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1、请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容证券研究报告证券研究报告|20232023年年0909月月2525日日超配超配天然气行业专题天然气行业专题天然气市场快速发展,看好龙头企业量价弹性天然气市场快速发展,看好龙头企业量价弹性核心观点核心观点行业研究行业研究行业专题行业专题基础化工基础化工超配超配维持评级维持评级证券分析师:杨林证券分析师:杨林证券分析师:刘子栋证券分析师:刘子栋1-S0980520120002S0980521020002市场走势资料来源:Wind、国信证券经济研究所整理相关研究报告基础化工周报-国际油价大幅上行,推荐上游资源品的方向2023-0
2、9-22化工行业 2023 年 9 月投资策略-看好钾肥、天然气顺价、制冷剂、电子气体、轮胎的投资方向 2023-09-01钾肥行业专题报告:钾肥行业分析框架之二2023-08-27基础化工周报-天然气价格联动持续推进,继续推荐钾肥投资方向 2023-08-18国信证券-行业专题报告-合成生物学产品及行业格局梳理(一)2023-08-15中国天然气市场仍将维持较快增长中国天然气市场仍将维持较快增长。回顾典型国家历史,天然气市场发展历程基本都包含启动期、发展期和成熟期。从典型国家天然气发展历程可以发现,积极的政策、丰富的资源、完善的基础设施及合理的价格是天然气快速增长的主要驱动力。典型国家从启动
3、期到成熟期通常要半个世纪以上,快速发展期一般经历30 年左右。目前中国天然气市场仍处在快速发展期,未来仍将维持较快增长。中国天然气需求:维持较快增速,结构有所分化。中国天然气需求:维持较快增速,结构有所分化。预计2023 年我国天然气需求将呈现恢复性增长,全年天然气消费量预计为3865 亿立方米。按照十四五现代能源体系规划,2025年天然气消费量将达到4200-4600 亿立方米,复合增速达到7%左右,天然气的消费峰值预计出现在2040 年,约为7000 亿立方米。消费结构中,城市燃气和工业燃料为当前主要需求,但是未来增长过程中天然气发电和城市燃气增长较快。中国天然气供给中国天然气供给:自产气
4、保持较高增速自产气保持较高增速,进口能力持续扩张进口能力持续扩张。我国天然气资源较为丰富,但资源探明率较低,随着勘探的不断深入,未来国产气产量有望不断上行;进口管道气方面,中俄天然气管道东线供应量稳定增加,且正在积极推动远东管道及西伯利亚力量2 号天然气管道;进口LNG方面,近年我国LNG接收站建设加快进行,LNG 接收能力也在快速提升。因此我们判断,中国天然气供应未来也将维持较高的增长。天然气定价机制天然气定价机制:未来推动天然气顺价机制将是主旋律未来推动天然气顺价机制将是主旋律。今年以来,天然气上下游价格联动工作正在积极推动之中,目前包括内蒙、湖南、河北等多地已经开始启动顺价方案。预期随着
5、顺价机制的推动,国内天然气价格仍然存在上涨的可能性。投资建议投资建议:看好龙头企业的量价弹性看好龙头企业的量价弹性。我们认为,受益于国内天然气的大发展,龙头企业有望受益,一方面国内上游资源主要掌握在三桶油手中,是未来增储上产和进口的主力;另一方面随着天然气顺价机制的推动,龙头企业的价格弹性也将逐步显现。推荐天然气龙头企业【中国石油】【中国海油推荐天然气龙头企业【中国石油】【中国海油】【中国石化【中国石化】以及具有进口以及具有进口LNGLNG 能力的能力的【广汇能源广汇能源】。此外,国内城燃公司受益于天然气需求的增长,销气规模有望持续增长,并且随着天然气顺价机制的推动,其销气价差有望维持稳定,建
6、议关注建议关注【昆仑能源昆仑能源】、【华润燃气华润燃气】、【中国燃气】、【港华智慧能源】【中国燃气】、【港华智慧能源】。风险提示风险提示:中国天然气需求增长不达预期风险;中国天然气供给增长不达预期风险;中国天然气顺价机制推动不达预期风险;国际天然气价格大幅波动风险。重点公司盈利预测及投资评级重点公司盈利预测及投资评级公司公司公司公司投资投资昨收盘昨收盘总市值总市值EPSEPSPEPE代码代码名称名称评级评级(元)(元)(百万元)(百万元)20202323E E20202424E E20202323E E20202424E E601857中国石油买入7.99 1,462,337.610.931.
7、128.67.1600938中国海油买入20.74986,534.692.772.997.56.9600028中国石化买入6.12733,565.960.590.6210.49.9资料来源:Wind、国信证券经济研究所预测请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容证券研究报告证券研究报告2内容目录内容目录典型国家天然气市场发展回顾典型国家天然气市场发展回顾.5 5美国:资源驱动+完善的基础设施.5英国:环保要求+天然气经济性优势.6日本:能源多元化战略+政策支持.7中国天然气发展现状:仍处在快速发展期.9中国天然气需求:维持较快增速,结构有所分化中国天然气需求:维持较快增速,结构有所分化.1
8、111工业燃料:“煤改气”继续推动需求增长.12城市燃气:气化率逐步提升.13发电用气:低碳转型背景下,气电需求有望较快增长.15化工用气:天然气制氢带动需求增长.17中长期中国天然气消费预测:2040 年左右达峰.18中国天然气供给:自产气保持较高增速,进口能力持续扩张中国天然气供给:自产气保持较高增速,进口能力持续扩张.1919国内加大勘探开发,自产气稳步增长.19进口管道气增量可期.24进口 LNG 规模不断增加.26天然气储运设施不断完善.28天然气定价体系天然气定价体系.3131中国天然气产业链概况.31中国天然气定价体系.31海外 LNG 定价.35投资建议投资建议.3737风险提
9、示风险提示.3838附注附注.3838UWhUrUuWdYjZsUtRaQcMbRsQoOnPoNeRqQvMjMsQsN8OpOmMNZmQsMvPnPqR请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容证券研究报告证券研究报告3图表图表目录目录图1:美国历年天然气消费量及增速.5图2:美国天然气消费结构变化.6图3:英国天然气消费量及增速.7图4:英国天然气消费结构变化.7图5:日本天然气消费量及增速.8图6:日本天然气消费结构变化.8图7:中国天然气行业产业发展历程.9图8:中国一次能源占比.9图9:煤、柴油、LNG 的单位热量价格.10图10:天然气排放较低.10图11:天然气表观消费量及
10、增速(亿方).11图12:2022 年中国天然气消费结构.11图13:2025 年中国天然气消费结构预测.11图14:考虑热效率后煤、燃料油、LNG 的单位热量价格.12图15:工业用气需求增长(亿方).13图16:中国城镇居民气化人口及气化率.13图17:LNG 重卡保有量及增速.14图18:LNG 与柴油价格走势.14图19:城市燃气需求增长(亿方).15图20:世界范围电力来源展望.16图21:主要国家和地区天然气发电占比.16图22:2010-2021 年中国天然气发电机容量.16图23:2016-2021 年中国天然气发电量.16图24:发电用气需求增长(亿方).17图25:2020
11、 年中国氢气制取来源.17图26:化工用气需求增长(亿方).18图27:中国天然气产量(亿方).20图28:2022 年中国天然气产量结构.20图29:中国页岩气剩余探明技术可采储量(亿方).21图30:2021 年中国页岩气剩余探明技术可采储量分布.21图31:中国页岩气产量及增速(亿方,%).22图32:2022 年中国页岩气产量结构.22图33:中国煤层气剩余探明技术可采储量(亿方).22图34:2021 年中国煤层气储量分布.22图35:国内煤层气公司生产成本(元/方).23图36:中国煤层气产量及增速(亿方,%).23图37:2022 年中国煤层气产量结构.23请务必阅读正文之后的免
12、责声明及其项下所有内容证券研究报告证券研究报告4图38:中国管道气进口量(亿方).24图39:中国进口管道气单价(美元/方).24图40:中亚管道示意图.25图41:中缅管道示意图.25图42:中俄天然气管道东线示意图.26图43:中国 LNG 进口能力与进口量(万吨).27图44:中国 LNG 进口能力结构.27图45:2022 年中国 LNG 进口来源结构.28图46:我国天然气管道长度及增速.28图47:国内油气管网示意图.29图48:全国地下储气库工作气量及占消费比例.30图49:中国天然气产业链与定价体系.31图50:国内主要城市门站价水平(元/方).32图51:国内主要城燃公司采购
13、成本情况(元/方).32图52:省网公司长输管道单位毛利(元/方).34图53:城燃公司 ROA.34图54:国内 LNG 市场价(元/吨).34图55:全球 LNG 定价机制.36图56:国际天然气现货价(美元/百万英热).37表1:典型国家天然气发展期参数表.5表2:不同方式取暖成本对比.14表3:LNG 重卡与柴油重卡使用成本对比.15表4:各种制氢技术成本及变化趋势(元/方).18表5:部分机构预测 2050 年中国能源消耗量.19表6:中国天然气产量发展展望表(亿方).19表7:中国天然气资源量与探明储量汇总表(万亿立方米).20表8:中国天然气田产量统计.20表9:中美页岩气地质与
14、开发条件对比.21表10:中国进口天然气管道概况.24表11:中国已投产 LNG 接收站情况.27表12:中国储气库(群)主要参数.30表13:国内长输管道管输费情况.33表14:主要省市天然气调价政策.35请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容证券研究报告证券研究报告5典型国家天然气市场发展回顾典型国家天然气市场发展回顾回顾典型国家历史,天然气市场发展历程基本都包含启动期、发展期和成熟期。从典型国家天然气发展历程可以发现,积极的政策、丰富的资源、完善的基础设施及合理的价格是天然气快速增长的主要驱动力。典型国家从启动期到成熟期通常要半个世纪以上,快速发展期一般经历 30 年左右。目前中国
