证券研究报告 公司深度研究 燃气 东吴证券研究所 1 / 22 请务必阅读正文之后的免责声明部分 天壕环境（ 300332） 天然气 错配下的持续稀缺 深度 3：天壕环境神安线五问？ 2022 年 08 月 23 日 证券分析师 袁理 执业证书： S0600511080001 021-60199782 证券分析师 任逸轩 执业证书： S0600522030002 股价走势 市场数据 收盘价 (元 ) 15.20 一年最低 /最高价 6.60/15.28 市净率 (倍 ) 3.58 流通 A 股市值 (百万元 ) 12,808.86 总市值 (百万元 ) 13,404.82 基础数据 每股净资产 (元 ,LF) 4.25 资产负债率 (%,LF) 53.12 总股本 (百万股 ) 881.90 流通 A 股 (百万股 ) 842.69 相关研究 天壕环境 (300332)： 2022 中报业绩预告点评：业绩高增模式验证，期待稀缺跨省长输未来发展 2022-07-16 天壕环境 (300332)：稀缺跨省长输贯通在即，解决资源痛点空间大开 2022-07-01 买入 （ 维持 ） Table_EPS 盈利预测与估值 2021A 2022E 2023E 2024E 营业 总 收入（百万元） 2,052 3,363 5,213 6,933 同比 21% 64% 55% 33% 归属母公司净利润（百万元） 204 407 722 980 同比 265% 100% 77% 36% 每股收益 -最新股本摊薄（元 /股） 0.23 0.46 0.82 1.11 P/E（现价 &最新股本摊薄） 65.73 32.91 18.57 13.68 Table_Summary 投资要点 天然气分布不均，新冠疫情 &国际争端 致使 天然气贸易逆全球化 ，供需错配加剧 ， 全球天然气价值中枢提升。 需求端，双碳政策 、 疫情后 经济复苏 、极端天气 增加需求量 。 供应 端， 气源开发力度受 气价 及突发事件 影响 。 与市场不一样的视角：天然气长输的稀缺性价值 。 市场关注气价波动对盈利稳定性的影响。我们认为行业中具备稀缺资源 &资产的公司凭借产业链地位优势， 可获 稳定盈利。深度解读： 1）缺气本质； 2）跨省长输稀缺性展望； 3）海外 LNG 存量替代空间； 4）需求增长空间； 5）参照上游开采对比盈利能力合理性， 厘清核心资产受益方式。本质上，跨省长输为产业链中最 缺 的一环，在全球天然气资源错配 、价值提升 背景下，将获取以销售形式体现的、管输费以外的合理盈利，与产业地位匹配。 国内 供需格局？ 供给增速不及消费， 管输 &储库 限制 增产 。 20112021年全国天然气产量 /消费量 CAGR7.0%/10.9%， 消费增速大于产量 主 因：1）管输不足 ， 经我们测算， 2021 年 河北管线旺季 负荷率 116%超负荷。2）储气库不足 ，截至 2021 年底，我国储气库调峰能力占消费量 4%低于公认 12-15%标准 。 神安线 沿线 气田丰富， 突破 瓶颈 后 产能有望放量。 神安线壁垒 &未来格局 ？ 三大壁垒构筑稀缺资产，中期无竞争对手 。 神安线属于高壁垒资产 ： 1）投资金额较大 ， 超 50 亿元； 2）建设时间较长 ， 56 年； 3）立项及开工需要发改委审定。 通过跟踪 国家 能源规划中管道建设进度，我们预计中期无神安线同向管道建成。 存量替代 空间 ？ 全球天然气价值中枢提升，替代空间进一步打开 。 LNG价格自 2021 下半年飞涨，管道气可对高价天然气进行存量替代 。假设神安线通气逐步替代 LNG 以及计划外气，我们预计 替代空间分 别 占消费总量 的 43%/60%， 全球天然气价值中枢提升，替代空间进一步打开 。 增量空间 ？ 能源占比提升 支撑京津冀天然气增量 。 2019 年中国天然气能源供应 占比 7.5%（ 2021 年提升至 8.9%） ，低于全球平均 24.4%， 天然气占比持续 提升。 根据京津冀能源规划，我们预计 2025/2030 年北京 、天津 、 河北天然气消费 总 增量空间 为 97/240 亿方，下游需求增量 可期 。 模式可持续性 ？ 开采端与销售端盈利相当 ， 气源与分销相互依存， 合作模式可持续！ 