公用事业行业深度报告：居民区域城市燃气投资机会与行业展望

报告出品方：东北证券

以下为报告原文节选

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1. 天然气市场概览：天然气供需不平衡，消费量触底反弹

1.1. 天然气供应增加，地区分布不均衡

近年来，我国天然气供气总量快速增加，但地域分布整体不均。随着我国城镇化和工业化的推进，作为清洁能源的天然气在能源消费结构中的占比将持续提升，需求继续保持增长。
城市燃气是城市能源结构和城市基础设施的重要组成部分，为城市工商业、居民生活提供燃料，对社会经济发展、节能减排发挥着重要作用。城市燃气供应系统由气源、输配管网和应用设施三部分组成。气源是指人工制气厂或天然气从干线进入城市管网的配气站（又称门站）。输配管网是气源到用户之间的一系列燃气输送、分配和储存设施，包括管网、储气库（站）、储配站和调压室等。应用设施由入户管、燃气表和燃具等组成。
我国城市燃气主要包括天然气、人工气、液化石油气（LPG）三类。①天然气主要组分是甲烷，其次是乙烷和少量的其他气体。天然气热值高，生产成本低，是理想的城市燃气气源。②人工气主要组分是甲烷和氢气，分为煤制气（煤气）和油制气。
符合一定质量要求的人工气才能作为城市燃气。③液化石油气主要组分是丙烷和丁烷，既可从纯天然气和石油伴生气中分离得到，也可从石油炼制中得到。
城市燃气供应端与消费端：在我国城市燃气供应中，天然气供气占比最高，用气人口最多，管道长度最长，用气总量快速增长；天然气的供气总量、用户人口、管道长度已远超人工煤气与液化石油气。（1）供气结构：根据 Wind 数据，2021 年，我国城市燃气中天然气、人工煤气、液化石油气的供气总量分别为 1721.06 亿立方米、18.72 亿立方米、860.68 万吨，天然气是城市燃气供应的主要品种。此外，天然气供气总量呈上升趋势、增幅较大，人工煤气供气总量和液化石油气供气总量呈不断下降趋势。（2）用气人口：截至 2021 年底，天然气用气人口为 44195.53 万人，占全部城市燃气用气人口 80.60%。

（3）管道长度：根据 Wind 数据，截至 2021 年底，天然气管道长度为 92.91 万公里，人工煤气、液化石油气的管道长度仅为 0.92 万公里、0.29 万公里。（4）渗透率：截至 2021 年底，我国城市燃气渗透率已达 98.04%。

受益于经济发展、基础设施建设、城市化三重红利，以及煤改气政策的实施，2012-2021 年我国天然气消费量逐年提升，近 10 年 CAGR 近 10%。Wind 数据显示，我国天然气消费量由 2012 年的 1463 亿立方米增长至 2021 年的 3726 亿立方米，增幅为 154.68%，CAGR 为 9.80%。2022 年 3 月，国家发改委和能源局发布《“十四五”现代能源体系规划》，提出到 2025 年，全国集约布局的储气能力达到 550-600 亿立方米，占天然气消费量的比重约 13%。国家能源局预计，2025 年我国天然气消费量将达到 4300-4500 亿立方米，天然气产量力争 2025 年达到 2300 亿立方米，预计未来天然气在能源消费结构中的占比还将持续提升。

天然气消费结构：工业和城市燃气是天然气的主要消费领域。2021 年，天然气消费结构中，工业用气占比为 40%，城市燃气占比为 32%，发电用气占比为 18%，化工用气占比为 10%。
我国各地区天然气消费量均快速增长，但是资源分布与消费量分布不均衡，东部地区天然气消费量高、产量低，西部地区消费量低、产量高。（1）分省份看，2021 年广东、江苏、四川、山东和河北天然气消费量位居全国前五，广东和江苏消费量均超 300 亿立方米，增速分别为 25.5%和 2.2%；四川、山东、河北和北京 2021 年消费量均超 200 亿立方米。广东、江苏是经济强省，工业、制造业发达，玻璃、陶瓷等工业用气规模较大，且发电用气占比较高，天然气消费量位居全国各省前 2 位。
四川省拥有丰富的天然气资源且人口基数大，城镇气化率高，天然气车用市场发展较为成熟。消费量居后的是西藏、贵州、云南、广西等省份。（2）分地区看，2021年我国东、中、西部天然气消费量分别为 2037 亿立方米、644 亿立方米和 891 亿立方米，其消费量占比分别为 57%、18%和 25%。东部经济发达地区天然气消费量大，工业用气规模也增长迅速，天然气需求地域分布呈现不均衡的状态。

