🔷 2024年复盘：全球天然气消费复苏，我国进口气量显著增长。国际：需求方面，2024年全球天然气消费量显著增长，其中亚洲成为全球天然气消费量增长的重要拉动力；近年来中国天然气消费增量较大，在亚太区域的消费占比保持提升趋势。供给方面，2024年全球天然气产量增速有所恢复，“俄乌冲突”后的供给格局大调整阶段基本完成。LNG贸易方面，受限于LNG液化产能新增不足，2024年LNG贸易量维持缓慢增长。气价方面，2024年全球延续相对宽松的供需态势，全年气价在波动中小幅上行；展望未来，伴随着全球LNG液化产能的陆续投放，需求国的天然气价格中枢或将趋于下行，同时亚欧与美国之间的气价差或将缩窄。国内： 2024年国内天然气表观消费持续增长，实现较高增速；国产气量稳步增长，进口气增速较高，中中俄东线管道气及LNG进口均有较大增量。国内外天然气市场较为宽松的供需格局下，我国市场化气源价格进一步下降。
🔷 我国各类气源成本及竞争力分析：我们计算并构建了2020-2024年华北、华东、华南三个我国沿海天然气重点消费区域的终端气源成本对比，从对比结果来看，我们总结归纳出几点重要结论：
1、整体而言，国产气在沿海地区的终端成本相对最低且稳定，进口气的终端成本相对较高且波动较大。
2、俄乌冲突后，近两年我国进口气成本呈显著下行趋势，已逐渐向国产气成本靠拢，竞争力逐步增强。若未来几年国际油气价格下行，我们认为进口气成本还有进一步下降的空间。
3、华南、华东地区距国内主要天然气产地及进口管道气到岸边境较远，国产及进口管道气终端成本较高，进口LNG在以上两地的竞争优势相较华北更为明显，盈利空间更大。
4、作为我国2024至2025年重要的天然气增量来源，中俄进口管道气在华北的竞争力较强，而在华东的竞争力较弱，我们预计至少未来一年内中俄进口管道气成本降幅有限，长期来看若油价中枢下移，其成本或呈缓慢下降趋势。
5、2023-2024年在油强气弱的国际能源价格走势下，油价挂钩长协成本高居不下，HH挂钩长协的成本优势凸显。我们判断，在未来2-3年内油价中枢下行及亚欧与美国市场套利空间缩窄的预期下，油价挂钩的长协竞争力优势或将逐步增强、具备相对气源优势。
🔷 城燃及资源商视角的气源竞争力展望：从城燃采购角度来看，我们认为若未来油气价格趋于下行、天然气供需格局整体偏宽松，管制气气价降幅有限，供应比例或将逐渐减少，非管制气合同价格有望呈下降趋势，但在补贴中亚、中缅进口管道气销售亏损的需求、弥补因出售长输管网资产而减少的部分垄断收益、非管制气资源池中高成本进口气占比高等多重因素限制下，其售价大幅下降或随油气价格降幅同步下降的可能性较小。非管制气定价中，对于顺价及市场化定价的部分，我们判断未来2-3年内该部分气源售价有望下降。综合我们对三大油非管制气合同价格及市场价格走势的判断，我们认为，未来2-3年内城燃公司上游采购成本有望呈下行趋势，采购顺价或定价更为市场化的气源或对其成本改善幅度更大，购气结构中市场化资源占比较大的城燃公司受益有望更加显著。从资源商角度来看，国内管制气低价气源的占比逐渐下降，市场化定价气源的占比趋势性提升，上游气源的结构性变化导致我国气价在被动中趋于市场化，资源商可参与竞争的市场范围有望持续扩大。此外，据我们不完全统计，截至2023年我国城燃公司/集团在手LNG长协共有30单以上，资源量合计超过3000万吨/年（约合420亿方/年），其中已经在执行的长协资源量超过1600万吨/年（约合220亿方/年），待执行长协资源量超过1400万吨/年（约合200亿方/年）。其中，拥有美国HH价格挂钩的长协的公司为新奥股份、中国燃气、佛燃能源、广州发展、广东省能源集团；拥有近年油价挂钩长协的公司包括广东省能源集团、新天绿能、广州发展、广汇能源等。我们判断，未来2-3年内， HH挂钩长协有望保持盈利性但盈利空间或将缩窄，油价挂钩长协盈利空间有望扩大，其中早期油价挂钩长协有望减亏，近期油价挂钩长协盈利能力有望进一步增强。
🔷 投资建议：从华北、华东、华南三地气源终端成本来看，国产常规气成本最低，其次为非常规气；油、气价格挂钩的进口管道气及进口LNG长协、现货价格相对较高且变化较大。2023-2024年在油强气弱的国际能源价格走势下，油价挂钩的长协成本高居不下，HH挂钩的长协成本优势凸显。我们判断在未来2-3年内油价中枢下移及全球LNG供给端产能释放后亚欧与美国市场套利空间缩窄的预期下，油价挂钩的长协竞争优势或将逐步增强。从中下游城燃公司采购的角度来看，我们认为未来2-3年内城燃公司的购气成本仍有较大下行空间，价差也有望持续修复，其中中石油合同气价有望下行，但降幅有限，因此购气结构中市场化资源占比较大的城燃公司受益有望更加显著。从资源商的角度来看，上游气源的结构性变化导致我国气价在被动中趋于市场化，可参与竞争的市场范围有望持续扩大，此外油价挂钩的长协盈利能力有望增强。然而，长期来看，在国际油气价格频繁波动、地缘政治局势多变的大环境下，对于LNG进口资源商来说，构建一个油气挂钩长协兼备的多元化上游资源池、分散单一能源品价格波动带来的风险或为长期更加重要的考量。相关受益标的包括：1）拥有多元化资源池优势的全国性城燃公司：新奥股份（A）（浙江舟山LNG接收站，144万吨早期油价长协+90万吨HH挂钩长协在执行+810万吨HH及油价挂钩长协待释放）/新奥能源（H）、中国燃气（370万吨HH挂钩长协待释放）。2）背靠央企集团、拥有上游资源及下游拓展优势的全国性城燃公司：昆仑能源（背靠国内最大天然气资源商中石油，气源优势强，购销价差稳定+下游气量增速高）、华润燃气（背靠华润集团，商业气量占比大，下游售气量增速快）。3）拥有油、气挂钩长协资源的地方性燃气公司：华南地区：佛燃能源（HH挂钩长协）、九丰能源（早期油价挂钩长协+广东东莞LNG接收站）、深圳燃气；华北地区：新天绿能（近年油价挂钩长协+河北曹妃甸LNG接收站）。4）地方性长输管线标的：蓝天燃气、皖天然气、陕天然气。
