这是一次史诗级天然气行情吗？

天然气板块，淡季不淡，产品价格持续大涨。从供需结构、竞争格局和政策方向种种因素看下来极有可能酿造一次史诗级天然气行情。

9月3日，媒体报道俄罗斯天然气库存极低，接下来两个月补库会减少其80%的天然气出口。近十年最低库存且最有钱的欧洲买家，遇上没有库存还要补库的产气大国供给危机，天然气价格将再次飙升。

9月3日晚，天然气期货再次创出近三年新高，已接近2018年冬季最高峰。

国内的碳中和上半年炒的火热，真正的主升浪却是在最近，高能耗产品开工率明显受到管制，磷化工、工业硅、电解铝以及由此扩散开来的一大批周期品。

本质是碳中和带来的能耗约束供给侧，当我们视野放向全球，就能发现此时的天然气与年初的稀土极其类似。

历史上天然气板块受季节需求驱动为主

历史上，天然气板块每次都当作投机题材来炒作，炒煤改气、炒寒潮、炒期货涨价等等，所以机构们几乎不配置这个板块。

最可气的是，每次炒天然气，拉板的都是一堆城燃公司，仔细拉各公司历年年报，凡是天然气价格高的年份，城燃公司毛利多是下降的。

真正受益的天然气开采装备和有资源有气井的标的却经常没被市场发现，只因为城燃公司名字经常有“燃气”二字。

历史上天然气是季节性短缺，所以只在取暖季有行情。因为紧缺和涨价没有持续性，所以资金的炒作也是一波流到顶，没有持续性。

天然气板块每年都是冬天炒一波，然后结束。

碳中和背景下不一样的天然气

为什么上半年碳中和炒作大部分公司后来股价都回落了，那是因为短期都出不了业绩，政策催化情绪发酵可以走出一波行情，但是无法走趋势，主要就是当时炒作的几个支线，如碳捕获、碳汇一年内都缺乏超预期并持续兑现的业绩。

现在为什么磷化工、工业硅、电解铝都能走出来，因为碳中和的直接抓手-能耗指标开始得到强力执行，供给侧的逻辑，叠加出口带动下游产品需求，就产生了预后较长时间的供需缺口，且能耗指标控制下，约束新建产能投放，从而进一步强化了涨价逻辑，业绩持续兑现。

那有没有一个板块是供需两侧都受益碳中和的呢?

有，天然气就是。

最主要的原因就是天然气燃烧的产物相对煤和石油来说要简单清洁很多。

不会产生粉尘/固体颗粒，极少的复杂烃，极少的不完全燃烧，相对少的二氧化碳排放，相对煤炭和石油更低碳环保。

以煤炭为例，标准煤理论热值7000大卡/公斤，天然气热值8600大卡/m³，理论上可根据公式一吨标准煤热值等于7000*1000/8600=813.9m³天然气。

实际应用中，煤的热值不会这么高，燃烧也不会这么充分，热的转化也不完全，以燃煤锅炉和燃气锅炉为例：燃煤锅炉热效率65%~70%之间，燃气锅炉热效率90%~95%之间，由此来算，在实际工况下，出入还是比较大的，整体应用下来，一吨煤燃烧热值等同为500m³天然气。

一吨煤燃烧产生2.7吨二氧化碳，而同等热值的天然气产生0.88吨二氧化碳。实际产生相同热值情况下，使用天然气较标准煤减碳68%。

另一组数据也验证了天然气的优势。北京大学能源研究院、北京燃气集团、壳牌(中国)有限公司和中国城市燃气协会联合完成的《天然气在改善中国大气环境中贡献研究》报告在编制过程中，选取了位于京津冀、长三角、珠三角、汾渭平原的9家燃煤电厂、10家燃气电厂以及31台燃气锅炉、13台燃煤锅炉开展调研工作。

