天然气行业分析报告.docx
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天然气行业分析报告
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中国天然气行业在2020年之前将延续供给过剩状态。
我们预测，到2020年全国天然气消费达到3071亿方，CAGR=10%。
到2020年，国内天然气供应能力有望达到约3800亿立方米，过剩格局维持。
我们判断中国天然气门站价还有0.2-0.3元/方的下调空间。
考虑到未来管输环节价格下调预期，终端用户可以享受的降价空间可能更大。
天然气产业链受益顺序：
1）城市燃气板块，明确受益价格体系下移，带来的天然气消费量增速继续回升。
2）LNG贸易板块，优先看好拥有LNG低价长协气源或自有气源，接收站率先投产、能够把握套利窗口的公司。
3）设备及建造板块，享受未来3年LNG重卡销量增加趋势，以及LNG终端建设高峰。
4）上游供应商，关注中国石油进口气减亏可能性，以及拥有低成本资源的民营企业。
图1：
天然气产业链及上市公司所处环节
需求：
政策、市场双轮驱动增速回暖
中国天然气需求增速最差的时期已经过去了
天然气在中国一次能源结构中的定位是替代能源。
2015年，一次能源结构中，我国一次能源消费中天然气占比5.9%，远低于全球平均水平23.8%。
且天然气在三大类化石能源中，政策定价属性较强。
历史上，天然气消费增速受比价关系影响很大。
2010-2011年，由于天然气非市场化定价过低，导致消费非正常高速增长，天然气国内表观消费量增速保持在20%以上。
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。
2014年国内天然气表观消费量增速放缓至11%；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%。
国家发改委2015年11月18日发布《降低非居民用天然气门站价格并进一步推进价格市场化改革的通知》，下调非居民用气价格0.7元/方。
气价下调刺激天然气消费量显著回升，预估2016年回升到8.1%。
2016年中国天然气消费增长主要靠城市燃气和发电两个板块拉动。
未来三因素利好中国天然气消费呈现较快增长：
1.替代能源（石油、煤炭）价格上涨，比价优势显现。
2.气价市场化改革推动气源主体多元化，现有长协重新商谈，有助于气源成本下行。
3.环境因素倒逼政策，推动煤改气需求增加。
根据《天然气“十三五”规划》，到“十三五”末，天然气消费力争占到一次能源消费比重达到8.3~10%。
即2990~3600亿方/年。
我们谨慎预计到2020年全国天然气消费达到3071亿方，CAGR=10%（其中，城市燃气、工业燃料、发电、化工分别10%、12%、15%、0%）。
图2：
中国天然气消费增速预测（亿方）
图3：
中国和全球一次能源消费结构比较（2015）
图4：
中国天然气需求增速回升
图5：
2015年中国天然气消费结构
图6：
2016年中国天然气消费结构
工业、交通需求对价格弹性大，有望较快恢复
1）工业用户主要包括玻璃、陶瓷、冶金等高耗能用户，主要与燃料油、LPG比价。
2016年受气/油比价影响，以及宏观经济不景气原因，工业燃料领域天然气消费增速较低。
以玻璃行业为例，以天然气为燃料的生产线成本是最高的，仅计生产成本每重量箱较石油焦为燃料的生产线高17元左右。
但国内依然有较多的大型生产企业选择天然气作为生产燃料。
主要是因为天然气燃烧热值相对较高、含有杂质较少，同等条件下所生产玻璃的质量明显好于以煤炭、石油焦等化石燃料为主的生产线。
同时较其他燃料节约了脱硫设备的费用，且排放指标要好于其他化石燃料。
根据近期调研反馈，工业用户回流现象明显。
2）交通用户包括LNG和CNG加气。
