天然气实现营业收入40.58亿元，同比增长6.70%，实现净利润3.38亿元，同比增长0.66%。表12013年陕天然气经营业绩2013年（亿元）2012年（亿元）增减变动幅度（%）营业总收入40.5838.036.70%营业利润3.943.97-0.76%利润总额3.943.94-0.07%总资产87.7076.0915.25%数据来源：2013年陕天然气业绩快报2013年，陕天然气实现长输天然气销售量29.32亿立方米，同比增长5.09%；实现城市燃气销售0.94亿立方米，同比增长43.51%。公司长输管道天然气销售量及预测如图所示。数据来源：公司网站图11997-2015年陕天然气长输管道天然气销售量公司销售毛利率17.70%，同比下降0.94个百分点，折旧增加是主因。2013年是公司“气化陕西”二期工程建设的开官之年，全年完成投资16.0999 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告亿元。扎实开展靖西三线二期工程，实现关中环线、汉勉线、商丹线主体贯通，开工建设并投运了部分输气支线及配套工程，安康、商洛气化工程全面推开，全省管网布局更加全面，调控能力不断提高。公司还取得了西安中民燃气有限公司40%的股权和商洛市天然气有限公司51%的股权，巩固下游市场的话语权。（三）重点项目2013年，靖西三线二期、关中环线、汉勉线实现了主体贯通.其中靖西三线二期全段和关中环线东站至安村阀空段开始调试供气：商商线商州至丹凤段管道主体焊接基本完成；西安分输站完成了土地征迁井实现了对西安市的临时性撬装供气；公司对愉林炼油厂和延安炼油厂的供气专线基本建成；完成了愉林CNG加气母站建设.投运了商洛、眉县CNG加气母站：杨凌支线建设进展顺利.到年底.公司长输管道总里程接近3001〕公里，“七纵、两横、一环、两枢纽.以七座CNG市场组团辐射周边，的天然气供应系统更趋成型。特别值得一提的是，靖西三线二期、关中环线东段的调试供气和西安分输站临时供气为确保冬季高峰期间对全省尤其是西安市安全平稳供气发挥了至关重要的作用。（四）核心竞争力分析陕天然气核心竞争力主要体现在以下几个方面：（1）资源的优势在天然气资源紧缺的情况下，获得充足的气源是公司发展的基础。根据国家发改委发布的《天然气利用政策》，在气源分配时将考虑产地的合理需求，陕西是长庆油田天然气的主要资源地之一，因此，陕天然气在气源获得方面具有政策优势。陕天然气与中石油、长庆油田、西气东输二线在长期合作中建立了良好的合作关系，有利于气源的获得。延长石油、富平煤层气、川东北气田也均是公司未来可资利用的新气源。（2）产业的优势目前陕天然气建成天然气长输干线10条，总里程超过2600km，年输气规模达到130亿m3。形成了纵贯陕西南北，延伸关中东西两翼，覆盖全省11个市（区）的输气干线网络，是国内管网里程最长、输气规模最大、市场覆盖最广的省属天然气公司。基于天然气管道运输行业的自然垄断特性和市场分割特点，陕天然气在陕西省天然气长输业务领域具有区域垄断优势。（3）管理的优势陕天然气实际在册员工1089人，其中：大专及以上学历798人，占员工总数的73%；中、高级职称人员161人，占员工总数的15%；中级以上管理人员76人，占员工总数的7%；员工平均年龄32.5岁。陕天然气99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告拥有一个经验丰富、专业高效的人才队伍。（五）公司发展战略1、总体要求：坚持以科学发展观统领全局，以率先建成资源节约型、环境友好型企业为目标，以确保全省安全稳定供气为己任，突出实施资源、市场发展战略，加快全省天然气管网建设，增强自主创新能力，推进增长方式转变，建立安全环保稳定长效机制，构建和谐企业，实现持续有效较快协调发展。2、发展规划：四纵、二横、一枢纽，以七个市场组团为轴心辐射周边。四纵：靖边至西安一线、靖边至西安二线、韩城市—华阴市（敷水镇）—商洛市、长武县—宝鸡市（眉县）—汉中市二横：宝鸡市—咸阳市—西安市—渭南市—（潼关县）、汉中市—安康市—商洛市一枢纽：靖西线与西气东输二线在三原区域的联网场站七个市场组团：榆林、延安、宝鸡、咸阳、汉中、安康、商洛七个CNG气化市场组团99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告3、预期目标实施资源战略，夯实发展基础。立足长庆气源，努力实现资源供应多元化，最大限度地获得天然气资源，增加供应能力。实施市场战略，巩固现有市场，发展潜在市场，不断提高市场占有率。大力发展储运设施建设，提高市场供应保障能力。进一步强化安全管理，全面建立本质安全体系。保持输气收入和效益持续增长。创建资源节约型企业要取得显著成效。进一步改善和提高职工工作环境和生活质量。99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告三、新疆浩源（一）企业简介新疆浩源天然气股份有限公司的前身是阿克苏浩源天然气有限责任公司，成立于2006年2月21日，2010年9月完成股份制改造。经中国证券监督管理委员会批准，公司于2012年9月21日在深圳证券交易所中小板挂牌上市（证券代码：002700）。公司座落于天山南麓的托木尔峰脚下，塔里木河上游北缘，俗有“塞外江南，鱼米之乡，瓜果之乡”的阿克苏市。公司下设行政管理部、人力资源部、安全与环境监察部、财务部、市场部等10个部门，拥有员工300余人。公司主营天然气运输、销售和入户安装业务。目前业务已覆盖阿克苏、乌什、阿瓦提、阿合奇和巴楚等县市。（二）企业经营状况2013年，新疆浩源实现营业收入2.75亿元，同比增长15.42%；归属于上市公司股东的净利润8226万元，同比增长27%。公司业务主要在阿克苏市城区及外三县管网延伸，民用气销售和民用户安装数量增加使得公司收入增长。2013年公司共销售天然气1.07亿立方米，同比增长9.6%；民用户安装19650户，大幅增长37%。