天然气行业分析报告.docx
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天然气行业分析报告
2016年天然气行业分析报告
2016年3月
目录
一、天然气:
低碳发展的有力抓手4
二、脚踏实地:
产业链下的利益格局7
1、上游:
国内三分天下,国际议价能力不足7
(1)国产天然气高度垄断7
(2)进口天然气依赖度较高,议价能力不足9
2、中游:
输销合一模式加速纵向一体化12
3、下游:
消费结构改善,兼并收购促进产业整合13
(1)终端销售价格交叉补贴13
(2)兼并收购将是未来产业整合的主要方式14
(3)消费结构调整:
工业为主,生活、交通用气量快速增长16
三、仰望星空:
市场化改革催生产业链变局18
1、价改实现市场化定价机制18
(1)下游企业直接受益门站价格下调18
(2)居民用气价格引入联动机制,交叉补贴或扭转22
(3)上海石油天然气交易中心有望提高国际定价权23
2、民营资本破冰上游,多元主体盘活供给24
(1)新疆油气开采公开招标24
(2)海上LNG进口贸易逐步放开25
四、相关企业简况25
1、国新能源26
2、陕天然气26
3、金鸿能源26
4、大通燃气27
天然气定价机制改革有望提速,参照电改“管住中间、放开两头”的改革思路,出厂环节与销售环节的价格最终将放开,国家只对管输价格进行管制。
在天然气价格下行的周期中,燃气分销企业受益于价格机制改革,成本端价格弹性大于销售端,盈利空间有望提升。
天然气是推动低碳经济的有力抓手。
低碳经济的核心是以低能耗、低排放、低污染的经济模式实现对能源的高效利用,提升清洁能源的利用比重,从而实现GDP的绿色发展。
《能源发展战略行动计划》提出2020年煤炭消费比重降至62%以内,天然气消费比重提高到10%以上。
截至2014年,煤炭消费占比已降至66%,尚有4个百分点的下降要求;天然气消费占比已达5.6%,还需提升4.4个百分点。
脚踏实地:
产业链下的利益格局。
天然气产业可分为上游生产、中游输送及下游分销三个环节。
上游中石油、中石化、中海油对国产天然气高度垄断。
我国天然气对外依存度较高,但在国际市场由于缺乏议价能力导致进口LNG价格高企。
中游管输呈现出三巨头和若干省域天然气管输企业同时存在的竞争格局,纵向一体化趋势明显。
下游城燃市场跑马圈地阶段已经结束,基本形成国有燃气企业、外资燃气企业、民营燃气企业“三足鼎立”,地方割据与跨区域经营并存的局面。
由于城市管网具有特许经营性质,兼并收购是燃气公司异地扩展与跨地区经营的有效手段。
从消费结构来看,工业用气占据主导地位,近年来生活、交通用气量增长速度较快。
仰望星空:
市场化改革催生产业链变局。
经历了数次改革之后,市场化定价机制不断完善。
当前国际原油价格深度下跌,在市场净回值定价机制下城市燃气分销企业将受益气价下行。
短期来看,由于终端价格相比门站价格敏感性较弱,并且价格调整存在一定滞后,因此城市燃气分销企业的盈利空间将有所提升。
中长期看,市场化机制下民营资本进入天然气产业上游,多元投资主体将盘活供给端,同时下游用户受益于使用成本降低将提高天然气需求,因此天然气消费量将迎来快速增长期。
中下游企业将充分享受消费量增长所带来的收益。
一、天然气:
低碳发展的有力抓手
以传统化石能源为主的经济发展模式带来的环境问题日益严重,低碳经济已经成为世界各国的共识。
低碳经济的核心是以低能耗、低排放、低污染的经济模式实现对能源的高效利用,提升清洁能源的利用比重,从而实现GDP的绿色发展。
天然气是当前三大支柱能源之一,是一种清洁能源。
由于资源丰富、热利用效率高,燃烧后的污染物排放量比煤炭、石油低得多,因而受到世界各国政府的重视,成为发展前景最好的化石能源,其主要用于城市燃气、工业燃料、天然气发电和天然气化工。
