原标题：【申万宏源石油化工】天然气行业深度：价格、需求与替代 天然气市场进入快速发展期

价格、需求与替代 天然气市场进入快速发展期

天然气市场进入快速发展期。天然气是清洁的化石能源，2005-15年间，全球主要化石能源的年均需求增长为：石油（1%）、天然气（2.3%）、煤炭（1.9%）；天然气的需求增速明显领先于其他化石能源。由于碳排放的需求，海外供应增加，以及随着液化技术的进步带来的成本下降，预计未来天然气仍将保持较快的需求增速。2017年1-8月，国内天然气产量978亿立方，同比增长9.2%；需求为1548亿立方，同比增长14.4%。

未来海外新增LNG供给量大，美国、澳大利亚引领未来天然气新增产能。2016年，美国首次开始出口液化天然气；至2017年1月，两列在Sabine Pass的液化能力为950万吨/年。此外，美国共有6个LNG项目正在建设中，总输出能力为5760万吨/年。海外巨头也纷纷扩张LNG领域，IGU预测至2022年，全球的天然气液化能力将会增加35%。

价格机制，未来有望更加市场化。天然气是区域定价的产品，整体的市场活跃程度不高。一般情况下，天然气的价格分为合约货和现货；同时按照天然气的形态不同，分为管道气、LNG、CNG等。由于天然气的市场化程度不高，加上运输及物流、仓储成本高，主要的区域定价方式有：Henry Hub、英国NBP、东北亚JCC、俄罗斯与中亚地区双边垄断的定价模式等。我们认为未来东北亚地区在LNG领域有更多的价格主导权，随着中国在天然气价格机制的市场化，海外货源的套利也将会更加频繁，均有利于下游的需求提升。

政策支持，未来相关能源产品替代空间大。2016年我国天然气消费占能源结构约6.2%，远低于世界平均24.1%的水平。国家《天然气发展“十三五”规划》明确提出提高天然气在能源中消费比例；发挥市场配置资源的决定性作用，逐步把天然气培育成主体能源之一。目前天然气在下游应用领域中面临着石油、煤炭、LPG等产品的价格竞争；但随着中国对于碳减排的承诺、技术进步带来LNG的使用效率提升、油价长期上涨等因素下，未来天然气消费在相关能源领域占比提升空间广阔。

结论与投资推荐：我们看好未来国内天然气需求的提升，重点推荐国内LNG分销及物流商恒通股份；推荐具备海外天然气资源，未来有望进行LNG套利的新奥股份、中天能源；推荐长期布局天然气产业的能源巨头中国石化、中国石油等。

正文

1．天然气 进入快速发展期

1.1 天然气在能源消费占比提升 中国引领消费增长

天然气是清洁能源，中国引领天然气需求增长。天然气是清洁的化石能源，由于碳排放的需求，以及随着液化技术的进步带来的成本下降，预计未来仍将保持较快的需求增速。2018年1-8月，国内天然气产量978亿立方，同比增长9.2%；需求为1548亿立方，同比增长14.4%。

天然气需求增速明显领先于其他化石能源。根据BP能源统计，2016年全球天然气消费32.04亿吨（原油当量）或35429亿立方米；在全球总体能源消费占比约24%；但在历史上，除个别年份外，天然气的需求增速是超越总体能源的需求增速。2005-15年间，全球主要能源的年均增长为：石油（1%）、天然气（2.3%）、煤炭（1.9%）；天然气的需求增速明显领先于其他化石能源。

LNG的输出、再气化、物流体系的完善。天然气是全球能源体系中的重要组成部分，主要成分是甲烷；通常情况下是低温-162ºC (-260ºF)液化成LNG的形式进行仓储物流。随着海外LNG输出终端的陆续投产，以及国内接收设施的完善，预计未来LNG贸易在天然气中的占比将会持续提升，也为需求带来了更多的便捷。2016年，全球LNG的贸易量达到2.58亿吨，相比于2015年增加1310万吨。

2018年我国天然气需求增速明显回升。我国的天然气在2007-2014年间大多数时均保持两位数的需求增速，但是在2015年增速仅3%。我们认为主要是由于1）2014年四季度起油价下跌，天然气性价比不突出；2）价格机制，国内合约量比例较高；3）管网体系建设不够完善等。