从各省城燃天然气销售量来看，北京、江苏、广东、山东、浙江居前，北京城市燃气消费气量超过 186 亿立方米。

1.2. 天然气进口依存度较高，国产气持续增储上产

受资源储量较少及自产气不足等因素制约，我国天然气进口依存度较高。自 2006 年起，我国成为天然气净进口国，天然气进口量从 2006 年的 10 亿立方米增长至 2021年的 1680 亿立方米，CAGR 为 40.72%，天然气进口量增长迅速。我国天然气进口以液化天然气（LNG）为主，辅以中亚、俄罗斯管道气（PNG）。2021 年我国天然气消费量为 3726 亿立方米，进口量为 1680 亿立方米，对外依存度为 45%。

目前，我国主要有西北、西南、东北、东南 4 条进口天然气通道，分别为西北-中亚、西南-中缅、东北-中俄进口天然气管道以及东南沿海进口 LNG。

根据国家能源局石油天然气司等部门 2022 年发布的《中国天然气发展报告》，我国天然气进口量稳步增长，管道气进口增速超过 LNG。2021 年，我国进口天然气 1680亿立方米，同比增长 19.9%。其中，澳大利亚、土库曼斯坦、俄罗斯、美国、卡塔尔及马来西亚六个国家的进口量合计 1290 亿立方米，占比 77%。管道气进口量 591亿立方米，同比增长 22.9%；LNG 进口量 1089 亿立方米，同比增长 18.3%。澳大利亚是我国最大的 LNG 进口来源国，进口量 430 亿立方米，占比 39.4%，同比增长7.7%；美国超越卡塔尔成为中国第二大 LNG 进口来源国，进口量 124 亿立方米，占比 11.4%，同比增长 191.1%。
我国天然气勘探开发持续发力，新增储量产量再创新高。2021 年，全国天然气新增探明地质储量 16284 亿立方米。其中，常规气（含致密气）、页岩气、煤层气新增探明地质储量分别达到 8051 亿立方米、7454 亿立方米和 779 亿立方米。2021 年，全国天然气产量 2076 亿立方米，同比增长 7.8%，连续五年增产超 100 亿立方米。
“西气东输、川气东送”供气格局下，天然气基础设施建设加快推进，储气能力快速提升。为缓解天然气生产与消费区域间的供需矛盾，我国已形成“西气东输、川气东送”供气格局，现已投产的天然气长输管道主要有西气东输线、陕京线、川气东送、忠武线、中贵线、中缅线和涩宁兰线等。2021 年，全国主干天然气管道总里程达到 11.6 万千米。此外，长岭—永清管道、南北中通道郴州—韶关段、海南管网东环线、粤东 LNG 外输管线等建成投产，西气东输三线中段、永清—上海管道全面开工，西气东输四线完成核准，川气东送二线加快推进。储气设施开工建设全面提速，采暖季前地下储气库实现“应储尽储”。2021 年，全国已建成储气能力同比增长 15.8%，三年多时间实现翻番。

2017 年，国家发改委、国家能源局制定《中长期油气管网规划》，提出坚持通道多元、海陆并举、均衡发展，巩固和完善西北、东北、西南和海上油气进口通道。到2025 年，基本形成“陆海并重”的通道格局。加强与沿线国家的合作，共同推动中俄原油管道二线、中俄天然气管道东线、中亚 D 线等重点项目。优化沿海 LNG 接收站布局，开展 LNG 江海联运试点。有序推进原油码头新建和改扩建工程。《规划》指出要加强天然气管道基础网络，加快启动新一轮天然气管网设施建设，统筹考虑天然气和 LNG“两个市场”、国内和国际“两种资源”、管道和海运“两种方式”，坚持“西气东输、北气南下、海气登陆”原则，加快建设天然气管网。到 2025 年，逐步形成“主干互联、区域成网”的全国天然气基础网络。
总体而言，我国通过天然气进口、“西气东输、川气东送”等途径改善天然气供需缺口与区域不平衡，加强勘探开发、加快管网与储气设施建设，持续提升我国天然气生产储运能力。通过进口天然气填补供需缺口，在建、拟建 LNG 接收站项目将进一步提升我国进口 LNG 转运能力；同时，“西气东输、川气东送”等工程可以缓解区域间供需不平衡矛盾。展望未来，我国还将继续加强天然气勘探开发，加快天然气管网和储气设施建设，持续提升天然气输送能力和供给能力。
1.3. 2022 年天然气价格高涨，天然气消费量增速预计 2023 年触底反弹