能源结构调整是实现低碳经济的必经之路,一方面技术进步、政策机制推动将带动非化石能源的应用。
另一方面化石能源消费结构调整更是重中之重。
《能源发展战略行动计划》提出2020年煤炭消费比重降至62%以内,天然气消费比重提高到10%以上。
截至2014年,煤炭消费占比已降至66%,尚有4个百分点的下降要求;天然气消费占比已达5.6%,还需提升4.4个百分点。
推进天然气消费对煤炭的替代,是实现化石能源消费碳减排的最佳选择。
从各种化石能源的单位热值含碳量数据比较可见,原煤、原油和天然气分别为26.37、20.1和15.3吨碳/万亿焦耳,相同发热量的天然气含碳量低于原煤42%。
数据来源:
中国合同能源管理网(说明:
低位发热量等于29307千焦的燃料为1千克标准煤;“二氧化碳排放系数”计算方法:
以“原煤”为例1.9003=20908*0.000000001*26.37*0.94*1000*3.66667)
天然气产业可分为上游生产、中游输送及下游分销三个环节。
上游生产主要包括天然气开采、净化,某些情况下也进一步进行压缩或液化加工。
中游输送是将天然气由加工厂或净化厂送往下游分销商经营的指定输送点(一般为长距离输送),下游分销指向终端用户提供天然气。
二、脚踏实地:
产业链下的利益格局
1、上游:
国内三分天下,国际议价能力不足
上游开采/进口环节由中石油、中石化、中海油三家央企三分天下,形成寡头垄断的格局,其中中石油占据主导地位。
按照产量口径,2014年上游生产环节的CR3已达到81%,其中中石油在天然气生产领域的市场占有率达到了64%。
(1)国产天然气高度垄断
近年来国内天然气产量增速保持稳定,2006-2014年复合增速达10.5%。
2014年实现产量1345亿立方米。
以下三个方面促进了国产气产量的增加:
(1)“十五”期间,国内建设了西气东输管道干线、实施海气登陆管道工程,促进天然气上下游协调发展。
(2)1998年重组改制促进了三大石油公司的快速发展。
(3)在全国形成了四川、鄂尔多斯、塔里木和海域4个累计探明储量在万亿立方米以上,年产量100亿方以上的天然气生产基地。
总体来说,目前我国已经建成“西气东输”、“川气东送”以及陕京线系统、忠武线等管道为骨干,兰银线、淮武线、冀宁线为联络线的国家级天然气基干管网。
天然气管网已将四川、长庆、塔里木和青海四大气区以及中亚地区天然气与国内主要消费市场连接起来。
(2)进口天然气依赖度较高,议价能力不足
2015年我国进口天然气616.7亿立方米,约为2008年进口量的13.3倍。
2010年以来虽然天然气消费增速逐渐放缓,但进口量上升较快,2015年对外依存度达33%,进口天然气已经成为国内天然气供应的重要组成部分。
进口海上LNG始于2006年5月广东深圳LNG接收站的正式建成投产。
2015年进口LNG1965万吨,海上气进口来自周边亚太地区,主要的进口国包括:
澳大利亚、卡塔尔、印度尼西亚、马来西亚、也门。
我国进口LNG价格挂钩于日本天然气进口价格,而日本进口气价在国际气价中居于高位,我国进口海上气价格长期高于其他气源,并且与国内天然气价格形成倒挂,导致进口海上气占比逐年降低。
海上气进口量增速放缓导致LNG接收站利用率不足。
2014年我国LNG接收站设计接受能力4930万吨,而同年我国进口LNG1989万吨,进口和自产海上气合计的接收站利用率约62%。
我国进口管道气始于2009年12月中亚天然气管道A线与西气东输二线西段工程的正式建成投产,目前中亚-中国、中缅、中俄管道构成进口管道气三大渠道。
进口管道气气源和价格较为稳定,近年来进口管道天然气增速放缓,2015年进口管道气2297万吨,同比下降0.2%。
2、中游:
输销合一模式加速纵向一体化
