核心觀點
｜行業概覽
天然氣作爲清潔能源受到了各國政府的大力推廣，在能源消費結構中的比例逐年提升。據《BP世界能源統計年鑒》資料顯示，2017年全球一次能源結構中天然氣的份額約爲23.36%，而中國目前天然氣在一次能源中占比僅爲6.6%，不足世界平均水平的30%，有極大的提升空間。
我國天然氣氣源供應主要來源于國產天然氣與海外進口天然氣。國產供應結構爲常規天然氣、煤層氣及其他非常規天然氣；海外進口天然氣主要分爲進口管道氣與LNG。
由于環保需求及“煤改氣”政策的實施，2017年我國天然氣需求大幅增長，達到2,397億立方米，目前國內產量爲1,487億立方米，供應缺口達920億立方米，需要進口天然氣補足，其中管道天然氣進口量爲394億立方米，LNG進口量爲526億立方米。
在天然氣消費量逐年上升，供應缺口居高不下的背景下，大力發展煤層氣及頁岩氣等非常規氣開采是目前降低天然氣進口依存度的最低成本選擇之一。
｜行業驅動
天然氣消費驅動因素主要來自兩方面：
一、中國環保政策趨嚴，各地煤改氣的實施推動天然氣在工業領域逐漸替代燃煤、石油，向歐美國家靠攏；
二、城市化進程加速，隨着國內各省市供氣管網、門站等基礎設施的逐步完善，推動用氣人口的增加、用氣普及率的提高。
｜投資機會
隨着環保要求的不斷升級，進一步提高天然氣在能源結構中的地位將成爲中國未來的政策方向。而氣改將對我國天然氣產業形態帶來劇變，不論是上中下遊企業，原先赚取穩定差價的商業模式都將遭到沖擊。尤其是對于中遊和下遊企業來說，拿氣成本和銷售價格均在產業鏈上環環相扣，受制于市場和交易對手，其差價均面臨下調的政策風險。
在存量利潤整合縮減的政策預期下，天然氣行業未來的機會將主要來源于增量的低成本氣源。唯有從產業鏈最上遊的氣源端掌握成本優勢，方可使天然氣產業鏈內的企業有效抵禦差價波動。在此邏輯下，開采煤層氣成本較低，產量增速有望持續提升。
在非常規天然氣中，煤層氣憑借其供應可靠、價格相對低廉的優勢成爲最具潛力的上遊投資行業之一。煤層氣開采成本雖然較常規天然氣更高，但銷售價格已經基本接近門站價格，同時還享受政策性補貼。且隨着未來輸氣管道的不斷完善，煤層氣企業的排空率將逐步降低，上下遊價差仍有較高的拓展空間。煤層氣行業目前以三桶油和地方性國企爲主導，跨國企業和民營企業參與投資的模式爲主，進入壁壘較高，年產量不足百億方。
未來，隨着政策的持續支持、下遊輸氣管道的不斷完善，煤層氣行業將步入高速發展的快車道。
一、行業概況
1.1 天然氣行業現狀
天然氣作爲清潔能源受到了各國政府的大力推廣，在能源消費結構中的比例逐年提升。據《BP世界能源統計年鑒》資料顯示，2017年全球一次能源結構中天然氣的份額約爲23.36%，而中國目前天然氣在一次能源中占比僅爲6.6%，不足世界平均水平的30%，有極大的提升空間。
圖1：全球能源結構與中國能源結構對比
資料來源：BP能源報告，九鼎投資整理
隨着我國天然氣利用政策的落實，天然氣基礎設施建設力度的加大和城鎮天然氣管網的建設，城市燃氣行業將迎來巨大的發展機遇，主要體現在以下幾方面：
（1）居民用氣
隨着城鎮化水平的提高和各項基礎設施日益完善，天然氣在城鎮居民生活中將扮演越來越重要的角色，在很多地方已經完全取代了燃煤、液化石油氣等能源。2017年城鎮居民用氣937億立方米，同比增長39.3%。
（2）工業用氣
工業是我國最大的用氣行業，根據國家統計局發布的數據，我國工業企業的用氣量從2000年的199億立方米增長至2017年的1,449億立方米。雖然2014-2015年受到經濟增速放緩的影響，工業用氣增長率略有下降，但整體仍呈現上升趨勢。
