这是扑克推送的第67张思维导图：需求――中国天然气的增长引擎。
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天然气消费持续高增长，
18-20年CAGR预计15%
1.政策强力推动，天然气定位为主体能源
天然气在环保性等方面拥有优势。作为一种优质、高效、清洁的低碳能源，天然气可与核能、可再生能源等其他低排放能源形成良性互补，是能源供应清洁化的可选项。加快天然气产业发展，提高天然气在一次能源消费中的比重，对我国意义重大。
我国天然气产业发展相对滞后，在一次能源消费结构中的占比仍远低于美国、俄罗斯等国家。根据国际能源署统计数据，2016年我国天然气消费量在一次能源消费中的占比为6.2%，不仅低于美国（31.5%）、欧盟（23.5%）、俄罗斯（52.1%）等主要能源消费国，也远远低于世界平均水平（24.1%）。
政策强力推动，培育天然气成为我国主体能源之一。2016年12月，发改委发布《能源发展十三五规划》，提出2020年我国能源发展的主要目标：
1）能源消费总量控制在50亿吨标准煤以内；
2）能源自给率保证在80%以上，保证国家能源安全；
3）保障能源供应充足，几大关键指标如一次能源生产量约40亿吨标准煤，其中煤炭39亿吨，原油2亿吨，天然气2200亿方，非化石能源7.5亿吨标准煤；
4）进一步优化能源结构，非化石能源消费比重提高到15%以上，天然气消费比重力争达到10%，煤炭消费比重降低到58%以下；我们认为，规划给出的一系列指标安排，为天然气推广应用创造了广阔空间，未来政策红利可期。
距离《能源发展十三五规划》推出时间不久，2017年1月19日，发改委推出承继《能源发展十三五规划》相关精神的细化政策文件――《天然气发展十三五规划》，对天然气未来发展描绘出更细致的路线图。
2017年6月，国家发改委等13部委联合印发《关于加快推进天然气利用的意见》，明确了逐步把天然气培育成为我国主体能源之一的战略定位。
政策要求2020年天然气在一次能源消费占比力争达到10%，而2017年占比只有7.3%，相差较大，未来天然气推广空间广阔。推动天然气利用，政策给出的发展路径是推进四大工程，即大气污染治理重点地区等气化工程、天然气发电及分布式能源工程、交通领域气化工程、节约替代工程。
步入2018年，国务院再度发布纲领性文件《促进天然气协调稳定发展的若干意见》，此次《意见》着眼天然气全产业链发展阻力，精准突破桎梏，力推天然气产业长期稳健发展。近年来我国天然气消费增势迅猛，受制于天然气供给不足、价格体系不完善等因素，天然气产业链发展受到阻力，天然气稳定供应的治本之策是构建完善的产供储销体系，我们认为此次意见首次从上游增产增供、中游基础设施配套、下游市场建设以及应急保障体系完善等各方面进行了全面部署，该文件亮点有三：（1）LNG接收站设施迎来政策利好：《意见》要求加快推动纳入环渤海地区LNG储运体系实施方案的各项目落地实施，并研究根据LNG接收站实际接收量实行增值税按比例返还的政策，此举有望进一步强化LNG接收站设施盈利能力。
（2）加快理顺天然气价格机制：目前工商业气价传导机制较为完善，但是居民气价传导机制尚不完善，一旦上游门站价攀升，下游居民端售气价格需要经过听证会环节，且难以实现100%传导，对城燃公司盈利空间造成挤压，我们认为加快理顺天然气价格机制，有助于城燃公司实现成本端和收入端的联动，保证其合理的盈利空间。
（3）非常规天然气补贴政策有望持续：《意见》要求研究将中央财政对非常规天然气补贴政策延续到十四五时期，将致密气纳入补贴范围。根据《关于页岩气开发利用财政补贴政策的通知》、亚美能源公司公告等相关文件，目前财政补贴和增值税退税是页岩气、煤层气等非常规天然气勘探开采商重要的收入端（页岩气补贴：2016-18年的补贴标准为0.3元/方，2019-20年为0.2元/方；煤层气补贴：0.3元/方），积极可持续的财政补贴对其不可或缺。我们认为《意见》提出的补贴政策力度强，且范围进一步扩大，有利于强化上游非常规气源商盈利能力。
