2021年我国天然气行业十大事件

    2021年，我国天然气供需两旺，国内生产2079亿立方米，同比增长7.7%，进口1685亿立方米，同比增长20.7%，LNG进口跃升为全球第一大国；消费量3654亿立方米，同比增长12.4%。总体来看，行业产供储销各环节运行协调。由于国内生产增长，及早储备，主干管网集中管理、统一调控，国内天然气价格在国际主要天然气市场价格大幅上涨背景下保持平稳，没有出现显著的供应紧张和中断事件，充分体现了我国2018年以来一系列天然气行业政策实施的有效性，经验值得总结和发扬。

    北京世创能源咨询有限公司选出2021年影响天然气行业发展的10个重大事件进行回顾和点评，供天然气及能源从业者参考。

01

天然气消费增量近400亿立方米，全年表现“淡季不淡、旺季不旺”

【事件回顾】2021年，我国天然气消费经历2020年新冠疫情导致的市场低速增长后强劲反弹。全年天然气绝对消费量3564亿立方米，同比增长12.4%，增量为392亿立方米，仅次于2018年，在近十年中增量第二,占一次能源消费总量的9.1%。从消费结构看，城镇燃气占比39%，工业燃料占比36%，发电用气占比17%，化工用气占比8%。增幅最大的部门是城镇燃气，增幅为15.0%，增量为179亿立方米，其次为燃气电厂，增幅为13.5%，增量为73亿立方米。分省看，广东省用气量350亿立方米，净增58亿立方米，超过江苏省313亿立方米的用气量，成为我国用气量最大的省份。

【点评与研判】2021年天然气消费总体旺盛，城镇燃气、发电和工业燃料均保持较大幅度增长。其中：城镇燃气大幅增长的主要原因是煤改气工程的持续推进。据统计，2020年约400万居民用户和2021年约200余万居民用户的煤改气奠定了城镇燃气增量的基础。同时，居民煤改气带动公服和商业用户消费量的同步增长；发电用气方面，受煤电紧缺影响，8月以来，双碳背景下的燃气发电需求在华东、华南增加较为旺盛，电厂开工率与总装机容量均较去年有一定程度的提升；就工业用气来看，虽然天然气价格有一定程度的上升，但在经济恢复增长推动下，企业生产经营进入常态化，用气量快速增长，尤其是上半年同比、环比均出现大幅上涨。

需要指出的是，2021年天然气消费市场的一个显著特点是“淡季不淡、旺季不旺”，不均匀系数有所趋缓，最高月系数为1.29，最低月系数为0.87，高低月系数差值为0.42，在近7年中系数差值最低，用气波动性最小，其原因是淡季的4月至6月份，天然气处于紧平衡状态，国内LNG进口量维持在20%至30%的同比增长水平，呈现出“淡季不淡”的现象；由于预期2021～2022年是寒冬，国内相关提前备货，但步入传统旺季时节，受经济放缓、价格高位、国际贸易回落、气温偏高等因素影响，天然气需求提振不足，供应相对宽松。

02

进口LNG和管道气价格一涨一跌，多方举措助推天然气消费量升价稳

【事件回顾】2021年，国际能源市场价格跌宕起伏，尤其是欧美地区总体处于大幅上升态势。具体到天然气价格来看，美国HH价格上涨了180%以上，亚洲基准价JKM最高涨至46美元/ MMBtu，同比上涨超过500％,欧洲天然气价格涨幅更为惊人，7月份较2020年5月份上涨超过1000%。相较于欧美，2021年我国进口天然气价格呈现平稳态势，虽然进口LNG现货一度冲到37美元/ MMBtu的历史高位，但由于长协在进口中占比近70%，全年均价仅为10.5美元/MMBtu，比2020年的6.8美元/MMBtu上涨54.4%,比2019年的9.2美元/MMBtu仅上涨14.1%。其中：全年管道气进口月度价格大部分时间低于往年，均价5.5美元/MMBtu，而2020年均价为5.9美元/MMBtu，2019年均价是7.3美元/MMBtu；进口LNG受到现货价格的影响比较大。特别是进入采暖季，由于为了保供一些企业积极进口高价LNG现货，在12月下旬我国进口的LNG平均价格高达4元/立方米。总体来看，在国际天然气价格大幅波动下，我国进口天然气价格平稳。虽然全年消费增量近400亿立方米，但即使没有调整门站价和管输费，终端用户价也只是个别省份实施购进的LNG高进高出、低进低出（但居民用气价格仍按政府明确规定的价格执行），全国天然气各环节价格总体平稳。

