1. 管道和儲氣庫建設是天然氣產業發展需要

1.1 我國天然氣需求特點：供需錯配、季節特征明顯

我國是全球天然氣消費第三大國，僅次于美國和俄羅斯。2018 年我國天然氣消費達到 2830 億立方米， 接近 2.43 億噸油當量。高速發展的經濟給我國帶來了旺盛的能源需求，但是不同于美國和俄羅斯擁有 豐富的天然氣資源，我國天然氣儲量和產量均談不上豐富。根據 BP 公布的數據，截止至 2017 年末我國 已探明天然氣儲量僅有 5.5 萬億立方米，排在俄羅斯、伊朗、卡塔爾、土庫曼斯坦和美國之后；2018 年 產量 1615 億立方米，進口依存度高達 43%。

除了嚴重依賴進口之外，我國天然氣還存在嚴重的區域性供需錯配問題。中國天然氣主要生產地區集中 在西北和西南地區（陜西 28.73%，四川 24.50%，新疆 21.30%），進口管道氣也主要從西北、西南和東北 進入我國市場。而消費集中在經濟較發達的華北、華中、華南、華東地區（江蘇 10.14%，廣東 7.78%， 北京 7.02%），供需地區嚴重錯配。地域性供需不匹配可以通過天然氣管道的合理、有效分布予以解決， 管道資源在全球天然氣產業鏈中都是不可忽視的重要部分。

我國天然氣消費季節性特征明顯。天然氣的物理性質決定了其儲存難度大成本高，“ 煤改氣”政策的大力推行也加大了天然氣在居民供暖和發電環節的能源占比。而每逢冬季，居民通常會采取城市燃氣直接 使用供暖或使用空調取暖，刺激城市燃氣和天然氣發電需求增長。這也導致天然氣消費在冬季走高，消 費高峰通常出現在 12 月份。

天然氣消費在冬夏季存在明顯的峰谷差，比如北京市天然氣冬夏季需求峰谷差就已高達 10：1。而國內 的天然氣產量隨月份變化雖然也有冬季產量變大的趨勢，但供給彈性遠遠沒有消費端這么大。這就進一 步導致了我國的供需缺口（消費-產量）在冬季趨于上升趨勢，一旦管道輸送出現問題就可能造成“氣 荒” 。常規的調峰保供措施不足以彌補冬季的需求缺口，必須進行季節性調峰來保障穩定供氣。

1.2 我國天然氣儲運環節將迎快速發展

天然氣的儲運環節包括氣態和液態兩種渠道。其中氣態渠道接受氣源后，由骨干管道流入省級管道，再 向市級管道傳輸最后流入終端用戶；液態渠道由 LNG 接收站接受 LNG 后，經 LNG 槽車直接運送至終端用 戶或運送至加氣站再向終端用戶輸送。兩只渠道間有部分環節相互轉化，部分 LNG 經 LNG 接收站液化后 進入骨干管道，骨干管道的天然氣也可進 LNG 液化工廠進入 LNG 槽車。

天然氣開發利用是我國推進能源生產和消費革命的重要路徑之一，但是與之配套的天然氣管道、儲氣庫 等基礎設施仍然遠遠落后于全球發達國家平均水平。國家管網公司成立推動油氣體制市場化改革，必將 加速天然氣管道、LNG 接收站、儲氣庫的建設，促進天然氣產業鏈快速發展。

2. 國家管網公司成立促管道建設加速

2.1 天然氣管道是最有效的長距離運輸方式

中國是最早用木竹管道輸送天然氣的國家。早在明朝宋應星《天工開物》一書中就有對于用竹管輸氣作 為燃料的詳細描述。雖然天然氣是一種清潔高效的優質能源，但天然氣常溫下液化需要較大壓力，能源 消耗較大成本較高。通過天然氣管道將天然氣從開采地或處理廠輸送到城市配氣中心或工業企業用戶， 是氣態天然氣運輸的主要方式。

