天然氣產(chǎn)業(yè)研究：消費(fèi)量長期增長-價格改革持續(xù)推進(jìn)

1、天然氣產(chǎn)業(yè)研究：消費(fèi)量長期增長_價格改革持續(xù)推進(jìn)1、“雙碳”亟需減排助力，天然氣成能源結(jié)構(gòu)替代優(yōu)先解1.1、“雙碳”當(dāng)?shù)溃瑴p排先行2021 年“碳達(dá)峰”、“碳中和”被首次寫入政府工作報告，提出 2030 年實(shí)現(xiàn)“碳 達(dá)峰”與 2060 年實(shí)現(xiàn)“碳中和”的目標(biāo)安排。“雙碳”目標(biāo)的實(shí)現(xiàn)路徑分為兩階 段：1）2021-2030 年：國內(nèi)碳排放量增速預(yù)計(jì)于 2030 年前逐步放緩，力爭于 2030 年前達(dá)到碳排放量峰值，完成“碳達(dá)峰”目標(biāo)。2）2030-2060 年：國內(nèi)碳排放量 下行，碳吸收量逐年提升，最終兩者交會達(dá)成凈零排放，實(shí)現(xiàn)“碳中和”目標(biāo)。 零凈排放并非不產(chǎn)生二氧化碳排放，是指由人類活動產(chǎn)生

2、的碳排放量與人類活動產(chǎn)生的碳吸收量相抵消。“碳中和”等式為排放=吸收，當(dāng)下最優(yōu)路徑為減少因能源活動而產(chǎn)生的二氧化 碳排放。“碳中和”意為由人類活動產(chǎn)生的碳排放量最終由人類活動吸收，用等式 表達(dá)為能源活動產(chǎn)生的碳排放+其它非能源工業(yè)活動產(chǎn)生的總碳排放=生態(tài)碳匯 碳吸收量+其它工業(yè)活動中的碳吸收量。目前因能源活動產(chǎn)生的二氧化碳排放量占 比最大，而其它非能源工業(yè)活動碳排放則因其生產(chǎn)活動的剛需性較難減排。從吸收端來講目前我國生態(tài)碳匯規(guī)劃較詳細(xì)，而其它方面的碳吸收則相對存在較高的 不確定性，如碳捕捉等，技術(shù)成熟度仍有待提升。1.2、天然氣碳排較煤炭大幅減少，能源結(jié)構(gòu)占比仍有提升空間根據(jù)聯(lián)合國政府間氣候變

3、化專門委員會（IPCC）的假定，以碳排放系數(shù)衡量每一 種能源燃燒過程中單位能源所產(chǎn)生的碳排放數(shù)量，則焦炭為 0.8550，天然氣為 0.4483，理論上單位天然氣燃燒產(chǎn)生的碳排放僅為焦炭的 52.43%。我國能源構(gòu)成 “富煤、貧油、少氣”的特點(diǎn)決定我國能源消費(fèi)結(jié)構(gòu)長期以來以煤炭為主，在對 煤炭進(jìn)行能源替代的過程中，天然氣在一次能源結(jié)構(gòu)中的占比中長期仍有提升空 間。至 2020 年天然氣占我國一次能源消費(fèi)比重達(dá) 8.50%，天然氣占比增速加快，2010 年至今已翻倍。截至 2020 年，我國一次能源消費(fèi)結(jié)構(gòu)中仍以煤炭為主，占比 56.80%；原油其次，占比 18.90%；天然氣占比 8.50%，

