2017年煤氣價格（天然氣行業深度報告）

（報告出品方/作者：中信建投證券，孫曉磊，高興，于伯韜）1.全球燃氣供需缺口明顯，部分區域缺氣嚴重1.1燃氣消費長期穩定增長，LNG供給占比持續提升從一個區域的燃氣供給結構來看，燃氣供給主要由管道氣和液化天然氣(LiquefiedNatur

（報告出品方/作者：中信建投證券，孫曉磊，高興，于伯韜）

1.全球燃氣供需缺口明顯，部分區域缺氣嚴重

1.1燃氣消費長期穩定增長，LNG 供給占比持續提升

從一個區域的燃氣供給結構來看，燃氣供給主要由管道氣和液化天然氣(Liquefied Natural Gas，簡稱 LNG)構成。管道氣通過開采地或處理廠輸送到城市配氣中心或工業企業用戶的管道進行運輸。LNG 制造是先將氣田生產的天然氣凈化處理，再進行超低溫液化，之后利用液化天然氣船、槽車等運送。LNG 具有無色、無味、無毒且無腐蝕性的優點，被公認是地球上最干凈的化石能源，而且其體積僅約為同量氣態天然氣體積的 1/625，因此，LNG 可像石油一樣安全方便地儲存及運輸。全球管道氣與 LNG 交易均非常活躍，其中相同大陸之間多采用管道氣進行輸送，跨洋運輸則采用 LNG。LNG 收運需要采用 LNG 接收站，接收后氣化為天然氣，通過國內管道進行輸送。

燃氣主要用途有城市燃氣、工業燃料、發電用氣、化工原料四大類。全球主要有三種天然氣消費模式，分別是以美國為代表的均衡用氣模式，表現為三種用途占比較為均衡，在 30%~40%之間；以英國、荷蘭為代表的城市燃氣為主模式，英國與荷蘭的天然氣儲量豐富，且天然氣開發利用較早，在上世紀 70/80 年代就形成了較為完善的天然氣管網和基礎設施，基礎設施的完善促進了其城市燃氣的使用率；以日本、韓國為代表的發電用氣模式，日本和韓國都是天然氣匱乏的國家，幾乎全部依賴進口，同時考慮到環保方面的要求，天然氣發電量占其用氣的 50%~60%。

整體上，近十年天然氣產量與消費量基本一致，供需平衡，均呈現穩定增長的趨勢。2020 年全球天然氣產量為 38537 億方，同比下降 3.08%，消費量為 38228 億方，同比下降 2.08%。2020 年產量、消費量大幅度下降主要受到新冠疫情的影響，全球經濟體的能源消耗出現下滑。此外，2020 年初北半球暖冬也減少了取暖需求。天然氣的產量略高于消費量、供給略大于需求的局面壓低 LNG 價格。

從全球燃氣貿易來看，管道氣為主要貿易方式，占比高達 61%，但其輸送范圍有限，因此需要 LNG 進行補充。近年來，天然氣貿易量波動上升，近五年復合增長率為 3.6%。管道氣的貿易量維持較為恒定的水平，2020年為 7558 億立方米，同比下降 5.7%，近五年復合增長率為 0.1%。而 LNG 的貿易量迅速增長，2020 年為 4879億立方米，同比增長 0.85%，近五年復合增長率為 7.6%。LNG 貿易量占比由 2010 年的 31%提升至 2020 年的 39%，LNG 在全球天然氣貿易結構中的地位逐漸提升。

全球燃氣市場主要參與國家可以分為三類。第一類是包括伊朗、沙特阿拉伯在內的自給自足型國家，其產能主要覆蓋自身的燃氣需求；第二類是出口大國，主要是俄羅斯、澳大利亞和卡塔爾；第三類燃氣進口國主要分布在歐洲和東北亞。

歐洲國家如德國、意大利等以管道氣進口為主，主要由挪威和俄羅斯供氣。9 月 10 日，俄羅斯與歐洲之間的“北溪-2”天然氣管道建設已全面完成。“北溪-2”總輸氣能力為每年 550 億立方米，如果項目能夠通過德國的“輸氣”認證，將會極大增加俄羅斯與西歐國家的天然氣交易量。2020 年，中國進口管道氣 451 億立方米，占天然氣進口總量 32.4%（總進口 1391 億立方米），主要來自于俄羅斯、土庫曼斯坦。LNG 全球市場格局已初步形成，進口方主要集中在亞太地區。2020 年，東亞三國中國、日本、韓國分別凈進口 LNG 940 億立方米，1020億立方米以及 553 億立方米，分別占全球 LNG 總進口量的 19%，21%和 11%。東亞三國的氣源國主要是美國、澳大利亞和卡塔爾。

價格方面，管道氣價格通常由雙方長期協議決定，氣價較為穩定，LNG 價格則隨市場需求變化而不斷變化，在不同區域間定價差異較大。具體來看，由于地理距離和運輸費用的限制，燃氣市場具有顯著的區域性。不同區域的供需結構具備顯著差異，使得區域市場的燃氣定價機制不同。燃氣資源儲量充足的地方如北美、英國燃氣價格主要由國內自身供需關系決定，亞洲大陸及中亞主要由天然氣供求雙方政府壟斷定價。燃氣資源儲量相對貧乏，依賴國外氣源補充的地區如歐洲大陸、亞洲大陸及中亞和東北亞則與當地燃氣的特征有關，如歐洲地區燃氣主要用于冬季取暖，因此燃氣價格與競爭燃料如柴油價格掛鉤，東北亞地區則采取將燃氣價格與油價掛鉤等方式。我國國產管道氣與進口管道氣價格較為穩定，LNG 貿易定價體系源自日本，長期合同中采用了與日本進口原油加權平均價格(JCC)掛鉤的定價公式，現貨價格采用普式 JKM 現貨價格。

1.2燃氣短期供需失衡，長期天然氣價格上升有支撐

進入 2021 年，燃氣價格迅速抬升。截至 10 月 5 日，美國 Henry Hub 交易價格為 1.37 元/方（6.37 美元/百萬英熱單位），同比增長 232%，除 2020 年冷冬引起的極端高價外，為近 7 年的最高值。截至 10 月 7 日，IPE 英國天然氣期貨價格交易價格為 7.18 元/方（245.51 便士/色姆，匯率 8.776:1），同比增幅 556%，為近 10 年的最高值。