天然氣氣的管道運輸具有一系列優勢：集中運輸成本低、占地面積小、建設速度快、油氣運輸量大、安 全性能高、運輸損耗少、無“三廢”排放、發生泄露危險小、對環境污染小、受惡劣氣候影響小、設備 維修量小、便于管理、易于實現遠程集中監控等方面。若從用途上劃分，可將天然氣管道分為集氣管道、 輸氣管道、配氣管道等三種，輸氣管道是整個輸氣系統的主體。從分布范圍上分類，天然氣管道可分骨 干管道、省級管道和市級管道三種。

2.2 我國現有天然氣管網架構：“主干互聯、區域成網”

目前，我國主要建成了四個國家基干天然氣管網系統，重點規劃三個區域性天然氣管網網絡，集中規劃 四類非常規天然氣管道，深化建設四條天然氣進口通道。2017 年 5 月，國家發改委、中華人民共和國國 家能源局聯合發布的《中長期油氣管網規劃》指出，對天然氣進口通道要堅持“通道多元、海陸并舉、 均衡發展”的原則，進一步鞏固和完善西北、東北、西南和海上油氣進口通道，2025 年基本形成“海陸 并重”的通道格局；要求 2020 年全國天然氣長輸管道長度達到 10.4 萬 km，2025 年達到 16.3 萬 km，預 計 2030 年將超過 20.0 萬 km，并形成“主干互聯、區域成網”的全國天然氣基礎網絡。該規劃指明了我 國天然氣管網發展方向，進一步明確了天然氣管道和儲氣庫的建設目標。

四個國家基干天然氣管網系統分別是西氣東輸管道系統、陜京天然氣管道系統、川氣東送天然氣管道系 統和聯絡天然氣管道。其中西氣東輸管道是我國距離最長、口徑最大的輸氣管道，東西橫貫新疆、甘肅、 寧夏、陜西、山西、河南、安徽、江蘇、上海等 9 個省區，承接了進口天然氣和新疆天然氣的重要調度 任務。陜京天然氣管道系統則負責保障京津冀地區的用氣需求，包括對接陜西、陜西等地的煤層氣資源。 川氣東送天然氣管道同時也是川渝地區頁巖氣外輸的重要干線。

三個區域性天然氣管網網絡分別是京津冀區域天然氣管網、長三角區域天然氣管網和珠三角區域天然氣 管網。這三個地區是我國天然氣消費中心，天然氣管道與 LNG 接收站及儲氣庫相配合，形成區域性的天 然氣市場。其中京津冀地區天然氣供氣能力達到 1100 億方/年，珠三角地區由于沿海便利 LNG 貿易十分 發達。

我國天然氣四條進口通道格局已經形成，分別為西北方向的中亞天然氣管道，東北方向的中俄天然氣管 道，西南方向的中緬天然氣管道，以及東部沿海的 LNG 進口渠道。12 月 2 日，經過 5 年建設之后，橫跨 中俄兩國的能源大動脈——中俄東線天然氣管道（即“西伯利亞力量”）正式投產通氣，成為我國第五 條投產的進口天然氣管道。其余四條分別為中亞天然氣管道 ABC 線和中緬天然氣管道，合計每年最大輸 氣能力為 670 億立方米。中亞 D 線和中俄西線仍在規劃建設當中。

中亞管道 AB線起點在土庫曼斯坦、烏茲別克斯坦邊境的格達伊姆，途徑烏茲別克斯坦中部、哈薩克斯坦南部，止于中哈邊境的霍爾果斯口岸，接入國內管道西氣東輸二線。算上西氣東輸二線，管道全長約 1 萬公里，是世界上最長的天然氣管道。AB 線管道雙線并行鋪設，氣源為進口土庫曼斯坦 300 億立方米 /年天然氣。

中亞管道 C 線與 AB 線并行鋪設，全長 1830 公里。ABC 三條線路一致，可并聯串氣，互聯互通。中亞管 道 C 線國內配套管道為西氣東輸三線。該管道氣源為進口中亞地區 250 億立方米/年天然氣。目前的合 同組成為：中石油與土庫曼斯坦、烏茲別克斯坦和哈薩克斯坦分別簽署 100 億立方米/年、100 億立方米 /年和 50 億立方米/年的購銷合同。根據我國海關的天然氣進口數據，烏茲別克斯坦實際未能達到 100 億立方米/年的規模；自 2019 年起，哈薩克斯坦供氣量將逐年增至 100 億立方米/年。