【点评与研判】2021年，从价格运行看，国内市场天然气价格基本稳定，用气高峰期甚至同比下降，远低于全球市场气价水平。国内天然气价格保持稳定的关键是国家政策的实施效果有力。一方面加大国产气勘探开发力度，增储上产。2018年，国务院发布“关于促进天然气协调稳定发展的若干意见”（国发〔2018〕31号），提出“加强产供储销体系建设，促进天然气供需动态平衡”，其后的2019年，在国家发改委、国家能源局要求下，三大石油公司针对资源状况增大年度产量目标和资本支出，并分别制定了一份专属的“七年行动计划”，大力提升勘探开发力度，以页岩气等非常规资源为重点，推动国内天然气增储上产，夯实国内资源保供的基础。2021年，全国生产天然气2053亿立方米，比上年增长8.2%，比2019年增长18.8%，两年平均增长9.0%；另一方面提前预判，作足储备。2021年二季度到三季度，国内LNG市场价格上涨，一方面抑制了国内需求的增长幅度，另一方面加剧了业内对冬季行情的担忧。为此，政府督促国内上游企业提早展开资源储备，10月底就落实供暖季保供资源量1744亿立方米，较2020年1427亿立方米增加了两成。当然，没有出现预期中的极寒天气也是客观因素。2021年12月底，国内出现了一轮寒潮天然气，华北地区的最低气温为零下10度左右。这在“寒冷程度登记表”中仅属于四级“大寒”天气。第三方面，全国各地主管部门对稳定价格工作高度重视。即时有效对天然气市场价格进行监控，对终端价格预测预警，居民生活等民生用气价格保持稳定。

03

中海油勘探成果突出，“深海一号”大幅提升深水油气开发水平

【事件回顾】2021年，中海油扎实推进“油气增储上产攻坚工程”，全年有三个天然气重大油气发现：一是惠州26-6油气田探明地质储量为5000万立方米油当量，标志着我国珠江口盆地再获重大油气发现，二是渤中13-2油气田，探明地质储量亿吨级油气当量，进一步夯实了我国海上油气资源储量基础，三是在山西临兴气田探明地质储量超1010亿立方米，在陆上成功发现千亿方大气田。与此同时，中海油“深海一号”气田于2021年6月25日投产，当年气田已进入产量峰值开发水平。“深海一号”大气田于2014年勘探发现，距海南省三亚市150千米，天然气探明地质储量超千亿立方米，最大水深超过1500米，最大井深达4000米以上，是我国迄今为止自主发现的水深最深、勘探开发难度最大的海上超深水气田。

【点评与研判】2019年我国开始实施“国内油气勘探开发七年行动计划”，将海洋油气勘探开发列为重点之一，力争把南海北部、东海盆地建成天然气增储上产的重点地区，到2035年前形成南海北部、东海海域两个万亿立方米增储区。2021年中海油海上油气勘探重大发现进一步夯实了海上油气资源储量基础，对海上油气田稳产上产，助力国家“双碳”目标早日实现，保障国家能源安全具有重要意义。

多年来，受制于技术制约，我国深海油气勘探开发进展不大。“深海一号”大气田的成功达产，标志着我国海上油气工业已经独立掌握了超深水气田的生产运维的完整技术体系，必将加快推动我国深水油气田的勘探开发，切实维护国家海洋油气资源。同时，“深海一号”大气田高峰年产气量将超30亿立方米，可满足粤港澳大湾区四分之一的民生用气需求，成为供给粤港澳大湾区和海南自贸港清洁能源的主力气田之一，使南海天然气供应能力提升到每年130亿立方米以上。此外，“深海一号”气田将带动周边陵水25-1等新的深水气田开发，形成气田群，为南部沿海区域天然气供应安全，提升“南气北送”能力增加支撑气源。

04

我国跃升为全球第一LNG进口国，长期LNG进口资源地多量足

【事件回顾】据初步统计，2021年我国在营22个LNG接收站共进口LNG约7805万吨，同比增加1262万吨，增幅19.3%，超过日本进口量300万吨，成为全球第一大LNG进口国。同时，我国LNG接收站建设热情不减，在建、拟建LNG接收站22个。初步测算，2035年LNG接卸能力可达2.8亿吨/年左右。此外，2021年各类LNG进口商积极寻求货源，也使得2021年成为我国签署长贸LNG合同量最大的一年。据不完全统计，2021年签署长贸LNG合同量将近2000万吨（表1）。除中石化、中海油外，其他非油企业签署的合同量超过460万吨。  

