中国市场天然气投资机会
*国产天然气供应*
国内天然气生产情况：资源探明速度加快，开采产量略有控制
国内LNG（工厂）项目现状：管输气源难以保障，成本利润双重打压，开工率普遍偏低
国内天然气管道建设：横跨东西、纵贯南北、连通海外
*进口天然气供应*
进口天然气供应现状：对外依存度超过30%警戒线
进口管道天然气现状：中亚、中缅、中俄三足鼎立
进口天然气项目现状：进口成本倒挂产生巨额亏损，市场急需理清价格关系呼唤价改
一、中国天然气市场概述
1、中国天然气市场消费情况
国内天然气消费现状：利用率仍处于较低水平 中国天然气消费结构：确保城市燃气、发展工业燃料、鼓励天然气发电、限制天然气化工
城市燃气：天然气强势取代液化石油气、液化石油气转向村镇发展、人工煤气全面退出历史舞台
工业燃料：发展空间巨大 企业爱恨交加
天然气发电：价改与政府补贴未能同步 中国天然气发电企业亏损严重
天然气化工现状：国家政策收紧天然气化工口子 天然气消费地域分布：新疆、川渝、东南沿海消费量位居前列 天然气供需缺口：市场需求增速大于国内产量，供需缺口日益增大
外企进入中国天然气市场的相关政策
政府允许合资合作，未来将进一步鼓励外商带来先进的技术与资源
上游生产加工
天然气进口业务：目前外企进入中国天然气市场最普遍和安全的投资合作模式
中游管道及管网
参与天然气管线布局：垄断局面下外商进入投资回报率低于预期，期待管线市场化进程的推进 投资城市燃气管网：逐渐渗透中国天然气下游市场，城市燃气利润空间可观
下游市场利用
外资LNG电厂：战略投资前瞻性大于短期盈利目的
非常规天然气市场
参与非常规天然气开发：机会与风险并存，政策鼓励外商进入投资
总结
中国天然气市场正处于高速发展时期，随着市场化进程的推进以及相关法规政策的完善，市场将逐步向社会各类资本开放，而国外企业拥有中国天然气市场最为看重的气源、技术与资金，利用这些优势，与老牌央企和具有一定实力的民企进行合作，逐步渗透中国天然气下游市场，将是近阶段外企投资的主要战略方针。
2、国内天然气生产情况：资源探明速度加快，开采产量略有控制
中国天然气资源的开发整体呈现出逐年平稳上扬的态势。2002年-2013年间，中国天然气探明储量增加了约2.48倍；天然气产量增加了近3.6倍。据国家发改委预测，2015年中国天然气供应结构初步定为国产1760亿立方米、净进口935亿立方米；并且为了增加国内天然气供应，初步预计煤层气产量2015年将达到200亿立方米，煤制天然气产量将达到300亿立方米。此外，“十二五”期间被视为是夯实页岩气产业发展基础的关键时期，预计到2015年，中国页岩气产量将达65亿立方米，实现商业性规模化生产，从而带动天然气产量的提升。
就年均增长率方面来看，中国的天然气产量表现出与天然气探明储量截然不同的发展趋势。
在天然气的勘探领域，中国正不断克服地理环境与勘探技术层面的阻碍，大力发掘国内天然气可开采储量，预计未来五年，中国的天然气探明储量将继续保持较快速度的增长，年均增长率不会低于8.6%的近十年平均水平。
就产量增长率来看，早期中国天然气产业处于发展初期，各方面进口资源都相对有限，进口LNG接收站的数量和规模也尚未得到大力的发展，因此国内的天然气供应主要还得依靠开足马力生产的国产气田。中国如今已经拥有稳定的进口资源基础，因此人为控制部分新疆气田的采气速度，将能更好得保障未来天然气资源的持续供应，预计未来五年，中国在保证进口天然气资源平稳流入的情况下，将继续保持国内产量的低增长率。
中国目前有四家公司拥有天然气的勘探开采资质，他们分别是中石油、中石化、中海油和陕西延长石油集团，这些企业无一例外都属国有，而其中中石油以75%的占比牢牢控制着国产天然气上游市场的主动权。
3、国内LNG（工厂）项目现状：管输气源难以保障，成本利润双重打压，开工率普遍偏低
要了解中国LNG市场的未来发展趋势，就必须先清楚国产LNG出现的特殊意义。
目前的中国正处于天然气产业发展的初期，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。
