（报告出品方：东亚前海证券）
1.全球天然气贸易活跃，我国持续推进产业发展
全球天然气储量分布较为集中，中东地区和独联体国家储量占比较大。从全球角度看，2020 年全球天然气已探明储量为188.1 万亿立方米，主要分布在中东地区、独联体国家、亚太地区、北美洲和非洲，分别占比40.3%、30.1%、8.8%、8.1%和 6.9%，中南美洲和欧洲天然气储量占比较少，分别占比 4.2%、1.7%。从各国产量方面来看，2021 年美国天然气产量居世界第一，占比达 23.1%，俄罗斯位列第二位，占比为17.4%，伊朗、中国和卡塔尔紧随其后，分别占比 6.4%、5.2%和 4.4%，五国合计占比约为56.4%，全球天然气供给较为集中。
北美和亚太天然气消费量较大，产销地域分布不均促使全球天然气贸易活跃。从各地区消费量来看，北美和亚太消费量较大，2021年北美洲和亚太地区天然气消费量分别为 1034.11、918.30 亿立方米，占全球总消费量的比例为 25.6%、22.7%，独立联合体国家及中东地区消费量分别为610.83亿立方米、575.43 亿立方米，占全球总消费量的比例分别为15.1%、14.3%。受全球天然气供需地域分布错配影响，全球天然气贸易持续活跃。
全球天然气主要的贸易区域为北美洲、欧洲和亚太地区。美洲内部主要接收的是管道运输天然气，并大量出口LNG（液化天然气）；东亚地区接收的包括管道天然气和 LNG，以 LNG 为主；欧洲为全球第二大天然气进口地区，几乎无出口量，主要依赖从俄罗斯、中东等周边地区进口管道天然气，并从世界各地进口部分 LNG。
管道天然气可大规模输气，LNG 辅助调峰。LNG是将天然气去除杂质后冷却至-162°C 使其变成液体，经液化后LNG 体积可减少600倍，液态时，LNG 不会燃烧，增强了运输和储存的安全性。在消费终端处，LNG经气化变成气体。运输方面，LNG 多采用气船运输和气车运输方式，管道气经管网进行运输，受管网建设条件限制。因此，管道气起到大规模运输的作用，LNG 可解决调峰问题。从成本方面来看，LNG 方面，前期需建设LNG气化站，一般来说，在到达消费管网前 LNG 总成本约为4-5 美元/百万英热单位。管道气方面，大口径天然气陆上管道铺设成本约为3.5 百万美元/千米，海底管道铺设成本约为 10
1.1.LNG：全球贸易活跃，我国为第一大进口国
LNG 运输船和接收站在产业链中发挥着重要的作用。从LNG产业链方面来看，上游中，天然气经勘探开采出来后，需经过净化、液化等工序。中游方面环节包括储存、装载、运输、接收站储存。其中储存工序中，所需装备是保温储罐且气压接近大气压。运输方面，运输工具包括LNG运输船和槽车，运输途中蒸发的天然气可被用作船的燃料。接收站需提供储罐及再气化装置，LNG 经再气化之后通过输气管输送到用户终端。
全球 LNG 贸易量呈快速上升趋势，贸易活跃。天然气的清洁能源属性优势显著，随着天然气的需求持续提升，天然气的贸易量显著提升。LNG方面，据 Statista 数据，2021 年全球 LNG 贸易量为516 亿立方米，同比增长 5.31%，2000-2021 年 LNG 全球贸易量由1370 亿方提升到5160亿方，CAGR 约为 6.52%。
全球 LNG 运力呈高速提升趋势。据克拉克森数据，2021 年全球LNG海上船队运力总载重量达 5.05 千万吨。2021 年，全球LNG船数量达700艘，同比增长 9.03%。自 2010-2021 年，全球LNG 船数量由360艘增长至700 艘，CAGR 为 6.88%。伴随着 LNG 的需求持续提升与全球LNG贸易的持续发展，LNG 运力呈高速提升趋势。
2021 年中国、日本和韩国为 LNG 进口量较多。据Statista 数据，2021年中国 LNG 进口总量为 109.5 亿立方米，为全球第一大LNG进口国，进口市场份额占比为 21.3%；日本以 101.3 亿立方米进口量位列第二，占比约20%，韩国 2021 年 LNG 进口市场份额占比进口总量为64.1 亿立方米，市场进口占比为 12.6%。中国、日本和韩国进口量分别为全球LNG进口市场份额的前三名，合计占比达 53.9%，为最主要的 LNG 进口国家，和其他国家的LNG进口量差异较为显著。
