‍

汇融研究‍

图源：百度图片

中国“富煤贫油少气”的能源禀赋，决定了天然气供应长期面临对外依存度过高的风险。在这一背景下，煤制天然气凭借丰富的煤炭资源基础，发挥着不可替代的缓冲与调节作用

01

煤制气行业概述

（一）煤制气核心定义

煤制天然气（简称煤制气），是通过煤气化技术将煤炭转化为合成气（主要成分为一氧化碳和氢气），再经过甲烷化反应将合成气转化为以甲烷为主要成分的合成天然气的过程。

与常规天然气相比，煤制天然气在化学成分上高度相似，均以甲烷为主，热值通常可达8000大卡/立方米以上，能够直接并入天然气管网或用于工业燃料、城市燃气和发电等领域。然而，其生产过程的能耗、水耗和碳排放强度显著高于常规天然气开采，这也是当前行业发展面临的主要挑战。

中国“富煤贫油少气”的能源禀赋，决定了天然气供应长期面临对外依存度过高的风险。在这一背景下，煤制天然气凭借丰富的煤炭资源基础，发挥着不可替代的缓冲与调节作用：

一是降低对外依存度。我国天然气进口依存度长期高达40%左右，而煤制天然气可将国内丰富的煤炭资源转化为清洁燃气，有效降低对进口天然气的依赖。截至2025年，全国煤制天然气产能已达74.55亿立方米/年；新疆准东基地已落实产能60亿立方米/年，与国内已投产项目总产能相当；远期新疆煤制气项目总产能有望突破300亿立方米/年。这些自产气源直接构成了国产天然气供给的增量，成为降低对外依存度的坚实屏障。

二是应对极端情况。煤制天然气最大的战略价值体现在极端场景下的应急保供能力。我国已核准内蒙古、新疆两地5个煤制天然气项目，核准产能191亿立方米/年。在极端情况下，若国外天然气进口受到影响，煤制天然气可迅速成为天然气供应的重要补充。

三是发挥调峰功能。煤制天然气还可作为城市燃气的重要调峰方式之一。以大唐阜新项目为例，一期工程每年可产出13.3亿标准立方米天然气，通过自有管线直供沈阳、阜新等5座城市，为1596万人口提供自主稳定气源，同时连通国家天然气管网后辐射保障华北等重点区域。

煤制天然气既能在平时缓解天然气供需矛盾、丰富气源结构，又能在特殊时期充当战略储备、保障基本供应——这种“平急两用”的双重属性，正是其在国家能源安全体系中发挥缓冲与调节作用的核心所在。

当前我国煤制天然气行业形成了“传统‘二步法’工艺为绝对主流、蓝气‘一步法’工艺为长期技术储备”的技术格局。其中，“二步法”工艺是国内所有已投产、在建大型煤制气项目唯一采用的工艺路线，100%实现了规模化商业应用，技术成熟度与工业化验证充分；蓝气“一步法”工艺目前仅完成中试及小规模试验，无大型工业化落地项目，无规模化商业应用案例，仅作为行业长期低碳技术储备方向，短期内无法替代“二步法”的主流地位。

国家对煤制天然气项目设置了多维度约束性指标，其中能效指标已建立明确的准入数值体系，水耗和碳排放则主要通过“导向和鼓励性要求进行规范。

能效指标：根据国家标准委的《煤制烯烃、煤制天然气和煤制油单位产品能源消耗限额》（GB30180-2024），煤制天然气：1级、2级、3级能耗限额分别为≤1.1kgce/m³、≤1.2kgce/m³、≤1.4kgce/m³。现有企业单位产品能耗限定值应符合能耗限额等级3级要求，新建或改、扩建企业准入值应符合等级2级要求。能耗统计范围包括主要生产系统、辅助生产系统和附属生产系统消耗的各种一次能源量、二次能源量和生产使用的耗能工质所消耗的能源量，不包括用于生产非能源用途产品的原料用能，不包括建设及改造过程用能和生活用能。其中:煤制天然气主要生产系统包括备煤、空分、气化、变换、净化、甲烷化和产品压缩等，不包括天然气液化。辅助生产系统为生产需要而配置的用能工艺(工序)、装置、设施和设备，主要包括供电、供水、供气、供热、仪表控制、机修以及安全、环保装置等，不包括自备电厂发电过程。附属生产系统为生产系统配置的服务部门和用能设施，主要包括办公室、化验室、成品检验室等。

