2023年天然气行业研究：消费复苏，价差修复及板块低估值，关注天然气板块投资机会

消费量恢复：全球天然气供需再平衡，国内消费回暖

2023年以来，海外主流天然气价格指数持续下降。截至2023年6月28日，JKM现货价年内降幅 达57.5%；同日，TTF、NBP、HH期货收盘价分别为4154、4089、1008元/吨，年内变动幅度分 别为-49.7%、-45.8%、-31.2%。欧洲主动削减天然气消费量&受到经济发展压力，天然气下滑，一定程度缓解供给紧张局面。 欧洲天然气需求持续下降。2023M1-3欧洲（经合组织）天然气消费量1500亿方，同减11.9% （2022M1-3同减6.9%），天然气消费量持续下行。

欧洲库存相对高位，随补库进行仍将迎来阶段性价格高峰。2022Q4以来，欧洲天然气库存持续高位，且2023年3月至今再度回升；2023年1-6月，欧盟天然气 库存水平持续接近2015年以来最高水平。 2023年6月28日，欧洲天然气库存量865.55TWh（850亿方），同增221亿方，同比+35.21%；同日， 欧洲天然气库容率76.86%，同比+19.3pct，达到95%库容率仍需补库200亿方，预计带来阶段性价格 高峰。

美国加大LNG接收站建设力度，出口能力持续提升。 到2022年7月，美国已超过澳大利亚、卡塔尔成为全球最大的LNG出口国。2022年，美国LNG日均出口量106 亿立方英尺（约合3亿立方米）。2022年8月，美国第7个LNG项目Calcasieu Pass提前投运。此外，还有多个项 目在建。 在建的Golden Pass LNG项目单线LNG生产能力最高可达8亿立方英尺/d（约合0.23亿立方米/d）；Plaquemines LNG和Corpus Christi Stage III项目采用模块化技术，建设时间更短；Calcasieu Pass LNG则在FID（最终投资决 定）后30个月开始生产LNG，为美国LNG出口项目历史最短建设周期。 若上述三个在建LNG出口项目顺利建成，到2025年，美国LNG峰值出口能力将至少增加57亿立方英尺/d（约 合1.6亿立方米/d），出口能力提升53%。

主动&被动措施叠加，欧洲天然气价受俄乌冲突的影响基本消化。欧洲通过主动减少对俄罗斯天然气的依赖 、被动接受市场需求规模的萎缩、寻求其他进口途径，基本填补了俄乌冲突引起的北溪管道550亿方/年减供 的缺口，天然气价受俄乌冲突的影响基本消化。2023年采购恐慌情绪减少，叠加欧洲天然气TTF价格执行180 欧元/兆瓦时的限价政策，气价将更加理性。2023年预计欧洲通过发展其他能源并实施节能举措主动减少天然气需求100亿立方米以上；2023年能源短缺、通货膨胀高企、制造业外流等多重压力对欧洲经济带来诸多负面影响，天然气需求预计因 此降低100亿立方米以上；2023年2月中旬美国自由港LNG项目陆续恢复出口，预计可新增向欧洲供应LNG资源量80亿立方米左右；卡 塔尔、阿尔及利亚等其他资源国可向欧洲增供20亿立方米LNG；2023年欧洲储库进度提前，库存相对高位，预计减少250亿方储库需求。

2022年我国天然气消费量萎缩，天然气消费量迎10年来首次负增长，消费量同比下降1.7%。 主要原因：1）价格高涨导致需求萎缩；2）疫情影响需求。2023年1-4月我国天然气表观消费量达1292.6亿立方米，同比增长4.10%。2023M1-2、2023M3、 2023M4的天然气消费量同比增速分别为0.1%、9.3%、7.3%，2023年1-4月我国天然气表观消 费量已恢复至2021年M1-4水平。价格高涨导致需求萎缩。海外市场受俄乌冲突、极端天气影响，气价高涨；而我国天然气依赖进口，国外 高气价传导到国内。2022年我国进口液态天然气6344万吨，同比下降19.62%，进口气态天然气4581万吨， 同比上升7.84%，总进口量10925万吨，同比下降10.02%。2022年我国天然气对外依存度下降，进口天然气 占总消费量比例达40%，同比下降5pct。

疫情影响工商业需求：由于疫情封控，部分企业停工停产，整体用气量下降。 分下游结构来看，2022年，城市燃气在居民用气和采暖刚性需求下保持了同比1.44%的增长；在 经济增速下滑、供给成本飙升、能源竞争加剧三重压力之下工业燃料、天然气发电、化工行业 用气量均下降。2023年我国天然气消费量已见回暖，全年消费量预计增加约230亿方。2023年，随着国 民经济的复苏，我国天然气消费量有望回归增长。2023年我国天然气消费量预计增加 约230亿方，其中，城燃/工业/发电/化工领域预计新增天然气需求量70/100/50/10立方米 。1）城市燃气用气增加70亿方; 2）工业燃料用气增加100亿方; 3）天然气发电用气增 加50亿方; 4）化工原料用气增加10亿方。