15、天然气市场仍处在快速发展期,预计到 2025 年,我国天然气消费量将达到 4200 亿立方米以上;到2030 年,我国天然气消费量将达到 6000 亿立方米左右。表1:典型国家天然气发展期参数表国家国家快速发展期快速发展期时间时间(年年)年增量年增量增速增速美国美国.1俄罗斯俄罗斯.2英国英国.4日本日本.6中国中国2004-至今1819913.3资料来源:世界典型国家天然气发展历程及对中国的启示1,国信证券经济研究所整理美国:资源驱动美国:资源驱动+完善的基础设施完善的基础设施
16、美国天然气市场发展过程主要包括自由发展时期(1910-1937 年),管制时期(1938-1978 年),低效时期(20 世纪 70 年代后期至 80 年代中期),调整和放宽管制时期(20 世纪 80 年代中期以后)4 个发展阶段。自由发展时期,美国输气管道等基础设施规模较小,利用范围受限;在管制时期美国各级政府在天然气使用领域及价格等方面出台很多政策,由于天然气价格低于其他替代燃料且基础设施建设较快,美国天然气市场快速发展;随着 20 世纪70 年代后期美国天然气开采成本上升,政府管制价格打击了生产商积极性,且美国经济遭遇高通胀,美国天然气消费量持续下行;在调整、重组和放宽时期,美国经过一系
17、列调整和改革,形成了世界上规模最大、市场体制较健全的天然气市场。21 世纪后美国成功商业开发页岩气,使天然气价格大幅降低,进一步刺激了天然气消费,目前美国是世界上最大的天然气生产和消费国。图1:美国历年天然气消费量及增速资料来源:世界典型国家天然气发展历程及对中国的启示 1,国信证券经济研究所整理请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容证券研究报告证券研究报告6美国天然气消费在发展过程中保持了均衡的发展,快速发展期以工业用户需求为主,随着基础设施的建设,民用及商用天然气占比逐渐提高,进入成熟期后天然气消费增长主要依靠发电用气。美国由于拥有丰富的天然气资源,有效保障了天然气需求,天然气产量保
18、持快速增长,为天然气工业发展奠定了基础;在美国天然气快速发展期由于气价仅为油价的 15%-25%,为煤炭的 25%-40%,天然气的价格优势也推动了其快速普及。图2:美国天然气消费结构变化资料来源:世界典型国家天然气发展历程及对中国的启示 1,国信证券经济研究所整理英国:环保要求英国:环保要求+天然气经济性优势天然气经济性优势英国天然气工业发展始自第一船液化天然气运抵英国。随着英国北海气田的发现,英国燃气工业由供应煤气转为供应天然气,为此英国燃气公司(BG)开始了天然气管网建设,公司凭借拥有天然气管网,与北海油气生产商签订长期合同垄断了天然气市场。英国天然气在发展初期以居民用气为切入点,通过价
19、格优势快速打开市场。1988-1998 年英国通过改革打破垄断经营,建立完全竞争的市场模式。随着 20 世纪 90 年代中后期天然气产量快速增长,天然气价格大幅下降,越来越多的市场参与者进入天然气交易市场。随着 1998 年 12 月连接英国和欧洲大陆的海底输气管道建成,英国天然气市场在供应和销售环节都实现了自由竞争,英国的天然气市场基本成熟。英国天然气快速发展契机为雾霾治理,1952 年英国推出清洁空气法,做出减少排放,调整能源结构等方面的努力,1968 年的清洁空气法修正案提出政府提供补助用以在控烟区将家庭用煤改为用电或天然气。北海气田为英国天然气工业的发展提供了资源基础,英国政府通过相应
20、的制度设计使天然气价格与煤炭、石油相比有一定优势,促进了天然气的消费。请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容证券研究报告证券研究报告7图3:英国天然气消费量及增速资料来源:世界典型国家天然气发展历程及对中国的启示 1,国信证券经济研究所整理自从英国北海油田发现,英国天然气消费快速增长,直至 2000 年达到最高峰 968亿立方米。在天然气快速发展初期,天然气主要用于城市燃气和工业用户,1990年后天然气发电在消费占比中逐步提高。图4:英国天然气消费结构变化资料来源:世界典型国家天然气发展历程及对中国的启示 1,国信证券经济研究所整理日本:能源多元化战略日本:能源多元化战略+政策支持政策支
21、持日本天然气工业分成三个阶段:1969 年以前为起步期,1969-2000 年为迅速发展期,及 2000 年以后的成熟期。日本天然气快速发展源于 20 世纪 70 年代爆发的石油危机,当时日本能源结构对石油依赖极高,出于能源安全考虑,日本开始重视天然气的利用。1969-1983 年日本 LNG 消费年均增长超 40%,其中城市燃气增长34.8%,天然气发电增长 44%。2000 年以后日本通过引入竞争机制,加快工业燃料的天然气替代,天然气市场稳步发展。请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容证券研究报告证券研究报告8日本政府从 20 世纪 60 年代开始制定严格的环保法案,通过征收碳税促进
22、了天然气市场的发展。另外日本天然气基础设施建设为天然气发展提供了保障,如日本通过在经济发达地区建立大量 LNG 接收站,有力保证了天然气供应。在需求端,日本大部分天然气被用来发电,且气电成本与煤电成本接近,并且日本通过税收调节使气电的综合成本较低,有力促进了天然气的快速发展。图5:日本天然气消费量及增速资料来源:世界典型国家天然气发展历程及对中国的启示 1,国信证券经济研究所整理图6:日本天然气消费结构变化资料来源:世界典型国家天然气发展历程及对中国的启示 1,国信证券经济研究所整理请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容证券研究报告证券研究报告9中国天然气发展现状:仍处在快速发展期中国天
23、然气发展现状:仍处在快速发展期从 2001 年开始,中国的的天然气进入新时代,开始进入快速发展期,建成以鄂尔多斯、塔里木、四川和南海 4 大生产基地为代表的工业格局。2010 年中国天然气消费量突破 1000 亿立方米,2022 年消费量达到 3646 亿立方米,虽然近几年天然气消费增速有所放缓,但仍处在快速发展期。典型国家天然气快速发展期一般持续 30 年以上,预计到 2025 年,我国天然气消费量将达到 4200 亿立方米以上;到 2030 年,我国天然气消费量将达到 6000 亿立方米左右。图7:中国天然气行业产业发展历程资料来源:观知海内信息网,国信证券经济研究所整理我国天然气在一次能
24、源中占比较低我国天然气在一次能源中占比较低。由于资源禀赋原因,煤炭一直是我国最大的主体能源,但地位在逐步下降,消费占比由 2010 年超 70%的最高峰降低为 2020年的 60.69%。石油在一次能源中消费占比稳定在 20%左右。天然气在三种化石能源中占比最小,但发展速度很快,在一次能源中占比由1990年的1.47%增长至2020年的 7.57%。与世界平均水平相比,我国天然气在一次能源中占比较低,未来天然气在我国有着广阔的发展空间。图8:中国一次能源占比资料来源:IEA,国信证券经济研究所整理请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容证券研究报告证券研究报告10经济性角度经济性角度,气代
25、油有经济性优势气代油有经济性优势,气代煤仍需依靠政策或补贴气代煤仍需依靠政策或补贴。以煤炭热值 5500cal/kg、柴油热值 9600cal/kg、天然气热值 11000cal/kg 计算,可以发现中国绝大多数情况下柴油价格高于天然气高于煤炭,所以天然气替代柴油有明显优势。由于煤的价格较为低廉,天然气替代煤炭还需政府进一步出台政策,增加天然气来源,降低天然气价格,并通过一定的补贴及税收扶持加快天然气替代煤的进程。图9:煤、柴油、LNG 的单位热量价格资料来源:卓创咨询,国信证券经济研究所整理碳排放角度碳排放角度,单位热值下石化能源中天然气的碳排放最低单位热值下石化能源中天然气的碳排放最低。天
26、然气主要成分是烷烃,甲烷含量 95%以上,具有清洁低碳属性,是化石能源中相对低碳品种,天然气标准热值与石油接近,远高于煤炭,且其单位热值二氧化碳排放量是石油的77%、煤炭的 59%。天然气中硫、氮元素含量极低,与石油和煤炭相比,天然气更加高效、清洁,是实现世界能源消费结构转型的关键。图10:天然气排放较低资料来源:世界天然气产业形势与发展趋势2,国信证券经济研究所整理请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容证券研究报告证券研究报告11中国天然气需求中国天然气需求:维持较快增速维持较快增速,结构有所分结构有所分化化中国天然气需求预期将维持较高增速。中国天然气需求预期将维持较高增速。2022
27、年受疫情影响,天然气表观 3638 亿方,同比下滑 1.3%,为近 20 年来首次出现负增长。根据国际燃气联盟,预计 2023年我国天然气需求将呈现恢复性增长,全年天然气消费量预计为 3865 亿立方米。按照十四五现代能源体系规划,2025 年天然气消费量将达到 4200-4600 亿立方米,复合增速达到 7%左右,天然气的消费峰值预计出现在 2040 年,约为 7000 亿立方米,中国将成为世界天然气发展的主要引擎。图11:天然气表观消费量及增速(亿方)资料来源:Wind,国信证券经济研究所整理城市燃气和工业燃料为主要需求城市燃气和工业燃料为主要需求,天然气发电增长较快天然气发电增长较快。2
