天然气行业现状及发展前景趋势展望投资策略分析报告

2017年天然气行业分析报告2017天然气行业分析报2017月出版

2017年天然气行业分析报告文本目录1、2017-2020然气需求加速，4、2003-2013：房地产驱动的燃气黄金十年；2016-2020：能源改革深化环保启动第二轮成长.41.2天然气需求增速确定，且大概率超预期61.2.1、驱动因子1煤改气实现城镇燃气的跨越式发展71.2.2、驱动因子81.2.3、燃机电厂经济性逐步恢复，燃机电厂中供热、调峰电站为主要增长点...............91.2.4、分布式能源盈利高，十三五迎黄金发期91.2.5、驱动因子3工业燃料中天然气消费占比将稳步提升2、天然气供给多元化格局善132.1进口气将成为十三五主要新增气源132.1.1、国产气132.2更多低价气来自进口163、油气改革深化，燃气成将稳中有降183.1油气改革深化，天然气价改快速推进中183.1.1、天然气管输环节将向下游让利183.1.2、第三方准入有望带来更多低价进口LNG......................................................................203.2我们预计燃气成本2017-2020年将稳中有降223.3价差会略有回落，主要源自客户结构的变化254、工业用气比例高、有成优势的新奥能源；受益于煤改气的中国燃气265、风险提示28

2017年天然气行业分析报告图表目录图表1：燃气行业发历程.5图表2：年主要燃气运营商气量CAGR45~100%5图表3：年以前：房地产业的黄金十年.5图表4：年以后：能源改革深化带来燃气需求的二次飞跃.6图表5：天然气较可能源比价关系.图表6：天然气供给图.14图表7：年天然气供给结构图.14图表8：主要用气国天然气进口价格.图表9：进口LNG价格(含长协、现货自2015年明显回落16图表10：燃气行业产业链及主要价格节点.19图表11：天然气气价历史与燃气消费增速：年气价连续上涨后气量增速明显回落19图表12：LNG现货价大幅下跌后，接站利用率仍维持低位.20图表13：LNG新签现货价仅为陆上管气价格的21图表14：福建天然气供需市场：海上气为主，新增陆上气.23图表15：浙江天然气供需市场：陆上气为主，新增海上气.23图表16：LPGvsNG价格优势：内陆NG，海LPG................................................................图表17：2017-2019E差略有回落，但主要源自居民销气占比提升图表18：主要燃气运营商年管道天然气业务调整后26图表19：主要港股燃气公司ROE-PE图.27图表20：主要燃气公司居民气量增速预期.27图表21：主要燃气公司工商业气量增速预期.28图表22：行业股价及气价图.28表格1：天然气需求型.6表格2：供暖地区潜天然气供暖需求.表格3：天然气发电目边际利润情景分析.表格4：典型天然气布式能源项目盈利测算表（客户为工业企业）...............................10表格5：燃煤锅炉vs燃气锅炉：考虑到环保、次品成本，燃煤锅炉经济性消失12表格6：天然气供给型.15表格7：国内LNG接收站分布与产能表格8：年天然气改革政策出台加快.表格：新奥能源舟山接收站（新奥集团投资承建，新奥能源签署LNG长约）盈利测算.21表格10：LNG长期合约24表格11：燃气运营商选股scorecard26

