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1、 我國各類氣源成本及競爭力分析 Table_ReportTime2025 年 1 月 11 日 2 證券研究報告 行業研究 Table_ReportType 行業深度研究 公用事業行業 投資評級 看好 上次評級 看好 左前明 能源行業首席分析師 執業編號：S1500518070001 聯系電話：010-83326712 郵 箱： 李春馳 電力公用聯席首席分析師 執業編號：S1500522070001 聯系電話：010-83326723 郵 箱： 邢秦浩 電力公用分析師 執業編號：S1500524080001 聯系電話：010-83326712 郵 箱： 唐嬋玉 電力公用研究助理 郵 箱： 信達

2、證券股份有限公司 CINDA SECURITIES CO.,LTD 北京市西城區宣武門西大街甲127號金隅大廈B座 郵編：100031 Table_Title 我國各類氣源成本及競爭力分析我國各類氣源成本及競爭力分析 Table_ReportDate 2025 年 1 月 11 日 本期內容提要本期內容提要:Table_Summary 2024 年復盤：年復盤：全球天然氣消費復蘇，我國進口氣量顯著增長全球天然氣消費復蘇，我國進口氣量顯著增長。國際：需求國際：需求方面，方面，2024 年全球天然氣消費量顯著增長，其中亞洲成為全球天然氣消費量增長的重要拉動力；近年來中國天然氣消費增量較大，在亞太區

3、域的消費占比保持提升趨勢。供給方面，供給方面，2024 年全球天然氣產量增速有所恢復，“俄烏沖突”后的供給格局大調整階段基本完成。LNG 貿易方面，受限于LNG 液化產能新增不足，2024 年 LNG 貿易量維持緩慢增長。氣價方面，氣價方面，2024 年全球延續相對寬松的供需態勢，全年氣價在波動中小幅上行；展望未來，伴隨著全球 LNG 液化產能的陸續投放，需求國的天然氣價格中樞或將趨于下行，同時亞歐與美國之間的氣價差或將縮窄。國內：國內：2024 年國內天然氣表觀消費持續增長，實現較高增速；國產氣量穩步增長，進口氣增速較高，中中俄東線管道氣及 LNG 進口均有較大增量。國內外天然氣市場較為寬松

4、的供需格局下，我國市場化氣源價格進一步下降。我國各類氣源成本及競爭力分析我國各類氣源成本及競爭力分析：我們計算并構建了 2020-2024 年華北、華東、華南三個我國沿海天然氣重點消費區域的終端氣源成本對比，從對比結果來看，我們總結歸納出幾點重要結論：1、整體而言，國產氣在沿海地區的終端成本相對最低且穩定，進口氣的終端成本相對較高且波動較大。2、俄烏沖突后，近兩年我國進口氣成本呈顯著下行趨勢，已逐漸向國產氣成本靠攏，競爭力逐步增強。若未來幾年國際油氣價格下行，我們認為進口氣成本還有進一步下降的空間。3、華南、華東地區距國內主要天然氣產地及進口管道氣到岸邊境較遠，國產及進口管道氣終端成本較高，進

5、口 LNG 在以上兩地的競爭優勢相較華北更為明顯，盈利空間更大。4、作為我國 2024 至 2025年重要的天然氣增量來源，中俄進口管道氣在華北的競爭力較強，而在華東的競爭力較弱，我們預計至少未來一年內中俄進口管道氣成本降幅有限，長期來看若油價中樞下移，其成本或呈緩慢下降趨勢。5、2023-2024 年在油強氣弱的國際能源價格走勢下，油價掛鉤長協成本高居不下，HH 掛鉤長協的成本優勢凸顯。我們判斷，在未來 2-3 年內油價中樞下行及亞歐與美國市場套利空間縮窄的預期下，油價掛鉤的長協競爭力優勢或將逐步增強、具備相對氣源優勢。城燃及資源商視角的氣源競爭力展望：從城燃采購角度來看，城燃及資源商視角的

6、氣源競爭力展望：從城燃采購角度來看，我們認為若未來油氣價格趨于下行、天然氣供需格局整體偏寬松，管制氣氣價降幅有限，供應比例或將逐漸減少，非管制氣合同價格有望呈下降趨勢，但在補貼中亞、中緬進口管道氣銷售虧損的需求、彌補因出售長輸管網資產而減少的部分壟斷收益、非管制氣資源池中高成本進口氣占比高等多重因素限制下，其售價大幅下降或隨油氣價格降幅同步下降的可能性較小。非管制氣定價中，對于順價及市場化定價的部分，我們判斷未來 2-3 年內該部分氣源售價有望下降。綜合我們對三大油非管制氣合同價格及市場價格走勢的判斷，我們認為，未來 2-3 年內城燃公司上游采購成本有望呈下行趨勢，采購順價或定價更為市場化的氣

7、源或對其成本改善幅度更大，購氣結構中市場化資源占比較大的城燃公司受益有望更加顯著。從資源商從資源商角度來看，角度來看，國內管制氣低價氣源的占比逐漸下降，市場化定價氣源的占比趨勢性提升，上游氣源的結構性變化導致我國氣價在被動中趨于市場化，資源商可參與競爭的市場范圍有望持續擴大。此外，據我們不完全統計，截至 2023 年我國城燃公司/集團在手 LNG 長協共有 30 單以上，資源量合計超過 3000 萬噸 3/年（約合 420 億方/年），其中已經在執行的長協資源量超過 1600 萬噸/年（約合 220億方/年），待執行長協資源量超過 1400萬噸/年（約合 200億方/年）。其中，擁有美國 HH

8、 價格掛鉤的長協的公司為新奧股份、中國燃氣、佛燃能源、廣州發展、廣東省能源集團；擁有近年油價掛鉤長協的公司包括廣東省能源集團、新天綠能、廣州發展、廣匯能源等。我們判斷，未來 2-3 年內，HH 掛鉤長協有望保持盈利性但盈利空間或將縮窄，油價掛鉤長協盈利空間有望擴大，其中早期油價掛鉤長協有望減虧，近期油價掛鉤長協盈利能力有望進一步增強。投資建議投資建議：從華北、華東、華南三地氣源終端成本來看，國產常規氣成本最低，其次為非常規氣；油、氣價格掛鉤的進口管道氣及進口 LNG 長協、現貨價格相對較高且變化較大。2023-2024 年在油強氣弱的國際能源價格走勢下，油價掛鉤的長協成本高居不下，HH 掛鉤的

9、長協成本優勢凸顯。我們判斷在未來 2-3 年內油價中樞下移及全球 LNG 供給端產能釋放后亞歐與美國市場套利空間縮窄的預期下，油價掛鉤的長協競爭優勢或將逐步增強。從中下游城燃公司采購的角度來看，我們認為未來 2-3 年內城燃公司的購氣成本仍有較大下行空間，價差也有望持續修復，其中中石油合同氣價有望下行，但降幅有限，因此購氣結構中市場化資源占比較大的城燃公司受益有望更加顯著。從資源商的角度來看，上游氣源的結構性變化導致我國氣價在被動中趨于市場化，可參與競爭的市場范圍有望持續擴大，此外油價掛鉤的長協盈利能力有望增強。然而，長期來看，在國際油氣價格頻繁波動、地緣政治局勢多變的大環境下，對于 LNG

10、進口資源商來說，構建一個油氣掛鉤長協兼備的多元化上游資源池、分散單一能源品價格波動帶來的風險或為長期更加重要的考量。相關受益標的包括：相關受益標的包括：1）擁有多元化資源池擁有多元化資源池優勢的全國性城燃公司：優勢的全國性城燃公司：新奧股份新奧股份（A）（浙江舟山LNG接收站，144萬噸早期油價長協+90 萬噸 HH 掛鉤長協在執行+810 萬噸 HH 及油價掛鉤長協待釋放）/新奧能源新奧能源（H）、）、中國燃氣中國燃氣（370 萬噸 HH 掛鉤長協待釋放）。2）背靠央企集團、擁有上游資源及下游拓展優勢的全國性城燃公司：背靠央企集團、擁有上游資源及下游拓展優勢的全國性城燃公司：昆侖能昆侖能源源

11、（背靠國內最大天然氣資源商中石油，氣源優勢強，購銷價差穩定+下游氣量增速高）、華潤燃氣華潤燃氣（背靠華潤集團，商業氣量占比大，下游售氣量增速快）。3）擁有油、氣掛鉤長協資源的地方性燃氣公司：擁有油、氣掛鉤長協資源的地方性燃氣公司：華南地區：佛佛燃能源燃能源（HH 掛鉤長協）、九豐能源九豐能源（早期油價掛鉤長協+廣東東莞 LNG 接收站）、深圳燃氣深圳燃氣；華北地區：新天綠能新天綠能（近年油價掛鉤長協+河北曹妃甸LNG 接收站）。4）地方性長輸管線標的：地方性長輸管線標的：藍天燃氣藍天燃氣、皖天然氣皖天然氣、陜天然陜天然氣氣。風險因素：風險因素：地緣政治等因素影響下全球油氣價格大幅波動；宏觀經濟

12、大幅下滑導致國內天然氣消費量增速不及預期；天然氣價格機制改革實施進展不及預期。4 目 錄 一、2024 年復盤：中國需求拉動全球天然氣消費復蘇.6 1.1 國際：天然氣消費量重回正增長，全年氣價在震蕩中小幅上行.6 1.2 中國：天然氣消費量維持高增速，進口氣量顯著增長.8 二、我國各類氣源成本及競爭力分析.10 2.1 我國氣源結構：國產氣占據主要地位，進口氣占比持續提升.10 2.2 各類氣源成本分析：國產氣沿海終端成本顯著低于進口氣，油價掛鉤長協競爭力或將增強 14 三、城燃及資源商視角的氣源競爭力展望.22 3.1 我國天然氣銷售定價方式：我國天然氣銷售定價可大致分為管制氣和非管制氣兩

13、類.22 3.2 城燃采購角度：中石油非管制氣價降幅有限，市場化氣源成本改善幅度更為顯著.24 3.3 資源商角度：氣價在被動中趨于市場化，油價掛鉤長協盈利能力有望增強.27 四、投資建議.31 風險因素.32 表 目 錄 表 1：我國主要天然氣進口管線情況.12 表 2：我國已投運及在建、擴建 LNG接收站項目梳理（截至 2024 年 9 月）.13 表 3：國產及進口天然氣成本計算公式.14 表 4：天然氣主產區到沿海終端消費市場的運費情況（自 2024 年 1 月 1 日起）.15 表 5：我們對未來幾年國際油氣價格的假設.22 表 6：我國氣源定價模式.23 表 7：2024 年中石油

14、、中石化合同氣定價表.23 表 8：中石油、中石化已剝離的管道資產統計.25 表 9：三大油 2018 年前簽訂且目前在執行的 LNG長協情況統計.26 表 10：中國城燃公司/集團在手 LNG長協情況（不完全統計）.30 表 11：可比公司估值表（截至 2025/1/3）.31 圖 目 錄 圖 1：全球天然氣消費量及增速（億方）.6 圖 2：全球主要地區天然氣消費結構及亞歐消費量增速（億方）.6 圖 3：亞太地區分國別天然氣消費量及中國占比（億方）.6 圖 4：2020-2025E 全球主要地區天然氣消費量變動及預測（十億方）.6 圖 5：2014-2024M9 全球主要國家天然氣產量（億方

15、）.7 圖 6：2019-2025E 全球天然氣供應量變動（十億方）.7 圖 7：2014-2023 年全球 LNG出口結構及美國占比（億方）.7 圖 8：2025E-2028E 全球新增 LNG液化產能分布（百萬噸/年）.7 圖 9：2020/03-2024/12 國際三大市場氣價走勢（美元/百萬英熱）.8 圖 10：2024 年國際三大市場月均氣價（美元/百萬英熱）.8 圖 11：2011-2024M11 中國天然氣表觀消費量及增速（億方）.9 圖 12：2017-2024M11 中國國產及進口天然氣供應量及增速（億方）.9 圖 13：2020/03-2024/12 全國 LNG出廠價與

16、LNG現貨到岸價情況.9 圖 14：2020/01-2024/11 我國進口 LNG及管道氣均價（美元/百萬英熱）.9 圖 15：2023 年我國天然氣供應結構（億方）.10 圖 16：2013-2024 年中國天然氣供應結構及對外依存度（億方）.11 圖 17：我國天然氣產量結構及非常規氣占比（億方）.11 圖 18：我國主要天然氣氣田分布圖.11 圖 19：我國主要天然氣管網圖.11 圖 20：2017-2023 年中亞、中俄、中緬進口管道氣運量（億方）.12 圖 21：中亞進口管道氣回歸公式的擬合情況.15 圖 22：中俄進口管道氣回歸公式的擬合情況.15 圖 23：2020-2024E

17、 華北終端的各類氣源成本及競爭力對比（元/方）.16 圖 24：2020-2024E 華東終端各類氣源成本及競爭力對比（元/方）.16 圖 25：2020-2024E 華南終端的各類氣源成本及競爭力對比（元/方）.17 圖 26：國產天然氣上游開采成本（元/方）.18 圖 27：進口氣到岸成本（2024E，不含稅費，元/方）.18 圖 28：2020 年以來布倫特油價、中國 LNG進口到岸價及 HH月度價格走勢.19 圖 29：2013-2024M11 我國月度 LNG進口量（億方）.19 圖 30：華北、華東、華南三地國產氣及進口管道氣終端成本對比（2024E，元/方）.19 圖 31：華北

18、、華東、華南三地 LNG價格指數對比（元/噸）.19 5 圖 32：華北、華東地區中俄管道氣與其他進口氣價對比（元/方）.20 圖 33：2022-2025E 中俄東線管道氣供應量及預期（億方）.20 圖 34：不同油氣價格水平下 HH掛鉤長協及油價掛鉤長協對應到岸成本（不含稅費，美元/百萬英熱）21 圖 35：基于我們油氣價格假設情景下 2025E-2027E 華東地區進口氣源終端成本及競爭力的對比（含稅費，元/方）22 圖 36：2011-2023 年中石油國產氣及進口氣經營利潤（億元）.24 圖 37：2013-2016 年中石油進口氣分類虧損金額.24 圖 38：2018-2024H1

19、 港股全國性城燃公司采購成本變化（元/方）.27 圖 39：2018-2024H1 港股全國性城燃公司平均價差變化（元/方）.27 圖 40：不同油氣價格下長協終端銷售成本與中石油合同內非管制氣售價對比（華東區域，含稅費，元/方）27 圖 41：2022-2024 年中石油非采暖季管制氣與非管制氣資源分配比例.28 圖 42：2019-2023 年我國管制氣氣源量及占比（億方）.28 圖 43：不同氣價假設下 HH掛鉤長協與 LNG現貨到岸價的價差（美元/百萬英熱）.29 圖 44：不同油價假設下近期油價掛鉤長協與 LNG現貨到岸價的價差（美元/百萬英熱）.29 圖 45：不同油價假設下早期油

