燃气行业分析报告Word下载.docx

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3、价改深化：

放开直供气成立上海交易中心14

（1）直供气放开和上海油气交易中心成为深化价改的新举措14

（2）上游气源供给多元化有助于打破行业垄断，为开展直供气试点提供基础15

（3）天然气交易中心可打造多样化天然气交易模式，为价格市场化提供工具平台15

4、盈利能力：

三重利好助盈利性进入扩张周期16

（1）降息：

燃气板块普遍高负债率，降息周期有利于降低财务费用16

（2）市场化：

市场化改革破除垄断，有助于优势企业攫取垄断利润获得利差扩大的机会16

（3）产能利用率：

利用率提升将推动利差扩大17

5、估值对比：

对标港股，A股具较大估值修复弹性18

6、投资思路：

行业喜迎需求、盈利、估值三重弹性20

两价并轨开启市场化之路

1、天然气价格分步调整，15年最终实现并轨

此次天然气价格改革方案旨在实现存量气、增量气价格并轨后逐渐实现门站价格市场化。

1987年以前，我国天然气价格完全由政府制定。

此后中央政府逐渐放开对气价的制定。

自2011年起至今，我国天然气门站价格主要分三步进行改革。

第一步，2011年我国正式在两广地区推行天然气价改试点，将天然气价格与可替代能源（原油、液化石油气、煤）挂钩。

天然气门站价格由“成本加成”改为“市场净回值”法。

第二步,2013年6月发改委发布通知将天然气定价管理由出厂价调整为门站价，并区分了存量气与增量气。

其中，增量气价格参照两广试点一步调整到位，存量气价格将分步调整，并计划于“十二五”末实现价格并轨。

第三步，2014年8月发改委发布通知，在保持增量气价格不变的前提下，提高非居民用气的存量气价，进一步缩小存量气与增量气的价差空间。

第四步，2015年2月28日发改委发布通知，通过增量气价下降044元/m³

，存量气价上涨004元/m³

，实现两价并轨。

2013年起区分存量气及增量气，其中增量气气价参照两广试点采用市场净回值法，与可替代能源挂钩。

2011年广东、广西两地推行的天然气定价制度选取上海市场（中心市场）作为计价基准点，以进口燃料油和LPG作为可替代能源品种，并分别按照60%和40%权重加权计算等热值的可替代能源价格，然后以09的系数进行折价。

