城市燃气和管道建设行业分析报告Word下载.docx

城市燃气和管道建设行业分析报告Word下载.docx

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天然气用于化工主要用于合成氨、甲醇以及制氯项目。

城市化进程扩大下游天然气用户辐射面。

2011年我国城镇人口已经超过了农村人口，城镇化率超过50%；

预计到2020年中国将新增2-3亿城镇人口；

若按照目前燃气普及率53%不变，那么到2020年我国将新增1-1.5亿元的用气人口；

而这些新增的用气人口基本上都是天然气用户，那么单纯从下游人口覆盖上来看，到2020年有约10%的增量。

截至2009年底，中国大陆除西藏以外的30个省级行政区均已不同程度地利用天然气，以天然气作为城市燃气主要气源的城市达到438个，占全国县级以上城市的比例为67%，比上年提高6%。

注：

城镇化率=城镇人口/总人口；

城镇燃气普及率=燃气使用人口/城镇人口

城市天然气利用率提升是居民用气增长的主要驱动因素。

2004年“西气东输”管道投入商业运行以来，天然气用气人口的复合增长率高于20%；

预计2020年我国城市燃气行业天然气需求量将达到约1000亿方，年均增速将达到10%，天然气用气人口将接近8亿人，天然气利用率将接近80%，按照目前45%的城市天然气利用率，天然气普及还有近一倍的增长空间。

城市天然气利用率=使用天然气人口数/使用全部燃气人口数

天然气是城市燃气增量的主要来源。

城市居民&

商业用的替代对象主要是液化石油气（LPG）和人工煤气，天然气、LPG和煤气的平均发热值分别为38.97MJ/m3、50.24MJ/kg、15.07MJ/m3。

天然气得益于单位热值价格优势和环保优势，在城市燃气市场中已有赶超液化石油气、替代人工煤气的趋势。

2004年西气东输一线通气后，天然气消费量超过液化石油气成为燃气领域的主导气源；

2011年，天然气占领了超过60%的燃气市场，而液化石油气的市场占有率则降至24.1%。

2、短期天然气发电仍不具经济优势、期待环保溢价的提升

天然气发电在东部沿海地区初步布局，中国在建及规划建设的天然气发电项目装机总规划近1800万kW，其中华东的西气东输及近海天然气项目规模约1050万kW，福建建设LNG发电项目规模360万kW，广东LNG发电项目规模385万kW。

到2020年全国天然气发电装机规模约6000万kW，但是目前天然气在中国一次能源消费结构中仅占2.7%，远低于24%的世界水平和8.8%的亚洲水平，最主要的原因仍然是和没相比没有经济优势。

因此，我们认为天然气发电大力发展前提是：

a）天然气发电对价格的承受能力明显提升；

b）政策优惠或政府补贴，例如峰谷电价与鼓励清洁能源的政策

c）电价中确定合理的环保折价标准，天然气发电的上网电价应将环保成本（效益）货币化计入。

从中短期来看，价格问题是天然气发电的核心因素，无论补贴还是发电用气价格调整；

据测算，天然气价格1.16元/m3等同于平均上网电价0.446元/（kW〃h），

天然气价格1.04元/m3等同于平均上网电价0.365元/（kW〃h）；

天然气价格每降低0.05元/m3，上网电价将降低0.01元/（kW〃h）。

外部成本由对比常规燃煤电厂、脱硫煤电厂和天然气电厂环境成本得出

按照天然气发电站年利用3500-5000小时计算，天然气与煤炭价格的临界比价为2-2.4（同等热值价格），一般认为天然气和煤的等热值比价超过2.5的条件下，联合循环发电无法同煤电的基荷竞争，只能用于调峰（调峰电价高于一般电价）。

