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“穹頂之下”讓我們一起暢想和擁抱天然氣時代

來源: http://www.gelonghui.com/portal.php?mod=view&aid=1505

本帖最後由 優格 於 2015-3-2 15:56 編輯

燃氣行業深度研究系列報告：“穹頂之下”讓我們一起暢想和擁抱天然氣時代
作者：劉曉寧等

本期投資提示：
 氣價並軌且下調幅度超預期，掛購可替代能源進口價 15 年仍有大幅下調空間。市場普遍預計增量氣下降 0.3 元，存量氣上升 0.18 元，但實際調整增量氣下調 0.44 元，而存量氣上調幅度僅為 0.04 元，整體加權氣價下降幅度超出市場預期。考慮原油價格仍將處於相對低位，LPG、燃料油價格也大幅下行，如維持現有調價機制，我們核算門站價在 15 年仍有最高 0.60 元/m³的下調空間。

 海上 LNG 貿易及進口管道氣放量，市場化趨勢下供給寬松將推動天然氣價格步入中期下降通道，有望不斷刺激需求彈性。以現有 LNG 碼頭的吞吐能力核算，15 年 LNG 進口能力將達 600 多億方。中亞管道 D 線及 17 年俄氣東輸合計將為進口管道氣帶來 700 億方以上的增量。同時，國內頁巖氣、煤層氣及煤制氣等非常規氣源逐步可實現商業化利用，國內天然氣供應將逐步寬松，如果完全推行市場化那麽供給寬松也將推動氣價逐步下行，氣價下行將不斷刺激天然氣需求增速的提升，利好整個燃氣板塊，尤其是工商業客戶占比高的企業。

 發改委放開直供氣門站價格市場化試點，成立上海石油天然氣交易中心，氣價市場化進一步深化，有助於破除壟斷推動產業鏈利潤再分配。2014 年底上海市政府批準組建上海石油天然氣交易中心，直供用戶用氣量將進入交易中心交易。交易中心將可提供長期、中短期合同已經現貨交易等多樣化的交易產品，為進一步深化氣價市場化提供平臺基礎。

 行業進入利差擴張的順周期，三重利好提升未來板塊盈利能力。1）燃氣板塊整體負債率高於 60%，降息周期利好高杠桿行業降低財務費用 2）市場化改革破除壟斷推動產業鏈利潤再分配，燃氣公司有望進入產業鏈上下遊獲取跟多附加值 3）行業產能利用率極低，資本開支增速拐點已現，未來產能利用率逐步提高折舊有望不斷攤低。

 對標港股歷史，A 股燃氣板塊具備較大的估值修複空間。港股燃氣板塊過去幾年行業估值波動區間在 25-50 倍，業績增長較快的公司或階段可以享受明顯的 40-50 倍的高估值。滬港通後當前 AH 股平均溢價率高達 80%，基本上所有板塊 A 股都享受了相對 H 股的溢價，當前 A 股燃氣板塊處於 25-30 倍之間，我們相信隨著未來氣價改革的推進，A 股燃氣板塊有望迎來估值的大幅修複。

 投資建議：受益氣價下行以及市場化改革的推進燃氣行業有望迎來需求、盈利、估值的三重彈性。遵循 4 條標準，工商業用戶占比高（非居民氣價下調彈性大，國新 35%，金鴻40%以上），市場化過程中獲取上遊壟斷利潤的能力優勢（LNG 貿易、非常規氣等），區域壟斷優勢（受益大用戶直供氣，談判能力強），高增速帶來高估值彈性（對標新奧能源50 倍估值），依據以上 4 條邏輯，我們依次推薦國新能源（全能冠軍）、金鴻能源（彈性冠軍）、深圳燃氣（估值最低）、陜天然氣（中庸之道）、重慶燃氣（次新股）。

 “穹頂之下”體制之殤，能源體制改革是未來希望所在，借助倫敦經驗天然氣才是快速且大規模降低我國煤炭能源占比的最經濟可行的清潔能源，此次價改為 15 年能源體制改革搶了個頭彩，也為能源結構轉型開啟了一扇希望之窗，讓我們一起暢想和擁抱天然氣時代。

