天然气行业深度报告气价难破局气量消费持续向好

天然气行业深度报告-气价难破局气量消费持续向好1.全球燃气供需缺口明显，部分区域缺气严重1.1燃气消费长期稳定增长，LNG供给占比持续提升从一个区域的燃气供给结构来看，燃气供给主要由管道气和液化天然气(LiquefiedNaturalGas，简称

LNG)构成。管道气通过开采地或处理厂输送到城市配气中心或工业企业用户的管道进行运输。LNG制造是先将气田生产的天然气净化处理，再进行超低温液化，之后利用液化天然气船、槽车等运送。LNG具有无色、无味、无毒且无腐蚀性的优点，被公认是地球上最干净的化石能源，而且其体积仅约为同量气态天然气体积的

1/625，因此，LNG可像石油一样安全方便地储存及运输。全球管道气与

LNG交易均非常活跃，其中相同大陆之间多采用管道气进行输送，跨洋运输则采用

LNG。LNG收运需要采用

LNG接收站，接收后气化为天然气，通过国内管道进行输送。燃气主要用途有城市燃气、工业燃料、发电用气、化工原料四大类。全球主要有三种天然气消费模式，分别是以美国为代表的均衡用气模式，表现为三种用途占比较为均衡，在

30%~40%之间；以英国、荷兰为代表的城市燃气为主模式，英国与荷兰的天然气储量丰富，且天然气开发利用较早，在上世纪

70/80

年代就形成了较为完善的天然气管网和基础设施，基础设施的完善促进了其城市燃气的使用率；以日本、韩国为代表的发电用气模式，日本和韩国都是天然气匮乏的国家，几乎全部依赖进口，同时考虑到环保方面的要求，天然气发电量占其用气的

50%~60%。整体上，近十年天然气产量与消费量基本一致，供需平衡，均呈现稳定增长的趋势。2020

年全球天然气产量为

38537

亿方，同比下降

3.08%，消费量为

38228

亿方，同比下降

2.08%。2020

年产量、消费量大幅度下降主要受到新冠疫情的影响，全球经济体的能源消耗出现下滑。此外，2020

年初北半球暖冬也减少了取暖需求。天然气的产量略高于消费量、供给略大于需求的局面压低

LNG价格。从全球燃气贸易来看，管道气为主要贸易方式，占比高达

61%，但其输送范围有限，因此需要

LNG进行补充。近年来，天然气贸易量波动上升，近五年复合增长率为

3.6%。管道气的贸易量维持较为恒定的水平，2020年为

7558

亿立方米，同比下降

5.7%，近五年复合增长率为

0.1%。而

LNG的贸易量迅速增长，2020

年为

4879亿立方米，同比增长

0.85%，近五年复合增长率为

7.6%。LNG贸易量占比由

2010

年的

31%提升至

2020

年的

39%，LNG在全球天然气贸易结构中的地位逐渐提升。全球燃气市场主要参与国家可以分为三类。第一类是包括伊朗、沙特阿拉伯在内的自给自足型国家，其产能主要覆盖自身的燃气需求；第二类是出口大国，主要是俄罗斯、澳大利亚和卡塔尔；第三类燃气进口国主要分布在欧洲和东北亚。欧洲国家如德国、意大利等以管道气进口为主，主要由挪威和俄罗斯供气。9

