天风石化：天然气定价市场化待推进 LNG供应商享红利

　　天然气行业深度：定价市场化待推进，LNG供应商享红利【天风石化张樨樨团队】

　　原创： 张樨樨团队

　　核心观点

　　需求：从“煤改气”跃进式增长，向平稳较快增长过渡

　　2017年以来，受煤改气政策驱动，天然气消费迅猛增加。根据发改委数据，2017年我国天然气消费量同比+14.7%。2018年1~6月，天然气表观消费量同比+17.5%，考虑可能有部分进口管道气进储气库，实际消费量增速估算在10%左右。

　　我们认为，环保推动天然气需求增长的长期趋势不可逆。具体而言，工业燃料和交通领域，天然气相对油品比价优势提升；发电领域，煤电和可再生发电的过渡阶段，天然气发电存一定发展空间。

　　供给：管道能力存瓶颈，LNG成重要边际供给

　　2017年国产气产量62%，进口气占比38%，其中管道气净进口占比16%，LNG进口占比22%。预计2018年国产气增速在4%左右，非常规气尤其是页岩气是主要增长点。管道气方面，2018~2019年无新增输送能力。2018年1~6月，管道天然气进口量同比+20%，5月和6月单月同比增速均高达31%。夏季增加管道气进口量，可能用于冬季平抑气价。进口LNG方面，预计2018~2020年，LNG接收站的使用率将维持在80%左右，冬季使用率将超100%，反映出国内天然气供需将保持紧张状态。

　　国内定价：市场化待推进，LNG有套利空间

　　目前天然气定价体系的缺陷仍然明显：1）LNG价格已经完全市场化，而管道气价格仍受管制；2）冬季管道气价格缺乏充分的上浮空间，经济性导致供气企业管道气供应动力不足。

　　天然气消费冬夏峰谷差非常大。调峰手段包括：1）管输加压；2）动用储气库；3）价格调峰。管输加压空间有限，且中国储气库容量仍十分有限。而价格调峰实际上就是，“气荒”出现时，购买现货增加下游成本。二元定价结构下，LNG套利空间仍然明显。

　　国际市场：仍由油价主导，页岩气的溢出效应不大

　　国际LNG定价存在长协模式和现货模式。长协模式通常挂钩国际油价。当国际油价上行的时候，国际LNG贸易价格通常上行。近年来新签订的LNG长协，常见天花板价对应油价大约70美金/桶。因此在油价在70美金/桶以上时，国际长协LNG价格继续上行空间不大。

　　尽管2018~2020年仍然是国际上LNG进出口终端的投产高峰年，但考虑到美国页岩气产量快速释放后，其国内输送瓶颈明显，页岩气对气价的压力并不容易向全球溢出。

　　投资观点：LNG产业链受益

　　1）天然气供应商：看好广汇能源，LNG接收站和贸易业务将继续受益较好的价差空间，以及18Q4扩容带来的增量。中国石油股份（H）天然气与管道板块从气荒压力中恢复，预计进口气2018年增量不增亏。居民气提价对公司年化业绩增厚约70亿。新奥股份澳洲Santos项目LNG业务受益油价上行带动实现价格上涨，煤制甲醇受益天然气供需紧张拉动的价格上涨

　　2）储气设施建造：看好海油工程，公司LNG建造在全球最具竞争优势，受益国际LNG项目及国内储气设施的建造提速，并受益油价回升带来的油公司资本开支增加。

　　风险提示：国内天然气消费增速下滑的风险；气荒加剧导致中国石油进口气亏损加剧的风险；相关公司项目建设进度及盈利不及预期的风险。

　　1． 需求：从“煤改气”跃进式增长，向平稳较快增长过渡

　　上一轮天然气价改从2011年底试点到2013年全国铺开之后，国内天然气消费增速明显放缓。2015年受原油价格大跌影响，天然气比价优势明显削弱，表观消费量增速放缓到3%。2015年底，发改委下调非居民天然气门站价格0.7元/方，而此后替代能源（石油、煤炭）价格上涨。2017年9月，非居民门站价再度下调0.1元/方，天然气的比价优势再度显现，消费增长出现恢复。

