【信達證券】公用事業(yè)行業(yè)深度研究：我國各類氣源成本及競爭力分析

信達證券CINDASECURITIES我國各類氣源成本及競爭力分析我國各類氣源成本及競爭力分析本期內(nèi)容提要:2024年復(fù)盤：全球天然氣消費復(fù)蘇，我國進口氣量顯著增長。國際：需求方面，2024年全球天然氣消費量顯著增長，其中亞洲成為全球天然氣消費量增長的重要拉動力；近年來中國天然氣消費增量較大，在亞太區(qū)域的消費占比保持提升趨勢。供給方面，2024年全球天然氣產(chǎn)量增速有所恢復(fù)，“俄烏沖突”后的供給格局大調(diào)整階段基本完成。LNG貿(mào)易方面，受限于LNG液化產(chǎn)能新增不足，2024年LNG貿(mào)易量維持緩慢增長。氣價方面，2024年全球延續(xù)相對寬松的供需態(tài)勢，全年氣價在波動中小幅上行；展望未來，伴隨著全球LNG液化產(chǎn)能的陸續(xù)投放，需求國的天然氣價格中樞或?qū)②呌谙滦校瑫r亞歐與美國之間的氣價差或?qū)⒖s窄。國內(nèi)：2024年國內(nèi)天然氣表觀消費持續(xù)增長，實現(xiàn)較高增速；國產(chǎn)氣量穩(wěn)步增長，進口氣增速較高，中中俄東線管道氣及我國各類氣源成本及競爭力分析：我們計算并構(gòu)建了2020-2024年華北、華東、華南三個我國沿海天然氣重點消費區(qū)域的終端氣源成本對比，從對比結(jié)果來看，我們總結(jié)歸納出幾點重要結(jié)論：1、整體而言，國產(chǎn)氣在沿海地區(qū)的終端成本相對最低且穩(wěn)定，進口氣的終端成本相對較高且波動較大。2、俄烏沖突后，近兩年我國進口氣成本呈顯著下行趨勢，已逐漸向國產(chǎn)氣成本靠攏，競爭力逐步增強。若未來幾年國際油氣價格下行，我們認(rèn)為進口氣成本還有進一步下降的空間。3、華南、華東地區(qū)距國內(nèi)主要天然氣產(chǎn)地及進口管道氣到岸邊境較遠(yuǎn)，國產(chǎn)及進口管道氣終端成本較高，進口LNG在以上兩地的競爭優(yōu)勢相較華北更為明顯，盈利空間更大。4、作為我國2024至2025年重要的天然氣增量來源，中俄進口管道氣在華北的競爭力較強，而在華東的競爭力較弱，我們預(yù)計至少未來一年內(nèi)中俄進口管道氣成本降幅有限，長期來看若油價中樞下移，其成本或呈緩慢下降趨勢。5、2023-2024年在油強氣弱的國際能源價格走勢下，油價掛鉤長協(xié)成本高居不下，HH掛鉤長協(xié)的成本優(yōu)勢凸顯。我們判斷，在未來2-3年內(nèi)油價中樞下行及亞歐與美國市場套利空間縮窄的預(yù)期下，油價掛鉤的長協(xié)競爭力優(yōu)勢或?qū)⒅鸩皆鰪?、具備相對氣源?yōu)勢。城燃及資源商視角的氣源競爭力展望：從城燃采購角度來看，我們認(rèn)為若未來油氣價格趨于下行、天然氣供需格局整體偏寬松，管制氣氣價降幅有限，供應(yīng)比例或?qū)⒅饾u減少，非管制氣合同價格有望呈下降趨勢，但在補貼中亞、中緬進口管道氣銷售虧損的需求、彌補因出售長輸管網(wǎng)資產(chǎn)而減少的部分壟斷收益、非管制氣資源池中高成本進口氣占比高等多重因素限制下，其售價大幅下降或隨油氣價格降幅同步下降的可能性較小。非管制氣定價中，對于順價及市場化定價的部分，我們判斷未來2-3年內(nèi)該部分氣源售價有望下降。綜合我們對三大油非管制氣合同價格及市場價格走勢的判斷，我們認(rèn)為，未來2-3年內(nèi)城燃公司上游采購成本有望呈下行趨勢，采購順價或定價更為市場化的氣源或?qū)ζ涑杀靖纳品雀螅彋饨Y(jié)構(gòu)中市場化資源占比較大的城燃公司受益有望更加顯著。從資源商角度來看，國內(nèi)管制氣低價氣源的占比逐漸下降，市場化定價氣源的占比趨勢性提升，上游氣源的結(jié)構(gòu)性變化導(dǎo)致我國氣價在被動中趨于市場化，資源商可參與競爭的市場范圍有望持續(xù)擴大。此外，據(jù)我們不完全統(tǒng)計，截至2023年我國城燃公司/集團在手LNG長協(xié)共有30單以上，資源量合計超過3000萬噸/年（約合420億方/年），其中已經(jīng)在執(zhí)行的長協(xié)資源量超過1600萬噸/年（約合220億方/年），待執(zhí)行長協(xié)資源量超過1400萬噸/年（約合200億方/年）。其中，擁有美國HH價格掛鉤的長協(xié)的公司為新奧股份、中國燃?xì)?、佛燃能源、廣州發(fā)展、廣東省能源集團；擁有近年油價掛鉤長協(xié)的公司包括廣東省能源集團、新天綠能、廣州發(fā)展、廣匯能源等。我們判斷，未來2-3年內(nèi)，HH掛鉤長協(xié)有望保持盈利性但盈利空間或?qū)⒖s窄，油價掛鉤長協(xié)盈利空間有望擴大，其中早期油價掛鉤長協(xié)有望減虧，近期油價掛鉤長協(xié)盈利能力有望進一步增強。投資建議：從華北、華東、華南三地氣源終端成本來看，國產(chǎn)常規(guī)氣成本最低，其次為非常規(guī)氣；油、氣價格掛鉤的進口管道氣及進口LNG長協(xié)、現(xiàn)貨價格相對較高且變化較大。2023-2024年在油強氣弱的國際能源價格走勢下，油價掛鉤的長協(xié)成本高居不下，HH掛鉤的長協(xié)成本優(yōu)勢凸顯。我們判斷在未來2-3年內(nèi)油價中樞下移及全球LNG供給端產(chǎn)能釋放后亞歐與美國市場套利空間縮窄的預(yù)期下，油價掛鉤的長協(xié)競爭優(yōu)勢或?qū)⒅鸩皆鰪?。從中下游城燃公司采購的角度來看，我們認(rèn)為未來2-3年內(nèi)城燃公司的購氣成本仍有較大下行空間，價差也有望持續(xù)修復(fù)，其中中石油合同氣價有望下行，但降幅有限，因此購氣結(jié)構(gòu)中市場化資源占比較大的城燃公司受益有望更加顯著。從資源商的角度來看，上游氣源的結(jié)構(gòu)性變化導(dǎo)致我國氣價在被動中趨于市場化，可參與競爭的市場范圍有望持續(xù)擴大，此外油價掛鉤的長協(xié)盈利能力有望增強。然而，長期來看，在國際油氣價格頻繁波動、地緣政治局勢多變的大環(huán)境下，對于LNG進口資源商來說，構(gòu)建一個油氣掛鉤長協(xié)兼?zhèn)涞亩嘣嫌钨Y源池、分散單一能源品價格波動帶來的風(fēng)險或為長期更加重要的考量。相關(guān)受益標(biāo)的包括：1）擁有多元化資源池優(yōu)勢的全國性城燃公司：新奧股份（A浙江舟山LNG接收站，144萬噸早期油價長協(xié)+90萬噸HH掛鉤長協(xié)在執(zhí)行+810萬噸HH及油價掛鉤長協(xié)待釋放）/新奧能源（H）、中國燃?xì)猓?70萬噸HH掛鉤長協(xié)待釋放）。