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1. 疫情影響下的天然氣需求判斷
1.1 國內疫情趨穩後用氣量恢復正增長，2020 全年增速預計 6.3%
疫情前的判斷：我們在《2019 天然氣市場轉折之年：消費增速趨穩，供應 側增長潛力較大，改革舉措密集出臺》與年度策略報告中提到，2019 年是 中國天然氣市場是中長期轉折點：1）政策鼓勵力度略有收斂，“煤改氣” 政策轉向為“宜氣則氣”；2）行業從快速發展期步入穩定發展期，20172018 年 15%+的高增速難以再現，天然氣消費增速迎來短期拐點；3）供 應能力加強，國產氣增速提升，上游勘探開發力度增加，中俄東線北段投 產以及地下儲氣庫建設加快；4）天然氣體制改革頂層設計中的核心——國 家管網公司成立，有望重塑全產業鏈。此前我們對於天然氣市場的基本判 斷為中游管網改革推動全產業鏈效率提升，供需關係持續改善、消費量穩 定增長，疫情爆發前對於 2020 年全國表觀消費量增速的預測在 8.8%左右。
新冠疫情衝擊下 1-2 月實際消費量下滑約 6%-10%，全年預計增速 6.3%。 根據發改委最新數據，1-2 月表觀消費量 527 億立方米，同比增長 1%，由 於發改委披露的表觀消費量口徑與實際值存在差異（不包含儲氣庫），我們 認為 1-2 月實際消費量同比負增長，降幅約 6%-10%。參考重慶石油天然 氣交易中心數據，1、2 月消費量增速-1.0%、-11.3%，合計增速約-5.7%， 城燃、工業、發電、化工用氣量累計增速分別約 8%、-25%、-11%、1%， 其中工業、發電受停工停產影響降幅明顯。考慮到春節錯期影響，疫情對 2 月單月天然氣消費量的影響程度更大，但總體符合預期。
基於以下兩種假設，我們預測：1）基準情形，即 3 月有效控制，4 月恢復， 5 月回到正常狀態，預計 2020 年天然氣消費量增速 6.3%；2）悲觀情形， 即 4 月有效控制，5 月恢復，6 月回到正常狀態，預計全年天然氣消費量增 速 5.3%。從目前的疫情防控成果來看，本地新增病例已基本控制，3 月以 來全國加快復工復產，天然氣需求恢復增長，根據重慶能源大數據中心數 據，3 月前兩週消費量實現正增長，同比增速 2.3%、4.8%。因此，我們認 為悲觀情形發生的概率已不大，全年消費量增速預計 6.3%。
供應方面，1-2 月國產氣增速 6.1%（發改委口徑），維持高增長；但需求 疲軟下進口量增速明顯下滑，1-2 月全國 LNG、管道氣進口量分別為 1113、 667 萬噸，同比增長 2.3%、3.6%，進口氣合計增速 2.8%，遠低於 2019 全年增速 7.0%。
行業內生性增長空間廣闊，無需過分擔憂短期需求低迷。對於近兩年天然 氣消費增速的下降，一方面是內部經濟結構化調整、外部貿易摩擦等因素 導致的經濟增速下行，用能需求衰減；另一方面是“煤改氣”推進過程中， 天然氣作為國內稀缺資源的供不應求矛盾集中爆發，政府部門頂層設計的 側重點更多向產銷儲運的供應能力建設傾斜，環保政策略有放鬆。
疫情影響下國內供需關係開始反轉，消費增速趨緩，而增儲上產導致天然 氣供應將保持寬鬆，未來天然氣鼓勵政策的空間正在擴大。同時我們注意 到 2019 年政策略有放鬆後主要地區 PM2.5 濃度普遍出現反彈，為了保證 汙染防治的長效持續推進、避免“一管就降、一放就升”，我們認為短期經 濟巨大壓力略有緩解後，大氣汙染防治政策仍將趨嚴。此外，我國天然氣 市場空間非但遠未飽和，甚至還是全球範圍內天然氣滲透率極低的國家之 一，天然氣 8%的一次能源消費量佔比遠低於全球平均值 24%、非 OECD 國家平均值 22%，具備非常大的提升空間。我們預計未來天然氣依舊是增 速最快的能源品類之一，2025 年全國天然氣消費量將達到 4600 億立方米， 2021-2025 年複合增速 5.5%。
