天然气行情走势分析_天然气行情分析及预测报告最新版全文
1.天然气概念股龙头一览
2.天然气的前景怎样?
3.油气资源供应量变化趋势预测
4.国内油气资源趋势预测研究现状
5.广东惠州天然气发电有限公司的天然气发展前景报告
6.世界及中国天然气的现状?
世界石油市场价格从稳步下降到急剧上升的转折点是1999年。与1998年相比,世界的石油需求增长了1.1%,而开采量下降了2.1%。1999年全世界石油产量少于1998年的主要原因是“欧佩克”成员国降低了产量。其中,减产最多的是沙特阿拉伯(3000万吨)和委内瑞拉(1600万吨)。相反伊拉克的石油产量增长迅速,近两年增长了1.5倍。所以,1999年伊拉克回到了世界产油国的前10位。而美国在油价下跌期间曾关闭了许多低产井使产量急剧下降。因此,目前产油大国的前三名是沙特阿拉伯(3.84亿吨),俄罗斯(3.03亿吨),美国(2.95亿吨)。
从探明储量的情况来看形势并不乐观,1999年世界石油储量减少了1.8%。其中,美国的石油储量几乎减少了7%,美国政府也称这是近53年来最大的降幅,各个州已探明的新增储量仅能弥补采油量的24%;而“欧佩克”国家增加了1.3%,使他们在世界储量中的份额占到43.5%。在更长的时间段里对储量进行分析可得出结论,近十年来天然气储量增加了22.3%,而石油储量仅增加了1.7%,也就是说天然气储量的增长是石油储量的10倍。
表1.2给出了世界各地区和主要石油消费国1998~2000年每天石油需求量的数据,其中1998年为来自国际能源署石油月报的实际数据,1999年为估计数据,2000年为预测数据。
表1.2 1998~2000年对石油的需求量(百万桶/天)
俄罗斯1991~1998年经济危机中主要燃料的产量急剧下降,石油减少了34%,天然气减少了9.5%,煤(与1988年相比)几乎减少1倍,在工业生产实现攀升的时候第一次出现了尖锐的能源短缺现象。
俄罗斯目前每个居民的石油平均消耗量相当于美国1920年的水平。也就是说,美国一个居民的年平均石油消耗量为3吨,加拿大、挪威、芬兰、瑞士为1.9~2.6吨,欧盟国家为1.6吨,日本为2.2吨,俄罗斯仅为0.9吨(但在苏联解体前的1990年曾达到过将近2吨)。必须看到,近年来俄罗斯的能源生产与消费领域出现了一些不稳定因素,导致能源不足的现象漫延。这里指的是,1991~1999年给燃料-能源行业的投资缩减了2倍。自1994年起石油、天然气的新增储量开始小于其开采量。而在改革年代,俄罗斯国内生产总值的耗电量增长了0.5倍,一些工业部门的固定资产大量损耗:煤炭工业损耗率为56%,天然气为35%,采油部门为51%,石油化工为80%左右,电力工程为48%。现有的输油管网损耗了63%,将近40%的发电站已运行25年以上。表1.3中引述的数据可说明这一情况。
表1.3 1998年反映俄罗斯燃料-能源部门不稳定因素的相关指标
1998年一次能源的产量只相当于1990年水平的73.7%,这时国内产品总量降至1990年的60%,而能耗却为1990年的70%。为什么生产不景气,对燃料和能源的需求量却下降不多呢?原因在于:市政、居民生活和农村经济的能耗水平有所提高,即内需增大了,同时许多工厂的生产不景气使能耗比增大,从而使1998年的国内总能耗比1990年提高了16%。
专家们的基本观点是,如果这种趋势持续下去,情况将进一步恶化:到2005年一次能源的产量只能达到2000年的80%,国内燃料和能源的供应量将比1998年下降30%,采油量下降18%,发电量下降11%。在这种情况下,建立俄罗斯的能源安全体系具有特别意义。安全体系应包括保证国家能源工业稳步发展的理论和规则体系,从整个国家和民族的利益发点,把保证俄罗斯联邦国家安全和国家经济安全的理念作为主要内容具体化。
在这个背景下,我们当然有必要全面了解世界一次能源的消费和生产趋势(表1.4)。
我们注意到,由于近年来世界经济形势变好,由东南亚1997~1998年金融危机引起的石油需求下降趋势已被遏制,使得石油需求量出现新的增长。这时“欧佩克”成员国于1999年首次突然提高了石油产量。但是,由于缺乏世界石油储量的确切信息,所以当前国际石油市场上仍迷漫着一种不安情绪。国际能源署认为,在1999年底和2000年初人们已开始开采“库存”的储量。国际能源署和国际能源委员会第15次世界能源代表会提出了2020年之前世界能源需求量的预测报告,报告中列举了三种发展世界能源经济的可能方案(表1.5)。
表1.4 各时间段世界发电所需能源的增长速率
表1.5 世界能源需求量预测
注:分子——需求量,×10亿吨标准燃料;括号内的数据——能源载体在总量中所占的份额,%;分母——与1990年相比的增量。
(1)参考方案——在保持20世纪80年代下半叶年均经济增长率3.3%的前提下,假设各国能耗下降的速率比以前更快,世界的能源需求将由1990年的125亿吨增至2020年的191亿吨标准燃料。
(2)加速发展的方案——假设发展中国家将以比参考方案更高(增加1%)的经济增长率发展,2020年能源消耗几乎要增长1倍,达247亿吨标准燃料。
(3)环保方案——尽量考虑到环境保护政策的要求,假设各国的能耗下降速率比近15年来快50%,则到2020年世界的能源需求将增加30%,为160亿吨标准燃料。
众所周知,大量已探明的石油储量都集中在“欧佩克”成员国(大于1060亿吨),主要分布在中东和近东地区(将近900亿吨),这些国家完全有能力长时间进行高速开采。但考虑到目前国际上的石油供求关系非常复杂,预计将来石油供应的形势将更严峻。可以肯定,今后世界油价必然上涨,为获取石油来源和争夺远景区地质勘探权的斗争必将加剧。
据国外专家预测,世界上有70%未开发的天然气资源主要分布在三个地区:中东和近东地区、前苏联地区和美国。所以人们特别关注五个有油气前景并在近年来已投入大量开发的地区:巴西的卡姆波斯地区、东委内瑞拉地区、前苏联的北卡斯皮斯克和卡尔斯克地区、沙特阿拉伯的波斯湾省,以及新的含油气区域——中国西部的塔里木、巴布亚新几内亚的巴布亚地区和巴列海东部。
世界天然气资源的相关数据列于表1.6。
表1.6 截止1999年1月1日的全球天然气资源
注:据1994年在美国科罗拉多召开的国际天然气资源代表大会资料。单位:上表—万亿m3,下表—%。
对许多国家来说,随着自有资源的枯竭,天然气的供应形势将进一步复杂化。随着时间的推移,人们不得不去寻找并开发新的含气区域,其中包括一些难进入的地区。
Н.А.克雷洛夫对俄罗斯的石油天然气远期前景做了预测。他认为,第一阶段(25~30年内)将在已经开发或打算开发的矿区进行开采;第二阶段(至2100年)的石油天然气基地就是今天尚未勘探的地区。目前主要用地质模拟的方法来对这些地区的资源进行定量评价,定量评价是资源预测的重要基础。预测2030年以后的采油动向时,他以1993年1月1日公布的俄罗斯陆上和水上石油资源评估资料、报告和历史资料为基础。他认为,报告中提到的已投入60%~70%资金但目前尚未探明的资源可能就是21世纪的工业储量。Н.А.克雷洛夫预测,在2030~2100年间俄罗斯将进入采油量下降的阶段,但下降的速率可能逐步减缓,到2100年石油和冷析油的产量可能达1.8亿~2.0亿吨(图1.2)。他把21世纪俄罗斯天然气工业的发展分成三个大阶段:
图1.2 俄罗斯年采油量(包括含气冷析油)实际值和至2100年预测值的曲线
图中1、2、3分别表示最大值、最可能的值和最小值
(1)2000~2030年:开发西西伯利亚的资源,并开始开发巴伦支海、喀拉海、萨哈林岛大陆架和东西伯利亚的资源。
(2)2031~2060年:在开采强度下降的情况下继续开采西西伯利亚气田,开发喀拉海和巴伦支海、东西伯利亚的资源,并开始勘探北极东海。这时大陆架和东西伯利亚的开采强度开始普遍下降。
(3)2061~2100年:继续开发北极西部水域的资源并开始开采北极东部海域的资源,在西伯利亚开采强度进一步下降的同时,继续开发东西伯利亚和远东的陆地资源。
作者的观点在很大程度上与其他专家的研究成果——“21世纪世界能源的需求动态及燃料-能源基地的结构”相吻合。
虽然人们在预报世界石油开始减产的时间上有些分歧,但有一个结论是共同的,即在21世纪前25年必然会出现石油减产。
联合国经社理事会欧洲经济委员会下属的动力委员会预测,到2005年全球煤的需求量将是1990年的1.24倍(由33亿增至41亿吨标准燃料)。国际能源委员会预测,在1990~2020年间世界煤炭的需求量按参考(中等)发展模式将增至46亿吨标准燃料,或者说2020年将是1990年的1.39倍;而按快速发展模式将增至69亿吨标准燃料,或者说2020年将是1990年的2.09倍。
不同的学者对全球煤炭的需求量做出了或乐观或保守的预测。例如,德国学者屠达斯预计,到2060年煤的需求量将比1980年增加3倍,在2060年和以后的200年里煤将是世界的主要能源。契德维克则认为,煤的产量将平稳而适中地增长,他对欧洲和原经互会国家煤炭工业的发展前景不看好,缺乏信心。许多专家还预测,可用露天方法开采的煤炭资源将很快用尽。随着煤炭需求量的增长,无论露天采区还是地下采区的煤炭资源都将被快速开发。
煤炭的主要应用领域还是发电。许多国家一半以上的能耗来自煤发电厂提供的电能。例如,美国每年有将近2/3的煤炭产量用于发电。在不久的将来,人们在新建的发电站里将采用组合循环工艺,使燃烧效率由现在的35%~40%提高到45%以上。
随着石油天然气储量的消耗,人们期待着在煤层气化领域取得新的技术突破。因为世界上煤的储量非常巨大,那怕只有一小部分能用来产生人工流体燃料也是很可观的,可以从本质上改变世界经济的面貌。
目前世界主要产煤国家——中国、美国、俄罗斯、印度、澳大利亚、波兰等国将成为主要的煤炭生产和出口国。中国计划到2010年采煤20亿吨;美国在采用“净化工艺”的条件下,到2010年将产煤11.95~13.88亿吨。可以预计,哥伦比亚、巴西、委内瑞拉、印度尼西亚、越南和其他国家煤的开采量、消耗量和出口量也将增加。
可燃页岩是我们关心的另一个热点。加拿大和前苏联都曾做过许多利用可燃页岩作为热电站燃料的试验。然而,可燃页岩更吸引人的用途是将来可作为获取人造石油和其他化工产品(包括副产品二氧化钛)的重要来源。今后应按这个目标来开发利用莲斯克矿区的大量可燃页岩储量。
国际原子能办事处和欧洲原子能铀矿组的技术委员会会议指出,在1995~2010年期间全世界对铀矿的需求量为106.8万吨,其中包括WOCA成员国的87.7万吨和其他国家的19.1万吨(表1.7)。据全俄矿物原料和资源利用研究所的数据,再结合某些原子能欠发达国家(例如一些亚洲大陆国家)准备快速发展原子能的预报,可以肯定今后原子能的需求量将出现实质性增长,许多国家都将开展铀的开采和加工。其中,中国准备到2010年使铀的生产至少达到3500吨/年。
表1.7 2010年之前每年对铀的需求量预测
注: ,608为需求量,单位千吨;100.0为所占比例,%。
一些铀矿的主要用户(西欧和东欧某些国家,日本,美国等)由于自身缺乏铀矿资源,所以将主要依赖从铀矿丰富、开采业发达的国家进口。这些国家主要指加拿大、澳大利亚、尼泊尔、纳米比亚,而巴西、哈萨克斯坦、俄罗斯、乌兹别克斯坦和乌克兰也可能成为铀矿的出口国。将来通过销毁核弹头,从高浓缩铀中获得的低浓缩铀也将成为原子能发电站核燃料的重大补充来源。
即使采用“绿色”运行模式,原子能发电的成本优势也是显而易见的。俄罗斯原子能发电站发出1千瓦小时电能的成本是15.2戈比,而天然气发电成本是23.6戈比,重油发电是72.7戈比,煤发电是44.5戈比。
预计今后十多年的特点是,发展中国家对包括原子能在内的能量需求也将猛增。考虑到1995~2010年间许多矿山将由于储量枯竭和其他原因而停产,所以必须加速铀矿新区的勘探和开发,在形成等级储量的矿区引进新的采矿设备,使采矿成本控制在80美元/千克之内,将来再升至130美元/千克。这样将有利于提高采矿速度,并繁荣世界的铀矿贸易。近期内,许多国家(包括原子能技术的发达国家和发展中国家)都将面临铀原料的供应问题。所以,争夺铀原料必将成为一个尖锐的世界性经济政治问题。
至于其他的未来能源,还有钍、氚、天然气水合物、泥炭和地热等。目前人们尚未注意到可作为能源载体的钍。但是现在工业应用钍的工艺已研制成功,其主要优点是钍比铀在环保方面要安全得多。而且还有一点很重要,钍的矿产地就是采锆矿时产生的矿渣。所以对钍资源必须重新评价。氚的储量有无限大。天然气水合物是将来可能的动力原料之一,我国北方的海洋中就有天然气水合物的成矿显示。应从农村经济的需要出发对泥炭重新评价。再远的未来,人类将大量从地热和海洋能中获取热能。
天然气概念股龙头一览
我国的天然气前景可谓是相当光明,因为我国的天然气储量已经呈现稳定上升的态势发展。
国内的天然气产量连续5年取得突破之后,很多网友也关心起了国内的天然气产业发展,因为天然气属于清洁能源的范围,如果能够大量使用天然气的话,那么必然会给环保事业的发展带来相当大的推动。
一、我国的天然气前景可谓是相当光明。虽然我国的天然气需要国外市场的供应,但是在科学工作者的努力下,我国局部地区还是发现了相当规模的天然气储量,只要我们能够好好利用这些天然气资源,我国的天然气前景也必然会非常的光明。当这些天然气资源能够被好好利用后,我国的能源供应也将会有所保障。
二、我国的天然气前景相当光明,是因为我国的天然气储量处于上升趋势。尽管我国也有着丰富的天然气储量,但是由于我国属于人口众多的国家,这使得中国的人均天然气储量依旧处于世界的末尾位置。不过随着我国天然气储量出现稳定上升的趋势后,我国的人均天然气拥有量也开始有了明显的提升,所以我认为我国的天然气行业也必然会有着不错的发展。
三、我国的天然气前景相当光明,是因为我国掌握了相关的天然气先进技术。也许很多人觉得开采天然气,并不是一件困难的事情,但是由于我国的地理形势相当复杂,这使得开采天然气是一件相当麻烦的事情。如果没有办法掌握先进的天然气开采技术,那么必然会导致天然气的开采存在很多的安全隐患,为了更好的开采天然气,我国的科学技术人员也掌握了相当出色的天然气开采技术。
天然气的前景怎样?