　　自2017年以来，受煤改气政策驱动，天然气消费从之前的缓慢复苏变成迅猛增加态势。根据国家发展和改革委员会的最新数据，2017年我国天然气产量达1，474亿立方米，同比增长7.72%；天然气进口量920亿立方米，同比增长28.02%；而天然气消费量达2，394亿立方米，同比增长14.7%。

　　煤改气对2017~2020年天然气消费的拉动估算760亿方。1）民用方面，大气污染传输通道“2+26城市”农村煤改气用户2000万户以上，按照户均800方天然气，则采暖季需要160亿方天然气增量。2）工业方面，按照2017~2020年用煤量再减少1亿吨，其中天然气替代率50%估算，增加380亿方天然气需求。3）发电方面，“十三五”规划燃气发电装机容量从5700万千瓦增加到1.1亿瓦，对应天然气需求增量360亿方，粗算17~20年增量220亿方。

　　2018年1~6月，国内天然气表观消费量同比+17.5%。考虑可能有部分进口管道气进储气库，实际消费量增速估算在10%左右。

　　1.1． 环保推动需求快速增长，长期不可逆

　　近几十年，以煤、石油和天然气为三种核心形式的化石能源仍然是主要的消费能源，就目前而言，全世界范围内，石油消耗量最多，煤炭次之，天然气第三。但是在比较发达的国家中，污染较为严重的煤炭所占的能源消费比重不断下降而清洁能源天然气的比重不断上升。而相比于发达国家，中国一次能源消费结构中的天然气占比仍然偏小。

　　天然气的主要成分是甲烷，作为车用燃料，不含硫、苯等有害物质，相比同功率传统燃油汽车的尾气排放，几乎没有SO2和粉尘，大约能够减少碳氢化合物90%、CO80%、NOx50%，且发动机磨损小，寿命长。与此同时，由于天然气中氢的比例较大，生成二氧化碳相对较少。

　　1.2． 替代能源属性，比价关系是消费主导因素

　　燃料转换是拉动天然气消费的主要动力。国务院发展研究中心曾对美国、日本、德国、英国、马来西亚、土耳其和埃及七个对标国家天然气消费增长做过研究，结果发现燃料转换是天然气消费增长的主要动力。其中，发电、城市燃气和工业燃料向天然气转变是天然气需求上升的主要因素。

　　煤改气是燃料转换的主要替代方式。天然气替代一般有两种路径：石油转天然气和煤转天然气。由于中国能源结构的特殊性，煤炭长期以来一直占有主导地位，因而国内能源替代大多采用的是煤炭向天然气等能源转变的方式。受益于煤改气政策，天然气在一次能源消费结构所占比重将会逐步增加。从天然气消费的细分领域来看，发电领域，天然气主要与煤竞争；交通运输一块，天然气主要与汽柴油竞争；城市燃气一块，居民用气主要与液化气、人工煤气、电竞争，采暖用气和小型锅炉用气主要与煤竞争；工业燃料一块，主要与燃料油、人工煤气和煤竞争，总的来说，煤改气是燃料转换的主要替代方式。

　　1.1.1． 工业燃料和交通领域：相对油品比价优势提升

　　工业燃料利用天然气主要用于熔炼炉、加热炉、热处理炉、焙烧炉、干燥炉等工业炉（建材、机电、冶金等行业）和产生蒸汽满足工艺用热的工业锅炉，用来替代燃料油、煤气和煤。

　　作为工业能源，天然气的竞争对手主要是LPG和燃料油，而两者与原油都具有较强的相关性，而工业天然气价格主要由政府控制的门站价、管输费和配气费决定，在天然气价格改革的过程中，不断得到优化。随着油价上涨，天然气相对于LPG和燃料油的经济性逐步提高。

　　天然气在交通领域的使用主要有两种，一种是压缩成CNG，主要供出小型汽车使用，另一种是液化成LNG，供大型卡车使用。但是两种方式的定价机制并不相同，CNG由政府定价，一般价格比较固定，而LNG则由市场定价，完全取决于市场供需。