我們認為全球天然氣短期供給不足而需求強勁，氣候因素疊加能源轉型驅動本輪價格上漲。短期來看，2020年突發新冠疫情導致全球燃氣供給端收緊，一方面疫情導致全球性的工作停滯，影響包括天然氣開采在內的能源產業的投入與產出；另一方面，疫情對經濟增長產生阻力，降低全球對包括甲烷在內的生產資料的需求，進一步地削減燃氣產量。2020 年，全球天然氣產量為 38537 億立方米，同比降低 3%，這是近十年來，天然氣在產量上的首次同比下降。10 月 6 日，俄羅斯總統普京表示，俄羅斯正在增加對歐洲天然氣的供應。

同時，2021 年 9 月美國氣候中心發布“拉尼娜”重現預警，發生“拉尼娜”現象的概率從 70%提升到了 70%至 80%。在 10 月新聞發布會上，我國氣象局也表示預計未來 3 個月（10-12 月）冷水將進一步加強，并進入“拉尼娜”狀態。2021 年“拉尼娜”現象出現概率較高，而“拉尼娜”現象很有可能引發太平洋大寒潮、太平洋兩岸迎來冷冬。冷冬襲來情形下，中國、美國等利用天然氣冬季取暖的國家第四季度天然氣需求仍將保持強勁。

隨著各國疫情防控形勢逐步好轉，復工復產推動工業生產與商業活動景氣度持續走高，各國天然氣消費受到拉動，需求端表現強勁。作為第一大天然氣消費國，疫情對美國經濟影響已經來到中后期。根據 EIA 數據，2021 年 4 月份后，美國天然氣消費增速由負轉正，4 月至 6 月份同比增加，7 月份同比下降 4%，環比增加 7.4%。作為第三大天然氣消費國，中國疫情防控最為有效。自上半年開始，國內工商業活動穩健復蘇，生產生活恢復疊加“煤改氣”政策持續推進，拉動國內用氣需求持續向好。根據國家能源局數據顯示，2021 年 1 至 7 月，天然氣表觀消費量 2112 億立方米，同比增長 17.1%。此外，作為天然氣消費的主要地區，美國與東北亞由于 2021年夏季氣溫較高，當地天然氣需求較為旺盛。

綜上，預計 2021-2023 年全球燃氣供需格局仍將維持緊張局面。根據測算， 2021-2023 年天然氣供給將分別短缺 89、301 和 527 億立方米。此外，季節性供需矛盾以及地緣政治帶來的不確定因素仍可能使得局部區域的天然氣供需情況呈現十分緊張的態勢。

同時，2021 年 9 月美國氣候中心發布“拉尼娜”重現預警，發生“拉尼娜”現象的概率從 70%提升到了 70%至 80%。在 10 月新聞發布會上，我國氣象局也表示預計未來 3 個月（10-12 月）冷水將進一步加強，并進入“拉尼娜”狀態。2021 年“拉尼娜”現象出現概率較高，而“拉尼娜”現象很有可能引發太平洋大寒潮、太平洋兩岸迎來冷冬。冷冬襲來情形下，中國、美國等利用天然氣冬季取暖的國家第四季度天然氣需求仍將保持強勁。

在能源轉型大背景下，碳意識、環保意識將長期推動天然氣需求增加。天然氣是傳統三大化石能源中唯一的清潔低碳能源，相較于煤炭、石油等能源具有使用安全、熱值高、潔凈等優勢。在燃燒過程中，天然氣產生危害人體健康的物質（如二氧化硫）極少，并且產生的二氧化碳僅為煤的 40%左右。由于新能源發電的潮汐特性，伴隨可再生能源裝機容量的大幅提升，電網負荷的峰谷差越來越大，需要穩定的且負荷靈活的燃氣電廠來調節負荷峰谷。因此，天然氣將成為能源結構由傳統化石能源轉型至新能源的優秀過渡能源。

在越來越嚴厲的環保法規壓力下，各國家與地區謀求“煤轉氣”的變化也將成為趨勢。根據 BP 2020 年發布的《世界能源統計年鑒》，2019 年全球天然氣發電量為 6297.9 太瓦時，同比增長 3.5%；在全球總發電量中占比 23.3%，同比提高0.5 個百分點。此外，在各類電源發電量中，天然氣發電量排名第二，僅低于煤電；從增速上看，天然氣發電增速同樣排名第二，僅次于新能源發電。從區域上看，2019 年美國天然氣發電量 1700 太瓦時，同比增長 7.7%；歐洲地區天然氣發電量 768 太瓦時，同比增長 5.2%；中國天然氣發電量 236.5 太瓦時，同比增長 9.7%。

從全球天然氣的供給端來看，根據國際能源署發布的《天然氣分析及展望 2021-2024》和阿拉伯石油投資公司發布的《2021 年版中東和北非能源投資展望》數據顯示，未來全球天然氣新增供應幾乎完全來源于已在開發的大型常規資產，主要分布在美國、俄羅斯和中東地區。美國天然氣產量預計抬升，海外需求是主要推力。根據油田服務公司貝克休斯的數據，頁巖氣鉆機數量從疫情開始不足 70 臺，已經上升至 2021 年 9 月初 100 多臺。受到當前高天然氣價格刺激和未來海外需求增加，我們預計更多鉆機將重新進入天然氣市場，帶動天然氣產量持續增加。

此外，報告數據顯示中東與北非各個國家對天然氣開發項目維持相對謹慎態度，2021-2025 年承諾投資天然氣投資總額為 750 億美元，相對預期減少 95 億。而包括卡塔爾的北部油田擴建項目在內多個大型項目將于 2024 年之后才能完工，因此預計中東區域短期天然氣供給增加有限。俄羅斯產量增加主要來源于氣田的新項目開發，除了博瓦年科沃天然氣田將增加至 1150 億立方米/年的產能外，哈拉薩維（Kharasavey）油田預計將在2023 年投入使用，其產能將達到 320 億立方米/年。倘若“北溪-2”號的政治問題得到緩解，俄羅斯對歐洲的天然氣供給能力將進一步提升。我們預測 2021-2023 年全球天然氣供給將緩慢增加，我們將主要產氣區分區域進行產氣量測算，根據測算結果顯示，2021-2023 年全球天然氣供給將分別達到 39686、40417 和 41172 億立方米，同比分別增加 2.98%、1.84%和 1.87%。

