天然气的价格（天然气行业研究）(国内天然气价格和国际天然气价格)
（报告出品方/作者：国金证券，陈屹、杨翼荥、王明辉）
一、供需错配推动全球天然气价格屡创新高，短期看价格仍有支撑
今年以来，全球天然气价格屡创新高。 截至 2021 年 11 月 25 日，美国亨 利港天然气现货价格 4.90 美元/百万英热，较年初增长 105.6%，荷兰交易所 TTF 价格 30.46 美元/百万英热，较年初增长 345.6%，日本 LNG 到岸 价 35.31 美元/百万英热，较年初增长 160.7%。 我们认为，去年疫情以来 的天然气市场的供需错配是造成天然气价格暴涨的主要原因，并且随着北 半球冬日采暖季的到来，天然气价格有望维持高位。
1.1 疫情以来全球天然气供给动能减弱，重点产区短期增产难度大
疫情导致全球天然气投资强度下降，天然气供给动能减弱。 2020 年以来， 新冠疫情阻断了全球天然气市场的增长步伐，根据 BP 的统计，2020 年全 球天然气产量 3.85 万亿立方米，同比下滑 3.08%，全球天然气消费量 3.82 万亿立方米，同比下滑 2.08%，全球天然气贸易量 9401 亿立方米， 同比下滑 5.05%。 疫情叠加超低的油气价格导致全球天然气投资强度大幅 下降，2020 年仅墨西哥的 Energia Costa Azul LNG T1 出口终端项目达成 FID，产能在 300 万吨左右，作为对比，2019 年全球有超过 7000 万吨的 LNG 项目达成 FID。 根据 GEM 统计，截至今年年中，全球延期或陷入困 境的 LNG 出口终端项目总产能高达 2.65 亿吨，天然气供给动能被疫情严 重削弱。
聚焦局部，美国、中东、俄罗斯是全球重点产区。 2020 年，美国、中东、 俄罗斯三地的天然气产量占全球的比例接近 60%，分别为 23.7%、17.8%、 16.6%，出口量占出口总量的 44%，分别为 11.1%、13.6%、19.1%。 在 2020 年，美国天然气约 15%用于出口，其 LNG 主要出口向亚洲和欧洲地 区；中东天然气约 20%用于出口，向亚太地区出口的 LNG 占其总出口量 的 68%；俄罗斯天然气约 37%用于出口，其中 78%的天然气出口向欧洲 地区。
美国：油气开发投资低速复苏，天然气产量恢复缓慢。 美国是过去几年全 球天然气供给最主要的边际贡献者，占 2017-2020 年全球天然气产量增量 的 85%。 2020 年受疫情和油气价格暴跌的影响，美国天然气产量下降了 154 亿立方米至 9146 亿立方米，同时美国油气公司也大幅缩减了资本开支， 美国天然气和石油钻井数分别降至 68 口、172 口，创 10 年以来的新低。 进入 2021 年，美国天然气产量恢复缓慢，根据 EIA 数据，2021 年 1-10 月，美国天然气产量 8617 亿立方米，较去年同期仅增长 86 亿立方米，天 然气和石油钻井数较去年低点有所恢复，但仍显著低于疫情前水平，天然气产量增长动能依然不足。 EIA 预计，21、22 年美国天然气产量将分别同 比增长 123、436 亿立方米，远低于 18、19 年 1068、974 亿立方米的水 平。
中东：OPEC+原油稳健增产，中短期内天然气产量增长有限。 中东是全球 天然气供给的重要一极，天然气探明储量占全球的 40%以上，2020 年中 东天然气产量 6866 亿立方米，占全球产量的 17.82%，出口量 1346 亿立 方米，占全球贸易量的 14.32%。 由于中东相当一部分天然气来源于油田伴 生气，因而 OPEC+的石油政策对中东天然气供给影响较大。
当前 OPEC+ 计划维持每个月增产 40 万桶/天至 2021 年 12 月的策略，根据 EIA 最新的 预期，今年四季度全球原油需求在 10010 万桶/日，而全球原油供给预计在 9940 万桶/日，可见 OPEC+的增产策略较为保守，也在一定程度上限制了 中东伴生气的产量。 根据 IMF 的数据，今年以来中东主要产气国的天然气 日均产量同比去年小幅增长 3.3%，短期产量增长有限。 而在中期维度，卡 塔尔在今年 2 月宣布了其北部气田扩能项目的 FID，预计于 2025 年开始， 将 LNG 年产能从 7700 万吨提升到 1.1 亿吨，届时将对全球天然气供给产 生较大冲击。