2）背靠央企集團、擁有上游資源及下游拓展優(yōu)勢的全國性城燃公司：昆侖能源（背靠國內(nèi)最大天然氣資源商中石油，氣源優(yōu)勢強，購銷價差穩(wěn)定+下游氣量增速高）、華潤燃?xì)猓ū晨咳A潤集團，商業(yè)氣量占比大，下游售氣量增速快）。3）擁有油、氣掛鉤長協(xié)資源的地方性燃?xì)夤荆喝A南地區(qū)：佛燃能源（HH掛鉤長協(xié)）、九豐能源（早期油價掛鉤長協(xié)+廣東東莞LNG接收站）、深圳燃?xì)?；華北地區(qū)：新天綠能（近年油價掛鉤長協(xié)+河北曹妃甸LNG接收站）。4）地方性長輸管線標(biāo)的：藍(lán)天燃?xì)?、皖天然氣、陜天然氣。風(fēng)險因素：地緣政治等因素影響下全球油氣價格大幅波動；宏觀經(jīng)濟大幅下滑導(dǎo)致國內(nèi)天然氣消費量增速不及預(yù)期；天然氣價格機制改革實施進展不及預(yù)期。 6 6 8 2.1我國氣源結(jié)構(gòu)：國產(chǎn)氣占據(jù)主要地位，進口氣占比 2.2各類氣源成本分析：國產(chǎn)氣沿海終端成本 3.1我國天然氣銷售定價方式：我國天然氣銷售 3.2城燃采購角度：中石油非管制氣價降幅有限，市場化氣源成本 3.3資源商角度：氣價在被動中趨于市 表2：我國已投運及在建、擴建LNG接收站項目梳理（ 6 6 6 6 7 7 7 7 8 8 9 9 9 9 圖34：不同油氣價格水平下HH掛鉤長協(xié)及油價掛鉤長協(xié)對應(yīng)到岸成本（不含稅圖35：基于我們油氣價格假設(shè)情景下2025E-2027E華東地區(qū)進口氣源終端成本及競爭力的對比（含稅費，元/方）22 圖40：不同油氣價格下長協(xié)終端銷售成本與中石油合同內(nèi)非管制氣售價對比（華東區(qū)域，含稅費，元/方）27 烏沖突”以來，全球天然氣消費量連續(xù)兩年基本持平。盡管2023年國際氣價明顯回落，但同比下降6.9%，大幅減量343億方；亞太、中費量將同比增長2.5%。此外，IEA預(yù)計2力，中東地區(qū)消費量也將保持穩(wěn)步增長，而歐洲消費增速則有望由下滑轉(zhuǎn)為小幅正增長。天然氣消費量保持快速增長，在亞太地區(qū)的天然氣消費量占比連年上升，至2023年已達到43.28%，成為亞太地區(qū)天然氣消費第一大國以及推動亞太乃至全球天然氣消費量增長的重要動力。4500040000250002000005.0%4.0%4500040000250002000005.0%4.0%%2.0%24.9%3.7%24.9%3.7%2.3%2.0%-0.4%2015201620172018201920202021202220232024E資料來源：EI，信達證券研發(fā)中心中國大陸日本韓國印度其他中國大陸占比10000.09000.08000.07000.06000.05000.04000.03000.02000.01000.00.043.28%40.60%41.04%40.60%41.04%35.77%34.14%29.94%31.17%26.72%27.23%201420152016201720182019202020212022202350.00%45.00%40.00%35.00%30.00%25.00%20.00%15.00%10.00%5.00%0.00%資料來源：EI，信達證券研發(fā)中心北美洲亞太地區(qū)獨聯(lián)體國家中東國家非洲45000400003500030000250002000050000中東國家非洲4500040000350003000025000200005000010.00%5.00%%0.00%-5.00%-10.00%-15.00%-6.亞太增速6.8%5.7%-6.亞太增速6.8%5.7%-2.5%-13.1%m--"""歐洲增速7.4%中南美洲-1.7%-2.0%2017201820192020202120222023資料來源：EI，信達證券研發(fā)中心資料來源：IEA，信達證券研發(fā)中心注：2020-2023為實際值，2024-2025為IEA預(yù)測值的供給減量，在高氣價、高油價背景下美國天然氣大幅增產(chǎn)，增速分別高達3.72%/5.80%對華出口管道氣增加下產(chǎn)量有所修復(fù)，2024M1-9產(chǎn)量同比正增長8.85%。展望未來，我們速，帶動全球天然氣供給趨于寬松。美國加拿大其他伊朗美國加拿大其他伊朗澳大利亞美國增速俄羅斯卡塔爾 產(chǎn)量增速15%8.85%10%45000.040000.035000.030000.025000.020000.015000.010000.05000.015%8.85%10%45000.040000.035000.030000.025000.020000.015000.010000.05000.05.2%2.1%5%-5%-10%-15%4.2%1.5%-0.4%-5.2%-12.7%5.0%-1.1%10.4%7.9%5.3%2.6%0.8%-1.7%10.0%-6.0%-11.9%資料來源：EI，JODI-Gas，國家統(tǒng)計局，信達證券研發(fā)中心資料來源：IEA，信達證券研發(fā)中心注：2020-2023為實際值，2024-2025為IEA預(yù)測值馬來西亞其他俄羅斯馬來西亞其他俄羅斯阿爾及利亞尼日利亞美國占比LNG增速資料來源：EI，JODI-Gas，信達證券研發(fā)中心毛里塔尼亞,250,毛里塔尼亞,250,2%剛果,240,2%澳大利亞,墨西哥,500,3%465,3%尼日利亞,莫桑比克,美國,美國,6013,42%加拿大,11%卡塔爾,3120,22%GCaptainDaily，WoodMackenzie，信達證券研發(fā)中心系導(dǎo)致氣價聯(lián)動性較強。2024年以來亞洲需求增長大幅好于歐洲，亞洲相對于歐洲的溢價持續(xù)存在。而四季度以來，由于歐洲大部分地區(qū)氣溫下降、采暖用氣需求提振，同時風(fēng)力發(fā)電量疲軟、燃?xì)獍l(fā)電需求預(yù)期上升，多重因素的共同作用下，歐洲天然氣消費量增長，去庫速度加快，歐洲氣價邊際抬升，與中國到岸價的價差顯著縮水。2）美國市場方面，年初采暖季后美國氣價走勢相對萎靡，年中跌破部分廠商盈虧平衡點導(dǎo)致減產(chǎn)，下半年氣價展望未來，伴隨著全球LNG液化產(chǎn)能的陸續(xù)投放，需求國的天然氣價格中樞或?qū)②呌谙滦?