從全球天然氣的需求端來看，我們認為燃氣需求將呈現長期增長趨勢。一方面全球經濟活動逐漸從疫情中復蘇，能源需求持續上升；另一方面碳減排壓力帶來各國能源政策向清潔能源利用的傾斜，從煤炭和石油轉向天然氣的潛力已經得到了很大的開發。從區域上看，亞太地區將成為未來燃氣需求增加的主要推手。

東南亞國家的增量需求主要來源于天然氣發電。同時，需求的迅速增加也使得亞太區域供需平衡缺口有逐漸擴大的趨勢。此外，中東的天然氣需求也將有明顯增加。沙特阿拉伯和伊拉克正在關注投資天然氣發電項目，伊朗等國家則逐漸重視石油化工產品項目。綜合考慮上述因素后，，2021-2023 年全球天然氣需求將持續增加，天然氣需求將分別達到 39755、40718 和 41699 億立方米，同比分別增加 4.05%、2.37%和 2.41%。其中，2021 年的天然氣需求預計將重回疫情前 2019 年的需求水平。

綜上，預計 2021-2023 年全球燃氣供需格局仍將維持緊張局面。根據測算， 2021-2023 年天然氣供給將分別短缺 89、301 和 527 億立方米。此外，季節性供需矛盾以及地緣政治帶來的不確定因素仍可能使得局部區域的天然氣供需情況呈現十分緊張的態勢。

在國家石油天然氣管網集團有限公司成立后，“三桶油”正逐步將旗下管道公司劃歸國家管網公司，我國天然氣市場正過渡為上游以“三桶油”為主，中游統一管網運輸，下游銷售市場充分競爭的油氣市場體系。

2.上游氣源壟斷定價能力強，中游公平開放，下游格局分散

2.1燃氣產業鏈可分為三，上游標的相對稀缺

國內燃氣產業鏈上游為天然氣氣源環節，氣源主要包括進口 LNG、進口管道氣以及國產氣。主要公司為國資綜合油氣公司，如中石油、中石化和中海油；此外，國內亦有非常規氣體相關的生產公司，如亞美能源、藍焰股份、中天能源等。由于上游壁壘較高，市場呈現高度壟斷的競爭格局。

中游為天然氣的儲存和運輸。該環節主要負責天然氣的儲存和運輸，多為管道制造商、建設商以及液化及儲運設備制造商。長輸管道主要為中石油、中石化和中海油覆蓋，中輸/省級管道為勝利股份、金鴻能源、陜天然氣等公司覆蓋，管道制造商包括金洲管道等，液化儲運設備制造商為厚普股份、廣匯能源等。隨著 2019 年底國家管網公司誕生，中游逐漸形成“全國一張網”格局，目前國家管網公司主要職責是負責全國油氣干線管道、部分儲氣調峰設施投資建設、干線管道互聯互通及與社會管道聯通，持續賦能產業鏈上下游。

下游為天然氣的分銷。主要應用于城市燃氣、工業燃料以及發電用氣等方面。城市燃氣公司主要為百川能源、深圳燃氣、華潤燃氣、中國燃氣、新奧能源、金鴻能源等。城市燃氣行業經過多年發展已經基本形成了國有燃氣企業、外資（港資）燃氣企業、民營燃氣企業“三分天下”的局面，市場競爭格局基本確立。

在國家石油天然氣管網集團有限公司成立后，“三桶油”正逐步將旗下管道公司劃歸國家管網公司，我國天然氣市場正過渡為上游以“三桶油”為主，中游統一管網運輸，下游銷售市場充分競爭的油氣市場體系。

2.2上游氣源來源多樣，國產氣由三桶油主導

上游氣源來源多元化，對外依賴為 40%左右。中國天然氣上游氣體來源主要包括進口管道氣、進口 LNG 和國產氣。根據彭博數據，2020 年進口管道氣達 46.9 BCM（十億立方米），占比達到 14.8%，主要來自于中亞管道、中緬管道、中俄管道，未來隨著中俄管道線進一步建設投產，未來中俄管道氣有望迎來大幅度增長，整體進口管道氣占比有望提升。2020 年進口 LNG 為 80 BCM，主要來自澳大利亞、卡塔爾、印尼等地。天然氣主體供給依然靠國內自產氣體，國產氣 2020 年供給為 190 BCM 左右，占整體供給的 60%。

進口 LNG 價格快速提升，體量維持高位。2020 年 8 月以來進口 LNG 價格持續上漲，主要系全球天然氣供需緊張，疊加國內“煤改氣”、發電持續帶動強勁需求等多重因素所致，根據彭博數據，2021 年 8 月進口 LNG 價格為 10.9 美元/百萬英熱，已經接近 2018 年最高水平，預計隨著國內天然氣需求進一步增加，疊加供給彈性不足等因素，進口 LNG 價格或將繼續走高，天然氣下游應用或將承壓。從數量上來看，進口 LNG 呈現明顯的季節性，每年冬季是進口 LNG 數量的峰值，主要系天氣等季節性因素影響，但是今年以來，進口 LNG 體量一直處于高位，8 月淡季依然呈現上升趨勢，主要原因為去年冷冬導致今年補庫需求強勁。下半年，隨著冬季漸進，疊加國內其他需求不減，進口 LNG 體量或持續維持高位。

中國本土天然氣價格有望維持高位，產量呈現波動上升趨勢。2021 年中國本土 LNG 的加權平均價格為 17.6美元/百萬英熱，價格迎來新一輪價格高峰，主要系冷冬導致需求增加所致。本土天然氣產量呈現穩定上升趨勢，隨著價格持續上漲，疊加天然氣價格市場化推進，未來本土公司供給意愿會不斷增強，天然氣供應或不斷提升。

上游生產端由“三桶油”為主，產氣格局高度壟斷。長期以來，我國天然氣上游的勘探開采就存在較高的行業壁壘，如嚴格的政府注冊和審批、大量的資金投入以及技術專長等，所以目前國內天然氣生產形成了以“三桶油”為主體的競爭格局。特別是在國家管網成立后，“三桶油”的主體業務更聚焦上游生產領域，“三桶油”在未來仍將是我國最大的天然氣生產商。由于上游廠商極高的壁壘，氣源的獨特優勢使得上游廠商具備較強的議價能力。在 2019 年, 中石油天然氣產量 118.8 億立方米, 約占全國天然氣產量總額的 68%, 位居全國第一。中石化產量 29.6 億立方米,中海油產量 16.8 億立方米,“三桶油”產量共計占比 95%左右，呈現出上游生產格局高度壟斷的特征。（報告來源：未來智庫）

