天然气行业分析报告.docx

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天然气行业分析报告

2018年天然气行业分析报告

2017年11月

天然气定位主体能源，十三五景气度持续高涨。

十三五期间，中国天然气消费受益于经济发展、城市化推进、环保政策趋严等因素，我们预测天然气消费量增速高达13%，略高于十二五。

在政府强力推广天然气利用的背景下，上游资源尤为可贵。

我们预测中国天然气对外依存度将从2016年的34%上升到2020年的45%，对应国内LNG接收站优先受益。

从能源安全角度出发，本土非常规气尚处于起步阶段，页岩气和煤层气发展空间广阔。

消费领域，受益于城市化进程持续推进和煤改气政策落地，我们看好居民端放量和工业端天然气发电。

上游气源：

进口放量利好LNG站，能源安全助推本土非常规气。

根据天然气十三五规划，我们预测2020年天然气来源中本土常规气/非常规气/进口气分别占比43%/12%/45%。

本土气经过数十年开发，常规气增产潜力有限；非常规气中煤层气矿权问题持续取得进展（2016-2020年CAGR13%），页岩气生产成本快速下行，经济性初步显现（2016-2020年CAGR40%）。

进口气占比从2006的0%提升至2016年的34%，其中17%以海上LNG的形式登陆中国，直接利好稀缺的LNG接收站资产。

下游分销：

供给充足保障天然气消费持续放量，看好燃气分销。

我们从行业发展逻辑和政府规划两个角度测算2020年中国天然气消费量将达3700亿方，根据我国天然气供给来源测算2020年天然气供应量约3800-4300亿方。

供需对比，我们预计2020年天然气供给充足是大概率事件，有力保障天然气消费。

在环保政策落实力度加大、政府积极推动天然气消费利用的背景下，我们看好十三五期间天然气消费放量，利好燃气分销商。

消费端：

看好燃气消费和分布式发电。

通过分析1994-2015年天然气消费数据，我们发现过去20余年燃气&发电用气占比增幅最大，我们认为十三五期间支撑燃气&发电用气持续增长的驱动力依旧存在。

受益于城市化进程稳步推进、环保政策持续收紧、工业用气价格走低等利好，燃气消费将继续放量，我们建议关注迪森股份（煤改气受益标的）。

此外，工业气价走低对天然气分布式能源发展利好明显，叠加从中央到地方各类政策利好频出，我们看好十三五期间天然气分布式能源的发展机遇，建议关注派思股份。

一、天然气产业链：

蓝天保卫战，能源攻坚战

天然气产业链的投资机会源于我国1）节能减排的迫切需求和2）降低能源对外依存度的艰巨使命，基于此，天然气产业链投资机会主要在上游和下游。

上游：

我国天然气供应由本土常规气、本土非常规气、进口气三部分构成。

本土常规气经过数十年开发后进入瓶颈期，产量后续增长潜力有限，本土非常规气尚处于起步阶段，体量偏小，因此大幅增加进口气成为支撑下游消费放量的关键，LNG接收站优先受益，建议关注深圳燃气（根据公司公告，LNG站大概率年内投产）、中天能源（江阴LNG站公司预计2018年投产）。

此外，2016年天然气对外依存度达到34%，能源安全问题促使我国必须大量发展非常规气，目前页岩气开采成本迅速降低，部分气井已经显现出经济性，煤层气矿权问题持续取得进展，预计后续开发有望加速迅速，建议关注蓝焰控股（煤层气纯正标的）。

下游：

十三五期间我国强力推动天然气推广应用，叠加进口气量持续增加，天然气供应充裕可期，下游燃气消费放量可期，看好A股燃气分销商，重点推荐百川能源（直接受益煤改气推进，燃气特许经营范围分布京津冀黄金地带），建议关注金鸿能源（管道资源丰富，拥有28个城市的燃气特许经营权）、贵州燃气（贵州省燃气龙头，根据贵州省能源发展十三五规划测算十三五期间贵州省天然气消费量有望增长270%）、深圳燃气（LNG接收站投产有望降低公司气源成本）。

天然气消费领域，受益于城市化进程持续推进和煤改气政策落地，我们看好燃气消费领域，建议关注迪森股份（煤改气落地受益标的），此外受益于工业气价走低和多个省市十三五规划政策推进，天然气分布式能源景气度攀升，建议关注派思股份。

