石油圈日前，浙江省天然气公司将销售非居民用天然气的门站价格从每立方米2.19元调整为2.85元;居民用气门站价格不作调整。执行时间为2018年11月1日至2019年3月31日。 业内人士预计2018年12月我国天然气需求量将达到302亿方，同比增加45亿方，同比增长17%。从12月当月的供给来看，预计国内产量达到143亿方，同比增长5%。12月总供给能力约为287亿方，供给缺口约为16亿方。建议在四季度天然气供需关系趋紧的背景下，多地天然气销售价出现阶段性调整。由于管制气难以满足下游需求，调峰属性强、市场化定价的进口LNG存在较大获利空间。 事件驱动 浙江省天然气门站销售价上调 近日，浙江省发展改革委发布《关于提高非居民用天然气门站价格的通知》(以下简称《通知》)，明确根据今冬明春浙江省天然气气源价格变化情况，提高城市门站和电厂门站价格。 《通知》指出，浙江省天然气开发有限公司向华电杭州半山发电有限公司销售天然气的门站价格从每立方米2.22元调整为3.18元;向其他天然气发电企业销售天然气的门站价格从每立方米2.31元调整为3.27元。执行时间为2018年10月1日至2018年12月31日。 浙江省天然气开发有限公司向各城市燃气企业(或城市管道运输企业)销售非居民用天然气的门站价格从每立方米2.19元调整为2.85元，下浮不限;居民用气门站价格不作调整。执行时间为2018年11月1日至2019年3月31日。《通知》要求，各市、县合理确定配气价格，从严控制购销差价，非居民用气最高购销差价原则上每方不超过0.9元。 根据此前媒体报道中石油冬季天然气购销定价策略，中石油对管制资源(即常规天然气气源)价格按照国家规定的天然气基准门站价上浮20%执行;对非管制资源(进口LNG、非常规气等)，在基准门站价基础上中东部上浮38%、南方上浮40%。根据浙江省2.05元/方的基准门站价测算，上游气源价将在2.46-2.87元/方之间。因此，本次浙江省天然气集团上调非居民门站销售价至2.85元/方主要是为传导上游气源价格上涨的压力。今年6月，国家发改委发布关于理顺居民用气门站价格的通知，将天然气省门站价进行并轨。但由于下游顺价机制不同(居民用气上调需进行价格听证)，在供需关系紧张以及居民保供的压力下，各个省天然气公司依然根据居民和非居民用气进行区分定价销售。这导致中游企业需承担居民售气价格倒挂的压力，且可能会出现下游向工业用户提供居民用气从而实现套利的情况。因此，推动中下游天然气市场化需建立完整的价格传导机制。 银河证券认为，在目前天然气产业链中，尽管上游常规气价格以基准门站价作为基础，但由于中下游签订的合同气量有限，超过合同以外部分一般按照非常规气认定，执行市场定价从而变相突破价格限制。目前部分城市燃气商通过高毛利的接驳业务覆盖售气成本，但长远来看，只有获得稳定气源才能确保分销业务的毛利率水平稳定，从而实现业绩的可持续增长。 事件分析 12月市场供给缺口约为16亿方 “十一五”、“十二五”期间，在全球推动清洁能源发展背景下，国内推动天然气发展的政策不断加码，天然气消费在各领域不断渗透，消费量开启高增长模式，其中交通运输及燃气发电领域表现最为亮眼，年均复合增速均超过20%。而近年来对于环境保护要求的不断提高更是加速推动了燃气行业的发展，2013年9月，国务院发布《大气污染防治行动方案》(即“大气十条”)，正式提出了“煤改气”政策。2017年是“大气十条”的第一阶段考核年，“煤改气”加速推进，2017年3月，《京津冀及周边地区2017年大气污染防治工作方案》出台，煤改气进入加速实施阶段，2017年我国天然气消费达到2394亿立方米，首次出现了超过300亿立方米的同比增量，增幅超过15%。 2018年9月，我国天然气表观消费量224.2亿立方米，同比增长17.7%，增量37亿方;1-9月我国天然气表观消费量累计2017亿立方米，同比增长18.20%，增量282亿方，天然气消费继续维持高速增长。 天然气消费量增长主要由于2017年推进的煤改气、油改气工程带动工商业天然气消费量同比大幅增长;燃气电厂装机持续增加并且夏季调峰需求增加，每年平均新投运约1000万千瓦装机以及居民煤改气工程带动居民消费量同比高增。