天然气具备核心资源优势，价格联动机制下弹性可观

事项： 国家统计局数据显示，2023年上半年天然气生产平稳增长，进口增速较快。上半年全国天然气产量1155亿立方米，同比增长5.4%；天然气进口量5663万吨，同比增长5.8%。天然气维持较快增速，中国石油作为龙头公司有望受益。 国信化工观点：1）自产气方面，中国石油是国内自产气增产主力，未来增长主要来自长庆油田、西南油气田、塔里木油田等区块；2）进口管道气方面，进口气资源主要由中国石油掌握，未来增量主要依靠中俄管线和中亚D线；3）天然气市场化改革效果显著，价格机制逐步理顺，今年以来全国多地开始推动天然气上下游联动，居民气价格有所调涨，未来天然气顺价仍具备空间；4）我们认为，中国石油作为天然气行业的龙头公司，在国内自产气和进口管道气上面有充足的资源优势，未来在天然气行业的快速发展下，增长前景将非常可观。我们看好天然气顺价给公司带来的业绩弹性，上调公司2023-2025年净利润预测为1707/2050/2390亿元 （ 原值1390/1579/1753亿元 ） ， 摊薄EPS=0.93/1.12/1.31元/股， 对应PE为8.6/7.2/6.1x，维持“买入”评级。 风险提示：油气田开发不及预期；进口管道建设进度不及预期；LNG接收站建设进度不及预期；国内经济复苏不及预期导致天然气增速不及预期。 评论： 自产天然气：中国石油是国内自产气增产主力 中国石油是国内天然气龙头公司，自产气市场份额接近60%。根据中国石油官网，公司天然气产量主要来自于长庆油田、西南油气田、塔里木油田等区块，核心三大区块占据公司83%的产量份额，也是未来公司核心的增产区域。 图1：中国天然气产量结构 图2：2022年中国石油的天然气区块产量结构 1）长庆油田 鄂尔多斯盆地油气资源，是国际上典型的低渗、低压、低丰度“三低”油气田。鄂尔多斯盆地石油资源量为169亿吨，天然气资源量为16.3万亿方，长庆探区石油和天然气资源探明率分别为40.4%、42.1%，勘探处于中期阶段，具有较好的勘探前景。基于国内快速增长的天然气需求，长庆油田把增储上产的重心放在基础研究、科技攻关基点上，打破国际石油公司技术垄断，突破低渗、特低渗、致密气田勘探、开发关键核心技术，推动油气资源发现，加速可采储量转化，让“三低”油气藏爆发出巨大能量。 长庆油田天然气起步于20世纪90年代靖边气田开发，目前是中国产量最高的油气田，连续13年蝉联我国最大产气区。50多年来，先后发现并成功开发马岭、安塞、靖安、西峰、姬塬、华庆、庆城等35个油田，靖边、榆林、苏里格、神木等13个气田，历年累计生产原油4.4亿吨、天然气5648亿方，累计生产油气当量超9亿吨。 2023年上半年长庆油田实现天然气产量265.2亿立方米，同比增加4.9%。“十四五”期间，长庆油田规划油气年产量将达到6800万吨 图3：长庆油田天然气产量情况（亿方） 2）西南油气田 四川盆地具有丰富的天然气储量，但是开采难度很高。四川盆地面积18万平方千米，天然气总资源量40万亿方，居全国之首，累计探明储量7.3万亿方，探明率仅18.3%，是我国天然气勘探开发最具潜力的盆地。四川盆地天然气储层具有“三低三高三多”的特征，即层系多、类型多、领域多，高温、高压、高含硫，以及低孔、低渗、低丰度，因此开发难度很大。并且从井深情况来看，西南油气田近年来的开采已经逐渐从中浅层向深层超深层拓展：2000年之前平均井深2500米，“十二五”期间平均井深增加到4500米，“十三五”期间增加到5800米，目前蓬莱气区灯四埋深7000-7500米。 中国石油西南油气田分公司成立于1999年，主要经营四川、西昌盆地的油气勘探开发、炼油化工、油气集输和销售业务，现辖重庆、蜀南、川中、川西北、川东北五大油气区。