LNG主要用于重卡，与柴油比价。
几个主要城市的LNG/柴油比价，已经接近甚至突破历史最低水平，即LNG已经相对柴油体现出较好的比价关系。
国内天然气货车产量同比数据已经明显增加，2016年同比增加54%。
CNG主要用于出租车及公交车，主要与汽油比价。
尽管目前CNG/汽油比价接近历史低位，但受电动车挤压明显。
2016年，中国天然气客车产量同比下滑59%。
图7：
LNG/柴油比价
图8：
CNG/汽油比价
图9：
中国天然气货车及其他车型产量（辆）
图10：
中国天然气客车产量（辆）
发电需求将受政策驱动继续较快增长
发电领域，2016年社会用电量同比增加5.0%，比上年回升4.5个百分点。
受气价下调影响，天然气分布式能源项目运行效益较好，且政策补贴加快了天然气分布式能源的发展。
江苏南京、四川南充格润、廊坊新朝阳区等多个天然气分布式能源项目投产，长沙新奥浏阳天然气分布式能源项目开建，江苏徐州、重庆等地天然气分布式能源项目获得核准。
根据能源局《关于加快推进天然气利用的意见》，到“十三五”末，目标新建燃气电厂项目装机规模总计0.85亿千瓦，总装机规模达到1.5亿千瓦，CAGR=18%。
《大气污染防治行动计划》中提出，京津冀、长三角、珠三角等区域新建项目禁止配套建设自备燃煤电站。
除热点联产外，禁止审批新建燃煤发电项目。
并通过政策补偿和实施阶梯电价、调峰电价等措施，逐步推行以天然气代替煤炭发电。
居民及商业需求保持平稳较快增长
城市燃气消费增长主要来自，中国城市燃气管网覆盖面继续扩大，以及环保政策推进，天津、河北、山东、辽宁等地采暖锅炉煤改气项目投产。
城市燃气中的交通领域，受物流市场萎靡、以及新能源汽车挤压等利空因素影响，交通用气增速继续放缓。
《大气污染防治行动计划》出台之后，京津冀、长三角、珠三角陆续出台“煤改气”补贴政策。
中国城镇化进程，以及取暖锅炉煤改气，将继续推动天然气用量的增长。
表1：
“煤改气”补贴政策
供给：
2017-2018年进口供气能力提速
进口管道气量刚性增加
中国目前有5条天然气进口主干管网，共计输送能力1010亿方/年。
考虑到川气东送线为输送国内气源为主，实际管道气进口能力890亿方/年。
2016年的管道气进口量392亿方，使用率65%（考虑到西三线2016年12月通气）。
2017年，西气东输四线300亿方有望通气。
2018年初，俄气东线380亿方/年预计投产。
上述两条线通气之后，进口气输送能力将比2016年底增加76%。
因此，2017~2018年，中国进口管道气量将面临刚性增加。
图11：
中国天然气主干管网及工期能力
进口LNG终端2017~2019年大量投入运行
我国目前在运营的LNG进口终端，共计接收能力4160万吨/年（582亿方/年）。
中海油、中国石油、中国石化、东莞九丰分别占比64%、26%、8%、3%。
2016年1~11月，12个终端平均使用率仅56%。
使用率偏低的原因，主要是国内天然气供给过剩。
深圳燃气、中天能源、新奥集团、广汇能源等新进入者，拟建设LNG接收站装置，预计陆续于2017-2019年之间投入使用。
中国石油、中国石化、中海油亦有新项目在建或计划，但投产进度可能推迟。
图12：
中国现有LNG进口终端使用情况（2016年）（单位：
万吨/年）
表2：
中国2017-2019年新增LNG进口终端情况（单位：
万吨/年）
国产气增速可能承压，非常规气有望高速增长
2016~2020年，预计中国管道气进口能力CAGR=21.6%，LNG进口能力CAGR=9.2%，总体进口能力CAGR=16.5%。
而消费增速CAGR=10%。
因此，国产气量可能被动承压。
2015年中国天然气产量达到1379.6亿立方米，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%。
