天然氣產(chǎn)業(yè)研究報(bào)告

天然氣產(chǎn)業(yè)研究報(bào)告導(dǎo)語2030-2060年國內(nèi)碳排放量下行，碳吸收量逐年提升，最終兩者交會(huì)達(dá)成凈零排放，實(shí)現(xiàn)“碳中和”目標(biāo)。零凈排放并非不產(chǎn)生二氧化碳排放，是指由人類活動(dòng)產(chǎn)生的碳排放量與人類活動(dòng)產(chǎn)生的碳吸收量相抵消。1、“雙碳”亟需減排助力，天然氣成能源結(jié)構(gòu)替代優(yōu)先解1.1、“雙碳”當(dāng)?shù)?，減排先行2021年“碳達(dá)峰”、“碳中和”被首次寫入政府工作報(bào)告，提出2030年實(shí)現(xiàn)“碳達(dá)峰”與2060年實(shí)現(xiàn)“碳中和”的目標(biāo)安排?！半p碳”目標(biāo)的實(shí)現(xiàn)路徑分為兩階段：1）2021-2030年：國內(nèi)碳排放量增速預(yù)計(jì)于2030年前逐步放緩，力爭(zhēng)于2030年前達(dá)到碳排放量峰值，完成“碳達(dá)峰”目標(biāo)。2）2030-2060年：國內(nèi)碳排放量下行，碳吸收量逐年提升，最終兩者交會(huì)達(dá)成凈零排放，實(shí)現(xiàn)“碳中和”目標(biāo)。零凈排放并非不產(chǎn)生二氧化碳排放，是指由人類活動(dòng)產(chǎn)生的碳排放量與人類活動(dòng)產(chǎn)生的碳吸收量相抵消。“碳中和”等式為排放=吸收，當(dāng)下最優(yōu)路徑為減少因能源活動(dòng)而產(chǎn)生的二氧化碳排放?！疤贾泻汀币鉃橛扇祟惢顒?dòng)產(chǎn)生的碳排放量最終由人類活動(dòng)吸收，用等式表達(dá)為能源活動(dòng)產(chǎn)生的碳排放+其它非能源工業(yè)活動(dòng)產(chǎn)生的總碳排放=生態(tài)碳匯碳吸收量+其它工業(yè)活動(dòng)中的碳吸收量。目前因能源活動(dòng)產(chǎn)生的二氧化碳排放量占比最大，而其它非能源工業(yè)活動(dòng)碳排放則因其生產(chǎn)活動(dòng)的剛需性較難減排。從吸收端來講目前我國生態(tài)碳匯規(guī)劃較詳細(xì)，而其它方面的碳吸收則相對(duì)存在較高的不確定性，如碳捕捉等，技術(shù)成熟度仍有待提升。1.2、天然氣碳排較煤炭大幅減少，能源結(jié)構(gòu)占比仍有提升空間根據(jù)聯(lián)合國政府間氣候變化專門委員會(huì)（IPCC）的假定，以碳排放系數(shù)衡量每一種能源燃燒過程中單位能源所產(chǎn)生的碳排放數(shù)量，則焦炭為0.8550，天然氣為0.4483，理論上單位天然氣燃燒產(chǎn)生的碳排放僅為焦炭的52.43%。我國能源構(gòu)成“富煤、貧油、少氣”的特點(diǎn)決定我國能源消費(fèi)結(jié)構(gòu)長期以來以煤炭為主，在對(duì)煤炭進(jìn)行能源替代的過程中，天然氣在一次能源結(jié)構(gòu)中的占比中長期仍有提升空間。至2020年天然氣占我國一次能源消費(fèi)比重達(dá)8.50%，天然氣占比增速加快，2010年至今已翻倍。截至2020年，我國一次能源消費(fèi)結(jié)構(gòu)中仍以煤炭為主，占比56.80%；原油其次，占比18.90%；天然氣占比8.50%，較2010年4%已增長4.50pct，在我國一次能源消費(fèi)結(jié)構(gòu)中重要性上升。