俄罗斯：今年以来产量快速增长，短期内或难以继续大幅增产。 俄罗斯是 全球第二大天然气生产国，根据 BP 数据，2020 年俄罗斯天然气产量 6385 亿立方米，同比下滑 5.97%，占全球产量的 16.57%。 今年以来，俄 罗斯天然气产量快速恢复，根据俄罗斯天然气主要生产商 Gazprom（产量 占俄罗斯 70%以上）的数据，今年前 10 个月，其天然气产量达 4226 亿立 方米，同比增长 15.8%，对应的年化产量已超过 2019 年的高位水平。 从 公司披露的天然气田开发规划来看，1-2 年维度内公司增产幅度不大，因而 俄罗斯在今年冬天继续大幅增产难度较大。
俄罗斯：今年以来对欧出口前高后低，北溪 2 号难贡献边际增量。 俄罗斯 是全球最大的天然气出口国，其天然气出口对欧洲尤为重要。 根据 BP 数 据，2020 年俄罗斯天然气出口量 2381 亿立方米（90%出口至欧盟），占全 球贸易量的 25.32%，其中通过管道出口至欧洲的天然气达 1677 亿立方米， 占其管道出口总量的 84.82%。
今年以来，俄罗斯对欧洲天然气出口量呈前 高后低的走势，根据 Bruegel 的数据，今年年初至 11 月中上旬，俄罗斯对 欧盟的天然气进口量接近 1200 亿立方米，其中上半年对欧洲主要国家的 天然气出口量同比增长约 20%，但 7 月中旬以后，对欧盟出口量同比走低，10 月以来下滑幅度进一步加剧。
从供给路径的角度分析，对欧洲天然气出 口放缓一方面由于俄罗斯本土天然气消费的提升，根据 Gazprom 的数据， 今年前 10 个月公司对国内的天然气供应量同比提升了 17.2%，入冬后俄 罗斯需要率先满足国内需求，因而拉低了对欧出口的潜能；另一方面，出 于政治和经济方面的考量，俄罗斯今年明显减少了通过乌克兰管道出口天 然气的数量，Bruegel 的数据显示，今年年初至 11 月中上旬，从乌克兰管 道出口至欧盟的天然气量较过去五年的最高和最低水平分别低了约 490 立 方米和 80 亿立方米，当前备受关注的俄罗斯-德国的北溪 2 号管线年输气 量 550 亿立方米，管线建设已于 9 月初完成，但近期德国方面暂停对其的 许可，即使今年冬季北溪 2 号管线开始向欧洲供气，也只能在一定程度上 弥补乌克兰管线的缺口，难以贡献边际增量。
1.2 碳中和推动天然气消费趋势性增长，天气导致重点地区需求激增
碳中和背景下全球气电比例提升，天然气需求趋势性增长。 天然气是清洁 低碳的化石能源，等热值下二氧化碳排放量比煤炭低近 50%，在碳中和背 景下，天然气将不断取代高碳排放的化石能源，尤其在发电领域，天然气 正逐渐取代燃煤发电。 根据 BP 统计，2000-2020 年期间，气电发电量增 长了 227%，同期总发电量增长了 72%，气电发电量占传统能源发电的比 例从 2000 年的 27.6%提升至 2020 年的 38.1%，未来还有提升空间，天然 气需求趋势性增长。
聚焦局部，欧洲、美国、亚洲是天然气重点需求区域。 2020 年，欧洲、美 国、亚洲三个地区的天然气消费量占全球的 74%，分别为 14.2%、21.8%、 38.2%，进口量占全球进口总量的 84%，分别为 45.2%、5.6%、33.0%。 在 2020 年，欧洲天然气进口量中，33%来自俄罗斯，20%来自挪威；亚 洲天然气进口量中，26%来自澳大利亚，22%来自中东，6.4%来自美国。
欧洲：极端天气导致天然气消费激增。 天然气在欧洲能源中占有重要地位， 在欧洲一次能源结构中占比约 20%。 2020 年欧洲天然气消费量 5411 亿立 方米（其中欧盟占比 73%），占全球消费量的 14.15%。 在欧洲，发电与家 庭取暖都十分依赖于天然气，今年以来，欧洲经历了 2013 年以来最寒冷 的春天和 30 年以来最炎热的夏天，欧洲天然气需求激增，今年 1-8 月，欧 盟天然气消费量 2683 亿立方米，同比增长 7.26%，其中二季度增长了 18.86%，呈现淡季不淡的特征。