20、價掛鉤長協與 LNG現貨到岸價的價差（美元/百萬英熱）.29 6 一、2024 年復盤：中國需求拉動全球天然氣消費復蘇 1.1 國際：天然氣消費量重回正增長，全年氣價在震蕩中小幅上行 需求：需求：2024 年全球天然氣消費量重回正增長，亞洲是需求增長的主要拉動力。年全球天然氣消費量重回正增長，亞洲是需求增長的主要拉動力。2022 年“俄烏沖突”以來，全球天然氣消費量連續兩年基本持平。盡管 2023 年國際氣價明顯回落，但天然氣消費量未見顯著修復（同比僅微增 0.04%）。分區域來看，2023 年歐洲天然氣消費量同比下降 6.9%，大幅減量 343 億方；亞太、中東及北美地區仍有明顯的需求增長，

21、2023 年同比增速分別為 1.6%/2.0%/1.0%，增量分別為 151/116/104億方。2024年前三季度，全球天然氣消費量同比增長 2.8%，高于前 9 年的 CAGR 1.86%，主要受益于歐洲天然氣消費下降趨勢的放緩以及亞洲較為強勁的需求復蘇。根據 IEA 的預計，2024 年全年，全球天然氣消費量將同比增長 2.5%。此外，IEA 預計 2025 年亞洲仍將延續全球天然氣增長的主要拉動力，中東地區消費量也將保持穩步增長，而歐洲消費增速則有望由下滑轉為小幅正增長。近年來中國天然氣消費增量較大，在亞太區域的消費占比保持提升趨勢。近年來中國天然氣消費增量較大，在亞太區域的消費占比保

22、持提升趨勢。2014-2023年中國天然氣消費量保持快速增長，在亞太地區的天然氣消費量占比連年上升，至 2023 年已達到43.28%，成為亞太地區天然氣消費第一大國以及推動亞太乃至全球天然氣消費量增長的重要動力。圖圖 1：全球天然氣消費量及增速全球天然氣消費量及增速（億方）（億方）資料來源：EI，信達證券研發中心 圖圖 2：全球主要地區天然氣消費結構及亞歐消費量增速全球主要地區天然氣消費結構及亞歐消費量增速（億方）（億方）資料來源：EI，信達證券研發中心 圖圖 3：亞太地區分國別天然氣消費量及中國占比（億方）亞太地區分國別天然氣消費量及中國占比（億方）資料來源：EI，信達證券研發中心 圖圖

23、4：2020-2025E 全球主要地區天然氣消費量變動及預全球主要地區天然氣消費量變動及預測（十億方）測（十億方）資料來源：IEA，信達證券研發中心 注：2020-2023為實際值，2024-2025為IEA預測值 供給：供給：20242024 年全球天然氣產量增速有所恢復，“俄烏沖突”后的供給格局大調整階段基本年全球天然氣產量增速有所恢復，“俄烏沖突”后的供給格局大調整階段基本2.3%1.4%3.7%4.9%2.0%-0.9%3.9%-0.4%0.0%2.5%-2.0%-1.0%0.0%1.0%2.0%3.0%4.0%5.0%6.0%05000100001500020000250003000

24、03500040000450002015201620172018201920202021202220232024E -15.00%-10.00%-5.00%0.00%5.00%10.00%0500010000150002000025000300003500040000450002017201820192020202120222023 26.72%27.23%29.94%31.17%34.14%35.77%38.39%40.60%41.04%43.28%0.00%5.00%10.00%15.00%20.00%25.00%30.00%35.00%40.00%45.00%50.00%0.01000.

25、02000.03000.04000.05000.06000.07000.08000.09000.010000.02014201520162017201820192020202120222023 7 完成。完成。2022-2023 年全球天然氣總產量增速僅分別為 0.12%/0.26%，但其中俄羅斯產量分別大幅下降11.14%/4.77%（減量838/320億方），同時美國、中東及中國的增產彌補了俄羅斯的供給減量，在高氣價、高油價背景下美國天然氣大幅增產，增速分別高達 3.72%/5.80%（增量分別為489/419億方）。2024年以來，全球天然氣供給格局大調整的階段基本完成，全球產量增速有所

26、恢復，據 IEA 預計 2024 年全球天然氣產量增長約 1.65%。分區域來看，美國 2024 年以來受 HH 價格低迷影響，產量增速放緩（2024M1-9 同比僅 0.27%）；俄羅斯在對華出口管道氣增加下產量有所修復，2024M1-9 產量同比正增長 8.85%。展望未來，我們預計隨著 2025-2027 年新一批 LNG 液化出口設施的投產，美國天然氣產量有望重回較快增速，帶動全球天然氣供給趨于寬松。圖圖 5：2014-2024M9 全球主要全球主要國家國家天然氣產量（億方）天然氣產量（億方）資料來源：EI，JODI-Gas，國家統計局，信達證券研發中心 圖圖 6：2019-2025E

27、 全球天然氣供應量變動（十億方）全球天然氣供應量變動（十億方）資料來源：IEA，信達證券研發中心 注：2020-2023為實際值，2024-2025為IEA預測值 LNGLNG 貿易：受限于貿易：受限于 LNGLNG 液化產能新增不足，液化產能新增不足，20242024 年年 LNGLNG 貿易量維持緩慢增長。貿易量維持緩慢增長。由于 2024 年全球 LNG 新投產產能有限，全球 LNG 供應增速較低，2024 年前三季度增速僅為 2%，據 IEA預計全年 LNG 貿易量增速維持在 2%左右（與 23 年持平）。IGU 預計 2025-2027 年，北美、中東等國家/地區的在建 LNG 液化

28、項目有望相繼投產，全球 LNG 貿易量有望恢復高增速。圖圖 7：2014-2023年全球年全球 LNG出口結構及美國占比（億方）出口結構及美國占比（億方）資料來源：EI，JODI-Gas，信達證券研發中心 圖圖 8：2025E-2028E 全球新增全球新增 LNG 液化產能分布（百萬液化產能分布（百萬噸噸/年）年）資料來源：IGU，中國石化經研院公眾號，Upstream，美通社，GCaptain Daily，Wood Mackenzie，信達證券研發中心 氣價氣價復盤復盤：20242024 年全球延續相對寬松的供需態勢，全年氣價在波動中小幅年全球延續相對寬松的供需態勢，全年氣價在波動中小幅上行

29、上行。2024年中國到岸氣價及歐洲 TTF 氣價在 8-14.5 美元/百萬英熱區間內波動，全年前低后高、進入旺季后震蕩上行。中國 LNG現貨到岸全年均價 12美元/百萬英熱，歐洲 TTF全年均價約 11美元 0.13%0.21%1.12%4.35%6.64%9.79%12.52%18.32%19.38%20.83%0.00%5.00%10.00%15.00%20.00%25.00%0.001000.002000.003000.004000.005000.006000.002014201520162017201820192020202120222023 6013 42 3120 22 1610

30、 11 1288 9 800 6 500 3 465 3 250 2 240 2 8/百萬英熱。而美國 HH 氣價全年在 1.5-3.5 美元/百萬英熱區間內波動，全年氣價中樞約 2.2美元/百萬英熱。分市場來看：分市場來看：1）歐洲、亞洲為全球 LNG 的主要流向地，對氣源的競爭關系導致氣價聯動性較強。2024 年以來亞洲需求增長大幅好于歐洲，亞洲相對于歐洲的溢價持續存在。而四季度以來，由于歐洲大部分地區氣溫下降、采暖用氣需求提振，同時風力發電量疲軟、燃氣發電需求預期上升，多重因素的共同作用下，歐洲天然氣消費量增長，去庫速度加快，歐洲氣價邊際抬升，與中國到岸價的價差顯著縮水。2）美國市場方面

31、，年初采暖季后美國氣價走勢相對萎靡，年中跌破部分廠商盈虧平衡點導致減產，下半年氣價回升至 2 美元/百萬英熱以上。四季度開始，美國氣溫下降、颶風導致墨西哥灣部分油氣生產設施受影響，疊加特朗普當選美國總統后美國 LNG 出口量增長的預期增強，美國 HH 氣價有明顯上行。展望未來，伴隨著展望未來，伴隨著全球全球 LNG 液化產能液化產能的的陸續投放，陸續投放，需求國的需求國的天然氣天然氣價格中樞或將趨于下價格中樞或將趨于下行，同時行，同時亞歐與美國之間的氣價差或將縮窄亞歐與美國之間的氣價差或將縮窄。我們預計未來 2-3 年亞歐氣價中樞將呈現下行趨勢，有望降至 8-10 美元/百萬英熱。而美國受益于

32、出口能力的增強，HH 氣價中樞有望穩中有升，考慮到由于美國本土天然氣產量的價格彈性較大以及特朗普上任后將鼓勵傳統能源增產，我們預計 HH氣價中樞將提升至 2.5-3.5美元/百萬英熱。圖圖 9：2020/03-2024/12 國際三大市場氣價走勢（美元國際三大市場氣價走勢（美元/百萬百萬英熱）英熱）資料來源iFinD，信達證券研發中心 圖圖10：2024年國際三大市場月均氣價年國際三大市場月均氣價（美元（美元/百萬英熱）百萬英熱）資料來源iFinD，信達證券研發中心 1.2 中國：天然氣消費量維持高增速，進口氣量顯著增長 需求：需求：2024年國內天然氣表觀消費增速進一步提升。年國內天然氣表觀

33、消費增速進一步提升。我國天然氣表觀消費量在經歷2022年的下滑后，在2023年重回增長態勢，2024年國內天然氣表觀消費增速進一步提升。2024年1-11月，全國天然氣表觀消費量 3885.7億方，同比增長 8.9%，增量約 317.6億方。供應：供應：2024年 1-11月我國天然氣總供應量 3929.4億方，其中國產氣占比 57.2%，進口管道占比 24.8%，進口 LNG 占比 18%。1）國內產量方面，）國內產量方面，2024 年國內天然氣產量繼續穩步增年國內天然氣產量繼續穩步增長長。2024 年 1-11 月，規模以上工業天然氣產量 2246 億立方米，同比增長 6.4%，增量約13

34、5.1 億方。2）進口氣方面，）進口氣方面，2024 年中俄東線管道氣及年中俄東線管道氣及 LNG 進口均有較大增量。進口均有較大增量。2024 年1-11月進口天然氣 12024萬噸（約合 1638.4億方），同比增長 12%，增量約 180億方；其中進口管道氣 5063萬噸（約合 708.8億方），同比增長 14%，增量約 87億方；進口 LNG 6961萬噸（約合 974.5億方），同比增長 10.5%，增量約 93億方。2024年我國天然氣進口增量主要來源于中俄東線輸氣量以及LNG進口量的大幅增加。其中，2024年以來中俄東線進口增 9 量約 70億方，且 2025 年中俄東線有望達產

35、 380億方，繼續貢獻增量 80億方左右。圖圖 11：2011-2024M11 中國天然氣表觀消費量中國天然氣表觀消費量及增速及增速（億（億方）方）資料來源：iFinD，信達證券研發中心 圖圖 12：2017-2024M11中國國產及進口天然氣供應量及增中國國產及進口天然氣供應量及增速（億方）速（億方）資料來源：iFinD，信達證券研發中心 氣價氣價：2024 年我國年我國市場化氣源價格進一步下降市場化氣源價格進一步下降。2024 年我國市場化氣源價格均有下降，其中進口氣方面，我國進口管道氣采購采用長協模式，價格波動幅度小，2024M1-11 均價為7.28 美元/百萬英熱（約合 1.9 元/

36、方），同比僅下降 4.9%。進口 LNG 降幅較大，2024M1-11進口 LNG 平均單價（含長協及現貨）為 10.87 美元/百萬英熱（約合 2.8 元/方），同比下降8.1%；其中，現貨到岸均價降幅更為顯著，2024 年 LNG 進口到岸均價 11.9 美元/百萬英熱（約合 3.1 元/方），同比下降 14.1%。我國天然氣對外依存度高，國內、國外氣價聯動性較強，我國 LNG 出廠價與 LNG 現貨到岸價走勢基本一致，波動幅度稍小，2024年全國 LNG出廠均價 4631.3 元/噸（約合 3.3 元/方），同比下降 7.9%。圖圖 13：2020/03-2024/12全國全國 LNG出

37、廠價與出廠價與 LNG現貨到岸現貨到岸價情況價情況 資料來源：iFinD，信達證券研發中心 圖圖14：2020/01-2024/11我國進口我國進口LNG及管道氣均價（美及管道氣均價（美元元/百萬英熱）百萬英熱）資料來源：Wind，信達證券研發中心 21 32 13 00 15 02 5 56 8 17 6 52 15 31 18 12 9 42 5 64 15 00 1 69 7 71 8 90 5 0 5 10 15 20 25 500 000 00500 001 000 001 500 002 000 002 500 003 000 003 500 004 000 004 500 00

38、30 20 10 0 10 20 30 40 50 0 00500 001 000 001 500 002 000 002 500 00 0 010 020 030 040 050 060 00 01 000 02 000 03 000 04 000 05 000 06 000 07 000 08 000 09 000 02020 032020 062020 092020 122021 032021 062021 092021 122022 032022 062022 092022 122023 032023 062023 092023 122024 032024 062024 092024

39、12 0 002 004 006 008 0010 0012 0014 0016 0018 0020 002020 012020 042020 072020 102021 012021 042021 072021 102022 012022 042022 072022 102023 012023 042023 072023 102024 012024 042024 072024 10 10 二、我國各類氣源成本及競爭力分析 2.1 我國氣源結構：國產氣占據主要地位，進口氣占比持續提升 國產氣國產氣在我國天然氣供應中在我國天然氣供應中占據占據主要地位，主要地位，占比近占比近60%，進口氣占比在，

40、進口氣占比在40%左右左右。2023年我國天然氣生產總量為 2324 億方，約占總供應量的 58.5%，其中常規氣 1364 億方，占比34.2%；非常規氣超過 960 億方，占比 24.3%。此外，我國進口天然氣 1678 億方，占比41.5%，其中進口管道氣 671 億方，占比 16.8%，主要來自中亞、俄羅斯、緬甸等地區和國家，進口 LNG 984 億方，占比 24.7%，主要來自澳大利亞、卡塔爾、俄羅斯、馬來西亞、印尼及美國等。圖圖 15：2023 年我國天然氣供應結構年我國天然氣供應結構（億方）（億方）資料來源：國家能源局，經濟參考網，中國智庫網，俄羅斯衛星通訊社，中國石油新聞中心，