進口 LNG 由“三桶油”主導, 其他企業進口量快速增長。目前, 我國 LNG 進口企業主要以“三桶油”為主。2019 年, 中海油進口 LNG 最多, 達 38.7 億立方米, 約占全國 LNG 進口總量的 45%; 中石化進口 LNG 達 21.9億立方米, 約占全國 LNG 進口總量的 25%; 中石油進口 LNG 21.3 億立方米, 約占全國 LNG 進口總量的 25%。

頁巖氣儲量豐富，有望成為天然氣增長主力。我國頁巖氣儲量十分豐富，目前累計探明儲量為 2 萬億立方米左右，估計儲量達 36.1 萬億立方米，居世界首位。2014-2020 年間，頁巖氣產量持續增加，2020 年我國頁巖氣產量超過 200 億立方米，同比增長為 32.6%，在國產氣中的占比突破 10%，逐漸成為國產天然氣產量增長的重要組成部分。

國產天然氣產量穩定增長，非常規天然氣儲量豐富，頁巖氣開采技術逐漸成熟，有望成為增產主要來源。國家統計局數據顯示，2020 年我國天然氣產量達到 1925 億立方米，增量 163 億立方米，天然氣連續四年增產超過 100 億立方米，儲量與新增產量非常豐富。同時，非常規氣體表現亮眼，頁巖氣、煤層氣、煤制氣等非常規氣全面增產、貢獻突出，其中煤層氣產量 67 億立方米；頁巖氣產量為 200 億立方米；煤制天然氣產量 47 億立方米。2020 年天然氣探明新增地質儲量 1.29 萬億立方米。其中，天然氣、頁巖氣和煤層氣新增探明地質儲量分別達到 10357 億立方米、1918 億立方米、673 億立方米。另外，根據中石油經濟技術研究院預測，我國非常規氣將成為未來我國天然氣增產主力，其中頁巖氣產量到 2030 年達到 700 億立方米，到 2050 年達到 1000 億立方米，煤層氣產量到 2050 年將達到 350 億立方米，煤層氣、頁巖氣等成長空間較大，或成為未來增產主力。

頁巖氣儲量豐富，有望成為天然氣增長主力。我國頁巖氣儲量十分豐富，目前累計探明儲量為 2 萬億立方米左右，估計儲量達 36.1 萬億立方米，居世界首位。2014-2020 年間，頁巖氣產量持續增加，2020 年我國頁巖氣產量超過 200 億立方米，同比增長為 32.6%，在國產氣中的占比突破 10%，逐漸成為國產天然氣產量增長的重要組成部分。

我國擁有世界最豐富的頁巖氣儲量，但是開采量卻遠低于美國，主要系北美地區的頁巖氣藏具有天然優勢，其頁巖儲層厚度大、埋深相對較淺，而且地面條件多在平原地帶，附近有豐富水源；但是我國頁巖氣藏則埋深大、厚度小，地面環境多為丘陵，取水比較困難等因素限制了我國頁巖氣的發展。未來我們認為隨著開采技術進步和投入增加，開采成本有望不斷降低，頁巖氣將成為我國油氣產業新增量的重要組成部分。

根據頁巖氣開發的不同階段，其技術關鍵點為井工程技術和壓裂工程技術。在鉆井工程方面，水平井為井眼打到一定深度以后，再向水平或者接近水平的傾斜方向繼續延伸一定長度的定向井。相較垂直井，水平井可增加井筒與儲層的接觸面積，從而提高天然裂隙鉆遇率，這會進一步改善儲層流體的流動狀態，從而獲得更大泄流面積，提高天然氣產量。因此頁巖氣儲層水平井雖然成本大約為直井的 1.5-2 倍，但可采儲量卻為直井的3~4 倍，是目前國內頁巖氣田的主流運用技術。隨著水平井技術發展革新，井下動力鉆具、地質導向工具、旋轉導向鉆井系統、隨鉆測量系統、控壓鉆井等新技術出現，水平井頁巖氣勘探開發領域的優勢更為顯著。壓裂工程技術是頁巖氣開發的核心。

鑒于頁巖氣藏的低孔隙度、低滲透率特征，天然裂隙發育較好、可直接投產的頁巖氣藏不足 10%。因此絕大多數頁巖氣井都要依靠人工壓裂的方式打通天然裂縫通道，并同時產生新的人工水力壓裂縫，形成裂縫空間網格以增大儲層改造體積，提高流體的運移聚集速度，達到增速增產目的。目前主流的壓裂技術是分段水力壓裂技術。該技術利用封隔器或橋塞分割各段，然后逐段壓裂，在每個井筒中壓開多條裂縫。含有一定濃度的支撐劑（通常為砂）的壓裂液泵入儲層后，開采方會使用更高濃度的支撐劑壓裂液進行壓裂。水力壓裂技術的原理是通過超強的增壓裝置制造高壓水流來制造孔隙，再輔以固定劑固定裂隙，從而充分利用地質儲量，提高單井產量。

目前我國淺中埋深頁巖儲層工程技術已經成熟，開始大力布局深層頁巖氣的技術突破。中國的淺中埋深頁巖儲層工程技術方面，鉆采和壓裂技術逐步成熟，項目已經可以實現較好效益，目前我國頁巖氣已經實現規模化開采，并處于持續上產階段。但是由于超深頁巖氣井面臨的地質和地形限制更為復雜，成本更為高昂。據 估計，一口深層頁巖氣井的鉆探和完井成本為 900 萬美元，比 2000-3500 米的中層頁巖氣井成本高出 200 萬美元。目前為實現深層頁巖氣高效益開發，在理論突破的基礎上，還需要創新開發技術、同時研發鉆井和壓裂裝備，通過降本增效來助力深層頁巖氣的勘探。

2.3國家管網公司加速建設，中游打造全國一張網

目前我國管道建設成效顯著，“全國一張網”基本成型。2020 年我國新建成天然氣管道約 4984 千米，較 2019年增加 2765 千米。與 2019 年相比，天然氣管道建設速度呈大幅增長態勢。截至 2020 年底，我國境內累計建成天然氣管道約 8.6 萬千米。2020 年續建或開工、2021 年及以后建成的天然氣管道總里程預計為 3050 千米，建設趨勢仍然向好。隨著“十三五”計劃的收官，“全國一張網”基本成型，未來“一張網”的趨勢仍將繼續延續。