2017年天然气行业分析报告报告正文1、天气求速，CAGR14%1.1、：房地驱动燃黄金年能源革化+环启动二成长房地产驱动的燃气黄金十年2003-2013年是天然气行业的黄金十年天然气需求CAGR17%，即使在2009年金融危机当年，天然气需求仍实现了的增长，在这黄金十年主要燃气营商新奥能源华润燃气中国燃气气量CAGR分别达到52%，97%。高增速主要来自于国内城镇化建设的推进以及持续高位的房地产投资拉动，城镇居民用气量十年来累计增近5倍，用于城市用电调峰的天然气发电项目用电量累计增21倍于此同时基于低价化工用气气头企业也拉动制造业天然气需求累计增3倍。我们认为2016年后在能源改革深化以及环保趋严的驱动下燃气行业将实现二次成长。2014年以后，因为天然气气价改革，天然气价格出现连续上调，叠加之后经济放缓，下游工商业用气需求增速明显回落，主要燃气运营商销气量增速降至015年的12%以下。虽在2015末一次性下调0.7/方米，但需求增速回复并不明显2016年9月发改委加快油气改革进度，出台一系列规范、监管中游管网价格文件开两头管中间管线资产控制在8%降低过高的中间收费环节进一步降低终端用气价格；同时，京津冀、长三角、珠三角环保要求趋严，禁煤区及限煤区大规模补煤改气然气需求增速今年2份开始明显回复们认为年，城镇化、煤改气带来居民用气、天然气发电需求快速增长，制造业需求随着工业回暖，也将出现温和复苏，我们保守预计，2017-2020年天然气需求复合增速将达到14%。

2017年天然气行业分析报告图表1燃气行业发展历程图表22003-2013年主要气运营商气量图表32013以前：房地产业的黄金十年

2017年天然气行业分析报告图表4年以后：能源改革深化带来燃气需求的二次飞跃1.2、天气需增确定且概率预我们预计，十三五期间，因为新型城镇化推进及环保趋严带来的供暖项目煤改气，天然气渗透率将进一步提升，居民生活用气、天然气电厂用气至年末，将分别达到674、788亿立方米，年均增速15%；制造业用气需求因宏观经济企稳将会实现温和复苏，至2020年末，达到1235亿立方米，增速CAGR14%。表格天然气需求模型

2017年天然气行业分析报告1.2.1驱因子1：煤气现城燃的跨式展十三五期间，根据规划，政府将集中精力做好大气污染治理重点地区的气化工程：以京津冀、长三角、珠三角、东北地区为重点，推进重点城市“煤改气”工程。我们看好冬季供暖煤改气需求的确定性，政府的各项保障政策自去年开始频繁推出：1京津冀区域禁区加快设立实现冬季清洁取暖A.2016年9月北在保定、廊坊环京18个县市区设立“禁煤区年“禁煤区”范围进一步扩大，预计全省将完成134个县市区180万户的散煤供暖改造，我们预计，改造完成后，年内仅供暖用气将新增燃气需求22亿立方占2015年河北省燃气消费量的年4月，山西省将6个市区划为“禁煤区们预计年内新增燃气需求亿立方米（占2015年山西省燃气消费量的20%）.2年为《大污染防治行动计划》的攻坚年，2017年2，环保部联同财政部、发改委、能源局及相关省人民政府发布《京津冀及周边地区2017年大气污染防治工作方案要京津冀大气污染传输通道的“2+26”城市通过以气代煤或以电代煤实现煤炭消费总量负增长，每月报送上月工作进展情况并实施按月排名。我们预计，这28城市年内将至少新增供暖燃气需求80亿立方米即较2015相关地区燃气需求增16%。我们认为，长三角、珠三角以及东北地区也将相应提高供暖的煤改气目标。仅考虑秦岭淮河以北的集中供暖区域据我们的测算新增燃气需求约1691亿立方米，为2016年天然气总需求的82%我们保守预计10%的供暖区将在十三五期实现煤改

2017年天然气行业分析报告气改造，至2020年，生活消费用天然气将新增250亿立方米。南方地区的天然气消费升级空间亦值得关注。根据我们的草根调研，南方居民季节性的用暖需求空间十分可观，安装壁挂炉后的一个平均家庭用户天然气消费可5于厨房、浴室等常规功能性使用。我们需求预测模型中尚未考虑这个气量因素。表格供暖地区潜在天然气供暖需求1.2.2驱因子2：天然气发电稳步增长天然气发展十三五规划明确提出要提高天然气发电比重至2020年天然气发电装