车用气销售量未完成目标任务的原因是公司所属加气站三年一次的例行监检停业和柴油车“油改气”的暂停，影响了发展重卡用气市场。表12013年新疆浩源主要业务发展指标完成情况指标单位2013年2012年增长幅度%一、天然气销售万m³10,6799,7469.6其中：车用气5,6465,4134.3民用气5,0334,33316.2二、民用户安装户19,65014,34237.0数据来源：2013年公司年报2013年铺设高中压市政管网45.7公里，巴楚县、阿克苏市门站（含加气站）改扩建以及新建4座加气站投入运营；阿克苏纺织工业城门站（含加气站）已劢工。2014年计划新建加气站7座、改扩建加气站5座，为公司进一步扩张市场打下基础。阿克苏地区探明的天然气资源总量10万亿立方米，为公司供气的中石油英买力气田探明天然气地质储量656.28亿立方米，具备燃气公司的气源优势。2012年底新疆城镇化率为44.5%，公司现已取得经营权的一市四县平均丌足40%，而根据新疆自治区规划，到2015年全区燃气普及率将达到94%，未来3-5年之内公司燃气业务在疆内还有很大空间。2014年公司计划销售1.26亿方天然气，同比增长18.8%，其中车用气销售为7100万方，民用气销售5500万方；民用户安装30000户，同比增长近50%；新建（99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告包括募投项目）加气站7座、改扩建加气站5座。全面完成募投项目建设。（三）重点项目2013年完成固定资产投资6,057万元。铺设高中压市政管网45.7公里，其中高压管网20.9公里，中压24.8公里。募投项目中：巴楚县门站（含加气站）、阿克苏市门站（含加气站）改扩建已完工投入运营；阿克苏市乌喀西路加气站、阿塔公路加气站在年底已完成土建及设备工艺安装，计划2014年4、5月间投入运营；阿克苏纺织工业城门站（含加气站）已动工。非募投项目中：阿克苏市喀拉塔勒镇加气站、阿瓦提县二号加气站已投入运营；阿克苏市英阿瓦提路管道加气站改建、乌喀路加气站大修完成预定目标，运转情况良好；其他计划开建的加气站已办理完前期的相关手续，为2014年开工奠定了良好的基础。（四）核心竞争力分析1、自有长输管线优势公司自行投资建设的英买力气田至阿克苏市的148公里天然气长输管线2009年年末建成通气，该长输管线的建成改变了公司过往通过CNG保障燃气供应的方式，降低了运营成本。同时作为南疆少数企业自建的长输管线，公司在区域内有独特的资源优势，有利于公司以阿克苏为中心向外拓展新的市场。随着公司供气量的逐步增长，长输管线运营成本将进一步降低，从而提高公司的盈利水平。2、气源稳定和业务链完整优势阿克苏地区位于塔里木盆地中北部，是我国“西气东输”工程的源头地区。塔里木盆地蕴藏着丰富的油气资源，已经探明的天然气资源总量10万亿立方米，其中阿克苏地区占90%以上。西气东输一线的“一大五中”六个气田中，阿克苏地区占有“一大四中”五个气田，其中英买力气田探明天然气地质储量656.28亿立方米，可为阿克苏市及周边县市提供气源。公司分别在2006年6月9日和2011年4月7日与中石油塔里木油田分公司签定了《天然气购销框架协议》及《补充协议》。供气期限为20年，自2009年12月开始计算。供气数量为：保证城市燃气足量供应。公司运营模式为天然气产业的“中游+下游”，即中下游一体化的运营模式，公司的经营业务包括天然气长输管道及城市燃气管网的建设及经营。公司拥有的天然气管道输送及下游分销业务的业务链使公司提高了竞争能力、增强了抗风险能力。3、特许经营优势99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告国务院《城镇燃气管理条例》规定：用管道供应城市燃气的，实行区域性统一经营。目前，公司已经在阿克苏地区的阿克苏市、乌什县、阿瓦提县、拜城县重化工工业园区、阿克苏经济技术开发区、阿克苏纺织工业城（开发区）、喀什地区的巴楚县及克州的阿合奇县等县市取得30年的城市燃气特许经营权，在相当长的时期内，新疆浩源在特许经营区域范围内都将独家经营城市管道燃气业务。4、业务增长和市场开拓优势新疆经济的快速发展、新疆城镇化率较低等因素为公司城市天然气业务增长带来了难得的发展机遇。公司现已取得经营权的一市四县平均为37%，低于全国和新疆的平均水平。根据新疆维吾尔自治区《国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》：“十二五”期间，新疆要加快连接气源地至县市天然气主干管网建设，加快南疆天然气利民工程建设进度，“十二五”期间基本解决城镇居民用气问题，到2015年，燃气普及率达到94%。2013年，公司业务区域内一市四县使用天然气的居民户数88900户。随着已有天然气市场的不断成熟和扩大以及新市场的拓展，公司天然气业务将呈现增长趋势，经营效益将稳步提升。（五）公司发展战略新疆浩源天然气股份有限公司将紧紧抓住国家注重低碳发展，推动节能减排，大力推广清洁能源，以及区域资源优势和新疆大开发、大发展的良好机遇，稳步推进现有市场以及募集资金项目区的开发进程，积极寻求新的发展区域。继续完善企业内控建设工作，落实制度执行，强化内部监督，切实提高企业防范风险能力。继续以安全生产为中心，推行安全管理标准化，不断提升公司治理水平，促进公司规范运营和健康发展。99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告第七章2014年天然气及LNG行业运行风险分析第一节外部环境影响天然气及LNG行业发展与中国及世界经济形势密切相关。尽管世界各国采取各种宏观经济政策来消除经济增速放缓以及欧债危机等因素所造成的负面影响，但全球经济复苏的力度和进程依然存在不确定性。2014年，世界经济有望筑底温和回升，全球经济增长点或拓宽，但发展格局生变。