来自雪球&#xe6关注 天然气行业浅析来自
上回我们说了甲醇行业的情况，这回我们接着来看看新奥的远景业务——天然气；这是我个人非常看好的一个行业，在经过多年的累计以后，我国的天然气使用量在初级能源中终于有了一定的基数作为商业基础；而作为最重要的清洁能源，在国家的能源规划中也有着很高的期待度，究竟这个行业未来会有哪些机会和看点，问题又在哪呢？我们今个就来小小研究一番。
天然气国际情况概述
近年来，国际油气勘探开发技术不断取得突破，由于美国页岩气革命等多重原因的影响，天然气供应宽松，价格大幅下跌。
根据剑桥能源的预测，全球剩余天然气可采资源量为789 万亿方（不含目前已采取量），按目前消费水平可使用240 年；而根据IEA 预测，全球剩余天然气可采资源量750 万亿方，按目前消费水平可使用230 年。
而就能源构成来看，全球初级能源消费主要以石油为主，2014 年石油消费占初级能源消费的比例为32.90%，其他能源按消费比例由大到小排序分别为煤炭、天然气、水电、核能和再生能源，占全球初级能源消费的比例分别为29.20%、23.80%、6.80%、4.44%和2.80%。2000 年以来全球天然气消费占比基本维持在23%~24%之间，石油消费占比则从38.22%下降到32.90%，煤炭消费占比从25.28%上升到29.20%。从历史角度看，全球天然气消费占比相对稳定。
2014 年全球约74%的天然气储量集中在中东和欧亚地区，俄罗斯、伊朗和卡塔尔三国的天然气储量占全球天然气储量的49%，其中俄罗斯的天然气储量最为丰富，截至2014 年底，俄罗斯天然气储量达到32.6 万亿立方米，占全球天然气储量的17.4%。2014 年俄罗斯天然气出口量达2019 亿立方米，占全球天然气贸易量的20%以上，是全球天然气第一出口大国。
而从消费量考虑，亚太地区消费量明显超过产量，欧洲和欧亚大陆、北美地区、中南美洲供求基本均衡，非洲、中东地区的供给明显超过需求。同时，世界三大消费区北美、欧洲、东亚天然气售价还存有较大价差，北美最低、东亚最高，三地价差目前呈现向下缩窄趋势。东亚是纯消费区，区内中日韩三国对外依存度都较高，尤其日本为100%。在2011年福岛核事故后，日本关闭所有核电站开始大规模进口天然气用于产电。东亚市场顷刻间新增2000万吨LNG需求，相当于2013年全球LNG需求总量的8%。致使年三地价差扩大并维持高位，直到2014年下半年国际油价下跌带动气价下行。
天然气价格和原油相关度较高，在2014年2月触及顶点6.40 US/ MMBtu后，经过2015年初的短暂反弹，在2016年3月下探到2010年以来的历史最底部1.611US/ MMBtu，几乎与原油同步筑底；而历经几个月的反弹后，目前天然气价格反弹幅度也几乎与原油一致。
从供给状况看，未来3-4年全球范围内的天然气供给情况相对宽松。
世界第三大产气国伊朗将投资2500亿美元用于石油和天然气项目，经济制裁的解除为雄心勃勃的出口计划扫清了障碍；第一大产气国俄罗斯年产能负荷率只有70%，保留扩产潜力。中亚油气资源丰富的乌兹别克斯坦、土库曼克斯坦、哈萨克斯坦等国正加紧完善其对外输气管道等基础设施，增加出口规模；世界天然气市场的最大变数来自美国。基于开采技术进步、美页岩气实现量产。在满足本国需求同时开始出口，北美地区逐步从净消费区变为纯出口区，随着产量逐步提升，世界天然气市场将有更多美国气。EIA 估计美国的天然气产量将由2011年的6530亿立方米增长到2017年的7690亿立方米，最快明年超过俄罗斯成为世界第一大产气国；另外，澳洲已投资超过2000亿澳元用于LNG生产项目，EIA预计澳将在2018年成为全球最大的LNG出口国。
而从进口方式来看，全球天然气进口以管网为主。2014 年全球天然气（管道气+LNG）贸易量为9971亿立方米，其中67%为管道气进口。亚太地区天然气进口主要以LNG 为主，2014 年该地区天然气进口量为3005 亿立方米，其中LNG 进口量所占比例达81%。
