1. 管道和储气库建设是天然气产业发展需要

1.1 我国天然气需求特点：供需错配、季节特征明显

我国是全球天然气消费第三大国，仅次于美国和俄罗斯。2018 年我国天然气消费达到 2830 亿立方米， 接近 2.43 亿吨油当量。高速发展的经济给我国带来了旺盛的能源需求，但是不同于美国和俄罗斯拥有 丰富的天然气资源，我国天然气储量和产量均谈不上丰富。根据 BP 公布的数据，截止至 2017 年末我国 已探明天然气储量仅有 5.5 万亿立方米，排在俄罗斯、伊朗、卡塔尔、土库曼斯坦和美国之后；2018 年 产量 1615 亿立方米，进口依存度高达 43%。

除了严重依赖进口之外，我国天然气还存在严重的区域性供需错配问题。中国天然气主要生产地区集中 在西北和西南地区（陕西 28.73%，四川 24.50%，新疆 21.30%），进口管道气也主要从西北、西南和东北 进入我国市场。而消费集中在经济较发达的华北、华中、华南、华东地区（江苏 10.14%，广东 7.78%， 北京 7.02%），供需地区严重错配。地域性供需不匹配可以通过天然气管道的合理、有效分布予以解决， 管道资源在全球天然气产业链中都是不可忽视的重要部分。

我国天然气消费季节性特征明显。天然气的物理性质决定了其储存难度大成本高，“ 煤改气”政策的大力推行也加大了天然气在居民供暖和发电环节的能源占比。而每逢冬季，居民通常会采取城市燃气直接 使用供暖或使用空调取暖，刺激城市燃气和天然气发电需求增长。这也导致天然气消费在冬季走高，消 费高峰通常出现在 12 月份。

天然气消费在冬夏季存在明显的峰谷差，比如北京市天然气冬夏季需求峰谷差就已高达 10：1。而国内 的天然气产量随月份变化虽然也有冬季产量变大的趋势，但供给弹性远远没有消费端这么大。这就进一 步导致了我国的供需缺口（消费-产量）在冬季趋于上升趋势，一旦管道输送出现问题就可能造成“气 荒” 。常规的调峰保供措施不足以弥补冬季的需求缺口，必须进行季节性调峰来保障稳定供气。

1.2 我国天然气储运环节将迎快速发展

天然气的储运环节包括气态和液态两种渠道。其中气态渠道接受气源后，由骨干管道流入省级管道，再 向市级管道传输最后流入终端用户；液态渠道由 LNG 接收站接受 LNG 后，经 LNG 槽车直接运送至终端用 户或运送至加气站再向终端用户输送。两只渠道间有部分环节相互转化，部分 LNG 经 LNG 接收站液化后 进入骨干管道，骨干管道的天然气也可进 LNG 液化工厂进入 LNG 槽车。

天然气开发利用是我国推进能源生产和消费革命的重要路径之一，但是与之配套的天然气管道、储气库 等基础设施仍然远远落后于全球发达国家平均水平。国家管网公司成立推动油气体制市场化改革，必将 加速天然气管道、LNG 接收站、储气库的建设，促进天然气产业链快速发展。

2. 国家管网公司成立促管道建设加速

2.1 天然气管道是最有效的长距离运输方式

中国是最早用木竹管道输送天然气的国家。早在明朝宋应星《天工开物》一书中就有对于用竹管输气作 为燃料的详细描述。虽然天然气是一种清洁高效的优质能源，但天然气常温下液化需要较大压力，能源 消耗较大成本较高。通过天然气管道将天然气从开采地或处理厂输送到城市配气中心或工业企业用户， 是气态天然气运输的主要方式。

天然气气的管道运输具有一系列优势：集中运输成本低、占地面积小、建设速度快、油气运输量大、安 全性能高、运输损耗少、无“三废”排放、发生泄露危险小、对环境污染小、受恶劣气候影响小、设备 维修量小、便于管理、易于实现远程集中监控等方面。若从用途上划分，可将天然气管道分为集气管道、 输气管道、配气管道等三种，输气管道是整个输气系统的主体。从分布范围上分类，天然气管道可分骨 干管道、省级管道和市级管道三种。