中亞管道 D 線采用新的線路，管道起自土庫曼斯坦和烏茲別克斯坦邊境的恰爾尚佳，途經烏、塔、吉三 國，止于新疆烏恰，管道全長 1000 公里，設計輸氣量為 300 億立方米/年。中亞 D 線管道于 2014 年宣 告開工，計劃于 2020 年投產。氣源規劃為土庫曼斯坦復興氣田。

中緬天然氣管道總體上是氣、油雙線并行，從皎漂起，從緬中邊境地區進入中國的瑞麗，再延伸至昆明。 管道全長約 1100 公里，油氣管道初步設計輸氣能力為每年 120 億立方米。

中俄東線天然氣管道工程中國境內段起自黑龍江省黑河市的中俄邊境，終點為上海市，全長 3371 公里。 工程于 2015 年 6 月開工建設，分北段(黑河—長嶺)、中段(長嶺—永清)和南段(永清—上海)。目前投 產的是北段，第一年將引進天然氣 50 億立方米。2014 年 5 月，中俄雙方簽署了總價值超過 4000 億美元、 年供氣量 380 億立方米、期限長達 30 年的中俄東線天然氣購銷合同。

2.3 天然氣管道建設市場空間巨大

我國天然氣管道密度較低。我國幅員遼闊，天然氣又存在著地域供需錯配的巨大問題，天然氣管道的重 要性不言而喻。截止至 2018 年，我國天然氣集輸管線長度達到 7.7 萬公里，城市管道長度達到 69.8 萬 公里，絕對數值在全球排名位居前列，但是管道密度與發達國家相比仍具有較大差距。美國 2018 年天 然氣集輸管線長度達到 51.38 萬公里，城市管道長度達到 361 萬公里，分別是我國的 6.7 倍和 7 倍。若 以每平方千米的管道密度和天然氣消費量與管道里程的比值反映天然氣管道網絡化程度則更加直觀。

全球天然氣管道里程較多的國家均為國土面積較大的國家，美國、俄羅斯、加拿大和中國位居前列。若 從管道密度來評價天然氣管網的發達程度，歐洲發達國家無疑占據先機，天然氣也逐漸成為他們最主要 的發電能源。德國、意大利、美國、韓國等國家管道密度均在數十米/平方千米國土面積，而我國每平 方公里土地上僅僅有 8 米天然氣管道，與發達國家相比相去甚遠。

未來幾年天然氣建設進度有望加快。“十三五”期間，受 2014 與 2015 年天然氣消費增速收窄、油價下 跌以及“管網剝離”預期影響，我國天然氣管道建設進度滯后。15-18 年間合計新增天然氣管道 1.3 萬 公里，年均新增僅有 4300 公里。根據我國天然氣“十三五”規劃和《中長期油氣管網規劃》的指示， 到 2020 年天然氣管道里程要達到 10.4 萬公里，到 2025 年天然氣管道里程要達到 16.3 萬公里。19-20 和 20-25 年還分別需要新建管道 2.7 萬公里和 5.9 萬公里,年復合增速分別達到 16.21%和 9.4%。

我國油氣管道建設單公里成本在 1500 萬元左右。根據公開資料數據，2011 年建成的陜京三線建設預算 投資 120 億元，全長 896 公里；陜京四線總建設投資 145 億元，管道總長 1098 公里。單公里的建設成 本分別為 1339 萬元和 1321 萬元。隨著主干線用管的直徑越變越大和物價上漲，油氣管道的建設成本也 會有一定增加。中國石油管道局工程有限公司總經理、黨委書記孫全軍在 2018 中國國際管道大會期間 表示，“十三五”到“十四五”期間，中國將新建 10 多萬公里油氣管網主干管道，總投資將達到 1.6 萬億元，平均下來單公里建設成本將達到 1500 萬元。

而在較大口徑油氣管道的建設投資成本當中，工程費用占比超過 73%，除去管材費用等原材料費用，實 際安裝工程成本占比仍然超過 50%。按照到 2025 年總計 1.6 萬億投資來算，油氣管網主干管道建設將為 管道工程建設行業帶來近 8000 億市場空間。