28、022 年中国天然气消费结构中城市燃气、工业燃料、天然气发电、化工用气占比分别为 33%、42%、17%、8%。预测至 2025 年我国城市燃料领域居民燃气、取暖用气、交通领域平衡发展;工业燃料领域由于“煤改气”政策逐渐进入尾声,天然气增速放缓;天然气发电调峰需求提升,维持较快发债;化工用气由于氢能产业发展也有所提升,预期 2025年四者占比分别达到 34%、39%、19%、8%。图12:2022 年中国天然气消费结构图13:2025 年中国天然气消费结构预测资料来源:国家统计局,国信证券经济研究所整理资料来源:国家统计局,国信证券经济研究所整理和预测请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内
29、容证券研究报告证券研究报告12工业燃料:工业燃料:“煤改气煤改气”继续推动需求增长继续推动需求增长天然气在工业领域主要用于工业窑炉和工业锅炉,广泛应用于冶金、陶瓷、玻璃、食品、造纸、印染等行业。在玻璃、金属热处理、陶瓷及热风机等领域,以天然气为燃料时具有升温速度快、可达到 800以上高温、对温度控制精度高、清洁等优点,会显著提高产品品质、提高产量,其他燃料替代性较差,天然气在这些领域的消费具有刚性。在锅炉燃料领域,天然气、燃料油和煤互为替代,除考虑燃料成本外,各种锅炉的热效率也会影响燃料的经济性,假设按照燃煤锅炉热效率 65%、燃油锅炉热效率 75%、燃气锅炉效率 85%来测算煤、天然气、燃料
30、油的单位热量价格,在大多数情况下天然气较燃料油更具经济性,但与煤相比经济性不足,工业领域气代煤还需要政策推动。图14:考虑热效率后煤、燃料油、LNG 的单位热量价格资料来源:卓创咨询,国信证券经济研究所整理2023 年 2 月 20 日,国家发改委等 9 个部门联合印发关于统筹节能降碳和回收利用加快重点领域产品设备更新改造的指导意见,提出到 2025 年工业锅炉平均热效率相比 2021 年提高 5%的目标。“十四五”期间,煤改气工程仍将持续开展,工业燃料作为“煤改气”重要领域,有望在政策扶持下快速发展,尤其是食品加工、制药等能源成本占比不高的行业,更加容易接受“煤改气”。天然气作为工业燃料其消
31、费增速与 GDP 增速、第二产业增加值增速、全社会用电量增速有着密切的相关关系,随着中长期国际天然气供需逐渐走向宽松,天然气价格将有所下降,且中国经济稳步恢复,2022 年工业燃料用气量为 1533 亿立方米,预计 2025年中国工业燃料天然气消费量 1700 亿立方米。请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容证券研究报告证券研究报告13图15:工业用气需求增长(亿方)资料来源:国家能源局,国信证券经济研究所预测城市燃气:气化率逐步提升城市燃气:气化率逐步提升居民用气量与城镇化进程紧密相关,2022 年我国城镇化率为 65.22%,预计到 2030年有望达到 70%。随着我国不断推进新型城
32、镇化向纵深发展,城镇人口规模将持续扩大,从而作为清洁高效能源的天然气需求有望提升。随着第三产业在经济中占比不断提高,餐饮、旅游、住宿等产业快速发展将有力拉动商业领域燃气用量。图16:中国城镇居民气化人口及气化率资料来源:国家统计局,国信证券经济研究所整理在经济方面,天然气主要替代煤和电。以 100 平方米住宅采暖季 4 个月进行估算:使用天然气取暖约需 1200 立方米,以天然气价格为 3 元/立方米估计,每个采暖季取暖费用为 3600 元;以空调取暖,则每个采暖季大约需要消耗 10000kwh 电能,居民用电为 0.5 元/kWh 计,则采暖费用为 5000 元;以煤取暖,每个采暖季约需 4
33、请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容证券研究报告证券研究报告14吨煤,每吨煤 700 元计,取暖费用为 2800 元。由以上对比可知,以煤取暖价格最为低廉,天然气次之,以电取暖最贵。但考虑到天然气取暖的清洁性及便捷性,加之政府推广“煤改气”时的补贴,天然气仍有一定的竞争力。表2:不同方式取暖成本对比住宅面积住宅面积燃料燃料热值热值消耗量消耗量热效率热效率单价单价费用费用100100 天然气8500 kcal/m1200 m90%3 元/m3600 元电860 kcal/kWh10000 kWh100%0.5 元/kWh5000 元煤5500 kcal/kg4000 kg50%700 元
34、/吨2800 元资料来源:Wind,国信证券经济研究所测算“十四五”期间,居民“煤改气”将在东北、西南及中部地区重点推进。2022 年城镇人口 5.36 亿,气化率为 58%,预计 2025 年气化人口增加至 6 亿,城镇居民用气量为 400 亿立方米;城镇采暖方面,2022 年天然气采暖面积为 23 亿平方米,预计 2025 年天然气采暖面积为 26 亿平方米,城镇采暖用气 260 亿立方米;2022农村采暖户约为 1000 万户,新增 150 万户,随农村“煤改气”逐渐进入尾声,预计 2025 年农村采暖户数为 1200 万户,天然气需求量为 240 亿立方米。受疫情影响 2022 年工服
35、用气为 248 亿立方米,增长 9 亿立方米,考虑随着“煤改气”放缓,工服气化进程也逐渐放缓,预计 2025 年工服用气为 280 亿立方米;综上 2025 年居民领域天然气消费量为 1180 亿立方米。在交通领域,由于 LNG 相对于柴油具备一定经济性,所以天然气汽车在我国有一定发展基础。我国 2021 年 LNG 重卡增量为 4.6 万辆,2022 年为 3.5 万辆。2022年我国 LNG 重卡保有量达 66.25 万辆,保有量为全世界 LNG 重卡的 98%。以某一价格为 40 万元/辆的 LNG 重卡为例,同功率、同车型的柴油重卡价格约为 32 万元/辆。重卡的日行驶里程按 500k
36、m 计。目前 0#柴油的零售价格 7.8 元/L,每千克 LNG 的热值相当于 1.33 L 柴油。目前 LNG 单价为 5.0 元/kg。柴油重卡百公里消耗柴油按 32 L 估算。LNG 在气化器中转化成气态进入发动机燃烧,相比于柴油(C10-C22 的混合物)液态燃烧得更加充分。所以燃气发动机比柴油发动机有更高的热效率,为了便于估算,以热效率一致计算。可知在日行 500km使用条件下,LNG 重卡比柴油重卡燃料每天节省 648 元。以一年重卡工作时间为300 天,卡车整车寿命为 8 年,综合考虑购车、维护、燃料等费用可以发现,LNG重卡在当前燃料成本下,经济性远超柴油重卡。图17:LNG
37、重卡保有量及增速图18:LNG 与柴油价格走势资料来源:中国电力联合会,国信证券经济研究所整理资料来源:卓创资讯,国信证券经济研究所整理请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容证券研究报告证券研究报告15表3:LNG 重卡与柴油重卡使用成本对比项目项目LNGLNG 重卡重卡柴油重卡柴油重卡全寿命周期全寿命周期/年年88车辆价格车辆价格/万元万元4032日行驶里程日行驶里程/km/km500500燃料价格燃料价格5.0 元/kg7.8 元/L百公里能耗百公里能耗24 kg32 L维修及折旧费用维修及折旧费用/(元(元/km/km)0.20.3总成本总成本/万元万元208367.52资料来源:
38、企业应用 LNG 重卡的经济性分析3,国信证券经济研究所整理和预测从目前油气价格来看,天然气重卡的经济性较强,加之国 VI 排放标准升级、区域环保政策等因素,天然气重卡发展长期利好。2022 年新增 LNG 重卡 3.5 万辆,受疫情影响,LNG 天然气消费量为 142 亿立方米,比 2021 年减少 10 亿立方米。考虑到经济增速回升,LNG 价格下降,预计 2025 年天然气重卡保有量可达 80 万辆,LNG 重卡天然气消费量达 200 亿立方米。2022 年 CNG 汽车用气需求量为 100 亿立方米,随着电动汽车逐渐普及 CNG 汽车保有量逐渐下降,预计 2025 年 CNG 车用天然
39、气需求量为 80 亿立方米。综上估计 2025 年交通领域天然气消费量为 280 亿立方米。图19:城市燃气需求增长(亿方)资料来源:国家能源局,国信证券经济研究所预测发电用气:低碳转型背景下,气电需求有望较快增长发电用气:低碳转型背景下,气电需求有望较快增长目前燃煤发电仍是我国电力供应的绝对主力,2022 年占全国总发电量超过 60%,天然气发电仅占比 3.3%。目前全球发达国家的天然气发电占电力供应的比例都在20%-40%左右,中国天然气发电比例远远低于世界水平,从清洁能源利用和减排的角度,未来中国天然气发电存在巨大的发展空间。请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容证券研究报告证券研
40、究报告16图20:世界范围电力来源展望图21:主要国家和地区天然气发电占比资料来源:IEA,国信证券经济研究所整理资料来源:BP,国信证券经济研究所整理目前天然气发电机组主要分布在珠三角、长三角、京津地区及油田产区。我国气电装机容量增长迅速,2010 年为 2642 万千瓦,2021 年已经达到 10859 万千瓦。相比较我国天然气发电装机容量的快速增长,我国天然气发电量则增长较慢,2016年我国天然气发电量为 1883 亿千瓦时,2021 年增长至 2778 亿千瓦时。图22:2010-2021 年中国天然气发电机容量图23:2016-2021 年中国天然气发电量资料来源:中国电力联合会,国
41、信证券经济研究所整理资料来源:中国电力联合会,国信证券经济研究所整理在发电领域,“十四五”天然气发电有望发挥优势,优先布局在气源有保障、电价承受度高、环保改善需求大、电力峰谷差大的地区。随着能源结构向低碳转型,天然气发电快速发展有较大确定性。随着国际天然气价回落及国内燃气轮机技术的重大突破,天然气发电成本会显著下降,叠加“十四五”电力及天然气市场化改革落地,气电较煤电竞争力有望大幅提升。2022 年燃气发电用气量为 640 亿立方米,考虑到政策推动及气价下降的因素,预计 2025 年中国天然气发电需求量可达 800 亿立方米。请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容证券研究报告证券研究报告