　　LNG在淡季经济性强于成品油，而冬季由于供需紧张导致价格走强，经济性可能弱于成品油。CNG尽管经济性优于成品油，但其在出租车和公共交通领域的发展受制于电动车。

　　1.2.2． 发电领域：煤电和可再生发电的过渡阶段，气电存一定发展空间

　　从发电的一次能源类型发展趋势而言，从煤电到可再生能源发电是大趋势。在2025年之前，天然气发电应该处于过渡阶段，在“环保趋严淘汰煤电”之后，“可再生能源发电存储能力上来“之前，天然气发电对可再生能源发电具有一定的互补性，有阶段性发展空间。

　　与煤电相比，气电成本处于劣势。气电替代煤电，除了要考量环保因素外，经济因素也不容忽视。煤电的度电成本包括：投资成本、非燃料运营成本和燃料成本。根据测算，燃煤机组的度电折旧成本为0.085元/kwh，运营成本在0.045元/kwh，燃料成本在0.21元/kwh，三项成本合计，度电总成本为0.34元/kwh。燃气电厂如果按年运行小时数3500小时计算，度电资本成本为0.094元/kwh，运营成本0.065元/kwh，燃料成本在0.43元/kwh，三项成本合计为0.59元/kwh。无论是燃煤发电还是燃气发电，燃料成本仍然是主要成本来源，而同煤电相比，气电成本处于劣势正是由于天然气价格过高带来的气电燃料成本远高于煤电燃料成本。

　　新政策落地，天然气发电迎来良机。2017年，《加快推进天然气利用的意见》提出“大力发展天然气分布式能源、鼓励发展天然气调峰电站、有序发展天然气热电联产，开展可再生能源与天然气结合的多能互补项目示范”。江苏、上海、浙江已经出台气电上网电价定价机制，实行气电价格联动，其它省份也正在逐步建立气电上网定价机制，中国燃气发电将迎来黄金发展期。

　　1.2.3． 城市燃气替代：跟随城镇化进程

　　城市燃气一般是指供城市生产和生活作燃料使用的人工煤气、液化石油气和天然气。城市燃气行业的消费主体主要包括：居民生活、采暖、公共服务等用户。

　　天然气作为城市燃气主要气源，已成大趋势。近年来，无论是城市天然气管道长度还是城市用天然气人口均呈现历年增长态势，而相对天然气而言，城市液化石油气和人工煤气管道长度及城市用液化石油气和人工煤气人口却逐年萎缩。2016年，城市燃气管道长度578，259公里，其中城市天然气管道长度551，031公里，占比超过95%，城市用气人口4.57亿人，使用天然气人口3.09亿人，占比接近70%，天然气作为城市燃气主要气源已成大趋势

　　2． 供给：管道能力存瓶颈，LNG成重要边际供给

　　中国天然气供应主要由国产气和进口气两大部分组成。2017年国产气产量1474亿方，占比61.57%，其中，中国石油提供近70%的国产气，国产气近十年来均维持两位数的增长，2017年增速为14.71%，但占天然气总供应量比重却逐年下滑。进口气主要由管道气和LNG构成，2017年天然气净进口量920亿方，其中管道气净进口量390亿方，LNG进口量530亿方。由于国产气产量供应无法及时跟上下游天然气消费增长，我国对国外天然气依赖性不断增强，2017年进口天然气增速达到28%，占天然气总供应量比重已接近40%。

　　2.1． 国产气：总体增速有限，非常规是开发重点

　　国内天然气产量增速总体有限。根据中国石油、中国石化公告，两公司分别计划2018年天然气产量增速+3.3%、+6.8%（2017年增幅分别4.5%、19.1%）；2018Q1，两大公司天然气产量同比增速分别+2.1%、+0.6%。即，预计2018年国产气增速在4%左右。

　　非常规气源有望高速增长。2015年中国天然气产量达到1，379.6亿立方米，其中非常规天然气产量479.0亿立方米在总产量中占比34.8%。

　　我国非常规天然气开发中，致密气开发技术较为成熟。2015年我国致密气产量为390亿立方米，在天然气总产量中占比28.2%。煤层气和页岩气均处于早期开发阶段，2015年总产量仅为44.2亿立方米和44.7亿立方米，在天然气总产量中均占比3.2%。致密气开发技术相对成熟，开发经验较丰富，新增探明储量处于快速增长阶段。