2023年我国天然气资源供应增量约260亿方。其中，产量/进口LNG长协/进口管道气/进口LNG现 货分别增加110/70/70/10亿立方米。1）产量增加110亿方：预计2023年三大石油公司新增天然气 产量100亿立方米，新增煤制气产量5亿立方米左右，延长石 油集团、山西煤层气等其他气源新增产量5亿立方米。 2）进口LNG长协增加70亿方：11项LNG长期合同将在2023年 陆续开始执行，共增加967万吨/年的长协量。 3）进口管道气增加70亿方：自2023年1月中俄东线输气量进 一步提升至6100万立方米/日， 2023年全年输气量预计突破 220亿立方米，比2022年的150亿方增加70亿方。 4）进口LNG现货增加10亿方：欧洲价格回归，全球气价回落 ，有利于中国现货资源采购，现货LNG资源采购量预计新增 10亿立方米。

2023年我国天然气需求回暖&供给增加，需求/供给预计增加230/260亿方。 需求增加来自： 1）城市燃气：气化人口增加、消费恢复工商业用气加；2）工业燃料：煤改气推进；3）天然气 发电：燃气电厂陆续建成；4）化工原料。

供给增加来自： 1）国内产量增加；2）进口LNG长协增加；3）进口管道气（中俄东线）增供；4）全球气价回 落带来进口LNG现货增加。天然气在我国能源消费体系中的具有重要地位，2022-2030年天然气消费量复合增速为5.8%。从能源结构占 比来看，近年来我国天然气占一次能源消费总量的比重不断提升，2021年达8.90%，国家能源局提出目标： 2030年天然气占一次能源消费总量的比重达到15%，政策利好下天然气具有良好的发展前景。根据《碳达 峰碳中和愿景下中国能源需求预测与转型发展趋势》的预测，我国一次能源消费量2030年前后达峰，峰值 约为60.1×108t标准煤；碳排放量2025年前后达峰，峰值约为107×108t；2030年天然气消费占比为12.0%。 按照1亿吨标准煤对应799亿方天然气进行换算，2030年天然气消费量为5762亿方，2022-2030年天然气消费 量复合增速为5.8%，行业持续增长。

盈利回升：顺价机制理顺，城燃端毛差修复

中石油新签气价上涨。根据中石油2023-2024年合同年度管道气价格政策，与2022年度方案相 比，新方案的合同气价整体上浮，同时低价管制气配置占比下滑，下游城燃公司进一步承压 。就目前已公示的中石油、中石化2023-2024合同年度销售合同来看，今年上游售气呈现压量 +涨价趋势。

中石油天然气平均成本可以代表国内整体天然气成本水平，成本持续上行。 2018-2022年，中石油的产量和消费量均占到国内整体天然气产量和消费量的50-60%，中石油天然 气经营情况一定程度上代表了中国天然气市场状态。 2020-2022年中石油天然气售价持续提升，平均销售价格由2020年的1.49元/方提升至2022年的1.99 元/方，而成本以更大的幅度上涨，导致平均经营利润缩窄，平均经营利润由2020年的0.29元/方降 低至2022年的0.05元/方。

中石油天然气平均成本可以代表国内整体天然气成本水平，成本持续上行。 中石油天然气销售量近半依赖外采，2020-2022年天然气成本随国外气价&操作成本上涨而提升。 2011年起，中石油为了满足国内需求增长开始进行天然气进口，外采率也随之增加，2022年达到 49%； 然而国内用户的气价受到政府管控，进口气始终处于亏损状态，2011-2021年合计亏损2723亿元。2023年中石油天然气销售价（城燃采购价）预计上升0.3元/方，降价促销&海外气价下降国内整体气价预计 与去年相当。

1）根据Wind月度天然气消费量数据，采暖季（4-10月）与非采暖季（11月-次年3月）的天然气消费量比例为 55.5%：45.5%；根据《能源杂志》数据，城市燃气用气量中居民用气与非居民用气的比例为20%：80%；根据 金联创数据，各地门站价的平均值为1.68；JKM价格采用中石油预估的2023年4-6.2元/方的中间值5.1元/方进行 测算；根据中石油公布的2022-2023/2023-2024定价方案可以算出2022-2023年销售价格为2.18元/方，2023-2024 年销售价格为2.48元/方，整体提价0.3元/方，提价幅度13.8%。但由于中石油前期亏损严重，且最新合同方案与 JKM挂钩，市场化程度提升，新价格方案具备一定合理性。

