2019年天然气行业市场前景研究报告.pptx

,上半年供需两旺，下半年量价齐升的黄金机遇期,2019年天然气行业市场前景研究报告2019 年 6 月 25 日,目录一、2019 年上半年天然气行业供需两旺. 21.1 天然气行业在能源结构调整中的全新定位. 21.2 上半年天然气消费稳步增长，淡季消费缓慢升温. 31.3 国产天然气供应充足，但供给增量主要来源于进口天然气. 71.4 上半年管道气与 LNG 价格持续走低，发改委调整各省天然气基准门站价格 . 12 二、天然气体制改革取得关键性进展. 16 三、下半年市场趋势及投资建议. 163.1 供需紧平衡，量价齐升是下半年天然气市场发展的必然趋势. 163.2 投资建议：布局上游气源企业及中游管输建设企业. 18四、行业评级. 19五、风险因素. 19,表 目 录表 1 中国在运 LNG 接收站基本情况表. 11表 2 全国各省今年基准门站价情况表（单位：元/千立方米）. 14,图目录图 1 我国天然气行业全新定位及消费总量、消费增速变化趋势示意图. 2图 2 天然气消费量逐月对比与消费空间增长对比综合示意图. 3图 3 天然气年均消费量增长及 2019 年上半年日均消费量综合示意图. 4图 4 煤炭行业“去产能”进程示意图. 5图 5 2018 年四大核心部门天然气消费结构. 6图 6 2019 年上半年四大核心部门天然气消费结构. 6图 7 天然气行业供给格局. 8图 8 2020 年我国主干管道气及 LNG 进口分布预测图 . 10图 9 我国天然气进口量变化趋势图. 11图 10 我国天然气对外依存度变化趋势图. 11图 11 2019 年中国管道气进口来源. 11图 12 2019 年中国 LNG 进口来源. 11图 13 目前天然气价格形成机制示意图. 13图 14 2019 年上半年我国 LNG 价格走势图（截至 6 月 14 日） . 14图 15 天然气消费总量预测图. 17图 16 天然气产业链主要投资机会示意图. 18,上半年供需两旺，下半年量价齐升的黄金机遇期,天然气行业 2019 年中期投资策略,2019 年 6 月 25 日,2019 年上半年，天然气行业供需两旺，2019 年 1 月至 5 月，全国天然气表观消费量 1273亿立方米，同比增长约 109 亿立方米，同比增幅 9.36%，处于稳步增长状态。,2019 年 1 月至 5 月，城市燃气用气量约为 485 亿立方米，占天然气总消费量的 38%；工业用气量为 438.3 亿立方米，占天然气总消费量的 35%；发电用气量为 230.3 亿立方米，占天 然气总消费量的 18%；化工用气量为 118.4 亿立方米，占天然气消费总量的 9%。,2019 年 1 月至 5 月，天然气供给充足，天然气总供应量 1272.9 亿立方米（不含储气库）。其中，国产气产量为 736.5 亿立方米。进口天然气总量为 548.4 亿立方米。,从价格来看，2019 年上半年， LNG 价格下降趋势明显。从管道气来看，2019 年上半年， 全国管道气价格在 1.04 元/立方米2.62 元/立方米之间，呈现明显地域差价特征。我们预计：2019 年下半年，天然气市场需求将继续保持明显增长态势，供需紧平衡，量价齐 升是下半年天然气市场发展的必然趋势。从下半年天然气的价格来看，我们预计 2019 年下 半年，天然气价格将有明显反弹，下半年天然气市场将出现量价齐升的态势，但也不会出现 价格暴涨的情况。今年下半年，我们建议投资者重点关注上游气源企业以及天然气管网改革直接受益的中游管 输建设企业，主要包括建设性工程企业及材料供应商等。具体而言，上游拥有气源的企业及LNG 接收站是天然气供给的重要环节，也是在用气高峰时受益最多的企业，目前需要重点关注的企业有：深圳燃气、新奥股份、广汇能源等。中游受益于管网公司独立，可以重点关注 中油工程、金洲管道等。