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燃气行业分析报告
2016年燃气行业分析报告
2016年9月
目录
一、价格改革:
两价并轨开启市场化之路3
1、天然气价格分步调整,15年最终实现并轨3
2、国际油价下跌催生增量气价超预期下调5
(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6
(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7
二、价格趋势:
两种机制下气价均将下行8
1、若维持原有调价机制门站价仍有下行空间8
2、若推行市场化机制供给宽松将推动气价下行9
(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9
(2)进口管道气随管道逐一修通进口将逐步放量11
(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12
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
一、价格改革:
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
二、价格趋势:
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
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。
3、价改深化:
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
(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。
4、盈利能力:
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:
(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
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。
(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
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。
(3)产能利用率:
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。
5、估值对比:
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。
6、投资思路:
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
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)。
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