2.2 我国现有天然气管网架构：“主干互联、区域成网”

目前，我国主要建成了四个国家基干天然气管网系统，重点规划三个区域性天然气管网网络，集中规划 四类非常规天然气管道，深化建设四条天然气进口通道。2017 年 5 月，国家发改委、中华人民共和国国 家能源局联合发布的《中长期油气管网规划》指出，对天然气进口通道要坚持“通道多元、海陆并举、 均衡发展”的原则，进一步巩固和完善西北、东北、西南和海上油气进口通道，2025 年基本形成“海陆 并重”的通道格局；要求 2020 年全国天然气长输管道长度达到 10.4 万 km，2025 年达到 16.3 万 km，预 计 2030 年将超过 20.0 万 km，并形成“主干互联、区域成网”的全国天然气基础网络。该规划指明了我 国天然气管网发展方向，进一步明确了天然气管道和储气库的建设目标。

四个国家基干天然气管网系统分别是西气东输管道系统、陕京天然气管道系统、川气东送天然气管道系 统和联络天然气管道。其中西气东输管道是我国距离最长、口径最大的输气管道，东西横贯新疆、甘肃、 宁夏、陕西、山西、河南、安徽、江苏、上海等 9 个省区，承接了进口天然气和新疆天然气的重要调度 任务。陕京天然气管道系统则负责保障京津冀地区的用气需求，包括对接陕西、陕西等地的煤层气资源。 川气东送天然气管道同时也是川渝地区页岩气外输的重要干线。

三个区域性天然气管网网络分别是京津冀区域天然气管网、长三角区域天然气管网和珠三角区域天然气 管网。这三个地区是我国天然气消费中心，天然气管道与 LNG 接收站及储气库相配合，形成区域性的天 然气市场。其中京津冀地区天然气供气能力达到 1100 亿方/年，珠三角地区由于沿海便利 LNG 贸易十分 发达。

我国天然气四条进口通道格局已经形成，分别为西北方向的中亚天然气管道，东北方向的中俄天然气管 道，西南方向的中缅天然气管道，以及东部沿海的 LNG 进口渠道。12 月 2 日，经过 5 年建设之后，横跨 中俄两国的能源大动脉——中俄东线天然气管道（即“西伯利亚力量”）正式投产通气，成为我国第五 条投产的进口天然气管道。其余四条分别为中亚天然气管道 ABC 线和中缅天然气管道，合计每年最大输 气能力为 670 亿立方米。中亚 D 线和中俄西线仍在规划建设当中。

中亚管道 AB线起点在土库曼斯坦、乌兹别克斯坦边境的格达伊姆，途径乌兹别克斯坦中部、哈萨克斯坦南部，止于中哈边境的霍尔果斯口岸，接入国内管道西气东输二线。算上西气东输二线，管道全长约 1 万公里，是世界上最长的天然气管道。AB 线管道双线并行铺设，气源为进口土库曼斯坦 300 亿立方米 /年天然气。

中亚管道 C 线与 AB 线并行铺设，全长 1830 公里。ABC 三条线路一致，可并联串气，互联互通。中亚管 道 C 线国内配套管道为西气东输三线。该管道气源为进口中亚地区 250 亿立方米/年天然气。目前的合 同组成为：中石油与土库曼斯坦、乌兹别克斯坦和哈萨克斯坦分别签署 100 亿立方米/年、100 亿立方米 /年和 50 亿立方米/年的购销合同。根据我国海关的天然气进口数据，乌兹别克斯坦实际未能达到 100 亿立方米/年的规模；自 2019 年起，哈萨克斯坦供气量将逐年增至 100 亿立方米/年。

