石油化工行业天然气系列报告之（二）：寻路2018年冬季“气荒” 38页

'目录全球供应宽松，国内供不应求5国内天然气储采比较低，产量增速较缓5进口量持续攀升，管输能力季节性不足6LNG接收能力依旧不足，接收站发展空间广阔9调峰：储气库规模有限，调峰能力严重不足14储气库工作气量和采气速率有待提升14我国储气库主要集中在京津冀及其周边地区18需求：多重利好加速推动天然气应用20整体规划：逐步提升天然气能源消费占比20局部推进：加大北方冬季清洁取暖力度22冬季天然气供给缺口依然存在27投资建议：关注新奥股份、广汇能源、中国石油等天然气相关标的29图表目录图1：全球天然气供给持续宽松5图2：2014年以来全球天然气出口量显著提升5图3：2010年页岩气革命后，美国页岩气产量大幅提升5图4：预计2020年全球LNG供给依然充裕5图5：2017年我国天然气探明储量仅占全球2.8%6图6：2017年我国天然气探明储量同比增速仅2.1%6图7：我国天然气剩余可采储量占比较低6图8：2017年我国天然气产量中常规气占比达89%，增速较缓6图9：两桶油储采比持续下滑6图10：近五年国内天然气产量复合增速变缓6图11：2017年我国天然气对外依赖度接近40%7图12：进口LNG增速显著提升7图13：我国天然气季节性消费明显7图14：管道气进口量旺季增幅有限7图15：管道气进口量增速较低，土库曼斯坦进口量占比较高8图16：我国进口天然气管道和国内西气东输管道分布情况8图17：LNG接收站负责接收、储存及气化LNG9图18：LNG接收站输出包括液态槽车运输和气态管道运输9图19：我国LNG接收站利用率较高9图20：我国LNG进口量旺季显著提升，接收站满负荷运行9 图21：目前华东、华南地区天然气门站价较高(元/立方米)10图22：华东、华南天然气市场价(民用)较高10 图23：“三桶油”签署SPA协议多在2006-2014年之间11图24：“三桶油”签订协议多数持续到2030年后11图25：国营接收站签署合约价格（主要参考日本LNG价格）较高11图26：亚洲地区LNG价格与油价挂钩11图27：我国已投产LNG接收站分布在华南、华东的沿海地区和环渤海沿线12图28：全球典型的天然气储气库主要有四种类型14图29：各类型储气库的数量、库容、工作气量和最大采气速率占比14图30：盐穴型储气库工作气量占库容比例最大，利用率最高14图31：单位库容和工作气量下盐穴型储气库采气速率最大14图32：美国储气库发展已经进入成熟平稳期15图33：俄罗斯储气库在20世纪中叶便已开始建设15图34：目前北美、欧洲和独联体国家储气库建设已经进入成熟阶段15图35：2016年我国储气库工作气量仅占全球约3%15图36：我国储气库建设起步于20世纪90年代左右，目前仍处于发展初期16图37：欧洲实际调峰储气量显著低于储气库的工作气量16图38：我国储气库工作气量较低17图39：我国储气库工作气量占天然气消费量比例远低于世界平均水平17图40：我国储气库的最大采收速率有限17图41：按照最高采气能力开采我国工作气量所需天数高于世界平均水平17图42：储气库的采气速率随着地层压力的降低而不断下滑17图43：国内储气库主要分布在京津冀及其周边地区，整体储气库数量有限18图44：当前我国空气质量在全球处于较落后水平20图45：近年来中国城市化率水平持续以较快速度提升20图46：近年天然气消费量较快增长主要由城镇燃气及发电用气需求拉动21图47：近年来国内一次能源消费量同比增速与GDP同比增速存在一定正向相关21图48：2017年我国天然气需求主要由城镇燃气和工业燃料贡献22图49：未来3年我国天然气需求中城镇燃气占比有望持续提升22图50：2016年我国北方地区清洁取暖比例约为34%22图51：我国北方地区清洁能源取暖率计划逐步提升22图52：2017年秋冬京津冀及周边地区PM2.5平均浓度同比显著下降，多数城市超额完成目标24图53：2017年秋冬京津冀及周边地区重污染天数同比明显减少，多数城市超额完成目标24图54：2017秋冬京津冀及周边PM2.5浓度及重污染天数均同比下滑24图55：2017年京津冀及周边环保行动空气质量目标完成情况超出预期24图56：2017年天然气表观消费量峰值同比涨幅较小，为供应不足所致25图57：2017年冬季出现“气荒”，LNG价格大幅上行26表1：我国新增的管道输送能力预计到2020年才能投产7表2：国营LNG接收站的传统合同限制性较大10 表3：目前我国LNG接收站接收能力为7,290万吨/年12表4：我国LNG接收能力分布情况13表5：储气库主要分布在天然气消费集中地区和气源区，中石油运营25座储气库中的23座18表6：我国储气库主要功能参数对比19 表7：我国各地区储气量及调峰能力对比19表8：“十二五”时期天然气行业发展情况及“十三五”时期天然气行业发展目标20表9：未来3年我国天然气消费量变化预计（亿立方米）21表10：2017年京津冀及周边地区清洁能源替代工作计划表（万户）23表11：2017年冬季采暖季天然气短缺情况较为突出（亿立方米）25表12：2018年清洁能源替代工作范围或将进一步扩大26表13：2018年京津冀三地清洁能源替代工作明显细化26表14：2018年清洁能源替代工作范围或将进一步扩大27表15：2018年供暖季全国天然气供应能力27表16：2018年供暖季天然气缺口为48亿立方米左右（亿立方米）28 全球供应宽松，国内供不应求国内天然气储采比较低，产量增速较缓全球天然气供给持续宽松。全球传统的天然气三大贸易市场是美国、欧洲及东亚地区，其中美国天然气自给自足，欧洲市场则主要依赖进口俄罗斯天然气，而东亚市场主要依靠进口液化天然气，三个市场相对独立。2014年以来，受美国页岩气革命等因素影响，全球天然气贸易量大幅提升。根据FACTS、WoodMac等预测，未来全球LNG供给仍较为充裕，全球天然气供需格局趋于宽松。