三个万亿大气区战略规划明确，天然气助力公司长期成长

事项： 2024年第一季度，中国海油天然气产量2295亿立方英尺，同比增长10.6%，其中国内天然气产量1737亿立方英尺，同比增长10.9%。 国信化工观点： 1）中长期角度我国天然气需求维持较快增长：2023年我国天然气需求呈现恢复性增长，全年天然气消费量为3900亿立方米。按照十四五现代能源体系规划，2025年天然气消费量将达到4200-4600亿立方米，复合增速达到7%左右，天然气的消费峰值预计出现在2040年，约为7000亿立方米。消费结构中，城市燃气和工业燃料为当前主要需求，未来增长过程中天然气发电和城市燃气将贡献主要增量。 2）公司制定了三个万亿大气区战略规划，增产路径明确：2022年中国海油提出了油气资源供给保障中心建设方案，制定了三个万亿大气区战略规划，是指南海大气区、渤海大气区和陆上鄂东－沁水大气区探明储量均达到1万亿立方米。南海万亿大气区主要涵盖中国南海的莺歌海盆地、琼东南盆地和珠江口盆地，渤海万亿大气区主要是渤海湾盆地渤海海域的中国海油矿区，陆上鄂东－沁水万亿大气区指的是中国海油在鄂尔多斯盆地东缘和沁水盆地的非常规天然气矿区。中国海油战略规划提出将于2025年左右建成南海万亿大气区，2028年左右建成陆上鄂东－沁水万亿大气区，2030年左右建成渤海万亿大气区。 3）公司下游非居民用户占比高，天然气实现价格较同行明显偏高：门站价为我国天然气定价体系核心，目前门站价基准水平维持稳定，但是在交易过程中，实际成交价格可以在基准价格上进行一定上浮或下浮。 出于保供的要求，一般居民气门站价涨幅较低，居民用气价格远低于非居民用气价格，其差价甚至超过1元／立方米。公司天然气下游客户多为工业企业，天然气平均实现价格高。凭借这些稳定优质的工业用户，2023年公司天然气平均实现价格达7.98美元/千立方英尺，约合2.00元/立方米。 4）投资建议：我们维持对公司2024-2026年归母净利润1498/1564/1633亿元的预测，对应EPS分别为3.15/3.29/3.43元，对应A股PE分别为9.3/8.9/8.5倍，对应H股PE分别为5.8/5.5/5.3倍，维持“买入”评级。 评论： 中国天然气需求维持较快增速 中国天然气需求预期将维持较高增速。2022年受疫情影响，中国天然气表观3638亿方，同比下滑2.7%，为近20年来首次出现负增长。2023年我国天然气需求呈现恢复性增长，全年天然气消费量为3900亿立方米。按照十四五现代能源体系规划，2025年天然气消费量将达到4200-4600亿立方米，复合增速达到7%左右，天然气的消费峰值预计出现在2040年，约为7000亿立方米，中国将成为世界天然气发展的主要引擎。 图1：天然气表观消费量及增速（亿方） 城市燃气和工业燃料为主要需求，预测天然气发电增长较快。据中国能源网报道，2023年我国天然气绝对消费量达3773亿立方米，同比增加223亿立方米，增幅6.3%。城镇燃气（居民、公服、交通、采暖）总用气量1468亿立方米，同比增长147亿立方米，占增量的68%；工业燃料用气量1366亿立方米，同比增长18亿立方米；天然气发电用气量638亿立方米，同比增长51亿立方米；化工用气量302亿立方米，同比增长9亿立方米。预测至2025年我国城市燃料领域居民燃气、取暖用气、交通领域平衡发展；工业燃料领域由于“煤改气”政策逐渐进入尾声，天然气增速放缓；天然气发电调峰需求提升，维持较快发展； 化工用气由于氢能产业发展也有所提升，预期2025年四者占比分别达到34%、39%、19%、8%。 图2：2023年中国天然气消费结构 图3：2025年中国天然气消费结构预测 工业燃料 ：“煤改气”继续推动需求增长 天然气在工业领域主要用于工业窑炉和工业锅炉，广泛应用于冶金、陶瓷、玻璃、食品、造纸、印染等行业。