　　页岩气产量将快速增长。页岩气是继煤层气、致密气后非常重要的非常规天然气资源，根据EIA统计，我国页岩气技术可采资源量居世界第一位，占全球页岩气技术可采资源量总和的14.72%。“十二五”期间，受到国家财政的大力支持，页岩气产业完成了从起步到规模化商业开发，2014年，中石化涪陵页岩气田提前投入商业运行并建成20亿立方米/年产能，使中国成为北美之外首个实现页岩气商业开发的国家。2015年我国页岩气产量45亿方，2016年全国页岩气产量78亿方，同比增长超过70%，2017年全国页岩气产量超过90亿方。今年，涪陵页岩气田已全面建成100亿方年产能，标志着我国页岩气加速迈进大规模商业化发展阶段。根据“十三五规划”，2020年中国页岩气将实现产量300亿方。

　　煤层气单井产量低，制约产量增长。中国煤层气建设产能超过100亿方，但近年产量基本在45亿左右，产能利用率仅45%，2015年煤层气产量44亿方，2016年煤层气产量44.96亿方，增量0.96亿方，同比上涨2.2%，2017年煤层气产量45亿方，与去年基本持平。煤层气产量无明显增长主要原因是煤层气项目单井产量较低，导致投资不足。

　　2.2． 进口管道气：2019年之前无新增输送能力

　　中国目前有3条天然气进口主干管网，分别为中亚天然气管道B， C线、中缅油气管线，共计输送能力720亿方/年。俄气东线计划2019年12月向中国供应天然气，按照《中俄东线供气购销合同》规定，前五年渐增气量为每年50亿-300亿方。

　　2016年的管道气进口量392亿方，使用率58%。2017年，管道气进口量425亿方，使用率64%，同比增长8.94%。2018年1~6月，管道天然气进口量同比+20%，5月和6月单月同比增速均高达31%。夏季增加管道气进口量，可能用于冬季平抑气价。

　　2.3． 进口LNG：2018/2019供给增量主要来源

　　进口LNG方面，2017年底LNG进口能力5210万吨/年（约724亿方/年），其中，中海油、中国石油、中国石化分别占比63.3%、19.2%、11.5%，其他公司占比6.0%。

　　2017年，LNG接收站平均使用率73%，冬季单月一度达到超负荷状态。2018年1~6月，国内进口LNG同比增加50%，增速逐月呈下滑趋势。

　　2018年，预计投产的LNG接收站包括广汇能源扩能项目，中国石化、深圳燃气和新奥集团新增项目，一共740万吨年接收能力，达到5730万吨/年（约800亿方/年），同比增加14.8%。2019年，将新增中铁加仑、中天能源、华丰/中天LNG项目700万吨。2020年，预计投产的LNG接收站将有保利协鑫和中海油新增项目，共计600万吨，将有新奥集团扩能项目300万吨，2020年将净增加900万吨LNG周转量。

　　我们用需求预测和管道气、国产气的供给预测，倒推LNG接收站进口量和使用率，用于判断市场供需紧张程度。预计2018~2020年，LNG接收站的使用率将维持在80%左右，冬季使用率将超100%。

　　3． 国内定价：市场化待推进，LNG有套利空间

　　3.1． 管道、LNG双轨定价体系

　　中国的天然气定价政策经历了井口价阶段、成本加成阶段，目前的定价方式是“市场净回值”。即，发改委根据替代能源价格挂钩公式，制定消费地天然气门站价，倒扣管输费确定井口价。

　　目前天然气定价体系的缺陷仍然明显：1）LNG价格已经完全市场化，而管道气价格仍受管制；2）冬季管道气价格缺乏充分的上浮空间，经济性导致供气企业管道气供应动力不足。该二元结构必然导致市场供需扭曲和套利。