🔷 风险因素：地缘政治等因素影响下全球油气价格大幅波动；宏观经济大幅下滑导致国内天然气消费量增速不及预期；天然气价格机制改革实施进展不及预期。
目录
一、2024年复盘：中国需求拉动全球天然气消费复苏
二、我国各类气源成本及竞争力分析
三、城燃及资源商视角的气源竞争力展望
四、 投资建议
风险因素
正文内容
一、2024年复盘：中国需求拉动全球天然气消费复苏
1.1 国际：天然气消费量重回正增长，全年气价在震荡中小幅上行
需求：2024年全球天然气消费量重回正增长，亚洲是需求增长的主要拉动力。2022年“俄乌冲突”以来，全球天然气消费量连续两年基本持平。尽管2023年国际气价明显回落，但天然气消费量未见显著修复（同比仅微增0.04%）。分区域来看，2023年欧洲天然气消费量同比下降6.9%，大幅减量343亿方；亚太、中东及北美地区仍有明显的需求增长，2023年同比增速分别为1.6%/2.0%/1.0%，增量分别为151/116/104亿方。2024年前三季度，全球天然气消费量同比增长2.8%，高于前9年的CAGR 1.86%，主要受益于欧洲天然气消费下降趋势的放缓以及亚洲较为强劲的需求复苏。根据IEA的预计，2024年全年，全球天然气消费量将同比增长2.5%。此外，IEA预计2025年亚洲仍将延续全球天然气增长的主要拉动力，中东地区消费量也将保持稳步增长，而欧洲消费增速则有望由下滑转为小幅正增长。
近年来中国天然气消费增量较大，在亚太区域的消费占比保持提升趋势。2014-2023年中国天然气消费量保持快速增长，在亚太地区的天然气消费量占比连年上升，至2023年已达到43.28%，成为亚太地区天然气消费第一大国以及推动亚太乃至全球天然气消费量增长的重要动力。
供给：2024年全球天然气产量增速有所恢复，“俄乌冲突”后的供给格局大调整阶段基本完成。2022-2023年全球天然气总产量增速仅分别为0.12%/0.26%，但其中俄罗斯产量分别大幅下降11.14%/4.77%（减量838/320亿方），同时美国、中东及中国的增产弥补了俄罗斯的供给减量，在高气价、高油价背景下美国天然气大幅增产，增速分别高达3.72%/5.80%（增量分别为489/419亿方）。2024年以来，全球天然气供给格局大调整的阶段基本完成，全球产量增速有所恢复，据IEA预计2024年全球天然气产量增长约1.65%。分区域来看，美国2024年以来受HH价格低迷影响，产量增速放缓（2024M1-9同比仅0.27%）；俄罗斯在对华出口管道气增加下产量有所修复，2024M1-9产量同比正增长8.85%。展望未来，我们预计随着2025-2027年新一批LNG液化出口设施的投产，美国天然气产量有望重回较快增速，带动全球天然气供给趋于宽松。
LNG贸易：受限于LNG液化产能新增不足，2024年LNG贸易量维持缓慢增长。由于2024年全球LNG新投产产能有限，全球LNG供应增速较低，2024年前三季度增速仅为2%，据IEA预计全年LNG贸易量增速维持在2%左右（与23年持平）。IGU预计2025-2027年，北美、中东等国家/地区的在建LNG液化项目有望相继投产，全球LNG贸易量有望恢复高增速。
气价复盘：2024年全球延续相对宽松的供需态势，全年气价在波动中小幅上行。2024年中国到岸气价及欧洲TTF气价在8-14.5美元/百万英热区间内波动，全年前低后高、进入旺季后震荡上行。中国LNG现货到岸全年均价12美元/百万英热，欧洲TTF全年均价约11美元/百万英热。而美国HH气价全年在1.5-3.5美元/百万英热区间内波动，全年气价中枢约2.2美元/百万英热。分市场来看：1）欧洲、亚洲为全球LNG的主要流向地，对气源的竞争关系导致气价联动性较强。2024年以来亚洲需求增长大幅好于欧洲，亚洲相对于欧洲的溢价持续存在。而四季度以来，由于欧洲大部分地区气温下降、采暖用气需求提振，同时风力发电量疲软、燃气发电需求预期上升，多重因素的共同作用下，欧洲天然气消费量增长，去库速度加快，欧洲气价边际抬升，与中国到岸价的价差显著缩水。2）美国市场方面，年初采暖季后美国气价走势相对萎靡，年中跌破部分厂商盈亏平衡点导致减产，下半年气价回升至2美元/百万英热以上。四季度开始，美国气温下降、飓风导致墨西哥湾部分油气生产设施受影响，叠加特朗普当选美国总统后美国LNG出口量增长的预期增强，美国HH气价有明显上行。
展望未来，伴随着全球LNG液化产能的陆续投放，需求国的天然气价格中枢或将趋于下行，同时亚欧与美国之间的气价差或将缩窄。我们预计未来2-3年亚欧气价中枢将呈现下行趋势，有望降至8-10美元/百万英热。而美国受益于出口能力的增强，HH气价中枢有望稳中有升，考虑到由于美国本土天然气产量的价格弹性较大以及特朗普上任后将鼓励传统能源增产，我们预计HH气价中枢将提升至2.5-3.5美元/百万英热。
1.2中国：天然气消费量维持高增速，进口气量显著增长
需求：2024年国内天然气表观消费增速进一步提升。我国天然气表观消费量在经历2022年的下滑后，在2023年重回增长态势，2024年国内天然气表观消费增速进一步提升。2024年1-11月，全国天然气表观消费量3885.7亿方，同比增长8.9%，增量约317.6亿方。
供应：2024年1-11月我国天然气总供应量3929.4亿方，其中国产气占比57.2%，进口管道占比24.8%，进口LNG占比18%。1）国内产量方面，2024年国内天然气产量继续稳步增长。2024年1-11月，规模以上工业天然气产量2246亿立方米，同比增长6.4%，增量约135.1亿方。2）进口气方面，2024年中俄东线管道气及LNG进口均有较大增量。2024年1-11月进口天然气12024万吨（约合1638.4亿方），同比增长12%，增量约180亿方；其中进口管道气5063万吨（约合708.8亿方），同比增长14%，增量约87亿方；进口LNG 6961万吨（约合974.5亿方），同比增长10.5%，增量约93亿方。2024年我国天然气进口增量主要来源于中俄东线输气量以及LNG进口量的大幅增加。其中，2024年以来中俄东线进口增量约70亿方，且2025年中俄东线有望达产380亿方，继续贡献增量80亿方左右。