天然气概念股龙头一览据《天然气发展“十三五”规划》,至2020年天然气产量达到2070亿立方米,综合保供能力要求达到3600亿方以上,供需缺口约为1,530亿立方米。今年来环保高压之下,“煤改气”政策将继续推广加速。其中工业锅炉改造和城市燃气取代烧煤供暖将带来天然气需求的主要增量。常规天然气开采量稳步提升,非常规天然气带来边际增量。
国内天然气上游开采仍然由三大石油国企牢牢把控。国家政策导向和原油价格上涨大环境之下,三桶油将持续加大上游勘探开发资本开支。2017年全国常规天然气产量1338.7亿立方米,同比增长8.1%,未来将延续低速增长态势。随着开采技术进步以及成本降低,非常规气的开采量也在迅速扩大。未来页岩气、煤层气、煤制气和进口LNG百花齐放,为我国天然气带来边际增量。
东方证券指出,国家管网公司成立将加速管网建设,天然气行业发展进入黄金时期。预计石油天然气管网公司将于今年下半年成立,将提高天然气管道集输效率、丰富上游天然气供应渠道,建立起下游充分竞争的销售市场。天然气行业发展将加速,同时18到20年还需新建天然气管道2.7万公里,利好油服建设公司。
深圳燃气2018年年报点评:天然气销量增长带动业绩提升
深圳燃气601139
研究机构:上海证券分析师:冀丽俊撰写日期:2022-04-28
天然气销量增长带动业绩提升
公司主营业务为城市管道燃气供应、液化石油气批发、瓶装液化石油气零售及燃气投资业务。截止2018年底,公司管道燃气用户总数达326.37万户,其中深圳地区205.88万户,深圳以外地区120.49万户。全年管道燃气用户净增36.94万户,其中深圳地区净增17.35万户,深圳以外地区净增19.59万户。
2018年,公司实现营业收入为127.41亿元,较上年同期增15.22%;归属于母公司所有者的净利润为10.31亿元,较上年同期增16.24%。收入和利润增长主要是由于天然气销量的增长。
2018年,公司天然气销售收入79.71亿元,同比增长26.31%;销售量27.67亿立方米,同比增长25.39%。其中,管道天然气25.94亿立方米,同比增长27.24%。
深圳地区管道天然气销售18.11亿立方米,同比增长18.59%;主要是电厂天然气销售量增长所致,全年电厂天然气销售量为8.56亿立方米,同比增长30.47%。
公司液化石油气批发销售收入25.60亿元,与去年基本持平;销售量63.73万吨,同比下降10.10%。
毛利率稳定
公司整体毛利率为20.95%,较上年同期提高了0.22个百分点。
公司主营业务成本100.71亿元,同比上升16.62%;其中管道燃气、天然气批发、石油气批发、瓶装石油气业务,成本增幅分别为30.95%、15.84%、1.1%、13.63%。毛利率分别为23.74%、5.80%、3.43%、35.62%,分别变化了-2.35、1.38、-1.24、-1.91个百分点。
储备与调峰库即将投产
公司投资兴建的深圳市天然气储备与调峰库,年周转能力为10亿立方米,预计将在今年投入运营,有利于增强公司的调峰和周转能力,错峰储备也有利于降低购气成本,提升公司盈利能力。
一季度业绩小降
一季度,公司天然气销售量为6.32亿立方米,较上年同期6.36亿立方米下降0.63%,其中:电厂天然气销售量为0.67亿立方米,较上年同期1.10亿立方米下降39.09%;非电厂天然气销售量5.65亿立方米,较上年同期5.26亿立方米增长7.41%。由于电厂天然气销量大幅下降,一季度业绩小幅下滑。
风险提示
天然气销量低于预期、油价波动、能源供应风险等。
投资建议:
未来六个月内,维持“谨慎增持”评级。
我们预测2022-2021年每股收益为0.41元、0.45元和0.48元,对应的动态市盈率为14.47倍、13.24倍和12.28倍,公司估值低于行业平均估值,维持公司“谨慎增持”评级。
新天然气:财务费用拖累一季报增速,看好煤层气量价持续齐升
新天然气603393
研究机构:申万宏源分析师:刘晓宁,王璐撰写日期:2022-04-29
因合并亚美能源,营业收入大幅增长。气价成本及财务费用增加拖累业绩增速。因2018年期末合并亚美能源,公司今年一季度实现营业收入6.95亿元,同比大幅增加111%。因供暖季天然气采购成本增加,公司一季度营业成本3.92元,同比增长62.59%。且因购气成本未全部传导至下游用气户,拖累公司在新疆的燃气分销业务盈利能力。公司2018年4月新增15亿银行贷款用于收购亚美能源,本期一季度较上年新增利息支出。气价成本及财务费用影响公司归母净利润增速低于营业收入增速,一季度实现归母净利润7723万元,同比增长4.79%。
亚美能源持续新增钻井,开发规模长期具备成长空间。2018年潘庄区块完成钻井63口,较2017年增加8口。因历史原因原由中联煤层气运营的34口井,于2018年11月起,正式划转至亚美,每天为潘庄增加6万m3产量。近年来亚美能源持续新增钻井,产气规模可持续提升。去年10月发改委核准马必区块南区煤层气开发方案。最新发改委政策将煤层气对外合作项目开发方案由审批制变更为备案制,利好公司开拓新区块,长期具备成长空间。
国际油价上涨支撑煤层气气价,有望提升亚美能源盈利能力。2018年12月以来,布伦特原油价格持续上涨,至74美元/桶左右,涨幅超过45%。国内煤层气价由市场供需决定,与国际能源价格具有一定的联动性。国际原油价格持续上涨可支撑煤层气气价,有望提升亚美能源盈利能力。
盈利预测与估值:参考一季报情况,我们下调预测公司2022-2021年业绩为4.54、5.59和6.60亿元(调整前为5.33、6.29和7.44亿元)。对应当前股价PE分别为14、11和10倍。天然气消费持续高增长,煤层气开发新政有利于公司长期扩张。公司估值低于行业平均,维持“买入”评级。
盈利预测:调整公司19-20年归母净利润为608.84/605.81亿元(原值为626.06/626.59亿元),新增2021年利润643.90亿元,对应PE为12/12/11倍,维持“买入”评级。
风险提示:宏观经济下行、油价大幅下行、炼油行业景气下行
蓝焰控股:年报符合预期,一季度气量增长
蓝焰控股000968
研究机构:国信证券分析师:陈青青,武云泽撰写日期:2022-04-24
2018年业绩增长39%符合预期,2022Q1业绩增长15%
公司2018年营业收入+22.57%至23.33亿元,归母净利润+38.66%至6.79亿元,位于业绩预告6.2-6.9亿元的上半区间,业绩承诺完成率104.33%。公司2022Q1营业收入+17.55%至4.07亿元,归母净利润+14.87%至1.26亿元。
老区块销量微降、售价明显提升、成本持续下行;期待新区块进展