各省纷纷出台天然气推进规划，28个省市规划2020年消费量总额逾3800亿方。中央政策取向确立情况下，各个省份根据自身实际情况，相继出台天然气发展十三五规划。根据各个省份的官方网站披露数据，有7个省份2015-2020年天然气消费增长逾200%，分别为广西（691%）、云南（405%）、贵州（426%）、河北（270%）、江西（261%）、山东（204%）、湖南（211%）。
2020年天然气消费量预计约3659亿方，2018-20年CAGR有望达到15%。从各个省份天然气十三五规划着手分析，各省2020年规划天然气消费量总和逾3800亿方（缺少青海、西藏等省市自治区的数据情况下，其他省市2020年规划消费总和约为3855亿方）。若从国家层面的能源发展十三五规划来看，2020年我国能源消费总量要低于50亿吨标煤，如果假设2020年能源实际消费量约为49亿吨，叠加天然气消费占比达到10%的规划目标，按照标煤与天然气之间的折算系数为13.3吨标煤/万方天然气，则可测算出2020年天然气消费总量约为3659亿方左右。
2.中石油涨价应对冬季天然气供给压力，2018年消费量有望达到16%
中石油涨价应对冬季天然气保障供给。8月初以来中石油相继组织各地2018年天然气购销合同冬季补充协议的签订，相关合同显示气价迎来普涨，其中管制资源非居民气价按照基准门站价顶格上浮20%执行，非管制资源非居民气价按照地域划分在基准门站价基础上增长27%-40%，目前提价区域分布于东部/南部/西南，北方地区价格共识一时难以达成，各方仍在协商中。我们认为，中石油此举旨在通过市场化高价策略来抑制工业端需求，降低2018/19采暖季期间的保障供给压力，强化北方地区供应。
消费端强劲驱动气价淡季不淡。根据国家发改委数据，2018年前三季度我国天然气表观消费量2017亿立方米，同比增长18.2%，我们预计全年增速预计有望达到16%左右（根据发改委披露信息，17Q4我国天然气消费量为658亿方，我们预计18Q4天然气消费量同比增长12%，达到732亿方，可得2018年全年消费量有望达到270亿方，同比增长16%）。
供给端呈现本土生产增长缓慢，进口增长迅速的特征。本土产气方面，根据国家统计局数据，2018年1-10月份我国天然气产量1295亿立方米，同比增长6.3%；进口气方面，根据海关总署数据，2018年前十个月管道气/LNG进口增速分别为22%/43%。根据中国石油(601857,股吧)官网披露信息，在前三季度各用气行业需求快速增长的情况下，叠加四季度采暖用气需求，全国范围内天然气需求持续扩大，预计今冬明春的天然气市场供应压力依然突出。
3.燃气供给有先后之分，居民用气优先保障
天然气行业属于公用领域重要的细分行业，与居民日常生活质量息息相关，我国天然气供给政策的制定，综合考虑天然气利用的社会效益、环境效益和经济效益以及不同用户的用气特点等各方面因素，政策取向为保民生、保重点、保发展，坚持区别对待，并考虑不同地区的差异化政策。
细分来看，居民用气、天然气公交等民生项目用气为优先保供之列，包括城镇居民生活用气、公共服务设施用气、城镇集中采暖、天然气公交车、天然气出租车等，而合成氨厂煤改气、以天然气为原料的氮肥项目、煤炭基地的燃气发电项目、以天然气代煤制甲醇项目等工业用气需求则在天然气保障供给序列的后端，一旦天然气供给偏紧，此类行业的用气需求或将被强行抑制。
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下游细分领域拆分：十三五期间城市燃气/