近年来我国天然气发展保持快速发展的态势，天然气产量从2012年的1077亿立方米，增至2016年的1369亿立方米，稳居世界第六位。同时，天然气消费量也从2012年的1676亿立方米，增至2016年的2058亿立方米，占一次能源的消费比重从5.4%增至6.2%。我国也在2013年成为世界第三大天然气消费国。

2017年1-8月份，中国天然气产量977.7亿立方米，同比增长9.2%；进口天然气4246万吨，同比增长25.5%。随着冬季北方的供暖陆续开始，加之环保催生下游“煤改气”，天然气需求有望持续快速增长。

1.2 能源巨头布局LNG领域重点扩张

海外巨头布局LNG更多是为了清洁能源的考虑。天然气在燃烧发电时产生的二氧化碳是煤炭的一半，氮氧化物和其他危害健康的颗粒物的排放量是煤炭的四分之一。为此，全球能源巨头纷纷布局天然气，尤其是LNG领域，包括上游开采、液化、运输贸易、终端设施建设等。

壳牌押宝未来天然气市场需求。例如：2016年，荷兰皇家壳牌以约530亿美元收购英国天然气集团（BG）的交易，成为全球最大液化天然气公司。此外，壳牌订制的Prelude漂浮式液化天然气设施（FLNG）是全球最大的漂浮式生产设施，投入到西澳大利亚Broome海岸运行。Prelude FLNG的尺寸相当于6艘航母，年处理600万吨的LNG（>360万吨/年）、LPG（>40万吨/年）和凝析液（>130万吨/年）。

低油价下三桶油的天然气产量稳步增长，对于天然气有持续的资本开支。低油价背景下，中国石化天然气产出仍有增长，2016年天然气产量766.12十亿立方英尺，同比增长4.3%；2017 年计划资本支出人民币1102 亿元，其中很大一部分用于天然气和页岩气业务。中国石油2016年可销售天然气产量3008.3十亿立方英尺，同比增长3.6%。

由于LNG在前端设计、项目管理等需要很大的资本投入；传统上LNG的生产一直集中在少数几家大型石油公司手中；而中小型LNG上游开发公司，以及LNG的买家通过参股的形式参与LNG的项目，但是主导权仍是大型独立的国际石油公司。

如今，两家最大的液化天然气生产商(卡塔尔石油和壳牌)共同占据了29%的市场份额；排名前五的生产商总计份额为50%；排名前九名的总计份额为68%。

未来，随着LNG参与者的增加，市场变得更加多样化。美国未来的LNG项目中，很多是产业链中等规模的企业，大型石油公司参与的较少。一些参与是电力公司，如来自亚洲和欧洲的公用事业公司，以及日本的贸易公司。

1.3 政策支持 天然气成为全球能源的发展方向

国家《天然气发展“十三五”规划》明确提出提高天然气在能源中消费比例。发挥市场配置资源的决定性作用，创新体制机制，统筹协调发展，以提高天然气在一次能源消费结构中的比重为发展目标，大力发展天然气产业，逐步把天然气培育成主体能源之一，构建结构合理、供需协调、安全可靠的现代天然气产业体系。至2020 年国内天然气综合保供能力达到3600 亿立方米以上。

许多国家正在改革天然气市场，以增加天然气的使用并吸引新的投资。包括墨西哥、中国和埃及在内的多个国家正在推进重要的天然气市场改革，允许更多的私有部门参与天然气的供应、运输和销售，并在天然气基础设施领域引入第三方准入。如果严格执行，这些改革可以给整个供应链带来更多投资，并产生更可持续的需求和供应平衡。包括天然气补贴在内的燃料补贴在。（来自IEA GAS2017 Analysis and Forecasts to 2O22执行摘要）