42、17图24:发电用气需求增长(亿方)资料来源:国家能源局,国信证券经济研究所预测化工用气:天然气制氢带动需求增长化工用气:天然气制氢带动需求增长在化工领域,由于政策调控,用气保持低增长,从全国层面看限制和禁止天然气化工的改扩建仍然是主旋律。“十四五”时期天然气制合成氨、甲醇、尿素、氮肥还要进行去产能和总量调控。但随着氢能产业快速发展,天然气制氢有望拉动化工领域天然气消费量。天然气制氢工艺目前在世界氢气制取市场占比排第一位。我国天然气制氢的占比排在第二,位于煤制氢之后。根据中国煤炭工业协会公开数据,2020 年中国氢气产量超过 2500 万吨,其中煤制氢所产氢气占 62%、天然气制氢占 19%,
43、工业副产气制氢占 18%,电解水制氢占 1%左右。图25:2020 年中国氢气制取来源资料来源:公司官网,国信证券经济研究所整理从目前技术水平及能源价格计算,由煤制氢成本最低,绿电制氢成本最高,但考请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容证券研究报告证券研究报告18虑到碳捕集及提纯成本,天然气制氢与煤制氢成本相当。未来十年由绿电制氢的技术很难有跨越式突破,价格很难与天然气制氢抗衡,所以天然气制氢是未来氢能产业发展的必选之路,氢能发展将有力带动天然气消费。表4:各种制氢技术成本及变化趋势(元/方)技术类型技术类型当前成本当前成本考虑考虑 CCSCCS 和提纯和提纯20232023 年成本年成
44、本20502050 年成本年成本煤制氢煤制氢7.5-9.514.5-17.711.8-14.110.7-13.0天然气制氢天然气制氢9-1512.8-19.611.4-17.710.8-17.1工业副产氢工业副产氢10-1613.4-19.912.0-18.011.5-17.5风电制氢(风电制氢(AEAE)22.716.359.88风电制氢(风电制氢(PEMPEM)41.9715.459.34资料来源:中国氢能源及燃料电池白皮书、国信证券经济研究所整理2022 年化工用气为 292 亿立方米,目前我国尿素、甲醇的产量相对稳定,天然气制氨仅在天然气产地仍会有一些发展,导致天然气在化工领域的应用保
45、持稳定。2020 年国民经济和社会发展计划的主要任务中首次提出要制定国家氢能产业发展战略规划。目前天然气制氢最能平衡经济效益和环境效益,氢能产业为天然气化工带来重要利好,预计 2025 年天然气化工用量可达 350 亿立方米。图26:化工用气需求增长(亿方)资料来源:国家能源局,国信证券经济研究所预测中长期中国天然气消费预测:中长期中国天然气消费预测:20402040 年左右达峰年左右达峰近年来,多家中国权威机构发布了“双碳”目标下能源及油气需求预测研究成果。天然气需求将于 20302040 年达峰,集中于 2040 年左右,峰值为 4220 亿 7510亿立方米,集中于 6500 亿7000
46、 亿立方米,2060 年降至 1500 亿5500 亿立方米,集中于约 4000 亿立方米。天然气需求达峰前增量空间较大,且差异也较大,增量 1000 亿4200 亿立方米,相差约 4 倍,充分反映了对未来天然气持续较快发展的共识,但对发展前景存在较大分歧。“十四五”期间,对天然气发展产生制约的最大因素是天然气的气源开发问题,当前,煤炭资源的清洁利用及可再生能源的不断发展仍然是天然气行业发展的竞争者。请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容证券研究报告证券研究报告19表5:部分机构预测 2050 年中国能源消耗量能源消费2.0情景清华大学气候变化与可持续发展研究院2060 年碳中和情景清华
47、大学能源环境经济研究所强化行动情景世界资源研究所电气化加速情景国网能源研究院快速转型情景英国 BP能源消费峰值/108tce2030 年 58.02060 年 57.0持续缓慢增加2030 年 57.72030 年 53.0煤炭占比13.0%7.0%28.0%8.1%7.0%石油占比5.0%8.0%12.0%7.1%9.1%天然气占比11.0%4.0%11.0%10.7%13.3%非化石能源占比72.0%81.0%59.0%74.1%70.7%天然气消耗/108m资料来源:碳中和背景下中国“十四五”天然气行业发展4,国信证券经济研究所整理中国天然气供给中国天然气供给:
48、自产气保持较高增速自产气保持较高增速,进口进口能力持续扩张能力持续扩张我国天然气资源较为丰富,但资源探明率较低,随着勘探的不断深入,未来国产天然气产量有望不断上行。国产气目前以常规天然气为主,但随着开发水平的提高,页岩气、煤层气等非常规气体产量也有望快速增长。进口管道气方面,中俄天然气管道东线供应量稳定增加,预计 2025 年达到 380 亿立方米/年的设计供应量,且中俄正在积极推动远东管道及西伯利亚力量 2 号天然气管道。近年我国 LNG接收站建设加快进行,LNG 接收能力快速增加,且 LNG 长协订单签订量较为充足,伴随东亚现货 LNG 价格不断下降,我国 LNG 进口量有增无减。因此我们
49、判断,中国天然气供应未来也将维持较高的增长。根据资源基础和勘探前景,综合考虑可持续发展,预测全国天然气产量 2025 年将达到 2300-2520 亿方,其中常规气(含致密气)1900-2000 亿方,页岩气 300-400亿方,煤层气 100-120 亿方。2030 年前后天然气产量将达到峰值 2900-3300 亿方,并保持该规模到 2040 年以后,其中,常规气(含致密气)2200-2300 亿方,页岩气 600-800 亿方,煤层气 100-200 亿方。表6:中国天然气产量发展展望表(亿方)20202020 年年20252025 年年20302030 年年20402040 年年常规气
50、常规气+致密气致密气16-23002200-2300页岩气页岩气-800600-800煤层气煤层气-200100-200总计或平均总计或平均19-33002900-3300资料来源:中国天然气工业发展回顾与前景展望5,国信证券经济研究所整理国内加大勘探开发,自产气稳步增长国内加大勘探开发,自产气稳步增长我国天然气储量较为丰富我国天然气储量较为丰富,增储空间较大增储空间较大。截止 2021 年,我国天然气总地质资源高达 280.76 万亿立方米,其中常规气气质资源量为 146.96 万亿
51、立方米,技术可采资源量为 83.46 万亿立方米;页岩气地质资源量为 105.72 万亿立方米,其中技术可采资源量为 19.36 万亿立方米;煤层气地质资源量为 28.08 万亿立方米,其中技术可采资源量为 8.70 万亿立方米。截至 2020 年底,全国天然气探明率仅为7%,未来仍然较大增储空间。请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容证券研究报告证券研究报告20表7:中国天然气资源量与探明储量汇总表(万亿立方米)资源量资源量累计探明储量累计探明储量待探明资源量待探明资源量探明率探明率地质技术可采地质技术可采地质技术可采地质技术可采常规气常规气+致密气致密气146.9683.4616.8
52、89.35130.0874.1111.48%11.20%页岩气页岩气105.7219.362.000.47103.7218.891.91%2.43%煤层气煤层气28.088.700.730.3627.358.342.61%4.14%总计或平均总计或平均280.76111.5219.6110.18261.15101.347.00%9.13%资料来源:中国天然气工业发展回顾与前景展望5,国信证券经济研究所整理天然气产量快速增长天然气产量快速增长,结构以,结构以“三桶油三桶油”为主。为主。随着“增储上产七年行动计划”的持续推进,全国天然气产量快速增长,但是近几年由于受到疫情影响,国内产量增速有所放缓
53、。2022 年全国天然气产量达到 2178 亿方,同比增长 6%。未来我国将继续立足国内保障供应安全,推进天然气持续稳步增长,国家能源局预计我国天然气产量在 2025 年将达到 2300 亿立方米以上,2040 年以及以后较长时期稳定在 3000 亿立方米以上水平。在产量结构中,“三桶油”占比超过 80%,其中中国石油占比达到 58%,是国内天然气产量龙头,引领国产气的增长。图27:中国天然气产量(亿方)图28:2022 年中国天然气产量结构资料来源:Wind,国信证券经济研究所整理资料来源:Wind,各公司公告,国信证券经济研究所整理常规气常规气我国已开发主力气田整体处于稳产阶段,四川、鄂尔
54、多斯、塔里木、松辽、准噶尔 5 个盆地已经在 20 个区代获得战略性突破,可以实现储量规模接替,预计每年可增加探明天然气地质储量 8000-10000 亿方,一批大中型气田正在加快建设,已经开发的气田通过内部挖潜、滚动扩边、综合治理等措施在“十四五”期间将整体处于稳产阶段。表8:中国天然气田产量统计老区气田老区气田产量规模产量规模(10108 8m m3 3/a/a)新区气田新区气田产量规模产量规模(10108 8m m3 3/a/a)克拉 255庆阳30迪那 250宜川-黄龙30苏里格260博孜-大北及其周缘100神木39克深及其周缘90榆林50渤中 19-612靖边55川东北高含硫气藏35
55、大牛地39泸州深层页岩气150请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容证券研究报告证券研究报告21页岩气页岩气我国页岩气储量丰富我国页岩气储量丰富。据 EIA 数据显示,我国页岩气技术可采储量为 31.6 万亿立方米,居全球第一位,是全球最有潜力的页岩气生产国。我国页岩气主要分布在四川、松辽、渤海湾、江汉、准噶尔、塔里木等地区,并且已经先后在四川和重庆实现了页岩气规模化商业开采。相较于美国,我国页岩气开采难度大、成本高。相较于美国,我国页岩气开采难度大、成本高。北美页岩气埋藏深度 1500-3000米为主,而我国页岩气埋藏较深,川南地区埋深超过 3500 米的气藏超过 50%,部分超过 5