工业用气/天然气发电有望发展迅速
1.影响燃气消费因素有几重？
天然气消费量主要取决于经济增速、产业结构、城市化进程、环保政策等要素。从宏观角度来说，根据新华网发布的《关于“十三五”规划建议的说明》相关数据，十三五期间我国GDP增速有望维持在6%-7%左右。从城市化率来看，根据联合国披露数据，2001年至今，我国城市化率每年提升约1.2-1.4pct。而环保政策则是当中较大的不确定性，根据《中国天然气发展报告(2018)》相关数据，2017年是煤改气政策落实的一年，受此影响，全年天然气消费增速为14.8%，但是随着煤改气对燃气消费拉动边际效应的减弱，我们预计进入2018年后天然气消费增速将出现回落。
参考中国石油大学（北京）工商管理学院高建等人研究报告《中国城市天然气消费驱动因素分析》，构建城市天然气消费量分解模型，相关实证分析发现影响天然气消费的因素主要包括如下：（1）基础设施方面：管道密度（+）、管网规模（+）、居民天然气气化率（+）；（2）经济发展程度：经济增长水平（+）、城镇化水平（+）、空间建筑面积（+）；（3）能源消费特征：天然气替代率（+，定义为替代能源价格与天然气价格的比值）、能源消费弹性（-）；
2.回首看往昔：1994-2016年城市燃气&发电用气增长迅速，化工用气停滞
我国天然气消费端可以分为五个部分：城市燃气、工业用气、化工用气、发电用气、自用气。其中，城市燃气包括居民燃气和交通用气，工业燃气为制造业用气，化工用气指作为化工原材料的天然气，发电用气为电力热力生产用气，自用气为石油天然气公司自身消费的天然气。
伴随着我国天然气消费量逐步扩大，下游各个子领域的天然气消费量亦有所增加，但是结构出现明显的分化。1）发电用气占比增长最明显，1996年、2006年、2016年占比分别为1%、5%、20%；2）城市燃气消费持续扩大，1996年、2006年、2016年占比分别为14%、29%、33%；3）工业燃气占比也稳步增加，1996年、2006年、2016年占比分别为21%、20%、29%；4）化工用气占比下降，1996年-2016年，在天然气消费总量中占比从13%降至12%。
细分来看：（1）在1994-2011年期间城市燃气利用量呈现持续快速增长势头，复合年均增长率高达19％，1997年后在天然气利用业务中所占比重保持持续上升趋势，2008年后其天然气利用量绝对值稳居天然气利用业务第一位置；（2）对工业燃料而言，在1994-1998年表现并不稳定，直到1999年后工业燃料用气量才一直处于绝对增长阶段，并在2011年终于发展成为天然气利用业务中仅次于城市燃气的用气大户；（3）在2004年前，发电用气量增长相对缓慢，但在2004年以后增速明显加快，2004-2016年发电用气量复合年均增长率达到近50％，2016年其绝对量仅次于城市燃气和工业用气。
3.立足当下看未来：十三五期间城市燃气/工业用气/天然气发电前景可观
2017年，我国天然气进一步快速增长，呈现“淡季不淡、旺季更旺”态势。根据国务院发展研究中心资源与环境政策研究所数据，2017全年消费量2386亿立方米(不含向港、澳供气)，同比增长14.8%。天然气在一次能源消费结构中占比7.3%，同比提高0.9个百分点，2017年用气人口3.5亿人，比首次突破3亿人的2016年多0.4亿人。
细分类看：1）城镇燃气和天然气发电消费 长明显，消费量分别由2016年的729亿立方米、366亿立方米 至2017年的937亿立方米和427亿立方米，占比分别增至39.3%和17.9%；2）工业用气消费量为760亿立方米，占比31.8%（注：由于2017年天然气细分领域消费数据尚未披露，我们采用国家能源局口径，将自用气划分为工业用气）；3）化工用气量延续低迷态势，约为262亿立方米，占比由2016年的12.2%降为2017年的11.0%。