气价：2024年我国市场化气源价格进一步下降。2024年我国市场化气源价格均有下降，其中进口气方面，我国进口管道气采购采用长协模式，价格波动幅度小，2024M1-11均价为7.28美元/百万英热（约合1.9元/方），同比仅下降4.9%。进口LNG降幅较大，2024M1-11进口LNG平均单价（含长协及现货）为10.87美元/百万英热（约合2.8元/方），同比下降8.1%；其中，现货到岸均价降幅更为显著，2024年LNG进口到岸均价11.9美元/百万英热（约合3.1元/方），同比下降14.1%。我国天然气对外依存度高，国内、国外气价联动性较强，我国LNG出厂价与LNG现货到岸价走势基本一致，波动幅度稍小，2024年全国LNG出厂均价4631.3元/吨（约合3.3元/方），同比下降7.9%。
二、我国各类气源成本及竞争力分析
2.1 我国气源结构：国产气占据主要地位，进口气占比持续提升
国产气在我国天然气供应中占据主要地位，占比近60%，进口气占比在40%左右。2023年我国天然气生产总量为2324亿方，约占总供应量的58.5%，其中常规气1364亿方，占比34.2%；非常规气超过960亿方，占比24.3%。此外，我国进口天然气1678亿方，占比41.5%，其中进口管道气671亿方，占比16.8%，主要来自中亚、俄罗斯、缅甸等地区和国家，进口LNG 984亿方，占比24.7%，主要来自澳大利亚、卡塔尔、俄罗斯、马来西亚、印尼及美国等。
近年来国产常规气量增速显著放缓，国产气增量主要依托非常规气上产来实现。随着我国高品位常规油气资源的开采消耗，常规天然气产量增速显著放缓， 2016-2023年我国常规气CAGR为4.3%，与此同时，受益于非常规气开采技术突破及政策支持，我国非常规气产量快速扩张，2016-2023年非常规气CAGR达到15.6%。2023年我国非常规天然气产量突破960亿立方米，同比增长约14%，占我国天然气总产量的比重已由2016年25.3%提升至43%。
我国进口天然气量显著增长，对外依存度在经历2022年的短暂下降后重回抬升趋势；近年来中俄管道气量爬坡提供进口管道气供应增量，我们预计未来几年国内消费增量主要依靠国内LNG进口增长及非常规气增产来满足。随着我国经济的持续发展以及能源转型的深入推进，我国天然气消费量快速增长，显著超过了国产气量的增长，由此产生的供需缺口导致我国天然气进口量大幅增加，其中贸易更加灵活的LNG增长最为强劲，2013-2023年我国LNG进口量CAGR达到14.6%；于此同时，我国天然气对外依存度也随之上升，尽管在2022年受到极端高气价的影响，对外依存度出现了短暂的下降，但随后又重回增长态势，2024年1-11月我国天然气对外依存度已达42.8%。2019年以来主要受益于中俄天然气管道投产后输气量逐年爬坡，带动我国进口管道气量显著增长，我们预计该管线将于2025年达产；未来几年内暂无进口管道投产，我们预计未来几年国内消费增量主要依靠国内LNG进口增长及非常规气增产来满足，尤其随着以美国、卡塔尔为代表的LNG出口大国增量产能的逐步释放，我国LNG进口量有望进一步增长，进口结构中美国LNG气量占比或将持续提升。
我国陆上主要在产气田多分布于中西部地区，如西北、西南以及晋陕蒙地区，而主要天然气消费市场位于东部沿海。国产陆上气的供需存在空间错配问题，主要气田产出的天然气需通过长输管线输送至沿海终端消费市场。受天然气资源分布的影响，我国陆上主要在产气田多位于中西部地区，如我国常规陆上气主要产自新疆及四川盆地，致密气主要产自鄂尔多斯盆地，页岩气主要产自鄂尔多斯盆地及四川盆地，煤层气主要产自山西的沁水盆地。主要陆上气田距东部沿海较远，需经西气东输、川气东送、陕京线等跨省长输管线运至东部沿海终端消费市场。此外，我国主要海上在产气田主要分布于渤海及南海，可直接通过海底管道上岸供应华北、华南地区。
我国目前主要从三个国家/地区进口管道天然气，分别为中亚、俄罗斯以及缅甸。1）从中亚进口的天然气管道目前在运3条，分别为中土天然气进口管道A/B/C/线，从新疆霍尔果斯口岸入境，通过西气东输一至三线运往华北、华东及华南地区。管道设计产能550亿方/年，近年来运量维持在400亿方左右，但由于中亚产气国自身用气量的增长以及俄乌冲突后天然气出口结构的调整，近年来对华供气量有下滑趋势。2）从俄罗斯进口的天然气管线为中俄天然气东线，由黑龙江黑河口岸入境，经由中俄东线国内段运往华北及华东地区。管道设计年输送能力380亿方，2019年投产后产能处于快速爬坡的过程中，2023年运量227亿方，该管线已于2024年底全线贯通并达到设计日产能，我们预计2024年中俄东线运量将达300亿方，2025年有望满产380亿方。3）从缅甸进口管道气的管线为中缅天然气管道，由云南德宏入境，大部分在云南省内消化，其余气量经由中缅线国内段运往广西。管道设计运量120亿方/年，但由于定价较高、地缘政治等因素，该管线自2014年投产后运量一直保持在30-40亿方左右，暂无增量预期。
除在运管线外，我国还有1条中亚在建管线以及2条中俄待建管线，分别为中土进口天然气D线、中蒙俄天然气管线以及中俄远东天然气管线。其中，中土D线从2014年开始建设，由于参与国之间的定价分歧而被推迟；中蒙俄以及中俄远东管线仍在谈判阶段，尚未开始建设，考虑到建设周期5年左右，我们预计至早要到2030年以后建成投产。考虑到进口管线谈判复杂且建设周期长，我们预计2025年我国进口管道气增量主要来自中俄东线，增量约80亿方，2026-2030年进口管道气增量有限。