2. 美国、澳大利亚引领未来LNG新增供给

2.1 页岩气革命带来美国LNG的供应大增

预计美国未来天然气产出，以及LNG输出量大增。美国是世界上最大的天然气生产国，由于页岩气革命的兴起，预计未来五年产量将会持续增长，将占全球产量增长的近40％。根据EIA数据，2016年美国天然气干气产量为26.7万亿立方英尺（约7476亿立方米），进口3006十亿立方英尺（841.7亿立方米），出口2335十亿立方英尺（653.8亿立方米）；出口量连续扩大。在预测期内，美国天然气产量预计每年将增长2.9％，增加1400 亿立方米。到2022 年，美国将生产约8900 亿立方米，占全球天然气总产量的22％。尽管由于工业需求的增加，美国国内天然气需求增长，但一半以上增加的产量将转为液化天然气出口。美国将挑战澳大利亚和卡塔尔在液化天然气出口中的全球领导地位。

美国预计未来LNG出口比例增加。2016年，美国首次开始出口液化天然气。至2017年1月，两列在Sabine Pass液化能力为950万吨/年；截至2017年1月，共有6个项目正在建设中，总输出能力为5760万吨/年。

2016年美国的天然气进口主要来自于：加拿大（2.917TCF）、特立尼达和多巴哥（0.084TCF）、挪威（0.003TCF）、墨西哥（0.001TCF）；出口国是墨西哥（1.405TCF）、加拿大（0.771TCF）、智利（0.294TCF）、印度（0.0174TCF）、阿根廷（0.0173TCF）、中国（0.0172TCF）等。美国与加拿大以及墨西哥的天然气进出口主要是通过管线运输。

美国仍有大量天然气需要分离。2016年美国来自于油田、气田、煤层气以及页岩气的气体粗产出为32.6TCF（万亿立方英尺），除去火炬、非碳氢分离、油藏注气、湿气分离后的天然气干气产量为26.7TCF。

2.2 LNG液化能力提升 未来海外供给大增

世界上石油（原油+油品）国际贸易量一般为生产量的61%～74%之间，而天然气国际贸易量一般为生产量的23%～31%。其中LNG是天然气贸易中的主要组成。

全球天然气液化能力、出口设施的增加，海外供应量大增。LNG 为常压低温储藏，比CNG、LPG 常温高压储存更加安全。更为重要的是，单位体积的LNG气化后是原液态的600 倍，而CNG、LPG 减压后的体积仅是原高压状态的200 ～ 250 倍，因此LNG 的储存密度更大。根据IGU数据，2017年1月，全球名义的液化产能为339.7百万吨/年，相对于2015年末增加了3500万吨产能。

2016年LNG散货的出口增加主要来自于澳大利亚，增加了1500万吨，至4430万吨。同时美国从位于路易斯安那州的Sabine Pass出口了290万吨LNG。未来LNG的需求增长主要来自于政策以及浮动储存再气化装置（FSRUs），替代本土天然气生产、小型的液化和运输。

目前美国和加拿大已经宣布了664万吨/年的LNG产能，其中包括美国现有在建的68.1万吨/年的产能。IGU预测至2022年，全球的天然气液化能力将会增加35%；当前正在建设的液化产能为114.6百万吨/年，主要是美国（57.6百万吨/年）、澳大利亚（31.1百万吨/年），其余为俄罗斯（16.5百万吨/年）、马来西亚（2.7百万吨/年）、印度尼西亚（4.3百万吨/年）、喀麦隆（2.4百万吨/年）。

2.3 国内终端接受能力加强 未来套利空间加大

十二五期间，我国基础设施布局日益完善。“十二五”期间我国累计建成干线管道2.14万公里，累计建成液化天然气（LNG）接收站9 座，新增LNG 接收能力2770 万吨/年，累计建成地下储气库7 座，新增工作气量37亿立方米。截至2015 年底，全国干线管道总里程达到6.4 万公里，一次输气能力约2800 亿立方米/年，天然气主干管网已覆盖除西藏外全部省份，建成LNG 接收站12 座，LNG 接收能力达到4380 万吨/年，储罐罐容500 万立方米，建成地下储气库18 座，工作气量55亿立方米。全国城镇天然气管网里程达到43 万公里，用气人口3.3亿人，天然气发电装机5700 万千瓦，建成压缩天然气/液化天然气（CNG/LNG）加气站6500 座，船用LNG 加注站13 座。

