61.1、天然氣：高熱值、低碳排放的化石能源 71.2、碳中和推動能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型，天然氣成為實現(xiàn)碳達(dá)峰的橋梁 8 2.1、海外定價市場化為主 2.2、國內(nèi)定價政策：政府指導(dǎo)終端價格，市場決定貿(mào)易價格 3.1、海外天然氣供給不足推動價格上漲 3.2、國內(nèi)天然氣價格高企，高峰限電開工率不足 4.1、全球需求持續(xù)增長，亞太地區(qū)增速較快 4.2、全球天然氣供給增量恢復(fù) 4.2.1、美國：LNG出口增長可期，頁巖氣增量顯著 4.2.2、俄羅斯：“北溪二號”對歐供應(yīng)增量即將釋放 5.1、國內(nèi)天然氣供給以“三桶油”為主，進(jìn)口依存度上升 5.2、管道氣進(jìn)口提升空間較大，接收站建設(shè)保障LNG供應(yīng) 5.3、氫能行業(yè)景氣度提升，天然氣制氫需求可期 6.1、中國石油：油氣價格上行的最大受益生產(chǎn)商 6.2、新奧股份：聚焦天然氣主業(yè)，舟山接收站支點作用顯現(xiàn) 6.3、九豐能源：LNG有望迎來景氣周期，公司成長空間廣闊 6.4、廣匯能源：LNG接收站業(yè)務(wù)高增長，鐵路運(yùn)煤提業(yè)績 6.5、新奧能源：城燃主業(yè)持續(xù)增長 6.6、昆侖能源：聚焦天然氣終端零售，核心業(yè)務(wù)高成長 6.7、新天然氣：大型城燃公司，控股子公司煤層氣發(fā)力 6.8、藍(lán)焰控股：煤層氣開采龍頭 圖2：常見能源的平均低位發(fā)熱量（kJ/kg） 7 7 8 8 9 9 9圖9：我國二氧化碳排放量居世界第一（百萬噸CO2） 9圖10：我國天然氣表觀消費(fèi)量不斷上升 圖11：2019年以來歐洲碳交易市場期貨成交價（歐元/噸二氧化碳當(dāng)量） 圖16：歐洲主要的天然氣交易中心和天然氣交易所分布 圖18：我國天然氣定價流程 圖19：我國天然氣出廠價定價公式 圖20：我國天然氣管輸費(fèi)價格決定機(jī)制 圖22：2020年全球天然氣分國別生產(chǎn)結(jié)構(gòu) 圖23：2020年全球天然氣產(chǎn)量同比下降 圖25：今年以來歐洲天然氣庫存變化 圖29：檢修期來臨疊加高峰限電，我國液廠21年7月以來開工率下降 圖35：2019年以來美國天然氣日均供給量（十億立方英尺/天） 圖38：美國天然氣管道建設(shè)情況 圖39：頁巖氣及頁巖儲層構(gòu)造 圖42：2002年以來美國天然氣及乙烷現(xiàn)貨價走勢對比（美元/百萬英熱單位） 圖44：俄羅斯通往歐洲天然氣管道示意圖 圖50：我國進(jìn)口天然氣管道示意圖 圖57：中國石油營業(yè)收入及同比 圖58：中國石油歸母凈利潤及同比 圖59：新奧股份營業(yè)收入及同比 圖60：新奧股份歸母凈利潤及同比 圖61：九豐能源營業(yè)收入及同比 圖62：九豐能源歸母凈利潤及同比 表1：天然氣發(fā)電與燃煤發(fā)電的碳排放比較 8 表3：“十四五”期間中國各省份天然氣消費(fèi)量預(yù)測 表4：歐洲主要天然氣交易中心現(xiàn)狀 表5：美國已投運(yùn)及在建液化站項目 表6：俄羅斯通往歐洲天然氣管道 表7：我國已建、在建及規(guī)劃進(jìn)口天然氣管道 表9：天然氣制氫和煤制氫成本測算結(jié)果 表10：碳稅對制氫路線成本的影響 表11：中國氫能及燃料電池產(chǎn)業(yè)總體目標(biāo) 表12：國家氫能相關(guān)政策 表13：天然氣制氫需求量測算 表14：中國石油盈利預(yù)測與估值簡表 表15：新奧股份盈利預(yù)測與估值簡表 表16：九豐能源盈利預(yù)測與估值簡表 天然氣產(chǎn)業(yè)鏈可以分為三個環(huán)節(jié)：上游的勘探開采、中游的倉儲運(yùn)輸和下游的分銷應(yīng)用。天然氣是清潔低碳的化石能源，早期受到氣體管道建設(shè)以及運(yùn)輸安全等方面的限制，發(fā)展較為緩慢。隨著科學(xué)技術(shù)的發(fā)展，天然氣勘探開采技術(shù)取得大幅進(jìn)步，產(chǎn)量不斷上升，并開始普遍運(yùn)用于生產(chǎn)生活中。資料來源：九豐能源招股書，光大證券研究所整理天然氣的主要成分為甲烷，并且含有少量的乙烷和丙烷，幾乎不含硫、粉塵和其他有害物質(zhì)。污染物排放方面，相比于煤炭和石油，天然氣燃燒更完全，燃燒產(chǎn)物只有二氧化碳和水，污染水平較低；二氧化碳排放方面，天然氣的碳飽和度較高，且熱值高于煤和石油/石油制品，因此天然氣的單位碳排放較低，是一種碳友好型化石能源。我們根據(jù)國家標(biāo)準(zhǔn)中的不同能源熱值（以平均低位發(fā)熱量計）和碳排放交易網(wǎng)計算的二氧化碳排放系數(shù)（消耗單位質(zhì)量能源產(chǎn)生的CO2）測算得到常見能源單位熱值碳排放量，天然氣僅為原煤的61%，原油的77%。資料來源：碳排放交易網(wǎng)，光大證券研究所整理、測算在生產(chǎn)實踐中，天然氣已被證實是一種碳友好型能源。發(fā)電方面，根據(jù)上文測算，天然氣本身單位熱值的碳排放僅為原煤的61%，同時，燃?xì)怆姀S發(fā)電效率較高，我國燃煤發(fā)電機(jī)組發(fā)電效率最高為47%左右，而大容量燃?xì)廨啓C(jī)聯(lián)合循環(huán)效率可達(dá)60%以上。因此，燃?xì)怆姀S的單位發(fā)電量碳排放，僅為最先進(jìn)的煤機(jī)排放量的一半左右。民用燃?xì)夥矫妫鶕?jù)龐軍等《我國城市天然氣替代燃煤集中供暖的大氣污染減排效果》測算，在我國15個重點供暖城市中,2010年如量3.49萬噸,城市利用天然氣替代燃煤集中供暖對CO2、顆粒物(PM)、SO2和x都有較明顯的減排效果。效率熱耗率機(jī)組天然氣機(jī)A天然氣機(jī)B天然氣機(jī)C天然氣機(jī)D天然氣機(jī)E0近年來除了2009年的全球金融危機(jī)以及2020年的全球新冠疫情期間出現(xiàn)天然氣消費(fèi)量回落之外，其余年份全球天然氣消費(fèi)量始終保持然氣在全球一次能源消費(fèi)中的占比不斷擴(kuò)大，與石油、煤炭占比的差距逐年縮小，2020年天然氣在全球一次能源消費(fèi)結(jié)構(gòu)中的占比已經(jīng)達(dá)到24.7%，與煤炭的占資料來源：BP，光大證券研究所整理資料來源：BP，光大證券研究所整理碳中和推動我國加速能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型碳中和是指在一定時間內(nèi)人類活動所產(chǎn)生的二氧化碳排放量與大自然所吸收的二氧化碳量相等，從而達(dá)到碳排放總量為零的狀態(tài)。全球“碳中和”目標(biāo)的提出始于2015年由200個國家和地區(qū)達(dá)成的《巴黎協(xié)定》。截至目前，全球已有超過120個國家和地區(qū)提出了自己的碳中和達(dá)成路線。2020年9月22日，我國碳中和目標(biāo)在第75屆聯(lián)合國大會中首次被明確，會議上習(xí)近平主席提出“中國將提高國家自主貢獻(xiàn)力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力爭于2030年前達(dá)到峰值，努力爭取2060年前實現(xiàn)碳中和”?！疤歼_(dá)峰+碳中和”已成為國家戰(zhàn)略。