行文至此做个总结，从行业状况来看，国际天然气行业存在以下状况：
1.储备量极大，考虑到我们对能源的利用能力是呈指数状扩大的，因而目前230年的使用时间基本等于无限长；
2.作为初级能源消费量较大，而根据EIA的预测，2030天然气或将取代石油成为全球第一大能源，消费占比有望提升到30%以上；
3.亚洲地区消费量较大，但生产能力较差，需要加大进口，LNG需求有可能会进一步提高；
4.天然气弹性目前基本由油价赋予，不过鉴于比价效应以及天然气供应量的不断扩张（页岩气、致密气等技术导致供气格局发生了变化），天然气价格未来涨幅空间或小于石油；
我国天然气行业情况
整体状况我国“富煤、贫油、少气”，初级能源消费主要以煤炭为主；2014 年煤炭消费占初级能源消费的比例为66.03%，其他能源按消费比例由大到小排序分别为石油、水电、天然气、再生能源和核能，占全球初级能源消费的比例分别为17.51%、8.10%、5.62%、1.79%和0.96%。我国天然气消费占比虽然不大，但从历史角度看该比例持续上升。
作为世界第三大天然气消费国，我国人均天然气消费量仅为123立方米/人，远低于全球平均452立方米/人的水平，更不及OECD国家1265立方米/人。未来10~20年，作为最现实、经济、可大规模推广的清洁能源，天然气市场有巨大的发展空间。
截至2015 年底，我国常规天然气地质资源量68 万亿立方米，累计探明地质储量约13 万亿立方米，探明程度19%，处于勘探早期。“十二五”期间全国累计新增探明地质储量约3.9 万亿立方米，2015年全国天然气产量1350 亿立方米，储采比29。“十二五”期间累计产量约6000 亿立方米，比“十一五”增加约2100 亿立方米，年均增长6.7%。
我国天然气探明储量集中在十个大型盆地，依次为：鄂尔多斯、四川、塔里木、渤海湾、松辽、柴达木、准格尔、莺歌海、渤海海域和珠江口。中国气田以中小型为主， 大多数气田的地质构造比较复杂，勘探开发难度大。四川盆地几个新开发气田的主体已经扩展到致密砂岩储层，因而具有较高的地质储量未开发率，2013年其地质储层未开发量为2691亿立方米，未开发率达59.7%，其未开发量位居十大盆地之首。
在努力寻找国内气源的同时，我国天然气进口量近年来也在大幅提升；2008 年我国天然气对外依存度仅为5.52%， 年对外依存度快速上升至31.02%，首次突破30%，之后2014 年增速放缓，2014 年我国天然气对外依存度达32.16%，我国已成为全球主要天然气进口国。
从进口结构来看，2014年管道天然气的进口量约占56.6%，LNG进口量为43.4%；由于中国目前大部分的管道天然气进口都局限在周边的几个国家，未来地缘政治将对中国的天然气市场造成影响——尤其是中俄天然气协议的签署，究竟是政治作秀还是利益合作，未来还有待验证。从这点来看，未来LNG进口还有着较大提升空间，而盘点我国目前正审批、在建和计划的LNG接收站项目，至2020年前后我国将拥有接近30座LNG 接收站，年合计接收LNG能力约1万吨，这也为进口LNG提供了有力的支持。
另外，由于我国的天然气主要分布在中部四川和西部新疆地区，而需求主要分布在东部地区，因而我国建立了大量的油气管道用于运输天然气；截至2014 年底，我国境内已建成油气管道约11.7 万公里，其中天然气管道6.9 万公里。根据中国石油2014 年的年报，2014 年末中国石油管道总长度为7.68 万公里，其中天然气管道长度为4.86 万公里，约占中国天然气管道总长度的70%。
说到管网，这里要多说一句LNG，由于国内的天然气运输主要是通过长输管线来实现的，但是管线的铺设覆盖面有限，且需要大量资金和技术的支持，为了让更多长输管线外围的城市能使用上天然气这一清洁能源，便于储存、运输的LNG逐渐受到了重视。
而LNG强大的调峰能力同样值得称道，春秋淡季液化储存，冬季供暖释放调峰，国内多数的大型LNG工厂因此都背负着战略调峰的任务。