美联储退出量化宽松进而收紧宽松货币政策后，将使世界经济进入一个新的“再调整”不稳定期。同时，天然气及LNG行业还可能受到其它各种因素的不利影响，例如部分国家贸易保护对出口影响、区域性贸易协议可能带来的进口冲击等。第二节政策风险虽然我国政府继续对国内天然气及LNG行业实施一定程度的准入控制，其中包括：颁发天然气勘查、勘探开发及开采许可证；征收特别收益金；制定进出口配额及程序等，但中国政府正逐步放宽天然气及LNG行业的准入监管，允许外资及民营资本进入我国天然气勘探开发领域。同时，宏观政策和产业政策可能发生新变化，包括：安全、环保及质量标准变化和调整；天然气价格形成机制改革和完善，资源税改革和环境税改革等。另外，由于天然气开采行业生产经营活动易产生废水、废气和废渣。相关政府机构可能颁布和实施更加严格的有关环保的法律及法规，采取更加严格的环保标准。上述相关的政策变动将会对天然气及LNG行业企业的生产经营和效益带来较大的影响。第三节市场风险一、市场竞争风险目前我国天然气及LNG领域主要是由中石化、中石油以及中海油垄断发展，但我国对油气开采领域投资主体的逐步放开的趋势加快。能源发展“十二五”99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告规划指出：鼓励能源投资多元化。进一步放宽能源投融资准入限制，鼓励民间资本进入法律法规未明确禁入的能源领域，鼓励境外资本依照法律法规和外商投资产业政策参与能源领域投资，推进电网、油气管网等基础设施投资多元化。以煤层气、页岩气、页岩油等矿种区块招标为突破口，允许符合条件的非国有资本进入，推动形成竞争性开发机制。届时天然气及LNG领域竞争激烈程度将会增加，目前行业内企业面临的竞争风险也大大提高。二、汇率波动风险我国是天然气净进口国家，人民币走势对天然气及LNG行业企业产生重要影响。2013年，人民币对美元汇率呈现大幅单边升值趋势，人民币对美元汇率中间价累计41次创汇改以来的新高，上涨1984个基点，升值幅度远大于2012年。2014年随着我国全面深化改革的有效推进，资本项目管制的进一步开放，人民币国际化进程的逐步推进和汇率形成机制的进一步完善，人民币对美元的弹性将进一步增强，汇率波动将有所增加。人民币的升值使天然气及LNG行业面临汇率风险。第四节经营风险一、获取新增天然气资源存在不确定性导致的风险天然气及LNG行业内企业未来的持续发展在一定程度上取决于能否持续发现或收购天然气资源。企业在获取天然气资源时需承担与勘探和开发有关的风险，和（或）与购买天然气及LNG资源有关的风险，需要投入大量资金，并且存在不确定性。如果不能通过勘探开发或购买增加公司拥有的天然气资源储量，企业的天然气资源储量和产量可能会下降，从而有可能对企业的财务状况和经营业绩产生不利影响。二、投资风险天然气及LNG行业属于资金密集型行业。在项目的实施过程中，市场环境、设备及材料价格、施工周期等因素有可能发生较大的变化，使项目有可能达不到原先预期的收益，存在一定的投资风险。三、页岩气勘探开发风险对于能源对外依赖度过高的中国来说，页岩气开发热潮引发的不啻于一场新的能源革命。根据《页岩气“十二五”发展规划》，到2015年，中国页岩气产量将达到65亿立方米，到2020年，页岩气产量达到600亿-1000亿立方米。美国能源情报署的最新数据，中国页岩气于2011年评估为36.08万亿立方米，而在2013年评估降为31.55万亿立方米，但仍处第一。不管是哪种说法，页岩气开发可能带来的能源结构变化毫无疑问是巨大的。大规模开发页岩气，将有利于缓解我国油气资源短缺现状，改变我国能源结构。2013年年初，全国能源工作会议在北京召开，会议提出今年全国能源系统将重点做好八个方面工作，其中，即有要大力开发页岩气、煤层气等非常规油气资源。2013年10月30日99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告，国家能源局发布《页岩气产业政策》，该政策将页岩气纳入战略性新兴产业，明确加大对页岩气勘探开发的财政补贴和扶持力度，出厂价格实行市场定价，并鼓励各种投资主体进入页岩气销售市场，这有利于国内页岩气产业的快速发展。这一系列举措，推动页岩气开发步入了快车道。但目前页岩气发展主要面临七个瓶颈，即观念转变不够、缺少顶层设计、矿业权配置存在障碍、示范区建设缺乏统筹、勘探开发成本过高、资料难以共享、政府监管缺位。页岩气开发热潮汹涌而来，然而天然气及LNG行业企业在涉足页岩气开发时需要注意到其勘探开发风险。勘探风险。我国页岩气地质资源评价基础工作比较薄弱，勘查投入较少，仅通过地质分析预测页岩气储量，而且资源勘探本身就具有较大的不确定性，倘若中标后长周期、大投入的前期勘探工作未能获得具备商业开采价值的资源，最终将导致前期的投入没有回报。开发风险。目前，国内页岩气商业化开发还不成熟，在技术方面缺乏成套工艺经验及核心设备，需要引进国外先进技术和设备，初期开发成本较高，对公司的投资回报将带来较大压力。第五节其他风险一、海外经营风险我国天然气及LNG行业企业在世界多个国家经营，受经营所在国各种政治、法律及监管环境影响。其中部分国家并不太稳定，且在某些重大方面与发达国家存在重要差异。这些风险主要包括：政治不稳定、税收政策不稳定、进出口限制、监管法规不稳定等。二、与气候变化有关的风险近年来，天然气及LNG行业面临越来越大的来自于全球气候变化的挑战。一些限制温室气体排放的国际、国内及区域性的协议签署生效。如果中国或企业经营所在国致力于减少温室气体排放，与之相关的法律法规及监管需求将可能带来高额的资本性支出、税务支出、营运成本增加导致的利润减少，收入减少，以及战略性投资都可能受到不利影响。三、安全隐患及不可抗力风险天然气勘探、开采和储运以及LNG生产、储运等涉及若干风险，可能导致人员伤亡、财产损失、环境损害及作业中断等不可预料或者危险的情況发生。随着经营规模和运营区域的逐步扩大，行业面临的安全风险也相应增加。同时，近年来国家颁布实施的新法规对安全生产提出了更高要求。