欧洲：天然气入冬库存远低于往年。 今年以来欧洲天然气的高消费极大的 消耗了欧洲天然气库存，根据莫斯科卡内基中心的分析，目前，欧盟的地 下储气库储存有 872 亿立方米的天然气，占其总储量的 78%，而过去五年 的入冬时节，这一占比在 90%左右，这意味着欧盟还需要约 130 亿立方米 的天然气才能达到往年的库存水平，在考虑到冬季需求的波动，欧盟可能 额外需要 100-150 亿立方米的天然气才能安全过冬，这意味着今年冬天欧 洲的天然气需求缺口可能在 200 亿立方米以上。
欧洲：供给增量有限，今年冬季天然气供需将十分紧张。 欧洲天然气十分 依赖进口，今年 1-8 月，欧盟天然气进口依赖度超过 80%，俄罗斯、挪威、 阿尔及利亚是欧盟最主要的天然气进口国，进口占比分别为 40%、27%、 10%。 俄罗斯方面，根据前文的分析，冬季俄罗斯天然气产量增量估计有 限，北溪 2 号管线也难以为欧洲贡献边际增量；
挪威方面，受油气田逐渐 枯竭的影响，产量逐渐下滑，挪威政府表示，从 10 月 1 日起，将允许出口 量增加 20 亿立方米，但这一增幅将在未来 12 个月内实现，且这一增量相 对于欧洲冬天的需求缺口而言太小，此外，阿尔及利亚今年以来出口欧盟 的天然气已达到近五年的高点，后续出口增加的潜力不大，而且本身占欧 盟的进口比例较小；LNG 进口方面，观察年初至今的欧洲 LNG 进口数据， 进口量也呈前高后低的走势，受到亚洲 LNG 进口增加的影响，下半年欧洲 LNG 进口量增长不快。 综上所述，今年冬季欧洲天然气的供给增量有限， 需求缺口难以被有效满足，天然气供需将十分紧张。
美国：出口大幅增长，亚洲贡献主要增量。 近年来，美国天然气出口在世 界贸易体系中的地位不断提升，根据 BP 统计，2020 年美国天然气出口量为 1375 亿立方米，占全球贸易量的 14.63%，其中管道天然气出口量为 761 亿立方米，主要出口向加拿大和墨西哥，LNG 出口量为 614 亿立方米， 主要出口向亚洲和欧洲。 去年 7 月以来，全球经济逐渐复苏，美国天然气 出口量触底回升，今年 1-10 月，美国天然气出口量 1564 亿立方米，同比 增长 31.46%，其中 LNG 出口量 825 亿立方米，同比增长 61.37%，LNG 的出口增量主要来自亚洲，今年前 7 个月对亚洲的出口增量占全部增量的 50%左右。
美国：极端天气下的高气价导致气电消费下滑。 由于美国天然气资源较为 充裕，天然气在美国的能源结构中地位更高，一次能源占比达到 30%以上。 根据 EIA 的统计，2021 年美国天然气的消费结构中，发电占比 36%，工 业 27%，民用 16%，商用 11%。 美国的电力消费结构中，有 36%来自燃 气发电。 美国在今年同样经历了严寒酷暑的天气，发电需求大幅增长导致 气电成本高升，为此美国主动降低了燃气发电量以节约成本，根据 EIA 的 数据，2021 年 1-10 月，美国天然气总消费量为 6970 亿立方米，同比下降 1.02%，其中发电燃气消费量 2669 亿立方米，同比下降 5.51%。
美国：冬季天然气供需依然紧张，入冬库存保障较好。 综合供需两端看， EIA 预计今年美国本土天然气的供需缺口将达到 37 亿立方米，其中第四季 度的供需缺口为 18 亿立方米，冬季供需依然紧张。 库存方面，截至 10 月 29 日，美国的天然气工作库存达 1022 亿立方米，处于较为安全的入冬库 存水平。
亚洲：需求复苏叠加天气影响，LNG 进口大幅增长。 亚洲是全球天然气最 大的消费市场，根据 BP 的数据，2020 年亚太地区的天然气消费量 8616 亿立方米，占全球总需求的 22.54%，进口量 4107 亿立方米，进口依赖度 高达 48%，其中 LNG 进口量 3454 亿立方米，占全球 LNG 贸易量的 70% 以上。 今年以来，中国经济率先复苏，前三季度进口 LNG 达 808 亿立方米， 同比增长 146 亿立方米（1051 万吨），主导亚洲的进口增长。 此外，今年 亚洲大部分国家的气温也高于历史平均水平，导致电力需求激增，像日本、 韩国、中国台湾这样缺煤少油的国家和地区，十分依赖进口 LNG 发电，今年前 三季度，日本、韩国和中国台湾地区 LNG 进口量达 1478 亿立方米，同比增长 127 亿立方米（911 万吨）。 亚洲 LNG 的增长也直接压缩了欧洲的 LNG 进口量，今年前三季度，欧洲 LNG 进口数量 739 亿立方米，同比下降 174 亿立方米（1248 万吨）。 （报告来源：未来智库）