我國溫室氣體排放主要來自發(fā)電供熱和制造業(yè)、建筑業(yè)。2018年我國二氧化碳排放量為95.70億噸，其中發(fā)電和供熱碳排放量達(dá)49.23億噸，占比51%；制造業(yè)和建筑業(yè)碳排放量為26.73億噸，占比28%。按大類行業(yè)來看，2000年以來能源行業(yè)始終為我國最主要的二氧化碳排放行業(yè)。廣義的能源板塊包括能源的產(chǎn)生、轉(zhuǎn)換、消費(fèi)過程，用途包括驅(qū)動、產(chǎn)熱等，是大多數(shù)二氧化碳排放的來源。因此，實現(xiàn)能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型，提高新能源的使用，將成為碳減排的關(guān)鍵。資料來源：IEA，光大證券研究所整理資料來源：Climatewatch，光大證券研究所整理由于資源稟賦原因，煤炭依然是我國能源消費(fèi)的主體，占2020年能源消費(fèi)總量的57%；長期以煤為主的能源結(jié)構(gòu)使得我國經(jīng)濟(jì)發(fā)展取得驚人成就的同時，碳排放量也快速增長，2020年我國二氧化碳排放量達(dá)到98.99億噸，居世界第一。降低煤炭在能源中的消費(fèi)比例是實現(xiàn)碳達(dá)峰的當(dāng)務(wù)之急。資料來源：iFind，光大證券研究所整理注：截至2020年資料來源：BP，光大證券研究所整理注：截至2020年天然氣代替煤和石油是通往碳達(dá)峰的必經(jīng)之路長期來看，大力發(fā)展非化石能源是實現(xiàn)碳中和的最終路徑。但是，風(fēng)能和太陽能等非化石燃料替代品還處于相對早期階段，技術(shù)發(fā)展不成熟，供應(yīng)不穩(wěn)定，成本較高。而天然氣做為最清潔的化石能源，相比于非化石能源，在供應(yīng)穩(wěn)定性和獲取成本方面具有較大的優(yōu)勢，因此若要在中短期內(nèi)減緩碳排放的上升速度乃至碳達(dá)峰，在發(fā)展非化石能源的同時，也必須大力推動天然氣的使用。資料來源：Wind，光大證券研究所整理海外經(jīng)驗顯示，政策推動碳減排的環(huán)境下，天然氣的需求量將持續(xù)上升。2021年7月，歐盟收緊碳排放政策，進(jìn)一步降低總體排放上限，并提高其年減排率要求：逐步取消航空免費(fèi)排放配額，并首次將航運(yùn)排放納入歐盟排放交易體系；為解決道路交通和建筑物減排不足的問題，為運(yùn)輸和建筑業(yè)設(shè)立了單獨(dú)的排放交易系統(tǒng)。碳排放政策趨嚴(yán)下，歐洲碳排放市場上碳價不斷攀升，碳排放期貨交易價格屢創(chuàng)新高，促使企業(yè)轉(zhuǎn)向使用更為清潔的天然氣。資料來源：Wind，光大證券研究所整理數(shù)據(jù)截至各省市政策驅(qū)動下，我國“十四五”期間天然氣需求有望維持高增長我國各省市積極規(guī)劃“十四五”期間天然氣行業(yè)發(fā)展政策，“十四五”期間我國天然氣需求有望持續(xù)增長。據(jù)我國學(xué)者徐博等在《中國“十四五”天然氣消費(fèi)趨勢分析》中的測算，我國“十四五”期間天然氣需求CAGR有望達(dá)到5.8%。主要內(nèi)容提高天然氣供應(yīng)保障能力。投運(yùn)天津南港LNG接收站及外輸管線工程，到2025年，本市儲氣能力達(dá)到國家考核要求。持續(xù)擴(kuò)大管道燃?xì)獬青l(xiāng)覆蓋，提高中心城區(qū)管道天然氣接通率，有序控制天然氣使用規(guī)模。推動淮南煤制天然氣項目建設(shè)，要有序推進(jìn)油氣替代。推進(jìn)LNG接收站建設(shè)，加快形成天然氣多氣源保供的市場化競爭格局。氣電方面，建設(shè)東莞寧州天然氣熱電聯(lián)產(chǎn)、廣州珠江天然氣電廠二期、深圳光明燃機(jī)電源基地等項目。地區(qū)北京福建廣東全面實現(xiàn)“縣縣通”天然氣，完善國家級干線、省級全面實現(xiàn)“縣縣通”天然氣，完善國家級干線、省級支線和縣級聯(lián)絡(luò)線三線輸配體系。天然氣輸儲能力提升。加快曹妃甸LNG接收站及外輸管線線建設(shè)，推進(jìn)中俄東線南段、蒙西煤制氣等項目建設(shè)。強(qiáng)化天然氣輸氣管道互聯(lián)互通，加快形成省域一張網(wǎng)。統(tǒng)籌推進(jìn)LNG接收站規(guī)劃建設(shè)，著力打造沿海千萬噸級LNG接收站，構(gòu)建國家天然氣海上推動煤層氣、頁巖氣、致密氣等非常規(guī)天然氣產(chǎn)能建設(shè)。加快優(yōu)化能源結(jié)構(gòu)，突出可再生能源、核電、外電、天然氣四大板塊。發(fā)揮好涪陵國家級頁巖氣示范基地作用，加快建設(shè)川渝天然氣千億立方米產(chǎn)能基地，積極引入市外氣源，構(gòu)建市場競爭格局。打造中國“氣大慶”。實施中國“氣大慶”建設(shè)行動，加強(qiáng)天然氣產(chǎn)供儲銷體系建設(shè)，建成全國最大天然氣（頁巖氣）生產(chǎn)基地，天然氣年產(chǎn)量力爭達(dá)到630億立方米。加快天然氣產(chǎn)供儲銷體系建設(shè)，重點建設(shè)第二LNG站線項目，建成五號溝-崇明島、主干管網(wǎng)西部復(fù)線等主干管網(wǎng)項目。全市天然氣年供應(yīng)能力超貴州河北江蘇遼寧重慶上海資料來源：中商產(chǎn)業(yè)研究院，光大證券研究所四五”期間天然氣消費(fèi)總量最多的省份為江蘇、四川、廣東、北京和山東等。江蘇省和廣東省都擁有眾多的工業(yè)園區(qū)和較強(qiáng)的經(jīng)濟(jì)實力，在玻璃、陶瓷、電子等行業(yè)中已形成較大規(guī)模的用氣量。同時，這兩省的天然氣發(fā)電量也在全國排名前列，所以憑借工業(yè)和發(fā)電用氣，天然氣消費(fèi)遙遙領(lǐng)先。四川省和山東省都是人口大省，經(jīng)濟(jì)發(fā)展也較為迅猛，并且四川和山東兩省天然氣供給較為充足。不過，四川省的天然氣消費(fèi)主要依賴較高的城鎮(zhèn)氣化率和人口基數(shù)，山東省則偏重于工業(yè)領(lǐng)域的“煤改氣”。北京市由于首都的特殊政治地位，在各領(lǐng)域的“煤改氣”中都一馬當(dāng)先，較高的消費(fèi)量主要來自城鎮(zhèn)燃?xì)夂吞烊粴獍l(fā)電?！笆奈濉逼陂g天然氣消費(fèi)總量較少的是西藏、云南、廣西、貴州和寧夏等廣西、貴州和寧夏等省份都是欠發(fā)達(dá)地區(qū)，工業(yè)發(fā)展不足，對天然氣價格的承受力低，同時天然氣資源有限。億立方米消費(fèi)量/億立方米五年復(fù)合增長率省份五年復(fù)合增長率省份北京市天津市河北省山東省遼寧省內(nèi)蒙古自治區(qū)北京市天津市河北省山東省遼寧省內(nèi)蒙古自治區(qū)上海市江蘇省江蘇省浙江省4.8%5.3%安徽省廣東省安徽省廣東省廣西壯族自治區(qū)海南省6.8%7.3%6.8%7.3%7.3%湖北省江西省7.3%5.3%重慶市3.3%貴州省8.8%云南省9.3%西藏自治區(qū)111227陜西省5.8%甘肅省6.8%青海省3.3%寧夏回族自治區(qū)4.8%新疆維吾爾自治區(qū)2.8%黑龍江省8.8%吉林省9.8%合計5.8%全球天然氣的貿(mào)易市場主要有北美、歐洲、亞太三大市場。