此外，地震、台风、海啸等自然灾害以及突发性公共卫生事件会对影响行业的正常生产经营。99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告第八章2014年天然气及LNG行业金融需求分析第一节行业资金运作模式目前我国天然气及LNG行业仍处于产能不断扩张、规模不断扩张的状态，资本运作有纵向型资本扩张、横向型资本扩张以及混合型资本扩张等多种模式，在这种资本扩张模式下，行业资金运作模式也有多种表现：一、通过自有资金实现扩张天然气和LNG行业企业规模一般都较大，主要是大型国有企业以及上市公司两类。由于天然气资源的稀缺性，行业盈利能力较强，因此企业可以通过利润增加来增加自有资金规模，同时也利用自有资金来实现资本扩张。二、通过多渠道融资实现扩张天然气及LNG企业在通过自建项目或通过兼并重组来实现扩大产能及生产规模的过程中，往往需要大量的资金，但自身企业资金在短时间内又难以满足资金需求，企业便通过国内银行贷款；发行股票和债券；发行债券等多渠道融资来实现扩张。三、通过融入社会资本实现扩张2013年以来国家鼓励民间资本进入天然气及LNG，尤其是非常规天然气的勘探开采和生产。2013年10月30日，国家能源局发布《页岩气产业政策》，将页岩气纳入战略性的新兴产业，明确加大对页岩气勘探开发的财政补贴和扶持力度，出厂价格实行市场定价，并鼓励各种投资主体进入页岩气勘探开采以及销售市场。在国家政策鼓励和推动社会资本进入天然气及LNG行业后，我国大型天然气及LNG企业开始引进民间资本进行融资，共同分担项目风险，实现产能扩张。第二节银行同业介入情况一、海南农行倾力服务油气产业2013年8月，农业银行海南分行与海南省重点能源项目—中海油海南天然气有限公司签订300万吨LNG项目工程银团贷款协议，拟发放7亿元贷款支持该项目的储存、气化、天然气外输等设施建设，助力海南省环岛天然气管网连接。这是该行前期与海南洋浦30万吨级原油码头及配套储运设施工程项目银团贷款签约后，倾力服务海南油气产业发展的又一有力举措。99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告中海石油海南天然气有限公司运营的海南液化天然气工程项目（LNG）是在2011年7月份获得发改委的正式核准。该项目由中国海洋石油总公司与海南省发展控股有限公司共同投资设立的中海石油海南天然气有限公司负责建设及运营，合作双方分别持有该项目65%和35%的权益。2011年7月25日，海南省发展控股有限公司将其持有的公司35%股权转让给国电海控新能源有限公司。海南LNG项目接收站站址位于海南洋浦经济开发区神尖角海岸段，项目占地57.2公顷，工程总投资65.23亿元人民币，由接收站工程、港口工程及输气管线工程三部分组成。项目2011年8月开工建设，预计2014年8月建成投产。接收站工程建设规模300万吨/年，建设2座16万立方米的LNG储罐及其配套的卸料、储存、气化、天然气外输等设施。随着国内天然气市场的逐步增大，加快油气产业发展是国家发挥南海油气资源和海南区位优势，明确海南国际旅游岛发展建设六大定位之一，即“南海资源和开发基地”的重要内容，也是海南实施“海洋强省”战略，促进三沙开发建设，打造海洋经济，实现“绿色崛起”的重要一环。目前，油气产业已发展成为海南海洋经济的四大支柱产业之一，并在海南西部地区的老城、洋浦、东方等工业园区形成国家原油和成品油储备、现代石油化工等基地的油气产业带。在积极通过结售汇等产品组合，为油气企业提供业务便利的同时，海南农行还将把支持连结油气产业带各工业园区的西环铁路，以及昌江核电站等基础项目建设，当作服务油气产业带的重要组成部分，根据工程进度跟进提供信贷支持。二、民生银行支持民营油气企业“走出去”2012年7月，某民营石油技术服务企业从民生银获得了3300万美元出口信贷，用于该公司的首个境外油田服务大包项目。两个月后，某民营石油天然气开发公司从民生银行获得2亿美元银行融资额度支持，其中首笔8000万美元资金用于该公司的境外油田区块收购和开发建设。这两个项目分别涉及中国企业参与石油天然气行业国际竞争的开发和服务两大领域。可喜的是，在这个以往是国际石油公司和我国大型国有企业为主角的舞台上，我国民营企业近年来快速成长，发挥着越来越重要的作用。民生银行一直将油气领域作为支持民营企业“走出去”战略的主要细分领域之一，以为民企服务的意识，以进取的融资理念，通过先进的事业部体制和专业化的团队，在支持民营油气企业“走出去”方面取得了一个又一个的成功案例。99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告找准市场突破口，将支持我国民营企业投资境外石油资源和承包石油技术服务项目作为民生银行“走出去”业务的重点领域中国民生银行经过长时间的调研，认为境外石油资源投资和油田工程技术服务项目具有技术成熟、设备操作简单可靠、国际市场需求较大、项目利润空间大、投资回收周期较短的特点。但是，油气开发项目对企业的融资能力要求较高。由于在项目前期资金流投入大，在工程建设和投产期间仍然需要比较平均的陆续投入资金，因此，在项目前期，企业往往需要先期通过融资来解决资金投入。一直以来，国际石油公司和国有企业凭借强大的融资能力，在油气开发领域占据主导地位。民营油气开发企业尽管具备了较强的生产和研发能力，但是受到资金短缺的限制，融资难的现象普遍存在，融资能力弱成为制约民营油气开发企业发展的主要因素之一。因此，民生银行将其定位为业务突破口之一，将支持民营石油天然气开发企业和石油工程技术服务企业“走出去”作为海外投资和对外工程承包融资业务的重要组成部分，建立了海外油气开发领域专业化的融资团队，逐步形成了成熟的运作模式，在业内树立在境外石油资源投资和油服工程领域专业化金融服务的引领地位。大力支持民营企业，在境外石油资源投资和石油技术服务承包领域实现合作共赢。某石油装备有限公司是从“油城”山东东营发展起来的一家民营企业。