天然气消费结构、产量及价格有何表现？

气电拉动天然气需求增长，气源成本有望中长期向下。

1.气电抬升国内天然气发展潜力，但增长与盈利或取决于 LNG 量价变化

国内天然气表观消费量重回增长轨道。国家发改委数据显示，2023 年全国天然气表观消费 量为 3,945 亿方，同比+7.6%，扭转 2022 年小幅下滑的势头。2024 年 1-2 月全国天然气 表观消费量为 725 亿方，同比+14.8%，高增长得益于低基数效应和气电对需求的拉动。中 国石油企业协会 2024 年 4 月 18 日发布的蓝皮书预计，在宏观经济稳步增长、国际气价下 降、替代能源供应增加等多重因素影响下，2024 年全国天然气消费量将达 4,212 亿立方米， 增速为 6.2%；国内天然气产量将达 2,468 亿立方米，增速 4.6%；天然气进口量将达 1,800 亿立方米，增速 8.3%，对外依存度增至 43.2%。

2023-25 年气电成为国内天然气需求增长主力。根据国家能源局和国家发改委的数据统计， 2022 年以前城市燃气（居民、公共服务、工商业）与工业燃料交替成为国内天然气需求增 长的主力。从 2022 年国内天然气消费结构看，工业燃料（除原油及天然气开采用气、化工 用气、发电用气以外的其他工业用气均视为工业用气）占天然气消费总量的 42%，高于城 市燃气（生活用气、商服用气和车用气）占比（33%）。而天然气发电占比自 2011 年以来 一直维持在 15~20%区间内。但随着“十四五”国内天然气发电装机的快速增长，其中 2021/2022 年投产 771/649 万千瓦（国家能源局），我们预计 2023-2025 年将投产 1,868/2,624.9/1,478.6 万千瓦，2024-2025 年天然气发电用气量有望达到 975/1065 亿方、 同比+20%/+9%。

进口 LNG 量价或决定气电增长与盈利空间。国内天然气供给影响需求增长，国产气与进口 管道气价格相对便宜、供应相对稳定，优先用于满足民生相关度更高的城市燃气；而进口 LNG 小部分用于采暖季的城市民生保供，大部分用于工业与气电的需求增长。从供给与需 求的增量角度来看，2024-2025 年国产气与进口管道气的供给增长或难以满足气电的气量 需求增长，年供给缺口不低于 95/16 亿方，2026 年有望出现盈余 29 亿方；但若加上工业 燃料的需求增长，则 2024-2026 年供给缺口不低于 171/113/56 亿方。我们认为未来 2-3 年 供给缺口将主要由进口 LNG 填补，因此 LNG 价格的变化也将影响气电增长与盈利的空间。

2.国产天然气持续增产，进口天然气价格自高点回落

国产天然气持续增产，保障能源供给安全。根据国家发改委统计，2023 年中国天然气产量 为 2,324 亿立方米，同比+5.6%，全年增产超过 100 亿方。三桶油持续加大油气勘探力度， 是国产气持续增产的重要支柱，2023 年中石油/中石化/中海油实际增产天然气 76/25/20 亿 方，2024 年中石油/中石化计划增产天然气 114/12 亿方。

24-25 年进口管道气中俄气有望年增 70/80 亿方，进口 LNG 有望年增 128/111 亿方。2023 年进口管道气同比+8.2%至 678 亿方、占国内天然气总供给的 17%，自 2021 年以来俄气 成为进口管道气中的最大增量。2022 年 2 月 4 日俄气与中石油签署新的天然气长期供应协 议，将中俄东线供应能力由 380 亿方/年提升至 480 亿方/年。随着中俄管道产能爬坡，我们 预估俄气 24-25 年年增幅有望达到 70/80 亿方。2023 年进口 LNG同比+13.5%至 994 亿方、 占国内天然气总供给的 25%，21-23 年受国际天然气价格大幅波动影响，国内的 LNG 进口 量也出现一定震荡。随着国际天然气价格回落和国内 LNG 接收站陆续投产，我们看好进口 LNG 规模持续增长、24-25 年同比增加不低于 128/110 方。