國家成立石油天然氣管網集團有限公司，持續賦能產業鏈上下游。此前，油氣領域基礎設施建設與運營工作主要由國內三大石油公司承擔，例如截至 2017 年底，中石油國內運營的油氣管道總里程為 8.56 萬公里，占國內原油管道的 69%，天然氣管道占全國的 76.2%，成品油管道占全國的 43.2%。這樣的上中下游一體化運營模式在行業發展初期發揮了集成協調優勢。而伴隨著市場逐步開放以及終端需求日益旺盛，以往的運營模式面臨挑戰。針對這些情況，2019 年 12 月 6 日國家管網公司應運而生。目前國家管網公司主要職責是負責全國油氣干線管道、部分儲氣調峰設施投資建設、干線管道互聯互通及與社會管道聯通，形成“全國一張網”。同時，該集團還負責原油、成品油、天然氣管道輸送，統一調度全國油氣干線管網運行，定期向社會公開剩余管道輸送及儲存能力，實現基礎設施向所有符合條件的用戶公平開放。

國家管網成立有望持續賦能產業鏈上下游，進一步推進天然氣價格市場化進程。對中上游來說，國家管網公司整合“三桶油”的管輸業務，進一步提升官網基礎設施的互聯互通能力，促進管容分配和調度運營能力；在下游，可以優化分銷配送環節，有力保障供應來源的多樣化和穩定性。以下游主要消費端城市燃氣為例，部分城市燃氣公司在獲得上游氣源情況下，可以直接申請利用國家管網進行輸送或申請新建長輸管道，減少了對“三桶油”投資和新建長輸管道的依賴。

2.4城燃公司競爭格局相對分散，配氣價格受政府調控

價格上漲或造成城市燃氣業務成本增加，商業模式決定量的增長為主要增收因素。下游天然氣應用包括城市燃氣、工業燃料、發電用氣、化工用氣等方面，其中主要是應用是城市燃氣，占比達到 37.5%。其主要分銷流程是氣源經過中低壓管線輸配，經過城市輸配站的調壓送至中壓用戶網絡（居民、商業等）或者次高壓用戶（大型工業企業）。但是對于城市燃氣公司來講，由于下游居民用氣價格基本保持穩定，上游天然氣價格上漲會增加成本導致利潤承壓。以深圳燃氣為例，2021 年以來，由于上游氣源價格持續上漲，提升其進氣成本，對毛利造成壓制。而燃氣銷售為城市燃氣運營商將從上游企業購買的天然氣通過管網銷售給終端客戶的業務模式。在該模式下，上游天然氣供應商的門站價格為政府指導價，由國家發改委發布，具體價格由供需雙方依據門站價格協商確定;對下游各類用戶的天然氣銷售價格，在當地政府有關主管部門制定的限價內確定。因此，企業的議價空間較小。燃氣公司利潤空間相對較小，氣量的增加成為下游公司主要的增收因素。

下游消費量逐年增長，以城市燃氣和工業用氣為主。下游天然氣消費逐年增加，2020 年天然氣消費量為 3240億立方米，同比增長 5.6%；下游天然氣主要的消費方向有四類，分別為城市燃氣、工業燃料、發電用氣和化工

用氣。其中，城市燃氣、工業燃料及發電用氣的需求增長是推動天然氣消費增長的主要動力。受能源供給側改革、社會用電需求增長等經濟和政治的多方面因素影響，我國城鎮居民、工業及發電用天然氣的需求增長顯著。

3.國內燃氣消費需求持續向好，氣價彈性主要體現在 LNG 現貨

3.1疫情后經濟反彈帶動燃氣消費，多因共振國內燃氣消費劇增

2020 年受新冠疫情影響我國經濟發展速度顯著放緩，2021 年疫情受控后我國經濟迎來報復性反彈，21Q1GDP 達 24.93 萬億元，同比增長 20.73%；二季度 GDP 達 28.29 萬億元，同比增長 13.09%。

電是工業之母，用電量是社會經濟的晴雨表，經濟高速增長帶動我國用電量大幅提升，2021 年 1-8 月我國全社會累計用電量為 54704 億千瓦時，同比增長 13.8%，較去年同期提升 13.2 個百分點。

2017-2020 年，我國天然氣表觀消費量總體呈上升趨勢，2018 后，消費量的增速有所放緩，受疫情影響 2020年同比增速降低至 5.98%。燃氣作為大宗商品反應經濟景氣度，在 21 年 GDP、用電量大幅提升的背景下，用氣量同比大幅提升。2021 年 1-7 月實現天然氣表觀消費量 2130.2 億立方米，同比增加 17.06%。

公司推進產業鏈上下游一體化，拉動燃氣銷量大幅增長。公司主營業務包括城市燃氣、燃氣資源（上游資源）、綜合能源、智慧服務，涵蓋氣源供應到終端銷售的全部環節，建立了集資源采購、接收、儲運、銷售一體化的 LNG 和 LPG 產業鏈。2021H 公司實現營業收入 96.36 億元，同比增長 51.2%；實現歸母凈利潤 12.04 億元，同比增長 10.25%。

要求各地根據當地環境合理實施，并且涉及的工業和居民煤改氣覆蓋范圍擴大：工業覆蓋范圍從之前的 15 個行業擴展到 39 個行業，2020 年 10月底前，要求京津冀及周邊地區、汾渭平原共完成散煤替代 709 萬戶。21 年，以廣東省為代表，繼續加速推進“煤改氣”改革 5 月，廣東省發布《廣東省加快推進城市天然氣事業高質量發展實施方案》，文件指出到 2025年，廣東省城市居民管道天然氣普及率要達到 70%，用氣量要達到 200 億立方米以上，且山東省生態環境廳表示下一步將繼續推進工業“煤改氣”工作。“煤改氣”政策的逐步落實有望推動天然氣需求的增長。

天然氣需求受季節影響較大，一般來說，每年的冬季需求量最大，20 年冬季天然氣表觀消費量為 815 億立方米，占全年表觀消費量的 28%，而我國天然氣庫存每到冬季下降較為明顯，受補庫存需求的影響，每年冬季天然氣進口量大幅增加，2021 年 1 月達到 1157 噸，為歷史最高位。在天然氣需求逐年走高的大趨勢下，21 年冬天的天然氣需求或達新高。