由于在政策上，继2007年8月国家颁布了《天然气利用政策》之后，又于2012年12月发布了新修订的《天然气利用政策》，明确了天然气的利用顺序，确保天然气优先用于城市燃气；因而所有的管输气必须先满足沿线的城市燃气、城市居民用气的需求以后，方可将剩余量进行液化生产，而国内目前已经投产出液的86家LNG工厂数量，80%是以管输天然气作为原料进行液化，这使得这些液化工厂的气源根本得不到保障，实际产能严重不足，据统计，目前中国LNG工厂全年平均实际产能为设计能力的45%-50%，开工率普遍偏低。
下游使用情况
自1970 年至2015年，我国天然气产量从30 亿立方米增加至1350亿立方米，期间复合增速为8.83%。；自1965 年至2015年，我国天然气消费量从11 亿立方米增加至1931亿立方米，期间复合增速为10.89%。从2000 年开始，我国天然气消费量进入高速增长阶段，年复合增速达14.54%，
根据发改委公布的数据，目前天然气消费结构中，工业燃料、城市燃气、发电、化工分别占38.2%、32.5%、14.7%、14.6%，与2010 年相比，城市燃气、工业燃料用气占比增加，化工和发电用气占比有所下降。
从目前的情况来看，工业燃料用途的天然气消费比例有望进一步上升，毕竟工业用气才是真正的大头，如钢铁厂、铝厂，都需要大量的天然气用作燃料，天然气替代煤炭和燃料油作为工业燃料，能够获得较好的经济、社会和环境效益——尤其是对抗雾霾。上图是我随便找的一张空气污染严重时，全国的雾霾分布图，不难看出，工业发达地区的雾霾尤其严重，如果天然气可以大范围取代煤炭作为主要的工业燃料，雾霾情况必然会大幅改善。
不过就目前而言，天然气价格较贵，且运输系统还不完善，除工业燃料和城市燃气外，天然气发电虽然受到鼓励，但是迫于成本压力，发展速度受限，天然气化工则受国家政策的限制，暂时难有突破空间。未来，如何克服环境治理的需求与用户价格敏感度之间的矛盾，将决定天然气能否在此应用领域得到良性发展——毕竟，众多的民营企业还是会把成本和经济效益放在第一位的，如果得不到政府的鼓励与扶持，在短时间内，想要取代煤炭的经济效益性，让大部分工业用户都心甘情愿的使用相比之下较为昂贵的天然气是不现实的。
另外，在交通运输领域使用LNG作为主要能源未来也可能是一个重要的需求点；在天然气发展“十三五”规划中有如下文字：
“积极支持天然气汽车发展，包括城市公交车、出租车、物流配送车、载客汽车、环卫车和载货汽车等以天然气（LNG）为燃料的运输车辆，鼓励在内河、湖泊和沿海发展以天然气（LNG）为燃料的运输船舶。2020 年气化各类车辆约1000 万辆，配套建设加气站超过1.2 万座，船用加注站超过200 座。”
在这方面，我关注的标的是厚普股份，这是一家背靠天然气气源的CNG和LNG加气机制造商，当天然气在国内的使用量进一步提升后，该公司可能会迎来较好的发展机遇；不过就目前而言，公司的业绩还难言乐观，从近期的财报情况看，预收账款下滑严重，今年公司的业绩可能会面临进一步的挑战。
面临的问题
观察国内的天然气行业，未来的发展空间可谓是非常巨大，但现期面临的问题也同样较为严峻，其中最为值得瞩目的问题，无疑是气价太贵；
说起来，我国天然气的价格是很奇葩的，即便是的大宗熊市，他也能安然横着走，部分地区甚至还逆势上升；造成这种现象的原因是多方面的，但首先不得不提到的，就是气源的问题。
目前来看，我国天然气储量开采成本高，并且远离市场消费中心；像四川盆地几个新开发气田的主体已经扩展到致密砂岩储层，因而具有较高的地质储量未开发率，2013 年其地质储层未开发量为2691 亿立方米，未开发率达59.7%，其未开发量位居十大盆地之首。这个问题一方面需要我国不断提升开采技术水平，另外就是需要引进更多足够便宜的进口天然气。
而相比这个状况，更麻烦的问题在于垄断严重影响了定价机制。
我国目前天然气市场属于一体化经营的垄断性市场，上中下游市场被三桶油所垄断。2013 年天然气上游勘探开采业务三桶油合计占据的市场份额为99%，其中中国石油、中国石化和中国海洋石油市场份额分别为75%、16%和8%。2014 年中游天然气管道建设长度三桶油合计占据的市场份额为81%，其中中国石油、中国石化和中国海洋石油市场份额分别为70%、7%和4%。