行业评级：中长期看，我国能源结构的持续转型将助力天然气需求稳定增长，我们预计 2019年天然气消费总量将达到 3100 亿立方米，其中，天然气行业在旺季供需偏紧、价格逐渐上涨、 各省用气需求保持稳定上涨的情况下，行业业绩将企稳回升，因此我们给予行业“中性”评级。风险因素：不可抗力引起的供给不足、行业政策执行或落实力度较弱或是严重受阻，用气增 速不达预期，管道投资严重放缓等。,本期内容提要,一、2019 年上半年天然气行业供需两旺1.1 天然气行业在能源结构调整中的全新定位天然气作为一种清洁能源，其二氧化碳排放量只有煤炭的 60%，石油的 80%，这在能源利用从高碳向低碳过渡过程中发 挥非常重要而又极其特殊的作用，目前，我国重视太阳能、风能等可再生能源发展的同时，重点通过扩大天然气的使用以实 现能源结构转型，天然气行业已经成为能源结构转型调节的重要抓手。气体清洁能源消费比重的显著提高将是未来能源发展的重要趋势，加快发展包括常规天然气、页岩气、煤层气、煤制甲 烷、可燃冰、氢能等在内的气体清洁能源，既能有效缓解能源安全、环境保护、减少排放等多重压力，同时也能培育新的经 济增长点，已经成为我国能源战略的重要选择。也就是说，在市场规模加速扩张与政策的不断支持下，在环保高压态势的要 求下，我国天然气行业已经进入发展上升通道。图 1 我国天然气行业全新定位及消费总量、消费增速变化趋势示意图,1.2 上半年天然气消费稳步增长，淡季消费缓慢升温2019 年 1 月至 5 月，全国天然气表观消费量 1273 亿立方米，同比增长约 109 亿立方米，同比增幅 9.36%，处于稳步增 长状态，从具体月度来看，1 月天然气表观消费量 313.2 亿立方米，同比增长 40.6 亿立方米，同比增幅 14.9%；2 月天然气 表观消费量 256.2 亿立方米，同比增长 27.5 亿立方米，同比增幅 12%，但由于季节性因素，环比下降 18.2%，降幅较为明显；3 月天然气表观消费量 254.9 亿立方米，同比增长 14.7 亿立方米，同比增幅 6.1%，环比下降 0.5%。4 月天然气表观消费量 223.4 亿立方米，同比增长 12.9 亿立方米，同比增幅 6.13%，环比下降 12.4%，由于进入消费淡 季，因此环比下降幅度较大；5 月我国天然气表观消费量 225.3 亿立方米，同比增长 13.2 亿立方米，同比增幅 6.2%，环比上 升约 0.9%。图 2 天然气消费量逐月对比与消费空间增长对比综合示意图,2019 年上半年，我国天然气日均消费量约为 8.4 亿立方米，一季度平均日消耗量为 9.2 亿立方米，同比每日消费量增长0.8 亿立方米，二季度平均日消耗量为 7.4 亿立方米，同比每日消费量增长 0.5 亿立方米，一般来讲，二季度是天然气全年消 费淡季，但 5 月消费量小幅回暖，环比上升接近 1 个百分点，淡季消费有缓慢升温的趋势。图 3 天然气年均消费量增长及 2019 年上半年日均消费量综合示意图,但随着煤炭“去产能”基本结束，减煤压力有所降低，具体而言，我国进入经济发展新常态，能源消费增长减速换挡、 结构优化步伐不断加快，煤炭行业供给侧改革政策稳健推进，在政策引导和市场机制的双重作用下，部分已经失去竞争力的 煤炭企业已经平稳退出煤炭市场，煤炭“去产能”使得落后的煤炭产能逐渐被淘汰，过剩的煤炭产能不断被化解。目前，煤 炭行业“去产能”总体目标已经基本实现（如下图所示），因此，在减煤压力释放的情况下，部分用户转而用煤，导致天然气 新增用户需求不高，因此造成上半年同比增幅处于一个较低位置，天然气消费增速有所放缓。,图 4 煤炭行业“去产能”进程示意图,从地区上来看，华北地区煤炭开始挤占天然气市场，主要是因为华北地区对于燃煤锅炉的政策约束有所放开；东北、西 北、西南地区的产业链上游气价不断上涨，导致下游的用户市场需求受到了一定程度的抑制；与此同时，由于西气东输管道 检修导致西北地区的天然气外输受到一定限制，并且西北地区的液化厂以及部分地区的下游用户用西北的气受到了一定程度 的抑制；加之中美贸易战的影响，部分用户端尤其是工业用户的用气量受到了较大的影响，华南、华北地区的部分用户生产 负荷下降，从而导致地区内用气量增幅有所下降。