图1：全球天然气供给持续宽松图2：2014年以来全球天然气出口量显著提升4.03.53.02.52.010%8%6%4%2%0%-2%200020012002200320042005200620072008200920102011201220132014201520162017-4%全球天然气产量(万亿立方米)全球天然气消费量(万亿立方米)全球天然气产量同比(右)全球天然气消费量同比(右)1,2001,1501,1001,0501,000950十亿立方米十亿立方米20102011201220132014201520162017全球天然气出口量美国天然气出口量（右）1009080706050403020资料来源：BP，资料来源：Wind，图3：2010年页岩气革命后，美国页岩气产量大幅提升图4：预计2020年全球LNG供给依然充裕5.04.54.03.53.0FACTSWoodMac2020年全球LNG供给量（亿吨）2020年全球LNG需求量（亿吨）资料来源：EIA，资料来源：FACTS，WoodMac，我国天然气探明储量有限，产量增速水平较低。目前我国天然气探明地质储量约为5.5万亿立方米，占全球探明储量仅2.8%，资源禀赋有限。2017年我国天然气产量为1,474亿立方米，同比增速仅7.7%（其中常规气占比达89%），远低于同年表观消费量增速14.7%，近五年天然气产量的复合增速已下降至6.7%。我国天然气产量中大部分由中石油和中石化贡献，自2010年以来，“两桶油”1天然气的储采比不断下滑，剩余开采年限处于历史低位。 1本文“两桶油”均指中国石油和中国石化的简称 图5：2017年我国天然气探明储量仅占全球2.8%图6：2017年我国天然气探明储量同比增速仅2.1%12%1%2%2%2%2%3%3%3%3%4%5%10%18%13%17%俄罗斯伊朗卡塔尔土库曼斯坦美国沙特委内瑞拉阿联酋中国尼日利亚阿尔及利亚澳大利亚伊拉克印尼马来西亚其他地区640%35%530%425%20%315%10%25%10%-5%200120022003200420052006200720082009201020112012201320142015201620170-10%中国天然气探明储量(万亿立方米)中国天然气探明储量同比(右)资料来源：BP，资料来源：BP，图7：我国天然气剩余可采储量占比较低图8：2017年我国天然气产量中常规气占比达89%，增速较缓亿立方米14121086420常规气(包括致密气)煤层气页岩气60%50%40%30%20%10%0%1,6001,4001,2001,0008006004002000常规气页岩气煤层气煤制气40%亿立方米35%30%25%20%15%10%5%0%探明地质储量剩余可采储量剩余可采率(右)产量同比（右）资料来源：《中国天然气发展报告（2017）》，资料来源：《中国天然气发展报告（2018）》，图9：两桶油储采比持续下滑图10：近五年国内天然气产量复合增速变缓602,0001,800501,600401,400301,200201,0008001060020002001200220032004200520062007200820092010201120122013201420152016201720072008200920102011201220132014201520162017040016%14%12%10%8%6%4%2%0%中国石油天然气储采比中国石化天然气储采比天然气产量(亿立方米)天然气产量同比(右)资料来源：公司公告，资料来源：Wind，进口量持续攀升，管输能力季节性不足天然气进口量持续提升，LNG成进口主力。在国内天然气需求高速增长和产量增速放缓的背景下，我国天然气对外依赖度逐年提升，2017年接近40%。进口天然气主要分为管道气和LNG，其中管道气受限于管道建设时间较长、政策导向和投资成本较高等原因，新增管输设施有限， 进口增量不足。因此，LNG成为我国天然气进口增量的主要来源，2017年LNG进口量增速高达46.4%，近5年复合增速高达21.0%。 图11：2017年我国天然气对外依赖度接近40%图12：进口LNG增速显著提升1,000800600400200045%40%35%30%25%20%15%10%5%0%3,0002,5002,0001,5001,000500080%亿立方米LNG5年CAGR：21.0%管道气5年CAGR：15.8%天然气5年CAGR：6.7%70%60%50%40%30%20%10%0%2017-10%20072008200920102011201220132014201520162017200520062007200820092010201120122013201420152016产量同比(右)LNG同比(右)管道气同比(右)资料来源：Wind，资料来源：Bloomberg，Wind，天然气净进口数量(亿立方米)对外依赖度(右)天然气产量LNG进口量管道气进口量天然气消费旺季进口气管输能力明显不足。自2014年我国中亚天然气管道C线投产以来，我国再未有新增进口气管道投产。随着近些年天然气需求的不断增长，进口管输能力显著不足，管道气进口量增速放缓。并且我国天然气消费季节性明显，需求旺季时我国管道气进口量受制于管输能力的限制，增幅极为有限。目前正在建设的中俄天然气管道东线，即“西伯利亚力量”中国支线，设计总输气量为380亿立方米/年，截止到2018年7月管道建设已完成76%，计划今年年底管道铺设完毕，预计在2019年12月启动供气，第一阶段的供气量仅为80亿立方米/年，而对比2017年我国300亿立方米/年以上的天然气需求增量，进口管输能力增量仍较为有限。