即使使用天调峰，如果电网峰谷差特性所决定的调峰机组开工时间不足2500h/a，天然气调峰电站的投资也难以回收。

美国、英国、日本等国民用天然气的价格为发电用气的2.6-6.1倍，而我国西气东输城市燃气价格仅为发电用气价格的1.2-1.3倍。

远期天然气发电的占比将提升，参照美国目前一半天然气用于发电的现状，我国天然气用于发电仍然需要长期的价格调整阶段、以及排放指标溢价提升；

我们认为节能环保将是未来经济发展的一个方向，天然气发电利用程度的上升是2020年我国天然气一次能源占比提升的前提、也是必然结果。

二、量价齐升：

看好受益供给扩大的需求行业

从供需两方面来看，近两年国内出现天然气短缺现象，加之从国外高价进口天然气资源，我们认为目前国内天然气需求超过供给是主要原因，而供给不足是来自多方面的；

一则，国内多煤少油少气的资源禀赋成为天然气的先天缺陷；

另一方面，国内天然气价格行政管锁定于较低价位，造成供不应求的格局。

参考发达国家的天然气产业管理经验和目前国内的产业动向，天然气价格改革成为打破当前价格机制，刺激国内供给的有效和必然途径。

1、天然气产业中上游高度集中、政府管制锁定价格

天然气供应属于公共事业，具有自然垄断属性，我国天然气上游勘探开采和中游输送的产业集中度相当高，集中中石油、中石化、中海油三大能源集团中；

中石油有天然气勘探开发、输送、销售、天然气引进、市场开发，化工品制造等天然气大部分产业环节的子公司。

国家对天然气实现低价政策有其历史原因，上游产业集中，便于国家对天然气产业进行控制；

a）政府将民用天然气视作基本民生工程、一直实行低价政策，天然气资源税较国外更低；

b）天然气业务在中石油等能源巨头中的收入地位远不及石油系业务，对天然气的交叉补贴能力较强。

中石油等保障天然气的供给在一定程度上履行央企的社会责任，但在进口亏损气源不断扩大的背景下，这种依靠国内现有气源来交叉补贴高价进口气源的做法是难以持续的，未来必定需要依靠下游的价格上调或是政府给与补贴，我们认为目前国内价格改革的做法表明价格机制的改革是可能性更大的方案。

天然气对外依赖程度将提升，输入成本压力逐年加大。

我国石油的对外依存度高（超过50%），因此原油价格和世界价格水平是相当的，而煤炭和天然气由于自主程度较高（对外依存度不超过20%），因此价格与海外价格的关联程度很低，国内天然气价格长期看涨，理由如下：

a）需求端因素：

经济发展带来对清洁能源的重视程度提升，居民、商业和发电等高端需求提升天然气需求结构。

b）供给端原因：

国内需求扩大已经是不争的事实，中石油、中海油分别从国外进口天然气保证国内供给（分别是管道气和海上LNG），高气价向国内传导，终端涨价压力与日俱增；

c）改革窗口打开：

气价被政府管制锁定，目前两广的天然气价格改革给出了未来天然气价改的明确政策信号，产业链价格松绑在即。

2、高价进口气源推升天然气价格、倒逼国内价格改革

天然气消费结构升级构成价格上涨动力，国内天然气管道等基础设施建设滞后，大量中小部分气源难以外输，仅仅是产地周边利用，而天然气产地一般地处中西部经济欠发达地区，天然气价格偏低，多集中于居民、工业原料应用，在2000年国内天然气下游用于尿素等化工品制造占比高达40%，目前该比例已经降低到约20%。