目 錄
1. 價格改革：兩價並軌開啟市場化之路
1.1 天然氣價格分步調整，15 年最終實現並軌
1.2 國際油價下跌催生增量氣價超預期下調
2．價格趨勢：兩種機制下 氣價均將下行
2.1 若維持原有調價機制 門站價仍有下行空間
2.2 若推行市場化機制 供給寬松將推動氣價下行
3．價改深化：放開直供氣 成立上海交易中心
4．盈利能力：三重利好助盈利性進入擴張周期
5．估值對比：對標港股，A 股具較大估值修複彈性
6．投資建議：行業喜迎需求、盈利、估值三重彈性

1. 價格改革：兩價並軌開啟市場化之路


1.1 天然氣價格分步調整，15 年最終實現並軌

此次天然氣價格改革方案旨在實現存量氣、增量氣價格並軌後逐漸實現門站價格市場化。1987 年以前，我國天然氣價格完全由政府制定。此後中央政府逐漸放開對氣價的制定。自 2011 年起至今，我國天然氣門站價格主要分三步進行改革。

第一步，2011 年我國正式在兩廣地區推行天然氣價改試點，將天然氣價格與可替代能源（原油、液化石油氣、煤）掛鉤。天然氣門站價格由“成本加成”改為“市場凈回值”法。

第二步, 2013 年 6 月發改委發布通知將天然氣定價管理由出廠價調整為門站價，並區分了存量氣與增量氣。其中，增量氣價格參照兩廣試點一步調整到位，存量氣價格將分步調整，並計劃於“十二五”末實現價格並軌。

第三步，2014 年 8 月發改委發布通知，在保持增量氣價格不變的前提下，提高非居民用氣的存量氣價，進一步縮小存量氣與增量氣的價差空間。

第四步，2015 年 2 月 28 日發改委發布通知，通過增量氣價下降 0.44 元/m³，存量氣價上漲 0.04 元/m³，實現兩價並軌。





2013 年起區分存量氣及增量氣，其中增量氣氣價參照兩廣試點采用市場凈回值法，與可替代能源掛鉤。2011 年廣東、廣西兩地推行的天然氣定價制度選取上海市場（中心市場）作為計價基準點，以進口燃料油和 LPG 作為可替代能源品種，並分別按照 60%和 40%權重加權計算等熱值的可替代能源價格，然後以 0.9 的系數進行折價。2013 年區分存量氣、增量氣後，增量氣價即參照兩廣試點方案，以 0.85 的折價系數與 2012 年下半年以來可替代能源價格掛鉤。



政府分步調整氣價，實現存量氣、增量氣兩價並軌。發改委於 14 年 8 月發布通知，要求非居民存量氣最高門站價格提高 0.4 元/m³，將存量氣及增量氣的最高門站指導價差縮小至 0.48 元/m³。15 年 2 月通知非居民用存量氣價上調 0.04 元/m³，增量氣價下調 0.44 元/m³，最終實現兩價並軌。



1.2 國際油價下跌催生增量氣價超預期下調

國際原油下跌帶動可替代能源進口價下滑，推動此次氣價調整。2014 年 10 月以來，國際原油價格大幅下跌，布倫特原油現貨價格一度由 100 美元/桶，下跌至 50美元/桶。受國際油價持續下跌影響，進口 LPG 和燃料油價格也明顯下滑。假設存量氣占比 85%，增量氣占比 15%，2014 年 9 月上調存量氣價後，上海最高門站平均指導價約為 2.91 元/m³。根據 2014 年下半年 LPG 和燃料油進口均價以及掛鉤價格公式測算的價格為 2.87 元/m³，我們的計算同此次價格調整後的 2.88（上海門站基本一致）。所以我們的推算以及 85%的存量氣占比假設也基本合理。



增量氣超預期大幅下調，存量氣微幅上調，天然氣門站價整體下調。最新一輪調價，國家並未延續此前的單一調高存量氣價的做法，而是采取存量氣、增量氣價相向調整的模式實現並軌。並軌後全國平均門站價為 2.505 元/m³，較並軌前的兩氣加權平均價 2.54 元/m³實現了下調（假設增量氣占 15%，存量氣占 85%）。其中增量氣大幅下調 0.44 元/方超出了市場預期的 0.3 元/方，將有效刺激新增天然氣用戶需求。



2．價格趨勢：兩種機制下 氣價均將下行

此次天然氣價格調整並沒有明確並軌後的價格調整機制是否有變化，我們認為未來的調價政策有兩個極端：1）繼續維持原有調價策略（綁定油價），2）完全放開市場化定價。我們接下來將依據兩個極端情況來判斷未來氣價趨勢。