2022 年我国天然气消费量为 3663 亿立方米，天然气消费增速创最低纪录。2022 年，受疫情、经济不及预期、进口气价高企、替代能源供给相对充足等因素影响，全年国内天然气消费量为 3663 亿立方米，同比增长-1.69%，创历史最低纪录，近十年来国内天然气消费量首次出现负增长。
2023 年 3 月，中石油经济技术研究院发布了《2022 年国内外油气行业发展报告》，《报告》估计，2022 年国内城市燃气行业用气量为 1180 亿立方米，增幅为 1.3%。
其中工业用气量为 1455 亿立方米，增幅为 0.2%；发电用气量为 648 亿立方米，降幅为 1.7%；化肥化工用气量为 392 亿立方米，增幅为 3.6%。
供应方面，2022 年，国内天然气产量为 2226 亿立方米，同比增长 6.8%，连续六年增产超 100 亿立方米。全年进口天然气 1512 亿立方米，增速为-10%；天然气对外依存度为 41.2%，较上年下跌 4.8 个百分点，降至近五年来的最低点。
分运输方式来看，2022 年 LNG 进口量下降，管道气进口同比增长 8%。2022 年，国内进口管道气 631 亿立方米，同比增长 8%；中俄东线供气量快速增加，全年进口气量超 150 亿立方米。2022 年，中国 LNG 进口量为 6344 万吨（约合 881 亿立方米），降量为 215 亿立方米，同比下降 19.6%。其中现货大幅减少，是进口 LNG 下降的主要原因。
受供需偏紧、高气价拉升成本等因素影响，2022 年国内 LNG 市场均价为 6776 元/吨，创历史最高纪录，同比上涨 37%。受国际油价和 LNG 现货价格快速上涨的影响，2022 年中国进口 LNG 到岸均价 3.77 元/立方米，同比上涨 46.3%；进口管道气到岸均价 1.86 元/立方米，同比上涨 41.3%。
2012 年以来，居民天然气价格增加较为缓慢。我国 36 个大中城市居民用天然气平均价格从 2011 年 12 月的 2.38 元/立方米升至 2022 年 12 月的 2.67 元/立方米，CAGR为 1.05%。与国际天然气价格相比，我国居民天然气价格存在一定价差。随着我国天然气价格市场化改革推进，国内外天然气价差将有望进一步缩小。

中石油经济技术研究院预计，2023 年国内天然气需求将恢复较快增长，全年消费量预计在 3865 亿立方米，同比增长 5.2%。中石油经研院预计经济增长拉动用气需求回升，疫情影响减弱导致各用气部门特别是商业服务用气迎来利好，加之环保政策助推；但国际气价较高水平和替代能源快速发展仍将抑制用气需求。中石油经研院预计，2023 年中国天然气产量为 2346 亿立方米，同比增长 5.4%；预计全年进口天然气 1582 亿立方米，同比增长 4.6%，对外依存度为 40.9%，较 2022 年下降 0.3 个百分点。
2. 城市燃气产业链：管住中间、放开两头，激发市场活力

2.1. 上下游分工明确，“管住中间、放开两头”，垄断与竞争剥离

从产业链角度来看，天然气行业分为上游生产、中游输运及下游分销三个环节，上下游分工明确。我国天然气生产由中石油、中石化和中海油等大型天然气勘探开采企业进行，上游天然气开采商及供应商基本被“三桶油”把持；中游输送包括通过跨省长输管道、省级运输管道等；下游分销商主要是各城市的燃气公司。