从消费结构来看，天然气需求端主要由城市燃气（主要包括：居民、采暖、公服、交通等），工业燃料用气，发电用气和 化工用气等四部分构成。2019 年 1 月至 5 月，城市燃气用气量约为 485 亿立方米，同比增长 18.5%，占天然气总消费量的 38%；2019 年 1 月至 5 月，工业用气量为 438.3 亿立方米，同比增幅为 8.6%，占天然气总消费量的 35%；2019 年 1 月至 5 月，发电用气量为 230.3 亿立方米，同比增长 11%，占天然气总消费量的 18%；2019 年 1 月至 5 月，受资源、调峰等影响，化工用气增量不明显，用气量为 118.4 亿立方米，增幅为 3%，占天然气消 费总量的 9%。天然气的主要消费地区为长三角地区、环渤海地区、东南沿海地区、西南地区等，天然气的主要消费领域、消费结构、 消费地区是多年来逐渐形成的趋势，其中城市燃气、工业燃料用气在天然气消费结构中占比超过三分之二，而长三角地区、 环渤海地区也是天然气消费的主力与重点区域。,图 5 2018 年四大核心部门天然气消费结构,图 6 2019 年上半年四大核心部门天然气消费结构,2019 年 1 月至 5 月，城市燃气消费增速由高转低，其中，一季度城市燃气消费量 354 亿立方米，同比增长 50 亿立方米， 同比增速约为 16.4%，四月份城市燃气消费量约为 65.7 亿立方米，5 月份为 65.3 亿立方米，消费量明显小于一季度的每个月 份，这主要是由于：首先，一季度主要是新用户增加带动增量， 2018 年新增“煤改气”360 万户这部分用户在 2019 年一季 度释放较大需求；第二，一季度全国多省开始实施“县县通”工程，多个地市、县区实现天然气供应，带动用户需求增加； 第三，是季节性因素，二季度是天然气全年消费淡季，消费量比一季度有明显下降。2019 年 1 月至 5 月，工业燃料用气总量为 438.3 亿立方米，其中一季度用气总量为 247 亿立方米，同比增加 16 亿立方 米，增幅 7%，这主要是由于一季度我国天然气工业燃料用气的自然增长用户与大气污染治理的强制推动，4 月工业燃料用气95.1 亿立方米，5 月略有增长，为 96.2 亿立方米，华北地区、长三角地区工业用气有较好的表现，整体工业用气同比增长约 为 8.6%。2019 年 1 月至 5 月，天然气发电用气总量为 230.3 亿立方米，其中，一季度天然气发电用气量为 155 亿立方米，同比增加 13 亿立方米，增速 9%。这主要是因为一季度部分省份在 1 月和 2 月实行限煤或降煤政策，限制煤电厂运行小时数，同时 用天然气发电进行用电调峰，提升了燃气发电利用小时数，此外，全国有多个分布式和特电厂投入运行。4 月天然气发电用气39.3 亿立方米，5 月天然气发电用气 36 亿立方米，这与 3 月的 49.5 亿立方米有明显回调，这主要是因为北方热电厂用气负荷持续下降，部分热电厂停止用气，但 5 月浙江、江苏等省份的发电用气有所上升。2019 年 1 月至 5 月，化工用气总量 118.4 亿立方米，其中，一季度化工用气量 65 亿立方米，由于一季度油价影响，化工产品价格走高，因此，间接刺激了化工用气量的提升，相比于去年同期增长约 1 亿立方米。但 4 月份和 5 月份，化工用气量分别是 25.7 亿立方米和 27.7 亿立方米，但是由于受到管道气价格同比增长的影响，化工用气的开工率有所降低，用气量同比都有所下滑，其中 4 月同比下降 1.4 个百分点，5 月环比下降 1.8 个百分点。,1.3 国产天然气供应充足，但供给增量主要来源于进口天然气2019 年上半年（1 月-5 月）天然气总供应量 1272.9 亿立方米（不含储气库）。其中，国产气产量为 736.5 亿立方米。进口天然气总量为 548.4 亿立方米。另外 5 月份向香港、澳门出口天然气 13 亿立方米。1 至 5 月份国产气产量为 736.5 亿立方米，其中国产常规天然气产量为 644 亿立方米，煤层气产量为 23.3 亿立方米，页岩气产量为 30.8 亿立方米，煤制天然气 16.4亿立方米。