月

10

日，俄罗斯与欧洲之间的“北溪-2”天然气管道建设已全面完成。“北溪-2”总输气能力为每年

550

亿立方米，如果项目能够通过德国的“输气”认证，将会极大增加俄罗斯与西欧国家的天然气交易量。2020

年，中国进口管道气

451

亿立方米，占天然气进口总量

32.4%（总进口

1391

亿立方米），主要来自于俄罗斯、土库曼斯坦。LNG全球市场格局已初步形成，进口方主要集中在亚太地区。2020

年，东亚三国中国、日本、韩国分别净进口

LNG940

亿立方米，1020亿立方米以及

553

亿立方米，分别占全球

LNG总进口量的

19%，21%和

11%。东亚三国的气源国主要是美国、澳大利亚和卡塔尔。价格方面，管道气价格通常由双方长期协议决定，气价较为稳定，LNG价格则随市场需求变化而不断变化，在不同区域间定价差异较大。具体来看，由于地理距离和运输费用的限制，燃气市场具有显著的区域性。不同区域的供需结构具备显著差异，使得区域市场的燃气定价机制不同。燃气资源储量充足的地方如北美、英国燃气价格主要由国内自身供需关系决定，亚洲大陆及中亚主要由天然气供求双方政府垄断定价。燃气资源储量相对贫乏，依赖国外气源补充的地区如欧洲大陆、亚洲大陆及中亚和东北亚则与当地燃气的特征有关，如欧洲地区燃气主要用于冬季取暖，因此燃气价格与竞争燃料如柴油价格挂钩，东北亚地区则采取将燃气价格与油价挂钩等方式。我国国产管道气与进口管道气价格较为稳定，LNG贸易定价体系源自日本，长期合同中采用了与日本进口原油加权平均价格(JCC)挂钩的定价公式，现货价格采用普式

JKM现货价格。1.2燃气短期供需失衡，长期天然气价格上升有支撑进入

2021

年，燃气价格迅速抬升。截至

10

月

5

日，美国

HenryHub交易价格为

1.37

元/方（6.37

美元/百万英热单位），同比增长

232%，除

2020

年冷冬引起的极端高价外，为近

7

年的最高值。截至

10

月

7

日，IPE英国天然气期货价格交易价格为

7.18

元/方（245.51

便士/色姆，汇率

8.776:1），同比增幅

556%，为近

10

年的最高值。我们认为全球天然气短期供给不足而需求强劲，气候因素叠加能源转型驱动本轮价格上涨。短期来看，2020年突发新冠疫情导致全球燃气供给端收紧，一方面疫情导致全球性的工作停滞，影响包括天然气开采在内的能源产业的投入与产出；另一方面，疫情对经济增长产生阻力，降低全球对包括甲烷在内的生产资料的需求，进一步地削减燃气产量。2020

年，全球天然气产量为

38537

亿立方米，同比降低

3%，这是近十年来，天然气在产量上的首次同比下降。10

月

6

日，俄罗斯总统普京表示，俄罗斯正在增加对欧洲天然气的供应。同时，2021

年

9

月美国气候中心发布“拉尼娜”重现预警，发生“拉尼娜”现象的概率从

70%提升到了

70%至

80%。在

10

月新闻发布会上，我国气象局也表示预计未来

3

个月（10-12

月）冷水将进一步加强，并进入“拉尼娜”状态。2021

年“拉尼娜”现象出现概率较高，而“拉尼娜”现象很有可能引发太平洋大寒潮、太平洋两岸迎来冷冬。冷冬袭来情形下，中国、美国等利用天然气冬季取暖的国家第四季度天然气需求仍将保持强劲。随着各国疫情防控形势逐步好转，复工复产推动工业生产与商业活动景气度持续走高，各国天然气消费受到拉动，需求端表现强劲。作为第一大天然气消费国，疫情对美国经济影响已经来到中后期。根据

EIA数据，2021

年

4

月份后，美国天然气消费增速由负转正，4

月至

6

月份同比增加，7

月份同比下降

4%，环比增加

7.4%。作为第三大天然气消费国，中国疫情防控最为有效。自上半年开始，国内工商业活动稳健复苏，生产生活恢复叠加“煤改气”政策持续推进，拉动国内用气需求持续向好。根据国家能源局数据显示，2021

