2023年天然气行业分析报告

2023年天然气行业分析报告目录一、世界格局：天然气已经基本与石油地位齐平 PAGEREFToc363389280\h31、供需总量巨大，资源储量丰富，是世界范围内的主要能源 PAGEREFToc363389281\h3（1）需求：传统发达国家和新兴国家是驱动天然气需求增长的“两架马车” PAGEREFToc363389282\h4（2）供给：开采量仍将维持持续增长态势，基本与需求匹配 PAGEREFToc363389283\h5（3）资源储量：能够满足长期的开采需求，是天然气成为支柱性能源的另一原因 PAGEREFToc363389284\h62、贸易供给宽松，储运成本下降，天然气仍可保持发展动力 PAGEREFToc363389285\h6（1）天然气贸易供给：未来一段时间，世界范围内出口总量将出现明显增加 PAGEREFToc363389286\h7（2）传统天然气出口国将加大出口量 PAGEREFToc363389287\h7（3）北美新兴天然气出口国家现身 PAGEREFToc363389288\h8（4）运输成本：即将迎来另一个天然气输送项目达产高峰，运费有望再度下降 PAGEREFToc363389289\h93、天然气已经形成多中心，多价格的市场格局 PAGEREFToc363389290\h10二、中国格局：市场需求巨大，绝非“少气”国家 PAGEREFToc363389291\h111、天然气应用巨大市场空间正在打开，现在低基数带来未来高增长 PAGEREFToc363389292\h112、非常规天然气颠覆“少气”认知，远期填补需求缺口 PAGEREFToc363389293\h13三、非常规气：煤层气和页岩气形成规模仍需时间 PAGEREFToc363389294\h151、煤层气技术较为成熟，可能最快放量的非常规天然气品种 PAGEREFToc363389295\h152、以美国发展历史为鉴，页岩气放量仍需时日 PAGEREFToc363389296\h17四、进口项目输送能力巨大，价格倒挂推进价改 PAGEREFToc363389297\h181、短期内，国产天然气仍然不足，缺口由进口气弥补 PAGEREFToc363389298\h182、进口气成本倒挂和市场化改革推进，带来量增之后的涨价机会 PAGEREFToc363389299\h20五、价改对产业链各部分影响各不相同 PAGEREFToc363389300\h24六、风险因素 PAGEREFToc363389301\h25与快速提升的使用量及政策关注度不匹配的是，国内天然气仍然没有形成能够与市场接轨的定价体系。目前煤炭和石油行业与市场接轨的定价体系雏形初具，反观天然气行业，依然是山头林立，价改进程远远落后于煤炭和石油。天然气应用产业链上环节较多，价改过程复杂。我们此次推出天然气产业系列报告，希望依据定价权归属、垄断格局和地域特点等因素，弄清楚天然气应用产业格局、天然气价改和使用量增长的最大受益方是谁等问题。一、世界格局：天然气已经基本与石油地位齐平天然气工业化生产的始点晚于石油，自二战后期才逐渐由美国扩展至全世界。经历了近70多年的快速发展，天然气已经成为世界范围内的主流能源，与煤炭和石油形成“三分天下”的格局。1、供需总量巨大，资源储量丰富，是世界范围内的主要能源天然气国际市场的供需总量巨大，根据世界能源组织统计数据，2023年全球天然气总产量为3.28万亿立方米，同比增长3.1%；消费量为3.22万亿立方米，同比增长2.2%。按照热值折算成统一的标准油当量进行比较，天然气与石油的产销量差距已经不大。同时值得注意的是，与石油等其他主流能源相比，天然气供需总量的增长速度更快。根据BP（英国石油公司）天然气研究员的预测，天然气市场规模将在20年内超越石油。