报告指出，氮氧化物排放(平均值)方面，燃气电厂比燃煤电厂低55%。烟尘排放(平均值)方面，燃气电厂比燃煤电厂低70%。若将所有的污染物折合成一个污染物当量，燃气电厂比燃煤电厂污染物当量平均低46.7%。

从减排成本来讲，燃气电厂的单位减排成本是4.25元/兆瓦时，而燃煤电厂单位减排成本是6.18元/兆瓦时。能耗方面，同样能源当量的天然气、煤炭进行发电，燃气发电比燃煤发电低约20%。水耗方面，燃气电厂比燃煤电厂低约26%。

由此可见，燃气发电比燃煤发电相关污染物排放量、减排成本、能耗、水耗都要小。燃气发电更具有经济效益和环保效益。

碳中和背景下，天然气作为清洁能源，理应受到更多的重视和应用。

供给和需求双重变化使得天然气板块从周期性行业转变为成长性行业

(一)当前时点需求边际上的变化：

1、中国天然气消费量增长大幅超过产量增长。

2021年1-6月，中国天然气产量为1043亿立方米，同比增长9.99%;天然气表观消费量为1860.2亿立方米，同比增长15.76%，天然气消费量增速大于产量增速。进口天然气总量为842.8亿立方米，同比增长23.81%，上半年进口天然气占消费量的比重达45%，明显超过历年。

2021年上半年，我国天然气市场供需两旺，“淡季不淡”行情延续，下半年来看，国内市场或将“旺季更旺”。

2020年中国天然气消费量3300亿方，仅次于美国和俄罗斯。按照中国的工业体量、城市体量、电厂体量，当这三大主要用途都显著增长，按照碳中和和清洁能源的推广趋势，从长期看，中国天然气的消费量一定是超越俄罗斯和美国的。

由于中国还有自产的天然气供给，中国进口的天然气量仅次与日本，为世界第二。2020年中国进口天然气量占消费量比重为28%。

从中国进口天然气量的趋势看，进口总量超过日本指日可待。

根据能源咨询公司Rystad Energy的预测显示，2021年，日本LNG进口量预计约7510万吨，而中国约为7550万吨。这意味着，中国今年有望反超日本，成为全球第一大LNG进口国。

2019年美国天然气在一次能源中占比32%，美国新增发电设施容量的55%由天然气提供，全部发电量的39%由天然气提供。目前我国天然气在一次能源占比仅10%，有2倍增长空间。

(1)中国天然气需求端短期催化：

1.陶瓷等行业全面使用天然气;

2.北方取暖煤改气持续深入;

3.目前库存较低，还需要为取暖季备库补库;

4.国六政策天然气重卡普及。

(2)中国天然气需求端长期催化：

1.国家组建天然气管网公司，管网深入各城市;

2.蓝天白云保卫战计划，天然气发电厂增多;

3.城镇化，管网下沉各乡镇。

在长短期需求共振下，从7月开始，淡季的天然气持续拉涨，形成了趋势性供需缺口及持续涨价。

过往11月以后才可能上涨的天然气，居然在七月开始就起来了，夏天的雪。

2、日韩两国2021年开始实施净零排放。

日韩两国均在2020年宣布净零排放目标，除计划将燃煤电厂改用燃气电厂外，两国政府在对待核电态度上虽存在分歧，但结果是一样的：日本核电重启计划不及预期，核电占比超过1/3的韩国则“持续推进去核化”运动，新增电源只能由天然气机组来填补。

3、欧洲天然气替代燃煤加速。

2021年，欧盟碳交易机制(EU ETS)进入第四阶段，欧盟将2030年气候减排目标由40%提高至55%，碳配额总供给大幅下滑，碳价不断攀升，均价翻倍至每吨50欧元左右，燃煤电厂外部成本激增，电力公司大力推进天然气替代煤炭。