燃气行业上游生产环节集中，中游输运环节主干管网资源整合完成，下游分销环节市场化程度较高、积极转型。具体来看：燃气行业上游生产高度集中；中游随油气体制改革推进，油气主干管网资产整合全面完成，实现了国内全部油气主干管网并网运行；下游市场化、多元化程度相对较高，参与竞争主体较多，但格局较为稳定，近年城燃公司通过向综合能源服务方向发展，拓展新的利润增长点。
天然气供需缺口增大、地区间发展不均衡、燃气价格与可替代能源价格联动机制较弱等因素对城市燃气行业发展产生了一定影响。但天然气基础设施的逐步完善、天然气价格改革持续推进将为燃气行业发展提供有力保障。
从价格链角度来看，电力体制改革总体要求为“管住中间、放开两头”，垄断与竞争相剥离。2015 年，国务院发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（电改 9号文），启动第二轮电力体制改革，提出“管住中间、放开两头”的体制架构，有序放开竞争性环节电价。通过改革，建立健全电力行业“有法可依、政企分开、主体规范、交易公平、价格合理、监管有效”的市场体制，努力降低电力成本、理顺价格形成机制，逐步打破垄断、有序放开竞争性业务，实现供应多元化。按照电力体制改革“管住中间、放开两头”总体要求，有序放开全部燃煤发电电量上网电价，扩大市场交易电价上下浮动范围，推动工商业用户进入市场，取消工商业目录销售电价，保持居民、农业、公益性事业用电价格稳定，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用、更好发挥政府作用，保障电力安全稳定供应，促进产业结构优化升级，推动构建新型电力系统，助力碳达峰、碳中和目标实现。
2.2. 中游：成立国家管网公司，构建“X+1+X”格局

天然气行业通过“管住中间、放开两头”，加快实现上游油气资源多主体多渠道供应、中间统一管网高效集输、下游销售市场充分竞争的油气市场格局。2019 年 3 月，中央全面深化改革委员会第七次会议审议通过了《石油天然气管网运营机制改革实施意见》，提出组建国有资本控股、投资主体多元化的石油天然气管网公司，推动形成上游油气资源多主体多渠道供应、中间统一管网高效集输、下游销售市场充分竞争的油气市场体系。2019 年 4 月，国家发改委、能源局、住建部、市场监管总局联合印发《油气管网设施公平开放监管办法》，落实改革要求，推动油气管网设施运营企业公平公正地为所有用户提供油气管网设施服务。

2019 年 12 月，国家石油天然气管网集团有限公司（国家管网公司）正式成立，负责干线管网互联互通和与社会管道联通，实现基础设施向用户公平开放，“X+1+X”油气市场格局初步形成。2020 年 10 月国家管网公司进入实质性运营，2021 年 3 月中国油气主干管网资产整合全面完成，实现了国内全部油气主干管网并网运行，改革目标初步落地，油气基础设施公平开放格局进一步夯实。

我国油气管网重组改革前的油气市场体系为“3+X”范式，管网重组改革“X+1+X”新格局，激发油气产业发展活力。“3+X”范式即市场主体由中石油、中石化、中海油和其他少数企业组成，而油气产业链的中间管输业务与下游销售业务相捆绑，油气管道由少数市场主体自行建设、“独家”使用。在“3+X”市场体系下，由于市场主体间存在下游销售竞争关系，难以做到管道向第三方公平开放，不仅造成管道基础设施利用率低，更导致油气产业进入门槛高，产业发展活力不足。管网重组改革后，撬动形成“X+1+X”新格局，有助于激发油气产业发展活力。
广东、海南、湖北、湖南、福建等省级天然气管网以多种形式融入国家管网，构建“全国一张网”取得阶段性进展。各省份首次开放跨省管线托运能力、接收站等中长期窗口申请机制，为参与方在资源采购、储存、供应等方面增加更多灵活性。同时，为规范管网设施运营企业开放服务行为，2021 年 6 月，国家先后出台《天然气管网和 LNG 接收站公平开放专项监管工作方案》、《天然气管道运输价格管理办法（暂行）》等相关政策，以进一步推动天然气管网设施公平开放，促进管网设施高效利用，加速推动中国天然气市场化改革。
2.3. 下游：城燃公司多种所有制多元化市场竞争

天然气下游目前已形成央企、国企、外企和民企等不同类型所有制为主体的多元化市场竞争格局。由于城市管道燃气实行特许经营权政策，具有较强的区域垄断性，多以获取更多特许经营权形式进行竞争；且具有较稳定气源供应和销售渠道的城市管道运营商在竞争中得以保持相对优势的竞争地位。如行业上游的中石油下属昆仑燃气收购中石油的燃气资产，进入下游分销领域，覆盖全行业产业链；拥有地方政府背景的国有燃气运营企业供气范围以我国直辖市或大型省会省市为主，如北京燃气、深圳燃气、陕天然气等；而民营资本则多布局在二三线城市中，如新奥股份、百川能源、河南天伦燃气、贵州燃气等；此外，以港资为主的外资以参股、收购等方式获得国内部分城市燃气市场 20-30 年的独家经营权，如港华智慧能源。