【点评与研判】近年来，我国进口LNG占总进口量的比重逐渐提升，2021年进口LNG占总进口量达64.5%，占我国总消费量达到30.5%，LNG成为我国多气源供应的重要形式。从长期来看，由于国产气增量有限，加之进口管道气渠道和数量基本稳定，进口LNG将是满足国内需求的主要方式。扩大LNG进口要重视两个方面的问题：一是从哪里进口，也就是资源在哪里，二是合理选择未来进口LNG定价机制，以克服现有大部分进口合同价格高，国内客户难以承受的问题。根据研究机构资料来看，目前LNG出口国仍是长期资源供应的主力，如美国未来几年有可能问鼎全球LNG出口第一位，预计五年内LNG出口能力将近1亿吨。卡塔尔2027年出口能力上升到1.26亿吨，极有可能与美国争夺出口LNG第一的地位。此外，俄罗斯、加拿大、伊朗、中亚经合组织国家都有出口LNG的庞大规划。就LNG进口定价机制的合理选择，建议相关进口商注意把握以下三个方面：首先，未来新签长协可以考虑与Brent价格挂钩，避免运力紧张和原油溢价导致的进口成本增加。其次，积极尝试气-气竞争或者多种指数混合定价的价格机制，降低国际油价波动带来的贸易价格风险。第三，在对未来全球LNG市场合理预测的基础上，选择一种S曲线以规避市场风险。

05

油气主干管网资产整合全面完成，重塑油气市场体系任务艰巨

【事件回顾】2021年3月31日，国家管网集团正式接管原中国石油昆仑能源下属北京天然气管道有限公司和大连液化天然气有限公司股权。按照双方签署的股权转让协议约定，本次国家管网集团收购北京管道公司60%股权、大连LNG公司75%股权的基础交易对价为408.86亿元，全部由国家管网集团以现金方式支付。交易完成后，昆仑能源将不再持有标的资产任何股权。这一资产交易的完成标志着我国油气体制改革的关键一步——油气主干管网资产整合已全面完成，实现了全部油气主干管网并网运行。至此，一个运营油气管道达9.2万千米，包括5座储气库（有效工作气量98亿立方米），7座沿海LNG接收站（年周转能力为3064万吨），资产规模近8000亿元的国家管网集团总体框架初步形成。

【点评与研判】随着国家管网集团资产重组交易初步完成，进一步推动了“X+1+X”油气市场体系形成，我国油气体制将更加凸显市场在资源配置中的关键作用。国家管网集团的全国干线油气管网布局更加完善，对于进一步打造“全国一张网”、提升油气资源配置效率、保障国家能源安全具有重要意义。未来五年，国家管网集团将加速构造全国油气管道一张网，提高管网运行安全性；构建多路径，提高管网运行可靠性，增强市场供应稳定性；同时为应急工况提供多运行方式，提高管网运行灵活性。具体要规划实现区域用气负荷中心之间互联的干线管道双向输送，直辖市和省会城市双气源双通道供气，以及百万人或年供气3亿立方米以上地县级城市双通道供气。与此同时，国家管网集团要正确处理融资与运营效率的挑战，管道经营保证要实现8%的税后全投资收益率目标，政府需要加强对管网公司经济监督。

06

西气东输三线中段开工建设，助力沿线省市保供降碳

【事件回顾】西气东输三线工程（以下简称“西三线”）全线包括1干8支，3座储气库和1座LNG应急调峰站，干线、支线总长度为7378千米，沿线经过新疆、甘肃、宁夏、陕西、河南、湖北、湖南、江西、福建和广东共10个省、自治区。继西段（霍尔果斯－中卫）、东段（吉安－福州）分别于2014年8月和2016年12月竣工通气后，2021年9月，西三线中段（中卫-吉安）开工建设，中段全长2090千米，起自宁夏中卫，途经宁夏、甘肃、陕西、河南、湖北、湖南、江西7省(自治区)，终点为江西省吉安市。管道设计压力10兆帕，设计年输气能力250亿立方米，管径1219毫米。全线共设置10座压气站，2条支干线。