4、由于上半年乌克兰输气管道等问题，欧洲的冬季备库几乎还未展开，有补库需求，目前欧洲天然气库存为近十年最低水平。

(二)当前时点国际供给边际上的变化：

1、俄罗斯作为主要产气国受美国制裁。

美国为了抢占欧洲市场，不仅鼓动波兰等国反对“北溪2号”管线的建设，而且在对俄制裁中将出口油气管道项目也纳入其中，直接限制向参与这些项目的公司提供产品、技术及贷款。

截至目前，美国已经对俄罗斯的7个实体及其16艘船只实行经济限制。

据悉，俄罗斯天然气工业股份公司的产量接近10年来的最高水平，但由于一些地区去年冬天异常寒冷的气温和今年夏天需求量暴增，俄罗斯国内需求也大幅上升。今年前8个月，对亚洲地区主要国家的出口也增长19%，俄罗斯产能已到天花板。

2、俄罗斯天然气库存几乎耗尽。

一般而言淡季补库，冬季去库存，但是目前连主产区俄罗斯也没库存。智通财经网9月3日报道，俄罗斯天然气巨头——俄罗斯天然气工业股份公司(Gazprom PJSC)只有两个月的时间将其几乎耗尽的库存增加至其创纪录的目标水平，如此才能满足今年冬天需要在俄罗斯国内储存的天然气量。

俄罗斯能源部部长Nikolay Shulginov则希望Gazprom能实现这一目标。这一目标意味着，Gazprom 将需要在2个月内每天向俄罗斯的地下储藏库注入2.8亿立方米的天然气，相当于其对西欧每日出口量80%左右的天然气。

可以预见，接下来两个月主产地俄罗斯出口供给将大幅减少，业内人士认为这是前所未有的天然气供给危机。

3、澳大利亚气源遇冷。

澳大利亚在2020年超过卡塔尔成为全球第一LNG出口国，接近40%为中国购买。但随着中澳关系变化，澳大利亚天然气在中国遇冷，仅在今年一季度，澳大利亚在中国LNG市场份额从上年末的43%降至38%，部分企业陷入亏损泥潭。

4、美国“绿色新政”限制化石能源开采。

得益于页岩气开采技术的突破，美国已成为全球第三的LNG出口国，特朗普曾大力推进页岩气开采。但随着拜登当选，其“绿色新政”在税收、钻井许可证等方面限制天然气勘探开采。

此外，在经历了几轮油价巨幅波动后，大多数页岩气生产商的首要任务是在尽可能降低成本，控制资本开支的情况下兑现投资者回报，偿还债务并维持产出，进一步扩产难度较大。彭博社数据显示，至少有10个LNG项目可能无法获得足够的资金。

5、新产能建设周期长。目前新投产的LNG产能通常是2016年前后立项建设的。LNG上游炼化厂的建设周期较长，从决定投资到完全建成通常需要4-5年。

(三)国内油气勘探资本开支保持高增长

国内国际需求高增长，国际供给受限制，国内需求导致的当前环境下只能提高国内天然气开发强度来弥补。

由于三桶油没有单独的天然气勘探开发资本支出数据，我们只能看他们包含石油的整体勘探开发资本开支，天然气的资本支出由于基数小，会明显高于整体的增幅。

三桶油2020年年报中对2021年勘探开发资本数据可以看出，整体支出增加了180亿元，这还会是在油气价格没涨时候的预计。

油气价格近期持续增长，与编制2020年年报时已经发生重大变化，按照业界预计三桶油会大幅上调勘探开发资本开支，其中天然气资本支出会增长数倍。

根据亚美能源、首华燃气、蓝焰控股的年报等公告，天然气资源方都加大了天然气开采的力度，资本开支也会大幅调高。

由于天然气近年来依赖进口的现状，天然气供应保障和能源安全越来越受到重视。

根据《关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》，要求落实能源安全战略，着力破解天然气产业发展的深层次矛盾，有效解决天然气发展不平衡不充分问题，确保国内快速增储上产。