管道网络由于投资巨大，具有很强的资金壁垒；而国内勘探开发和管道输送环节主体少，竞争不足，进一步加剧了垄断状态，这使得即使国家放开上游企业的准入，也很难形成竞争的环境。
而从我国天然气价格链构成情况来看，天然气城市管网费（配气费）在终端用户销售价格中所占比例过高。按全国工业用天然气价格构成的平均水平计算，井口价约占44% （美国约占70%），管输费约占28%，城市配气管理费约占28%（美国管输费+配送费合计约占30%）。部分城市还另外收取初装费和输气费，一次性初装费在 元不等，因此抑制了天然气消费需求。
至此不难看出，如何降低管输费率是我国天然气价格改制的关键所在。
呼声最高的改革无疑是管网独立，运输向第三方开放；将带有自然垄断性质的管输公司从生产企业中剥离从而成立独立的管网公司，这将缓解天然气供给瓶颈，管输费也将重新定价。随着管网向第三方开放，下游燃气企业将有更多的气源选择，这对增加天然气消费、加大非常规气应用推广都十分有利。
然而，愿望是美好的，现实是残酷的，改革文件自2014年至今已几易其稿，但目前仍没有要公布的迹象。上文已经提到，三桶油对于管网的控制力达到了惊人的81%，管网对于三桶油相当于“现金奶牛”，是难以割舍的大肥肉；以中石化为例，2015年年报显示，母公司净利润为355亿元，下滑66.7%。但其天然气与管道板块的利润为512亿元，剔除2015年管道资产整合的收益，仍比2014年增长了153亿元。如此之高的利润，想让三桶油主动放弃基本是毫无可能。
不过，这件事目前看也不是毫无转圜余地，由于目前油价低迷，而中石油、中石化又希望能够引入资金加快建设天然气管网，因而部分地区的管网建设出现了一些变化。去年8月，中石化发布公告称，将以中石化川气东送天然气管道有限公司为平台进行公开引资。本次引资完成后，中国石化对管道有限公司的持股比例为50%；而对于投资方的限定条件中，并未对企业的所有权属性明文规定，这样给民资进入留有余地。
此次中石化将川气东送管道这块优质资产拿出来进行混改，或也是为了完成国有企业的混改任务，而然引入第三方资本是否仅仅是为了满足融资，未来他们是否具备经营中的话语权，这些还有待进一步观察。
大的改革目前推进不畅，就只能做点边边角角的小修补了，比如日，发改委发布《天然气管道运输价格管理办法（试行）》和《天然气管道运输定价成本监审办法（试行）》，力图解决长输管网定价依据不明、收费不规范等问题；8月31号，发改委又发布《关于加强地方天然气输配价格监管降低企业用气成本的通知》，针对目前省内管网输配环节层级过多、加价过高和定价不透明等问题提出改革意见；今年1月，国家能源局此前发布的《关于加快推进天然气利用的意见》提出，将以油气体制改革试点为引领，打破垄断，全面推进天然气领域市场化进程，有条件的地区应取消天然气初装费。
这些都是很好的尝试，但在管网问题落实前，无力动摇我国天然气管道运输对定价的影响。在接下来的几年时间里，我们需要好好观察国家在管网政策上的变动，一旦真的有机会开启管网独立的运程，我相信天然气行业会迎来一轮急剧加速的发展。
既然管网改革短期内进展缓慢，我们不妨把目光转向天然气的另一个重要来源——进口LNG。
前文已经提及过，由于美国页岩气革命、LNG液化装置大幅投产等多重原因， 年，全球LNG 市场过剩格局也料将延续，特别是2019 年后美国LNG 出口量料将快速增加，这将有力压制国际天然气价格。
而从我国工业用天然气价格构成比例来看，离气源越远的城市输配费用占比越高，因而，拥有LNG接收站的公司，且谈好稳定气源的公司未来将占到先机；而未来油价一旦开始继续上行，天然气的替代效应将愈发显著，且这种情况会激活船运、槽车运输的能动性，使民营企业在一定距离内摆脱管网限制的可能性将**增加。