煤层气与页岩气均处于早期开发阶段，2015年总产量分别为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%。
图13：
中国天然气产量细分（2015）
表3：
中国非常规天然气开发现状
供需平衡：
过剩局面将延续到2020年
根据《天然气“十三五”规划》，到“十三五”末，天然气消费力争占到一次能源消费比重达到8.3~10%。
即2990~3600亿方/年。
根据《关于加快推进天然气利用的意见》（征求意见稿），到2020年，我国天然气消费量达到3500~3900亿方/年。
我们谨慎预计到2020年全国天然气消费达到3071亿方，CAGR=10%。
“十三五”期间，随着页岩气产能的建设和进口能力继续提升。
到2020年，我们预计国内天然气供应能力有望达到约3800亿立方米，过剩格局维持。
图14：
国内天然气供应结构
图15：
国内天然气供应能力结构（2015年底）（单位：
十亿立方米）
表4：
中国天然气供需平衡预测（亿方）
美国页岩气革命外溢影响持续
美国页岩气资源禀赋好于页岩油，对气价压制更明显
美国页岩气革命发端于2009年。
页岩油革命可以看作是页岩气革命的继发和扩散。
页岩气的资源属性好于页岩油。
1）从储采比数据来看，2015年美国页岩气储采比11.5年，页岩油储采比9.5年。
2）从主产区情况来看，页岩气新的主产区Marcellus和Utica单井产量明显好于老的主产区；而页岩油新主产区Permian相较老的主产区优势并不明显。
美国天然气从2016年开始从净进口转为净出口。
图16：
美国页岩气主产区产量
图17：
美国页岩气主产区单钻机对应产量
图18：
美国天然气倾向于供大于求
贸易通道打通，拉动亚太现货气价下行
2016年，全球LNG液化能力为3.06亿吨/年。
前期投资项目集中上产，新增生产能力是2015年的1.6倍。
2016-2020年，美国预计有14个LNG运输线路投运，合计6300万吨/年（相当于840亿方）。
头两个900万吨/年，已经通过SabinePass将LNG运往南美、欧洲和亚洲。
2017年，还有三条合计1425万吨/年新增输送能力。
此外，澳大利亚也是LNG新增出口能力的重点，预计到2020年，有3000万吨/年运送能力（400亿方）。
美国于2016年2月成为LNG出口国，截止10月底已发出37艘货船，出口至14个国家。
美国的LNG出口具有计划规模较大、贸易和定价方式灵活等优势，将对传统的LNG贸易和供应格局产生冲击。
加之亚洲需求疲软和全球供需宽松，LNG在美、欧、亚三大市场间的流动性增强。
亚洲市场LNG长协定价仍与油价挂钩为主。
从新签订的与油价挂钩的LNG合同来看，定价公式斜率呈下降趋势。
不仅如此，基于对美国气价和LNG现货价格将长期维持低位的预期，一些买家正试图将合同价格与美国HH价格或日韩LNG现货价格挂钩。
LNG现货价格方面，2016年2月美国LNG实现出口是一个重要时间点。
自此之后，NBP（英国LNG价格）和亚洲LNG现货价格均与油价脱钩，而与美国HenryHub价格保持相对稳定且较低的价差。
图19：
欧洲、亚洲LNG现货价格已经脱钩油价，向美国henryhub价格靠拢
图20：
日本与美国天然气套利已基本消失
中国天然气定价市场化已经开启，价格体系重心有望下移
价格市场化已经进入实质阶段
中国天然气定价市场化从2011年开始。
目前，气源和消费端定价均有一定市场化推进：
1）气源方面：
LNG价格已经完全放开市场价。
城市门站价仍受发改委管制，但从2016年开始允许浮动，上浮不超过20%，下浮不限。
福建省门站价作为试点，放开市场化，由供需双方协商确定。
2）终端方面：
居民用气阶梯气价已经大部分省市推广；化肥用气价格已经全面放开；直供用户气价试点放开。
天然气价格市场化思路已经明确：
“管住中间、放开两头”。