8月30日召开的深改组会议，也明确要求我国是大国，必须具备同大国地位相符的国家储备实力和应急能力。

根据国家能源局石油天然气司、国务院发展研究中心资源与环境政策研究所、自然资源部油气资源战略研究中心联合编写的《中国天然气发展报告(2021)》，完全市场化定价的资源占比从2015年的不到10%提高到2020年的45%。

随着天然气市场化的提升，居民与非居民门站价格“并轨”，油气公司今后有更大动力进行资本开支。

2020年我国天然气产量1925亿方，报告预计2025年我国天然气产量将达2500亿方，2040年将达3000亿方。

由于天然气是一个老井产气逐步萎缩，单井经济寿命平均为7年，新增全靠新井的开发过程，实际年新增开发量约为400-500亿方，其中开发设备投资增长远高于产气量增长。

根据中国城市燃气协会执行理事长、北京燃气集团董事长李雅兰的测算，天然气需求量每增加500亿立方米，能够拉动天然气产业链1.2万亿元投资。

新增的千亿方天然气，带动天然气设备投资2.4万亿，考虑到气井萎缩及7年经济寿命，维持每年400-500亿方的新增产气量，需要每年近2万亿的天然气产业链投资。

通过央企、民企的资本开支计划，可以预见天然气开发设备会迎来爆发式增长，其中客户为中石化和中海油的受益更为显著。

下半年天然气价展望

由于中国天然气的需求超预期增长，上半年900万吨的进口量，仅半年就把把全球的新增供给全部买完。

下半年北半球冬季需求又更盛，供需差额明显，而国内国产气和管道气增量有限，只能靠进口天然气填补，前所未有的天然气供需缺口必将带来前所未有的天然气价格。

气源产地基本是国内LNG价格洼地，以洼地价可以保守地看出天然气价格趋势。

山西易高的出厂价从2017年9月的2900开始启动，最高涨到9200+。2020年从10月的2700开始启动，最高涨到8600+。今年从7月的3600启动，按趋势预计最高将在12000-15000。

往年只有2-3个月的高价区间，今年将持续8个月以上。

潜在标的

天然气涨价受益标的主要有3类。

1、一类是天然气开采设备受益弹性最大。

在气价低无持续涨价预期时油气公司资本投入增速不高，当气价高有持续涨价预期时，油气公司和油服公司翻数倍加大设备采购，设备商产能利用率提升规模效应体现，净利润数十倍增长。

天然气开采设备国内为双巨头，即杰瑞股份(SZ：002353)和石化机械(SZ：000852)，之前杰瑞股份凭借5000型电驱压裂取得领先地位，2021年石化机械的5000型电驱压裂已经取得工业试验(涪陵页岩气)成功和技术成果鉴定，石化机械有望凭借客户优势后发制人，综合而言市场格局有利于开采设备出业绩。

2、气井类公司受益弹性第二。

直接享受天然气涨价，净利润数倍增长，其中下游客户为工业的更为明显，下游为城燃的受门站价、保供等因素涨价幅度会有所制约。

3、一类是LNG接收站受益弹性第三。

目前是紧缺资产，新批受限，接收产能大、长协比例高的公司受益涨价弹性相对大，净利润翻倍增长。

小结

1、天然气淡季不淡，以往冬季才上涨的，现在七月份就开始了大涨行情。预期价格上涨的持续性和幅度均会大超预期。

2、供应端新增产能有限，而新产能建设周期通常需要4-5年，未来几年都会非常紧张。

3、需求端，国内受疫情和减排刺激需求增速快，海外受减排和地缘政z因素刺激也增速快。供需缺口在碳中和背景下越来越大。

4、按计算器是有矿的或者具有高长协比例的，且下游客户是工业为主的企业最受益。

5、从股价弹性来看，或许底部的天然气开采设备企业更应受到关注。

6、用“大、新、多、久、准”的题材判断五字诀来看，天然气板块的持续性和高度都非常值得期待。