56、000 米。虽然我国已基本实现 3500 米以浅页岩气的开采技术及开采装备的自主化,但由于埋藏较深,目前页岩气开发成本较高,约为美国的两倍以上。表9:中美页岩气地质与开发条件对比对比内容对比内容中国中国美国美国地质条件地质条件构造复杂,多次改造,断裂发育简单,一次抬升,断裂稀少沉积类型多样,海相有效范围保存少单一,主要为海相页岩有机碳含量偏低,以 1%5%为主丰富,以 5%10%为主含气量偏低(数据少)高(多)热演化程度复杂,海相较高,湖相偏低复杂,海相较高,湖相偏低开发条件开发条件埋深偏大,3500m 埋深为主较浅,以 25003500m 为主地表条件复杂,南方多高山,北方少水平原或丘陵,水
57、源好经情油气管网总体不发达,部分地区无管网发达,遍及各地资料来源:华经产业研究院,国信证券经济研究所整理页岩气发展面临诸多挑战,但仍在较快增长。页岩气发展面临诸多挑战,但仍在较快增长。由于页岩气单井投资大,产量递减快,第一年的产量自然递减率约 60%-80%,需要不断打新井来保证气量增长,导致成本回收周期长,不稳定因素多;页岩气往往与常规气、煤层气和致密气共生,开发潜力区垂直重叠,由于矿权有强排他性,这导致页岩矿权市场化较为艰难。虽然我国页岩气起步晚,但是一直维持快速增长,2022 年国内页岩气产量达到 247亿方,同比增速超过 8%。页岩气发展规划(2016-2020 年)曾提出 2020
58、年产涩北40川西火山岩气藏20安岳150四川盆地下二叠统35普光+元坝110四川盆地金秋致密气3030 涪陵80长宁+威远+昭通页岩气120资料来源:中国天然气工业发展回顾与前景展望5,国信证券经济研究所整理和预测图29:中国页岩气剩余探明技术可采储量(亿方)图30:2021 年中国页岩气剩余探明技术可采储量分布资料来源:自然资源部,国信证券经济研究所整理资料来源:自然资源部,国信证券经济研究所整理请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容证券研究报告证券研究报告22量目标 300 亿方、2030 年产量目标 800-1000 亿方,但是实际发展过程中面临诸多挑战,我们预计 2025 年国内
59、页岩气产量有望超过 300 亿方。图31:中国页岩气产量及增速(亿方,%)图32:2022 年中国页岩气产量结构资料来源:国家能源局,国信证券经济研究所整理资料来源:国家能源局,石油商报,国信证券经济研究所整理煤层气煤层气中国的资源禀赋具有“富煤、贫油、少气”的特点,所以中国的煤层气资源储备非常丰富,目前煤层气储量约 36.8 万亿立方米,居世界第三位,约占全球资源储量的 14%左右。目前全国已形成鄂尔多斯盆地东缘和沁水盆地两大煤层气产业基地,开发潘庄、樊庄、郑庄、保德、大吉、延川南、川南等 27 个煤层气田。目前中国煤层气的开发主要由大型国有企业主导,主要包括中石油和中联煤层气等央企,以及地
60、方煤矿企业等。煤层气开采成本高,经济性相对较低。煤层气开采成本高,经济性相对较低。我国煤层气资源大部分属于难采资源,面临着单井产量低、运行效率低、资源利用率低的问题,导致煤层气经济性相对不强。目前国内煤层气生产成本一般在 1 元/方以上,头部的煤层气公司成本相对有一定优势。图33:中国煤层气剩余探明技术可采储量(亿方)图34:2021 年中国煤层气储量分布资料来源:自然资源部,国信证券经济研究所整理资料来源:华经产业研究院,国信证券经济研究所整理请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容证券研究报告证券研究报告23图35:国内煤层气公司生产成本(元/方)资料来源:各公司公告,国信证券经济研究
61、所整理煤层气发展基础相对较差,但仍然维持较高增速。煤层气发展基础相对较差,但仍然维持较高增速。首先,受制于矿权管理等相关政策,中国对煤层气资源开发实行国家统一管理,地面井采煤层气的审批权为国土资源部,而煤矿开采审批权为地方政府,造成了地方政府在煤层气开发方面缺乏主动权,影响了煤层气的发展积极性;其次,目前国内煤层气管网基础建设依然滞后,煤层气管网存在管径细、管网短、分布比较零碎的问题,导致抽采出来的煤层气外输量和覆盖范围有限,大部分产量就地消化,直接影响了煤层气开发利用。煤层气产量目前已经突破百亿,2022 年国内煤层产量达到 115.5 亿方,同比增速约 10%。山西省煤层气资源勘查开发规划
62、(2021-2025 年)提出,山西省煤层气 2025 年抽采量目标为 200250 亿立方米,有望带动国内煤层气产量快速提升。图36:中国煤层气产量及增速(亿方,%)图37:2022 年中国煤层气产量结构资料来源:国家能源局,国信证券经济研究所整理资料来源:共研产业咨询,国信证券经济研究所整理请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容证券研究报告证券研究报告24进口管道气增量可期进口管道气增量可期目前我国进口管道气主要来自中亚线、中缅线、中俄线三条管线,其中中亚线是我国发展时间最久,也是进口量最大的管线。“十四五”期间进口管道气增量主要来自中俄东线,“十五五”期间预期中俄西线、远东管线和中
63、亚 D 线将带来更大的增长空间。图38:中国管道气进口量(亿方)图39:中国进口管道气单价(美元/方)资料来源:Wind,国信证券经济研究所整理资料来源:Wind,国信证券经济研究所整理表10:中国进口天然气管道概况管道项目管道项目子管线子管线投产时间投产时间管道长度管道长度设计年供气能力(亿方)设计年供气能力(亿方)气源气源中亚天然气管道中亚天然气管道A 线2009 年单线 1833 公里300乌兹别克斯坦、土库曼斯坦、哈萨克斯坦B 线2010 年C 线2014 年1830 公里250D 线待定境外 966 公里300中俄天然气管道中俄天然气管道东线2019 年境内 5111 公里,境外约
64、3000 公里380俄罗斯西线规划 2028 年境外 2600 公里500远东管道待定待定100中缅油气管道中缅油气管道2013 年2520 公里120缅甸资料来源:国资委,国家能源局,前瞻产业研究院,国信证券经济研究所整理中亚管道中亚管道中亚天然气管道是我国首条从陆路引进的天然气跨国能源通道,气源主要来自土库曼斯坦、乌兹别克斯坦以及哈萨克斯坦。管道西起土库曼斯坦和乌兹别克斯坦边境,穿越乌兹别克斯坦中部和哈萨克斯坦南部,经我国新疆霍尔果斯口岸入境,AB 线与“西气东输”二线相连,C 线与“西气东输”三线相连。目前中亚管道总输气能力达到 550 亿方,近几年基本维持在 80%左右的高负荷,202
65、2 年实际输气量达到 432 亿方。未来中亚管道增量主要来自中亚 D 线,按照此前规划,D 线的气源主要来自土库曼斯坦复兴气田,经乌兹别克斯坦、塔吉克斯坦、吉尔吉斯斯坦,从新疆乌恰入境,输气能力为 300 亿方。今年 5 月 19 日,在中国中亚峰会上,中方倡议建立中国中亚能源发展伙伴关系,加快推进中国中亚天然气管道 D 线建设,预期中亚 D 线的进度有望加快。请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容证券研究报告证券研究报告25图40:中亚管道示意图资料来源:中国石油集团官网,星球研究所,国信证券经济研究所整理中缅中缅管道管道中缅天然气管道起自缅甸西海岸皎漂,从云南瑞丽进入中国,终点为广西
66、贵港,设计年输气量 120 亿立方米,于 2010 年开始建设,2013 年正式投产,管道干线全长 2520 公里,其中缅甸段 793 公里,中国段 1727 公里。目前中缅天然气管道的年输气量仅达到 45 亿方左右,一方面由于缅甸天然气开采能力不强,另一方面缅甸天然气的进口成本较高,对需求有一定抑制,预计未来中缅天然气进口增量有限。图41:中缅管道示意图资料来源:中国青年报,国信证券经济研究所整理请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容证券研究报告证券研究报告26中俄中俄管道管道中俄天然气管道是我国陆上第三条进口天然气管线,目前中俄东线(西伯利亚力量管道)已于 19 年底贯通,首期每年
67、50 亿立方米,此后逐年增长到 380 亿立方米的设计供应量。东线自俄罗斯境内的科维克金气田和恰扬金气田,沿途经过伊尔库茨克州、萨哈共和国和阿穆尔州等 3 个联邦主体,直达布拉戈维申斯克市的中俄边境,管道全长约 3000 公里;中国境内段从黑龙江省黑河市入境,途经黑龙江、吉林、内蒙古、辽宁、河北、天津、山东、江苏、上海 9 个省、市、自治区,全长 5111 公里。未来中俄管道将是中国进口管道气最大的增量来源,除东线的增量外,目前还在规划西线(西伯利亚力量 2 号管道)以及远东管道,其中西线规划输气量 500 亿方,途径蒙古国,由于涉及到较多地缘政治问题,进度相对缓慢;远东管道起点位于达利涅列琴
68、斯克,跨越乌苏里江到达黑龙江的虎林,设计年供气能力 100 亿方。图42:中俄天然气管道东线示意图资料来源:天然气网,国信证券经济研究所整理进口进口 LNGLNG 规模不断增加规模不断增加进口进口 LNGLNG 逐步增长,产能结构以央企为主。逐步增长,产能结构以央企为主。随着政策放开,民营企业经核准后可以投资 LNG 接收站,且政策对 LNG 接收站有公平准入的要求,未来“三桶油”有望在 LNG 接收站窗口期通过市场拍卖出租 LNG 接收能力,这极大的激活了资本对于 LNG 接收站建设的关注,LNG 接收能力稳步提升。目前国内已建成 LNG 接收站27 座,总接收能力超过 1.2 亿吨/年,形