4、較 2010 年 4%已增長 4.50pct， 在我國一次能源消費(fèi)結(jié)構(gòu)中重要性上升。同時，從煤、石油、天然氣相關(guān)產(chǎn)業(yè)碳 排放占比來看，使用天然氣造成的碳排放較小，將在能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型中發(fā)揮重要作用。1.3、工業(yè)部門帶動，華北、華東成天然氣消費(fèi)增長主力工業(yè)部門持續(xù)帶動天然氣消費(fèi)增長，其中公用事業(yè)增長最快。我國天然氣消費(fèi)量 2020 年達(dá) 3305.8 億方，其中工業(yè)部門是拉動天然氣消費(fèi)量增長的核心力量，2018 年占比達(dá) 68.33%。工業(yè)部門中，制造業(yè)在天然氣消費(fèi)中占比最大，2018 年占工業(yè) 總消費(fèi)量的 64.89%；公用事業(yè)天然氣消費(fèi)增速最快，2000-2018 年 CAGR 達(dá) 25.66%

5、。分區(qū)域來看，華北、華東是天然氣消費(fèi)增長主力。以京津冀為代表的華北環(huán)境污 染重災(zāi)區(qū)以及以江浙滬為代表的華東經(jīng)濟(jì)發(fā)達(dá)地區(qū)是我國天然氣消費(fèi)增量的重要 區(qū)域，華北、華東地區(qū) 2010-2019 年天然氣消費(fèi)量 13.31%、15.06%。從占比來看， 華北+華東天然氣消費(fèi)量已由 2010 年占全國天然氣總消費(fèi)量的 38.61%提高至 2019 年的 51.20%。2、國內(nèi)天然氣行業(yè)現(xiàn)狀：供需缺口擴(kuò)大，四大手段保供2.1、天然氣產(chǎn)業(yè)鏈解構(gòu)：上游氣源，中游管網(wǎng)，下游配氣我國天然氣產(chǎn)業(yè)鏈已發(fā)展較為成熟，上中下游分工明確。產(chǎn)業(yè)鏈上游為氣源開發(fā) 或接收，主要由國產(chǎn)氣田或進(jìn)口 LNG/PNG 接收站組成；產(chǎn)業(yè)鏈

6、中游為管網(wǎng)運(yùn)輸， 主要由跨省長輸管網(wǎng)和省內(nèi)中游管網(wǎng)組成；下游為配氣公司，主要由全國性或區(qū) 域性的城市燃?xì)夤窘M成。產(chǎn)業(yè)鏈上中下游分工明確，形成完整的產(chǎn)業(yè)生態(tài)網(wǎng)絡(luò)。上游氣源：“三桶油”是核心玩家。天然氣按氣源分為國產(chǎn)氣、進(jìn)口氣，按運(yùn) 輸方式分管道天然氣（PNG）、液化天然氣（LNG）。其中，國產(chǎn) PNG 是我國 最主要的氣源，主要來自新疆、陜甘寧等地區(qū)的氣田，開采商主要為“三桶 油”。LNG 方面，部分進(jìn)口或國產(chǎn) PNG 經(jīng)過液化廠液化，送至管道無法覆蓋 的區(qū)域，體量較小，僅為補(bǔ)充用氣。進(jìn)口 PNG 主要來自土庫曼斯坦、俄羅斯 及其它中亞地區(qū)，主要采購者是“三桶油”。進(jìn)口 LNG 主要來自卡塔爾

7、、澳大利亞等國，采購者以“三桶油”為主，廣匯能源、深圳燃?xì)?、申能股份?參與其中。中游管網(wǎng)：主要由“三桶油”經(jīng)營。我國除小部分 LNG 通過槽車運(yùn)輸外， 大部分天然氣都通過管道運(yùn)輸。目前跨省的長輸管網(wǎng)大部分由“三桶油”經(jīng) 營，經(jīng)過長輸管網(wǎng)部分用氣直接輸送到直供工業(yè)用戶或城市燃?xì)夤荆碛?部分地區(qū)需要由省燃?xì)夤尽敖y(tǒng)購統(tǒng)銷”，即需通過省內(nèi)中游管網(wǎng)配送至直供 工業(yè)用戶或城市燃?xì)夤尽Ｏ掠闻錃猓禾卦S經(jīng)營權(quán)造就地區(qū)性壟斷。城市燃?xì)夤就ㄟ^城市燃?xì)馓卦S經(jīng) 營權(quán)獲得地區(qū)性壟斷地位，收取配氣費(fèi)并輸送天然氣至居民、工商業(yè)用戶。2.2、供需缺口擴(kuò)大，外部依存度提高產(chǎn)量增速不及消費(fèi)量增速，我國天然氣供需缺口持續(xù)

