中国油气行业 | 扩大天然气业务将在未来十年支持国有石油公司增长；挑战依然存在

中国国有石油公司的天然气相关业务敞口呈增长趋势¹，尤其是关系保障国家能源安全和支持碳转型的天然气勘探与生产业务。随着作为国有石油公司最重要收入和利润来源的原油的需求增长在未来五年放缓，天然气敞口的增加将支持其未来十年的增长。

中国三大国有石油公司都将发展天然气相关业务作为其未来几年战略计划的重要支柱之一(见图表1、2)。

图表2

该等战略获中国天然气需求持续增长的支持。2021年底前5年，中国天然气表观消费量复合年增长率为12%，而同期成品油消费量复合年增长率约2%(见图表3)。我们预计未来5年中国天然气消费量将继续以5%-8%的年增速增长，增速高于成品油²。中国政府(A1/稳定)已要求国有石油公司加快国内天然气勘探与生产，以期在中国对进口天然气的依赖度上升之际保障中国能源安全。政府已设定目标，在2025年底之前将国内天然气年产量提高至2,300亿立方米，较2021年增长12%。

图表3

天然气需求达峰时间也将晚于煤炭和石油，这令国有石油企业的天然气相关业务有更长的发展周期和空间。根据国际能源署(IEA)预测，中国的天然气需求将从2020年的12艾焦左右持续上升至2030年的15艾焦左右3。国际能源署预测，中国国内的天然气需求可能会在2035年达到峰值，随后逐步下降，到2060年降至7艾焦，较目前水平下降45%。中国的煤炭和石油需求降幅将更为显著，至2060年需求分别为16艾焦和11艾焦，较目前水平分别下降80%和60%。

国有石油公司也将继续发展进口业务，因为仅靠国内产量无法满足国内较快的需求增长。根据国际能源署数据，中国于2018年超过日本成为最大天然气净进口国。2021年，中国天然气进口量较上一年增加了19.9%至1,670亿立方米，占当年国内表观消费总量的45%左右。其中约35%的进口天然气通过长输跨境管道输送，余下65%为液化天然气，通过海运输送。我们预计国有石油公司将继续建造液化天然气接收终端，并与外国供应商签订长期合约。但由于将上涨成本转嫁给终端用户面临挑战，终端用户需求存在波动，以及来自国内其他企业的竞争加剧，国有石油公司可能在天然气进口业务方面更为谨慎(图表4)。

图表4

如上所述，中国政府担心对进口天然气的依赖度上升。在天然气价格上涨的情况下尤其如此。因此政府不太可能鼓励快速增加天然气进口。政府可能也会引导天然气进口企业实现进口渠道的多样化，并对进口天然气采取更为市场化的定价机制，从而令成本压力能够沿着价值链转嫁。

如果天然气业务在运营过程中比煤炭和原油生产过程中有更少的碳排放，并且比目前的原油生产盈亏平衡成本更低且投资回收期更短，那么扩大天然气业务有助于国有石油公司缓解未来十年的碳转型风险。即使在中国的天然气需求达峰后，中国政府仍将继续支持天然气业务的发展，因为天然气仍将是支持中国经济发展的重要能源。因此长期而言天然气可缓解碳转型风险。

与许多全球综合性石油和天然气同业一样，未来几十年内国有石油公司将面临显著减少碳排放的压力；中国已经制定了至2030年实现碳达峰和至2060年实现碳中和的目标。虽然天然气是化石燃料，但和煤炭和原油相比，其温室气体排放量较低，从空气污染角度而言是也更清洁的能源。因此，天然气业务的扩张将在中国能源消费结构转型中发挥作用。目前中国经济对煤炭的依赖性较大。

中国政府和国家石油公司的目标是在几个关键领域用天然气替代煤炭和石油，如交通运输、调峰发电、住宅和商业供暖。我们预计在未来十年内，天然气在中国一次能源结构中的比重将继续上升。但在2035年后，当可再生能源在成本、效率和技术适应性方面趋于成熟，国内天然气需求可能会逐渐下降。

因此，除天然气以外，国有石油公司还计划发展风能、氢能和生物燃料等可再生资源，长期而言这将有助于降低碳密度。例如，中国海油计划到2025年将其年度资本支出的5%-10%用于开发可再生能源，特别是海上风电业务方面，公司可利用其在海上石油和天然气平台开发和运营方面的专业实力。中国石化的目标是成为中国最大的氢能供应商，公司规模庞大的石化业务生产过程中产生大量氢气，而其庞大的加油站网络也可提供加氢服务。中国石油也制定了宏大目标，到2035年公司三分之一的收入将来自可再生能源。

此外，国有石油公司也在开发技术，如碳捕获、利用和储存(CCUS)，以减少并捕获石油和天然气生产过程中的碳排放。国有石油公司自身也不断减少能源消耗，遵守中国政府对石油和天然气行业的严格排放标准。因此，这些企业在扩大天然气业务的同时并不增加环境风险。例如，据中石化股份2021年企业社会责任报告披露，虽然2019-2021年公司天然气产量大幅增长，期间中石化股份的温室气体排放总量保持稳定。

