能源安全分析报告Word文件下载.docx

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潜在大空间将激活12

（1）甲醇汽油应用优势明显12

（2）甲醇汽油试点不断推进13

（3）甲醇汽油潜在空间很大14

4、煤制油和煤制烯烃15

（1）我国煤制油技术全面15

（2）我国烯烃对外依存度高16

（3）煤制烯烃盈利能力可观17

（4）重点企业：

中国神华18

5、煤制天然气：

供需缺口巨大，民用燃料首选19

（1）天然气进口快速增长19

（2）煤制天然气不同工艺盈利对比19

（3）关注大唐发电21

四、非常规油气资源：

页岩气掀起的能源革命22

1、中国页岩气资源储量巨大22

2、政策扶持加速页岩气开发23

3、重点企业24

（1）杰瑞股份：

设备业务依旧强劲，服务业务期待突破25

（2）恒泰艾普：

借力收购实现一体化带来新的成长性26

五、行业风险27

一、中国能源安全之对策

1、我国油气消费进口依赖度过高

从长期趋势看，我国油气资源生产总体上呈稳步增长态势，但油气消费却呈快速增长态势，因此进口原油在消费中的占比在不断提高，而进口天然气在快速上升后有可能出现回调。

总体来看，我国油气能源消费的对外依赖度很高，面临能源安全较大的隐患。

2008年，我国原油及油品合计的进口依存度为56.6%，2012年为63.2%，平均每年增加1.6个百分点。

我国天然气的进口依存度2008年仅为5.99%，2012年为28.2%，呈快速提升态势。

中国石油大学认为国内天然气消费量到2020年将达到4500亿立方米左右，届时我国的天然气自产能力只能满足我国一半的消费量，另一半仍需要进口，到2020年，我国天然气对外依存度有可能达到50%。

2、应对我国能源安全课题的对策

应对我国能源安全问题应采用多管齐下的对策，通过加大海上油气开采，发展煤基替代能源，以及加快非常规油气资源的科研和开发力度等措施，以缓解我国能源对外依存度不断提升的压力。

从时间轴上看，加大海上油气开采效果是立竿见影的；

煤基替代能源经过近年的示范工程建设已经掌握了技术，即将开始大规模推广；

而非常规油气资源的开发还需要在技术和工程上加大投入，估计尚需5~10年才能初步见效。

二、海上油气开采是重要的承接

1、全球将依赖海上油气开采贡献新的增量

全球石油的产量增长阶段经历了大致三个阶段，1950-1980年为陆上常规油气为主，1980-2015年海上常规油气为主，进入20世纪深海油气的增量也在加大。

再往后陆上非常规油气的开采也将呈现强劲势头。

2、中国海上油气产量呈逐年递增态势

“十一五”中海油油气产量的增速为16.3%，根据其发展战略，“十二五”期间将保持6-10%的产量复合增速。

2011年中海油日均产量为90.9万桶油当量/天，如果按照年均复合增速8%的中性估计，2015年应达到123.7万桶油当量/天，预计2013-2015年油气产量的增速分别为1.75%、14.94%、12.85%，即十二五中后期中海油的油气产量将呈加速增长态势。

3、全球油价维持高位，支撑中海油资本开支保持较高增长

中海油的资本支出计划受到全球油价的影响，从历史看，中海油每年的平均销售价格与资本支出走势基本同步，二者表现出较高的相关性，2001-2010年，中海油资本支出的年均复合增速为27.9%，平均销售油价增速为10.7%。