41、中國石油石化，信達證券研發中心 注1：由于統計口徑不同，加總計算出的總供應量與統計局發布的表觀消費量略有出入；注2：海上氣產量為年末預計數值，非實際產量；注3：常規氣量為天然氣產量-非常規氣量算出；注4：煤制氣未被統計在非常規氣產量中；注5：中緬管道氣量為進口管道氣總量-中俄進氣口量-中亞進氣口量計算 近年來近年來國產國產常規常規氣氣量量增速增速顯著放緩顯著放緩，國產氣增量主要依托非常規氣上產來實現。國產氣增量主要依托非常規氣上產來實現。隨著我國高品位常規油氣資源的開采消耗，常規天然氣產量增速顯著放緩，2016-2023 年我國常規氣 CAGR 為 4.3%，與此同時，受益于非常規氣開采技術突

42、破及政策支持，我國非常規氣產量快速擴張，2016-2023年非常規氣CAGR達到15.6%。2023年我國非常規天然氣產量突破年我國非常規天然氣產量突破960 億立方米，同比增長約億立方米，同比增長約 14%，占占我國天然氣總產量我國天然氣總產量的比重已由的比重已由 2016 年年 25.3%提升至提升至43%。我國進口天然氣量顯著增長，對外依存度在經歷我國進口天然氣量顯著增長，對外依存度在經歷 2022年的短暫下降后重回抬升趨勢；近年年的短暫下降后重回抬升趨勢；近年來中俄管道氣量爬坡提供進口管道氣供應增量，我們預計來中俄管道氣量爬坡提供進口管道氣供應增量，我們預計未來幾年國內消費增量主要未來

43、幾年國內消費增量主要依靠依靠國內國內LNG進口增長及進口增長及非常規氣非常規氣增產來增產來滿足滿足。隨著我國經濟的持續發展以及能源轉型的深入推進，我國天然氣消費量快速增長，顯著超過了國產氣量的增長，由此產生的供需缺口導致我國天然氣進口量大幅增加，其中貿易更加靈活的 LNG 增長最為強勁，2013-2023 年我國 LNG 進口量 CAGR 達到 14.6%；于此同時，我國天然氣對外依存度也隨之上升，盡管在2022 年受到極端高氣價的影響，對外依存度出現了短暫的下降，但隨后又重回增長態勢，2024 年 1-11 月我國天然氣對外依存度已達 42.8%。2019 年以來主要受益于中俄天然氣管道投產

44、后輸氣量逐年爬坡，帶動我國進口管道氣量顯著增長，我們預計該管線將于 2025 年達產；未來幾年內暫無進口管道投產，我們預計未來幾年國內消費增量主要依靠國內 LNG 進口增長及非常規氣增產來滿足，尤其隨著以美國、卡塔爾為代表的 LNG 出口大國增量產能的逐步釋放，我國 LNG 進口量有望進一步增長，進口結構中美國 LNG 氣量占比或將持續提升。常規 常規（13641364，34.2%34.2%）非常規 非常規（960,24.3%960,24.3%）進口管道 進口管道（671,16.8%671,16.8%）進口進口LNGLNG（984,24.7%984,24.7%）（2324,58.5%2324,

45、58.5%）進口 （進口 （1678,41.5%1678,41.5%）11 圖圖 16：2013-2024年中國天然氣供應結構及對外依存度（億年中國天然氣供應結構及對外依存度（億方）方）資料來源：iFinD，信達證券研發中心 圖圖 17：我國天然氣產量結構我國天然氣產量結構及非常規氣占比及非常規氣占比（億方）（億方）資料來源：iFinD，新華社客戶端，上海石油天然氣交易中心，中國石油新聞中心，石油商報，國家能源局，鄒才能等中國天然氣發展態勢及戰略預判，鄒才能等非常規油氣勘探開發理論技術助力我國油氣增儲上產，鄒才能等中國非常規油氣沉積學新進展，信達證券研發中心 我國陸上主要在產氣田多分布于中西部

46、我國陸上主要在產氣田多分布于中西部地區地區，如西北、西南以及晉陜蒙地區，如西北、西南以及晉陜蒙地區，而主要天然而主要天然氣消費市場位于東部沿海。國產陸上氣的供需存在空間錯配問題，氣消費市場位于東部沿海。國產陸上氣的供需存在空間錯配問題，主要主要氣田氣田產出的產出的天然氣天然氣需通過長輸管線輸送至沿海終端消費市場。需通過長輸管線輸送至沿海終端消費市場。受天然氣資源分布的影響，我國陸上主要在產氣田多位于中西部地區，如我國常規陸上氣主要產自新疆及四川盆地，致密氣主要產自鄂爾多斯盆地，頁巖氣主要產自鄂爾多斯盆地及四川盆地，煤層氣主要產自山西的沁水盆地。主要陸上氣田距東部沿海較遠，需經西氣東輸、川氣東送

47、、陜京線等跨省長輸管線運至東部沿海終端消費市場。此外，我國主要海上在產氣田主要分布于渤海及南海，可直接通過海底管道上岸供應華北、華南地區。圖圖 18：我國主要天然氣氣田分布圖我國主要天然氣氣田分布圖 資料來源：煤炭科學研究總院，石油勘探與開發，信達證券研發中心 圖圖 19：我國主要天然氣管網圖我國主要天然氣管網圖 資料來源：前瞻產業研究院，信達證券研發中心 我國目前主要從三個國家我國目前主要從三個國家/地區進口管道天然氣，分別為中亞、俄羅斯以及緬甸。地區進口管道天然氣，分別為中亞、俄羅斯以及緬甸。1）從中從中亞進口亞進口的天然氣管道目前在運 3 條，分別為中土天然氣進口管道 A/B/C/線，從

48、新疆霍爾果斯口岸入境，通過西氣東輸一至三線運往華北、華東及華南地區。管道設計產能 550 億方/14 5 22 3 26 8 29 7 30 5 30 5 34 8 38 4 42 9 42 8 41 8 43 8 39 6 40 5 42 8 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 0 00500 001 000 001 500 002 000 002 500 003 000 003 500 004 000 004 500 00 25 3 26 7 31 4 35 0 37 7 40 0 37 9 41 0 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 0 0

49、0500 001 000 001 500 002 000 002 500 0020162017201820192020202120222023 12 年，近年來運量維持在 400 億方左右，但由于中亞產氣國自身用氣量的增長以及俄烏沖突后天然氣出口結構的調整，近年來對華供氣量有下滑趨勢。2）從俄羅斯進口）從俄羅斯進口的天然氣管線為中俄天然氣東線，由黑龍江黑河口岸入境，經由中俄東線國內段運往華北及華東地區。管道設計年輸送能力380億方，2019年投產后產能處于快速爬坡的過程中，2023年運量227億方，該管線已于 2024 年底全線貫通并達到設計日產能，我們預計 2024 年中俄東線運量將達 30

50、0 億方，2025 年有望滿產 380 億方。3）從緬甸進口）從緬甸進口管道氣的管線為中緬天然氣管道，由云南德宏入境，大部分在云南省內消化，其余氣量經由中緬線國內段運往廣西。管道設計運量 120億方/年，但由于定價較高、地緣政治等因素，該管線自 2014年投產后運量一直保持在 30-40 億方左右，暫無增量預期。除在運管線外，我國還有 1 條中亞在建管線以及 2 條中俄待建管線，分別為中土進口天然氣 D 線、中蒙俄天然氣管線以及中俄遠東天然氣管線。其中，中土 D 線從 2014 年開始建設，由于參與國之間的定價分歧而被推遲；中蒙俄以及中俄遠東管線仍在談判階段，尚未開始建設，考慮到建設周期 5

51、年左右，我們預計至早要到 2030 年以后建成投產?？紤]到進考慮到進口管線談判復雜且建設周期長，我們預計口管線談判復雜且建設周期長，我們預計 2025年我國進口管道氣增量主要來自中俄東線，年我國進口管道氣增量主要來自中俄東線，增量約增量約 80 億方，億方，2026-2030 年進口管道氣增量年進口管道氣增量有限有限。表表 1：我國主要天然氣進口管線情況我國主要天然氣進口管線情況 進口國家進口國家/地區地區 管道管道名稱名稱 狀態狀態 設計輸送能力設計輸送能力 中亞 中土天然氣進口管道中土天然氣進口管道 A/B/C 線線 已投產已投產 550 億方億方/年年 中土天然氣進口管道 D 線 在建（

52、延遲）300 億方/年 俄羅斯 中俄天然氣東線（西伯利亞力量中俄天然氣東線（西伯利亞力量-1）已投產已投產 380 億方億方/年年 中蒙俄天然氣管道（西伯利亞力量-2）待建 500 億方/年 中俄遠東天然氣管道 待建 100 億方/年 緬甸 中緬天然氣管道中緬天然氣管道 已投產已投產 120 億方億方/年年 資料來源：特氣網，國復咨詢，澎湃新聞，俄羅斯衛星通訊社，信達證券研發中心 圖圖 20：2017-2023 年年中亞、中俄、中緬中亞、中俄、中緬進口管道氣運量進口管道氣運量（億方）（億方）資料來源：EI，信達證券研發中心 我國已投運項目設計接收能力合計約我國已投運項目設計接收能力合計約 14

53、300 萬噸萬噸/年，在建及擴建項目接收能力合計超過年，在建及擴建項目接收能力合計超過8400 萬噸萬噸/年；年；LNG 接收站主要分布在東部沿海地區，接收站主要分布在東部沿海地區，其中華北地區已投運接收規模最大，其中華北地區已投運接收規模最大，華東地區在建及擴建接收規模最大。華東地區在建及擴建接收規模最大。截至 2024 年 9 月，國內已投運的 LNG 接收站共有 31座，其中，國家管網及三大油的項目最多，其他則屬于地方性能源集團或燃氣集團，已投運 LNG 接收站的總接收能力接近 14000 萬噸/年。分區域來看，華北地區 LNG 接收站接收能力最大，合計 5380 萬噸/年；其次為華南地

54、區，合計接收能力 4870 萬噸/年；華東地區接收站接收規模相對較小，為4050萬噸/年。此外，三地均有較大規模在建及擴建項目，其中華東地區在建及擴建項目合計接收規模最大，超過 4200 萬噸/年，華北和華南地區基本相 100 0200 0300 0400 0500 0600 0700 020102011201220132014201520162017201820192020202120222023 13 當，均為2000萬噸/年左右?，F有及在建接收站規模提供充足的接收能力，與未來進口氣的趨勢相匹配。表表 2：我國我國已投運及在建、擴建已投運及在建、擴建 LNG 接收站項目梳理接收站項目梳理（

55、截至（截至 2024 年年 9 月）月）區域區域 省份省份 項目名稱項目名稱 所屬企業所屬企業 設計接收能力（萬噸設計接收能力（萬噸/年）年）投運投運/預計投運時間預計投運時間 已投運已投運項目項目 華北華北 遼寧 大連 LNG 項目 國家管網 600 2012 年 12 月 河北 唐山曹妃甸 LNG 接收站 中石油 1000 2013 年 12 月 河北曹妃甸新天 LNG 接收站 新天綠能 500 2023 年 6 月 山東 青島 LNG 項目一二三期 中石化 1100 2014 年 12 月 天津 天津 LNG 項目一二期 國家管網 600 2013 年 12 月 天津 LNG 項目一二期

56、 中石化 1080 2018 年 2 月 南港 LNG 接收站 北京燃氣集團 500 2023 年 9 月 小計小計 5380 華東華東 江蘇 如東 LNG 項目一二三期 中石油 1000 2011 年 11 月 鹽城綠能港 LNG 項目一期 中海油 600 2012 年 9 月 廣匯啟東 LNG 項目一二期 廣匯 500 2017 年 6 月 浙江 杭嘉鑫 LNG 項目 嘉興燃氣 100 2022 年 7 月 寧波 LNG 項目一期 中海油 300 2012 年 9 月 新奧舟山 LNG 項目一二期 新奧 500 2018 年 10 月 溫州 LNG 接收站 浙能集團 300 2023 年

57、8 月 上海 洋山 LNG 項目 申能 600 2009 年 10 月 五號溝 LNG 項目 申能 150 2004 年 4 月 小計小計 4050 華南華南 廣東 深圳迭福 LNG 項目 中海油/深圳能源 400 2018 年 11 月 粵東惠來 LNG 項目 中海油 200 2017 年 5 月 廣東大鵬 LNG 項目 中海油 680 2006 年 9 月 深圳華安 LNG 項目 深圳燃氣 80 2019 月 8 月 九豐 LNG 項目 九豐 150 2012 年 12 月 珠海金灣 LNG 項目一期 中海油 350 2013 年 廣州 LNG 應急調峰氣源站項目 廣州燃氣 100 202

58、3 年 8 月 潮州華瀛 LNG 接收站 中國石化 600 2024 年 9 月 惠州 LNG 接收站 廣東能源集團 400 2024 年 9 月 福建 莆田 LNG 項目 中海油 630 2008 年 4 月 漳州 LNG 接收站 國家管網 300 2024 年 5 月 廣西 北海 LNG 項目一二期 國家管網 600 2016 年 4 月 防城港 國家管網 60 2019 年 4 月 海南 洋浦 LNG 項目 國家管網 300 2014 年 8 月 深南 LNG 儲備庫 中國石油 20 2014 年 11 月 小計小計 4870 已投運項目合計已投運項目合計 14300 在建在建/擴建項目

59、擴建項目 華北華北 山東 龍口南山 LNG 接收站 國家管網 500 2024 年 龍口 LNG 接收站 中國石化 650 2024 年 煙臺 LNG 接收站 保利協鑫 500 2024 年 遼寧 營口 LNG 接收站 中交集團 300 2025 年 小計小計 1950 華東華東 上海 上海 LNG 站線擴建項目 申能集團 600 2025 年 浙江 玉環大麥嶼能源（LNG）中轉儲運項目 嘉興誠燃控股 200 2024 年 舟山六橫 LNG 接收站 中國石化 700 2025 年 溫州華港液化天然氣（LNG）儲運調峰中心 華峰集團 300 2025 年 新奧舟山 LNG 項目三期（擴建）新奧股

60、份 500 2025 年 舟山六橫 LNG 接收站 浙能集團 600 2026 年 如東 LNG 接收站 保利協鑫 300 2025 年 國信如東 LNG 接收站 江蘇國信 295 2025 年 廣匯啟東 LNG 項目三期（擴建）廣匯能源 500 2025 年 贛榆 LNG 接收站 華電集團 300 2025 年 14 小計小計 4295 華南華南 廣東 華豐中天潮州 LNG 儲配站 華豐集團 100 2024 年 陽江 LNG 調峰儲氣庫 廣東能源集團 280 2024 年 深圳迭福北 LNG 應急調峰站 國家管網 300 2024 年 惠州 LNG 接收站（擴建）廣東能源集團 345 20