2018年公司煤层气产量+2.16%至14.64亿方,利用量+5.50%至11.50亿方,销售量-1.86%至6.87亿方。我们测算公司2018年平均不含税气价+0.12元/方至1.72元/方,平均采气营业成本-0.04元/方至0.46元/方。在老区块销售量微降、排空率略增的同时,2017年中标的4个新区块已经有3个点火出气,柳林石西/武乡南/和顺横岭完钻34/13/3口井,压裂18/10/1口井。我们期待2022年内有新区块从探矿权阶段转入采矿权阶段,贡献气量与业绩。
19Q1新气井投运带动气量增长,期待后续新区块进展
2022Q1,公司营业收入+17.55%至4.07亿元,主因是售气量价齐升;营业成本+24.55%,主因是在建工程转固带来折旧增长,我们判断当期有新气井投运。公司当期其他收益+16.22%至7009.69万元,判断主要为售气补贴提升贡献。
工程业务体量扩张,占毛利比重上升至32%,为年报增长主因
全年新建气井收入+79.64%至8.43亿元,毛利率+4.49pct至40.17%,主因施工量增加;气井维护收入-0.18%至2.82亿元,毛利率-10.82pct至16.77%。工程业务占总毛利(含补贴)比重+7.45至31.78%,为年度业绩上升的主因。
山西燃气集团推进重组,有望为上市公司对接更多资源
山西正推动国企改革,新成立的山西燃气集团拟成为公司控股股东,构建上、中、下游全产业链整合优化。公司作为其旗下唯一上市平台,有望借助燃气集团的资源,快速发展煤层气开采主业,加快管网互通,促进煤层气产业链完善。
投资建议:期待新区块进展及山西燃气集团资源对接,维持“买入”
预计公司2022-2021年归母净利润为7.97/10.69/13.67亿元,对应动态PE为17x/13x/10x,维持“买入”评级,合理估值16.48-16.58元。
风险提示:勘探开采不达预期,山西燃气集团整合不达预期,气价下行。
广汇能源:18年业绩符合预期,19年业绩增量有保障
广汇能源600256
炼油板块业绩大幅下滑,成品油需求弱势板块业绩承压:一季度炼油板块原油加工量同比增长2.7%,达到6178万吨,成品油产量同比增长3.8%达到3944万吨,但经营收益仅为119.63亿元,同比下滑37.06%(去年同期为190.07亿元)。从财报上看,联营及合营企业业绩下滑导致投资收益下降20.70亿元,此外非套期衍生金融工具浮亏增加23.52亿元也拖累炼油板块业绩。从油品消费上看,柴油产量、消费双双负增长,汽油增长较为稳定,整体需求一般。从历史数据上看,炼油板块单季度业绩119亿元也大幅落后于过去三年的均值水平。
勘探与开发资本支出大幅增长:Q1资本支出人民币119.14亿元,其中勘探及开发板块资本支出人民币55.62亿元,主要用于涪陵、威荣页岩气产能建设,杭锦旗天然气产能建设,去年同期64.14亿元,其中勘探及开发板块资本支出人民币15.97亿元。2022年预计全年勘探与开发板块资本支出达到596亿元,持续的资本支出将一方面推动天然气产量的持续增长,另一方面为我国能源安全结构的调整作出贡献。
盈利预测:调整公司2022-2020年归母净利润25.81/31.72亿元(原为23.01/25.74亿元),新增2021年归母净利润33.85亿元,对应PE分别为12/10/9,维持“买入”评级。
风险提示:项目建设不及预期,天然气价格下滑、甲醇价格下跌。
杰瑞股份:2022年一季度淡季不淡,业绩表现高增长
杰瑞股份002353
研究机构:广发证券分析师:罗立波,刘芷君撰写日期:2022-04-29
事件:公司公告2022年一季报4月24日晚,公司公告2022年第一季度报告:2022年Q1公司实现收入1,012百万元,同比增长30.32%;实现归属上市公司股东净利润110百万元,同比增长224.56%,符合此前的业绩预告。
2022Q1淡季不淡,盈利能力持续改善:公司2018年Q1~Q4实现归母净利润分别为:34百万元、152百万元、177百万元和435百万元。从历史情况来看,第一季度往往受到春节因素影响,确认业绩较少。2022年Q1,行业需求持续旺盛,淡季不淡,公司依然在第一季度取得了良好的业绩表现。从毛利率来看,2022Q1公司综合毛利率为32.41%,同比提升5.4个百分点,较2018年全年毛利率(31.65%)也有提升,公司盈利能力依然在持续改善的过程中。
推进业务良好发展:根据公司官网消息,近日,公司与巴基斯坦油气开发有限公司(OGDCL)签署了Nashpa增压站EPC总承包项目,项目金额约合人民币近2亿元,标志着杰瑞压缩机组的成橇能力再次赢得国际认可。4月20日,公司举办了新品发布会,成功实现了全套电驱压裂装备的现场启机联动。无论是在拓展海外市场还是推进现有产品技术升级,公司都在持续推进业务发展,保持良好的市场竞争力。
中石油加大资本开支,行业景气度持续提升:在国家强调能源安全的战略背景下,表现积极。以页岩气为代表的非常规能源开发加快,对大型压裂设备需求旺盛。在中国石油(601857.SH)/中国石油股份(00857.HK)披露的2018年年报中,2022年勘探与生产板块计划完成支出2282亿元,同比增长16.37%,其预算规模甚至超过了在2014年行业景气高点时的资本开支预算。2022年压裂设备行业需求有望保持快速增长的态势。
油气资源供应量变化趋势预测
天然气应用领域分布
近年来,随着我国城市化进程的加快和环境保护力度的提高,特别是长输管线等大型基础设施的建设和完善,我国天然气消费结构逐渐由化工和工业燃料为主向多元化消费结构转变,其中城市燃气、天然气发电、LNG汽车等消费得到较大发展。
我国天然气主要使用在四个方面,分别是城市燃气、化工领域、工业领域和发电。2020年,中国天然气消费量3280亿立方米,增量约220亿立方米,同比增长6.9%,占一次能源消费总量的8.4%。从消费结构看,工业燃料和城镇燃气用气占比基本持平,均在37-38%,发电用气占比16%,化工用气占比9%。
注:截止2022年5月23日,自然资源部发布的《中国天然气发展报告》数据仅披露至2020年。
城镇燃气消费情况
中国城市化进程、家庭小型化趋势是城市天然气消费持续成长的动力。随着中国城市化进程不断加快,促使城市人口的快速增加,扩大了用气人口的基数。2013-2020年,我国城市天然气用气人口持续增长,2020年达到4.13亿人,“十三五”期间增速接近45%。经初步统计,2021年,中国城市天然气用气人口数将接近4.5亿人。
随着中国城市人口的快速增加,预计用气人口的基数将持续上行。同时,随着中国家庭数量的增长,城市燃气接驳业务需求量和人均燃气消费量将会增加。另外,中国目前城市管道燃气使用率约仅为30%左右,较发达国家乃至东南沿海一线城市80-90%的管道燃气使用率尚有巨大的提升空间。综上可知,中国城市燃气消费领域发展前景广阔。
工业燃料消费情况
“十三五”期间,在工业煤改气政策的推动下,我国工业燃气消耗量大幅提升,2020年我国工业燃气消费量达到1246亿立方米,占天然气消费总量的37-38%,五年间消费量增长了509亿立方米。根据自然资源部在《中国天然气发展报告2021》中的预测,2021年中国工业燃料用天然气消费量约增加170亿立方米,经初步统计,2021年我国工业燃气消费量约为1416亿立方米。