1.2 用電量視角看天然氣消費，增速高度相關具備指引意義
用氣量增速與用電量增速顯著正相關，可關注高頻用電數據。作為經濟運 行形勢的先行指標，全社會用電量反映了一二三產及居民等各行各業的終 端能源需求，除了天然氣發電直接影響用氣需求外，高耗能產業對於電力 與天然氣的需求高度相關。天然氣消費增速與全社會用電量增速走勢基本 一致，2011-2019 年用氣量增速與用電量增速線性迴歸結果呈顯著的正相 關，用氣量增速=1.83*用電量增速+0.015，解釋程度達 94%。
因此，採用相對更高頻、分省分部門統計更完善的用電量數據對判斷天然 氣需求有較強的參考意義。根據分省用電量數據，浙江、江蘇、廣東、山 東等用電大省受疫情影響明顯，1-2月用電量增速領跌，而云南、內蒙古、 新 疆、甘肅等傳統高耗能產業密集地區用電量增長可觀。用電煤耗方面， 截至 4 月 2 日，六大集團日均煤耗量為 58.72 萬噸/天，同比去年下降約 11.9%，增速降幅已明顯收窄。
中性假設下，我們預計 2020 年全社會用電量增速 2.6%-3.0%，對應天然 氣增速約 6.3%-6.9%。
1.3 進出口貿易視角看天然氣消費，關注全球疫情蔓延影響
中國新冠肺炎疫情在高效防控下已基本穩定，本地新增病例逐漸趨零，但 全球主要發達國家疫情自 3 月起全面爆發，歐美等國經濟二季度起將遭受顯著衝擊，類似中國 2-3 月，疫情下歐美需求驟降、生產停滯，預計對我 國進出口貿易產生較大影響。進出口金額高佔比的商品中，機電、紡織、 化工品、塑料、礦產品等品類的原材料開採、冶煉、加工均為高耗能用氣 行業，同時音像、醫療、鐘錶樂器、珠寶貴金屬等進口品銷售涉及商業用 氣，因此天然氣消費量與進出口金額呈現一定相關性。
全國用氣量增速與進出口貿易增速自 2011年起基本趨同，兩者線性迴歸結 構同樣呈正相關，用氣量增速=0.44*進出口金額增速+0.0956，解釋程度達 85%。目前國內疫情穩定，內需將企穩回升，主要風險點在於歐美新冠疫 情惡化對進出口的影響，需進一步觀察疫情擴散情況以及歐美國家近期密 集推出的經濟刺激政策的實施效果。
2. 以史為鑑：對比 2015 年需求最低增速，“至暗時刻”會否重現？
覆盤天然氣發展歷程：2004 年為全國性天然氣市場啟動的元年，西氣東輸 一線建成投入商業運營開創了中國大規模使用天然氣的時代，十六年來消 費量持續攀升，複合增長率達 14.5%，遠高於其他一次能源。然而，全國 天然氣消費量增速在 2015 年出現過大幅降低至 3.4%（能源統計年鑑口 徑），為 1996 年以來二十年最低增速。
疫情衝擊下市場對今年天然氣消費增速是否大幅下滑、增速是否跌破 4% 產生擔憂，當前與 2015 年最低增速時確實存在諸多類似：宏觀經濟增速 全面下行，全球經濟增速低迷抑制進出口貿易，原油出口國博弈下油價暴 跌等。
2015 年：天然氣需求驟降的主要原因在於：1）經濟結構優化導致二產明 顯下行，非居民用能需求低迷拖累天然氣消費；2）替代能源價格大跌、國 內門站價調整滯後，天然氣經濟性劣勢明顯。
2020 年：以史鑑今，我們認為當前的不同點在於：1）與主動壓減高耗能 工業不同，今年工商業受外部疫情停工停產影響，在逆週期調節政策與降 氣價政策下需求有望回升，非居民用能情況好於 2015 年；2）當前氣價較 油價溢價率遠低於 2015 年，同時燃氣鍋爐大規模普及後改用替代能源的 空間有限，歷史“至暗時刻”或難重現。
2.1 經濟環境：2015 年主動調整經濟內生問題，工業用能需求驟降