另外，国产LNG出现的另一重大意义即在于其强大的调峰作用。中国天然气市场需求存在淡旺季之分，冬季受北方“供暖”政策的影响，市场需求旺盛，也因此而经常出现“气荒”；到了春秋季节，则市场需求相对较为平淡。那么利用LNG的液化，在淡季将富余的天然气通过LNG的形式保存起来，到了冬季供气出现紧张，再重新气化后输入管线来保证下游市场的供应，国内多数的大型LNG工厂因此都背负着战略调峰的任务。
中国目前已经投产出液的LNG工厂数量约86家左右，其中80%的厂家是以管输天然气作为原料进行液化。而中国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，加上多数还都背负着战略调峰的任务，因此一到需求高峰期，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%，当然其中一部分原因也是由于中国LNG成套设备工艺经验不足，检修和维护较多，导致开工率普遍偏低。
气源控制导致产量偏少继而量少价高抑制市场需求，中国LNG工厂处境尴尬
2013年中国LNG工厂总产能约为3013万立方米/天假定开工天数为330天、年均开工率为50%。那么，国产LNG的实际产量为：49.71亿立方米/年仅占2013年中国天然气总产量的4.2%。
国内生产规模较大的三家LNG生产企业：新疆广汇、星星能源、达州汇鑫2013年日平均价格与进口LNG接收站：深圳大鹏、福建莆田、江苏如东2013年日平均价格进行比较，国产LNG与进口LNG之间的价差正在逐渐缩小，且国产LNG价格的上行速度明显要快于进口LNG，加之国内各地又相继上调气源价格，如果再计算运费，国产LNG将毫无价格优势。
4、中国LNG工厂地域分布情况：
中国国产LNG工厂主要分布在华北、西北，这两大地区也正是国内油气田分布最为集中的区域。西北地区的投运产能占全国总产能的47%，华北地区的投运产能占全国总产能的36%，两大地区合计产能占到全国总产能的83%。随着川渝气田的开发，西南地区的投运产能逐步占到全国总产能的9%，达到283万方/天。受气源供应限制，未来LNG工厂考虑的建设区域仍会是气源相对充裕且井口价格相对低廉的油气田附近。
5、国内天然气管道建设：横跨东西、纵贯南北、连通海外
中国天然气资源主要分布在中、西部地区，而天然气消费市场却主要集中在东部经济发达地区，因此输气管线的建设就成为了实现天然气资源与市场衔接的纽带。中国天然气管网发展迅速，管道输气能力提升明显。2013年中国天然气管网建设依然维持着快速发展的势头，据统计，中国天然气长输管道已经超过了6万公里，并有望在2015年达到10万公里，初步形成了“横跨东西、纵贯南北、连通海外”的全国性输气管道。
6、进口天然气供应现状：对外依存度超过30%警戒线
为了配合大气污染的重拳整治以及进一步发展低碳经济，中国在天然气领域的消费量与日俱增，单靠国产天然气已经远远无法填补需求上的巨大缺口，因此中国作为天然气的净进口国，近几年的进口量正呈现爆发式增长，同时能源安全问题也开始引起关注。
2013年中国天然气进口总量达到530亿立方米，较2012年增长了24.7%，对外依存度首次超过30%，成为全球第三大消费国。2006年-2013年的八年间，中国LNG进口量由最初的10亿立方米迅速增长至2013年的230亿立方米，而中国管道天然气的进口量则在短短4年间，由2010年的37亿立方米迅速拉升至300亿立方米。LNG进口量的增加并没有带来整体比重的上升，反而管道天然气的进口量后来居上，快速增加的同时，占进口总量的比重稳步推升至56.6%。随着中俄天然气协议的签署，未来中国管道天然气的进口量仍将保持高速增长且中国天然气对外依存度将可能突破50%高警戒位。
中国对管道天然气进口依存度的增加，同时也带来了能源安全隐患，中国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值得我们进一步探讨。
7、进口天然气项目现状：进口成本倒挂产生巨额亏损，市场急需理清价格关系呼唤价改
