水电板块
2018年来水不确定性增加，重视装机增长
发电量是水电企业盈利的决定性因素
和火电类似，决定水电企业盈利能力因素也主要是三个方面：电价、成本和发电量。不过与火电不同的是，一方面水电电价相对稳定，并不像火电那样调整频繁；另一方面水力发电不需要消耗燃料，其成本相对固定，主要集中于折旧、人工、财政规费等。
和火电类似，决定水电企业盈利能力因素也主要是三个方面：电价、成本和发电量。不过与火电不同的是，一方面水电电价相对稳定，并不像火电那样调整频繁；另一方面水力发电不需要消耗燃料，其成本相对固定，主要集中于折旧、人工、财政规费等。
1）电价：纵观我国水电定价发展历史，在上个世纪80年代前后，为了解决电力短缺的问题，国家出台了“一厂一价”的电价政策，大力推进了小水电企业的发展。2004年，国家为了更为科学、公平地管理电价，改变了原“一厂一价”的定价模式，建立标杆电价体系。
根据发改委于2014年1月11日公布的 件《完善水电上 电价形成机制的通知》，目前我国水电上 电价的定价方式主要包括两种：第一种是跨省跨区域输送的大水电，国家规定其外送电量上 电价按照受电地区落地价扣减输电价格（含线损）确定；第二种则是各省省内上 电价实行标杆电价制度， 件规定此类电价应以本省省级电 企业平均购电价格为基础，统筹考虑电力市场供求变化趋势和水电开发成本制定，水电比重较大的省（区、市），可在水电标杆上 电价基础上，根据水电站在电力系统中的作用，实行丰枯分时电价或者分类标杆电价。个别情况特殊的水电站上 电价个别处理。此外， 件中还规定水电上 电价应在一定时期内保持稳定，所以我们认为18年水电上 电价将大概率维持之前的水平，电价方面对水电企业盈利变化影响不大。
2）成本：相对于火电成本中燃料占据了近70%的绝对份额，水电成本中折旧的比重占到2/3以上。以长江电力为例进行说明，其过去几年平均度电成本0.085元，其中度电折旧成本将近0.058元，占总成本的比例高达67.4%，而人工、财政规费度电大约0.028元，占总成本的比例为32.6%。
3）发电量：发电量对水电企业起到两方面的作用，一是电价相对稳定，发电量的多寡决定了水电企业的收入水平；另外由于成本相对固定，发电量越大，单位成本也就越低，度电利润也就越好。因此，发电量对于企业收入和单位成本的双重作用使得水电企业盈利状况相对于发电量的变化具有更高的弹性。
根据2010-2016年长江电力的度电毛利与利用小时数的数据，我们发现利用小时数与度电毛利之间呈现显著的正相关关系，从而能够在一定程度上印证我们之前的结论，也就是装机量不变的条件下，发电量越多度电的成本也就越低。因此，对于水电企业盈利的预测基本上就是建立在对于发电量的预测之上。
水电发电量与来水量相关性较强
一般说来，水电的发电量或者说利用小时数主要由流域来水决定，虽然目前主要的水电基地都建有大型水库，部分超大型水库甚至拥有多年调节能力，能在一定程度上熨平丰水年和枯水年之间流量的波动，但从过去历年情况看，来水情况的好坏还是决定发电量的关键。
往前看：超强厄尔尼诺现象后续影响导致2017年来水不及2016年
超强厄尔尼诺导致我国2016年降雨较多
受2016年结束的超强厄尔尼诺现象影响，2016年我国降水量处于2000年以来最多水平，较常年平均高出16%。而2017年在其后拉尼娜状态影响下，我国降水量较16年有显著下滑。从1-11月份的降水情况看，除8月份以外，大部分时候2017年降水量都低于2016年，累积降水量降幅达到10.4%。
所谓厄尔尼诺，是秘鲁、厄瓜多尔一带渔民用以称呼一种异常气候现象的名词，指发生在赤道太平洋中东部的海水大范围持续异常偏暖现象。当该海区海水表面温度持续3个月以上比常年同期偏高0.5℃，就进入了“厄尔尼诺状态”。当海水表面温度持续6个月以上比常年同期偏高0.5℃，则确认为一次“厄尔尼诺事件”。厄尔尼诺事件发生后，会通过热带海、气相互作用等，影响全球天气和气候。
自1951年有完整气象资料以来，超强厄尔尼诺事件发生过3次，前两次分别发生于1982年5月到1983年8月、1997年4月到1998年5月，持续时间分别为14个月和13个月，每个月海温比常年平均值偏高的累计值为21.5℃和23.1℃，海温比常年平均值偏高的峰值分别为2.8℃和2.6℃。给世界各地带来了暴雨洪涝、大范围干旱等气象灾害。