由于不同地域之間天然氣儲量、開采量、消費(fèi)量、基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)等方面的不同，以及天然氣貿(mào)易中的運(yùn)輸成本差異，天然氣的定價機(jī)制具有一定的地域色彩，其價格目前還無法做到全球統(tǒng)一。分地區(qū)看，美國市場完全實現(xiàn)市場化定價，由于2004年的頁巖氣革命，使得其天然氣產(chǎn)量大幅提高，不僅能夠滿足國內(nèi)需求，還有大量天然氣用于出口，其天然氣價格也在2004年之后不斷下降，相比于其他的市場價格更低；歐洲市場中英國采用NBP平衡點指數(shù)價格，是市場化定價的模式。亞太地區(qū)的定價模式受日本LNG進(jìn)口貿(mào)易影響較大，與原油指數(shù)掛鉤。從近幾年各大市場的變化趨勢來看，天然氣價格趨勢是全球趨同，未來隨著全球天然氣貿(mào)易的不斷發(fā)展，天然氣定價機(jī)制將會趨向于全球一體化。資料來源：Wind，光大證券研究所整理資料來源：Wind，光大證券研究所整理數(shù)據(jù)截至北美天然氣定價：樞紐制下的完全市場化定價北美地區(qū)天然氣貿(mào)易主要參與者為加拿大、美國和墨西哥，是天然氣定價市場化程度最高的地區(qū)，其中美國天然氣市場的發(fā)展改革對北美地區(qū)天然氣定價起在1938年以前，美國天然氣管道處于供銷一體化局面，政府缺乏對管道公1938年美國出臺《天然氣法案》成立聯(lián)邦電力委員會（FPC）來加強(qiáng)對州際管道的監(jiān)管，1954年出臺的《菲利普決議》賦予聯(lián)邦電力委員會監(jiān)管井口價的權(quán)力，但在聯(lián)邦電力委員監(jiān)管下井口價長期維持不變，抑制了天然氣上游的生產(chǎn)積1978年，美國出臺天然氣政策法，取消對新訂協(xié)議井口價的管制，對已簽訂的協(xié)議價格管制維持不變。同年聯(lián)邦能源監(jiān)管委員會（FERC）取代聯(lián)邦電力委員會成為天然氣州際管道監(jiān)管方。此后價格管制逐漸放松，至1989年頒布《1989年天然氣井口價廢除管制法》，宣布1993年撤銷所有的價格管制。隨著美國天然氣交易市場化程度越來越高，許多交易樞紐在管道交匯處形成，龐大的天然氣交易量以及天然氣現(xiàn)貨和期貨市場的發(fā)展，推動了天然氣定價機(jī)制的標(biāo)準(zhǔn)化和透明化。亨利港交易中心逐漸發(fā)展壯大，成為影響整個北美地區(qū)市場的定價中心。），歐洲天然氣定價：交易中心制與凈回值法歐洲早期大多數(shù)國家的天然氣管道運(yùn)營商是壟斷經(jīng)營，在1960-1998年間大多是國家或者區(qū)域壟斷市場。1998年，歐盟頒布98/30/EC指令，明確了內(nèi)部天然氣市場的共同規(guī)則，鼓勵成員國開放本國天然氣市場，引入第三方準(zhǔn)入并規(guī)定天然氣市場的開放進(jìn)程表等，但由于德國、法國堅持能源自主可控，該指令2009年，歐盟頒布《天然氣內(nèi)部市場通用規(guī)則》，希望通過對管道公司的拆分實現(xiàn)天然氣市場定價的公平。2009/715/EC要求獨(dú)立管道運(yùn)營商（TSO）實行“入口-出口”的管輸費(fèi)價格機(jī)制，使得交易可以在管網(wǎng)內(nèi)部任一地點發(fā)生，不受制于具體的交割地理位置，推動了歐洲天區(qū)按照不同的功能將天然氣管網(wǎng)劃分為干線管網(wǎng)、區(qū)域管網(wǎng)和配氣管網(wǎng)，圍網(wǎng)系統(tǒng)建立了許多虛擬交易樞紐，其中最成熟的是英國NBP樞紐和荷蘭TTF樞資料來源：《ContinentalEuropeangashubs:aretheyfitfo交易中心TTFZTP功能平衡供需、資產(chǎn)配置、價格避險、投機(jī)平衡供需、資產(chǎn)配置、價格避險、投機(jī)平衡供需平衡供需天然氣過境的平衡供需平衡供需平衡供需建立時間所在國英國荷蘭德國德國法國類型虛擬虛擬虛擬虛擬虛擬虛擬凈回值法是21世紀(jì)初歐洲天然氣長期合同定價的主要形式。因為天然在逐漸替代石油、燃料油、柴油等產(chǎn)品，需要制定合適的天然氣價格來體現(xiàn)其對替代產(chǎn)品市場的影響（往往這兩種替代品由同一公司銷售）。因此，天然氣以被替代產(chǎn)品的價格為基礎(chǔ)進(jìn)行定價。天然氣的凈回值=對用戶來說最便宜的可替代能源的交貨價格（含稅，按照效率差別或符合環(huán)境標(biāo)準(zhǔn)/限制的成本進(jìn)行調(diào)整）-天然氣運(yùn)輸成本-存儲天然氣成本-所有對天然氣征收的稅。在這個公式中，Pm代表該m月的天然氣價格。P0表天然氣參考價格，而月的價格，但事實上它們是過去6—9個月的平均值，存在1—6個月時間滯差。系數(shù)0.60和0.40分別代表與輕質(zhì)燃油和重質(zhì)燃油競爭的細(xì)分市場份額。系數(shù)0.80和0.90為傳遞因數(shù)，在油類制品價格發(fā)生改變時起作用。亞洲的天然氣進(jìn)口定價與原油價格掛鉤日本是最早開始進(jìn)口天然氣的亞洲國家。在20世紀(jì)70年代，早期的合同相對于原油價格有所上浮。1973年第一次石油危機(jī)后，與油價掛鉤的方法被引入。此時，大多數(shù)長期LNG交易協(xié)議中有這樣類似的定價公式：由買賣雙方協(xié)商確定。常數(shù)A通常被稱為“斜率”，在長期合同中其值為0.05-0.183，雙方確定一些基本參數(shù)來制定LNG在CIF合同的價格，這一定價隨著韓國、中國臺灣、印度和中國大陸等新的天然氣進(jìn)口買方興起，他們采用了與日本買方相似的與油價掛鉤的方式。由于較早開始進(jìn)口天然氣的日韓國家天然氣資源匱乏，為了吸引其他國家出口天然氣到亞洲，不得不采用與國際石油掛鉤的價格進(jìn)口LNG，進(jìn)口合同通常為原油價格加上溢價來購買現(xiàn)貨，進(jìn)口的天然氣再以政府規(guī)定的價格向國內(nèi)出售。到21世紀(jì)初，這些合同已經(jīng)變成基于進(jìn)口到日本原油的平均價格定價，日本原油雞尾酒（JCC）價格在太平洋地區(qū)的LNG進(jìn)口商中成為共同基準(zhǔn)。資料來源：Wind，光大證券研究所整理天然氣的主要存在形式可分為液化氣（LNG）和管道氣（PNG）兩大類；按照來源分為貿(mào)易氣和自產(chǎn)氣；按照開采手段可分為常規(guī)氣和非常規(guī)氣，其中非常規(guī)氣包括煤層氣、頁巖氣等。天然氣的定價分為三部分：天然氣開采方的開采成價/到岸價加上管輸費(fèi)稱為門站價；在門站價格基礎(chǔ)上加上城市配氣費(fèi)即為終端資料來源：《全球天然氣價格機(jī)制》（[英]喬納森·斯特恩著，王鴻雁等國內(nèi)終端價格受政府指導(dǎo)目前，我國目前，我國LNG、非常規(guī)氣價格機(jī)制已全部實現(xiàn)市場化，而管道氣出廠價、管輸費(fèi)和配氣費(fèi)受到政府指導(dǎo)價管制。出廠價：目前國內(nèi)天然氣出廠價的決定機(jī)制為凈回值法，選取上海市場（中心市場）作為計價基準(zhǔn)點，中心市場天然氣門站價格按照略低于等熱值可替代能源價格的原則確定?？商娲茉雌贩N選擇燃料油和液化石油氣（LPG），權(quán)重分管輸費(fèi)：管道運(yùn)輸價格實行政府定價，按照“準(zhǔn)許成本加合理收益”的方法制定，即通過核定準(zhǔn)許成本、監(jiān)管準(zhǔn)許收益確定準(zhǔn)許收入，核定管道運(yùn)價率。