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吴杰（金麒麟分析师）
海通公用事业&电力设备及新能源首席分析师
S0850515120001
正文
1. 我国天然气产业链构成及定价机制
2.需求：低碳目标驱动“十四五”天然气需求增长
受2017年“煤改气”政策及城市化推进带来的内生增长，我国天然气市场“十三五”期间消费量/产量/进口量CAGR分别为10.9%/6.9%/18.0%。
2021年我国天然气市场供需两旺，但受国内经济增速放缓、新冠疫情持续、天然气价格高等因素影响，2022年我国天然气消费量/生产量/进口量分别达3663/2178/1508亿立方米，分别YOY-1.7%/+6.4%/
-9.9%。
2023年1-11月天然气消费量/生产量/进口量分别达3566/2096/1482亿立方米，分别YOY+7.3%/+6.0%/
+8.5%。
根据《中国天然气发展报告2021》，2025年天然气消费规模达到4300～4500亿方，2030年达到5500～6000亿方，中枢对应“十四五”、“十五五”天然气消费量CAGR 6.3%、5.5%。根据《“十四五”现代能源体系规划》，2025年天然气产量达到2300亿方以上，对应CAGR 4.0%，略慢于消费量规划增速。
与煤炭、石油等能源相比，天然气具有使用安全、热值高、洁净等优势。下游应用端包括工业燃料、城镇燃气、天然气发电、天然气化工，2022年上述四大板块消费量占比分别为42%、33%、17%、8%。
我们按照天然气各类需求分板块预测加总，预计2023-25年天然气消费量分别为3898、4125、4363亿立方米，YOY+6.9%、5.8%、5.8%，“十四五” CAGR+5.9%，略慢于政策目标增速6.3%，主要受2022年疫情及海外高气价影响。
3. 供给：弹性供给主要依靠LNG进口
3.1 我国自产气表现出适应性刚性
“十三五”期间天然气产量5年CAGR+6.9%。2021年、2022年、2023年1-11月天然气产量分别达2053、2178、2096亿立方米，YOY+8.2%、6.4%、6.0%。结合月度产量变化曲线及天然气产量年均增速基本稳定的特点，我国天然气产量表现出适应性刚性（即天然气消费需求淡季产量较少，需求旺季产量增加有上限）。
截至2022年，全国天然气资源储量达6.57万亿立方米，资源储量丰富。因此我们按照相对刚性的增速预测2023-25年天然气产量为2309、2447、2594亿立方米，对应“十四五”自产气CAGR 6.6%（《“十四五”现代能源体系规划》指引增速为4.0%）。
3.2 进口天然气适应需求弹性
“十三五”期间天然气进口量5年CAGR+18.1%。2021年、2022年、2023年1-11月天然气进口量达12136、10925、10740万吨，折算为1675、1508、1482亿立方米，YOY+19.9%、-9.9%、+8.5%。分月度看，天然气月度进口量呈现出季节性，一四季度表现为旺季、二三季度表现为淡季，与天然气消费量特征趋同。
根据EI统计年鉴数据，2022年我国管道气、LNG进口占比分别为38.5%、61.5%。其中，我国LNG进口主要来源于澳大利亚，占比38%；管道气进口主要来源于土库曼斯坦，占比56%。
3.3 进口管道气：“三线” 运行相对稳定
目前我国管道天然气进口来源主要依靠西、南、北三条线路。西路中亚天然气管道是目前我国最重要的进口通道，主要进口国有土库曼斯坦、哈萨克斯坦和乌兹别克斯坦，南路中缅管道主要进口为缅甸，北路中俄管道主要进口国为俄罗斯。
3.3 进口管道气：“北气南下”有望联通长三角
中俄东线北段工程和中段工程已分别于2019年12月2日、2020年12月3日建成投产。南段工程于2021年1月6日全面开工建设，2022年9月实现永清至泰安段投产通气，该段管道投产后，“北气南下”通道延伸至长三角地区，提升长三角地区天然气保供能力约5000万立方米/日。
“十三五”期间5年CAGR+6.9%。2021年、2022年、2023年1-11月管道天然气进口量达4243、4581、4441万吨，折算为586、632、613亿立方米，YOY+22.9%、+7.8%、+5.4%。分月度数据来看，管道气月度进口量稳定，冬季需求高峰难以贡献增量供给。
3.3 进口管道气：中俄东线或将贡献主要增量
管道气产能相对稳定，近年主要增量来源于中俄东线产能负荷地提升，按下表假设三线产能负荷变化，我们测算2023、2024、2025年我国管道气进口量达668、676、684亿立方米，YOY+5.6%、1.2%、1.2%，5年CAGR+7.0%，预计2025年管道总负荷达65%。
3.4 进口LNG：灵活调节能力优
“十三五”期间5年CAGR+27.9%，远超管道气（5年CAGR+6.9%）。2021年、2022年、2023年1-11月LNG进口量达7893、6344、6299万吨，约折合1089、875、869亿立方米，YOY+18.3%、-19.5%、+10.9%。供给端，自产气增速稳定、管道气运行负荷相对平稳，因此主要靠进口LNG发挥灵活调节能力，以适应天然气需求侧变化。
3.4 进口LNG：接收站建设加速，产能存在过剩风险