（1）需求：传统发达国家和新兴国家是驱动天然气需求增长的“两架马车”目前世界天然气市场仍以发达经济体为主，一方面发达国家本身的能源消耗基数大，另一方面传统发达国家对于天然气开发历史较长，天然气在一次能源中占比较高。根据BP（英国石油公司）统计数据，2023年仅欧洲和北美地区，就消耗了全球约60%的天然气资源。新兴国家的天然气需求增长较快，以中、印等“金砖国家”为代表的新兴经济体面临越来越大的环境和能源安全压力。天然气能量密度大、环境附加值高的优势，与这些新兴国家快速增长的能源需求完美契合。中国作为新兴国家的代表，天然气消耗量在最近十年里快速增长，由2023年的274亿立方米增长到2023年的1376亿立方米，年均增长率超过37%。我们认为，未来一段时间，发达国家巨大的能源消耗量为天然气提供了“市场基数”；发展中国家快速增长的用气需求为天然气市场提供了“增长动力”，天然气“双驱”格局由此确立。根据BP研究员估计，按照现在天然气电厂和民用燃气的发展趋势来看，至2023年全球天然气需求量将达3.9-4.0万亿立方米。（2）供给：开采量仍将维持持续增长态势，基本与需求匹配根据IEA和EIA的预测，到2023年全球天然气产量仍可维持年均1.7%-2%的增长速度，按此增速计算，2023年全球天然气总产量将达到3.8-3.9万亿立方米，基本可以满足市场的用气需求。（3）资源储量：能够满足长期的开采需求，是天然气成为支柱性能源的另一原因近年来伴随勘探技术突破以及非常规天然气采集和利用能力的提升，天然气探明储量也在逐渐增加。截止2023年，天然气总探明储量（不包括非常规天然气)已经达到208.3万亿立方米，按照标准热值折算，相当于1876亿吨标准油，与目前的石油探明储量相近。以目前开采量计算，可供开采时间可以达到65年（若将非常规天然气计入，储产比数据有望翻番），比石油高出10余年。成熟的应用技术、稳定的市场供需，配合巨大的资源储量，使得天然气快速发展，成为世界主流能源。2、贸易供给宽松，储运成本下降，天然气仍可保持发展动力作为石油的同源能源，天然气的资源分布也不均衡。排除产区消费因素外，一地天然气需求伴随经济水平提升而增加是普遍规律。天然气需求与资源分布的不匹配，使得交易市场供需关系、储运能力和储运成本等因素非常重要，是决定天然气应用产业能否快速发展的关键。（1）天然气贸易供给：未来一段时间，世界范围内出口总量将出现明显增加根据BP和中石油专家观点，至少在2023年之前，世界范围内的天然气出口将处于持续增长状态。一方面由于部分国家非常规天然气开采放量，国内供大于需，急于寻找目标市场；另一方面在于越来越多的产气国将天然气贸易当做拉动经济增长的新动力，出口意愿高涨。（2）传统天然气出口国将加大出口量作为世界上最大的天然气出口国，俄罗斯政府正在西西伯利亚、东西伯利亚和萨哈林地区建设管线，将该地区气源引出。按照俄罗斯目前的天然气管网布局来看，我们预计俄气能够在2023年后开始放量。2023年经济危机以来，能源价格上涨出现停滞，天然气出口国普遍希望“以量补价”。中东的卡塔尔、伊朗和阿曼；亚太的澳大利亚、印尼和马来西；非洲的尼日利亚、阿尔及利亚；南美的特立尼达和多巴哥、秘鲁等富气国政府都明确提出过“油气富国”或类似的政策。（3）北美新兴天然气出口国家现身北美地区页岩气革命，使得美国转身成为能源输出国。除自由贸易协定国之外，还可出口英国、印度、韩国等国家。按照美国能源局批准及规划中的LNG出口项目计算，未来美国LNG出口的高峰阶段将达到一亿吨/年（按照标准热值折合1333亿立方米），相当于2023年全球LNG贸易总量的40％。目前美国已经批准了萨宾和弗里波特两个LNG出口项目，合计液化能力约3400万吨/年（按照标准热值折合451亿立方米）。第一个获批的萨宾项目已经完成与韩国天然气公司、印度盖尔公司共计1600万吨/年的LNG供气协议谈判。