2013年区分存量气、增量气后，增量气价即参照两广试点方案，以085的折价系数与2012年下半年以来可替代能源价格挂钩。

政府分步调整气价，实现存量气、增量气两价并轨。

发改委于14年8月发布通知，要求非居民存量气最高门站价格提高04元/m³

，将存量气及增量气的最高门站指导价差缩小至048元/m³

。

15年2月通知非居民用存量气价上调004元/m³

，增量气价下调044元/m³

，最终实现两价并轨。

2、国际油价下跌催生增量气价超预期下调

（1）国际原油下跌带动可替代能源进口价下滑，推动此次气价调整

2014年10月以来，国际原油价格大幅下跌，布伦特原油现货价格一度由100美元/桶，下跌至50美元/桶。

受国际油价持续下跌影响，进口LPG和燃料油价格也明显下滑。

假设存量气占比85%，增量气占比15%，2014年9月上调存量气价后，上海最高门站平均指导价约为291元/m³

根据2014年下半年LPG和燃料油进口均价以及挂钩价格公式测算的价格为287元/m³

，我们的计算同此次价格调

整后的288（上海门站基本一致）。

所以我们的推算以及85%的存量气占比假设也基本合理。

（2）增量气超预期大幅下调，存量气微幅上调，天然气门站价整体下调

最新一轮调价，国家并未延续此前的单一调高存量气价的做法，而是采取存量气、增量气价相向调整的模式实现并轨。

并轨后全国平均门站价为2505元/m³

，较并轨前的两气加权平均价254元/m³

实现了下调（假设增量气占15%，存量气占85%）。

其中增量气大幅下调044元/方超出了市场预期的03元/方，将有效刺激新增天然气用户需求。

注：

图中气价均为全国最高门站指导价的平均价格

两种机制下气价均将下行

此次天然气价格调整并没有明确并轨后的价格调整机制是否有变化，我们认为未来的调价政策有两个极端：

1）继续维持原有调价策略（绑定油价），2）完全放开市场化定价。

我们接下来将依据两个极端情况来判断未来气价趋势。

1、若维持原有调价机制门站价仍有下行空间

目前政府和行业对天然气价格是否继续绑定油价还存在争议，我们认为是否延续之前的调价机制是存在变数的。

如果还是按照之前的调价机制，那么接下来天然气的降价空间可能会更大。

国际原油价格若维持相对低位，天然气门站指导价仍有明显下调空间。

我们假设15年上半年Brent油价均价为70美金/桶（比较乐观），对LPG和燃料油进口均价预期进行相应幅度的调整，按发改委挂钩价格公式测算的上海门站价（含税）约为228元/m³

相对

于按照14年下半年调整后的288元/m³

，存在060元的下调空间。

当然政府可能还会考虑中石油以及非常规气的利益，所以060元的测算值应该会有一定程度上的折扣。

2、若推行市场化机制供给宽松将推动气价下行

天然气供应来源主要有三个，国产天然气，国产非常规天然气，进口管道气及进口LNG。

国内天然气14年产量1302亿方，同比增长112%，我们预计未来几年国产气供给增速有望逐步下移。

接下来我们逐一进行分析。

（1）进口LNG贸易放开，进口利差丰厚将促进口LNG规模快速增长

截至2014年底，国内投入运营的LNG接收站共计13个，合计吞吐能力为3800万吨，折算相当于5168亿方天然气。

但长期以

来，三大油气公司通过控制LNG接收站与输送管网，从而垄断了LNG贸易业务，以至于14年LNG实际进口量仅270亿方，远低于现有5168亿方的接收能力。

但随着LNG进口贸易的放开，已经有越来越多的企业进入到接收码头建设以及LNG贸易中，且目前海外进口LNG的利差丰厚，未来这一市场有望快速成长。

而且按照在建和拟建的码头情况预计，我国LNG接收站规模2015年将接近4700万吨（折合639亿方），2020年将接近12640万吨（折合1719亿方），未来进口LNG潜在空间巨大。

（2）进口管道气随管道逐一修通进口将逐步放量

目前中国管道气进口主要来源于中亚和缅甸，其中14年中国从中亚地区进口气接近300亿方，由此AB线已接近饱和，14年中亚天然气管道C线投产将新增250亿方输气能力，且中亚天然气管道D线也已开工建设，预计20年投产又将新增300亿方能力。

2014年上半年中俄签署《中俄东线供气购销合同》，这标志着中俄天然气东线管路的打通，协议从18年开始供气期限30年，输气量逐年增长至每年380亿m³

；

下半年中俄又签署了《关于沿西线管道从俄罗

斯向中国供应天然气的框架协议》，规模未定，但乌克兰危机后中俄能源战略合作开启了中国天然气管道气进口的巨大市场空间。

（3）非常规天然气开发潜力巨大，煤层气页岩气开发进入商业化，将成为天然气开发的有效补充

我国埋藏深度浅于2000米的煤层气资源量为3681万亿m³

，居世界第三位，埋藏深度3000米以浅的煤层气资源量为552万亿m³

2013年，全国累计探明地质储量约为575377亿m³

我国煤层气产量稳步增长，过去五年CAGR达到15%。

2014年我国煤层气抽采量预计达到152亿m³

，同比增长10%，其中地面抽采量36亿m³

，矿井抽采量116亿m³

我国页岩气储量全球第一，中石化涪陵地区将分两期建成100亿方产能，一期将在2015年底前建成50亿方，二期将在2017年底前建成50亿方。

虽然增量气下调一定程度

抑制了非常规气的开发，但我们相信随着技术进步和市场放开，成本逐步下移，非常规气仍是有效补充。

最后我们用数字来说明为什么未来几年供应宽松。

我们假设15年天然气消费增速受增量气大幅调价影响增速略有回升（从14年

74%回升至8%，并不算激进），国内产量我们假设15年后增速放缓（从14年112%降至9%，比较合理），进口管道气受益中亚C线投产有所增加，出口量假设基本不变，那么我们通过平衡关系推