8、擴(kuò)大。2020 年我國天然氣消 費(fèi)量 3305.8 億方，同比增長 7.20%；天然氣產(chǎn)量 1940.1 億方，同比增長 9.26%。 2000-2020 年，我國天然氣消費(fèi)量 CAGR13.85%，產(chǎn)量 CAGR10.28%，消費(fèi)量增 速大于產(chǎn)量增速，造成天然氣供需缺口已從 2010 年的 123.3 億方擴(kuò)大至 2020 年 的 1365.7 億方。供需缺口擴(kuò)大導(dǎo)致我國天然氣進(jìn)口量不斷增長，對外依存度不斷 提高，2020 年已高達(dá) 42.07%。2.3、供給現(xiàn)狀：國產(chǎn)氣、管道氣進(jìn)口、LNG 進(jìn)口共同保供國內(nèi)方面，我國天然氣西部地區(qū)（新疆、川渝、陜甘寧）產(chǎn)量占比超 70%。中石 油旗下長慶油

9、田-含蘇里格等氣田（陜甘寧）、塔里木油田（新疆）、西南油田-含 龍王廟氣藏組（川渝）為我國產(chǎn)量最高的三大油田，2020 年產(chǎn)量分別達(dá) 448、311、 318 億方，占全國天然氣總產(chǎn)量的 60%，新疆、川渝、陜甘寧三地天然氣總產(chǎn)量 占比超過 70%。除此之外大慶油田、青海油田每年分別產(chǎn)氣約 40、60 億方。按公 司來看中石油產(chǎn)量占比 60%以上，“三桶油”占比 99%。進(jìn)口方面，LNG 2017 年起出現(xiàn)大幅增長，中俄東線投產(chǎn)后 PNG 或迎來回升。我 國天然氣消費(fèi)量快速增長致使國內(nèi)氣田產(chǎn)量已經(jīng)不能滿足需求，進(jìn)口量迅速擴(kuò)大， 2010-2020 年 CAGR 達(dá) 23.86%。其中 LNG

10、主要來自卡塔爾、澳大利亞等國，2017 年出現(xiàn)爆發(fā)式增長（+53.44%）；未來因 LNG 接收站施工期短，進(jìn)口 LNG 或成短 期內(nèi)彌補(bǔ)供需缺口的重要增量。進(jìn)口 PNG 主要來自中亞，2010-2020 年 CAGR 達(dá) 28.90%，近年增速放緩；其中中亞管道氣具有不確定性，2017 年末 2018 年初中 亞對中國實(shí)施限氣，原因可能是為抬高氣價；從未來增量看，中國與俄羅斯已于 2014 年簽訂為期 30 年、總額 4000 億元的供氣協(xié)議，預(yù)計(jì)中俄東線的投產(chǎn)將使俄羅斯天然氣成為進(jìn)口 PNG 重要增量。此外中亞 D 線 300 億方/年預(yù)計(jì)于 2022 年投 產(chǎn)，將進(jìn)一步加大中亞進(jìn)口氣量。