同時(shí)，從煤、石油、天然氣相關(guān)產(chǎn)業(yè)碳排放占比來看，使用天然氣造成的碳排放較小，將在能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型中發(fā)揮重要作用。1.3、工業(yè)部門帶動(dòng)，華北、華東成天然氣消費(fèi)增長主力工業(yè)部門持續(xù)帶動(dòng)天然氣消費(fèi)增長，其中公用事業(yè)增長最快。我國天然氣消費(fèi)量2020年達(dá)3305.8億方，其中工業(yè)部門是拉動(dòng)天然氣消費(fèi)量增長的核心力量，2018年占比達(dá)68.33%。工業(yè)部門中，制造業(yè)在天然氣消費(fèi)中占比最大，2018年占工業(yè)總消費(fèi)量的64.89%；公用事業(yè)天然氣消費(fèi)增速最快，2000-2018年CAGR達(dá)25.66%。分區(qū)域來看，華北、華東是天然氣消費(fèi)增長主力。以京津冀為代表的華北環(huán)境污染重災(zāi)區(qū)以及以江浙滬為代表的華東經(jīng)濟(jì)發(fā)達(dá)地區(qū)是我國天然氣消費(fèi)增量的重要區(qū)域，華北、華東地區(qū)2010-2019年天然氣消費(fèi)量13.31%、15.06%。從占比來看，華北+華東天然氣消費(fèi)量已由2010年占全國天然氣總消費(fèi)量的38.61%提高至2019年的51.20%。2、國內(nèi)天然氣行業(yè)現(xiàn)狀：供需缺口擴(kuò)大，四大手段保供2.1、天然氣產(chǎn)業(yè)鏈解構(gòu)：上游氣源，中游管網(wǎng)，下游配氣我國天然氣產(chǎn)業(yè)鏈已發(fā)展較為成熟，上中下游分工明確。產(chǎn)業(yè)鏈上游為氣源開發(fā)或接收，主要由國產(chǎn)氣田或進(jìn)口LNG/PNG接收站組成；產(chǎn)業(yè)鏈中游為管網(wǎng)運(yùn)輸，主要由跨省長輸管網(wǎng)和省內(nèi)中游管網(wǎng)組成；下游為配氣公司，主要由全國性或區(qū)域性的城市燃?xì)夤窘M成。產(chǎn)業(yè)鏈上中下游分工明確，形成完整的產(chǎn)業(yè)生態(tài)網(wǎng)絡(luò)。上游氣源：“三桶油”是核心玩家。天然氣按氣源分為國產(chǎn)氣、進(jìn)口氣，按運(yùn)輸方式分管道天然氣（PNG）、液化天然氣（LNG）。其中，國產(chǎn)PNG是我國最主要的氣源，主要來自新疆、陜甘寧等地區(qū)的氣田，開采商主要為“三桶油”。LNG方面，部分進(jìn)口或國產(chǎn)PNG經(jīng)過液化廠液化，送至管道無法覆蓋的區(qū)域，體量較小，僅為補(bǔ)充用氣。進(jìn)口PNG主要來自土庫曼斯坦、俄羅斯及其它中亞地區(qū)，主要采購者是“三桶油”。進(jìn)口LNG主要來自卡塔爾、澳大利亞等國，采購者以“三桶油”為主，廣匯能源、深圳燃?xì)?、申能股份亦參與其中。中游管網(wǎng)：主要由“三桶油”經(jīng)營。我國除小部分LNG通過槽車運(yùn)輸外，大部分天然氣都通過管道運(yùn)輸。目前跨省的長輸管網(wǎng)大部分由“三桶油”經(jīng)營，經(jīng)過長輸管網(wǎng)部分用氣直接輸送到直供工業(yè)用戶或城市燃?xì)夤?，另有部分地區(qū)需要由省燃?xì)夤尽敖y(tǒng)購統(tǒng)銷”，即需通過省內(nèi)中游管網(wǎng)配送至直供工業(yè)用戶或城市燃?xì)夤?。