1.3 拉尼娜事件加剧入冬天然气紧张态势，长期看 LNG 供需格局依然紧张
今年冬季极可能再次形成拉尼娜事件，加剧全球天然气紧张态势。 拉尼娜 事件是指赤道中、东太平洋海表温度异常，出现大范围偏冷、且强度和持 续时间达到一定条件的冷水现象。 今年 10 月中旬，NOAA 宣布拉尼娜（状 态）出现，今年冬季全球可能连续第二年出现拉尼娜现象。 拉尼娜可能导 致东北亚和美国北部地区面临更冷的冬季，也更容易导致气温在极寒和极 暖之间大幅波动，增加自然灾害的风险。 冷冬与极端天气可能导致全球天 然气需求的进一步增加，加剧原本已就紧张的天然气供需态势，因此，短 期看，至少在今年冬天，天然气价格仍有支撑。
2025 年以前 LNG 新增产能有限，全球 LNG 供需格局依然紧张。 今年以 来全球 LNG 需求加速复苏，根据 ICIS 的预测，2021 年全球 LNG 需求量 将达到 5114 亿立方米，同比增长 14.3%，同时 IGU 预计今年全球新增的 液化产能仅为 118 亿立方米，总产能小幅增至 6142 亿立方米，假设今年 原有产能的利用率恢复至 83%，当年新增产能利用率为 50%，则 2021 年 全球 LNG 产量预计为 5059 亿立方米，供需格局紧张。 长期看，供给端若 仅考虑目前已通过 FID 的 LNG 项目，到 2025 年全球 LNG 产能预计为 7583 亿立方米，新增产能较为有限，需求端假设每年有 3-4%的增速，则 从供需平衡的角度看，到 2025 年以前，全球 LNG 供需格局预计仍将维持 紧张态势。
二、中国天然气：供需持续高增长，供需格局向好
2.1 中国天然气供给：产量稳健增长，进口量大幅提升
中国天然气产量近几年大幅提升，未来有望持续稳健增长。 “十三五”以来 我国天然气产量明显提速，截至 2020 年我国天然气产量 1925 亿立方米， 同比增长 9.8%，连续 4 年增产超过 100 亿立方米，今年前三季度，我国 天然气产量 1518 亿立方米，同比增长 10.77%。 在国家增储上产七年行动 方案的指引下，未来我国天然气产量还将不断提升，我国天然气产量在 2025 年达到 2300 亿立方米，预计在 2040 年及以后较长时期稳定在 3000 亿立方米以上水平。
中国天然气进口依赖度较高，今年以来进口大幅上升。 2020 年我国天然气 进口量 1414 亿立方米，进口依赖度 44.07%，其中 LNG 进口量 933 立方 米，管道天然气进口量 480 亿立方米。 根据海关总署的数据，今年前 10 个月我国天然气进口量达 1377 亿立方米，同比增长 22.8%，其中 LNG 进 口量 897 亿立方米，同比增长 23.2%，管道天然气进口量 481 亿立方米， 同比增长 22.1%，整体进口增幅创近几年新高。
未来几年中国进口 LNG 接卸能力大幅提升，进口 LNG 将迎来高速增长期。 LNG 接收站是接收进口 LNG 的重要设施，随着我国进口 LNG 的提升，配 套的 LNG 接收站建设也在快速进行，据统计，截至 2020 年底，我国共有 23 座 LNG 接收站，合计接收能力 1155 亿立方米（8039 万吨），比当年 LNG 进口量高出 222 亿立方米，未来三年，我国 LNG 接收站将进入加速 投放期，据不完全统计，到 2024 年，我国 LNG 接收站的接卸能力将达到 1797 亿立方米，较 2020 年增长 55.54%，足以容纳我国未来快速增长的 LNG 进口需求。