即，天然气销售价格由上游气价加管输费来形成，真正建立上、下游“两头”价格由市场决定，“中间”管输费由政府核定的价格机制。
图21：
中国天然气市场化改革进程
基础设施开放、中间环节清理，是目前天然气市场化改革的重要环节。
产业链的中间环节，主要涉及管网、LNG接收站的公平开放和价格监管。
管网独立后，管输费的确定将由市场净回值法转变为成本加成法。
表5：
天然气基础设施开放及中间环节降成本政策
LNG贸易套利，沿海气价首当其冲
2017-2018年开始，中国海上LNG进口现货冲击显现。
目前价格水平下，美国HenryHub与上海门站价有0.58元/方的套利空间。
考虑到2017年初冬季门站价上浮10%，实际套利空间在0.80元/方。
2017-2018年，随着一些分销能力存在短板的公司投产LNG进口终端，与美国HenryHub套利空间可能下行，将给沿海地区的LNG价格造成压力。
图22：
中国与美国天然气套利空间正在缩窄
图23：
中国大量LNG进口长协将进入合约窗口期（单位bcm/年）
天然气价格有继续下行空间
1）进口LNG和管道气，气源价格有望下行。
LNG进口长协，定价公式斜率（天然气/油价变动比例）呈下降趋势。
甚至有一些买家试图将LNG价格与油价脱钩，与美国HH价格或日韩现货价格挂钩。
国内主要管道气进口商，也正在尝试与气源方重新谈定进口价格公式，管道气气源价有望小幅下行。
2）从门站价定价公示来看，亦有下调空间。
根据天然气门站挂钩替代能源（燃料油、LPG）的公式测算，2017年1月的公式价在1.50元/方。
目前上海门站价2.16元/方。
3）从现货LNG贸易套利的角度，套利价差缩窄的过程亦将是沿海气价下行的过程。
根据美国henryhub天然气现货价格，考虑液化、运输等成本，2017年2月末有0.58元/方套利空间。
结合上游公司目前的盈利水平，我们判断中国天然气门站价还有0.2-0.3元/方的下调空间。
考虑到未来管输环节价格下调预期，终端用户可以享受的降价空间可能更大。
图24：
燃料油、LPG价格（美元/吨）及天然气对应公式价（元/方，右轴）
相关建议
中国天然气行业在2020年之前将延续供给过剩状态。
我们预测，到2020年全国天然气消费达到3071亿方，CAGR=10%。
到2020年，国内天然气供应能力有望达到约3800亿立方米，过剩格局维持。
我们判断中国天然气门站价还有0.2-0.3元/方的下调空间。
考虑到未来管输环节价格下调预期，终端用户可以享受的降价空间可能更大。
天然气分销板块：
明确受益价格下移
在天然气价格体系下行、消费增速回升的背景下，下游燃气分销板块受益最明显。
量的方面，城市燃气公司业务主要涉及天然气下游的城市燃气、工业燃料两个领域，预计2016~2020年的消费增速CAGR=11%，略高于天然气整体消费增速（CAGR=10%）。
毛利方面，在目前的顺价机制下，预计城市燃气公司的单位利润维持稳定。
上市公司，推荐新奥能源（H）、华润燃气（H）、昆仑能源（H）。
LNG贸易板块：
抢占先机，把握套利窗口
美国页岩气资源禀赋好于页岩油，对气价压制更明显，美国从2016年开始已经成为天然气出口国。
全球LNG贸易终端进入投产密集期，LNG终端周转能力充足。
美国和澳大利亚是LNG出口终端的主要增长点。
中国在未来4年内也有较多LNG进口终端投产。
从LNG贸易定价来看，亚洲市场LNG长协定价仍与油价挂钩为主，新订单定价公式斜率呈下降趋势。
亚洲LNG现货价格已经与油价脱钩，与美国HenryHub价格保持相对稳定的价差。
未来中国部分新投入运营的接收站，也有可能接受部分现货LNG。
LNG贸易相关上市公司包括，中天能源、新奥能源（H）、深圳燃气、广汇能源。
关注和核心指标：
1）有低价长协、或海外气源保证；2）终端投产时间近，能够抢占先机、把握套利窗口。
表6：
上市公司LNG进口终端及气源情况
设备及建造板块：
看好未来3年天然气相关设备及建造