在这里我看好的企业是新奥股份、广汇能源和恒通股份；前两者自不必说，是民营企业里少有的拥有自主建设的LNG接收站的企业（当然，新奥的LNG接收站目前还是母公司的资产，尚未注入上市公司体内），新奥更是通过收购SANTOS获得了潜在的稳定气源；
另外值得注意的是，新奥港股的上市公司新奥能源，其天然气分销的主要城市（截止去年其经营范围覆盖全国17个省市自治区的158个城市）主要分布在东南沿海地区，是国内较大的下游分销商(其LNG配送和分销能力约占中国国内LNG贸易量的20%）；这部分下游资源正好和其LNG接收站形成互补，而有了SANTOS以后，公司对于上游的依赖程度也会**降低，下游的分销渠道也可以为其LNG长约带来更强的谈判能力。
不过，虽然前景看起来很美好，但需要冷静一下的是，舟山LNG接收站的现状目前并没有那么乐观，由于舟山是海岛，与浙江陆地隔海相望，必须有海底管道连通，并与浙江能源集团有限公司（简称浙能）合作，新奥舟山的天然气才能进入浙江陆地市场；而浙能希望成为舟山项目的绝对控股方，这是新奥无论如何也不能接受的；舟山LNG接收站第一期的工程在2018年年中前即将竣工投产，在这之前敲定长约，确定第一期的销售能够顺畅进行，这是新奥目前的当务之急，而目前油价上涨的动力算是唯一比较利好于他的外界动因了，新奥和浙能的进一步动向将是未来我们需要关注的重中之重。
除此之外，我比较关注的另一个机会是LNG陆上物流企业恒通股份，我认为这是一个典型的烂行业迎来了好的发展机会；恒通地处山东，拥有青岛LNG接收站的资源，又背靠中石化这座大山，通过上市和定增（如果可以成行）将在短期内**扩大运输能力，在管网建设的一两年真空期内，借着油价上涨激活天然气需求量的机会，可以获得大量的业务；个人认为这个机会可能会在一年内出现，而恒通很可能会复制四年前富瑞特装的发展历程。
除了上述的状况以外，我国天然气行业还面临发电并网困难，没有核心燃气轮机技术等问题；但需要注意的是，2015年全国天然气在一次能源中的使用量为6%左右，消费量基数已达近2000亿立方米，而根据十三五规划，这个比例在2020年要达到10%，考虑整体能源需求每年增长1%，则天然气使用量的增速在这5年间的增速为11.86%， 行业能够保持如此增速，留给其中的一些优秀的公司表演的空间就相当大了；因而，我认为我们已经站到了天然气行业大发展的台阶前，就看接下来几年会如何演绎了。
关于天然气行业，我目前还有很多的地方需要进一步提升认知，本篇分析有很多地方的看法还更偏于定性而非定量，后续我会去寻找更多的数据对我的一些判断进行深一步的研究，以数据来予以佐证；也希望有想法的各位读者可以不吝赐教，指出我存在谬误的地方，多谢多谢！【特别风险提示】： 本人的个股分析，都是基于自己的风险判断给出的，分享出来仅供各位参考。所有观点仅代表金融菌极为主观的看法，更无法避免可能的错误。投资有风险，理财需谨慎，因阅读本人文章而跟风买入的，带来的任何损失均与本人无关。最后安利一下我的公众号哈，jinrongjun77，欢迎大家关注&& & 厚普股份
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汽车加油加气站设计施工规范GB.doc 26页
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汽车加油加气站设计施工规范GB
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汽车加油加气站设计与施工规范GB
3 一般规定
4 站址选择
5 总平面布置
6 加油工艺及设施
6．1 油 罐
6．2 工艺系统
7 液化石油气加气工艺及设施
7．1 液化石油气质量和储罐
7．2 泵和压缩机
7．3 液化石油气加气机
7．4 液化石油气管道及其组成件
7．5 紧急切断系统
7．6 槽车卸车点
8 压缩天然气加气工艺及设施
8.1 天然气的质量、调压、计量、脱硫和脱水
8．2天然气增压
8．3 压缩天然气的储存
8．4 压缩天然气加气机
8．5 加气工艺设施的安全保护