4、中海油服与海油工程关联交易收入占比基本稳定

2004-2012年，中海油服与中海油关联交易占比均值为63%，海油工程与中海油关联交易占比均值为77%，尽管个别年份有所波动，总体占比基本稳定。

我们估计短期内不会出现太大变化，长期看随着两家公司海外业务的增长，这一比例有可能逐步下降。

中海油服与海油工程

中期业绩大幅增长，南海油气开发精彩纷呈

2013年中期业绩预计增幅在250%以上。

大幅超出市场预期。

荔湾3-1中心组块成功安装，拉开南海深水油气的大幕。

中海油实际上有一个南海开发战略，从浅水、中水、深水逐步推进，未来工程量巨大，仅2012年对外招标区块合计就相当于三个渤海。

近年来海外业务拓展顺利，品牌效应渐显，订单形势（深水平台、海底管汇、陆地处理设施的百亿元大单）值得期待。

国内海上工程设施设计、建造、运输、安装一体化，积累的竞争优势一般企业难以企及，行业垄断地位无可替代。

估值最低，产业链完整，综合实力最强

2013年中期中海油服实现营业收入127亿元，同比增长23.9%，净利润31.8亿元，同比增长32.6%，每股收益0.71元。

业绩好于我们预计。

钻井、油田技术服务、船舶运输、物探和工程勘察四大板块分别实现营业收入70.3、27.2、16.4、13.2亿元，同比分别增长31%、25.9%、13.4%、2.6%。

其中钻井业务的增速高于预期，主要是钻井装备规模扩大同时平台保持高使用率，物探业务略低于预期，油服和运输大致在正常区间波动。

综合起来主营业务收入与预测值相差不大。

结合中报情况，我们把四大业务收入增幅分别调整为30%、22%、13%、5%。

钻井、油田技术服务、船舶、物探勘察的毛利率分别为42.9%、16.5%、21.4%、23.1%，其中钻井业务毛利率同比提高1个百分点，油服、船舶、物探则分别下降4.5、3.8、9.2个百分点，综合毛利率为32.4%，同比略降1.5个百分点，降幅低于预期。

我们估计2013全年综合毛利率约为31.2%。

公司近日公告挪威税务争议最近达成和解协议，应补交税款为1.81亿元人民币，2012年公司已就该事项计提所得税费用折合人民币1.9亿元，我们认为这一结果令人满意。

2013中期公司海外收入为44.1亿元，同比增长39.4%，占公司总收入的34.7%。

公司的品牌影响力在国际市场得到不断提升，期内共收到来自全球油田服务项目招标邀请200余项。

中海油服在油服板块中PE估值最便宜，公司的国内海上油服产业链最为完整，海外业务布局架构相对完整，海外收购整合实力最强，国内油服板块综合实力最强。

三、发展煤基替代能源，发扬资源禀赋优势

1、我国贫油少气富煤的资源禀赋

煤炭占我国能源消费结构的比重高达70%，远高于全球平均30%的水平，而石油、天然气分别占18%和4%。

这种能源消费结构从根本上讲是由中国贫油少气富煤的资源禀赋所决定的。

2、发展煤基替代能源正当时

煤基替代能源以生产洁净能源和可替代石油化工产品为主，如煤制甲醇、煤制二甲醚、煤制油、煤制烯烃、煤制天然气等。

2012年4月以来，煤价出现比较大幅度的回落，特别是国内煤价，截止目前，国际、国内煤价跌幅分别为27%和32%，国际油价则基本维持稳定，国内煤炭相对于石油的比价效应增强，因此，发展煤基替代能源正当时。

潜在大空间将激活

（1）甲醇汽油应用优势明显

甲醇是液体燃料，其储运、分配、携带、使用都和汽油、柴油一样方便。

甲醇作为替代能源具有很多优点。

首先，因为甲醇的来源广泛，其中煤制甲醇更具重大意义，尤其对含硫量高、不易民用或工业用的煤，也不影响生产甲醇。

从煤中制取甲醇，也可在多种可点燃物质中提取混合醇，再将甲醇作为燃料代替汽油，等于汽车烧煤。

其次，甲醇汽油含氧量高，燃烧充分，能有效地降低和减少有害气体的排放，按照国家标准，碳氧化合物下降98.9%，碳氢化合物下降88.11%，达到欧III标准，部分指标达到欧IV标准，有利于环境保护，故有绿色环保燃料之称。

第三，因为甲醇汽油的燃烧特性，能有效地消除燃烧系统各部位的积炭，避免了因积炭的形成而引起动力下降、燃烧不充分等现象，且可降低各工况排气温度，有利于降低零部件热负荷，延长发动机部件的使用寿命。