而最近这次形成于2014年9月的超强厄尔尼诺事件于2016年5月结束，共持续21个月。峰值强度为2.9℃，海温距平累积值为30.2℃。持续时间最长、峰值强度最大、累计强度最强，且尼诺3.4区海温指数超过2℃的历时长，诸多指标已超过了1982/1983年和1997/1998年那两次事件，是1951年以来最强的厄尔尼诺事件。
一般而言，厄尔尼诺结束后西太平洋副热带高压强度大，位置偏西，使得来自热带太平洋的水汽向我国南方地区的输送偏强，冷暖空气易于在我国南方地区交汇，造成降水偏多。另一方面，由于南海夏季风在5月下旬爆发，不断增强的西南风将热带印度洋丰沛的水汽源源不断地向我国南方地区输送，从而使得降水更强。1982/1983年超强厄尔尼诺现象结束后，1983年夏季长江中下游发生严重洪涝。1997/1998年超强厄尔尼诺现象结束后，1998年夏季我国长江流域、东北地区发生流域性特大暴雨洪涝。
2017年拉尼娜状态对南方降雨产生影响
而超强厄尔尼诺现象结束后的第二年，通常会进入到另一种天气情况——拉尼娜。与厄尔尼诺现象相反，拉尼娜现象是赤道太平洋中东部的海水大范围持续异常偏冷的现象。当该海区海水表面温度持续6个月以上比常年同期偏低0.5℃，则确认为一次“拉尼娜事件”。拉尼娜现象一般紧随着厄尔尼诺现象出现，在1982/1983年、1997/1998年的超强厄尔尼诺现象结束后，均出现了拉尼娜事件。
在拉尼娜年的夏季，太平洋副热带高压强度大，位置偏北，我国的主要雨带有80%比较偏北，有利于形成华北汛期多雨的大气环流形势，形成“北涝南旱”。
我国虽然是世界上水力资源最丰富的国家，水力资源经济可开发装机容量4.02亿千瓦，年发电量能够达到1.75万亿千瓦时，为世界最高，但分布并不均衡。从目前规划的十三大水电基地的分布来看，水电主要集中分布在南方，尤其是西南地区，包括长江上游、金沙江、怒江、乌江、澜沧江等。
虽然2017冬季拉尼娜状态只持续了4个月，未能达到正式形成拉尼娜事件的标准，但对我国降水量，特别是南方降水量的影响，依然凸显出来。从主要的水力发电省份来看，湖北省17年前11个月累计降水量下滑最为严重，同比下降11.61%，四川省、贵州省2017年1-11月降水量分别同比下降2.86%、3.42%。
受到降水量下滑的影响，南方各主要省份除四川、云南、湖北外，水力发电量均出现了不同程度的下降，例如福建、广西、贵州、广东等省份17年前十一个月水电发电量同比分别下滑了26.04%、12.38%、9.28%、9.09%。但由于川、云、鄂是我国主要的水电省份，它们水电量的不降反增保证了前11个月全国水电发电量增长，不过累计同比增速仅为2.7%，考虑到今年前11个月水电装机增长3.8%，水电的利用小时数还是下降了36个小时，说明异常气候的出现，的确对我国水电发电量造成了一定的影响。
往后看：2018来水不确定性较大
从过去的经验看，根据2000年以来我国的降水量变化规律进行分析，基本上在每个降水大年之后，都会出现1-2年降水量的下滑。在2016年降水量达到2000年以来的高点后，降水量同比下滑的现象将有可能续至2018年年初。
南方涛动指数持续高位，2018年初可能再度出现拉尼娜状态
根据我们之前的分析，最近这次形成于2014年9月的超强厄尔尼诺事件于2016年5月结束，之后不久便转为拉尼娜状态，虽然持续时间仅有4个月，还不能称之为拉尼娜现象，但也对我国的降雨量造成了一定的影响，17年前11个月累计降水量出现下降，虽然在进入17年下半年后，降雨量同比降幅有所收窄，但总的来说，拉尼娜状态对于气候的影响还是存在。
目前，我们观察到南方涛动指数持续走强，表明2018年初有可能再度出现拉尼娜状态。南方涛动指的是发生在东南太平洋与印度洋及印尼地区之间的反相气压振动，它是一种大尺度的气压升降振荡，存在于太平洋与印度洋之间。当太平洋上气压变高时，从非洲到澳大利亚方向的印度洋气压就会变低，反之亦然，太平洋和印度洋上的气压距平有着反向的变化。南方涛动的强度经常用南方涛动指数（SOI）来衡量，它的具体计算方法为塔西提或复活节岛减去达尔 岛海平面气压的差值，由澳大利亚气象局发布。这一指数是目前气象学上用来预测未来一段时间内厄尔尼诺/拉尼娜发生概率较为权威的一个指标，一般来说，当南方涛动指数在一段时间内持续高于7时，表明东南太平洋气压明显增强、西太平洋气压减弱，说明该年有拉尼娜状态，相反地，如果南方涛动指数持续小于-7，则说明该年有厄尔尼诺状态。
