2022年天壕环境研究报告 天然气占能源比提升，替代空间进一 步打开

1. 国内供需格局？供给增速不及消费，管输&储库为增产限制因素

1.1. 2011~2021 年天然气产量复增弱于消费量，进口依存度增加

2011~2021 年天然气产量复增弱于消费量，国内有六大产气外输省。2011~2021 年 十年全国产量复合增长 7.0%，而消费量复合增长 10.9%，消费增速大于产量，使得进口 依存度逐年提高。从各省天然气产地来看，我国四川、新疆、内蒙古、陕西、山西、青 海为天然气主要产地及外输省。

1.2. 管输能力储气库不足为气源地增产限制因素

我们认为产量增速慢的原因主要有以下两点： 1）管输不足。天然气输入省消费量与管输能力同频增长，天然气外输省消费量增 长平稳。以天然气输入省广西和河北为例，消费量增速和管容同频增长；而六大外输省 同比变化幅度不大。陕京线管容不足，河北管线旺季超负荷运转。陕京线剩余输气能力 旺季为 0，河北采暖季管容紧张，经我们测算，2021 年途径河北的管线平均管容负荷率 达 81%，采暖季高达 116%。

2）储气库不足，截至 2021 年底，我国已建成储气库数量达到 20 座，调峰能力 150 亿方左右，占天然气消费量的比例仍较低在 4%左右，远低于国际公认标准（12-15%）。 原因为：①地下储气库选址条件十分苛刻，②建设时间长，③投资大单方投资 3~8 元， ④技术要求高。

1.3. 沿线气田资源量丰富，增产潜力值得期待

沿线气田资源量丰富，管输/储气库瓶颈解决后产能有望放量。神安线沿线气源丰 富，包括中联煤的五大气田/区块、中石油的四大气田/区块以及陕西政府的延长气田。 沿线气田总可开采资源量达 5678 亿方，而目前的年产量仅有 538 亿方，沿线气田具备 可持续的生产能力以及较高的增产潜力，神安线气量增长值得期待。

2. 神安线壁垒&未来格局？三大壁垒构筑稀缺资产，中期无竞争对手

神安线作为高壁垒稀缺资产，中期无竞争对手。神安线起点为陕西省神木县，途径 山西省吕梁市、忻州市、太原市、阳泉市和河北省石家庄市、衡水市三省近二十个县（区）， 终点为河北省衡水市的安平县。管道总长度超过 600km，设计输气能力约 50 亿立方米/ 年。我们认为神安线属于高壁垒资产，主要原因为： 投资金额较大，神安线三期工程累计投资额超 50 亿元； 建设时间较长，从前期筹备到通气需要 5~6 年时间； 跨省长输项目立项及开工需要发改委审定。

通过跟踪十三五&十四五能源规划中提及的管道项目工程建设进度，我们发现：西 气东输三线中段于 2021 年 9 月开工，西气东输四线于 201 年 7 月签约，其他规划管线 尚未有进展。规划管线的长度均在神安线的两倍以上，预计建设周期远超神安线（5 年）， 结合长输管网建设对资金、审批流程的要求，我们预计中期无神安线同向管道建成。神 安线稀缺性&高壁垒显现，中期无竞争对手。

3. 存量替代空间？全球天然气资源价值中枢提升，替代空间进一 步打开

LNG 价格自 2021 年下半年飞涨，管道气可以对部分高价天然气进行存量替代。 LNG 价格全国市场化，自 2021 年下半年开始飞涨，国内和进口 LNG 价格均大幅提升。 我们在陕西/山西/河北分别选取城燃公司陕天然气/国新能源/百川能源进行天然气销售 业务对比。通过计算三地的城燃公司销售价格，我们发现城市燃气公司售价显著低于 LNG，利好管道气资源。

神安线管道气可以替代其他高价气源。2020 年京津冀天然气供应总量 492 亿方， 长输管道供应占比 56.6%，进口 LNG 供应 41.1%，区域内油气田供应 2.3%。价格较高 的部分为：1）长输管道中的计划外气（参考合同外气占比 30%，84 亿方）；2）进口 LNG202 亿方。3）区域内国产 LNG11 亿方。在两种替代方案下，天壕深度分销业务分别可以替 代河北 88/122 亿方的高价气，占总消费量的 43%/60%。 ① 替代方案 1：替代进口 LNG 及区域内国产 LNG ；② 替代方案 2：替代进口 LNG、区域内国产 LNG 以及计划外管道气。

京津冀地区 2021 年 LNG 码头负荷率 89%比全国整体更为饱和。全国 LNG 接收站 集中在华东和华南，接收能力占比超过 70%，总体海气码头负荷率超 80%；京津冀地区 现存 3 座接收站，总接收能力 1850 亿方/年，2021 年负荷率达 89%，较全国整体更加饱 和。

京津冀进口 LNG 未来至 2025 年供应充足复增 22%，之后无新建/扩建计划。通过 梳理全国 LNG 接收站扩建&新建计划，我们发现京津冀地区共有 4 座接收站扩建/新建， 按照建设计划均会在 2025 年前投产， 2021~2025 年四年复增 22%，在建设进度正常的 情况下，进口 LNG 供应充足。

