“十二五”期间中国天然气需求大幅增长，根据国家发改委的规划，到2015年和2020年，中国天然气消费量将分别达到约2300亿立方米和4000亿立方米;进口依存度将从目前的20%提高到2015年的 35%和2020年的40%以上。中国天然气迎来新格局：供气规模快速扩大;同一市场多个气源，供气主体复杂化;供气管道网络化，全国市场一体化;需求主体分散化。

　　因此，中国将大力拓展天然气供应来源：到2015年左右，国内天然气供应格局将由目前的国产气为主转变为国产气(常规天然气为主，煤制气、煤层气和页岩气为辅)、进口管道气和进口LNG并重的两种资源战略态势。(1)“十二五”期间，常规天然气产量年均增加100亿立方米，2015年，全国天然气产量1400亿-1500亿立方米，商品气量1300亿立方米左右。(2)非常规：煤层气规划到2015年产量达到160亿立方米;大力发展页岩气，目前规划国内页岩气2015年天然气产量65亿立方米。(3)为适度降低天然气的对外依存度，“十二五”期间将上马若干个煤制天然气项目，预计到2015年贡献150亿-180亿立方米天然气，以后预计增加到600亿立方米以上。(4)进口LNG：已批准或在建LNG接收站14座，到2015年接收站能力接近4000万吨/年，2015年进口LNG量接近3000万吨，折合天然气400亿立方米。(5)进口管道气：中亚气+缅甸气，预计2015年进口管道气达到500亿-600亿立方米。

　　天然气已迎来黄金发展时代

　　煤制天然气将成为适量的供应补充;将一些低热值褐煤、高硫煤或偏远地区运输成本高的煤炭资源就地转化为天然气加以利用，是一条很好的煤炭利用途径。中国已有五个煤制天然气项目获发改委批准，预计到“十二五”末投产和在建的煤制气项目的供气总规模将达到600亿立方米左右;中石化的新浙粤&新鲁煤制气管道的输送能力预计总计达600亿立方米。

　　最近三年来，中国天然气供应开始呈现“西气东输、海气上岸、北气南下”的多气源新格局，同一市场下多气源，“成本加成”法顺价会导致市场价格多轨，供气管道网络化使得“成本加成”法无法结算，多气源、管道网络化等因素倒逼“市场净回值”定价。

　　国家发改委2013年6月28日发出通知，决定自2013年7月10日起，调整非居民用天然气门站价格。(1)增量气门站价格按照广东、广西试点方案中的计价办法，一步调整到2012年下半年以来可替代能源价格85%的水平，并不再按用途进行分类。广东、广西增量气实际门站价格暂按试点方案执行。(2)存量气门站价格适当提高。其中，化肥用气在现行门站价格基础上实际提价幅度最高不超过每千立方米250元;其他用户用气在现行门站价格基础上实际提价幅度最高不超过每千立方米400元。(3)居民用气价格不作调整。存量气和增量气中居民用气门站价格此次均不作调整。2013年新增用气城市居民用气价格按该省存量气门站价格政策执行。增量气，除西北约2.5元(新疆最低约2.3元)、西南约2.8元，其他省份门站价普遍3元以上。

　　存量气2015年底前预计实现市场化。调整后的增量气价格相当于原油价格 110美元/桶对应的燃料油和液化石油气价格挂钩;发改委在调价通知中指出，存量气价格将分步调整，力争“十二五”末调整到位。存量气是2012年实际使用的天然气数量，增量气是新增加的天然气数量;2013年两者的比重分别为91%和9%;假设未来2-3年原油价格在90-100美元/桶，则目前存量气的潜在调价空间约0.6-0.8元/立方米(两广地区则为0.4-0.5元/立方米)。

　　天然气产业链受益：上游价差、下游走量。(1)天然气价格市场化利好上游;(2)页岩气区块价值预计会重估，关注拥有页岩气区块或参加招标的公司;(3)页岩气开发扶持力度加大将使一些油服公司潜在受益;(4)煤制天然气利好化工工程公司;(5)消费量扩大，对下游管道、加气站带来量的扩张，下游应用利好LNG产业链。

　　炼油进入微利不亏状态，油品升级加快

　　国家发改委2013年3月的成品油定价新机制相比2009年方案，主要有两条不同：一是增加调价频率;二是取消4%调价的幅度限制，使得原油价格130美元以下时成品油价格能基本调整到位。

　　实施如上改革，对炼油企业形成实质性的利好：第一，长期由于炼油不确定性导致的估值折价将出现明显的消失;第二，炼油业务的业绩也将有所保障，稳定性大幅提高，至少能基本保障炼油在原油价格130美元/桶以下时不亏损。炼油进入微利不亏状态，季度间的炼油盈利波动主要是原油价格波动带来的库存收益或跌价的扰动;未来炼油单桶EBIT总体保持在1美元/桶左右将成为常态(中石化为例)。