（3）分布式能源
分布式能源是安裝在用戶端的能源系統，利用天然氣爲燃料，通過冷、熱、電三聯供等方式實現能源的梯級利用，綜合能源利用效率在70%以上，並在負荷中心就近實現現代能源供應方式。截至2018年底，全國已建成天然氣分布式能源項目接近100個，裝機容量將達到1,125萬千瓦，分布式項目天然氣年均消費量將會達到44億立方米。
1.2 行業規模
天然氣消費驅動因素主要有二：一、中國環保政策趨嚴，各地煤改氣的實施推動天然氣在工業領域逐漸替代燃煤、石油，向歐美國家靠攏；二、城市化進程加速，隨着國內各省市供氣管網、門站等基礎設施的逐步完善，推動用氣人口的增加、用氣普及率的提高。
圖2：中國天然氣消費趨勢
數據來源：國家統計局，九鼎投資整理
過去幾年來，中國天然氣消費量由2011年的1,341億方增長到2017年的2,397億方，年均複合增長率達10.17%。預計2018年國內天然氣表觀消費量將突破2,800億立方米，同比增長18%。
1.3“煤改氣”政策
以煤爲主的能源結構是中國大氣汙染問題的重要原因。中國經濟快速增長、能源消費激增，燃煤對空氣汙染的貢獻逐漸增大。與此同時，隨着生活水平的提高，公衆對大氣汙染的關注增強，大氣汙染控制壓力加大。在此背景下，中國政府出台以天然氣替代燃煤的政策（簡稱“煤改氣”），從而削減燃煤在能源結構中的比重。
受“煤改氣”政策的影響，2017年我國天然氣消費量有較大幅度增長，導致上遊天然氣供應壓力增大。長期來看，在能源結構升級的大背景下，“煤改氣”並不是一時的運動式政策，隨着環保要求的不斷升級，進一步提高天然氣在能源結構中的占比位將成爲中國未來長期穩定的政策方向。
表1：十三五期間煤改氣需求量預測
數據來源：發改委，九鼎投資整理
假設每蒸噸耗氣量爲80方，年運行3,500小時，預計到2020年將累計增加天然氣需求量近476億立方米，如果進一步考慮居民端煤改氣政策，至“十三五”期末，年均天然氣需求量將增加約160億立方米。
根據發改委最新公布數據，2018年中國天然氣表觀需求量爲2,803億方，較2017年增長18.1%。《天然氣發展“十三五”規劃》中2020年天然氣占一次能源消費比例發展目標爲8.3-10%，預計未來幾年天然氣需求量依然會持續增加。
二、上遊供應
中國天然氣供給量主要以國內常規天然氣、非常規天然氣、國外進口管道氣以及進口LNG組成。2017年中國天然氣國內產量爲1,487億方，其中常規天然氣產量爲1,326億方，占比約爲90%。進口量爲920億方，合計供應量爲2,407億方，同比增長15.7%。對外依存度也提升至38.22%，上遊供氣缺口進一步被拉大。
表2：中國天然氣供需分析
數據來源：國家統計局，九鼎投資整理
常規天然氣僅能滿足不到60%的天然氣需求，年均增速低于10%。天然氣進口量連年攀升，進口依賴度持續走高，占比接近40%。2017年非常規天然氣占比約爲10.9%，其中煤層氣產量爲70.2億方，占供給總量的2.92%，頁岩氣產量爲91億方，占供給總量的3.78%。
2.1 常規天然氣供應
傳統氣田是我國天然氣供給中最重要的一環，由于致密氣產量常年占國內天然氣生產總量35%以上，因此本文的常規天然氣包括狹義的常規氣源和致密氣。2007年以來，與快速增長的國內天然氣消費量相比，我國天然氣產量增長幅度較小，主要是受國際油價持續走低、氣田開發存在不確定因素，導致難以確保形成有效供氣量，相比2020年2,250億方的規劃產量目標仍有較大差距。