8．6 压缩天然气管道及其组成件
9 消防设施及给排水
10 电气装置
10．1 供 配 电
10．2 防 雷
10．3 防 静 电
10 ．4 报警系统
11 采暖通风、建筑物、绿化
11．1 采暖通风
11．2 建 筑 物
11．3 绿 化
12 工程施工
12．1 一般规定
12．2 材料和设备检验
12．3 土建工程
12．4 工艺设备安装
12．5 管道工程
12．6 电气仪表施工
12．7 防腐蚀工程
12．8 交工文件
附录A 计算间距的起讫点
附录B 加油加气站内爆炸危险区域的等级范围划分
附录C 民用建筑物保护类别划分
本规范用词说明
1．0．1 为了在汽车加油加气站设计和施工中贯彻国家有关方针政策，统一技术要求．做到安全可靠、技术先进、经济合理，制定本规范。1．0．2 本规范适用于新建、扩建和改建的汽车加油站、液化石油气加气站、压缩天然气加气站和汽车加油加气合建站工程的设计和施工。1．0．3 汽车加油加气站设计和施工除应执行本规范外，尚应符合国家现行有关强制性标淮的规定。
2．0．1 加油加气站 automobile gasoline/gas filling station加油站、液化石油气加气站、压缩天然气加气站、加油加气合建站的统称。2．0．2 加油站 automobile gasoline filling station为汽车油箱充装汽油、柴油的专门场所。2．0．3 液化石油气加气站 automobile LPG filling station为燃气汽车储气瓶充装车用液化石油气的专门场所。2．0．4 压缩大然气加气站 automobile CNG filling station为燃气汽车储气瓶充装车用压缩天然气的专门场所。2．0．5 加油加气合建站 automobile gasoline and gas filling既可为汽车油箱充装汽油、柴油，又可为燃气汽车储气瓶充装车用液化石油气或车用压缩天然气的专门场所。2．06 加气站 automobile LPG or CNG filling station液化石油气加气站或压缩天然气加气站的简称。2．0．7 站房 station house用于加油加气站管理和经营的建筑物。2．0．8 加油岛 gasoline filling island用于安装加油机的平台。2．0．9 加气岛 gas filling island用于安装加气机的平台。2．0．10 埋地油罐 underground storage gasoline tank采用直接覆土或罐池充沙(细土)方式埋设在地下，且罐内最高液面低于罐外4m范围内地面的最低标高0．2m的卧式油品储罐。2．0．11埋地液化石油气罐 undergroud storage LPG tank采用直接覆土或罐池充沙(细土)方式埋设在地下，且罐内最高液面低于罐外4m范围内地面的最低标高0．2m的卧式液化石油气储罐。2．0．12 密闭卸油点 closed unloading gasoline point埋地油罐以密闭方式接卸汽车油罐车所载油品的固定接头2．0．13 卸油油气回收系统 vapor recovery system for unloading gasoline将汽油油罐车卸油时产生的油气回收至油罐车里的密闭油气回收系统。2．0．14 加油油气回收系统 vapor recovery system for filling将给汽油车辆加油时产生的油气回收至埋地汽油罐的密闭油气回收系统。2．0、15 加气机 LPG(CNG) dispenser给汽车储气瓶充装液化石油气或压缩天然气，并带有计量、计价装置的专用设备。2．0．16 拉断阀 break away coupling在一定外力作用下可被拉断成两节，拉断后具有自密封功能的阀门。2．0．17 压缩天然气加气母站 gas primary filling station可为车载储气瓶充装压缩
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