管道名称长度（km）设计输量（亿立方米）投产年份状态表1：我国新增的管道输送能力预计到2020年才能投产中亚天然气管道300A1,8332009年10月B1,8332010年10月投产C1,8332502014年5月D1,000300"十四五"规划中缅天然气管道1,7271202013年7月投产中俄天然气管道东线3,4503802019年12月在建存量合计670存量+增量合计1,350资料来源：中国石油报，图13：我国天然气季节性消费明显图14：管道气进口量旺季增幅有限25023021019017015013011090350万吨30025020015010050亿立方米700102030405060708091011122018年2017年2016年2015年2014年2013年2012年006070809101112010203040520172016201520142013201220112010 资料来源：Bloomberg，Wind，资料来源：Wind， 图15：管道气进口量增速较低，土库曼斯坦进口量占比较高万吨3,5003,0002,5002,0001,5001,00050060%50%40%30%20%10%00%201220132014201520162017土库曼斯坦哈萨克斯坦乌兹别克斯坦缅甸管道气进口量同比(右)资料来源：Wind，图16：我国进口天然气管道和国内西气东输管道分布情况资料来源：中石油新闻网， LNG接收能力依旧不足，接收站发展空间广阔LNG接收站具备接收、储存和气化功能。LNG接收站包括码头、储罐区和气化外输装置等，负责LNG的接收、储存、气化，多建设在天然气消费量较高的沿海城市，往往靠近具有停靠大型LNG运输船能力的优质码头，其输出的液态LNG主要通过槽车运输，而气态LNG则通过管道输送至供气管网。图17：LNG接收站负责接收、储存及气化LNG图18：LNG接收站输出包括液态槽车运输和气态管道运输资料来源：IGU，资料来源：YOKOGAWA，旺季LNG进口量大幅提升，接收站接收能力显著不足。天然气需求季节性十分显著，在每年的冬季供暖期天然气需求大幅上涨，而且近两年我国煤改气政策的施行加剧了冬季需求的增长。2017年我国LNG进口量同比提升46.4%，这导致接收站旺季超负荷运行。在日本、韩国、英国和法国等LNG接收站发展较为成熟的国家，LNG接收站全年利用率稳定在25%-40%的水平，而我国由于LNG接收站数量不足、接收能力有限，其全年利用率达到近60%左右，远高于发达国家平均水平。整体而言，虽然近年来LNG进口量增速较高，但是我国LNG接收站的接收能力依旧十分欠缺。图19：我国LNG接收站利用率较高图20：我国LNG进口量旺季显著提升，接收站满负荷运行60%50%40%30%20%10%7006005004003002001000万吨2018年月度平均接收能力524549608010203040506070809101112201320142015201620172018201720162015中国日本韩国法国英国2014201320122011资料来源：Bloomberg，资料来源：Wind，Bloomberg，沿海地区LNG消费市场大，终端价格高。沿海工业经济发达地区天然气消费量较高，民营LNG接收站主要位于华东、华南地区，市场发展潜力较大。此外，沿海天然气消费地区距离陆上气源区较远，运送管道气成本较高，因此沿海地区的管道气门站价较高，即使进口LNG成本较高，也同样具有较高的竞争力。 2.082.082.072.061.991.911.901.881.881.861.811.54图21：目前华东、华南地区天然气门站价较高(元/立方米)图22：华东、华南天然气市场价(民用)较高2.32.11.91.7上海广东浙江江苏安徽广西北京河北1.53.63.43.23.02.82.62.42.22.01.8山东江西山西海南1.6元/立方米华南3.06华东3.35东北2.98华北2.88西北2.16西南1.90陆上及进口管道气门站价2012-01-012014-01-012016-01-012018-01-01华东地区:市场价华南地区:市场价东北地区:市场价华北地区:市场价西北地区:市场价西南地区:市场价资料来源：Wind，资料来源：Wind，民营LNG接收站合约期限灵活，价格优势更加明显。出于国家战略考量，“三桶油”在2006年-2014年间签署了大量传统合同，即长期贸易协定（长协）来保证天然气供给，且多数到期时间在2030年后，2016年相关合约供气量占LNG总接收能力的74%左右，现货接收的空间较小。民营LNG接收站建设投产时间较短，签署长协较少，2016年合约供气量仅占其接收能力的33%左右，因此现货接收能力更强，灵活性更大，照付不议制度放宽。根据国际贸易原则，LNG合约价格=原油价格*相关系数+各种因素系数，多数国营LNG接收站此前签署合约时，由于全球天然气供给紧张及亚洲溢价原因，签署LNG进口价格普遍较高，而目前在全球LNG供给宽松及油价处于中位条件下，民营LNG接收站签署的合约价格更为灵活，合同条款可操作性更强，成本优势显著。传统合同现有合同未来趋势合同条款限制多限制较少限制少合同期限长期(20-25年)中长期(5-15年)中短期(少于5年)照付不议严格放宽放宽购买量上下限最多5%5%-10%(可协商)5%-10%(可协商)表2：国营LNG接收站的传统合同限制性较大交割目的地限制单一多个运输1、由SPA指定LNG运输船由SPA指定2、可签订租船协议转售严格可协商资料来源：《全球LNG贸易新趋势与中国LNG行业发展》，1、终端使用协议2、联合买家1、由SPA指定2、可签订租船协议3、买家自行运输1、互换；2、再出口 图23：“三桶油”签署SPA协议多在2006-2014年之间图24：“三桶油”签订协议多数持续到2030年后1,400242322212019181716152006-20142015-2018国营LNG接收站长协供气量(百万吨)1,2001,0008006004002000202520312034203520362038协议年供气量(万吨)资料来源：《石油化工建设》，资料来源：《石油化工建设》，美元/百万英热图25：国营接收站签署合约价格（主要参考日本LNG价格）较高图26：亚洲地区LNG价格与油价挂钩20151052000200120022003200420052006200720082009201020112012201320142015201620170日本LNG价格（CIF）加拿大Alberta气价德国进口气价英国NBP气价美国HenryHub气价OECD原油价格（CIF）资料来源：BPEnergy，资料来源：IGU，目前我国LNG接收站接收能力为7,290万吨/年，依旧不足。