我国目前天然气价格格局是西低东高，中西部地区地理位置靠近气源，天然气低价消费；

东部沿海地区由于经济发达、天然气价格承受能力高，天然气消费结构由国产远距离输气和进口LNG为主，其价格承受力反应了外来较高的天然气边际成本。

我国天然气价格水平高于美国等天然气资源国。

我国尽管天然气储量巨大，但目前已开发的资源量仍然偏小，和天然气产出国比较气价是偏高的，但这并不改变国内天然气价格上涨的趋势。

根据EIA数据，2011年美国天然气平均出厂价可折算为0.89人民币/方；

俄罗斯联邦2010年批量法定工业消费的天然气价格为0.522元人民币/方，批量法定居民消费的天然气价格为0.389元人民币/方。

因此直接对比不同国家天然气绝对价格是没有意义，而需要关注供需格局的变化，这里最有力的例子是自08年以来美国供给端出现大幅增长，在此期间美国天然气价格是处于低位的，尽管期间国际能源价格（LNG现货）出现明显的上涨。

按照1美元=6.4元人民币计算

（1）进口气源份额提升气源成本

据价格数据显示，国产天然气价格是非常低的，新疆塔里木盆地天然气出厂0.6-1.2元左右，即使加上西气东输的管输费用到达广东也不过2.2元左右（管输费用1-1.2元/方），而西气东输二线的中亚天然气进口门站价格2.2元，比国产气出厂价格高1元，而海上LNG的进口价格更高；

而终端城市门站价格由于受到政府定价管制，其价格一般介于国产气源和进口气源之间，对于中石油来说实际上是用国产气利润来交叉补贴进口气源；

能源巨头对天然气价格改革的诉求非常强烈。

价格数据按照2012年8月底公布数据；

同一省份如果多个城市接收价取加权均值

从供给角度来看，根据国家天然气产业“十二五规划”，2015年国内天然气消费总量将达到2600亿方，其中国产气源1700亿方，进口气源约900亿方，基于能源巨头交叉补贴后盈亏状态不变，我们预测2015年天然气国内天然气平均价格将比2010年上涨37.8%。

进口LNG以现货价格为准；

2015年国产气源份额按照预测，与规划数值略有出入

（2）价格改革助产业消化成本压力

我国的天然气价格管理体制是分段管辖，天然气从产地到城市的门站价由中央政府制定，各地市的天然气终端销售价由各地方政府制定。

作为产业链的最末端环节，各地城市燃气企业面对的是最终消费者，其销售价格包括着产业链上中下3个环节的成本。

但目前我国对这3个环节实行不同的价格管控方式。

a）上游供给：

进口天然气现货价格随国际能源的市场价格而变动；

而国产气源出厂价格实行政府指导价（小范围浮动），进口管道气由于实行长期合约的价格较为稳定。

b）中游输送：

管道输送属自然垄断行业，管输费用实行政府指导价格；

LNG槽车运输实行市场价格，但LNG运输行业充分竞争；

c）下游用户：

城市门站价格=出厂价格+管输费用+省管网价格调整；

地方政府价格指导不同最终用户价格制定，价格调整需走听证程序。

省级政府政策动向值得关注。

长输管道的投资建造主体是中石油等能源巨头，而大部分连接城市的管网则由各个省份的相应公司负责，连接长输管道开口和其它县市；

因此，在天然气出厂价和城市门站价格中存在一定省级管输费用，省价格主管部门在省级天然气管道上会对价格进行一定程度的调节，根据各个省份的经济发展程度和门站价格，部分省份在省级层面给予终端门站价格以补贴，因此，也会出现东部沿海省份门站价格低于中部省份的情况，省级价格调节机制构成未来天然气价格调整的缓冲空间。