圖3：2017年國內主要常規天然氣產量分布
數據來源：BP能源報告，九鼎投資整理
“十三五”期間，國家規劃重點勘探西南油氣田、鄂爾多斯、塔裏木盆地以及海上天然氣開發，參考中石油、中石化、中海油曆史產氣量數據，我們作出如下預測：
表3：國內常規氣產量預測
數據來源：上市公司年報，九鼎投資整理
根據中石油近年的產量情況，保守預計長慶油田每年保持3%增速，中石油塔裏木油田和西南油氣田保持15%增速，其他油田保持10%增速。此外，預計中石化未來產氣量年均增長7%，中海油產氣量年均增長15%，三公司到2020年總產量約1,788億方，考慮到“三桶油”產量約占全國天然氣產量95%，因此預計2020年全國天然氣產量約爲1,882億方。
2.2 非常規天然氣供應
非常規氣中煤層氣和頁岩氣有望成爲常規氣外的重要補充。
頁岩氣方面，自從美國頁岩氣革命以來，世界主要資源國都加大了頁岩氣勘探開發力度。我國頁岩氣資源量潛力巨大，截至2017年頁岩氣地質資源量達131萬億方。2017年我國頁岩氣產量達到91億方，同比增長15.2%。
煤層氣方面，我國煤層氣資源主要分布在華北和西北地區，2017年煤層氣產量約70.2億方。截至2017年，總地質資源量約32.16萬億方，占全球煤層氣儲量的12%，全國共設置煤層氣探礦權114個，勘查面積6.2萬平方公裏。其中，煤層氣開發規模最大的5個企業分別是晉煤、中石化、中石油、中海油（控股中聯煤層氣公司）和河南煤層氣公司。
在我國非常規天然氣中，煤層氣比頁岩氣開發更早、產業化進程更成熟，且更易開采。煤層氣比頁岩氣的埋深更淺，煤層比岩層硬度小更易壓裂，導致煤層氣整體開采成本較頁岩氣更低。但由于頁岩氣行業的主導者主要爲以中石油爲代表的大型央企，其開采行爲更多受到政策驅動影響而不僅僅是成本制約，產量更大，僅中石油涪陵項目2017年頁岩氣開采量就達51億立方米。而煤層氣行業主要的參與者爲私企及地方國企，開采行爲更多受到成本收益的制約，產量較頁岩氣稍低。
我國根據煤層氣銷氣量對采氣企業實施補貼，從而扶持煤層氣產業發展。進入“十三五”以來，補貼水平呈現持續上升之勢。“十三五”期間國補由0.2元/方提升至0.3元/方，2015-2017年山西省省補（僅針對省內企業）由0.05元/方提升至0.1元方。與煤層氣的補貼上升相比，頁岩氣的補貼標准在“十三五”以後由0.4元/方下降至0.3元/方。根據《國務院關于促進天然氣協調穩定發展的若幹意見(國發〔2018〕31號)》，中央財政對非常規天然氣補貼政策將延續到“十四五”時期，即頁岩氣和煤層氣至少可獲得0.3元/方的補貼直至2025年。
2.3 國際管道氣進口
隨着2014年中俄天然氣協議的簽署，2019年末俄羅斯將開始通過中俄天然氣管道向中國供氣，屆時我國在進口管道天然氣布局上形成東北（中俄）、西北（中亞）、西南（中緬）三大來源。
表4：中國進口管道天然氣明細
數據來源：發改委，九鼎投資整理
中亞管道：目前中亞管道是我國陸上天然氣進口的主要來源，氣源主要來自于土庫曼斯坦，烏茲別克斯坦、哈薩克斯坦等國。中亞管道共分爲A、B、C三線，設計輸氣能力分別爲150、150、250億方，合計550億方，平均單月46億方。2017年共向國內輸氣387.38億方，利用率達70.43%，冬季（2017年11月-2018年3月）共向國內輸氣189億方，利用率達到82.17%。中亞D線在待建階段，設計輸氣能力爲300億方，預計2022年以後將貢獻增量。