由于该项目港口需要将进口减压设备替换为压缩液化设备，最早有望于2023年完成改造，开始批量出口。快速增长的俄气和美气成本较澳气更低（美气的运输成本在下文分析），出口形成放量之后，有望大幅缓解亚太地区天然气资源供不应求的状态，收窄气价差异，稳定中日韩印四大市场，为天然气更大范围应用铺平道路。（4）运输成本：即将迎来另一个天然气输送项目达产高峰，运费有望再度下降除开采瓶颈外，天然气另一短板在于液化、运输、存储和再气化的过程。运输能力弱、单位成本高一直是天然气国际贸易的主要瓶颈。天然气的压缩技术获得突破是在上世纪90年代，使得LNG和CNG储运成本出现大幅下降的可能，转为商业化应用发生在2023-2023年。LNG和高压管道项目大量开工，形成2023年二季度至2023年二季度的第一个储运项目达产高峰期，天然气的转运成本出现明显下降。按照项目一般投资周期计算，预计下一个高峰将出现在2023年三季度至2023年第二季度，届时LNG船租金和码头储转费用有望进一步下降。若运输费用能够如期下降，天然气贸易的合理范围将出现大幅扩张，使得原本不经济的气源成为贸易对象。以美气、澳气LNG对亚太地区出口为例。相比澳洲气田，美国墨西哥湾及东海岸到东北亚的运距增加8000海里左右(1海里=1.825km)。目前常规16.5×104立方米LNG船型（蒸发气驱动）租金为15万美元/天。按照LNG船订单推算，2023年LNG租金很可能出现与干散货船类似的价格陡降。如租金降至9万美元/天（大概率事件），对应运输成本为1.7-1.9美元/MMBtu。考虑北美天然气上游及中游的成本优势，美国LNG供给东北亚地区将会比澳气更有竞争力。3、天然气已经形成多中心，多价格的市场格局天然气并未形成全球统一的市场定价，根据气源和供需关系不同，天然气市场仍存在明显的地域划分，主要可以分为北美、北海、欧亚和亚太四个区域市场。北美市场：加拿大—美国，天然气的竞争能源是本地管道天然气，定价参考该地区长期管道天然气合同以及HEN-RYHUB市场短期天然气合同价格；北海、欧亚市场：俄罗斯、土库曼斯坦、北海气田——欧洲，以管道天然气为主，定价参考欧洲地区低硫民用燃料油、汽油等竞争燃料价格；亚太市场：澳洲、印尼—中日韩印，日本和韩国天然气需求量非常巨大，两国进口量是中国同期的10倍左右。印尼出口天然气价格与印尼石油生产价格指数挂钩，其他产区天然气多与日本、韩国的进口原油综合价格(JCC)挂钩。由于各个市场供需格局和定价机制不同，使得价格差异一直存在。自2023年以来，各个市场的价格分化出现扩大迹象。一是由于亚太地区存在日韩两个天然气进口大国，同时中国、印度的能源消耗快速上升，形成亚太市场局部缺气；二是由于美国非常规天然气开采技术突破，导致北美天然气“供大于需”，市场格局转变。我们认为，未来一段时间，不同地域市场的价差将依然存在甚至进一步拉大，直到美国天然气出口实现放量。巨大的储量、成熟的开发、转运和使用技术以及成熟稳定的交易市场，使得天然气快速成长为世界范围内的重要能源。伴随世界经济发展、环保需求提升和人口数量增长，天然气的市场空间还将继续放大。二、中国格局：市场需求巨大，绝非“少气”国家1、天然气应用巨大市场空间正在打开，现在低基数带来未来高增长建国初期，中国地勘的能源结构是“富煤、贫油、少气”。因此一直以来中国的能源结构都是向煤炭倾斜较多。按照热值折算，2023年中国能源消费总量为34.8亿吨标准煤，其中煤炭占比为68.4%；天然气占比仅为5.0%。按照国际能源组织统计数据，2023年中国天然气消耗量世界排名第四，共计消耗天然气1307亿立方米，是美国的18.94%；如果按照人均消耗量计算，中国排名42位，仅是美国的4.45%。市场普遍认为，根据中国排名第二的GDP总量、环保导致的清洁能源需求和能源结构调整等因素推定，中国天然气应用的增长空间非常巨大。