中亚管道 D 线采用新的线路，管道起自土库曼斯坦和乌兹别克斯坦边境的恰尔尚佳，途经乌、塔、吉三 国，止于新疆乌恰，管道全长 1000 公里，设计输气量为 300 亿立方米/年。中亚 D 线管道于 2014 年宣 告开工，计划于 2020 年投产。气源规划为土库曼斯坦复兴气田。

中缅天然气管道总体上是气、油双线并行，从皎漂起，从缅中边境地区进入中国的瑞丽，再延伸至昆明。 管道全长约 1100 公里，油气管道初步设计输气能力为每年 120 亿立方米。

中俄东线天然气管道工程中国境内段起自黑龙江省黑河市的中俄边境，终点为上海市，全长 3371 公里。 工程于 2015 年 6 月开工建设，分北段(黑河—长岭)、中段(长岭—永清)和南段(永清—上海)。目前投 产的是北段，第一年将引进天然气 50 亿立方米。2014 年 5 月，中俄双方签署了总价值超过 4000 亿美元、 年供气量 380 亿立方米、期限长达 30 年的中俄东线天然气购销合同。

2.3 天然气管道建设市场空间巨大

我国天然气管道密度较低。我国幅员辽阔，天然气又存在着地域供需错配的巨大问题，天然气管道的重 要性不言而喻。截止至 2018 年，我国天然气集输管线长度达到 7.7 万公里，城市管道长度达到 69.8 万 公里，绝对数值在全球排名位居前列，但是管道密度与发达国家相比仍具有较大差距。美国 2018 年天 然气集输管线长度达到 51.38 万公里，城市管道长度达到 361 万公里，分别是我国的 6.7 倍和 7 倍。若 以每平方千米的管道密度和天然气消费量与管道里程的比值反映天然气管道网络化程度则更加直观。

全球天然气管道里程较多的国家均为国土面积较大的国家，美国、俄罗斯、加拿大和中国位居前列。若 从管道密度来评价天然气管网的发达程度，欧洲发达国家无疑占据先机，天然气也逐渐成为他们最主要 的发电能源。德国、意大利、美国、韩国等国家管道密度均在数十米/平方千米国土面积，而我国每平 方公里土地上仅仅有 8 米天然气管道，与发达国家相比相去甚远。

未来几年天然气建设进度有望加快。“十三五”期间，受 2014 与 2015 年天然气消费增速收窄、油价下 跌以及“管网剥离”预期影响，我国天然气管道建设进度滞后。15-18 年间合计新增天然气管道 1.3 万 公里，年均新增仅有 4300 公里。根据我国天然气“十三五”规划和《中长期油气管网规划》的指示， 到 2020 年天然气管道里程要达到 10.4 万公里，到 2025 年天然气管道里程要达到 16.3 万公里。19-20 和 20-25 年还分别需要新建管道 2.7 万公里和 5.9 万公里,年复合增速分别达到 16.21%和 9.4%。

我国油气管道建设单公里成本在 1500 万元左右。根据公开资料数据，2011 年建成的陕京三线建设预算 投资 120 亿元，全长 896 公里；陕京四线总建设投资 145 亿元，管道总长 1098 公里。单公里的建设成 本分别为 1339 万元和 1321 万元。随着主干线用管的直径越变越大和物价上涨，油气管道的建设成本也 会有一定增加。中国石油管道局工程有限公司总经理、党委书记孙全军在 2018 中国国际管道大会期间 表示，“十三五”到“十四五”期间，中国将新建 10 多万公里油气管网主干管道，总投资将达到 1.6 万亿元，平均下来单公里建设成本将达到 1500 万元。

而在较大口径油气管道的建设投资成本当中，工程费用占比超过 73%，除去管材费用等原材料费用，实 际安装工程成本占比仍然超过 50%。按照到 2025 年总计 1.6 万亿投资来算，油气管网主干管道建设将为 管道工程建设行业带来近 8000 亿市场空间。