近年來，中國天然氣產量逐年提升，分結構來看，非常規天然氣，主要為煤層氣、頁巖氣、煤制氣，增長較快，年均增速長期保持在 10%以上；常規天然氣產量增長維持在 5-10%左右。2020 年，全國天然氣產量 1925億立方米，同比增長 9.8%。非常規天然氣產量 314 億立方米，同比增長 24.11%，占總產量比例達 16.31%，其中，煤層氣產量 67 億立方米，同比增長 13.5%；頁巖氣產量超 200 億立方米，同比增長 32.6%；煤制天然氣產量 47 億立方米，同比增長 8.8%。

中國天然氣進口量也逐年提高，進口依賴度近年來保持在 40%以上，對外依賴性較強。分類別來看，LNG進口量增長較為迅速，而管道氣變化較小，且 2019、2020 年發生負增長，主要是因為技術的成熟，航運 LNG的成本逐漸降低。2021 年 1-8 月，中國進口天然氣 7930.59 萬噸，同比增長 21.88%，進口依賴度達 45.44%，其中，LNG 進口 5180.88 萬噸，同比增長 22.85%，管道氣 2749.70 萬噸，同比增長 20.10%。我國進口的 LNG 可分為現貨和長協兩種模式，2020 年以現貨形式進口的 LNG 為 2717 萬噸，同比增加 27.56%，占總 LNG 進口量的40.47%，相比于 2019 年增加了 5.12 個百分點，呈現上升趨勢，因為我國作為采購方，現貨合同具有短期、小批量、高靈活度等優點，可以增強在下游電力和天然氣市場中的競爭力。

8 月 12 日國家發改委發布了《2021 年上半年各地區能耗雙控目標完成情況晴雨表》，對江蘇等省份提出紅色預警，在國務院上半年政府工作報告中說明：2021 年發展的主要預期目標為單位國內生產總值能耗降低 3%左右，并提出“十四五”時期總目標是降低 13.5%，實現以能源消耗強度和能源消費總量為組合的能源“雙控”目標，實現“雙碳”目標。9 月 16 日，國家發展改革委印發了《完善能源消費強度和總量雙控制度方案》，提出嚴格制定各省能源雙控指標等。

部分地區為了完成本年度的能耗強度目標，限制高耗能企業用電總量、提高電價、限制用電時段等“雙控”舉措頻出。具體到 LNG 方面，華東地區受此次“雙控”影響較為明顯，聯力石化，中海油泰州為滿足自身能源需求而停止出貨，具體重新出貨時間目前仍未知，加之 7 月份為 LNG 工廠檢修旺季，2021 年 7 月份以來，LNG 市場整體開工負荷有所下滑。21 年 7 月份開工率為 46.89%，21 年 8 月份開工率為 49%，對比同期 20 年 7、8 月開工率分別為 54.14%和 54.55%，同比下降 7.25 個百分點和 5.55 個百分點。

3.2計劃與市場結合定價，不同環節定價機制差別較大

我國天然氣上游主要可分為國內自產天然氣、進口管道氣、進口 LNG。從定價機制上看，我國天然氣為雙軌制定價，其中國產天然氣與進口管道氣價格受到政府的嚴格監管，價格缺乏彈性。國產氣以井口價格直接銷售給管網，井口價格由各省基準門站價為標桿減去省際管網運費得到，國產氣井口價格在 0.8~1 元/方左右。進口管道氣執行長協的合約價格，我國進口中亞管道氣和俄羅斯管道氣與國際市場油品掛鉤聯動，中緬管道氣價格與國際原油價格掛鉤，總體來看管道氣進口價格也保持相對穩定，價格彈性較小。

中游管網輸送價格也受到政府的嚴格監管，當前我國省間管網管輸費被設定 8% ROA 收益率上限，實際管輸價格在 0.8 元/方左右，受輸送距離等因素影響實際價格會有一定波動。到達各省接收門站后，省內管輸費被不同省政府設定不同的收費標準，不過原則上也不超過 8% ROA 收益率上限，實際運輸費在 0.3 元/方左右。管輸成本受到政府的嚴格控制，由各地物價局等部門根據項目 ROA 等指標設定，價格較為剛性。（報告來源：未來智庫）

目前我國天然氣價格實行了分級管理，門站價格由國家管理，門站以下的銷售價格由地方管理，因此下游終端配氣費及零售氣價格由當地物價局監督管理，當前我國居民平均零售價為 2.7 元/方，工商業平均售價為 3.2元/方。2018 年 5 月 28 日，國家發展改革委發布關于理順居民用氣門站價格的通知，通知規定供需雙方可以基準門站價格為基礎，在上浮 20%、下浮不限的范圍內協商確定具體門站價格，實現與非居民用氣價格機制銜接。供需雙方要充分利用彈性價格機制，在全國特別是北方地區形成靈敏反映供求變化的季節性差價體系，消費旺季可在基準門站價格基礎上適當上浮，消費淡季適當下浮，利用價格杠桿促進削峰填谷，鼓勵引導供氣企業增加儲氣和淡旺季調節能力。消費淡季與旺季由地方政府視自身情況劃分，一般 11 月至下一年 3 月為消費旺季。基準門站價格可隨上游氣源調整為城市燃氣公司的燃氣批差提供了一定的彈性，但由于設置了漲跌幅限制，因此在氣源價格大幅上漲的情況下，城燃公司批差仍將承壓。

進口 LNG 方面，我國 LNG 的價格可拆分為現貨價格和長協價格。亞太地區的 LNG 進口價格主要參考日本 JCC價格，JCC 代表了 17 種日本進口原油的平均價，與國際原油價格掛鉤；現貨價格主要與標普旗下的 JKM 價格掛鉤，受市場供需關系影響，而 JKM 定價機制基于 MOC 平臺的小樣本定價，存在統計口徑偏窄的弊端，目前東北亞地區的雙邊交易量遠高于普氏 MOC 平臺交易量，MOC 平臺每天的報盤總量非常有限，只能反映個別交付窗口的價格水平，不能完全反映市場的總體供需情況。2021 年上半年中國 LNG 現貨到岸價格及長協掛鉤的原油價格均呈持續增長的趨勢，帶動 LNG 綜合進口成本不斷提高，推動 LNG 價格提升。

4.上游氣源及擁有 LNG 接收站的城燃公司分析

4.1淡季不淡，全球共振

本輪燃氣價格呈現淡季不淡與全球共振兩個特征。夏季由于沒有供暖需求，為天然氣消費淡季，氣價通常表現為較低水平。但今年淡季天然氣價格即開始上漲，主要由于經歷 2020 年冷冬后，各國燃氣庫存均處于較低水平，在淡季提前進入補庫階段，又由于全球燃氣供給總體不足，因此導致燃氣價格在傳統淡季即開始上漲。

