天然气产业链系列报告I_京津冀气荒概率低_9页_975kb

京津冀天然气行业分析总结

核心内容概述

本报告主要分析2017年京津冀地区天然气供需情况，评估采暖季是否会出现“气荒”风险，并对相关企业进行投资推荐。报告指出，随着陕京四线和天津LNG项目逐步投产，京津冀地区天然气供给能力将显著提升，从而有效保障燃气需求。

主要观点

• 供需关系稳定：京津冀地区天然气需求预计在采暖季达到2.53-2.72亿方，而供给端在陕京四线投产后预计可达2.72亿方，供需基本平衡。
• 气荒概率低：根据项目进度和政府推进情况，陕京四线11月有望投产，且天津LNG项目也将在年底投产，因此京津冀发生气荒的概率较低。
• 政策推动清洁化转型：京津冀地区煤炭消费占比高，环保政策推动天然气替代，煤改气政策将带来约0.28亿方的需求增量。
• 天然气消费持续增长：2011-2016年京津冀天然气消费年均复合增长率达19.2%，显著高于全国平均水平。预计到2020年，京津冀天然气消费总量将达到570亿方。

关键信息

供给端分析

• 京津冀天然气供给由气源型管道和周边油气田组成，包括陕京一线、二线、三线、永唐秦线、克旗煤制气、应张线等。
• 已建成管道年设计输气能力超过547.7亿方，单日设计供给能力约为1.56亿方。
• 陕京四线年设计输气能力为250亿方，预计11月投产，将使京津冀单日最大供气能力提升至2.72亿方。
• 天津LNG项目年供气能力为136亿方，预计年底投产，将使京津冀单日最大供气能力进一步提升至3.19亿方。

需求端分析

• 京津冀采暖季单日燃气需求预计为2.53-2.72亿方。
• 煤改气政策带来的需求增量约为0.28亿方，但其影响没有直观感受那么大。
• 居民和工业端煤改气分别带来约0.14亿方的需求增量。
• 2017年京津冀天然气消费量预计在2.53亿方-2.72亿方之间。

供需对比

• 不考虑陕京四线：京津冀单日最大供气能力约为1.86亿方，略低于需求。
• 仅陕京四线投产：单日最大供气能力达2.72亿方，可保障需求。
• 陕京四线和天津LNG项目皆投产：单日最大供气能力预计达3.19亿方，保供能力进一步增强。

投资推荐

• 重点推荐：百川能源
  • 近两年受益于京津冀煤改气推进，呈现高成长态势。
  • 异地扩张加快，打开长期成长空间。
• 建议关注：金鸿控股
  • 业务覆盖天然气全产业链。
  • 拥有长输管道和多个城市的特许经营权。

风险提示

• 陕京四线项目进度不及预期：可能影响京津冀天然气供给能力。
• 天津LNG项目推进受阻：若无法按时投产，将削弱区域供气能力。
• 京津冀煤改气政策出现变化：可能影响天然气需求增长预期。

京津冀能源消费特征

• 单位面积能源消费高：京津冀地区地理面积仅占全国2.2%，但能源消费总量占10.4%，其中北京、天津、河北分别为全国平均水平的9.4倍、15.5倍、3.5倍。
• 煤炭消费占比高：2015年京津冀煤炭消费占能源总量的56%，其中北京、天津、河北分别为2015年全国煤炭消费占比的3.1倍、2.5倍、2.3倍。
• 能源结构不合理：煤炭仍是主要能源来源，推动清洁化转型成为政策重点。

天然气消费增长趋势

• 2011-2016年：京津冀天然气消费年均复合增长率达19.2%，显著高于全国8.9%。
• 2020年规划：京津冀天然气消费总量将达到570亿方，其中北京200亿方、天津100亿方、河北270亿方，分别增长20%、35%、223%。

天然气管道建设情况

• 已建成管道：京津冀地区建成天然气干线管道超过8500公里，年设计输气能力超过1000亿方。
• 在建管道：京津冀地区在建天然气干线管道超过8000公里，年设计输气能力超过1300亿方，包括陕京四线、鄂安沧管线、蒙西煤制气等。
• 未来规划：中俄东线、京石邯复线等管道预计在2018-2019年陆续投产，进一步提升京津冀天然气供给能力。

LNG价格上涨原因

• 采暖季需求上升：居民用气需求显著增加。
• 煤改气政策落地：推动工业和居民端燃气替代。
• 线上交易机制：天然气合同市场化交易导致报价上涨。

结论

随着陕京四线和天津LNG项目逐步投产，京津冀地区天然气供给能力将显著增强，采暖季气荒概率较低。天然气消费持续增长，清洁化转型趋势明显，建议关注受益于区域天然气发展政策的企业，如百川能源和金鸿控股。