下游配氣：特許經(jīng)營權(quán)造就地區(qū)性壟斷。城市燃?xì)夤就ㄟ^城市燃?xì)馓卦S經(jīng)營權(quán)獲得地區(qū)性壟斷地位，收取配氣費(fèi)并輸送天然氣至居民、工商業(yè)用戶。2.2、供需缺口擴(kuò)大，外部依存度提高產(chǎn)量增速不及消費(fèi)量增速，我國天然氣供需缺口持續(xù)擴(kuò)大。2020年我國天然氣消費(fèi)量3305.8億方，同比增長7.20%；天然氣產(chǎn)量1940.1億方，同比增長9.26%。2000-2020年，我國天然氣消費(fèi)量CAGR13.85%，產(chǎn)量CAGR10.28%，消費(fèi)量增速大于產(chǎn)量增速，造成天然氣供需缺口已從2010年的123.3億方擴(kuò)大至2020年的1365.7億方。供需缺口擴(kuò)大導(dǎo)致我國天然氣進(jìn)口量不斷增長，對(duì)外依存度不斷提高，2020年已高達(dá)42.07%。2.3、供給現(xiàn)狀：國產(chǎn)氣、管道氣進(jìn)口、LNG進(jìn)口共同保供國內(nèi)方面，我國天然氣西部地區(qū)（新疆、川渝、陜甘寧）產(chǎn)量占比超70%。中石油旗下長慶油田-含蘇里格等氣田（陜甘寧）、塔里木油田（新疆）、西南油田-含龍王廟氣藏組（川渝）為我國產(chǎn)量最高的三大油田，2020年產(chǎn)量分別達(dá)448、311、318億方，占全國天然氣總產(chǎn)量的60%，新疆、川渝、陜甘寧三地天然氣總產(chǎn)量占比超過70%。除此之外大慶油田、青海油田每年分別產(chǎn)氣約40、60億方。按公司來看中石油產(chǎn)量占比60%以上，“三桶油”占比99%。進(jìn)口方面，LNG2017年起出現(xiàn)大幅增長，中俄東線投產(chǎn)后PNG或迎來回升。我國天然氣消費(fèi)量快速增長致使國內(nèi)氣田產(chǎn)量已經(jīng)不能滿足需求，進(jìn)口量迅速擴(kuò)大，2010-2020年CAGR達(dá)23.86%。其中LNG主要來自卡塔爾、澳大利亞等國，2017年出現(xiàn)爆發(fā)式增長（+53.44%）；未來因LNG接收站施工期短，進(jìn)口LNG或成短期內(nèi)彌補(bǔ)供需缺口的重要增量。進(jìn)口PNG主要來自中亞，2010-2020年CAGR達(dá)28.90%，近年增速放緩；其中中亞管道氣具有不確定性，2017年末2018年初中亞對(duì)中國實(shí)施限氣，原因可能是為抬高氣價(jià)；從未來增量看，中國與俄羅斯已于2014年簽訂為期30年、總額4000億元的供氣協(xié)議，預(yù)計(jì)中俄東線的投產(chǎn)將使俄羅斯天然氣成為進(jìn)口PNG重要增量。此外中亞D線300億方/年預(yù)計(jì)于2022年投產(chǎn)，將進(jìn)一步加大中亞進(jìn)口氣量。截至2019年底，我國LNG接收站共23個(gè)，年周轉(zhuǎn)能力達(dá)7340萬噸（約合1025.74億方，2019年進(jìn)口LNG847.8億方，進(jìn)口天然氣總量1325.2億方），為我國天然氣保供提供了堅(jiān)實(shí)的基礎(chǔ)設(shè)施保障。2.4、供給格局：西氣東輸、緬氣北上、海氣登陸、就近外供我國天然氣供給格局呈現(xiàn)為西氣東輸、緬氣北上、海氣登陸、就近外供。