截至2023年4月底，我国LNG接收站产能达10650万吨/年，在建项目12070万吨/年，若表中统计的项目全部投产，则对应2025年产能22420万吨，较2023年4月增加11770万吨。
根据中国能源报援引金联创分析，“考虑到2025年接收站的实际投产规模，不排除某些规划的接收站延迟投产或搁置的可能”，参考IGU的投产预期，我们保守假设当前在建产能中的70%可如期投产，对应2023年底、2024年底、2025年底LNG接收站产能或将达14556、15977、18889万吨/年，YOY+36.7%、9.8%、18.2%。
按照进口LNG匹配需求变化假设，推算2023-25年LNG进口量为962、1043、1125亿立方米，YOY+9.9%、8.3%、8.0%。随着LNG接收站加速建设，预计2023-25年我国LNG接收站产能负荷率或将降至55.3%、49.5%、46.8%，接收站产能存在过剩风险，相比之下具备气源价格优势、有稳定下游需求方的接收站业主运营压力将相对较小。
3.5 供需平衡表：格局趋于稳定，供需矛盾弱化
我们测算2025年天然气需求量、生产量、进口量将达4363、2594、1809亿方，较2022年 3年CAGR为6.2%、6.0%、6.3%，进口气中管道气、LNG 3年CAGR分别为2.7%、8.7%。我们认为，进入“十四五”中后期，我国天然气消费端格局趋于稳定，自产气增速平稳，进口端气价回落，我国天然气整体供需矛盾有望逐步弱化。
4. 价格：全球供需格局有望趋于平稳
4.1 天然气全球供需矛盾逐渐弱化
影响天然气价格的重要变量包括：（1）需求端：能源转型进度、气候因素对天然气需求的影响等；（2）供给端：供暖季结束后天然气补库节奏、地缘政治冲突等；（3）其他：政策对价格的限制等。
4.2 短期：欧盟天然气库存高位，供需矛盾弱化
需求端：2022年7月欧盟成员国同意在2022年8月至2023年3月期间，将天然气需求减少15%（较过去5年平均水平）；并在2023年3月，同意将该目标延长一年。
供给端：2023年以来欧洲天然气库存位于近年高位，我们认为，短期来看欧洲天然气价格大幅上涨的驱动力不强。
结合IEA预测，预计2024年全球天然气价格将基本保持平稳，且随LNG产能逐步释放，2025年后天然气价格有望逐步下降。
4.3 长期：全球液化产能稳步投产
液化产能：2021、2022年全球液化产能分别达4.6、4.8亿吨/年。液化产能负荷率：在2021-22年全球LNG供需结构偏紧的背景下，全球液化产能负荷率分别达80.4%、89%。
根据IGU统计，2023-25年全球液化产能增量分别为5.8、39、38.1百万吨，25年累计将达约5.6亿吨/年。其中2023-25年新增产能中美国占31%、卡塔尔占19%。液化产能建设加速，LNG贸易结构趋向多元化，或有望降低地缘政治等因素造成LNG供给端的不确定性。
4.4 我国LNG主要贸易方液化产能有望逐步释放
2022年，我国从卡塔尔进口LNG的占比提升13.3pct至24.9%，从俄罗斯进口LNG占比提升4.1pct至10%，从美国进口LNG的占比下降8.4pct至3.0%，从澳大利亚进口LNG占比下降3.3pct至35.8%。我们认为，中长期来看，我国主要贸易对手方液化产能扩张，有望保障我国进口LNG供给稳定。
5. 顺价机制推进，行业盈利有望修复
5.1 我国天然气产业链盈利模式
5.2 上游：两次调价，涨幅逐渐打开
2018年5月，我国将居民用气门站价改为基准门站价格管理，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。
2021年4月1日起，国家发改委允许上游天然气企业上浮居民用气门站价格，上浮幅度为基准门站价格的5%。2023年4月1日起，国家发改委允许上游天然气企业上浮居民用气门站价格，上浮幅度由基准门站价格的5%上浮至15%。居民用气门站价涨幅扩大，优先利好产业链上游企业，同时催化各省顺价机制联动响应。
5.3 中游：全国一张网继续推进
2023年11月，国家发改委发布关于核定跨省天然气管道运输价格的通知，对国家管网集团经营的跨省天然气管道进行了定价成本监审，并据此核定了西北、东北、中东部及西南四个价区管道运输价格。
我们认为，国家管网集团经营的跨省天然气管道运价率由此前的10个减少至4个，且多数管线运价调整后呈下降趋势，“一区一价”的定价模式有利于实现管网设施互联互通和公平开放，加快形成“全国一张网”，促进天然气资源自由流动和市场竞争。
5.4 下游：燃气顺价向居民侧传导
自2021年以来，多地相继出台价格联动机制政策，且顺价对象从非居民用户（顺价更灵活）逐渐向居民用户（对价格更敏感）扩展。按下表统计，今年以来部分地区居民用气价格上涨幅度在5%-15%左右，天然气价格机制理顺有望缓解城燃企业因采购成本上涨带来的业绩压力，城燃企业盈利有望逐步释放。
6. 风险提示
（1）宏观经济增速不及预期、地产增速放缓影响下游需求；
（2）世界石油、天然气市场价格波动；
（3）进口接收设施建设进度不及预期；
（4）气源供应不足；
（5）中游储气、输气设施投资巨大，盈利模式不清晰；
（6）政府补贴存在不确定性；
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