中緬管道：設計年輸氣能力120億方，由于沿線城市門站、管道配套不夠健全以及產量有限、進口價格偏貴等原因，年輸氣量不足20億方。
中俄管道：分爲東線和西線，東線設計能力380億方，預計2019年底建成，西線設計能力200億方，仍處待建狀態。
上述進口管道天然氣合同期限均在30年及以上，其中已經運行的中亞、中緬管道售氣金額及售氣量會隨着國內天然氣需求量、國際油價等參數有所變化，並不完全按照合同約定進行。以進口占比超過85%的土庫曼斯坦爲例，自2018年1月30日以來，由于該國國內用氣量增加，日均供氣量銳減5,000萬方，遠遠低于框架合同中約定的400億方年均供氣量。雖然我國擁有已建成、在建跨國傳輸管道7條，但實質上目前國內進口管道氣基本被土庫曼斯坦一國壟斷，所以議價能力較低。另一方面，土庫曼斯坦對我國的出口售價是所有出口國中最低的。當前在建的中俄東線的天然氣購銷合同規定，俄羅斯每年向中國輸送380億立方米天然氣，合同總額4,000億美元，有限期30年，折合進口單價超過2.4元/方。即便該管線建成，也僅能從能源安全的角度緩解我國氣源緊張的問題，土庫曼斯坦仍然將在未來進口管道氣中扮演極爲重要的角色。
因此，未來我國進口管道氣將形成包括中亞各國、緬甸、俄羅斯在內的多國供應格局，一方面有助于增加我國的議價能力，並在一定程度上緩解上遊氣源缺口的態勢，但另一方面，根據已經披露價格區間的售氣合同和曆年進口價格，此部分進口管道氣相較于國內氣源很難形成價格優勢，井口價格一般都在1.3-2.4元之間，加上傳輸價格將大大高于目前國內門站價格。據此，我們預測未來進口管道氣進口量如下：
表5：各國進口管道氣進口量預測（億方）
數據來源：九鼎投資整理
綜上，目前我國進口管道氣產能約爲970億方，至2020年可達1,650億方，但受制于能源安全、天然氣價格等原因，2017年實際輸氣量約394億方，整體產能利用率僅爲40.62%，仍然不能滿足國內天然氣的巨大缺口。
2.4 國際LNG采購
目前我國LNG進口已達到了進口天然氣總量的54%，預計未來LNG進口量將持續上升。LNG進口商在簽訂合約的時候都選擇與國際油價或者美國亨利港價格挂鈎，設定一個地板價和天花板價，然後以百分比的浮動定價。不同于進口管道氣，目前國際LNG進口合約都趨向于短期化，給進口商帶來了更大的盈利彈性，也增加了價格的波動風險。
目前我國海上進口LNG主要來源于以澳大利亞、馬來西亞爲代表的亞太地區和以卡塔爾爲代表的中東地區，具體來源地已擴充至10余個國家，其中澳大利亞對我國的供氣量自2013年以來穩步提升，于2015年取代卡塔爾成爲第一大供氣國，2017年占比爲46％，卡塔爾占比爲19％，緊隨其後的爲馬來西亞及印度尼西亞，占比分別爲12％和8％。
表6：2017年中國LNG進口主要國家及地區分析
數據來源：九鼎投資整理
LNG進口量主要受到出口國產能、井口價及運輸距離影響。澳大利亞近年來大力投建LNG工廠，產能急速擴張，占據着中國LNG長期合約中的大部分市場，此外，LNG現貨中澳大利亞也占有較高比重。表6中進口金額按照離岸價估算，加權平均價格約2.05元/方氣，考慮到運費和保險之後的到岸價普遍在2.5元/方以上。
此外，我國LNG碼頭自2006年開始經過快速發展，到2017年末已建成碼頭15個，在建碼頭3個，接收能力提升至5,640萬噸/年，其中中海油占比53%，中石油占比34%，中石化占比10%，其余爲以九豐、廣彙爲代表的民間資本。