【点评与研判】西三线中段工程的建设，是国家管网公司成立后新建的第一条国家基干管道，对国家管网公司具有重要的象征意义，可以看出未来国家管网公司管道建设的力度和一些动向。总体上看，西三线中段建成投产后，将连通已建成的西段和东段，实现中亚国家气源和我国西部地区的气源同东部天然气市场有效连接，进一步完善中东部地区天然气管网布局，与现有区域输气管网、全国主干天然气管网互联互通，畅通国内外资源供应双循环渠道，提高天然气调配供应灵活性，为沿线地区的能源供应、经济发展和环境改善提供重要保障，助力“十四五”期间构建天然气管网“五纵五横”新格局。具体来看，西三线中段的建设突出了“灵活调配”，一是能够极大提高西气东输管道系统的运行可靠性，主要是指中段所包括的中卫二站是作为西一线、二线中卫枢纽站的备用站，也是西三线最大的智慧枢纽站，将与西一线、二线、中靖联络线和中贵线等多条管道互联互通，实现“多点进、多点出”的调配功能。二是助力东中部沿线省市冬季保供。河南、湖北、湖南、江西、福建和广东是我国天然气消费大省，但普遍储气库资源匮乏，西三线中段所带来的新气源以及与其它管道的互联互通，将极大提高沿线省市的资源调剂。三是助力东中部沿线省市降碳目标的实现。中段年输气量约250亿立方米，与用煤相比，每年可减少二氧化碳排放量7100万吨。

07

新一轮管输费率改革启动，平均管输费率有望下降

【事件回顾】2021年6月9日，国家发改委正式发布《天然气管道运输价格管理办法（暂行）》和《天然气管道运输定价成本监审办法（暂行）》（发改价格规〔2021〕818号）（简称新办法），新办法依然延续现行“准许成本+合理收益”的管道运输定价方法不变，但对现行的天然气管道运输价格管理体系进行了适当调整完善，与2017年管道定价管理办法相比（简称旧办法），此次新办法主要调整内容包括七个方面：一是对现行运价率按管道区域进行了简化。以宁夏中卫、河北永清、贵州贵阳等管道关键节点为主要界限，将国家管网公司的天然气管道分为西北、西南、东北以及中东部4个价区。二是分区域核定国家管网公司运价率。三是对准许收益率实行动态调整。四是新办法将管道折旧年限由现行的30年延长至40年，体现从严监管要求，有助于降低当期运价率，释放改革红利。五是对于管道周转量的调整，新办法是管道运输合同约定路径的距离×结算气量，而旧办法是管道实际运输气量×平均运输距离。六是新办法规定国家管网集团应与所有用户签订管道运输合同，根据国家规定运价率以及天然气入口与出口的路径和距离，明确管道运输费用；旧办法没有对签订合同、运输路径等事宜做明确规定。七是新办法规定管道铺底天然气按照原值计价，同时铺底天然气不计入管道定价成本，即不计提折价。

【点评与研判】新办法对行业带来两项利好：一是简化了定价区，将旧办法的15个减少到4个，这一方面适应“全国一张网”的改革方向，另一方面有利于托运商较快计算运输路径。二是降低用户管输费，主要是管道折旧年限的延长，这与国际惯例相一致。但是，由于我国采用服务成本法计算管输费的时间较短，即使新办法也有许多需改进之处：一是新办法对签订合同的要求将会对现行管输费结算方式构成挑战。从国家角度看，签订管道运输合同并明确管输路径不仅能规范管输业务行为，同时也能对国家管网集团形成一定约束，防止人为“绕道”等问题。不过，签订管道运输合同并明确管输路径，将会对中石油等现行按照“节点法”（管输理论流向）计算管输路径的管输费结算方式构成挑战；同时由于天然气管道存在管容问题，对于谁应该使用管输距离最近的天然气管输容量等问题，在实际运行中可能也会存在一定争议。二是管输费、配气费的准许收益率仍偏高。国家发改委核定管输价格时准许收益率取8%，核定地方配气价格时准许收益率不超过7%。根据国务院2015年9月下发的《关于调整和完善固定资产投资项目资本金制度的通知》（国发〔2015〕51号），以规定管道项目的最低资本金比例为20%测算，管输权益资本收益率可以高达20%左右，配气权益资本收益率高达15%左右。天然气管网输配送与电力电网输配送都属于网络型自然垄断行业，投资和经营风险类似，目前国家发改委核定电网输配电价格时权益资本收益率取值约为5%，表明天然气输配送的准许收益率明显偏高。此外，新办法分区域核定管道运价率预计将会出现新的交叉补贴问题。