根据近年来天然气供气规律以及现有基础设施运行能力，新增气源供应能力决定了 2019 年全年的天然气资源供应能力。 从资源角度看，国产气田有所增长，加之新项目上产，均提振了国产气的供气总量，页岩气、煤层气、煤制气等按照各项目 产气能力可以发现，1 季度较为平稳，但 4、5 月份页岩气产量明显增加，这主要是由于页岩气的新上项目以及开发力度明显 加强等。目前，天然气行业的供给格局已经形成“以四大核心地区的国产气为主，以管道气及 LNG 等进口气为有力支撑”的格局。 首先，从国产常规气来看，我国常规气的国内生产主要集中在塔里木盆地、柴达木盆地、四川盆地、鄂尔多斯盆地及海洋天然气等四大核心地区，这四大地区也是常规气供给增长潜力最为集中的地区。其中，塔里木盆地天然气资源主要集中在塔里木油田、克拉玛依油田、吐哈油田、塔河油田；今年上半年，新疆油田采 气一厂将先后完成克 75、盆 5、玛河、克拉玛依 4 个气田、7 套天然气处理装置的检修工作。目前，塔里木克拉 2 气田每天 向西气东输供气 1640 万立方米。截至 5 月 15 日，西北油田向西气东输管网供应天然气达 48.28 亿立方米。柴达木盆地位于青海省内，其中，青海油田截至到 4 月 30 日，累计生产天然气 35.8 亿立方米，向甘肃、青海、西藏三省(区)供应天然气达 32 亿立方米。,图 7 天然气行业供给格局,四川盆地天然气资源主要集中在川渝地区的川东气区、川西气区、元坝气区、普光气区等气区；中台 H103 井地处四川 省南部县花罐镇内，目前，中台 H103 井获得日产 80.06 万立方米工业气流。此外，西南油气田川中油气矿，高磨地区龙王庙 组气藏和灯影组气藏 2019 年度检修作业全面启动。5 月 15 日，西南油气分公司河嘉 201H 井获日产天然气 62 万方，为后续 开发提供有力支撑。鄂尔多斯盆地天然气资源主要集中在长庆气田、大牛地气田、延长油气田，目前长庆气田和大牛地气田等两大气田基本 达到稳增、稳产的目标。截至 5 月 1 日，长庆油田子洲气田达到年产 13 亿立方米的水平，连续稳产 8 年。目前，子洲气田已开发 301 口气井，日产气量 406 万立方米，子洲气田已具备了年 15 亿立方米的生产年能力。截至 5 月中旬，华北油田新老区勘探开发工作稳步推进，常规油气产量稳中有升。冀东油田南堡 2-3 区完钻井 2 口，投产 2 口；高浅北断块完钻井 4 口，投产 1 口。,海洋天然气作为我国四大气区中开发利用时间较早的资源，部分气田逐步进入递减期，目前主要有南海、渤海、东海三 大海洋气区。松辽地区的大庆油田今年已生产深层气 7.01 亿立方米，外输天然气 6.9 亿立方米。第二，从非常规气来看，2019 年 1 月-5 月份，全国规模以上工业企业生产煤层气 23.3 亿立方米， 3 月下旬，华北油田山西煤层气分公司用 15 天，完成了樊北 64 平 4 井组 5 口井完成装抽投产工作。华北油田山西煤层气分公司今年一季度自营区块累计产气 2 亿立方米，日产水平较去年同期增长 6%，华北油田全年计划煤层气商品气量 11 亿立方米。2019 年 1 月-5 月，全国规模以上页岩气生产企业生产页岩气 30.8 亿立方米，其中，西南油气田两口新井投产，长宁页岩气区块日产量达到 1006 万立方米。目前，长宁页岩气区块已投产 148 口井。到今年年底，生产井将超过 200 口，日产气量在 1500 万立方米以上。江汉油田涪陵页岩气田优化生产组织运行，加快新井新站投产步伐，截至 5 月相继有 8 个集气站19 口气井投入运行，实现增产 1.2 亿立方米。阳 107H1-2 浅层页岩气井测试放喷圆满成功，获高产工业气流。经测试，日产气 11 万立方米，此外，今年浙江油田将大力推进浅层页岩气 8 亿立方米产能建设。四川省全省 1 至 5 月页岩气产量 16.88 亿 立方米，同比增长 79%。2019 年 1 月至 5 月，全国煤制气企业生产煤制气 16.4 亿立方米，煤制气产量较少，且有不断降低的趋势。