管道天然气以中亚管线为例，该管线属中石油资产，是目前国内最主要的陆路天然气进口来源。气源来自土库曼斯坦，下游连接西气东输一线和二线，是国内的燃气“大动脉”。土气定价与石油挂钩，出于地缘政治考虑，出口中国天然气价格较欧洲和乌克兰用气更低，是国内价格较低的进口气源。2012年霍尔果斯口岸接收土气的价格波动区间为1.8-2.6元/立方米（相当一部分土气来自于中石油在土库曼斯坦阿姆河右岸开发的气井），按照0.8元的长输管线价格，到达最远端广东省门站后，成本为2.6-3.4元/立方米。其最低成本与广东省门站价接近，甚至高于大部分城市的终端销售价格。中缅、中俄天然气管线的气源价格均高于中亚管线，管道天然气进口成本倒挂现象势必更加突出。
进口LNG方面，中海油福建莆田LNG接收站进口印尼东固LNG项目的长约价格在2013年确定上涨，由LNG气源价格4美元/百万英热涨至7美元/百万英热附近，涨幅超过70%。印尼与中海油的LNG长约价格基本为中国LNG进口第二低价。随着国内LNG长约供应价格的逐步上涨，LNG低价长约资源将越来越难保障。 2006年第一座LNG接收站建成时，来自澳大利亚西北大陆架的LNG到岸价仅为0.96元/立方米，当年中国进口68万吨LNG。随后的几年，国际油价大幅攀升，类似于深圳大鹏接收站的低价合约已一去不复返，中海油、中石油旗下的大鹏二期、江苏如东、辽宁大连、浙江宁波LNG接收站都签订了来自卡塔尔的长期贸易合约，到岸价格已是大鹏一期的5倍。
无论是进口管道气还是进口LNG，如果长期存在价格倒挂的现象就会对整个市场供应面造成负面的影响，只有保证稳定增长的天然气进口，才能在保证国产天然气合理可持续开采的基础上，努力填补国内日益增加的天然气供应缺口，但是显然价格倒挂会严重打击进口企业的积极性。中石油在年初曾表明其下属的三个LNG接收站平均进口成本价格在4.6-5元/立方米之间，进入国内的天然气管网后，每立方米大约亏损3元。现下，国家有意鼓励、支持各类资本进入天然气行业，以加速天然气的市场化进程，但是如果国内价格长期存在倒挂现象，除了“三桶油”以外，将很难有企业敢背负如此的巨额亏损风险来踏足天然气领域，因此市场急需理清价格关系，价改势在必行。
二、中国天然气市场消费情况
1、国内天然气消费现状：利用率仍处于较低水平
2007年，随着西气东输一线的投产以及深圳大鹏进口LNG接收站的完工，中国的天然气消费量首次突破产量，呈现出爆发式增长，中国天然气行业进入高速发展时期。2000年-2013年间，中国天然气产量占一次能源的比重由2.7%上升至4.6%，天然气消费量占一次能源的比重则由2.2%上升至5.7%，消费量的增速要明显高于产量。2013年，中国天然气表观消费量达到1676亿立方米。
目前，天然气在中国能源消费结构的比重依然偏低，2013年中国天然气消费量占一次能源比重约5.7%，远低于天然气占全球一次能源消费比重的23.9%，在发达国家和新兴工业经济体中，中国的天然气利用仍处于较低水平。
2、中国天然气消费结构：确保城市燃气、发展工业燃料、鼓励天然气发电、限制天然气化工
中国天然气利用领域主要包括城市燃气、工业燃料、天然气发电和天然气化工。
近年来，我国天然气消费结构持续优化，为缓解天然气供需矛盾，优化天然气使用结构，促进节能减排，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。在国家《天然气利用政策》的指导下，随着城市环保要求和人民生活水平的提高，城市燃气的需求量日益增长，天然气消费结构日益优化。
2013年，中国城市燃气和工业燃料在天然气消费中的比例逐渐上升，而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。
3、国内城市燃气现状：天然气强势取代液化石油气、液化石油气转向村镇发展、人工煤气全面退出历史舞台
中国大气污染排放总量较高，环境治理的形势较为严峻，逐步推广天然气在城市燃气中的使用，可以有效缓解环境污染压力。随着中国天然气气化进程的不断加快，在城市燃气行业中，天然气取代液化石油气已是大势所趋。但液化石油气凭借其灵活机动、基建投资少、建设周期短等优势，仍可在气化天然气管网覆盖不到的村镇中发挥巨大作用。而人工煤气在制取过程中严重污染环境、消耗大量煤炭，在运输过程中压力级制低、腐蚀管道，在使用过程中热值较低、毒性很大，随着中国油气资源的不断丰富、供应设施的不断完善以及经济的不断发展，人工煤气将逐步被天然气或液化石油气等清洁能源所取代，全面退出历史舞台。