1）神安线为中海油 首 条陆上长输，对中海油开发陆上资源及市场具备战略意义； 2）神安线下属 15 个开口以及山西气源连接线属公司 所有； 3）中海油全资子公司中联煤 开采端与神安线销售端盈利能力相当，气源 端 与分销端相互支持， 利益 格局理顺，合作模式可持续 盈利预测与投资评级： 公司具备稀缺跨省天然气长输管道资源， 盈利模式可持续 。我们维持 20222024 年公司归母净利润 4.07/7.22/9.80亿元，同比 100%/77%/36%， EPS 0.46/0.82/1.11 元，对应 PE33/19/14 倍 （估值日 2022/08/22）。 维持“买入”评级。 风险提示： 神安线建设进度不及预期，中联煤层气气量释放不及预期 -22%-7%8%23%38%53%68%83%98%113%2021/8/23 2021/12/22 2022/4/22 2022/8/21天壕环境 沪深 300 请务必阅读正文之后的免责声明部分 东吴证券研究所 公司深度研究 2 / 22 内容目录 1. 国内供需格局？供给增速不及消费，管输 &储库为增产限制因素 . 4 1.1. 20112021 年天然气产量复增弱于消费量，进口依存度增加 . 4 1.2. 管输能力储气库不足为气源 地增产限制因素 . 5 1.3. 沿线气田资源量丰富，增产潜力值得期待 . 7 2. 神安线壁垒 &未来格局？三大壁垒构筑稀缺资产，中期无竞争对手 . 8 3. 存量替代空间？全球天然气资源价值中枢提升，替代空间进一步打开 . 10 4. 增量空间？天然气占能源比提升支撑 京津冀天然气增量 . 15 5. 模式可持续性？开采端与销售端盈利相当，气源与分销相互依存，合作模式可持续！ . 17 6. 盈利预测 . 19 7. 风险提示 . 19 请务必阅读正文之后的免责声明部分 东吴证券研究所 公司深度研究 3 / 22 图表目录 图 1： 中国天然气产量增速不及消费量 . 4 图 2： 2021 年全国各省天然气产需差（亿方） . 4 图 3： 广西省天然气消费量与管输能力同频增长 . 5 图 4： 河北省天然气消费量与管输能力同频增长 . 5 图 5： 六大天然气外输省消费量增长平稳 . 5 图 6： 河北中转管容示意图 . 6 图 7： 中长期天然气主干管网规划示意图 . 9 图 8： 神安线管道线路图 . 9 图 9： 国产 LNG 和进口 LNG 同步变化 . 10 图 10： 陕西 /山西 /河北城燃天然气销售情况对比 . 11 图 11： LNG 接收站接收能力地区分布 . 12 图 12： 京津冀进口 LNG 未来四年供应复增 22% . 13 图 13： 近五年中国 LNG 进口到岸价格中枢 4056 元 /吨 . 14 图 14： 各国天然气能源供应比例（按热值） . 15 图 15： 京津冀能源消费总量（万吨标准煤） . 16 图 16： 天壕环境神安线盈利模式示意图 . 17 图 17： 2018-2021 公司客户中铝厂占比达 40% . 18 图 18： 天壕环境天然气售价低于当地煤焦油 &柴油 . 18 表 1： 2022 年国家管网天然气管道剩余能力（万方 /天） . 6 表 2： 2021 年河北管容负荷率达 81% . 6 表 3： 河北省采暖季管容负荷率达 116% . 7 表 4： 我国储气库建设情况（截至 2021 年底） . 7 表 5： 沿线气田具备可持续的生产能力以及较高的增产潜力，气源丰富 . 8 表 6： 拟建 /待建途径陕西 /河北外输长输管道设施基础信息 . 10 表 7： 天壕环境替代空间测算 . 11 表 8： 已建成 LNG 接收站（截至 2021 年底） . 12 表 9： 未来 LNG 接收站扩建 &新建计划 . 13 表 10： 海气价格降至 9 美元 /百万英热时与河北地区管道气持平 . 14 表 11： 天然气增量空间测算参数表 . 16 表 12： 至 2030 京津冀天然气需求增量替代空间达 240 亿方 . 16 表 13： 神安线三大盈利模式 . 18 表 14： 煤层气开采公司开采毛利 0.60.8 元 /方 . 19 请务必阅读正文之后的免责声明部分 东吴证券研究所 公司深度研究 4 / 22 1. 国内 供需格局 ？ 供给增速不及消费， 管输 &储库为增产限制因素 1.1. 20112021 年天然气产量复增弱于消费量 ，进口依存度增加 20112021 年天然气产量复增弱于消费量 ，国内有六大产气外输省 。 