价格计算对象为广东省终端用户价格

3、考虑量价因素、居民&

商业用气受益、看好地方燃气

天然气将迎来量价齐升周期，价格敏感行业将受到冲击。

相对比居民的生活成本，用做工业用途的天然气直接进入工业用户的成本核算，该部分用户对天然气价格的变动较为敏感，比如气头化工品、天然气发电等；

而本身价格承受能力较强，而目前受限于天然气供给的需求部门，将明显受益于价格改革带来的供给扩大，一般此类行业有如下特征：

a）对价格敏感程度低、例如居民和商业；

b）愿意支付更高的环保溢价、例如一线大城市；

c）对气源稳定性要求高、例如城市三联供，目前开始在一线城市布局。

商业用气最为受益。

一般情况下，居民和商业用户、汽车用户均有较好的价格承受力；

目前居民和商业占天然气下游需求的20-30%，是天然气的主要需求部门，未来份额提升将显著受益于供给扩大；

天然气作为汽车燃料主要考虑与汽油&

柴油的价值比对，尽管天然气价格上涨，但相比原油系燃料仍有明显的价格优势（便宜约25%左右），但汽车天然气燃料整体技术较小，对整体天然气需求的拉动作用不明显，我们将后续将天然气作为汽车燃料作为独立产业加以分析。

工业用户价格承受力与生产工艺对天然气的依赖程度有关。

一般玻璃、纺织、医药等工艺上必须使用燃气的企业和冶金、制造、搪瓷、食品等使用燃气后能够有效提高产品质量、降低成本的企业价格承受力较强，而主要以煤为燃料、附加值较低的产品价格承受力较差。

（3）城市居民&

商业燃气空间广阔

城市天然气普及有广阔的增长空间。

以1000万居民的城镇计算，若人均每年用气量100方，那么总计年消费量约10亿方，而我国类似的城镇数以百计，未来天然气普及的空间难以想象；

目前受限于管网建设，在很多经济发达却管网未覆盖的区域，居民天然气用高价LNG作为补充，尽管LNG价格较高，但仍然低于传统的LPG和水煤气，这说明城市天然气用户目前的价格承受能力较强。