第四，因为甲醇汽油中的甲醇是一种性能优良的溶剂，能有效地消除油箱及油路系统中杂质的沉淀和凝结，有良好的油路疏通作用，减少为清洁疏通油路而购买的如油路通、燃油精等添加剂的费用开支。

第五，因为使用甲醇汽油无论是电喷式和化油器式的任何一款汽油发动机，无须作任何改造即可正常使用。

第六，因为甲醇汽油辛烷值高，动力强，适用于高压缩比发动机，可提高发动机的效率。

甲醇汽油由基础汽油、甲醇及添加剂组成。

甲醇汽油的技术关键核心是添加剂的技术水平和质量控制。

甲醇汽油添加剂的技术含量，是决定调配甲醇汽油品质优良的灵魂。

（2）甲醇汽油试点不断推进

2009年4月8日，国家质检总局和国标委联合发布国家标准GB/T23510-2009<

车用燃料甲醇>

，2009年11月1日实施。

2009年5月18日，国家质检总局和国标委联合发布国家标准GB/T23799-2009《车用甲醇汽油M85》，同年12月1日实施。

2010年12月，工信部决定在山西、陕西、上海开展高比例甲醇汽油车试点推广工作。

2012年3月，工信部将山西，陕西，上海三地列入高比例甲醇汽油M85，M100试点城市。

指定上海华普、奇瑞、一汽靖烨为高比例甲醇汽油车生产企业，计划在上海、陕西和山西启动M85和M100甲醇汽油试点，试点阶段将持续到2013年。

此举意味着甲醇汽油已进入发展的新时代。

目前普遍使用的M15国标出台一再延迟，只有各个地方标准。

低比例甲醇汽油M15试点城市：

目前山西、新疆、辽宁、四川、浙江、陕西、黑龙江、福建、江苏、甘肃、贵州、河北等12个省份已出台地方标准，全面或试点推广甲醇燃料。

（3）甲醇汽油潜在空间很大

甲醇汽油潜在应用空间很大，主要原因是甲醇价格相对于汽油价格明显偏低，甲醇汽油的优势主要就是通过低成本的甲醇替代高成本的汽油，1吨M15甲醇汽油成本粗略计算就是汽油价格*（100%-15%）+甲醇价格*15%，M15及以下不用改造发动机。

M25以上稍加改动。

M100需改造发动机，但技术上没难点，已有成熟机型。

甲醇的热值为1916MJ/kg,仅为汽油热值（43150MJ/kg）的45%。

因此，使用甲醇汽油后,发动机的油耗随甲醇掺入量的增加而增加。

使用M10甲醇汽油时，油耗增加仅约5%。

2011年用于甲醇汽油甲醇消费量接近570万吨，2012年的实际使用量超过了650万吨，已经超过了甲醇表观消费量的20%，甲醇汽油在产及规划项目产可达千万吨以上。

预计到2015年预计全国汽油销量将达到10000万吨/年,若全部采用M15甲醇汽油进行替代,则对于甲醇的需求量将高达1500万吨，将显著改善我国甲醇行业的供需态势。