截止到2018年8月底，我国LNG接站接收能力约为7,290万吨，其中2018年已投产的合计新增接收能力为1,000万吨/年，增量主要来自中石化天津300万吨/年LNG接收站、中海油深圳迭福400万吨/年LNG接收站、新奥集团300万吨/年LNG接收站，但是结合我国当前天然气较高的需求增速，接收能力仍有不足。 唐山650万吨/年】中国石化新奥集团中国石油广汇集团中国海油申能集团天津浮式220万吨/年天津300万吨/年大连1000万吨/年图27：我国已投产LNG接收站分布在华南、华东的沿海地区和环渤海沿线青岛300万吨/年如东650万吨/年启东60万吨/年上海300万吨/年上海五号沟200万吨/年舟山300万吨/年宁波600万吨/年莆田630万吨/年粤东200万吨/年大鹏680万吨/年迭福400万吨/年珠海350万吨/年北海300万吨/年海南300万吨/年资料来源：东方尚能咨询，新华社，公司官网，表3：目前我国LNG接收站接收能力为7,290万吨/年接收站名称所处位置业主单位设计产能（万吨/年）1大鹏LNG接收站广东深圳大鹏湾畔下沙秤头角中海油、BP6802珠海LNG接收站广东珠海高栏港中海油、粤电集团、广发3503莆田LNG接收站福建莆田秀屿港中海油、福建投资6304宁波LNG接收站浙江宁波北仑区中海油、浙江能源、宁波电力3005天津LNG浮式接收站天津港南疆港区中海油中海油2206海南LNG接收站海南洋浦开发区中海油3007粤东LNG接收站广东揭阳惠来县中海油2008迭福LNG接收站广东深圳大鹏新区迭福片区中海油、深圳能源集团4009上海LNG接收站上海洋山港中海油、申能集团30010如东LNG接收站江苏如东海口港中石油、江苏国信、金鹰集团65011唐山LNG接收站河北唐山曹妃甸工业区中石油中石油、北京控股、河北天然气65012大连LNG接收站辽宁大连大孤山中石油1,00013青岛LNG接收站山东青岛董家口港区中石化、华能30014北海LNG接收站广西北海铁山港区中石化中石化、广西投资、北部港务30015天津市南港工业区中石化30016上海五号沟LNG接收站上海五号沟申能集团申能集团20017东莞九丰LNG接收站广东东莞沙田镇九丰集团15018启东LNG转运站江苏启东市民营企业广汇集团6019舟山LNG接收站浙江舟山经济开发区新奥集团300合计7,290 资料来源：东方尚能咨询，新华社，人民网，公司官网， LNG接收能力集中分布在环渤海、江浙沿海和华南沿海地区。2018年新增LNG接收站投产后，我国LNG接收站的月度接收能力达到83.2亿立方米/月，其中环渤海和山东沿海、江浙和福建沿海及华南沿海地区接收站的月度接收能力分别为28.2亿立方米/月、27.9亿立方米/月和27.2亿立方米/月，接收能力分布较为均衡。年）表4：我国LNG接收能力分布情况地区城市接收能力（万吨/年）接收能力（亿立方米/年）合计接收能力（亿立方米/月度接收能力（亿立方米/月）辽宁1,000137河北65089天津52071山东30041江苏71097浙江60082上海50068福建63086广东1,780244华南沿海广西3004132627.2海南30041合计7,29099999983.2环渤海和山东沿海33828.2江浙和福建沿海33427.9资料来源：东方尚能咨询，新华社，人民网，公司官网， 调峰：储气库规模有限，调峰能力严重不足储气库工作气量和采气速率有待提升我国储气库建设资源禀赋较差。储气库是指将天然气注入地下圈闭或人造洞穴形成的一种储气场所。由于我国整体地质构造条件较为复杂，油气田多分布在中西部，因此中东部和沿海地区储气库资源较少，建设资源禀赋不足。根据储气库的地质属性特征，全球典型的储气库可分为气藏型、含水层型、盐穴型和矿坑型（全球仅3座）四种类型，其中盐穴型储气库优势显著，具备调峰能力强、生产效率高、注气时间短和缓冲气用量少等特点，单位工作气量的采气速率优势明显，但建设周期较长；而气藏型储气库多是利用废弃油气藏来建造，建库周期短、投资和运行的费用比较低，但气藏型储气库工作气量占库容比例不高，单位工作气量的采气速率相对较低。鉴于我国地质构造条件，国内已建成的25座储气库中，气藏型储气库为23座，盐穴型储气库为2座。图28：全球典型的天然气储气库主要有四种类型图29：各类型储气库的数量、库容、工作气量和最大采气速率占比2100%14%11%6%14%8%12%24%11%74%80%80%65%90%80%70%60%50%40%30%20%10%0%数量库容工作气量最大采气速率气藏型含水层型盐穴型(包括矿坑型）资料来源：中国石油新闻中心，资料来源：CEDIGAZ，图30：盐穴型储气库工作气量占库容比例最大，利用率最高图31：单位库容和工作气量下盐穴型储气库采气速率最大80%75%70%65%60%55%50%45%40%气藏型含水层型盐穴型(包括矿坑型）全球工作气量占库容比例6005004003002001000万立方米·天-1·亿立方米-1单位工作气量的最大采气速率单位库容的最大采气速率气藏型含水层型盐穴型(包括矿坑型）资料来源：CEDIGAZ，资料来源：CEDIGAZ，我国储气库建设起步晚，储气库规模有限。美国、俄罗斯、德国、法国等国家在20世纪中叶就已经开始建设储气库，随后进入快速发展阶段，在21世纪则已进入成熟期。而我国储气库建设始于20世纪90年代，为了满足西气东输和陕京管道的需求，在天津和江苏金坛建设了大港板桥库群和中石油金坛储气库，形成10多亿立方米的工作气量。我国储气库建设在“十二 2此处及之后统计盐穴型储气库包括矿坑型在内。 五”期间进入起步探索期，随着天然气消费量的快速增长，中石油等企业选择地质条件相对好的枯竭气田，先后在四川、新疆、辽宁等地区建设一批储气库，对冬季的调峰保供起到了一定作用。不过，目前我国储气库的建设速度与天然气消费增速仍不匹配，主要原因是国内天然气市场发展有待完善，我国建库资源匮乏且地质条件复杂。因此，国内储气库数量和库容仍较有限，储气规模严重不足。