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1.未来天然气消费仍将保持较快增长

1.1 我国天然气在一次能源消费中占比远低于世界平均水平

近年来我国能源结构“气化”进程明显加快，正随着世界的脚步步入以气为主的能 源结构调整新阶段。以煤炭为代表的我国传统能源的消费占比正逐年下降，由 2014 年的 65.6%下降至 2018 年的 59.0%。相对应的，作为清洁能源的天然气在我国一次 能源消费结构中占比已由 2014 年的 5.7%上升至 2018 年的 7.8%。

然而，2019 年公布的 BP 世界能源统计年鉴显示，天然气消费在全球一次性能源消 费中平均占比早已达到 24%，西方发达国家的天然气占一次性能源总消耗量比例更 是高达 30%以上，但我国 2018 年该占比仅为 7.8%，远低于世界平均水平。

1.2 能源消费结构清洁化转型促进天然气消费

国家发改能源〔2017〕 1217 号文件《关于加快推进天然气利用的意见》指出：到 2020 年，天然气在一次能源消费结构中的占比力争达到 10%左右，到 2030 年，力争将 天然气在一次能源中的占比提高到 15%左右。 2018 年全国天然气消费量在一次能源 中占比仅约8%， 如果到2020年要提高到10%， 则意味着届时天然气的消费量达4,000 亿立方米，占比若要达到 15%，对应的消费量将到 7000 亿立方米，未来天然气发展 空间巨大。

国家天然气发展“十三五”规划提出，“十三五”期间，新建天然气主干及配套管 道 4 万公里，2020 年总里程达到 10.4 万公里，干线输气能力超过 4,000 亿立方米/ 年；地下储气库累计形成工作气量 148 亿立方米，实现 2020 年国内天然气综合保供 能力达到 3,600 亿立方米以上。

1.3 环保政策趋严及煤改气驱动天然气消费快速增长

2000-2018 年，我国天然气消费量快速提升，18 年间消费量复合增长率达 14.45%， 2007 年达到增速峰值 23.84%。受“大气污染防治”+“煤改气”驱动，2018 年天然 气消费量达到 2,803 亿立方米，增速高达 18%。

2013 年，国务院出台《大气污染防治行动计划》，确定未来五年空气质量改善的目 标。2017 年春，政府针对京津冀及周边 26 城出台一系列政策措施，煤改气需求加 速释放。2018 年 6 月，国务院发布《打赢蓝天保卫战三年行动计划》，治理环境污 染的决心更为坚定。

2.对外依存度持续上升，LNG 产业链将受益

2.12018 年中国成为全球第一大天然气进口国

2007 年，我国天然气消费量 710.8 亿立方米，首次超过同期国内天然气产量，国内 天然气产量已不能满足消费需求，这部分需求缺口开始依靠进口天然气来补足，我 国开始转换为天然气进口国。

2018 年，我国天然气产量 1,602.7 亿立方米，较 2017 年同期增长 8%，而天然气消 费量高出同期产量近 77%，达 2,830 亿立方米，同比增速为 18%，远高于产量增速， 形成了我国天然气对外依存度日益攀升的局面。同年我国首次超越日本成为世界头 号天然气进口国。

此外，根据国际能源署发布的《天然气市场报告 2018》，预计至 2023 年底我国天 然气进口量或将达到 1,710 亿立方米，较 2018 年底的 1,256.8 亿立方米有约 36%的 增长空间。即短期来看，我国天然气进口量将持续增长，预计 2018-2023 年我国天 然气进口年均复合增速约 6.4%。

2.2LNG 为近年来天然气进口的主要形式

2018 年起，LNG 占总进口量比例首次达到 60%，成为天然气进口的主要形式。2019 年 1-10 月，我国进口 LNG 数量达 4760.3 万吨，占进口总量的 61.3%。