其次燃氣價格通常表現出較強的區域性，但今年不論是產氣國還是進口國燃氣價格都表現出不同程度的上漲，這主要是由于 2020 年冷冬導致燃氣消費旺盛，疊加 2020 新冠疫情拖累燃產能，全球燃氣供需總體格局偏緊，各大氣源地庫存偏低，整體供給不足情況下全球燃氣價格協同度更高，表現為總量行情與結構性行情并行局面。此外近年全球燃氣交易量中 LNG 現貨占比持續提升，價格相對穩定的管道氣占比則在下降，LNG 現貨對燃氣邊際供需變化極為敏感，這導致全球燃氣價格對于邊際供需變化更加敏感。

因此本輪燃氣漲價受全球燃氣供需缺口拉動，國內燃氣消費量將保持快速增長，國內進口 LNG 價格有望保持高位，同時冬季供暖需求或將進一步驅動燃氣價格上行，我們預計燃氣價格將持續走高并維持高位直到采暖季結束。

中國石油：

公司業績逐漸向好，盈利迎來高速增長。中國石油營收在 2019 年、2020 年和 2020H1 分別為 25168 億元、19338 億元和 11966 億元；分別同比變化為 6.0%、-23.2%以及 28.8%。中國石油歸母凈利潤在 2019 年、2020 年和 2020H1 分別為 457 億元、190 億元和 530 億元；分別同比變化-13.9%，-58.4%和 276.9%；2021H1 公司歸母凈利潤實現大幅增長，主要受油氣量價齊升、煉化明顯改善以及化工大幅盈利等多重因素導致。

中國石油龍頭地位顯著，天然氣業務有望迎來量價齊升。作為中國最大的天然氣供應和天然氣管道運輸商，2021H1 天然氣銷量達到 1341 億立方米，市占率在 70%以上，天然氣行業中上游龍頭地位顯著。2019 年、2020年其天然氣價格分別為 1.313、1.17 元/立方米；由于國際天然氣供需緊張，疊加國內天然氣需求持續攀升等因素，中石油天然氣價格在 21H1 達到歷史高位 1.44 元/立方米，隨著國內雙碳目標、能耗雙控、煤改氣等政策驅動，疊加國內需求旺盛，天然氣供需或將保持長時間供需緊張，價格有望持續維持高位。其天然氣銷量在 2019年、2020 年、2021H1 分別為 2590.9、2487.5 和 1340.8 億立方米。其銷售量由于疫情原因在 2020 年出現短暫回落，但是 21 年上半年銷量表現較好，全年有望達到新的銷量高度。

天然氣儲量豐富，天然氣業務成長空間廣闊。中國石油天然氣可采儲量豐富，近年來保持穩定。根據中石油年報，其 2018 年、2019 年和 2020 年中國剩余天然氣可采儲量分別為 76.467、76.236 和 76.347 萬億立方英尺；已知探明未開發天然氣在 2018 年、2019 年和 2020 年為 36.3388、36.3664 和 34.3604 萬億立方英尺。中石油天然氣儲量十分豐富，隨著未來天然氣在一次能源結構中占比不斷提升，未來天然氣行業或迎來高速增長，公司充足的天然氣儲量有望保持公司的業務穩定增長，其天然氣業務成長可期。

亞美能源：

亞美能源切入非常規天然氣賽道，打開國內市場發展空間。亞美能源控股有限公司是一家國際能源公司，在中國重點布局煤層氣的勘探開發領域，專注于非常規天然氣資源的開發及價值優化。亞美能源的主要運營資產潘莊及馬必區塊位于沁水盆地西南部，其煤層氣探明地質儲量居中國各盆地之首。同時，亞美能源與中聯煤層氣公司開展合作，讓潘莊區塊成為中國商業化程度最高的中外合作煤層氣資產，年設計產能為 5 億立方米。2019、2020 和 2021H，亞美能源潘莊區塊的產量為 8.59、9.67、5.68 億立方米，分別同比變化為 21.8%，12.6%、30.1%。馬必區塊 2019 年、2020 年和 2021H 的產量為 0.72、0.67、0.48 百萬立方米，分別同比變化為-25.6%，-7.0%、57.8%。產銷比均維持高位。憑借其布局煤層氣的差異化戰略，以及在煤層氣商業化進程中的經驗和優秀的團隊管理加持，亞美能源有望打開國內市場的發展空間。

常規氣體資源有限，煤層氣發展前景廣闊。從供給端來看，我國國產天然氣仍呈現常規氣為主、非常規氣為輔的格局。常規氣現存的資源已經有限，且常規石油天然氣賽道高度集中，市場被三桶油壟斷，龍頭效應顯著。但是非常規氣的部分優質賽道前景發展依然廣闊。2017 年至 2019 年，我國煤層氣的探明量為 3025.4、3046.3和 3040.7 億立方米，探明量保持相對穩定。2018 年至 2020 年，我國煤層氣產量為 72.6、88.8 和 102.3 億立方米，分別同比變化-2.9%、22.3%和 15.2%，近兩年總體保持高位增長。我們認為，隨著下游需求不斷增加，煤層氣具備很大的成長空間，未來發展前景廣闊。（報告來源：未來智庫）

公司營收穩定增長，天然氣有望迎來長期量價齊升。亞美能源作為煤層氣龍頭，近年營收增長穩定。2019年、2020 年和 2021H，亞美能源的營收分別為 1162.1、1040.6 和 719.6 億元，分別同比變化 19%，-10%和 48%。三兩年一期利潤分別為 707.4、510.3 和 380.6 億元，同比變化為 71%，-28%和 22%。隨著公司整體產銷量穩定增長，疊加國內天然氣價格有望持續維持高位，量價齊升雙重因素有望持續驅動亞美能源成長。