08

燃气安全事故频发，严格落实安全防范责任措施

【事件回顾】2021年，全国发生燃气较大事故有7起，燃气安全问题令人关注。6月13日，湖北省十堰市一处集贸市场发生重大燃气爆炸事故，造成26人死亡，138人受伤，是近5年第一起燃气重大事故。10月18日，河北邯郸燃气管道维修人员在处置天然气泄漏时窒息死亡。10月21日，辽宁沈阳一饭店发生天然气泄漏爆燃。10月24日，辽宁大连一居民楼发生燃气爆炸。12月18日，辽宁一家商铺由于私自改装天然气装置，导致天然气发生爆炸，造成多人死伤。针对燃气事故频发的严峻形势，2021年12月2日国务院安委会召开全国城镇燃气安全排查整治动员部署会议。会议强调，要全面排查整治燃气安全隐患，有效防范化解重大安全风险，坚决遏制燃气事故多发势头，切实保障人民生命财产安全。

【点评与研判】燃气是保障居民日常生活的主要能源之一，城镇燃气管道的安全管理是燃气行业发展的重点工作，关系到每个用户的生命财产安全。分析2021年国内燃气事故多发的原因，主要是以下四个方面：一是安全管理意识淡薄。在城镇燃气管道安全管理过程中，一些管理人员抱有侥幸心理，没有按照管理标准和规范落实管理职能。二是地下管道安全隐患多。在管道建设过程中，部分施工单位没有对原有的燃气管道采取适当的保护措施，第三方施工损坏燃气管道现象常见。三是私改现象仍然存在。一些燃气用户盲目改装燃气管道，以达到室内装修需求。同时，私自拆除燃气表、燃气管道等现象普遍存在。四是管道应急抢险不及时。不可否认，各有关部门都十分重视应急预案的制定，但实际工作仍会受到各种因素影响，导致应急抢险效果不佳。因此，要按照国务院安委会的要求，全面加强城镇燃气管道安全管理，重点是以下四个方面：一是加大安全监管力度。相关部门必须严厉打击违规建设行为，防止违规施工对燃气管道造成破坏。二是强化巡查维护工作。包括合理配置检查人员，按照计划进行安全检查，做好燃气管道配套设施的定期维护。三是注重技术创新与宣传。包括引进新技术和新材料，提高燃气管道安全管理水平，以及通过互联网、电视、公众号、微视频等手段进行安全宣传，使广大人民群众充分认识到私自改建燃气管道的危害，切实保护燃气管道，逐步形成共同维护燃气管道安全的良好社会风气。四是加快信息化管理系统建设。燃气管道安全管理部门可以建立信息化管理服务系统，提高管理工作效率和质量，切实保障燃气管道的安全运行。

09

部分燃气企业 “更名”，体现行业向清洁、智慧能源转型愿景

【事件回顾】近年来，燃气企业的意愿强烈，从其企业更名可见一斑。据公开信息，2021年10月5日，中油港燃能源集团控股有限公司宣布，公司更名为“百能国际能源控股有限公司“，英文名称为”“CenturyEnergy International Holdings Limited”。2021年10月29日，中裕燃气控股有限公司披露拟更名为“中裕能源控股有限公司”，英文名称为“ZhongyuEnergy Holdings Limited”。2021年12月31日，港华燃气宣布，确认公司更名为“港华智慧能源有限公司”，英文名称为“Towngas Smart Energy ComdivanyLimited”。关于更名的原因，上述三家企业都认为在全球能源转型和“双碳“目标下，传统的燃气企业面临着巨大的压力，而关于更名后公司业务的实际发展方向，综合三家企业的观点，主要集中在四个方面：一是拓展新能源业务板块，二是大力引入智慧能源，三是围绕“低碳、零碳”进行投资布局，四是将上述业务与原有天然气业务持续发展紧密结合。在实践上，如港华燃气宣布将向智慧能源工业园投资580亿元，在2025年前发展200个零碳工业园区项目。目前，港华燃气已在全国21个省、自治区及直辖市布局116个智慧能源项目，其中包括31个零碳智慧园区项目。