进口天然气价格自 2022 年末见顶回落。24 年 1/2/3 月国内进口 LNG 均价同比 -22%/-22%/-10%、环比-12%/-3%/-8%；自 23 年 4 月以来 LNG 均价同比持续回落，24 年 3 月均价 2.80 元/方，已接近 21 年 6 月以前的价格水平（1.3~2.8 元/方）上限。24 年 1/2/3 月国内进口管道气均价同比-13%/-10%/-10%、环比+1%/0%/+1%；自 23 年 8 月以来管道 气均价同比持续回落，24 年 3 月均价 1.98 元/方，由于进口管道气与原油价格相关度更高， 因此进口管道气价格的涨跌幅一般低于进口 LNG 价格的涨跌幅。

国际 LNG 现货价格同比大幅回落，国内部分 LNG 长协价格或已出现向下拐点。供需结构 差异，东亚地区更具参考性的 JKM 价格自 2022 年 10 月起延续同比下跌态势，而欧洲的 TTF 价格只在 2023 年 1 月以后呈现相同态势。过往 6/9 个月移动均值（MA6/MA9）对于 LNG 长协更有参考意义，JKM MA6/MA9 分别自 2023 年 3 月/4 月出现同比回落的趋势， 我们判断国内部分 LNG 长协价格已出现向下拐点。

挂气长协价格降幅或大于挂油长协。国内 LNG 长协大部分采用直线型定价公式，即 P(LNG)=A*指数+B，A 是挂钩系数（包含热值转换系数，通常在 7%-15%），B 为常数（包 含运费与通胀等）。原油价格与 NYMEX 亨利港（Henry Hub）天然气期货是目前国内 LNG 长协定价公式中常见的挂钩指数。HH MA6/MA9 分别自 2023 年 3 月/5 月持续同比下跌， 挂钩天然气价格的 LNG 长协价格或显著回落；而布油价格在 2023 年 2-10 月同比持续下跌、 但自 11 月以来基本回稳，挂钩原油价格的 LNG 长协价格或进入价格稳定期。

3.气电气源成本定价机制：快速变化的上游成本+相对固定的中游管输费

气电厂燃料成本由上游气源采购价格与中游管输费构成。上游气源通过高压管道进入城市 门站，经调压后被输送给电厂及工业大客户；也有部分电厂通过直连天然气长输管道支干 线的方式获取气源。因此，对于天然气电厂而言，采购燃料成本主要由两部分构成，上游 天然气气源的采购价格和中游管道的管输服务费。

上游天然气气源的采购价格由三桶油供应价格或者电厂自主采购 LNG 价格决定。三桶油 （中石油、中石化、中海油）占据了国内天然气上游供应量的约 90%，因此无论是通过城 燃公司配气、自主采购代输或三桶油直供的方式，三桶油的供应价格对于天然气电厂的气 源采购成本都构成决定性的影响。2024 年三桶油的天然气价格合同还未完全确定，从目前 已知的合同方案来看，三桶油的天然气供应价格同比均有不同程度的下降。

管输费监管框架：按有效资产的准许收益率核算，每 3-5 年进行价格成本监审。中国天然 气管道管输费针对输气和配气，采用“准许成本加合理收益”原则制定了两套监审文件。 其中，长输和省网承担输气功能，2016 年 10 月 9 日，发改委出台《天然气管道运输价格 管理办法（试行）》，2017 年 8 月 29 日发改委针对 13 条天然气跨省管道核定运输价格。城 市燃气承担配气功能，2017 年 6 月 20 日，发改委出台《关于加强配气价格监管的指导意 见》。根据价格管理办法，输气价格与配气价格每 3-5 年需要进行成本监审，基于新一轮监 审周期的有效资产重新核定。

2024 年起大部分长输管道运价率较以往下调。2023 年 11 月 28 日国家发改委发布《关于 核定跨省天然气管道运输价格的通知》，对国家管网集团经营的跨省（自治区、直辖市）天 然气管道进行了定价成本监审，并据此核定了西北、东北、中东部及西南四个价区管道运 输价格。核定西北价区运价率为 0.1262 元/千方·公里（含 9%增值税，下同），东北价区 运价率为 0.1828 元/千方·公里，中东部价区运价率为 0.2783 元/千方·公里，西南价区运 价率为 0.3411 元/千方·公里。国家管网集团根据各价区运价率，以及天然气入口与出口的 运输距离，计算确定管道运输具体价格表，并通过公司门户网站或指定平台向社会公开。 新价格自 2024 年 1 月 1 日起执行，相比于 2023 年及之前的运价，除个别管道价格有所上 调以外，大部分管道的运价率均有不同程度的下调。