2004年-2012年中国天然气的城市燃气消费量年均增长率达到21.6%，随着城市化率的提高，预计城市燃气需求潜力将进一步扩大，城市燃气占天然气消费比重有望进一步向发达国家的水平靠拢。
4、天然气汽车及加气站产业发展：前期发展迅猛，近期增速放缓
据不完全统计，截至2013年底，中国LNG汽车保有量已近15万辆，到2015年，中国天然气汽车保有量将超过200多万辆，中国有潜力成为世界最大、最具成长性的天然气汽车市场。
作为清洁能源车辆，天然气汽车项目也得到了政府的大力支持，特别在2013年的节能减排专项资金中有近1.7亿拨给了天然气汽车应用项目，占总金额的25%，这一数字有望在2014年突破新高。
截至2014年1月，国内各类加气站总数已突破4800座，其中建成的LNG加气站1844座，预计2014年底投产LNG加气站将达2500座左右。
但值得关注的是： 2013年的中国LNG上游价格水平整体偏高，加气站盈利微薄，打击了部分企业建站积极性；同时，国内多数省市相关政府部门对于发展LNG加气站持谨慎态度，且审批手续较为严格，这或将使2014年LNG加气站的建设速度放缓。
如果仔细观察目前世界天然气汽车拥有量前十名的国家，我们很容易发现几乎不存在欧美发达国家，之所以出现这个现象，主要是因为在欧美发达国家天然气市场化进程较高，价格与替代能源相比没有优势，而在部分发展中国家，天然气的市场定价受政府控制程度较深，因此价格相对低廉，吸引了天然气汽车的大量投放。但是试想，随着中国的天然气市场化进程加速，中国天然气汽车的用气价格是否会和发达国家一样发生根本性的逆转？随着价改的进一步深入，东部地区天然气汽车的气价优势会否荡然无存？今后天然气加气会否受地域限制而局限在气价相对低廉的气源地附近被使用？这些都值得我们继续探讨。
5、国内工业燃料现状：发展空间巨大 企业爱恨交加
天然气在工业燃料领域的应用比较广泛，特别是大工业用户，如钢铁厂、铝厂，都需要大量的天然气用作燃料，同时还在玻璃、陶瓷等厂家被大量地使用，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。按照中国的天然气产业政策，工业燃料是属于天然气利用中的次优先类，仅次于城市燃气。2013年中国工业燃料用气469亿立方米，增长13.1%，占天然气总消费量的比重降至28.0%。但是受到天然气价格上涨以及部分地区天然气供应不稳定的影响，企业煤改气成本普遍增加，用户表示承受能力有限。
天然气作为一种清洁能源，在未来一段时间将被大力推广在工业燃料应用领域，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。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太现实的，这一点尤其适用于一些小型工业用户，他们对原材料的价格敏感度更高，且不易于监管。
6、国内天然气发电现状：价改与政府补贴未能同步 中国天然气发电企业亏损严重
天然气发电是缓解区域能源紧缺、降低燃煤发电比例，减少环境污染的有效途径。据测算，天然气发电的二氧化硫年排放量不到燃煤电厂的千分之一，氮氧化物排放量仅为燃煤电厂的一半，基本不产生灰渣，用水量和占地面积分别为燃煤电厂的33%和54%。国内外发电厂的运行经验表明，当电网遭遇意外事故，甚至出现大面积停电的情况下，燃气轮机由于启动性能优于常规汽轮机组（结构紧凑，起停性能好），可以保证区域内的供电。按照中国目前电力行业的发展情况，为了提高用电负荷中心电网运行的机动性和安全性，占电网总容量15%-20%的燃气轮机机组作为应急备用和负荷调峰机组是必要的。在中国颁布的《天然气利用政策》中，天然气发电根据情况分别划分至允许类和禁止类。综合来看，天然气发电是好的，但受资源条件、价格等多方面因素的制约，从国家战略角度来看，中国发展天然气发电仍要立足国情，适度发展。