算出LNG进口量竟然比14年还低，这与我们当下LNG进口价差诱人和交易市场放开的大环境非常不符，若假设15年LNG进口继续维持14年10%左右增速的话将达到300亿方，那么多出来的LNG进口将必然导致供应宽松，未来几年可以如此类推，结论是相似的。

如果我们的结论是正确的，那么未来需求会被持续刺激，天然气板块的拐点就在当下。

放开直供气成立上海交易中心

（1）直供气放开和上海油气交易中心成为深化价改的新举措

价格并轨并不是价改的结束而是开始，全面价格的市场化交易才是最终的目标。

放开直供气定价和交易中心是深化价改的新举措。

直供气是指用气户直接向上游天然气供应商购买天然气，用于生产或消费，而不再对外转售。

根据发改委官方表述未来直供气量

将进入上海交易中心进行交易。

直供用气门站价格市场化交易，可为全面放开非居民用气价格积累经验。

（2）上游气源供给多元化有助于打破行业垄断，为开展直供气试点提供基础

一方面，天然气属于可替代性强的能源产品，易与其他能源形成竞争；

另一方面，海上LNG贸易以及煤制气、煤层气等非常规天然气的产能逐步增加，上游气源已形成多元化供给。

可竞争性和供给多元化有助于破除天然气领域长期的单一垄断格局，为直供气价格市场化提供了交易基础，也为天然气运营商进一步涉入上游资源领域提供了良好的市场化机制。

（3）建立天然气交易中心可打造多样化天然气交易模式，为价格市场化提供工具和平台

2014年底上海市政府批准组建上海石油天然气交易中心，开展天然气、非常规天然气、LPG、石油等能源品种的现货交易。

我国现行的天然气贸易方式以长期合同为主。

而天然气供需受到可替代能源价格、季节变化等多种因素的影响。

建立该油气交易中心，可将天然气贸易方式转变为中短期合同、现货交易等多样化的交易模式，解决用气、调峰等多重交易需求。

市场化的推进有助于有区域优势的企业进一步扩大利差，有助于燃气公司打破垄断进入上游领域（LNG贸易、非常规气等），例如金鸿能源有望借助国储开展LNG贸易，国新能源地处山西具备煤层气资源优势，深圳燃气参股大鹏LNG项目开展海外贸易等等。

下面具体展开盈利能力讨论。

三重利好助盈利性进入扩张周期

三重利好助推行业进入利差扩张的顺周期：

燃气板块普遍高负债率，降息周期有利于降低财务费用

铺设管网是资本密集型的，只有铺好了管网，后续才会有用气量的不断增长换来现金流的回报，所以燃气是个高杠杆行业，大多数公司资产负债率在60%附近，国新能源负债率82%，对降息弹性最大，周末央行全面降息对于燃气板块也是利好。

市场化改革破除垄断，有助于优势企业攫取垄断利润获得利差扩大的机会

在未来降价周期中，大用户直供利好区域具备较强话语权的企业，区域垄断优势的企业同大用户的价格谈判能力强，可以在降价周期中获得跟多溢价机会。

另外，市场化改革使得上游准入放开，

中游燃气运营商获得了进入非常规气以及海外贸易的机会，可以更为有效地扩大盈利空间。

利用率提升将推动利差扩大

过去几年资本开支快速攀升快于气量增长，导致行业产能利用率普遍低下，未来资本开支增速有望下降，利用率提升将推动利差扩大。

由下图可以看出，整个行业内由于过去几年管网超前建设，目前行业内各公司产能利用率都偏低，从下图可看出行业资本开支增速拐点在12年已经显现，未来随着销售气量不断提升产能利用率有望快速提升，高额的折旧将被逐步摊低，带动利差扩大。