，同時亞歐與美國之間的氣價差或?qū)⒖s窄。我們預(yù)計未來2-3年亞歐氣價中樞將呈現(xiàn)下穩(wěn)中有升，考慮到由于美國本土天然氣產(chǎn)量的價格彈性較大以及特朗普上任后將鼓勵傳統(tǒng)到岸價:LNG:中國:月:平均值現(xiàn)貨價:天然氣:亨利港:月:平均值現(xiàn)貨價:TTF:月:平均值2020-032020-062020-092020-122021-032021-062021-092021-122022-032022-062022-092022-122023-032023-062023-092023-122024-032024-062024-092024-1280.00-70.00-60.00-50.00-40.00-30.00-20.00-10.00-0.00-2020-032020-062020-092020-122021-032021-062021-092021-122022-032022-062022-092022-122023-032023-062023-092023-122024-032024-062024-092024-12資料來源iFinD，信達證券研發(fā)中心到岸價:LNG:中國:月:平均值現(xiàn)貨價:天然氣:亨利港:月:平均值現(xiàn)貨價:TTF:月:平均值14.014.012.010.08.06.04.02.00.013.413.212.612.212.611.213.813.613.813.610.112.810.89.22.52.12.02.52.12.02.32.22.13.0資料來源iFinD，信達證券研發(fā)中心的下滑后，在2023年重回增長態(tài)勢，2024年國內(nèi)天然氣表觀消費增速進一步提升。2024年），要來源于中俄東線輸氣量以及LNG進口量的大幅增25%20%15%%5%0%-5%4,500.004,000.0025%20%15%%5%0%-5%4,500.004,000.003,500.003,000.002,500.002,000.001,500.001,000.00 500.00 0.00-500.0021.32%15.02%15.31%15.00%13.00%7.719.42%21.32%15.02%15.31%15.00%13.00%7.719.42%5.56%6.52%5.64%-1.69%心資料來源：iFinD，信達證券研發(fā)中心 管道氣進口量進口管道氣增速2,500.002,000.000.00資料來源：iFinD，信達證券研發(fā)中心中進口氣方面，我國進口管道氣采購采用長協(xié)模式，價格波動幅度小，2024M1-11均價為9,000.08,000.07,000.06,000.05,000.04,000.03,000.02,000.01,000.00.0中國LNG出廠價格指數(shù)(元/噸,左)中國LNG到岸價(美元/百萬英熱,右)60.050.040.030.020.010.00.02020-032020-032020-062020-092020-122021-032021-062021-092021-122022-032022-062022-092022-122023-032023-062023-092023-122024-032024-062024-092024-12資料來源：iFinD，信達證券研發(fā)中心——中國:進口均價:氣態(tài)天然氣中國:進口平均單價:液化天然氣2020-012020-042020-072020-102021-012021-042021-072021-102022-012022-042022-072022-102023-012023-042023-072023-102024-012024-042024-072024-1020.002020-012020-042020-072020-102021-012021-042021-072021-102022-012022-042022-072022-102023-012023-042023-072023-102024-012024-042024-072024-10資料來源：Wind，信達證券研發(fā)中心2.1我國氣源結(jié)構(gòu)：國產(chǎn)氣占據(jù)主要地位，進口氣家，進口LNG984億方，占比24.7%，主要來自澳大利亞4500.04000.03500.03000.02500.02000.0500.00.04500.04000.03500.03000.02500.02000.0500.00.0國產(chǎn)天然氣（2324,58.5%）進口管道氣（671,16.8%）進口天然氣（1678,41.5%）3986.0非常規(guī)氣（960,24.3%）常規(guī)氣常規(guī)氣34.2%）600.0238.0 54643.4546329.9進口LNG（984,24.7%）408.0227.0 36.0陸上氣海上氣致密氣頁巖氣煤層氣中亞中俄中緬澳大利亞卡塔爾俄羅斯馬來西亞印尼美國其他總供應(yīng)量資料來源：國家能源局，經(jīng)濟參考網(wǎng)，中國智庫網(wǎng)，俄羅斯衛(wèi)星通訊社，中國石油新聞中心，中國石油石化，信達證券研發(fā)中心注1：由于統(tǒng)計口徑不同，加總計算出的總供應(yīng)量與統(tǒng)計局發(fā)布的表觀消費量略有出入；注2：海上氣產(chǎn)量為年末預(yù)計數(shù)值，非實際產(chǎn)量；注3：常規(guī)氣量為天然氣產(chǎn)量-非常規(guī)氣量算出；注4：煤制氣未被統(tǒng)計在非常規(guī)氣產(chǎn)量中；注5：中緬管道氣量為進口管道氣總量-中俄進氣口量-中亞進氣口量計算近年來國產(chǎn)常規(guī)氣量增速顯著放緩，國產(chǎn)氣增量主要依托非常規(guī)氣上產(chǎn)來實現(xiàn)。