中俄东线将为管道进口贡献边际增量。 我国目前已建或拟建的天然气管线 共有 6 条，分别为中亚 A-D 线、中俄东线和中缅线，输气能力分别为 850 亿立方米、380 亿立方米、120 亿立方米，目前中亚 A-C 线每年输气量在 400-450 亿立方米左右，中亚 D 线拥有 300 亿立方米的输气能力，2 年内 估计不会投产。 中俄东线是目前俄罗斯向中国输送天然气的唯一管道，年 输气能力可达 380 亿立方米，今年前三季度该管道累计输气量达 76 亿立 方米，离管输上限仍有距离。 中缅线是 2013 年开通的一条从缅甸到云南 的天然气管线，因输气价格较高，近几年输气量稳定在 30-50 亿立方米之 间。 未来我国进口管道天然气可预期的增量主要来自中俄东线，我们预计， 到 2025 年我国管道天然气进口量有望达到 895 亿立方米，五年增长 415 亿立方米。
2.2 中国天然气需求：“双碳”目标下有望继续维持较快增长
天然气是实现“双碳”目标的桥梁。 2020 年我国二氧化碳排放量约 100 亿 吨，其中煤炭燃烧排放的二氧化碳约为 80 亿吨，能源转型是实现“双碳” 目标的必然路径，天然气将在能源转型中起到桥梁作用。 一方面天然气的 碳排放强度远低于煤炭，同等热值条件下，天然气的二氧化碳排放量比煤 炭少 40-50%，因而在取暖、交通、工业燃料、发电等方面对煤炭有广阔 的替代空间；另一方面，目前我国可再生能源供给尚不能满足日益增长的 能源需求，天然气是保障能源安全，维系可再生能源发电稳定性，助力我 国尽早实现碳达峰的现实选择。 目前，天然气在全球一次能源消费中占比 约 25%，而我国 2020 年该比例仅为 8.4%，按照我国“十三五”对能源发 展的规划，到 2030 年，我国天然气在一次能源中的消费占比力争提高到 15%左右。 在“双碳”目标实现的过程中，天然气大有可为。
煤改气助力中国“十三五”期间天然气消费快速增长。 我国天然气消费根 据用途可分为城市燃气（包含居民和交通用气）、工业燃料、发电用气和化 工用气四类。 “十三五”以来，国家将煤改气作为节能减排的重要方式，期 间密集出台了一系列政策推动煤改气的实施，我国天然气消费因此进入了 一个快速增长的时期。 2016-2020 年期间，我国天然气消费量从 2058 亿 立方米增长至 3280 亿立方米，增幅达 1222 亿立方米，其中与煤改气的密 切相关的城市燃气和工业燃料分别增长了 485 亿立方米和 534 亿立方米， 是我国天然气消费增长的主要推动力。 天然气清洁低碳和供应灵活的特性 将成为中国从煤炭向可再生能源转型过程的重要桥梁。 天然气在煤改气、 交通、发电等领域的消费动能依然强劲。
城市燃气-居民用气：城镇化和农村煤改气继续推动天然气消费增长。 2020 年我国城镇化率已达到 63.89%，城镇天然气用气人口达到 4.9 亿人， 城镇天然气普及率为 53.64%，而目前我国建制镇和乡的用气人口（包含煤 气和液化石油气）分别为 1.0 亿人和 708 万人，燃气普及率仅有 56.9%和 30.8%，因而我们认为当前推动我国居民用气增长的动力一是城镇人口的 增加，二是广大农村地区继续推进煤改气。 农村地区煤改气方面，2021-2025 年，我国北方农村地区将新增煤改气用户 612 万户，南方地区 将新增燃气取暖用户 720 万户，按照每人每年 250 立方米的用气量和南方 燃气用户中 50%使用天然气取暖的假设，我们预计北方农村和南方燃气取 暖用户每年新增用气需求在 10-20 亿立方米左右。 综上所述，我们预计到 2025 年我国居民用气的需求将达到 1100 亿立方米以上，较 2020 年增加 近 300 亿立方米。