日本 LNG 储罐容量位居世界第一。从各国储罐方面来看，日本LNG储罐容量位居世界第一，为 1.82 千万立方米。我国储罐容量位居第二，达1.3 千万立方米。韩国容量仅次于我国，为1.26 千万立方米。日本、中国和韩国的储罐容量显著高于其他国家，差距较为显著。西班牙、印度、英国、美国储罐容量分别为 0.33 千万立方米、0.27 千万立方米、0.21 千万立方米、0.2 千万立方米。
我国 LNG 进口量保持高速增长，进口来源主要为LNG出口大国。据Statista 数据，2014-2021 年中国 LNG 进口总量持续增长，2021 年中国LNG进口量为 7.16 千万公吨，同比增长 6.63%。从进口途径来看，从澳大利亚、美国、卡塔尔的进口量占比较高，2021 年占比分别为39.90%、11.30%、10.90%。
我国加速推进 LNG 接收站建设，接收能力持续提升。截至2021年，中国投产运行的 LNG 接收站已达 22 座，据SiaEnergy 统计，截至2021年上半年，我国 LNG 接收能力达到 8880 万吨/年，同比增长25%。我国LNG接收站的快速发展有力填补了天然气的供给缺口，对全国天然气协调供应起到重要作用。2021 年，我国接收进口 LNG7893 万吨，进口LNG是我国天然气消费的重要组成部分。
1.2.管道气：2020 年末我国管网工程规模居于全球首位
截至 2020 年末，亚太规划管网建设工程居于全球首位。从在建管网方面来看，截至 2020 年末，全球在建里程合计为54573 公里。亚太地区在建管网里程为 27669 公里，位列全球第一，占全球合计在建管网里程的50.7%。除此之外，欧洲地区和拉美地区位列第二、第三，在建里程数为5911公里和 5479 公里。从计划建设管网方面来看，亚太地区待建管网里程数为45925公里，占全球总待建管网的 38.0%，待建管网数居于世界首位。除亚太外，非洲地区待建管网里程数较高，达 20446 公里。
截至 2020 年末，中国天然气管道计划扩建里程及在建里程均位列世界第一。分国家来看，中国计划建设管道长度为14466 公里、在建管道长度为 15001 公里，均居世界第一，待建及在建合计管道里程为29467公里。印度、俄罗斯、美国和澳大利亚待建及在建合计管道里程仅次于中国，待建及在建合计管道里程分别为 20440 公里、17053 公里、11001 公里和8537公里。
我国管道气进口最大来源为土库曼斯坦。据Wind 数据，2021年我国管道天然气进口量为 532.4 亿立方米，同比增长18.13%。从进口途径来看，2021 年我国从土库曼斯坦进口天然气 2400 万吨，占管道天然气总进口量的56%，除了土库曼斯坦之外，其他主要进口国为俄罗斯、哈萨克斯坦、乌兹别克斯坦，占比分别为 18%、11%和 8%。
国内天然气管线“全国一张网”已基本成型。从我国天然气产业的发展建设历程来看，1963 年，我国第一条输气管道即巴渝输气管道建成。此后全国包括四川、大庆等地陆续形成了区域性输气管网。2005年，天然气基础设施建设进入高速发展期，大口径、长距离西气东输管道、陕京天然气管道、川气东送管道等国家重大项目相继建成。2018-2020 年，我国以干线管道互联互通为发展重点，打通了天津、广东、广西、浙江等重点地区，解决我国各地用气需求不均衡的难题。同时加快天然气进口通道的建设，推进修建了中亚、中缅、中俄东线天然气管道等，以及广东、江苏、山东等沿海地区的 LNG 接收站配套输气管道。至此，我国东北、西北、西南和海上四大进口天然气管道全部贯通，互联互通、灵活安全的天然气管网输送体系初步形成。
我国城市天然气管道长度高速增长，增势稳定。2020 年我国天然气城市管道长度为 85.06 万公里，同比增长 10.76%。从2010-2020年，我国天然气城市管道长度从 25.64 万公里增长 59.41 万公里至85.06 万公里，增长逾两倍，十年间同比增速均在 10%以上，增势稳定。随着我国天然气使用的普及及管道项目的推进，我国城市天然气管道长度持续增加。
四大管道支撑我国天然气进口。我国四大连接境内外天然气管道分别为中国-中亚天然气管道 A/B/C 线、中国-中亚天然气管道D线、中缅天然气管道和中俄东线天然气管道。其中，中国-中亚A/B/C线和中缅天然气管道已投产，总设计传输能力为 670 亿方/年，中俄东线天然气管道部分已投产，中国-中亚天然气管道 D 线正在建设中，设计管输能力分别为380亿方/年和 300 亿方/年。我国四大天然气进出口管道连接俄罗斯、哈萨克斯坦、缅甸和皎漂港，预计四大管线全面建成后每年最大输气能力可达1350亿方/年，管输能力持续提升。