第三，从进口气来看，进口管道气（PNG）及 LNG 依然是常规天然气供给的有力支撑，同时也是 2019 年上半年天然气 供给增量的主要来源，一般来讲，进口管道气主要来自土库曼斯坦、哈萨克斯坦、缅甸等国。进口 LNG 主要来自澳大利亚、 马来西亚、卡塔尔、印度尼西亚、巴布亚新几内亚等国家。具体来讲，2019 年 1 月至 5 月，全国进口气总量达到 548.4 亿立方米，其中进口管道气 211.5 亿立方米，占比 38.6%， 进口 LNG336.9 亿立方米，占比 61.4%。其中，进口中亚管道气 189.6 亿立方米，主要源于土库曼斯坦、哈萨克斯坦以及乌兹别克斯坦，占比 89.6%，进口中缅 管道气 19.7 亿立方米，占比 9.3%。我国 LNG 进口的主要气源是澳大利亚、卡塔尔、东南亚的一些国家， 1-4 月从澳大利亚进口 LNG124.2 亿立方米，同比 增长 40.2%，占 LNG 进口总量的 45.9%；从卡塔尔进口 LNG 总量为 43.4 亿立方米，同比减少 10.1%，占比 16.6%，自东南 亚进口 LNG45.2 亿立方米，同比增长 19.8%，占比 16.7%。,图 8 2020 年我国主干管道气及 LNG 进口分布预测图,图 9 我国天然气进口量变化趋势图,图 10 我国天然气对外依存度变化趋势图,图 11 2019 年中国管道气进口来源,图 12 2019 年中国 LNG 进口来源,截至 2019 年 5 月底，我国共建成 LNG 接收站 20 座，实现 LNG 终端接收能力超过 95 亿立方米（不到 6900 万吨），接 收站周转率约为 66%，其中，防城港 LNG 接收站是 2019 年新建成投产的，其接收能力约为 140 万吨。表 1 中国在运 LNG 接收站基本情况表,1.4 上半年管道气与 LNG 价格持续走低，发改委调整各省天然气基准门站价格天然气价格体系较为复杂，从常规天然气来看，首先，若是按用户划分，可以分为居民用户和非居民用户；第二，按状 态划分的话可以将天然气分为管道天然气价格和 LNG 价格，目前，LNG 市场价格已经放开，管道气由于涉及环节比较复杂， 是天然气价格改革的主要对象；第三，如果按环节划分，可以分为井口价、门站价和终端价，其中，终端用户价格=门站价+ 配气费=井口价+管道运输费+配气费；其中，从门站价来讲，可以说门站价是我国天然气价格最重要的环节，目前实行政府指导价，进行基准价格管理，供需 双方在基准门站价基础上，按上浮不超过 20%，下浮不限确定具体门站价。过去门站价环节分为非居民和居民用户，目前已 不区分，2019 年 7 月以后，居民用气门站价和非居民用气门站价将完全并轨。未来，门站价将完全市场化，由供需双方在 上海天然气交易平台协商确定。管输费属于国家管控的中间环节，受管输管理办法约束，准许收益率按管道负荷率不低于 75%取得税后全投资收益率 8%的原则确定，目前已经由发改委相关部门核定相关成本，确定主要管线的管输费。井口价：由净回值法确定，即先确定门站价和管输费，再由门站价-管输费=井口价进行确定。配气费：属于国家管控的中间环节，受配气费价格监管的指导意见，准许收益率按不超过税后全投资收益率 7%确定，由12,地方价格主管部门根据企业具体各项成本核算确定。图 13 目前天然气价格形成机制示意图,从 LNG 来看，自今年 1 月以来， LNG 价格下降趋势明显，1 月均价在约为 4794 元/吨（折合约 3.5 元/立方米），其中， 1 月上旬价格一直攀升，最高价达到 5401 元/吨（折合约 3.9 元/立方米），这也是上半年的最高价格；自 1 月中旬开始，LNG 价格一路下滑，直到 2 月中旬才有小幅反弹，但从 3 月开始 LNG 价格一直持续下滑。截至 6 月 14 日， LNG 价格下降至 3568 元/吨（折合约 2.5 元/立方米），降幅达到 25.7%，这与季节性因素及销售淡季 等因素密不可分。