“十三五”期间政府着重鼓励城市燃气、天然气交通、天然气发电和工业用气领域用气需求。根据2012年的天然气政策，部分城市燃气、天然气交通、天然气发电、工业燃料属于“十三五”规划重点推动领域，比如城镇居民生活用气、公共服务设施用气、城镇集中采暖、燃气空调、各类LNG车船、天然气分布式能源，供应分布式热电联产、热电冷联产用户和工业领域可中断用户燃料用气以及天然气制氢项目等。
细分领域消费量预测：2018-20年天然气消费CAGR达到15%。我们预计，2020年我国天然气消费量约为3659亿方左右，2018年-2020年天然气消费复合增速有望逾15%，受益于城市化率稳步提升、煤改气政策持续落地、天然气门站价走低等多重利好作用，城市燃气、工业用气、天然气发电将成为未来中国燃气增长引擎，2016年-2020年复合增速分别为16%、11%、20%，此外，受产能过剩、政策不鼓励等因素作用，天然气化工未来增长空间有限，2016-2020年复合增速仅为2%。
4.城市燃气：城市化+环保政策推动居民燃气发展，天然气交通前景看好
居民燃气消费核心驱动逻辑在于城市化水平、环保政策。居民燃气消费量等于燃气覆盖人口乘以人均用气量。燃气覆盖人口取决于管道铺设覆盖的区域和该区域的城市人口，背后共同的驱动因素是城镇化水平。人均用气量的高低则取决于用气家庭的自身考量（如能源使用便利性等）和环保政策实施力度。
城镇化持续推进利好居民燃气消费放量。我国居民能源消费中，主要分为燃煤、电力和燃气三大类。随着城市发展和环境保护的需要，电力和天然气利用迅速扩大，在城市中，居民用煤的比例大幅下降，但居民燃煤在中小城镇和农村仍然普遍。伴随着我国经济持续发展，我们预计我国城市化率未来有望稳步提升，未来居民燃气市场规模料将持续扩大。
城市化率与居民燃气消费量拟合优度高达98%。我们基于联合国统计的2002年-2017年中国城市化率数据和国家能源局统计的2002年-2017年中国居民燃气消费数据进行回归分析，统计数据结果显示城市化率与居民燃气消费量拟合优度高达98%，显现了城市化率水平与居民燃气消费量的高度相关性，我们认为基于城市化率数据预测分析居民燃气消费量是可行的。
煤改气政策红利持续落地进一步加速居民燃气消费增长。煤改气工程是国家治理环境，保护人民群众身体健康的重大举措，治理散煤燃烧是关键环节。自2013年9月《大气污染防治行动计划》发布以来，包括京津冀在内的全国多个地区煤改气相关政策频出，范围不断扩大、补贴加码、目标明确，彰显出政府治理大气污染问题的坚定决心。我们认为，煤改气政策的持续落地将加快天然气的推广利用进程，利好居民燃气消费加速放量。
预计煤改气将推动我国2017-2020年燃气消费增量分别为34亿方、90亿方、128亿方、150亿方。根据河北省发改委等各个官方网站统计的煤改气规划数据，截止至2017年10月，京津冀“2+26”城市需要完成共约270万户改造，其中河北需要完成180万户改造。根据时任环保部部长李干杰在2018年全国环保工作会议上的讲话，2017年全国共完成煤改气及煤改电578万户，其中京津冀及周边地区28个城市就完成394万户，2018年北方地区清洁能源改造工作预计将完成煤改气、煤改电400万户，考虑到实际改造过程中，煤改气用户占比显著高于煤改电，可保守估算2017-18年煤改气用户分别为450万户、300万户。
此外，根据中国燃气披露信息，该公司自2017年3月以来已在华北五省市签约农村气代煤220万户，计划2018-2021年完成华北农村居民气代煤1000万户。我们基于上述信息，预计2017-2020年我国煤改气用户总量有望在1000万户以上，结合2017-2018年煤改气数据信息，可假设2019-2020年改造量分别为200万户、100万户。