2.俄乌冲突下供给紧张，或将持续支撑天然气价格高位
2.1.欧洲天然气进口依赖度高，管道气中半数源自俄
管道气进口为欧洲第一大天然气来源，自产位居第二，进口LNG起到补充作用。从欧洲天然气供应格局来看，主要供给端包括自产、进口LNG、进口管道气。根据 BP 数据显示，2021 年管道气进口（欧洲外）为欧洲第一大天然气来源，贡献 2327 亿方的天然气量，占天然气总供应量的42%。自产天然气和进口 LNG 量分别为 2105 亿方和1072 亿方，占比分别为38%和 19%。
2.1.1.自产：北海气田资源有限，挪威为主要自产国
欧洲天然气储量较为匮乏，资源有限。欧洲是世界天然气探明储量最低的地区之一。据 BP 能源年鉴数据，截至2020 年底，欧洲天然气探明储量 3.2 万亿立方米，仅占全球总量 1.7%。2020 年欧洲储量/产量比率仅14.5，远低于全球平均值 48.8，欧洲天然气储量较为匮乏，产能增量潜力弱，可开采年限低。
北海气田为欧洲天然气主要气源。北海气田为欧洲天然气主要气源。北海是位于大西洋东北部的边缘海，海底蕴藏油气资源，为英国、荷兰、德国、丹麦和挪威五国共有。北海天然气田集中于挪威、英国和荷兰等国海域，包括格罗宁根气田等。
欧洲天然气自产量近年来呈下降趋势，挪威、荷兰、英国占总产量78%。2021 年欧洲天然气产量为 2105 亿方，同比下降3.79%，降幅较大，主要原因系北海气田非常规关停检修。2011 年以来欧洲天然气自产量整体呈下降趋势，产量由 2010 年的 2848 亿方降低到2021 年的2105 亿方。分地区来看，挪威、荷兰、英国是欧洲主要天然气生产国。2021 年，挪威、荷兰、英国产量占比分别为 54.3%、8.6%、15.5%。挪威贡献产量较大且保持产量较为稳定；荷兰产量持续萎缩。
2.1.2.进口：美国和卡塔尔为LNG 主要进口国，俄罗斯为管道气主要进口国
欧洲 LNG 进口主要来自于美国、卡塔尔、俄罗斯、阿尔及利亚及尼日利亚。LNG 进口方面，根据 BP 数据，2021 年欧洲LNG进口量为1082亿方，主要来自于美国、中东、俄罗斯、北非等地。2021 年美国为欧洲LNG第一大进口国，欧洲从美国进口 LNG308 亿方，占总进口量的28.5%。2021年欧洲从卡塔尔、俄罗斯、阿尔及利亚分别进口LNG225 亿方、174亿方、154 亿方，占总进口量分别为 20.8%、16.1%、14.2%。
2021 年俄罗斯供气 1670 亿方管道气，贡献欧洲进口管道气的45%。管道气进口方面，2021 年欧洲管道气进口量为3692 亿方，主要来自于俄罗斯和欧洲内部。2021 年欧洲从俄罗斯进口管道气1670 亿方，占管道气总进口量的 45.2%。欧洲内部利用管道气自供1364 亿方，占比36.9%，其中挪威贡献 1129 亿方。除此之外，欧洲从阿塞拜疆进口管道气195亿方，占比为 5.3%。
2.2.北溪断供开始，贸易格局重塑带动天然气价格高位
俄乌冲突之下，欧洲天然气保供压力倍增。自俄乌冲突以来，俄罗斯就天然气方面进行制裁。2022 年 6 月，俄罗斯将“北溪-1”输送至德国的天然气量降低约 60%。将日输气量降低至6700 万方。2022 年7月，“北溪-1”因波尔托瓦亚压气站的涡轮机故障，供气量进一步降低至3300万方。2022 年 9 月 2 日，俄罗斯完全停止“北溪-1”输气。“北溪-1”作为较为重要的一条欧洲天然气供应管道，断供之下，欧洲天然气保供压力倍增。
欧洲国家积极寻找进口来源以增加天然气量。在供气来源方面，欧洲国家积极寻找进口来源以增加天然气量。3 月，美国与欧盟达成保证能源安全供应的协议，约定在 2022 年内向欧洲额外供应150 亿立方米LNG。除美国外，欧盟及欧洲各国积极推进卡塔尔、阿尔及利亚、阿塞拜疆等地的进口量提升。4 月，阿尔及利亚于意大利公司签订协议，约定将从2022年秋天起增加意大利出口的跨地中海管道气。9 月，欧盟与阿塞拜疆签署谅解备忘录，计划将输往欧洲的跨安纳托利亚 TANAP 天然气管道量翻倍。
欧洲国家积极扩容 LNG 接收站。欧洲持续推动天然气容量提升，LNG接收站方面，欧洲多国积极兴建 LNG 接收站以提升LNG获得能力。截至2022 年 5 月 16 日，德国共计划将 LNG 接收站扩容588 亿方，在欧洲国家中位居第一。意大利、希腊、荷兰、西班牙分别计划扩容302、182、160、100 亿方。各国均积极就 LNG 接收站进行布局。
