石油圈天然气这个行业结构非常稳定，这几年没有太大的变化，当前的想象空间主要来自十八届三中全会开始提的市场化改革。 1. 产业链 进口LNG在2017年气量首次超过进口管道气，中国也超过韩国成为世界第二大天然气进口国。下游来看，去年2017年消费2400亿方，工业用气大概占40%左右。国家明确提出在十三五末天然气消费占一次能源比重达到10%。十三五没有给具体的用气量目标，主要是因为2015年的消费量没有达到十二五的目标。2017已经达到2400亿方，行业就2020年末中国的天然气达到什么规模有不同的预测，有悲观有中性有乐观的，大约分别在3000亿方、3300亿方、3600亿方的水平。即使按2020年3000亿方的悲观预期，我们每年也必须要有200亿方的增量消费量。是否能完成上述增量，第一看政策，二是看行业的逻辑。 上游没有什么大的想象空间，行业的上中下游的结构相对稳定，最大的潜在变化是价格，尤其是中石油这里。这个定价一定是很高的，中石油控制陆上气，主要的长输管道，以及部分接收站。现在最大的问题是，中石油进口的价格与油价挂钩，但售价是受管制的。最近大家也知道，一季度的油价开始涨，中石油的进口成本也在上涨，但是我们现在国策是什么，尽一切能力降低水电油气的价格，目前国家的政策方向是希望降价的。另外就是说大家都知道去年开始长输管线和省管网的管输价格都明确规定了，门站价又降了1毛钱。所以中石油进口高成本的问题算是搁置下来了。 中海油的深圳大鹏是中国第一个接收站，目前接收站数量是全中国最多的，从澳大利亚到福建莆田都是签的随油价变动的进气成本系数比较低的。 中游方面，典型的省网有两种模式，一种是类似广东省可以代输的，收管输费。一种是类似浙江的统购统销，全省一张网。 下游在座的各位比较熟悉，是城市燃气公司。第一梯队包括五大城燃，第二梯队包括一些中小型的燃气公司。下游的公司也在往上游走，比如新奥会做舟山接收站，还有比如中天能源在做江阴和潮州的小型的转接站，当然也有的城市燃气公司没有上游。基本上谁都想发展自己的全产业链。 2. 政策讨论 能给行业带来重大转变的就是市场化改革。按照党中央、国务院《深化石油天然气体制改革的若干意见》的总体要求，推进石油天然气全产业链市场化改革，争取在2030年前后建成公平竞争，开放有序，有法可依，监管有效的现代油气市场体系。2017年还有新的文件，包括上游的勘探权，矿权的一些政策问题。 去年最大变化的就是围绕价格的一系列改革。去年成立了几个石油天然气交易中心，去年冬季有合同外气量的公开竞价，由于冬季整体的民用增量非常大，竞价场面非常火爆。 进口方面，所有的民企进口LNG是没有限制的，但单单有进口权没用，需要有码头。随着去年气荒的影响，下一步对LNG码头的放开是应该的。 管网改革方面，首先进展较快的是财务独立。去年三大石油公司完成了管道公司和销售公司的独立核算，销售公司与上游的气田都是有明确的价格划分的，已经分割清楚了。中石油一开始就是这样做的，下一步法律上的独立就是大家比较关心的。美国是形成多家管道公司之间的竞争，英国是国家级的管道公司。 另外可能下一步油气基础设施对外资的投资成为一个趋势。这块会逐步放开，在油气基础领域，进一步加大向民企开放的步伐。 在下游配气环节，国家出台了ROA上限7%的政策，会带来收益的变化，我个人是这么看待的：所有的燃气公司在这个政策出台之前，其实都已经做了相应的准备。燃气公司把管道资产分类分割，售气业务受到管制，其实也就相对能拿到一个固定收益的保障；同时销售业务剥离分开之后做一个增值的事情，我的销售不光卖气，还要卖电，卖冷，卖热，为什么会出现这样的情况，因为下游配气开放比较早，大家市场意识比较前卫。 我们国家重点关注什么事情，最关心因为去年2017年冬季造成气荒问题，造成全社会关注。所以现在国家发改委要拿上海做试点，上海关键的时候没有靠国家支持，因为上海是做气源的，有2个接收站，做的非常好。 现在发改委提最多的大问题，天然气的产供储销体系，上游企业承担10%的调峰业务，下游很快要承担5%这么一个调峰义务。气荒问题短时间解决不了。另外就是国家强调多元化的问题。 3. 行业发展与回顾 下面讲一下这两年的数字和2018年呈现的趋势，2013年到2017年对外依存度增就接近40%，2000年前，中国天然气市场处于长期的市场培育期，2000年到2013年我国天然气消费量从245亿立方米，增至1680亿立方米。