图32：美国储气库发展已经进入成熟平稳期图33：俄罗斯储气库在20世纪中叶便已开始建设资料来源：《中国地下储气库业务面临的挑战及对策建议》，资料来源：《中国地下储气库业务面临的挑战及对策建议》，图34：目前北美、欧洲和独联体国家储气库建设已经进入成熟阶段图35：2016年我国储气库工作气量仅占全球约3%亚太其他2%伊朗2%中东亚太地区欧洲独联体北美全球天然气工作气量（十亿立方米）中国3%欧洲其他8%奥地利2%法国3%亚太中东5%2%阿布扎比1%美洲美国32%荷兰3%意大利4%德国6%独联其他3%乌兹别克1%欧洲25%独联体30%38%加拿大6%阿根廷0%乌克兰8%俄罗斯18%资料来源：CEDIGAZ，资料来源：CEDIGAZ， 图36：我国储气库建设起步于20世纪90年代左右，目前仍处于发展初期资料来源：中国石油报，我国储气库调峰工作气量占天然气消费量比例仅4.9%，远低于世界平均水平。目前全球已建设储气库合计715座，而我国储气库仅建成25座；全球天然气储气库总工作气量为3,930亿立方米，而我国储气库设计工作气量仅为170亿立方米。根据欧洲等国的经验来看，实际运行时的调峰储气量要低于工作气量，一般地下储气库工作气量不能低于天然气总消费量10%的红线。我国储气库的调峰工作气量仅为117亿立方米，占我国天然气消费量的比例只有4.9%，未达到世界平均水平。图37：欧洲实际调峰储气量显著低于储气库的工作气量资料来源：《欧洲天然气储气库概况与运营模式》， 图38：我国储气库工作气量较低图39：我国储气库工作气量占天然气消费量比例远低于世界平均水平160800十亿立方米十亿立方米全球匈牙利法国中国荷兰意大利德国加拿大俄罗斯美国11.6%63.4%26.2%4.9%39.7%23.9%26.5%22.2%18.0%18.1%14070012060010050080400603004020020100美国俄罗斯乌克兰加拿大德国意大利荷兰中国法国奥地利00盐穴型储气库工作气量气藏型储气库工作气量含水层型储气库工作气量天然气消费量（右）0%10%20%30%40%50%60%70%资料来源：CEDIGAZ，资料来源：CEDIGAZ，储气库采气能力有限，日度调峰能力低于世界平均水平。在我国储气库工作气量不足的同时，储气库的最大采收能力也较为有限。当前我国储气库的设计最大采收速率为1.7亿立方米/天，但实际高峰日采气量仅约9,805万立方米/天。按照实际日度调峰能力来开采117亿立方米的调峰工作气量，总计需要119天的采气时间，远高于世界平均水平和绝大多数国家，即使按照最高采气能力来开采，理论上也需要87天时间，仍旧高于60天的世界平均水平。此外，在实际的开采过程中，随着储气库内的天然气被不断采出，地层压力会逐步下滑，这将导致储气库无法一直保持最大的采气速率，调峰能力在后期将有一定程度下滑。百万立方米/天全球伊朗匈牙利奥地利中国法国荷兰乌克兰意大利加拿大德国俄罗斯美国6011880878756561195870379740图40：我国储气库的最大采收速率有限图41：按照最高采气能力开采我国工作气量所需天数高于世界平均水平3,5003,0002,5002,0001,5001,000500美国俄罗斯德国加拿大意大利乌克兰荷兰法国中国奥地利匈牙利伊朗0盐穴型最大采气率气藏型最大采气率含水层型最大采气率020406080100120140资料来源：CEDIGAZ，资料来源：CEDIGAZ，图42：储气库的采气速率随着地层压力的降低而不断下滑资料来源：《AnalyticalPredictionModelofUGSPerformance》， 我国储气库主要集中在京津冀及其周边地区目前我国已经建成的储气库群（包括单独储气库在内）合计11个，储气库数量为25座，其中19座储气库分布在京津冀和其周边地区。大港板桥库群、板南库群、京58库群、苏桥库群等17座储气库主要负责京津冀地区冬季天然气的调峰保供工作，位于陕西靖边的陕224储气库可通过陕京管道和靖西管道将天然气输送至京津冀地区；位于河南中原油田的文96储气库是榆林——济南天然气管道的配套工程，能有效缓解山东、河南等地区冬季用气紧张局面。此外，当华北地区天然气紧缺时，可以通过相国寺和呼图壁储气库进行南气北输和西气东输来保证全国的调峰保供。图43：国内储气库主要分布在京津冀及其周边地区，整体储气库数量有限资料来源：中国石油报，表5：储气库主要分布在天然气消费集中地区和气源区，中石油运营25座储气库中的23座储气库（群）名称类型数量（座）所处位置覆盖地区投产时间公司大港板桥库群气藏型6天津京津地区2006年中石油板南库群气藏型3天津京津冀地区2013年中石油京58库群气藏型3北京京津地区2009年12月中石油苏桥库群气藏型5河北京津冀地区2013年6月中石油陕224气藏型1陕西陕京管道和靖西管道2015年中石油文96气藏型1河南鲁豫地区2012年9月中石化中石油金坛盐穴1江苏西气东输线、上海、江浙地区2007年中石油中石化金坛盐穴1江苏西气东输线、上海、江浙地区2016年7月中石化刘庄气藏型1江苏西气东输线、上海、江浙地区2014年12月中石油双6气藏型1辽宁东北地区2016年12月中石油 相国寺气藏型1重庆中贵线和川渝管网2014年12月中石油呼图壁气藏型1新疆西气东输和北疆2013年6月中石油合计25资料来源：中石油新闻中心，石油商报，中石化新闻网，新华网，人民网，新疆石油报，中国石油报，京津冀鲁豫地区调峰能力较强。虽然我国储气库设计工作气量达170亿立方米，但当前的实际调峰能力仅为117亿立方米左右，日度调峰采气能力为9,805万立方米，其中京津冀晋鲁豫地区的调峰工作气量为55.5亿立方米左右，占比高达47.44%，日度调峰采气能力为4,046万立方米/天，占比高达41.26%。