未来3年，天然气设备及建造板块将受益天然气消费增速的回升。
具体涉及LNG储运设备、LNG终端建造、天然气管道建设板块
1）LNG储运设备
根据国家天然气发展十三五规划，2020年目标气化各类车辆约1000万辆，配套建设加气站超过1.2万座，船用加注站超过200座，鼓励天然气车船的发展，支持天然气产业链装备公司发展。
天然气对汽油/柴油的比价优势得到凸显，车用瓶销量有望大幅回暖。
以LNG重卡为例，我们按照柴油重卡每百公里消耗柴油50升，LNG重卡每百公里消耗LNG60方的假设进行测算，发现内蒙古、陕西、甘肃、北京等地的投资回收周期均已回到0.7年左右。
按照2017年重卡销量同比增长10%至80万辆，LNG重卡占其中6.5%测算，全年LNG重卡销量可能超过5万台，同时新能源汽车贴补退坡也将推高LNG客车需求，我们预计2017年LNG车用瓶市场销量或超过8万。
成本敏感程度较高的出租车、小巴等CNG汽车同样受益油气比改善。
近年LNG储运设备行业产能经历剧烈收缩，中小企业2013年景气高点涌入行业后经营惨淡，我们预计在需求改善后行业快速复产能力有限，利好龙头公司富瑞特装及中集安瑞科（H），建议关注京城股份及蓝科高新。
同时LNG加气站、LNG运输槽车、CNG加气站等也将迎来良好发展，建议关注厚普股份、中泰股份。
表7：
部分省份LNG重卡经济性测算
图25：
LNG加气站保有量
2）LNG终端建造板块
全球LNG投资决策高峰在2011-2015年，也是LNG终端建造相关企业获得订单的高峰期。
2015~2018年，进入业绩确认高峰期。
关注上市公司海油工程、博迈科。
图26：
全球LNG投资决策及新增供给情况
3）天然气管道建设
2020年前，我国天然气主干管道仍将处于快速建设状态。
2017年，西气东输四线有望投入使用，2018年俄气东线将投入试用，2020年之前俄气西线、新粤浙管道亦有望投入使用。
关注上市公司*ST油工、石化油服。
表8：
中国管道天然气潜在新增供应能力
上游供应商：
中国石油关注进口气减亏可能性，民营企业关注成本优势
国内主要管道气进口商，也正在尝试与气源方重新谈定进口价格公式，管道气气源价有望小幅下行。
中国石油天然气进口亏损有望减轻。
民营企业方面，中天能源、新奥股份、广汇能源拥有海外天然气资源。
图27：
中国石油进口气经营亏损，及天然气销售板块经营利润（亿元）
主要公司分析
新奥能源（H）：
政策友好气量提速，被低估的成长股
全国性布局的老牌民营燃气企业。
公司主营业务为燃气销售及燃气接驳，2016年上半年收入占比分别为79.5%/18.5%，毛利占比分别为49.1%/49.6%。
2015年公司售气量为113.1亿立方米，占全国表观消费量的5.9%；分结构看，工商业/车用/居民及批发气量分别为61.9%/14.0%/13.2%/10.9%。
环保因素倒逼，天然气利用持续成长明确。
“十二五”天然气年均消费增速12.4%，一次能源占比已提升至5.8%，但与世界平均水平的24%仍差距较大。
与此同时，我国大气环境矛盾突出，为加快能源结构调整，政府拟出台《关于加快天然气利用的意见》（正处于征求意见），力争2020年一次能源占比提升至8%~10%；2030年提升至15%左右。
就行业负面预期看，接驳费的收取在居民气价偏低、服务成本高的背景下具有一定合理性；一刀切取消或难以在天然气利用政策中出现。
煤改气政策及油气比价效应有望共促销量提速。
各地纷纷出台煤改气补贴政策，叠加经济改善，工业燃料需求有望提速；而公司工商业气量占比大且京津冀项目多，将显著受益；2016年上半年公司煤改气已占新增工商业客户的44%。
此外，随着油价的上涨，天然气相对汽柴油比价效应突出，在政策的推动下，车用气也有望快速增长；公司正通过联盟等方式构建加气站网络构建，更好的服务客户；2016年中公司累计运营315座CNG站和272座LNG加气站。