我國天然氣產(chǎn)地集中在西部，用氣地集中在東部，因此通過西氣東輸、川氣東送、陜京線等將西部國產(chǎn)氣田天然氣、中亞進(jìn)口天然氣送至華北、華東、華南，同時(shí)通過中緬管線將緬甸進(jìn)口氣送至云、貴、桂三省。目前干線運(yùn)輸能力目前2064億方/年，中短期內(nèi)運(yùn)輸能力至2584億方/年。我們對(duì)干線運(yùn)輸能力進(jìn)行估算，目前運(yùn)輸能力=西二&三線（300+300）+西一線（120）+陜京管線（553）+川氣東送一線（150）+中緬管線國內(nèi)部分（120）+中俄東線（380）+神安線（46）+其他（95）=2064億方/年。未來新增管線方面，中短期內(nèi)干線運(yùn)輸能力=目前2064億方/年+川氣東送二線（120）+西氣東輸四線（400）=2584億方/年，其中西氣東輸四線預(yù)計(jì)于2022年投產(chǎn)。西氣東輸（中亞+新疆至華南+華東）：（1）西氣東輸一線輸送能力120億方/年，主要以三大國產(chǎn)氣田之一塔里木盆地為氣源地，保障長三角地區(qū)天然氣供應(yīng)。（2）西二線、三線輸送能力均為300億方/年，主要以中亞為氣源地，輔以塔里木盆地氣，主供華南，兼顧華東、華北。川氣東送一線（四川盆地至華東、華中）：川氣東送一線輸送能力150億方/年，以四川的普光氣田、元壩氣田、涪陵頁巖氣三大氣田為主要?dú)庠吹兀椭梁?、江西及長三角地區(qū)。陜京線（陜甘寧至京津冀）：陜京線一至四線輸送能力合計(jì)553億方/年，西起陜甘寧盆地，以長慶油田為主要?dú)庠?、中亞氣為調(diào)劑氣源，東送至京津冀地區(qū)，是京津冀的保供生命線。其中：（1）長慶油田同時(shí)為陜西當(dāng)?shù)氐闹饕獨(dú)庠矗?016年供氣量占陜西全省用氣的92%，約90億方，其他氣輸送至京津冀地區(qū)。（2）陜京一至三線自投運(yùn)以來在供暖季長期處于滿負(fù)荷運(yùn)行狀態(tài)；2017年10月新投產(chǎn)四線（輸送能力250億方/年），但配套氣源是否跟得上還有待評(píng)估，預(yù)計(jì)中亞D線投產(chǎn)將增加陜京管線的氣源供給。中緬管線國內(nèi)部分（緬甸進(jìn)口氣至云、貴、桂）：中緬管線設(shè)計(jì)輸送能力約120億方/年，自投運(yùn)以來年運(yùn)輸量維持在35-40億方，僅為其運(yùn)輸能力的1/3。原因一是云、貴、桂市場(chǎng)規(guī)模較小，2020年為81.12億方；二是緬甸進(jìn)口氣價(jià)較高，2016-17年價(jià)格大約在2.2元/方，高于云、貴、桂的門站價(jià)（分別為1.61、1.61、1.91元/方），價(jià)格倒掛。中石油此前曾在2014年半年報(bào)中披露，上半年銷售進(jìn)口緬甸天然氣13.11億立方米，虧損人民幣12.67億元。對(duì)于未來新增管線，新粵浙、蒙西、鄂安滄三條煤制氣管線因無法通過環(huán)評(píng)、經(jīng)濟(jì)優(yōu)勢(shì)不大等原因僅有部分動(dòng)工；川氣東送二線設(shè)計(jì)運(yùn)輸能力120億方/年，總投資102.28億元，已準(zhǔn)備開工建設(shè)；西氣東輸四線設(shè)計(jì)最大輸氣能力400億方/年，預(yù)計(jì)2023年投產(chǎn)運(yùn)行。