準(zhǔn)許收入=準(zhǔn)許成本+準(zhǔn)許收益+稅金；準(zhǔn)許收益=有效資產(chǎn)×準(zhǔn)許收益率，準(zhǔn)許收益率按8%核算；運(yùn)價率=準(zhǔn)許收入÷總周轉(zhuǎn)量，總周轉(zhuǎn)量為價區(qū)內(nèi)所有管道周轉(zhuǎn)量之和。單條管道周轉(zhuǎn)量=管道運(yùn)輸合同約定路徑的距離×結(jié)算氣量。區(qū)管道負(fù)荷率（總結(jié)算氣量除以總設(shè)計輸氣能力）低于75%時，按75%負(fù)荷率對應(yīng)的氣量確定周轉(zhuǎn)量。配氣費(fèi)：配氣價格按照“準(zhǔn)許成本加合理收益”的原則制定，即通過核定城鎮(zhèn)燃?xì)馄髽I(yè)的準(zhǔn)許成本，監(jiān)管準(zhǔn)許收益，考慮稅收等因素確定年度準(zhǔn)許總收入，制定配氣價格。年度準(zhǔn)許總收入由準(zhǔn)許成本、準(zhǔn)許收益以及稅費(fèi)之和扣減其他業(yè)務(wù)收支凈額確定。配氣費(fèi)的決定機(jī)制與管輸費(fèi)基本相同，但是準(zhǔn)許收益率為7%。資料來源：國家發(fā)改委官網(wǎng)，光大證券研究所整理進(jìn)口天然氣長期合同造成進(jìn)口企業(yè)虧損國際貿(mào)易天然氣價格一般都采用“照付不議”長期合同，一般與國際原油價格或石油產(chǎn)品價格聯(lián)動。我國進(jìn)口天然氣的長期合同價格都與石油或油品等替代能源掛鉤聯(lián)動，如中亞天然氣管道進(jìn)口天然氣價格（土庫曼斯坦離岸價）與新加坡的燃料油等油品價格掛鉤聯(lián)動，中緬管道天然氣價格與國際原油價格掛鉤聯(lián)我國進(jìn)口LNG價格采用與替代能源掛鉤聯(lián)動的方式。例如2006年中海油廣東大鵬與澳大利亞西北大陸架液化天然氣有限公司簽訂的25年長期“照付不議”合同中，規(guī)定的LNG基準(zhǔn)氣源價格公式如下：P＝[(0.0525×JCC＋1.535)×匯率/1.0551]×(1＋0.3%)公式中，P為基準(zhǔn)氣源單價，元／GJ；JCC為日本原油進(jìn)口CIF均價，其中15≤JCC≤25，美元／bbl；匯率為即期人民幣兌換美元的匯率；1.0551為由于長期合同“照付不議”的特性，加之國內(nèi)天然氣銷售價格與進(jìn)口價格的倒掛，我國天然氣進(jìn)口商于油價高企時簽訂的高價天然氣進(jìn)口合同往往造成嚴(yán)重虧損。以中石油為例，2011年至2020年，中石油每年銷售進(jìn)口天然氣虧損額高達(dá)上百億元，十年累計虧損2650億元，而公司十年期的總凈利潤為6687億元，進(jìn)口氣虧損金額占凈利潤的40%。資料來源：中國石油公司公告，光大證券研究所整理受新冠疫情疊加庫存不足影響，海外天然氣供給受限受新冠疫情影響，20年全球天然氣產(chǎn)量滑坡。受到新冠疫情影響，勘探活動有所回落，上游天然氣產(chǎn)量出現(xiàn)滑坡。疫情影響下，2020年全球天然氣產(chǎn)量為3.85萬億立方米，同比下降3.3%，下降量最大的是俄羅天然氣總探明儲量188.1萬億立方米，同比下降1.2%。2021年以來，隨著疫情逐步受控，全球經(jīng)濟(jì)共振復(fù)蘇，天然氣產(chǎn)能逐步爬坡，但恢復(fù)到原來水平仍需一定時間，面對需求的快速上漲，全球天然氣供給偏緊。資料來源：iFind，光大證券研究所整理資料來源：iFind，光大證券研究所整理注：數(shù)據(jù)截至2020年歐洲天然氣庫存處于近幾年的低位。2020年冬季至2021年春季歐洲屢遭嚴(yán)寒天氣，加之2021年夏天較往年更為炎熱，歐洲各國天然氣發(fā)電消耗量增加，使得供暖季來臨前天然氣庫存處于低位。2021年11月，歐洲天然氣庫存量僅為889億立方米，遠(yuǎn)低于2017-2僅為滿負(fù)荷水平的73.6%。資料來源：GIE，光大證券研究所整理數(shù)據(jù)截至2021年11月資料來源：GIE，光大證券研究所整理數(shù)據(jù)截至2021年11月冷冬預(yù)期下天然氣供暖需求將上升天然氣需求對氣候變化較為敏感，氣候的變化為天然氣價格波動的主要原因之一。高溫及干旱除了直接推升用電量之外，還將導(dǎo)致由于水資源匱乏而引起的水力發(fā)電供電缺口；低溫嚴(yán)寒天氣將極大增加天然氣供暖需求。今年夏天北半球的高溫直接推動了亞歐美地區(qū)天然氣價格的上漲。以美國為例，美國的天然氣消費(fèi)量為世界首位，占2020年世界消費(fèi)量的22%，對全球天然氣消費(fèi)量有著重大而今年夏天持續(xù)高溫天氣推動美國發(fā)電需求快速增長，導(dǎo)致天然氣消費(fèi)量大幅增長，短期天然氣需求量增長迅速。資料來源：EIA，光大證券研究所整理資料來源：EIA，光大證券研究所整理12月21日，歐洲大部分地區(qū)氣溫降至歐洲大部分地區(qū)的電價也創(chuàng)下歷史新高，嚴(yán)冬天氣大幅提升了歐洲天然氣需求，歐洲天然氣庫存當(dāng)前也處于歷史低位，冷冬背景下歐洲天然氣需求增長趨勢預(yù)計將維持至冬季結(jié)束。以來一路走高。截至2021年11百萬英熱，同比上漲479%。資料來源：iFinD，光大證券研究所整理注：數(shù)據(jù)截至2021-產(chǎn)較早。2021年上半年國內(nèi)對天然氣需求大量同比增長20%以上。7月以來，我國液廠進(jìn)入集中檢修期，隨著停機(jī)檢修廠家增加，我國液廠總體開工率下降。此外，由于電力供應(yīng)緊張，7月下旬內(nèi)蒙古鄂爾多斯、包頭、阿拉善、烏海等西部地區(qū)開始執(zhí)行高峰限電，液廠開工率進(jìn)一步下滑，LNG供應(yīng)收緊。此外，能耗雙控政策嚴(yán)格執(zhí)行也減少了天然氣的供應(yīng)。國家發(fā)改委發(fā)布的《2021年上半年各地區(qū)能耗雙控目標(biāo)完成情況晴雨表》中顯示，今年上半年，青海、寧夏、廣西、廣東、福建、新疆、云南、陜西、江蘇9個?。▍^(qū)）能耗強(qiáng)度同比不降反升，10個省份能耗強(qiáng)度降低率未達(dá)到進(jìn)度要求，為了在年底能夠達(dá)成年度能耗雙控目標(biāo)，多個省區(qū)都相繼采取嚴(yán)格措施限電限資料來源：百川盈孚，光大證券研究所整理數(shù)據(jù)截至2021-10發(fā)電需求帶動全球需求保持增長態(tài)勢天然氣可直接作為燃料燃燒，為居民生活和工業(yè)生產(chǎn)供能，也可代替煤炭作為火力發(fā)電的原料，此外天然氣還是工業(yè)上甲烷的來源，由天然氣生產(chǎn)的丙烷、氣消費(fèi)量由2016年的3.56萬億立方米增至2020年的3.81萬億立方米，年均從消費(fèi)結(jié)構(gòu)看，發(fā)電和工業(yè)用氣是全球天然氣消費(fèi)的主要部門。多數(shù)天然氣電用氣需求由1.2萬億立方米增至1.33萬億立方米，年均復(fù)合增速為1.5%，占比由37%上升至40%，發(fā)電用氣在天然氣消費(fèi)結(jié)構(gòu)中排名第一；其次是工業(yè)用氣，消費(fèi)量由8990億立方米增至9770億立方米，年均復(fù)合增速為1.7%，占比由27.6%升至30%。