经过6年的加速发展，该公司已经拥有成熟的技术团队和强大的石油钻采设备制造优势。2009年，该公司自主研发的9000米超深钻机成功出口欧洲。依托自身的设备制造基地和生产效率优势，该公司逐步向油气工程服务领域拓展，已经获得了国际石油公司的认可，占据了一定的市场份额。依托石油钻探设备制造能力，该公司瞄准境外油田技术服务市场，通过签订油田技术服务合同，带动石油钻探设备出口。公司也相应地把发展目标定位为油田综合方案解决商、一体化工程服务提供商、油田设备制造商三位一体的国际化集团。三年前，基于该公司在研发能力和发展理念方面的优势，民生银行贸易金融部就开始与该公司洽谈合作模式。通过对企业的调查，民生银行认为该公司向高附加值的油田技术综合服务转型的战略与民生银行支持民企“走出去”的发展思路十分贴合。2012年上半年，民生银行贸易金融部了解到该企业在印度尼西亚中标了一单总额过亿美元的油田技术服务合同。根据合同要求，承包商只有在按照节点完工后才能收到工程款，而工程所需的钻井设备和当地劳务则需要承包商先期通过融资自行支付。由于钻机价值高，投入资金量大，工程前期资金压力较大。99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告民生银行贸易金融部迅速对项目的商务合同架构和融资需要进行会诊，对承包合同、业主和承包商、印尼市场、行业特点、国别风险等诸多方面进行了深入分析之后，在整体风险可控的前提下，提出一个全新设计的3300万美元结构性方案：通过出口买方信贷，民生贸易金融总部与民生银行香港分行联动，满足了项目资金需求，解决了合同收款和融资的币种错配问题，并规避了企业的汇率风险，降低了融资成本。除了在石油工程技术服务领域，民生银行还在境外石油资源投资领域对民营企业提供了融资支持。某民营石油开采公司主营业务专注于石油天然气勘探、开发和开采等石油上游行业，是第一家在香港上市的民营石油开采公司。为了锁定上游石油资源，扩大公司的长远发展空间，该公司将“走出去”收购境外石油资源确定为公司的发展战略。哈萨克斯坦拥有里海地区最大的已探明原油储量。目前，中石油、中海油、中信集团及中国化工进出口公司等多家中国主要石油及天然气公司都活跃在哈萨克斯坦的油气开发市场。该民营公司经过2年的市场调查和研究，于2011年2月与哈国某石油公司签订了收购协议，收购价格为1.5亿美元。成为第一家在哈萨克斯坦收购石油区块的中国民营企业。石油行业是资本密集型行业，该公司完成哈国油田收购后，后续的开发建设需要大规模的资金注入。该项目除去股东的继续投资和该项目自身经营利润外，仅建设开采部分的预计资金缺口为8000万美元。民生银行贸易金融部得知这一项目信息后，组成了项目小组，并且聘请外部行业专家进行现场指导，通过项目实地调查了解项目情况和融资需求。针对哈萨克斯坦油田收购项目本身的情况，民生银行项目小组搜集和分析了该项目的所有相关资料，同时加入财务数据分析，在石油价格、产量、销售等参数数值变动基础上建立了现金流预算模型，通过敏感性分析和压力测试预测关键性的价格因素对企业财务状况的影响，重点分析项目本身未来3年的现金流，采用了行业分析机构出具的第三方专业报告和市场预测数据，最终认定了项目本身的还款能力和可行性研究报告的结论。由于该项目涉及香港、英属维尔京群岛、哈市萨克斯坦等国家，针对有关国家和地区不同的外汇政策、法律环境和商业习惯，民生银行通过外聘国际性律师事务所、香港律师、哈国律师共同完成对涉及国家的政治、经济、法律等的风险分析。最终，民生银行从强手如林的国际一流金融机构中突出重围，获得这次宝贵的贷款机会。民生银行贸易金融部与民生银行香港分行组成银团，确定了为该公司提供2.5亿美元的融资方案。首期8000万美元的授信用于支持该公司哈萨克斯坦油田收购项目的后期投入，其余授信额度为企业以后在哈国进一步进行海外油田收购项目预留了银行金融支持的空间。经过国际律师团对数轮的讨论和修改，最终确立完成符合国际信贷要求的英文贷款协议、抵质押协议、监管协议等法律文件，项目得以顺利实施。这是民生银行在既有的支持民营企业石油钻探设备出口、油气井钻探工程承包等业务的基础上，支持民营企业通过并购国外石油企业直接进入国际油气开发领域的新模式。银企双方对合作结果都非常满意，民生银行为此项目所付出的汗水和智慧得到了企业的认可。99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告目前，民生银行计划在已有业务基础上，进一步扩大对民营企业开发海外油气项目的支持范围。正在洽谈的拟融资项目已从海外油田区块收购和油田服务扩展到海外油气行业的上下游，覆盖油田区块收购、勘探、油田服务、伴生气利用、储罐、运输、LNG/LPG加工等整个产业链。民生银行将坚定不移地在油气领域全力支持民营企业“走出去”。三、国开行新疆分行支持煤制气示范项目国家开发银行新疆分行立足新疆经济社会发展基础，持续服务国家能源安全战略和自治区发展战略，高度重视煤制气在优化能源结构、增加城市燃气生产供应，促进新型城镇化发展中的重要作用。早在2010年便率先牵头48亿元银团贷款支持新疆庆华能源集团有限公司煤制天然气项目一期工程，2013年末，该项目天然气产品正式输入西气东输主管网向东部省市送气。目前，2010年以来新增的16个获国家同意开展前期工作的煤制气示范项目中有10个位于新疆，建设规模合计超过400亿方/年，总投资逾3000亿元。煤制气将成为未来几年新疆产业转型升级以及新型城镇化发展的重要支撑。国家开发银行新疆分行秉承服务国家及地区战略重点的一贯方针，计划未来三年重点推动位于准东、伊犁国家级综合示范区的4-5个重点煤制气项目，力争融资总量超过500亿元，以综合金融服务优势鼎力支持国家新一轮煤制气示范项目建设，将煤制气打造成分行最具特色的新型城镇化亮点。第三节行业金融需求情况一、产品资金流向从天然气及LNG行业项目资金需求来看，形成井及其相关设施的支出是固定资产投资的主要项目，其次是流动资金总额也较大。