西南油气田公司致力于寻找大场面、建设大气田，勘探上统筹“海陆并举、常非并重、油气兼顾”，形成了蓬莱气区、深层页岩气、盆地二叠系、陆相致密气四个万亿级增储新阵地；开发上坚持“新区上产、老区稳产”并重，快速推进川南页岩气、川中古隆起、老区气田、盆地致密气四大上产稳产工程，形成“2211”开发新格局，有力支撑了公司规模增储和效益上产。西南油气田公司目前已形成了常规气、页岩气、致密气“三驾马车”齐发力的局面，其中常规气占比约61.7%，页岩气占比约31.7%，致密气占比约6.6%。 2023上半年，西南油气田公司累计生产天然气206.1亿方，同比增加22.5亿方，增幅12.3%，完成股份公司全年考核指标410亿方的50.3%。其中生产页岩气64.97亿方，同比增加9.32亿方，增幅16.75%，创历史新高。西南油气田已全面开启“上产500亿、奋斗800亿”的发展目标：力争2025年，天然气产量达到500亿立方米；到2035年，天然气产量达到800亿立方米。 图4：西南油气田天然气产量情况（亿方） 3）塔里木油田 塔里木盆地位于古特提斯构造油气富集带，与中亚含油气盆地中新生代具有统一连通的“大盆地”地质背景，这一纬向“黄金带”内找到了数目众多的巨型特大型、大型油气田群，油气储量占全球总储量的44%以上。塔里木盆地是全球唯一的超大超深盆地，也是国内增储上产潜力最大的盆地，探明地质储量石油14.97亿吨、天然气2.53万亿方，其中超深层探明地质储量石油9.47亿吨、天然气1.75万方。塔里木盆地油气藏埋深6000米至8000米，普遍具有超深、高温、高压、高含硫、高含蜡的特征，勘探开发和钻井难度极大。 塔里木油田位于西部新疆维吾尔自治区境内的塔克拉玛干大沙漠中，是中国陆上第三大油气田，也是中国西气东输的主力气源地，为新疆南部和下游沿线15个省区市民生用气提供保障，其中博孜—大北气区将是未来天然气增产的主要动力。博孜—大北气区位于新疆天山南麓、塔里木盆地北缘，是继克拉—克深万亿立方米大气区发现后，近年在超深层发现的又一个万亿立方米大气区，预计到“十四五”末，博孜—大北气区天然气年产量将达100亿立方米、凝析油产量将达102万吨，将是我国“十四五”天然气清洁能源增储上产主力气区之一。 2023年上半年塔里木油田生产石油液体410.2万吨、天然气170.5亿立方米，油气产量当量达到1769万吨，同比增加51万吨，实现石油液体、天然气、油气当量“三个硬过半”，再创历史新高。未来塔里木油田公司将积极落实中国石油资源战略，深入开展增储上产行动，加快寻找战略接替领域和优质规模储量，力争到2025年实现油气产量当量3,600万吨，到2030年油气产量当量达到4,000万吨。 图5：塔里木油田天然气产量情况（亿方） 进口管道气：资源主要由中国石油掌握，未来增量主要依靠中俄管线和中亚D线 目前我国进口管道气主要来自中亚线、中缅线、中俄线三条管线，其中中亚线是我国发展时间最久，也是进口量最大的管线。目前进口管道气资源主要由中国石油掌握，在中国石油的国内天然气销售结构中占比达到30%左右，“十四五”期间进口管道气增量主要来自中俄东线，“十五五”期间预期中俄西线、远东管线和中亚D线将带来更大的增长空间。 图6：中国天然气进口管道概况 图7：中国石油国内天然气销售情况（亿方） 中亚天然气管道是我国首条从陆路引进的天然气跨国能源通道，气源主要来自土库曼斯坦、乌兹别克斯坦以及哈萨克斯坦。管道西起土库曼斯坦和乌兹别克斯坦边境，穿越乌兹别克斯坦中部和哈萨克斯坦南部，经我国新疆霍尔果斯口岸入境，AB线与“西气东输”二线相连，C线与“西气东输”三线相连。目前中亚管道总输气能力达到550亿方，近几年基本维持在80%左右的高负荷，2022年实际输气量达到432亿方。 未来中亚管道增量主要来自中亚D线，按照此前规划，D线的气源主要来自土库曼斯坦复兴气田，经乌兹别克斯坦、塔吉克斯坦、吉尔吉斯斯坦，从新疆乌恰入境，输气能力为300亿方。今年5月19日，在中国－中亚峰会上，中方倡议建立中国－中亚能源发展伙伴关系，加快推进中国－中亚天然气管道D线建设，预期中亚D线的进度有望加快。 