2）今年以来，气源企业强化居民用气保障力度，增加较 为低价的合同气量；同时城市燃气公司仍将积极寻求国外 低价气，天然气到岸价大幅下降，促进国内气源企业进行 降价促销。整体来看2023年城燃公司采购成本与2022年相 比基本相当。

多数地区的调价相对滞后，价格调整改革亟需进行；部分地区价格理顺初见成效，期待进一步发展。我 们梳理了全国地级以上城市的气价政策，58%的居民用气和51%的工商业用气自2021年海外气价上涨以 来未实行过调价；多数地区调价滞后，本轮气价上涨亟待传导，价格有待进一步理顺。从2023年已经进 行调价的城市来看：1）居民用气方面，2023年26个城市进行了调价，占比9.5%；调价的26个城市2023年第一阶梯居民用气 平均气价2.87元/方，平均上调幅度约0.199元/方。2）工商业用气方面，2023年35个城市进行了调价，占比12.8%；调价的35个城市2023年非采暖季工商业 平均气价3.83元/方，采暖季工商业平均气价4.11元/方，平均上调幅度约0.365元/方。按照城市燃气用气量中居民用气与非居民用气的比例为20%：80%进行计算，2023年已调价地区平均调 价幅度为0.33元/方，略高于2023年中石油制定的气价销售方案上涨幅度（0.30元/方），城市燃气公司价 差有修复。

估值偏低及产业整合，龙头城燃地位提升及估值修复

燃气（申万）板块指数当前PE仅为17.22倍，处于十年分位点1.05%的历史低点。2013至2015年天然气市场平稳有序发展，天然气价格形成机制改革由广东、广西试点向全国推广，板块估 值达到十年高位。2015年天然气价格两次进行调整，4月增量气最高门站价格下调、存量气上调实现价格并轨，同年11月非居 民用天然气价格下调，天然气公司利润端不断压缩，板块估值一路回落。2022年俄乌冲突下，能源资源紧缺意识突显，板块估值略有回升；随后，下半年国际天然气价格大幅高升 ，成本随之上涨，城燃顺价不畅，盈利能力受损，估值开始下滑。

2023上半年估值继续下行，主要由于天然气消费量2022年受到气价高位及疫情因素扰动出现负增长，市场 信心疲软，市盈率达到十年历史最低点。截至2023年7月7日，燃气（申万）板块指数PEttm 17.05倍，处于 十年分位点0.84%的历史低点，PB 1.94倍，处于25%分位数的历史低点。2023年各地顺价政策不断出台，行 业整体盈利能力修复，预计板块估值回升。天然气供给端生产资源高度集中，2022年中石油、中石化和中海油三家央企天然气产量占国内总产量 88.6%。2022年，国内天然气产量2177.9亿立方米，其中，中石油、中石化、中海油天然气产量分别达 到1324.0、353.7、252.9亿立方米，占国内天然气产量的60.8%、16.2%、11.6%。国内三大油气能源央 企主导天然气上游市场。

行业集中度较高，预期将进一步提升。2022年城燃销气量前五的企业华润燃气、昆仑能源、新奥能源 、中国燃气、港华智慧能源市占率分别为10%、8%、7%、6%、4%。城燃零售气量CR5较为稳定，有 逐年小幅扩大趋势，2022年达到35%。区域城燃企业数量多，“一城一企”格局待形成。根据《国际石油经济》期刊统计，截至2020年底我国共有城燃企业6000余家，而全国仅有2800余县级 行政单位，目前我国部分区域仍存在城燃企业过多的情况，导致燃气市场资源分散、价格无法统一， 对供气安全性有较大影响。浙江、广东、河北、河南等多地先后发文提出管理意见，希望城燃国有企业发挥带头作用完成城燃企 业规模化、集团化建设，基本形成一城一企的管道燃气建设经营格局，政策推动下市场整合步伐加快 。

城燃板块盈利能力良好，自由现金流稳健，资本开支维持高水平。项目整合、管道建设需要大量资本投入，城燃企业近五年资本开支一直保持较高水平。据中国能源报 ，城燃龙头企业新奥能源披露今年资本开支预期较稳定。为满足燃气供应能力扩大，预计城燃企业将 继续投入项目建设及开发，同时为满足环保及安全的高要求需进行制造设施升级改造，预计今年城燃 板块资本开支仍将维持高水平。以EBITA+折旧与摊销-营运资本增加-资本开支来计算自由现金流，尽管资本开支较高，城燃板块仍凭 借稳健的盈利能力自2018年转正后连续四年产出正自由现金流。受益于良好充裕的自由现金流，分红比例维持较高水平。城燃板块营业收入稳定且有良好的 自由现金流表现，整体分红比例较为突出。稳定的分红彰显较高的安全边际，城燃板块有望 迎来价值重估。

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