根据百川能源披露信息，普通煤改气居民单年用气量约为1500方，假设煤改气改造进度在当年内均匀推进，据此可测算得煤改气将推动我国2017-2020年燃气消费增量分别为34亿方、90亿方、128亿方、150亿方。
5.天然气交通经济性可观，2018年下半年以来天然气重卡产量数据显著恢复
LNG车船产业发展的关键优势包括经济性和环保性：1）经济性：相对于传统燃油车船存在较为明显的燃油费用节省；2）环保性：这一点是传统燃油车船无法比拟的先天性优势，在对环保要求愈发高涨的当下必将得到更多的重视。
此外，不输于传统燃油车船的续航能力，成熟的制造及改造技术亦是LNG车船产业大有作为的起点。
2014年下半年至2016年初，受国际、国内油价持续处于低位的影响，油气价差的幅度缩小，使得车用天然气的价格优势大为削弱，国内LNG车船产业发展受到压制。
进入2016年下半年至2017年初，国际油价止跌反弹，尤其是OPEC组织达成减产协议后，国际油价更是进一步上扬，同时由于美国页岩气革命带来的全球天然气供需宽松格局持续，加之中国LNG进口增加，天然气市场定价改革持续推进，使得国内天然气零售价格不断下调，带来油气价差开始扩大。
2017年以来，国际油价中枢持续震荡上行。根据NYMEX交易数据，从2017年第一季度至2018年第三季度，NYMEX轻质原油期货收盘价(活跃合约)均价分别为52美元/桶、48美元/桶、48美元/桶、55美元/桶、63美元/桶、68美元/桶、69美元/桶。
我们对自2012年以来的LNG重卡经济性做了动态测算，相关燃料消耗参数见下表：
我们选用LNG价格和柴油价格为自变量，单日LNG重卡燃料费用与柴油重卡燃料费用之差是因变量。根据测算，目前LNG重卡已显现出良好的经济性，2018年10月LNG重卡燃料费用较柴油重卡燃料费用低290元/天，2012年1月至2018年10月期间的均值为240元/天，LNG重卡燃料费用节省水平已处于历史均值上方。
LNG价格波动同比趋缓叠加油气价差处于高位，目前LNG重卡产量数据已重回历史高位。2017年10月至2018年2月，由于我国北方部分地区天然气供应紧张，部分省市车用LNG价格大幅上扬，致使LNG重卡经济性大为弱化。2018年以来，我国持续强化天然气供应，LNG价格显著回调，根据上海石油天然气交易中心数据，2018年第一季度至第三季度，我国LNG出厂价格全国指数均值分别为4891元/吨、3600元/吨、4225元/吨。
步入2018年第四季度，我国进一步加大天然气保供力度，LNG价格波动较去年同期趋缓。根据上海石油天然气交易中心数据，2018年10月1日至12月6日，我国LNG出厂价格全国指数走低5.5%，去年同期则大幅上行76.5%。
LNG价格波动趋缓叠加可观的LNG汽车使用经济性，LNG汽车销量再次步入正轨。根据第一商用车网数据，2018年二季度以来LNG重卡产量持续上扬，2018年9月LNG重卡单月销量达到6443量，环比上月增长34%，步入四季度以来，LNG重卡景气度进一步恢复，根据第一商用车网披露信息，2018年11月份仅一汽解放和陕汽就分别销售天然气重卡超过5000辆。
居民燃气+交通用气未来有望持续放量，城市燃气2020年有望达到1368亿方我们基于前述逻辑测算城市燃气消费量，预计2018-2020年城市燃气消费量分别为1048亿方、1198亿方、1368亿方，三年CAGR预计有望达到15%，对应人均用气量分别为128方/年、135方/年、140方/年。
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工业用气：气价走低+
环保发力，前景可期
