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海通石化 | 系列专题报告汇总二：天然气产业链

海通石油化工 · 公众号 · · 2019-02-08 09:35

正文

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海通石化系列专题报告汇总

I. 石油产业链系列

勘探开采 | 炼油 | 成品油销售

炼化设备与工程

II. 天然气产业链系列

天然气全产业链 | 气价改革 | 气价各环节梳理

III. 化工行业趋势系列

能源结构现状及展望 | 油气体制改革

原料轻质化综述 | 乙烯原料轻质化

海外化工巨头成长之路

IV. 石化产品系列

原油 | 乙烯 | 丙烯 | PTA | 聚酯

V . 原油生产系列

油价 | 页岩油

石化产业链专题之天然气篇——全产业链

快速发展，天然气行业有望长期景气

全球天然气行业概况。 全球天然气探明储量稳步增长，其中大部分集中在中东和欧洲地区，北美地区探明储量增长明显。2015年全球天然气产量达到3.53万亿立方米，近15年复合增长率为2.5%，新增产量主要来自中东、亚太和北美地区，其中美国贡献了北美地区所有新增产量。2015年全球天然气消费量达到3.47万亿立方米，近15年复合增速2.5%，全球天然气供需保持宽松，区域性供需差逐渐扩大，国际贸易活跃度上升，北美实现自2001年首次供给平衡，美国未来有望成为天然气出口国。

我国天然气行业概况。 我国已成为世界第一大能源消费国，但天然气在一次能源使用占比不足6%，远低于世界平均水平。常规天然气探明率仅为19%，尚属于勘探前期，剩余可采储量3.78万亿立方米，储产比30.4，非常规天然气潜力巨大，页岩气技术可采量超过美国，位居世界第一。近年天然气国内供给能力快速增长，近15年复合增速超过10%，天然气进口格局基本形成，主要资源国超过15个。天然气消费量增长迅速，近15年复合增长15%，其中70%需求量来自工业燃料和城市燃气。

供给端实现国内稳步增产与进口长期保障。 国内方面，我国天然气勘探逐步深入，后续地质资源勘探难度加大，非常规气储量丰富，未来深度开发还需技术进步。短时间内常规天然气增产并无储量压力，预计成为国内增产的主要力量，主力气田稳定生产，增产潜力巨大。长期来看，非常规天然气产量占比有望提升，未来有望成为国内增产主力。进口方面，目前我国已完成进口气四大通道的布局，其中管道气主要来自中亚、俄罗斯和缅甸，LNG主要来自签订长期合同（SPA）的5个国家，管道气已实现气源多元化，SPA合约将长期保障进口LNG能力。

中游基建加速，输储设施连接上下游。 我国天然气中游基建设施加速建设，主要包括天然气管道、LNG运输工具、LNG接收站以及储气库。我国天然气管道主干线基本形成，2015年底天然气管道7.2万千米，区域性管道仍需完善，管道线将加速建设。LNG运输工具多元化，公路运输技术成熟，船运发展迅速，铁运值得期待。LNG接收站加速建设，预计到2020年，我国投运的LNG接收站达到21座，接收能力达到6880万吨，基本满足SPA照付不议义务量。储气库成为我国天然气发展的最大瓶颈，目前商业模式有限，缺乏独立盈利能力，并且总量不足，分布不合理，随着政策引导支持，预计十三五期间储气库也将加速建设.

下游四大类需求齐增，看好细分市场需求。 根据《天然气发展十三五规划》，我国天然气消费量到2020年将达到3488亿立方米，复合增长率为14.1%。工业燃气方面，国家着力推进“油改气”项目，预计工业燃料领域天然气消费量到2020达到877亿立方米，年复合增速为10%以上。城市燃气方面，随着城镇化稳步推进，气化人口增加，天然气消费有望加速，预计城镇燃料用气量到2020年达到330亿立方米，复合增速10%以上。发电方面，加快建设天然气调峰电站和分布式能源项目，预计2020年天然气发电装机规模达到1.1 亿千瓦以上，占发电总装机比例超过5%，预计用气量年复合增速13.5%。化工用气方面，化工产品价格稳定，化工用气有望保持平稳。LNG车船空间巨大，随着加气站建设加速，有望成为需求爆发的细分市场。

重点上市公司。 从公司层面上来看，与天然气行业密切相关的公司主要参与上游开采、中游管网与接收、下游运营以及相关设备等方面。主要上市公司包括： 新奥股份 、 新奥能源 、 国新能源 、 中天能源 、 胜利股份 、 陕天然气 、 金鸿能源 等。

风险提示： 改革进度低于预期，天然气下游需求增速低于预期，政策风险等。

报告全文：

海通石化_系列报告之天然气篇（上）：全产业链快速发展，天然气行业有望长期景气

海通石化_系列报告之天然气篇（下）：全产业链快速发展，天然气行业有望长期景气

石化产业链专题之气价改革篇——

管住中间，放开两端

天然气价格按照产业链关系可以细分为井口价、管输费和配气费。 井口价即天然气生产价格，它与管输费合为门站价，门站价格基础上加上城市管网配气价格即为终端用户价格。井口价是天然气价格的基础，决定了天然气价格的整体水平；门站价可细分为配气公司的城市门站价格和长输管道直通用户的门站价格两类价格，在天然气价格体制改革中意义重大；终端用户价又可以分为居民用户气价和非居民用户气价。