資料來源：BP，光大證券研究所整理資料來源：RystadEnergy，光大證券研究所整理美國、歐洲需求總量大，亞太地區(qū)需求增速較快全球天然氣消費(fèi)量最大的是經(jīng)濟(jì)較為發(fā)達(dá)的北美洲，占比為27%，其次為年的20.7%上升至2020年的24%，天然氣資源除了區(qū)域內(nèi)主要國家自產(chǎn)氣外，主要依靠管道氣和液化天然氣LNG進(jìn)口。2016-2020年，亞太地區(qū)天然氣消費(fèi)保持較快增長，消費(fèi)量從7333億立方米上升至8615億立方米。除2020年受新冠疫情影響外，年均增速保持在3%以上，是推動全球天然氣消費(fèi)增長的重要資料來源：iFind，光大證券研究所整理資料來源：iFind，光大證券研究所整理資料來源：iFind，光大證券研究所整理后疫情時代美國天然氣生產(chǎn)緩慢恢復(fù)，颶風(fēng)影響逐漸消退。目前美國是全世界第一大天然氣生產(chǎn)國，2020年產(chǎn)量占全球總產(chǎn)量的24%。2021年二季度，的原油設(shè)施及84.87%的天然氣設(shè)施。颶風(fēng)過境后，10月初天然氣產(chǎn)量出現(xiàn)恢復(fù)趨勢，颶風(fēng)造成的短期供給影響將消失，不再影響美國天然氣供給。資料來源：Wind，光大證券研究所整理數(shù)據(jù)截至2020年，美國生產(chǎn)天然氣9146億立方米，其中國內(nèi)消耗8320億立方米，其余向國際市場出口。出口中超過一半為輸送往加拿大和墨西哥的管道氣，其余以LNG的形式供給全球其他市場。美國液化天然氣出口起步晚，但增速快，從97.7%。國、日本、中國，2020年出口量分別占出口總量的15%、13%、10%。資料來源：Wind，光大證券研究所整理資料來源：EIA，光大證券研究所整理美國LNG出口能力的上升得益于日益增加的出口液化站的液化能力，以及國內(nèi)管網(wǎng)建設(shè)的大力推進(jìn)。2016年美國的出口液化站開始投運(yùn)，目前擁有年產(chǎn)能1.33億噸的出口能力，在建產(chǎn)能4800萬噸，已獲批未開工產(chǎn)能1.87億噸，預(yù)計到2025年，美國的出口液化站液化能力將超過2億噸/年，進(jìn)一步加強(qiáng)出口端的液化能力。液化站項目名稱液化站編號12項目合計投運(yùn)產(chǎn)能項目合計在建產(chǎn)能）（最大產(chǎn)能投運(yùn)時間SabinePass3456134561123123123123試運(yùn)中CovePointCovePointElbaIslandCorpusChristiCorpusChristi在建GoldenPass在建在建GoldenPassCalcasieuPass試運(yùn)中在建CalcasieuPass合計投運(yùn)產(chǎn)能（百萬噸/年，含試運(yùn)）合計在建產(chǎn)能（百萬噸/年）一般來講，管道輸送天然氣的成本低于車輛輸送,因此管道氣的使用受制于管道建設(shè)而非成本，加強(qiáng)管道建設(shè)可以加速國內(nèi)消費(fèi)中管道氣對LNG的替代，從而增加可供出口的LNG總量。2017-2021年美國天然氣管道建設(shè)推進(jìn)迅速，處于歷史較高水平，目前美國2022-2025年在建管道輸送能力將超過500億立頁巖氣革命大幅提振天然氣總產(chǎn)量頁巖氣是指儲藏在頁巖層中的天然氣，與煤層氣、致密氣等其他能源類氣體合稱為非常規(guī)天然氣。與常規(guī)的天然氣“油田”不同，頁巖氣的形成和富集有其自身特點，分布在盆地內(nèi)厚度較大、分布廣的頁巖層中，并在分布范圍內(nèi)普遍含氣。在不透水的頁巖層中，天然氣被儲藏在裂縫和空隙中。由于頁巖氣儲層滲透率較低，需要特定的技術(shù)手段才能提取頁巖氣，這也是早期制約頁巖氣發(fā)展的一資料來源：EIA，光大證券研究所整理20世紀(jì)70年代，石油危機(jī)疊加美國國內(nèi)天然氣供給不大力度勘探儲量更為豐富的非常規(guī)天然氣，推動了頁巖氣勘探開發(fā)技術(shù)的進(jìn)步。1982年Mitchell公司開始在Barnett頁巖氣區(qū)研究頁巖氣開發(fā)技術(shù)，在改進(jìn)壓裂介質(zhì)后，于1998年使用水力壓裂方式取得成功，大幅降低了壓裂年美國Devon能源公司收購了Mitchell公司水力壓裂技術(shù)并在此基礎(chǔ)上開發(fā)了水平井技術(shù)來取代傳統(tǒng)直井技術(shù)，使得頁巖氣的開采速度進(jìn)一步加快。水力壓裂使得天然氣更順利地流到井口，而水平井技術(shù)增加了壓裂長度及與頁巖層的接觸面積，加速頁巖氣的產(chǎn)出。在水平井、水力壓裂等核心技術(shù)的支持下，自2005年以來，美國的頁巖氣產(chǎn)量飛速提升，頁巖氣占天然氣產(chǎn)量的比重持續(xù)上升，據(jù)EIA統(tǒng)計，美國頁巖氣產(chǎn)量由2007年的1.29萬億立方英尺增長到2019年的25.56萬億立方英尺，年均復(fù)合增速為28.3%，目前已經(jīng)占到美國天然氣產(chǎn)量的70%以上。在頁巖氣的大力開采下，美國天然氣實現(xiàn)了自給自足，并成為出口大國。資料來源：EIA，光大證券研究所整理資料來源：EIA，光大證券研究所整理美國的頁巖氣中乙烷含量超過10%，相比于其他天然氣產(chǎn)出地區(qū)5%左右的乙烷含量來說，美國頁巖氣中乙烷含量豐富，一般會被分離出來作為化工原料。頁巖氣革命極大地增加天然氣供給的同時也增加了乙烷供給，這使得美國天然氣和乙烷的價格一直處于低位。資料來源：EIA，光大證券研究所整理注：數(shù)據(jù)截至2021年11月俄羅斯天然氣的主要出口形式為向歐洲出口管道氣。2020年，俄羅斯出口天然氣2342億立方米，其中出口歐洲管道氣1677億立方米，占比71.6%。德國是歐洲最大的天然氣消費(fèi)國，2020年德國天然氣消費(fèi)量為865億立方米，占?xì)W洲天然氣總消費(fèi)量的16%，德國的天然氣進(jìn)口來源是俄羅斯、挪威和荷蘭，其中俄羅斯占比超過了60%。俄羅斯同德國與歐盟之間的能源合作由來已久，早在1973年冷戰(zhàn)期間，蘇聯(lián)就通過管道向當(dāng)時的聯(lián)邦德國、意大利和奧地利等西歐國家輸送油氣。冷戰(zhàn)結(jié)束后，俄羅斯資源驅(qū)動型的發(fā)展模式更促使歐俄之間的能源貿(mào)易不斷發(fā)展深化。歐洲超過40%的天然氣供給來自俄羅斯。資料來源：iFind，光大證券研究所整理弟”天然氣管道，經(jīng)黑海通往南歐的“南流”天然氣管道，通往土耳其的“土耳其流”天然氣管道，經(jīng)波羅的海直達(dá)德國的“北溪1號”和“北溪2號”天然“北溪1號”由俄羅斯和德國共同建設(shè)，參與方包括法國和荷蘭等歐盟國家的公司?！氨毕?號”起點在俄羅斯北部港口城市維堡，終點至德國東北部城市盧布明，包括兩條從波羅的海下面穿過的天然氣輸送管線，其中第一條管線于2011年11月開通，第二條管線2012年10月開通。“北溪1號”天然氣管道是首條不經(jīng)過第三國，直接從俄羅斯通往歐洲的跨境天然氣管道。2015年6月，俄羅斯天然氣工業(yè)公司宣布，將與德國意昂能源集團(tuán)、殼牌石油、法國能源和奧地利石油天然氣集團(tuán)等6家歐洲能源公司合作，組成聯(lián)合公司，共同投資修建“北溪2號”?！氨毕?