城市燃气-交通用气：LNG 重卡将带动交通用气增长。 LNG 重卡相较柴油 重卡有明显的环保性，近几年呈爆发式增长，销量从 2015 年的 1.27 万辆增长到 2020 年的 14.2 万辆，2020 年我国 LNG 重卡保有量 58 万辆，对 应的天然气消费量约为 255 亿立方米，占整个交通用气消费量的 68%，然 而今年以来，受天然气价格暴涨的影响， LNG 重卡的销售大幅缩水，前 7 个月仅销售 4.89 万辆，在全球 LNG 供需长期偏紧的判断下，我们保守估 计 LNG 重卡每年的销量在 8-12 万辆左右，到 2025 年保有量将达到 74 万 辆，假设一辆 LNG 重卡行驶一年的天然气消耗量为 5-5.5 万立方米，则对 应 2020-2025 年间 LNG 重卡带来的天然气消费增量在 110 亿立方米左右。 在假定其他 LNG 汽车保有量保持稳定而 CNG 车保有量有所下滑的背景下， 我们预计到 2025 年，我国交通用气的需求将达到 507 亿立方米，较 2020 年增加 132 亿立方米。
发电用气：“双碳”目标下承上启下的关键能源。 减少煤炭消耗，增加可再 生能源使用是我国实现“双碳”目标的必经之路，在发电领域，天然气可 以成为这一转变过程中承上启下的关键能源。 一方面，根据现有文献的估 计，未来 15 年，仅依靠非化石能源发电不能满足中国庞大的电力需求，另 一方面，以高比例可再生能源为主的新一代电力系统对灵活性和安全可控 等提出了更高的要求，天然气的清洁低碳和灵活性将在可再生能源为主的 电力系统构建中发挥积极作用。
截至 2021 年 9 月底，我国发电装机容量 达到 22.9 亿千瓦，其中煤炭装机占比 47.9%，燃气装机占比 4.6%，作为 对比，截至 2021 年 7 月底，美国天然气发电量占其总发电量的 35.6%， 英国 39.5%，德国 16.6%，日本 35.1%，韩国 29.1%，我国燃气发电还有 较大的提升空间，OIES 预计，到 2025 年中国燃气发电装机容量将新增0.4-0.5 亿千瓦，总量达到 1.4-1.5 亿千瓦，按天然气单方发电量 4.75 度， 利用小时数 2640 小时来测算，到 2025 年，我国发电用气消费量有望达到 780 亿立方米，较 2020 年增加 250 亿立方米。
工业燃料：“十四五”期间，煤改气仍有较大空间。 “十三五”期间，在工 业煤改气政策的推动下，我国工业燃气消耗量大幅提升，2020 年我国工业 燃气消费量达到 1246 亿立方米，占天然气消费总量的 37-38%，五年间消 费量增长了 509 亿立方米。 目前我国工业终端的煤炭消费比例仍有 50%，工业化水 平高的发达国家和地区一般在 10%以内，并且在一些钢铁、冶金等碳排放 大户，电气化仍面临技术可行性挑战，难以取代化石能源消费，天然气作 为清洁的化石能源，相较煤炭具有独特优势，工业领域煤改气预计还将持 续快速推进。
¾ 化工用气：预计保持平稳发展。 在化工领域，由于政策调控，用气保持低 增长，2020 年我国化工用气消费量 295 亿立方米，与 5 年前基本相同。 从 全国层面看，以天然气为原料的合成氨、甲醇企业的改扩建依然属于限制 和禁止类的天然气用途，“十四五”时期天然气制合成氨、甲醇、尿素、氮 肥还要进行去产能和总量调控，化工行业对天然气的需求预计在“十四五” 期间保持平稳。
2.3 综合供需看，中国“十四五”期间天然气供需格局向好
综合对供需的分析，我们认为“十四五”期间中国天然气供需匹配度良好。 我们预计到 2025 年我国天然气供给量有望达到 4534 亿立方米，较 2020 年增加 1247 亿立方米，其中产量增加 375 亿立方米，进口量增加 881 亿 立方米，稳健增长的产量和大幅提升的进口量将成为我国天然气供应的保 障。 需求端，我们预计到 2025 年我国天然气消费量有望达到 4482 亿立方 米，较 2020 年增加 1176 亿立方米，其中城市燃气、工业燃气、发电用气 分别增加 430、475、253 亿立方米，化工用气由于国家政策调控，预计保 持低增长。
从供需缺口的角度看，2021-2022 年我国天然气供需较为紧张， 往后随着供给的快速提升，供需匹配度将逐年提升。 此外，国家还十分重 视天然气储存体系的建设，2020-2021 年采暖季前地下储气库形成工作气 量 144 亿立方米，占当年天然气消费量的 4.4%，而国际平均水平为 12- 15%，往后随着国内储气设施的建设，我国天然气供应的安全性将进一步 得到保障。
三、采暖季我国天然气供需或边际收紧，高煤价下气头尿素成本居中
3.1 采暖季我国天然气供需或将边际收紧， 气头尿素供给仍需观察
