华泰 | 公用事业：进口天然气有望步入“低参数”时代

燃气公司有望进入成本下行周期，看好分红与弹性两个方向

2025-2027年市场预期国际原油价格逐步回落、JKM先升后降、HH逐年上升，我们看好国内进口管道天然气与部分进口LNG中长协的价格逐年下降。燃气公司有望进入成本下行周期，有利于天然气下游需求的增长，工业、商业与电厂的售气价差有望保持稳定，而居民的售气价差有望得到修复。我们从盈利与分红的双重增长、LNG现货价格下降的弹性标的两个角度，进行标的推荐，具体名单请见研报原文。

进口管道气低成本增量有望延续，中亚/中俄/中缅对油价敏感度由高到低

中亚线与中缅线负荷率基本稳定，随着中俄东线2024-2025年逐步达产、中俄远东线计划于2027年投产，我们预计2025/2030年俄气在进口管道气量的占比有望达到45%/51%。若中俄管线全部投产，则俄罗斯有望取代中亚三国成为国内最大的管道气来源地、年输气量可达1,430亿方/年。测算得原油价格较基准值上涨或下降10%，中国进口气平均成本较基准值上涨或下降5.7%，其中敏感度由高到低分别为中亚线6.4%、中俄东线5.0%、中缅线3.4%。中俄/中亚/中缅对应的油价基准值分别为66/50/102美元，三条进口管道气在油价上升或下降阶段的价格弹性差异显著。

LNG进口中长协合同量逐年提升，现货贸易与气价强相关

澳大利亚和卡塔尔自2006/2010年陆续向中国出口LNG，两国始终保持进口量前二的地位；自2021年以来，美国逐渐超越印尼成为中国LNG进口量前五大国家之一；2023年/2024年1-10月进口LNG CR6均为88%。假设美元兑人民币中间价保持2024年12月均值，当油价变化10%时，进口LNG中长协价格变化（元/方）敏感度由高到低依次是俄罗斯（0.27）、卡塔尔（0.24）、澳大利亚（0.22）、马来西亚（0.20）、印度尼西亚（0.18）。若HH指数变化10%，我们测算美国LNG中长协同向变化0.07元/方。

LNG现货需大幅低于市场预期才有望形成替代效应

参考Bloomberg一致预期，2025/2026年原油均价同比-8%/-3%至73/71美元/桶、HH同比+37%/+12%至3.25/3.64美元/MMBTu，而JKM同比+9%/-9%至13.0/11.81美元/MMBTu；大部分的LNG长协仍然具备价格优势、但价差优势缩小。2025-2027年，进口LNG现货到岸价需持续出现远高于目前市场一致预期的价格降幅，才可能实现对中长协或管道气的替代；而顺序依次是华南/华东/华北地区；我们测算，华南地区LNG现货到岸价需降至9.69/9.51/9.27美元/MMBTu以下、华东地区为7.31/7.20/7.12美元/MMBTu、华北地区为5.50/5.40/5.31美元/MMBTu以下。

风险提示：天然气价格超预期上涨；进口管道气投产进度不及预期；LNG接收站建设进度不及预期；LNG中长协交付量低于预期；实际价格走势和预测结果不符。

核心观点

我们看好2025-2027年国内进口管道天然气与部分进口LNG中长协的价格逐年下降。低成本的管道气持续增长，中俄东线/中俄远东线有望在2025/2027年贡献80/100亿方输气增量；中俄管道气的油价敏感度适中（油价变动10%、俄气同向变动5%）、油价基数低（介于60-70美元/桶之间），我们测算2025-2027年中俄东线的关口价格1.37/1.34/1.32元/方，低于中亚线、中缅线和绝大部分的LNG到岸价。国内进口LNG中长协大部分跟随原油价格下行、价格区间有望从2025年的2.46~3.10元/方降至2027年的2.33~2.95元/方，来自美国的部分由于HH价格预期上行、或将从2025年的2.53元/方升至2.69元/方、但绝对值依然处于中位水平。

燃气公司有望进入成本下行周期，我们看好盈利与分红的双重增长。国内天然气上游价格的下降有望逐步向下游传导，城燃公司资本开支下降、分红有望提升或保持在较高水平。

若LNG现货价格超预期下跌，我们看好燃气公司自有接收站贡献盈利弹性。接收站是LNG产业链的核心资产之一，产能周转率决定了接收站的盈利能力。自有接收站意味着更灵活的气源配置，而终端市场决定了气源消纳能力。随着2026年LNG现货价格下行，拥有接收站和稳定下游终端市场的燃气公司有望显著受益。