目前，我国天然气进口主要以管道天然气（PNG）与液化天然气（LNG）两种形式 为主。由于冬季供暖需求旺盛，我国天然气进口量呈现明显的季节性波动特征。纵 观 2010 年至今我国 PNG 和 LNG 进口量月度数据可以发现，2017 年起 LNG 进口量 超越 PNG，且表现出更强的季节弹性。

其主要原因在于，PNG 产能主要依赖于长输管道的工程建设，且通常以长约形式交 易，全年供给稳定，但无法在短期内实现产能与供给的大幅提升，更无法解决我国 供暖季复杂的燃气短缺问题。因此，以现货形式交易、可用车辆运输的 LNG 便成为 近年来我国天然气进口的主要形式，LNG 接收站更是肩负着我国供暖季重要的储备 调峰作用。

2.3LNG 接收站和储气库迎来黄金发展期

预计至 2019 年底，我国已建成投产的 LNG 接收站总接收能力达 7,987 万吨/年。近 几年“三桶油”之外的上市公司纷纷尝试进入 LNG 进口市场，签订 LNG 长协合同 并建设配套 LNG 接收站。据国家发改委规划，LNG 接收能力预计在 2025 年前达到 1 亿吨，据此预测，累计投资将超过 500 亿元。

接收站销售模式分液态销售和气态销售，液态销售模式下，通过槽车销售给终端用 户，为市场化价格。而气态销售而是通过气化后进入管道输送至各门站，价格受国 家发改委管控。未来天然气市场化改革，管道气门站价格通过市场化机制向下游传 导，有利于 LNG 加工厂气态销售部分盈利提升。

根据 2018 年 4 月《关于加快储气设施和完善储气调峰辅助服务市场机制的意见》， 城镇燃气企业要建立天然气储备，到 2020 年形成不低于其年用气量 5%的储气能力， 各地区到 2020 年形成不低于保障本行政区域 3 天日均消费量的储气能力。根据调研 数据，100 万人口的城市每年 1000-3000 立方米储气能力便足够周转。由于小型储罐 生产周期短，目前城燃商采购多以 100-300 立方米储气罐为主。预计到 2022 年储气 罐（不含 LNG 接收站、液化工厂）市场规模可达 100-150 亿元。

3.中俄东线如期投产，东北地区资源供应先受 益

2019 年 12 月 2 日，中俄合作的世纪工程——中俄东线天然气管道正式投产通气。 中俄东线天然气管道起自俄罗斯东西伯利亚，由布拉戈维申斯克进入我国黑龙江省 黑河。俄罗斯境内管道全长约 3,000 公里，我国境内段新建管道 3,371 公里，利用已 建管道 1,740 公里。在我国境内，管道途经黑龙江、吉林、内蒙古、辽宁、河北、 天津、山东、江苏、上海 9 个省区市。

本次投产通气的北段工程，将首先供应东北地区，推动当地气化进程，改变供气格 局。2018 年东北地区天然气市场消费量为 146 亿立方米，占一次能源消费总量的 4.7%，远低于全国 7.8%的平均水平，天然气气化程度较低。其中区域内油田供应占 比为 49.3%，长输管道供应占比仅为 15.1%。

中俄东线投产后，当输气量达到 380 亿立方米/年时，预计其中供应东北地区的气量 约 135 亿-150 亿立方米/年，与其 2018 年市场消费总量基本相当，将大幅提升东北 地区资源供应能力，成为东北地区的主供气源。

待中段、南段全线贯通后，这条联通俄罗斯西伯利亚与中国长三角地区的天然气管 道将与我国现有区域输气管网互联互通，预计未来 30 年内将向沿线地区提供总量超 过 1 万亿立方米的天然气，大幅提高东北、环渤海、长三角地区的资源供应能力。

4.国家油气管网公司正式挂牌，将加速天然气 市场化改革

4.1 国家油气管网公司成立过程

2019 年 12 月 9 日，国家石油天然气管网集团有限公司在北京正式挂牌成立，标志 着深化油气体制改革迈出关键一步。

4.2 有利于推动我国天然气价格市场化改革

我国在天然气定价政策方面经过层层变革，逐渐放开价格管控，走向市场化定价。 2005年底推出的天然气价格改革方案提出建立与可替代能源价格挂钩的动态调整机 制，但没有执行。2011 年底推出的天然气价格改革方案也提出建立与可替代能源价 格挂钩的动态调整机制，在全国实施后的前三年根据挂钩能源价格的变化对天然气 价格做了动态调整，实为成本加成法。