20112021 年十年 全国 产量复合增长 7.0%，而消费量复合增长 10.9%，消费增速大于产量， 使得 进口依存度逐年提高 。 从各省天然气产地来看，我国 四川、新疆、内蒙古、陕西、山西、青海为天然气主要产地及外输省。 图 1： 中国天然气产量增速不及消费量 数据来源： BP， 东吴证券研究所 图 2： 2021 年全国各省天然气产需差（亿方） 数据来源：国家统计局，发改委，东吴证券研究所 0501 0 01 5 02 0 02 5 03 0 03 5 04 0 0天然气产量 : 中国（十亿方） 天然气消费量 : 中国（十亿方）2011202 1 十年 CA G R1 0 . 9 %2011202 1 十年 CA G R7 . 0 %地区 产需差（亿方） 2021年产量( 亿方) 产量产比（% ） 消费量( 亿方) 消费量占比（% ）四川省 261.2 529.2 25.8% 268.0 7.5%新疆区 225.6 387.6 18.9% 162.0 4.5%内蒙古 189.3 260.3 12.7% 71.0 2.0%陕西省 122.1 294.1 14.3% 172.0 4.8%山西省 21.3 122.6 6.0% 101.3 2.8%青海省 21.0 62.0 3.0% 41.0 1.1%西藏区 -0.6 0.0 0.0% 0.6 0.0%黑龙江省 -4.5 50.5 2.5% 55.0 1.5%吉林省 -14.0 21.4 1.0% 35.4 1.0%贵州省 -14.8 5.2 0.3% 20.0 0.6%云南省 -25.0 0.0 0.0% 25.0 0.7%广西区 -29.8 0.2 0.0% 30.0 0.8%重庆市 -36.6 87.1 4.2% 123.7 3.5%宁夏区 -36.8 0.2 0.0% 37.0 1.0%甘肃省 -37.8 4.2 0.2% 42.0 1.2%江西省 -43.0 0.0 0.0% 43.0 1.2%湖南省 -51.0 0.0 0.0% 51.0 1.4%海南省 -61.0 8.0 0.4% 69.0 1.9%安徽省 -69.7 2.3 0.1% 72.0 2.0%天津市 -70.0 39.0 1.9% 109.0 3.1%福建省 -78.6 0.0 0.0% 78.6 2.2%湖北省 -82.7 1.3 0.1% 84.0 2.4%辽宁省 -84.1 7.9 0.4% 92.0 2.6%上海市 -101.8 17.2 0.8% 119.0 3.3%河南省 -128.1 2.9 0.1% 131.0 3.7%浙江省 -180.0 0.0 0.0% 180.0 5.0%北京市 -212.8 4.3 0.2% 217.1 6.1%河北省 -222.7 5.3 0.3% 228.0 6.4%山东省 -230.4 6.2 0.3% 236.6 6.6%广东省 -231.5 132.5 6.5% 364.0 10.2%江苏省 -312.8 0.9 0.0% 313.7 8.8% 请务必阅读正文之后的免责声明部分 东吴证券研究所 公司深度研究 5 / 22 1.2. 管输能力储气库不足为气源地增产限制因素 我们认为 产量增速慢的原因 主要有以下两点 ： 1） 管输不足 。天然气输入省消费量与管输能力同频增长， 天然气 外输省 消费量 增长平稳。 以天然气输入省广西和河北为例，消费量增速和管容同频增长；而 六大 外输省同比变化幅度不大 。 陕京线管容 不足，河北管线 旺季超负荷运转。 陕京线剩余输气能力旺季为 0，河北采暖季管容紧张 ， 经 我们 测算， 2021 年 途径河北的管线平均管容负荷率达 81%，采暖季高达 116% 图 3： 广西省天然气 消费量与管输能力同频增长 图 4： 河北省天然气 消费量与管输能力同频增长 数据来源： 国家统计局， 东吴证券研究所 数据来源： 国家统计局， 东吴证券研究所 图 5： 六大天然气外输省 消费量增长平稳 注：在煤层气研发力度加大、气化山西和省内管网建设的作用下， 2010 年 山西天然气消费量同比翻倍 数 据来源： 国家统计局， 东吴证券研究所 1 2 3 3 5 8 8 13 14 23 28 0%1 0 %2 0 %3 0 %4 0 %5 0 %6 0 %7 0 %8 0 %9 0 %0501 0 01 5 02 0 02 5 03 0 03 5 04 0 02 0 0 9 2 0 1 1 2 0 1 3 2 0 1 5 2 0 1 7 