隨著我國高品位常規(guī)油氣資源的開采消耗，常規(guī)天然氣產(chǎn)量增速顯著放緩，2016-2023年我國常規(guī)氣CAGR為4.3%，與此同時，受益于非常規(guī)氣開采技術(shù)突破及政策支持，我國非常規(guī)氣產(chǎn)來中俄管道氣量爬坡提供進口管道氣供應(yīng)增量，我們預(yù)計未來幾年國內(nèi)消費增量主要依靠推進，我國天然氣消費量快速增長，顯著超過了國產(chǎn)氣量的增長，由此產(chǎn)生的供需缺口導(dǎo)致我國天然氣進口量大幅增加，其中貿(mào)易更加靈活的LNG增長最為強2022年受到極端高氣價的影響，對外依存度出現(xiàn)了短暫的下降，但隨后又重回增長態(tài)勢，投產(chǎn)后輸氣量逐年爬坡，帶動我國進口管道氣量顯著增長，我們預(yù)計該管線將于2025年達產(chǎn)；未來幾年內(nèi)暫無進口管道投產(chǎn)，我們預(yù)計未來幾年國內(nèi)消費增量主要依靠國內(nèi)LNG進國產(chǎn)天然氣進口LNG進口管道氣對外依存度4,500.004,000.003,500.003,000.002,500.002,000.001,500.001,000.00 500.000.0038.4%34.8%26.8%22.3%EQ\*jc3\*hps10\o\al(\s\up3(43),%)EQ\*jc3\*hps10\o\al(\s\up3(%),39)EQ\*jc3\*hps10\o\al(\s\up2(42),%)45%40%35%30%25%20%15%10%5%0%資料來源：iFinD，信達證券研發(fā)中心國產(chǎn)常規(guī)氣國產(chǎn)非常規(guī)氣非常規(guī)氣占比25.3%41.0%15%0%資料來源：iFinD，新華社客戶端，上海石油天然氣交易中心，中國石油新聞中心，石油商報，國家能源局，鄒才能等《中國天然氣發(fā)展態(tài)勢及戰(zhàn)略預(yù)判》，鄒才能等《非常規(guī)油氣勘探開發(fā)理論技術(shù)助力我國油氣增儲上產(chǎn)》，鄒才能等《中國非常規(guī)油氣沉積學(xué)新進展》，信達證券研發(fā)中心我國陸上主要在產(chǎn)氣田多分布于中西部地區(qū)，如西北、西南以及晉陜蒙地區(qū)，而主要天然氣消費市場位于東部沿海。國產(chǎn)陸上氣的供需存在空間錯配問題，主要氣田產(chǎn)出的天然氣需通過長輸管線輸送至沿海終端消費市場。受天然氣資源分布的影響，我國氣田多位于中西部地區(qū)，如我國常規(guī)陸上氣主要產(chǎn)自新疆及四川盆地，致密氣主要產(chǎn)自鄂爾多斯盆地，頁巖氣主要產(chǎn)自鄂爾多斯盆地及四川盆地，煤層氣主要產(chǎn)自山西的沁水盆地。主要陸上氣田距東部沿海較遠(yuǎn)，需經(jīng)西氣東輸、川氣東送、陜京線等跨省長輸管線運至東部沿海終端消費市場。此外，我國主要海上在產(chǎn)氣田主要分布于渤海及南海，可直接通過資料來源：煤炭科學(xué)研究總院，石油勘探與開發(fā)，信達證券研發(fā)中心資料來源：前瞻產(chǎn)業(yè)研究院，信達證券研發(fā)中心我國目前主要從三個國家/地區(qū)進口管道天然氣，分別為中亞、俄羅斯以及緬甸。1）從中斯口岸入境，通過西氣東輸一至三線運往華北、華東及華南地年，近年來運量維持在400億方左右，但由于中亞產(chǎn)氣國自身用氣量的增長以及俄烏沖突后天然氣出口結(jié)構(gòu)的調(diào)整，近年來對華供氣量有下滑趨勢。2）從俄羅斯進口的天然氣管線為中俄天然氣東線，由黑龍江黑河口岸入境，經(jīng)由中俄東線國內(nèi)段運往華北及華東地區(qū)。管道設(shè)計年輸送能力380億方，2019年投產(chǎn)后產(chǎn)能處于快速爬坡的過程中，2023年運量227道，由云南德宏入境，大部分在云南省內(nèi)消化，其余氣量經(jīng)由中緬線國內(nèi)段運往廣西。管道設(shè)計運量120億方/年，但由于定價較高、地緣政治等因素，該管線自2014年投產(chǎn)后運量設(shè)，由于參與國之間的定價分歧而被推遲；中蒙俄以及中俄遠(yuǎn)東管線仍在談判階段，尚未開始建設(shè)，考慮到建設(shè)周期5年左右，我們預(yù)計至早進口國家/地區(qū)管道名稱狀態(tài)在建（延遲）俄羅斯待建待建資料來源：特氣網(wǎng)，國復(fù)咨詢，澎湃新聞，俄羅斯衛(wèi)星通訊社，信達證券研發(fā)中心-700.0600.0500.0400.0300.0--201020112012201320142015201620172018201920資料來源：EI，信達證券研發(fā)中心我國已投運項目設(shè)計接收能力合計約14300萬噸/年，在建及擴建項目接收能力合計超過座，其中，國家管網(wǎng)及三大油的項目最多，其他則屬于地方性能源集團或燃?xì)饧瘓F，已投能力最大，合計5380萬噸/年；其次為華南地區(qū)，合計接收能力4870萬噸/年；華東地區(qū)接收站接收規(guī)模相對較小，為4050萬噸/年。此外，三地均有較大規(guī)模在建及擴建項目，其中華東地區(qū)在建及擴建項目合計接收規(guī)模最大，超過4200萬噸/年，華北和華南地區(qū)基本相當(dāng)，均為2000萬噸/年左右。現(xiàn)有及在建接收站規(guī)趨勢相匹配。福建保利協(xié)鑫運項目運調(diào)峰中心保利協(xié)鑫福建哈納斯資料來源：iFinD，重慶石油天然氣交易中心，中交三航二公司公眾號，國際燃?xì)饩W(wǎng)，廣東省發(fā)改委，廣西壯族自治區(qū)發(fā)改委，信達證券研發(fā)中心2.2各類氣源成本分析：國產(chǎn)氣沿海終端成本顯著低于進1）國產(chǎn)氣源的上游開采成本相對固定，短期內(nèi)預(yù)計不會有顯著變化，終端成本的計為開采成本加運至終端市場的運輸費用。其中，國內(nèi)上游主要產(chǎn)氣區(qū)到三地消費終端的運2）進口氣源多與國際供應(yīng)商簽訂長期合同，成本與國際油氣價格掛鉤，根據(jù)合同公式計算進口管道氣的定價公式未知，成本預(yù)測方法為根據(jù)進口管道氣歷年到岸均價的歷史數(shù)據(jù)回歸出大致的一元線性方程，依據(jù)我們對國際油氣價格走勢的預(yù)期來預(yù)測未來幾年的進口管道氣到岸成本，再加上運費，得出進口管道氣下游的終端成本。1）中亞管/千立方米，OP為按照“6-3-3”原則（基于六個月的平均油價，但有三個月的延遲）調(diào)整后的布油均價。