2013年中国天然气发电用气量约302亿立方米，年增9.1%。以北京地区为例，2013年北京两大燃气热电厂相继投产，上半年发电用气量同比增52%。天然气价格是影响燃气发电项目经济性的决定性因素。2013年下半年受价改影响，天然气发电受到明显抑制，发电用气量增幅较上年同期出现下降。由于我国尚未形成统一规范的天然气发电上网电价形成机制，天然气发电价格仍处于“一厂一价”甚至是“一机一价”的状态，且价格普遍高于煤电上网电价，很多发电企业靠政府补贴才能勉强维持经营，因此2013年价改后，中国的天然气发电在没有增加政府补贴的情况下，市场增速明显减缓。
7、国内天然气化工现状：国家政策收紧天然气化工口子
天然气在化工领域主要用于制造氮肥、甲醇等化工产品，在2007年及之前该类用气一直占天然气表观消费量的最大比重，但是按照我国的天然气利用政策，尤其是2012年12月1日国家发改委发布了新修订的《天然气利用政策》，利用天然气发展化学工业的条件越来越严格。
新修订的《天然气利用政策》指出：所有新建以天然气为原料的氮肥项目均被列入限制类，新建或扩建以天然气为原料生产甲醇下游产品的装置被增补进禁止类。
与2007年发布的《天然气利用政策》相比，天然气化工被禁限的范围有所扩大，如在天然气制氮肥项目上，原政策规定“不宜外输或其他优先类、允许类用户无法消纳的天然气生产氮肥项目”为允许类，但在新政策中，“新建以天然气为原料的氮肥项目”全部列为限制类。在天然气制甲醇项目上，新政策不仅继续禁止“新建或扩建天然气制甲醇项目”，还将“新扩建甲醇下游产品装置”也列入禁止类。
2013年中国天然气化工用气218亿立方米，年增5.8%，占天然气总消费量的比重下降至13.0%。短期内，我国的天然气化工难有发展，只有等到未来页岩气、煤层气真正实现规模化利用，在供应量大幅增加的情况下，天然气化工才能迎来新一轮的发展生机。
8、天然气消费地域分布：新疆、川渝、东南沿海消费量位居前列
中国的天然气消费地域分布呈现出明显的两大特征，气田聚集区消费量高和工业经济发达地区消费量高。新疆、川渝地区凭借着得天独厚的气藏优势而成为我国天然气年消费量的大省。北京、江苏、广东因大力发展城市燃气和工业燃气，消费量也是位居前列。
随着天然气管线的进一步架设，以及国家对环境问题的重拳治理，我国天然气消费地域会继续由气源地向周边地区辐射，中部地区及东南沿海地区的天然气消费量预计仍有大面积提高的空间存在。
9、天然气供需缺口：市场需求增速大于国内产量，供需缺口日益增大
根据发改委规划预计，到2015年我国天然气需求量将达到2600亿立方米左右，而与此同时我国的天然气产量则将为1600亿立方米左右；到2020年天然气需求量将达到4000亿立方米左右，而与此同时我国的天然气产量则将为2200～2300亿立方米；我国天然气的供需缺口在2015年及2020年将分别达到1000亿立方米和1800亿立方米左右，进口依存度则将分别提升到38.5%和45%。
三、中国天然气市场投资及合作模式
1、外企进入中国天然气市场的相关政策：政府允许合资合作，未来将进一步鼓励外商带来先进的技术与资源
2013年5月15日发布的《国务院关于取消和下放一批行政审批项目等事项的决定》称，商务部将取消对石油、天然气、煤层气对外合作合同的审批工作。
2013年8月2日，国家发改委发布《天然气基础设施建设与运营管理办法》，明确指出国家鼓励、支持各类资本参与投资建设纳入统一规划的天然气基础设施。
2002年4月1日《指导外商投资方向规定》施行，鼓励类外商投资项目，除依照有关法律、行政法规的规定享受优惠待遇外，从事投资额大、回收期长的能源、交通、城市基础设施（煤炭、石油、天然气、电力、铁路、公路、港口、机场、城市道路、污水处理、垃圾处理等）建设、经营的，经批准，可以扩大与其相关的经营范围。
2013年6月10日起施行的《中西部地区外商投资优势产业目录（2013年修订）》 “天然气下游化工产品开发和利用”的鼓励范围由2008年版的内蒙古自治区一地，扩大到了山西、四川、重庆、甘肃、河南、安徽、海南等多个省份和地区，但被列入《天然气利用政策》限制类和禁止类的天然气化工项目依然除外。