2.1 若維持原有調價機制 門站價仍有下行空間
  
目前政府和行業對天然氣價格是否繼續綁定油價還存在爭議，我們認為是否延續之前的調價機制是存在變數的。如果還是按照之前的調價機制，那麽接下來天然氣的降價空間可能會更大。

國際原油價格若維持相對低位，天然氣門站指導價仍有明顯下調空間。我們假設15 年上半年 Brent 油價均價為 70 美金/桶（比較樂觀），對 LPG 和燃料油進口均價預期進行相應幅度的調整，按發改委掛鉤價格公式測算的上海門站價（含稅）約為2.28 元/m³。相對於按照 14 年下半年調整後的 2.88 元/m³，存在 0.60 元的下調空間。當然政府可能還會考慮中石油以及非常規氣的利益，所以 0.60 元的測算值應該會有一定程度上的折扣。

2.2 若推行市場化機制 供給寬松將推動氣價下行

天然氣供應來源主要有三個，國產天然氣，國產非常規天然氣，進口管道氣及進口 LNG。國內天然氣 14 年產量 1302 億方，同比增長 11.2%，我們預計未來幾年國產氣供給增速有望逐步下移。接下來我們逐一進行分析。



進口 LNG 貿易放開，進口利差豐厚將促進口 LNG 規模快速增長。截至 2014年底，國內投入運營的 LNG 接收站共計 13 個，合計吞吐能力為 3800 萬噸，折算相當於 516.8 億方天然氣。但長期以來，三大油氣公司通過控制 LNG 接收站與輸送管網，從而壟斷了 LNG 貿易業務，以至於 14 年 LNG 實際進口量僅 270 億方，遠低於現有 516.8 億方的接收能力。但隨著 LNG 進口貿易的放開，已經有越來越多的企業進入到接收碼頭建設以及 LNG 貿易中，且目前海外進口 LNG 的利差豐厚，未來這一市場有望快速成長。而且按照在建和擬建的碼頭情況預計，我國 LNG 接收站規模2015 年將接近 4700 萬噸（折合 639 億方），2020 年將接近 12640 萬噸（折合 1719億方），未來進口 LNG 潛在空間巨大。





進口管道氣隨管道逐一修通進口將逐步放量。目前中國管道氣進口主要來源於中亞和緬甸，其中 14 年中國從中亞地區進口氣接近 300 億方，由此 AB 線已接近飽和，14 年中亞天然氣管道 C 線投產將新增 250 億方輸氣能力，且中亞天然氣管道 D 線也已開工建設，預計 20 年投產又將新增 300 億方能力。2014 年上半年中俄簽署《中俄東線供氣購銷合同》，這標誌著中俄天然氣東線管路的打通，協議從 18 年開始供氣期限 30 年，輸氣量逐年增長至每年 380 億 m³；下半年中俄又簽署了《關於沿西線管道從俄羅斯向中國供應天然氣的框架協議》，規模未定，但烏克蘭危機後中俄能源戰略合作開啟了中國天然氣管道氣進口的巨大市場空間。



非常規天然氣開發潛力巨大，煤層氣頁巖氣開發進入商業化，將成為天然氣開發的有效補充。我國埋藏深度淺於 2000 米的煤層氣資源量為 36.81 萬億 m³，居世界第三位，埋藏深度 3000 米以淺的煤層氣資源量為 55.2 萬億 m³。2013 年，全國累計探明地質儲量約為 5753.77 億 m³。我國煤層氣產量穩步增長，過去五年 CAGR達到 15%。2014 年我國煤層氣抽采量預計達到 152 億 m³，同比增長 10%，其中地面抽采量 36 億 m³，礦井抽采量 116 億 m³。我國頁巖氣儲量全球第一，中石化涪陵地區將分兩期建成 100 億方產能，一期將在 2015 年底前建成 50 億方，二期將在2017 年底前建成 50 億方。雖然增量氣下調一定程度抑制了非常規氣的開發，但我們相信隨著技術進步和市場放開，成本逐步下移，非常規氣仍是有效補充。