經濟結構轉型升級，二產增速降幅明顯。2015 年我國經濟步入“新常態”， 產業結構優化升級進程明顯提速，由於資源環境約束趨緊，勞動力、原材 料、土地等要素價格上升，相對更依賴資源環境、生產要素的部分高耗能 產業在“調結構”形勢下首當其衝受到抑制。同時國內存在嚴重的產能過 剩，工業產能利用率降至 73%-74%，擴大資本積累對經濟的提振效力減弱。 在供給側改革、地方政府融資平臺清理等政策影響下，2015 年固定資產投資增速放緩，其中房地產降幅明顯，全年投資完成額增速分別同比-5.1/9.5pct；受其影響，2015 年工業增加值增速持續下行，在整體 GDP 增速 同比減少 0.4pct 的情況下，二產 GDP增速同比-1.3pct。
工業產值增速持續下行，導致工業用能需求驟降。“調結構”導致 2015 年 化工、非金屬礦物製品、黑色金屬冶煉、有色金屬加工等高耗能產業增加 值增速降低，增速分別同比-0.8/-2.8/-0.8/-1.1pct，用能需求下滑，2015 年 能源消費總量增長 1.0%至 42,991 萬噸標準煤，增速為本世紀以來最低。
高耗能產業用氣量銳減，工業+化工天然氣消費量負增長。從分部門用氣 量來看，工業+化工 2010-2014 年平均用氣量佔比 50.2%，用氣增量貢獻 佔比 51.9%，是天然氣消費的主力軍。由於工業用能需求下行，佔總氣量 比例均超 2%的高耗能行業中，化工、石油加工、非金屬礦物製品、黑色 金屬冶煉、有色金屬冶煉用氣量增速分別同比減少 24.1/6.6/25.7/13.5/25.7pct，工業、化工用氣量出現負增長，同比增速分別 為-1.0%、-19.1%。
2.2 經濟環境：2020 年疫情抑制用氣需求，政策刺激下預計增速回升
疫情影響相對可彌補，基建加碼利好用氣需求回升。應對疫情所開展的全 面隔離、停工停產對經濟造成明顯衝擊，1-2月工業增加值、社零、出口分 別同比減少 13.5%、20.5%、17.2%，用氣量受此影響同比下滑 5.7%。然 而不同於 2015 年針對高耗能工業的主動調控，疫情對工業需求的影響相 對可彌補、可控，這部分需求是壓抑性減少，並非消失，由於工業生產計 劃可以趕工，二季度全面復產後能夠彌補一季度的部分產值損失，存在反 彈空間。參考 2003 年的非典疫情，儘管經濟週期不同（當時我國加入 WTO，經濟、出口高增長），但疫情導致二產 GDP 增速下跌後三季度迅速 反彈，對 2020 年具有一定參考意義。
在逆週期調節政策上，中央層面“穩增長、穩就業”目標明確，而基建投 資成為當下宏觀調控的重要抓手，近期北京、河北、上海、江蘇等多省份 密集推出年度重大基建項目和投資計劃，1-2月全國批覆基建項目總投資同 比增長 69%至 2286 億元，遠超近年同期水平。根據國金固收團隊預測，2020 全年基建投資增速或明顯提升至 7.1%。基建投資加速將直接利好工 業用氣需求回升，預計二三季度出現恢復性反彈。
降氣價政策接連出臺，刺激用氣需求恢復。在 2 月復工初期，已有地方政 府率先降價，浙江、安徽省網對工業、中小微工業企業實行為期三個月的 10%降價。國家發改委 2 月 22日通知在現行天然氣價格機制框架內，提前 實行淡季價格政策，支持復工復產。淡季主要指 4 -10 月份，我國實行淡 旺季價差政策以來，上游企業冬季漲價策略基本是對非居民管制氣供應合 同部分漲價 20%，非管制氣供應合同內及其他漲價幅度更高且參考上海石 油天然氣交易中心的市場價格。提前實行淡季價格政策主要降低了 2-3 月 份用氣價格，目前各地已陸續出臺降價細則。考慮到工業用能成本佔比高、 氣價敏感性強，氣價降低有利於進一步刺激工業用氣需求回升。
2.3 經濟性比較：2020 年天然氣相對價格競爭力或優於 2015 年