我国已投运项目设计接收能力合计约14300万吨/年，在建及扩建项目接收能力合计超过8400万吨/年；LNG接收站主要分布在东部沿海地区，其中华北地区已投运接收规模最大，华东地区在建及扩建接收规模最大。截至2024年9月，国内已投运的LNG接收站共有31座，其中，国家管网及三大油的项目最多，其他则属于地方性能源集团或燃气集团，已投运LNG接收站的总接收能力接近14000万吨/年。分区域来看，华北地区LNG接收站接收能力最大，合计5380万吨/年；其次为华南地区，合计接收能力4870万吨/年；华东地区接收站接收规模相对较小，为4050万吨/年。此外，三地均有较大规模在建及扩建项目，其中华东地区在建及扩建项目合计接收规模最大，超过4200万吨/年，华北和华南地区基本相当，均为2000万吨/年左右。现有及在建接收站规模提供充足的接收能力，与未来进口气的趋势相匹配。
2.2 各类气源成本分析：国产气沿海终端成本显著低于进口气，油价挂钩长协竞争力或将增强
我们在本篇报告中采用的成本计算方法如下：
1）国产气源的上游开采成本相对固定，短期内预计不会有显著变化，终端成本的计算方法为开采成本加运至终端市场的运输费用。其中，国内上游主要产气区到三地消费终端的运距和运费见表5。
2）进口气源多与国际供应商签订长期合同，成本与国际油气价格挂钩，根据合同公式计算得到。
进口管道气的定价公式未知，成本预测方法为根据进口管道气历年到岸均价的历史数据回归出大致的一元线性方程，依据我们对国际油气价格走势的预期来预测未来几年的进口管道气到岸成本，再加上运费，得出进口管道气下游的终端成本。1）中亚管道气价的回归公式为GP = 2.632×OP + 63（R²=0.87，p＜0.01）；2）中俄管道气的回归公式为GP=2.638×OP+8.95（R²=0.86，p＜0.01）。其中GP为管道气价格，单位为美元/千立方米，OP为按照“6-3-3”原则（基于六个月的平均油价，但有三个月的延迟）调整后的布油均价。
进口LNG长协公式的大致形式已知：1）油价挂钩长协公式为P=斜率*Brent/JCC+常数，由于国际油价挂钩长协斜率呈下降趋势，早期油价长协和近年油价长协斜率相差较大，因此我们将其分为两个子类进行计算；2）HH挂钩长协公式为P=115%*HH+常数，其中常数多在2~3美元之间，且由于HH挂钩长协为FOB价格，因此算到岸价还需加2~3美元左右的船运费；3）LNG现货我们采取直接预测中国到岸价的形式。此外，各种进口LNG上岸后需加上进口税费来计算终端成本。
成本及竞争力对比：
基于上游各类气源的开采或到岸成本、运至终端市场的运费等因素，我们计算并构建了2020-2024年华北、华东、华南三个我国沿海天然气重点消费区域的终端气源成本对比如下：
从上述华北、华东、华南三大终端消费市场的各类气源成本及竞争力对比结果，我们总结归纳出几点重要结论：
1、整体而言，国产气在沿海地区的终端成本相对低且稳定，进口气的终端成本相对较高且波动较大。
若不考虑运至终端市场的运费成本，仅从上游开采成本的角度来看，国产气中，开采成本排序大致为陆上常规气＜致密气＜煤层气＜页岩气≤煤制气。常规气田由于开采难度低、技术成熟、单位投资小的特点，其开采成本位于最低位，单方气开采成本约0.8元/方；而非常规气田地质条件复杂、开采难度较高、单位投资较大，开采成本相对较高，其中致密气的开采成本偏低，约1元/方，页岩气和煤层气的开采成本偏高，煤层气约1.6元/方，页岩气约1.8元/方，页岩气和煤层气的开采成本根据区块资源品位不同差异较大；此外，煤制气的成本根据原料煤价格不同而差异较大，如新疆煤价较低（按原料煤价格150元/吨），煤制气的成本相应较低，约1.3元/方左右，内蒙煤价较高，煤制气成本约2元/方（按原料煤价格300元/吨）。若考虑运费，从沿海终端成本的角度来看，华北、华东、华南三地的终端成本根据距离主要气田的远近不同而有所差异。如华北市场距主要致密气产地鄂尔多斯盆地、常规气产地新疆较近，运费成本低，二者运至华北市场的终端成本最具优势。华东及华南市场距主要陆上常规气及页岩气主产区四川盆地较近，运费成本低，这两种气源运至华东及华南市场的终端成本优势最为明显。
相较之下，进口气的到岸成本由于跟国际油气价格挂钩，成本偏高且波动性强，基本位于成本的上界。其中，进口LNG的成本波动幅度总体上大于进口管道气，又以LNG现货波动幅度最大。进口LNG现货由国际市场实时的供需关系决定，价格最为市场化。而LNG长协相较进口管道气价格波动较大的原因，其一是二者价格公式中所挂钩的国际油气平均价格计算的时间取值略有差异，进口管道气挂钩的为更长期的油价均值，因此波动较小；此外，进口LNG长协公式挂钩的价格较为单一，而进口管道气挂钩的能源品种相对较多，降低了单一油价波动对其成本的影响。若不考虑运费差异，就2024年的情况而言，进口气成本排序大致为中俄进口管道气＜中亚进口管道气≤HH挂钩长协＜近年油价挂钩长协＜早年油价挂钩长协≤现货LNG。若考虑运距，尤其是考虑到进口管道气由内陆边境运往沿海消费市场的距离较远，以华东为例，排序大致变为：HH挂钩长协＜近年油价挂钩长协＜中亚进口管道气＜中俄进口管道气＜早年油价挂钩长协＜现货LNG。
2、俄乌冲突后，近两年我国进口气成本呈显著下行趋势，已逐渐向国产气成本靠拢，竞争力逐步增强。若未来几年国际油气价格下行，我们认为进口气成本还有进一步下降的空间。
1）2020年进口气价降至历史低位，LNG现货成本低于部分区域国产气成本。受疫情影响国际油气价格大跌，布油均价跌至40美元/桶左右，中国LNG到岸价4.5美元/百万英热。油气价格下跌导致油价挂钩长协及LNG现货成本双双走低，近年签订的油价挂钩长协成本降至1.7元/方，LNG现货成本更是低至1.5元/方，在华东和华南地区甚至已经低于部分国产气的终端成本，为LNG进口及在国内的发展提供了良好的窗口期。