2012 年12 月发布的新版《天然气利用政策》指出，除了陕、蒙、晋、皖等十三个大型煤炭基地所在地区建设基荷燃气发电项目（限制类）、煤层气发电项目（鼓励类）和天然气热电联产项目（鼓励类）之外，天然气发电项目都属于允许类。这在2007 年的天然气利用政策中是定为限制类的。
2、天然气进口业务操作模式
天然气进口分为长约和现货，目前外企与中国国内企业的进口气源合作也主要通过这两种方式来进行。
中国国内企业进口LNG必须具备两个条件：一是需要在商务部备案，但是鉴于天然气进口与原油不同，所以只要企业的营业执照中具有燃气经营许可证便可获得自动许可；二是需要有进口专用码头、接收站等设施。（值得注意的是，我们下文会提到的建设进口LNG接收站又必须先落实海外气源，这就涉及到了先有蛋还是先有鸡的问题）。
目前外企签订供气协议的对象，主要是中海油、中石油和中石化，随着民营资本的渗入，新奥和广汇也陆续签订了购气合约以保证后期新建接收站的正常运营，其中又以广汇与壳牌的合作模式最具典型，下面我们着重来分析一下，广汇-壳牌这一民企与外企合作体出现的操作手法。
合作背景
广汇：正在江苏省启东市筹建LNG分销转运站。项目分三期建设，一期设计能力为每年60万吨，主要为LNG存储与转运；二期设计能力为每年115万吨，具备LNG进口接卸能力；三期设计能力为每年300万吨，具备气化管输系统设施与管道外输能力。
壳牌：身为全球最大的液化天然气供应商，还拥有全球规模最大的液化天然气运输船队，壳牌成为向中国出口液化天然气最多的国际能源之一，每年提供壳牌股权气的合同量达到600万吨以上。目前壳牌每年向大中华地区（大陆和台湾）供应超过200万吨LNG。
合作目的
广汇：广汇看重壳牌的海外气源供应能力。前期先通过转运站的建设，将广汇在鄯善、哈密和吉木乃生产的LNG拿到江苏转运，从而更好地开拓下游市场。后期则通过购入海外气源，完成相关审批，进口LNG补充国内市场供应，进一步做强天然气板块。
壳牌：壳牌看重广汇的LNG接收站，外企目前想要参与中国的LNG进口业务，除了向中国提供海外气源以外，只能寻求合作建站模式，并期待后期政策放开以后对中国下游市场的渗透。
合作方式
江苏启东 LNG 接收站项目由广汇能源综合物流发展有限责任公司投资建设，于 2010 年 4 月设立，广汇能源股份有限公司持有其 99%的股权，新疆广汇清洁能源科技有限责任公司持有其 1%的股权。
壳牌拟以股权并购的方式参与投资，拟变更设立的合资企业分别由壳牌持有49%的股权，广汇持有51%的股权。
双方同意本项目项下的合作将涵盖整个 LNG 价值链，从 LNG 的采购、储存到 LNG 销售及下游业务的开发。
合作风险
价格风险：目前国内外价格成本倒挂现象严重，如果中国市场不从产业结构和管理体制上彻底地进行价改，即便中国民营企业和外企强强联手，也很难承受价格上的长期巨额亏损。
政策风险：对于壳牌而言，借助广汇的进口接收站，将其LNG在中国迅速落地，并有机会大力发展中国天然气的下游市场业务可谓是最大的吸引力，但是虽然中国政府正在积极鼓励支持各类资本参与天然气基础设施，但是运作中存在的无形壁垒可能会阻碍项目的推进速度。
3、参与天然气管线布局：垄断局面下外商进入投资回报率低于预期，期待管线市场化进程的推进
西气东输合作发展历程：央企混合所有制又有新进展
2000年2月国务院批准实施西气东输项目，并鼓励项目引进外资，要求中石油可以考虑与国际石油公司合作。在国务院的要求下，经过艰难慎重的选择，中石油最终选择“三大三小”外企进行合作，其中三大石油公司指壳牌国际天然气有限公司、俄罗斯天然气工业股份公司、埃克森美孚中国天然气管线有限公司，并于2002年7月中石油与合作各方签订了《西气东输项目合营框架协议》，进行了实际合作谈判。
2004年8月《合营框架协议》各方未能就西气东输项目达成一致意见，中石油发布协议中止公告，西气东输一线项目国际合作就此中止。
2012年5月30日，西气东输三线首次引入了社会资本和民营资本参与建设。中石油、全国社会保障基金理事会、城市基础设施产业投资基金、宝钢集团签署了《西气东输三线管道项目合资合作框架协议》。