【点评与研判】上述三家燃气企业的“更名”不仅仅是特例，还有许多燃气企业即使没有更名，但在业务发展方向上已经作出向新能源及智慧能源转型的规划，并付诸于行动。从宏观方面来看，燃气企业已经把握全球能源转型的趋势，深入理解了我国“双碳”目标将带来的能源消费革命前景；从微观层面或者说是燃气企业面临的挑战来看，一方面来自监管的压力，反垄断、价格监管等在内的监管力度越来越大，原有的商业模式、盈利模式面临着调整和转型，另一方面来自于市场的压力，城燃企业的营收主要来自销售收入和工程安装收入，《关于规范城镇燃气工程安装收费的指导意见》中明确要合理确定收费标准，原则上成本利润率不得超过10%，同时取消城镇燃气工程安装不合理收费，至此，城市燃气企业的两大主营业务，配气和售气的利润均纳入政府监管，城燃企业盈利空间被压缩，单纯依靠传统的经营模式将不再具备发展优势。

需要指出的是，燃气企业向综合能源服务商的转型也需要精确研究切入点，因为新能源领域竞争正在加剧，智慧能源在消费、交易领域相当不成熟，政策滞后，技术不成熟，商业模式不清晰导致业务发展缓慢。因此，在转型的过程中要始终坚持天然气业务的基础地位。从长期来看，天然气仍是我国基础能源，而且有趋势发展为第一大化石能源，中国石油经济技术研究院近期发布的“2060年世界及中国能源展望”指出：随着城镇化推进、管网设施完善、生活水平提升、大气污染治理及新能源融合发展需要，我国人均天然气消费仍有较大增长空间。预测我国天然气需求将在2040年前保持较快增长，峰值将近6500亿立方米， 2060年需求仍达4100亿立方米。燃气企业应坚持天然气销售业务的核心地位，这是企业开拓新业务，实现愿景目标的基石。

10

沿海、内河LNG加注站建设取得突破性进展，船用LNG市场开发前景广阔

【事件回顾】沿海、内河LNG加注业务总体上仍处于起步阶段，近年来不断取得突破。2021年11月20日，我国首座沿海液化天然气船舶加注站在海南省澄迈县正式投运，加注站最大加注能力为每小时54立方米，与加注柴油相当。12月20日，全国内河首座岸基式LNG加注站在长江芜湖段投入试运营，年设计加注能力3.02万吨，可最大停靠5000吨级船舶。在政策层面，广东省发布的《广东省运输船舶LNG加注站建设实施方案》中提出，2021年底前要开工建设内河船舶LNG加注站6座，到2022年建成以干线航道为重点的船舶LNG加注站共8座（包括沿海加注站2座）。同时，广州港集团与中国船舶集团就正在运营的8艘内河船舶LNG动力改造项目达成合作，清远市目前共有16艘适改船舶申请了LNG的动力改造。在技术发展方面，2021年中国船舶集团七二五所发布了自主研发的全球首发新产品GasLink™FGSS船用LNG供气系统。

【点评与研判】10多年前，我国就已启动LNG加注站与LNG动力船舶的相关规划，但进展不大，主要原因受相关政策不配套、LNG动力新船建造技术不成熟、旧船改造不经济，以及LNG价格波动大等因素制约。近两年，我国积极推动LNG加注站与LNG动力船舶业务发展有以下两大因素：一是国家“双碳”目标的提出，二是国际海事组织（IMO）的全球范围内船舶燃油含硫量从3.5%下降至0.5%的强制规定，自2020年1月1日起正式实施。同时，相关部门的配套政策也逐步完善。2019年，交通运输航海安全标准化技术委员会编制了《液化天然气燃料水上加注作业安全规程》。2020年初，我国交通运输部海事局制定了全球船用燃油限硫令实施方案，中华人民共和国海事局印发了《水上液化天然气加注作业安全监督管理办法》。

展望我国LNG动力船舶发展趋势，可以判断：未来长江干线5000 吨级以上大型LNG动力船舶比例将会有所提高，内河LNG动力船舶将向大型化发展。随着相关技术逐步成熟及国内船舶排放控制区政策的实施，除干散货运输船舶外，LNG 燃料在客船、滚装船、集装箱船、港作拖轮及公务船舶中将会进一步得到应用。结合国家相关引导政策，随着 LNG 燃料价格优势的逐步显现及国内船用 LNG 加注网络的逐步形成，未来我国 LNG 动力船舶将由双燃料发动机向单燃料发动机方式转变。就加注方式来看，将呈现内河船舶加注以岸基加注站、趸船加注站为主要方式，沿海船舶加注以移动加注为主、槽车加注为辅的发展趋势。

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