水耗指标：根据生态环境部《现代煤化工建设项目环境影响评价文件审批原则》（2022年版），新建项目须“强化节水措施，减少新鲜水用量”，具备条件的地区优先使用再生水、矿井水作为生产用水，缺水地区优先采用空冷、闭式循环等节水技术。在实际项目环评审批中，工业用水重复利用率要求可达98%以上。2024年煤制天然气行业平均单位产品水耗已降至约6.1吨，较2020年下降约29%，2025年新批复的新疆准东、内蒙古鄂尔多斯等区域标杆项目，单位产品水耗已降至4.5-5.0吨区间，达到行业先进水平。

碳排放指标：根据清华大学能源政策期刊等学术研究测算，煤制天然气单位产品全生命周期碳排放约为4.6-5.2吨CO₂/千立方米，显著高于常规天然气（约0.7吨CO₂/千立方米）。在政策层面，生态环境部2022年发布的《现代煤化工建设项目环境影响评价文件审批原则》明确“鼓励有条件的地区、企业开展重点工艺环节高浓度二氧化碳捕集、利用及封存（CCUS）等减污降碳协同治理工程示范”。在2025年新疆准东煤制天然气项目的环评批复实践中，生态环境部进一步明确要求项目配套建设CCUS设施。同时，国家能源局2025年发布的《关于推进煤炭与新能源融合发展的指导意见》鼓励煤制油气和煤化工项目开展规模化CCUS应用，有效降低煤炭转化碳排放水平。综合行业研究展望，随着技术进步和CCUS技术推广，到2030年煤制天然气行业平均碳排放强度有望降至3.5吨CO₂/千立方米以下。

煤制天然气产业链以煤炭资源为核心原料，通过气化、净化、甲烷化等核心工艺完成合成天然气生产，最终依托输配管网实现下游多场景消纳，全链条可划分为上游原料与生产资料供应端、中游生产制造核心环节、下游应用场景三大核心板块。

1.煤制天然气行业情况

煤制气调节作用十分重要。煤制气作为补充气源，凭借价格稳定性和供应灵活性，在区域保供与应急调峰中发挥不可替代的作用，尤其在国际气价波动期，“价格缓冲”功能显著。2024年新疆、内蒙古煤制气通过“西气东输”管网直供中东部，平抑区域气价波动约10%；冬季保供期间，新疆庆华、伊犁新天等项目负荷提升至110%，累计保供超8亿立方米，有效对冲了进口气的供应风险，强化了国家能源安全韧性。

产能方面，目前我国在运煤制气项目共有4个，分别为内蒙古大唐克旗（26.6亿立方米/年）、内蒙古汇能（16亿立方米/年）、新疆伊犁浙能新天（20亿立方米/年）、新疆庆华（一期13.75亿立方米/年），产能合计76.35亿立方米/年。

产量方面，2025年，全国煤制气产量约72亿立方米，同比增长4.3%，占国内天然气总产量的2.9%。煤制气产能及产量主要集中在内蒙古、新疆等煤炭资源富集区域。其中，内蒙古产能占比达51%；新疆凭借煤炭资源禀赋（占全国预测储量39.3%）、低成本优势（坑口煤价显著低于内地）及“西气东输”管网布局，成为煤制气行业后发优势突出的区域，已形成准东、伊犁两大集群。

成本方面，参考国内已投产煤制气项目运行情况，煤制气平均综合生产成本约1.6-1.9元/立方米（新疆1.6元/立方米、内蒙古1.9元/立方米），约为进口LNG现货平均价格的54%-64%（2024年进口LNG约2.97元/立方米）。新疆地区成本优势显著，煤制气成本主要受煤价影响，煤价每便宜100元/吨则煤制气成本可降低约0.3元/立方米，新疆煤价约200元/吨，内蒙古煤价约300元/吨。

2.煤制天然气区域消费格局

受天然气消费密度、管网覆盖能力、气源竞争格局、区域产业结构等因素影响，煤制天然气的区域市场需求呈现出“西北主产区就近消纳、华北华东核心保供、华中华南补充调峰”的显著梯度特征，各区域的消费规模、增长潜力与需求结构差异显著。