天然气需求具有季节性，今年采暖季天然气供需或将边际收紧。 天然气因 居民采暖需求的存在，冬季的消费量远高于其他季节，2016-2020 年，我 国每年 11 月-次年 3 月的天然气月均消费量较当年 4-10 月高出 35-55 亿立 方米。 根据前文对我国天然气供需平衡的分析，今年我国天然气的供需较 去年边际收紧，在今年的非供暖季，我国天然气消费“淡季不淡”，月均消 费量较去年同期增长 40 亿立方米，给供暖季天然气储备带来一定压力，而 在今年的供暖季，拉尼娜现象可能给北方地区带来寒冷的冬季，在我国多 地煤改气工程已进入收尾阶段的时点下，民用气供暖需求预计将显著提升。
采暖季工业用气供给较为紧张。 在采暖季，居民用气和气电用气会优先得 到保障，当出现供气短缺时，中石油与下游工业用户会有中断协议，例如 为应对今年的采暖季，发改委制定了每天 3 亿立方米的“压非保民”预案， 这 3 亿方可中断的天然气主要是工业用气。 因此，每年采暖季时，我国工 业燃气企业和以天然气为原料的化工企业会面临天然气供给紧张的局面。
政策支持尿素原料供应，气头尿素供给仍需观察。 为保证化肥供应和价格 稳定，今年 9 月中下旬国家发改委等部门发文要求天然气供应商在保证民 生用气的基础上，采暖季尽量减少对化肥企业中可中断工业用户的压减气 量、时间。
截至 11 月 25 日，根据百川资讯的数据，我国气头尿素整体开 工率仍维持在 60%以上，对比 2016-2020 年气头尿素 11 月中下旬的开工 率情况，当前开工率仅次于 2020 年的水平，政策对气头尿素的天然气供 应或有支持，但在今年天然气供应整体紧张的大背景下，不排除后续开工 率快速下行的可能性（2020 年气头尿素开工率在 12 月中旬才快速下行）， 如果气头尿素能够延续尿素冬季供给减少周期性状态，叠加前期煤头尿素 开工连续两个月同比下行，尿素的整体供给压力相对有限，后期还将面临 东奥会、环保治理等影响，预期今年尿素供给压力相对较小。 而尿素前期 受到原材料煤炭价格大幅下落影响，价格跟随下行，下游观望状态持续， 并未开启冬储及春耕产品刚需采购，预计伴随原材料价格逐步企稳，尿素 需求支撑有望逐步开启，带动尿素价格企稳，并维持相对高位。
3.2 中国管道气价格弹性远小于 LNG，高煤价下气头尿素成本居中
常规管道天然气价格受政府管制，价格弹性远小于 LNG。 目前我国 LNG、非常规天然气、直供用户用气等均已 实现市场化定价，可以很好的反映天然气市场的供需状况，而对于常规管 道气，其终端价格受政府管控的基准门站价制约，价格弹性较小。 今年以 来，我国天然气需求爆发式增长，全国 LNG 市场均价从 5 月初的低点上涨 了 120%左右，而同期全国重点城市工业管道气价格变动不大，价格弹性 远小于 LNG。
高煤价下气头尿素成本居中，管道气供给是关键。 今年三季度以来，受能 耗管控和需求激增等因素的影响，我国煤炭价格创历史新高，尽管当前价 格较最高点大幅回落，但仍处于历史较高水位。 在当前煤价和气价下，以 管道气为原料的气头合成氨工艺成本要高于煤头的气流床工艺，同时低于 煤头的固定床工艺，如果煤价继续维持在当前水平，那么与往年相比，今 年采暖季气头尿素的成本具备了一定的比较优势，在今年采暖季天然气边 际收紧的情况下，能否有稳定的管道气供应成为兑现这种优势的关键。 （报告来源：未来智库）
四、 重点公司分析
4.1 广汇能源
LNG 进口接收站代表性民营企业，同时拥有煤、气、油三种资源。 公司拥 有以 LNG、甲醇、煤炭、煤焦油为核心产品，以能源物流为支撑的天然气 液化、煤炭开采、煤化工转换、油气勘探开发四大业务板块。 天然气板块中，公司在新疆拥有 LNG 自产产量 10 亿方左右，在南通港吕四港区拥有 进口 LNG 接卸能力 300 万吨，并在今年顺利并入国家管网，拓展多种运输 与销售路径，到 2025 年南通港区的接卸能力有望达到 1000 万吨。 煤炭板 块中，公司的原煤+提质煤产量在 1000 万吨以上，主要来自新疆哈密地区 的自有矿山，并通过自建的淖柳公路、红淖铁路及物流中转基地，逐步上 货提量，扩大销售半径。 煤化工板块中，公司主要有 120 万吨甲醇项目、 4 万吨二甲基二硫联产 1 万吨项目、1000 万吨煤炭分级提质清洁利用项目、 荒煤气综合利用年产 40 万吨乙二醇项目等。