2）2021年下半年起油气价格大涨下进口气与国产气成本大幅拉开，进口气量降幅显著。2021年下半年开始，随着疫情后经济恢复、极端天气、低库存叠加2022年初俄乌冲突等地缘政治的影响下，全球油气价格出现大幅上涨，2022年布油均价超过100美元/桶，中国LNG到岸均价涨至34美元/百万英热。极端高价下，我国LNG进口成本大幅上升，其中HH挂钩长协成本涨至3.7元/方，早期油价挂钩长协成本涨至4.4元/方， LNG现货成本更是达到9.8元/方，上升至我国天然气成本的顶端；在进口成本与国内售价严重倒挂的情况下，我国LNG进口需求被大幅挤出，进口量同比下降近20%。
3）2023年二季度以来油强气弱的国际能源价格局势下， HH挂钩长协及LNG现货进口成本呈明显下降趋势，进口气量显著反弹。国际天然气供需格局趋向宽松，气价显著下行，2023年中国LNG到岸均价降至14美元/百万英热， HH均价降至2.5美元/百万英热，同比均下降60%左右；然而，在供给端限产及中东地缘冲突等因素的影响下，油价走势依旧坚挺，2023年布油均价在80美元/桶以上，国际能源市场呈现油强气弱的局面。LNG现货进口成本显著下降，虽然全年来看仍位于我国天然气成本顶端，但部分月份进口成本已具备明显优势；油价挂钩长协成本有所下降，但降幅有限，依旧维持较高位置，与之相比，2022到2023年HH挂钩的长协成本由3.7元/方降至2.5元/方，成本优势凸显。
展望未来2-3年内，我们认为，在LNG供给端产能释放预期以及美国油气增产预期之下，全球油气价格中枢有进一步下行的趋势。若低油价低气价时代来临，我国进口气成本有望进一步向国产气靠拢，竞争优势有望进一步增强。
3、华南、华东地区距国内主要天然气产地及进口管道气到岸边境较远，国产及进口管道气终端成本较高，进口LNG在以上两地的竞争优势相较华北更为明显，盈利空间更大。
华南、华东地区由于距国内主要天然气产地及进口管道气到岸边境较远，运费较高，国产气、进口管道气的终端成本较高，而华北地区距主要气田及进口管道气到岸边境较近，运费低，国产气及进口管道气终端成本最低。陆上气运距的差异导致华东、华南地区使用天然气的均衡成本较华北高，从而赋予进口LNG更强的竞争力。此外，从下游销售的角度来看，陆上气运距差异也在一定程度上导致了三地天然气基准门站价的差异，根据发改委2019年发布的全国天然气基准门站价，北京天然气基准门站价为1.86元/方，低于上海及广东的2.04元/方。较高的门站价给予华东和华南地区进口LNG更大的竞争力以及盈利空间。此外，从更为市场化的价格角度来看，根据iFinD多年月度数据，华东及华南区域LNG市场价格指数相近，相较华北均有较大溢价，2021年2月至2024年11月的月度溢价均值在1000元/吨左右。鉴于进口LNG运至三地港口的成本差异并不明显，由此我们判断，进口LNG在华东及华北两地的竞争优势相较华北更为明显，盈利空间更大。
4、作为我国2024至2025年重要的天然气增量来源，中俄进口管道气在华北的竞争力较强，而在华东的竞争力较弱，我们预计至少未来一年内中俄进口管道气成本降幅有限，长期来看若油价中枢下移，其成本或呈缓慢下降趋势。
中俄东线天然气进口管道自2019年开始运行，近年来输气量持续爬坡，为我国提供稳定的增量气源，2024年12月中俄东线宣布全线贯通，将供应区域由华北延伸至以上海为代表的华东地区。中俄东线2022年运量为155亿方，2023年运量为227亿方，我们预计该管道2024年全年运量提升至300亿方左右（同比增长70亿方左右），并有望于2025年达产380亿方（同比增长80亿方左右）。
作为我国2024至2025年重要天然气的增量来源，中俄管道气运至华北的终端竞争优势相对明显，而运至华东地区的竞争力较弱。2023年中俄管道气的到岸成本约2元/方（不含税），我们估算其运至华北地区的终端成本在2.7元/方左右，在华北地区的进口气成本中仅高于HH挂钩长协，相较油价挂钩长协及LNG现货均有较强竞争优势；而2023年中俄管道气运至华东地区的终端成本在3元/方以上，与中亚管道气相近，高于HH挂钩长协以及近年油价挂钩长协，在各种进口气的终端成本中处于中间位置。此外，由于中俄管道气合同气价挂钩的是六个月的平均油价，并有三个月的延迟，因此我们判断至少未来1年内中俄管道气的成本变动不会很明显，若油价中枢下移，其成本或呈缓慢下降趋势。
5、2023-2024年在油强气弱的国际能源价格走势下，油价挂钩长协成本高居不下，HH挂钩长协的成本优势凸显。我们判断，在未来2-3年内油价中枢下行及亚欧与美国市场套利空间缩窄的预期下，油价挂钩的长协竞争力或将逐步增强、具备相对气源优势。
2023-2024年在油强气弱的国际能源价格走势下，油气价差显著拉开，油价挂钩的长协成本高居不下，HH气价挂钩的长协成本优势凸显。仅从LNG到岸成本来看，截至2024年12月11日，2024年HH均价约为2.14美元/百万英热，对应HH挂钩长协到岸平均成本约为7.5美元/百万英热；布油均价为80美元/桶，对应近年油价挂钩长协到岸平均成本为9.3美元/百万英热，早期油价挂钩长协到岸平均成本为11.7美元/百万英热。与此同时，2024年LNG现货到岸均价在11.8美元/百万英热左右。由各类LNG的到岸成本对比可以看出，2024年HH挂钩的长协到岸成本位于进口LNG的最低位，较近年油价挂钩长协到岸成本低2美元/百万英热左右，较早期油价挂钩长协及LNG现货到岸成本低4美元/百万英热左右。