61、28 年 廣西 北海 LNG 項目三期（擴建）國家管網 600 2024 年 福建 莆田 LNG 接收站 哈納斯 565 2026 年 小計小計 2190 在建在建/擴建擴建項目合計項目合計 8435 資料來源：iFinD，重慶石油天然氣交易中心，中交三航二公司公眾號，國際燃氣網，廣東省發改委，廣西壯族自治區發改委，信達證券研發中心 2.2 各類氣源成本分析：國產氣沿海終端成本顯著低于進口氣，油價掛鉤長協競爭力或將增強 我們在本篇報告中采用的我們在本篇報告中采用的成本計算方法成本計算方法如下如下：1）國產氣源）國產氣源的上游開采成本相對固定，短期內預計不會有顯著變化，終端成本的計算方法為開采成

62、本加運至終端市場的運輸費用。其中，國內上游主要產氣區到三地消費終端的運距和運費見表 5。2）進口氣源進口氣源多與國際供應商簽訂長期合同，成本與國際油氣價格掛鉤，根據合同公式計算得到。進口管道氣進口管道氣的定價公式未知，成本預測方法為根據進口管道氣歷年到岸均價的歷史數據回歸出大致的一元線性方程，依據我們對國際油氣價格走勢的預期來預測未來幾年的進口管道氣到岸成本，再加上運費，得出進口管道氣下游的終端成本。1）中亞中亞管管道道氣價氣價的回歸公式為 GP=2.632OP+63（R=0.87，p0.01）；2）中）中俄俄管道氣管道氣的回歸公式為GP=2.638OP+8.95（R=0.86，p0.01）。

63、其中GP為管道氣價格，單位為美元/千立方米，OP 為按照“6-3-3”原則（基于六個月的平均油價，但有三個月的延遲）調整后的布油均價。進口進口 LNG 長協長協公式的大致形式已知：1）油價掛鉤長協油價掛鉤長協公式為 P=斜率*Brent/JCC+常數，由于國際油價掛鉤長協斜率呈下降趨勢，早期油價長協和近年油價長協斜率相差較大，因此我們將其分為兩個子類進行計算；2）HH 掛鉤長協掛鉤長協公式為 P=115%*HH+常數，其中常數多在 23 美元之間，且由于 HH 掛鉤長協為 FOB 價格，因此算到岸價還需加 23 美元左右的船運費；3）LNG 現貨現貨我們采取直接預測中國到岸價的形式。此外，各種

64、進口 LNG上岸后需加上進口稅費來計算終端成本。表表 3：國產及進口天然氣成本計算公式國產及進口天然氣成本計算公式 氣源類型氣源類型 成本計算方法成本計算方法 成本計算公式成本計算公式 單位單位 備注備注 國產 開采成本+運費 開采成本+運費 元/方 非完全成本 進口 進口管道氣 中亞 采用歷史進口到岸價回歸出估算公式，再加運費 GP=2.632OP+63+運費 美元/千立方米 OP 為按照“6-3-3”原則調整后的布油均價（基于六個月的平均油價，但有三個月的延遲）中俄 采用歷史進口到岸價回歸出估算公式，再加運費 GP=2.638OP+8.95+運費 美元/千立方米 OP 為按照“6-3-3”

65、原則調整后的布油均價（基于六個月的平均油價，但有三個月的延遲）進口 LNG 長協 油價掛鉤 按油價掛鉤長協公式：斜率*Brent/JCC+常數；到岸+稅+氣化費 早期（2018 年以前）：(1315)%*Brent/JCC+(01)近年（2018 年以后）：(10.511.5)%*Brent/JCC+(01)美元/百萬英熱 DES 價格，實際計算成本時取斜率及常數的均值 氣價按 HH 掛鉤長協公式：115%*HH+（23）+（23）美元/百萬英實際計算成本時取液化費及運費 15（HH）掛鉤 115%*HH+常數，再加運費；到岸+稅+氣化費 熱 的均值 現貨 參考中國 LNG 現貨到岸價；到岸+

66、稅+氣化費 參考中國 LNG 現貨到岸價 美元/百萬英熱 資料來源：iFinD，陳蕊等全球LNG貿易定價演變規律與新趨勢及相關啟示，信達證券研發中心 圖圖 21：中亞進口管道氣回歸公式中亞進口管道氣回歸公式的的擬合情況擬合情況 資料來源：iFinD，信達證券研發中心 圖圖 22：中俄進口管道氣回歸公式中俄進口管道氣回歸公式的的擬合情況擬合情況 資料來源：iFinD，信達證券研發中心 表表 4：天然氣主產區到沿海終端消費市場的運費情況天然氣主產區到沿海終端消費市場的運費情況（自自 2024 年年 1 月月 1 日起日起）起始地起始地 終端市場終端市場 運距運距(千米）千米）運費（元運費（元/方）

67、方）新疆（西氣東輸）華北 3200 0.6 華東 4200 0.88 華南 4978 1.10 鄂爾多斯盆地（西氣東輸，陜京線）華北 918 0.26 華東 1670 0.46 華南 2000 0.56 四川（川氣東送）華東 2170 0.60 華南 2395 0.67 黑龍江（中俄東線）華北 3602 0.66 華東 5111 1.08 資料來源：國家發改委，高德地圖，中國政府網，國家能源局，中國檔案報，觀察者網，黑龍江日報客戶端，新華網，湖南日報，楊承志等陜京輸氣管道建設走出了高質量、高速度、高水平、高效益的新路子，信達證券研發中心 成本及競爭力對比成本及競爭力對比：基于上游各類氣源的開采

68、或到岸成本、運至終端市場的運費等因素，我們計算并構建了2020-2024 年華北、華東、華南三個我國沿海天然氣重點消費區域的終端氣源成本對比如下：16 圖圖 23：2020-2024E 華北終端華北終端的各類的各類氣源成本氣源成本及競爭力對比及競爭力對比（元（元/方）方）資料來源：iFinD，孟亞東2060年中國工業天然氣價格預測及產業發展建議，隋朝霞等國內煤制天然氣產業發展現狀與趨勢分析，界面新聞，俄羅斯衛星通訊社，Bloomberg，信達證券研發中心 注：國產氣開采成本選取年份為2023年，并假設開采成本基本不變 圖圖 24：2020-2024E 華東終端華東終端各類氣源成本及競爭力對比（

69、元各類氣源成本及競爭力對比（元/方）方）資料來源：iFinD，孟亞東2060年中國工業天然氣價格預測及產業發展建議，隋朝霞等國內煤制天然氣產業發展現狀與趨勢分析，界面新聞，俄羅斯衛星通訊社，Bloomberg，信達證券研發中心 注：國產氣開采成本選取年份為2023年，并假設開采成本基本不變 2 4 2 5 2 7 2 7 3 5 3 6 2 5 2 7 2 7 3 0 3 8 4 1 1 4 1 9 1 9 3 7 2 4 2 7 3 5 4 4 9 8 1 3 2 1 2 3 2 9 1 6 1 9 2 5 3 1 8 5 2 3 1 8 2 1 1 7 2 1 1 5 0 02 04 06

70、 08 010 012 0 20202021202220232024 2 4 2 5 2 7 2 7 3 5 3 6 2 5 2 7 2 7 3 0 3 8 4 1 1 4 1 9 1 9 3 7 2 4 2 7 3 5 4 4 9 8 1 3 2 1 2 3 2 9 1 6 1 9 2 5 3 1 8 5 2 3 1 8 2 1 1 7 2 1 1 5 0 02 04 06 08 010 012 0 20202021202220232024 17 圖圖 25：2020-2024E 華南終端華南終端的各類氣源成本及競爭力對比（元的各類氣源成本及競爭力對比（元/方）方）資料來源：iFinD，孟亞

71、東2060年中國工業天然氣價格預測及產業發展建議，隋朝霞等國內煤制天然氣產業發展現狀與趨勢分析，界面新聞，俄羅斯衛星通訊社，Bloomberg，信達證券研發中心 注：國產氣開采成本選取年份為2023年，并假設開采成本基本不變 從上述華北、華東、華南三大終端消費市場的各類氣源成本及競爭力對比結果，我們總結從上述華北、華東、華南三大終端消費市場的各類氣源成本及競爭力對比結果，我們總結歸納出幾點重要結論：歸納出幾點重要結論：1、整體而言，國產氣在沿海地區的終端成本整體而言，國產氣在沿海地區的終端成本相對相對低且穩定，進口氣的終端成本相對較高低且穩定，進口氣的終端成本相對較高且波動較大。且波動較大。若

72、不考慮運至終端市場的運費成本，僅從上游開采成本的角度來看，國產氣中若不考慮運至終端市場的運費成本，僅從上游開采成本的角度來看，國產氣中，開采成本，開采成本排序大致為陸上常規氣致密氣煤層氣頁巖氣排序大致為陸上常規氣致密氣煤層氣頁巖氣煤制氣煤制氣。常規氣田由于開采難度低、技術成熟、單位投資小的特點，其開采成本位于最低位，單方氣開采成本約 0.8 元/方；而非常規氣田地質條件復雜、開采難度較高、單位投資較大，開采成本相對較高，其中致密氣的開采成本偏低，約 1 元/方，頁巖氣和煤層氣的開采成本偏高，煤層氣約 1.6 元/方，頁巖氣約 1.8 元/方，頁巖氣和煤層氣的開采成本根據區塊資源品位不同差異較大

73、；此外，煤制氣的成本根據原料煤價格不同而差異較大，如新疆煤價較低（按原料煤價格150元/噸），煤制氣的成本相應較低，約 1.3 元/方左右，內蒙煤價較高，煤制氣成本約 2 元/方（按原料煤價格 300 元/噸）。若考慮運費，從沿海終端成本的角度來看，華北、華東、華南三地的若考慮運費，從沿海終端成本的角度來看，華北、華東、華南三地的終端成本根據距離主要氣田的遠近不同而有所差異終端成本根據距離主要氣田的遠近不同而有所差異。如華北市場距主要致密氣產地鄂爾多斯盆地、常規氣產地新疆較近，運費成本低，二者運至華北市場的終端成本最具優勢。華東及華南市場距主要陸上常規氣及頁巖氣主產區四川盆地較近，運費成本低，

74、這兩種氣源運至華東及華南市場的終端成本優勢最為明顯。相較之下，相較之下，進口氣進口氣的的到岸成本由于跟國際油氣價格掛鉤，成本偏到岸成本由于跟國際油氣價格掛鉤，成本偏高且波動高且波動性強性強，基本位于，基本位于成本的上界成本的上界。其中，進口 LNG 的成本波動幅度總體上大于進口管道氣，又以 LNG 現貨波2 4 2 7 3 1 3 5 3 6 2 5 3 0 3 3 3 8 4 1 1 5 2 4 2 5 2 6 3 7 3 5 3 3 4 4 9 8 1 6 2 3 2 4 2 9 2 5 2 2 3 1 8 5 1 9 2 3 1 7 2 5 2 1 1 5 0 02 04 06 08 0

75、10 012 0 20202021202220232024 18 動幅度最大。進口 LNG 現貨由國際市場實時的供需關系決定，價格最為市場化。而 LNG長協相較進口管道氣價格波動較大的原因，其一是二者價格公式中所掛鉤的國際油氣平均價格計算的時間取值略有差異，進口管道氣掛鉤的為更長期的油價均值，因此波動較??；此外，進口 LNG 長協公式掛鉤的價格較為單一，而進口管道氣掛鉤的能源品種相對較多，降低了單一油價波動對其成本的影響。若不考慮運費差異，就若不考慮運費差異，就 2024 年的情況而言，年的情況而言，進口氣進口氣成本成本排序大致為排序大致為中俄進口管道氣中亞進口管道氣中俄進口管道氣中亞進口管道

76、氣HH 掛鉤長協近年油價掛鉤長協掛鉤長協近年油價掛鉤長協早年油價掛鉤長協早年油價掛鉤長協現貨現貨 LNG。若考慮運距，尤其是考慮到進口管道氣由內陸邊境運往沿海消費市場的距離較遠，以華東為例，排序大致變為：HH 掛鉤長協近年油價掛鉤長協中亞進口管道氣中俄進口管道氣早年油價掛鉤長協現貨 LNG。圖圖 26：國產天然氣上游開采成本（元國產天然氣上游開采成本（元/方）方）資料來源：孟亞東2060年中國工業天然氣價格預測及產業發展建議，隋朝霞等國內煤制天然氣產業發展現狀與趨勢分析，信達證券研發中心 圖圖 27：進口氣到岸成本（：進口氣到岸成本（2024E，不含稅費，不含稅費，元元/方）方）資 料 來 源

77、：iFinD，界 面 新 聞，俄 羅 斯 衛 星 通 訊 社，Bloomberg，信達證券研發中心 2、俄烏沖突后，俄烏沖突后，近兩年我國近兩年我國進口氣成本進口氣成本呈呈顯著顯著下行下行趨勢趨勢，已已逐漸向國產氣逐漸向國產氣成本成本靠攏靠攏，競，競爭力逐步增強爭力逐步增強。若若未來幾年國際油氣價格下行，未來幾年國際油氣價格下行，我們認為我們認為進口氣成本進口氣成本還還有進一步下降的空有進一步下降的空間間。1）2020 年年進口進口氣價氣價降至降至歷史低位，歷史低位，LNG 現貨成本低于部分區域國產氣成本?，F貨成本低于部分區域國產氣成本。受疫情影響國際油氣價格大跌，布油均價跌至 40 美元/桶

78、左右，中國 LNG 到岸價 4.5 美元/百萬英熱。油氣價格下跌導致油價掛鉤長協及 LNG 現貨成本雙雙走低，近年簽訂的油價掛鉤長協成本降至 1.7 元/方，LNG 現貨成本更是低至 1.5 元/方，在華東和華南地區甚至已經低于部分國產氣的終端成本，為 LNG進口及在國內的發展提供了良好的窗口期。2）2021 年下半年年下半年起油氣價格起油氣價格大大漲下進口氣與國產氣成本大幅拉開，進口氣量降幅顯著。漲下進口氣與國產氣成本大幅拉開，進口氣量降幅顯著。2021年下半年開始，隨著疫情后經濟恢復、極端天氣、低庫存疊加 2022年初俄烏沖突等地緣政治的影響下，全球油氣價格出現大幅上漲，2022 年布油均

79、價超過 100 美元/桶，中國LNG 到岸均價漲至 34 美元/百萬英熱。極端高價下，我國 LNG 進口成本大幅上升，其中HH 掛鉤長協成本漲至 3.7 元/方，早期油價掛鉤長協成本漲至 4.4 元/方，LNG 現貨成本更是達到 9.8 元/方，上升至我國天然氣成本的頂端；在進口成本與國內售價嚴重倒掛的情況下，我國 LNG進口需求被大幅擠出，進口量同比下降近 20%。3）2023 年二季度年二季度以來以來油強氣弱油強氣弱的國際能源價格局勢下，的國際能源價格局勢下，HH掛鉤長協及掛鉤長協及 LNG 現貨進口成現貨進口成本呈明顯下降趨勢，進口氣量顯著反彈本呈明顯下降趨勢，進口氣量顯著反彈。國際天然