天然气及LNG行业开发活动发生的支出按用途可分为两类：一类是形成井及其相关设施的支出；一类是形成与天然气开采活动相关的辅助设备及设施支出。表1天然气及LNG行业项目总投资估算明细支出类型项目形成井及其相关设施的支出油气生产井注入井资料研究井联合站集输站计量站井场装置99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告热采设施集输管线油气处理设施储油设施污水处理及其他环保设备油气内供排水供电及通讯设施其他油气田生产设施形成与天然气开采活动相关的辅助设备及设施支出道路桥涵办公用房及设备其他管理用固定资产数据来源：世经未来二、行业融资现状（一）天然气及LNG企业资金充裕自筹资金占比较高由于天然气及LNG企业有着较高的利润率，同时企业发展前景看好，融资比较容易；加上近年来国内大型天然气及LNG企业纷纷通过境内外上市或者发行公司债券来募集大量资金等，天然气及LNG行业自有资金较为充裕，自筹资金占比较高，（二）天然气及LNG行业信贷状况较好面临新的增长点由于国家鼓励天然气及LNG行业发展，行业盈利情况较好等，天然气及LNG行业信贷状况较好，中石油、中石化等天然气企业一直是银行重点跟踪客户，并且一家企业往往与多家银行开展战略合作，合作方式主要包括签订战略协议、贷款协议、以及结算业务委托、银行卡业务合作、企业债券承销等。随着国内资源的相对匮乏，银行业也开始瞄准了海外业务，近以来，我国主要商业银行为海外天然气开发和并购项目提供融资的情况开始增多。此外，未来非常规天然气资源勘探开发领域将是天然气及LNG行业信贷市场新的增长点。（三）民间资本将是天然气及LNG行业融资新形式2013年以来在国家鼓励民间资本进入油气领域之后，我国天然气及LNG行业也开始引进民间资本，通过这种方式进行融资。例如：中石油拟将天然气开采领域对外开放，引入社会资本，不过中石油的控股比例不能低于51%。三、行业金融需求（一）日常经营活动流动资金需求在上游天然气勘探开采设备采购方面需要大量的流动资金需求。99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告在实际运营中存在以下特点：一是日常运营中，人力成本呈现增加趋势；二是由于天然气资源尤其是非常规天然气勘探开采难度加大，导致设备折旧加快，日常设备维护费用增加；三是需要对技术持续不断投入；四是环保标准的提高，使得企业需要加大环保的投入。因此存在中短期的资金需求。而在行业收入方面存在以下特点：主业销售结算有延迟，由于天然气及LNG属于大宗商品，一般交易金额较大，部分企业资金不到位将会存在先赊再销，再给上游天然气生产企业还款的情况；同时天然气及LNG行业也存在先消费再付款的形式。由此导致天然气及LNG企业存在大量应收账款，在实际运营中需要较多的流动资金进行周转。（二）新建项目资金需求由于天然气及LNG项目资金需求量大，企业需要通过多种方式来进行融资，满足资金需求。我国天然气及LNG项目的融资则经历了三个阶段：在国家财政主导型融资体制下，项目的建设资金由政府拨款投资，无偿供给；投融资体制改革之初“拨改贷”时期，企业的资金来源主要为银行提供的低息贷款，其中项目的勘探部分采取国家预算拨款，包括设立的一些勘探基金等，开发利用建设部分实行国家低息贷款，同时辅以合资、引进外资、国际借贷等多渠道的筹资办法；随着改革的深化，企业逐步在市场中自主融资，采用多种渠道和方式并严格遵循市场规则。通常情况下，较大的天然气公司是用业务收入来支持勘探，用债务资金来支持天然气田开发和生产。大多数规模较小的勘探公司和生产公司是依靠短期银行信贷、股东的股本金及发行债券取得资金。少数小型勘探公司则通过出售股权和转让矿区权益来获得资金。（三）兼并重组并购资金需求近年来，我国天然气及LNG企业通过企业合并和股权、资产收购等多种形式积极进行整合，企业兼并重组步伐加快，产业组织结构不断优化。在兼并重组过程中资金需求量很大，企业对并购贷款的需求就比较大，这都需要商业银行及资本市场的支持。（四）结算需求天然气及LNG企业进口设备、天然气以及LNG等都需要开展进出口贸易。为了规避信用风险及市场风险，需要选择银行信用代替商业信用，如信用证结算方式，以及国际综合保理业务等，即使商品价格发生波动，也能确保出口方及时安全收汇。不仅能给出口商相对安全的付款保证，也便于出口商在信用证项下获得各种形式的贸易融资。99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告第九章目标定位第一节行业目标产业链天然气及LNG行业在未来十年将迎来黄金发展期，其中具有资源优势，垄断管道资源和客户源的企业将在竞争中获得优势。在上游勘探开采领域，除了关注中石油、中石化和中海油三家大石油和天然气开采公司，另外还需关注具有区域优势的大中型企业。在中游管道运输领域，陕天然气等省级长输管道运营商将获得良好的发展机会。因为省级管网的运营权具有稀缺性，且公司能够凭借管道的垄断性将业务向下游城市燃气管网延伸，未来随着下游用气量的增加，公司业绩增长空间较大。在下游城市管网运营领域，香港中华燃气、华润燃气目前处于领先地位。这两家公司已经形成了资覆盖人口超3000万的天然气输配网络，具备了规模效应。中国燃气、新奥燃气虽然项目数较多，但输气规模落后。昆仑能源起步较晚，但背靠中石油这个大股东，昆仑能源将在LNG市场获得较大发展。第二节目标客户天然气及LNG行业目标客户主要有以下两类：①重点支持中石化、中石油、中海油类天然气开采企业以及中国燃气、陕天然气、深圳燃气类天然气运行企业各类授信业务，严格控制上述企业之外的天然气及LNG企业授信。②择优支持为以上核心企业提供配套服务天然气开采服务企业。