主营产品量价齐升，公司业绩大幅增长。 2021 年前三季度公司实现营业收 入 164.69 亿元，同比增长 65.66%，归母净利润 27.60 亿元，同比增长 289.47%。 价格方面，年初至三季度末，全国 LNG 到岸价、动力煤、甲醇 市场价格分别上涨了 120.1%、88.1%、41.2%。 销量方面，天然气板块， 公司自产天然气实现销量 66,894.93 万方，同比下滑 2.66%，贸易气方面， 启东 LNG 接收站周转量总计 266,798.37 万方，同比增长 49.5%。 煤炭板 块，公司实现煤炭销售总量 1,404.3 万吨，同比增长 87.8%。 煤化工板块， 公司实现甲醇销量 85.47 万吨，同比增长 14.91%，实现煤基油品销量 44.99 万吨，同比增长 23.73%，实现煤化工副产品销量 29.54 万吨，同比 增长 9.90%。
4.2 新天然气
城市燃气与煤层气开采双业务布局，打通上下游产业链。 公司最早从 2000 年开始在新疆从事燃气运营，主要生产经营区域包括了南北疆的五个市 （区、县），上游气源来自中石油新疆油田公司等多家单位。 2018 年公司 要约收购亚美能源进一步拓展上游市场，取得了煤层气的开发资源，逐步 实现“上有资源、中有管网、下有客户”的全产业链化经营格局。 亚美能 源在山西拥有潘庄和马必两处煤层气开发资源，其中潘庄的天然气证实+概 算储量达 50 亿立方米，年产量约 10 亿方，是亚美能源主要的收入利润来 源，马必项目的天然气证实+概算储量达 130 亿立方米，目前项目尚在开 发中，是公司未来资本开支的重点。
受益于天然气涨价，公司前三季度扣非净利增长 55%。 2021 年前三季度 公司实现营业收入 16.99 亿元，同比增长 23.21%，实现归母净利润 9.08 亿元（含出售子公司股权收益 5.53 亿元），同比增长 287.75%，实现扣非 归母净利润 3.53 亿元，同比增长 55.23%。 公司新疆城燃气靠近资源地， 管道运输成本较低，山西煤层气的经营成本近几年也呈下降趋势，较优的 成本使得公司更能收益于本轮天然气涨价。
4.3 华鲁恒升
煤化工行业龙头，自身优化能力突出，具有良好的成本管控能力和盈利调 节能力。 公司是煤化工行业龙头，拥有 180 万吨尿素产能，整体装臵运行 维持平稳，产能利用率极高，后期伴随公司荆州基地项目建设逐步完成， 公司有望进一步增加 85 万吨尿素产能，带动整体供给提升近 50%。 公司 前段煤气化工艺采用氨醇联产生产平台，在明显合成氨盈利情况更佳的状 态下，通过有效调节氨醇生产比，提供公司合成氨的产量占比，进一步提 升公司整体利基产品占比，从而保证公司整体产品盈利最大化。 公司的煤 气化装臵采用水煤浆工艺，处于煤制尿素领域中领先工艺，随着公司自身 不断优化成本，公司产品的盈利能力水平远高于行业均值。
煤炭价格下行逐步企稳，带动尿素价差逐步趋稳，若后期气头尿素供给有 限，刚需释放有望维持合成氨产业链的产品盈利维持相对高位。 受到尿素 煤头供给占据主要地位的影响，煤头工艺为行业主要的产品定价工艺，前 期受到原料价格暴涨暴跌影响，尿素产品价差跟随形成较大波动，剧烈价 格波动下，下游冬储、春耕采购相对较少，伴随最近两周煤炭价格调整逐 步趋稳，预期煤头尿素供给将逐步趋稳，而冬季天然气供给预期仍将处于 相对紧张状态，气头尿素开工较往年难以形成较多增量，预期尿素供给仍 将出现阶段性的下行，而伴随下游刚需采购的逐步释放，有望带动尿素价 格盈利维持相对高位，带动公司合成氨链条产品盈利维持良好水平。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。 如需使用相关信息，请参阅报告原文。 ）
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