2 0 1 9广西天然气消费量（亿方）运输能力（亿方）消费量 y o y （ % ）29 35 45 50 56 73 70 97 133 165 180 228 -1 0 %0%1 0 %2 0 %3 0 %4 0 %5 0 %02 0 04 0 06 0 08 0 01 0 0 02 0 1 0 2 0 1 1 2 0 1 2 2 0 1 3 2 0 1 4 2 0 1 5 2 0 1 6 2 0 1 7 2 0 1 8 2 0 1 9 2 0 2 0 2 0 2 1河北天然气消费量（亿方）运输能力（亿方）消费量 yoy （ % ）- 4 0 %- 2 0 %0%2 0 %4 0 %6 0 %8 0 %1 0 0 %1 2 0 %2 0 1 0 2 0 1 1 2 0 1 2 2 0 1 3 2 0 1 4 2 0 1 5 2 0 1 6 2 0 1 7 2 0 1 8 2 0 1 9四川消费量 y o y （ % ） 陕西消费量 y o y （ % ） 新疆消费量 y o y （ % ）青海消费量 y o y （ % ） 内蒙古消费量 y o y （ % ） 山西消费量 y o y （ % ） 请务必阅读正文之后的免责声明部分 东吴证券研究所 公司深度研究 6 / 22 表 1： 2022 年国家管网天然气管道剩余能力（万方 /天） 月份 陕京一线 陕京二线 陕京三线 6 月 0 707.99 624.73 7 月 0 355.73 707.56 8 月 0 410.7 756.06 9 月 0 583.04 514.48 10 月 0 0 0 11 月 0 0 0 12 月 0 0 0 数据来源：国家管网，东吴证券研究所 图 6： 河北中转管容示意图 注：按照到达各地的管道设计能力将天然气产需差分配至各管线。以此计算占用管容数值。 数据来源：国家管网，东吴证券研究所测算 表 2： 2021 年 河北管容负荷率达 81% 天然气量（亿方 /年） 2021 年河北自身进气需求 223 2021 年河北中转需求 452 河北总需求 675 气源到河北的管输能力（包括经过） 830 河北接收平均管容利用率（ %） 81% 数据来源： 国家管网，国家能源局， 东吴证券研究所 测算 北京山东辽宁河南河北山西陕西设施名称 途经地区 设计 能力 占用管 容陕京一线 陕西、山西、河北、北京 10 3陕京二线 陕西、山西、河北、北京 170 58陕京三线 陕西、山西、河北、北京 150 51陕京四线 陕西、内蒙古、河北、北京 250 86大唐煤制气 河北、北京 40 14北京：占用河北中转管容 213 亿 方 / 年设施 名称 途经地区 设计 能力 占用管 容秦沈线 河北、辽宁 90 40辽宁：占用河北中转管容 40 亿方 / 年设施 名称 途经地区 设计 能力 占用管 容鄂安沧输气管道 河北、河南 70 61河南：占用河北中转管容 61 亿方 / 年设施名称 途经地区 设计 能力 占用管 容冀宁联络线冀鲁段 河北省、山东省 110 66安济线 河北省、山东省 30 18平泰联络线山东段 山东省 103 55山东：占用河北中转管容 139 亿方 / 年共占用河北中转管容 452 亿方 / 年 请务必阅读正文之后的免责声明部分 东吴证券研究所 公司深度研究 7 / 22 表 3： 河北省采暖季管容负荷率达 116% 管输能力 （亿方） 需求占全年 比例 需求量 （亿方） 管容负荷率 采暖季（ 11次年 3 月） 346 59% 400 115.6% 非采暖季（ 4-10 月） 484 41% 275 56.9% 总量 830 100% 675 81.3% 注：需求比例按照 2021 年河北采暖季 /非采暖季需求假设，比例为 1.45:1 数据来源：国家管网，东吴证券研究所 2） 储气库不足 ， 截至 2021 年底，我国已建成储气库数量达到 20 座， 调峰能力 150亿方左右，占天然气消费量的比例仍较低在 4%左右，远低于国际公认标准（ 12-15%）。原因为 ： 地下储气库选址条件十分苛刻 ， 建设时间长 ， 投资大单方投资 38 元， 技术要求高。 表 4： 我国储气库建设情况（截至 2021 年底） 数据来源： 中国地下储气库发展现状及展望，华经产业研究院 ， 东吴证券研究所 1.3. 沿线 气田资源量丰富，增产潜力值得期待 沿线 气田资源量丰富，管输 /储气库瓶颈解决后产能有望放量。 