从下图中可以看出，2 月进口 LNG 均价在 4250 元/吨（折合约 3.1 元/立方米）左右，略有小幅反弹；月 LNG 均价在 4125 元/吨左右（折合约 2.9 元/立方米）；月 LNG 均价约为 3792 元/吨（折合约 2.7 元/立方米）；月 LNG 价格约为 3651 元/吨（折合约 2.6 元/立方米），基本处于持续下滑状态。,图 14 2019 年上半年我国 LNG 价格走势图（截至 6 月 14 日）,从管道气来看，2019 年上半年，全国管道气价格在 1.04 元/立方米2.62 元/立方米之间；其中：北京地区的管道气价格相对较低，约为 1.86 元/立方米左右；东部地区管道气价格在 2.5 元/立方米2.6 元/立方米之间，北部地区管道气均价在 2.3 元/立方米2.5 元/立方米之间， 中部地区管道气均价在 2.4 元/立方米2.6 元/立方米左右，山东地区管道气均价在 2.1 元/立方米左右；西部及西南部地区管道气价格较低，其中新疆管道气价格不足 1.1 元/立方米，青海、甘肃、宁夏、陕西管道气价格都不超过 1.4 元/立方米，云南、贵州管道气价格在 1.6 元/立方米左右。国家发展改革委关于调整天然气基准门站价格的通知中明确调整各省市自治区、直辖市发展改革委、物价局，从 2019年 4 月 1 日起，调整各省（区、市）天然气基准门站价格，具体情况如下：表 2 全国各省今年基准门站价情况表（单位：元/千立方米）,从以上分析中可以看出，2019 年上半年，天然气行业基本面良好，供需两旺且处于相对宽松状态，虽受淡季影响，但需 求依然保持稳步增长，国内国际供给充足，价格在合理区间内调整，而且门站价格得到捋顺，为下半年旺季的到来奠定了坚 实的基础。,二、天然气体制改革取得关键性进展2019 年 3 月 19 日，石油天然气管网运营机制改革实施意见审议通过。国家管网公司将分三阶段进行。首先，中国石油天然气集团公司、中国石油化工集团公司及中国海洋石油集团有限公司将旗下管道资产及员工剥离，并 转移至新公司，再按各自管道资产的估值确定新公司的股权比例，其次，新管网公司获注入资产后，拟引入约 50%社会资本， 包括国家投资基金及民营资本，新资金将用于扩建管网，然后，新管网公司将寻求上市。可以说，此次国家决定组建国家管网公司，是天然气体制改革取得的关键性进展，意义十分重大。一方面来讲，天然气管网公司的独立能够让上游的三大油企资本支出、技术攻关以及规模扩张更加有效地集中在勘探及 提升产量上，还能让更多市场主体进入上游勘探开发或者从国外进口，使得国内供应主体更加多元化，从而提升天然气的有 效供应能力。此外，在中游管网建设方面不仅可以引入民营资本，拓宽管网建设资金来源，还可以通过资本化、证券化渠道，上市募 资广泛引入社会资本，从而释放管网投资建设的巨大潜力，改善管网投资建设的效益。同时，管网的一体化管理能够从根本 上解决多年来“自家管道输送自家气体”的分裂局面。国家管网公司成立后，国内管网将实现全面互联互通，能够从整体掌握气源实力以及市场分布，减少重复建设和无序竞 争，还有利于减少管网运输层级，并有效降低管道运输价格水平。日后，天然气市场供给方、需求方以及中介服务机构数量 将不断增加，市场竞争将更加激烈，这也非常有利于推进天然气价格市场化改革。此外，天然气发展“十三五”规划中提出四项重点任务，其中第二项为“加快天然气管网建设”，提出“十三五”是我国天然 气管网建设的重要发展期，要统筹国内外天然气资源和各地区经济发展需求，整体规划，分步实施，远近结合，适度超前， 鼓励各种主体投资建设天然气管道。规划提出，“十三五”末，天然气干线里程达到 10.4 万公里。目前，我国天然气干线里程 8.1 万公里，还有 2.3 万公里的 建设工程需要在明年底前完工。,三、下半年市场趋势及投资建议3.1 供需紧平衡，量价齐升是下半年天然气市场发展的必然趋势综合考虑气价、气温、季节、经济形势、工业增长、煤改气等综合因素的影响，我们预计：,2019 年下半年，天然气市场需求将继续保持明显增长态势，供需紧平衡，量价齐升是下半年天然气市场发展的必然趋势。