數(shù)，由于國際油價掛鉤長協(xié)斜率呈下降趨勢，早期油價長協(xié)和近年油價長協(xié)斜率相差較大，因此我們將其分為兩個子類進行計算；2）HH掛鉤長協(xié)公式為P=115%*HH+常國產(chǎn)費米費米費米鉤斜率*Brent/JCC+常數(shù)；到岸+稅+氣化費熱請閱讀最后一頁免責(zé)聲明及信息披露14（HH）運費；到岸+稅+氣化費資料來源：iFinD，陳蕊等《全球LNG貿(mào)易定價演變規(guī)律與新趨勢及相關(guān)啟示》，信達證券研發(fā)中心資料來源：iFinD，信達證券研發(fā)中心資料來源：iFinD，信達證券研發(fā)中心資料來源：國家發(fā)改委，高德地圖，中國政府網(wǎng)，國家能源局，中國檔案報，觀察者網(wǎng)，黑龍江日報客戶端，新華網(wǎng)，湖南日報，楊承志等《陜京輸氣管道建設(shè)走出了高質(zhì)量、高速度、高水平、高效益的新路子》，信達證券研發(fā)中心基于上游各類氣源的開采或到岸成本、運至終端市場的運費等因素，我們計算并構(gòu)建了請閱讀最后一頁免責(zé)聲明及信息披露15.2020202120222023n2024E3.02.7LNG現(xiàn)貨9.8LNG現(xiàn)貨9.8油價掛鉤長協(xié)(早期)油價掛鉤長協(xié)(近期)中亞進口PNG中俄進口PNGHH掛鉤長協(xié)煤制氣-油價掛鉤長協(xié)(早期)油價掛鉤長協(xié)(近期)中亞進口PNG中俄進口PNGHH掛鉤長協(xié)煤制氣-內(nèi)蒙頁巖氣-鄂爾多斯盆地煤制氣-新疆煤層氣-沁水盆地常規(guī)氣-新疆致密氣-鄂爾多斯盆地0.02.04.06.08.010.012.0資料來源：iFinD，孟亞東《2060年中國工業(yè)天然氣價格預(yù)測及產(chǎn)業(yè)發(fā)展建議》，隋朝霞等《國內(nèi)煤制天然氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀與趨勢分析》，界面新聞，俄羅斯衛(wèi)星通訊社，Bloomberg，信達證券研發(fā)中心注：國產(chǎn)氣開采成本選取年份為2023年，并假設(shè)開采成本基本不變.20202021202220232024ELNG現(xiàn)貨9.8油價掛鉤長協(xié)LNG現(xiàn)貨9.8油價掛鉤長協(xié)(早期)油價掛鉤長協(xié)(近期)中亞進口PNG中俄進口PNGHH掛鉤長協(xié)煤制氣-內(nèi)蒙頁巖氣-鄂爾多斯盆地煤制氣-新疆煤層氣-沁水盆地常規(guī)氣-新疆致密氣-鄂爾多斯盆地2.71.81.90.02.04.06.08.010.012.0資料來源：iFinD，孟亞東《2060年中國工業(yè)天然氣價格預(yù)測及產(chǎn)業(yè)發(fā)展建議》，隋朝霞等《國內(nèi)煤制天然氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀與趨勢分析》，界面新聞，俄羅斯衛(wèi)星通訊社，Bloomberg，信達證券研發(fā)中心注：國產(chǎn)氣開采成本選取年份為2023年，并假設(shè)開采成本基本不變20202021202220232024ELNG現(xiàn)貨油價掛鉤長協(xié)(早期)中亞進口PNG油價掛鉤長協(xié)(近期)HH掛鉤長協(xié)煤制氣-內(nèi)蒙頁巖氣-四川煤制氣-新疆頁巖氣-鄂爾多斯盆地煤層氣-沁水盆地常規(guī)氣-新疆致密氣-鄂爾多斯盆地常規(guī)氣-四川3.83.83.03.53.02.04.06.08.010.012.0資料來源：iFinD，孟亞東《2060年中國工業(yè)天然氣價格預(yù)測及產(chǎn)業(yè)發(fā)展建議》，隋朝霞等《國內(nèi)煤制天然氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀與趨勢分析》，界面新聞，俄羅斯衛(wèi)星通訊社，Bloomberg，信達證券研發(fā)中心注：國產(chǎn)氣開采成本選取年份為2023年，并假設(shè)開采成本基本不變從上述華北、華東、華南三大終端消費市場的各類氣源成本及競爭力對比結(jié)果，我們總結(jié)1、整體而言，國產(chǎn)氣在沿海地區(qū)的終端成本相對低且穩(wěn)定，進口氣的終端成本相對較高若不考慮運至終端市場的運費成本，僅從上游開采成本的角度來看，國產(chǎn)氣中，開采成本排序大致為陸上常規(guī)氣＜致密氣＜煤層氣＜頁巖氣≤煤制氣。常規(guī)氣田由于開采難度低、技術(shù)成熟、單位投資小的特點，其開采成本位于最低位，單方氣開采成本約0.8元/方；而非常規(guī)氣田地質(zhì)條件復(fù)雜、開采難度較高、單位投資較大，開采成本相對較高，其中致密巖氣約1.8元/方，頁巖氣和煤層氣的開采成本根據(jù)區(qū)塊資源品位不同差異較大；此外，煤終端成本根據(jù)距離主要氣田的遠(yuǎn)近不同而有所差異。如華北市場距主要致密氣產(chǎn)地鄂爾多斯盆地、常規(guī)氣產(chǎn)地新疆較近，運費成本低，二者運至華北市場的終端成本最具優(yōu)勢。華東及華南市場距主要陸上常規(guī)氣及頁巖氣主產(chǎn)區(qū)四川盆地較近，運費成本低，這兩種氣源運至華東及華南市場的終端成本優(yōu)勢最為明顯。相較之下，進口氣的到岸成本由于跟國際油氣價格掛鉤，成本偏高且波動性強，基本位于動幅度最大。進口LNG現(xiàn)貨由國際市場實時的供需關(guān)系決定，價格最為市場化。而LNG長協(xié)相較進口管道氣價格波動較大的原因，其一是二者價格公式中所掛鉤的國際油氣平均價格計算的時間取值略有差異，進口管道氣掛鉤的為更長期的油價均值，因此波動較小；此外，進口LNG長協(xié)公式掛鉤的價格較為單一，而進口管道氣掛鉤的能源品種相對較成本排序大致為中俄進口管道氣＜中亞進口管道氣≤HH掛鉤長協(xié)＜近年油價掛鉤長協(xié)<早年油價掛鉤長協(xié)≤現(xiàn)貨LNG。若考慮運距，尤其是海消費市場的距離較遠(yuǎn)，以華東為例，排序大致變?yōu)椋篐H掛鉤長協(xié)＜近年油價掛鉤長協(xié)＜中亞進口管道氣＜中俄進口管道氣＜早年油價掛鉤長協(xié)＜現(xiàn)貨LNG。1資料來源：孟亞東《2060年中國工業(yè)天然氣價格預(yù)測及產(chǎn)業(yè)發(fā)展信達證券研發(fā)中心中俄中亞HH長協(xié)近期油價掛鉤長協(xié)早期油價掛鉤長協(xié)LNG現(xiàn)貨4.003.5035.3.02335.3.02 3. 3.092.6863.22.502.6863.22223 2223 2.00 1.82111.501.000.500.00資料來源：iFinD，界面新聞，俄羅斯衛(wèi)星通訊社，Bloomberg，信達證券研發(fā)中心2、俄烏沖突后，近兩年我國進口氣成本呈顯著下行趨勢，已逐漸向國產(chǎn)氣成本靠攏，競爭力逐步增強。