神安线沿线气源丰富，包括中联煤的五大气田 /区块、中石油的四大气田 /区块以及陕西政府的延长气田。沿线气田总可开采资源量达 5678 亿方，而目前的年产量仅有 538 亿方， 沿线气田具备可持续的生产能力以及较高的增产潜力，神安线气量增长值得期待 。 储气库（群） 地理位置 库容/ 1 08 m3工作气量/ 1 08 m3形成调峰能力/ 1 08 m3企业主体大庆库群 黑龙江大庆 4 . 3 2 . 7 0 . 4 5辽河双6 辽宁盘锦 5 5 . 2 30 2 0 . 5辽河雷6 1 辽宁盘锦 5 . 3 3 . 4 0 . 5双坨子 吉林松原 1 1 . 2 5 . 1 0 . 3华北苏桥 河北永清 67 23 10大港板南 天津滨海 7 . 8 4 . 3 2长庆陕2 2 4 陕西靖边 1 0 . 4 5 3 . 3长庆苏东3 9 - 6 1 陕西靖边 1 9 . 2 8 0 . 1长庆榆3 7 陕西靖边 6 2 . 7 0 . 1新疆呼图壁 新疆呼图壁 117 45 29西南相国寺 重庆市渝北区 43 23 23中原文9 6 河南濮阳 5 . 9 3 3江苏金坛 江苏金坛 1 1 . 8 7 . 2 1 . 5江汉黄场 湖北潜江 2 . 3 1 . 4 0 . 5大港库群 天津大港 69 3 0 . 4 19华北库群 河北永清 1 8 . 7 7 . 5 7 . 5江苏金坛 江苏金坛 26 1 7 . 1 7 . 8江苏刘庄 江苏刘庄 4 . 6 2 . 5 2 . 5中原文2 3 河南濮阳 8 4 . 3 3 2 . 7 22金坛 江苏金坛 12 7 1 . 7 港华储气有限公司中国石油中国石化国家管网 请务必阅读正文之后的免责声明部分 东吴证券研究所 公司深度研究 8 / 22 表 5： 沿线气田具备可持续的生产能力以及较高的增产潜力，气源丰富 数据来源： 中国石油新闻中心， 东吴证券研究所 2. 神安线壁垒 &未来格局 ？ 三大壁垒构筑稀缺资产，中期无竞争对手 神安线作为 高壁垒 稀缺资产， 中期 无竞争对手。 神安线起点为陕西省神木县，途径山西省吕梁市、忻州市、太原市、阳泉市和河北省石家庄市、衡水市三省近二十个县（区），终点为河北省衡水市的安平县。管道总长度 超过 600km，设计输气能力约 50 亿立方米 /年。 我们认为 神安线属于高壁垒资产 ，主要原因为 ： 投资金额较大，神安线三期工程累计 投资额超 50 亿元 ； 建设时间较长， 从前期筹备到通气需要 56 年时间 ； 跨省长输项目立项及 开工 需要发改委审定 。 通过跟踪 十三五 &十四五能源规划中提及的管道项目 工程建设进度，我们发现：西气东输三线中段于 2021 年 9 月开工，西气东输四线于 201 年 7 月签约，其他规划管线尚未有进展。规划管线的长度均在神安线的两倍以上，预计建设周期远超神安线（ 5 年），结合长输管网建设对资金、审批流程的要求， 我们预计 中期 无 神安线 同向管道建成 。 神安线稀缺性 &高壁垒 显现，中期无竞争对手。 气源名称 项目所有方 所在地 气源类型探明可采储量（亿立方米）年产量（亿立方米）中联煤：临兴区块 山西 煤层气 1010 18中联煤：古交区块 山西 煤层气 81 5中联煤：寿阳区块 山西 煤层气 200 1中联煤：柳林区块 山西 煤层气 107 3中联煤：神府气田 陕西 煤层气 465 6中石油：紫金山区块 山西 煤层气 350 尚未形成商品气量中石油：三交区块 山西 煤层气 217 5中石油：保德区块 山西 煤层气 360 5中石油：长庆气田陕西、山西、甘肃、宁夏、内蒙古常规气源 2330 445陕西延长气田 陕西省政府 陕西 常规气源 557 504667 520中海油中石油合计其中：中海油山西煤层气产量约 2 7 亿方/ 年 ，陕西煤层气产量约 6 亿方/ 年中石油山西煤层气产量约 1 0 亿方/ 年 ，长庆气田产量约 4 4 5 亿方/ 年陕西省政府延长气田产量约 5 0 亿方/ 年 请务必阅读正文之后的免责声明部分 东吴证券研究所 公司深度研究 9 / 22 图 7： 中长期天然气主干管网规划示意图 数据来源： 发改委， 东吴证券研究所 图 8： 神安线管道线路图 数据来源： 项目说明会 ， 东吴证券研究所 请务必阅读正文之后的免责声明部分 东吴证券研究所 公司深度研究 10 / 22 表 6： 拟建 /待建途径陕西 /河北外输长输管道设施基础信息 