化工用天然气消费情况
天然气在化工领域主要用于制造化肥、甲醇等化工产品,在2007年及之前该类用气一直占天然气表观消费量的最大比重,但是按照我国的天然气产业政策,部分天然气化工项目在天然气利用中属于限制类和禁止类,因此2008年以来,化工用天然气消费量比之前有所减少,比重也有所下降。
“十三五”时期,在化工领域,由于政策调控,用气保持低增长,2020年我国化工用气消费量295亿立方米,与5年前基本相同。经初步统计,2021年中国化工用天然气消费量约为316亿立方米。
发电用天然气消费情况
减少煤炭消耗,增加可再生能源使用是我国实现“双碳”目标的必经之路,在发电领域,天然气可以成为这一转变过程中承上启下的关键能源。一方面,根据现有文献的估计,未来15年,仅依靠非化石能源发电不能满足中国庞大的电力需求,另一方面,以高比例可再生能源为主的新一代电力系统对灵活性和安全可控等提出了更高的要求,天然气的清洁低碳和灵活性将在可再生能源为主的电力系统构建中发挥积极作用。
截止2020年底,我国天然气发电装机容量达到9802万千瓦,占全国电力总装机的比例为4.5%,利用小时数为2520小时,则2020年中国天然气发电量为2470亿度,天然气单方发电量按4.71度/立方米来计算,2020年中国发电用天然气消费量达到525亿立方米。经初步统计,2021年中国发电用天然气消费量达到591亿立方米。
—— 以上数据参考前瞻产业研究院《中国天然气产业供需预测与投资战略规划分析报告》
国内油气资源趋势预测研究现状
(一)预测模型选择及可行性分析
用于预测研究的模型有很多,如指数平滑模型、回归分析模型、灰色预测模型等。使用不同的预测模型需要满足不同的条件,因此,对中国石油或天然气的储量、生产量、消费量和进口量值进行预测,首先要根据数据变化的基本规律选择相关预测模型。
1.石油资源供应量预测模型选择
根据BP公司2013年的能源统计报告,可以得到从1980年至2012年间中国石油储量和生产量(表4-5)。
表4-5 中国石油历年储产量统计 单位:106t
续表
数据来源:BP Statistical Review of World Energy June 2013 和中国国土资源综合统计。
注:储量数据换算系数吨桶7.3(中石油)。
将表4-5数据做散点图(图4-4)后可见,1980年至2010年间,中国石油储量值的变化规律略显特殊,需要分段研究。石油生产量数据规律性较强,可以采用回归分析法。将表4-4数据做散点图(图4-5)可见,进口量的数据变化规律性较强,也可采用回归分析法。如果预测采用回归分析,其模型的选择需根据计算出的可决系数(R2)来决定。
2.天然气资源供应量预测模型选择
根据BP公司2013年的能源统计报告,可以得到从1980年至2012年间中国天然气储量和生产量(表4-6)。
表4-6 中国天然气历年储产量统计 单位:108m3
数据来源:BP Statistical Review of World Energy June 2013。
将表4-6数据做散点图(图4-6)。散点图趋势显示,中国天然气储量和生产量的数据变化规律性较强,可采用回归分析法。
图4-4 中国历年石油储产量数据散点图
图4-5 中国历年石油进口量数据散点图
图4-6 中国历年天然气储产量数据散点图
(二)储量预测
1.石油资源储量预测
对表4-5中的储量数据进行初步观察,发现数据分布呈现的规律分为两时段(图4-5显示)。并且因勘查条件的影响,石油储藏量与当年是否发现新的更大的油田有很大的关系,因此数据呈现不太规则的周期性变化。为了提高预测的准确度和可信度,对中国石油储量的预测分为两段进行:第一时段,1980年至1998年间,散布图具有周期波动状变化特征,但起伏较大;用1998年以前的数据,预测1999年至2020年的储备量,时间跨度为22年。第二时段,1999年至2012年间,散布图基本呈现单调上升趋势;用1999年至2012年的数据,预测2013年至2020年间8年的储量值。这样可讨论在两种经济、技术环境背景下的中国石油储量可能的变化规律。
另外,为了使预测更加准确并可信,使用GM(1,1)、GM(2,1)模型预测实验,其结果无法通过检验。所以最终使用回归方法预测。
石油储量第一时段预测利用SPSS 19.0 软件,将表4-5 中的数据进行处理,得到不同回归模型的可决系数(R2)和拟合度结果状态值,包括线性、二次、三次和幂函数的回归模型。而三次回归的可决系数R2=0.780,其他模型的可决系数值远远小于该值。单因素方差分析时,F>F0.05(r-1,n-r)或p<0.05,表现出因素具有显著影响力特征。因此,中国石油储量1980年至1998年间的回归预测模型见公式(4—1)。
y=0.746x3-25.049x2+257.055x+1451.431(4—1)
而且, =3.29。
所以可以使用预测模型公式(4—1)进行中国石油储量的回归预测。预测结果见表4-7。
表4-7 中国石油储量1999-2020预测值 单位:106t
石油储量第二时段预测,依上步骤,出局处理后结果显示,三次回归的可决系数R2=0.915,其他模型的可决系数值都远小于该值。单因素方差分析时,F>F0.05(r-1,n-r)或p<0.05,也表现出因素具有显著影响力特征。因此,中国石油储量1999年至2012年间的回归预测模型见公式(4—2)。
y=0.452x3-7.414x2+42.734x+2033.524(4—2)
而且, =3.71。
所以可以使用预测模型公式(4—2)进行中国石油储量的回归预测。预测结果见表4-8。
表4-8 中国石油储量2013-2020预测值 单位:106t
比较2011-2020年间数据,显示两个模型预测的结果差别很大,这与预测的时间跨度有很大关系。一般情况下,回归预测方法预测3年内的变化趋势较为准确,8年内的具有一定的参考价值。所以,本次研究将使用第二时段的预测数据。
另外,两个时段的预测模型也可能代表两种不同的技术条件下的环境情况。第一种模型说明,如果石油勘查技术有所突破而使石油勘查成果显著,那么中国石油储量的变化走势趋近于该模型。第二种情况显示,如果中国石油勘查技术没有什么大的改变,与目前情况大致相当,则随着开采量的迅速上升储量的增加值变化不大。
2.天然气资源储量预测
将表4-6中的数据进行处理,得到不同回归模型的可决系数(R2)和拟合度结果状态值,包括二次、三次、复合函数和指数函数的回归模型。而三次回归的可决系数R2=0.890,其他模型的可决系数值小于该值。单因素方差分析时,F>F0.05(r-1,n-r)或p<0.05,表现出因素具有显著影响力特征。因此,中国天然气储量1980年至2012年间的回归预测模型见公式(4—3)。
y=0.0003x3-0.011x2+0.161x+0.394 (4—3)