注：

2017年全年天然气销量和消费量增速依据国家能源局公布的2017年1月-10月外推得到；2020年天然气产量依据天然气发展十三五规划得到，2020年天然气消费依据能源发展十三五规划测算得到，即2020年我国能源消费总量要低于50亿吨标煤，如果假设2020年能源实际消费量约为49亿吨，叠加天然气消费占比达到10%的规划目标，按照标煤与天然气之间的折算系数为13.3吨标煤/万方天然气，则可测算出2020年天然气消费总量约为3684亿方

1、天然气产业链一览

天然气产业链是指以天然气及其副产品的产出、输送或投入作纽带所形成的上下关联衔接的产业集合。

根据盈利模式和主要产出的不同，天然气产业链可作如下划分：

上游勘探生产：

主要指天然气的勘探开发，相关资源集中于中石油、中石化和中海油。

此外，还包括LNG海外进口部分。

中游运输：

包括通过长输管网、省级运输管道、LNG运输船和运输车等。

我国的天然气中游也呈现垄断性，中石油、中石化和中海油居于主导地位。

下游分销：

常规的燃气分销公司主要涵盖三块业务：

燃气接驳、燃气运营和燃气设备代销。

城镇化率、燃气覆盖人口、煤改气等环保政策落地进度是促进上述三块业务发展的核心。

2、纵向比较：

十三五政策推进力度强，天然气消费增长快，占比持续提升

本世纪以来天然气消费持续高增长，2000年-2016年天然气消费量CAGR高达14.1%。

天然气消费驱动因素多种多样，既有经济体量增长、城市化进程等宏观因素，也有不同能源品种价差、政策导向等微观因素。

（1）宏观层面

本世纪以来，我国宏观经济持续高增长，根据国家统计局数据，按照不变价计算，2016年GDP高达73.5万亿，较2001年增长577%，年均复合增速为13.6%；城市化进程持续稳健推进，根据联合国公布的统计数据，2000年我国城市化率为35.9%，2014年跃升至54.4%，平均每年增加1.3pct。

（2）微观层面

本世纪以来油气价差涨跌互现，2016年以来，油气价差开始拉大，一方面由于全球天然气供给宽松，我国进口天然气持续放量，同时天然气市场化改革稳步推进，天然气价格呈现稳步走低态势，另一方面由于OPEC达成减产协议，叠加下游原油需求复苏等因素，原油价格震荡走高，截至2017年11月19日，ICE原油价格攀升至62.5美元/桶，相较于2016年初仅30美元/桶左右的价格，涨幅高达108%；此外，我国近年来推出煤改气政策治理华北地区大气污染，进一步催生天然气消费需求增长。

我国能源资源禀赋为富煤缺油，煤炭在能源消费中一直居于高位，占总量的60%以上。

而我国煤炭中含灰分和硫分较高,这就导致在我国一些大中城市和工业经济较发达的地区,形成了以煤烟尘、SO2和NOX为主的雾霾污染，二氧化硫和空气中的水蒸气反应导致酸沉降而形成酸雨，同时因燃烧矿物燃料产生的大量CO2导致了温室效应,使全球气候变暖，这些给我国生态环境来危害。

根据环保部测算，我国每年排放的二氧化碳在7亿吨以上，二氧化硫在2000万吨以上，烟尘在1000吨以上，其中烟尘排放量的70%，SO2排放量的90%，NOX排放量的60%都来自煤炭燃烧，严重恶化了我国的生态环境。

相比之下，天然气的环保性突出。

天然气主要成分为甲烷，经脱硫、脱二氧化碳、脱杂质等处理后,除具有含C、N、CO量低和几乎不含S等特性外,同时还具有燃烧及使用效率高等优点。

用天然气代替煤和石油，将会大大减少我国CO2、SO2、NOX、CO及有害粉尘的排放量。

同时，用天然气作燃料还有其他优点，如容易燃烧、燃烧稳定、清洁无灰渣、发热量大、燃烧效率高等优势，是目前最清洁的高能优质一次性燃料。

十三五推进政策力度强，2020年规划天然气在能源消费中占比达到10%。

2016年以来，我国相继出台《能源发展十三五规划》、《天然气发展十三五规划》、《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》、《加快推进天然气利用的意见》等多项国家层面纲领性文件助推天然气推广利用，十三五期间政策力度强。