欧洲持续推进天然气管网建设。截至2022 年4 月，欧洲在建及计划建设天然气管网里程共计达 4230 公里。在建管道为波罗的海管道项目，里程为 613 公里，建成后将使进口能力增加 100 亿方。计划建设管道方面，截至 2022 年 4 月，欧洲已经提议 11 项管网建设项目，合计里程数为3617公里，披露管容信息的 6 项计划汇总合计管容为695 亿方，其中白流天然气管道计划管容为 320 亿方、东地中海天然气管道扩建项目计划管容为200亿方、跨亚得里亚海天然气管道扩建项目计划管容为100 亿方。欧洲积极推进天然气管网建设，以期望获得长期稳定的天然气供给。
欧洲多渠道、多方向进行天然气气源补充加速全球“抢气”，天然气价格有望将维持高位。自俄乌冲突以来，欧洲持续通过多渠道、多方向进行天然气气源补充，具体措施包括和多国签订合同与合作协议获得天然气供应、建设 LNG 接收站以获得更大的接收容量、建设天然气管线以增加气源。在全球天然气供给增量有限的前提下，欧洲国家或会以高于市场价格的报价以获得更多的天然气供给，造成全球天然气价格的走高。未来，随着全球地缘政治的持续震荡以及欧洲天然气基础设施的持续建设，全球天然气紧缺的格局将持续。在供需失衡的背景下，天然气价格或将维持高位。
3.重点公司分析
3.1.天壕环境：陕西-山西段通气在即，销量将持续提升
公司投资运营神木-安平煤层气长输管道项目，是国内唯一长输管网上市公司。公司燃气板块的主要涵盖天然气贸易及销售、长输管道输送、城市燃气输配等业务。2018 年公司子公司北京华盛与中联公司共同投资建设运营神木——安平煤层气长输管道项目，增强了气源优势，未来发展空间较大。 公司神安线助力销量逐步增长。公司2021 年天然气销量为6.60亿立方米，同比增长 48.47%，2020 年销量为 4.44 亿平方米，同比增长8.36%。2018年公司开始建设神木——安平煤层气长输管道项目，为华北、华东地区市场提供天然气，其中山西康宁-河北鹿泉段已全线通气，向河北地区客户实现了销售，目前已成为河北省的第三大气源。目前在建段为陕西-山西段，根据公司公告显示，陕西-山西段预计于 2022 年9 月底或10 月完成物理连接，远期售气规模或将持续增长。
3.2.广汇能源：能源行业领军企业，综合实力强劲
公司是能源行业的领军企业，气、煤、油产业协同发展。公司是行业领先的能源供应商，主要涉及液化天然气、煤化工、石油天然气勘探开发领域，构建能源产业链，并向下游终端销售领域不断延伸。公司是中国第一个大型陆基 LNG 生产供应商，也是第一个建设运营跨境天然气管道的民营企业，目前在稳步发展国内产业的同时，也在积极开拓中亚、北美国际市场。 自产气、贸易气齐头并进，销量逐年上升。自产气方面，公司拥有哈密新能源工厂和吉木乃工厂，自主生产 LNG 产品，2021 年产量分别为7.37、1.47 亿方。贸易气方面，2021 年启东 LNG 接收站周转量达36.55亿方，同比增长 22.47%。销量方面，公司自 2018 年以来，天然气销量逐年上升，2022年第一季度销量达 11.57 亿立方米，较上年同期增长9.53%。
3.3.新天然气：煤层气开采技术领先，潘庄、马必双管齐下
国内煤层气开采龙头，一体化布局逐渐完善。公司立足新疆，主营业务包括城市天然气的输配、销售、入户安装和煤层气开采等。公司的天然气销售和入户安装业务涉及民用、商用及工用领域，压缩天然气运输主要面向加气站，为 CNG 汽车供气。公司子公司亚美能源在煤层气开采领域居行业前列，是我国第一家成功采用多分支水平井钻探系统技术的煤层气开发商。 公司控股亚美能源，潘庄、马必项目保障气源优势。公司于2018年收购亚美能源，亚美能源深耕煤层气开发领域，具有雄厚的技术实力和丰富的项目经验。同时，亚美能源煤层气开发前景十分广阔，探明储量占中国煤层气探明地质储量的 70%。其潘庄区块2017 年至2021 年产销逐年增加，2021 年产销分别为 11.75 亿立方米和 11.42 亿立方米。2021 年马必区块产销均大幅提升，分别为 1.23 亿立方米和1.08 亿立方米，同比增速分别为84.22%和 76.66%。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
详见报告原文。