國家管網公司成立將加快管道建設步伐。3 月 19 日，中央全面深化改革委員會第七次會議審議通過《石 油天然氣管網運營機制改革實施意見》，將組建國有資本控股、投資主體多元化的石油天然氣管網公司。 管網公司成立后管道資產獨立運營再無分割擔憂，并擬引入約 50%社會資本，新資金將用于擴建管網， 必將加快管道設施建設的節奏。目前來看國家管網公司掛牌雖有延期，但實質性動作不斷，我們認為大 概率將在今年供暖季結束后再次提上日程。

3. LNG 接收站現投資熱潮

3.1 我國 LNG 接收站將迎來擴建高峰

在天然氣系列報告的首篇《天然氣供給端：非常規氣和進口 LNG 發展加速》當中，我們分析了 LNG 的快 速發展填補我國天然氣供給缺口，并在近年超越進口管道氣成為天然氣進口的最主要來源。伴隨著油氣 市場化改革的進行，未來兩至三年內將再現 LNG 接收站的投資熱潮，LNG 接收站總體接收產能有望翻倍。 LNG 一躍成為優質資產，如此火爆主要有以下幾個原因：

國內天然氣消費高速增長，管道建設運能不足，進口管道氣增長緩慢，亟需擴大 LNG 進口規模填補供 給缺口；

2017 年的氣荒造就了萬元 LNG 的神話，也體現了 LNG 接收站較大的利潤空間，周轉率和凈利潤都有大 幅提升，吸引了大量的資金投入；

國家發改委、交通部、能源局等部門簡化并加快了接收站的審批，國家管網公司成立有望打開 LNG 接 收站氣化進管網的通道。

油氣改革深入，LNG 接收站成為下游城燃企業向上延伸，打通上游產業鏈的唯一通道，從而提升盈利 水平。

我國現階段投產的 LNG 接受站有 23 個，設計接受能力在 20 萬噸/年到 680 萬噸/年之間，項目擁有者以 中石油、中石化、中海油為主。參與者還有一些在行業中具有一定影響力的民營企業，抓住機會進軍能 源產業鏈上游，比如廣匯能源、新奧集團和江西九豐�？傆嬅磕杲邮苣芰�為 8200 萬噸/年，換算為體積 約為 1132 億立方米/年。

隨著管道優質資產未來將從“三桶油”旗下剝離，中石油、中石化和中海油紛紛加大海外 LNG 進口規模， 適應國內需求增長；終端燃氣公司紛紛向上游資源端延伸，抓住油氣市場化改革的契機打通全產業鏈提 升盈利水平，典型企業比如新奧能源、深圳燃氣、北京燃氣等；綜合型能源公司將發展 LNG 業務作為能 源多元化的重要補充，比如中天能源、浙能集團、長聯石油等。未來 1-2 年內規劃建設的 LNG 接收站項 目有 19 個，預計增加的 LNG 接受站接受能力為 6080 萬噸/年，換算為體積為 839 億立方米/年，預計總 的 LNG 接受站接受能力上升至 1971 億立方米/年。 2020 年之后長期規劃建設的 LNG 接收能力也達到 6200 萬噸/年，LNG 接收站的投資建設迎來高峰。

3.2 LNG 接收站投資收益十分可觀

我國進口 LNG 多來自澳大利亞、東盟和卡塔爾，東北亞 LNG 長約價格參考日本清關原油（JCC）價格進行 定價。具體定價公式如下：

LNG 合約價格=斜率*JCC+常數

以進口澳大利亞 LNG 為例，2018 年下半年澳大利亞 LNG 出口離岸價平均為 9.28 美元/百萬英熱單位，約 合 3332 元/噸；LNG 到岸均價為 10.27 美元/百萬英熱單位；從澳大利亞到中國的運輸費用（包含租船、燃料、運河、保險費用等）約合 0.5 美元/百萬英熱單位，由此可算出澳大利亞出口商利潤為 176 元/噸 左右；我國 LNG 進口增值稅稅率為 10%，增值稅稅款為 369 元/噸，因此進口 LNG 含稅價格為 4056 元/ 噸。中國 LNG 市場價格與進口 LNG 含稅價之差就是 LNG 接收站環節的利潤，約為 400 元/噸。