从澳大利亚气象局公布的数据来看，南方涛动指数从17年7月开始已经连续五个月为正，并且从8月开始有持续走高的趋势，11月这一指标已经达到11.1。在这一背景下，美国国家海洋和大气管理局（NOAA）已经将2017/18年冬季发生拉尼娜的概率上调至70%，澳大利亚气象局也宣布今冬将出现弱拉尼娜现象，并且大部分模型显示本次拉尼娜现象预计将至少持续至明年2月份。
根据以上的分析，在18年初有可能发生类似于16年底至17年初所发生的拉尼娜状态，那么18年上半年将大概率重现17年上半年降水大幅下降的现象。因此，2018年降水量及水电发电量仍存在较大的不确定性。
推荐国投电力、长江电力及华能水电
从我们之前的分析来看，2018年降水量存在较大的不确定性，因此对于水电上市公司的投资来说，我们认为更应该关注未来成长性较好的，也就是具有明确计划装机增量的企业。而且相对来说，水电由于开发资源有限，大部分流域都已经开发成熟，通常不具备增长潜力。因此，有着明确装机增长的水电公司是较为稀缺的标的。
通过对市场中所有水电上市公司的装机情况进行梳理，我们发现长江电力、国投电力、川投能源以及华能水电均在未来有明确的装机增量，是我们水电板块重点推荐的标的。
天然气板块
看好油气改革历史机遇及京津冀煤改气
对于天然气行业，我们认为本轮行业快速发展的核心逻辑，是国家进行能源结构调整和加强重点区域环境保护，以国家力量推动天然气消费量的增长，而消费量的增长倒逼全产业链的快速发展。
天然气被确定为主体能源
长期以来，我国天然气在一次能源消费结构中占比较低。由于国内资源及消费结构以煤炭（2016年煤炭消费占一次能源消费比例达到61.8%）为主，天然气常常被认为是边缘能源或过渡能源。2016年，我国天然气消费量2058亿立方米，占一次能源消费量的比重达到6.2%，而全球范围内天然气消费占一次能源比例达到24.1%，亚太地区达到11.7%，我国天然气消费占一次能源的比例仍然远低于世界和亚太平均水平。
环保压力巨大，重点区域空气污染状况仍未完全得到缓解。近年来，环境问题和空气质量问题已经引起了国家和人们的广泛关注，尤其是京津冀、长三角和珠三角等重点区域。根据国际环保组织绿色和平发布的2017年上半年全国大气污染数据显示，2017年上半年，我国城市空气污染状况并没有完全得到缓解，与2016年上半年相比，二氧化硫(SO2)同比下降13.5%，PM10同比下降1.9%，一氧化碳(CO)同比下降5.0%，但二氧化氮(NO2)同比上升4.5%，臭氧(O3)同比上升12.2%。京津冀地区“2+26”城市PM2.5平均浓度为78.6微克/立方米，同比上升5%，其中北京、天津和河北的PM2.5平均浓度分别为64.6微克/立方米，72.4微克/立方米和73.7微克/立方米。
天然气是可大规模替代煤炭的清洁能源。天然气主要成分是甲烷（化学式：CH4）,一般可以达到97%以上。甲烷是自然界最简单的有机物，也是含碳量最低的烃类，这意味着甲烷可以比其他烃类更加充分的燃烧，拥有较高的热值，充分燃烧下只产出二氧化碳和水，是真正的清洁能源。在实际使用中，等热值下使用天然气排放的二氧化碳是使用煤炭的50%以下，几乎不产生硫化物、粉尘和氮氧化物。在自然界中，天然气储量相对于其他清洁能源来说比较丰富，是真正可以大规模替代煤炭的清洁能源。
能源结构调整，天然气被确认为主体能源。2017年6月，国家能源局下发《关于加快天然气利用的意见》（征求意见稿），明确提出扩大天然气消费量，将天然气培育为我国现代能源体系的主体能源。《天然气“十三五”规划》提出，到2020年，我国天然气消费占一次能源消费比例要达到10%左右，气化人口将从3.3亿提高到4.7亿，城镇人口气化率从42.8上升至57%，新建天然气主干及配套管道4万公里，综合供应能力达到3600亿立方米以上。综合来看，天然气消费量、气化人口、管道里程数、地下储气量等重要指标在“十三五”将保持在10%以上的快速增长。
天然气消费量快速增长，煤改气和气电是主要增量空间