在玻璃、金属热处理、陶瓷及热风机等领域，以天然气为燃料时具有升温速度快、可达到800℃以上高温、对温度控制精度高、清洁等优点，会显著提高产品品质、提高产量，其他燃料替代性较差，天然气在这些领域的消费具有刚性。 在锅炉燃料领域，天然气、燃料油和煤互为替代，除考虑燃料成本外，各种锅炉的热效率也会影响燃料的经济性，假设按照燃煤锅炉热效率65%、燃油锅炉热效率75%、燃气锅炉效率85%来测算煤、天然气、燃料油的单位热量价格，在大多数情况下天然气较燃料油更具经济性，但与煤相比经济性不足，工业领域气代煤还需要政策推动。 图4：考虑热效率后煤、燃料油、LNG的单位热量价格 2023年2月20日，国家发改委等9个部门联合印发《关于统筹节能降碳和回收利用加快重点领域产品设备更新改造的指导意见》，提出到2025年工业锅炉平均热效率相比2021年提高5%的目标。“十四五”期间，煤改气工程仍将持续开展，工业燃料作为“煤改气”重要领域，有望在政策扶持下快速发展，尤其是食品加工、制药等能源成本占比不高的行业，更加容易接受“煤改气”。天然气作为工业燃料其消费增速与GDP增速、第二产业增加值增速、全社会用电量增速有着密切的相关关系，随着中长期国际天然气供需逐渐走向宽松，天然气价格将有所下降，且中国经济稳步恢复，2022年工业燃料用气量为1533亿立方米，预计2025年中国工业燃料天然气消费量1700亿立方米。 城市燃气 ： 气化率逐步提升 居民用气量与城镇化进程紧密相关，2022年我国城镇化率为66.16%，预计到2030年有望达到70%。随着我国不断推进新型城镇化向纵深发展，城镇人口规模将持续扩大，从而作为清洁高效能源的天然气需求有望提升。随着第三产业在经济中占比不断提高，餐饮、旅游、住宿等产业快速发展将有力拉动商业领域燃气用量。 图5：中国城镇居民气化人口及气化率 在经济方面，天然气主要替代煤和电。以100平方米住宅采暖季4个月进行估算：使用天然气取暖约需1200立方米，以天然气价格为3元/立方米估计，每个采暖季取暖费用为3600元；以空调取暖，则每个采暖季大约需要消耗10000kwh电能，居民用电为0.5元/kWh计，则采暖费用为5000元；以煤取暖，每个采暖季约需4吨煤，每吨煤700元计，取暖费用为2800元。由以上对比可知，以煤取暖价格最为低廉，天然气次之，以电取暖最贵。但考虑到天然气取暖的清洁性及便捷性，加之政府推广“煤改气”时的补贴，天然气仍有一定的竞争力。 表1：不同方式取暖成本对比 “十四五”期间，居民“煤改气”将在东北、西南及中部地区重点推进。2022年城镇人口5.36亿，气化率为58%，预计2025年气化人口增加至6亿，城镇居民用气量为400亿立方米；城镇采暖方面，2022年天然气采暖面积为23亿平方米，预计2025年天然气采暖面积为26亿平方米，城镇采暖用气260亿立方米；2022农村采暖户约为1000万户，新增150万户，随农村“煤改气”逐渐进入尾声，预计2025年农村采暖户数为1200万户，天然气需求量为240亿立方米。预计2025年工服用气为280亿立方米；综上2025年居民领域天然气消费量为1180亿立方米。 在交通领域，由于LNG相对于柴油具备一定经济性，所以天然气汽车在我国有一定发展基础。在2021-2022年受气价高企、需求低迷的影响，我国年LNG重卡终端销量较为低迷，仅为5.93万辆及3.73万辆。2023年LNG重卡年销量达15.2万辆，同比增长307%，在重卡中渗透率达到16.7%。目前全球天然气供需进入再平衡期，LNG价格逐渐回归理性，有利于LNG重卡的推广。《2030年前碳达峰行动方案》指出，要推广电力、氢燃料、液化天然气动力重型货运车辆，以替代传统燃油车。LNG重卡有望进入快速增长期。 图6：天然气重卡市场终端年度销量（万辆） 图7：LNG与柴油价格走势 以某一价格为40万元/辆的LNG重卡为例，同功率、同车型的柴油重卡价格约为32万元/辆。重卡的日行驶里程按500km计。