而且, =2.9223。
所以可以使用预测模型公式(4—3)进行中国天然气储量的回归预测。预测结果见表4-9。
表4-9 中国天然气储量预测值统计 单位:1012m3
从预测结果可见,中国天然气储量到2015年可达近6×1012m3,2020年升至近10×1012m3。
(三)产量预测
1.石油资源生产量预测
将表4-5 中的年份作为自变量,产量作为因变量。利用SPSS 19.0 版本软件,处理储量数据,得到不同的回归模型的可决系数(R2)和拟合度结果状态值,包括线性、二次、三次、幂和复合等函数的回归模型。单因素方差分析,F>F0.05(r-1,n-r)或p<0.05,表现出因素具有显著的影响力。但综合拟合分析结果显示,线性回归模型拟合度最高。因此,中国石油生产量的线性回归预测模型见公式(4—4)。
y=3.068x+101.714 (4—4)
而且,F储量(1980—2012)= =1282.343>F0.05(1,31)储量(1980—2012)=4.1709。
所以可以使用预测模型公式(4—4)进行中国石油生产量的回归预测。预测结果见表4-10。
使用灰色预测方法,中国石油的生产量符合“灰因白果律”的灰色预测事件。本次预测的X(0)即为1980年的产量值,即 (1)=106.0;t从1取到33的整数。可得GM(1,1)预测模型公式(4—5)。
中国油气战略储备研究
检验计算,平均相对残差值为0.0048,小于0.05。
后验差检验计算结果显示C生产量=0.0365<0.35。
小误差概率检验计算 =0.9952>0.95。
则说明中国石油生产量的G M(1,1)模型公式(4—4)精度为一级。用此模型进行预测计算结果见表4-10。
表4-10 中国石油生产量预测值统计 单位:1010t
使用线性回归预测模型和G M(1,1)模型计算出中国石油生产量2013年以后8年间的变化趋势情况(表4-10)显示,历年的变化趋势水平线性回归预测小于灰色预测的增量值,但都是呈现稳步上升趋势。所以按照目前的开采技术等条件,到2015年中国石油生产量将达到(212.16~220.45)×106t,2020年会升至(227.50~243.51)×106t。
2.天然气资源生产量预测
依据以上的方法,将表4-6的数据处理后得到不同的回归模型的可决系数(R2)和拟合度结果状态值,包括二次、三次、复合函数和指数函数等的回归模型。其中三次回归预测的R2=0.992为最大。
单因素方差分析时,F>F0.05(r-1,n-r)或p<0.05,表现出因素具有显著的影响力。因此,中国天然气生产量的线性回归预测模型见公式(4—6)。
y=0.005x3-0.244x2+3.678x+3.875 (4—6)
而且, =2.8387。
所以,可以使用模型公式(4—6)进行预测。预测结果见表4-11。
表4-11 中国天然气生产量预测值统计 单位:109m3
结果显示,2015年中国的天然气生产量将达到约178×109m3,2020年可能会升至约264×109m3。
(四)进口量预测
利用SPSS 19.0软件,将表4-4中的数据进行处理,得到不同回归模型的可决系数(R2)和拟合度结果状态值,包括线性、二次、三次和幂函数的回归模型。单因素方差分析时,F>F0.05(r-1,n-r)或p<0.05,也表现出因素具有显著影响力特征。综合拟合分析结果显示,二次回归模型拟合度最高。因此,中国石油进口量的二次回归预测模型见公式(4—7)。
y=0.5482x2+4.1546x-0.8693 (4—7)
而且, =3.5219。
所以,可以使用预测模型公式(4—7)进行中国石油进口量预测。预测结果见表4-12。
表4-12 中国石油进口量预测值统计 单位:106t
预测结果显示,在目前的生产量水平和消费需求增长趋势下,中国石油进口量在2015年和2020年分别达到3.5×108t和5.1×108t左右。如果中国的能源消耗结构变化不大,新型能源开发利用速度不太快,那么中国的石油进口依存度将会长期处于一个高的水平。
广东惠州天然气发电有限公司的天然气发展前景报告
一、研究阶段
国内对油气资源趋势预测的研究可以分为起始阶段(20世纪80年代)、发展阶段(20世纪80年代至今),未来也将朝综合预测的方向发展。
(一)起始阶段
国内对油气资源发现趋势的预测研究始于20世纪80年代,中国科学院院士翁文波先生作出了开创性的工作。翁文波先生于1984年出版的专著《预测学基础》,认为任何事件都有“兴起—成长—鼎盛—衰亡”的自然过程,油气的发现也有类似的规律,基于此理论思想提出了泊松旋回(PoissonCycle)模型。该模型是我国建立的第一个预测油气田储量、产量中长期预测模型,通常称之为翁氏模型,可以对某一油区、国家或组织全过程的产量进行预测。翁先生于1991年出版了英文版本专著“Theory of Fore-casting”,该书将泊松旋回更名为生命旋回。此后,国内的相关研究机构和学者开展了大量的油气资源发现趋势的研究,由于统计分析与理论研究工作的深入,在预测模型的建立与应用方面,都取得了显著的成绩。
(二)发展阶段
以陈元千教授为代表继承并发展了翁先生的预测理论,并在油气田储量、产量预测及中长期规划方面得到了广泛应用。1996年,陈元千教授完成了翁氏模型的理论推导,并提出了求解非线性模型的线性试差法。由于原翁氏模型是在模型常数b为正整数时理论推导结果的特例,故将此结果称之为广义翁氏模型。此外,陈元千、胡建国、张盛宗等还提出了威布尔(Weibull)模型、胡—陈—张(HCZ)模型、胡—陈(HC)模型、对数正态分布模型、瑞利模型、广义I型数学模型以及广义Ⅱ型数学模型。黄伏生、赵永胜、刘青年提出了t模型,并由胡建国等完成推导。陈玉祥、张汉亚将经济学中的龚帕兹(Compertz)模型也应用于石油峰值问题的研究。
二、预测模型
综合对比国内外10多种关于石油峰值理论定量研究的模型,大体分为如下3类:基于生命有限体系的生命模型,如:哈伯特模型、广义翁氏生命旋回模型和龚帕兹模型;基于概率论和统计学理论的随机模型,如威布尔模型、对数正态分布模型、瑞利模型和t模型;基于生产实践和理论推理的广义数学模型,如HCZ模型、HC模型、广义I型数学模型和广义Ⅱ型数学模型。
三、研究实例
(一)我国石油储量、产量的趋势预测
1.石油地质储量的预测
国内不同机构或学者利用不同的方法对今后石油探明储量的增长趋势进行了大量的分析,普遍认为未来20年我国石油的年均探明地质储量为7×108~8×108t(表2-2-1)。
表2-2-1 我国石油探明地质储量预测对比表