69、成环渤海、长三角、东南沿海三大 LNG接收站群,其中国家油气管网接收能力占比 22%,中国海油接收能力占比 21%,中国石油接收能力占比 18%,中国石化接收能力占比 15%。请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容证券研究报告证券研究报告27图43:中国 LNG 进口能力与进口量(万吨)图44:中国 LNG 进口能力结构资料来源:Wind,国信证券经济研究所整理资料来源:各公司官网,国信证券经济研究所整理表11:中国已投产 LNG 接收站情况项目名称项目名称位置位置所属公司所属公司产能(万吨产能(万吨/年)年)投产时间投产时间江苏如东江苏南通中石油10002011河北曹纪甸唐山曹妃甸12
70、002013深南 LNG海南海口272014山东青岛青岛市黄岛区中石化7002014天津 LNG天津滨海新区10802018广东大鹏深圳大铲湾中海油6802006福建 LNG莆田市秀屿港6302008浙江宁波宁波北仑6002012珠海金湾珠海市高栏港3502013盐城滨海江苏盐城3002022上海 LNG上海洋山港中海油、申能3002008上海五号沟浦东新区曹路申能1502008广汇启东江苏南通广汇能源5002017九丰 LNG东莞九丰九丰集团1502013深燃 LNG深圳大鹏新区深燃802018舟山 LNG浙江舟山新奥集团8002018广西北海北海铁山港国家管网公司6002016天津浮式天津
71、港南疆6002013深圳迭福大鹏新区4002018广西防城港防城港东湾602019粤东 LNG广东省揭阳市2002018海南 LNG海南洋浦3002014大连 LNG大连市保税区6002011嘉兴 LNG嘉兴平湖嘉兴燃气1002022浙能温州 LNG温州东屿村浙能3002023广州燃气调峰储备站广州小虎岛广州燃气1002023唐山 LNG唐山曹妃甸新天绿能5002023资料来源:各公司官网,国信证券经济研究所整理进口进口以长协为主以长协为主,民企更加灵活民企更加灵活。我国 LNG 进口形式主要以长协为主,2021 年进口长协约占 65%,其中卡塔尔和澳大利亚是主要的进口来源,两者进口量占比合计
72、接近 60%。由于国企在 LNG 进口中需要承担更多保供责任,因此长协比例也相对民企更高,而民企的贸易方式更加灵活,国内外市场套利空间更大。请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容证券研究报告证券研究报告28图45:2022 年中国 LNG 进口来源结构资料来源:Wind,国信证券经济研究所整理天然气储运设施不断完善天然气储运设施不断完善天然气管网天然气管网2010-2021 年我国天然气管道建设里程逐年增长,但增速有所放缓,其主要原因是受到天然气管网改革等因素的影响。据统计 2021 年我国天然气管道长度达92.91 万公里,2010-2021 年 CAGR 为 12.42%。良好的基础
73、设施为天然气普及提供了良好的基础。图46:我国天然气管道长度及增速资料来源:国家能源局,国信证券经济研究所整理请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容证券研究报告证券研究报告292022 年,全国长输天然气管道总里程 11.8 万千米(含地方及区域管道),新建长输管道里程 3000 千米以上。中长期油气管网规划指出,到 2025 年天然气管道规模将达 16.3 万公里,年均增速 9.8%。图47:国内油气管网示意图资料来源:国家能源局,国信证券经济研究所整理调峰储气库调峰储气库储气库对发挥保供稳价发挥重要作用。储气库建设方面,我国依托枯竭油气藏着力打造华北、东北、西南、西北等数个百亿立方米
74、地下储气群。华北地区以文 23为依托,东北地区以辽河储气库为核心,西南地区实施相国寺储气库扩容达容并新建铜锣峡、黄草陕等新库,西北地区在呼图壁储气库扩容的同时新开发吐哈油田储气库资源,同时加强长三角、中部地区、珠三角等消费中心盐穴储气库扩容达容及新建,力争到 2025 年全国形成 300 亿方储气能力。请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容证券研究报告证券研究报告30图48:全国地下储气库工作气量及占消费比例资料来源:国家统计局,国信证券经济研究所整理2022 年大庆油田四站、朝 51、长庆油田苏东 39-61 等 10 座储气库相继投产,截止 2022 年采暖季前形成工作气量 208.
75、0 亿立方米,较 2021 年新增 37 亿立方米。“十四五”现代能源体系规划指出 2025 年全国集约布局的储气能力达到 550-600亿立方米,占天然气消费比重约 13%。表12:中国储气库(群)主要参数储气库(群)地理位置库容/亿立方米调峰能力/亿立方米大庆群库黑龙江大庆4.30.5中国石油辽河双 6辽宁盘锦55.220.5辽河雷 61吉林松原5.30.5双驼子河北永清11.20.3华北苏桥天津滨海67.010.0大港板南陕西靖边7.82.0长庆陕 224陕西靖边10.43.3长庆苏东 39-61陕西靖边19.20.1长庆榆 37陕西靖边6.00.1新疆呼图壁新疆呼图壁117.029.0
76、西南相国寺重庆渝北区43.023.0中原文 96河南濮阳5.93.0中国石化江苏金坛江苏金坛11.81.5江汉黄场湖北潜江2.30.5大港库群天津大港69.019.0国家管网华北库群河北永清18.77.5江苏金坛江苏金坛26.07.8江苏刘庄江苏刘庄4.62.5中原文 23河南濮阳84.322.0金坛江苏金坛12.01.7港华储气资料来源:各公司官网、国信证券经济研究所整理请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容证券研究报告证券研究报告31天然气定价体系天然气定价体系中国天然气产业链概况中国天然气产业链概况中国天然气产业链大致可以分成 4 个环节:上游勘探开采、中游储存运输、下游分销批发以
77、及终端消费。上游:国内常规天然气资源主要集中于中石油、中石化以及中海油等少数资源方手中,民企主要参与页岩气、煤层气等非常规资源;进口资源中,进口管道气目前主要掌握在中石油手中,进口 LNG 主要由三桶油等能源公司掌握,民企如广汇能源、新奥股份、九丰能源等企业也拥有一定规模的 LNG 接收站。中游:天然气从上游资源方开采或进口之后,通过长输管网、省级官网、LNG 运输船和槽车等方式输送至下游或终端用户。自 2019 年国家管网公司成立以后,国内长输管道管道已经逐步交由国家管网公司统一管理,省级管道也在逐步并入国家管网公司中。下游:托运商主要从事天然气销售业务,托运商可以是燃气公司、上游资源方、以
78、及有储气能力的能源公司等,其中燃气公司主要从事分销业务,服务于居民、工商业等用户,在天然气的销售领域起主导作用。近几年越来越多上游资源方也直接与下游工业用户签订直供合同,国内销售模式也愈发灵活。LNG 资源方除了进入管网销售以外,亦可通过槽车来对下游客户进行点对点供应。终端:按照需求结构进行划分,终端需求一般分为 5 类,即居民用气、工商业用气、交通用气、发电用气、化工用气。每种类型都有各自的定价体系。图49:中国天然气产业链与定价体系资料来源:中国产业信息网,国信证券经济研究所整理中国天然气定价体系中国天然气定价体系中国天然气定价体系主要包括井口价、进口价、门站价、终端零售价、管输费、配气费
79、等。其中根据“管住中间、放开两头”的发展思路,门站价目前是整个天然气定价体系的核心。国内门站价目前由国家发改委制定核准,门站价格以下的销售价格则由省级价格主管部门核准。门站价门站价门站价是指国产陆上或进口管道天然气的供应商与下游购买方在天然气所有权交接点的价格,等于井口价格(含净化费)与管道输送费之和。在定价方式上,国请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容证券研究报告证券研究报告32内一般选取上海市场作为计价基准点,各省门站价在上海门站价的基础上加上升贴水来确定,升贴水主要因素有运输成本、经济发展水平以及是否为天然气主产区等;采用市场净回值法,建立计价基准点的门站价格与可替代能源价格挂钩
80、的定价公式,参照进口燃料油和液化石油气(LPG)价格,按照一定权重加权计算等热值的可替代能源价格,从而进一步确定基准门站价格。从门站价体系设立以来,国内总共经历了 4 次调整,自 2018 年以来,门站价一直维持稳定水平。图50:国内主要城市门站价水平(元/方)资料来源:Wind,国信证券经济研究所整理虽然门站价基准水平维持稳定,但是在交易过程中,实际成交价格可以在基准价格上进行一定上浮或下浮。根据关于理顺居民用气门站价格的通知,居民用气与非居民用气价格机制衔接,供需双方可以基准门站价格为基础,在上浮 20%、下浮不限的范围内协商确定具体门站价格。从城燃公司的购气成本上看,实际成交价格在持续提
81、升,并且居民气和非居民气上浮比例也有所不同,出于保供的要求,一般居民气门站价涨幅较低,因此在采购过程中一直存在交叉补贴的情况(居民气采购量小,价格低;非居民气采购量大,价格高)。图51:国内主要城燃公司采购成本情况(元/方)资料来源:公司公告,国信证券经济研究所整理请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容证券研究报告证券研究报告33管输费与配气费管输费与配气费2016 年,国家发展改革委出台了天然气管道运输价格管理办法(试行)和天然气管道运输定价成本监审办法(试行),天然气管道初步建立了“准许成本加合理收益”的定价机制。国家管网公司成立以后,跨省天然气管道由此前多家企业分散经营转为国家管网
82、 运营为主,国家出台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)进一步完善跨省天然气管道运输定价机制。其中,价格管理办法明确了跨省天然气管道运输价格的定价原则、定价方法和定价程序;成本监审办法明确了定价成本构成和核定方法。根据上述政策文件:管输费=准许收入/总周转气量,管道负荷率(结算气量除以总设计输气能力)低于 75%时,按 75%负荷率对应的气量确定周转量;其中,准许收入=准许成本+有效资产准许收益率+税金,准许成本包括折旧及摊销费、运行维护费等,由国务院价格主管部门通过成本监审核定;有效资产指国家管网集团投资的,与管道运输业务相关的可计提收益的资产,包括固定