第三节目标产品2014年天然气及LNG行业信贷目标产品主要涉及到以下九个方面，分别是：1、常规天然气勘探与开采；2、页岩气、油页岩、油砂、天然气水合物等非常规资源勘探开发；3、天然气、液化天然气储运和管道输送设施及网络建设；4、油气伴生资源综合利用；99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告5、气田提高采收率技术、安全生产保障技术、生态环境恢复与污染防治工程技术开发利用；6、放空天然气回收利用与装置制造；7、天然气分布式能源技术开发与应用；8、液化天然气技术开发与应用。99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告第十章2014年天然气及LNG行业金融服务方案第一节行业发展趋势要点一、2014年我国将加快天然气资源勘探开发2014年我国将加快天然气资源勘探开发，提高安全保障能力。我国将按照常规非常规并举、陆上海上并重的方针，加强天然气资源勘探开发，提升天然气自给能力。2014年我国将深层、近海和深水天然气田综合勘探开采，以松辽、渤海湾、鄂尔多斯、西北、四川和海上6大油气生产基地为重点，切实提高天然气资源探明率和采收率，努力实现增储上产。同时将突破页岩气等非常规天然和海洋天然气资源开发。总结推广中国石化涪陵国家级示范区经验，加快国家级页岩气示范区建设，力争在川渝地区加快勘探开发步伐，在湘鄂、云贵和苏皖等地区取得新突破。二、天然气及LNG供需走势（一）天然气：供需形势进一步紧张对外依存度持续上升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。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。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%。（二）LNG：2014年LNG供应量激增2014年仍将是国产LNG产能集中释放的一年，且沿海进口LNG接收站陆续上马，无疑会对于北方国产气产生冲击，从而致使国产液化天然气就近消化的情况更为突出。99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告目前处于在建状态、计划于2014年年内建成投产的国产LNG项目多达55个左右，合计总产能超过6000万方/天。该机构预计，2014年，国产LNG产能将呈现爆发式增长。进口LNG量亦将大幅增长。预计，2014年进口LNG接收站有望增至12个，总接转能力将达到3730万吨/年。2014年LNG供应量的大幅增长有可能导致国产LNG销售利润的下探，但上游供应量的增大也有利于LNG下游产业如LNG车、船等市场的发展。预计2014年国产LNG的销售利润平均会降至100-200元/吨左右。但从另一个角度而言，这种局面有利刺激下游的发展。2014年将是过渡期，之后中国LNG市场将逐步趋于成熟。第二节行业总体授信策略2014年，对于天然气及LNG行业总体信贷原则是：总量控制、结构调整、区别对待，择优进入。2014年，对天然气及LNG行业的总体信贷规模进行适度控制，审慎维持原有规模；严格执行国家的产业政策，加强信贷投放的控制管理，强调准入客户的产能装备先进、手续合规、产品具备竞争优势，对存量资产加大结构调整力度，尽快退出产能落后、规模较小、经营亏损的客户；对行业内客户实行区别对待，增量资产主要投向有市场竞争力的企业；与大型优势天然气及LNG企业建立良好的银企合作关系，选择具有盈利能力强、产能合规的大中型生产企业，关注具有资源优势的企业。第三节区域准入政策区域方面，建议资金投放优先考虑天然气产量较高，经济效益较好的地区，即陕西、新疆、四川三大地区，而经营效益进步较大、行业规模较大区域也要重点考虑，即广东、青海、黑龙江、吉林地区。第四节项目准入标准一、准入标准①新项目投资总额至少应在3000万元以上；②新建项目自有资本金的比例不得低于项目总投资的30%。项目投资方要求具备较强的出资能力，净资产必须超过通用设备制造项目出资额度，企业资产负债率原则上不高于60%；③改扩建天然气开采项目的资本金比例不低于40%；99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告④项目生产技术先进适用，能耗物耗达到国际先进水平，产品质量必须符合国家标准并且能够适应出口要求，安全环保必须满足国家有关规定，具备有效的应急机制；⑤项目列入《产业结构调整指导目录（2013年本）》（修正）的鼓励类；⑥信用等级AA-级以上；⑦项目资本金≥30%；⑧贷款偿还期≤15年；⑨财务内部收益率≥同期同档次银行贷款基准利率+1个百分点；企业资产负债率≤60%；⑩信用敞口原则上应落实本行认可的担保方式。二、退出标准就具体项目而言，涉及以下内容的业务属于退出类：①天然气资源储备不明确项目；②高污染，技术落后的项目。第五节客户准入标准一、支持类①行业内大中型企业，具有规模扩张能力，属于未来行业内的领先者；②产品具有竞争优势，市场占有率较强的企业；③具有产业链优势的企业，对原材料议价能力强，下游产品服务能力强；④企业节能减排标准处于或者高于行业平均水平；⑤企业的财务指标应高于行业平均水平，财务状况良好。包括：企业总资产报酬率≥11.9；企业销售利润率≥19.8%；应收账款周转率≥18.8次；资产负债率≤44.3%；销售收入增长率≥21.6%；销售利润增长率≥20.3%。⑥客户信用等级在A+级以上（含）。二、控制类①存量客户中，企业装备、环保和技术水平均已达标的龙头企业，可适度维持授信；②99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告财务状况及资产质量良好，净流动资产为正，连续盈利两年以上，销售收入、利润、现金流稳定或处于增长；③维持类区域内，财务稳定，产品具有一定竞争力的企业。④企业的财务指标应处于行业平均水平。包括：企业总资产报酬率≥10.2；企业销售利润率≥13.3%；应收账款周转率≥13.1次；资产负债率≤50.8%；销售收入增长率≥17%；销售利润增长率≥13.9%。