我们从客户的需求、刚才也分析了，未来的主要的增长领域还是工业，陶瓷、玻璃、汽车烤漆，与宏观经济发展密切相关。 城市燃气城镇化的推进，无论现有趁势的内延还是外扩，是有想象空间的，比较有争议的是有没有大的增长。 燃气发电方面，中石油在江苏的整体做的比较好，但是不具备可推广的条件，因为江苏是最早接受中石油送气的，中石油给到的价格是相当优惠的。下一步我觉得可能浙江也有类似的情况，可能在广东，包括以前没有做气电的山东，由于当地政府迫切的需要，会成为中国气电的未来增长点。但是再往北方的地区的电厂都是以热定电，南方以前做发电的调峰体系，同时做电力辅助市场的作用，因此气电不适宜普遍在中国推广。 交通用天然气方面，由于受电动车的影响，将来车用的领域想象空间不大的，，因为油价是不受人意识而转移的，尤其是在油价爆跌的时候，天然气汽车的经济性大受影响。基本上未来的增量的空间依然看城市燃气。 用户结构方面，全国的增量看华北地区，夏天和冬天用气比例差异太大，这个问题要想解决，一是靠接收站扩容，建卫星站来的最快，目前来说，大家可以看到所有的接收站都要扩建1倍甚至2倍以上，中石油还要新建几个。二是建立调峰储气设施，我们现在有效的接收能力只有100亿方。我们这个行业近几年可以想象到相关的工程材料设备这一块会有一定转化空间。但是这些储备设施的建设存在一定时间周期，可以预计行业还会存在3到5年的气荒问题。 说完下游我们再说上游，这是2016年的同比增量，国内好采的气的都采完了，近几年形成主要的增量来源靠进口气。大家看一下这个表，2017年进口的管道气是哪几个国家，去年为什么出现那么多的气荒，是出现了中亚短供的问题，用我们行业的通俗的说法，你中国过冬，人家中亚国家也要过冬。 现在我们国家的进口LNG多元化，这个多元化放开，包含审批放开，接收站加强建设，丰富来源。目前中国的主要的像澳大利亚的气，东南亚的气，上面这个北冰洋进来，冬天那边要封海你过不来。其实签的定价系数比较高，18%，今年会签到11%，这是传统的一些中石油签长约的，大家在网上可以看到。广汇没有签长约，也进不了大船，只能以销定产，最大的问题是接收站利用率没法长期稳定。在我们的进口市场，长约占主导，长约不够的情况下，大家会做一些现货，基本就是说在冬季缺货的时候大家都要采暖，但夏天都不需要用气，所以LNG价格夏天便宜冬天贵。因为煤改气价格曲线比以往弹性足。另外就是可能网上说美国的气，不会对中国产生太多的影响，美国的LNG产能目前集中在美国的东海岸墨西哥湾一带。大家看运距，在中国现有的体系下，美国出口的中国是没有什么竞争优势的。而且现在中美关系这样，变数还是很多的。 在管道气方面，现在中石油的进口环节是亏损的，现在油价涨的趋势，短期之间不可能并轨。今年中石油的销售公司与下游签订了合同，大家知道这种合同遵守这种原则，以去年的量作为合同量；全年的合同量，乘以365天产销双方的系数，为均衡量；均衡量以申报的居民比例和价格得出，计划内气量的价格按照交易中心近期的成交最高价挂钩，计划外的量价格在冬季产生。去年因为大家在煤改气，上游对气量进行了限制，大家在增量上还是很缺失。这种增量的气对应的采购成本面临上行的压力。 最后我们说一下可能认为的液态市场的情况。大家可以看到2017年LNG工厂供应975万吨，接收站供应1050万吨，因为在夏天中石油的管道气非常充裕，在夏天每三车气当中，有两车是工厂供应的。到了冬天，因为冬天内地LNG工厂获取原料气时是需要做竞价交易的，这个对工厂来说影响很大。这里面可以看一下这个图，一个是工厂的地域分布，还有一些煤制气制LNG工厂的受供应影响比较多，体量和规模非常小。 我们再看一下接收站面临这样的问题，淡季的时候售价很低，冬季的时候价格很高。基本上这个行业是夏天赔点钱冬天挣回来。槽车方面，因为现在中国的工厂接收站的数量非常多，总体来说槽车量偏过剩。下一个表上，到最旺季的时候，接收站按照这么个高负荷的情况，到了今年冬季也是个紧平衡，剩下的需求来源就是车辆的使用年限到期带来的更新换代了。
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