　　国内天然气定价体系逐步向市场化发展。自2011年，中国天然气定价开始走向市场化。目前，气源和消费端定价均有一定市场化推进。

　　天然气定价体系未来的趋势是“管住中间、放开两头”。即，气价由上游气源方、下游用气方商定，而中间环节的管输费用（包括长输管网、省管网、城市输配气管网）由国家监管。

　　3.2． 储气调峰能力不足，LNG冬季涨价成必然

　　天然气消费冬夏峰谷差非常大。调峰手段包括：1）管输加压；2）动用储气库；3）价格调峰。

　　但：1）管输加压空间有限；2）中国储气库容量仍十分有限。

　　我国已建成地下储气库25座，天然气年调峰能力由5.2亿立方米业已接近100亿立方米，为调峰保供和保障国家能源安全发挥了重要作用。但是，我国储气库工作量仅占天然气消费量的3%左右，与我国快速发展的天然气产业不匹配，同国外12%的平均水平相比也存在很大差距。

　　我们预测，2020年全国天然气消费量将超过3200亿方，根据发改委《关于加快储气设施建设和 完善储气调峰辅助服务市场机制的意见》，供气企业、城市燃气企业到 2020年分别拥有不低于其年合同销售量10%、5%的储气能力。估算调峰需求量将达到320亿方，目前差距仍非常大。

　　3）价格调峰：“气荒”出现时，购买现货增加下游成本

　　在管输加压空间有限和储气库容量不足情况下，购买现货就成了天然气调峰的主要方式。由于国内居民用气主要来自管道气，而管道气受到国家政策严格调控，冬季缺气时，并不会造成管道气的上涨，所以冬夏季价格基本一致。相对而言，国内LNG市场价格主要由供需决定，可以看到近两年冬季进口LNG价格明显高于夏季。2017年，受煤改气政策影响，全国出现“气荒”现象，由于国内天然气供应不足叠加管输负荷达到上限，很多企业选择进口LNG，进口价格往往由此大幅上扬，冬季价格甚至超过夏季价格的1.5倍，达到历史之最。

　　3.3． LNG进口盈利仍较乐观，关键看液态销售比例

　　进口LNG是否能够盈利主要取决于LNG接收站的运营模式。接收站的销售模式上整体可以分为液态销售和气态销售。

　　管道天然气价格受政府控制，而LNG价格由市场定价．所以两种销售模式盈利能力不同。一般情况下液态的价格会高于气态价格，能真正反应我国天然气供需情况，而气态天然气一般都是由“三桶油”通过管道提供，更具有公用事业属性。

　　1）LNG销售，无论从亚洲还是美国都有较好利润。

　　2）管道气销售，亚洲地区进口现货的方式将带来亏损，从美国进口有利润。

　　4． 国际市场：仍由油价主导，页岩气的溢出效应不大

　　4.1． 国际LNG价格跟随油价走高

　　国际LNG定价存在长协模式和现货模式。长协模式通常采用S曲线价格公式： LNG贸易价格=原有相关系数*油价+常数+S

　　S是当油价过低或者过高时的一个曲线公式，当油价过低时，S为正值；当油价过高时，S为负值。

　　因此，当国际油价上行的时候，国际LNG贸易价格通常上行。近年来新签订的LNG长协，常见的地板价和天花板价对应油价分别40美金/桶、70美金/桶。因此在油价在70美金/桶以上时，国际长协LNG价格继续上行空间不大。

　　4.2． 国际天然气贸易依赖储运设施，美国页岩气面临瓶颈

　　管道气贸易量持续上升，但增速回落。国际天然气贸易量中，管道气占比接近70%，LNG接近30%。2017年管道气贸易量为7630亿方，同比增长2.37%，相对于2016年的4.02%有明显回落趋势。欧洲和北美是管道气贸易主要贡献地区，2016年欧洲管道气贸易量占比达到56.4%，超过全球管道气贸易量的一半，欧洲气源主要来自俄罗斯，其次是挪威。北美管道气贸易量占比接近20%，气源主要是美国和加拿大。