（4）受益企业

上市公司中具备较大甲醇产能的有广汇能源、远兴能源、威远生化等。

广汇能源哈密煤化工项目具有120万吨甲醇产能，煤炭能够自己配套，但是2013年4月6日发生燃爆引起火灾事故，装臵到今年7月份才恢复试生产。

远兴能源拥有134万吨甲醇产能，但是生产甲醇的原料为天然气，今年7月10日国家开始将天然气平均价格提高0.26元/立方米，对公司的盈利将造成影响。

长期看，天然气的涨价趋势将不可逆转，对公司成本产生压力。

威远生化2013年7月完成了煤炭和甲醇资产的注入。

目前拥有60万吨甲醇产能，在建60万吨，生产甲醇的煤炭也是内部配套，因此，盈利能力较强，2013年中报显示，甲醇的毛利率高达35.98%。

4、煤制油和煤制烯烃

（1）我国煤制油技术全面

煤制油在实质上是煤的液化，以煤炭为原料生产液体燃料和化工原料，主要有两种技术路线，直接液化和间接液化。

我国从20世纪50年代就进行了间接液化技术的开发研究。

自上世纪80年代开始，中国科学院在技术上已有所突破，“十五”期间研制出工业级煤基合成油工艺软件包。

在直接液化技术上，煤炭科学研究总院成功地完成了技术开发和工程试验。

尽管煤制油技术已经研发多年，但国内现仍处于起步和示范阶段。

从目前获批的煤制油项目来看，既有直接液化技术，也有间接液化技术，并且均进入试生产阶段，可以说，我国是目前煤制油技术最全面的国家。

神化集团鄂尔多斯108万吨直接液化制油示范工程于2008年12月一次投料试车成功，2012年生产油品86万吨，示范装臵通过运行已经证明了其经济性，成本仍然存在进一步下降的空间。

（2）我国烯烃对外依存度高

乙烯和丙烯是现代化学工业的基础，是最重要的中间体原料。

从全球范围来看，烯烃工业发展重心正向亚太和中东地区转移，这部分地区新增产能规模较大，预计2015年，两地区的烯烃产能占全球的比例将分别升至30.7%和15.6%。

中东地区和我国周边国家乙烯产能总体供过于求，目标市场以中国为主。

中东地区烯烃原料75%是油田伴生的轻烃资源，价格低廉，成本优势明显。

我国乙烯原料以石脑油为主，约占65%，加氢尾油及轻柴油约16%，轻烃不足10%；

我国丙烯的制取大多是作为乙烯或其他化工制品的副产品而得，主要来乙烯裂解装臵和炼厂催化裂化、裂解装臵。

丙烯行业市场贸易量较小，通常是以衍生品的形式流通，其物化性质是流通不便的一个重要因素，此外，由于国内丙烯生产装臵基本集中在中石油和中石化两家企业中，它们均有配臵与丙烯产能相当的下游加工装臵，较少有丙烯可以外供，因此许多下游企业所需丙烯单体需要从国外进口。

根据《烯烃工业“十二五”发展规划》，预计2015年，我国乙烯当量需求量约3800万吨，年均增长率5.1%；

丙烯当量需求量约2800万吨，年均增长率5.4%。

而届时，乙烯产量约为2430万吨，丙烯产量约为2160万吨，当量缺口为乙烯1370万吨，丙烯640万吨，缺口较2010年略有收窄，但仍然需要寻求国外进口的弥补。

（3）煤制烯烃盈利能力可观

目前，我国煤制烯烃属于起步阶段，在烯烃产量中占比很小，但三套示范工程已经先后建成并相继投入运行。

神华包头DMTO项目于2010年8月投料试车成功，产出合格聚烯烃产品，并已进入商业化运行阶段。

2011年当年即累计生产聚烯烃产品50万吨，营业收入56.4亿元，实现利润近10亿元。

2012年上半年，实现销售收入31亿元、利润6亿元。

显然，煤制烯烃的经济性是煤基替代能源中最显著的。

中国神华

目前，鄂尔多斯108万吨/年直接液化煤制油项目和包头60万吨/年煤制烯烃项目均在神华集团，公司收购集团煤化工资产的预期强烈。

同时，受煤炭价格下跌影响，煤炭业务盈利有所下滑。

但是，发电业务盈利提升，2013年上半年发电量增长14.9%，对冲煤炭业务下滑。

公司煤电路港运一体化的模式是内生的减震器，能够穿越行业调整周期。

供需缺口巨大，民用燃料首选

（1）天然气进口快速增长

2012年，我国进口天然气426立方米，其中LNG206亿立方米，管道进口221亿立方米。

进口依存度达到28.2%。

预计到2015年，我国天然气产量有望达到1850亿立方米，需求量达2600亿立方米，而供需缺口为750亿立方米，这为煤制天然气留下广阔的发展空间。

（2）煤制天然气不同工艺盈利对比

由于不同地区煤资源禀赋不同，所采取的生产工艺和成本也不尽相同。

假设在新疆或内蒙古东部地区，以40亿立方米的煤制天然气项目为例，采用碎煤固定床加压气化工艺，原料煤、燃料煤均可采用廉价的褐煤，扣除副产品收入后的天然气生产成本（不含三项费用等其他费用）关系如下图所示。

