石油化工行业天然气系列报告之（二）：寻路2018年冬季“气荒”-20181009-长江证券-30页-1mb

石油化工行业：2018年冬季“气荒”分析总结

核心内容

本报告聚焦2018年冬季天然气供应紧张（“气荒”）现象，分析了我国天然气供需格局、储气能力、需求驱动因素以及相关投资建议。

主要观点

• 国内供不应求，进口LNG大幅攀升：我国天然气探明储量仅占全球2.8%，产量增速低于消费量增速，对外依赖度接近40%。由于进口管道建设滞后，LNG成为进口增量的主要来源，2017年LNG进口量增速高达46.4%。
• 储气库规模有限，调峰能力严重不足：我国储气库数量和库容均远低于全球平均水平，调峰工作气量仅占天然气消费量的4.9%，远低于国际10%的红线。我国储气库最大采气速率有限，实际调峰能力不足。
• 冬季天然气缺口依旧存在：2018年供暖季天然气缺口预计为48亿立方米，尽管调峰能力有所提升，但缺口仍可能引发“气荒”。
• 需求增长由城镇燃气主导：受“煤改气”政策推动，城镇燃气消费量在2017年增长显著，预计未来3年仍是天然气需求增长的主要动力。
• 环保政策推动天然气替代：北方地区清洁取暖比例提升，环保政策执行力度加强，推动天然气对煤炭的替代。

关键信息

一、全球供应宽松，国内供不应求

• 全球天然气供需格局趋于宽松，但我国天然气探明储量仅占全球2.8%，产量增速低于消费量增速。
• 2017年我国天然气产量为1,474亿立方米，增速7.7%，远低于表观消费量增速14.7%。
• 我国天然气对外依赖度接近40%，且进口管输能力不足，LNG成为主要进口方式。
• 2017年LNG进口量增速高达46.4%，近5年复合增速达21.0%。
• 我国LNG接收站接收能力为7,290万吨/年，但无法满足快速增长的需求。

二、储气库规模有限，调峰能力严重不足

• 我国储气库数量和库容均有限，全球715座储气库中我国仅建成25座。
• 全球储气库总工作气量为3,930亿立方米，我国设计工作气量仅170亿立方米，实际调峰工作气量为117亿立方米。
• 储气库调峰工作气量仅占天然气消费量的4.9%，远低于世界平均水平。
• 我国储气库设计最大采气速率为1.7亿立方米/天，实际采气量仅为9,805万立方米/天。
• 储气库采气速率随地层压力降低而下滑，调峰能力在后期有所下降。

三、多重利好推动天然气应用，冬季缺口依旧存在

• “十三五”期间，天然气消费占比目标提升至8.3%-10%，推动行业增长。
• 城镇燃气需求增长主要由“煤改气”政策驱动，预计未来3年需求增长动力仍来自城镇燃气。
• 2017年北方地区清洁取暖比例达34%，计划至2021年提升至70%，替代散煤1.5亿吨。
• 2017年冬季“气荒”主要由“煤改气”导致，天然气需求增量达56.16亿立方米。
• 尽管调峰能力有所提升，但2018年供暖季天然气缺口仍达48亿立方米。

四、投资建议

• 建议关注天然气相关标的，如新奥股份（买入）、广汇能源、中国石油等。
• LNG接收站建设空间广阔，民营接收站具有更强的灵活性和价格优势。
• 储气库建设仍处于初期，未来发展空间大。

结构分析

1. 全球供应宽松，国内供不应求

• 我国天然气资源禀赋有限，产量增速放缓。
• 进口依赖度提升，LNG成为主要进口来源。
• 接收站接收能力不足，导致旺季供应紧张。

2. 调峰：储气库规模有限，调峰能力严重不足

• 储气库数量少、库容小，调峰能力有限。
• 盐穴型储气库利用率高，但建设周期长。
• 气藏型储气库建设周期短，但调峰能力有限。
• 调峰工作气量仅占消费量的4.9%，远低于国际标准。