3、價(jià)格改革持續(xù)推進(jìn)，短期供需矛盾推動(dòng)價(jià)格上漲3.1、供需矛盾開啟新一輪價(jià)格漲勢(shì)，中短期價(jià)格或?qū)⒕S持高位2020年以來全球天然氣價(jià)格開啟上漲，北美天然氣價(jià)格已上升70%以上。2020年全球天然氣價(jià)格迎來上升行情。中國LNG出廠價(jià)格全國指數(shù)自2020年10月份供暖期開始后出現(xiàn)快速上升，到12月迎來峰值，上漲幅度達(dá)超過140%；2020年5月國內(nèi)氣溫上升，用氣高峰再度降臨，至8月已上升60%以上。北美天然氣價(jià)格進(jìn)入2020年之后整體呈持續(xù)上升趨勢(shì)，至2021年8月已上升70%以上。全球各地天然氣定價(jià)模式存在差異，我國LNG長協(xié)價(jià)與日本進(jìn)口原油加權(quán)平均價(jià)格（JCC）掛鉤，價(jià)格走勢(shì)與JCC走勢(shì)高度相關(guān)。全球天然氣市場(chǎng)因存在地理?xiàng)l件上的區(qū)域分割，昂貴的運(yùn)輸費(fèi)用（長途國際管道建設(shè)/液化天然氣船運(yùn)費(fèi)用）在一定程度上限制區(qū)域間貿(mào)易往來，使天然氣市場(chǎng)定價(jià)體系具有區(qū)域性特征。東北亞（日本、韓國、中國大陸、中國臺(tái)灣）的LNG貿(mào)易定價(jià)中長期合同與日本進(jìn)口原油加權(quán)平均價(jià)格（JCC）掛鉤，天然氣價(jià)格走勢(shì)與國家原油價(jià)格走勢(shì)高度相關(guān)。2020年以來我國進(jìn)口液化天然氣月平均單價(jià)與JCC相關(guān)系數(shù)達(dá)0.61，具備較高的相關(guān)性，在全球各國央行量化寬松背景下的原油價(jià)格上漲帶動(dòng)了我國天然氣進(jìn)口價(jià)格上漲。能源結(jié)構(gòu)調(diào)整將帶來天然氣需求長期增長。從我國一次能源結(jié)構(gòu)來看，天然氣比重已由2011年的4%上升至2020年的8%，同期煤炭比重由71%下降至57%。根據(jù)《能源生產(chǎn)和消費(fèi)革命戰(zhàn)略（2016-2030）》中提出的目標(biāo)，到2030年我國天然氣消費(fèi)的一次能源占比將提升至15%，天然氣需求量將保持長期增長。近期天然氣需求量大幅上升主要由于缺電所致，燃?xì)獍l(fā)電成為重要補(bǔ)充。2020年12月起廣東多地出現(xiàn)“拉閘限電”現(xiàn)象，主管部門對(duì)企業(yè)用戶發(fā)出“錯(cuò)峰用電”號(hào)召以減輕電網(wǎng)壓力。2021年5月廣東因作為云南“西電東送”目的地電力供應(yīng)受云南缺電影響吃緊，省內(nèi)17個(gè)地級(jí)市啟動(dòng)“有序用電”，執(zhí)行企業(yè)“開三停三”錯(cuò)峰用電方案。云南外送廣東水電不足，天然氣發(fā)電成為當(dāng)?shù)赜秒姷闹匾a(bǔ)充。在當(dāng)前用電形勢(shì)嚴(yán)峻的背景下，2021年5月31日廣東省發(fā)改委暫停執(zhí)行天然氣發(fā)電機(jī)組超過限定年利用小時(shí)數(shù)的上網(wǎng)電價(jià)統(tǒng)一為每千瓦時(shí)0.463元的規(guī)定，天然氣機(jī)組的電量均執(zhí)行限定年利用小時(shí)數(shù)內(nèi)的天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)。