若未來幾年國際油氣價格下行，我們認(rèn)為進口氣成本還有進一步下降的空油氣價格下跌導(dǎo)致油價掛鉤長協(xié)及LNG現(xiàn)貨成本雙雙走低，近年簽訂的油價2）2021年下半年起油氣價格大漲下進口氣與國產(chǎn)氣成本大幅拉開，進口氣量降幅顯著。緣政治的影響下，全球油氣價格出現(xiàn)大幅上漲，2022年布油均價超過100美元/桶，中國HH掛鉤長協(xié)成本漲至3.7元/方，早期油價掛鉤長協(xié)成本漲至4.4元/方是達到9.8元/方，上升至我國天然氣成本的頂端；在進口成本與國內(nèi)售價嚴(yán)重倒掛的情況本呈明顯下降趨勢，進口氣量顯著反彈。國際天然氣供需格局趨向?qū)捤?，氣價顯著下行，2023年中國LNG到岸均價降至14美元/百萬英熱，HH均價降至2.5美元均下降60%左右；然而，在供給端限產(chǎn)及中東地緣沖突等因素的影響下，油價走勢依舊堅口成本顯著下降，雖然全年來看仍位于我國天然氣成本頂端，但部分月份進口成本已具備明顯優(yōu)勢；油價掛鉤長協(xié)成本有所下降，但降幅有限，依舊維持較高位置，與之相比，2022到2023年HH掛鉤的長協(xié)成本由3.7元/方降至2.5元/方，成本優(yōu)勢凸顯。全球油氣價格中樞有進一步下行的趨勢。若低油價低氣價時代來臨，我國進口氣成本有望中國LNG現(xiàn)貨到岸價HH現(xiàn)貨價布倫特原油現(xiàn)貨價(右)605040302002020-032020-062020-032020-062020-092020-122021-032021-062021-092022-032022-062022-092022-122023-032023-062023-092023-122024-032024-062024-09806040200資料來源：iFinD，信達證券研發(fā)中心中國LNG進口量增速900080007000600050004000300020001000046.3%41.0%32.8%22.7%17.6%17.6%10.1%-19.6%60%50%40%30%20%10%0%-10%-20%-30%資料來源：iFinD，信達證券研發(fā)中心3、華南、華東地區(qū)距國內(nèi)主要天然氣產(chǎn)地及進口管道氣到岸邊境較遠(yuǎn)，國產(chǎn)及進口管道華南、華東地區(qū)由于距國內(nèi)主要天然氣產(chǎn)地及進口管道氣到岸邊境較遠(yuǎn)，運費較高，國產(chǎn)氣、進口管道氣的終端成本較高，而華北地區(qū)距主要氣田及進口管道氣到岸邊境較近，運費低，國產(chǎn)氣及進口管道氣終端成本最低。陸上氣運距的差異導(dǎo)致華東、華南地區(qū)使用天然氣的均衡成本較華北高，從而賦予進口LNG看，陸上氣運距差異也在一定程度上導(dǎo)致了三地天然氣基準(zhǔn)門站價的差異，根據(jù)發(fā)改委東的2.04元/方。較高的門站價給予華東和華南地區(qū)進口LNG更大的競爭力以及盈利空間。請閱讀最后一頁免責(zé)聲明及信息披露193.53.02.52.01.51.00.50.0常規(guī)氣-四川煤層氣-沁水盆地頁巖氣-四川中亞進口管道氣致密氣-鄂爾多斯盆地常規(guī)氣-新疆煤制氣-新疆頁巖氣-鄂爾多斯盆地煤制氣-內(nèi)蒙中俄進口管道氣華東華南華北資料來源：iFinD，孟亞東《2060年中國工業(yè)天然氣價格預(yù)測及產(chǎn)業(yè)發(fā)展建議》，隋朝霞等《國內(nèi)煤制天然氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀與趨勢分析》，界面新聞，俄羅斯衛(wèi)星通訊社，Bloomberg，信達證券研發(fā)中心華東-華北價差華南華北華東10000.009000.008000.007000.006000.005000.004000.003000.002000.001000.002022021-022021-042021-062021-082021-102021-122022-022022-042022-062022-082022-102022-122023-022023-042023-062023-082023-102023-122024-022024-042024-062024-082024-10資料來源：iFinD，信達證券研發(fā)中心而在華東的競爭力較弱，我們預(yù)計至少未來一年內(nèi)中俄進口管道氣成本降幅有限，長期來對明顯，而運至華東地區(qū)的競爭力較弱。2023年中俄管道氣的到岸成本約2元/方（不含近年油價掛鉤長協(xié)，在各種進口氣的終端成本中處于中間位置。此外，由于中俄管道氣合同氣價掛鉤的是六個月的平均油價，并有三個月的延遲，因此我們判斷至少未來1年內(nèi)中俄管道氣的成本變動不會很明顯，若油價中樞下移，其成本或呈緩慢下降趨勢。圖32：華北、華東地區(qū)中俄管道氣與其他進口氣價對比4003503002502005004.54.03.0圖32：華北、華東地區(qū)中俄管道氣與其他進口氣價對比4003503002502005004.54.03.02.51.51.00.50.020232024EHH掛鉤長協(xié)油價掛鉤長協(xié)(近期)油價掛鉤長協(xié)(早期)中俄進口管道氣(華北)中俄進口管道氣(華東)LNG現(xiàn)貨227300380202220232024E2025E資料來源：iFinD資料來源：iFinD，界面新聞，俄羅斯衛(wèi)星通訊社，Bloomberg，信達證券研發(fā)中心鉤長協(xié)的成本優(yōu)勢凸顯。我們判斷，在未來2-掛鉤的長協(xié)競爭優(yōu)勢或?qū)⒅鸩皆鰪?。油價方面，特朗普上任后有望大力發(fā)展國內(nèi)傳統(tǒng)能源（詳情參見我們于2024年11月22日發(fā)布的研究報告《特朗普新任期將會如何影響油亞歐與美國LNG市場的套利空間縮窄。我們預(yù)計未來2-3年內(nèi)HH氣價中樞或提升至3-3.5油價格在65-70美元/桶時，近年油價掛鉤長協(xié)到岸成本為7.7-8.2美元/百萬英熱，早期油價終端成本來看，按照我們對油氣價格的預(yù)期，2024-2027EHH掛鉤長元/方提升至2.8元/方，而近年油價掛鉤長協(xié)終端成本或?qū)⒂?.8元/方降至2.4元/方，HH長協(xié)和近年油價長協(xié)的優(yōu)勢地位或有反轉(zhuǎn)。