11、截至 2019 年底，我國 LNG 接收站共 23 個，年周轉(zhuǎn)能力達(dá) 7340 萬噸（約合 1025.74 億方，2019 年進(jìn)口 LNG 847.8 億方，進(jìn)口天然氣總量 1325.2 億方），為我國天然 氣保供提供了堅(jiān)實(shí)的基礎(chǔ)設(shè)施保障。2.4、供給格局：西氣東輸、緬氣北上、海氣登陸、就近外供我國天然氣供給格局呈現(xiàn)為西氣東輸、緬氣北上、海氣登陸、就近外供。我國天 然氣產(chǎn)地集中在西部，用氣地集中在東部，因此通過西氣東輸、川氣東送、陜京 線等將西部國產(chǎn)氣田天然氣、中亞進(jìn)口天然氣送至華北、華東、華南，同時通過 中緬管線將緬甸進(jìn)口氣送至云、貴、桂三省。目前干線運(yùn)輸能力目前 2064 億方/年，中短期

12、內(nèi)運(yùn)輸能力至 2584 億方/年。我們 對干線運(yùn)輸能力進(jìn)行估算，目前運(yùn)輸能力 = 西二&三線（300+300） + 西一線 （120） + 陜京管線（553） + 川氣東送一線（150） + 中緬管線國內(nèi)部分（120） + 中俄東線（380） + 神安線（46） + 其他（95）= 2064 億方/年。未來新增管 線方面，中短期內(nèi)干線運(yùn)輸能力 = 目前 2064 億方/年 + 川氣東送二線（120）+ 西 氣東輸四線（400）= 2584 億方/年，其中西氣東輸四線預(yù)計(jì)于 2022 年投產(chǎn)。西氣東輸（中亞+新疆至華南+華東）：（1）西氣東輸一線輸送能力 120 億方/ 年，主要以三大國產(chǎn)氣田之

13、一塔里木盆地為氣源地，保障長三角地區(qū)天然氣 供應(yīng)。（2）西二線、三線輸送能力均為 300 億方/年，主要以中亞為氣源地， 輔以塔里木盆地氣，主供華南，兼顧華東、華北。川氣東送一線（四川盆地至華東、華中）：川氣東送一線輸送能力 150 億方/ 年，以四川的普光氣田、元壩氣田、涪陵頁巖氣三大氣田為主要?dú)庠吹?，?至湖北、江西及長三角地區(qū)。陜京線（陜甘寧至京津冀）：陜京線一至四線輸送能力合計(jì) 553 億方/年，西 起陜甘寧盆地，以長慶油田為主要?dú)庠?、中亞氣為調(diào)劑氣源，東送至京津冀 地區(qū)，是京津冀的保供生命線。其中：（1）長慶油田同時為陜西當(dāng)?shù)氐闹饕?氣源，2016 年供氣量占陜西全省用氣的 92%，

14、約 90 億方，其他氣輸送至京 津冀地區(qū)。（2）陜京一至三線自投運(yùn)以來在供暖季長期處于滿負(fù)荷運(yùn)行狀態(tài)； 2017 年 10 月新投產(chǎn)四線（輸送能力 250 億方/年），但配套氣源是否跟得上還有待評估，預(yù)計(jì)中亞 D 線投產(chǎn)將增加陜京管線的氣源供給。中緬管線國內(nèi)部分（緬甸進(jìn)口氣至云、貴、桂）：中緬管線設(shè)計(jì)輸送能力約 120 億方/年，自投運(yùn)以來年運(yùn)輸量維持在 35-40 億方，僅為其運(yùn)輸能力的 1/3。原因 一是云、貴、桂市場規(guī)模較小，2020 年為 81.12 億方；二是緬甸進(jìn)口氣價較高， 2016-17 年價格大約在 2.2 元/方，高于云、貴、桂的門站價（分別為 1.61、1.61、 1.9