2017年天然气行业分析报告机达到1.5亿千瓦以上，发电总装机比例超过5%，至2030年力争达到10%，天然气利用规模约1000亿立方米。具体政策：1）在大中城市的大型商业区及产业区加快发展天然气分布式能源等高效利用项目；2）鼓励30万以下燃煤机组改建天然气调峰电站；在可再生能源分布比较集中和电网灵活性较低区域积极发展天然气调峰机组，推动天然气发电与风力、太阳能发电、生物质发电等新能源发电融合发展；3）有序开发热电联产天然气电厂。在京津冀及周边、长三角、珠三角、东北等大气污染防治重点地区的开发区、工业聚集区、产业园区等优先发展被压热电联产机组。1.2.3燃电厂济逐步复燃机厂中供、峰电为主增点十二五期间制约天然气发电最大经济因素为落后的天然气价调整机制，天然气价格高昂带来的燃机电厂亏损。根据我们测算，自015年末调降天然气门站价格0.7元/立方米于各省逐步落实后，天然气发电项目（考虑调峰电价补贴元/kwh）自由现金流开始转正，燃机运营商发电积极性逐步恢复。即使考虑火电标杆电价较高的东部沿海及华南地区电价补贴取消，燃机发电项目仍有正边际利润。燃机电厂相较于燃煤电厂更加清洁、启停快捷，在禁煤区以及长三角、珠三角等限煤区，燃机电厂将成为重要供热项目以及新增调峰电源点。我们预计，至年，集中式燃机电厂装机将达到1.2亿千瓦，若气源充足，用气量将达到715亿立方米。表格天然气发电项目边际利润情景分析1.2.4分式能盈高，三迎黄发期

2017年天然气行业分析报告2017年初，国家能源局发布《关于加快推进天然气利用的意见求意见稿《意见》提出逐渐将天然气培育为我国现代能源体系的主体能源，并大力发展天然气分布式能源2017年将是天然气分布式能源快速发展的元年三五期间天然气分布式能源项目将会成为重要投资热点，也将成为天然气下游领域新兴需求的增长点。天然气分布式能源项目与传统集中式供能相比，能效高、清洁环保、安全性好、削峰填谷、经济效益好。项目通过冷、热、电三联供等方式实现能源的梯级利用，综合能源利用效率在70%以上，因为项单体容量小，更适合工业园区等集中用能地区，在负荷中心就近实现能源供应，直接享受用电侧更高的产品价格。通过典型项目测算，我们预计税后利润IRR在13%以上，现金流IRR18%以上。根据中国城市燃气协会数据，目前，我国天然气分布式能源项目（单机规模小于50MW，总装机容量在200MW以下）已成的有个，装机容量达到147万千瓦，另有69个项目在建，装机容量160万千瓦，正在筹建的有90个预计装机容量万千瓦仅考虑在建及筹建项目天然气分布式能源装机可达1100千瓦按照2011年国家发改委牵头发布的《关于发展天然气分布式能源的指导意见，至2020年，装机规模将力争达到5000千瓦。我们保守预计至2020，天然气分布式能源装机达到1500千瓦在气源充足且运行状况良好的情况下2020分布式项目天然气消费量将会达到200亿立方米。表格典型天然气分布式能源项目盈利测算表（客户为工业企业）

2017年天然气行业分析报告1.2.5驱因子3：工燃中天气费占将步提工业燃料的选择关键在于其经济性。2015年以前，天然气作为工业燃料多受到气源不足、气价偏高等因素制约，应用有限。但自2015年，气价一次性下调元/立方米（降幅）后，并综合考虑环保因素，天然气作为工业燃料的优势开始显现。我们预计，随着未来终端天然气价格进一步下降，工业燃料中天然气消费占比将稳步提升。我们对LPG天然气价格在全国各个主要地区做了等热值价格比较，发现：在内陆，天然气价格有优势；在沿海LPG价格有优势。但沿的环保政策因为更严，我们认为，若综合考虑环保成本，该地区的工业企业仍然有动力使用更清洁的天然气：1与煤和燃料油较使用天然气不必建设燃料储存场和设备无需备用操作，