预计2018年全年天然气消费量将达到2750亿立方米左右，同比增长约为15%。 此外，2018年9月，我国天然气自产量122亿立方米，同比增长8.5%;1-9月，我国天然气自产量1156亿立方米，同比增长6.3%，较2017年1-9月增速同比降低2.8个百分点。三季度往往是我国天然气需求的淡季，一些气田会压减产能减少产量，但是天然气需求在今年三季度呈现出明显的淡季不淡情况，主要原因是天然气消费同比增长较快以及储气库加大储气力度，所以上游气源基本没有压减产能，导致三季度我国天然气产量同比增长明显高于一、二季度。 2017年9-12月我国天然气生产量分别为 111、124、126、136亿立方米，2017年全年天然气产量1487亿立方米，同比增加106亿立方米，同比增长8.5%。按照目前开采节奏，2018年我国天然气产量仍将出现约90亿方左右的增量，同比预计约为6%。 2017年底我国部分地区出现了天然气“气荒”状况，主要原因是旺季需求增长超预期以及供给天花板所致，出现时间是2017年12月，主要区域是华北地区。 2018年我国天然气消费量继续快速增长，通过对近年来我国天然气消费量月度值的分析，利用不均匀系数进行预测，方正证券预计2018年12月我国天然气需求量将达到302亿方，同比增加45亿方，同比增长17%。从12月当月的供给来看，预计国内产量达到143亿方，同比增长5%;进口管道气343万吨，约48亿方，同比增长20%;进口液化天然气550万吨，约76亿方，同比增长10%;储气库采气20亿方。总供给能力约为287亿方，供给缺口约为16亿方。 投资机会 城市燃气分销商分享行业红利 当前我国天然气消费量占一次能源的比例仅为7%，相比于世界平均水平23.4%差距较大。在国家大力推进清洁能源消费的背景之下，天然气消费有望维持高景气度，根据《能源发展战略行动计划》中的目标，预计2020年天然气市场消费量将达到3600-3800亿方，未来三年年均复合增速有望达到15%以上。 由于国内天然气产量增速长期低于需求增速，国内产需缺口不断扩大，进口依赖度不断攀升，2017年进口天然气已占天然气消费总量近40%，其中进口LNG占进口气一半以上。 相比于进口管道气，进口LNG具备两大优势：第一，分散度相对较高，天然气供应更有保障：我国进口管道气对土库曼斯坦的依赖性过高(80%)，导致进口气量的确定性较弱，相比于管道气，进口LNG的来源相对更为广泛，在保障天然气供应方面更具优势;第二，进口LNG无需境内运输成本，天然气价改推进有望进一步增强LNG价格竞争力：中国缺气地区多为东南沿海，进口管道气主要来自中亚国家，距离用气地较远，运输成本较高;进口LNG基本就地消费，仅需支付再气化费用，远低于进口管道气的运输成本。 随着国内天然气价格改革的推进，未来进口LNG到岸价格上的劣势(目前进口LNG到岸价格高于进口管道气)有望消除，届时LNG的运输成本优势将会更为凸显，进口LNG有望保持快速增长。 国泰君安认为，环保政策力度加大、政府积极推动天然气消费，“十三五”期间我国天然气消费有望高增长，城市燃气分销商有望分享行业红利。看好城市燃气分销商两大投资主线： 其一，覆盖区域广，城燃业务扩张较快的公司：煤改气的持续推进将带来接驳量及售气量的快速增长，燃气分销业务覆盖区域广、城燃业务扩张较快的公司有望显著受益，推荐全国性城燃公司中国燃气、华润燃气、新奥能源以及深耕京津冀，加速进行全国性布局的百川能源。 其二，拥有中游管道或布局上游，气源供给具备优势的公司：天然气量价齐升背景下，在气源供给方面具备优势的城市燃气分销商更为受益，推荐拥有省级管网的陕天然气;收购亚美能源、布局煤层气开采领域的新天然气;以及LNG储备调峰站即将投产的深圳燃气。 银河证券则指出，在四季度天然气供需关系趋紧的背景下，多地天然气销售价出现阶段性调整。由于管制气难以满足下游需求，调峰属性强、市场化定价的进口LNG存在较大获利空间。建议关注以多种形式丰富LNG气源供应的广汇能源、新奥股份、蓝焰控股;具有稳定气源且开展LNG销售业务的下游燃气商深圳燃气;提前布局LNG接收站的广汇能源、中天能源;LNG贸易商恒通股份等。
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