⑤客户信用等级在A+级以上（含）。三、退出类①产能低下、效益低下的企业；②涉及《国家产业结构调整目录》中的淘汰类项目、技术及产品（如天然气常压间歇转化工艺制合成氨）；③坚决退出生产技术落后、能耗大、污染严重、产品缺乏竞争力的企业；④不符合产业政策规定，以及项目未经审批的企业；⑤财务指标远低于行业平均水平，连续亏损的企业。包括：企业总资产报酬率≤3.4%；企业销售利润率≤4.2%；应收账款周转率≤9.6次；资产负债率≥59.9%；销售收入增长率≤12.6%；销售利润增长率≤1.6%。⑥企业信用状况较差。第六节行业金融服务方案针对天然气及LNG行业的具体特点，并结合我行的授信产品，适用于行业的金融服务方案主要包括以下几个方面：一、流动资金贷款针对天然气及LNG行业设备采购、人力资本支出日常设备维护费用以及应收账款等方面带来的流动资金需求，银行可以采取流动资金贷款，按贷款期限可分为一年期以内的短期流动资金贷款和一年至三年期的中期流动资金贷款，贷款方式可分为担保贷款和信用贷款，其中担保贷款又分保证、抵押和质押等形式。二、固定资产贷款和项目融资99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告针对天然气及LNG行业项目的基本建设、技术改造等活动及相关的工程建设、技术设备购买与安装需要的资金总额较大，可采取固定资产贷款解决企业固定资产投资活动的资金需求，由于项目周期长，风险高，为了减少风险，可以参与银团贷款、逐笔申请逐笔审核等。由于天然气及LNG项目本身的资金需求量大，风险较高，以项目公司本身的现金流量和全部收益作为还款来源，并以项目公司的资产作为贷款的担保物。来分散项目的风险，虽然银行也承担一定的风险，但是收益率也相对较高。不过要对项目进行核查、关注政策、跟踪产业动态、项目进展情况，来保证长期稳定预期收入。三、并购贷款2008年，银监会对外公布了《商业银行并购贷款风险管理指引》，明确允许符合条件的商业银行开办并购贷款业务。针对近年来不断增多的天然气及LNG海内外并购项目中企业所需的资金需求，银行可为企业提供期限不超过五年的并购贷款业务。四、结算及贸易融资针对天然气及LNG企业购买开采设备进口、天然气、LNG进出口的多种结算需求，银行应为其提供国际、内信用证、银行承兑汇票、银行电汇、国际综合保理等结算服务。贸易融资产品主要应用于出口量大，生产周期长，对汇率避险要求高的企业，银行可为提供打包贷款、出口押汇等产品。五、产业链金融银行可通过天然气及LNG行业产业链上的大型优质企业，为与其配套的上下游中小型企业提供应收账款融资产品、动产质押融资产品等一系列供应链金融产品。99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告附件：天然气及LNG行业主要金融产品表1天然气及LNG行业主要金融产品列表金融产品具体内容示例银行信贷中长期贷款较为常规，国内四大行涉及到油气开采行业的常规银行信贷产品较多。短期贷款流动资金贷款贸易融资票据贴现承兑汇票信用证保函等银团贷款银团贷款是指由两家或两家以上银行基于相同贷款条件，依据同一贷款协议，按约定时间和比例，通过代理行向借款人提供的本外币贷款或授信业务。2013年11月，中石化寻求一项总额达25亿美元的银团贷款，中国建设银行、三菱东京UFJ银行、花旗银行、汇丰银行、苏格兰皇家银行和大华银行将成为授权牵头行，贷款利率为伦敦银行同业拆借利率加码123个基点。此次银团贷款将以美元形式完成。相比人民币贷款，美元能提供更优惠的利率，这也是基于美元兑人民币贬值的预期。目前六个月伦敦银行同业拆借利率为0.3455%。中石化的贷款将用于一般企业用途。股票股票是股份证书的简称，是股份公司为筹集资金而发行给股东作为持股凭证并借以取得股息和红利的一种有价证券。每股股票都代表股东对企业拥有一个基本单位的所有权。股票是股份公司资本的构成部分，可以转让、买卖或作价抵押，是资本市场的主要长期信用工具，但不能要求公司返还其出资。目前我国原油和天然气开采行业A股上市公司有4家，包括中石油、中石化、海油工程以及通源石油。中国石化实现纽约、伦敦、香港和上海四地上市。债券可转债2004年2月29日，中国石油化工股份有限公司公开发行总额为35亿元人民币的10年期固定利率公司债券。本期债券发行采用向投资者零售、承销团自主销售和通过簿记建档集中配售相结合的方式进行，并从本日起开始接受投资者申购，申购的利率区间确定为4．55%－4．61%（包括上下限）。据悉，本期债券的主承销商是中国国际金融有限公司，而中国石油化工集团公司为本期债券提供无条件不可撤销的连带责任担保。此发行是中石化首次在资本市场进行的债券融资举措。有专家分析指出，此举不仅可以提高中石化目前资本结构中长期债务的比例，从而有利于增强中国石化债务结构的稳定性和进一步改善资本结构，并有利于公司拓宽融资渠道，构建股票、债券相结合的均衡融资结构。企业债公司债中短期票据融资融资租赁融资租赁是集融资与融物、贸易与技术更新于一体的新型金融产业，非常适合中小企业融资。99 2013-2014年天然气及LNG行业发展现状及前景预测分析报告延长石油投资的融资租赁公司落户国际内陆港。2014年1月8日，关天国际融资租赁有限公司在西安国际港务区揭牌。这是由陕西最大国企延长石油投资的融资租赁公司，它的落户，将为西安国际港务区建设以生产性服务业为特色的现代服务业核心功能区，完善西安和陕西金融服务业提供重要支撑。关天国际融资租赁有限公司将充分利用各方股东的客户资源及海内外资金优势，以及陕西延长石油（集团）内部经营需要，提供以炼油、煤化工的工艺包，进口的自控阀门，机器设备如压缩机、吊车类（汽车吊、履带吊）为租赁物的融资租赁；石油天然气开采、冶炼类机械设备租赁；石油管道运输设备租赁；油气煤岩综合化工设备租赁。同时，公司将根据服务西北地区的发展需要，为西北地区的煤炭、石油、矿山等大型资源开采型企业提供融资租赁服务。数据来源：世经未来99'