目前天然氣相對原油、燃料油、LPG 的溢價率低於 2015 年情形。2015 年 天然氣消費量驟降的另一大原因是國際油價深跌導致天然氣替代能源價格 優勢凸顯。2015 下半年布倫特原油暴跌 40%，燃料油與液化石油氣 LPG 相較於天然氣價格優勢明顯，門站價直至 11 月 20 日才下調 0.7 元/方，天 然氣對油的替代進程大幅放緩。對比當前天然氣相對溢價率與 2015 年的 情況，以 2019 年全國平均門站價 1.68 元/方計，假設今年布倫特原油均價 35 美元/桶，人民幣兌美元匯率 6.95，則當前天然氣門站價較原油溢價率 約 17.4%，遠低於 2015 年門站價調整前後的 39%、29%。以燃料油期貨 結算價為參考，均價約 1953 元/噸，天然氣門站價較燃料油溢價率 0.1%， 同樣遠低於 2015 年門站價調整前的 30%。
LNG 與 LPG 經濟性比較 方面，按 熱值換 算，理論 上 LNG1 元/噸 =LPG1.03 元/噸，截至最新 3 月 20 日兩者比值為 0.99＜1.03，LNG 仍存 在一定經濟性優勢。
工業爐窯天然氣替代已大規模展開，燃油逆替代有限。從鍋爐燃料系統角 度來看，2015 年燃煤燃油鍋爐尚未大規模取締，雙燃料系統普遍存在，企 業改用替代能源的成本較低，在低油價、煤價下天然氣價格競爭力明顯減 弱。而近年來“煤改氣”政策推進後雙燃料系統設備減少，新鍋爐收到環 保政策嚴格限制，2017 年《加快推進天然氣利用的意見》提出：在“高汙 染燃料禁燃區”重點開展 20 蒸噸及以下燃煤燃油工業鍋爐、窯爐的天然氣 替代，新建、改擴建的工業鍋爐、窯爐嚴格控制使用煤炭、重油、石油焦、 人工煤氣作為燃料。因此，在燃氣鍋爐普及率大幅提升的情況下，燃油替 換面臨的改造成本和環保監管壓力將增加。若今年油價維持低位，天然氣 對油的替代進程存在放緩可能，但情況遠遠優於 2015 年。
3. 油價大跌進口氣價滯後下降，龍頭城燃 LNG 氣源優勢擴大
3.1 分氣源天然氣供應量與進口價格
氣源供應：進口氣增速驟減，國產氣佔比止跌回升。從天然氣供應結構來 看，2019 年國產氣、進口 LNG、進口管道氣分別佔比 56.4%、26.8%、 16.9%。2017-2018 年由於“煤改氣”進程加速，國內天然氣供不應求， 進口 LNG 增速均超 40%，對外依存度迅速攀升至 2018 年底的 43.8%。 2019 年隨著國內增儲上產，國產氣增速明顯提升，同時天然氣消費量增速 換擋，進口 LNG、管道氣增速大幅回落 28.4、21.5pct，國產氣佔比自 2008 年以來首次回升，對外依存度小幅下降至 43.6%。
分氣源國家來看，我國進口管道氣主要來自於土庫曼斯坦、哈薩克斯坦、 烏茲別克斯坦、緬甸、俄羅斯（2019 年新增），進口氣量佔比分別為 66.3%、14.1%、10.2%、9.4%、0.01%；進口 LNG 主要來自於澳大利亞、 卡塔爾、馬來西亞、印尼，進口 LNG 量佔比分別為 46.1%、13.8%、 11.4%、7.5%。
天然氣進口價格方面，1）進口管道氣：2019 年整體平均 1.82 元/方，目 前中亞三國進口管道氣是我國最便宜的進口氣源，土庫曼斯坦、烏茲別克 斯坦、哈薩克斯坦單價分別為 1.81、1.63、1.48 元/方；緬甸為 2.60 元/方。 2019 年 12 月中俄東線投產後當月進口約 527 萬立方米，單價 1.43 元/方， 根據 1 月 15 日大慶海關披露，中俄東線首批進口天然氣申報 3.23 億立方 米，貿易額 4.64 億元、徵收稅款 4178 萬元，對應含稅單價 1.57 元/方。
2）進口 LNG：2019 年整體平均 2.41 元/方，高於管道氣，卡塔爾、澳大 利亞、印尼、馬來西亞分別為 12.1、10.2、10.0、8.4 美元/百萬英熱，對 應約 2.84、2.39、2.36、1.98 元/方。