与市场的不同之处

市场认为现货LNG会快速替代管道气或LNG中长协。LNG现货需大幅低于市场预期才有望形成替代效应，相比当前的市场预期，2025年华南/华东/华北地区LNG现货需下降超过24/40/52%，2026年则分别为18/35/49%。我们认为尽管2025年现货价格竞争力有限，但管道气和LNG中长协的价格下降依然有利于国内天然气需求增长。

进口管道气低成本增量有望延续，油价下行期价格走低

2024年进口管道气价格波动幅度收窄。国内进口管道气价格在2020年8月至2023年4月期间大幅波动，最大同比涨/跌幅分别达到+64%/-34%。随着竞争能源（原油、煤炭）价格回归理性，2024年以来进口管道气价格的波动幅度也在收窄；其中9/10/11月国内进口管道气均价同比为+3.2%/+1.5%/+0.2%、环比+0.3%/-0.6%/+0.3%，管道气均价维持1.95~1.97元/方。

2024年进口管道气量延续同比上升趋势。国内进口管道气自2010年以来供应量呈整体上升趋势，其中中亚天然气管道A/B/C线于2009年12月至2014年5月陆续投产；中缅天然气管道于2013年7月投产；中俄东线天然气管道北段于2019年12月初步投产、中段和南段分别于2020年/2024年投产，随着全线贯通我们预计2025年有望实现满产输气量380亿方。2024年1-11月进口管道气量合计699亿方、同比+13.0%，主要得益于中俄东线输气能力爬坡。

俄气有望逐步取代中亚成为国内进口管道气最大来源。中国已投运的天然气进口管道主要包括中亚A/B/C线、中缅线和中俄东线，设计年输气量（管容）分别为550、120和380亿方。筹划或待建的包括中亚D线、中俄远东线、中俄中线和中俄西线，设计年输气量分别为300、100、500和450亿方。根据海关总署数据，2023年中俄/中亚/中缅进口管道气金额（报关价）占比分别为33%/59%/8%、气量占比为34%/61%/6%。中亚线与中缅线负荷率基本稳定，随着中俄东线2024-2025年逐步达产、中俄远东线计划于2027年投产，我们预计2025/2030年俄气在进口管道气量的占比有望达到45%/51%。据俄罗斯卫星社网站12月26日报道，中俄西线（从俄罗斯经哈萨克斯坦通往中国）天然气管道项目已启动，年输气量450亿方，正在进行可行性论证和谈判。若中俄管线全部投产，则俄罗斯有望取代中亚三国成为国内最大的管道气来源地、年输气量可达1,430亿方/年。

油价是影响中国进口管道气价格的核心因素。中国进口管道气定价与国际管道气贸易定价方式基本一致，采用双方协定基准价格P0，随后根据调节因子中油品价格变动进行调节。根据何春蕾等《中国进口天然气价格公式研究》（天然气技术与经济，2014年8月刊），中国已签订的管道气长期进口协议中，从缅甸进口的管道气与原油价格挂钩，而来自土库曼斯坦、乌兹别克斯坦和哈萨克斯坦三个中亚国家的则与新加坡燃料油等油品价格挂钩。中俄管道气价格公式并未披露，但参考俄罗斯出口欧洲、乌克兰的价格公式，我们推测油价也是影响中俄管线气价的核心因素。

不同国情和资源禀赋，衍生出不同的进口天然气价格机制。目前世界上天然气进口价格机制主要分成3大类。一是以美国、英国为代表的“气-气”竞争的定价方法（NBP、Henry Hub等）；二是以欧洲为代表的天然气与石油产品等替代能源价格指数挂钩的定价方法；三是以日本为代表的天然气与进口原油价格（JCC）挂钩的定价方法。美国以竞争方式确定进口天然气价格公式，主要原因是美国国内的天然气供应能力较大，并且已形成市场化竞争定价的机制。欧洲进口价格公式与油品价格挂钩，主要原因是欧洲（主要是西欧）自身的能源资源禀赋差、供应能力弱，能源资源的自给率很低，进口天然气的主要目的是替代正在使用的粗柴油（主要用于发电和工业用）等油品，因此形成了天然气价格与油品之间的竞争关系。英国发现北海气田使得供气多元化，因此欧洲部分地区又形成了与美国相似的参考 NBP 等交易中心价格的定价方法。日本进口天然气主要替代用于发电的高硫原油，因此日本的天然气进口价格公式主要参考该国进口原油的综合价格。