国家管网公司成立将加快管道建设步伐。3 月 19 日，中央全面深化改革委员会第七次会议审议通过《石 油天然气管网运营机制改革实施意见》，将组建国有资本控股、投资主体多元化的石油天然气管网公司。 管网公司成立后管道资产独立运营再无分割担忧，并拟引入约 50%社会资本，新资金将用于扩建管网， 必将加快管道设施建设的节奏。目前来看国家管网公司挂牌虽有延期，但实质性动作不断，我们认为大 概率将在今年供暖季结束后再次提上日程。

3. LNG 接收站现投资热潮

3.1 我国 LNG 接收站将迎来扩建高峰

在天然气系列报告的首篇《天然气供给端：非常规气和进口 LNG 发展加速》当中，我们分析了 LNG 的快 速发展填补我国天然气供给缺口，并在近年超越进口管道气成为天然气进口的最主要来源。伴随着油气 市场化改革的进行，未来两至三年内将再现 LNG 接收站的投资热潮，LNG 接收站总体接收产能有望翻倍。 LNG 一跃成为优质资产，如此火爆主要有以下几个原因：

国内天然气消费高速增长，管道建设运能不足，进口管道气增长缓慢，亟需扩大 LNG 进口规模填补供 给缺口；

2017 年的气荒造就了万元 LNG 的神话，也体现了 LNG 接收站较大的利润空间，周转率和净利润都有大 幅提升，吸引了大量的资金投入；

国家发改委、交通部、能源局等部门简化并加快了接收站的审批，国家管网公司成立有望打开 LNG 接 收站气化进管网的通道。

油气改革深入，LNG 接收站成为下游城燃企业向上延伸，打通上游产业链的唯一通道，从而提升盈利 水平。

我国现阶段投产的 LNG 接受站有 23 个，设计接受能力在 20 万吨/年到 680 万吨/年之间，项目拥有者以 中石油、中石化、中海油为主。参与者还有一些在行业中具有一定影响力的民营企业，抓住机会进军能 源产业链上游，比如广汇能源、新奥集团和江西九丰。总计每年接受能力为 8200 万吨/年，换算为体积 约为 1132 亿立方米/年。

随着管道优质资产未来将从“三桶油”旗下剥离，中石油、中石化和中海油纷纷加大海外 LNG 进口规模， 适应国内需求增长；终端燃气公司纷纷向上游资源端延伸，抓住油气市场化改革的契机打通全产业链提 升盈利水平，典型企业比如新奥能源、深圳燃气、北京燃气等；综合型能源公司将发展 LNG 业务作为能 源多元化的重要补充，比如中天能源、浙能集团、长联石油等。未来 1-2 年内规划建设的 LNG 接收站项 目有 19 个，预计增加的 LNG 接受站接受能力为 6080 万吨/年，换算为体积为 839 亿立方米/年，预计总 的 LNG 接受站接受能力上升至 1971 亿立方米/年。 2020 年之后长期规划建设的 LNG 接收能力也达到 6200 万吨/年，LNG 接收站的投资建设迎来高峰。

3.2 LNG 接收站投资收益十分可观

我国进口 LNG 多来自澳大利亚、东盟和卡塔尔，东北亚 LNG 长约价格参考日本清关原油（JCC）价格进行 定价。具体定价公式如下：

LNG 合约价格=斜率*JCC+常数

以进口澳大利亚 LNG 为例，2018 年下半年澳大利亚 LNG 出口离岸价平均为 9.28 美元/百万英热单位，约 合 3332 元/吨；LNG 到岸均价为 10.27 美元/百万英热单位；从澳大利亚到中国的运输费用（包含租船、燃料、运河、保险费用等）约合 0.5 美元/百万英热单位，由此可算出澳大利亚出口商利润为 176 元/吨 左右；我国 LNG 进口增值税税率为 10%，增值税税款为 369 元/吨，因此进口 LNG 含税价格为 4056 元/ 吨。中国 LNG 市场价格与进口 LNG 含税价之差就是 LNG 接收站环节的利润，约为 400 元/吨。