我们预计未来2-3年内全球油价中枢有望下行且亚欧与美国市场套利空间或将缩窄，油价挂钩的长协竞争优势或将逐步增强。油价方面，特朗普上任后有望大力发展国内传统能源（详情参见我们于2024年11月22日发布的研究报告《特朗普新任期将会如何影响油价？》），我们预计未来2-3年内全球油价中枢或降至65-70美元/桶；气价方面，我们预计2025-2027年全球大量LNG出口产能有望释放，其中美国占比接近一半（详情参见我们于2024年5月16日发布的研究报告《美国天然气成本及气价展望》），随着供给端产能大量放出，亚欧气价中枢有望下降，同时美国LNG的出口增长或将导致国内HH气价有所上涨，亚欧与美国LNG市场的套利空间缩窄。我们预计未来2-3年内HH气价中枢或提升至3-3.5美元/百万英热，中国到岸价中枢有望降至9-11美元/百万英热。1）若仅从到岸成本考虑，当HH气价在3~3.5美元/百万英热时，HH挂钩长协到岸成本为8.5~9美元/百万英热；当布油价格在65-70美元/桶时，近年油价挂钩长协到岸成本为7.7-8.2美元/百万英热，早期油价挂钩长协到岸成本为9.6-10.3美元/百万英热。2）若考虑进口LNG上岸后的各项税费，从终端成本来看，按照我们对油气价格的预期，2024-2027E HH挂钩长协终端成本或将由2.4元/方提升至2.8元/方，而近年油价挂钩长协终端成本或将由2.8元/方降至2.4元/方，HH长协和近年油价长协的优势地位或有反转。与之相比，早期油价挂钩长协及LNG现货的终端成本或依旧位于终端成本的上沿，但二者成本下降趋势也十分显著。
基于HH2.5-3.5美元区间、布油价格65-75美元区间的判断，当前我们对于未来2-3年内油气价格走势的判断下，近期油价挂钩的长协将具备较强的成本竞争力，其次为HH挂钩美气长协，早期油价挂钩长协成本仍然较高（详见图35）。此外，在国际油气价格频繁波动、地缘政治局势多变的大环境下，对于LNG进口资源商来说，构建一个油气挂钩长协兼备的多元化上游资源池、分散单一能源品价格波动带来的风险或为长期更加重要的考量。
三、 城燃及资源商视角的气源竞争力展望
3.1我国天然气销售定价方式：我国天然气销售定价可大致分为管制气和非管制气两类
城燃公司从上游采购的天然气的定价模式基本分为两类：管制气及非管制气。其中，非管制气定价可大致划分为大型资源商综合定价、顺价定价以及市场供需定价三种。
1） 管制气：
从上游气源构成的角度来看，管制气主要包括国产陆上气及2014年底前投产的进口管道气（中亚、中缅进口管道气），资源多掌握在三大油手中；
定价方面，管制气的售价严格受到发改委的管控，在各省/直辖市门站价的基础上上浮比例不超过20%。如2024年中石油管制气售价在门站价基础上上浮18.5%。
2） 非管制气：
从上游气源构成的角度来看，非管制气为除管制气外的所有气源，主要包括国产海上气、非常规气、LNG、2014年之后投产的进口管道气（中俄进口管道气）等等；
定价方面，非管制气定价可大致划分为大型资源商综合定价、顺价定价以及市场供需定价三种。三大油为城燃采购天然气的主要来源，以三大油为代表的大型资源供应商通常与下游签订年度购销合同，合同又分两种定价方式：一为综合定价，即将非管制气资源池进行统一定价，售价在门站价的基础上浮动，浮动范围不受限制，如2024年中石油非管制气中的固定量部分售价为沿海在门站价基础上上浮70%，内陆上浮80%；中石化非管制气售价中基础量采暖季在门站价基础上上浮60%，非采暖季上浮40%。二为更加市场化的顺价定价，即销售价格挂钩进口气价波动，比如2024年中石油有3%的合同气量（浮动量）跟上海交易中心进口现货价格联动，中石化有30%的合同气量（定价量）参考中石化进口长协价格定价，中海油2024年夏季合同中供应电厂的价格与JKM联动。除了以上两种合同定价方式，剩余合同外非管制气的气价基本由市场供需决定。
3.2城燃采购角度：中石油非管制气价降幅有限，市场化气源成本改善幅度更为显著
管制气：气价降幅有限，供应比例或将逐渐减少。
管制气售价的上浮幅度受到20%的限制，气价位于城燃公司采购气源中的最低档，对于该部分气源城燃公司缺少议价权，我们预计未来几年若油气价格呈下行趋势，管制气价格降幅也相对有限，且随着中石油自身气源结构的变化，管制气的供应比例或将逐渐减少。
非管制气：国际油气价格下行的预期下，合同气价有望呈下降趋势，然而多重因素限制下，大幅下降的可能性较小。
对于非管制气中三大油合同统一定价的部分，以中石油为例，中石油在定价时会综合考虑诸如自有资源池的综合成本、各种气源间的交叉补贴、盈利平衡等多种因素。我们认为若未来油气价格趋于下行、天然气供需格局整体偏宽松，非管制气合同价格有望呈下降趋势，但在多重因素限制下，其售价大幅下降或随油气价格降幅同步下降的可能性较小，主要原因有以下三点：
第一，补贴中亚、中缅进口管道气销售亏损的需求。中石油的中亚、中缅进口管道气成本与国际油价挂钩，成本较高且波动较大，但销售端按照管制气的价格进行销售，成本与售价长期倒挂，导致中石油进口管道气销售亏损严重。2011至2023年中石油销售进口气累计亏损金额接近3000亿元，年均亏损金额在200亿元以上。有详细分类数据披露的2013-2016年，其销售含管道气累计亏损1080亿元，其中销售中亚进口管道合计亏损562亿元，销售中缅进口管道气合计亏损136亿元。2020年以来纵使国际油价维持高位，但受益于中俄管道气开始进口销售叠加非管制气售价提升，中石油进口气销售业务有所减亏，2021-2023年中石油销售进口气亏损额分别为72.12/232/132亿元。我们认为，销售中亚、中缅进口管道气产生的大额亏损使中石油需通过维持其非管制气的较高售价等途径进行平衡。