最後我們用數字來說明為什麽未來幾年供應寬松。我們假設 15 年天然氣消費增速受增量氣大幅調價影響增速略有回升（從 14 年 7.4%回升至 8%，並不算激進），國內產量我們假設 15 年後增速放緩（從 14 年 11.2%降至 9%，比較合理），進口管道氣受益中亞 C 線投產有所增加，出口量假設基本不變，那麽我們通過平衡關系推算出 LNG 進口量竟然比 14 年還低，這與我們當下 LNG 進口價差誘人和交易市場放開的大環境非常不符，若假設 15 年 LNG 進口繼續維持 14 年 10%左右增速的話將達到 300 億方，那麽多出來的 LNG 進口將必然導致供應寬松，未來幾年可以如此類推，結論是相似的。如果我們的結論是正確的，那麽未來需求會被持續刺激，天然氣板塊的拐點就在當下。



3．價改深化：放開直供氣 成立上海交易中心

直供氣放開和上海油氣交易中心成為深化價改的新舉措。價格並軌並不是價改的結束而是開始，全面價格的市場化交易才是最終的目標。放開直供氣定價和交易中心是深化價改的新舉措。直供氣是指用氣戶直接向上遊天然氣供應商購買天然氣，用於生產或消費，而不再對外轉售。根據發改委官方表述未來直供氣量將進入上海交易中心進行交易。直供用氣門站價格市場化交易，可為全面放開非居民用氣價格積累經驗。

上遊氣源供給多元化有助於打破行業壟斷，為開展直供氣試點提供基礎。一方面，天然氣屬於可替代性強的能源產品，易與其他能源形成競爭；另一方面，海上 LNG貿易以及煤制氣、煤層氣等非常規天然氣的產能逐步增加，上遊氣源已形成多元化供給。可競爭性和供給多元化有助於破除天然氣領域長期的單一壟斷格局，為直供氣價格市場化提供了交易基礎，也為天然氣運營商進一步涉入上遊資源領域提供了良好的市場化機制。

建立天然氣交易中心可打造多樣化天然氣交易模式，為價格市場化提供工具和平臺。2014 年底上海市政府批準組建上海石油天然氣交易中心，開展天然氣、非常規天然氣、LPG、石油等能源品種的現貨交易。我國現行的天然氣貿易方式以長期合同為主。而天然氣供需受到可替代能源價格、季節變化等多種因素的影響。建立該油氣交易中心，可將天然氣貿易方式轉變為中短期合同、現貨交易等多樣化的交易模式，解決用氣、調峰等多重交易需求。

市場化的推進有助於有區域優勢的企業進一步擴大利差，有助於燃氣公司打破壟斷進入上遊領域（LNG 貿易、非常規氣等），例如金鴻能源有望借助國儲開展 LNG貿易，國新能源地處山西具備煤層氣資源優勢，深圳燃氣參股大鵬 LNG 項目開展海外貿易等等。下面具體展開盈利能力討論。

4．盈利能力：三重利好助盈利性進入擴張周期

三重利好助推行業進入利差擴張的順周期：

1、降息：燃氣板塊普遍高負債率，降息周期有利於降低財務費用。鋪設管網是資本密集型的，只有鋪好了管網，後續才會有用氣量的不斷增長換來現金流的回報，所以燃氣是個高杠桿行業，大多數公司資產負債率在 60%附近，國新能源負債率82%，對降息彈性最大，周末央行全面降息對於燃氣板塊也是利好。

2、市場化：市場化改革破除壟斷，有助於優勢企業攫取壟斷利潤獲得利差擴大的機會。在未來降價周期中，大用戶直供利好區域具備較強話語權的企業，區域壟斷優勢的企業同大用戶的價格談判能力強，可以在降價周期中獲得跟多溢價機會。另外，市場化改革使得上遊準入放開，中遊燃氣運營商獲得了進入非常規氣以及海外貿易的機會，可以更為有效地擴大盈利空間。

3、產能利用率：過去幾年資本開支快速攀升快於氣量增長，導致行業產能利用率普遍低下，未來資本開支增速有望下降，利用率提升將推動利差擴大。由下圖可以看出，整個行業內由於過去幾年管網超前建設，目前行業內各公司產能利用率都偏低，從下圖可看出行業資本開支增速拐點在 12 年已經顯現，未來隨著銷售氣量不斷提升產能利用率有望快速提升，高額的折舊將被逐步攤低，帶動利差擴大。