短期来看，根据中国天然气“十四五”规划，到2023年，全国天然气消费量将达到2300亿立方米。按照2023年消费量1076亿立方米计算，相当于“十四五”期间天然气消费量年均增长240亿立方米，年平均增速约为40%；长期来看，相关规划预测国内天然气使用量将在2023年、2023年和2030年分别达到2300亿立方米、3000亿立方米和5000亿立方米，年平均增速接近30%。以天然气气源、长输管网和省网+城市管网三个部分价格分别为1.7元/立方米、0.8元/立方米和0.5元/立方米的低值计算，至“十四五”末期，国内天然气应用市场规模将近7000亿元。2、非常规天然气颠覆“少气”认知，远期填补需求缺口与传统观点不同，我们认为，中国石化资源并非一直以来的“富煤、贫油、少气”结构，若将非常规天然气计入，国内天然气总储量在世界范围排名靠前。常规天然气，也就是油气伴生矿，集中于长庆、大庆和胜利等成熟油田。截止2023年，全国地质资源估计量为52万亿立方米，其中可采资源量约32万亿立方米，储量在世界排名靠后，这也是中国“少气”印象的来源。非常规天然气包括煤层气、页岩气、水溶气、天然气水合物、无机气、浅层生物气及致密砂岩气等。按照国土资源部油气中心估计，全国非常规天然气地质资源量为200万亿-380万亿立方米，远远超过现有的常规天然气资源量。颠覆常规思维的是，中国天然气开采的潜力非常巨大，并非传统印象中的“少气”国家。以非常规天然气中研究较多、产业较为成熟的页岩气来看，仅四川盆地和新疆地区盆地两处储气区（目前中国仅完成这两处区域的勘探），资源量就高达36万亿立方米，居世界第一位。据国土资源部副部长、中国地质调查局局长汪民的观点，如果中国成功开发页岩气，那么到2023年，页岩气的年产量可能超过1000亿立方米，很大程度上缓解中国天然气紧缺的现状。与中国类似，美国也曾被认定是“富煤、少气”国家（少气指常规天然气）。但是2023年之后页岩气开采放量，使得北美天然气市场处于“供大于求”状态。北美中心市场天然气交易价格也随之出现大幅下降，美国由于非常规天然气开采，一举由能源进口国转为能源输出国。中国如能学习美国发展历程，充分利用非常规天然气，将可以大幅降低对外依存度，甚至在远期实现完全自给。按照中国常规天然气、煤层气和页岩气的“十四五”规划来看，到2023年上述三种气产能将达1385亿立方米、160亿立方米和65亿立方米，一定程度上缓解中国“少气”的能源局面。三、非常规气：煤层气和页岩气形成规模仍需时间与美国相比，中国非常规天然气开发仍然处于比较初级的状态，主要是体现在技术落后、经济性差和产权不明晰等方面。以目前开发能力来看，煤层气开采最为成熟，页岩气次之。1、煤层气技术较为成熟，可能最快放量的非常规天然气品种2023年12月，国家能源局正式发布《煤层气“十四五”规划》，提出到2023年，煤层气产量达到300亿立方米，其中地面开发160亿立方米，基本全部利用；瓦斯抽采140亿立方米，利用率达到60%以上。“十四五”规划中300亿立方米的生产任务分解到各主要煤层气企业中，比例为：中联煤35亿立方米，中石油60亿立方米、中石化6亿立方米、晋煤集团55亿立方米、河南煤层气集团3亿立方米。按照上述企业井口数量来看，完成利用率指标以外的规划任务，难度不大。值得注意的是，煤层气发展受到诸多因素制约。2023年煤层气抽采量为115亿立方米，利用量为53亿立方米，利用率为46.09%。2023年煤层气抽采量达到125亿立方，利用量为52亿立方米，利用率为41.53%。从近两年的数据中，我们可以发现，煤层气抽采量提升，但是利用率却出现明显下降。制约煤层气利用量提升的关键因素在于配套管网缺失。同时煤层气的采矿权与煤炭重合，又分属于不同主体。国家明确提出“先气后煤”的开采主张，但是大部分煤企出于井网破坏煤层结构、增加开采难度等考虑，越过煤层气开采环节，以经济补偿的方式收购煤层气采矿权。