我国天然气消费量保持快速增长，2017年增速加快。自从2013年推出天然气价改，天然气消费量当年出现12.9%的天然气消费量增长以外，此后天然气消费量增速基本都稳定在5-10%附近，与我国经济增长同步。2016年我国天然气消费量达到2058亿立方米，增速回落到4.3%，但进入2017年后，天然气消费明显提速，前10个月天然气累计消费量已经达到1865亿立方米，同比增长18.7%。十三五规划提出，到2020年我国天然气年消费量要突破3000亿立方米，相比于2016年消费量要增加1000亿立方米，这意味着未来几年天然气消费将保持10%左右的较快增速。
消费结构以工业燃料和城镇燃气为主，气电有望提高占比。根据国家能源局石油天然气司等部门联合发布的《中国天然气发展 告》白皮书，天然气的消费可以大致分为以下四类：工业燃料用气、城镇燃气、发电用气和化工用气。2016年天然气消费结构中，工业燃料用气占比34.6%，城镇燃气占比35.4%，发电用气占比17.8%，化工用气占比12.2%。 我们认为天然气消费量的后续增长主要依赖前三类需求，其中工业燃料和城镇燃气消费增量主要依赖于工业领域和城镇农村煤改气，而气电领域主要关注热电联产、分布式能源项目和调峰电站的建设，预计未来几年消费量的复合增速可以达到10%以上，天然气发展十三五规划提出，2020年天然气发电装机规模达到1.1亿千瓦以上，占发电总装机比例超过5%。《中国天然气发展 告（2016）》白皮书提出，到2030年，天然气发电装机规模占总装机比例超过10%。
煤改气空间巨大，重点关注京津冀地区煤改气进程。煤改气可以细分为工业燃料煤改气和城镇农村煤改气，分别对应消费结构中工业燃料和城镇燃气消费。《能源发展“十三五”规划》提出，加快实施“煤改气”，以京津冀及周边地区、长三角、珠三角、东北地区为重点，推进重点城市“煤改气”工程，增加用气 450 亿立方米。煤改气要关注重点区域，如京津冀、长三角和珠三角的推进进程，目前京津冀地区煤改气发展最快。以“2+26”城市群全面禁煤推进煤改气，根据国务院发展研究中心资源与环境政策研究所相关统计测算，到2020年，京津冀区域天然气消费量达500亿立方米（自2015年复合增速12%），占一次能源消费比重约13%，（比2015年提高4.5个百分点），干线管道总长度约5000千米，输气能力为750亿立方米/年，LNG接收站接收规模约1100万吨/年。
消费量倒逼上游供给和中游基建，油气改革势在必行
天然气消费量的快速增长倒逼全产业链快速增长。我国天然气消费量的快速增长，需要上游资源供给和中游基础设施的保障。上游资源方面，我国国内天然气的生产主要依赖于中石油和中石化，天然气的进口主要依赖于中石油和中海油。天然气进口又可以分为管道气的进口和LNG的进口，管道气进口包括中亚A、B、C线和中缅线，合同由国家进行谈判，承接单位主要是中石油，LNG的进口主要依赖三桶油，2016年占比94%。其他企业可以进口LNG，但LNG进口需要LNG接收站和管道等中游基础设施作为保障，而中游基础设施一般都掌握在三桶油手中，所以其他企业参与LNG进口较少。中游基础设施方面，主要包括输气管道、LNG接收站、储气库等，其中最重要的资源就是输气管道。
中游同时制约上下游，是我国天然气行业发展的瓶颈。输气管道、LNG接收站等中游基础设施建设，一方面制约国内其他企业参与进口LNG，从而刺激上游供给多元化竞争，另一方面基础设施的不完善也制约了下游消费量的增长。“三桶油”把控近95%的油气储运管道。截止2016年底，中国油气长输管道总里程累计约12.6万公里，覆盖全国31个省市区，其中天然气管道占比59%，共7.43万公里（已扣减退役封存管道），原油管道约2.62万公里，成品油管道约2.55万公里。中石油共拥有油气管道8.12公里，占总数的64.44%，原油、天然气、成品油管道总里程分别占比72.13%、69.63%和41.41%，拥有西气东输系统线、陕京系统线、涩宁兰线以及忠武线等天然气长输管道。