與之相比，早期油價掛鉤長協(xié)及LNG現(xiàn)貨成本或依舊位于終端成本的上沿，但二者成本下降趨勢也十分顯著。布倫特原油價格（布倫特原油價格（美元/桶）6045406.56HH價格（HH價格（美元/百萬英熱）4.543.532.5210.50長協(xié)到岸成本（美元/百萬英熱）油價掛鉤長協(xié)-早期（左）油價掛鉤長協(xié)-近期（左）HH掛鉤長協(xié)（右）資料來源：陳蕊等《全球LNG貿(mào)易定價演變規(guī)律與新趨勢及相關(guān)啟示》，信達證券研發(fā)中心9資料來源：iFinD，信達證券研發(fā)中心4.204.003.803.603.403.203.004.204.003.803.603.403.203.002.802.602.402.202.003.53.143.03.143.03.003.03.092.6892.62.642.592.4202320242025E2026E2027E中俄進口PNG中亞進口PNG油價掛鉤長協(xié)(近期)HH掛鉤長協(xié)油價掛鉤長協(xié)(早期)LNG現(xiàn)貨資料來源：iFinD，界面新聞，俄羅斯衛(wèi)星通訊社，Bloomberg，信達證券研發(fā)中心城燃公司從上游采購的天然氣的定價模式基本分為兩類：管制氣及非管制氣。其中，非管從上游氣源構(gòu)成的角度來看，管制氣主要包括國產(chǎn)陸上氣及2014年道氣（中亞、中緬進口管道氣資源多掌握在三定價方面，管制氣的售價嚴(yán)格受到發(fā)改委的管控，在各省/直轄市門從上游氣源構(gòu)成的角度來看，非管制氣為除管制氣外的所有氣源，主要包括國產(chǎn)海上定價方面，非管制氣定價可大致劃分為大型資源商綜合定價、順價定價以及市場供需定價三種。三大油為城燃采購天然氣的主要來源，以三大油為代表的大型資源供應(yīng)商通常與下游簽訂年度購銷合同，合同又分兩種定價方式：一為綜合定價，即將非管制氣資源池進行統(tǒng)一定價，售價在門站價的基礎(chǔ)上浮動，浮動范圍不的合同氣量（浮動量）跟上海交易中心進口現(xiàn)貨價格聯(lián)動，中石化有30%的合同氣量（定價量）參考中石化進口長協(xié)價格定價，中海油2024年夏季合同中供應(yīng)電廠資料來源：國家發(fā)改委，人民網(wǎng)-中國能源報，信達證券研發(fā)中心表7：2024年中石油、中石化合同氣定價表42%格聯(lián)動政府指導(dǎo)價30%基礎(chǔ)量20%40%定價量40%參考中石化進口長協(xié)價格定價順價量10%10%參考上海天資料來源：隆眾資訊，信達證券研發(fā)中心請閱讀最后一頁免責(zé)聲明及信息披露233.2城燃采購角度：中石油非管制氣價降幅有管制氣售價的上浮幅度受到20%的限制，氣價位于城燃公司采購氣源中的最低檔，對于該部分氣源城燃公司缺少議價權(quán)，我們預(yù)計未來幾年若油氣價格呈下行趨勢，管制氣價格降幅也相對有限，且隨著中石油自身氣源結(jié)構(gòu)對于非管制氣中三大油合同統(tǒng)一定價的部分，以中石油為例，中石油在定價時會綜合考慮諸如自有資源池的綜合成本、各種氣源間的交叉補貼、盈利平衡等多種因素。我們認(rèn)為若未來油氣價格趨于下行、天然氣供需格局整體偏寬松，非管制氣但在多重因素限制下，其售價大幅下降或隨油氣價格降幅同步下降的可能性較小，主要原第一，補貼中亞、中緬進口管道氣銷售虧損的需求。中石油的中亞、中緬進口管道氣成本與國際油價掛鉤，成本較高且波動較大，但銷售端按照管制氣的價格進行銷售，成本與售虧損金額接近3000億元，年均虧損金額在200億元以上。有詳細(xì)分類數(shù)據(jù)披露的2013-2016中緬進口管道氣合計虧損136億元。20道氣開始進口銷售疊加非管制氣售價提升，中石油進口氣銷售業(yè)務(wù)有所減虧，2021-2023年中石油銷售進口氣虧損額分別為72.12/232/132億元。我氣產(chǎn)生的大額虧損使中石油需通過維持其非管制氣的較高售價等途徑進行平衡。圖36：2011-2023年中石油國產(chǎn)氣及進口氣經(jīng)營利潤（億國產(chǎn)氣、管道及其他經(jīng)營利潤銷售進口氣經(jīng)營利潤1000.0800.0600.0400.0200.00.0(200.0)(400.0)(600.0)2011201220132014201520162017201820192020202120222023資料來源：中國石油公司公告，澎湃新聞，信達證券研發(fā)中心中亞管道氣虧損金額(億元,左)中緬管道氣虧損金額(億元,左) 進口LNG虧損金額(億元,左)中亞管道氣單方虧損(元/方,右) 中緬管道氣單方虧損(元/方,右)進口LNG單方虧損(元/方,右)0.0(100.0)(200.0)(300.0)(400.0)(500.0)(600.0)20132014201520160.0資料來源：中國石油公司公告，信達證券研發(fā)中心改革，成立國家管網(wǎng)公司收購中石油、中石化主要長輸管線等中游資產(chǎn)，如西氣東輸、川氣東送、陜京線等等。改革前二者幾乎壟斷了我國天然氣行業(yè)中游的管輸業(yè)務(wù)，在上下游的售價方面擁有較高的話語權(quán)；改革后天然氣管道對所有用戶平等、透明開放，上游氣源方可與下游買家直接對接，或?qū)е轮惺汀⒅惺谥杏苇h(huán)節(jié)因壟斷產(chǎn)生的部分收益減少。我們認(rèn)為，中石油、中石化因中游環(huán)節(jié)壟斷產(chǎn)生的收益下降或需通過提升其非管制氣售價福建省天然氣管網(wǎng)有限責(zé)任公司銷售公司六家分公司持有的成品油管線輸送及相關(guān)業(yè)務(wù)資料來源：中國石油公司公告，中國石化公司公告，信達證券研發(fā)中心第三，非管制氣資源池中高成本進口氣占比高，對其售價形成一定的支撐。從全國口徑來管制氣資源池中也有接近一半的氣量為進口氣。作為國有大型資源商，三大油早年與國外油價格，疊加運費后到華北、華東的終端成本較高（我們估算布油價格70美元/桶對應(yīng)華北表9：三大油2018年前簽訂且目前在執(zhí)行資料來源：CSIS，信達證券研發(fā)中心此外，非管制氣定價中，對于順價及市場化定價的部分，我們判斷若未來2-3年內(nèi)國內(nèi)外天然氣供需格局持續(xù)寬松、國際油氣價格中樞趨于下行，該部分氣源售價有燃公司上游采購成本有望呈下行趨勢，采購順價或定價更為市場化的氣源或?qū)ζ涑杀靖纳?023-2024H1我國城燃公司的購氣價差已呈現(xiàn)明顯下降趨勢，售氣價差也有所修復(fù)，但均本增長明顯。