新业务拓展打造综合能源服务商。
公司积极布局能源贸易、分布式能源及售电业务，在能源体制市场化放开的趋势下，用户综合能源服务将是更大的市场，公司中长期成长前景乐观。
风险提示：
煤改气进度力度低于预期；接驳费取消；价差缩窄压力。
盈利预测、估值及投资评级：
政策鼓励天然气利用规模扩大，公司销量显著受益京津冀煤改气及经济回暖推动，我们预计公司2016~2018年EPS分别为2.70/3.09/3.47元（RMB），考虑成长性及行业估值水平，给予2017年14倍合理PE，对应目标价48.9港元/股，首次给予“买入”评级。
图28：
新奥能源供气量及增速（百万方）
图29：
新奥能源毛利及增速（百万元）
表9：
新奥能源盈利预测与估值
华润燃气（H）：
区域布局优秀的燃气龙头
持续并购扩张的全国性燃气龙头企业。
2008年以来公司通过并购方式快速布局燃气产业，2015年底公司业务覆盖220城市，遍布22个省份，中大型城市居多，包括3个直辖市、14个省会城市及72个地级市。
公司主营业务为燃气销售及燃气接驳，2016年上半年收入占比分别为76.7%/19.9%，毛利占比分别为53.8%/44.1%。
2015年公司售气量为149.1亿立方米，占全国表观消费量的7.7%；分结构看，居民/工商业/车用气量分别为25.9%/62.1%/11.5%。
天然气利用增长提速在即，接驳费担忧或暂缓。
“十二五”天然气年均消费增速12.4%，一次能源占比已提升至5.8%，但与世界平均水平的24%仍差距较大。
与此同时，我国大气环境矛盾突出，为加快能源结构调整，政府拟出台《关于加快天然气利用的意见》（正处于征求意见），力争2020年一次能源占比提升至8%~10%；2030年提升至15%左右。
环保压力下，一系列的天然气扶持政策致力于推动天然气成为主体能源。
《2017年能源工作指导意见》指出，2017年天然气产量目标为1,700亿方（2016年为1,371亿方），仅考虑该部分产量增长，若全部消化，对应2017年表观消费增速16.0%（2016年为6.6%）；天然气利用增长提速在即。
就行业负面预期看，接驳费的收取在居民气价偏低、服务成本高的背景下具有一定合理性；一刀切取消或难以在天然气利用政策中出现。
城镇化走向都市化，公司区域布局优秀长期受益。
我国城市发展已由城镇化走向都市化，大城市的人口积聚已成为不可逆的趋势。
在此背景下，煤改气、车用气、分布式能源、商业及居民等需求将成为推动天然气消费增长的主力军。
公司布局区域较好，主要为中大城市，已覆盖3个直辖市、14个省会城市及72个地级市；公司居民和商业用户客户数目行业最多，占集团销气量比重分别为28.8%/24.0%，高于行业水平；公司将持续受益都市化趋势带来的超越行业发展速度。
风险提示：
煤改气进度力度低于预期；接驳费取消；价差缩窄压力。
盈利预测、估值及投资评级：
扶持政策将推动天然气利用增速，接驳费取消担忧或暂缓，我们预计公司2016~2018年EPS分别为1.64/1.88/2.11港元，考虑到行业成长性持续，给予2017年15倍合理PE，对应目标价28.1港元/股，首次给予“买入”评级。
图30：
华润燃气供气量及增速（百万方）
图31：
华润燃气分项利润及增速（百万元）
表10：
华润燃气盈利预测与估值
昆仑能源（H）：
中国石油集团燃气业务唯一平台
中国石油集团燃气业务唯一平台。
公司业务涵盖油气田勘探开发、天然气管道、LNG加工与储运、天然气终端销售和综合利用等。
2011年，公司将发展重点确定在“以气代油”战略上，努力推动LNG燃料在公路交通运输、钻机动力设备及船舶航运等领域的推广应用。
2016年，公司合并集团另一个从事天然气终端销售和利用的平台公司昆仑燃气，成为集团旗下唯一的燃气业务运营平台。
背靠最大天然气供应商，整合集团燃气资产打造全产业链巨头。
公司背靠中国最大的天然气
升级会员 