油价敏感度从高到低依次是中亚、中俄、中缅。因成品油为原油下游产品，成品油价格波动与原油价格变动浮动基本一致，因而我们假设油品价格变动幅度与原油价格波动一致，并测算得原油价格较基准值上涨或下降10%，中国进口气平均成本较基准值上涨或下降5.7%，其中敏感度由高到低分别为中亚线6.4%、中俄东线5.0%、中缅线3.4%。由于油价基准值的差异、中俄/中亚/中缅分别为66/50/102美元，三条进口管道气在油价上升或下降阶段的价格弹性差异显著。

若2025-2026年油价累计下降20%，我们预测中俄/中亚/中缅管道气有望下降18%/23%/9%。假设美元兑人民币中间价保持2024年12月均值，2025-2026年油价逐步从74美元/桶降至60美元/桶，我们预计进口管道气均价将从2.05元/方降至1.64元/方、降幅0.41元/方（-20%），其中中俄管道气从1.51元/方降至1.24元/方、降幅0.27元/方（-18%），中亚管道气从2.46元/方降至1.90元/方、降幅0.56元/方（-23%），中缅管道气从2.87元/方降至2.61元/方、降幅0.26元/方（-9%）。

2024年进口LNG价格大幅下跌后温和回升。随着国际天然气供需矛盾缓和，2024年进口LNG价格下降势能逐步减弱，7月以来同比转升；其中9/10/11月国内进口LNG均价同比为+2.7%/+3.6%/-6.7%、环比为-1.2%/+2.0%/-1.9%，LNG均价维持3.00~3.06元/方。LNG 现货受国际即时供需冲击大，冬季风暴致美湾 LNG 出口受阻、亚洲竞购潮使短期到岸 LNG 价飙升，二者价差或拉大。

2024年进口LNG量保持快速增长。2006年广东大鹏LNG接收站投产、一期设计年接卸能力385万吨，拉开国内进口LNG资源的序幕；截至目前国内已建成LNG接收站33座，年接卸能力合计1.63亿吨；根据中国石油经济技术研究院2024年12月25日发布的《2023年国内外油气行业发展报告》的预测，2025/2030年在运数量分别有望达到39/50座，年接卸能力有望达到2.01/2.45亿吨。进口LNG基础设施能力的提升和LNG价格自高点回落，促进了2024年进口LNG量保持快速增长。其中1-11月进口LNG量合计6,963万吨（按1,380方/吨换算，折合961亿方）、同比+9.5%。

LNG接收站持有者趋于多元化。国家管网+三桶油占据国内LNG接收站的主要份额，截至2024年末四家公司已投运产能合计市场份额达到75%。而沿海能源地方国企和燃气分销龙头纷纷布局新的LNG接收站，在建产能市场份额合计为69%。随着在建LNG接收站投产，我们预计未来LNG进口来源也有望更加多元化。

LNG进口中长协合同量逐年提升，现货贸易与气价强相关。受国家对于清洁能源需求的政策要求，中国天然气产量及管道进口量不足以满足国内天然气需求，继而推动LNG进口量逐年攀升。2010-2023年LNG进口量CAGR达17%，其中中长协/现货分别为15%/26%。中国LNG进口长期以来以中长协为主，根据国际液化天然气进口国组织（GIIGNL）数据，2023年LNG中长协进口量为4,882万吨（折合674亿方），占已生效中长协合同量的74%。同时随着LNG进口量的快速扩张，LNG现货贸易（含短协）快速发展，2021年现货进口占比最高达到47%；但LNG现货也受到国际气价的直接影响，2022年国际气价大幅上扬，进口现货的成本不及国内管道气，导致现货进口量和占比急剧下降。

LNG中长协进口由三桶油主导，国内买家逐渐多元化。根据国际液化天然气进口国组织（GIIGNL）2018年年度数据统计，国内主力LNG买方是中海油、中石油、中石化，2015年开始油价处于低位，国有发电集团、区域性能源企业和城市燃气企业陆续签订近20个中长协和短协，丰富了买方的多元性。此外，卖方为了保证LNG供应的稳定性，逐渐推出资源池供货，例如BP portfolio、Shell portfolio、Total portfolio等等，买卖双方还会在签订合同的同时约定各种调节机制，这些措施在一定的基础量上，为买卖双方提供更大的灵活性。

国际LNG现货价格于低位小幅回升，国内部分LNG长协价格或已出现向下拐点。东北亚JKM价格/欧洲TTF价格分别于2022年10月/ 2023年1月至2024年4月同比下跌。全球热浪推升用电需求、俄气供应欧洲继续减少，2024年5-6月JKM涨至12.24美元/百万英热，TTF涨至34.47欧元/兆瓦时。过往6/9个月移动均值（MA6/MA9）对于LNG长协更有参考意义，JKM MA6/MA9分别自2023年3月/5月出现同比回落的趋势，我们判断国内部分LNG长协价格仍处于向下阶段。