擬并購全球第二光伏膠膜生產商，有望打造新的業績增長點。8 月份，公司發布公告稱擬以 18 億元對價收購斯威克 49.56%股權，收購完成后公司將成為斯威克實控人。斯威克成立于 2005 年，是全球領先的光伏膠膜供應商，有效產能為 3.6 億平方米/年。2020 年斯威克在全球光伏膠膜市場銷量占比 17.81%，位居全球第二。根據國眾聯出示的價值評估報告，采用收益法估計斯威克股權價值為 30.33 億元，采用市場法估計斯威克股權價值為 61.37 億元，收益法與市場法估值體系下公司收購溢價率分別為 18.69%、-41.34%，公司收購對價較為合理。2020 年斯威克實現凈利潤 2.56 億元，18 億元收購對價對應 14.06 倍 P/E，按價值評估報告預測 2021 至 2023 年斯威克凈利潤分別為 2.97、3.13、3.34 億元，則收購對價分別對應 12.12、11.50、10.78 倍 P/E。整體來看公司收購對價較為合理，未來斯威克有望成為上市公司新的增長點。

深圳燃氣：

公司推進產業鏈上下游一體化，拉動燃氣銷量大幅增長。公司主營業務包括城市燃氣、燃氣資源（上游資源）、綜合能源、智慧服務，涵蓋氣源供應到終端銷售的全部環節，建立了集資源采購、接收、儲運、銷售一體化的 LNG 和 LPG 產業鏈。2021H 公司實現營業收入 96.36 億元，同比增長 51.2%；實現歸母凈利潤 12.04 億元，同比增長 10.25%。

從供應端來看，公司管道天然氣供應量達 25.51 億立方米，同比增長 47.94%，主要系與廣東大鵬和中石油新簽氣源采購協議所致。從銷售端來看，深圳地區管道天然氣銷售量 12.58 億立方米，同比增長 30.13%；深圳以外地區管道天然氣銷售量 8.20 億立方米，同比增長 55.57%；代輸天然氣 4.73 億方，同比增長 266.40%，主要系公司收購達州潤發燃氣銷售有限公司。截至 2021 年 6 月底，公司管道氣用戶 468.65 萬戶，凈增 32.38 萬戶，終端客戶資源穩定并保持持續增長。

積極應對國際 LNG 價格上漲，持續改善公司盈利水平。面對國際 LNG 價格大幅上漲，一方面公司積極部署并優化氣源供應結構，通過推動廣東大鵬城市燃氣股東團隊與 BP 公司簽訂為期 12 年的氣源采購合同，向滬東中華訂購一艘 8 萬立方米的 LNG 運輸船，推進深圳市天然氣儲備與調峰庫二期擴建工程等，保障 LNG 供應鏈穩定。另一方面公司主動調整銷售策略，增加 LPG銷售比重，上半年天然氣批發銷售 2.08 億立方米，同比減少 14.02%，對應收入 5.45 億元，同比增長 4.22%；首次開拓 LPG 深加工原材料客戶，增加保稅出口量，實現 LPG 批發銷售27.36 萬噸，同比增長 41.85%，對應收入 10.57 億元，同比增長 69.98%，實現毛利潤 0.37 億元，比去年同期增加 1.02 億元。

擬并購全球第二光伏膠膜生產商，有望打造新的業績增長點。8 月份，公司發布公告稱擬以 18 億元對價收購斯威克 49.56%股權，收購完成后公司將成為斯威克實控人。斯威克成立于 2005 年，是全球領先的光伏膠膜供應商，有效產能為 3.6 億平方米/年。2020 年斯威克在全球光伏膠膜市場銷量占比 17.81%，位居全球第二。根據國眾聯出示的價值評估報告，采用收益法估計斯威克股權價值為 30.33 億元，采用市場法估計斯威克股權價值為 61.37 億元，收益法與市場法估值體系下公司收購溢價率分別為 18.69%、-41.34%，公司收購對價較為合理。2020 年斯威克實現凈利潤 2.56 億元，18 億元收購對價對應 14.06 倍 P/E，按價值評估報告預測 2021 至 2023 年斯威克凈利潤分別為 2.97、3.13、3.34 億元，則收購對價分別對應 12.12、11.50、10.78 倍 P/E。整體來看公司收購對價較為合理，未來斯威克有望成為上市公司新的增長點。

新奧能源：

公司作為國內城燃龍頭，業務持續擴張，通過煤改氣、新戶入氣等方式，公司上半年新開發工商用戶 1.39萬戶，新開發家庭用戶 118.2 萬戶。2021H 公司實現營業收入 412.3 億元同比增長 30.72%，實現歸母凈利 37.65元同比增長 39.81%。

2021 年上半年，公司天然氣零售量為 124.31 億立方米，同比增 22.3%，帶動零售氣收入為 231.38 億元，同比增長 27.2%。其中工商業用戶售氣 96.16 億立方米，同比增長 26.3%，占零售氣總量的 77.4%；居民用戶售氣24.55 億立方米，同比增長 14.8%，占零售氣總量的 19.7%。今年上半年燃氣價格有所上漲，但公司直銷氣毛差保持相對穩定，Q1 銷氣 5.5 億方，毛差為 0.20 元/方，Q2 銷氣 9.1 億方，毛差為 0.17 元/方。

2021Q2 公司舟山接收站二期投產，總 LNG 接收產能擴張至 800 萬噸/年，公司正在申請 LNG 三期，未來 LNG接受能力有望進一步上升。今年 LNG 價格大幅上漲，但公司有所預判，二、三月份提前鎖定 LNG 長協價格，公司上半年實現批發氣銷售 35.80 億立方米，收入 97.68 億元，較去年同期增長 23.3%，毛利 3.57 億元，同比增長162.5%。公司綜合利用多氣源靈活組合優勢，除了維持天然氣零售業務穩步發展外，亦將燃氣銷售利潤最大化。

公司積極開展綜合能源業務，具備豐富的項目經驗，在業內有著極強競爭力。2021H 綜合能源業務實現收入 36.62 億元，同比增長 74.3%。綜合能源業務相較于傳統的供能方式，能夠幫助客戶節約能源消耗并減少碳排放，在我國積極推進碳中和、清潔供熱等節能減排政策的機遇下，該業務有著極強的發展潛力。2021H 公司新投運綜合能源項目數 16 個，累計投運 135 個，公司綜合能源銷售量達到 80.49 億千瓦時，同比增長 67.5%。另外公司目前還有在建綜合能源項目 40 個，全部投產后公司年能源銷售量有望增至 344 億千瓦時。積極開展利用低碳能源包括生物質、光伏和地熱等項目，及在長江中下游發展分布式清潔供暖項目，本集團累計供暖面積為603 萬平方米。

（本文僅供參考，不代表我們的任何投資建議。如需使用相關信息，請參閱報告原文。）

精選報告來源：【未來智庫】。未來智庫 - 官方網站