5．估值對比：對標港股，A 股具較大估值修複
彈性

我們認為港股的燃氣板塊是相比 A 股交易時間更久且更為成熟的，所以我們分析比較了港股燃氣板塊的歷史估值情況，我們得出如下結論：

1、過去幾年板塊 PE 估值波動範圍在 25 倍至 50 倍之間，表明整個板塊在香港相對成熟的市場中始終備受青睞。

2、新奧能源、天津津燃在 13 年突破 40 倍，14 年達到了 50 倍，中國燃氣也在13 年突破了 35 倍。業績增長較快的公司或階段，以及具備增長潛力的公司可以享受明顯的高估值。

3、即使是增長較慢的年代（10-20%的增速），基本上大部分公司也都依然可以保持在 25 倍估值以上，可見穩定現金流的公司。

滬港通之後當前 AH 股平均溢價率高達 80%，基本上所有板塊 A 股都享受了相對 H 股的溢價，我們相信隨著未來氣價改革的推進，A 股燃氣板塊有望參照過去幾年港股的估值迎來大幅修複，業績彈性較大（工業用戶占比大）且增速較快（年均超過 50%以上增長）的國新能源、金鴻能源完全有理由和港股接軌突破 40 倍，進軍50 倍，板塊內深圳燃氣、陜天然氣等增速較慢，彈性一般的白馬股也有望恢複至30-35 倍的平均估值水平。





6．投資建議：行業喜迎需求、盈利、估值三重彈性

並軌氣價下調幅度超預期，掛購可替代能源進口價 15 年仍有大幅下調空間。市場普遍預計增量氣下降 0.3 元，存量氣上升 0.18 元，但實際調整增量氣下調 0.44 元，而存量氣上調幅度僅為 0.04 元，整體加權氣價下降幅度超出市場預期。考慮原油價格仍將處於相對低位，LPG、燃料油價格也大幅下行，如維持現有調價機制，我們核算門站價在 15 年仍有最高 0.60 元/m³的下調空間。

海上 LNG 貿易及進口管道氣放量，市場化趨勢下供給寬松將推動天然氣價格步入中期下降通道。以現有 LNG 碼頭的吞吐能力核算，15 年 LNG 進口能力將達 600多億方。中亞管道 D 線及 17 年俄氣東輸合計將為進口管道氣帶來 700 億方以上的增量。同時，國內頁巖氣、煤層氣及煤制氣等非常規氣源逐步可實現商業化利用，國內天然氣供應將逐步寬松，如果完全推行市場化那麽供給寬松也將推動氣價逐步下行，氣價下行將不斷刺激天然氣需求增速的提升，利好整個燃氣板塊，尤其是工商業客戶占比高的企業。

發改委放開直供氣門站價格市場化試點，成立上海石油天然氣交易中心，氣價市場化進一步深化，有助於破除壟斷推動產業鏈利潤再分配。2014 年底上海市政府批準組建上海石油天然氣交易中心，直供用戶用氣量將進入交易中心交易。交易中心將可提供長期、中短期合同已經現貨交易等多樣化的交易產品，為進一步深化氣價市場化提供平臺基礎。

行業進入利差擴張的順周期，三重利好提升未來板塊盈利能力。1）燃氣板塊整體負債率高於 60%，降息周期利好高杠桿行業降低財務費用 2）市場化改革破除壟斷推動產業鏈利潤再分配，燃氣公司有望進入產業鏈上下遊獲取跟多附加值 3）行業產能利用率極低，資本開支增速拐點已現，未來產能利用率逐步提高折舊有望不斷攤低。

對標港股歷史，A 股燃氣板塊具備較大的估值修複空間。港股燃氣板塊過去幾年行業估值波動區間在 25-50 倍，業績增長較快的公司或階段可以享受明顯的 40-50倍的高估值。滬港通後當前 AH 股平均溢價率高達 80%，基本上所有板塊 A 股都享受了相對 H 股的溢價，當前 A 股燃氣板塊處於 25-30 倍之間，我們相信隨著未來氣價改革的推進，A 股燃氣板塊有望迎來估值的大幅修複。

選股邏輯：遵循 4 條標準，工商業用戶占比高（非居民氣價下調彈性大），市場化過程中獲取上遊壟斷利潤的能力優勢（LNG 貿易、非常規氣等），區域壟斷優勢（受益大用戶直供氣，談判能力強），高增速帶來高估值彈性（對標新奧能源 50倍估值），依據以上 4 條邏輯，我們依次推薦國新能源（全能冠軍）、金鴻能源（彈性冠軍）、深圳燃氣（估值最低）、陜天然氣（中庸之道）、重慶燃氣（次新股）。




（來自申萬宏源研究）

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