以0#柴油的零售价格7.8元/升，每千克LNG的热值相当于1.33L柴油，LNG单价为4.5元/kg，柴油重卡百公里消耗柴油按32L估算。LNG在气化器中转化成气态进入发动机燃烧，相比于柴油（C10-C22的混合物）液态燃烧得更加充分。所以燃气发动机比柴油发动机有更高的热效率，为了便于估算，以热效率一致计算。可知在日行500km使用条件下，LNG重卡比柴油重卡燃料每天节省708元。以一年重卡工作时间为300天，卡车整车寿命为8年，综合考虑购车、维护、燃料等费用可以发现，LNG重卡在当前燃料成本下，经济性远超柴油重卡。 表2：LNG重卡与柴油重卡使用成本对比 从目前油气价格来看，天然气重卡的经济性较强，加之国VI排放标准升级、区域环保政策等因素，天然气重卡发展长期利好。考虑到经济增速回升，LNG价格下降，预计2025年天然气重卡保有量可达80万辆，LNG重卡天然气消费量达200亿立方米。2022年CNG汽车用气需求量为100亿立方米，随着电动汽车逐渐普及和CNG汽车保有量逐渐下降，预计2025年CNG车用天然气需求量为80亿立方米。综上估计2025年交通领域天然气消费量为280亿立方米。 发电用气 ： 低碳转型背景下 ， 气电需求有望较快增长 近年来中国气电保持稳步增长态势，但装机及发电量占比仍处于较低水平。截至2023年底，中国天然气发电装机容量达12562万千瓦，近十年气电装机年均增速约11.4%。由于基数偏低，气电装机整体规模占比较低，仅占总装机规模的4.3%，远低于世界平均水平（25%左右），与美国40%以上的气电装机占比相比差距较大。从发电量看，中国天然气发电量也保持了稳定增长，2023年燃气发电量达3016亿千瓦时，近十年年均增速约10.2%，发电利用小时数保持在2500-3000小时之间，但燃气发电量占总发电量比重始终未突破3.5%，远低于世界平均水平（23%），显著低于美国（37%）、欧盟（27%）、日本（36.8%）、韩国（27%）、德国（13%）等国家。从清洁能源利用和减排的角度，未来中国天然气发电存在巨大发展空间。 图8：世界范围电力来源展望 图9：主要国家和地区天然气发电占比 近年我国持续保持世界第一大可再生资源消费国与生产国地位，预计2035年，风能及太阳能发电装机规模占比将进一步提升，累计发电装机容量达到20.7 ×108 kW，在发电结构中占比将达到45%，但随着新能源装机持续大幅增长，局部地区新能源电源建设速度超出消纳能力，能源的规模化发展和高效消纳利用之间矛盾突出。例如，内蒙古东部2022年风电利用率仅为90%，西藏2022年光伏利用率仅为80%。从国际经验看，为保持电力系统稳定，高比例可再生能源入网都配有一定比例的灵活性基础电源。气电以其低碳、高效、稳定、启停快、爬坡快、变负荷能力强等优势成为最灵活性电源。 表3：煤电、气电特性对比 受气源供应、管网建设、电价承受力等因素影响，广东、江浙沪、京津等地区燃气装机较多，装机容量占全国比重约80%。南方以调峰机组为主，北方以热电联产机组为主。当前，中国气电执行单一制和两部制两种电价方式，单一制电价0.61-0.69元/千瓦时；两部制电价中容量电价28-48元/千瓦月、电量电价0.44-0.55元/千瓦时。由于容量电价基本可补偿电厂固定成本，电量电价与变动成本持平或略高，两部制电价对气电企业经营形成兜底。执行两部制电价地区逐渐增多。 由于我国在2008—2012年高油价时期签署了一批“照付不议”的LNG长期购销协议，LNG合同离岸价超过15美元/10Btu（约3.5元 /m3 ），导致我国天然气供应价格一直偏高，气电竞争力削弱。随着天然气价格高位回落，气电成本有望回落。随着气电在环保、调峰和调频的经济价值逐步体现，气电的市场化价格机制有望逐步建立，气电竞争力有望稳步提高。 根据国网能源研究院有限公司测算，预计2030、2060年，气电装机分别达到2.2亿、3亿千瓦，气电装机规模增长趋势总体可分为稳步增长、增容控量、控容减量三个阶段。由于