当原材料褐煤取市场价格为210元/吨时，对应天然气生产成本为1.267元/立方米；

当原材料褐煤取生产成本150元/吨时，对应天然气生产成本为0.955元/立方米；

煤炭企业较无矿产资源的一般企业有0.312元/立方米的成本优势。

假设在蒙西或陕西等地区，以16亿立方米的煤制天然气项目为例，采用水煤浆气化工艺，原料煤为长焰煤，燃料煤可用煤矸石（假设50元/吨），扣除副产品收入后的天然气生产成本（不含三项费用等其他费用）关系如下图所示。

当原料煤取市场价格450元/吨左右时，对应天然气生产成本为1.985元/立方米；

当原料煤取生产成本240元/吨左右时，对应天然气生产成本为1.432元/立方米；

煤炭企业较无矿产资源的一般企业有0.553元/立方米的成本优势。

我国从中亚地区进口气到岸均价约为2.2-2.5元/立方米，而发改委公布的基准价，长庆油田城市燃气（工业）基准价为1.4元/立方米，新疆各油田城市燃气（工业）基准价为1.19元/立方米，西气东输城市燃气（工业）基准价为1.19元/立方米。

由前面的成本分析可看出，煤制天然气较中亚进口天然气更有优势，但是较国内基准价而言，若想盈利，仅新疆或蒙东地区以褐煤为原料，碎煤固定床加压气化工艺较为可行，毛利率最高可达20%-27%（售价最高可在基准价的基础上上浮10%），但并不排除国家对其进行补贴的可能。

（3）关注大唐发电

公司的煤制天然气项目有两个：

克旗40亿方煤制气项目和阜新40亿方煤制气项目，克旗煤制气项目的股权为51%，阜新煤制气项目股权为90%。

另外，公司在多伦有50万吨甲醇制丙烯项目。

克旗煤制天然气项目一期装臵于2012年7月28日顺利产出合格天然气。

阜新煤制天然气项目仍然在建。

该项目以劣质褐煤为原料，开创了利用劣质褐煤生产高附加值煤基烯烃、煤制天然气产品的先河。

克旗煤制天然气项目的目标市场为北京，由于北京开始大力推进四大燃气中心的建设，气代煤的趋势明显，因此，需求有保障。

该项目有望在下半年正式投运。

同时，由于电煤价格持续下跌，公司发电业务的盈利显著提升，2013年上半年业绩已经预增70~80%。

页岩气掀起的能源革命

1、中国页岩气资源储量巨大

天然气是清洁能源，中国是一个富煤缺油少气的国家，如果我国页岩气尽快形成工业化开采规模，在很大程度上能化解或者局部缓解我国天然气供应不足，避免对外依存度日益过快增长。

相关数据显示，我国常规天然气探明剩余可采储量3万亿立方米，天然气人均剩余可采储量仅为世界平均水平的7.1%。

国土资源部表示中国陆域页岩气地质资源潜力为134万亿立方米，可采资源潜力为25万亿立方米（不含青藏地区）。

而美国能源信息署（EIA）曾发布报告称，中国页岩气高达1275万亿立方英尺（约合36万亿立方米），为全球第一。

虽然数据相差较为悬殊，但是至少表明了我国拥有丰富的页岩气资源。

我国页岩气开发具备一定基础。

中国南方海相页岩地层可能是页岩气的主要富集地区。

除此之外，松辽、鄂尔多斯、吐哈、准噶尔等陆相沉积盆地的页岩地层也有页岩气富集的基础和条件。

重庆綦江、万盛、南川、武隆、彭水、酉阳、秀山和巫溪等区县是页岩气资源最有利的成矿区带，因此被确定为首批实地勘查工作目标区。

目前国家已批准在资源丰富的四川地区设立国家级页岩气示范区，而鄂尔多斯盆地、辽河东部凹陷等地的页岩气勘探，已经获得重大发现。

2、政策扶持加速页岩气开发

2011年12月30日，国土资源部发布2011年第30号公告，国务院批准页岩气为新的独立矿种，将避免仅有大型企业开采的垄断格局。

页岩气资源向多元投资主体开放将有助于提高国内页岩气开采技术进步，充分调动社会资本对于页岩气的积极性。

今年3月国家能源局发布《页岩气发展规划（2011-2015年）》，计划到2015年探明页岩气地质储量1万亿立方米，可采储量2000亿立方米，年产量65亿立方米，2020年达到600-1000亿立方米，并将配套一系列关于行业发展的财税优惠和补贴政策。