2014年5月12日，中石油宣布在东部管道公司成立之后，公司拟通过产权交易所公开转让所持东部管道公司100%的股权，涉及的资产包括西气东输一、二线，评估后的净资产为389.5亿元人民币。
4、投资城市燃气管网：逐渐渗透中国天然气下游市场，城市燃气利润空间可观
城市燃气管网操作模式：
经杭州市政府批准，2005年5月，杭州市燃气集团有限公司、壳牌（中国）有限公司和壳牌中国私有有限公司，以及香港中华煤气（杭州）有限公司正式签署了《杭州天然气有限公司合营合同》，实施杭州市天然气利用工程合资。
合资分两期进行：一期以天然气高压系统为载体成立杭州天然气有限公司，二期由杭州天然气有限公司收购杭州市燃气集团有限公司的中低压业务，实现杭州市天然气高、中低压的全面合资。2005年12月，杭州天然气有限公司正式挂牌，负责经营杭州市天然气利用工程一阶段的高压管输系统业务。2013年12月1日，杭州市天然气利用工程正式实现高中低压一体化运营。
截至2013年12月1日，公司已经在杭州市域范围内建设完成4座天然气门站，12座天然气高中压调压计量站（含天然气阀室），建成并投运天然气高压管线130余公里，中低压管道4000余公里，实现向包括杭州主城区、余杭区、萧山区以及临安市、富阳市的供气。
中国燃气收购案：
中国三大城市燃气公司之一的中国燃气是一家天然气运营服务商，主要在内地从事建设、经营城市燃气管道，向居民和工商业用户输送天然气和销售液化石油气。根据中国燃气2013年年报，公司拥有184个城市燃气项目。截至2013年3月31日，中国燃气实现年度营收212.50亿港元，同比增长12.2%；实现净利润17.64亿港元，同比增长84.9%。
这场始于2011年底、时间跨度长达11个月的股权争夺战，随着国有独资企业北控集团半路杀出，并最终击退了被中国燃气称之为敌意收购者的新奥能源和中石化组合，中国燃气的股权正在由此前的高度分散状态，逐步形成以创始人刘明辉(含富地联合体)、北控集团和韩国SK为三大股东(持股比例合计约60%)的相对集中的股权结构。
最终新奥能源与中石化组成的收购联合体对外宣告结束合作，对中国燃气的收购也以失败告终。但是，随后中石化就宣布与中国燃气订立了战略合作框架协议，双方将组建合资公司，互通销售渠道和网络；同时，中石化原则同意中燃参与其负责建设的省际天然气管线及配套设施的投资。这样一来，新奥能源独自被关在了中国燃气收购案的大门外。
各方收购目的：
中石化：作为国内第二大天然气供应商，其联合收购目的无非就是为今后的上游产品销售锁定下游市场，如果收购成功，中石化就能够携手新奥能源和中国燃气这两大国内下游终端市场运营商分销其上游资源，并且在一定程度上可以与中石油的天然气业务进行分庭抗礼。
新奥：剑指国内第一大燃气公司，新奥自身具有天然气专业优势，又是国内较大的天然气分销商，如果能有中石化这个稳定的气源供应商，又可以吸收中国燃气的城市燃气业务，就可以超过港华燃气一跃成为国内最具市场影响力的燃气巨头，这也是导致商务部对新奥能源-中石化这一收购案进行反垄断调查的原因。
中国燃气：想要牵手中石化，稳固自身的气源渠道，但是中国燃气对于新奥的参与是具有抵触情绪的，于是在商务部反垄断调查的背景影响下，中国燃气拒绝了新奥能源和中石化的收购价格，并斥责对方低估公司价值，但很快又与中石化签订了战略合作框架协议，达成高度共识。
SK集团：作为一家外资企业，增持为内地提供公共能源服务的中国燃气股份，证明了SK集团想进一步加强对中国下游燃气市场的控制力，逐步渗透进入中国天然气市场。
北控：北控的突然杀出一方面是不愿意市场格局被打破，演变成新奥能源一家独大的结果，另一方面，市场传闻，北控出手的背后还有中石油的身影，虽然中石油产业链已经相当完整，但是如果能参与终端城市燃气市场的分割，中石油也是何乐而不为的。
富地石油：富地燃气集团在中国大陆拥有28个、覆盖城市人口超过210万人的城市管道燃气、天然气压缩母站、煤层气气田开发以及车船用LNG项目，这次突然参与收购案，主要是因为富地石油与中国燃气一直有合作往来，帮助中国燃气抵御收购风波之后，富地石油同意向中国燃气注入内地燃气项目。
中国燃气吸引各大企业竞相收购的原因：
