（报告出品方/作者：东吴证券，袁理、任逸轩）
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.~年天然气产量复增弱于消费量，进口依存度增加
~年天然气产量复增弱于消费量，国内有六大产气外输省。~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。
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，年途径河北的管线平均管容负荷率达81%，采暖季高达%。
2）储气库不足，截至年底，我国已建成储气库数量达到20座，调峰能力亿方左右，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：①地下储气库选址条件十分苛刻，②建设时间长，③投资大单方投资3~8元，④技术要求高。
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亿方，而目前的年产量仅有亿方，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。
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km，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5~6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年9月开工，西气东输四线于年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。
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。
神安线管道气可以替代其他高价气源。年京津冀天然气供应总量亿方，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LNG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88/亿方的高价气，占总消费量的43%/60%。①替代方案1：替代进口LNG及区域内国产LNG；②替代方案2：替代进口LNG、区域内国产LNG以及计划外管道气。
京津冀地区年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，总接收能力亿方/年，年负荷率达89%，较全国整体更加饱和。
京津冀进口LNG未来至5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5年前投产，~5年四年复增22%，在建设进度正常的情况下，进口LNG供应充足。
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到岸价降至元/吨（对应年4月底气价）时价格将低于百川能源于河北年管道气销售价格，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。
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，9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%。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。
京津冀地区5/年天然气总增量空间达97/亿方，神安线下游需求空间释放值得期待。国家及部分地方发布能源规划，提出天然气消费以及在一次能源中占比的目标，对天然气消费量做出指引。1）北京：根据政策指引，5年天然气消费量控制在亿方（折算成能源占比为33.3%），且规定了年北京进入达峰平台期，总能源消费量控制在万吨标准煤，我们认为年该比例将进一步提升至35%。2）天津：根据政策指引，5年天然气消费量控制在亿方，折算成能源占比为21%。3）河北：暂无政策指引，由于河北天然气能源结构占比现状与全国类似，因此我们按照全国年天然气占比15%进行测算。我们测算5/年北京、天津、河北的天然气能源占比分别为33.3/35%、21/22%、12/15%；天然气消费总量分别为/亿立方米、/亿立方米、/亿立方米；5/年北京、天津、河北天然气消费增量空间分别为-17/2、36/63、78/亿方，5/年总增量空间达97/亿方，神安线下游增量空间释放值得期待。
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！
公司与中联公司设立合资公司中联华瑞共同投资建设运营的神安线管道项目，目前山西-河北段已通气，全面贯通后，将实现上游资源与下游终端市场的无缝对接，完成从上游气源到管道输气、再到终端用户的资源闭环。神安线连通陕西—山西—河北，上游陕西山西省供给充足，为天然气外输省，下游河北省需求旺盛，公司通过赚取门站价差、零售价差以及管输费获得利润：
管输费：中联华瑞（公司持股比例49%）通过神安线将天然气进行跨省运输，收取管输费。按照国家长输管网8%的收益率核定规则，神安线天然气管输费用单价0.元/方，从陕西/山西运输天然气至河北，联营公司收入可达0.元/方，为公司贡献稳定收益。
门站价为基准的区域价差：公司从上游气田参考当地门站价采购天然气，通过神安线输送至下游，参考当地门站价销售给大型燃气集团，交付管输费后，赚取陕西/山西—河北天然气门站价差，按照发改委披露的各省市天然气基础门站价格，我们预计从陕西/山西运输天然气至河北，门站价差可达0.71/0.16元。
零售价差：公司凭借特许经营权，从上游供应商采购天然气，通过神安线按照用户需求将天然气输送并销售给当地工业企业客户，交付管输费后，赚取零售价-门站价差。按照下游非居民天然气价格3.81元/方计算，我们预计从陕西/山西运输天然气至河北，单方价差可达2.59/2.04元。公司主要大工业客户为当地大型氧化铝工业客户，其经营情况稳定，燃气需求量大，采购金额占比可达40%，与公司稳定合作。
天壕环境销售价格低于当地其他能源，具备提价空间顺价能力强。从销售端来看，天壕环境天然气销售价格低于当地柴油煤焦油价格，从等热值替代的角度具备未来提价空间，顺价能力强。
我们认为天壕环境的盈利模式可持续：1）神安线为中海油第一条陆上长输管网，对中海油开发陆上资源端及市场端具备战略意义；2）神安线管道下属15个开口以及山西气源连接线归天壕环境所有；3）我们认为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，双方合作模式可持续。以同为煤层气开采公司的蓝焰控股为例，煤层气开采单方成本在1元左右，售价在1.6~1.8元/方，开采毛利在0.6~0.8元/方，与天壕环境燃气销售历史毛差水平相当。
（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。）
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