2017年天然气行业分析报告燃烧设备结构简单，因此可节省占地、投资和操作费用；2与煤和燃料油较天然气燃烧后碳排放较少产生的氧化物和颗粒物极少，无灰渣。因此燃烧天然气的工业装置对环境污染小；3燃烧天然气的工业炉便于温度控制炉膛温度均匀程序升温平稳火焰清洁，有利于生产优质产品，提高制品质量，减少次、废品，并且有利于提高装置生产率。4）天然气工业炉炉内气温调节灵活，适应特种工业制品的生产；5）燃煤锅炉效率50~60%vs.燃气锅炉效率80~90%。图表5天然气较可比能源比价关系表格燃煤锅炉燃气锅炉：虑到环保、次品成本，燃煤锅炉经济性消失

2017年天然气行业分析报告2、天气给多化局完2.1、进气将为三五要增气我国的能源供给结构为多煤少油缺气格局，天然气随着需求不断增长，海外进口占比逐年攀升。2016年，我国天然气供给结构：66%国产气，34%口气。我们预计，到2020年，进口气比例将进一步提升至43%。增量气源主要来自：西三线、中俄东线和LNG接收站进口气；b.国产常规气及页岩气、煤层气。2.1.1国气1）常规气：以四川、鄂尔多斯、塔里木盆地为勘探重点，四川盆地地区，川东北、普光、元坝、彭州海相等气田将加快开发；鄂尔多斯盆地以老区靖边和榆林、大牛地、杭锦旗气田开发为重点；塔里木盆地库车地区克深气田项目上产。年陆上常规气产量预计达到1200亿立方米。海域天然气将形成百亿方级天然气生产基地。我们保守预计，2020年国产气将达到1344亿立方米。2）非常规气：页岩气、煤层气将成为十三五期间重点发展非常规天然气方向）页岩气：国家级示范区四川长宁威远、重庆涪陵、云南昭通、陕西延安将加快开发，至2020年我们预计产量将达到330亿立方米；2）煤层气：山西沁北盆地、鄂尔多斯盆地东缘和贵州毕水兴等煤层气产业化基地为重点建设项目至2020我们预计产量将达到155亿立方米；）煤制气：已建成的煤制天然气示范工程，如克旗、准东煤制气项目，十三五期间开工率将有显著提升，但因为环保问题，我们预计煤制气新增项目审批将显著放缓。进口气1陆上气：我国目前陆上进口天然气主要来自土库曼斯坦、乌兹别克斯坦、哈萨克斯坦等中亚国家以及缅甸，十三五期间投运的西三线及中俄东线将成为重要气源保障：1西二、三线：照付不议协议，由中石油投资建设的西二、三线长输管道，覆盖西北华北华中华东及华南各区域沿线城市西二线已于2012投产供气量300亿立方米；西三线西段、东段分别于2014年2016年末线贯通，供气能力亿方米/年，参考西一、二线气量爬坡进度，我们预计西三线气量将在逐年达产，成为天然气重要的增量气源；2）中缅：由中石油主要投资建设的中缅线油气管道中天然气管道2013投产，气源主要来自缅甸近海油气田，由于分输线建设缓慢，且气价较高（为土库曼斯坦进口气价的.7倍172气量爬坡缓

2017年天然气行业分析报告慢，供气能力120亿立方米/年，目前每年进口仅40亿立方米/；3）中俄线东线：2014年中俄双方经签署中俄东线供气项目购销合同根据合同从2018年起输气量逐年增长，最终达到每年380亿立方米，累计合同期30年。我们预计，整个线路最快将在2019投运贡献气量，气价可能在投产前夕确定。中俄东线将为东北三省提供充足气源，提高当地气化率水平。2）海上气：自成深圳大鹏项目后，至目前，我国已有14接收站投运，设计周转能力亿立方米年，另有10个项目在建，预计将在2017-20投入运营，至2020年，设计周转能力达到1128亿立方米/年，较2016增68%。主要气源国：澳大利亚、卡塔尔、印尼、马来西亚、巴布亚新几内亚LNG接收站大多都会和气源国签订长期照付不议协议少量供不应求时也会购入市场气为补充我们预计未来4年，澳大利亚因为气价、区位优势，仍将成为新建成LNG接收站的主要供气方。图表6天然气供给地图图表72016天然气供给结构图