中游放开需要油气改革的推进。2017年5月，国务院印发《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》，拉开了油气改革的大幕，明确了油气改革的指导思想、基本原则、总体思路和主要任务。本次改革的关键词是“竞争”，改革领域覆盖油气产业链上、中、下游。上游将放开油气勘查开采体制，社会资本作为“鲶鱼”被引入池子，搅动“三桶油”的垄断格局，此前上游勘查开采的垄断致使开发成本高、有效投入不足的瓶颈也有望被逐渐打破，能源资源的商品属性将逐步呈现。中游将剥离油气管道业务，实现“管 分离”。油气管 作为连接上下游的通道，如果无法独立，社会资本将难以参与到与上游公司的竞争中，“管 分离”将有效释放竞争性环节市场活力。下游促进天然气配售环节公平竞争，加大市场开发培育力度，下游竞争性环节的改革将有效提升优质油气的供应能力，淘汰落后产能。本次改革具有“全方面、深层次、市场化”的特点，油气价格在未来将进一步开放。
油气体制改革能很好借鉴电力体制改革。在此这次油气体制改革之前，我们国家对于油气勘探开发领域的放开，有过两次重要动作：一是2013年页岩气第二轮招标面向全社会开放，最后有16家企业中标，第一次在非常规天然气勘探开发中引入了“三桶油”之外的主体；二是2015年10月，以新疆地区作为试点，将常规石油天然气勘查区块面向全社会招标。但这两次实验并没有达到很好的效果，主要是因为地质条件、资源质量等因素，承诺投资实际完成情况并不好。不过在2015年3月正式开始电力体制改革后，我们认为油气改革有了一个很好的榜样可以学习借鉴。从产业链上看，我国的电力行业和油气行业在垄断格局上高度相似，电力行业“五大发电集团”在上游发电领域占有较高的市场份额、中游输配电基本被国 、南 完全垄断，下游售电也大部分是电 下属公司；而油气行业则是上游勘探开发由“三桶油”加上延长石油形成绝对垄断，中游中石油、中石化占据长输管 绝对份额，下游燃气分销虽然放开比较早，引入了多种类型的资本参与，但基本没有定价权。因此，我们发现油气体制改革完全可以借鉴电力体制改革的思路，按照“放开两头，管住中间”的方法，引入社会资本，加强市场有效竞争。
气价改革先行，核心在于“放开两头，管住中间”
天然气价格改革已经走过漫长的路程。我国天然气价格调整大致可以分为三个阶段：1949-1982年间，天然气价格由国家政府部门根据《价格法》制定，各企业和生产商只能按国家规定的价格销售天然气。1982年-2005年间，天然气实行计划垄断价格和市场定价两种不同的定价机制。1982年国务院制定了50立方米的计划量，双轨制是市场化改革的重要一步，天然气价格不再由国家完全控制。2005年以后，我国执行政府指导价，天然气价格由政府部门制定一个基准价格和上下的浮动范围。
2015年全面理顺非居民用气价格。天然气价格可以分为居民用气和非居民用气（包括工业用气和化肥用气），居民用气使用阶梯定价，非居民用气是改革重难点，我国先是将天然气价格管理由出厂环节调整为门站环节，实行最高上限价格管理。然后区别了存量气和增量气，并分3步调整存量气价格，在2015年4月，国家将增量气价格降低0.44元，存量气价格提高0.04元，实现价格并轨，完成“三步走”计划，全面理顺非居民用气价格。2015年11月和2017年8月先后降低天然气门站价格0.7元/立方米和0.1元/立方米。将这0.1元重点强调一下，其实是来自管输费的价格调整。
全面梳理天然气价格各个环节，实现“放开两头，管住中间”。2015年《关于推进价格机制改革的若干意见》提出要尽快全面理顺天然气价格，加快放开天然气气源和销售价格，政府只监管具有自然垄断性质的管道运输价格和配气价格，加快天然气体制改革试点，健全天然气管道第三方公平准入实施细则和操作方法。2016年8月，《关于加强地方天然气输配价格监管降低企业用气成本的通知》提出全面梳理天然气各环节价格，厘清气源价格（购进价格）、省内管道运输价格、配气价格和销售价格，降低过高的省内管道运输价格和配气价格，减少供气中间环节，整顿规范收费行为，建立健全监管长效机制。
新的管输办法出台，实现长输管道管输费管控。2016年10月，发改委印发《天然气管道运输定价成本监审办法（试行）》和《天然气管道运输价格管理办法（试行）》，规范长输管 定价。办法规定，管道运输价格实行政府定价，由国务院价格主管部门制定和调整，其准许收益率定位8%，且按负荷率不低于75%计算。此次改革使得天然气由此前的“一线一价”定价方式调整为“一企一率”。所谓“一企一率”是指通过核准所有管道运营资本和有效资产，按照核价周期为一个主体的方式向主管部门申 运价率。改革后，企业运营的不同管道之间效益将会“交叉补贴”，由效益高的管道补贴效益差的管道。2017年8月，国家降低非居民用天然气门站价格0.1元/立方米，本次降价空间主要来自管输费下降（0.06-0.07元/立方米）和增值税税率降低（0.03-0.04元/立方米）。同时，2017年上半年，发改委根据新的管输管理办法，完成对中石油北京天然气管道有限公司等13家跨省管道运输企业进行了定价成本监审，共剔除13家企业无效资产185亿元，核减比例7%；核减不应计入定价成本总额46亿元，核减比例16%，核定准许成本242亿元，核定后的13家企业管道运输平均价格比之前下降15%左右。