燃气普及率=燃气使用人口/城镇人口；

天然气使用率=天然气使用人口/燃气使用人口

一线城市天然气普及程度较高、分布式能源等高端用户开始启动；

据了解，目前一线城市居民基本已经普及管道天然气；

2011年北京天然气总消费量达到70亿立方米，96%以上的居民家庭用上了天然气，全市天然气供暖比重也超过60%。

根据北京市天然气供应“十二五”规划，到2015年天然气消费总量将达到160亿至180亿立方米。

二三线城市居民天然气普及的障碍在于初始投资过高，新建居民楼房一般都初装天然气管道，而老居民区逐步推进天然气管道建设；

目前二三线城市居民用气的一大特点是管道普及率高于天然气使用率，很多已经通管道的用户仍然在使用传统的瓶装LPG、水煤气，原因是：

a）天然气气源保障程度低，天然气大规模普及仍然有供给端的限制，因此地方天然气替代LPG&

水煤气紧迫程度不高；

b）天然气管道用户需承担一笔数额较大（上千元）的管道初装费用，限制了一批中低收入的居民使用管道气的热情。

鉴于目前地方天然气管网的大规模投资，我们认为随着天然气气源保障程度提升，天然气替代传统燃气的激励将逐步释放，天然气使用率和管网普及率的差值将收窄；

而随着规模效益的显现，管道气初装费用逐步降低是必然趋势，届时政府将出台管道气初装的补贴或优惠政策，初装费用过高的问题已将迎刃而解。

天然气调峰需求，尤其北方城市的调峰刚需。

一般各类天然气用户用气均具有以12个月为周期的季节性变化。

特别是我国北方城市，如果在用气结构中采暖、热电厂等用户比例偏大，将造成月间用气不均匀，季节调峰压力大。

随着总用气规模的增加，峰值负荷一旦在储气、调度方面不能解决，将造成部分用户断气或限供，带来负面的社会影响。

根据不同天然气适用类型的城市，采暖、空调、调峰电厂用户用气的季节不均匀性较强，居民、商业、工业、汽车用户用气相对平稳。

空调、分布式能源、调峰电厂用户除能消费一部分低谷气量外，还可以为电力系统削峰，减少峰电建设投入，同时提高供电可靠性，是电网的有益补充。

地方燃气企业或将受益供给扩大。

我国各地政府均已开放城市燃气市场，特许经营权体制，并出台各种政策鼓励城市燃气企业发展，允许民营和外资企业进入该领域。

截至2009年，全国各类城市燃气企业共计200余家，销售天然气约405×

108m3，以中华煤气为代表的五大跨区燃气公司（中华煤气、新奥燃气、华润燃气、中国燃气、昆仑燃气）共销售天然气158亿方，市场份额接近40%；

在全国654个县级以上城市中，主要跨区燃气企业进入281个，其中包括省会城市17个，项目所在地主要分布在中南地区、长三角地区、环渤海地区和东南沿海地区等经济较发达地区。

三、管道投资千亿市场蛋糕

天然气本身的固有特性决定了管道是其最合适的运输方式。

作为连接气源和输配气系统的纽带，长距离输气管道具有距离长（一般从几百公里到几千公里）、管径大（一般在400mm以上）、输量大、输送压力高（一般高于4MPa）、可连续运行、投资规模大等主要特点。

长距离输气管道的输送成本在很大程度上取决于其输送能力和输送距离。

一般而言，在距离一定的条件下，管道输送能力越大，其满负荷运行的输送成本就越低。

在满负荷运行的前提下，输送能力越大，最大经济输送距离就越长。

因此输气管道特别适用于大运量的天然气运输。

随着运量减小，可以采用CNG或LNG散装运输方式有可能比管道运输更经济。

1、管道运营自然垄断、需求具有刚性

“十一五”期间是城市燃气输配管网建设的黄金时期，特别是2004~2009年，管网建设总里程年均增长13.1%，其中天然气输配管网建设总里程增长超过100%，年均增速达到25.1%，目前国内超过65%的城市燃气管道建于近十年。

天然气管道投资主体是中石油，其在目前国内天然气管道存量份额为80%；

2012年中石油预计天然气与管道板块的资本性支出为人民币636.00亿元，相比2011年626.55亿元略有增长，主要用于西气东输二线天然气管道、西气东输三线天然气管道、中卫－贵阳天然气管道等重要的油气骨干输送通道项目和配套的LNG、城市燃气等项目建设。

到2015年，中国石油天然气管道长度预计达到4.8万公里，天然气销售量预计达到1800亿立方米。

届时，大量新建及配套管网将由西气东输管道公司运营管理。

西气东输管道公司运营管理的管道长度预计1.2万公里以上，年输送天然气约800亿立方米，发展前景十分广阔。

我们看好未来三年天然气管道投资的理由是：

a）天然气消费规模持续增长，对输送设备存在客观需求，管道是天然气的主要输送手段；

b）天然气管输费用不随天然气价格波动而变化，管道投资项目收益率稳定，风险相对较低；

c）管道建造周期较长，投资时期一般提前天然气大规模提升2-3年，2015年国产天然气产量有望增长50%，3年内管道投资高景气。

2、天然气管输费用稳定、管道项目收益率不随气价波动

管输费受国家管制，天然气管输成本有固定成本和运行成本构成，其中固定资产折旧构成的固定成本约占总成本的80%（根据管输公司业务结构而有所不同），而在可变成本中，用于长输管道中的压缩机组的动力燃料成本占比约70%，天然气管道公司的成本是相对固定的，那么从投资回报率的角度来看，管道投资的内部收益率是比较稳定的。

3、管道投资千亿市场蛋糕、设备原材料厂商受益

我国管网不断完善将带动下游应用需求增长。

截止2010年年底，我国已经建成天然气输送管道7.8万公里，比2005年底增加78.4%，年复合增长率为12.13%。

按照主要长输管道计算接近2.5万公里；

天然气长输管道初期投资巨大，是典型具备产业拉动作用的基建工程。

西气东输工程为例，其总投资1200亿元，其中气田勘探开发投资200亿元，管道主干线投资400亿元，下游投资600亿元。

4000公里管道建设，将使用钢材200万吨，焊条5100吨，挖填土石方量超过3000万立方米，同时需要大量的水泥、木材、阀门、仪器仪表和自动化设备等。

这些将在多方位、多层次拉动国民经济增长，特别是促进相关产业的结构调整和产业升级，西气东输管道工程国产化的目标是70%。

西气东输二线工程是我国首条引进境外天然气资源的大型管道工程，总投资约1422亿元人民币，由一条干线八条支线组成，管线全长8653公里，起于新疆霍尔果斯首站，横穿我国15个省区市及特别行政区，止于香港。