（1）华北地区

华北地区是煤制天然气最核心的消纳市场，冬季保供期消纳了全国60%以上的煤制气外输量。该区域2023年极端高温天数28天，燃气发电出力占比29.1%，调峰需求贡献率37.2%，居全国首位；同时京津冀及周边“2+26”城市是北方清洁取暖政策的核心实施区域，民生用气刚性需求极强。

内蒙古鄂尔多斯、锡林郭勒盟的煤制气项目，依托陕京线、蒙西管道等主干管网，主要供应北京、天津、河北等华北核心市场，其中大唐克旗项目是首都冬季保供的核心战略备份气源。2024-2025年采暖季期间，煤制天然气日均供应量峰值达2800万立方米，占全国非化石气源供应的12.3%，在华北地区冬季调峰中发挥关键作用。该区域对煤制天然气的需求以民生保供、冬季调峰为核心，需求稳定性最高，是煤制气项目长期协议销售的核心市场，预计2025-2030年该区域煤制气消费量年均复合增长率将维持在7.2%左右。

（2）华东地区

华东地区是全国天然气消费密度最高的区域，也是煤制天然气调峰需求的核心增量市场。该区域2023年极端高温天数33天，燃气发电出力占比28.3%，调峰需求贡献率41.5%，为全国最高；长三角地区工业发达、城市燃气普及率高，天然气消费基数大，对调峰气源的需求极为迫切。

西气东输三线将新疆煤制气资源稳定输送至华东市场，2023年冬季保供期间承担了华东地区约7%的增量需求调配任务。但该区域沿海LNG接收站布局密集，进口气源竞争极为激烈，煤制天然气的需求主要集中在冬季保供期、国际LNG价格高位运行阶段，常规时段市场份额被进口LNG显著挤压。预计2025-2030年，该区域煤制气消费量年均增速将达9.5%，增长核心来自燃气发电调峰需求的持续释放。

（3）西北地区

西北地区是全国煤制天然气产能核心集聚区，也是本地消纳的基础市场，新疆、内蒙古、陕西、宁夏四省区的煤制气产能占全国总量的95%以上，本地消纳了约30%的煤制气产量。该区域2023年极端高温天数18天，燃气发电出力占比22.4%，调峰需求贡献率19.6%，需求核心来自本地工业园区工业燃料、园区热电联供、煤化工联产三大场景。

该区域对煤制天然气的需求具备显著的成本优势，省去了长距离管输费用，终端售价可与本地煤炭、其他气源形成有效竞争，是煤制气项目基础负荷的核心支撑。同时，随着西北风光大基地建设推进，煤制气与新能源耦合发展的模式逐步落地，本地绿电、绿氢消纳需求也将带动煤制气项目的产能释放，预计2025-2030年该区域本地消费量年均增速将维持在5%左右。

（4）华中地区

华中地区是煤制天然气市场的重要增量区域，2023年极端高温天数25天，燃气发电出力占比26.8%，调峰需求贡献率28.9%。西气东输二线、三线的全面贯通，解决了该区域的气源输送瓶颈，西三线黄陂接驳点作为华中区域核心接入点，冬季调峰供气能力达每日4200万立方米，占华中地区应急储备总量的37%。

该区域天然气消费以城市燃气、工业燃料为主，燃气发电调峰需求快速增长，煤制天然气作为补充气源，在冬季保供、极端天气期间的需求弹性显著。预计2025-2030年，该区域煤制气消费量年均增速将保持在8%左右，是全国增速第二高的区域。

（5）华南与西南地区

华南、西南地区对煤制天然气的需求规模长期处于低位。华南地区LNG接收站布局密集，进口气源供应充足、价格灵活，2024年煤制气消费量不足5亿立方米，占全国煤制气产量比重不足10%，仅在极端保供场景下存在少量补充需求；西南地区天然气资源禀赋优越，常规气、页岩气产量充足，2023年燃气发电出力占比20.9%，调峰需求贡献率15.3%，对远距离外输的煤制气需求极低，仅在局部管网未覆盖区域存在少量分布式需求。

我国煤制天然气行业头部企业的发展呈现四大核心趋势：产能布局向资源富集区高度集中，超80%项目位于新疆准东、内蒙古鄂尔多斯等地，契合西气东输战略；低碳转型成为新建项目硬性标配，配套CCUS、绿电制氢等技术，碳排放降低15%以上；核心装备国产化率超95%，自主可控能力提升；项目与能源保供体系深度绑定，配套LNG调峰设施，满足保供与调峰需求。