根据国家统计局统计数据，十一五期间（2006年-2010年）天然气在能源消费总量中占比从2.4%增加至4%，十二五期间（2011年-2015年）天然气在能源消费总量中占比从4%增加至5.9%，十三五期间（2016年-2020年）则从5.9%增加至规划的10%，三个五年规划期间天然气消费占比增加幅度分别为1.6%、1.9%、4.1%，天然气在能源消费中占比增速呈加快态势。

按照能源发展十三五规划，2020年我国能源消费总量要低于50亿吨标煤，如果假设2020年能源实际消费量约为49亿吨，叠加天然气消费占比达到10%的规划目标，按照标煤与天然气之间的折算系数为13.3吨标煤/万方天然气，则可测算出2020年天然气消费总量约为3684亿方，2016年-2020年复合增速高达15%。

上述政策内涵在后续规划文件中得到进一步的细化和强化。

2017年4月份，国务院召开常务会议，将天然气产业链增值税降低2pct，从13%调低至11%，仅测算井口价与终端售价之间的流转阶段，此次税率下调为天然气产业减税50亿元以上。

2017年6月份，发改委、科技部、工信部、财政部、国土部、环保部、住建部、交通部、国资委、能源局等部委共同制定《加快推进天然气利用的意见》，要求加大推进天然气利用。

文件要求，未来逐步将天然气培育成为我国现代清洁能源体系的主体能源之一。

到2020年，天然气在一次能源消费结构中的占比力争达到10%左右，到2030年，力争将天然气在一次能源消费中的占比提高到15%左右。

3、横向比较：

对标海外成熟市场，空间广阔

（1）对标海外，成熟的天然气市场需要经历四个阶段

从美国天然气产业发展历程来看，可以划分为四个阶段：

1）导入期，这一阶段是天然气产业从无到有、走入寻常百姓家的孕育阶段，行业发展呈现竞争激烈、扩张迅速、受监管程度低等特点；2）监管期，导入期进入末阶段时，行业格局呈现寡头垄断特点，为规范行业发展，监管层开始发力；3）市场主导期，这一阶段重在治理由于监管过多导致的市场发育畸形等问题，政府逐步放松对天然气产业的监管，市场力量回归有助气价反映供需基本面，激发下游消费潜力，这一阶段天然气消费增速总体较监管期有所回升；4）成熟期，经历了无序发展-监管发展-市场力量回归三个阶段后，上游产气商、中游分销商、下游终端用户渐趋成熟，行业格局较为稳定，消费总量大致保持稳定。

（2）我国天然气产业正向市场主导阶段转型，消费量仅相当于20世纪50年代的美国，未来发展空间广阔

我国天然气产业自20世纪90年代后期才进入快速发展期，1990年－1995年中国天然气消费年均增长3.1%，1995年－2000年年均增长6.7%，2000年-2016年年均增长14.1%，2016年，我国天然气消费量达到新高，达到2103亿立方米。

根据Marketline数据，2011年中国天然气市场规模为215亿美元，2014年则迅速攀升至349亿美元，2016年达到466亿美元，2017年将超过500亿美元，2011年-2016年五年增长幅度达到117%，我们认为在经济体量持续高增长、供给充裕、环保政策趋严等多重利好条件下，我国天然气产业未来发展空间可观。

4、2017年煤改气政策落地加快，推动天然气消费进一步增长

（1）华北地区大气污染严重，环保压力巨大

2017年6月5日环保部发布《2016中国环境状况公报》，公报显示，按照环境空气质量综合指数评价，重点地区74城市环境空气质量相对较差的10个城市依次是衡水、石家庄、保定、邢台、邯郸、唐山、郑州、西安、济南和太原，其中前六位城市都位于河北地区，廊坊市位列第12位。