目前而言，国有石油公司在天然气相关业务领域的市场地位要远强于其他可再生能源领域，而后者仍处于发展初期。例如，氢能业务的发展仍然需要大量政策和基础设施支持。我们认为未来十年内天然气业务的发展将为国有石油公司持续贡献强劲的现金流，长远而言可用于补贴可再生能源的发展。

勘探与生产是国有石油公司天然气战略的核心。正如图表5所示，国有石油公司持续进行大规模投资后，过去几年天然气产量的增速已经超过了原油。我们预计，未来10年天然气在国有石油公司油气总产量中将占更大比例。由于天然气的平均售价比原油和成品油更稳定，因此天然气产量占比增加将降低收入和利润的波动性。

图表5

国产天然气在国有石油公司天然气总产量中占比最大，其价格仍基本受到监管。监管机构允许国有石油公司调整天然气售价的频率较低(即一年一到两次)，而调整幅度亦小于原油的价格波动(图表6)。

图表6

与此同时，天然气的生产成本相对稳定。国有石油公司的勘探与生产技术有所提升，运营效率因而得到提高，此外，其庞大的产量使单位固定成本降低，因此缓解了成本压力。例如，中国石化开发页岩气项目的单位运营成本有所下降，原因是公司在四川盆地开发页岩气区块方面逐步取得技术突破和获得了专业知识。

此外，随着天然气在中国一次能源结构中的占比越来越大，国有石油公司也维持强大的天然气勘探与生产能力，从而维持其对中国政府的战略重要性。我们预计未来10年内其他市场参与者难以成为中国主要的天然气生产商。国有石油公司在中国拥有最多的天然气储量，并具备强大的勘探与生产技术。

正如上文所述，国有石油公司也将继续发展天然气进口业务，原因是仅靠国内产量无法满足国内较快的需求增长。这些公司努力增加天然气进口反映了其政策任务是保障能源供应，以满足经济和民众日常生活所需。

不过，天然气进口业务受地缘政治风险、供应链中断及价格风险影响较大。俄乌危机已导致国际天然气价格持续上涨。在目前国内天然气定价机制或与终端客户签订的现有合同之下，国有石油公司难以将所有上涨的成本转嫁给客户。此外，进口量较可能受到市场环境、天气和潜在消费需求的影响。与国内产量相比，天然气进口每年的波动较大。

我们预计2022年绝对进口量增幅较2021年要小得多，因为2021年底以来天然气价格迅速上涨，并且中国在2022年严格执行的疫情动态清零政策削弱了天然气需求。据国家海关总署统计，2022年前4个月进口液化天然气规模下降了18%左右。

国有石油公司面临的另一挑战是在其财务利益之上优先服务于国家利益，即保障天然气供应，这使其承受天然气进口业务损失。

例如，由于管道燃气价格受到监管以及从中亚国家的进口成本上升，国内主要的天然气供应商中石油股份过去10年来持续遭受天然气进口业务损失。中石化股份2021年液化天然气进口业务出现大幅亏损，因为天然气采购成本的增加远高于收入的增长。中海油的燃气发电业务利润同样可能会下降，因其承担填补某些地区用电高峰供电短期缺口的作用，但电价并不足以覆盖其高昂的天然气成本。

在天然气供应意外短缺时期，国有石油公司需要以高得多的成本在现货市场采购天然气，以填补供需之间的暂时性缺口。但如上所述，根据当前的气价监管框架或与终端用户的现有合同，这些公司可能无法将增加的成本转移给终端用户。

尽管存在上述挑战，我们认为未来2-3年内天然气业务扩张对国有石油公司总体信用状况的影响有限。支持这一观点的4个考虑因素如下：首先，由于业务多元化，当前国有石油公司的盈利较高。油气勘探与生产业务利润的增加完全可以抵消天然气进口利润的减少。2021年，三大国有石油公司均获益于石油和天然气价格的上涨，尽管其天然气进口和燃气发电业务利润有所下降。

其次，国有石油公司大部分进口天然气采购来自长期合同，而不是现货市场。与现货市场相比，此类长期合约价格往往波动性较小，其价格调整幅度小、调价频率低。因此，国有石油公司部分规避了2022年天然气现货市场价格大幅攀升的影响。最近，我们注意到国有石油公司正在与多元化的渠道签订更多长期合同。

第三，天然气业务损失与执行政策任务有关。因此，我们预计天然气进口业务利润减少对其信用质量的影响可被中国政府可能提供的支持所缓解。例如，中石油股份天然气进口增值税返还部分抵消了天然气进口业务亏损。2021年返还的增值税规模达到人民币86亿元。

最后，中国政府对天然气价格形成机制的持续改革最终将推动更多天然气来源的价格实现市场化。这将使国有石油公司的天然气相关业务能够获取合理利润，进而支持国内天然气行业的可持续增长。