三、天然氣價格傳導機制
3.1 不同天然氣上遊入網前價格
3.1.1 常規天然氣價格
按照天然氣的定價機制，下遊門站價格由政府制定基准門站價，天然氣傳導至下遊的成本包括氣田井口價，以及中途的管道運輸費用。由于下遊用氣分城市燃氣，工業用氣，以及其他用途。各用途的基准門站價格不同，所以進行成本盈利分析的時候需要分開具體分析。
井口價主要受氣源地開采難度影響，而管輸價格不僅取決于沿線管網造價，還與輸氣量密切相關。以西氣東輸一線工程爲例具體分析，新疆各油氣田非工業用氣井口價約0.79元/方，工業用氣井口價約1.19-1.22元/方。西一線西段由輪南到中衛的管輸價格爲0.1442元/千方/公裏，東段由甯夏中衛到上海的價格爲0.2429元/千方/公裏。輪南-中衛的距離大約爲2000公裏，中衛-上海的距離大約爲1,836公裏。以此測算，居民用天然氣從輪南出發到達上海門站的成本爲井口價加上兩段管道運輸費用，合計約1.612元/方，比上海市門站價格低0.447元/方。
3.1.2 煤層氣價格
根據上市公司年報披露，2017年煤層氣氣源價格大約爲1.35元/方，較常規天然氣價格更高。但由于中國煤層氣富集區域爲山西沁水盆地及內蒙古鄂爾多斯地區，這兩個區域相較于新疆、東北、西南等地常規氣田而言，距離東部沿海用氣大省更近，相應的管輸價格也更低，以煤層氣從山西開采，經沁水-博愛線和西氣東輸線到達上海爲例，其傳輸加價僅爲0.66元/方。
此外，煤層氣開采企業還可獲取中央財政補貼0.3元/方，如果是山西省地方企業還可獲取山西省財政補貼0.1元/方。
3.1.3 進口管道氣價格
中國目前的天然氣進口主幹管網主要是中亞天然氣管道線和中緬油氣管線，年均輸送能力970億方。俄氣東線計劃2019年12月向中國供應天然氣，按照《中俄東線供氣購銷合同》規定，投產後前五年漸增氣量爲每年50億-300億方。2017年，中國管道氣進口量約423億方。
表7：進口管道氣供給量及價格
數據來源：九鼎投資整理
進口管道氣加權均價約1.26元/方，進口管道氣價格和國內非常規天然氣價格接近，但距離較遠。以運輸至上海市爲例，運輸成本約在0.822元/方，包含運輸成本在內的價格幾乎等于甚至超過門站價格。
3.1.4 進口LNG價格
國際LNG定價存在長協模式和現貨模式。長協模式通常采用S曲線價格公式：
LNG 貿易價格=原有相關系數×油價+常數+S
S是當油價過低或者過高時的一個曲線公式，當油價過低時，S爲正值；當油價過高時，S爲負值。因此，當國際油價上行的時候，國際LNG貿易價格通常上行。近年來新簽訂的LNG長協，常見的地板價和天花板價對應油價分別40美金/桶、70美金/桶。因此在油價在70美金/桶以上時，國際長協LNG價格繼續上行空間不大。
表8：2018年8月LNG到岸價格
數據來源：九鼎投資整理
近期中國LNG的到岸價格爲2.379元/方，即爲接收站進口商的進口成本，上海交易中心的LNG出廠平均價格約爲3.04元/方，與到岸價相差約0.66元/方。還未考慮出廠至最終需求端的運輸成本，淡季進口LNG價格已經高于上述所有氣源。
3.2 不同氣源傳輸後價格比較
由于氣源地和最終售氣地的位置會影響到管輸價格從而影響到最終售氣價格，因此不同區位的選擇會造成不同的決策結果，本文僅以用氣量較大的東部沿海地區上海市和國內產氣量較大的新疆地區、煤層氣產量較高的沁水盆地進行比較分析。