第二，弥补因出售长输管网资产而减少的部分垄断收益。2019年底我国开始进行油气管网改革，成立国家管网公司收购中石油、中石化主要长输管线等中游资产，如西气东输、川气东送、陕京线等等。改革前二者几乎垄断了我国天然气行业中游的管输业务，在上下游的售价方面拥有较高的话语权；改革后天然气管道对所有用户平等、透明开放，上游气源方可与下游买家直接对接，或导致中石油、中石化在中游环节因垄断产生的部分收益减少。我们认为，中石油、中石化因中游环节垄断产生的收益下降或需通过提升其非管制气售价来弥补。
第三，非管制气资源池中高成本进口气占比高，对其售价形成一定的支撑。从全国口径来看，2023年我国非管制气中超过1200亿方为进口气，占比约50%，由此我们推断三大油非管制气资源池中也有接近一半的气量为进口气。作为国有大型资源商，三大油早年与国外供应商签订了规模较大的LNG长协。据我们统计，三大油2018年前签订且目前在执行的LNG长协总量约3775万吨/年（约合529亿方/年），其中中国海油1640万吨/年（约合230亿方/年），中国石化1110万吨/年（约合155亿方/年），中国石油1025万吨/年（约合144亿方/年）。早年签订的长协多与布油价格挂钩且斜率较高，进口成本昂贵（我们估算布油70美元/桶对应终端成本3元/方左右）。此外，中石油的非管制气资源池中还有大量新增俄罗斯进口管道气（2023年227亿方，我们预计2024年300亿方以上），进口成本同样挂钩布油价格，叠加运费后到华北、华东的终端成本较高（我们估算布油价格70美元/桶对应华北终端成本约2.3元/方，华东终端成本约2.7元/方）。我们认为，三大油非管制气资源池中大量高成本的进口气或对其售价起到一定的支撑作用。
此外，非管制气定价中，对于顺价及市场化定价的部分，我们判断若未来2-3年内国内外天然气供需格局持续宽松、国际油气价格中枢趋于下行，该部分气源售价有望随之下降。
综合我们对三大油非管制气合同价格及市场价格走势的判断，我们认为，未来2-3年内城燃公司上游采购成本有望呈下行趋势，采购顺价或定价更为市场化的气源或对其成本改善幅度更大，购气结构中市场化资源占比较大的城燃公司受益有望更加显著。
2023-2024H1我国城燃公司的购气价差已呈现明显下降趋势，售气价差也有所修复，但均仍未恢复至本轮气价大涨前的水平。2021-2022年海外气价大幅上涨，我国城燃公司购气成本增长明显。2021年我国四大全国性城燃公司购气平均成本同比上涨0.36元/方（+18%），2022年继续上涨0.49元/方（+21%）。上游采购成本大幅上涨叠加下游顺价不畅，城燃公司售气价差严重缩水，2021年四大全国性城燃公司平均价差同比下滑0.05元/方（-8.3%），2022年同比下滑0.04元/方（-7.7%）。2023年伴随国际油气价格中枢的下降以及天然气供需紧张局势的缓解，国内城燃购气成本有所下降，叠加下游居民顺价的持续推进，售气价差也有小幅修复，2023年四大全国性城燃公司平均价差同比修复0.01元/方（+2%），2024H1继续修复0.01元/方（+1.8%）。整体来看，2021-2022年城燃购气成本累计上升0.85元/方，购销价差累计下滑0.09元/方。2023-2024H1城燃平均购气成本累计仅下降0.12元/方，售气价差累计仅上升0.02元/方，可见采购成本及购销价差远未恢复至2021年之前的水平。其中原因，从上游来看主要为油价走势依旧坚挺、油气资源品价格的变动与挂钩油气的长协价格间存在时滞、中石油合同气价降幅较小等；从下游来看，主要为全国各地顺价机制尚未全部启动、经济较弱下销售给工商业的气价有所下降等。我们认为，未来2-3年内随着全球油气价格中枢下移以及下游顺价的持续推进，城燃公司的购气成本仍有较大下行空间，价差也有继续修复的空间。
从中石油非管制合同气与进口LNG价格对比来看，我们认为，资源池相对多元、市场化气源占比高、对三大油合同气依赖度较低的城燃公司有望更显著地享受成本下降带来的盈利改善。1）若中石油合同内非管制气价上浮比例降至60%，对应华东地区的售价为3.2元/方。若此时HH气价在4.8美元/百万英热以下，油价在70美元/桶以下，采购HH挂钩长协及早期油价挂钩长协成本会比采购非管制气的成本更低，而若要近期挂钩油价长协采购成本更低只需油价在90美元/桶以下。2）若中石油合同内非管制气价上浮比例降至50%，对应华东地区的售价为3元/方。若此时HH气价在3.5美元/百万英热以下，油价在65美元/桶以下，采购HH挂钩长协及早期油价挂钩长协成本会比采购非管制气的成本更低，而若要近期挂钩油价长协采购成本更低只需油价在85美元/桶以下。我们预计未来2-3年内HH价格高于4.2美元/百万英热、油价高于85美元/桶的概率较低，由此我们认为采购HH挂钩长协以及近年油价挂钩长协相较中石油非管制气的成本更低。此外，若油价降至65美元/桶以下，则采购早期油价挂钩长协相较中石油非管制气的成本更低。
3.3资源商角度：气价在被动中趋于市场化，油价挂钩长协盈利能力有望增强
国内管制气气源的占比逐渐下降，市场化定价气源的占比趋势性提升。上游气源的结构性变化导致我国气价在被动中趋于市场化。
从上游气源供应结构的变化以及下游中石油合同气中管制气和非管制气的比例变化中均可看出，我国低价管制气在整个天然气市场中的占比呈下降趋势。从上游来看，我国管制气的气源主要包含陆上常规气及中亚进口管道气，近年来国产陆上气气量增速显著放缓，中亚进口管道气量有所下降，而非管制气如中俄进口管道气、进口LNG供应量等显著增长，导致管制气在整个上游气源供应中的占比呈下降趋势，由2019年的46%降至2023年的39%。与之对应，从下游来看，2022-2024年中石油合同气中非采暖季管制气的占比持续下降，由2022年的75%降至2024年的65%，同时非管制气量占比逐渐提升，由25%增至35%。此外，采暖季管制气供应比例维持55%，已经处于较低水平。管制气占比下降，市场化定价气源比例提升，预计未来趋势或将延续。在天然气市场化改革进程的推进之外，我国天然气价格也在气源结构的变动中被动地趋于市场化。对于我国天然气资源商来说，低价管制气比例降低，天然气市场的售价逐渐趋于市场化，可参与竞争的市场范围有望持续扩大。