2019 年全年我国天然气消费总量将达到甚至超过 3100 亿立方米，相比 2018 年将增长约 300 亿立方米，增幅将超过 10%， 将继续保持较高的增长水平。图 15 天然气消费总量预测图,2019 年下半年，天然气消费总量将持续增长，因为不但淡季已过，而且日渐进入消费旺季，下半年随着天然气需求小高 峰的到来，天然气的需求开始回升，宽松程度缓解，但仍需密切关注市场动态，上游天然气企业的估值将得到修复，股价也 将越过低谷，呈现走强趋势。尤其是冬季取暖季，依然有可能会出现气源紧张的局面，而进口 LNG 将是主要补充力量，天然气行业未来中长期更有跨 越式发展的可能。从下半年天然气的价格来看，我们预计 2019 年下半年，天然气价格将有明显反弹，下半年天然气市场将出现量价齐升 的态势，但也不会出现价格暴涨的情况。这主要是因为深圳 LNG 与迭福 LNG 调峰站连通线工程正在加紧进行，该工程是国家冬季保供应急重点工程，该项目管 线设计长度约 1.9 公里，设计压力 10 兆帕，预计将在 2019 年 10 月底建成。项目投产后，将承担最大 3600 万方/天的冬季保 供任务。另一方面，中缅天然气黔西南应急管道工程将在下半年实现投运通气，黔西南应急管道工程位于贵州省晴隆、普安县境,内，全长 42.8 千米。这两大应急重点工程建设完工及投入使用，将起到一定的调峰作用，缓解旺季供给过于紧张的情形。中俄双方 3 月 26 日共同签署了中国首条跨境隧道天然气管道穿越工程质量评价报告，标志着中俄黑龙江盾构工程全部完 成。中俄东线天然气管道工程北段（黑河-长岭段）也仅剩不到二十公里，目前全部建成，5 月和 6 月份全线打压，8 月份进 行干燥，11 月份具备投产条件，一旦成功投产也将大大缓解天然气供给紧张的状况。3.2 投资建议：布局上游气源企业及中游管输建设企业天然气产业链主要包括生产-输送-储运-使用等四个环节，就目前天然气行业的发展现状来看，由于输送与储运环节比较 薄弱，因此，经常造成旺季供需偏紧甚至气荒的出现，导致天然气价格尤其是能够灵活供给的进口 LNG 价格暴涨。我们认为，在中亚、中俄管道线正式大规模建成与启用尚未开启的情况下，国内的天然气供给在旺季都将处在供需偏紧 的状态，因此，今年下半年，我们建议投资者重点关注上游气源企业以及天然气管网改革直接受益的中游管输建设企业，主 要包括建设性工程企业及材料供应商等。具体而言，上游拥有气源的企业及 LNG 接收站是天然气供给的重要环节，也是在用 气高峰时受益最多的企业，目前需要重点关注的企业有：深圳燃气、新奥股份、广汇能源等。因为新奥股份在 LNG 进口及接 收站方面都有较为完善的布局，而广汇的江苏 LNG 接收站是其重点业务之一，此外广汇今年也与道达尔签订了 LNG 供应合 约，而且广汇的管道气也是民营管道气的代表。图 16 天然气产业链主要投资机会示意图,中游受益于管网公司独立，可以重点关注中油工程、金洲管道等，这主要是由于中油工程是我国油气工程建设的龙头企 业，公司主要从事以油气田地面工程服务、储运工程服务、炼化工程服务、环境工程服务、项目管理服务为核心的石油工程 设计、施工及总承包等相关石油工程建设业务，能够为客户提供一站式综合服务，其长输管道建设能力国际领先。此外，金 洲管道是国内专业从事焊接钢管产品研发、 制造及销售的国家高新技术企业，是我国最大的镀锌钢管、螺旋焊管和钢塑复合 管供应商之一，公司也是为中石油、 中石化、中海油、新奥燃气、中国燃气、华润燃气、港华燃气等国内知名能源企业的主 要管道供应商。,四、行业评级中长期看，我国能源结构的持续转型将助力天然气需求稳定增长，我们预计 2019 年天然气消费总量将达到 3100 亿立方 米，其中，天然气行业在旺季供需偏紧、价格逐渐上涨、各省用气需求保持稳定上涨的情况下，行业业绩将企稳回升，因此 我们给予行业“中性”评级。,五、风险因素不可抗力引起的供给不足、行业政策执行或落实力度较弱或是严重受阻，用气增速不达预期，管道投资严重放缓等。,THANKS,