油價暴跌導致天然氣價格遞延下跌，不同進口氣源價格機制存在差異。 2020 年 3 月起的原油價格戰導致國際油價暴跌，布倫特原油單月下跌近 40%，天然氣價格受此影響也將面臨大幅度下降。進口氣源中，管道氣與 LNG 長協價格與國際原油/成品油價格直接掛鉤聯動，且一般滯後 3-6 個 月；LNG 現貨價格主要由供需關係決定，與油價無直接相關性。
3.2 進口管道氣與進口 LNG 長協價格與原油/成品油直接掛鉤
進口管道氣：中亞三國掛鉤新加坡燃料油為代表的成品油，緬甸掛鉤日本 JCC 為代表的國際原油。進口管道氣價格掛鉤機制上，中亞土庫曼斯坦、 哈薩克斯坦、烏茲別克斯坦三國進口管道氣協約價格與新加坡燃料油等成 品油價格掛鉤聯動，緬甸管道氣價格與日本原油雞尾酒價格 JCC 為代表的 國際原油價格掛鉤聯動（掛鉤原油導致緬甸比中亞三國氣價高）。此外，俄 羅斯管道氣預計和對歐洲出口的計價方式一致，與國際原油掛鉤。
進口管道氣價格公式：
P ＝ P0 × [a * H / H0 ＋ b * L / L0 ＋ c * G / G0 ]
其中：a、b、c 均為常數，a＋b＋c＝1；H、L、G、H0、L0、G0 為原油 或油品計算期和基準期的價格，美元／桶或美元／噸。
需要注意的是，管道氣長協掛鉤油價普遍滯後 6 個月左右，因此本輪油價 下跌對進口管道氣成本影響預計在 8-9 月份左右集中體現。我們對油價數 據進行 6 個月移動平均處理，得出中亞管道氣價與新加坡燃料油價半年移 動平均值呈現明顯正相關，解釋度 86%；緬甸管道氣價與日本JCC 價半年 移動平均值正相關，解釋度 60%。
進口 LNG 長協價格：與日本 JCC 為代表的國際原油掛鉤。我國進口 LNG 以中長期合同為主，2018 年中長期合同 LNG 進口量佔全國 LNG 進 口總量的比例為 67%左右。進口 LNG 長協價主要掛鉤日本進口原油及粗 制油綜合價格指數 JCC，進口 LNG 長協掛鉤油價普遍滯後 3 個月左右， 因此本輪油價下跌對成本的影響預計在 5-6 月份左右集中體現。同樣對油 價數據進行 3 個月移動平均處理，進口 LNG 價格總體與日本 JCC 價格 3 個月移動平均值趨勢一致，呈現正相關，解釋度 69%。
進口 LNG 價格公式： PLNG ＝ a * JCC + b ；其中 a、b 均為常數，a 為斜 率掛靠常數，b 與通脹和運輸成本掛鉤。
油價下跌對進口管道氣&進口 LNG 長協的影響：假設 LNG 中長期合同佔 進口 LNG 的 70%，以 2019年數據為參考，則我國天然氣供應中約 35.6% 氣量與油價直接相關，81.6%進口氣與油價直接相關，油價暴跌有利於這 部分氣量的進口成本降低。若國際與國際原油增產+價格戰持續，1-3 月布 油均值 49 美元/桶，3-9 月均值 40 元/桶，LNG 中長期合同掛靠斜率 11%， 則對應 LNG 長協價格降低約 2.3 美元/mmbtu。
油價下跌短期利好三大油進口氣減虧，對城燃基本無直接影響。進口天然 氣價近年來持續高掛，2019 年平均進口到岸價 2.19 元/方，高於全國平均 門站價 1.68 元/方。油價下跌推動進口氣價下行，上游油氣企業進口氣倒 掛問題緩解。
以中石油為例，進口天然氣銷售業務長期虧損，15-19 年進口氣銷售平均 虧損 221 億元。過往進口氣虧損主要依靠天然氣管輸業務彌補，但國家管 網公司成立後管輸利潤轉為投資收益，對營業利潤有一定負面影響。而油 價下跌聯動進口氣價降低，將利好三大油減虧。
若油價中長期深跌，門站價存在下調可能，從而利好城燃業績。參考 2014-2015 年國際油價深跌近兩年，降幅超 40%，國家發改委於 2015 年 11 月大幅下調基準門站價 7 毛。若本輪經濟壓力+原油增產+原油價格戰持 續，油價中長期深跌，不排除門站價下調可能。理論上利好城燃購氣成本 下降，但我們認為城燃購氣成本下降基本將傳導至終端，以價換量刺激用 氣需求，從而利好城燃用氣量增長。