规划文件 设施名称 起止点 /所在地 途经地区 长度 （公里） 建设进 度 设计能力（亿方 /年） 十三五、十四五 西气东输三线中段 中卫 -吉安 宁夏、甘肃、陕西、河南、湖北、湖南、江西 2090 2021.09开工 250 十三五、十四五 西气东输四线 吐鲁番 -中卫 新疆、甘肃、宁夏 1745 2021.07签约 十三五 西气东输五线 十三五 新疆煤制气外输 新疆伊宁首站、终点为广东省韶关末站 新疆、甘肃、宁夏、陕西、河南、山东、湖北、湖南、江西、浙江、福建、广东、广西 8280 300 十三五 鄂安沧煤制气外输 陕西省神木首站，止于河北省沧州末站 内蒙古自治区、陕西省、山西省、河北省、河南省 2293 300 十三五 蒙西煤制气外输 起于内蒙古自治区鄂尔多斯市杭锦旗首站，止于河北省黄骅市黄骅末站 内蒙古自治区、山西省、河北省、天津市 1279 200 数据来源： 能源发展“十三五”规划，“十四五”现代能源体系规划， 东吴证券研究所 3. 存量替代 空间？ 全球天然气资源价值中枢提升，替代空间进一步打开 LNG 价格自 2021 年下半年飞涨， 管道气可以对部分高价天然气进行存量替代。LNG 价格 全国 市场化，自 2021 年下半年开始飞涨，国内和进口 LNG 价格均大幅提升。我们 在陕西 /山西 /河北分别选取城燃公司陕天然气 /国新能源 /百川能源进行天然气销售业务对比 。 通过计算 三地 的城燃公司销售价格，我们发现城市燃气公司售价显著低于LNG，利好管道气资源。 图 9： 国产 LNG 和进口 LNG 同步变化 数据来源： 同花顺， 东吴证券研究所 012345672 0 2 0 - 0 7 - 2 1 2 0 2 0 - 1 0 - 3 0 2 0 2 1 - 0 3 - 0 9 2 0 2 1 - 0 6 - 0 3 2 0 2 1 - 1 0 - 1 2 2 0 2 2 - 0 1 - 0 5 2 0 2 2 - 0 3 - 2 7 2 0 2 2 - 0 6 - 0 6陕西液厂价格（元 / 方） 山西液厂价格（元 / 方）河北液厂价格（元 / 方） 河北接收站价格（元 / 方） 请务必阅读正文之后的免责声明部分 东吴证券研究所 公司深度研究 11 / 22 图 10： 陕西 /山西 /河北城燃天然气销售情况对比 数据来源： 公司公告， 东吴证券研究所 神安线管道气可以替代其他高价气源。 2020 年京津冀天然气供应总量 492 亿方，长输管道供应占比 56.6%，进口 LNG 供应 41.1%，区域内油气田供应 2.3%。价格较高的部分为： 1）长输管道中的计划外气（参考合同外 气 占 比 30%， 84 亿方）； 2）进口 LNG202亿方。 3）区域内国产 LNG11 亿方。 在两种替代方案下， 天壕深度分销业务 分别可以 替代 河北 88/122 亿方 的 高价气 ，占总消费量的 43%/60%。 替代方案 1： 替代进口 LNG 及区域内国产 LNG 替代方案 2： 替代进口 LNG、区域内国产 LNG 以及计划外管道气 表 7： 天壕环境替代空间测算 数据来源： 发改委， 东吴证券研究所 测算 1 . 3 0 1 .3 1 1 . 2 7 1 . 4 0 1 . 3 6 1 . 3 41 . 4 4 1 .4 91 . 2 20 . 9 51 . 9 7 1 . 9 82 . 1 2 2 . 2 3 2 . 1 42 . 5 12 . 4 8 2 . 5 6 2 . 4 72 . 6 40 . 00 . 51 . 01 .52 . 02 .53 . 02 0 1 2 2 0 1 3 2 0 1 4 2 0 1 5 2 0 1 6 2 0 1 7 2 0 1 8 2 0 1 9 2 0 2 0 2 0 2 1陕西 陕天然气销售单价（元 / 方）山西 国新能源销售单价（元 / 方）河北 百川能源销售单价（元 / 方）0 .8 8 0 . 8 6 0 .8 61 .0 2 1 . 0 0 1 .0 4 1 .1 11 .2 10 . 9 80 . 7 81 . 5 61 .6 7 1 . 7 81 .8 3 1 . 8 72 . 0 02 . 2 7 2 .3 6 2 .2 8 2 . 3 40 .00 . 51 . 01 . 52 . 02 . 