·全球天然气市场情况：十四五期间全球天然气市场受乌克兰危机、巴以冲突、中美贸易摩擦等地缘政治事件影响，格局动荡调整。全球LNG价格波动剧烈，2020年因新冠疫情需求低谷，年度均价三四美元/百英热；2021年起大幅上涨，东北亚（中日韩、中国台湾）LNG现货到岸价较十三五上涨180%。贸易流向显著变化，欧洲LNG进口量从十三五年均5000万吨增至十四五年均1亿吨（2022-2024年达1.2亿吨），美国对欧洲LNG供应比例从2%攀升至54%，美国大部分增量流向欧洲，欧洲吸收全球大部分供应增量。
·中国天然气市场情况：中国天然气市场方面，需求受国际价格高企、清洁能源替代等因素影响，十四五需求波动较大，2024年消费量4260亿方，十四五年均增速5.5%，远低于十三五的11.4%。供应端，国产气连续八九年增量超100亿方，十四五年均增量130亿方，是供应最大增量来源；进口管道气因中俄东线2019年底投运，量达760亿方，年均增长66亿方；LNG进口因高价制约，与十三五末基本持平。
2、十五五全球天然气市场展望
·全球需求预测：全球天然气需求呈平稳增长态势，2030年消费量预计达4.6万亿方，年均增速约1.8%。区域需求差异显著：欧洲因政策调整（抛弃俄气、转向清洁能源及重启核能等），需求从2021年高峰期逐步下降，较高峰期下降近20%，十五期间需求无增量，与2025年基本持平；亚洲贡献全球约一半消费增量，主要来自中国、印度及泰国等东南亚国家，其消费潜力较大，中国煤炭消费量超50亿吨，印度及其他南亚、东南亚国家十四五期间需求受价格抑制（LNG价格二三十美金每百万热），十五五行业宽松态势将激发价格承受力较弱国家的需求反弹，预计亚洲天然气消费达1.2万亿方，成为主要增量来源。
·全球供应增量分析：全球LNG供应将大幅增长，增量主要来自美国、卡塔尔及其他国家：美国十五五LNG增量超1亿吨，卡塔尔北方气田扩建贡献4000多万吨，澳大利亚、俄罗斯等补充。十五五期间全球液化产能增量达4000万吨/年，5年累计超2亿吨；过去20年平均增量1600万吨/年，十三五（2016-2020）平均增量3000万吨/年。2024年全球LNG产能约4.5亿吨，预计2030年达近7亿吨，供应宽松态势确定性较强。
·全球LNG价格判断：十五五期间供应集中释放将推动LNG价格大幅回落，2025年冬季价格已降至10美元/百英热以下（更多实时纪要加微信：aileesir）。预计2026-2030年年均价在7~10美元/百英热区间震荡，较十四五均价18美元/百英热下降50%以上，整体处于极度宽松时期。均价中枢略高于十三五的6美元/百英热，主要因供应的边际成本、投资成本较十三五有所上升。
3、十五五中国天然气供需及基础设施展望
·中国供需形势预测：天然气消费未达峰，预计2030年中国天然气消费量将达到5600亿方，年均增速5%-6%。需求端来看，天然气在新型能源体系中承担电力调峰重要作用；工业领域随着价格下降，煤改气有进一步释放空间；城燃方面，用气人口增长及南方壁挂炉增加推动稳步增长；交通领域LNG重卡销量较好，有较大增长空间；化工行业受政策导向影响，增量有限，预计维持300亿方左右。供应端方面，2025年国产气约2600亿方，2030年将突破3000亿方；进口管道气方面，中俄东线将增至440亿方、远东线120亿方、中缅21亿方、中亚400亿方，合计近1000亿方；LNG进口量2025年约900多亿方，2030年将达1600亿方，年均增速超11%，主要因价格下降刺激消费及进口。
·基础设施建设展望：全国管网互联互通逐步完善，为天然气消费奠定基础。LNG接收站方面，2025年接收能力1.167亿吨/年、投运33座，2030年将增至2.5亿吨/年、投运45座，可支撑未来LNG进口需求。储气库能力方面，2030年工作气量将达500亿方；加上接收站可存储300亿方气态天然气，全国总储气能力将达800亿方，占2030年消费量的15%左右，能有效支撑季节性调峰需求。
4、十五五中国天然气下游细分领域展望
·燃气发电领域：燃气发电具有清洁低碳、灵活调峰（灵活起运、响应迅速）的优势，但过去因气价较高限制了性能发挥。预计2030年燃气发电装机规模超2亿千瓦（2035年达2.5亿千瓦，远期超3亿千瓦），未来在新能源体系中的支撑作用将逐步体现。政策方面，电价机制改革深化，多地出台容量电价政策，如广东将机组容量电价从100元/千瓦大幅提高至264元/千瓦，可覆盖固定成本约70%-80%，有助于回收气电厂投资成本。燃气发电的经营逻辑将向“容量电费回收大部分投资成本+电力交易弥补剩余成本”转变，长期属于低风险、低收益的火电细分行业，利用小时数可能逐步下降。