3.3 進口 LNG 現貨:供需寬鬆下價格持續走低
全球天然氣供應過剩，現貨價格長期承壓。2019 年全球天然氣消費量、產 量約 3.98、4.11 萬億立方米，同比增速 3.5%/3.4%，供需差進一步放大 40 億方至 1300 億立方米；供應端 LNG 液化項目投產、FID 規模分別為 3880、7040 萬噸/年，均創新高，LNG 液化能力過剩近 7000 萬噸/年。供 需寬鬆下全球天然氣價格深跌，2019 年北美 Henry Hub、歐洲 NBP/TTF、 東北亞 LNG 現貨價分別下降 19%、43%、39%。2020 年預計 LNG 液化 項目將投產 2500 萬噸/年、達成 FID9700 萬噸/年，考慮到全球經濟復甦緩 慢、疫情導致東北亞需求進一步下滑，預計未來兩到三年內產能過剩、供 需寬鬆仍將持續，價格長期承壓。2020 年在疫情影響下，亞洲天然氣需求 進一步下挫，目前中國 LNG 到岸價低至 3 美元/百萬英熱單位左右，預計 未來兩到三年內產能過剩、供需寬鬆仍將持續，現貨價格長期承壓。
3.4 氣價深跌利好具備 LNG 氣源優勢的城燃企業
LNG 現貨價深跌利好自主進口 LNG 的城燃，購氣成本下行有助於以價換 量提升整體售氣量。自有接收站的城燃企業（深燃、新奧）具備進口 LNG 氣源優勢，有助於：1）進一步降低綜合購氣成本，維持穩定售氣毛差；2） 提升與上游議價能力；3）推行靈活價格策略獲取新用戶，異地擴張競爭力 增強；4）LNG 貿易直接貢獻可觀利潤。同時考慮到經濟增速下行壓力增 加、終端工商業用戶降成本訴求強烈，我們認為城燃購氣成本的降低將大 概率順價至終端，以價換量刺激下游非居民用氣量提升。
以深圳燃氣為例，華安接收站於 2019 年 9 月投產，9-12 月自印尼進口 LNG10.77 萬噸，平均價格 1.59 元/方，低於廣東 LNG 出廠價 2.14 元/方。 2020 年 1-3 月中國 LNG 平均到岸價與廣東 LNG 出廠價價差約 2278 元/噸， 進口 LNG 價格深跌有利於維持價差，預計全年價差保持在 2000 元/噸，對 應 1.47 元/方。
根據深燃管理層指引全年接收站 16 船，對應利用率 65%（年週轉量 10 億 方），用於天然氣銷售比例 10%，LNG 貿易佔比 90%（50%直供其他電廠、 40%其他 LNG 貿易），對應 0.65、5.88 億方。1）售氣：全年管道售氣量 假設 32.8 億方，預計增厚毛差 0.03 元/方；2）LNG 貿易：假設折舊、人 工、運輸、處理費等成本合計 0.52 元/方，則接收站貿易利潤在 5.6 億元左 右。
4. 投資建議
由於產能過剩、供應寬鬆以及疫情影響天然氣需求，國際 LNG 現貨價格今 年以來持續走低，中國 LNG 到岸價目前已低於 3 美金/百萬英熱單位，擁 有自主進口 LNG 氣源優勢的城燃企業將充分受益現貨氣價深跌，降低購氣 成本。
推薦關注：1）深圳燃氣（601139.SH）： A 股城燃龍頭，腹地經濟發達、 需求增量空間廣闊，自有華安 LNG 接收站碼頭，上游氣源優勢突出。
2）新奧能源（2688.HK）： 全國性城燃龍頭，氣源優勢與終端客戶資源均 為同業頂尖，存量項目區位、客戶結構優勢突出；把握行業整合窗口期， 加速外延併購；擁有 144 萬噸 LNG 進口長協，集團自有舟山 LNG 接收站， 已形成多氣源格局，充分受益國際氣價深跌。
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