其中，霍尔果斯至广州段为干线，全长4865公里。

管道建设投资为1000-1500万元/公里

2015年天然气长输管道建设投资规模以千亿元计，其中材料和设备占比估计超过50%，管道和压缩机组是最重要的原材料和设备投入，相应的上市公司有望受益长输管网建设的推进。

4、压缩机组受益国产化提升、最具增量拉动效应

天然气在管内流动的动力由压缩机提供，天然气长输管道一般由输气管段、首站、压气站、中间气体接收站、中间气体分输站、末站、清管站等部分组成；

长输管道中的各个站点构成管线投资的重要组成部分。

截止2010年底，国内安装投产的长输天然气管道压缩机组达162台，总装机功率达332万kW，其中燃气发动机驱动往复式压缩机19台，驱动机总功率为2.5万kW，燃气轮机驱动压缩机组107台，驱动机总功率为277万kW，电机驱动离心压缩机组36台，驱动机总功率为53万kW。

到2015年，我国安装天然气管道压缩机组预计超过350台，总装机功率超过700万kW。

压缩机所消耗的天然气占管道所输气体的3%-5%，耗能巨大且技术指标要求严格，目前我国主要长输管道的压缩机组基本使用进口产品。

根据不完全统计，目前已经有近20条天然气管道设置有压气站并安装压缩机组

压气站用来输送气体的动力机械设备有离心式压缩机和活塞式压缩机，其驱动装置的类型主要可分为燃气轮机、电动机和燃气发动机3种。

电驱机组的应用比例将提高。

目前已安装的天然气管道压缩机组中，电机驱动约占22%，燃气轮机驱动机组约占66%。

燃气轮机驱动仍将是管道压缩机驱动的主要方式，但天然气价格提高，电驱机组将在经济比选中更显优势，新建管道中电驱机组的比例会更高，例如西气东输二线东段电驱机组站场约占2/3，中缅天然气管道境内部分、川气东送管道全部使用电驱机组。

安全备用机组增加设备投资规模。

我国长输天然气管道尚未形成大范围管网，几条重要的干线管道气源单一、管输距离长、用户点多，为提高管道运行的可靠性，多采用机组备用方式。

例如西气东输管道，设计之初部分采用隔站备用方式，但随着管道运行压力的增大，启动了安全改造工程，将22座站场全部改造为开二备一或开一备一的机组备用方式。

目前已经投产的西气东输二线管道全部采用开二备一或开三备一的方式。

按照250KM间隔一座压气站、每座压气站装3备1，合计4台压缩机组

5、压缩机组国产化接近空白、增量拉动效应显著

受国外技术封锁影响，此前我国离心压缩机基本级、效率、工艺、材料技术方面一直未能过关，基本从国外进口，建设成本较高，后期运行维护和服务亦需依托国外制造商，主要厂商包括曼透平、RR公司等。

作为驱动设备的燃气轮机沿着两条技术路线发展，一是以RR、普惠、GE为代表，利用航空发动机改型而形成轻型燃气轮机；

二是以GE、西屋、Siemens、ABB公司为代表，遵循传统的蒸汽轮机理念发展起来的重型燃气轮机，主要用于大型电站。

用于管道的燃气轮机主要有GE、RR的航改型燃机，以及Solar、Siemens等公司的中小型重型燃机。

根据天然气管道的运行特点，所用燃气轮机的功率分为