中国LNG终端接受能力仍然需要提高。至2017年1月，全球LNG的终端接收能力为795百万吨/年，目前中国的终端接收能力为5130万吨/年，占全球接受能力的6.45%；与我国的能源消费结果相似，我国的LNG接受终端能力也低于日、韩等可比国家。2016年我国原油需求占全球的13.1%，煤炭占50.6%，天然气占5.9%。

3. 天然气定价体系 中国需求有望受益于市场化

3.1 主要天然气的价格公式

天然气是区域定价的产品，整体的市场化程度不高。一般情况下，天然气的价格分为合约货和现货；同时按照天然气的形态不同，分为管道气、LNG、CNG等。由于天然气的市场化程度不高，加上运输及物流、仓储成本高，世界范围内主要的定价中心有：

1、 在北美形成了以亨利枢纽(Henry Hub)为核心的定价系统。

2、 在英国定价系统中也形成了一个虚拟平衡点(NBP)。

3、 东北亚：与日本进口原油加权平均价格(JCC)挂钩的定价

4、 俄罗斯与中亚地区：双边垄断的定价模式

2016年天然气管道气的量占全世界消费的18%，大约6500亿立方米；其中价格与油价挂钩的占比35%，与天然气交易市场挂钩的占57%，双边垄断定价的占8%。

1、 与天然气交易市场挂钩的主要是欧洲（德国、意大利、法国、英国等国）和北美。

2、 与油价挂钩的主要欧洲（土耳其、意大利、西班牙、德国等国），亚洲。

3、 双边垄断定价模式主要前苏联和中东地区（俄罗斯供应白俄罗斯，卡塔尔供应阿联酋）。

以LNG形式进口的价格中24%与天然气交易市场挂钩，76%与油价挂钩。

1、与油价挂钩的主要在亚太地区，如日本、韩国、中国台湾、中国、印度；欧洲是西班牙、土耳其、法国、意大利。

2、与天然气交易市场挂钩主要是北美、英国、比利时、荷兰等。

3、天然气的价格整体滞后于油价的表现，因此在2014年四季度油价下跌后，天然气合约货的价格仍然居高。

从天然气各区域的价格来看，日本的LNG的进口价格一直居高；且价格的下降幅度滞后于油价。且进口的价格分为合约货与现货，在不同的时期，价格差异也比较大。

3.2 未来LNG的价格有望更加市场化

东北亚地区虽然是全球天然气的主要消费地，但是一直存在定价权的缺失，长约价格也没有合理的Benchmark挂钩。随着东北亚地区在LNG市场的参与度越来越提高，Platts JKM的定价已经越来越多的用于亚洲的液化天然气价格基准。

天然气具有很强的区域性，同时季节性也很明显。往往是在夏季价格低，冬季价格高。2016年东北亚地区的LNG现货平均价格为5.52美金/百万英热，比2015年下降2.32美金/百万英热。由于合约货的价格复杂，但是在一般情况下，天然气市场过剩时，现货价格低于合约货的价格；市场紧缺时，现货价格高于合约货的价格。

未来LNG的价格机制将会更加市场化。由于物流限制，天然气是区域定价的产品。2014年四季度起，因为国际油价下跌，天然气合约货与现货价格差距扩大；目前天然气现货的价格优势凸显。

越来越多的LNG交易，也为金融市场提供了一种有效的对冲和风险管理工具。基于Platts JKM的定价基准的LNG掉期交易也更加活跃。

中国LNG的进口价格包括合约、现货；在2014年四季度油价下跌之前，合约价格是低于市场现货价格。但是从2015年起，LNG的现货价格大幅下跌。

3.3 LNG套利空间假设

套利（arbitrage）分为时间套利、空间套利、产品套利等。随着物流设施、货源供应的完善，未来海外LNG到国内的套利空间也将更加频繁。

时间套利：基于未来产品的价格趋势判断，合约货与现货的价格差。

空间套利：根据不同产地的货源与客户目地地，采用最优化的物流方式或者换货（SWAP）。

产品套利：类似能源产品的价格，或者产业链上下游的价格进行套利。

2016年美国通过Sabine Pass出口了LNG到中国，我们认为未来LNG将会有更多的套利空间。由于现货价格存在这季节性的波动，加上出口设施、国内接收设施的完善，未来LNG的跨区域套利、时间套利将会更加频繁。