1.气价走低+环保发力，助推工业用气发展
工业气价走低+环保力度加强，工业用气未来发展可期。上个世纪下半叶至本世纪初，受制于本土天然气产量有限，我国天然气供应优先满足居民端，工业端燃气消费受到一定抑制。进入本世纪第二个十年，天然气环保性突出等优势日益受到人们的认可，叠加天然气市场化定价机制改革的推进，工业燃气消费持续增加，我们认为未来工业用气发展可期。
2.工业燃煤锅炉替换，“煤改气”是主要推动力
政策扶持力度趋强。2016年12月，发改委发布《能源“十三五”规划》，提出“十三五”期间天然气替代燃煤锅炉18.9万蒸吨的目标。2017年，环境保护部会同京津冀及周边地区大气污染防治协作小组及有关单位制定《京津冀及周边地区2017年大气污染防治工作方案》
，提出将小燃煤锅炉“清零”工作作为大气污染治理的重要举措之一。2017年10月底前，北京、天津、石家庄、廊坊、保定、济南、郑州行政区域内基本淘汰10蒸吨及以下燃煤锅炉，以及茶炉大灶、经营性小煤炉，“2+26”其他城市建成区及县城全面淘汰10蒸吨及以下燃煤锅炉。
3.燃煤锅炉改气经济性欠缺，短期看政策力度，长期看气价经济性
短期看，相较于传统的燃煤锅炉，燃气锅炉经济性不显著。我们就目前业内常用的一台2蒸吨燃煤锅炉来进行测算，主要经营数据如下：
根据我们的测算，仅以2万吨燃煤锅炉而言，燃气锅炉较燃煤锅炉运行成本上升幅度达到44%，经济性上主要的差别还是在燃料成本。设定相同的运营时间，燃煤锅炉年化燃料成本为76.5万元，而燃气锅炉年化燃料成本高达126万元。
从补贴力度来看，补贴可以分为几类：1）按照锅炉蒸吨容量的一次性改造补贴（占绝大多数）；2）给予工业企业气价上的折让和优惠；3）对于按时完成的工业企业“以奖代补”。除浙江外，一次性补贴占绝大多数，且补贴水平与改造费用相当，从经营上看对经济性并无改善。我们认为未来工业“煤改气”的锅炉替换主要由环境压力和政策驱动；长期来看，成本端、经济性的矛盾要看天然气和煤价走势。
锅炉煤改气有望驱动2020年工业燃气量较2015年增加330亿方。《能源“十三五”规划》提出“十三五”期间天然气替代燃煤锅炉18.9万蒸吨的目标。《京津冀及周边地区2017大气污染防治工作方案》提出，将小燃煤锅炉“清零”工作作为大气污染治理的重要举措之一。2017年10月底前，北京、天津、石家庄、廊坊、保定、济南、郑州行政区域内基本淘汰10蒸吨及以下燃煤锅炉，以及茶炉大灶、经营性小煤炉，“2+26”其他城市建成区及县城全面淘汰10蒸吨及以下燃煤锅炉。
按照《能源“十三五”规划》提出的十三五期间燃气锅炉替代燃煤锅炉18.9万蒸吨，假设每蒸吨耗气量70立方米，按2500小时的运行时间计算，相当于十三五期间增加330亿立方米的天然气消耗量。
由于工业“煤改气”政策驱动性强，我们预计2017-2018年增速较快，2019年及之后有所放缓。
4.天然气发电：气价走低助景气度回升，预计2020年装机达到1.1亿千瓦
天然气发电具有低碳、低排放的良好环保效益。根据学术界实证计算（援引自浙江大学魏学好等人的论文《天然气发电的环境价值》），与传统的燃煤火电机组相比，天然气发电的环境价值约为9分/千瓦时。为减轻环保压力，采用天然气为燃料可以减少污染物排放总量；可减少高压输电线路的线路走廊面积和相应的征地面积，以及弱化高压输电线的电磁污染。
此外由于天然气分布式能源实现能源梯次利用，能效高达60%-80%，为燃煤火电机组的一倍多，减少占地面积和耗水60%以上，排放的SO2和固体废弃物几乎为0，TSP减少95%，NOX减少80%以上。
燃气机组调峰具有多项优点。煤电机组参与调峰启动时间一般在150分钟以上且不宜频繁启停，参与调峰的幅度也只能达到装机容量的40%。但燃气机组启动时间仅为10分钟或100分钟左右，可以频繁启停，且参与调峰的幅度可以达到100%。燃气机组是更为理想的调峰能源。