80、氣供需格局趨向寬松，氣價顯著下行，2023 年中國 LNG 到岸均價降至 14 美元/百萬英熱，HH 均價降至 2.5 美元/百萬英熱，同比均下降 60%左右；然而，在供給端限產及中東地緣沖突等因素的影響下，油價走勢依舊堅0 811 321 61 82 0900 511 522 5.19 挺，2023 年布油均價在 80 美元/桶以上，國際能源市場呈現油強氣弱的局面。LNG 現貨進口成本顯著下降，雖然全年來看仍位于我國天然氣成本頂端，但部分月份進口成本已具備明顯優勢；油價掛鉤長協成本有所下降，但降幅有限，依舊維持較高位置，與之相比，2022到 2023 年 HH掛鉤的長協成本由 3.7 元/方

81、降至 2.5元/方，成本優勢凸顯。展望未來展望未來 2-3 年內，我們認為，在年內，我們認為，在 LNG 供給端產能釋放預期供給端產能釋放預期以及以及美國美國油氣油氣增產預期增產預期之下之下，全球全球油氣價格油氣價格中樞中樞有有進一步進一步下行的趨勢下行的趨勢。若若低油價低氣價低油價低氣價時代時代來臨，來臨，我國我國進口氣成本有望進口氣成本有望進一步向國產氣進一步向國產氣靠攏，競爭優勢有望進一步增強靠攏，競爭優勢有望進一步增強。圖圖 28：2020 年以來布倫特油價、中國年以來布倫特油價、中國 LNG 進口到岸價及進口到岸價及HH 月度價格走勢月度價格走勢 資料來源：iFinD，信達證券研發中

82、心 圖圖 29：2013-2024M11 我國月度我國月度 LNG 進口量進口量（億方）（億方）資料來源：iFinD，信達證券研發中心 3、華華南南、華、華東東地區地區距國內主要天然氣產地及進口管道氣到岸邊境較遠，國產及進口管道距國內主要天然氣產地及進口管道氣到岸邊境較遠，國產及進口管道氣終端成本氣終端成本較較高，高，進口進口 LNG 在以上兩地在以上兩地的競爭優勢的競爭優勢相較華北相較華北更更為為明顯明顯，盈利空間更大，盈利空間更大。華南、華東地區由于距國內主要天然氣產地及進口管道氣到岸邊境較遠，運費較高，國產氣、進口管道氣的終端成本較高，而華北地區距主要氣田及進口管道氣到岸邊境較近，運費低

83、，國產氣及進口管道氣終端成本最低。陸上氣運距的差異導致華東、華南地區使用天然氣的均衡成本較華北高，從而賦予進口 LNG 更強的競爭力。此外，從下游銷售的角度來看，陸上氣運距差異也在一定程度上導致了三地天然氣基準門站價的差異，根據發改委2019年發布的全國天然氣基準門站價，北京天然氣基準門站價為 1.86元/方，低于上海及廣東的2.04元/方。較高的門站價給予華東和華南地區進口LNG更大的競爭力以及盈利空間。此外，從更為市場化的價格角度來看，根據 iFinD 多年月度數據，華東及華南區域 LNG 市場價格指數相近，相較華北均有較大溢價，2021 年 2 月至 2024 年 11 月的月度溢價均值

84、在1000 元/噸左右。鑒于進口鑒于進口 LNG 運至三地港口的成本差異并不明顯，由此我們判斷，進口運至三地港口的成本差異并不明顯，由此我們判斷，進口LNG 在華東及華北兩地的競爭優勢相較華北更為明顯，盈利空間更大。在華東及華北兩地的競爭優勢相較華北更為明顯，盈利空間更大。圖圖 30：華北、華東、華南三地國產氣及進口管道氣終端成華北、華東、華南三地國產氣及進口管道氣終端成本對比（本對比（2024E，元元/方）方）圖圖 31：華北、華東、華南三地華北、華東、華南三地 LNG 價格指數對比（元價格指數對比（元/噸）噸）02040608010012014001020304050602020 0320

85、20 062020 092020 122021 032021 062021 092021 122022 032022 062022 092022 122023 032023 062023 092023 122024 032024 062024 09 22 7 10 1 1 0 32 8 46 3 41 0 12 0 11 4 17 6 19 6 12 4 10 5 30 20 10 0 10 20 30 40 50 60 0100020003000400050006000700080009000 20 資料來源：iFinD，孟亞東2060年中國工業天然氣價格預測及產業發展建議，隋朝霞等國內煤制

86、天然氣產業發展現狀與趨勢分析，界面新聞，俄羅斯衛星通訊社，Bloomberg，信達證券研發中心 資料來源：iFinD，信達證券研發中心 4、作為作為我國我國 2024 至至 2025 年重要的年重要的天然氣天然氣增量來源增量來源，中俄進口管道氣在華北的競爭力較強，中俄進口管道氣在華北的競爭力較強，而而在華東在華東的的競爭力較弱競爭力較弱，我們我們預計至少未來一年內預計至少未來一年內中俄進口管道氣中俄進口管道氣成本降幅有限成本降幅有限，長期來，長期來看看若油價若油價中樞下移中樞下移，其成本或呈緩慢下降趨勢，其成本或呈緩慢下降趨勢。中俄東線天然氣進口管道自 2019 年開始運行，近年來輸氣量持續爬

87、坡，為我國提供穩定的增量氣源，2024年 12月中俄東線宣布全線貫通，將供應區域由華北延伸至以上海為代表的華東地區。中俄東線 2022 年運量為 155 億方，2023 年運量為 227 億方，我們預計我們預計該管道該管道2024 年全年運量提升至年全年運量提升至 300 億方左右（同比增長億方左右（同比增長 70 億方左右），并有望于億方左右），并有望于 2025 年達產年達產 380億方（同比增長億方（同比增長 80 億方左右）。億方左右）。作為作為我國我國 2024 至至 2025 年重要年重要天然氣天然氣的增量來源，中俄管道氣運至華北的終端的增量來源，中俄管道氣運至華北的終端競爭優勢競

88、爭優勢相相對明顯，而運至華東地區的競爭力較弱。對明顯，而運至華東地區的競爭力較弱。2023 年中俄管道氣的到岸成本約 2 元/方（不含稅），我們估算其運至華北地區的終端成本在 2.7 元/方左右，在華北地區的進口氣成本中僅高于 HH 掛鉤長協，相較油價掛鉤長協及 LNG 現貨均有較強競爭優勢；而而 2023 年年中俄管中俄管道氣運至華東地區的終端成本在道氣運至華東地區的終端成本在 3 元元/方方以上以上，與中亞管道氣相近，與中亞管道氣相近，高于高于 HH 掛鉤長協以及掛鉤長協以及近年油價掛鉤長協，近年油價掛鉤長協，在各種在各種進口進口氣的終端成本中氣的終端成本中處于處于中間中間位置位置。此外，

89、由于中俄管道氣合同氣價掛鉤的是六個月的平均油價，并有三個月的延遲，因此我們判斷至少未來 1 年內中俄管道氣的成本變動不會很明顯，若油價中樞下移，其成本或呈緩慢下降趨勢。圖圖 32：華北華北、華華東地區東地區中俄管道氣與其他進口中俄管道氣與其他進口氣價對比氣價對比（元（元/方）方）資料來源：iFinD，界面新聞，俄羅斯衛星通訊社，Bloomberg，信 圖圖 33：2022-2025E 中俄東線中俄東線管道氣供應量管道氣供應量及預期及預期（億（億方）方）資料來源：俄羅斯衛星通訊社，金聯創，信達證券研發中心 0 00 51 01 52 02 53 03 5 0 001000 002000 0030

90、00 004000 005000 006000 007000 008000 009000 0010000 002021 022021 042021 062021 082021 102021 122022 022022 042022 062022 082022 102022 122023 022023 042023 062023 082023 102023 122024 022024 042024 062024 082024 10 .155227300380050100150200250300350400202220232024 2025 21 達證券研發中心 5、2023-2024 年在油強氣

91、弱的國際能源價格走勢下，油價掛鉤長協成本高居不下，年在油強氣弱的國際能源價格走勢下，油價掛鉤長協成本高居不下，HH 掛掛鉤長協的成本優勢凸顯。鉤長協的成本優勢凸顯。我們判斷，我們判斷，在未來在未來 2-3 年內油價中樞下行及亞歐與美國市場套利年內油價中樞下行及亞歐與美國市場套利空間縮窄的預期下，空間縮窄的預期下，油油價掛鉤的長協競爭價掛鉤的長協競爭力力或將逐步增強或將逐步增強、具備相對氣源優勢、具備相對氣源優勢。2023-2024年在油強氣弱的國際能源價格走勢下，油氣價差顯著拉開，油價掛鉤的長協成本年在油強氣弱的國際能源價格走勢下，油氣價差顯著拉開，油價掛鉤的長協成本高居不下，高居不下，HH

92、氣價掛鉤的長協成本優勢凸顯。氣價掛鉤的長協成本優勢凸顯。僅從 LNG 到岸成本來看，截至 2024 年 12月 11 日，2024 年 HH 均價約為 2.14 美元/百萬英熱，對應 HH 掛鉤長協到岸平均成本約為7.5 美元/百萬英熱；布油均價為 80 美元/桶，對應近年油價掛鉤長協到岸平均成本為 9.3 美元/百萬英熱，早期油價掛鉤長協到岸平均成本為 11.7 美元/百萬英熱。與此同時，2024 年LNG 現貨到岸均價在 11.8 美元/百萬英熱左右。由各類由各類 LNG 的到岸成本對比可以看出，的到岸成本對比可以看出，2024 年年 HH 掛鉤的長協掛鉤的長協到岸到岸成本成本位于進口位于

93、進口 LNG 的最低位，較近年油價掛鉤長協到岸成本的最低位，較近年油價掛鉤長協到岸成本低低 2 美元美元/百萬英熱左右，較早期油價掛鉤長協及百萬英熱左右，較早期油價掛鉤長協及 LNG 現貨到岸成本低現貨到岸成本低 4 美元美元/百萬英熱左百萬英熱左右。右。我們我們預計預計未來未來 2-3 年內年內全球全球油價中樞油價中樞有望有望下行下行且且亞歐與美國市場套利空間亞歐與美國市場套利空間或將或將縮窄，油價縮窄，油價掛鉤的長協競爭優勢或將逐步增強。掛鉤的長協競爭優勢或將逐步增強。油價方面，特朗普上任后有望大力發展國內傳統能源（詳情參見我們于 2024 年 11 月 22 日發布的研究報告特朗普新任期

94、將會如何影響油價？），我們預計未來 2-3 年內全球油價中樞或降至 65-70 美元/桶；氣價方面，我們預計2025-2027 年全球大量 LNG 出口產能有望釋放，其中美國占比接近一半（詳情參見我們于2024年 5月 16日發布的研究報告美國天然氣成本及氣價展望），隨著供給端產能大量放出，亞歐氣價中樞有望下降，同時美國 LNG 的出口增長或將導致國內 HH 氣價有所上漲，亞歐與美國 LNG市場的套利空間縮窄。我們預計未來 2-3 年內 HH 氣價中樞或提升至 3-3.5美元/百萬英熱，中國到岸價中樞有望降至 9-11 美元/百萬英熱。1）若僅從到岸成本考慮）若僅從到岸成本考慮，當 HH 氣價

95、在 33.5 美元/百萬英熱時，HH 掛鉤長協到岸成本為 8.59美元/百萬英熱；當布油價格在 65-70美元/桶時，近年油價掛鉤長協到岸成本為 7.7-8.2美元/百萬英熱，早期油價掛鉤長協到岸成本為 9.6-10.3 美元/百萬英熱。2）若考慮進口）若考慮進口 LNG 上岸后的各項稅費，從上岸后的各項稅費，從終端成本來看終端成本來看，按照我們對油氣價格的預期，2024-2027E HH 掛鉤長協終端成本或將由 2.4元/方提升至 2.8元/方，而近年油價掛鉤長協終端成本或將由 2.8元/方降至2.4元/方，HH長協和近年油價長協的優勢地位或有反轉。與之相比，早期油價掛鉤長協及 LNG 現貨

96、的終端成本或依舊位于終端成本的上沿，但二者成本下降趨勢也十分顯著?；诨?HH2.5-3.5 美元區間、布油價格美元區間、布油價格 65-75 美元區間的判斷，美元區間的判斷，當前我們對于未來當前我們對于未來 2-3 年內油年內油氣價格走勢的判斷下，氣價格走勢的判斷下，近期近期油價掛鉤的長協油價掛鉤的長協將具備較強的成本競爭力，其次為將具備較強的成本競爭力，其次為 HH 掛鉤美掛鉤美氣長協，早期油價掛鉤長協成本仍然較高（詳見圖氣長協，早期油價掛鉤長協成本仍然較高（詳見圖 35）。此外，此外，在國際油氣價格頻繁波動在國際油氣價格頻繁波動、地緣政治局勢多變地緣政治局勢多變的大環境下，對于的大環境

97、下，對于LNG進口資源商來說，構建一個油氣掛鉤長協兼備的進口資源商來說，構建一個油氣掛鉤長協兼備的多元化多元化上游資源池、分散單一能源品價格波動帶來的風險或為上游資源池、分散單一能源品價格波動帶來的風險或為長期長期更加重要的考量更加重要的考量。圖圖 34：不同油氣價格水平下：不同油氣價格水平下 HH 掛鉤長協及油價掛鉤長協對應到岸成本（掛鉤長協及油價掛鉤長協對應到岸成本（不含稅費，不含稅費，美元美元/百萬英熱）百萬英熱）22 資料來源：陳蕊等全球LNG貿易定價演變規律與新趨勢及相關啟示，信達證券研發中心 表表 5：我們我們對未來幾年國際油氣價格的對未來幾年國際油氣價格的假設假設 年份年份 油價

98、油價（美元（美元/桶）桶）亞洲到岸價亞洲到岸價（美元（美元/百萬英熱）百萬英熱）HH（美元（美元/百萬英熱）百萬英熱）2024 80 12 2.2 2025E 70 11 2.8 2026E 67 10 3.2 2027E 65 9 3.5 資料來源：iFinD，信達證券研發中心 圖圖 35：基于我們油氣價格假設情景下基于我們油氣價格假設情景下 2025E-2027E 華東地區進口氣源終端成本及競爭力的對比（含稅費，元華東地區進口氣源終端成本及競爭力的對比（含稅費，元/方）方）資料來源：iFinD，界面新聞，俄羅斯衛星通訊社，Bloomberg，信達證券研發中心 三、城燃及資源商視角的氣源競爭

99、力展望 3.1 我國天然氣銷售定價方式：我國天然氣銷售定價可大致分為管制氣和非管制氣兩類 城燃公司城燃公司從上游從上游采購的天然氣采購的天然氣的的定價模式定價模式基本分為基本分為兩類兩類：管制氣及非管制氣。管制氣及非管制氣。其中，非其中，非管管 （）（）（）（）（）（）3.14 2.96 2.79 2.69 2.59 3.00 2.95 2.77 2.68 2.64 3.0 2.8 2.4 2.4 2.5 2.3 2.5 2.7 2.8 3.8 3.5 3.1 3.0 2.9 4.1 3.6 3.3 3.0 2.8 2.002.202.402.602.803.003.203.403.603.8