2017年天然气行业分析报告表格天然气供给模型

2017年天然气行业分析报告2.2、更低价来进口LNG进口LNG较进口陆上气更有优势。相较于陆上管道气，进口更加靠近气源消纳地协合约更灵活约期限可签2-25协价格调整周期相对较年间签订的LNG受油价以及偏紧的地区供需格局影响为高价气，但自2015年，随着油价快速下跌、澳大利亚LNG工厂项目集中投产、北美放开天然气出口配额，全球市场已经由供应偏紧转换为供应宽松，由卖方市场转换为买方市场，年以来，全球天然气价格持续下降目前已处于历史低位国内买家以相应谈到更加优惠的价格根据公开消息2016年以来新签LNG长协价格约在1.2-1.5元/立方米我们预计，若油价维持在现在水平，未来和澳大利亚等资源国的LNG长协价格将保持在1.5-1.8元/立方米。综合考虑管输费、气化费和码头使用费，在沿海城市，新签长协价格较陆上气有0.5-0.6元/立方米的价格优势。目前沿海LNG接收站有10个项目在建，预计将在2017-20投入运营，至2020年，设计周转能力达到1128亿立方米/年，较2016年增68%，占天然气总供给的（2016年16%图表8主要用气国家天然气进口价格图表9进口LNG格含长协、现货)自2015年明显回落

2017年天然气行业分析报告表格国内LNG接收站分布与产能

2017年天然气行业分析报告3、油改深化燃成本稳有3.1、油改革化天然价快速进3.1.1天气管环将向游利十二五天然气消费增速落后规划，十三五开年天然气价格改革政策密集出台。自2013年天然气定价正式由成本加成法转为更为市场化的市场净回值法（即，天然气价格=（等热值燃料油*60%+等热值）*90%量气价格调整一步到位，存量气分三年达成，20154实现存、增量价格并轨。但快速连续上涨的天然气，明显影响下游油改气、煤改气的积极性，天然气增速由2003-2013年的快速回落至2014-2016年的CAGR7%。为了实现十三五能源改革的目标（天然气占一次能源比例

2017年天然气行业分析报告由2015年的6%提升至2020年的10%及环保要求了2015年一次性的价格下降元/立方米2016年价改进度明显加快，国家发改委针对天然气供气环节过多、加价水平过高等问题，出台了一系列政策降低中间环节的管输成本，节约下来的中间成本直接传导至终端用户企业，提高天然气对替代能源的比价优势。管输价格管制对象已确定中游跨省远距离管道（IRR8%要包括中石油的西气东输一、二、三线，陕京一、二、三、四线，中缅线，以及中石化的川气东送天然气管道；下一步将继续清理省内管网及终端配气管网资产的管输价格我预计全部管输价格厘清完成后将向终端向下顺0.1-0.2元/立方米，降幅4%~8%。图表10：燃行业产业链及主要价格节点图表11：天然气气价史与燃气消费增速：年气价连续上涨后气量增速明显回落

2017年天然气行业分析报告表格2016年天然气改革政策出台加快3.1.2第方准有带来多价进LNG我们最看好第三方准入、天然气管网设施放开为燃气行业带来的机遇。三桶油因为2010-14年签订的高价LNG长协气，叠加2014年以后燃气需求回落，即使年后LNG市场气价格回落迅速也缺乏动力继续签订合约或者直接进口低价进口气，LNG接收站利用率自2012的最低降至2014的，后缓慢回复至2016年的51%。我们预计，在继中游长输管线混改完成后，下一步高度垄断的LNG收站也将迎来第三方准入，届时，接收站周转率将成为接收站要考虑因素，下游燃气运营商有可能分享低价天然气带来的价差增厚。目前，第三方能源商广汇、深圳燃气和新奥集团在建项目将于2017-18年集中投产，根我们的测算，保守估计，新奥集团投资承建的舟山LNG码头投产后，将分别增厚新奥能源公司18-19净利润4%，7%。图表12：现货价大幅下跌后，接收站利用率仍维持低位