中国 LNG 市场价=澳大利亚 LNG 离岸价+运费+出口商利润+增值税+LNG 接收站利润

LNG 接收站的投资收益丰厚，吸引民营资本参与。10 月 30 日，新天绿色能源（00956.HK）在唐山的 LNG 项目获得国家发改委批准，将于曹妃甸港口物流园区内建成 1200 万吨/年的 LNG 接收站，分三期进行。 而根据深圳燃气公布的年报数据，2018 年收到来自广东大鹏 LNG 接收站的投资收益 1.12 亿元，根据其 10%股权占比可以推算出来广东大鹏 680 万吨/年 LNG 接收站 2018 年全年实现净利润超过 11 亿元。

以某 LNG 接收站为例，一般 300 万吨/年的 LNG 接收站总投资在 50-70 亿元之间，具体视储罐及管线具体 规划而定。目前 LNG 接收站的利用率在淡季的时候 60%-70%，旺季时基本 100%负荷，全年平均利用率在 80%左右。项目建设期历时三年，工作年限 25 年。一般项目从立项到最终投产需要 5-7 年的时间。

假设每年有 50%的周转量以固定服务费方式收取（参考昆仑能源年报，服务费大约在 0.30-0.32 元/立方 米），另外 50%的周转量以液态形式出售。在这样的经营模式之下，如果接收站的利用率能达到 100%， 售气价差每提高 500 元/吨，接收站净利润将会提高 5 亿元；若接收站的利用率为 80%，售气价差每提高 500 元/吨，接收站净利润就会增加 4 亿元。通常稳定情况下接收站利用率为 80%，售气价差在 500-1000 元/吨之间，因而可以大致估算出 300 万吨/年 LNG 接收站净利润在 3.5-7.5 亿元左右。

3.3 未来全球LNG 仍处于宽松状态

页岩气产量的快速提升推动全球天然气产量增长，LNG 供给相对充足。过去 20 年中全球天然气探明储量 大幅增长，年均复合增速达到 2%。EIA 预计到 2040 年，全球天然气产量将从 2015 年的 35000 亿方增加 到 2040 年的 57300 亿方，区间增速保持在 2%以上。

自 2010 年来，美国页岩气大规模商业化，页岩气年产量从 2005 年的不足 200 亿方迅速增长至 2017 年的 4621 亿方，增长 23 余倍。不仅促成了全球天然气产量的高速增长，美国也摇身一变成为天然气净出口 国。其实随着 16 年来油气价格的逐渐复苏，不止美国，俄罗斯、澳大利亚、伊朗、乌兹别克斯坦等主 要的天然气出口国的天然气产量均出现了大幅增长。未来一段时间内全球 LNG 供应将保持着较为宽裕的 局面。

液化工厂产能快速投放保障 LNG 供应。根据国际液化天然气进口商联盟披露数据，2018 年全球天然气液 化工厂产能增长 4100 万吨/年，达到 4.06 亿吨/年，同比增幅高达 11%。新增液化工厂分别来自美国（3 条厂线）、俄罗斯（亚马尔项目 2 条厂线）和澳大利亚（3 条厂线）。目前仍有 6600 万吨/年的 LNG 液化 产能在建，预计到 2020 年全球天然气液化工厂产能将超过 4.5 亿吨/年，产能迅速提升。新增产能主要 分布在北美，美国页岩气出口将对全球 LNG 贸易市场产生冲击。

LNG 运力充足，不存在运输瓶颈。截止至 2018 年底，全球共有 563 艘 LNG 运输船，新增 57 艘，且新增 运输船以运力在160,000方以上的大型运输船为主。 总载货容量达到7800万方，相较于2017年增长16%， 运力增速仍然大幅高于 LNG 需求量增速。预计到 2020 年总载货容量将达到 8550 万立方米以上，LNG 运 力充裕的局面仍将延续。