在煤层气采矿权归属不明晰、配套设施缺失的环境之下，即使企业为完成政府规划目标，实现煤层气抽采量的短期增长，利用率低的问题依然将影响煤层气开采企业的发展动力。6月以来，市场频繁传出中石油降低煤层气开发进度的消息。由于缺乏配套的外送管道，中石油在山西和陕西两省的煤层气开发业务处于严重的成本倒挂状态。目前中石油陕西省煤层气出气井平均产气量约300-350立方米/日，按照稳产期18年计算，1300口出气井的总产气量约26亿立方米，按现行1.56元/立方米的气价计算，总收益约40亿元。而钻井成本方面，成型直井施工费用为500元/掘进米，总价200万元；斜井施工费用为600元/掘进米，总价250万元；水平井成本1200万元。1300口出气井的实际成本超过百亿。如能解决诸如采矿权重合、资源垄断程度高以及配输管网里程短等限制因素，煤层气有望在2023-2023年进入产能释放期，成为常规天然气的补充资源。煤层气的发展现状尚不明朗。2、以美国发展历史为鉴，页岩气放量仍需时日国内页岩气发展空间非常巨大，仅四川和新疆等盆地探明储量就已经达到30万亿立方米，居世界第一位。但是国内开采的技术水平很大程度上限制了页岩气的发展。以目前技术、井口数量和配套设施等指标来看，我国页岩气与美国的差距大约在10-15年之间。以四川长宁-威远示范区为例，页岩气网井、横井的打井周期和开采燃气的单位成本分别是美国的3倍和10倍，产气井口数量仅相当于美国FortWorth盆地（美国最早的页岩气开采区）1985年的水平。虽然通过共同开发、购买成熟技术和学习美国的发展经验可以大幅加快开发速度，但是按照目前国内的技术水平和基础设施来看，页岩气形成规模化商业性开采至少在2023年之后。中国天然气储量巨大，但是非常规气源在开采和销售过程中，涉及到采矿权分歧、基础设施建设和定价入网等阻力，难以在2023年以前实现放量，短期内天然气仍存在供需缺口。四、进口项目输送能力巨大，价格倒挂推进价改1、短期内，国产天然气仍然不足，缺口由进口气弥补短期之内，国产天然气抽采能力无法与需求快速增长相匹配。根据国家天然气“十四五”规划，2023年我国天然气产量可以达到1700亿立方米，与此同时天然气供需缺口也将上升至900亿立方米，相当于对外依存度35%。非常规天然气以其巨大的资源储量，可以作为解决能源安全的“远水”。但是短期来看，仍需要通过进口等方式填补缺口，化解气源短缺的“近渴”问题。正在运营的天然气进口渠道包括：霍尔果斯口岸接收的中亚管道天然气和江苏福建等沿海码头接收的亚太LNG。按照标准天然气热值折算，上述项目输送能力可达512亿立方米/年。未来将达产的进口渠道包括：1、云南瑞丽口岸将于2023年开始接收的缅甸管道气；2、东北地区2023年开始接收的俄罗斯东线管道气；3、将陆续投产的沿海LNG码头。将在建和达产项目加总，全部输送能力将接近2400亿立方米/年，相当于目前国内天然气产量的2倍。按照国内能源相关专家的观点，进口气定位为短期的过渡性和长期的补充性气源。目前国内常规天然气产量不足，同时非常规天然气尚未放量的“青黄不接”时期，进口气源成为解决天然气产能近忧，满足天然气下游需求快速增长的手段。我们认为，伴随国内天然气供给格局逐渐形成“常规天然气开采+多路进口气源+非常规天然气开采”的三位一体结构，天然气供给安全性可以获得保障，天然气总用量增速维持在30%以上的势头能够得到延续。2、进口气成本倒挂和市场化改革推进，带来量增之后的涨价机会2023年供暖结束之后，中石油提出限气公告称，由于中石油由于土气供应紧张，自5月2日起，在全国范围内限气26%；5月5日中石油另行公告称，工业用户可以申请恢复供气，前提条件是价格比去年同期上涨0.2元/立方米。中石油解释该公告是由于今年天然气“淡季不淡”，防备用气高峰提前到来。但是我们认为，进口气成本倒挂已经开始倒逼国内天然气价格调整，涨价“窗口”被打开。