號”于2021年9月建成，正式通氣后每年將增加550億立方米天然氣的輸送能力，是未來供應(yīng)歐洲管道氣的最大輸氣能力管道名稱“兄弟”“北極光”“聯(lián)盟”“亞馬爾-歐洲”“藍(lán)溪”“南溪”“北溪1號”“北溪2號”白俄羅斯，波蘭德國海底直達(dá)土耳其2014年終止建設(shè)海底直達(dá)德國海底直達(dá)德國白俄羅斯波蘭，烏克蘭，立陶宛羅馬尼亞，保加利亞，馬其投運(yùn)時間途徑國家終端國家烏克蘭，捷克，斯洛伐克，烏克蘭，摩爾多瓦奧地利，匈牙利德國，意大利頓，土耳其資料來源：中石油官網(wǎng)，光大證券研究所整理資料來源：中石油官網(wǎng)，光大證券研究所整理2021年11月16日，德國能源監(jiān)管部門表示，已暫停對俄羅斯和德國之間有爭議的“北溪2號”天然氣管道項目的認(rèn)證程序。德國政府方面表示，俄羅斯天然氣工業(yè)股份公司計劃在德國建立一個子公司，以擁有并運(yùn)營“北溪2號”的德國段。只要主要的資產(chǎn)和人員轉(zhuǎn)移到子公司，并符合所有法律規(guī)定，認(rèn)證過程可以重啟?！氨毕?號”在今年冬季啟用的希望現(xiàn)已完全破滅，預(yù)計“北溪2號”項目的啟用可能會推遲到2022年3月。啟用后“北溪2號”每年將為歐洲輸送550億立方米天然氣，占?xì)W洲2020年天然氣消費(fèi)總量（5448.5億立方米）的10%以上，中長期來看將有效滿足歐洲冬季的供暖需求。升升我國自產(chǎn)天然氣的主要來源是三大國有石油公司——中石油、中石化、中海油，三者產(chǎn)量占全國總產(chǎn)量的90%左右。其中又以中石油為主導(dǎo)，中石油的產(chǎn)量占全國總產(chǎn)量的60%以上。資料來源：Wind，光大證券研究所整理近年來，由于我國油氣勘探開發(fā)速度緩慢，主要以提高儲采比的手段增加天然氣產(chǎn)量，但是產(chǎn)量增速不及消費(fèi)，進(jìn)口依賴進(jìn)一步加強(qiáng)。中石油的天然氣新增探明儲量自2013年的最高點10.96萬億立方英尺下降到2020年的4.43萬億立方英尺，中石化的天然氣新增探明儲量亦從最高時的超過3萬億立方英尺縮減至2020年的1.12萬億立方英尺。勘探速度緩慢的背后是油氣勘探開發(fā)投入不足。根據(jù)國家統(tǒng)計局?jǐn)?shù)據(jù)，我國石油和天然氣開采業(yè)投資額自2014年達(dá)到3948億年投資額小幅回升至2649億元，但仍未恢復(fù)至2015年的投資水平。資料來源：Wind，光大證券研究所整理資料來源：Wind，光大證券研究所整理儲采比的提升一定程度上增加了我國天然氣產(chǎn)量，中石油、中石化的天然氣儲采比連續(xù)數(shù)年低位運(yùn)行。2011-2020年，我國天然氣產(chǎn)量從1026.9億立方米增至1888.5億立方米，年均復(fù)合增速7%；消費(fèi)量從1308.74億立方米增至3250.37億立方米，年均復(fù)合增速高達(dá)11%。我國天然氣產(chǎn)量的增長不及消費(fèi)需求的增長，進(jìn)口依存度從22%上升至42%。資料來源：Wind，光大證券研究所整理中俄線、中亞D線建設(shè)提升管道氣進(jìn)口長期增長潛力2020年，我國進(jìn)口天然氣10181萬噸，其中管道氣3452萬噸，LNG6729萬噸，LNG為我國天然氣進(jìn)口的主力。資料來源：iFind，光大證券研究所整理截至2020年12月，中國天然氣長輸管道總里程近8.3萬千米，其中新粵浙線潛江至郴州段、中俄東線中段分別于2020年6月和12月正式投產(chǎn)，青寧天然氣管道于2020年12月全線貫通，中俄東線南段（永清-上海）開始建設(shè)，同時省級管網(wǎng)、管網(wǎng)互聯(lián)互通均如期推進(jìn)。管道氣進(jìn)口方面，我國已建、在建和規(guī)劃新建中亞天然氣管道A線、中亞天然氣管道B線、中亞天然氣管道C線、中亞天然氣管道D線、中緬天然氣管道、中俄東線天然氣管道、中俄西線天然氣管道等7條陸路進(jìn)口天然氣管道，全部建成后，進(jìn)口能力達(dá)1650億立方米/年。目前，中亞A-C、中緬管道、中俄東線中段已全部建成投產(chǎn)，中亞D線、中俄西線還在建設(shè)中。中俄東線俄羅斯中俄西線設(shè)計輸氣能力（億立方米/年）氣源國土庫曼斯坦烏茲別克斯坦哈薩克斯坦緬甸投產(chǎn)年份在建規(guī)劃管道名稱資料來源：中石油官網(wǎng)，光大證券研究所整理資料來源：中石油官網(wǎng)，光大證券研究所整理2020年，緬甸、中亞三國、俄羅斯分別向我國供氣42.5、399.4、41.5億立方米，除了中亞線利用率達(dá)到80%外，中緬線建成后利用率一直處于低位，而中俄東線正處于建設(shè)中，供氣量尚在爬坡初期。我國管道天然氣進(jìn)口量仍有較資料來源：iFind，光大證券研究所整理預(yù)計中亞D線、中俄西線全部建成通氣后，我國進(jìn)口管道氣能力可達(dá)1650億立方米/年。管道氣進(jìn)口協(xié)議年限長，供給穩(wěn)定，價格除中緬線外均低于進(jìn)口價格風(fēng)險的后備手段。資料來源：iFind，光大證券研究所整理數(shù)據(jù)截至2021年10月2020年，我國進(jìn)口LNG達(dá)6729萬噸，前五大氣源國分別為澳大利亞、卡塔爾、馬來西亞、印度尼西亞、巴布亞新幾內(nèi)亞，占進(jìn)口總量的76%。資料來源：iFind，光大證券研究所整理），接收站，總接卸能力達(dá)8700萬噸/年。目前正在建設(shè)LNG接收站17座，合計產(chǎn)能7230萬噸。預(yù)計到2025年，全國LNG總接收能力將超1.6億噸/年。項目名稱所在位置新增能力所屬公司投產(chǎn)狀態(tài)/投產(chǎn)時間廣西北海二期廣西北海鐵山港國家管網(wǎng)浙江寧波二期寧波市北侖白峰鎮(zhèn)中海油、浙能江蘇啟東三期江蘇南通呂四港區(qū)新疆廣匯天津南港工業(yè)區(qū)新奧舟山接收站及加注站二期浙江舟山新奧股份潮州華豐中天LNG儲配站廣東潮州中天能源浙江溫州浙江浙能福建漳州國家管網(wǎng)、中海油廣州LNG應(yīng)急調(diào)峰氣源站廣東廣州廣州燃?xì)馍綎|龍口港中海油、龍口港集團(tuán)江蘇華電山東東營港中海油、海諾港務(wù)廣東惠州廣東能源潮州華瀛LNG項目一期廣東潮州華瀛天然氣龍口南山國家管網(wǎng)江蘇珠海直灣島LNG廣東珠海澳門天然氣茂名協(xié)鑫粵西LNG接收站一期廣東茂名協(xié)鑫廣東揭陽河北新天唐山LNG曹妃甸新天唐山河北建投陽江LNG調(diào)峰儲氣庫一期廣東陽江粵電、太平洋油氣廣東江門九豐能源資料來源：中國石油集團(tuán)經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院，前瞻產(chǎn)業(yè)研究院，光大證券研究所整理氫是一種來源廣泛、清潔無碳、靈活高效、應(yīng)用場景豐富的二次能源。氫氣的能量密度超120MJ/Kg，是汽油的3倍，加大氫能利用是我國實現(xiàn)碳達(dá)峰、碳中游氫能儲存運(yùn)輸、下游交通領(lǐng)域、儲能領(lǐng)域、工業(yè)領(lǐng)域應(yīng)用，具有廣闊的發(fā)展制氫路線多樣，煤制氫為主流制氫方式。目前，氫氣主要由以下三種技術(shù)路線制?。阂皇且悦禾?、天然氣為代表的化石能源制氫；二是以焦?fàn)t煤氣、氯堿尾氣、丙烷脫氫為代表的工業(yè)副產(chǎn)氣制氫，三是電解水制氫。根據(jù)中國氫能發(fā)布報告數(shù)據(jù)，我國制氫原料中煤使用最廣泛，占比達(dá)64%，天然氣占比達(dá)15%。