按照目前我国煤制天然气项目投产情况，结合项目产能规模、工业化运营成熟度、市场份额与行业影响力，可将煤制天然气企业分为三大梯队，第一梯队为已实现商业化投产并稳定运营的企业；第二梯队为已完成项目核准、进入工程建设阶段的在建企业；第三梯队为已完成立项备案、处于前期审批与规划阶段的拟建企业。

图表：天然气企业梯队划分

03

我国煤制天然气行业已进入高质量发展新阶段，未来3-10年趋势为技术国产化、产品保供与高附加值、布局向四大示范区集聚、竞争向头部国企聚焦。布局该行业具备政策、市场、盈利可行性，是契合国家能源战略的优质赛道，正处于最佳布局窗口期。集团需遵循成熟国产化技术路线、优先布局核心示范区、全链条风险管控原则，并满足五大准入门槛：煤化一体化配套、取水许可、能耗与环保标准、管网接入协议、长期销售协议。同时，通过分期建设、低息贷款、长协价格锁定防控风险。

行业技术演进核心围绕“成熟工艺提效、核心设备国产、低碳技术规模化、环保技术升级、储备技术攻关”五大路径推进，整体呈现“成熟工艺全面固化、国产化替代收官、低碳技术从示范走向规模化”的发展特征，按时间维度可分为两个核心阶段，同时明确集团布局的技术选型要求：

（1）3-5年（2026-2030年）：成熟工艺全面升级，国产化与低碳化成为核心主线

这一阶段是行业技术落地的核心窗口期，传统“二步法”工艺仍为行业绝对主流，蓝气“一步法”工艺仅作为长期技术储备，无规模化商业应用空间，核心技术发展方向明确：

①煤气化技术向大型化、国产化、高效化全面迭代。根据中国石油和化学工业联合会发布的《2024年现代煤化工行业运行报告》，2024年气流床气化技术在已投产煤制气项目中的产能占比已达62.3%，未来该技术凭借气化效率高、碳转化率高、环保性能优、煤种适配性广的核心优势，将全面替代固定床技术成为行业新建项目的唯一主流选型，固定床气化技术市场占比将持续大幅收缩，逐步退出新建项目应用。其中单炉日处理煤量4000吨级的大型多喷嘴对置式水煤浆气化技术、3000吨级航天粉煤加压气化技术将成为新建项目标配，国产化气化技术市场占有率将稳定保持行业绝对主导地位，彻底实现进口替代。

②核心催化剂与设备国产化全面收官。大唐克旗项目工业化验证的国产SNG甲烷化催化剂将实现全行业推广，彻底打破国外技术垄断，催化剂使用寿命、单程转化率等核心指标将全面对标并超越进口产品，带动项目运维成本持续下降；气化炉、空分装置、甲烷化反应器、高压压缩机等核心主设备国产化率已稳定保持在95%以上，新建项目核心设备可实现100%国产化，有效降低初始投资与“卡脖子”风险。

③低碳技术从示范走向规模化应用。根据国家发改委等六部门《关于推动现代煤化工产业健康发展的通知》要求，新建煤制气项目必须配套相应规模的碳捕集、利用与封存（CCUS）装置，未来CCUS技术将成为新建项目标配，随着规模化应用推进，捕集成本将持续下降；绿氢耦合气化技术将从试点示范走向规模化推广，通过绿氢优化合成气氢碳比，减少变换装置碳排放，成为行业低碳转型的核心路径。

④环保技术向低成本、全量化处置升级。高浓度酚氨废水处理、浓盐水分盐资源化、废水零排放技术已实现成熟工业化应用，处理成本较早期示范项目显著下降，可彻底解决行业环保痛点，满足黄河流域、西北干旱地区最严苛的环保管控要求。

⑤数字化与智能化技术加速渗透。数字化智能化技术将成为行业降本增效的核心路径，在新建项目中实现全面普及，存量项目改造渗透率持续提升，通过AI算法优化核心工艺参数，可有效降低能耗波动、提升故障预警能力，推动行业整体运行效率与产能利用率稳步提升。