中缅天然气管道起自缅甸西海岸皎漂，从云南瑞丽进入中国，终点为广西贵港，设计年输气量120亿立方米，于2010年开始建设，2013年正式投产，管道干线全长2520公里，其中缅甸段793公里，中国段1727公里。目前中缅天然气管道的年输气量仅达到45亿方左右，一方面由于缅甸天然气开采能力不强，另一方面缅甸天然气的进口成本较高，对需求有一定抑制，预计未来中缅天然气进口增量有限。 中俄天然气管道是我国陆上第三条进口天然气管线，目前中俄东线（西伯利亚力量管道）已于19年底贯通，首期每年50亿立方米，此后逐年增长到380亿立方米的设计供应量。东线自俄罗斯境内的科维克金气田和恰扬金气田，沿途经过伊尔库茨克州、萨哈共和国和阿穆尔州等3个联邦主体，直达布拉戈维申斯克市的中俄边境，管道全长约3000公里；中国境内段从黑龙江省黑河市入境，途经黑龙江、吉林、内蒙古、辽宁、河北、天津、山东、江苏、上海9个省、市、自治区，全长5111公里。未来中俄管道将是中国进口管道气最大的增量来源，除东线的增量外，目前还在规划西线（西伯利亚力量2号管道）以及远东管道，其中西线规划输气量500亿方，途径蒙古国，由于涉及到较多地缘政治问题，进度相对缓慢；远东管道起点位于达利涅列琴斯克，跨越乌苏里江到达黑龙江的虎林，设计年供气能力100亿方。 表1：中国进口天然气管道概况 图8：中国管道气进口量（亿方） 图9：中国进口管道气单价（美元/方） 进口LNG：中国石油拥有2座大型LNG接收站，进口规模维持相对稳定 中国石油目前已经建成4座LNG接收站：江苏如东LNG接收站、河北唐山LNG接收站、辽宁大连LNG接收站以及海南澄迈LNG储备站，其中大连LNG接收站于2020年划拨至国家管网公司，未来还在规划建设1座福建LNG接收站。由于公司LNG主要以长协为主，因此近年来进口LNG规模基本维持稳定。2023年6月20日，中国石油与卡塔尔能源公司签署北方气田扩容项目合作文件，卡塔尔能源公司将在未来27年内持续向中国石油供应400万吨/年的LNG资源，中国石油进口规模获得有力保障。 中石油江苏LNG接收站是江苏省首座投产运行的接收站，也是长三角地区存储能力最大、调峰能力最强的接收站，现有6座储罐，总罐容108万方，满库容情况下最大储气能力为6.7亿立方米，在冬季用气高峰时期，能够保证2300万户家庭连续1个月的用气量，最大日供气量可达3900万立方米，可保障江苏省全行业两天的用气量。江苏LNG接收站一期工程于2008年4月开工，2011年5月投产，一期设计周转能力为300万吨；二期工程于2013年9月开工，2016年11月全面投产，接卸周转能力达到650万吨；三期工程于2018年10月开工，2021年9月正式投产，接卸周转能力达到1000万吨。未来江苏LNG接收站还在规划四期项目，计划再建一座LNG储罐及相应的配套工艺设施，实现天然气供应保障能力提升30%。 图10：中石油江苏LNG接收站全景图 中石油唐山LNG接收站是中国石油自主设计、自主采办、自主施工、自主运营的首批LNG接收站之一，也是当前国内LNG存储能力最大、天然气调峰能力最强的接收站，是保障京津冀地区用气的可靠气源之一。 项目共有8台16万立方米LNG储罐，一座LNG专用码头，LNG储存能力达128万立方米，最大外输能力达4200万方/天，LNG装车能力90万吨/年。项目于2010年10月获得国家发改委核准，一期于2011年3月正式开工建设，2013年11月投产，设计接卸周转能力为350万吨；二期于2014年11月投产，接卸周转能力达到650万吨；三期工程于2018年3月开工，2020年12月完成全部建设工作，2021年5月完成三期投产工作，新增4座16万立方米LNG储罐，其中2座是北京市委托唐山LNG接收站建设、管理和运营，总体接卸周转能力超过1000万吨。 图11：中石油唐山LNG接收站全景图 中石油海南LNG储备库是国内首套自主工艺技术及国内设