·城市燃气领域：城市燃气是天然气主要消费领域，需求稳定增长，未来受益于城镇化率提升及南方供暖市场潜力释放，但增速不会太快。价格方面，过去因上游气价高且民生领域价格传导不畅，中小城燃企业亏损，近年价格传导机制改革加快，多地完成顺价措施，未来顺价机制将更顺畅，城燃毛利价差有望修复。市场方面，全国合法存续的正规燃气管道公司超3000家，头部“城燃五虎”（华润燃气、昆仑燃气、新奥燃气、港华燃气、中燃）占据30%以上特许经营区，市场集中度不高，且小公司经营、抗风险及安全能力不足，国家及地方推动城燃整合，给头部企业带来机会。盈利模式上，传统销气价差（占五六成利润）和接驳工程（占二三成利润）受房地产下滑影响，近年增值业务成为增长点（如华润燃气增值业务占比从2020年0.6%升至2024年10%）。随着上游气价下降，十五五城市燃气公司利润有望得到修复。
·LNG重卡领域：LNG车辆加注是天然气下游细分行业，政策支持方面，《天然气利用管理办法》将LNG重卡列为优先支持项目，2024年3月出台补助政策将LNG重卡纳入更新换代补助范围，利好其替代柴油重卡。市场表现上，2023年LNG重卡销量15万辆，2024年近18万辆，渗透率接近20%。增长潜力方面，十五期间重卡保有量难有增长（现有900万辆可满足需求），但2017-2021年销售的600万辆重卡将进入置换期，为LNG重卡带来增长空间；LNG价格持续下降，与柴油的比价优势将扩大，且长距离物流上，LNG重卡相比电动重卡更具优势（电动重卡短距离封闭场景有优势，但长途充电时间长、服务费高）。预计十五五LNG重卡保有量达150万辆，需求增长空间较大。
5、天然气相关问题回应
·研学储气可行性及模式：研学储气技术层面较成熟，国内有4个研学型储气库；商业模式多样，包括国网金坛与盐业公司的卤水换矿泉模式、租赁模式、成立合资公司等，可根据需求选择适合的经营模式。
·中东地缘影响分析：中东地缘会对天然气市场造成一定冲击，表现为航运成本增加（部分船只绕行好望角）、保险费用上涨及投资者对供应担忧的情绪冲击；但未来运输船供应宽松，2023年、2024年起每年约100艘运输船投运，2030年LNG运输船将超过1000艘，因此冲击有限，不会导致运价大幅上涨，但局部时段可能引起运价和保险费上涨。
·俄罗斯战略调整解读：欧洲逐步摆脱俄罗斯天然气是无法避免的趋势，欧盟最迟2027年秋季将全面停止进口俄罗斯天然气（目前为初步协议，待欧洲议会及成员国批准），乌克兰危机以来欧洲对俄罗斯管道气进口已下降约80%；俄罗斯正调整战略东移，传闻想促成中俄中线500亿方的量（中国暂无相关消息），同时中俄东线将从380亿方提升至440亿方，远东线从100亿方提升至120亿方，但中俄中线合作尚未有定论；俄罗斯LNG扩张受制裁影响，北极2项目等受限，但亚马尔项目欧洲仍在进口，未来美国项目上线后欧洲将进一步摆脱对俄依赖。
6、终端气价及城燃盈利讨论
·终端气价机制解析：终端气价分为不同类型，居民端与工业/发电/LNG重卡端差异显著。居民端气价享受交叉补贴，价格粘性较强，调整困难，例如北京居民气价约2元/方，成本远低于工业端和发电端；工业端、发电端及LNG重卡端气价与国际价格联动性更强。其中，LNG重卡以LNG形式供应燃料，价格基本随现货市场浮动，按到岸价加利润定价，市场竞争激烈时利润空间有限，价格反映直接；发电端因用气量大，可自主采购国际便宜资源，若上游价格不下降，可通过国际采购降低成本，价格联动性较强。从气价构成看，国内气资源包括国产气（开采成本）、进口管道气（2025年约800亿方，与油价挂钩）、LNG（占消费量约20%，70%长协与油价挂钩、30%现货随行就市）；终端计价采用年度合同谈判价加月度拍卖随行就市模式，燃气公司成本取决于上游资源成本及自身利润，但居民端因价格限制，上游气价高企时顺价困难，工业/发电/LNG重卡端顺价更为顺畅。
·城燃企业盈利展望：城燃企业十四五期间因上游气价高企、顺价不畅导致亏损。十五五期间，随着上游气价下降（国际LNG现货及长协价格下行，供应宽松），顺价压力减小，利润有望修复。一方面，上游资源端宽松使得燃气企业与上游谈判时议价能力增强，成本端切实下降；另（更多实时纪要加微信：aileesir）一方面，下游终端中工业、发电等端顺价顺畅，若下游价格因粘性调整较慢，利润空间将扩大。但房地产市场带来的利润可能持续较低，不过整体盈利水平仍将较十四五有所改善。
Q: 国内天然气市场化定价是否参考原油或LNG，以及LNG价格下降后居民端和LNG重卡使用方的气价是否会下降、定价方式如何？
A: 国内终端气价未与油价挂钩，也非完全市场化定价。气源分为三部分：一是国产气，成本为开采成本；二是进口管道气，气价与油价挂钩；三是LNG，其中70%为长协、30%为现货。终端气价需综合考虑气源成本、管输成本等因素，未直接关联油价，因此LNG价格下降不一定直接导致居民端或LNG重卡使用方气价下降。
Q: 面向终端的气价是否与油价挂钩？
A: 面向终端的气价基本未与油价挂钩。
Q: 城市燃气公司的盈利是否会改善？上游采购价格降低、下游居民端价格粘性对其盈利有何影响？
A: 十四五期间部分城市燃气公司因上游气价较高、顺价不畅出现亏损；十四五后上游资源端价格下降，下游居民端价格因粘性降价较慢，工业端价格可能随上游下降，但成本端切实（更多实时纪要加微信：aileesir）降低，利润修复可能性大，整体盈利将优于十四五期间；仅房地产市场带来的利润仍保持较低水平。