我国大部分进口天然气处于成本倒挂状态，绝大部分损失由垄断市场的石化央企承担。作为天然气价改的主要推动者和实际受益人，“三桶油”历来将进口气成本倒挂作为突破口，推动天然气价改向有利于自身利益方向前进。（1）未来进口天然气价格倒挂现象将更加突出陆路天然气以中亚管道为例，该管道属中石油资产，是目前国内最主要的陆路天然气进口来源。气源来自土库曼斯坦，下游连接西气东输一线和二线，是国内的燃气“大动脉”。土气定价与石油挂钩，出于地缘政治考虑，出口中国天然气价格较欧洲和乌克兰用气更低，是国内价格较低的进口气源。2023年霍尔果斯口岸接收土气的价格波动区间为1.8-2.6元/立方米（相当一部分土气来自于中石油在土库曼斯坦阿姆河右岸开发的气井），按照0.8元的长输管线价格，到达最远端广东省门站后，成本为2.6-3.4元/立方米。其最低成本与广东省门站价接近，甚至高于大部分城市的终端销售价格。中缅、中俄天然气管道将于2023年7月和2023年达产，根据目前的谈判进程，我们认为，两管线的气源价格很难低于现行的土气，未来陆路进口天然气成本倒挂现象将更加突出。海路LNG以稳定运营的江苏如东LNG项目为例，由于聚集了中日韩印四个天然气进口大国，亚太市场天然气价格高于世界其他地区。2023年1-3月LNG到港平均价格为13美元/mmBtu，按照热值折算，相当于成本2.61元/立方米，加上减压和配气成本，海运LNG同样处于成本倒挂状态。根据中石油和中石化的说法，进口天然气业务亏损已经成为制约其业绩进一步提升的主要阻碍。2023年中石油的限气行为在一定程度上说明进口企业不再有耐心继续承担天然气成本倒挂损失。如果2023年CPI控制在政府容忍范围之内，垄断巨头必然借助价改机会，挟持发改委推动天然气价格进一步上涨。价格上涨空间方面，按照最近的各城市天然气价格计算，大部分城市天然气价格仍有较大上涨空间。国内城市天然气价格普遍低于同热值汽油价格的三分之一，市场化程度较高国家的天然气价格比例已经达到三分之二。我们认为，按照发改委认定的天然气价格为可比能源价格的60%-70%标准，远期来看，大部分城市存在2元左右的上涨空间。五、价改对产业链各部分影响各不相同我们颠覆了中国“少气”的传统印象。认为中国的天然气产业将大有可为。但是天然气价改推进速度缓慢，价改进程远低于其他可替代能源，天然气产业未来一段时间的重点将围绕价改开展。天然气价改的重点在于上游定价。天然气应用产业链不同环节的定价权归属和利益分配机制各不相同，价改的核心在于产业链上各方利益的博弈。产业链上中央政府、地方政府和石油公司是拥有较强话语权，三方博弈的焦点在于天然气的批发价格确定。价改很可能是省门站“净回值”+省内“存加增”模式。伴随市场化程度提升和能源需求增长，中国曾经历超低气价、政策气价和成本加成等多个天然气定价阶段。目前在两广地区试行的净回值法是“最不坏”的定价方案；短期来看，净回值法确定的单一省门站价仍难以完全均衡天然气应用产业链上各方利益，省内“存+增”双轨制成为最可能方案。天然气应用产业链上不同环节的情况各不相同，需要寻找能够充分享受价改利好的投资标的，需要根据具体公司所在产业链环节、控制范围和业务模式等因素进行综合分析。气源+长输环节：中石油（601857）基本实现了对于国内天然气气井和长输管网资产的垄断，其天然气业务是价改的最大受益方，但是由于天然气业务的占比较小，弹性不明显。省网环节：组建时点早于长输管线通气，靠近气源，掌握长期供气协议，同时能够采取“总卖总买”商业模式的公司更能够占据主动，如金鸿能源（000669）。城市供气环节：能够跳过省网环节，直接接驳上游气源，同时市场覆盖范围内工业用户较多的公司，增长空间更大，如深圳燃气（601139）、新疆浩源（002700）。可替代清洁能源形式：无论天然气价改如何进行，必然导致涨价。在天然气价格上涨同时供应量仍未能完全放开的时段内，能够提供清洁可替代能源的公司将受到直接利好，如迪森股份（300335）。六、风险因素1、宏观经济出现较大幅度的下滑导致能源需求放缓；2、资源品价改迟滞，政策执行力度弱于预期；3、进口气价格出现大幅上升。