在技术选型方面进行布局时，必须锚定成熟稳定、已完成工业化验证的国产化技术路线，优先选择传统“二步法”主流工艺而不是未实现规模化商用的一步法工艺；气化技术优先选择航天炉、多喷嘴对置式水煤浆气化炉两大行业主流国产化气流床技术而不是选用逐步淘汰的固定床气化技术；核心设备与耗材坚持100%国产化选型；新建项目须同步配套不低于30%的CCUS装置，同步规划风光新能源+绿电制氢耦合方案，配套成熟的废水零排放环保系统，全面满足国家审批硬性门槛。

（2）5-10年（2030-2035年）：低碳技术深度融合，储备技术实现产业化突破

该阶段行业技术将向近零排放方向演进，核心方向为：“煤制气+绿氢+CCUS”全流程耦合技术实现规模化应用，单位产品碳排放强度较传统工艺大幅下降；蓝气“一步法”工艺完成中试验证，在特定低阶煤资源区域实现小规模工业化应用；合成气与高端化学品联产技术实现产业化突破，进一步提升项目综合经济性。

煤制天然气产品将从“单一燃料供应”向“主气保供为核心、副产品增值为支撑、LNG调峰为补充”的多元化、高附加值结构演进，产品结构优化将成为提升项目盈利韧性的核心路径，同步明确集团布局的产品优化方向：

（1）主产品结构：城市燃气保供为绝对核心，调峰属性持续强化

城市燃气仍将是煤制天然气第一大应用领域，需求占比将稳步提升，核心驱动来自北方清洁取暖政策持续深化与城镇化率稳步提升，需求刚性极强。煤制气的核心产品定位将从“常规气源补充”全面升级为“国家天然气应急调峰与战略备份气源”，依托快速产能爬坡能力，成为冬季保供、极端天气、国际气源波动场景下的核心边际气源，产品定价与保供属性深度绑定，盈利稳定性显著提升。

（2）增值产品方向：副产品高值化利用成为盈利核心补充

煤制气项目副产的焦油、粗酚、硫磺、液氨、石脑油等产品，将从“简单外售”向“精细化、高附加值深加工”方向演进，收益贡献度将持续提升。未来主流发展模式为“煤制气+精细化工”联产，依托副产原料发展高端碳材料、生物可降解材料、酚类精细化学品等产业链，实现资源梯级利用，平抑天然气价格波动对项目盈利的冲击。

（3）灵活补充方向：LNG联产模式成为行业标配

配套LNG液化装置的联产模式，将成为新建项目的必选配置。该模式可突破长输管道的地域限制，通过LNG槽车、罐箱联运覆盖管网未通达区域，同时实现“非采暖季液化储存、采暖季气化外输”的季节性调峰，可有效平抑项目淡旺季收益波动，提升项目运营稳定性与盈利韧性。

在产品优化方面，布局时要考虑核心产品定位锚定河南省及华北、华东区域民生保供需求，锁定长期稳定的城市燃气长协订单；新建项目必须配套LNG联产装置，兼顾保供刚性需求与市场化灵活调峰；同步规划副产品高值化利用产业链，提升项目综合收益率与抗风险能力。

未来3-10年，煤制天然气行业将严格遵循国家“禁、导、控”结合的布局政策，呈现“向西集聚、向四大示范区集中、新疆为核心增量极”的发展格局，区域集中度持续提升，非示范区无新增产能空间，同步明确集团布局的区域选择优先级：

（1）核心布局原则：四大国家级示范区为唯一合规布局区域

根据国家发改委、工信部《现代煤化工产业创新发展布局方案》《关于推动现代煤化工产业健康发展的通知》等核心政策，新建煤制气项目必须布局在内蒙古鄂尔多斯、陕西榆林、宁夏宁东、新疆准东四大国家级现代煤化工产业示范区内，其他区域原则上不再新增布局，京津冀、长三角、汾渭平原82个重点城市严禁新增产能，这是行业布局不可突破的政策红线。

（2）核心增量极：新疆准东/伊犁示范区成为行业未来产能核心承载区

新疆凭借极致的资源成本优势，成为未来5-10年行业产能扩张的核心增量来源。新疆煤炭资源储量居全国首位，坑口煤价显著低于国内其他区域，配套自有煤矿的煤制气项目完全生产成本具备全国领先优势；同时区域水资源匹配度高，无黄河流域刚性管控约束，取水指标审批相对宽松，地方政府在煤炭资源配套、用地、税收等方面支持力度大，是国家明确的煤制油气产能与技术储备核心基地，规划产能规模居四大示范区首位。