管道公司负责将上游气田生产的天然气、进口LNG通过长输高压管道输送至下游城市门站或直供用户,以门站价格将天然气出售给地方配气公司或大型工业用户。
天然气管道运输具有自然垄断性质,我国天然气长输管道的管输价格由政府物价管理部门制定。
管道公司向用户提供运输加销售的捆绑式服务,门站价格包括上游购气成本和管输费。
天然气长输管道行业利润水平及其变动趋势主要取决于两个方面,一方面是管输费收入的变动,主要取决于管输量以及管输费率水平的变化;另一方面是运营成本的变化,主要包括维护成本、折旧、管理成本。
我国天然气管输行业呈现出三个巨头(中石油、中石化、中海油)和若干省域天然气管输企业同时存在的竞争格局,纵向一体化趋势明显。
一方面三巨头将油气资源优势延伸至管输环节,集天然气采集、长输以及下游化工一体,其中中石油拥有我国绝大部分的天然气长输管网。
另一方面,部分地方国有投资或能源企业垄断省内管道资源,积极获取城市燃气特许经营权,从而形成中下游一体化运营。
3、下游:
消费结构改善,兼并收购促进产业整合
(1)终端销售价格交叉补贴
城镇燃气运营商从上游供应商购买燃气,通过城镇管道、加气站、运输槽车等方式输送,其中管道气经过城市首站、截断、分输、输配等环节向其他分销商、居民、工商业用户等运输天然气。
运营商的接气价格为门站价,销售价格为终端用气价。
终端售价方面,我国终端市场价分为居民用气、工业用气和车用气三类。
其中居民用气受国家政策保护处于低位,工业用气和车用气与门站价格形成联动。
居民用气价格与工业用气、车用气价格之间存在交叉补贴现象。
不同消费部门之间的交叉补贴,对天然气市场价格造成了一定扭曲。
中国居民用户与工业用户天然气零售价格比明显低于世界各主要消费国。
气价是不同用户真实成本的反映,用气量越多气价应越低。
同工业和商业用户相比,居民气的供给成本更高但价格却更低。
我国居民用气属于保障性用气,天然气价格长期低位徘徊容易导致部分用户对资源的过度使用。
北京等地区已经从2016年起已经实施阶梯气价,这将逐步引导社会公众形成节约能源意识,有利于提升能源利用效率。
(2)兼并收购将是未来产业整合的主要方式
2002年住房和城乡建设部颁布《关于加快市政公用行业市场化改革的意见》,引入了多元化的融资渠道,开启了燃气行业多元化投资的局面。
燃气行业固定资产投资的持续增加提升了城镇燃气管网基础设施建设能力。
燃气管网建设在“十一五”期间达到高峰。
其中天然气管道增速领跑,2002-2005年间复合增速达24.5%。
目前我国城市燃气行业的跑马圈地阶段已经结束,基本形成国有燃气企业、外资(港资)燃气企业、民营燃气企业三足鼎立,地方割据与跨区域经营并存的局面。
已形成跨区经营的燃气公司以昆仑燃气、中华煤气、中国燃气、新奥燃气、华润燃气五家为主。
在全国31个省会城市和直辖市中,有16个以地方燃气企业为主,有13个以五大跨区燃气企业经营为主,有2个以其他跨区燃气企业经营为主。
从全国范围来看,我国城燃行业的市场集中程度较低CR3约34%,由于城市管网具有特许经营性质,兼并收购是燃气公司异地扩展与跨地区经营的有效手段。
(3)消费结构调整:
工业为主,生活、交通用气量快速增长
当前,我国天然气主要应用领域包括生活消费用气、交通领域、工业用气(工业燃料、天然气发电以及天然气化工等)。
目前,我国天然气消费结构在不断优化,由工业用气为主导转向生活消费和交通领域的快速增长。
①生活消费用气占比缓慢提高,从90年代的11%-12%提升到2012年的20%。
2000年以前,我国的天然气消费主要集中在工业燃料和天然气化工两个领域,以国家发改委发布《天然气利用政策》将居民用气规定为第一优先顺序为标志,国家对居民用气的支持加码,加之东部城市燃气管网逐渐完善,居民用气消费增速自2000年起保持两位数增速,2007年增速达到顶峰(40%)。
②工业领域:
使用天然气的工业细分领域主要有制造业、电力热力的供应和采掘业。
根据《天然气工业用户用气特征研究》,天然气在生产成本中占比较高的工业行业包括:
玻璃(33%-44%)、天然气发电(60%-70%)、尿素(40%-45%)、二硫化碳(25%-33%)、联碱(30%-32%)。
由此,以上5个领域受天然气价格变动影响较大。
④交通领域:
天然气汽车包括CNG和LNG两类,2010年-2014年间CAGR分别达41.5%和107.1%。
据中国汽车工程学会的统计,截至2014年底,全国CNG汽车保有量约为441万辆,已建成CNG加气站4500座;其中新疆、四川、山东三省区CNG汽车合计216万辆,占全国的49%,CNG加气站1150座,占全国的34%;LNG汽车以其连续行驶里程长,更适合作为城际客车、载重货车。
截至2014年底,全国LNG汽车保有量约为18.4万辆,当年新增5.4万辆;建成投运LNG加注站2500座。
三、仰望星空:
市场化改革催生产业链变局
1、价改实现市场化定价机制
(1)下游企业直接受益门站价格下调
我国天然气价格始于1987年,经历了数次改革之后,市场化定价机制不断完善。
2005年国家发改委决定将天然气出厂价统一改为实行政府指导价。
2011年部分地区试行价格联动,两广试点由成本加成法转变到净回值法,这一模式在2013年推广到全国非居民用气领域,而居民用气则开始逐步推行阶梯气价。
2015年国家发改委又两次推出价改措施,非居民存量气和增量气真正完成并轨,将最高门站价格管理放宽为基准门站价格管理。
与传统“成本加成法”定价机制相比,“市场净回值”定价机制将发改委价格管理环节由出产环节转为门站环节,两种价格形成机制并存:
(1)直供用户(大型工业用户)价格已经完全放开,并且国家引导这部分用户在上海石油天然气交易中心平台进行交易;
(2)转供用户(城市管网运营商)供需双方可以在基准门站价一定范围内自主协商定价,管输价与终端用户价格仍由相关政府部门管理。
基于价改后价格指导环节由出厂价转向门站价,成本加成法改为市场净回值法(门站价-管输费=出厂价)。
门站价格又与可替代能源按一定比例形成挂钩。
在当前国际原油价格低迷的情景下,跌价风险被完全转嫁到上游。
门站价格的下降将从两个阶段为城市管网分销企业带来收益:
第一阶段:
采购成本降低提升下游分销商毛利。
居民用气受国家政策保护长期处低位,而非居民用户(工业用户与商业用户)气价实行价格联动机制,物价主管部门在核定天然气现货采购成本的基础上,每半年对工业和商业用气价格调整一次。
因此,居民用气价格不敏感,而非居民用户则具有较高的价格弹性。
从用户结构来看,非居民用户占比高的企业意味着更高经营弹性。
终端售价与原油价格未形成有效联动机制,终端用户价格敏感性较低,地方物价管理部门对于终端售价调整存在滞后性。
非居民用气门站价格下调短期将提升公司毛利,而非居民用气占比高的公司受益更加显著。
第二阶段:
终端气价下调催生市场增量。
我国天然气在一次能源消费结构中占比5.1%,美国、欧洲等国家天然气比重在30%左右。
随着终端气价的下调,价格优势将进一步提高天然气在能源消耗中的占比,有利公司发展用户,扩大天然气销售市场,增加天然气销售量。
气量增长受企业天然气输送能力的制约,中下游一体化企业更具有竞争优势。
(2)居民用气价格引入联动机制,交叉补贴或扭转
长期以来我国非居民用气价格远高于居民用气价格,随着非居民用气门站价格的下调,非居民用气价格对居民用气价格的交叉补贴逐步减少。
2015年7月,广西省发布《广西居民生活用气阶梯价格暨长输管道天然气最高门站价格与居民生活用气价格联动初步定价听证方案》,方案中居民用气价格将与综合门站价格同步调整,未来居民用气价格将反映真实成本,更加趋于市场化。
(3)上海石油天然气交易中心有望提高国际定价权