我們測(cè)算針對(duì)不同類型的天然氣發(fā)電機(jī)組超出限定年利用小時(shí)的度電收入可以增加0.142-0.177元，約上漲30.67%-36.72%，進(jìn)一步調(diào)動(dòng)電廠使用天然氣發(fā)電的積極性。全球供給增速平穩(wěn)，短期天然氣價(jià)格或?qū)⒕S持高位。美國自頁巖氣革命后天然氣產(chǎn)量迅速上升，并于2018年首次實(shí)現(xiàn)國內(nèi)能源自給自足。然而，從投資規(guī)模來看，2016-2019年美國油氣行業(yè)固定資產(chǎn)投資額規(guī)模有限，且由于頁巖氣商業(yè)模式受質(zhì)疑，僅2018年初-2019年8月54家美國能源企業(yè)破產(chǎn)。近年來，美國頁巖氣產(chǎn)量增速維持在每年15%-20%的區(qū)間。2020年4月起，我國石油和天然氣開采業(yè)固定投資完成額同比也出現(xiàn)明顯下降。全球視角來看，天然氣供給平穩(wěn)增長，短期在需求高漲背景下價(jià)格或?qū)⒕S持高位。3.2、市場(chǎng)化定價(jià)有利于反映供需關(guān)系，除PNG外均已實(shí)現(xiàn)我國天然氣價(jià)格除常規(guī)管道氣外均已實(shí)現(xiàn)市場(chǎng)化。天然氣按輸送方式分PNG（管道天然氣）、LNG（液化天然氣）、CNG（壓縮天然氣），按成分分為常規(guī)天然氣、非常規(guī)天然氣（包括頁巖氣、煤層氣）。天然氣市場(chǎng)化改革推進(jìn)下目前僅常規(guī)管道天然氣仍采取政府指導(dǎo)定價(jià)，其他用氣均已采取市場(chǎng)化定價(jià)。LNG自2014年起價(jià)格市場(chǎng)化，現(xiàn)已成反映供需關(guān)系的良好指標(biāo)。目前市場(chǎng)LNG主要來自兩方面，一是進(jìn)口LNG，二是經(jīng)過液化廠處理的管道氣。自2014年起LNG出廠價(jià)由市場(chǎng)決定，較政府主導(dǎo)定價(jià)的管道氣來說其價(jià)格更能反映市場(chǎng)供求關(guān)系。LNG價(jià)格在供暖季節(jié)價(jià)格明顯拉升。以中國LNG出廠價(jià)格指數(shù)為例，每年供暖季LNG價(jià)格迎來明顯拉升，如2020年12月23日價(jià)格指數(shù)為6634點(diǎn)，高于年內(nèi)最低值2497點(diǎn)多達(dá)3837點(diǎn)。管道天然氣目前仍是政府指導(dǎo)定價(jià)，市場(chǎng)化改革正有序推進(jìn)。目前管道天然氣仍處于準(zhǔn)市場(chǎng)化狀態(tài)，即實(shí)施省門站基準(zhǔn)價(jià)格政府指導(dǎo)價(jià)格，價(jià)格可根據(jù)供需關(guān)系上浮20%。預(yù)計(jì)在理順管輸價(jià)、配氣費(fèi)，居民用氣與非居民用氣實(shí)現(xiàn)并軌后，市場(chǎng)化進(jìn)程將繼續(xù)推進(jìn)，且未來省管輸環(huán)節(jié)將進(jìn)一步壓縮，最終放開氣源端與終端價(jià)格，由市場(chǎng)定價(jià)。3.3、價(jià)格改革持續(xù)推進(jìn)，加快向市場(chǎng)化轉(zhuǎn)型我國天然氣價(jià)格改革的目標(biāo)為“管住中間，放開兩邊”，即管輸費(fèi)、配氣費(fèi)由政府決定，出廠價(jià)、終