后续至今采取更加市场化的“基准价＋浮动幅度”的管理办法。2011 年 12 月在广 东广西开展试点，采取了市场净回值定价法，首次实现中心市场门站价格与替代能 源价格挂钩。从 2013 年 7 月《关于调整天然气价格的通知》中全国推广市场净回值 法中对存量气和增量气区别对待，到后续出台的政策文件中逐步上调非居民存量气 价格缩短两气价格差距，最终于 2015 年 4 月实现双气并轨。

从天然气种类来看，LNG 已全面放开定价，无论是开采端到销售端，还是销售端到 终端用户，都采用市场定价。管道气方面，由于天然气管道的自然垄断特性，国内管输费和配气费仍由政府掌控。国家管网公司成立后，将以“管住中间，放开两头” 为改革目标，促进天然气行业上游供气环节以及下游销气环节的市场化竞争，进一 步推进天然气气价的市场化。

4.3 有利于天然气管网建设及终端需求增长

长期以来，我国油气管网的建设、运营主要集中于少数大型央企。截至 2018 年底， 国内三大石油公司共有油气主干管道 9.6 万公里，中石油、中石化、中海油分别占 63%、31%、6%。同时，全国省级干线管网 2.5 万公里，三大石油公司与其他主体 各占 50%。

这种高度集中的状态，不利于管网建设、资源调配、市场保供以及对第三方的开放。 虽然有关部门出台了一系列政策，但在产运销一体的机制下，其他市场主体进入天 然气市场仍面临众多障碍，管网投资也受到制约，导致建设存在短板。与此同时， 管网缺乏统一整体规划和调控机制，三大石油公司管网之间、沿海 LNG 接收站与主 干管道之间互联互通程度较低，具备互联互通功能的枢纽站和双向输气功能的管道 较少，管网压力不匹配，富余气源和 LNG 接收站不能有效利用。

国家油气管网公司的成立将按照“管住中间、放开两头”的改革思路，三大油气公 司全资和控股的干线管网、省级管网以及部分储气库和接收站等资产有望被剥离出 来，实现运销分离、管网独立。国家油气管网公司唯一收入来源是管输费用，从而 真正实现公平开放、提高效率。同时，管网统一规划管理后，将促进互联互通，减 少灌输层级过多和加价过高现象，进一步提高供给能力。此外，合理收益下，更多 社会资本也将更有动力参与建设管网等天然气基础设施。

国家管网公司的成立，实行运销分离，公平开放，不仅能够让现有国有油气企业的 资本支出更集中在勘探及提升产量上，还能够让更多的市场主体进入上游勘探开发， 或者利用现有管网、接收站等进口 LNG 甚至管道气，使得国内供应主体更加多元化， 提升天然气供应能力。终端需求方面，国家管网公司成立后，其他供气商进入终端 消费市场的障碍被消除，可以根据自身气源情况扩大销售范围，终端用户也将有更 多选择机会，竞争将更加充分。长期来看，国家管网公司的成立有助于城燃公司实 现气源多样化并降低购气成本。

5.投资策略及重点推荐公司

国家发改委最新运行快报显示，2019 年 1-10 月，我国天然气产量 1,422.8 亿立方米， 同比增长 10.2%；天然气进口量 1,067.9 亿立方米，同比增长 8.4%；天然气表观消 费量 2,462.8 亿立方米，同比增长 9.5%。总体来看，天然气产量保持较高增速，天 然气需求保持稳定增长。