資料來源：中國氫能聯(lián)盟，光大證券研究所技術(shù)路線成熟高效，可大規(guī)模穩(wěn)定制備，是國內(nèi)主要的制氫方式。根據(jù)2018年張彩麗學(xué)者的《煤制氫與天然氣制氫成本分析及發(fā)展建議》，按天然氣到廠價2.5元/m3,煤炭450元/t測算，天然氣制氫成本為12831元/t,折合1.14元/m3,煤制氫成本為9903元/t，折合為0.869元/m3。目前全球減排任務(wù)日益嚴(yán)峻，隨著環(huán)保壓力的加大，征收碳稅將不可避免。根據(jù)《煤制氫與天然氣成本分析及發(fā)展建議》（張彩麗）測算，碳稅每變化25元/t，天然氣制氫成本變化0.01元/m3,而煤制氫變化0.05元/m3,碳稅對煤制氫的影響大于天然氣制氫，在碳稅征收的背景下，煤制氫成本優(yōu)勢下降。項目單價成本/(元·m-3）天然氣制氫煤制氫00.56元/(kw·h)0.56元/(kw·h)循環(huán)水新鮮水脫鹽水燃料氣財務(wù)及管理費(fèi)體積成本（標(biāo)準(zhǔn)狀折噸成本／（元·t-資料來源：《煤制氫與天然氣制氫成本分析及發(fā)展建議》（張彩麗），光大證券研究所天然氣價格/(元·m-3）天然氣價格/(元·m-3）煤炭價格/(元·t-1)碳稅平衡點/(元·t-1)華北和沿海華北資料來源：《煤制氫與天然氣制氫成本分析及發(fā)展建議》（張彩麗），光大證券研究所當(dāng)前我國氫能產(chǎn)業(yè)正在快速發(fā)展，中央支持政策密集出臺。氫能將成為中國能源體系的重要組成部分，根據(jù)《中國氫能源及燃料電池產(chǎn)業(yè)白皮書2019》公布的目標(biāo)，預(yù)計到2050年氫能在中國能源體系中的占比約為10%，氫氣需求量接近6000萬噸；全國加氫站達(dá)到10000座以上，交通運(yùn)輸、工業(yè)等領(lǐng)域?qū)崿F(xiàn)氫能普及應(yīng)用，燃料電池車產(chǎn)量達(dá)到520萬輛/年。中國政府對發(fā)展氫能持積極態(tài)度，已在多項產(chǎn)業(yè)政策中明確提出要支持中國氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展，2021年國務(wù)院在《“十四五”規(guī)劃及2035年遠(yuǎn)景目標(biāo)綱要》中提到，在包括氫能與儲能在內(nèi)的前沿科技和產(chǎn)業(yè)變革領(lǐng)域，組織實施未來產(chǎn)業(yè)孵化與加速計劃。近年來政府政策密集出臺，支持力度不斷加大。5.9%5.9%4.0%52.7%氫能源比例(%)2.7%裝備制造規(guī)模加氫站(座)裝備制造規(guī)模燃料電池車(萬輛)固定式電源/電站(座)6燃料電池系統(tǒng)6資料來源：《中國氫能源及燃料電池產(chǎn)業(yè)白皮書2019》（中國氫能聯(lián)盟），光大證券研究所文件《政府工作報告》《能源統(tǒng)計報表制度》《2020年國民經(jīng)濟(jì)和社會發(fā)展計劃》《2020年能源工作指導(dǎo)意見》《關(guān)于開展燃料電池汽車示范應(yīng)用的通知》《“十四五”規(guī)劃及2035年遠(yuǎn)景目標(biāo)綱要》《2021年能源工作指導(dǎo)意見》制定國家氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展戰(zhàn)略規(guī)劃。支持新能源汽車、儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展，推動智能汽車創(chuàng)新發(fā)展戰(zhàn)略實制定實施氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)劃，穩(wěn)妥有序推進(jìn)能源關(guān)鍵技術(shù)裝備攻關(guān)，推動儲能、氫能技術(shù)進(jìn)步與產(chǎn)業(yè)規(guī)劃了氫燃料電池汽車的補(bǔ)貼政策。在包括氫能與儲能在內(nèi)的前沿科技和產(chǎn)業(yè)變革領(lǐng)域，組織實施未來產(chǎn)業(yè)孵化與加速計劃。結(jié)合氫能、儲能和數(shù)字化與能源融合發(fā)展等新興領(lǐng)域增設(shè)若干創(chuàng)新平臺，并開展氫能產(chǎn)業(yè)試點示范，大力推動氫能產(chǎn)業(yè)的創(chuàng)新與發(fā)展。資料來源：國務(wù)院，國家能源局，財政部，工業(yè)和信息化部，光大證券研究所整理氫能產(chǎn)業(yè)快速發(fā)展，帶動未來十年天然氣領(lǐng)域需求增長。1）根據(jù)中國氫能聯(lián)盟統(tǒng)計，到2030年，中國氫氣需求量將達(dá)到3500萬噸，到2050年氫氣需求量接近6000萬噸；2）根據(jù)中國氫能聯(lián)盟預(yù)測，到2030年、2050年化石燃料制氫占比分別下降到60%和20%，根據(jù)2019年中國氫氣生產(chǎn)結(jié)構(gòu)按煤制氫和天然氣制氫在化石能源制氫構(gòu)成比例為82%、18%計算，2030年天然氣制氫學(xué)者的《天然氣制氫技術(shù)及經(jīng)濟(jì)性分析》一文，制造一噸氫氣需要3.9噸天然氣，2021-2030年CAGR為3.6%，天然氣制氫有望持續(xù)拉動天然氣需求增長。盟預(yù)測天然氣制氫量天然氣需求量天然氣制氫量天然氣需求量求量為中國氫能聯(lián)盟預(yù)測在碳中和目標(biāo)的大力推動下，我國天然氣需求有望持續(xù)增長，天然氣生產(chǎn)商將充分受益于天然氣價格上漲；進(jìn)口需求提升的背景下，天然氣接收站建設(shè)有望聚焦天然氣主業(yè)、21年H1業(yè)績實現(xiàn)高增長的新奧股份；3）綁定國際原油巨頭，LNG業(yè)務(wù)增量可期的九豐能源。建議關(guān)注：1）LNG接收站業(yè)務(wù)超預(yù)期，擁焦天然氣終端零售，核心業(yè)務(wù)高成長的昆侖能源；4）聚焦煤層氣開采業(yè)務(wù)的新天然氣、藍(lán)焰控股。中國石油天然氣有限公司是全國最大的油氣生產(chǎn)和銷售商，是世界最大的石實現(xiàn)歸母公司凈利潤751億元，同比增長646.4%。截至2021年12月24日，底部，公司價值被顯著低估。資料來源：iFind，光大證券研究所整理資料來源：iFind，光大證券研究所整理天然氣生產(chǎn)龍頭，進(jìn)口氣扭虧為盈中國石油是全國最大的天然氣生產(chǎn)商，2020年公司天然氣已探明儲量為76萬億立方英尺，年均可生產(chǎn)超過4萬億立方英尺天然氣，產(chǎn)量占全國總產(chǎn)量的60%以上。在天然氣價格快速攀升的背景下，受益于天然氣價格的產(chǎn)氣方面業(yè)績有所提升。此外，公司進(jìn)口氣在多年虧損后終于在2021年開始扭虧為盈。公司大力加強(qiáng)天然氣采購成本管控，積極開發(fā)直供直銷客戶，加強(qiáng)與城市燃?xì)?、發(fā)電等客戶的戰(zhàn)略合作，嚴(yán)格執(zhí)行價格政策，優(yōu)化銷售結(jié)構(gòu)，通過線上競價交易等市場化措施提升銷售效益，實現(xiàn)天然氣銷售量效齊增。加大勘探力度，銷售渠道優(yōu)勢明顯在鄂爾多斯盆地、四川盆地和準(zhǔn)噶爾盆地取得一批重要發(fā)現(xiàn)和重要進(jìn)展。