表6：我国储气库主要功能参数对比设计库容设计工作气量调峰工作气量设计注气能力实际注气能力设计采气能力调峰采气能力储气库（群）名称（亿立方米）（亿立方米）（亿立方米）（万立方米/天）（万立方米/天）（万立方米/天）（万立方米/天）大港板桥库群69.6030.3029.301,7551,7553,4001,800板南库群10.134.271.802,1002401,300400京58库群16.807.507.50400350400628苏桥库群67.3823.329.002,1003601,300500陕22410.405.005.00230250417418文965.902.902.90200100500300中石油金坛7.704.605.009079071,5001,236中石化金坛11.795.900.5345090600150刘庄4.602.502.50110110204130双641.3016.009.571,2001,0001,5001,250相国寺42.6022.8023.901,4007402,8551,393呼图壁107.0045.1020.001,5501,5502,8001,600合计395.2017011712,4027,45216,7769,805资料来源：中石油新闻中心，石油商报，中石化新闻网，新华网，人民网，新疆石油报，中国石油报，地区调峰工作气量实际注气能力调峰采气能力月度调峰能力表7：我国各地区储气量及调峰能力对比（亿立方米）（万立方米/天）（万立方米/天）（亿立方米/月）京津冀晋豫地区55.53,0554,04612.1江苏8.01,1071,5164.5辽宁9.61,0001,2503.8重庆23.97401,3934.2新疆20.01,5501,6004.8合计117.07,4529,80529.4资料来源：中石油新闻中心，石油商报，中石化新闻网，新华网，人民网，新疆石油报，中国石油报， 需求：多重利好加速推动天然气应用整体规划：逐步提升天然气能源消费占比发展清洁能源+城市化率提升，我国天然气需求提升动力十足。在我国经济增速趋稳及资源环境约束趋紧的形势下，能源结构向绿色转型逐渐被提上日程。2017年我国一次能源消费中煤炭占比高达60.42%，远超全球平均水平27.62%。而鉴于煤炭燃烧对空气污染较为严重，叠加我国大气污染情况较为严峻，使用以天然气为代表的清洁能源对其进行替代刻不容缓。此外，随着经济的较快发展，我国城镇化进程正处于不断加速中，且距离美国、日本等发达国家经济体仍有一定差距，而这也为能源消费总量及对应天然气需求提供了强劲的上行动力。图44：当前我国空气质量在全球处于较落后水平图45：近年来中国城市化率水平持续以较快速度提升100%80%60%40%20%1950195419581962196619701974197819821986199019941998200220062010201420180%中国城市化率水平美国城市化率水平日本城市化率水平资料来源：EnergyPolicyInstituteatChicago，资料来源：Wind，“十三五”仍将坚定推动天然气行业发展。鉴于我国“多煤、少油、缺气”的现状，天然气行业发展较为滞后，2017年占我国一次能源消费占比仅有6.60%，显著低于全球23.36%的平均水平，发展空间巨大。“十二五”期间，我国天然气行业发展成就显著，天然气产量、表观消费量、进口量年均增速分别为7.2%、12.4%和29.3%，而管道一次运力、LNG接收能力和地下储气库工作气量年均增速均超过20%。“十三五”期间，我国仍将大力推动天然气行业发展，争取到2020年，使天然气一次能源占比达到8.3%-10%，其它指标也需相应协同提升。表8：“十二五”时期天然气行业发展情况及“十三五”时期天然气行业发展目标指标单位2010201520172020E累计探明储量万亿立方米9131416产量亿立方米/年952135014802070管道里程万公里467.410管道一次运输能力亿立方米960280031004000地下储气库工作气量亿立方米185577148天然气占一次能源消费比例4.4%5.9%6.6%8.3%~10.0%资料来源：国家发展和改革委员会，《中国天然气发展报告（2018）》，BPStatisticalReview，城镇燃气消费成天然气需求增长“发动机”。我国天然气消费可以大体分为四个板块：城镇燃气、发电用气、工业燃料、化工用气，其中城镇燃气和工业燃料消费量相对较高，近 3年来二者均占据全国天然气消费总量的30%以上。相比之下，工业燃料和化工用气消费量变化较小，而天然气需求增长的主要动力来自于城镇燃气和发电用气；其中， 2017年受“煤改气”政策推动，当年城镇燃气消费量同比大幅增加208亿立方米。由于“煤改气”涉及的北方地区冬季清洁取暖计划目前已经规划至2021年，预计未来3年我国天然气需求增长动力仍将主要来自城镇燃气。亿立方米729628937737712760366427284282251262图46：近年天然气消费量较快增长主要由城镇燃气及发电用气需求拉动1,0009008007006005004003002001000城镇燃气发电用气工业燃料化工用气201520162017资料来源：《中国天然气发展报告》，我国天然气消费量有望在3年内突破3,300亿立方米。由于一次能源消费涉及到生产生活中的各个方面，不难发现近10年来，我国一次能源消费量同比增速与GDP同比增速走势存在较好的正向相关关系。我国经济正稳步增长，预计未来3年一次能源消费量同比增速也有望维持在2%左右。未来三年中，由于化工、发电及工业燃料无显著的增量刺激，我国天然气需求增长的核心支撑还是在于城镇燃气。受政策利好推动，预计未来3年城镇燃气板块每年需求增量将超过220亿立方米，至2020年有望占据全国天然气消费量的“半壁江山”，也与2020年国内天然气综合保供能力达3,600亿立方米以上的发展目标相契合。