4. 储气设施不足导致冬季气荒严重

4.1 我国储气库建设严重落后

我国地下储气库建设起步较晚，储气能力远远落后。“十二五”前，储气库建设、运营主体只有中石油 一家。1997 年陕京管道系统建成投产，为了保障京津地区用气安全，中石油在大港油田规划建设了我国 第一个大型储气库群。目前全国共有储气库 25 座，设计总库存 415 亿立方，总工作气量 180 亿方。根 据 IGU 经验，一旦天然气对外依存度达到或超过 30%，储气量需要超过消费量的 12%。2017 年全球储气 量占比消费量的比值为 11.41%，美国、韩国、俄罗斯等主要国家和地区储气量占比消费量在 15%以上， 而我国尚且不足 5%。全球主要国家储气量平均相当于 42 天消费量，而我国储气库工作气量仅相当于 18 天的消费量。

储气库建设难度大、投资成本高是建设滞后的内在原因。地下储气库建设所需的苛刻条件和南方地区构 造破碎、气数量和规模小的地质背景形成了我国适合建库的资源稀缺的特点，目前已建成的储气库多分 布于长江以北的油气聚集区。同时，储气库投资成本高昂。据了解，中石油呼图壁储气库的投资达 110 亿，中石油相国寺储气库建设投资成本高达 144 亿元，对于一般企业来说是不小的压力。价格机制不完 善和政策落地困难则是制约储气库发展的外在原因。由于现阶段没有对受益于调峰服务的终端用户进行 划分，也没有实行差异化的定价机制，导致企业因为调峰所投入的成本和代价没有回报的渠道，这也是 企业缺乏投资动力的重要原因。

4.2 中国天然气储气库加速规划

目前全国共有储气库 25 座，中国石油 22 座，中国石化 2 座，设计总库存 415 亿立方，总工作气量 180 亿方。其中京津冀地区占据了我国天然气储气库的绝大多数部分，除了大型石油公司建设地下储气库以 外，城市燃气企业和地方燃气企业也在积极自行筹建，如港华金坛储气库、云南能投等地下储气库。目 前，国内已投运的储气库在环渤海、长三角、西南、中西部、西北、东北和中南地区均有分布，其中 24 座分布在长江以北地区。

未来新纳入规划储气库 23 座。根据规划，至 2030 年，中国石油将建立东北、华北、中西部、西北、西 南、中东部六个区域储气中心，按照“先东后西、先易后难”的布局原则以及“达容一批、新建一批、 评价一批”的工作部署，充分挖掘储气库建设潜力，加快推进储气库建设。

在保障国家能源安全和天然气保供压力之下，储气库的建设进度必然加快，储气调峰能力的改善也将为 未来天然气消费快速增长提供有力保障。

5. 投资建议

天然气是优质高效、绿色清洁的低碳能源，伴随经济发展、能源消费增长和日趋严格的二氧化碳减排， 天然气长期消费增长速度高于煤和石油，预计未来将长期保持在 8%以上。天然气开发利用是我国推进能 源生产和消费革命的重要路径之一，但是与之配套的天然气管道、储气库等基础设施仍然远远落后于全 球发达国家平均水平。天然气“十三五”规划行将结束，“十四五”规划对于油气管网长度、储气库工 作气量也将提出新的要求，加快天然气管道和储气库建设的任务迫在眉睫，LNG 接收站的建设也将会加 快步伐。

我们认为此次油气工程公司的业绩改善不同于以往高油价推动的市场行情，而是由上游油气公司主动增 加勘探开发资本开支带来的可持续增长。按照三桶油“七年行动计划”来看，本轮景气改善最少将持续 至 2025 年。天然气管道建设进入稳定增长期，19-20 和 20-25 年还分别需要新建管道 2.7 万公里和 5.9 万公里,年复合增速分别达到 16.21%和 9.4%。未来 1-2 年内规划建设的 LNG 接收站产能为 6080 万吨/年， 增幅高达 74%；2020 年之后长期规划建设的 LNG 接收能力也达到 6200 万吨/年。我们重点看好主要的管 道工程建设公司中油工程以及受益于 LNG 接收站业务扩大的海油工程。