目前中国已形成国产常规气、非常规气、煤制气、进口液化天然气、进口管道气等 多元化的供气来源和“西气东输、北气南下、海气登陆、就近供应”的多元化供气 格局。我们预计 2019 年国内天然气供需整体处于紧平衡状态；2020 年若进口管道 气产能与 LNG 接收站产能利用率进一步提升，我们认为供需则会保持相对平衡状 态，当然也不排除供暖季出现短时紧张的状况。

据《中国天然气发展报告（2019）》预计，2019 年我国天然气表观消费量将达 3,100 亿立方米左右，同比增长约 10%；2050 年前我国天然气消费将保持增长趋势。

从天然气行业发展趋势分析来看，天然气需求的增长是带动整个行业产业链发展的 关键因素，而城镇燃气消费占据天然气需求约 70%份额。未来我国天然气价格将逐 步实现市场化，天然气交易价格将由供需双方协商确定，在资源供应宽松和多元化 的格局下将会迫使高价气退出市场，从而利好下游城市分销商。以此为着眼点，我 们持续看好具有资源优势、气源议价能力的核心城市燃气供应商以及受益 LNG 高速 增长的 LNG 产业链公司。

5.1 新奥能源（2688.HK）

中国最大的清洁能源分销商之一：

公司成立于 1993 年，是中国领先的民营清洁能源分销商之一, 目前已形成零售天然 气、综合能源两大核心业务，逐步向综合能源服务商转型。截至 2019 年 6 月 30 日， 公司在中国拥有 201 个城市燃气项目，覆盖合共 19 个省市及自治区，可接驳人口达 9,995 万人。

预计 2019 年销气量增长 15-20%，新增接驳居民户 230 万户:

预计 2019 年零售气增长 15-20%，2019 年销气毛差 0.58-0.60 元人民币/立方米。预 计 2019 年新增 230 万户，其中乡镇煤改气用户 30-50 万户，新开发工商业用户日开 口气量 1,800 万立方米。

综合能源业务快速发展:

截至 2019 年中期，公司已投运项目 82 个，在建项目 37 个，能源年需求量达 78.97 亿 千瓦时，合共装机容量 1,561 兆瓦，新签约项目 106 个，签约规模达 630 亿千瓦时。 预计 2019、2020 年综合能源业务收入将分别达人民币 40 亿元及 100 亿元。综合能 源业务项目建设期 6-9 个月，投资回报期 7-8 年，IRR 回报率约 12%，毛利率约 10-15%。随着投产项目利用率逐步提高，项目将获得稳定现金流，成为公司利润新 的增长点。

5.2 华润燃气（1193.HK）

业务主要位于经济较发达及天然气储量丰富的地区：

公司主要从事下游城市燃气分销业务，包括管道天然气分销、天然气加气站业务及 燃气器具销售。业务主要位于经济较发达和人口密集的地区以及天然气储量丰富的 地区。2019 年上半年，公司的城市燃气项目总计 249 个，分布于中国 22 个省份， 其中包括 14 个省会城巿及 3 个直辖市，覆盖可接驳户数 6,899 万户。

预计 2019 年销气量同比增长 15%：

公司 2019 年上半年共销售 140.0 亿立方米天然气，同比增长 13.1%，其中工业销气 量 62.8 亿立方米，同比增长 22.6%，占公司总销气量的 44.8%；商业销气量 35.4 亿 立方米，同比增长 7.5%，占比 25.3%；民用销气量同比增长 12.8%至 34.2 亿立方米， 占比 24.5%。预计 2019 年销气量同比增长 15%，售气毛差 0.59-0.60 元人民币/立方 米。

派息率将逐步提高：

公司 2014-2018 年派息比率分别为 22.4%、25.9%、30.4%、33.5%和 38.5%，呈逐年 提高趋势，预计未来几年公司派息率有望持续提升，2022 年或将达到 50%。