假設最終用氣終端在上海市，氣源價加上傳輸加價作爲到站價格。本文設置了4組情景進行分析，常規天然氣從新疆開采，經過西氣東輸線路到達上海；煤層氣從山西開采，經過沁水-博愛線和西氣東輸線到達上海；進口管道氣從土庫曼斯坦進口，到達新疆後經西氣東輸線到達上海。
表9：不同情景下天然氣到站價格
數據來源：九鼎投資整理
煤層氣相比于進口管道氣、LNG具有價格優勢。常規天然氣從新疆開采到上海的價格爲1.612元/方，煤層氣從山西開采到上海的價格爲2.01元/方，中亞進口管道氣經新疆到上海的價格爲2.052元/方，上海本地LNG到岸後出廠價格爲3.04元/方，這意味着常規天然氣在所有上遊供氣方式中仍然是最具有成本優勢的一種。
但由于天然氣需求增高，導致常規天然氣不能完全滿足用氣需求。煤層氣氣源價雖然高于進口管道氣，但由于中國大量煤層氣富集于沁水盆地，距離東部用氣大省較近，傳輸加價較低，最終到站價格低于進口管道氣和進口LNG，是目前降低天然氣進口依存度的最低成本選擇。
3.3 不同氣源未來供給量及價格預測
根據《天然氣發展“十三五”規劃》，到 2020 年，我國天然氣消費總量將達到3,600億方，預期2020年國內天然氣產量突破2,250億方，對外依存度爲37.5%，與2017年相比略有回落。依據表3中常規天然氣的預測量得出非常規天然氣產量。進口氣源方面，管道氣占比約45%，按照表5預測總量作爲進口管道氣進口量並相應得到進口LNG氣量。
表10：未來不同氣源供給量預測
數據來源：九鼎投資整理
價格方面，曆史數據中，常規天然氣井口價長期穩定，LNG到岸價格長期在2元/方以上，進口管道氣到岸價略低于煤層氣井口價，但近年二者的差異越來越小，因此我們預測未來常規天然氣井口價依然穩定，以新疆氣田爲例，大約爲0.79元/方，而煤層氣井口價隨着開采成本的逐年下降預計未來將略有下降，預計到2020年將下降至1.22元/方。進口管道氣到岸價隨着中俄東西線的開通將會逐步上升，保守估計到2020年將上升至1.43元/方。LNG到岸價預計將出現下降的主要原因在于中美關于進口LNG訂單的達成，目前美國進口LNG訂單到岸價約1.2元/方，預計未來隨着美國進口LNG的逐步增加，到2020年進口LNG價格將下降到2.24元/方。
圖4：未來不同氣源價格預測
數據來源：九鼎投資整理
可見，在天然氣需求不斷攀升、進口依存度居高不下的背景下，以煤層氣爲代表的非常規天然氣面臨着廣闊的發展空間。而另一方面，煤層氣井口價仍有一定降幅，在未來三年內將成爲僅次于常規天然氣的低價氣源。
四、天然氣氣源研究總結
隨着環保要求的不斷升級，進一步提高天然氣在能源結構中的地位將成爲中國未來長期穩定的政策方向。而氣改將帶來我國天然氣產業形態的劇變，不論是上中下遊企業，原先赚取穩定差價的商業模式都將遭到沖擊。尤其是對于中遊和下遊企業來說，拿氣成本和銷售價格均在產業鏈上環環相扣，受制于市場和交易對手，其差價均面臨下調的政策風險。在存量利潤整合縮減的政策預期下，天然氣行業未來的機會將主要來源于增量的低成本氣源。唯有從產業鏈最上遊的氣源端掌握成本優勢，方可使天然氣產業鏈內的企業有效抵禦差價波動。在此邏輯下，開采煤層氣成本較低，產量增速有望維持高水平。
煤層氣開采成本雖然較常規天然氣更高，但銷售價格已經基本接近門站價格，同時還享受政策性補貼。由于僅依靠常規天然氣，供需之間仍存在較大缺口，並且隨着未來輸氣管道的不斷完善，煤層氣企業的排空率將逐步降低，上下遊價差仍有較高的拓展空間。因此，在非常規天然氣中，煤層氣憑借其供應可靠、價格相對低廉的優勢成爲最具潛力的上遊投資行業。