中國 LNG 市場價=澳大利亞 LNG 離岸價+運費+出口商利潤+增值稅+LNG 接收站利潤

LNG 接收站的投資收益豐厚，吸引民營資本參與。10 月 30 日，新天綠色能源（00956.HK）在唐山的 LNG 項目獲得國家發改委批準，將于曹妃甸港口物流園區內建成 1200 萬噸/年的 LNG 接收站，分三期進行。 而根據深圳燃氣公布的年報數據，2018 年收到來自廣東大鵬 LNG 接收站的投資收益 1.12 億元，根據其 10%股權占比可以推算出來廣東大鵬 680 萬噸/年 LNG 接收站 2018 年全年實現凈利潤超過 11 億元。

以某 LNG 接收站為例，一般 300 萬噸/年的 LNG 接收站總投資在 50-70 億元之間，具體視儲罐及管線具體 規劃而定。目前 LNG 接收站的利用率在淡季的時候 60%-70%，旺季時基本 100%負荷，全年平均利用率在 80%左右。項目建設期歷時三年，工作年限 25 年。一般項目從立項到最終投產需要 5-7 年的時間。

假設每年有 50%的周轉量以固定服務費方式收�。▍⒖祭�侖能源年報，服務費大約在 0.30-0.32 元/立方 米），另外 50%的周轉量以液態形式出售。在這樣的經營模式之下，如果接收站的利用率能達到 100%， 售氣價差每提高 500 元/噸，接收站凈利潤將會提高 5 億元；若接收站的利用率為 80%，售氣價差每提高 500 元/噸，接收站凈利潤就會增加 4 億元。通常穩定情況下接收站利用率為 80%，售氣價差在 500-1000 元/噸之間，因而可以大致估算出 300 萬噸/年 LNG 接收站凈利潤在 3.5-7.5 億元左右。

3.3 未來全球LNG 仍處于寬松狀態

頁巖氣產量的快速提升推動全球天然氣產量增長，LNG 供給相對充足。過去 20 年中全球天然氣探明儲量 大幅增長，年均復合增速達到 2%。EIA 預計到 2040 年，全球天然氣產量將從 2015 年的 35000 億方增加 到 2040 年的 57300 億方，區間增速保持在 2%以上。

自 2010 年來，美國頁巖氣大規模商業化，頁巖氣年產量從 2005 年的不足 200 億方迅速增長至 2017 年的 4621 億方，增長 23 余倍。不僅促成了全球天然氣產量的高速增長，美國也搖身一變成為天然氣凈出口 國。其實隨著 16 年來油氣價格的逐漸復蘇，不止美國，俄羅斯、澳大利亞、伊朗、烏茲別克斯坦等主 要的天然氣出口國的天然氣產量均出現了大幅增長。未來一段時間內全球 LNG 供應將保持著較為寬裕的 局面。

液化工廠產能快速投放保障 LNG 供應。根據國際液化天然氣進口商聯盟披露數據，2018 年全球天然氣液 化工廠產能增長 4100 萬噸/年，達到 4.06 億噸/年，同比增幅高達 11%。新增液化工廠分別來自美國（3 條廠線）、俄羅斯（亞馬爾項目 2 條廠線）和澳大利亞（3 條廠線）。目前仍有 6600 萬噸/年的 LNG 液化 產能在建，預計到 2020 年全球天然氣液化工廠產能將超過 4.5 億噸/年，產能迅速提升。新增產能主要 分布在北美，美國頁巖氣出口將對全球 LNG 貿易市場產生沖擊。

LNG 運力充足，不存在運輸瓶頸。截止至 2018 年底，全球共有 563 艘 LNG 運輸船，新增 57 艘，且新增 運輸船以運力在160,000方以上的大型運輸船為主。 總載貨容量達到7800萬方，相較于2017年增長16%， 運力增速仍然大幅高于 LNG 需求量增速。預計到 2020 年總載貨容量將達到 8550 萬立方米以上，LNG 運 力充裕的局面仍將延續。