其中,贾文瑞等采用了翁氏生命旋回和费尔哈斯两种模型对今后石油探明储量的增长趋势进行分析。采用翁氏生命旋回法测算1996~2010年预计可新增石油探明储量105×108t左右,即年均新增储量为7×108t左右,而且大概在2010年以后,年增探明储量将逐步明显降低。沈平平等人2000年预测2001~2010年中国石油年增探明储量的规模保持在6×108~7×108t。国家石化局预计“十五”期间石油年均新增储量6.44×108~6.9×108t,2006~2015年期间石油年均新增储量为7×108~7.3×108t。钱基在2004年预测,中国的新增石油储量峰值将在18~22年后到来,比美国晚50年左右。从一般含油气区的规律看,产量峰值期比储量峰值期滞后约15~20年。预计中国国内在储量峰值期到来前(2020年)将新增石油探明地质储量160×108~200×108t。张抗、周总瑛利用逻辑斯谛模型、经验趋势法和灰色系统模型预测了近中期我国石油储量增长情况,2001~2005年期间累计新增探明储量35×108~38×108t,2006~2010年期间累计新增探明储量32×108~35×108t。郑和荣、胡宗全2004年预测在未来的20年内每年可新增探明石油地质储量9×108t左右,共可探明石油地质储量180×108t左右。
《中国可持续发展油气资源战略研究》报告认为,我国石油资源尚有较大潜力,20年内(2005~2025)储量将稳定增长,发现石油可采储量5000×104t以上大油田或油田群的可能性仍然存在。其中,东部地区石油储量增长基本稳定,年新增探明可采储量0.6×108~0.8×108t,西部地区年新增探明石油储量可保持在0.5×108~0.6×108t左右。
2.石油年产量的预测
国内对我国石油产量的增长趋势也进行了大量的分析预测,总体认为产量高峰在2×108t左右,高峰出现时间在2010~2020年。
《中国石油发展战略研究》预测我国石油产量高峰期将在2015年前后达到2×108t左右。贾承造2000年预测我国石油产量高峰约1.7×108~2.1×108t左右,高峰值将出现在2010~2020年。
《中国可持续发展油气资源战略研究》报告预计未来20年石油产量将逐步形成西部和海上接替东部的战略格局,从而保持全国石油产量的稳定增长。预计到2010年,我国东部油区年产油0.89×108~0.96×108t,2020年产油0.76×108~0.85×108t;2010年,我国西部油区产量将上升到0.51×108~0.55×108t,2020年将上升到0.68×108~0.75×108t;预计2010年海域石油产量将上升到0.36×108~0.39×108t;2020年达到0.37×108~0.41×108t。2020年全国实现原油产量1.8×108~2.0×108t是有把握的。
国土资源部油气资源战略研究中心2003年预测,2005年我国原油产量1.75×108t,2010年原油产量1.8×108~1.9×108t,2015年原油产量1.8×108~2.0×108t,2020年原油产量1.7×108~1.9×108t。
(二)我国天然气储量、产量的趋势预测
张抗、周总瑛等在2000年总结了国内不同研究机构对中国近中期天然气储量与产量增长预测(表2-2-2、表2-2-3)。
表2-2-2 国内不同研究机构对中国天然气储量增长预测表 单位:1012m3
表2-2-3 国内不同研究机构对中国天然气产量增长预测表 单位:1012m3
李景明等根据1991年以来的天然气储量增长态势,综合考虑中国天然气地质条件和勘探前景,利用翁氏旋回法、龚珀兹法、历史趋势法等预测,2001~2015年共计可新增天然气可采储量2.95×1012m3,年均增加可采储量1839×108m3。按照2015年年产1000×108m3的产量方案计算,届时中国天然气的储采比仍可保持在30∶1以上。天然气储量增长的主体仍然是7大盆地。
钱基预计到2020年,国内可以新增探明天然气地质储量8×1012~10×1012m3。
《中国可持续发展油气资源战略研究》报告认为,我国天然气资源比较丰富,正处于勘探早期阶段,大型气田将不断发现。估计2004~2020年共计可新增天然气可采储量3.13×1012m3,年均增加可采储量1839×108m3。到2020年底我国天然气可采储量将达到5.6×1012m3。按照2020年年产1200×108m3的产量方案计算,届时我国天然气的储采比仍可保持在25∶1以上。并预测国内天然气产量2010年达到800×108m3,2020年达到1200×108m3。
世界及中国天然气的现状?
据《中国矿产资源报告》显示:2006-2010年,我国天然气剩余技术可采储量由3.0万亿立方米增至3.8万亿立方米,增长25.90%;天然气产量从586亿立方米增至968亿立方米,增长65%。另据发改委统计,2011年1-10月中国天然气产量达到826亿立方米,同比增长6.60%。尽管储量及产量均出现大幅增长,仍满足不了国内天然气市场消费需求。
1985-2000年间我国天然气消费的平均增速为4.9%,占全部能源的比例基本保持在2%上下,行业处于发展初期。2000-2008年,我国天然气平均消费增速高达16%,占一次能源比重也大幅增加至3.9%,超过除了核能之外的其他一次能源的增速,远高于同期石油和煤炭6.8%和9.0%的增速。2010年,我国天然气消费量为1072亿立方米,同比增长20.86%,消费总量居世界第四位。2011年1-10月,天然气费量为1041亿立方米,同比增长20.40%。
天然气供应量的增长不及消费量的增长速度,国内天然气供需不平衡,导致我国天然气进口量不断攀升。2011年1-10月,我国进口天然气约250亿立方米,同比增长近1倍。
天然气市场供不应求,若遵循市场规律,则天然气生产经营企业应面临较好的市场机会。但目前国内天然气定价机制尚未改革,价格水平不能随市场供求和相关替代能源价格的变化而相应调整,导致了天然气产业链经济关系的扭曲,天然气定价机制改革势在必行,本文对此进行了深入分析。
本文构建了天然气预测预警指标体系,根据天然气的预警指标分析,未来我国天然气预警评级处于值得关注的警情。主要原因是常规天然气储量有限,非常规天然气虽储量大,但限于技术瓶颈,尚不能实现大规模开采。我国天然气发展路径为:常规天然气-煤层气-页岩气,目前煤层气开采技术已趋于成熟,页岩气开采正在全力研发中,页岩气技术攻关后,相信可以解除天然气的警情,缓解我国天然气的供需矛盾。
本报告利用前瞻资讯长期对天然气产业跟踪搜集的市场数据,全面而准确地为您从产业的整体高度来架构分析体系。报告主要分析了中国天然气产业的发展环境,全球天然气的供需形势及贸易格局,中国天然气开发投资情况及供需格局;预测了2011-2015年天然气产业的供需形势,并据此构建了天然气预警指标体系,分析了天然气预警警情;同时对天然气产品定价机制、天然气替代产品,天然气管网运输建设,天然气区域市场做了深度调研分析;对天然气利用领域现状进行了重点分析及投资建议;并对天然气产业链领先企业及典型企业经营情况做深入分析。同时,佐之以全行业近5年来全面详实的一手市场数据,让您全面、准确地把握整个天然气产业的市场走向和发展趋势,从而在竞争中赢得先机!