对标港股，A股具较大估值修复弹性

我们认为港股的燃气板块是相比A股交易时间更久且更为成熟的，所以我们分析比较了港股燃气板块的历史估值情况，我们得出如下结论：

1、过去几年板块PE估值波动范围在25倍至50倍之间，表明整个板块在香港相对成熟的市场中始终备受青睐。

2、新奥能源、天津津燃在13年突破40倍，14年达到了50倍，中国燃气也在13年突破了35倍。

业绩增长较快的公司或阶段，以及具备增长潜力的公司可以享受明显的高估值。

3、即使是增长较慢的年代（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，可见稳定现金流的公司。

沪港通之后当前AH股平均溢价率高达80%，基本上所有板块A股都享受了相对H股的溢价，我们相信随着未来气价改革的推进，A股燃气板块有望参照过去几年港股的估值迎来大幅修复，业绩弹性较大（工业用户占比大）且增速较快（年均超过50%以上增长）的国新能源、金鸿能源完全有理由和港股接轨突破40倍，进军50倍，板块内深圳燃气、陕天然气等增速较慢，弹性一般的白马股也有望恢复至30-35倍的平均估值水平。

行业喜迎需求、盈利、估值三重弹性

并轨气价下调幅度超预期，挂购可替代能源进口价15年仍有大幅下调空间。

市场普遍预计增量气下降03元，存量气上升018元，但实际调整增量气下调044元，而存量气上调幅度仅为004元，整体加权气价下降幅度超出市场预期。

考虑原油价格仍将处于相对低位，LPG、燃料油价格也大幅下行，如维持现有调价机制，我们核算门站价在15年仍有最高060元/m³

的下调空间。

海上LNG贸易及进口管道气放量，市场化趋势下供给宽松将推动天然气价格步入中期下降通道。

以现有LNG码头的吞吐能力核算，15年LNG进口能力将达600多亿方。

中亚管道D线及17年俄气东输合计将为进口管道气带来700亿方以上的增量。

同时，国内页岩气、煤层气及煤制气等非常规气源逐步可实现商业化利用，国内天然气供应将逐步宽松，如果完全推行市场化那么供给宽松也将

推动气价逐步下行，气价下行将不断刺激天然气需求增速的提升，利好整个燃气板块，尤其是工商业客户占比高的企业。

发改委放开直供气门站价格市场化试点，成立上海石油天然气交易中心，气价市场化进一步深化，有助于破除垄断推动产业链利润再分配。

2014年底上海市政府批准组建上海石油天然气交易中心，直供用户用气量将进入交易中心交易。

交易中心将可提供长期、中短期合同已经现货交易等多样化的交易产品，为进一步深化气价市场化提供平台基础。

行业进入利差扩张的顺周期，三重利好提升未来板块盈利能力。

1）燃气板块整体负债率高于60%，降息周期利好高杠杆行业降低财务费用2）市场化改革破除垄断推动产业链利润再分配，燃气公司有望进入产业链上下游获取跟多附加值3）行业产能利用率极低，资本开支增速拐点已现，未来产能利用率逐步提高折旧有望不断摊低。

对标港股历史，A股燃气板块具备较大的估值修复空间。

港股燃气板块过去几年行业估值波动区间在25-50倍，业绩增长较快的公司或阶段可以享受明显的40-50倍的高估值。

沪港通后当前AH股平均溢价率高达80%，基本上所有板块A股都享受了相对H股的

溢价，当前A股燃气板块处于25-30倍之间，我们相信随着未来气价改革的推进，A股燃气板块有望迎来估值的大幅修复。

选股逻辑：

遵循4条标准，工商业用户占比高（非居民气价下调弹性大），市场化过程中获取上游垄断利润的能力优势（LNG贸易、非常规气等），区域垄断优势（受益大用户直供气，谈判能力强），高增速带来高估值弹性（对标新奥能源50倍估值），依据以上4条逻辑，我们依次推荐国新能源（全能冠军）、金鸿能源（弹性冠军）、深圳燃气（估值最低）、陕天然气（中庸之道）、重庆燃气（次新股）。