3. 需求：多重利好加速推动天然气应用

• 清洁能源转型和城市化率提升推动天然气需求增长。
• 城镇燃气和发电用气是需求增长的主要动力。
• 2017年城镇燃气消费量同比增长208亿立方米。
• 未来3年城镇燃气需求增量预计超过220亿立方米。

4. 冬季天然气供给缺口依然存在

• 2018年供暖季天然气缺口预计为48亿立方米。
• 虽然调峰能力有所提升，但缺口仍可能引发“气荒”。

投资建议

• 关注新奥股份、广汇能源、中国石油等天然气相关企业。
• LNG接收站建设空间广阔，民营接收站具有价格优势。
• 储气库建设仍处于初期，未来增长潜力大。

风险提示

• “煤改气”推进不及预期。
• 产品价格大幅下跌。

图表与数据

• 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。
• 图3：美国页岩气革命后页岩气产量大幅提升。
• 图4：预计2020年全球LNG供给依然充裕。
• 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%。
• 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。
• 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。
• 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。
• 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。
• 图15：管道气进口量增速较低，土库曼斯坦进口量占比较高。
• 图16：我国进口天然气管道和国内西气东输管道分布情况。
• 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。
• 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。
• 图21：华东、华南地区天然气门站价较高。
• 图22：华东、华南天然气市场价（民用）较高。
• 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。
• 图25：国营接收站签署合约价格较高。
• 图26：亚洲地区LNG价格与油价挂钩。
• 图27：我国已投产LNG接收站分布在华南、华东沿海及环渤海地区。
• 图28：全球典型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。
• 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。
• 图32：美国储气库发展进入成熟期。
• 图33：俄罗斯储气库建设始于20世纪中叶。
• 图34：北美、欧洲及独联体国家储气库建设已进入成熟阶段。
• 图35：2016年我国储气库工作气量仅占全球约3%。
• 图36：我国储气库建设起步于20世纪90年代，仍处于发展初期。
• 图37：欧洲实际调峰储气量显著低于储气库工作气量。
• 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。
• 图40：我国储气库最大采收速率有限。
• 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。
• 图42：储气库采气速率随地层压力降低而下滑。
• 图43：我国储气库主要分布在京津冀及其周边地区。
• 图44：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持续提升。
• 图46：近年天然气消费量增长主要由城镇燃气及发电用气需求拉动。
• 图47：国内一次能源消费量同比增速与GDP同比增速存在正向相关。
• 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。
• 图50：2016年北方地区清洁取暖比例为34%。
• 图51：北方地区清洁能源取暖率计划逐步提升。
• 图52：2017年秋冬京津冀及周边地区PM2.5浓度显著下降。
• 图53：2017年秋冬京津冀及周边地区重污染天数明显减少。
• 图54：2017年秋冬京津冀及周边地区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目标完成情况超出预期。
• 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。
• 图57：2017年冬季出现“气荒”，LNG价格大幅上行。

表格数据

• 表1：我国新增的管道输送能力预计到2020年才能投产。
• 表2：国营LNG接收站传统合同限制性较大。
• 表3：目前我国LNG接收站接收能力为7,290万吨/年。
• 表4：我国LNG接收能力分布情况。
• 表5：我国储气库主要分布在天然气消费集中地区和气源区。
• 表6：我国储气库主要功能参数对比。
• 表7：我国各地区储气量及调峰能力对比。
• 表8：“十二五”时期天然气行业发展情况及“十三五”时期发展目标。
• 表9：未来3年我国天然气消费量变化预计。
• 表10：2017年京津冀及周边地区清洁能源替代工作计划。
• 表11：2017年冬季采暖季天然气短缺情况。
• 表12：2018年清洁能源替代工作范围或将进一步扩大。

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结论

2018年冬季“气荒”将再度出现，但程度可能有所减弱。天然气行业未来发展前景广阔，需重点关注LNG接收站和储气库建设，以及清洁能源替代政策带来的需求增长。