100、04.004.20202320242025E2026E2027E PNG PNG HH LNG 23 制氣定價可大致劃分為大型資源商綜合定價、順價定價以及市場供需定價三種制氣定價可大致劃分為大型資源商綜合定價、順價定價以及市場供需定價三種。1）管制氣管制氣：從上游氣源構成的角度來看，管制氣主要包括國產陸上氣及 2014 年底前投產的進口管道氣（中亞、中緬進口管道氣），資源多掌握在三大油手中；定價方面，定價方面，管制氣管制氣的售價的售價嚴格受到發改委的管控嚴格受到發改委的管控，在各省/直轄市門站價的基礎上上浮比例不超過 20%。如 2024年中石油管制氣售價在門站價基礎上上浮 18.5%。2）非

101、管制氣非管制氣：從上游氣源構成的角度來看，非管制氣為除管制氣外的所有氣源，主要包括國產海上氣、非常規氣、LNG、2014 年之后投產的進口管道氣（中俄進口管道氣）等等；定價方面，定價方面，非管制氣定價可非管制氣定價可大致劃大致劃分為大型資源商綜合定價、順價分為大型資源商綜合定價、順價定價定價以及市場供需以及市場供需定價三種。定價三種。三大油為城燃采購天然氣的主要來源，以三大油為代表的大型資源供應商通常與下游簽訂年度購銷合同，合同又分兩種定價方式：一為綜合定價，一為綜合定價，即將非管制氣資源池進行統一定價，售價在門站價的基礎上浮動，浮動范圍不受限制，如 2024 年中石油非管制氣中的固定量部分售

102、價為沿海在門站價基礎上上浮 70%，內陸上浮 80%；中石化非管制氣售價中基礎量采暖季在門站價基礎上上浮 60%，非采暖季上浮 40%。二為二為更加市場化的更加市場化的順價定價，順價定價，即銷售價格掛鉤進口氣價波動，比如 2024 年中石油有 3%的合同氣量（浮動量）跟上海交易中心進口現貨價格聯動，中石化有 30%的合同氣量（定價量）參考中石化進口長協價格定價，中海油 2024 年夏季合同中供應電廠的價格與 JKM聯動。除了以上兩種合同定價方式，除了以上兩種合同定價方式，剩余剩余合同外合同外非管制氣非管制氣的氣價的氣價基本基本由由市場市場供供需需決定決定。表表 6：我國氣源我國氣源定價模式定價

103、模式 定價分類定價分類 范圍范圍 定價模式定價模式 管制氣 國產陸上氣和 2014 年底前投產的進口管道氣（中亞、中緬）管制氣價格嚴格受到發改委的管控，在各省/直轄市門站價的基礎上上浮比例不超過 20%非管制氣 除管制氣外的氣源，包括國產海上氣、非常規氣、LNG、2014 年之后投產的進口管道氣（中俄）等 1)三大油非管制氣年度合同統一定價，包括綜合定價及順價定價；2)市場化競爭形成價格 資料來源：國家發改委，人民網-中國能源報，信達證券研發中心 表表 7：2024 年中石油年中石油、中石化、中石化合同氣合同氣定價表定價表 2024-2025 年中石油管道氣政策年中石油管道氣政策 氣源類型氣源

104、類型 非采暖季非采暖季（2024 年年 4 月月-2024 年年 10 月）月）采暖季采暖季（2024 年年 11 月月-2025 年年 3 月）月）量量 價價 量量 價價 管制氣管制氣 65%18.50%55%18.50%非管制氣非管制氣 固定量固定量 32%70%（沿海）80%（內陸）42%70%（沿海）80%（內陸）浮動量浮動量 3%浮動定價，與上海交易中心進口現貨價格聯動 3%浮動定價，與上海交易中心進口現貨價格聯動 調峰量調峰量 基準門站價格基礎上上浮 100%基準門站價格基礎上上浮 100%2024-2025 年中石化管道氣政策年中石化管道氣政策 氣源類型氣源類型 非采暖季非采暖季

105、 采暖季采暖季 量量 價價 量量 價價 管制氣管制氣 政府指導價政府指導價 30%18%30%18%非管制氣非管制氣 基礎量基礎量 20%40%20%60%定價量定價量 40%參考中石化進口長協價格定價 40%參考中石化進口長協價格定價 順價量順價量 10%參考上海天然氣石油交易中心價格 10%參考上海天然氣石油交易中心價格 資料來源：隆眾資訊，信達證券研發中心 24 3.2 城燃采購角度：中石油非管制氣價降幅有限，市場化氣源成本改善幅度更為顯著 管制氣管制氣：氣價：氣價降幅有限，供應比例或將逐漸減少。降幅有限，供應比例或將逐漸減少。管制氣售價的上浮幅度受到 20%的限制，氣價位于城燃公司采購

106、氣源中的最低檔，對于該部分氣源城燃公司缺少議價權，我們預計未來幾年若油氣價格呈下行趨勢，管制氣價格降幅也相對有限，且隨著中石油自身氣源結構的變化，管制氣的供應比例或將逐漸減少。非管制氣：非管制氣：國際油氣價格下行的預期下，合同氣價有望呈下降趨勢，然而多重因素限制下，國際油氣價格下行的預期下，合同氣價有望呈下降趨勢，然而多重因素限制下，大幅下降的可能性較小大幅下降的可能性較小。對于非管制氣中三大油合同統一定價的部分，以中石油為例，中石油在定價時會綜合考慮諸如自有資源池的綜合成本、各種氣源間的交叉補貼、盈利平衡等多種因素。我們認為我們認為若若未來油氣價格趨于下行、天然氣供需格局整體偏寬松，非管制氣

107、未來油氣價格趨于下行、天然氣供需格局整體偏寬松，非管制氣合同價格有望合同價格有望呈下降趨勢，呈下降趨勢，但在但在多多重重因素限制下因素限制下，其售價其售價大幅下降大幅下降或隨油氣價格降幅同步下降或隨油氣價格降幅同步下降的可能性較小的可能性較小，主要原，主要原因有以下三點：因有以下三點：第一，第一，補貼中亞、中緬進口管道氣補貼中亞、中緬進口管道氣銷售銷售虧損虧損的需求的需求。中石油的中亞、中緬進口管道氣成本與國際油價掛鉤，成本較高且波動較大，但銷售端按照管制氣的價格進行銷售，成本與售價長期倒掛，導致中石油進口管道氣銷售虧損嚴重。2011至 2023年中石油銷售進口氣累計虧損金額接近3000億元，

108、年均虧損金額在200億元以上。有詳細分類數據披露的2013-2016年，其銷售含管道氣累計虧損 1080 億元，其中銷售中亞進口管道合計虧損 562 億元，銷售中緬進口管道氣合計虧損 136 億元。2020 年以來縱使國際油價維持高位，但受益于中俄管道氣開始進口銷售疊加非管制氣售價提升，中石油進口氣銷售業務有所減虧，2021-2023 年中石油銷售進口氣虧損額分別為 72.12/232/132 億元。我們認為，銷售中亞、中緬進口管道氣產生的大額虧損使中石油需通過維持其非管制氣的較高售價等途徑進行平衡。圖圖 36：2011-2023 年中石油國產氣及進口氣經營利潤（億年中石油國產氣及進口氣經營利

109、潤（億元）元）資料來源：中國石油公司公告，澎湃新聞，信達證券研發中心 圖圖 37：2013-2016 年中石油進口氣分類虧損金額年中石油進口氣分類虧損金額 資料來源：中國石油公司公告，信達證券研發中心 第二，第二，彌補彌補因出售因出售長輸管網資產長輸管網資產而而減少的部分減少的部分壟斷壟斷收益收益。2019 年底我國開始進行油氣管網改革，成立國家管網公司收購中石油、中石化主要長輸管線等中游資產，如西氣東輸、川氣東送、陜京線等等。改革前二者幾乎壟斷了我國天然氣行業中游的管輸業務，在上下游的售價方面擁有較高的話語權；改革后天然氣管道對所有用戶平等、透明開放，上游氣源方可與下游買家直接對接，或導致中

110、石油、中石化在中游環節因壟斷產生的部分收益減少。我們認為，中石油、中石化因中游環節壟斷產生的收益下降或需通過提升其非管制氣售價來彌補。600 0 400 0 200 0 0 0200 0400 0600 0800 01000 02011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 3 5 3 0 2 5 2 0 1 5 1 0 0 5 0 0 600 0 500 0 400 0 300 0 200 0 100 0 0 02013201420152016 25 表表 8：中石油中石油、中石化已剝離的管道資產中石化已剝離的

111、管道資產統計統計 所屬公司所屬公司 標的公司名稱標的公司名稱 持股比例持股比例 出售對價出售對價 中石油中石油 中石油管道有限責任公司 72.26%國家管網集團本次交易完成后總股本的28.3347%中石油山東天然氣管道有限公司 70%國家管網集團本次交易完成后總股本的0.4094%中石油山東輸油有限公司 70%國家管網集團本次交易完成后總股本的0.2088%中國石油匯鑫油品儲運有限公司 51%國家管網集團本次交易完成后總股本的0.0368%中石油吉林天然氣管道有限責任公司 60%國家管網集團本次交易完成后總股本的0.1230%中石油貴州天然氣管網有限公司 60%國家管網集團本次交易完成后總股本

112、的0.0546%中石油吉林天然氣管網有限責任公司 51%約 582.04 億元現金 江蘇如東聯合管道有限公司 50%福建省天然氣管網有限責任公司 50%廣東省天然氣管網有限公司 23%中國石油天然氣股份有限公司西南管道分公司 中國石油天然氣股份有限公司西氣東輸管道分公司 中國石油天然氣股份有限公司西部管道分公司 中國石油天然氣股份有限公司管道建設項目經理部 中國石油天然氣股份有限公司北京油氣調控中心 中國石油天然氣股份有限公司西北銷售分公司南寧油庫 中國石油天然氣股份有限公司深圳液化天然氣項目經理部 江西省天然氣投資有限公司 50%國家管網集團本次交易完成后總股本的0.1813%深港天然氣管道

113、有限公司 60%國家管網集團本次交易完成后總股本的0.5514%中石化中石化 中國石化管道儲運有限公司 100%471.13 億元 山東省天然氣管道有限責任公司 65%中國石化新疆煤制天然氣外輸管道有限責任公司 93.22%中石化川氣東送天然氣管道有限公司 50%415.09 億元 中石化重慶天然氣管道有限責任公司 51%中石化天津天然氣管道有限責任公司 100%中石化北海液化天然氣有限責任公司 80%中石化河北建投天然氣有限公司 50%中石化中原儲氣庫有限責任公司 100%廣西天然氣管道有限責任公司 65%中石化中原天然氣有限責任公司 65%中石化榆濟公司 100%32.2 億元 銷售公司六

114、家分公司持有的成品油管線輸送及相關業務 308.13 億元 資料來源：中國石油公司公告，中國石化公司公告，信達證券研發中心 第三，第三，非管制氣非管制氣資源池中高資源池中高成本進口氣成本進口氣占比高占比高，對，對其其售價形成售價形成一定的一定的支撐支撐。從全國口徑來看，2023年我國非管制氣中超過 1200億方為進口氣，占比約 50%，由此我們推斷三大油非管制氣資源池中也有接近一半的氣量為進口氣。作為國有大型資源商，三大油早年與國外供應商簽訂了規模較大的 LNG 長協。據我們統計，三大油 2018 年前簽訂且目前在執行的LNG 長協總量約 3775 萬噸/年（約合 529 億方/年），其中中國

115、海油 1640 萬噸/年（約合 230億方/年），中國石化 1110萬噸/年（約合 155億方/年），中國石油 1025萬噸/年（約合 144億方/年）。早年簽訂的長協多與布油價格掛鉤且斜率較高，進口成本昂貴（我們估算布油 70美元/桶對應終端成本 3 元/方左右）。此外，中石油的非管制氣資源池中還有大量新增俄羅斯進口管道氣（2023 年 227 億方，我們預計 2024 年 300 億方以上），進口成本同樣掛鉤布油價格，疊加運費后到華北、華東的終端成本較高（我們估算布油價格70美元/桶對應華北終端成本約 2.3 元/方，華東終端成本約 2.7 元/方）。我們認為，三大油非管制氣資源池中大 2

116、6 量高成本的進口氣或對其售價起到一定的支撐作用。表表 9：三大油三大油 2018 年前簽訂且目前在執行的年前簽訂且目前在執行的 LNG長協情況長協情況統計統計 買方買方 簽訂日期簽訂日期 賣方賣方 數量（萬噸數量（萬噸/年）年）開始時間開始時間 時長時長（年）（年）中國石油中國石油 2008/4 Qatargas IV 300 2008 25 2009/8 ExxonMobil 225 2009 20 2009/11 Shell 200 2009 20 2014/5 Yamal LNG(Russia)300 2014 20 小計小計 1025 中國石化中國石化 2009/12 Papua N

117、ew Guinea LNG 200 2009 20 2011/4 Australia Pacfic LNG 430 2011 20 2012/1 Australia Pacfic LNG 330 2012 20 2014/4 Pacific NorthWest LNG 150 2014 20 小計小計 1110 中國海油中國海油 2004/12 Northwest Shelf(Australia)330 2004 25 2008/4 Qatargas II 200 2008 25 2008/6 ToTA s global portfolio 100 2010 15 2010/3 Queensl

118、and Curtis LNG 360 2010 20 2013/5 B s global portfolio 500 2015 20 2014/6 B s global portfolio 150 2014 20 小計小計 1640 總計總計 3775 資料來源：CSIS，信達證券研發中心 此外，非管制氣定價中，對于順價及市場化定價的部分，我們判斷若未來 2-3 年內國內外天然氣供需格局持續寬松、國際油氣價格中樞趨于下行，該部分氣源售價有望隨之下降。綜合我們對綜合我們對三大油非管制氣合同價格三大油非管制氣合同價格及市場價格走勢的判斷，我們認為，未來及市場價格走勢的判斷，我們認為，未來 2-3

119、年內城年內城燃公司上游采購成本有望呈下行趨勢，燃公司上游采購成本有望呈下行趨勢，采購順價或采購順價或定價定價更為市場化的氣源或對其成本改善更為市場化的氣源或對其成本改善幅度更大幅度更大，購氣結構中市場化資源占比較大的城燃公司受益有望更加顯著，購氣結構中市場化資源占比較大的城燃公司受益有望更加顯著。2023-2024H1 我國我國城燃公司城燃公司的購氣價差已呈現明顯下降趨勢，售氣價差也有所修復，但均的購氣價差已呈現明顯下降趨勢，售氣價差也有所修復，但均仍未仍未恢復恢復至本輪氣價大漲前的水平。至本輪氣價大漲前的水平。2021-2022年海外氣價大幅上漲，我國城燃公司購氣成本增長明顯。2021年我國