2023年IPTV行业分析报告2023年4月目录一、IPTV真正受益于“三网融合”、“宽带中国” 31、三网融合：网络运营商推动IPTV的动力 32、宽带中国：IPTV高清化及增值业务的增长引擎 43、与有线电视的竞争：捆绑销售、一线入户优势明显 6二、以“合作”姿态在产业链中占据有利地位 71、政策监管已趋完善稳定 72、合作心态开放，促进多方共赢 83、积极持续投资影视内容形成积累 9三、未来增长看点在IPTV挖潜与OTT扩张 91、IPTV增长依靠增值业务提升ARPU 92、机顶盒“小红”领先布局 113、IOTV：发挥IPTV与IPTV的协同效应 12一、IPTV真正受益于“三网融合”、“宽带中国”1、三网融合：网络运营商推动IPTV的动力我国“三网融合”方案提出、试点已有多年，从目前三网融合进程中来看，电信系更占优势，IPTV是电信系进入视频领域重要的成功战略。电信系网络运营商在现有网络上开展IPTV视频业务也非常平滑。我国拥有超过4亿多电视用户，网络用户近2亿，宽带网络用户为IPTV的潜在客户。三网融合试点的第一阶段（2023-2021年）已经收官，即将迈入推广阶段（2022-2020年），第二批54个试点城市已经包括全国大部分重要省市，覆盖人口超过3亿。在电信、视频网站、广电等各利益方的参与下，我国IPTV用户数已从2022年的470万户发展到了2021年底的2300万，成为全球IPTV用户最多的国家。预计未来两年仍将有40%-50%的增速，2022年底用户数有望达到3400万的规模。2、宽带中国：IPTV高清化及增值业务的增长引擎带宽决定着IPTV是否能够实现高清内容的传输，进而决定IPTV的用户体验。今年四月工信部、国家发改委等部委发布《关于实施宽带中国2022专项行动的意见》：目标2022年新增光纤入户覆盖家庭3500万户，同时宽带接入水平将有效提升，使用4M及以上宽带接入产品的用户超过70%。各省级网络运营商也反应迅速积极，出台相关规划。IPTV业务作为电信运营商推动宽带升级服务的重要卖点。运营商的推广积极性高。例如2020年上海电信发布的＂二免一赠一极速＂的＂城市光网＂计划，与百视通联手推出IPTV3.0视频业务，共同发力高清IPTV业务。电信与百视通的合作使得此次宽带升级实施顺利，上海IPTV用户也发展到了百万规模。而带宽约束被打破后，高清点播也将成为IPTV增值业务的重要增长引擎之一。从IPTV存量的广度上来看，我国IPTV当前的区域性明显，集中在上海、江苏、广东等经济发达地区，其中仅江苏一省就已经发展了430万的客户规模，占比18.9%。这种情况与中国电信在发达地区宽带基础建设优异相关。西部和北部地区市场依然广阔，有待于中国联通和中国移动的发力。宽带及光纤业务作为中国电信目前最为核心的一块领域，其市场领先的优势由来已久，相比而言，覆盖了大部分北方省市的中国联通和中国移动的积极性是行业的最大变数。2021年以来，两家公司都在宽带业务方面积极发力，以中国移动为例：2021年中国移动新增FTTH覆盖家庭超过180万户；使用4M及以上宽带产品的用户超过50%；新增宽带端口320万个；新增固定宽带接入家庭超过120万户。3、与有线电视的竞争：捆绑销售、一线入户优势明显IPTV最直接的竞争者是各地的有线电视。价格上来看，由于历史原因，我国有线电视网的公益属性导致其价格相对较低，这也成为有线电视网络市场化程度低、升级换代困难，“三网融合”中竞争能力弱的原因。