中国燃气之所以吸引了众多国内外企业竞相参与收购，看中的还是中国燃气所拥有的终端市场份额以及城市燃气特许经营权，目前国内任何想要马上进入城市燃气市场的企业都无法在短时间内获得。而中石化与中石油角逐的最后一块阵地都瞄准了天然气下游市场，因此一旦有机会瓜分市场份额，这两大天然气行业的巨头都是不会放过的。另外，对于未来天然气市场消费增长的预期以及城市燃气可观的利润空间，都是各大企业看中收购的主要原因。
随着央企、国企、民营企业、港资、外资陆续踏足中国城市燃气市场，未来终端市场版图势必会发生变化，演变过程需要谨防城市燃气走向一体化垄断。
5、外资LNG电厂：战略投资前瞻性大于短期盈利目的
LNG电厂操作模式：
新加坡金鹰国际集团旗下的太平洋油气有限公司是一家独立的能源开发公司，是中国首家开发LNG项目的外商，致力于开发具有竞争优势的能源项目，业务遍及整条能源供应产业链，从上游的勘探、开发直至LNG接收站以及燃气电厂等下游项目的投资和运营。
厦门东部燃气电厂
厦门东部燃气电厂项目是中国第一个由外商独资开发建设的液化天然气LNG燃气电厂项目，由新加坡金鹰国际集团旗下的太平洋油气有限公司的独资子公司东亚电力（厦门）有限公司兴建、拥有并经营管理。该项目采用福建LNG接收站从印尼东固引进的液化天然气为燃料，于2005年12月获得国家发改委核准，2006年10月与上海电气集团公司签订燃机供货协议，同年11月获得国家开发银行为期18年的21亿元人民币的项目融资贷款，于2009年正式投产。
江苏如东燃气电厂
江苏如东燃气电厂将由太平洋油气、中国石油天然气股份有限公司及江苏国信集团共同投资开发，是江苏LNG接收站工程的重要配套项目。该项目规划建设4×390兆瓦燃气－蒸汽联合循环发电机组，一期建设2×390兆瓦F级燃气－蒸汽联合循环发电机组。
阳江清洁能源项目
阳江清洁能源项目建设内容包括燃气热电联产、分布式能源、LNG/CNG加气站及配套液化天然气接收码头和储存设施等。工程分两期建设，全部建成后年产值约100亿元人民币。其中，一期工程包括2X390兆瓦燃气-蒸汽联合循环机组，以及一座可以停泊5000-50000立方米的液化天然气船舶码头和液化天然气储罐等设施；二期工程增加建设2X390兆瓦燃气-蒸汽联合循环机组，增建分布式能源和加气站并根据需求扩建码头和相应的存储设施。
投资风险：
外资企业想要投资中国国内的天然气电厂必须做好承担运营风险的准备。
气源风险：虽然目前国内进口管道天然气和进口液化天然气的供应量处于持续增加状态，但是考虑到天然气需要优先用于城市燃气，其次是工业燃料，因此天然气发电的气源供应稳定系数仍不够高，存在一定风险。
价格风险：之前我们已经提到过，天然气发电受两类价格因素的影响，其一是天然气气源价格，也就是发电成本；其二则是上网电价，也就是发电利润。如果这两者价格之间的关系无法调整适当，天然气发电想要扩大规模，或者是吸引更多的外来资本进入是很难的。
6、参与非常规天然气开发：政策鼓励外商进入投资
合作途径
页岩气公开招标：合资企业中方控股可以参与投标，为外资企业打开了通道。
与三桶油合作：外资企业通过与中石油、中石化及中海油合作的方式进入页岩气领域。
合作项目
风险勘探项目：一定期限内，外资负责勘探投入，承担风险，依据勘探是否发现油气资源决定合作合同方式。
开发生产项目：针对已勘探、开发难度大的油气田，中外合作的方式。
主要合作模式
产品分成合同模式：产品分成合同有助于中国保留矿产资源所有权，外国合作者通过作业服务，利用产出的油气进行成本回收和获得产品分成。
按照这个模式，外资公司更多担当作业者的角色，即勘探其间，所有的投入首先由外方企业承担，如果没有取得勘探发现，成本和损失将由外方企业负担。
壳牌与中石油合作的四川富顺-永川区块的勘探开发就是使用了传统的产品分成合同模式。
合作风险及问题
页岩气公开招标：招投标的区块地质条件差，投资风险高，大多数外资选择绕道公开招投标。
选择产品分成合同模式合作：依照产品分成合同，评估中国页岩气的风险，国外公司基本赚不到钱，所以大多数国外油气公司采取观望态度。
政策及法规风险：目前中国关于外资企业进入国内页岩气行业的司法框架并不明确，很多协议得不到明确的法律维权。政府部门的职能不明确形成无形的壁垒，导致工作进展缓慢。