4. 儲氣設施不足導致冬季氣荒嚴重

4.1 我國儲氣庫建設嚴重落后

我國地下儲氣庫建設起步較晚，儲氣能力遠遠落后�！�十二五”前，儲氣庫建設、運營主體只有中石油 一家。1997 年陜京管道系統建成投產，為了保障京津地區用氣安全，中石油在大港油田規劃建設了我國 第一個大型儲氣庫群。目前全國共有儲氣庫 25 座，設計總庫存 415 億立方，總工作氣量 180 億方。根 據 IGU 經驗，一旦天然氣對外依存度達到或超過 30%，儲氣量需要超過消費量的 12%。2017 年全球儲氣 量占比消費量的比值為 11.41%，美國、韓國、俄羅斯等主要國家和地區儲氣量占比消費量在 15%以上， 而我國尚且不足 5%。全球主要國家儲氣量平均相當于 42 天消費量，而我國儲氣庫工作氣量僅相當于 18 天的消費量。

儲氣庫建設難度大、投資成本高是建設滯后的內在原因。地下儲氣庫建設所需的苛刻條件和南方地區構 造破碎、氣數量和規模小的地質背景形成了我國適合建庫的資源稀缺的特點，目前已建成的儲氣庫多分 布于長江以北的油氣聚集區。同時，儲氣庫投資成本高昂。據了解，中石油呼圖壁儲氣庫的投資達 110 億，中石油相國寺儲氣庫建設投資成本高達 144 億元，對于一般企業來說是不小的壓力。價格機制不完 善和政策落地困難則是制約儲氣庫發展的外在原因。由于現階段沒有對受益于調峰服務的終端用戶進行 劃分，也沒有實行差異化的定價機制，導致企業因為調峰所投入的成本和代價沒有回報的渠道，這也是 企業缺乏投資動力的重要原因。

4.2 中國天然氣儲氣庫加速規劃

目前全國共有儲氣庫 25 座，中國石油 22 座，中國石化 2 座，設計總庫存 415 億立方，總工作氣量 180 億方。其中京津冀地區占據了我國天然氣儲氣庫的絕大多數部分，除了大型石油公司建設地下儲氣庫以 外，城市燃氣企業和地方燃氣企業也在積極自行籌建，如港華金壇儲氣庫、云南能投等地下儲氣庫。目 前，國內已投運的儲氣庫在環渤海、長三角、西南、中西部、西北、東北和中南地區均有分布，其中 24 座分布在長江以北地區。

未來新納入規劃儲氣庫 23 座。根據規劃，至 2030 年，中國石油將建立東北、華北、中西部、西北、西 南、中東部六個區域儲氣中心，按照“先東后西、先易后難”的布局原則以及“達容一批、新建一批、 評價一批”的工作部署，充分挖掘儲氣庫建設潛力，加快推進儲氣庫建設。

在保障國家能源安全和天然氣保供壓力之下，儲氣庫的建設進度必然加快，儲氣調峰能力的改善也將為 未來天然氣消費快速增長提供有力保障。

5. 投資建議

天然氣是優質高效、綠色清潔的低碳能源，伴隨經濟發展、能源消費增長和日趨嚴格的二氧化碳減排， 天然氣長期消費增長速度高于煤和石油，預計未來將長期保持在 8%以上。天然氣開發利用是我國推進能 源生產和消費革命的重要路徑之一，但是與之配套的天然氣管道、儲氣庫等基礎設施仍然遠遠落后于全 球發達國家平均水平。天然氣“十三五”規劃行將結束，“十四五”規劃對于油氣管網長度、儲氣庫工 作氣量也將提出新的要求，加快天然氣管道和儲氣庫建設的任務迫在眉睫，LNG 接收站的建設也將會加 快步伐。

我們認為此次油氣工程公司的業績改善不同于以往高油價推動的市場行情，而是由上游油氣公司主動增 加勘探開發資本開支帶來的可持續增長。按照三桶油“七年行動計劃”來看，本輪景氣改善最少將持續 至 2025 年。天然氣管道建設進入穩定增長期，19-20 和 20-25 年還分別需要新建管道 2.7 萬公里和 5.9 萬公里,年復合增速分別達到 16.21%和 9.4%。未來 1-2 年內規劃建設的 LNG 接收站產能為 6080 萬噸/年， 增幅高達 74%；2020 年之后長期規劃建設的 LNG 接收能力也達到 6200 萬噸/年。我們重點看好主要的管 道工程建設公司中油工程以及受益于 LNG 接收站業務擴大的海油工程。