气价改革思路是“管住中间，放开两端”。 气价改革的整体思路是全面理顺天然气价格，加快放开天然气气源和销售价格，政府只监管具有自然垄断性质的管道运输价格和配气价格。

井口价格完全放开，走向竞争。 天然气市场发展一般经历垄断、管道竞争、批发竞争和零售竞争这4个阶段，不同阶段有不同的定价方式。井口价的主要定价方式有成本加成法和替代能源净值回推法，后者逐渐成为主流定价方式。我国井口价格机制改革自2015年后实行净回值法，定价逐渐放开，市场化程度逐步提升。

新的管理办法出台，管输费改革加速。 我国管输费定价机制先后经历过距离阶梯化收费，“老线老价、新线新价”和“两部制”试验这几个阶段。2016年10月，新的管输费管理办法出台，规定有效资产收益率只能达到8%，管输价从目前的门站价中分离，明确了天然气管道运输价格的具体性质，调整价格监管对象，由“一线一价”改为“一企一率”，明确新的运输定价方式，由“项目评价”改为“年度核定”，推进价格成本信息的公开，实行年度报送和成本监审。

油气体制改革加速管网独立，储气费剥离。 国家实行油气体制改革，先后完成了管网信息公开和运输成本公开，为管网第三方准入奠定基础。此外，国家还于2016年11月发布《国家发展改革委关于明确储气设施相关价格政策的通知》，规定储气费从管输费剥离实现市场化，鼓励城镇燃气企业建设储气设施。

配气费占比过高，接驳费用提高天然气使用门槛。 以广西省天然气终端价格为例，井口价占比35.7%，长输管输费占比26.7%，省内管输费占比11.2%，配气费占比26.4%，配气费在终端用户价格中占比过高。燃气公司接驳业务毛利率高，提高天然气使用门槛，但接驳费作为燃气公司一次性收取的日常维护和维修费用仍有必要。

“煤改气”推动，LNG点供兴起。 LNG具有价格优势， LNG仅为管道气价格的60%左右，以10蒸吨的锅炉为例，每年可给终端用户节省燃料开支800万元，点对点服务市场空间巨大，有望成为未来一段时间煤改气的有效过渡手段。但LNG点供存在安全隐患，目前法律规范尚不完善，地方政策影响巨大。

配气价格监管意见出台，天然气价格体制改革全面展开 。2017年6月，国家出台《关于加强配气价格监管的指导意见》，要求配气费准许收益率不超过7%，实现对配气环节的管控，配合管输管理办法，是“管住中间”的重要措施。

重点上市公司。 从公司层面上来看，建议关注天然气行业全产业链，主要包括上游开采、中游管网与接收、下游运营以及相关设备等方面。主要上市公司包括： 新奥股份 、 中天能源 、 新奥能源 等。

风险提示： 改革进度低于预期，天然气下游需求增速低于预期，政策风险等。

报告全文：

海通石化_系列报告之气价改革篇（上）：管住中间，放开两端

海通石化_系列报告之气价改革篇（下）：管住中间，放开两端

石化产业链专题之气价梳理篇——

我国天然气价格各个环节全梳理

天然气价格分类与组成

天然气终端用户价格组成。 天然气按状态可以分为管道天然气和液化天然气，按用户可以分为居民用户和非居民用户，按环节可以分为井口价、门站价和终端价。目前LNG市场价格已经放开，本文重点讨论的是管道天然气价格，我国从2011年开始本轮气改，重点在于非居民（管道）用气门站价，从环节来看，终端用户价格=门站价+配气费=井口价+管道运输费+配气费。

井口价

净回值法确定。 目前井口价采用净回值法确定，即先确定门站价和管输费，再由门站价减去管输费倒推出井口价。

门站价

门站价：天然气价格环节中最重要的价格指标。 从2011年起，我国共调整非居民用气门站价6次，居民用气门站价1次，目前以可替代能源净回值法确定门站价，并实行基准门站价管理。2019年7月后，非居民用气门站价和居民用气门站价将完全并轨，具体门站价由供需双方在基准门站价基础上按上浮20%、下浮不限原则确定。目前，我国各省平均门站价1.70元/方左右。

门站价最终改革目标是完全放开，基石是天然气交易中心 。目前我国正在福建地区进行门站价改革试点，门站价完全由供需双方决定，门站价完全市场化的基石是天然气交易中心，保障交易价格的合理、公开、透明。

实践中的门站价。 我们以2018-2019年冬季保供期间气价政策为例进行分析，仅有合同气量中的均衡气量来自于国产气或进口管道气时，门站价才会受到上浮20%的限制，如果供气属于调峰气量或额外气量，或者均衡气量来自于非管制资源（进口LNG、页岩气、煤层气、煤制气等），则不受限制。

海通石化 | 系列专题报告汇总二：天然气产业链

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