匿名人员
2018-9-25 00:29
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总体思路：优化产供储销环节，确保天然气需求释放
在能源结构转型的背景下，我国天然气需求稳步提升，行业瓶颈来自产供储销环节。 18 年前 7 月国产气量增速 5.5%，大幅跑输表观消费量的 17.8%，导致对外依存度上升至 43.8%。国产供给增速的乏力催生进口需求；进口 LNG 接收站建设的相对迟缓，进一步催生存量设施周转率的挖潜需求，带动储气调峰配套设施的政策导向。 相应地价格机制、设施运营机制、监管补贴机制等领域也需作出调整。
2020 年底前国内天然气产量达到 2000 亿立方米以上，目标中性偏高， 完成尚需努力
2017 年我国天然气产量 1487 亿方，同比+8.5%； 2018 年能源工作指导意见要求全年国产量 1600 亿方，对应增速 7.6%，但前 7 月累计 908 亿方，增速仅 5.5%。本次《意见》要求 2020 年国产气产量达到 2000 亿方，对应 17-20 年复合增速10.4%；若假设 2018 年完成 1600 亿方国产量， 19-20 年复合增速 11.8%。 按照 2020 年用气量 3600 亿方考虑，届时我国天然气对外依存度将达到 44.4%，略高于 2018 年前 7 月的 43.8%。
我们认为《意见》提出的国产气量增速与增长绝对值逐年爬坡，目标中性偏高，完成尚需努力。以三大油为主的上游央企持续强化资本开支，将是完成目标的不二道路。煤层气、页岩气矿权面向有技术的社会资本公开流转，也将是盘活国产气增量盘子的重要举措。
天然气进口统筹协调，协调什么？
在进口气环节，《意见》提出加快推进进口国别（地区）、运输方式、进口通道、合同模式以及参与主体多元化。在坚持市场化原则的前提下，在应急保供等特殊时段加强对天然气进口的统筹协调，规范市场主体竞争行为。
长期而言，基于分散国别风险的动机，我们推测当前出口能力丰富、但我国进口占比不高的气源国（俄罗斯，美国），可能由央企主导增加进口；进口气量占比偏高、但被证明并不可靠稳定的气源国，进口增速可能被打压（中亚）。
在应急保供特殊时段，央企主导进口的气源国（中亚、缅甸、俄罗斯、澳大利亚、卡塔尔），可能通过额外涨价、增加采购的形式，形成应急补充气源。
统筹建设储气设施，效率优先，投资额预期收缩
在调峰储气环节，《意见》提出统筹推进地方政府和城镇燃气企业储气能力建设，实现储气设施集约化规模化运营，避免“遍地开花”，鼓励各类投资主体合资合作建设储气设施。
我们认为这一表述符合我们年初的判断，认为城市级别储气设施建设更讲求投资效率，临近城市（甚至是不属于同一城燃公司的临近项目）建设共用储气设施，是大势所趋。储气设施市场订单总额无疑将迎来扩大，但并不会发生低效率的超量投资。省网管输费与城燃接驳费持续承压
在中下游价格环节，《意见》指出：加强天然气输配环节价格监管，切实降低过高的省级区域内输配价格。推动城镇燃气企业整合重组，鼓励有资质的市场主体开展城镇燃气施工等业务，降低供用气领域服务性收费水平。
在气价中，我们认为上游冬季涨价是激励增供的必然事件，中游省网管输费的风险则大于下游城燃配气环节价差的风险。未来，我们预期管输费过高的各省省网，将陆续面临一刀切式降价，风险释放较为剧烈。城燃配气环节毛差同样面临长期收缩，但总体下降程度更为温和可控。
在城燃接驳环节， 本次国务院正式为接驳工程资质的放开与接驳费的调降背书。接驳环节将城燃公司整体 ROE 提升到了超越公用事业所有其他领域（包括水电）的水准，我们认为长期而言确实存在逐步降价风险。但短期而言，接驳费是补偿居民用气较低价差的重要举措，也是激励各地城燃公司持续提升气化率（当前普遍 50%上下）的重要因素，再考虑各地接驳费、气价机制、地产发展水平的千差万别，我们不认为接驳费会出现剧烈的调降。
关于电力与天然气“市场化”合同与价格的对比思考
本次《意见》提出全面实行天然气购销合同制度，鼓励签订中长期合同，积极推动跨年度合同签订。
我们认为天然气的气量气价机制正在与电力领域相似的道路发展。有所不同的是，电力企业与用户签订中长期合同后，合同内/基础电量一般执行标杆电价，合同外/增量电量执行市场化让利电价，近年来市场电占比提升，电价让利幅度则伴随供需形势开始出现季节性波动。
天然气当前也已经存在初步的年度合同气量机制，合同内/基础气量一般执行门站价，合同外/增量气量在门站价基础上执行一定涨幅。近年来同样观察到涨价气量的占比提升，但与电力领域不同的是， 天然气合同内/基础气量在冬季同样会涨价，只是涨幅略少； 在今年普遍预期供需形势好于去年的情况下， 今冬气价整体涨幅反而高于去年。我们认为燃气行业当前“市场化气价”的涨幅参照电力行业是偏高的，这一方面体现了燃气行业供不应求和电力行业供过于求的差别，也体现出两个行业上游分别是垄断央企以及相对碎片化竞争带来的差异。
长期而言，由于上游垄断带来的易操作性，我们认为天然气合同外气量占比仍将持续扩大甚至超过市场电占总电量的比重；伴随天然气供需关系向好修复，我们认为季节性涨价幅度将在几年后开始出现波动乃至收窄，并不排除在淡季开始出现市场化的降价。
投资策略
冬季参照 LNG 涨价，上游标的有望迎来脉冲式行情，关注 LNG 进口分销商，以及煤层气开采商蓝焰控股淡季上游涨价压力消减，气量高增弥补毛差小幅缩减， 等待长期配置城市燃气公司的合适估值时点，关注新奥能源
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