亚太地区LNG贸易以长协为主，LNG长协定价多数与JCC挂钩。日本于1969年建立首个LNG接收站，拉开亚洲地区LNG进出口序幕。因为缺乏天然气现货交易平台，亚太地区天然气贸易大多以长协为主，日本LNG到岸价格多与日本进口原油加权平均价格（JCC）挂钩，少部分与印尼原油出口价格相联系。由于进口气量大、历史时间长，日本LNG到岸价格一定程度上体现了亚太地区LNG交易价格的总体水平，进而后期进入LNG贸易市场的韩国、中国台湾、印度和中国，进口LNG大部分也沿用与JCC挂钩的定价机制。因为JCC价格在历史上曾经历过剧烈波动，亚太地区LNG长协定价公式随之经历了四轮演化。

中国仅3个中长协合同采用S曲线定价，其余合同采用直线定价，且大部分不含重谈条款。根据GIIGNL数据，截至2023年末，中国中长协生效合同中仅3个采用S曲线定价，其余合同均采用直线定价。2023年LNG中长协进口量为4,882万吨（折合674亿方），占已生效中长协合同量的74%，部分中长协合同2023年开始供气，供气量未达到合同标准水平。

澳大利亚与卡塔尔占据进口LNG前二，美国逐渐超越印尼跃居前五。澳大利亚和卡塔尔自2006/2010年陆续给中国出口LNG中长协，两国始终保持进口量前二的地位；自2021年以来，美国逐渐超越印尼成为中国LNG进口量前五大国家。根据GIIGNL数据，2023年/2024年前10月中国从澳大利亚、卡塔尔、俄罗斯、马来西亚、美国和印尼六个国家进口的LNG占比达到88%/88%；2023年从上述六国进口LNG中长协占比达到93%。

不同来源国的进口LNG定价参数存在显著差异。我们根据中国海关及GIIGNL数据，拆分出2010-2023年LNG中长协的进口量与进口金额，并将澳大利亚、卡塔尔、俄罗斯、马来西亚、印度尼西亚的LNG进口价格与JCC进行回归，将美国的LNG进口价格与HH（美国亨利港天然气价格指数）进行回归，测算得CR6的直线型定价公式如下：1）澳大利亚斜率A为12.2%，截距B为0.76；2）卡塔尔斜率A为13.3%，截距B为1.98；3）俄罗斯协斜率A为15.2%，截距B为-0.41；4）马来西亚斜率A为11.3%，截距B为0.93；5）美国斜率A为1.21、挂钩HH价格指数，截距B为6.11；6）印度尼西亚LNG中长协斜率A为11.9%，截距B为1.40。

若油价变化10%，我们测算进口LNG中长协同向变化0.18~0.27元/方。假设美元兑人民币中间价保持2024年12月均值，油价变化10%时，进口LNG中长协价格变化（单位：元/方）敏感度由高到低依次是俄罗斯（0.27）、卡塔尔（0.24）、澳大利亚（0.22）、马来西亚（0.20）、印度尼西亚（0.18）。若HH指数变化10%，我们测算美国LNG中长协同向变化0.07元/方。

LNG现货需大幅低于市场预期才有望形成替代效应

2025-2026年东北亚LNG现货价格先升后降，进口LNG长协与管道气具备较大成本优势。参考Bloomberg一致预期，2025/2026年原油均价同比下降8%/3%至73/71美元/桶、HH同比上升37%/12%至3.25/3.64美元/MMBTu，而JKM 2025年同比上升9%至13美元/MMBTu、2026年则同比下降9%至11.81美元/MMBTu。基于前述各进口气源的价格拟合公式，我们发现：1）若2025-2026年LNG现货无法大幅下降至2020年以前的水平，大部分的LNG长协仍然具备价格优势；2）当2026年油价降速低于气价时，LNG长协相对于现货的价差优势缩小；3）不考虑输气成本，中俄东线与中亚线进口管道气依然具备较大的成本优势。

进口管道气需考虑天然气长输管线的价格成本。2023年12月5日，国家发改委公布《关于核定跨省天然气管道运输价格的通知》，分西南、东北、中东部、西南四个区域核定了跨省天然气管道运输价格，自2024年1月1日起执行。此次管输价格核定是国家管网2019年12月9日成立以来的首次核定管输价，距离国家管网成立刚好四年。这也是首次按“一区一价”核定跨省天然气管道运输价格，分区运价打破了运价率过多、条线分割的僵局。相比原来的定价区域，价区的运价率也有很大程度的下调，降低了总体的运价水平，便利天然气的运输和贸易。