配气价格监管意见出台，实现配气环节的管控。2017年6月，国家发改委印发了《关于加强配气价格监管的指导意见》（下称意见）。意见指出，燃气管 属于 络型自然垄断环节，配气价格应受到政府严格监管。意见提出配气价格按照“准许成本加合理收益”的原则制定，准许成本引入标杆成本，激励燃气公司降本增效，准许收益率为税后全投资收益率，按不超过7%确定。
这一意见出台后，立刻对市场产生了较大影响，大家解读这一措施是要调降燃气的终端销售价格。但实际上我们了解到，目前大部分燃气分销公司都是配、售一体，燃气的终端价格里面既包含配气费用也包含售气价格，在目前配气与售气业务还未分离的情况下，目前还无法确定对终端销售价格的影响。
另一方面，由于部分地区还收取燃气接驳费、初装费等安装费用，还经营燃气器具，最为典型的就是百川能源，虽然看起来其资产收益率（ROA）较高，但剔除接驳费等其他业务的影响后，其资产收益率（ROA）实际上也基本低于6%。当然ROA并不等同于指导意见里面所说的有效资产税后收益率，我们不过是用这个指标来大体上描述接驳费给公司收益率带来的影响。我们认为，目前指导意见还在征求广泛的意见，不排除正式稿会有比较大的修改，暂时不必过度担心。
煤层气空间巨大，重点关注山西煤层气开采进展
非常规天然气开发是丰富我国天然气多元化供给的重要一步。“十三五”规划提出，到2020年我国天然气消费量要突破3000亿立方米，这给我国天然气资源供给提出了重要的课题。天然气作为重要的能源资源，虽然进口气的快速增长可以缓解国内供需矛盾，但从国家能源安全角度考虑，国内天然气的增产也将是重要的内容。目前，国内天然气开采可以分为常规天然气开采和非常规天然气开采，我国非常规天然气储量丰富，开采页岩气和煤层气可以丰富我国天然气多元化供给，保障国家能源安全，并有可能在未来成为国内天然气增产的主力。天然气十三五规划中提出，到2020年天然气国内年产量要达到2070亿立方米，复合增速8.9%，而页岩气年产量要达到300亿立方米，复合增速45%，地面抽采煤层气年产量达到100亿立方米，复合增速18%，非常规天然气产量占全国产量的比重由6.7%提高到19.3%。
我国非常规天然气储量丰富，关注煤层气的开发利用。根据国土资源部2016年全国石油天然气资源勘查开采情况通 ，截至2016年底，全国累计探明天然气地质储量13.74万亿立方米，剩余技术可采储量5.44万亿立方米，剩余经济可采储量3.93万亿立方米，储采比31.9。非常规天然气方面，全国埋深4500米以浅页岩气地质资源量122万亿立方米，可采资源量22万亿立方米，埋深2000米以浅煤层气地质资源量30万亿立方米，可采资源量12.5万亿立方米，具有现实可开发价值的页岩气有利区可采资源量5.5万亿立方米、煤层气4万亿立方米，非常规天然气储量丰富，未来开发前景向好。目前页岩气的开采主要有中石油长宁-威远页岩气区和中石化陵焦石坝页岩气区，其他企业较少参与，煤层气的开采主体相对较多，我们认为从业绩弹性角度考虑，煤层气开采企业更加值得关注。
煤层气产量稳步增长，开发成本较高。截至2016年底，全国施工煤层气井1.7万余口，探明煤层气地质储虽近700亿立方米，初步建成了沁水盆地和鄂尔多斯营地东缘产业化基地，为煤层气产量提高提供了基础。煤层气抽采主要包括地面煤层气抽采和井下煤矿瓦斯抽采，2016年我国地面抽采45亿方，井下抽采128亿方，累计抽采173亿方，实际利用煤层气90亿方，近5年复合增速9.2%，利用率达到52.0%，近5年首次突破50%。尽管煤层气产量保持稳定的增长，但煤层气开发项目盈利性不及常规天然气，主要体现在产能建设投资远高于常规气田以及在当前气价下后期盈利能力较差。通常情况下，建设1亿立方米煤层气产能需4.5亿元，而常规气约需1亿元。