（3）成熟核心区：内蒙古鄂尔多斯示范区为保供核心布局区

内蒙古鄂尔多斯示范区是当前行业发展最成熟、配套最完善的区域，毗邻京津冀、河南等核心消费市场，管输成本较新疆至中东部市场显著更低，是京津冀冬季保供的核心气源区，政策支持力度大、管网接入条件优越、产业配套成熟，是行业稳健布局的核心优选区域，具备明确的布局空间。

（4）补充布局区：陕西榆林、宁夏宁东示范区为差异化布局区域

陕西榆林、宁夏宁东示范区具备完善的煤化工产业链配套，适合布局“煤制气+高端化工联产”项目，但受黄河流域水资源超载、煤炭消费总量控制约束，产能扩张空间有限，仅适合差异化、小规模的联产项目布局；辽宁阜新等东北区域项目为区域补充性保供项目，不具备全国性规模化布局价值。

区域选择方面的布局要严格遵循国家政策红线，仅在四大国家级示范区内布局，明确两级优先级：第一优先级为新疆准东示范区，适合布局大型规模化煤制气项目，打造长期稳定的能源保供与盈利基地，需提前锁定西气东输管网管容配额与河南及华东区域终端长协订单；第二优先级为内蒙古鄂尔多斯示范区，适合布局中等规模保供型项目，可直接对接河南本地城市燃气企业，实现“蒙煤制气+直供河南”的保供闭环，需提前通过水权交易锁定新增取水指标；陕西榆林、宁夏宁东示范区不建议作为核心布局区域，河南省及其他非四大示范区区域严禁布局。

未来3-10年，煤制天然气行业竞争格局将从“产能规模竞争”全面转向“技术、成本、绿色、全产业链协同”的四维竞争，行业集中度持续提升，国企主导的竞争格局进一步固化，同步明确集团布局的竞争策略：

（1）行业集中度持续提升，马太效应显著加剧

行业产能将全面向具备煤炭资源配套、管网接入优势、低碳技术布局的头部企业集中，中小项目因技术储备不足、融资渠道受限、环保合规压力大、成本控制能力弱，多数将面临退出或被头部企业整合的局面，行业无序竞争彻底终结。根据中国石油和化学工业联合会数据，2024年行业CR5（前5大生产企业）合计产能占比已达78%，未来头部集中趋势将进一步加剧。

（2）市场主体差异化竞争格局固化，国企占据绝对主导地位

行业将形成“央企龙头保供主导、省属国企区域协同、优质民营企业精细化补充”的差异化竞争格局：央企龙头依托全产业链布局、政策优先级、融资成本优势，主导国家级大型保供项目，占据行业主导地位；省属能源国企依托资金实力、省属国企信用优势，通过央地合作、区域资源绑定的模式布局项目，成为行业第二增长极；优质民营企业仅能在细分领域形成差异化优势，无大规模扩张空间，市场份额将持续收缩。

（3）核心竞争维度全面转向绿色低碳与全产业链协同

未来行业竞争的核心门槛将从“产能规模”转向“全生命周期碳排放强度与全产业链成本控制能力”：绿色低碳能力成为项目入场门槛，配套CCUS、绿氢耦合装置的项目，在能评、环评、碳排放配额、融资支持上享有政策倾斜；全产业链协同成为核心盈利逻辑，“煤矿+煤制气+管网+终端消纳”的全链条布局企业，可将完全成本控制在行业低位，抗价格波动能力显著优于单一生产企业；副产品高值化利用能力成为差异化竞争核心，可显著提升项目综合收益率。

竞争方面，布局时要依托省属国企的信用优势、资金优势与河南市场消纳优势，采用“资源绑定+央地合作+长协锁定+全链条闭环”的落地模式，优先与行业头部央企或项目属地省属能源国企成立合资公司，借助合作方的行业经验、审批资源与运营能力，降低项目全流程风险；前置锁定煤炭资源、水资源、管网接入、终端消纳四大核心要素，构建全产业链竞争护城河，规避行业同质化竞争风险。

/END/