120、四大全國性城燃公司購氣平均成本同比上漲 0.36元/方（+18%），2022年繼續上漲 0.49元/方（+21%）。上游采購成本大幅上漲疊加下游順價不暢，城燃公司售氣價差嚴重縮水，2021 年四大全國性城燃公司平均價差同比下滑 0.05 元/方（-8.3%），2022年同比下滑0.04元/方（-7.7%）。2023年伴隨國際油氣價格中樞的下降以及天然氣供需緊張局勢的緩解，國內城燃購氣成本有所下降，疊加下游居民順價的持續推進，售氣價差也有小幅修復，2023 年四大全國性城燃公司平均價差同比修復 0.01 元/方（+2%），2024H1繼續修復 0.01元/方（+1.8%）。整體來看，整體來看，2

121、021-2022年城燃購氣成本累計上升年城燃購氣成本累計上升 0.85元元/方，方，購銷價差累計下滑購銷價差累計下滑 0.09 元元/方。方。2023-2024H1 城燃平均城燃平均購氣成本累計購氣成本累計僅僅下降下降 0.12 元元/方，售方，售氣價差累計氣價差累計僅僅上升上升 0.02 元元/方方，可見采購成本及購銷價差遠未恢復至，可見采購成本及購銷價差遠未恢復至 2021 年之前的水平。年之前的水平。其中原因，從上游來看主要為油價走勢依舊堅挺、油氣資源品價格的變動與掛鉤油氣的長協價格間存在時滯、中石油合同氣價降幅較小等；從下游來看，主要為全國各地順價機制尚未全部啟動、經濟較弱下銷售給工商

122、業的氣價有所下降等。我們認為，未來我們認為，未來 2-3 年內隨年內隨著全球油氣價格中樞下移以及下游順價的持續推進，城燃公司的購氣成本仍有較大下行空著全球油氣價格中樞下移以及下游順價的持續推進，城燃公司的購氣成本仍有較大下行空間，價差也有繼續修復的空間。間，價差也有繼續修復的空間。從中石油非管制從中石油非管制合同氣合同氣與與進口進口LNG價格價格對比來看，對比來看，我們認為，我們認為，資源池相對多元、市場化氣資源池相對多元、市場化氣源占比高、對三大油合同氣依賴度較低的城燃公司有望源占比高、對三大油合同氣依賴度較低的城燃公司有望更顯著地更顯著地享受成本下降帶來的盈利享受成本下降帶來的盈利 27

123、改善。改善。1）若中石油合同內非管制氣價上浮比例降至 60%，對應華東地區的售價為 3.2元/方。若此時 HH 氣價在 4.8美元/百萬英熱以下，油價在 70 美元/桶以下，采購 HH掛鉤長協及早期油價掛鉤長協成本會比采購非管制氣的成本更低，而若要近期掛鉤油價長協采購成本更低只需油價在 90 美元/桶以下。2）若中石油合同內非管制氣價上浮比例降至 50%，對應華東地區的售價為 3 元/方。若此時 HH 氣價在 3.5 美元/百萬英熱以下，油價在 65 美元/桶以下，采購 HH 掛鉤長協及早期油價掛鉤長協成本會比采購非管制氣的成本更低，而若要近期掛鉤油價長協采購成本更低只需油價在 85美元/桶以

124、下。我們預計未來我們預計未來 2-3 年內年內 HH價格價格高于高于 4.2 美元美元/百萬英熱百萬英熱、油價高于、油價高于 85 美元美元/桶的概率較低，由此桶的概率較低，由此我們認為采購我們認為采購 HH 掛鉤長掛鉤長協以及近年油價掛鉤長協協以及近年油價掛鉤長協相較中石油非管制氣相較中石油非管制氣的成本更低的成本更低。此外，若油價降至此外，若油價降至 65 美元美元/桶桶以下，則采購早期油價掛鉤長協相較中石油非管制氣以下，則采購早期油價掛鉤長協相較中石油非管制氣的成本更低的成本更低。圖圖 38：2018-2024H1 港股全國性城燃公司采購成本變化港股全國性城燃公司采購成本變化（元（元/方

125、）方）資料來源：各公司公告，信達證券研發中心 圖圖 39：2018-2024H1 港股全國性城燃公司平均價差變化港股全國性城燃公司平均價差變化（元（元/方）方）資料來源：各公司公告，信達證券研發中心 圖圖 40：不同油氣價格下長協終端銷售成本與中石油合同內非管制氣售價對比（華東區域，含稅費，元：不同油氣價格下長協終端銷售成本與中石油合同內非管制氣售價對比（華東區域，含稅費，元/方）方）資料來源：國家發改委，中國海關，信達證券研發中心 3.3 資源商角度：氣價在被動中趨于市場化，油價掛鉤長協盈利能力有望增強 國內管制氣氣源的國內管制氣氣源的占比占比逐漸逐漸下降，市場化定價氣源下降，市場化定價氣源

126、的的占比趨勢性提升占比趨勢性提升。上游氣源的結構性。上游氣源的結構性變化導致我國變化導致我國氣價在被動中趨于市場化。氣價在被動中趨于市場化。0 14 0 23 0 36 0 49 0 05 0 06 2 09 2 23 2 00 2 36 2 85 2 80 2 66 0 4 0 2 0 00 20 40 60 8 0 500 511 522 533 52018201920202021202220232024 1 0 01 0 00 0 05 0 04 0 01 0 01 0 58 0 57 0 57 0 52 0 48 0 49 0 53 0 06 0 04 0 02 0 000 020 0

127、40 060 080 100 20 250 30 350 40 450 50 550 60 650 72018201920202021202220232024 1 （）（）非管 （）28 從上游氣源供應結構的變化以及下游中石油合同氣中管制氣和非管制氣的比例變化中均可看出，我國低價管制氣在整個天然氣市場中的占比呈下降趨勢。從上游來看，從上游來看，我國管制氣的氣源主要包含陸上常規氣及中亞進口管道氣，近年來國產陸上氣氣量增速顯著放緩，中亞進口管道氣量有所下降，而非管制氣如中俄進口管道氣、進口 LNG 供應量等顯著增長，導致管制氣在整個上游氣源供應中的占比呈下降趨勢，由2019年的46%降至2023年

128、的39%。與之對應，從下游來看從下游來看，2022-2024 年中石油合同氣中非采暖季管制氣的占比持續下降，由2022 年的 75%降至 2024 年的 65%，同時非管制氣量占比逐漸提升，由 25%增至 35%。此外，采暖季管制氣供應比例維持 55%，已經處于較低水平。管制氣占比下降，市場化定價氣源比例提升，預計未來趨勢或將延續。在天然氣市場化改革進程的推進之外，我國天然氣價格也在氣源結構的變動中被動地趨于市場化。對于我國天然氣資源商來說，對于我國天然氣資源商來說，低價管制低價管制氣比例降低，天然氣市場的氣比例降低，天然氣市場的售價售價逐漸趨于市場化逐漸趨于市場化，可參與競爭的市場范圍有望持

129、續擴大?？蓞⑴c競爭的市場范圍有望持續擴大。圖圖 41：2022-2024年中石油非采暖季管制氣與非管制氣資源年中石油非采暖季管制氣與非管制氣資源分配比例分配比例 資料來源：隆眾資訊，財經，中國能源報，信達證券研發中心 圖圖 42：2019-2023 年我國管制氣氣源量及占比（億方）年我國管制氣氣源量及占比（億方）資料來源：iFinD，鄒才能等非常規油氣勘探開發理論技術助力我國油氣增儲上產，中國石油新聞中心，石油商報，國家能源局，國家海洋科學數據中心粵港澳大灣區分中心，自然資源部海洋戰略規劃與經濟司，中國通用機械工程協會，新浪財經，上海石油天然氣交易中心，經濟參考網，人民政府網，新華社，搜狐網，

130、中國石油石化，信達證券研發中心 我們認為 LNG 現貨到岸大致可以代表在當前的供需環境下，國內對于購買補充氣源價格的邊際最高意愿，因此在評價各種進口長協氣源的盈利空間時，主要選取國內 LNG 現貨到岸價作為對比參考。在 2024 年布油價格 80 美元/桶、HH 均價 2.2 美元/百萬英熱、中國 LNG現貨到岸價 12美元/百萬英熱左右的油氣價格水平下，盈利能力排序為 HH長協近期油價長協早期油價長協，與 LNG 現貨到岸價差分別為 4.14.7 美元/百萬英熱、2.7 美元/百萬英熱、0.3 美元/百萬英熱。若 LNG 現貨到岸價降至 9 美元/百萬英熱左右，則 HH 掛鉤長協盈虧平衡點為

131、 HH=3.5 美元/百萬英熱左右，近期油價掛鉤長協盈虧平衡點為 Brent=72 美元/桶左右，早期油價掛鉤長協盈虧平衡點為 Brent=60 美元/桶左右。鑒于我們對未來幾年油價、HH價格走勢的預測（油價中樞 65-70美元/桶，HH中樞 3-3.5美元/百萬英熱），我們判斷，我們判斷，未來未來 2-3 年內，年內，HH 掛鉤長協掛鉤長協有望保持盈利性但有望保持盈利性但盈利空間或將縮窄，油價掛鉤長協盈利空盈利空間或將縮窄，油價掛鉤長協盈利空間有望擴大，其中早期油價掛鉤長協有望減虧，近期油價掛鉤長協盈利能力有望進一步增間有望擴大，其中早期油價掛鉤長協有望減虧，近期油價掛鉤長協盈利能力有望進一

132、步增強。強。75 70 65 25 30 35 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 202220232024 46 44 41 43 39 34 36 38 40 42 44 46 48 0 0200 0400 0600 0800 01000 01200 01400 01600 01800 02000 020192020202120222023 29 圖圖 43：不同氣價假設下不同氣價假設下 HH 掛鉤長協與掛鉤長協與 LNG 現貨到岸價現貨到岸價的價差（美元的價差（美元/百萬英熱）百萬英熱）資料來源：陳蕊等全球LNG貿易定價演變規律與新趨勢及相關啟示，信達證券研

133、發中心 圖圖 44：不同油價假設下近期油價掛鉤長協與：不同油價假設下近期油價掛鉤長協與 LNG 現貨現貨到岸價的價差（美元到岸價的價差（美元/百萬英熱）百萬英熱）資料來源：陳蕊等全球LNG貿易定價演變規律與新趨勢及相關啟示，信達證券研發中心 圖圖 45：不同油價假設下早期油價掛鉤長協與：不同油價假設下早期油價掛鉤長協與 LNG現貨到岸價的價差（美元現貨到岸價的價差（美元/百萬英熱）百萬英熱）資料來源：陳蕊等全球LNG貿易定價演變規律與新趨勢及相關啟示，信達證券研發中心 根據我們不完全統計，截至 2023年，我國城燃公司/集團在手 LNG長協共有 30單以上（含未執行的合同），資源量合計超過 3

134、000 萬噸/年（約合 420 億方/年以上），其中已經在執行的長協資源量超過 1600 萬噸/年（約合 220 億方/年以上），待執行長協資源量超過 1400 萬噸/年（約合 200 億方/年以上）。1）美國美國 HH 掛鉤長協：掛鉤長協：目前擁有美國 HH 掛鉤在執行長協的公司為廣州發展（200 萬噸/年）、廣東省能源集團（100-150 萬噸/年）、新奧股份（90 萬噸/年）、佛燃能源（30萬噸/年）；擁有美國 HH掛鉤待釋放長協的公司為新奧股份、中國燃氣、佛燃能源等，資源量分別為 650 萬噸/年、370 萬噸/年、80 萬噸/年，有望于 2025-2028年陸續開始執行。其中新奧股份

135、及中國燃氣未來釋放的 HH 掛鉤長協量較大，有望大幅擴充及多元化其上游資源池。2）近近年年油價掛鉤長協：油價掛鉤長協：目前擁有近年油價掛鉤在執行長協的公司為新天綠能（100 萬噸/年）、廣州發展（65 萬噸/年）、廣匯能源（80 萬噸/年）等，此外我們預計廣東省能源集團、浙能集團、申能集團也有部分長協為近期油價掛鉤長協，但由于未公開披露掛鉤價格，所以并未統計在內。以上公司近年油價掛鉤的長協有望受益于未來幾年油價中樞下行，競爭力及盈利能力有望增強。除在執行的長協外，新奧股份還于2023 年 12 月簽署了布油掛鉤的長協，有望于 2028 年開始執行，以進一步分散能源價格波動風險，優化資源池結構。

136、3）早年油價掛鉤長協：）早年油價掛鉤長協：目前擁有早年簽訂的油價掛鉤長協的公司為新奧股份（144 萬噸/年）、九豐能源（99 萬噸/年），若未來幾年油價下行，預計以上公司的油價掛鉤長協也將有所下降。1 7 1 1 0 6 0 0 0 6 1 2 4 7 4 1 3 6 3 0 2 4 1 8 2 0 1 00 01 02 03 04 05 022 533 544 5 9 10 11 12 1 9 1 4 0 8 0 3 0 3 0 9 4 9 4 4 3 8 3 3 2 7 2 2 2 0 1 00 01 02 03 04 05 06 0606570758085 9 10 11 12 0 8

137、0 1 0 6 1 3 2 0 2 7 3 4 3 1 2 4 1 7 1 0 0 3 0 4 4 0 3 0 2 0 1 00 01 02 03 04 055606570758085 9 10 11 12 30 表表 10：中國城燃公司中國城燃公司/集團在手集團在手 LNG 長協情況（不完全統計）長協情況（不完全統計）上市公司上市公司 供應商供應商 簽約年份簽約年份 起供年份起供年份 供應年限供應年限 年供氣量（萬噸年供氣量（萬噸/年）年）掛鉤指數掛鉤指數 交付方交付方式式 新奧股份/新奧能源 Chevron 2016 2018 10 年 66 JCC DES Total 2016 2018

138、 10 年 50 JCC/HH DES Origin 2016 2018 10 年 28 Brent DES Cheniere 2021 2022 13 年 90 HH FOB Novatek 2022 預計 2025 11 年 60 Brent DES Energy Transfer 2022 預計 2026 20 年 90 HH FOB Energy Transfer 2022 預計 2026 20 年 180 HH FOB Next Decade 2022 預計 2026 20 年 200 HH FOB Cheniere 2023 預計 2026 20 年 180 HH FOB ADNO

139、C 2023 預計 2028 15 年 100 Brent-中國燃氣 Energy Transfer 2022 預計 2026 25 年 70 HH FOB Next Decade 2022 預計 2027 20 年 100 HH FOB Venture Global 2023 預計 2027 20 年 200 HH-佛燃能源 BP 中國 2021 2023 10 年 2023-2024 年 7.5；2025-2032 年 10-Cheniere 2021 2023 20 年 30 HH-Cheniere 2023 預計 2028 20 年 80 HH FOB 深圳燃氣 廣東大鵬 2006 2