83、资产净值(铺底天然气为原值)、无形资产净值和营运资本;准许收益率按 8%确定,后续统筹考虑国家战略要求、行业发展需要、用户承受能力等因素动态调整。表13:国内长输管道管输费情况管线管线单位单位含税价(含税价(9%9%)川气东送管道元/千方公里0.3824榆济线元/千方公里0.4363西一线西段(新疆轮南-宁夏中卫),西二线西段(新疆霍尔果斯-宁夏中卫),涩宁兰线(青海涩北-甘肃兰州)等元/千方公里0.1416西三线(新疆霍尔果斯-福建福州,广东广州)等元/千方公里0.1202西一线东段(宁夏中卫-上海)、西二线东段(宁夏中卫-广东广州)、忠武线(重庆忠县-湖北武汉)、长宁线(陕西长庆-宁夏银川
84、)等元/千方公里0.2386秦沈线(河北秦皇岛-辽宁沈阳)、大沈线(辽宁大连-沈阳),哈沈线(沈阳-长春),中沧线(河南濮阳-河北沧州)等元/千方公里0.4594中贵线(宁夏中卫-贵州贵阳),西二线广南支干线(广东广州-广西南宁)等元/千方公里0.389中缅线(云南瑞丽-广西贵港)元/千方公里0.4035陕京一、二、三、四线、永唐秦、唐山 LNG、大唐煤制气、港清线、港清复线、港清三线等元/千方公里0.2805广东省天然气主干管网一期管道工程(鳌头-广州干线、广州-肇庆干线、广州-惠州干线、清远支干线、韶关支干线)、广东省天然气主干管网二期管道工程(珠海 LNG 西干线)、韶关-广州干线、英德
85、支干线、揭阳-梅州支干线浮洋-揭阳段、深圳 LNG 外输管道、粤东 LNG 外输管道元/方0.1487(电厂用户)、0.1982(工商业用户)资料来源:国家管网公司,国信证券经济研究所整理根据 2017 年发布的关于加强配气价格监管的指导意见,配气价格按照“准许成本加合理收益”的原则制定,即通过核定城镇燃气企业的准许成本,监管准许收益,考虑税收等因素确定年度准许总收入,制定配气价格。配气价格应定期校核,校核周期原则上不超过 3 年。准许收入=准许成本+有效资产准许收益率+税费-其他业务收支净额,其中有效资产为城镇燃气企业投入、与配气业务相关的可计提收益的资产,由固定资产净值、无形资产净值和营运
86、资本组成;准许收益率为税后全投资收益率,按不超过7%确定;其他业务收支净额为企业使用与配气业务相关的资产和人力从事工程安装施工、燃气销售等其他业务活动的收支净额。请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容证券研究报告证券研究报告34图52:省网公司长输管道单位毛利(元/方)图53:城燃公司 ROA资料来源:公司公告,国信证券经济研究所整理资料来源:公司公告,国信证券经济研究所整理LNGLNG 定价定价与管道气的定价方式不同,LNG 市场是完全竞争市场,因此 LNG 定价是市场化定价,更加能够反映市场的供需情况,并且也与采购成本息息相关。从历史价格看,2014-2016 年 LNG 市场供需相
87、对稳定,LNG 价格基本跟随油价走低;2017-2019 年由于煤改气的推进,国内天然气基础设施不足的弊端显现,在用气高峰期对 LNG 的需求大幅提升,导致 LNG 价格暴涨时有发生;2020-2022 年随着俄乌冲突的产生,欧洲逐步摆脱对俄气的依赖,导致 LNG 需求大幅提升,由此全球 LNG 价格大幅提升,进口 LNG 成本的提升导致了国内 LNG 价格居高不下,2023年随着国际 LNG 价格下跌,已经有所缓解。图54:国内 LNG 市场价(元/吨)资料来源:Wind,国信证券经济研究所整理请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容证券研究报告证券研究报告35终端定价终端定价在终端消费
88、领域,天然气的定价也有所不同。居民气价一般相对比较固定,价格变动一般要通过召开听证会的方式;工商业气价一般是与城燃公司或供气企业通过合同谈判的方式确定;交通领域,CNG 价格是政府定价,LNG 价格是市场定价。未来推动天然气顺价机制将是主旋律。未来推动天然气顺价机制将是主旋律。今年以来,天然气上下游价格联动工作正在积极推动之中。2023 年 2 月,国家发改委价格司要求各地就建立健全天然气上下游价格联动机制提出具体意见建议,包括如何确定综合采购成本、如何科学设置启动条件、调价周期和调价幅度等。目前,包括内蒙、湖南、河北等多地已经开始启动顺价方案,其中内蒙发布内蒙古自治区发展和改革委员会关于调整
89、居民和非居民用管道天然气销售价格的通知,宣布 4 月 1 日起居民和非居民用气全部联动顺价;湖南省发布关于召开湖南省天然气上下游价格联动机制听证会的公告称,当气源采购平均成本波动幅度达到基准门站价格 5%,应适时启动气价联动机制,天然气终端销售价格同步同向调整;河北省相关政策明确指出,如果城燃企业出现气价倒挂,政府补贴标准将根据“综合采购成本+配气价”与居民终端销售价格的差额,即倒挂金额,给与财政补贴。表14:主要省市天然气调价政策省市省市天然气调价政策天然气调价政策湖南湖南提交听证的联动机制,以湖南省定价目录明确的定价区域为单位,当气源采购平均成本波动幅度达到基准门站价格 5%,应适时启动气
90、价联动机制,天然气终端销售价格同步同向调整。内蒙内蒙居民销售价格在 2023 年 4 月 1 日至 2024 年 3 月 31 日期间调整为 2.252 元/立方米,同时阶梯气价相应调整,居民一档气价调整为 2.252元/立方米,居民二档气价调整为 2.702 元/立方米,居民三档气价调整为 3.378 元/立方米.湖北湖北对武汉、鄂州、宜昌、荆州、荆门、黄石、潜江、襄阳、仙桃、孝感共 10 个城市城区的天然气销售价格实行联动调整。居民用天然气、车用天然气不涨价,工业和商业用气价格上涨。浙江浙江随着省级管网纳入国家管网,我省已实现管销分离,从 2023 年 4 月 1 日起不再核定天然气省级门
91、站价格。各地要在 2023 年 2 月底前修订完善管道燃气上下游价格联动机制;2023 年 3 月底前制定终端销售价格调整方案并组织实施。贵州贵州自 2023 年 6 月 1 日起至 2024 年 3 月 31 日,将省级定价的贵阳市城区及与其共用同一配气管网区域居民用气价格上调 0.15 元/立方米,即第一、二、三档价格分别调整为 2.76 元/立方米、3.21 元/立方米、3.95 元/立方米。兰州兰州兰州市居民用管道天然气第一阶梯销售价格将由每立方米 1.76 元调整为每立方米 2.02 元;第二阶梯、第三阶梯分别按照第一阶梯气价的1.2 倍、1.5 倍执行,标准为每立方米 2.42 元
92、、3.03 元。联动后,居民用管道天然气销售价格自 2023 年 8 月 1 日起执行。学校(含幼儿园)、托育机构、养老福利机构等执行居民用气价格的非居民用户不执行阶梯气价,其销售价格在居民第一阶梯气价的基础上增加 0.05 元,为每立方米 2.07 元。西安西安西安居民用管道天然气第一阶梯销售价格从 2.05 元/m涨至 2.18 元/m,第二、三阶梯价格按照 1:1.2:1.5 加价倍率相应调整。重庆重庆天然气一、二、三阶梯最高销售价格分别由现行每立方米 2.039 元、2.209 元、2.559 元调整为 2.196 元、2.366 元、2.716 元石家庄石家庄居民用气第一阶梯价格由
93、2.78 元/立方米调整为 3.15 元/立方米,上涨 0.37 元/立方米。第二、第三阶梯价格分别按照第一阶梯价格的 1.15倍、1.35 倍调整为 3.62 元/立方米、4.25 元/立方米。南京南京居民用气第一、二、三档销售价格分别调整为 3.03 元/立方米、3.64 元/立方米、4.24 元/立方米,分别上调 0.30 元/立方米、0.36 元/立方米、0.42 元/立方米青岛青岛三区居民用气各阶梯价格在现行基础上分别上调 0.19 元/立方米,各阶梯年用气量不作调整。杭州杭州以 2023 年 4 月实际气源综合价格作为第一个基期价格。当气源综合价格累计上下变动幅度达到或超过基期价格
94、 5%且距离上次调价时间不少于 3 个月时,启动价格联动机制,非居民用气终端销售价格作同向调整。福州福州2023 年 1 月 1 日起,我市城区非居民购气价格应上调 0.66 元/方,终端销售价格将达 4.65 元/方。自 7 月 1 日起,联动调整非居民最高销售价格为 4.27 元/方,上调幅度 0.28 元/方资料来源:各地政府网站,国信证券经济研究所整理海外海外 LNGLNG 定价定价海外天然气市场具有鲜明的区域特性,目前主要的定价方式有油价挂钩定价、气价挂钩定价、双边垄断定价、净回值定价、管制定价等。目前主要形成了四大天然气定价体系:北美和英国天然气价格与原油价格脱钩幅度较大,实行枢纽
95、定价。经过近 20 年天然气市场与监管政策的发展,北美天然气短期合约逐渐取代 10 年期以上的长期合约。这种通过实时、众多参与方平等竞争形成的 LNG 现货或短期期货价格大大增强了天然气市场流动性,形成反映天然气自身供求关系的市场浮动价格体系。请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容证券研究报告证券研究报告36欧洲天然气定价从采用和油价挂钩的长期协议,过渡到由市场竞争形成的短期价格。与油价挂钩的定价模式,源于荷兰在 1962 年针对格罗宁根超大气田天然气生产采取的国内天然气定价政策。这一模式随后被出口合同所采用,进而影响东北亚的 LNG 定价。欧盟成立后陆续建立了多个透明、开放的天然气交易
96、平台,通过引入多元化气源,使得不同平台、不同气源之间形成竞争。东北亚的 LNG 贸易定价体系与日韩基准价格(JKM)挂钩。由于日本当年引进 LNG主要是为了替代原油发电,因此在长期合同中采用了与日本进口原油加权平均价格(JCC)挂钩的定价公式。近年来,国际市场逐渐发展出普氏 JKM 现货价格的中短期合同,其反映的是以 DES(船上交货)方式交付到日本、韩国、中国的现货市场价值,且逐渐成为亚洲 LNG 现货交易标杆价。俄罗斯与中亚地区采用双边垄断(垄断出口和垄断进口)的定价模式。通常采用政府间谈判来确定供应给非欧盟用户的天然气价格。受俄乌冲突影响,俄罗斯与白俄罗斯能源部长签署政府间协议,确定在