补贴向上调整，煤层气开发还有其他障碍。针对煤层气开采成本较高的问题，2016年3月1日，国家决定在“十三五”期间将煤层气的补贴从0.2元/立方米提高到0.3元/立方米，而页岩气目前补贴政策是2016年至2018年的补贴标准为0.3元/立方米；2019年至2020年补贴标准为0.2元/立方米。由此来看，国家对于煤层气更加重视。除了煤层气项目成本问题，煤层气的开发实际上还有其他一些障碍，主要包括1）矿权重叠，产煤地区容易出现“以煤压气”现象，往往存在煤炭优先或排斥煤层气探矿权、采矿权设置的现象。2）管 体系不完善，煤层气利用率低。部分开发区域缺少输气管道，大量开发出来的煤层气因到不了市场，而被迫排空，既浪费了资源，也对环境造成较大影响。3）行业管理存在诸多制约因素，主要包括开发申请难、审批周期长、用地审批限制与后期环评问题。4）技术装备水平低，深层开发还需技术突破。
煤层气产量有望迎来爆发，增量主要是地面煤层气。尽管行业发展还存在一些问题，但随着国家补贴的进行，以及各种条件的改善，我们认为煤层气的产能建设和实际产量都将迎来快速增长期，且抽采资源的利用率也将进一步提高。根据国家能源局发布了《煤层气(煤矿瓦斯)开发利用“十三五”规划》，到2020年，新增煤层气探明地质储量4200亿立方米，建成2-3个煤层气产业化基地。煤层气抽采量达到240亿立方米，其中地面煤层气产量100亿立方米，利用率90%以上；煤矿瓦斯抽采140亿立方米，利用率50%以上。从煤层气的计划增量来看，国家将重点发展地面煤层气的开采，而对井下煤层气主要提高其现有抽采量的利用率。
山西是煤层气储采的重要区域。煤层气是指储存在煤层中以甲烷为主要成分、以吸附在煤基质颗粒表面为主、部分游离于煤孔隙中或溶解于煤层水中的烃类气体，是煤的伴生矿产资源。我国山西地区煤炭资源丰富，同时煤层气资源也非常丰富。根据《山西省煤层气资源勘查开发规划(2016—2020年)》，2015年山西省累计探明煤层气地质储量 5784.01 亿立方米，约占全国的 88.0%，煤层气的年抽采量和年利用量占全国的 56.1%、66.4%，其中地面抽采煤层气量达到 41.77 亿立方米、利用量 34.78 亿立方米，分别占全国的 94.9%、91.5%，煤矿瓦斯抽采量 60.2 亿立方米、利用量 22.3 亿立方米，分别占全国的 41.7%、46.5%，利用率为 37%。
山西矿权市场放大，资源投放逐步增大。山西省煤层气资源勘查开发规划(2016—2020年)提出，全省将按照矿业权设置区划，适当加大增量资源投放，2017 年投放 10~15个探矿权，2018 年投放 10~15个探矿权，预期新增探明地质储量300亿立方米。2017年11月2日，省国土厅公示了2017年山西省煤层气探矿权出让结果，2017年已投放10个探矿权，蓝焰煤层气集团获得其中的4个。
2018年还会有气荒么
今冬我国遭遇严重气荒。由于煤改气的推进和北方供暖的陆续开始，我国天然气需求集中爆发，供需矛盾下，部分地区出现了天然气限供减供的情况。据卓创资讯数据统计，11月中旬以来，国内多个地区相继公布限气政策，缺气区域主要为陕西、河北、山东、河南等北方地区，并向华中和南方扩张。根据2016年和2017年前10月消费增速数据，我们预计全年天然气消费增量385亿方，国内新增产量155亿方，新增进口量199亿方，天然气整体缺口在30亿方左右。
“煤改气”的需求增长是气荒的重要原因。根据《京津冀及周边地区2017-2018年秋冬季大气污染综合治理攻坚行动方案》提出的取缔散煤取暖和淘汰燃煤锅炉的任务，以散户冬季取暖每户1000立方米，每台燃煤锅炉每小时消耗天然气100立方米，今年平均运行时间1500小时计算，散户取暖和燃煤锅炉带来的天然气需求增量分别为30亿方和66亿方，“煤改气”带来的合计天然气需求增量在96亿方左右。
冬季需求集中是气荒的直接原因。天然气消费具有比较明显的季节性，根据2015-2016两年的月度消费量数据，我们以每年的1-3月和11-12月为冬季供暖的时间进行计算，2015年冬季天然气用气量占全年用气量50%，平均每月用气量193亿方，比全年平均水平高20%，比非供暖月份用气量高40%。2016年冬季天然气用气量占全年用气量52%，平均每月用气量213亿方，比全年平均水平高24%，比非供暖月份用气量高51%。在今年“煤改气”的大背景下，天然气取代散煤供暖，我们预计冬季用气量将大幅增长，随着11月份京津冀开始冬季供暖，天然气的需求出现集中爆发。