图47：近年来国内一次能源消费量同比增速与GDP同比增速存在一定正向相关百万桶油当量4,00020%3,00015%2,00010%1,0005%20002001200220032004200520062007200820092010201120122013201420152016201700%国内一次能源消费量合计一次能源消费量同比（右）GDP同比（右）资料来源：Wind，BPStatisticalReview，表9：未来3年我国天然气消费量变化预计（亿立方米）消费类别2015201620172018E2019E2020E城镇燃气628729937116313951627 发电用气284366427500570640工业燃料737712760765770775化工用气282251262265265265消费量合计193120582386269330003307资料来源：国家发展和改革委员会，11%39%32%18%%20152016城镇燃气2017发电用气工业燃料化工用气图48：2017年我国天然气需求主要由城镇燃气和工业燃料贡献图49：未来3年我国天然气需求中城镇燃气占比有望持续提升60%49%23%19%8%2018E2019E2020E50%城镇燃气发电用气工业燃料40%30%20%化工用气10%0资料来源：《中国天然气发展报告》，资料来源：《中国天然气发展报告》，局部推进：加大北方冬季清洁取暖力度严峻环保形势下，北方推进清洁取暖刻不容缓。我国北方地区清洁取暖比例较低，部分地区大量使用散烧煤，并由此导致了较高的大气污染物排放量，而这也是我国提出北方冬季清洁取暖规划，并推行“煤改气”、“煤改电”等政策的原因所在。规划所指北方地区具体包括北京、天津、河北、山西、山东、河南6个省及直辖市，并囊括“2+26”个重点城市；规划期为2017至2021年。同2016年相比，2021年我国北方地区清洁取暖比例将从34%上升至70%左右，替代散烧煤（含低效小锅炉用煤）1.5亿吨；并计划新增天然气供暖面积18亿平方米，新增用气230亿立方米。图50：2016年我国北方地区清洁取暖比例约为34%图51：我国北方地区清洁能源取暖率计划逐步提升4%2%11%17%66%70%50%1.5034%0.740100%2.5非清洁燃煤取暖清洁燃煤集中供暖天然气供暖可再生能源等其他清洁供暖电供暖80%60%40%20%0%20162019E2021E2.01.51.00.50.0主要清洁取暖方式计划替代散烧煤（亿吨，右）我国北方地区清洁取暖比例资料来源：国家发展和改革委员会，资料来源：国家发展和改革委员会，2017年“煤改气”完成情况超出预期。2017年8月21日，环境保护部办公厅发布《京津冀及周边地区2017-2018年秋冬季大气污染综合治理攻坚行动方案》，主要以“煤改 气”及“煤改电”两种形式来完成散煤替代，涉及户数共有355万户。由于部分地区如山西省存在下发指令要求本省超额完成的情况，据2018年2月全国环保工作会议披露， 2017年京津冀及周边地区完成清洁能源替代的有394万多户，其中“煤改气”占比较高，合计在319万户左右。而放眼全国，完成清洁能源替代的户数则增加到578万之多。清洁能源清洁能源省及自治区市及县级单位省及自治区市及县级单位替代户数替代户数北京市30.0石家庄39.0天津市28.7唐山5.0郑州8.0保定57.4开封5.0廊坊70.0安阳5.0沧州10.0表10：2017年京津冀及周边地区清洁能源替代工作计划表（万户）鹤壁5.0衡水10.0新乡5.0邢台10.0河南省焦作5.0邯郸4.0濮阳5.0辛集0.6巩义1.0定州3.0兰考1.0济南5.0滑县1.0淄博5.0长垣县1.0济宁5.0太原11.2山东省德州5.0阳泉5.6聊城5.4长治11.8滨州5.5晋城11.2菏泽10.0河北省山西省资料来源：国家发展和改革委员会，2017年环保行动整体成果较为显著。按照《京津冀及周边地区2017-2018年秋冬季大气污染综合治理攻坚行动方案》的要求，“2+26”城市2017年至2018年秋冬季PM2.5平均浓度及重污染天数同比下降15%以上。随着该地区清洁能源使用的加速推行，2017年至2018年秋冬季PM2.5平均浓度降至78微克/立方米，同比下滑25.0%，而重污染天数合计则降至453天，同比减少55.4%。由于绝大多数城市两项指标的完成率都超过100%，整体来看环保行动的完成情况超出预期，效果非常明显。 图52：2017年秋冬京津冀及周边地区PM2.5平均浓度同比显著下降，多数城市超额完成目标180160140120100806040微克/立方米廊德保北新石鹤聊长衡安滨唐淄天济焦沧邢开济濮菏郑太阳邯晋坊州定京乡家壁城治水阳州山博津南作州台封宁阳泽州原泉郸城庄2016秋冬季2017秋冬季目标完成率（右）250%200%150%100%50%0%资料来源：中华人民共和国生态环境部，图53：2017年秋冬京津冀及周边地区重污染天数同比明显减少，多数城市超额完成目标天9080706050403020100廊长德滨济鹤聊沧濮衡北太天唐阳保淄石邢郑开焦安邯新菏济晋坊治州州南壁城州阳水京原津山泉定博家台州封作阳郸乡泽宁城庄2016秋冬季2017秋冬季目标完成率（右）资料来源：中华人民共和国生态环境部，700%600%500%400%300%200%100%0%图54：2017秋冬京津冀及周边PM2.5浓度及重污染天数均同比下滑图55：2017年京津冀及周边环保行动空气质量目标完成情况超出预期1200100080060040020001015453104782016秋冬季2017秋冬季PM2.5平均浓度（微克/立方米）重污染天数合计（天）0%-10%-20%-30%-40%-50%-60%同比变化目标值同比变化实际值-15.0%-15.0%-25.0%-55.4%PM2.5平均浓度（微克/立方米）重污染天数合计（天）资料来源：中华人民共和国生态环境部，资料来源：中华人民共和国生态环境部，“煤改气”为2017年冬季“气荒”主要源头。假设2017年全国“煤改气”户数占清洁能源转换工作总户数的比例与京津冀及周边一致，约为81%，则我国“煤改气”户数 合计大概是468万户。由于“煤改气”主要在冬季的4个月释放天然气需求，而我国农 村冬季每户天然气消耗量大概是10立方米/日，所以可以推算出2017年由于“煤改气”所导致的天然气需求提升大约是56.16亿立方米，占全年天然气需求增量的17.12%，占城镇燃气需求增量的27.00%。根据上述及前文假设，在2017年的冬季采暖期，“煤改气”导致的天然气月度需求同比增量约为14.04亿立方米，而除此之外，其它天然气月度需求同比增量约为22.65亿立方米左右。所以，2017年冬季取暖季的天然气供应需要同比提升36.69亿立方米，才能保障足量供应。