15、1 元/方），價格倒掛。中石油此前曾在 2014 年半年報中披露，上半年銷售進(jìn)口 緬甸天然氣 13.11 億立方米，虧損人民幣 12.67 億元。對于未來新增管線，新粵浙、蒙西、鄂安滄三條煤制氣管線因無法通過環(huán)評、經(jīng) 濟(jì)優(yōu)勢不大等原因僅有部分動工；川氣東送二線設(shè)計(jì)運(yùn)輸能力 120 億方/年，總投 資 102.28 億元，已準(zhǔn)備開工建設(shè)；西氣東輸四線設(shè)計(jì)最大輸氣能力 400 億方/年，預(yù)計(jì) 2023 年投產(chǎn)運(yùn)行。3、價格改革持續(xù)推進(jìn)，短期供需矛盾推動價格上漲3.1、供需矛盾開啟新一輪價格漲勢，中短期價格或?qū)⒕S持高位2020 年以來全球天然氣價格開啟上漲，北美天然氣價格已上升 70%以上。2020

16、 年全球天然氣價格迎來上升行情。中國 LNG 出廠價格全國指數(shù)自 2020 年 10 月份 供暖期開始后出現(xiàn)快速上升，到 12 月迎來峰值，上漲幅度達(dá)超過 140%；2020 年 5 月國內(nèi)氣溫上升，用氣高峰再度降臨，至 8 月已上升 60%以上。北美天然氣價 格進(jìn)入 2020 年之后整體呈持續(xù)上升趨勢，至 2021 年 8 月已上升 70%以上。全球各地天然氣定價模式存在差異，我國 LNG 長協(xié)價與日本進(jìn)口原油加權(quán)平均 價格（JCC）掛鉤，價格走勢與 JCC 走勢高度相關(guān)。全球天然氣市場因存在地理 條件上的區(qū)域分割，昂貴的運(yùn)輸費(fèi)用（長途國際管道建設(shè)/液化天然氣船運(yùn)費(fèi)用） 在一定程度上限制區(qū)域

17、間貿(mào)易往來，使天然氣市場定價體系具有區(qū)域性特征。東 北亞（日本、韓國、中國大陸、中國臺灣）的 LNG 貿(mào)易定價中長期合同與日本進(jìn) 口原油加權(quán)平均價格（JCC）掛鉤，天然氣價格走勢與國家原油價格走勢高度相 關(guān)。2020 年以來我國進(jìn)口液化天然氣月平均單價與 JCC 相關(guān)系數(shù)達(dá) 0.61，具備較 高的相關(guān)性，在全球各國央行量化寬松背景下的原油價格上漲帶動了我國天然氣 進(jìn)口價格上漲。能源結(jié)構(gòu)調(diào)整將帶來天然氣需求長期增長。從我國一次能源結(jié)構(gòu)來看，天然氣比 重已由 2011 年的 4%上升至 2020 年的 8%，同期煤炭比重由 71%下降至 57%。根 據(jù)能源生產(chǎn)和消費(fèi)革命戰(zhàn)略（2016-2030）中

18、提出的目標(biāo)，到 2030 年我國天然 氣消費(fèi)的一次能源占比將提升至 15%，天然氣需求量將保持長期增長。近期天然氣需求量大幅上升主要由于缺電所致，燃?xì)獍l(fā)電成為重要補(bǔ)充。2020 年 12 月起廣東多地出現(xiàn)“拉閘限電”現(xiàn)象，主管部門對企業(yè)用戶發(fā)出“錯峰用電” 號召以減輕電網(wǎng)壓力。2021 年 5 月廣東因作為云南“西電東送”目的地電力供應(yīng) 受云南缺電影響吃緊，省內(nèi) 17 個地級市啟動“有序用電”，執(zhí)行企業(yè)“開三停三” 錯峰用電方案。云南外送廣東水電不足，天然氣發(fā)電成為當(dāng)?shù)赜秒姷闹匾a(bǔ)充。在當(dāng)前用電形勢嚴(yán)峻的背景下，2021 年 5 月 31 日廣東省發(fā)改委暫停執(zhí)行天然氣 發(fā)電機(jī)組超過限定年利用小