2021年我國四大全國性城燃公售氣價差嚴(yán)重縮水，2021年四大全國性城燃公司平均價差同比下滑0.05元/方（-8.3%緊張局勢的緩解，國內(nèi)城燃購氣成本有所下降，疊加下游居民順價的持續(xù)推進，售氣價差也有小幅修復(fù)，2023年四大全國性城燃公司平均價差同比修復(fù)0.01元/方（+2%2024H1其中原因，從上游來看主要為油價走勢依舊堅挺、油氣資源品價格的變動與掛鉤油氣的長協(xié)價格間存在時滯、中石油合同氣價降幅較小等；從下游來看，主要為全國各地順價機制尚未全部啟動、經(jīng)濟較弱下銷售給工商業(yè)的氣價有所下降等。我們認(rèn)為，未來2-3年內(nèi)隨著全球油氣價格中樞下移以及下游順價的持續(xù)推進，城燃公司的購氣成本仍有較大下行空從中石油非管制合同氣與進口LNG價格對源占比高、對三大油合同氣依賴度較低的城燃公司有望更顯著地享受成本下降帶來的盈利若此時HH氣價在4.8美元/百萬英熱以下，油價在70美元/桶以下，采購HH掛鉤長協(xié)及早期油價掛鉤長協(xié)成本會比采購非管制氣的成本更低，而若要近期掛鉤油價長協(xié)采購成本更下，采購HH掛鉤長協(xié)及早期油價掛鉤長協(xié)成本會比采購非管制氣的成本更低，而若要近期掛鉤油價長協(xié)采購成本更低只需油價在85美元/桶以下。我們預(yù)計未來2-3年內(nèi)HH協(xié)以及近年油價掛鉤長協(xié)相較中石油非管制氣的成本更圖38：2018-2024H1港股全國性城燃公司采購成本變化均價同比漲跌值(右)昆侖能源華潤燃?xì)庑聤W能源 2.5 2.5 1.5 0.5 0.02.362.00-0.05-0.06-0.23201820192020202資料來源：各公司公告，信達證券研發(fā)中心0.7 0.60.55 0.50.45 0.40.35 0.30.250.2昆侖能源新奧能源均值 0.06昆侖能源新奧能源均值 0.06530.04 0.020.00(0.04)(0.06)中國燃?xì)?.570.570.570.490.520.010.010.00-0.01-0.04-0.050.580.資料來源：各公司公告，信達證券研發(fā)中心HH價格（美元/百萬英熱）5.5 4.5 3.5 2.5 1.5 0.5HH價格（美元/百萬英熱）70%上浮60%上浮958580656045401.01.21.41.61.82.02.22.42.62.83.03.23.43.63.84.04.24.44.6長協(xié)終端銷售成本/中石油非管制氣合同氣價（元/方）HH掛鉤長協(xié)油價掛鉤長協(xié)-早期油價掛鉤長協(xié)-近期資料來源：國家發(fā)改委，中國海關(guān)，信達證券研發(fā)中心國內(nèi)管制氣氣源的占比逐漸下降，市場化定價氣源的占比趨勢性提升。上游氣源的結(jié)從上游氣源供應(yīng)結(jié)構(gòu)的變化以及下游中石油合同氣中管制氣和非管制氣的比例變化中均可看出，我國低價管制氣在整個天然氣市場中的占比呈下降趨勢。從上游來看，我國管制氣的氣源主要包含陸上常規(guī)氣及中亞進口管道氣，近年來國產(chǎn)陸上氣氣量增速顯著放緩，中導(dǎo)致管制氣在整個上游氣源供應(yīng)中的占比呈下降趨勢，由2019年的46%降至2023年的39%。與之對應(yīng)，從下游來看，2022-2024年中石油合同氣中非采外，采暖季管制氣供應(yīng)比例維持55%，已經(jīng)處于較低水平。管制氣占比下降，市場化定價氣源比例提升，預(yù)計未來趨勢或?qū)⒀永m(xù)。在天然氣市場化改革進程的推進之外，我國天然氣價格也在氣源結(jié)構(gòu)的變動中被動地趨于市場化。對于我國天然氣資源商來說，低價管制管制氣量占比非管制氣量占比資料來源：隆眾資訊，《財經(jīng)》，中國能源報，信達證券研發(fā)中心常規(guī)天然氣中亞進口管道氣占比2000.0800.0600.0400.0200.00.046%44%46%44%43%41%39%2019202020212022202348%46%44%42%40%38%36%34%資料來源：iFinD，鄒才能等《非常規(guī)油氣勘探開發(fā)理論技術(shù)助力我國油氣增儲上產(chǎn)》，中國石油新聞中心，石油商報，國家能源局，國家海洋科學(xué)數(shù)據(jù)中心粵港澳大灣區(qū)分中心，自然資源部海洋戰(zhàn)略規(guī)劃與經(jīng)濟司，中國通用機械工程協(xié)會，新浪財經(jīng)，上海石油天然氣交易中心，經(jīng)濟參考網(wǎng)，人民政府網(wǎng)，新華社，搜狐網(wǎng)，中國石油石化，信達證券研發(fā)中心我們認(rèn)為LNG現(xiàn)貨到岸大致可以代表在當(dāng)前的供需環(huán)境下，國內(nèi)對于購買補邊際最高意愿，因此在評價各種進口長協(xié)氣源的盈利空間時，主要選取國內(nèi)LNG現(xiàn)貨盈虧平衡點為HH=3.5美元/百萬英熱左右，近期油價掛鉤長協(xié)盈虧平衡點為Brent=72美元/HH長協(xié)與LNG現(xiàn)貨價差(美元/百萬英熱)5.04.03.02.01.00.00.0價差(現(xiàn)貨〓9美元)價差(現(xiàn)貨〓10美元)價差(現(xiàn)貨〓11美元)價差(現(xiàn)貨〓12美元)0.03.63.02.40.6HH氣價資料來源：陳蕊等《全球LNG貿(mào)易定價演變規(guī)律與新趨勢及相關(guān)啟示》，信達證券研發(fā)中心近期油價長協(xié)與LNG現(xiàn)貨價差(美元/百萬英熱)6.05.04.03.02.01.00.0價差(現(xiàn)貨〓9美元)價差(現(xiàn)貨〓10美元)價差(現(xiàn)貨〓11美元)價差(現(xiàn)貨〓12美元)布油價格資料來源：陳蕊等《全球LNG貿(mào)易定價演變規(guī)律與新趨勢及相關(guān)啟示》，信達證券研發(fā)中心早期油價長協(xié)與LNG現(xiàn)貨價差(美元/百萬英熱)3.02.01.00.0早期油價長協(xié)與LNG現(xiàn)貨價差(美元/百萬英熱)價差(現(xiàn)貨〓9美元)u價差(現(xiàn)貨〓10美元)u價差(現(xiàn)貨〓11美元)u價差(現(xiàn)貨〓12美元)0.80.3