在油氣生產(chǎn)方面，公司深化產(chǎn)運(yùn)銷儲協(xié)調(diào)聯(lián)動，持續(xù)推進(jìn)“穩(wěn)油增氣”戰(zhàn)略。在煉銷一體化方面，公司是國內(nèi)成品油銷售雙寡頭之一，擁有強(qiáng)大的終端渠道優(yōu)勢和銷售網(wǎng)絡(luò)優(yōu)勢，不僅能夠通過自有零售渠道銷售自己的產(chǎn)品，同時還掌握了大量低價的成品油資源，市場競爭優(yōu)勢明顯。盈利預(yù)測、估值與評級我們維持對公司的盈利預(yù)測，預(yù)計公司21-23年EPS分別為0.52、0.55、0.58元/股。公司為國內(nèi)油氣產(chǎn)業(yè)龍頭公司，原油價格維持高位使得公司上游盈利能力持續(xù)增強(qiáng)，且由于公司在國內(nèi)天然氣氣源結(jié)構(gòu)方面的優(yōu)化以及進(jìn)口氣方面戰(zhàn)略布局逐步完成后公司的競爭優(yōu)勢將更為明顯，故維持A股和H股“買入”原油價格大幅下行的風(fēng)險，天然氣需求不及預(yù)期的風(fēng)險。指標(biāo)營業(yè)收入增長率6.94%32.82%凈利潤增長率400.40%5.08%5.49%3.71%7.35%7.33%7.35%99655新奧股份是一家涵蓋天然氣生產(chǎn)、批發(fā)、直銷、零售，能源技術(shù)工程服務(wù)，公司實現(xiàn)營業(yè)收入796億元，同比增長33.8%；實現(xiàn)歸母公司凈利潤32億元，同比增長156.5%。資料來源：iFind，光大證券研究所整理資料來源：iFind，光大證券研究所整理舟山接收站支點作用顯現(xiàn)，直銷氣業(yè)務(wù)帶動盈利能力提升公司通過托管協(xié)議獲得舟山LNG接收站的運(yùn)營管理權(quán)，LNG接收站二期項目于2021年6月28日投入試運(yùn)行，投產(chǎn)后其年處理能力有望達(dá)到800萬噸，儲氣調(diào)峰能力明顯增強(qiáng)?；邶嫶蟮南掠慰蛻艋A(chǔ)以及舟山LNG接收站穩(wěn)定的處理能力，公司積極拓展海外進(jìn)口直銷氣業(yè)務(wù)。公司充分發(fā)揮舟山接收站的支點作用，擴(kuò)大海外資源采購，不斷釋放產(chǎn)業(yè)鏈整體價值。重大資產(chǎn)重組與股權(quán)出售，進(jìn)一步鞏固天然氣產(chǎn)業(yè)鏈戰(zhàn)略布局2020年9月，公司完成重大資產(chǎn)重組標(biāo)的資產(chǎn)過戶，通過資產(chǎn)置換、發(fā)行股份及支付現(xiàn)金的方式購買新奧國際及精選投資持有新奧能源的32.80%股權(quán)，業(yè)務(wù)結(jié)構(gòu)發(fā)生重大變化，此次重大資產(chǎn)重組標(biāo)志著公司正式向天然氣產(chǎn)業(yè)智能生州）能源有限公司40%股權(quán)的出售，此次股權(quán)出售進(jìn)一步提高了公司的天然氣業(yè)務(wù)占比，強(qiáng)化公司聚焦天然氣業(yè)務(wù)的戰(zhàn)略定位。把握碳中和機(jī)遇，多措并舉深入綜合能源領(lǐng)域我國提出到2030年前實現(xiàn)碳達(dá)峰，2060年實現(xiàn)碳中和，為清潔能源發(fā)展帶來新機(jī)遇。2020年，公司位于海南省洋浦經(jīng)濟(jì)開發(fā)區(qū)的綜合能源項目已正式投運(yùn)，據(jù)公司20年年報披露，該項目可為洋浦經(jīng)濟(jì)開發(fā)區(qū)每年節(jié)約10.7萬噸標(biāo)準(zhǔn)煤，減少二氧化碳排放28萬噸。此外公司還積極布局氫能源產(chǎn)業(yè)鏈，在遼寧葫蘆島開工建設(shè)公司首個氫氣供應(yīng)項目，并參股上海加氫站建設(shè)，未來可結(jié)合現(xiàn)有能源基礎(chǔ)設(shè)施優(yōu)勢，為客戶提供低碳能源，增加新收入來源同時擴(kuò)大天然氣銷售量。公司多方位布局，在碳中和機(jī)遇下追求高質(zhì)量發(fā)展，不斷深入綜合能源領(lǐng)盈利預(yù)測、估值與評級我們維持公司21-23年盈利預(yù)測，預(yù)計2021-2023年凈利潤分別為29.11/33.70/39.25億元，折合EPS分別為1.02/1.18/1.38元，維持“買入”評級。風(fēng)險提示產(chǎn)品價格波動影響毛利的風(fēng)險；天然氣需求不及預(yù)期或下降的風(fēng)險。24.45%24.86%38.16%26.97%550.46%25.91%營業(yè)收入增長率凈利潤增長率億，2021年變?yōu)?8.46億；2019年為調(diào)整公司是是華南地區(qū)第一大LPG進(jìn)口商，經(jīng)營產(chǎn)品包括液化石油氣（LPG）、液化天然氣（LNG）等清潔能源以及甲醇、二甲醚（DME）等化工產(chǎn)品，主要應(yīng)用于燃?xì)獍l(fā)電、工業(yè)燃料、城鎮(zhèn)燃?xì)?、汽車燃料、化工原料等領(lǐng)域。公司自主運(yùn)營的位于東莞立沙島的綜合能源基地主要由一座5萬噸級綜合碼頭、14.4萬立方米LPG儲罐以及16萬立方米LNG儲罐組成，位置優(yōu)越且周轉(zhuǎn)良好；與國際能源供應(yīng)商常年保持良好的合作關(guān)系，LNG方面與多家國際知名能源公司建立了長期的合作關(guān)系，能保障長期穩(wěn)定的優(yōu)質(zhì)國際氣源公司實現(xiàn)收入116億元，同比增長93.7%；實現(xiàn)歸母凈利潤6.09億元，同比下資料來源：iFind，光大證券研究所整理資料來源：iFind，光大證券研究所整理盈利預(yù)測、估值與評級我們維持公司21-23年盈利預(yù)測，預(yù)計2021-2023年凈利潤分別為10.38/14.03/18.18億元，折合EPS分別為2.34/3.17/4.10元，維持“買入”評級。風(fēng)險提示宏觀經(jīng)濟(jì)波動風(fēng)險，人民幣兌美元匯率風(fēng)險，上游采購價格波動風(fēng)險，次新股股價波動風(fēng)險。 營業(yè)收入增長率-12.82%-11.05%30.44%19.67%20.83% 凈利潤增長率110.19%109.31%35.25%35.13%29.61%ROE（歸屬母公司)（攤?。㏑OE（歸屬母公司)（攤薄）18.50%30.55%16.67%18.38%19.24%年及以后總股本為4.43億股甲醇、煤炭、煤焦油為核心產(chǎn)品。公司以能源物流為支撐，發(fā)展天然氣液化、煤炭開采、煤化工轉(zhuǎn)換、油氣勘探開發(fā)四大業(yè)務(wù)。公司立足新疆本土及中亞、面向全球，能夠獲取豐富的煤炭、石油和天然氣資源，并采取“大能源、大物流、大市場”戰(zhàn)略，具備從上游資源勘探開發(fā)、到中游資源加工轉(zhuǎn)換和物流中轉(zhuǎn)運(yùn)輸，直至下游終端市場銷售的全產(chǎn)業(yè)鏈布局。2021年前三季度，公司實現(xiàn)營業(yè)收入165億元，同比增長65.7%；實現(xiàn)歸母公司凈利潤27.60億元，同比增長289.5%。LNG接收站業(yè)務(wù)高增長，未來成長核心逐步顯現(xiàn)公司自2017年進(jìn)入LNG接收站業(yè)務(wù)，啟東一期儲罐容量為10萬方，設(shè)計