基础设施不完善和运营体制不合理加剧了气荒。我国部分天然气基础设施建设不完善，加剧了冬季气荒的形成。截止2016年底我国已建设了18座储气库，形成调峰规模64亿立方米，占全国消费总量的3%，远低于美国的17.4%和俄罗斯的18.8%，调峰能力的缺陷使得我国无法应对天然气需求集中的情况。此外，我国LNG接收站的运营机制不合理也是无法缓解气荒形成的重要原因，截止2017年6月，我国已建设了14座LNG接收站，总接收能力达到5540万吨/年，但由于90%以上LNG接收能力掌握在三桶油手中，并基本不进行第三方开放（目前仅有中石油的少数开放案例），其他企业一般没法也没法获得其窗口期，因此无法灵活调配资源，进口海外LNG现货缓解国内天然气供需矛盾。
供给端的突发状况也是气荒的部分原因。京津冀地区是此次气荒的核心区域，其气荒还受到了供给方面的影响，一些原本在计划之内的气源没有得到落实，从而加剧了京津冀的气荒。原定于2017年投运的中石化天津LNG接收站推迟到2018年投运，减少日供应能力2000-3000万方/日。12月初，土库曼斯坦因与中国石油关于天然气价格存在争议，每日减供4200万方/日，以2017年前10月平均供气量计算，此次大约减少了45%的供给，使得已经建设完成的陕京四线无法完全发挥作用。此外，全国范围内，还有一些焦炉气产能停产，煤制气项目进展不及预期以及中石化页岩气产量无法达到计划水平，也给各地的天然气供给造成了一定程度的影响。
18年气荒影响程度下降，煤改气持续推进，推荐相关个股
我国天然气进口气源有合同保障。我国目前天然气进口主要有管道气和LNG进口两种方式。管道气进口方面，我国目前中亚A、B、C线管道气最大合同量为550亿方，中缅管道气最大合同量为120亿方，2016年管道气进口量369亿方，管道气增量空间为300亿方。此外，中俄东线（合同量380亿方）和中亚D线（合同量300亿方）将在2020年前建成投运，进一步增强我国管道气进口能力。LNG进口方面，我们认为我国会更加充分地利用目前5540万吨/年的接收能力，目前我国三桶油等签订的LNG进口长协的合同最大接货量在4200万吨左右，2016年LNG进口量仅为2604万吨，增量空间在210亿方，合计进口气近期增量空间在510亿方，远期增量空间在1190亿方，可以较好保障明年的天然气供应。
基础设施投运增强局部供气能力。目前，陕京四线已经全线贯通，具有250亿方/年的输气能力，其主力气源是中亚管道气，辅助气源是大唐国际的煤制气，并且可以利用唐山LNG接收站的LNG资源。另外，中石化天津LNG接收站将在2018年投运，具有300万吨/年的LNG接卸能力，将进一步提高京津冀地区的供气能力。新奥集团舟山LNG接收站预计在2018年6月投运，一期工程具备300万吨/年的LNG接卸能力，按照新奥能源已经签订的143万吨LNG进口长协，剩下157万吨/年的窗口期，我们认为新奥集团有望进口LNG现货或者进行第三方开放，开创民营LNG接收站第三方开放的先例，并刺激三桶油的LNG接收站第三方开放的意愿。此外，中天能源江阴200万吨LNG接收站项目也有望于2018年下半年投运，进一步增强民营LNG进口的能力，形成对我国天然气供应的有效补充。
煤改气初见成效。今年虽然出现了气荒等诸多不利因素，但“煤改气”效果初步显现出来，今年11月北京PM2.5平均浓度46微克/立方米，1-11月北京PM2.5累计浓度58微克/立方米，同比下降13.4%，较2013年高点下降35.6%。说明能源消费结构升级是大势所趋，油气改革及“煤改气”是长期趋势，不会一蹴而就。
推荐受益个股。我国天然气行业基础设施仍不完善，给天然气资源调配和储气调峰带来长期困扰，小范围、短时效、结构性的气荒预计18年可能还会存在，但在供给保障和基建进步的情况下，气荒的影响程度将大大下降。我们认为随着油气改革的推进，天然气行业有望保持长期景气，优先推荐具有天然气全产业链布局的中天能源，显著受益京津冀地区“煤改气”的燃气公司百川能源以及从事山西煤层气开发利用的蓝焰控股。
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