京津冀地区13个城市优良天数比例平均为56.8%，比2015年上升4.3个百分点，但京津冀及周边地区仍是大气污染最重区域，环保压力仍然巨大。

燃煤污染，尤其是散烧煤污染，是雾霾形成的重要原因之一。

“煤改气”可削减燃煤用量，减少二氧化硫和烟粉尘的排放，对所在区域的空气质量改善起到积极作用，是治霾的重要手段之一。

（2）煤改气成为治理大气污染的政策着力点

根据环保部数据，17年京津冀上半年平均优良天数比例同比下降7.1%，PM2.5浓度上升14.3%。

面对严峻的大气污染痼疾，“煤改气”成为改善我国大气质量的重要举措，自2013年9月《大气污染防治行动计划》发布以来，京津冀地区“煤改气”等相关政策频出，范围不断扩大、补贴加码、目标明确，彰显出政府诊治京津冀地区大气污染问题的坚定决心。

二、上游气源：

十三五天然气推广政策趋强，上游供气资源稀缺

我国天然气供给构成包括三部分：

本土常规气、本土非常规气（包括页岩气和煤层气）、进口气（包括进口管道气和进口LNG）。

根据国家统计局和国家能源局公布的数据，2016年，我国天然气消费2103亿方，其中本土常规气供给约1215亿方，占比约58%；本土非常规气供给约169亿方，占比约8%，其中煤层气利用量约90亿方，占比约4.3%，页岩气供给约79亿方，占比约3.7%；进口气约724亿方，其中进口LNG供给约349亿方，占比约16.6%，进口管道气供给约375亿方，占比约17.8%。

1、消费量激增，自主供给缺口不断扩大

（1）天然气进口放量，对外依存度迅速增加

近年来，我国加大对天然气的推广应用应用，天然气进口量不断加大，2016年天然气进口总量达到761.7亿方，同比增长22%，其中进口LNG为2605万吨，进口管道气为2797万吨，天然气对外依存度攀升至34%。

但考虑到十三五天然气发展规划要求2020年天然气在一次能源中占比达到10%，而本土常规气产量增长有限，非常规气体量依旧偏小，我们预计未来我国天然气进口量尚有较大增长空间。

（2）进口持续增加，看好LNG接收站

进口气进入边境口岸，需存储于LNG接收站，近年来伴随进口气持续放量，LNG接收站建设和投产速度也在加快。

通过统计2006-2022年投产/拟投产的LNG接收站，可以看出主要接收站资源掌握在中石油、中石化、中海油等国有企业，民营企业不多。

建议关注中天能源（江阴LNG站公司预计2018年投产），以及深圳燃气，深圳燃气2013年发行可转债募投资金建设“深圳市天然气储备与调峰库工程项目”，根据公司公告，预计将于2017年下半年建设完毕并投产，我们认为这一项目将为公司带来大量低价进口气，利好公司燃气运营成本管控。

2、能源安全要求大力推进本土非常规气开发

天然气对外依存度迅速攀升，能源安全要求我国必须大力推动开拓非常规气领域。

2007年我国本土天然气供应开始出现缺口，我国成为天然气净进口国。

2013年天然气进口量超过500亿立方米，同比增长25%，对外依存度突破30%。

2014-2015年中国进口天然气量基本维持在590亿立方米左右，对外依存度稳定在30%左右，进入2016年则进一步大幅增加至34%。

根据海关总署统计数据，目前中国的管道气与LNG进口比重约为3:

2，其中管道天然气进口主要来源于土库曼斯坦、缅甸、乌兹别克斯坦及哈萨克斯坦，而LNG进口主要来自卡塔尔、澳大利亚、印度尼西亚、马来西亚等国。

国产天然气供应能力明显不足，叠加能源安全的战略考虑，需要尽量将天然气对外依存度控制在合理范围之内，而本土常规气经过数十年的开发，难有新的突破，生产增速趋缓，因此必须加强非常规天然气开采。

注：

我国常规气产量=我国天然气产量-页岩气产量-煤层气利用量，其中煤层气利用量包括地下煤层气和地面煤层气两部分构成

3、页岩气储量丰富&技术成熟推动经济性初现，2020年规划产量300亿方

（1）我国页岩气开采潜力可观

根据《中国页岩气资源政策研究》一书数据显示，截止2016年我国页岩气探明地质储量高达5441.3亿立方米，按可采储量计算目前可达世界第一，截至2016年12月，包括增列在内，全国页岩气矿业权54个，共17万平方公里。