本报告是天然气勘探生产企业、科研单位、输配运营企业、分销企业、投资企业准确了解天然气产业当前最新发展动态,把握市场机会,做出正确经营决策和明确企业发展方向不可多得的精品。
一、世界天然气产业发展趋势
1、天然气产业作为朝阳产业有巨大发展空间
随着世界经济迅速发展,人口急剧增加,能源消费不断增长,温室气体和各种有害物质排放激增,人类生存环境受到极大挑战。在这种形势下,清洁的、热值高的天然气能源正日益受到重视,发展天然气工业成为世界各国改善环境和促进经济可持续发展的最佳选择。天然气燃烧后产生的温室气体只有煤炭的1/2、石油的2/3,对环境造成的污染远远小于石油和煤炭。煤气热值为3000多大卡,而天然气热值高达8500大卡,可见天然气是一种高效清洁的能源。
初步测算,全球天然气可采储量约为137亿吨石油当量,与石油基本相当。随着勘探、开发和储运技术的进步,过去20年内,探明储量平均每年增长4.9%,产量平均每年增长3.15%。有关专家预测,未来10年内,全世界天然气消费年均增长率将保持3.9%,发展速度超过石油、煤炭和其他任何一种能源,特别是亚洲发展中国家的增长速度会更快。
全世界天然气储采比很高(70∶1),而且石油和煤炭消费领域里有70%以上都可以用天然气取代。在全球范围内,天然气取代石油的步伐加快,尤其是在东北亚、南亚、东南亚和南美地区,随着其输送管网的建设,天然气在21世纪初期将会有更快的发展。
天然气将是21世纪消费量增长最快的能源,占一次性能源消费的比重将越来越大。预计2010年前后,天然气在全球能源结构中的份额将超过煤炭,2020年前后,将超过石油,成为能源组成中的第一。
2、世界天然气产业将进入“黄金”发展时期
在下一个世纪里,世界天然气工业将进入一个“黄金时代”。据设在巴黎的国际能源机构预测,从现在起到2020年,全球初级能源需求将增加65%,其中发展中国家的需求将比目前翻_番。在这一前景下,世界天然气需求量将以每年2.6%的幅度递增,届时在初级能源消费中所占的比重将由目前的20%上升到30%。
天然气工业的发展得益于多方面的有利条件.首先,储量比较丰富。国际天然气工业联合会提供的数字显示,全球已探明的天然气储量为152万亿立方米,按目前消费水平可供开采65年,而已探明石油的可供开采期为43年。如果从远期来看,世界天然气的最大储量,也就是说在当前技术条件的可开采量,估计达400万亿立方米。
天然气的另﹁个优势是热能利用率高。在几年以前,燃气电站的天然气热力效率尚不足40%,随着相关技术的进步,在今天已达到60%以上。在一些同时供电和供热的燃气电站,天然气的热能利用率甚至达到90%。因此天然气可以说是一种相当经济的能源。
此外天然气的污染程度也较底。研究表明,生产等量的电能或提供等量的热能,天然气在燃烧过程中排放的二氧化碳比石油低25%,比煤炭低40%,在矿物能源中是最少的。与燃油和燃煤相比,天然气排放的二氧化硫和氮氧化物也要少的多。以天然气为能源不仅有利于缓和大气温室效应,也有助于减少酸雨的形成。
3、世界天然气需求量将年增2.4%
国际能源机构统计的数字显示,全球对天然气的需求量正在以每年2.4%的速度增长,而且这一增长速度有望保持到2030年。
尽管去年液化天然气的需求量有所下降,但有“未来能源”之称的天然气仍然是能源领域里发展速度最快的部分。海湾地区对天然气的需求正以每年14%的速度增长,其主要用途是发电和海水淡化。
海湾地区已探明的天然气储量大约是290万亿立方米,其中卡塔尔的天然气储藏量居第一位,占该地区天然气总储量的49%,沙特阿拉伯和阿拉伯联合酋长国紧随其后,分列第二和第三位。
沙特阿拉伯正在开发海湾地区最大的天然气项目,估计将历时10年,耗资250亿美元。阿联酋和卡塔尔之间也正在建设输气管线。这个项目估计耗资100亿美元。管线建成后,卡塔尔可以每天向阿联酋输送大量的天然气。巴林和科威特是海湾国家中天然气储量比较贫乏的,科威特只能在生产石油产品的过程中附带生成天然气。
二、中国天然气市场发展趋势预测
1、需求增长加快带来发展机遇
中国天然气利用已有相当悠久的历史,但天然气工业起步较晚,与世界发达国家或地区相比还有较大差距。全球天然气占总能源消费的24%,而目前中国仅占能源消费结构的3%。
未来20年中国的能源消费弹性系数为0.45-0.50,其中煤炭为0.3,石油为0.5,天然气为1.4-l.5,一次电力为0.5-0.6,可见天然气的消费增长速度最快。天然气市场在全国范围内将得到发展。随着“西气东输”等工程的建设和投入运营,中国对天然气的需求增长将保持在每年15%以上,2010年将达到1000亿立方米以上,比2000年提高4至5倍。
从国外天然气价格看,目前相当于人民币1.8元/立方米。中国天然气价格由政府确定,执行的是国家指导价下的双轨制价格,还没有形成市场导向下合理的天然气价格机制,明显低于国际市场,调整空间相当大。
经济全球化带动着天然气的全球化,预计到2010年,全球天然气贸易量为7000亿立方米。天然气销售市场不再局限于取暖锅炉、商业服务和家庭炊事,天然气发电、天然气化工、天然气车用燃料和电池燃料、天然气空调及家庭自动化等方面利用潜力十分巨大。目前,天然气需求量与国内今后潜在的、可生产的天然气产量相比,还有较大的缺口。高速增长的市场自然带来无限的商机。
声明:本站所有文章资源内容,如无特殊说明或标注,均为采集网络资源。如若本站内容侵犯了原著者的合法权益,可联系本站删除。