年

1

至

7

月，天然气表观消费量

2112

亿立方米，同比增长

17.1%。此外，作为天然气消费的主要地区，美国与东北亚由于

2021年夏季气温较高，当地天然气需求较为旺盛。综上，预计

2021-2023

年全球燃气供需格局仍将维持紧张局面。根据测算，

2021-2023

年天然气供给将分别短缺

89、301

和

527

亿立方米。此外，季节性供需矛盾以及地缘政治带来的不确定因素仍可能使得局部区域的天然气供需情况呈现十分紧张的态势。同时，2021

年

9

月美国气候中心发布“拉尼娜”重现预警，发生“拉尼娜”现象的概率从

70%提升到了

70%至

80%。在

10

月新闻发布会上，我国气象局也表示预计未来

3

个月（10-12

月）冷水将进一步加强，并进入“拉尼娜”状态。2021

年“拉尼娜”现象出现概率较高，而“拉尼娜”现象很有可能引发太平洋大寒潮、太平洋两岸迎来冷冬。冷冬袭来情形下，中国、美国等利用天然气冬季取暖的国家第四季度天然气需求仍将保持强劲。在能源转型大背景下，碳意识、环保意识将长期推动天然气需求增加。天然气是传统三大化石能源中唯一的清洁低碳能源，相较于煤炭、石油等能源具有使用安全、热值高、洁净等优势。在燃烧过程中，天然气产生危害人体健康的物质（如二氧化硫）极少，并且产生的二氧化碳仅为煤的

40%左右。由于新能源发电的潮汐特性，伴随可再生能源装机容量的大幅提升，电网负荷的峰谷差越来越大，需要稳定的且负荷灵活的燃气电厂来调节负荷峰谷。因此，天然气将成为能源结构由传统化石能源转型至新能源的优秀过渡能源。在越来越严厉的环保法规压力下，各国家与地区谋求“煤转气”的变化也将成为趋势。根据

BP2020

年发布的《世界能源统计年鉴》，2019

年全球天然气发电量为

6297.9

太瓦时，同比增长

3.5%；在全球总发电量中占比

23.3%，同比提高0.5

个百分点。此外，在各类电源发电量中，天然气发电量排名第二，仅低于煤电；从增速上看，天然气发电增速同样排名第二，仅次于新能源发电。从区域上看，2019

年美国天然气发电量

1700

太瓦时，同比增长

7.7%；欧洲地区天然气发电量

768

太瓦时，同比增长

5.2%；中国天然气发电量

236.5

太瓦时，同比增长

9.7%。从全球天然气的供给端来看，根据国际能源署发布的《天然气分析及展望

2021-2024》和阿拉伯石油投资公司发布的《2021

年版中东和北非能源投资展望》数据显示，未来全球天然气新增供应几乎完全来源于已在开发的大型常规资产，主要分布在美国、俄罗斯和中东地区。美国天然气产量预计抬升，海外需求是主要推力。根据油田服务公司贝克休斯的数据，页岩气钻机数量从疫情开始不足

70

台，已经上升至

2021

年

9

月初

100

多台。受到当前高天然气价格刺激和未来海外需求增加，我们预计更多钻机将重新进入天然气市场，带动天然气产量持续增加。此外，报告数据显示中东与北非各个国家对天然气开发项目维持相对谨慎态度，2021-2025