5.3 中国燃气（384.HK）

中国最大的跨区域能源服务企业之一 ：

截至 2019 年 9 月 30 日，公司在中国 26 个省区市共取得 582 个管道燃气项目，并拥 有 17 个天然气长输管道项目、555 座压缩/液化天然气车船加气站、一个煤层气开发 项目、100 个液化石油气分销项目，及已建成运营的 75 个多能互补的综合能源供应 项目。截至 2019 年 9 月 30 日，公司所有城市燃气项目覆盖的可接驳户数（不含乡 镇气代煤项目覆盖户数）已增至 4,403 万户。

预计 2019 年城燃销气量同比增长 25%：

公司 2020 财年上半年共销售天然气 118.4 亿立方米，同比增长 7.8%，其中销售城镇 燃气 68.7 亿立方米，同比增长 15.4%，维持全年城燃销气量同比增长 25%的预期不 变。期内城市项目整体毛差为 0.621 元/立方米。上半年公司完成新接驳居民用户 293.4 万户，同比增长 15.8%，其中城市新接驳 171.7 万户，同比增长 21.6%。

显著受益中俄东线北段投产：

中俄东线北段已于 12 月 2 日投产，将大幅提升东北地区资源供应能力，推动当地气 化进程。公司在东北三省共有 120 个项目公司，占东北燃气市场份额的一半以上， 其中燃气居民用户超过 700 万户，工商业用户 5.8 万户。公司 2018 年在东北地区销 气量为 20.4 亿立方米，约占东北市场燃气消费总量的 14%。

5.4 昆仑能源（135.HK）

中石油旗下天然气终端销售平台：

公司是中国石油天然气股份有限公司控股的国际性能源公司，业务主要包括天然气 销售、天然气管道、LNG 加工与储运、原油勘探与生产四大板块，分布于中国 31 个省区市。 2018 年，公司销售天然气 220 亿立方米，销售液化石油气 700 万吨，LNG 接收站接卸能力 1,900 万吨。

资源优势显著，未来销气量增长可期：

2018 年 10 月，中石油优化调整天然气销售管理体制，将天然气批发销售与终端零 售业务实行一体化管理。2019 年上半年，公司销售天然气 126 亿立方米，同比增长 20.3%，其中城燃业务增速达 25.2%，处行业领先。预计未来公司将借助母公司资源 优势和协同效应，通过并购等多种方式增强终端市场拓展力度，未来销气量增速有 望保持行业领先水平。

LNG 接收站规模优势明显：

目前我国已投产 21 座 LNG 接收站，总产能 7,987 万吨/年，公司旗下 3 座 LNG 接收 站总产能占比达 23.8%，仅次于中海油（已建成）的 3,440 万吨/年。此外，公司京 唐 LNG 接收站应急调峰工程与江苏 LNG 扩建工程预计分别于 2020 年及 2021 年投 产。建成后，公司三座接收站产能将达 2,600 万吨，规模优势进一步扩大，持续抢 占国内 LNG 接收市场。

5.5 新天绿色能源（956.HK）

未来天然气板块盈利占比将逐步提升：

公司是河北省最大的天然气分销商和风电运营商。2019 年上半年天然气板块税后利 润占比达 28%，较去年同期提升 11 个百分点，预计公司未来 2-3 年将加大天然气板 块的投资，稳步提升该板块盈利占比，长期来看占比或将升至 50%左右。

投资唐山 LNG 接收站及配套外输管线项目，加快开拓燃气业务市场：

近期公司唐山 LNG 接收站及配套曹宝段外输管线项目获国家发改委核准。该项目建 成后可将唐山 LNG 项目引入的海外优质 LNG 气源输送至河北省腹地，通过与中俄 东线、陕京系统、永唐秦等输气管道实现互联互通，将有利于增强河北省及周边地 区天然气供应、储备和应急调峰能力。该项目将进一步提高公司气源多元化水平， 有利于公司加快开拓燃气业务市场，提升燃气业务比重。

A 股发行后流通性有望显著改善：

公司当前股价对应股息率约 6.2%。估值优势明显，安全边际高。目前公司正在 A 股 上市排队中并有望于今年底或明年初过会，我们看好公司 A股发行后，未来流通性 的改善及估值的提升。

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（报告来源：国元证券）

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