终端到货价拆解：从气源到终端的运输成本。基于天然气消费量和气源覆盖度的考量，我们选取河北、浙江、广东三省分别代表华北、华东、华南的天然气终端到货价样本。天然气长输管线自2024年重定价后，在计算输气成本时更加简化、仅需测算途径管线距离再乘以不同价区的核定价格。进口LNG的接收站气化（管输）服务费我们取环渤海、长三角、珠三角区域内不同接收站的均值。

不同气源在三大区域的终端到货价对比。1）在国际油价跌破25美元/桶之前，澳大利亚首批S型长协价格优势显著，但供应量有限、基本在华南区域消化。2）基于我们的前述假设（国际油价同比降幅大于HH），中俄东线进口管道气的价格优势仅次于澳大利亚首批S型长协，中亚管道气在华北地区具备长期的价格优势，中缅管道气即使在华南地区也相对昂贵、但在上游资源紧张时可作为保供气源。3）卡塔尔、俄罗斯的LNG长协受制于高斜率，即使油价大幅下跌，这部分长协气价的绝对值依然高于马来西亚、印度尼西亚的低斜率长协。4）美国的LNG长协定价公式相对独立，HH价格受美国与欧洲天然气需求和天然气液化产能建设进度的双重影响，考虑一致预期中HH价格上涨、而国内LNG现货价下降，美国LNG长协价格优势收窄。

我们判断2025-2027年LNG现货需要大幅低于市场预期才有望形成替代效应。2024年3-7月国内LNG现货出现了对于大部分LNG长协或进口管道气的价格优势、现货均价较长协均价低11%，但由于现货供给量有限、“照付不议”保障长协优先消纳，LNG现货对中长协或管道气的替代效应不明显。在2018-2021年国内LNG现货进口量快速增长时期，LNG现货维持至少两年的价格优势（2019-2020年）、且价差明显（现货较中长协平均便宜1.61/0.96元/方、相当于54%/47%）。2025-2027年，进口LNG现货到岸价需持续出现远高于目前市场一致预期的价格降幅，才可能实现对中长协或管道气的替代；而替代的先后顺序依次是华南、华东、华北地区。根据我们的测算，2025-2027年华南地区LNG现货到岸价需降至9.69/9.51/9.27美元/MMBTu以下、华东地区为7.31/7.20/7.12美元/MMBTu以下、华北地区为5.50/5.40/5.31美元/MMBTu以下。

两类推荐：盈利与分红的价值标的，现货价格下降的弹性品种

2025-2027年，市场预期国际原油价格逐步回落、JKM先升后降、HH逐年上升，我们看好国内进口管道天然气与部分进口LNG中长协的价格逐年下降。燃气公司有望进入成本下行周期，有利于天然气下游需求的增长，工业、商业与电厂的售气价差有望保持稳定，而居民的售气价差有望得到修复。盈利与分红的双重增长、LNG现货价格下降的弹性标的两个角度进行标的推荐，具体名单请见研报原文。

风险提示

天然气价格超预期上涨。参考Bloomberg一致预期，2025/2026年HH同比上升37%/12%至3.25/3.64美元/MMBTu，而JKM 2025年同比上升9%至13美元/MMBTu、2026年则同比下降9%至11.81美元/MMBTu。如果HH和JKM价格超预期上涨，则LNG现货和美国LNG中长协进口量可能会出现超预期下降。

进口管道气投产进度不及预期。我们预计2024-2025年中俄东线进口管道气新增80/80亿方的输气量。中俄东线管道气属于低成本的增量，若产能爬坡进度不及预期，则2025-2027年进口管道气的价格可能高于我们的预测。

LNG接收站建设进度不及预期。LNG接收站是LNG进口的基础设施。若接收站建设进度不及预期，则LNG进口量可能会出现超预期下降。

LNG中长协交付量低于预期。2023年LNG中长协进口量为4,882万吨（折合674亿方），占已生效中长协合同量的74%。尽管国内LNG中长协签约量持续上升，若实际交付比例低于预期，可能导致LNG进口量可能会出现超预期下降。

实际价格和预测结果不符。进口管道气和进口LNG中长协的价格公式均未对外公布，因此我们希望通过颗粒度最小的月度数据去拟合，用于后续价格预测。进口管道气与LNG中长协的实际价格可能会出现和预测结果不一致的情况。