从2011年开始，国土资源部先后两次以招标方式出让页岩气探矿权。

2012年底，国土资源部进行了第二轮页岩气探矿权招投标。

第二轮招标吸引到三大国有油企以及民营企业、地方国企和非油气央企等近百家单位参与角逐。

2012年11月，财政部发布《关于出台页岩气开发利用补贴政策的通知》，财政补贴页岩气每立方米0.4元：

已开发利用的页岩气，企业已安装可以准确计量页岩气开发利用的计量设备，并能准确提供页岩气开发利用量，中央财政对页岩气开采企业给予补贴，2012年—2015年的补贴标准为0.4元/立方米，地方财政可根据当地页岩气开发利用情况对页岩气开发利用给予适当补贴。

国家页岩气“十二五”规划已经明确，“页岩气不同于常规天然气，出厂价格实行市场定价”，这为民企分享行业盛宴奠定了基础。

我国相关政府部门陆续出台了针对页岩气的独立矿种、十二五规划、社会招标、财政补贴等循序渐进的支持政策，美国页岩气开发经验表明政策支持是必不可少的，我国页岩气目前开采成本非常高，按照目前的示范井数据测算，井口气价需要达到4.5-5元/立方米才能够实现盈利，这甚至大大高于我国从中亚进口的天然气或者澳大利亚进口的LNG价格。

此次财政部出台的对页岩气的补贴力度超过了煤层气1倍，如果再加上日后地方政府可能的补贴，开采利用企业实际可能得到的补贴有望达到每立方米0.6元-0.8元，加上随着页岩气开采规模扩大后的单位成本有望快速下降，假如单位成本能够下降50%，那么在井口价达到1.5元/立方米（相当于目前普光气田的井口价，大幅度地低于当前进口的中亚气以及海上进口的LNG价格）以上，就能够实现盈利。

财政补贴对于页岩气商业化运作将起到巨大的推动作用。

3、重点企业

目前全球页岩气开采技术最领先的是美国，我国页岩气开采的地质条件和美国不同，因此，适合中国国情的页岩气开采技术需要加大研发投入，估计5~10年时间才能进入大规模开采阶段。

在整个页岩气产业链中，我们相对看好的是跟勘探、开采提供技术和设备的产品以及服务的企业以及开采化学品制造商，还有就是大规模商业化之后的终端应用时,具备渠道优势的LNG加注站或者拥有天然气管网的公司。

设备业务依旧强劲，服务业务期待突破

公司2013年设备业务订单饱满强势依旧，新产品亮点颇多潜力很大；

海外业务各地有序推进，预计2013年收入占比在40%，这在A股油服板块上市公司中属于较高水平；

油田服务业务渐具规模，压裂泵送和连续油管作业作业队今年将达到24支，正在积极开拓市场；

从产业链的完整和重点发展方向分析，杰瑞股份存在收购油服作业公司的预期，公司具有品牌、文化和规模优势，我们可以静观其成。

2013年上半年公司实现主营业务收入16亿元，同比增长90.67%，归属于母公司股东的净利润4.1亿元，同比增长89.65%，实现每股收益0.69元。

公司先前预计中期业绩增幅为80-110%，业绩符合预期。

借力收购实现一体化带来新的成长性

2013年中期公司将新赛浦、西油联合纳入合并范围，导致公司产品结构新增了石油工程技术服务、测井设备制造及技术服务等业务板块，业务规模也明显扩大，收入同比增长了108.83%。

若不考虑合并范围的变化，2013年上半年同比营业收入增长6.41%，基本稳定。

从上半年主要子公司对净利润贡献来看，以油田特种设备生产为主的新赛浦2343万元，占比为36.98%；

以产品设备集成服务、工程项目承包及技术服务为主的西油联合