从技术可采资源量来看，根据EIA2013年统计数据，我国页岩气技术可采资源量高达31.6万亿立方米，仅次于美国（32.9万亿立方米），全球排名第二，在全球主要页岩气资源储藏国家中的占比17%。

我国页岩气开发起步晚但发展快，是继美加之后全球第三个形成规模和产业的国家，产能有望在2017年达到百亿立方米级别。

自2010年中国产出第一立方米页岩气起，中国的页岩气开发就已经驶入了快车道。

根据国家能源局公布的数据，2012年我国页岩气产量为0.25亿立方米，2014年为13亿立方米，2015年攀升至45亿立方米，截至2016年底，我国页岩气产量达到79亿立方米，仅次于美国、加拿大，位于世界第三位，实现了量和质的飞跃。

根据国土资源部地质勘探司的统计数据，截止2017年8月，我国累计探明页岩气地质储量7643亿立方米，其中重庆涪陵页岩气田累计探明地质储量6008亿立方米，成为北美之外最大的页岩气田，尤其值得注意的是，6008亿方的资源量，相当于六个千万吨级的大油田，根据中国石化的规划进度，2017年底有望建成年产能100亿立方米。

技术积累可观，基本掌握3500米以浅（部分地区达到4000米）海相页岩气勘探开发主体技术。

十二五期间，我国持续强化页岩气科技攻关支持力度，设立了国家能源页岩气研发（实验）中心，在“大型油气田及煤层气开发”国家科技重大专项中设立“页岩气勘探开发关键技术”研究项目，在“973”计划中设立“南方古生界页岩气赋存富集机理和资源潜力评价”和“南方海相页岩气高效开发的基础研究”等项目，广泛开展各领域技术探索。

中石化、中国石油等综合油气公司也加强各层次联合攻关，在山地小型井工厂、优快钻完井、压裂改造等方面进行技术创新，并研制了3000型压裂车等一批具有自主知识产权的装备。

通过“十二五”攻关，目前我国已经基本掌握3500米以浅（部分地区达到4000米）海相页岩气勘探开发主体技术，有效支撑了我国页岩气产业健康快速发展。

此外，根据页岩气发展十三五规划，2016年-2020年我国将着力完善成熟3500米以浅海相页岩气勘探开发技术，突破3500米以深海相页岩气、陆相和海陆过渡相页岩气勘探开发技术，十四五及十五五期间，海相、陆相及海陆过渡相页岩气开发将会获得突破，新发现一批大型页岩气田，并实现规模有效开发。

根据2015年国土资源部资源评价最新结果，全国页岩气技术可采资源量21.8万亿立方米，其中海相13.0万亿立方米、海陆过渡相5.1万亿立方米、陆相3.7万亿立方米，伴随着技术的持续突破，我们看好页岩气的开发潜力。

根据中国地质大学经管学院杨树旺教授的统计测算，在美国成熟的页岩气井开采过程中，消耗件/租赁/运输、压裂、完井服务和流体控制的成本约占总成本的60%。

而在我国页岩气开采环节中，关键技术及服务的成本所占比重很大，基本集中在压裂、完井、水平井、随井测量等，目前虽已基本掌握关键技术但仍需进一步的吃透，我们看好后续开采中伴随技术持续进步带来的成本迅速降低趋势。

从页岩气井开采的动态演化来看，我们认为页岩气开采成本正处于快速降低通道。

根据中国地质大学经管学院杨树旺教授发布的页岩气调研数据显示，2014年-2015年我国页岩气单口水平井的平均成本已经控制在一亿元以下，部分气井达到7000万元-8000万元。

2016年，根据国家能源页岩气研发（实验）中心董大忠高工等人的统计数据，我国海相页岩气工业化生产示范区已初步实现规模化开发，单口水平井的平均成本在2015年降低至6000万元-7500万元（2010年高达1亿元）。

此外，根据中石油采集的数据，威远区块的页岩气单井成本2017年进一步降至5000万元。

在中石油与四川能源投资集团等成立的国内首家企地合资的页岩气勘探开发公司——四川长宁天然气开发有限责任公司，该公司2016年实现税后净利润近3.5亿元，全部页岩气投产井的内部收益率达到13.9%。