我们认为LNG现货到岸大致可以代表在当前的供需环境下，国内对于购买补充气源价格的边际最高意愿，因此在评价各种进口长协气源的盈利空间时，主要选取国内LNG现货到岸价作为对比参考。在2024年布油价格80美元/桶、HH均价2.2美元/百万英热、中国LNG现货到岸价12美元/百万英热左右的油气价格水平下，盈利能力排序为HH长协＞近期油价长协＞早期油价长协，与LNG现货到岸价差分别为4.1~4.7美元/百万英热、2.7美元/百万英热、0.3美元/百万英热。若LNG现货到岸价降至9美元/百万英热左右，则HH挂钩长协盈亏平衡点为HH=3.5美元/百万英热左右，近期油价挂钩长协盈亏平衡点为Brent=72美元/桶左右，早期油价挂钩长协盈亏平衡点为Brent=60美元/桶左右。鉴于我们对未来几年油价、HH价格走势的预测（油价中枢65-70美元/桶，HH中枢3-3.5美元/百万英热），我们判断，未来2-3年内， HH挂钩长协有望保持盈利性但盈利空间或将缩窄，油价挂钩长协盈利空间有望扩大，其中早期油价挂钩长协有望减亏，近期油价挂钩长协盈利能力有望进一步增强。
根据我们不完全统计，截至2023年，我国城燃公司/集团在手LNG长协共有30单以上（含未执行的合同），资源量合计超过3000万吨/年（约合420亿方/年以上），其中已经在执行的长协资源量超过1600万吨/年（约合220亿方/年以上），待执行长协资源量超过1400万吨/年（约合200亿方/年以上）。1）美国HH挂钩长协：目前拥有美国HH挂钩在执行长协的公司为广州发展（200万吨/年）、广东省能源集团（100-150万吨/年）、新奥股份（90万吨/年）、佛燃能源（30万吨/年）；拥有美国HH挂钩待释放长协的公司为新奥股份、中国燃气、佛燃能源等，资源量分别为650万吨/年、370万吨/年、80万吨/年，有望于2025-2028年陆续开始执行。其中新奥股份及中国燃气未来释放的HH挂钩长协量较大，有望大幅扩充及多元化其上游资源池。2）近年油价挂钩长协：目前拥有近年油价挂钩在执行长协的公司为新天绿能（100万吨/年）、广州发展（65万吨/年）、广汇能源（80万吨/年）等，此外我们预计广东省能源集团、浙能集团、申能集团也有部分长协为近期油价挂钩长协，但由于未公开披露挂钩价格，所以并未统计在内。以上公司近年油价挂钩的长协有望受益于未来几年油价中枢下行，竞争力及盈利能力有望增强。除在执行的长协外，新奥股份还于2023年12月签署了布油挂钩的长协，有望于2028年开始执行，以进一步分散能源价格波动风险，优化资源池结构。3）早年油价挂钩长协：目前拥有早年签订的油价挂钩长协的公司为新奥股份（144万吨/年）、九丰能源（99万吨/年），若未来几年油价下行，预计以上公司的油价挂钩长协也将有所下降。
四、投资建议
从华北、华东、华南三地气源终端成本来看，国产常规气成本最低，其次为非常规气；油、气价格挂钩的进口管道气及进口LNG长协、现货价格相对较高且变化较大。2023-2024年在油强气弱的国际能源价格走势下，油价挂钩的长协成本高居不下，HH挂钩的长协成本优势凸显。我们判断在未来2-3年内油价中枢下移及全球LNG供给端产能释放后亚欧与美国市场套利空间缩窄的预期下，油价挂钩的长协竞争优势或将逐步增强。从中下游城燃公司采购的角度来看，我们认为未来2-3年内城燃公司的购气成本仍有较大下行空间，价差也有望持续修复，其中中石油合同气价有望下行，但降幅有限，因此购气结构中市场化资源占比较大的城燃公司受益有望更加显著。从资源商的角度来看，上游气源的结构性变化导致我国气价在被动中趋于市场化，可参与竞争的市场范围有望持续扩大，此外油价挂钩的长协盈利能力有望增强。然而，长期来看，在国际油气价格频繁波动、地缘政治局势多变的大环境下，对于LNG进口资源商来说，构建一个油气挂钩长协兼备的多元化上游资源池、分散单一能源品价格波动带来的风险或为长期更加重要的考量。
相关受益标的包括：
拥有多元化资源池优势的全国性城燃公司：新奥股份（A）（浙江舟山LNG接收站，144万吨早期油价长协+90万吨HH挂钩长协在执行+810万吨HH及油价挂钩长协待释放）/新奥能源（H）、中国燃气（370万吨HH挂钩长协待释放）。
2） 背靠央企集团、拥有上游资源及下游拓展优势的全国性城燃公司：昆仑能源（背靠中石油强大资源商，气源优势强，购销价差稳定+下游气量增速高）、华润燃气（背靠华润集团，商业气量占比大，售气量增速快）。
3） 拥有油、气挂钩长协资源的地方性燃气公司：华南地区：佛燃能源（HH挂钩长协）、九丰能源（早年油价挂钩长协+广东东莞LNG接收站）、深圳燃气；华北地区：新天绿能（近年油价挂钩长协+河北曹妃甸LNG接收站）。
4）地方性长输管线标的：蓝天燃气、皖天然气、陕天然气。
风险因素
1、地缘政治等因素影响下全球油气价格大幅波动：若未来国际油气价格因地缘政治等因素出现大幅波动，或将对城燃公司的稳定经营造成不利影响。
2、宏观经济增速不及预期导致国内天然气消费量增速不及预期：我国天然气下游消费结构中，工商业用气增速受国内经济情况的影响较大，若宏观经济增速不及预期，城燃公司的售气量增速或将受到一定的影响。
3、天然气顺价实施进展不及预期：我国天然气顺价机制的实施和制定受制于地方政府等多种因素，天然气顺价进展不及预期或对城燃公司的价差修复情况有所影响。
本文源自报告：《我国各类气源成本及竞争力分析》
报告发布时间：2025年1月11日
发布报告机构：信达证券研究开发中心
报告作者：左前明 S1500518070001
李春驰 S1500522070001
邢秦浩 S1500524080001
唐婵玉 电力公用研究助理