97、2022 年底形成与俄罗斯卢布挂钩的天然气定价条件。白俄罗斯确定将使用卢布支付俄罗斯天然气。图55:全球 LNG 定价机制资料来源:观研网,国信证券经济研究所整理2019-2020 年,海外天然气价格快速下行,尤其是亚洲和欧洲的价格呈快速下降趋势,主要反映的是在需求缓慢增长的背景下,市场上有大量新的液化天然气供应。此后随着新冠肺炎在 2020 年的爆发,全球需求下降,并且上半年供应的继续增加,导致价格进一步下跌TTF 在 2020 年 6 月达到 1.55 美元的低点,JKM在 2020 年 7 月达到 2.06 美元的低点,Henry Hub 在同一个月达到 1.50 美元的低点。当时市场上
98、许多 LNG 现货,尤其是来自美国的现货,难以出售。2021-2022 年,随着俄乌冲突的爆发,天然气需求急剧上升,但由于欧洲储存的天然气水平较高,因此初期欧洲的价格仍然低迷;而亚洲由于补库需求,JKM 价格在 2021 年 2 月飙升。到了夏季,随着世界经济从新冠肺炎中复苏,需求增长依然强劲。欧洲开始逐步摆脱对俄气的依赖,因而大量进口 LNG 来补库存。与此同时,LNG 出口能力正在下降,特立尼达和尼日利亚工厂的原料气存在供应问题;许多工厂的维护时间延长,以弥补 2020 年新冠疫情期间错过的维护期;挪威的出口工厂因2020年末的火灾而关闭等,所有这些都导致夏季全球LNG价格持续上涨。请务必
99、阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容证券研究报告证券研究报告37随后,俄罗斯开始削减对欧洲的管道气供应,欧洲开始大量进口现货液化天然气,从亚洲和拉丁美洲市场抽走更多的天然气资源,导致亚洲 LNG 价格跟随欧洲 LNG价格一路走高。后续由于北溪 1 号管道(俄罗斯对欧洲输气的主要管道)气量的急速下滑,海外 LNG 价格继续冲高,在北溪管道遭到破坏以后,价格在 9 月上涨至历史高位。2022 年四季度以来,随着温和天气下欧洲天然气需求的下降、欧洲储气库的高库存、中国天然气需求表现疲软以及 LNG 市场供应的增加,全球 LNG 价格有所下降,并在 2023 年继续下降。预计后续随着全球 LNG 市
100、场供应的增加,海外 LNG 有望继续维持低位。图56:国际天然气现货价(美元/百万英热)资料来源:IGU,国信证券经济研究所整理投资建议投资建议综合来看,中国天然气需求未来仍将维持较快的增速,一方面与油、电相比,天然气已经具备经济性,另一方面国内天然气政策还将继续推动“煤改气”的发展;随着国内增储上产的不断推动以及进口气的提升,天然气的供应能力也在逐步增强,并且中国天然气基础设施也在不断完善,对于需求增长也将提供充足的供应保障,未来中国天然气供需有望维持均衡发展的格局。在气价方面,国内天然气顺价机制正在积极推动之中,预期国内气价仍有上涨空间。我们认为,受益于国内天然气的大发展,龙头企业有望受益
101、,一方面国内上游资源主要掌握在三桶油手中,是未来增储上产和进口的主力;另一方面随着天然气顺价机制的推动,龙头企业的价格弹性也将逐步显现。推荐天然气龙头企业【中推荐天然气龙头企业【中国石油国石油】【中国海油中国海油】【中国石化中国石化】以及具有进口以及具有进口 LNGLNG 能力的能力的【广汇能源广汇能源】。此外,国内城燃公司受益于天然气需求的增长,销气规模有望持续增长,并且随着天然气顺价机制的推动,其销气价差有望维持稳定,建议关注建议关注【昆仑能源昆仑能源】、【华华润燃气】、【中国燃气】、【港华智慧能源】润燃气】、【中国燃气】、【港华智慧能源】。请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容证券
102、研究报告证券研究报告38风险提示风险提示中国天然气需求增长不达预期风险。中国天然气需求增长不达预期风险。我们预测中国天然气需求未来仍将维持较快增速,但是实际上天然气需求影响因素较多,本文也将天然气需求拆解成四大领域逐步分析,或存在由于经济发展、政策推动、经济性不足等各种因素的影响,导致天然气实际需求增长不达预期的可能。中国天然气产量增长不达预期风险。中国天然气产量增长不达预期风险。我们预测中国天然气供给未来仍将维持较快增速,但是实际上天然气供给影响因素较多,本文也将天然气供给拆解成国内自产气和进口气来分析,或存在由于气田资本开支不足、进口设施建设进度延缓、国内天然气基础设施投资力度不足等各种因
103、素的影响,导致天然气实际供给增长不达预期的可能。中国天然气顺价机制推动不达预期风险。中国天然气顺价机制推动不达预期风险。天然气顺价机制的推动需要靠行政手段实施,在实施过程中存在实际执行进度慢、实际调价幅度不达预期的可能性,因此天然气顺价机制推动存在不达预期风险。国际天然气价格大幅波动风险。国际天然气价格大幅波动风险。由于国内天然气价格与国际天然气价格存在一定相关性,尤其是沿海 LNG 价格,受国际 LNG 价格影响较大,未来如果国际 LNG 价格涨幅过大,会导致进口成本的提升,影响企业利润。附注附注1郜婕等,世界典型国家天然气发展历程及对中国的启示,国际石油经济,2017,25(08):72-
104、802何东博等,世界天然气产业形势与发展趋势,天然气工业,2022,42(11):1-123阮芮彬,企业应用 LNG 重卡的经济性分析,设备管理与维修,2020(16):3-44周淑慧等,碳中和背景下中国“十四五”天然气行业发展,天然气工业,2021,41(02):171-1825李鹭光,中国天然气工业发展回顾与前景展望,天然气工业,2021,41(08):1-11证券研究报告证券研究报告免责声明免责声明分析师声明分析师声明作者保证报告所采用的数据均来自合规渠道;分析逻辑基于作者的职业理解,通过合理判断并得出结论,力求独立、客观、公正,结论不受任何第三方的授意或影响;作者在过去、现在或未来未就
105、其研究报告所提供的具体建议或所表述的意见直接或间接收取任何报酬,特此声明。国信证券投资评级国信证券投资评级投资评级标准投资评级标准类别类别级别级别说明说明报告中投资建议所涉及的评级(如有)分为股票评级和行业评级(另有说明的除外)。评级标准为报告发布日后 6 到 12 个月内的相对市场表现,也即报告发布日后的6到12个月内公司股价(或行业指数)相对同期相关证券市场代表性指数的涨跌幅作为基准。A 股市场以沪深 300 指数(000300.SH)作为基准;新三板市场以三板成指(899001.CSI)为基准;香港市场以恒生指数(HSI.HI)作为基准;美国市场以标普 500 指数(SPX.GI)或纳斯
106、达克指数(IXIC.GI)为基准。股票投资评级买入股价表现优于市场代表性指数 20%以上增持股价表现优于市场代表性指数 10%-20%之间中性股价表现介于市场代表性指数10%之间卖出股价表现弱于市场代表性指数 10%以上行业投资评级超配行业指数表现优于市场代表性指数 10%以上中性行业指数表现介于市场代表性指数10%之间低配行业指数表现弱于市场代表性指数 10%以上重要声明重要声明本报告由国信证券股份有限公司(已具备中国证监会许可的证券投资咨询业务资格)制作;报告版权归国信证券股份有限公司(以下简称“我公司”)所有。本报告仅供我公司客户使用,本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户。未经书面许
107、可,任何机构和个人不得以任何形式使用、复制或传播。任何有关本报告的摘要或节选都不代表本报告正式完整的观点,一切须以我公司向客户发布的本报告完整版本为准。本报告基于已公开的资料或信息撰写,但我公司不保证该资料及信息的完整性、准确性。本报告所载的信息、资料、建议及推测仅反映我公司于本报告公开发布当日的判断,在不同时期,我公司可能撰写并发布与本报告所载资料、建议及推测不一致的报告。我公司不保证本报告所含信息及资料处于最新状态;我公司可能随时补充、更新和修订有关信息及资料,投资者应当自行关注相关更新和修订内容。我公司或关联机构可能会持有本报告中所提到的公司所发行的证券并进行交易,还可能为这些公司提供或
108、争取提供投资银行、财务顾问或金融产品等相关服务。本公司的资产管理部门、自营部门以及其他投资业务部门可能独立做出与本报告中意见或建议不一致的投资决策。本报告仅供参考之用,不构成出售或购买证券或其他投资标的要约或邀请。在任何情况下,本报告中的信息和意见均不构成对任何个人的投资建议。任何形式的分享证券投资收益或者分担证券投资损失的书面或口头承诺均为无效。投资者应结合自己的投资目标和财务状况自行判断是否采用本报告所载内容和信息并自行承担风险,我公司及雇员对投资者使用本报告及其内容而造成的一切后果不承担任何法律责任。证券投资咨询业务的说明证券投资咨询业务的说明本公司具备中国证监会核准的证券投资咨询业务资
109、格。证券投资咨询,是指从事证券投资咨询业务的机构及其投资咨询人员以下列形式为证券投资人或者客户提供证券投资分析、预测或者建议等直接或者间接有偿咨询服务的活动:接受投资人或者客户委托,提供证券投资咨询服务;举办有关证券投资咨询的讲座、报告会、分析会等;在报刊上发表证券投资咨询的文章、评论、报告,以及通过电台、电视台等公众传播媒体提供证券投资咨询服务;通过电话、传真、电脑网络等电信设备系统,提供证券投资咨询服务;中国证监会认定的其他形式。发布证券研究报告是证券投资咨询业务的一种基本形式,指证券公司、证券投资咨询机构对证券及证券相关产品的价值、市场走势或者相关影响因素进行分析,形成证券估值、投资评级等投资分析意见,制作证券研究报告,并向客户发布的行为。证券研究报告证券研究报告国信证券经济研究所国信证券经济研究所深圳深圳深圳市福田区福华一路 125 号国信金融大厦 36 层邮编:518046总机:上海上海上海浦东民生路 1199 弄证大五道口广场 1 号楼 12 层邮编:200135北京北京北京西城区金融大街兴盛街 6 号国信证券 9 层邮编:100032