52 0 1 2 2 0 1 3 2 0 1 4 2 0 1 5 2 0 1 6 2 0 1 7 2 0 1 8 2 0 1 9 2 0 2 0 2 0 2 1陕西 陕天然气采购成本（元 / 方）山西 国新能源采购成本（元 / 方）河北 百川能源采购成本（元 / 方）0 . 4 2 0 . 4 5 0 .4 1 0 . 3 9 0 .3 6 0 . 3 0 0 .3 2 0 . 2 8 0 . 2 4 0 .1 8 0 .4 1 0 .3 2 0 .3 5 0 .4 0 0 . 2 7 0 . 5 1 0 . 2 1 0 . 2 0 0 .1 8 0 . 3 0 0 . 00 . 10 . 20 . 30 .40 .50 .62 0 1 2 2 0 1 3 2 0 1 4 2 0 1 5 2 0 1 6 2 0 1 7 2 0 1 8 2 0 1 9 2 0 2 0 2 0 2 1陕西 陕天然气毛差（元 / 方）山西 国新能源毛差（元 / 方）河北 百川能源毛差（元 / 方）气量 占比京津冀2 0 2 0 年总消费量（亿方） 492 100%京津冀计划内气（亿方） 195 40%京津冀计划外气（亿方） 84 17%进口L N G （亿方） 202 41%区域内国产L N G （亿方） 11 2%214 43% 297 60%88 43% 122 60%替代京津冀总量( 亿方）/ 占比（% ）替代河北总量( 亿方）/ 占比（% ）方案一：替代L N G 方案二：替代L N G + 计划外气替代替代替代替代替代 请务必阅读正文之后的免责声明部分 东吴证券研究所 公司深度研究 12 / 22 京津冀地区 2021 年 LNG 码头负荷率 89%比全国整体更为饱和 。 全国 LNG 接收站集中在华东和华南， 接收能力占比超过 70%， 总体海气码头负荷率 超 80%； 京津冀 地区现存 3 座 接收站 ， 总接收能力 1850 亿方 /年， 2021 年 负荷率达 89%， 较 全国整体更加 饱和。 图 11： LNG 接收站接收能力地区分布 数据来源： LNG 接收站集约化及规模化建设 ， 东吴证券研究所 表 8： 已建成 LNG 接收站（截至 2021 年底） 数据来源： 气体网， LNG 接收站集约化及规模化建设， 东吴证券研究所 华东43%华南32%华北19%东北6%省份 项目简称 操作公司 设计接转能力( 万吨/ 年) 总接收能力( 万吨/ 年) 接卸量（万吨） 负荷率珠海金湾 中海油 350 435 124%国网粤东 中海油 504 3 2 0 . 2 64%深圳大鹏 中海油 680 792 116%深圳迭福 中海油 400 4 0 7 . 8 102%华安 深圳燃气 80 3 7 . 4 47%九丰 九丰能源 150 103 69%如东 中石油 1000 7 1 8 . 3 72%启东 广汇 300 240 80%北仑 中海油 700 564 81%新奥 新奥股份 500 351 70%国网天津 中海油 600 4 6 6 . 7 78%中石化天津 中石化 600 660 110%河北 唐山 中石油 650 650 5 2 6 . 2 81%山东 董家口 中石化 700 700 7 2 7 . 7 104%国网北海 中石油 600 3 0 2 . 9 50%国网防城港 中海油 60 54 90%福建 莆田 哈纳斯 630 630 3 8 5 . 3 61%辽宁 大连 中石油 600 600 252 42%中油深南L N G 中石油 30 1 3 . 8 46%国网洋浦 中海油 300 1 1 4 . 7 38%五号沟 申能 150 80 53%洋山 申能 300 420 140%9884 7972 81%合计天津江苏海南浙江广西上海 450660330已建成广东1200130012002164 请务必阅读正文之后的免责声明部分 东吴证券研究所 公司深度研究 13 / 22 京津冀 进口 LNG 未来 至 2025 年 供应充足 复增 22%， 之后无新建 /扩建计划 。 通过梳理全国 LNG接收站扩建 &新建计划， 我们发现 京津冀地区 共有 4座接收站 扩建 /新建，按照建设计划均会在 2025 年前投产 ， 20212025 年四年复增 22%，在建设进度正常的情况下， 进口 LNG 供应充足 。 