全球天然气资源价值中枢提升，替代空间进一步打开。考虑气化及运输成本，我们 认为中国 LNG 到岸价降至 3171 元/吨（对应 2021 年 4 月底气价）时价格将低于百川能 源于河北 2021 年管道气销售价格，对神安线下游销售市场产生影响，对应 LNG 原始美 元价格为 9 美元/百万英热。但自 2021 年下半年以来，海气价格保持高位，利好天壕环 境管道气下游销售。近五年中国 LNG 进口到岸价格平均值为 4056 元/吨，高于天壕环 境管道气风险点。在欧盟与俄罗斯能源脱钩的背景下，全球供需错配加剧，我们认为气 价将持续高位运行，神安线存量替代空间进一步打开。

4. 增量空间？天然气占能源比提升支撑京津冀天然气增量

我国天然气能源供应占比偏低，未来天然气占一次能源比将进一步提升。从能源结 构来看，2019 年中国天然气能源供应（按热值计算）比例为 7.5%，远低于全球平均水 平 24.4%。2021 年中国天然气能源供应已提升至 8.9%，未来在天然气能源替代的趋势 下，天然气能源供应占比将进一步提升。

京津冀地区 2025/2030 年天然气总增量空间达 97/240 亿方，神安线下游需求空间释 放值得期待。国家及部分地方发布能源规划，提出天然气消费以及在一次能源中占比的 目标，对天然气消费量做出指引。1）北京：根据政策指引，2025 年天然气消费量控制 在 200 亿方（折算成能源占比为 33.3%），且规定了 2035 年北京进入达峰平台期，总能 源消费量控制在 9000 万吨标准煤，我们认为 2035 年该比例将进一步提升至 35%。2） 天津：根据政策指引，2025 年天然气消费量控制在 145 亿方，折算成能源占比为 21%。 3）河北：暂无政策指引，由于河北天然气能源结构占比现状与全国类似，因此我们按照 全国 2030 年天然气占比 15%进行测算。我们测算 2025/2030 年北京、天津、河北的天 然气能源占比分别为 33.3/35%、21/22%、12/15%；天然气消费总量分别为 200/220 亿立 方米、145/172 亿立方米、306/402 亿立方米；2025/2030 年北京、天津、河北天然气消 费增量空间分别为-17/2、36/63、78/174 亿方，2025/2030 年总增量空间达 97/240 亿方， 神安线下游增量空间释放值得期待。

5. 模式可持续性？开采端与销售端盈利相当，气源与分销相互依存，合作模式可持续！

公司与中联公司设立合资公司中联华瑞共同投资建设运营的神安线管道项目，目前 山西-河北段已通气，全面贯通后，将实现上游资源与下游终端市场的无缝对接，完成从 上游气源到管道输气、再到终端用户的资源闭环。神安线连通陕西—山西—河北，上游 陕西&山西省供给充足，为天然气外输省，下游河北省需求旺盛，公司通过赚取门站价 差、零售价差以及管输费获得利润：

管输费：中联华瑞（公司持股比例 49%）通过神安线将天然气进行跨省运输， 收取管输费。按照国家长输管网 8%的收益率核定规则，神安线天然气管输费 用单价 0.195 元/方，从陕西/山西运输天然气至河北，联营公司收入可达 0.195 元/方，为公司贡献稳定收益。

门站价为基准的区域价差：公司从上游气田参考当地门站价采购天然气，通过 神安线输送至下游，参考当地门站价销售给大型燃气集团，交付管输费后，赚 取陕西/山西—河北天然气门站价差，按照发改委披露的各省市天然气基础门 站价格，我们预计从陕西/山西运输天然气至河北，门站价差可达 0.71/0.16 元。

零售价差：公司凭借特许经营权，从上游供应商采购天然气，通过神安线按照 用户需求将天然气输送并销售给当地工业企业客户，交付管输费后，赚取零售 价-门站价差。按照下游非居民天然气价格 3.81 元/方计算，我们预计从陕西/山 西运输天然气至河北，单方价差可达 2.59/2.04 元。公司主要大工业客户为当地 大型氧化铝工业客户，其经营情况稳定，燃气需求量大，采购金额占比可达 40%， 与公司稳定合作。

天壕环境销售价格低于当地其他能源，具备提价空间顺价能力强。从销售端来看， 天壕环境天然气销售价格低于当地柴油&煤焦油价格，从等热值替代的角度具备未来提 价空间，顺价能力强。

我们认为天壕环境的盈利模式可持续： 1）神安线为中海油第一条陆上长输管网，对中海油开发陆上资源端及市场端具备 战略意义； 2）神安线管道下属 15 个开口以及山西气源连接线归天壕环境所有； 3）我们认为中海油全资子公司中联煤开采端与神安线销售端盈利能力相当，气源 端与分销端相互支持，利益格局理顺，双方合作模式可持续。 以同为煤层气开采公司的蓝焰控股为例，煤层气开采单方成本在 1 元左右，售价在 1.6~1.8 元/方，开采毛利在 0.6~0.8 元/方，与天壕环境燃气销售历史毛差水平相当。

（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。）