　　中国油品质量升级，实行优质优价。车用汽、柴油质量升级国四每吨分别加价290元和370元;从国四升级至国五每吨分别加价170元和160 元。考虑到国四升国五，汽油标号从90号/93号/97号降至89号/92号/95号，国五汽油价格差不多在国四汽油价格基础上每吨提高50元/吨左右。 2014年全国实行国四汽油，2015年全国实行国四柴油。目前北京、上海已经实行国五汽油，江苏8市、广东6市等地2013年10月也开始实行国五汽油;2015年底前，京津冀、长三角、珠三角等区域内，全面供应国五汽、柴油;2017年底前，全国供应国五汽油、国五柴油。

　　继续看好C3C4深加工

　　丙烯传统两种工艺的新增产能不能满足快速增长的丙烯需求，丙烷脱氢制丙烯目前已成为仅次于裂解丙烯和炼厂丙烯的第三大丙烯生产路线，美国的原料成本优势明显。从理论上来讲，丙烷资源丰富、价格稳定的中东地区和页岩气革命后NGL价格走低带来廉价原料成本的美国，是最有利于建设丙烷脱氢的地区;而对于国内来说，丙烷与丙烯差价决定项目经济效益，进口丙烯与进口丙烷的价差维持在500美元/吨上下，就能保证国内建设的丙烷脱氢项目具有较好的获利能力。

　　我们总的判断是，在国内丙烷脱氢项目大规模投产和美国丙烷脱氢投产的2015年之前，国内先行投产的丙烷脱氢项目应该能取得较为可观的盈利，关注海越股份(600387,股吧)(600387.SH)、卫星石化(002648,股吧)(002648.SZ)以及东华能源(002221,股吧)(002221.SZ);而到2015年之后，各个丙烷脱氢项目拼的就是原料丙烷的稳定和成本，以及下游产业链的延伸。

　　投资五大主线

　　第一，油品质量升级、石化周期回暖利好上海石化(600688,股吧)(600688.SH)、中国石化(600028,股吧)(600028.SH)、辽通化工(000059,股吧)(000059.SZ)等。

　　上海石化的汽柴油主要销售江浙沪，坐拥长三角经济发达地区，将率先受益于油品升级。2014年汽油升级将增厚公司净利润4亿元左右，2015年柴油升级有望增厚净利润10亿-12亿元;除上海和江苏沿江8市，2014年浙江可能也会提前执行国五汽油，长三角部分城市可能会提前执行国四柴油。长三角国五柴油估计也会提前到2016年前执行。

　　石化周期见底回暖，上海石化受益弹性较大。2013年四季度聚乙烯特别是LDPE回暖明显，2014年石化景气度好于2013年将是大概率事件，公司受益的弹性较大。

　　而中国石化也将受益于油品质量升级。我们测算汽油国四2014年实行有望提升中国石化EPS约0.05元，柴油国四后年实行有望提升中国石化EPS约0.1元。

　　同时，中国石化页岩气开发国内领先。中国石化可能规划到2015年底在涪陵气田建设年产能50亿立方米;将是第一个国内成规模的页岩气基地;最快有望于2014年初实现商业开采。

　　第二，天然气市场化利好中国石油(601857,股吧) (601857.SH)等。中国石油天然气业务将迎来三年的盈利改善期。首先，天然气增量气市场化接轨、存量气上调0.25元，使得天然气全国平均门站价格上调0.26元，对中国石油的年化业绩贡献为增厚EPS约0.09元。其次，存量气价格分步调整，到“十二五”末调整到位;假设未来2-3年原油价格在 90-100美元/桶，则存量气的潜在调价空间约0.6-0.8元/立方(两广地区则为0.4-0.5元/立方)。

　　第三，煤制气看好大唐发电(601991,股吧)(601991.SH)。大唐发电目前有两个40亿立方米的煤制气项目，其中，内蒙古克旗40亿立方米供北京，2013年底投产，成本约1.1元/立方米，北京天然气门站价增量气是3.14元，扣除其他费用成本后，净利在1元左右;辽宁阜新40亿立方米主供沈阳、大连，2014年有望达产，成本约1.3元/立方米，辽宁天然气门站价增量气是3.12元，盈利情况会比克旗的稍低一些。

　　第四，南海加大油气勘探开发，利好中海油服(601808,股吧)(601808.SH)、海油工程(600583,股吧)(600583.SH)等。前者是南海深水油气资源开发的最明确受益品种，后者则借助中国近海油气开发工程量加大，业绩改善。

　　第五，C3C4深加工，关注海越股份、卫星石化、齐翔腾达(002408,股吧)(002408.SZ)、东华能源以及江山化工(002061,股吧)(002061.SZ)。