2017年天然气行业分析报告图表：新签现货价仅为陆上管道气价的75%表格：新奥能源舟接收站（新奥集团投资承建，新奥能源签署LNG长约）盈利测算

2017年天然气行业分析报告3.2、我预计气本2017-2020年稳有降我们认为考虑到1十三五期间天然气供给充足2低价口气3LPG等替代能源竞争了确保实现十三五天然气在一次能源中占比目标2017-2020年天然气价格将维持平稳，上调可能性小，价平量升。十三五期间，天然气供给充足。国产气因为非常规气（煤层气、页岩气）的快速发展，2016-2020年将实现量CAGR9%的增长（年6%气能力年增100亿立方米进口陆上气西气东输三线去年全线投产，年气量将逐达产，供气能力年增60~100立方米，中俄线保守预计2019投运，供气能力年增+100亿立方米；进口LNG按照已签长协照付不议合约量供气能力年增亿立方米。按照十三五期间天然气需求增长年天然气市场将维持供给偏松格局沿海地区高气价地区气价难涨低价进口替代能源LPG对沿海陆上管道气门站价格有压制作用。根据我们草根调研了解到，目前新签的LNG协价格基本都在1.5~1.6/立方米而主要海省份陆上天然气门站价格都在2元立方米以上天然气重要替代能源LPG沿海地区的价格相较于天然气也有竞争优势。我们认为，沿海地区多元供给的竞争格局，决定了未来3内，天然气价格将维持稳定，以促下游气量消纳。我们以福建、浙江两省为例，来看沿海地区的多元供给格局带来的价格影响。1）福建：在西气东输三线投产前，福建省气源全部来自于中海油的莆田NG接收

2017年天然气行业分析报告站。去年12月西气东输三线东线全线贯通，形成中石油、中海油两气源竞争的局面。在西三线投产前1个月，发改委出台文件宣布在福建省开展天然气门站价格市场化改革试点，不再确定西气东输的门站价格，而改由供需双方协商确定。未来福建还将迎来中海油漳州LNG以及莆田哈纳斯LNG项目，我们认为，新签低价长协将进一步降低地区天然气价格水平目前已有7家用气企业与中石油签订亿立方米的供气合同，预计后续累计签约量将为福建省2016年燃气消费量的50%以上。2）浙江：跟福建供气格局类似，不同的是，省内供气以西气东输陆上气为主，辅以澳大利亚等进口合约。第三方码头营商新奥集团舟山项目以及中石化的温州项目将于2018年产，届时将新增60亿立方米以上照付不议合同气量，为浙江省2016年燃气消费量的68%。图表14：福建天然气供需市场海上气为主，新增陆上气图表15：浙江天然气供需市场陆上气为主，新增海上气

2017年天然气行业分析报告图表：LPGvsNG价格优势：陆，沿海表格10：LNG长期合约

2017年天然气行业分析报告3.3、价会略回，主源客户构变化我们预计，在上游气价稳定的背景下，随着未来三年煤改气集中落实阶段，燃气运营商的综合价差将略有回落，这主要是源自于客户结构的变化：煤改气后燃气供暖需求快速上涨差的居民气比例升居民元/立方米商业元/立方米我们认为天然气价改会以压制天然气运营商盈利水平为最终目标，考虑到目前气化率水平<40%，至2020要达到50%，2030达到65%，确保天然气管输设施的投资仍是未来十年最主要的任务。因而，我们认为在使天然气具有一定比价优势的基础上，政府会更多的让燃气分销商和终端用户自行协商确定终端销售价格。图表17：2017-2019E价差略有回落，但主要源自居民销气占比提升

2017年天然气行业分析报告另一方面如果今湖北出台的新价改方（省内短距离管输IRR8%配气IRR6%）推广全国，我们认为对上市燃气运营商将有负面市场情绪（估值）影响，但落实到业绩，影响有限。根据我们的测算，燃气运营商目前的管道气业务调整后ROA在，显著低于IRR6/8%的控制目标。图表18：主燃气运营商2016管道天然气业