　　LNG贸易量快速增长，增速大幅提升。2017年，LNG贸易量约3900亿方，同比增长12.52%，相对于2016年的6.48%，增速大幅提升。根据BP数据，亚太地区是全球LNG贸易量的主要贡献地区，其次是欧洲。2016年亚太地区LNG贸易量占全球LNG贸易量接近70%，气源主要是卡塔尔、澳大利亚、马来西亚等国。

　　LNG出口终端2018-2020年将迎来投产高峰期。目前已经做出最终投资决定的项目将在2018年净增加400亿方的出口能力，在2019年净增加近500亿方的出口能力，在2020年净增加300亿方的出口能力，2018-2020年合计贡献超过1200亿方的出口能力。

　　美国页岩气产量增长过快，管输能力承压。自2017年来，国际油价持续上行，Permian地区原油钻井带来的伴生气急剧增加。2017年11月，Permian地区天然气产量超过7.0Bcf/d，并且随后一直保持每月约160MMcf/d的速度攀升，截至2018年4月，Permian地区的产量已经达到7.9Bcf/d，过去五个月增长12%左右。Permian地区管输能力8.1Bcf/d，出口至墨西哥能力有3.0Bcf/d。目前，该地区增量天然气产量已经消耗完剩余管道能力，包括将天然气输送到休斯顿地区和东德克萨斯州的所有重要管道。

　　由于天然气运输能力越来越紧张，主产区天然气价格（Waha）一直在下降，5月份，Waha与Henry港价差已经跌破1.42美元/MMBtu，随后虽有反弹但价差仍然维持在1美元/MMBtu。根据RBN预计，9月份Permian天然气产量有望达到9.0Bcf/d，虽然出口至墨西哥天然气量的回升有助于吸收短期部分增量供应，但仍然不足以阻止产量突破最大管输能力。

　　新建管道最早2019年运行，Permian管输瓶颈问题持续存在。根据RBN和EIA统计，目前将有十个管道项目拟于投建，其中五个项目资料已公开，包括Gulf Coast Express、Pecos Trail Pipeline等，具体信息如下表。其他五个尚未公开的项目主要针对的是德克萨斯州到墨西哥湾天然气运输问题，投入运营时间均晚于2019年。鉴于Permian地区最早管道项目运营时间在2019年底，我们预计Permian地区天然气管输瓶颈问题还将持续一年时间或者更久。

　　5． 投资观点：LNG产业链受益

　　5.1． 天然气供应商

　　1）  广汇能源：基于对天然气供需持续紧张的判断，公司LNG接收站和贸易业务将继续受益较好的价差空间，以及18Q4扩容带来的增量。另外，公司前期大量资本开支逐渐进入转固后的业绩贡献期，包括煤制油项目等。预测18-20年净利润为16.66/21.49/35.13亿，对应EPS为0.25/0.32/0.52元/股，维持“买入”评级。

　　2）  中国石油股份（H）：天然气与管道板块从气荒压力中恢复。实现价格方面，随着门站价浮动空间放开，以及公司直供气比例提升，实现价格有望小幅提升。成本端，2017年冬季气荒导致公司进口LNG成本上涨，进口气亏损加大，2018年之后该因素有望缓解。预计进口气2018年增量不增亏。居民气提价对公司年化业绩增厚约70亿。预测18/19年归母净利润613/774亿元，EPS 0.34 /0.42元人民币。维持“买入“评级。

　　3）  新奥股份：澳洲Santos项目LNG业务受益油价上行带动实现价格上涨。公司煤制甲醇权益产能73万吨，受益天然气供需紧张拉动的甲醇价格上涨。公司研发的煤气化技术，有望降成本降至1.1~1.3元/方，如实现工业化，将成为长期增长点。

　　5.2． 储气设施建造

　　4）  海油工程：公司LNG建造在全球最具竞争优势，受益国际LNG进出口终端的建设高峰，以及国内储气设施的建造提速。2018年中海油公告资本开支预算700-800亿元，较2017年预计完成值增长40-60%，海油工程在国内海上的新订单有望较快增长。预测18年净利润为35.13亿，对应EPS为0.52元/股，维持“买入”评级。

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