天然气下游消费中，我国发电用气量比例显著低于欧美。2016年我国城市燃气/工业燃料用气/天然气发电占比分别为15%/25%/18%，显著低于欧盟和美国的使用比例，这些领域均为我国政策鼓励燃气消费的方向，未来燃气占比提升空间广阔，市场空间可观。
从天然气发电领域来看，2016年美国、欧盟天然气发电耗气量在总用气量中占比分别为36%、23%，而我国仅为18%。
电力供给中，我国天然气发电比例显著偏低。当前美国、日本、韩国及欧洲部分发达国家已将天然气作为发电主要能源之一，而我国天然气发电尚处于起步阶段。
根据BP统计数据，20世纪90年代以来，世界天然气发电产业快速发展，2016年全球发电用天然气消费量占天然气消费总量逾37%，根据中国石油天然气集团公司政策研究室统计数据，全球天然气发电在总发电量中的占比由1971年的10.3%提高到2013年的21.8%，而2016年我国天然气发电在总的电量供给中约为4%，我国天然气发电在电力总供给中比例显著偏低。
十二五期间气价持续高位致使天然气分布式发电发展态势走弱。2012年，发改委发布《天然气利用政策》，积极推进天然气分布式能源发展，并规划十二五期间建设1000个天然气分布式能源项目。2013年-2015上半年，受天然气价格持续高位的影响，从2014年开始，部分新建分布式能源项目陷入停滞状态，已建成项目也多处于停运（参考《天然气分布式：问题与“十三五”建议》一文）。
主要原因就是高气价导致天然气分布式能源的经济性大幅降低，企业投资的收益率无法保证，用户无法承受较高的天然气价格，大部分项目均不具备经济性。
2015年下半年开始，以重新启动的电力体制改革和天然气门站价下调0.7元/立方米为标志，天然气发电市场开始复苏。进入十三五以来，政策扶持再度发力，2020年天然气发电装机规模规划达到1.1亿千瓦以上。国家层面相继发布《能源发展十三五规划》、《天然气发展十三五规划》、《关于加快推进天然气利用的意见》等纲领性文件，提出要扩大天然气消费总量，提高天然气发电比重，并鼓励发展天然气分布式能源等高效利用项目，2020年天然气发电装机规模达到1.1亿千瓦以上，占发电总装机比例超过5%。
天然气发电步入快速发展通道，十三五期间发电用气CAGR有望达到20%。天然气十三五规划明确提出，我国要借鉴国际天然气发展经验，提高天然气发电比重，扩大天然气利用规模。2017年十三部委联合印发的《加快推进天然气利用的意见》中明确指出，我国要积极实施天然气发电工程，要大力发展天然气分布式能源，推广天然气分布式能源示范项目。我们认为，在环保约束趋紧，天然气发电经济性逐步回暖的背景下，天然气发电步入快速发展通道，十三五期间发电用气有望从351亿方攀升至883亿方，CAGR有望达到20%。
风险提示目前来看，天然气行业发展的主要风险因素有两条：1）天然气价格风险。气价决定着天然气终端消费的经济性，从燃气消费角度来看，工业客户与居民客户在是否选择天然气为燃料的问题上，需要考虑天然气价格成本，尤其需要将天然气、煤炭、原油进行价格比对。目前原油价格和煤炭价格虽然有所复苏，但不排除因消费端需求减弱或者供给端供给增加等因素带来价格再度走跌。此外，天然气价格自身走势也需要积极跟进，如果天然气价格相对于其他能源出现价格明显走高，将会影响天然气产业链终端需求。
2）政策落地风险。2017年受益于京津冀等地区各级政府大力推进煤改气政策落地，居民端和工业端燃气需求大为放量，带动我国天然气消费大幅增加。展望未来，如果天然气推进利用政策落地低于预期，将会对燃气产业造成一定冲击。
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