2015年7月上海石油天然气交易中心投入试运行,交易模式包括挂牌(协商)和竞价两种,交易气源主要来自放开的直供用户用气、增量用气以及已经市场化定价的液化天然气、煤制气、煤层气、页岩气等。
天然气直供用户可与上游商谈价格,并将这部分气量引入上海石油交易中心,以市场化的价格采购部分天然气,这将以小带大逐步打破垄断,倒逼天然气价格改革。
虽然我国是全球天然气进口大国,但国际天然气市场上的影响力却与之不相匹配,导致进口海上气价格长期高于其他气源。
随着交易主体的增加、特别是境外交易主体的进入,该交易中心作为区域定价中心,有望提高中国在全球市场的定价话语权,完善价格体系。
2、民营资本破冰上游,多元主体盘活供给
(1)新疆油气开采公开招标
国土资源部2015年7月7日发布公告,新疆将作为油气上游改革试点,并首批拿出6个石油天然气勘查区块公开招标。
此次参与投标需满足境内注册,最终绝对控股股东或最终实际控制人为境内主体、净资产10亿元以上的内资公司,不论是国企、民企、石油企业或非石油企业均可参与竞标。
长期以来国内油气产业链上游处于高度垄断的局面,中石油、中石化、中海油三家企业享有上游专营权。
此举标志着以新疆为试点的油气资源上游领域改革正式拉开序幕,有望结束油气上游领域长期以来由国有石油公司专营的局面,开启民营资本进入油气开采行业的破冰之旅。
(2)海上LNG进口贸易逐步放开
2014年2月发改委出台《天然气基础设施建设与运营管理办法》提出鼓励各类资本参与建设天然气基础设施,海上LNG进口及贸易向民企放开。
民企开始自主进口LNG,打破三桶油垄断进口LNG供给的局面,提高LNG接收站的利用率。
自2010年来财政部实施税收政策优惠,即天然气进口环节的增值税按进口天然气价格和国家天然气销售定价的倒挂比例予以返还。
四、相关企业简况
天然气价改未来将提速,参照电改“管住中间、放开两头”的改革思路,出厂环节与销售环节的价格最终将完全放开,国家只对管输价格进行管制。
当前国际原油价格深度下跌,在市场净回值定价机制下城市燃气分销企业将受益气价下行。
从短期来看,由于终端价格相比门站价格敏感性较弱,并且价格调整存在一定滞后性,因此城市燃气分销企业的盈利空间将有所提升。
从长期来看,市场化机制下民营资本进入天然气产业上游,多元投资主体将盘活供给端,同时下游用户受益于使用成本降低将提高天然气需求,因此天然气消费量将迎来快速增长期。
我们维持燃气行业“增持”评级,相关受益标的包括国新能源、陕天然气、金鸿能源、大通燃气等。
1、国新能源
公司在山西省内的燃气业务市场占有率达90%,形成中下游一体化经营模式。
旗下共有65个天然气分输站、8个煤层气并入点和2个焦炉煤气甲烷化工厂,天然气气源供应稳定。
建成长输管线4017公里、城市管网4200公里,纵贯全省。
公司拟投资5.8亿元建设LNG产业链项目,建成后预计年工业产值6亿元。
2、陕天然气
陕西省唯一天然气长输管道运营商,长输管道覆盖陕北和关中大部分地区,在陕西省中游天然气长输业务领域具有区域垄断优势。
气化陕西和治污降霾为公司天然气业务提供增长空间。
3、金鸿能源
2012年公司完成重大资产重组,置入中油金鸿100%的股权。
公司采用中下游一体化的运营模式,拥有28个地区的管道燃气特许经营权。
公司同时还经营环保工程服务业务,在脱硫脱硝、烟气净化等方面提供各类环保工程服务和技术解决方案。
4、大通燃气
公司拟非公开发行7869万股募集资金5.65亿元,收购德阳旌能天然气和罗江县天然气公司各88%股权。
2015年7月公司设立产业投资基金,重点投资城市燃气、LNG、下游分销、油气资源储运和分布式、多联供等领域,未来具有较大的扩张潜力。
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