不难发现，2017年11月至2018年1月，我国天然气实际消费量都显著低于应有的需求量，这也反映了当时天然气供给明显短缺的情形。受“气荒”影响，我国LNG价格也在上述时期达到近年峰值。图56：2017年天然气表观消费量峰值同比涨幅较小，为供应不足所致280226.00242.95241.90213.632602402202001801601401202016-032016-052016-072016-092016-112017-012017-032017-052017-072017-092017-112018-012018-032018-052018-07100资料来源：Wind，我国天然气表观消费量（亿立方米）表11：2017年冬季采暖季天然气短缺情况较为突出（亿立方米）月度月消费量月需求量月供给短缺量短缺情况2017-10200.68181.53-19.16不短缺2017-11214.92220.625.70短缺2017-12242.95250.337.37短缺2018-01241.90262.6920.79严重短缺2018-02219.83207.15-12.68不短缺2018-03215.95217.041.09略有短缺资料来源：Wind， 元/吨2015201620172018图57：2017年冬季出现“气荒”，LNG价格大幅上行8,0007,0006,0005,0004,0003,0002,0001,0000我国LNG市场价浙江LNG到货价上海LNG到货价资料来源：Wind，2018年环保行动要求细化升级。据《京津冀及周边地区2018-2019年秋冬季大气污染综合治理攻坚行动方案》透露，与2017年相比，2018年京津冀及周边地区清洁能源替代工作范围或将从355万户提升至362万户，显示了国家对坚定推行该项工作的坚定决心。此外，意见稿中对各省市“煤改电”及“煤改气”等细分项目也作了详细规划，并考虑到2017年清洁能源替代过程中出现的“气荒”等问题，提出暂不具备清洁能源替代条件的地区可推广洁净煤替代散煤，也体现出一定的执行弹性。此外，与2017年相比，河北省也新增了雄安新区的“煤改气”方案。表12：2018年清洁能源替代工作范围或将进一步扩大省份及直辖市2017年（万户）2018年（万户）北京市3015天津市2919河北省180174山西省3928山东省3545河南省4281合计355362资料来源：国家发展和改革委员会，表13：2018年京津冀三地清洁能源替代工作明显细化替代户数煤改气煤改电煤改气省份及直辖市市及县级单位合计（万户）户数（万户）户数（万户）户数占比北京市15.02.013.013%天津市18.715.03.680%石家庄31.123.77.476%唐山14.711.03.675%河北省保定25.122.22.989%廊坊7.77.70.0100%沧州23.221.81.494% 衡水27.125.91.296%邢台15.37.28.147%邯郸28.122.85.381%辛集1.10.50.645%定州0.70.70.0100%雄安新区0.60.10.518%合计208.4160.747.677%资料来源：国家发展和改革委员会，2018年“气荒”大概率仍会再现。假设与2017年相似，2018年“煤改气”户数仍占清洁能源替代总户数的80%，而当且仅当清洁能源替代行动执行率为100%时，2018年冬季4个月天然气需求预计在1,059亿立方米，全年天然气需求预计在3,000立方米，同比增量为307亿立方米。行动执行率上下浮动50%时，冬季和全年的天然气需求将上下浮动27-28亿立方米左右。表14：2018年清洁能源替代工作范围或将进一步扩大清洁能源替代行动执行率替代行动（万户）煤改气（万户）2018采暖季天然气月度需求增量（亿立方米）冬季4个月天然气需求（亿立方米）全年天然气需求（亿立方米）京津冀及周边全国京津冀及周边全国煤改气因素其它因素合计201720182017201850%2002901602326.9620.9427.90920116223942746100%40058032046413.9220.9434.86920119023942773150%60087048069620.8820.9441.82920121823942801资料来源：Wind，国家生态环保部，冬季天然气供给缺口依然存在中性预测下，2018年供暖季天然气缺口为48亿立方米左右。根据前述对2018年天然气供应能力分析，预计2018年采暖季天然气月度供给能力为286亿立方米，结合2018年天然气需求预测，即使清洁能源替代执行率仅有50%，我国天然气采暖季也将有供给缺口20亿立方米左右，根据2017年煤改气行动执行率超过100%来预测，2018年仍将大概率保持清洁能源政策的持续推进，按照100%执行率计算，我国采暖季天然气供给缺口为48亿立方米，“气荒”仍将大概率再度出现。表15：2018年供暖季全国天然气供应能力产量管道气进口量LNG进口量储气库调峰能力合计全国供暖季天然气月度最大供应能力（亿立方米）资料来源：Wind，13637.583.229.2286 表16：2018年供暖季天然气缺口为48亿立方米左右（亿立方米）2018采暖季天然气2018年采暖季天然气2018年采暖季天然气执行率月度需求增量月度存量需求月度需求量2018年采暖季月度供给缺口2018年供暖季供给缺口50%27.90263290.605.0520.21100%34.86263297.5612.0148.05150%41.82263304.5218.9775.89资料来源：Wind，BP， 投资建议：关注新奥股份、广汇能源、中国石油等天然气相关标的通过前述分析可以发现，无论今年“煤改气”执行力度有多大，缺气的客观局面无法从根本上改善，采暖季“气荒”导致的天然气价格上涨大概率还将上演，只不过程度上同比去年或有所减弱。在我国天然气行业快速发展的阶段，无论是气源、管道、接收站等上中下游所有环节无疑都将是充分受益的，而每年的“气荒”季节仍将为天然气板块带来良好的催化和动力。建议关注气源及接收站等相关标的：新奥股份、广汇能源及中国石油。'