140、006 25 年 27-廣東大鵬 TUA 2021 2021 14 年 27-BP 中國 2021 2023 10 年 2023-2024 年 22.5；2025-2032 年 30-DES 廣東省能源集團 QatarEnergy 2021 2024 10 100 油價*-NextDecade 2022 2023 20 100-150 HH FOB 廣州燃氣 Woodfibre LNG(Ganada)2016-25 100-廣州發展 bp 2021 2022 13 65 油價-Mexico Pacific 2022 2023 20 200 HH-九豐能源 馬石油（補充協議）2020 2020

141、5 99 Brent/JKM FOB ENI（補充協議）2020 2021 3-4 JKM FOB 廣匯能源 Total 2019 2020 10 80 Brent/HH*-申能集團 馬石油 2020 2022 14 150-DES Novatek 2021-15 超過 20 油價*DES TotalEnergies 2021-20 140-新天綠能 QatarEnergy 2021 2022 15 100 油價-浙能集團 ExxonMobil 2019 2022 20 100-DES Novatek 2021-15 100 油價*DES Mexico Pacific 2023-20 100-

142、FOB 資料來源：iFinD，新奧股份業績說明會材料，佛燃能源公司公告，深圳燃氣公司公告，廣州發展公司公告，九豐能源公司公告，廣匯能源公司公告，新天綠能公司公告，廣州燃氣集團官網，浙能集團官網，俄羅斯衛星通訊社，China LNG Associaion，路透社，中國證券網，北極星能源網，陸家嘴金融網，智靈財經，人民資訊，金聯創，財聯社，信達證券研發中心 注：標*為我們推測的長協掛鉤指數 31 四、投資建議 從華北、華東、華南三地氣源終端成本來看，國產常規氣成本最低，其次為非常規氣；油、氣價格掛鉤的進口管道氣及進口 LNG 長協、現貨價格相對較高且變化較大。2023-2024 年在油強氣弱的國際

143、能源價格走勢下，油價掛鉤的長協成本高居不下，HH掛鉤的長協成本優勢凸顯。我們判斷在未來 2-3 年內油價中樞下移及全球 LNG 供給端產能釋放后亞歐與美國市場套利空間縮窄的預期下，油價掛鉤的長協競爭優勢或將逐步增強。從中下游從中下游城燃公司城燃公司采購的角度采購的角度來看，來看，我們認為未來 2-3 年內城燃公司的購氣成本仍有較大下行空間，價差也有望持續修復，其中中石油合同氣價有望下行，但降幅有限，因此購氣結構中市場化資源占比較大的城燃公司受益有望更加顯著。從資源商的角度來看，從資源商的角度來看，上游氣源的結構性變化導致我國氣價在被動中趨于市場化，可參與競爭的市場范圍有望持續擴大，此外油價掛鉤

144、的長協盈利能力有望增強。然而，長期來看，在國際油氣價格頻繁波動、地緣政治局勢多變的大環境下，對于 LNG 進口資源商來說，構建一個油氣掛鉤長協兼備的多元化上游資源池、分散單一能源品價格波動帶來的風險或為長期更加重要的考量。相關受益標的包括：相關受益標的包括：1）擁有多元化資源池優勢的全國性城燃公司：擁有多元化資源池優勢的全國性城燃公司：新奧股份新奧股份（A）（浙江舟山 LNG 接收站，144 萬噸早期油價長協+90 萬噸 HH 掛鉤長協在執行+810 萬噸 HH 及油價掛鉤長協待釋放）/新奧能源新奧能源（H）、中國燃氣中國燃氣（370 萬噸 HH掛鉤長協待釋放）。2）背靠央企集團、擁有上游資源

145、及下游拓展優勢的背靠央企集團、擁有上游資源及下游拓展優勢的全國性城燃公司：全國性城燃公司：昆侖能源昆侖能源（背靠中石油強大資源商，氣源優勢強，購銷價差穩定+下游氣量增速高）、華潤燃氣華潤燃氣（背靠華潤集團，商業氣量占比大，售氣量增速快）。3）擁有油、氣掛鉤長協資源的地方性燃氣公司：擁有油、氣掛鉤長協資源的地方性燃氣公司：華南地區：佛燃能源佛燃能源（HH 掛鉤長協）、九豐能源九豐能源（早年油價掛鉤長協+廣東東莞 LNG 接收站）、深圳燃氣深圳燃氣；華北地區：新天綠新天綠能能（近年油價掛鉤長協+河北曹妃甸 LNG接收站）。4）地方性長輸管線標的：地方性長輸管線標的：藍天燃氣藍天燃氣、皖天然氣皖天然

146、氣、陜天然氣陜天然氣。表表 11：可比公司估值表（截至可比公司估值表（截至 2025/1/10）證券代碼證券代碼 證券簡稱證券簡稱 收盤價（港收盤價（港元元/元）元）歸母凈利潤（百萬元）歸母凈利潤（百萬元）PE 2023A 2024E 2025E 2026E 2023A 2024E 2025E 2026E PB 股息率股息率 600803.SH*新奧股份 19.82 7091 5687 6468 8751 8.66 10.77 9.48 7.00 2.60 4.57%601139.SH 深圳燃氣 6.45 1440 1529 1793 2039 13.72 12.15 10.35 9.11 1

147、.30 2.48%002911.SZ 佛燃能源 11.2 844 1010 1150 1294 14.00 14.29 12.53 11.16 3.42 4.08%605090.SH 九豐能源 26.32 1306 1662 1819 2081 13.50 10.11 9.24 8.07 2.22 2.94%600956.SH 新天綠能 7.18 2207 2546 3085 3848 14.08 11.83 9.79 7.83 1.45 2.98%605368.SH 藍天燃氣 10.98 606 598 639 669 12.92 12.92 12.08 11.54 2.08 11.55%6

148、03689.SH 皖天然氣 8.33 344 372 442 519 14.12 10.72 9.02 7.67 1.38 4.10%02688.HK 新奧能源 53.25 6,816 6,962 7,667 8,422 8.71 8.16 7.41 6.75 1.32 5.56%00135.HK 昆侖能源 7.51 5,682 6,304 6,857 7,422 9.79 9.78 8.97 8.30 0.95 6.41%01193.HK 華潤燃氣 27.55 4,765 5,292 5,789 6,382 11.34 11.22 10.26 9.30 1.53 4.56%00384.HK

149、中國燃氣 6.28 2,953 3,640 4,087 4,449 12.05 8.73 7.78 7.15 0.63 7.96%資料來源：iFinD，信達證券研發中心整理 注：標*公司為信達能源的盈利預測，其他公司采用iFinD一致預測；注：港股公司收盤價單位為港元，A股公司收盤價單位為元 32 風險因素 1、地緣政治等因素影響下全球油氣價格大幅波動地緣政治等因素影響下全球油氣價格大幅波動：若未來國際油氣價格因地緣政治等因素出現大幅波動，或將對城燃公司的穩定經營造成不利影響。2、宏觀經濟宏觀經濟增速不及預期增速不及預期導致國內天然氣消費量增速不及預期導致國內天然氣消費量增速不及預期：我國天然

150、氣下游消費結構中，工商業用氣增速受國內經濟情況的影響較大，若宏觀經濟增速不及預期，城燃公司的售氣量增速或將受到一定的影響。3、天然氣天然氣順價順價實施進展不及預期實施進展不及預期：我國天然氣順價機制的實施和制定受制于地方政府等多種因素，天然氣順價進展不及預期或對城燃公司的價差修復情況有所影響。33 研究團隊簡介研究團隊簡介 左前明，中國礦業大學博士，注冊咨詢（投資）工程師，信達證券研發中心副總經理，中國地質礦產經濟學會委員，中國國際工程咨詢公司專家庫成員，中國價格協會煤炭價格專委會委員，曾任中國煤炭工業協會行業咨詢處副處長（主持工作），從事煤炭以及能源相關領域研究咨詢十余年，曾主持“十三五”全

151、國煤炭勘查開發規劃研究、煤炭工業技術政策修訂及企業相關咨詢課題上百項，2016 年 6 月加盟信達證券研發中心，負責煤炭行業研究。2019 年至今，負責大能源板塊研究工作。李春馳，CFA，CPA，上海財經大學金融碩士，南京大學金融學學士，曾任興業證券經濟與金融研究院煤炭行業及公用環保行業分析師，2022 年 7 月加入信達證券研發中心，從事煤炭、電力、天然氣等大能源板塊的研究。高升，中國礦業大學(北京)采礦專業博士，高級工程師，曾任中國煤炭科工集團二級子企業投資經營部部長、下屬煤礦副礦長，曾在煤礦生產一線工作多年，從事煤礦生產技術管理、煤礦項目投資和經營管理等工作。2022 年 6 月加入信達

152、證券研發中心，從事煤炭、鋼鐵及上下游領域研究。劉紅光，北京大學博士，中國環境科學學會碳達峰碳中和專業委員會委員。曾任中國石化經濟技術研究院專家、所長助理，牽頭開展了能源消費中長期預測研究，主編出版并發布了中國能源展望 2060一書；完成了“石化產業碳達峰碳中和實施路徑”研究，并參與國家部委油氣產業規劃、新型能源體系建設、行業碳達峰及高質量發展等相關政策文件的研討編制等工作。2023 年 3 月加入信達證券研究開發中心，從事大能源領域研究并負責石化行業研究工作。邢秦浩，美國德克薩斯大學奧斯汀分校電力系統專業碩士，天津大學電氣工程及其自動化專業學士，具有三年實業研究經驗，從事電力市場化改革，虛擬電

153、廠應用研究工作，2022 年 6 月加入信達證券研究開發中心，從事電力行業研究。吳柏瑩，吉林大學產業經濟學碩士，2022 年 7 月加入信達證券研究開發中心，從事公用環保行業研究。胡曉藝，中國社會科學院大學經濟學碩士，西南財經大學金融學學士。2022 年 7 月加入信達證券研究開發中心，從事石化行業研究。劉奕麟，香港大學工學碩士，北京科技大學管理學學士，2022 年 7 月加入信達證券研究開發中心，從事石化行業研究。李睿，CPA，德國埃森經濟與管理大學會計學碩士，2022 年 9 月加入信達證券研發中心，從事煤炭和煤礦智能化行業研究。李棟，南加州大學建筑學碩士，2023 年 1 月加入信達證券

154、研發中心，從事煤炭行業研究。唐嬋玉，香港科技大學社會科學碩士，對外經濟貿易大學金融學學士。2023 年 4 月加入信達證券研發中心，從事天然氣、電力行業研究。劉波，北京科技大學管理學本碩，2023 年 7 月加入信達證券研究開發中心，從事煤炭和鋼鐵行業研究。34 分析師聲明分析師聲明 負責本報告全部或部分內容的每一位分析師在此申明，本人具有證券投資咨詢執業資格，并在中國證券業協會注冊登記為證券分析師,以勤勉的職業態度,獨立、客觀地出具本報告；本報告所表述的所有觀點準確反映了分析師本人的研究觀點；本人薪酬的任何組成部分不曾與，不與，也將不會與本報告中的具體分析意見或觀點直接或間接相關。免責聲明免

155、責聲明 信達證券股份有限公司(以下簡稱“信達證券”)具有中國證監會批復的證券投資咨詢業務資格。本報告由信達證券制作并發布。本報告是針對與信達證券簽署服務協議的簽約客戶的專屬研究產品，為該類客戶進行投資決策時提供輔助和參考，雙方對權利與義務均有嚴格約定。本報告僅提供給上述特定客戶，并不面向公眾發布。信達證券不會因接收人收到本報告而視其為本公司的當然客戶?？蛻魬斦J識到有關本報告的電話、短信、郵件提示僅為研究觀點的簡要溝通，對本報告的參考使用須以本報告的完整版本為準。本報告是基于信達證券認為可靠的已公開信息編制，但信達證券不保證所載信息的準確性和完整性。本報告所載的意見、評估及預測僅為本報告最初出

156、具日的觀點和判斷，本報告所指的證券或投資標的的價格、價值及投資收入可能會出現不同程度的波動，涉及證券或投資標的的歷史表現不應作為日后表現的保證。在不同時期，或因使用不同假設和標準，采用不同觀點和分析方法，致使信達證券發出與本報告所載意見、評估及預測不一致的研究報告，對此信達證券可不發出特別通知。在任何情況下，本報告中的信息或所表述的意見并不構成對任何人的投資建議，也沒有考慮到客戶特殊的投資目標、財務狀況或需求?？蛻魬紤]本報告中的任何意見或建議是否符合其特定狀況，若有必要應尋求專家意見。本報告所載的資料、工具、意見及推測僅供參考，并非作為或被視為出售或購買證券或其他投資標的的邀請或向人做出邀請

157、。在法律允許的情況下，信達證券或其關聯機構可能會持有報告中涉及的公司所發行的證券并進行交易，并可能會為這些公司正在提供或爭取提供投資銀行業務服務。本報告版權僅為信達證券所有。未經信達證券書面同意，任何機構和個人不得以任何形式翻版、復制、發布、轉發或引用本報告的任何部分。若信達證券以外的機構向其客戶發放本報告，則由該機構獨自為此發送行為負責，信達證券對此等行為不承擔任何責任。本報告同時不構成信達證券向發送本報告的機構之客戶提供的投資建議。如未經信達證券授權，私自轉載或者轉發本報告，所引起的一切后果及法律責任由私自轉載或轉發者承擔。信達證券將保留隨時追究其法律責任的權利。評級說明評級說明 風險提示

158、風險提示 證券市場是一個風險無時不在的市場。投資者在進行證券交易時存在贏利的可能，也存在虧損的風險。建議投資者應當充分深入地了解證券市場蘊含的各項風險并謹慎行事。本報告中所述證券不一定能在所有的國家和地區向所有類型的投資者銷售，投資者應當對本報告中的信息和意見進行獨立評估，并應同時考量各自的投資目的、財務狀況和特定需求，必要時就法律、商業、財務、稅收等方面咨詢專業顧問的意見。在任何情況下，信達證券不對任何人因使用本報告中的任何內容所引致的任何損失負任何責任，投資者需自行承擔風險。投資建議的比較標準投資建議的比較標準 股票投資評級股票投資評級 行業投資評級行業投資評級 本報告采用的基準指數：滬深 300指數（以下簡稱基準）；時間段：報告發布之日起 6 個月內。買入：買入：股價相對強于基準 15以上；看好：看好：行業指數超越基準；增持：增持：股價相對強于基準 515；中性：中性：行業指數與基準基本持平；持有：持有：股價相對基準波動在5%之間；看淡：看淡：行業指數弱于基準。賣出：賣出：股價相對弱于基準 5以下。