4. 熵与焓 能源相关性和替代

天然气与煤炭、原油、液化石油气等在热值方面具有互相替代的效应。热值是指单位重量燃料燃烧时所产生的热量，是评价燃料质量的重要指标，单位以兆焦/千克（MJ／kg）表示。平均低位发热量，石油为41.87MJ/kg，天然气为38.97MJ/kg，原煤为20．93MJ/kg。

焓，是一个热力学系统中的能量参数。

熵，热力学中表征物质状态的参量之一，是体系混乱程度的度量。

但对于能源的使用，考虑到热值（焓）之外，也要考虑到能源的有序性。无疑，天然气的熵值远低于石油、煤炭等传统能源，其燃烧效率以及清洁性要远高于其他化石能源。

4.1 天然气与原油

天然气是最清洁的碳氢化合物燃料。作为一种运输燃料，天然气是最清洁的碳氢化合物燃料。与柴油和汽油相比，天然气可以减少20-30%的温室气体排放。

一般而言，天然气的价格是滞后于原油价格；我们以油气比作为参考；油气比越高，说明天然气相对于原油的性价比越高。目前，油气比仍然低于历史平均，但是整体而言，油价上涨对于天然气的使用需求产生刺激。

天然气与原油在下游应用的重叠部分主要是在交通运输行业。但是对于原油的替代存在滞后性。即油价上涨后一段时间，或天然气成本下降后一段时间，产生需求的替代。

4.2 天然气与煤炭

天然气与煤炭的替代主要是体现在发电和工业燃料方面。发电和工业燃料上天然气热效率比煤炭高约10%，天然气冷热电三联供热效率较燃煤发电高近1倍。天然气二氧化碳排放量是煤炭的59%、燃料油的72%。大型燃气-蒸汽联合循环机组二氧化硫排放浓度几乎为零，工业锅炉上二氧化硫排放量天然气是煤炭的17%、燃料油的25%；大型燃气-蒸汽联合循环机组氮氧化物排放量是超低排放煤电机组的73%，工业锅炉的氮氧化物排放量天然气是煤炭的20%；另外，与煤炭、燃料油相比，天然气无粉尘排放。

中国“十三五”计划为天然气提供了强有力的政策支持。帮助其在几乎所有行业抵制来自煤炭的激烈竞争。 在发电、家庭供暖和工业应用部门（如纺织、食品和其他制造业等）用天然气替代煤炭可大幅提升天然气在中国的使用。到2022 年，中国消费量将达到3400 亿立方米，其中进口量将从2016 年的700 亿立方米增长到1400 亿立方米。

同时，与欧美发达国家相比，我们认为我国的天然气价格体制还存在不足。比如：美国的居民用气价格最高，超过发电和工业用气价格的2倍。欧洲的英国、芬兰等欧洲国家居民用气价格均高于发电用气价格。

中国发电和工业用气价格则高于居民用气价格。

天然气与煤炭之间的竞争，除了在价格方面，还存在环境与效率等方面的竞争。

4.3 天然气与液化石油气

液化石油气（LPG），其主要成分为丙烷、丁烷；按比例添加成液化气进行民用销售，如夏天中丁烷的使用的比例偏高，冬季丙烷的使用比例偏高等。其主要来源有：

1、油田伴生气：以中东为主，主要来自于原油开采过程中的油田伴生气。

2、页岩气：以美国为主，页岩气的湿气，经过脱硫，分离成丙烷、丁烷等。

3、炼厂副产：通常是炼油厂副产的液化气，但是成分复杂，主要有丙烷、丁烷、丁烯等。作为化工原料需要进一步分离，而且对应不同原料的原油，液化气的成份也不同。近年来，随着国内石化企业对于碳四的深加工，以及部分乙烯原料轻质化，这部分原料相对较少。