表 9： 未来 LNG 接收站 扩建 &新建计划 数据来源： 气体网， LNG 接收站集约化及规模化建设， 东吴证券研究所 图 12： 京津冀 进口 LNG 未来四年供应复增 22% 数据来源： 气体网， LNG 接收站集约化及规模化建设， 东吴证券研究所 省份 项目简称 操作公司 设计接转能力( 万吨/ 年) 预计投产时间天津南港 北京燃气 500 2022国网天津（二期） 中海油 125 2023中石化天津 中石化 480 2023河北 新天L N G 新天绿能 1200 2025龙口南山一期 国家管网 500 2022东营港 鲁信集团 200 2022董家口（二期） 中石化 400 2024烟台西港L N G 保利协鑫 500 2023龙口港 中海油 600 2022华电赣榆 华电 600 2022滨海 中海油 600 2023中天江阴 中天能源 200 2022温州液化 浙江浙能 300 2022嘉兴 杭州、嘉兴燃气 100 2022新奥舟山二期 新奥 200 2022大麦屿 君安能源 200 2022漳州 中海油 300 2022国储漳州 中国国储 300 /阳江 粤电 200 2024潮州华丰中天 中天能源 100 /广州 广州燃气 100 2022深圳 中石油 600 2022惠州 广东能源 280 2023潮州华瀛 华瀛天然气 600 2023珠海直湾岛 澳门天然气 500 2025江门广海湾 九丰能源 600 /茂名协鑫 协鑫 600 2023珠海金湾（二期） 中海油 350 2023揭阳 中石油 650 2023天津广东福建浙江江苏山东185023502955 2955415505 0 01 0 0 01 5 0 02 0 0 02 5 0 03 0 0 03 5 0 04 0 0 04 5 0 02 0 2 1 2 0 2 2 2 0 2 3 2 0 2 4 2 0 2 5京津冀地区 L N G 接收能力（万吨 / 年）四年复增 22% 请务必阅读正文之后的免责声明部分 东吴证券研究所 公司深度研究 14 / 22 全球天然气资源价值中枢提升，替代空间进一步打开 。 考虑气化及运输成本， 我们认为中国 LNG 到岸价降至 3171 元 /吨 （对应 2021 年 4 月底气价） 时 价格将低于百川能源 于河北 2021 年管道气销售价格，对 神安线 下游销售市场产生 影响 ，对应 LNG 原始 美元价格为 9 美元 /百万英热。 但 自 2021 年下半年以来，海气价格保持高位， 利好天壕环境 管道气 下游销售。 近 五 年 中国 LNG 进口到岸 价格 平均值为 4056 元 /吨 ，高于天壕环境 管道气 风险点 。 在欧盟与俄罗斯能源脱钩的背景下， 全球供需错配加剧 ，我们认为气价将持续高位运行， 神安线存量 替代空间进一步打开 。 表 10： 海气价格降至 9 美元 /百万英热时 与 河北地区管道气 持平 注： 管输费参考大唐 LNG 外输价格： 0.2572 元 /千方 公里，长度 288 公里，气化率 1450方 /吨，人民币兑美元汇率 6.76（ 2022/08/05） 数据来源： 百川能源 2021 年报， 上海石油天然气交易中心， 国家统计局， 东吴证券研究所 图 13： 近 五 年 中国 LNG 进口到岸 价格中枢 4056 元 /吨 数据来源： 金联创， 东吴证券研究所 百川能源销售价格（元 / 方） 2 . 6 4L NG 终端价格（元 / 方） 2 . 6 4气化费（元 / 吨） 550L NG 管输费（元 / 方） 0 . 0 7L NG 到岸价（元 / 吨） 3171L NG 到岸价（美元 / 百万英热） 905 0 0 01 0 0 0 01 5 0 0 02 0 0 0 02 5 0 0 03 0 0 0 0到岸价 L NG : 中国（元 / 吨） 五年平均值 ( 元 / 吨） 神安线管道气风险点 ( 元 / 吨）五年平均值 4056 元神安线管道气风险点 31 71 元 / 吨 请务必阅读正文之后的免责声明部分 东吴证券研究所 公司深度研究 15 / 22 4. 增量空间 ？ 天然气占能源比 提升 支撑京津冀 天然气 增量 我国天然气能源供应占比偏低，未来 天然气占一次能源比 将进一步提升。 从能源结构来看， 2019 年中国天然气能源供应 （按热值计算） 比例为 7.5%，远低于全球平均水平 24.4%。 2021 年中国天然气能源供应已提升至 8.9%， 未来在天然气能源替代的趋势下， 天然气能源供应占比将进一步提升 。 图 14： 各国天然气能源供应比例（按热值） 数据来源： EIA， 东吴证券