2.4. 城燃公司发展现状与困境

城燃企业进气价成本高、无法合理传导至终端市场是导致城燃经营利润下降的主要原因之一。据国家统计局、海关总署数据，2022 年我国天然气消费量为 3663 亿立方米，同比下降 1.69%；其中国内天然气产量为 2201.1 亿立方米，同比增长 6.03%；天然气进口量为 1508 亿立方米，同比下降 9.97%。2022 年度天然气上游供应偏紧，城燃保供压力加大，进气价格上涨、成本上升难以向下游顺导导致城燃企业经营利润率下降。

正常年份，城燃企业正常气源成本在 2-3 元/立方米左右，加上一定配气费用传导至终端，企业正常生产运营尚能维持。但在城燃企业购气量不足时，需在上海及重庆石油天然气交易中心平台进行管道气资源竞拍；一般来说，购气量越大，成交单价越低。随着下游用气群体的增长，2022 年城燃企业外购气量有所增加。据上海石油天然气交易中心数据显示，2022 年北方和东部管道气竞拍价格基本在 3 元/立方米以上，2022 年 4 月东部管道气竞拍价格最高达到 9.95 元/立方米。从重庆石油天然气交易中心竞拍数据来看，西北、西南、华东、华北四大地区成交价格也多在 3 元/立方米以上。

城市燃气价格具有季节性波动特征，在冬季供暖季前后，上海、重庆天然气交易中心的竞拍成交价格涨幅更为明显。
对于城燃企业，除了精准控制上游采购成本，合理实现成本顺导亦尤为重要。近年来，多个地区倡导鼓励进行天然气价格机制改革，部分地区发布了天然气价格上下游联动机制的相关政策，但多数地区成本顺导并不顺畅。受制于价格联动机制不完善、联动不及时等问题，上下游联动灵敏度低，价格与市场背离现象频现，城燃配气环节交叉补贴，“压非保民”等政策下，城市燃气对终端环节的价格顺导更加困难。
另一方面，储备能力不足和资源调配能力不足是限制城燃企业发展的关键瓶颈。我国天然气消费具有明显的季节性差异，以北京地区为例，其冬季用气量是夏季的 5-10 倍。根据国家发改委数据，2022 年我国天然气表观消费量为 3663 亿立方米，在消费量增长的同时，季节性用气差异逐渐扩大是导致供需失衡的核心因素。目前我国已建储气库 39 座，储气库调峰量占年消费量的 4%左右，对比西欧国家 20%的储气调峰比例，我国天然气储备调峰短板明显。此外，国内已建储气库主要集中在中西部地区，而我国主要消费城市集中在东南部地区，资源调配。据卓创资讯数据，我国东南部地区天然气消费量占全国总天然气消费量的比例达 53.66%，而沿海 LNG接收站罐容占全国消费量的比例仅为 0.004%。我国天然气资源供应和需求地区跨度大，而城燃企业在资源调配方面存在明显短板。在国内天然气供需季节性差异和地区不均衡背景下，储备能力不足、资源调配能力不足是阻碍城燃企业的发展的重要因素。

3. 城燃公司投资机会：毛差修复，转型综合能源及延伸业务

3.1. 天然气产业链公司图谱

天然气产业链分为上游生产、中游输运、下游分销，产业链较为完整，市场格局较为稳定，参与公司较多。（1）上游供给端天然气勘探、开采公司主要是中石油、中石化、中海油等综合性油气巨头，以及中天能源、国新能源、蓝焰股份等公司；此外还有进口管道气、进口 LNG 相关公司。（2）中游输运包括跨省长输管道（如国家管网、天壕环境）、省网公司，管道制造公司有玉龙股份、全洲管道等。（3）下游分销分为全国性城燃公司（如中国燃气、华润燃气、昆仑能源）和地方性城燃公司（如深圳燃气、新天然气、贵州燃气、百川能源、大众公用）。除天然气分销以外，城燃公司业务还涉及燃气接驳、燃气运营、燃气设备代销等，服务居民、工商业用户。

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