产业图谱 · Industry Map

天然气

天然气作为清洁高效的化石能源，被视为从“高碳”向“零碳”能源体系过渡的关键桥梁。

天然气作为清洁高效的化石能源，被视为从“高碳”向“零碳”能源体系过渡的关键桥梁。在能源安全与绿色转型的双重驱动下，天然气产业正从“资源开发”向“储运基建、市场应用、能源服务”的立体化运营全面跃迁。

6个

产业链环节

6个

已覆盖环节

1篇

旗舰报告

6份

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Industry Chain

产业链环节结构

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交互产业图谱

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2026年上半年的天然气产业链，正在经历一个被市场显著低估的结构性变局——我们从三个维度看到"量变到质变"的临界信号。首先是价格机制的实质性突破：管输费"两部制"改革和20+省份的终端顺价落地，正从根本上重塑城燃企业的盈利模型。市场主流叙事仍然停留在"城燃=公用事业=低成长+强监管"，但我们认为这一框架已经过时——2026年上半年主流城燃企业的毛差已从2024年的0.45-0.52元/立方米修复至0.58-0.65元/立方米，利润弹性远超市场预期。如果顺价机制在全国范围内全面铺开，我们判断城燃板块的ROE将从当前的8-10%提升至12-15%，对应PE估值中枢应从15倍上移至20-25倍——这与当前A股城燃板块平均14-16倍PE之间存在显著的认知差。

其次是基础设施REITs的催化剂效应。截至2025年底，全国已建成32座LNG接收站，运营主体从最初的"三桶油"扩展至16家多元化主体，民营接收站占比已超15%。这些资产具有典型的"重资产+稳定现金流"特征，年化回报率在8-12%区间。我们的核心判断是：2026-2027年将是LNG接收站和管网资产通过公募REITs实现价值重估的窗口期——参照已发行的保障性租赁住房和高速公路REITs的分派率（4-6%），优质天然气基础设施REITs的底层资产估值可比当前账面净资产溢价30-50%。这一重估效应将率先惠及申能集团（五号沟接收站）、广汇能源（启东接收站）和新奥股份（舟山接收站）等持有独立接收站资产的企业。

第三，天然气发电的定位正在发生质的飞跃。2026年4月，国家发改委和国家能源局联合发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号），首次将天然气发电纳入容量电价补偿体系。这一政策的深远意义在于：它解决了气电"建得起、用不起"的商业模式困境。我们测算，容量电价（约200-300元/千瓦·年）可使气电项目的IRR从当前的4-6%提升至8-10%，项目回收期从15-18年缩短至10-12年。更重要的是，在风光装机占比突破40%的新型电力系统中，气电的调峰价值将从"锦上添花"变为"系统刚需"——我们判断2026-2030年气电装机将保持年均8-10%的增速，2030年装机有望突破2亿千瓦。这一判断的核心分歧在于：市场主流观点仍然认为"气电太贵、无法与煤电竞争"，但我们认为容量电价机制+碳交易溢价将彻底改变气电的经济性方程。

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2.1 多元化气源：从常规迈向非常规与深海

2025年中国天然气产量达到约2,600亿立方米，同比增长约6.5%，其中国产常规气约1,650亿立方米、页岩气约280亿立方米、煤层气约85亿立方米、煤制气约55亿立方米，进口管道气约600亿立方米，进口LNG约900亿立方米（折合气态）。天然气对外依存度约42%，较2023年的44%有所下降，反映出国产气增储上产的效果正在显现。

中国天然气供给结构（2025年实际 vs 2030E展望）：

气源类型	2025年产量/进口量（亿m³）	占比	2030E（亿m³）	占比	增长潜力	核心挑战
国产常规气	1,650	33%	1,750	26%	低	储量品位下降+老气田递减
页岩气	280	6%	500	8%	中高	深层开发成本+水资源约束
煤层气	85	2%	150	2%	中	单井产量瓶颈
煤制气	55	1%	80	1%	低	高水耗+环保约束
进口管道气	600	12%	900	14%	中	中俄东线满负荷+中亚气源不确定性
进口LNG	900（气态）	18%	1,300（气态）	20%	高	国际价格波动
国产气合计	2,070	41%	2,480	37%
进口气合计	1,500	30%	2,200	33%
其他（储气库调峰等）	430	9%	520	8%
总供给	4,000		5,200
对外依存度	~42%		~46%

中国页岩气资源量约31.6万亿立方米（全球第一），但商业化开发集中度极高。我们对三大主力产区的经济性和开发潜力进行了详细对比：

盆地/区块	2025年产量（亿m³）	地质资源量（万亿m³）	平均埋深（m）	单井EUR（亿m³）	单井成本（万元）	盈亏平衡气价（元/m³）	核心运营商
四川盆地-涪陵（中石化）	85	2.1	2,500-3,500	0.8-1.2	6,800	0.85-1.05	中石化
四川盆地-长宁-威远（中石油）	75	1.8	2,000-3,000	0.7-1.0	5,500	0.75-0.95	中石油
四川盆地-泸州深层（中石油）	40	3.5	3,500-4,500	0.6-1.2	5,500-8,000	0.90-1.30	中石油
四川盆地-渝西（中石化）	30	1.5	2,800-3,800	0.7-1.0	6,500	0.85-1.15	中石化
鄂尔多斯盆地（延长石油）	15	1.2	2,000-3,000	0.3-0.6	4,500	1.00-1.50	延长石油
其他区域	35	—	—	—	—	—	多主体
全国合计	280	31.6

图谱中"天然气生产"与"油气工程"板块细分为"煤层气"、"页岩气"、"煤制气"、"天然气处理"及"深海油气工程"等，代表企业包括中油工程、广汇能源、新奥股份、杰瑞股份、石化机械等。我们判断，上游气源端的核心矛盾已从"有没有气"转变为"气在哪里、成本多少"。常规天然气增储上产面临的挑战日益严峻——新增探明储量品位下降，单井EUR（最终可采储量）从2015年的1.2亿立方米降至2025年的0.6亿立方米。这意味着维持产量稳定需要投入翻倍的资本开支。

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