年承诺投资天然气投资总额为

750

亿美元，相对预期减少

95

亿。而包括卡塔尔的北部油田扩建项目在内多个大型项目将于

2024

年之后才能完工，因此预计中东区域短期天然气供给增加有限。俄罗斯产量增加主要来源于气田的新项目开发，除了博瓦年科沃天然气田将增加至

1150

亿立方米/年的产能外，哈拉萨维（Kharasavey）油田预计将在2023

年投入使用，其产能将达到

320

亿立方米/年。倘若“北溪-2”号的政治问题得到缓解，俄罗斯对欧洲的天然气供给能力将进一步提升。我们预测

2021-2023

年全球天然气供给将缓慢增加，我们将主要产气区分区域进行产气量测算，根据测算结果显示，2021-2023

年全球天然气供给将分别达到

39686、40417

和

41172

亿立方米，同比分别增加

2.98%、1.84%和

1.87%。从全球天然气的需求端来看，我们认为燃气需求将呈现长期增长趋势。一方面全球经济活动逐渐从疫情中复苏，能源需求持续上升；另一方面碳减排压力带来各国能源政策向清洁能源利用的倾斜，从煤炭和石油转向天然气的潜力已经得到了很大的开发。从区域上看，亚太地区将成为未来燃气需求增加的主要推手。东南亚国家的增量需求主要来源于天然气发电。同时，需求的迅速增加也使得亚太区域供需平衡缺口有逐渐扩大的趋势。此外，中东的天然气需求也将有明显增加。沙特阿拉伯和伊拉克正在关注投资天然气发电项目，伊朗等国家则逐渐重视石油化工产品项目。综合考虑上述因素后，，2021-2023

年全球天然气需求将持续增加，天然气需求将分别达到

39755、40718

和

41699

亿立方米，同比分别增加

4.05%、2.37%和

2.41%。其中，2021

年的天然气需求预计将重回疫情前

2019

年的需求水平。综上，预计

2021-2023

年全球燃气供需格局仍将维持紧张局面。根据测算，

2021-2023

年天然气供给将分别短缺

89、301

和

527

亿立方米。此外，季节性供需矛盾以及地缘政治带来的不确定因素仍可能使得局部区域的天然气供需情况呈现十分紧张的态势。在国家石油天然气管网集团有限公司成立后，“三桶油”正逐步将旗下管道公司划归国家管网公司，我国天然气市场正过渡为上游以“三桶油”为主，中游统一管网运输，下游销售市场充分竞争的油气市场体系。2.上游气源垄断定价能力强，中游公平开放，下游格局分散2.1燃气产业链可分为三，上游标的相对稀缺国内燃气产业链上游为天然气气源环节，气源主要包括进口

LNG、进口管道气以及国产气。主要公司为国资综合油气公司，如中石油、中石化和中海油；此外，国内亦有非常规气体相关的生产公司，如亚美能源、蓝焰股份、中天能源等。由于上游壁垒较高，市场呈现高度垄断的竞争格局。中游为天然气的储存和运输。该环节主要负责天然气的储存和运输，多为管道制造商、建设商以及液化及储运设备制造商。长输管道主要为中石油、中石化和中海油覆盖，中输/省级管道为胜利股份、金鸿能源、陕天然气等公司覆盖，管道制造商包括金洲管道等，液化储运设备制造商为厚普股份、广汇能源等。随着

2019

年底国家管网公司诞生，中游逐渐形成“全国一张网”格局，目前国家管网公司主要职责是负责全国油气干线管道、部分储气调峰设施投资建设、干线管道互联互通及与社会管道联通，持续赋能产业链上下游。下游为天然气的分销。主要应用于城市燃气、工业燃料以及发电用气等方面。城市燃气公司主要为百川能源、深圳燃气、华润燃气、中国燃气、新奥能源、金鸿能源等。城市燃气行业经过多年发展已经基本形成了国有燃气企业、外资（港资）燃气企业、民营燃气企业“三分天下”的局面，市场竞争格局基本确立。在国家石油天然气管网集团有限公司成立后，“三桶油”正逐步将旗下管道公司划归国家管网公司，我国天然气市场正过渡为上游以“三桶油”为主，中游统一管网运输，下游销售市场充分竞争的油气市场体系。2.2上游气源来源多样，国产气由三桶油主导上游气源来源多元化，对外依赖为

40%左右。中国天然气上游气体来源主要包括进口管道气、进口

LNG和国产气。根据彭博数据，2020

年进口管道气达

46.9

BCM（十亿立方米），占比达到

14.8%，主要来自于