IPTV基于IP网络传输，通常要在边缘设置内容分配服务节点，配置流媒体服务及存储设备，而有线数字电视的广播网采取的是HFC或VOD网络体系，基于DVDIP光纤网传输，在HFC分前端并不需要配置用于内容存储及分发的视频服务器，运营成本大大降低。但带来的问题是如要实现视频点播和双向互动则必须将广播网络进行双向改造。从技术角度看，IPTV成本较高，难以与有线电视比拼价格。但IPTV的优势在于可以直接利用互联网，而与宽带的捆绑销售能够大大降低客户对价格的敏感度。在各地网络运营商的支持下，IPTV与宽带捆绑营销，对于用户来讲，更像是宽带赠送的增值业务，收费模式则可以订制，包月、按频道等，灵活而更有针对性。而“三网融合”进程中的电信系宽带接入商的强势，使用户在互联网光纤一线入户后，较为自然的选择IPTV作为电视方案。二、以“合作”姿态在产业链中占据有利地位1、政策监管已趋完善稳定由于电视内容播控属于国家宣传范畴，监管较为严格。根据广电总局43号文规定，IPTV集成播控总平台牌照由中央电视台持有，而分平台牌照由省级电视台申请。广电总局要求通过IPTV集成播控平台及各地分平台来达到“可管可控”的方针。与央视的合资公司正式落地将解除市场对百视通IPTV业务政策性风险的担忧。过去拥有IPTV全国性运营牌照四家分别是：上海文广（百视通）、央视国际、南方传媒、中国国际广播电台。5月18日，百视通和央视IPTV合资公司“爱上电视传媒有限公司”完成工商注册正式成立，成为全国唯一中央级集成播控平台。其中百视通股权占比45%。合资公司同时减少了与地方台和有线网运营商的沟通成本。IPTV的发展对地方电视台和有线网络运营商的冲击最大，43号文再次强调IPTV总分二级播控平台的落实，城市台丧失了内容的运营主导权，收入分配权掌握在省平台手中；而IPTV是网络运营商直接抢占了有线数字电视的客户。CNTV在广电系统内有良好的关系，能够有效降低沟通成本。2、合作心态开放，促进多方共赢公司一方面与CNTV合资成立全国集成播控平台，另一方面在与中国电信为主的网络接入运营商的的长期合作中建立了良好的伙伴关系和市场经验。长期的市场运营环境使电信运营商在产品推广、业务计费、系统维护、客户服务方面有相对广电系统比较显著的优势。百视通合作心态开放，在与电信运营商和电视台的长期合作中积累了市场经验。从历史上看，在IPTV市场的第一轮抢占中，机制灵活的百视通通过与电信运营商合作，迅速地抢占了市场；而具有显著资源和内容优势的CNTV却受体制制约，用户开发非常缓慢；IPTV市场最终形成了以百视通用户为主体的局面，为统一播控平台合资公司中具体条款方案的商定创造了条件。百视通与其它牌照商也有较多合作，如2021年5月，百视通与国广东方宣布启动互联网电视业务全面发展合作，利用其国际资源加快自己的国际化策略。百视通与终端制造商的合作：1）一体机：2020年4月，百视通联合海尔推出卡萨帝电视。此外，公司与康佳、三星、夏普均有智能电视方面的合作。2）互联网电视机顶盒：2021年1月，百视通与联想共同推出了互联网电视机顶盒A30。3、积极持续投资影视内容形成积累随着产业竞争的激烈，最终影响用户选择的还是内容之本。百视通注重在影视内容上的投入，每年在内容上的投入约为3-5亿，持续的投入建成了较大的网络视听版权库，节目总量超过40万小时，其中高清节目总量超过5万小时，覆盖了70%的热播剧和国内外强档电影。以美国的Netflix为例可以看到精品内容的重要性，2022一季度年Netflix业绩大幅超预期，自制剧和独播剧是重要推力，根据Netflix的统计，平台上最为热播的top200部剧中有113部为独有，尤其是2月1日独家上线13集的自制内容“纸牌屋”受到热捧为网站吸引了大量流量。三、未来增长看点在IPTV挖潜与OTT扩张1、IPTV增长依靠增值业务提升ARPU百视通70%以上的营业收入来自IPTV业务，2021年该项业务营收达到14.2亿，同比增长73%。截止2021年末，公司IPTV用户数已达1600万