19、時數(shù)的上網(wǎng)電價統(tǒng)一為每千瓦時 0.463 元的規(guī)定，天 然氣機(jī)組的電量均執(zhí)行限定年利用小時數(shù)內(nèi)的天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價。我們測算針 對不同類型的天然氣發(fā)電機(jī)組超出限定年利用小時的度電收入可以增加 0.142-0.177 元，約上漲 30.67%-36.72%，進(jìn)一步調(diào)動電廠使用天然氣發(fā)電的積極 性。全球供給增速平穩(wěn)，短期天然氣價格或?qū)⒕S持高位。美國自頁巖氣革命后天然氣 產(chǎn)量迅速上升，并于 2018 年首次實(shí)現(xiàn)國內(nèi)能源自給自足。然而，從投資規(guī)模來看， 2016-2019 年美國油氣行業(yè)固定資產(chǎn)投資額規(guī)模有限，且由于頁巖氣商業(yè)模式受質(zhì)疑，僅 2018 年初-2019 年 8 月 54 家美國能源企業(yè)破

20、產(chǎn)。近年來，美國頁巖氣產(chǎn)量 增速維持在每年 15%-20%的區(qū)間。2020 年 4 月起，我國石油和天然氣開采業(yè)固定 投資完成額同比也出現(xiàn)明顯下降。全球視角來看，天然氣供給平穩(wěn)增長，短期在 需求高漲背景下價格或?qū)⒕S持高位。3.2、市場化定價有利于反映供需關(guān)系，除 PNG 外均已實(shí)現(xiàn)我國天然氣價格除常規(guī)管道氣外均已實(shí)現(xiàn)市場化。天然氣按輸送方式分 PNG（管 道天然氣）、LNG（液化天然氣）、CNG（壓縮天然氣），按成分分為常規(guī)天然氣、 非常規(guī)天然氣（包括頁巖氣、煤層氣）。天然氣市場化改革推進(jìn)下目前僅常規(guī)管道 天然氣仍采取政府指導(dǎo)定價，其他用氣均已采取市場化定價。LNG 自 2014 年起價格市場

21、化，現(xiàn)已成反映供需關(guān)系的良好指標(biāo)。目前市場 LNG 主要來自兩方面，一是進(jìn)口 LNG，二是經(jīng)過液化廠處理的管道氣。自 2014 年起 LNG 出廠價由市場決定，較政府主導(dǎo)定價的管道氣來說其價格更能反映市場供求 關(guān)系。LNG 價格在供暖季節(jié)價格明顯拉升。以中國 LNG 出廠價格指數(shù)為例，每年供暖 季 LNG 價格迎來明顯拉升，如 2020 年 12 月 23 日價格指數(shù)為 6634 點(diǎn)，高于年內(nèi) 最低值 2497 點(diǎn)多達(dá) 3837 點(diǎn)。管道天然氣目前仍是政府指導(dǎo)定價，市場化改革正有序推進(jìn)。目前管道天然氣仍 處于準(zhǔn)市場化狀態(tài)，即實(shí)施省門站基準(zhǔn)價格政府指導(dǎo)價格，價格可根據(jù)供需關(guān)系 上浮 20%。預(yù)計(jì)在理順管輸價、配氣費(fèi)，居民用氣與非居民用氣實(shí)現(xiàn)并軌后，市 場化進(jìn)程將繼續(xù)推進(jìn)，且未來省管輸環(huán)節(jié)將進(jìn)一步壓縮，最終放開氣源端與終端 價格，由市場定價。3.3、價格改革持續(xù)推進(jìn)，加快向市場化轉(zhuǎn)型我國天然氣價格改革的目標(biāo)為“管住中間，放開兩邊”，即管輸費(fèi)、配氣費(fèi)由政府 決定，出廠價、終端價由市場決定，門站價僅作為過渡環(huán)節(jié)的價格管理機(jī)制存在。 目前居民和非居民用氣實(shí)現(xiàn)準(zhǔn)市場化，LNG、煤層氣、頁巖氣、直供用戶