同属能源产品，天然气与液化石油气LPG在部分领域的应用可以互相替代。2017年，海外的LPG价差上涨幅度较快，这也刺激了未来LNG在部分应用领域的需求。

未来，随着大城市管道燃气的普及，瓶装液化气会退出市场,天然气可以取代LPG；但在管道气配套不到位的地区以及成本较高的地区，如郊区和偏远城镇没有管道气的地方仍然会继续使用LPG。此外，在一些特殊场合，如焊接切割或建材生产，LPG具备的热值、使用温度、及特性等使其不能完全被天然气取代。

5. 结论与投资建议

我们看好未来国内天然气需求的提升，重点推荐国内LNG分销及物流商恒通股份；推荐具备海外天然气资源，未来有望进行套利的新奥股份、中天能源；推荐长期布局天然气产业的能源巨头中国石化、中国石油等。

5.1 恒通股份：LNG的贸易、物流运输的投资标的

2017年上半年，公司LNG贸易形式的销售约为40万吨，同比增长93%。2014年12月，公司控股73%、中石化天然气参股27%的华恒物流（现更名为华恒能源）成立，为中石化位于青岛、天津的LNG接收站提供配送及分销服务。我们认为公司的LNG区域布局良好，原料保证性强；同时公司的资产相对较轻，商业模式清晰，未来成长性明确。我们认为公司在物流行业的外延发展有较好的发展空间。

5.2 新奥股份：拥有海外资源优势 未来整合空间大

公司在沁水新奥以煤层气制LNG，其中一期日处理LNG15万方、二期30万方，合计日产平均45万方；新能能源正在建设的20万吨稳定轻烃项目投产后可同时年联产2亿方天然气。

公司于2014年收购了中海油北海45%股权，中海油北海LNG工厂设立于北海涠洲岛，LNG加工的原料气为中海油海上石油伴生气，产品主要销往珠三角地区。

公司持有澳大利亚第二大油气上市公司Santos 10.07%股权，为其第一大股东。Santos具备油气当量2P储量为8.9亿桶，2017年产量目标为57-60百万桶油当量。

5.3 中天能源：LNG中转提升未来天然气产业链协同

公司收购油气田NewStar 和Longrun，拥有了自有海外气源，对LongRun公司的股权为50.26%。Long Run位于加拿大的，拥有2P储量约1.47亿桶油当量，目前日产量35000多桶油当量 （约200万吨/年）。

布局LNG中转储备站建设。公司推进江阴LNG中转储备站，同时对控股潮州华丰进行投资，在5万吨级基础上扩建成8万吨级LNG/LPG接收储配站。未来实现海外LNG进口与分销，对未来公司整体的天然气产业链产生协同。

5.4 中国石化：上下游产业链完善 受益于未来油价温和上涨

至2016年底，公司具备天然气探明储量7178（十亿立方英尺）；公司2016年油气产量431.29百万桶，同比减少8.6%；其中：原油产量303.51百万桶，减少13.2%，天然气产量766.12（十亿立方英尺），同比增加4.3%。

进入最佳盈利区间。我们认为随着油价企稳并达到新的平衡，随着需求上升价格将会逐渐向上，有利于上游利润的恢复。同时，炼油及石油化工在过去几年行业的资本开支不足，下游需求稳定增长的背景下，盈利有望长期向好。

5.5 中国石油：国际能源巨头 资源储量大

公司上游资源储量价值高，原油上涨的弹性标的。公司2016年原油证实储量为74.38亿桶，天然气证实储量78.712万亿立方英尺；公司对应资源储量与市值相比，是原油上涨的弹性标的。

上下游产业链，资产重估价值高。公司2016年原油产量920.7百万桶，天然气产量3274.5十亿立方英尺；加工原油953.3百万桶，生产乙烯558.9万吨；同时公司运营加油站数量达20895座。我们认为公司未来存上下游资源整合能力，同时未来资产重估价值高。

6. 风险提示

国内外的天然气供应不稳定。中国对于天然气的需求缺口将会逐年加大，如果未来国内供应不稳定或者终端的接受设施不足，则会影响到国内的下游生产和消费稳定。

油价大幅下跌风险。天然气的价格和需求与油价息息相关，如果油价大幅下跌，则有可能会抑制未来的天然气需求，同时与油价挂钩的长期合约受损。

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