（2）页岩气2020年规划产量300亿方，2030年规划产量800-1000亿方

根据页岩气发展十三五规划，2016年-2020年我国着力完善成熟3500米以浅海相页岩气勘探开发技术，突破3500米以深海相页岩气、陆相和海陆过渡相页岩气勘探开发技术，2020年力争实现页岩气产量300亿立方米。

2020年-2030年，我国将持续发力推进页岩气产业加快发展，海相、陆相及海陆过渡相页岩气开发均获得突破，新发现一批大型页岩气田并实现规模开发，2030年实现页岩气产量800-1000亿立方米。

从国家层面的能源发展十三五规划来看，2020年我国能源消费总量要低于50亿吨标煤，如果假设2020年能源实际消费量约为49亿吨，叠加天然气消费占比达到10%的规划目标，按照标煤与天然气之间的折算系数为13.3吨标煤/万方天然气，则可测算出2020年天然气消费总量约为3684亿方。

按照2020年页岩气产量300亿方测算，页岩气在我国天然气消费中占比达到8.1%，成为我国天然气供应的重要一环。

4、煤层气安全&环保效益突出，2020年规划利用量达到160亿方

2010年-2015年煤层气利用量翻倍，煤矿瓦斯事故减少69%，减排二氧化碳5.1亿吨。

在煤炭生产中，煤层气俗称“瓦斯”，当瓦斯空气浓度达到5%~16%时，遇明火就会爆炸，这是煤矿瓦斯爆炸事故的根源。

煤层气若直接排放到大气中，其温室效应约为二氧化碳的21倍，对生态环境破坏性极强。

如果在采煤之前如果先开采煤层气，煤矿瓦斯爆炸率将降低70%~85%，所以通过抽采煤层气并加以利用，可变危为宝，并减少煤炭使用量，达到减排效果。

根据国际能源局统计数据，2010年-2015年，煤层气抽采量从92亿方跃升至180亿方，利用量则从37亿方攀升至86亿方，同比增长135%。

根据页岩气十三五发展规划，2020年煤层气规划抽采量达到240亿方，利用量达到160亿方。

煤层气的大量应用带来显著的安全效益和环保效益。

根据国家能源局煤炭司发布的数据，与2010年相比，2015年煤矿瓦斯事故总量下降69%、死亡人数减少72.6%，重大瓦斯事故下降66.7%、死亡人数减少68.9%，煤炭百万吨死亡率下降78.4%。

煤层气广泛应用在发电、居民用气、汽车燃料等领域，五年累计利用煤层气（煤矿瓦斯）340亿立方米，相当于节约标准煤4080万吨，减排二氧化碳5.1亿吨。

注：

2007年-2012年煤层气产量数据依据中国能源报《煤层气产量数据“打架”之惑》一文获得，2013年-2016年煤层气产量数据则采用国家能源局发布的统计数据，2010年-2016年煤层气利用率根据能源局统计数据测算得到，2007年-2009年则依据煤层气产业发展趋势结合2010年利用率数据通过合理假设得到，在此技术上，测算出2007年-2009年煤层气利用量数据，2010年-2016年煤层气利用量数据依据国家能源局统计数据测算得到。

煤层气根据开采方式不同可以分为地面开采和地下开采。

地下开采是指在煤炭开采过程中，在煤层中掘进专门的抽采巷道，在本煤层、邻近煤层和采空区钻孔抽采，地下煤层气甲烷含量浓度较低，一般低于30%；地面开采则与油气资源开采类似，通过地面钻井获取煤层气，甲烷浓度较高，一般高于90%。

地面煤层气开采颇具增量，预计2016年-2020年抽采量CAGR达到22.1%。

自2007年国家出台煤层气利用相关优惠政策后，我国煤层气地面抽采规模不断扩大，煤层气的开发进入了一个相对快速的发展阶段。

进入2015年后，由于国际油价持续低迷，天然气应用经济性不突出，受此影响，根据国家能源局发布的数据，2016年地面煤层气抽采量为45亿方，同比增长仅2%，达到2007年以来的最低增速。

能源发展十三五规划要求2020年天然气占一次能源消费的比重提高至10%，鼓励大力发展煤层气，煤层气开发利用十三五规划提出2020年地面煤层气产量达到100亿方，利用率90%以上，2016年-2020年抽采量CAGR达到22.1%。