天然氣價格改革分析報告

天然氣價格改革分析報告目錄TOC\o"1-4"\h\z\u一、天然氣定價模式 41、國際天然氣井口價主要采用三種定價模式 42、我國天然氣定價改革的歷史進(jìn)程 53、我國天然氣消費(fèi)結(jié)構(gòu)仍有待改善 6（1）目前我國天然氣的下游消費(fèi)主要集中在工業(yè)領(lǐng)域 6（2）以4家大型燃?xì)夤緸榇韽奈⒂^層面進(jìn)行驗證 6（3）從大型燃?xì)夤疚⒂^數(shù)據(jù)看 64、我國現(xiàn)行天然氣價格水平明顯偏低 7（1）出廠價 8（2）門站價 8（3）管輸費(fèi) 9（4）進(jìn)口氣價格 10（5）終端零售價 10①國內(nèi)民用氣平均零售價約為1.86元/方 10②國內(nèi)工業(yè)用氣平均零售價約為2.46元/方 11③我國民用氣價格相對國際水平和工業(yè)氣偏低 125、供給緊張決定了我國天然氣價格上漲的大趨勢 12二、產(chǎn)業(yè)鏈上中下游盈利趨勢 141、產(chǎn)業(yè)鏈對應(yīng)上市公司 142、上游開采高度壟斷：中國石油是上游天然氣資源霸主 143、中游管輸：中國天然氣管道資源仍然相對短缺 16（1）國內(nèi)管道輸氣定價及監(jiān)管 17（2）目前國內(nèi)管道IRR普遍采用國家統(tǒng)一標(biāo)準(zhǔn)—12%，高于OECD平均值 17（3）陜天然氣：陜西省唯一的天然氣長輸管道運(yùn)營商 174、下游：城市燃?xì)狻⒓託庹?、天燃?xì)獍l(fā)電 18（1）下游城市燃?xì)猓喝細(xì)鉂q價是未來增長主要驅(qū)動力 18①未來燃?xì)怃N售業(yè)務(wù)：收入增長+利潤增厚 18②A股主要燃?xì)馍鲜泄境鞘泄艿廊細(xì)鈽I(yè)務(wù) 19（2）下游加氣站：高利潤率的下游銷售業(yè)務(wù) 20①我國加氣站建設(shè)進(jìn)入加速階段 20②車用氣利潤水平明顯高于民用氣，代表性公司為新疆浩源 21（3）天然氣發(fā)電：電價補(bǔ)貼力度有待提高 22（4）LNG：未來有望量價齊升 264、燃?xì)夤艿溃糊堫^公司有望持續(xù)受益 26三、天然氣價改的新趨勢 271、天然氣價改的國際背景 272、天然氣價改及調(diào)價新動向 303、2013年天然氣價改的方向 31四、重點公司簡況 331、光正鋼構(gòu)：加氣站利潤空間廣闊 332、四川美豐：借力中國石化涉足LNG業(yè)務(wù) 343、滄州明珠：受益新型城鎮(zhèn)化的PE燃?xì)夤艿例堫^ 35一、天然氣定價模式1、國際天然氣井口價主要采用三種定價模式各國天然氣定價機(jī)制的差異主要體現(xiàn)在上游的井口價部分，主要有氣對氣競爭、油價掛鉤和監(jiān)管三種模式。我國在2007年前采用的是社會和政治監(jiān)管機(jī)制，目前則采用了服務(wù)成本監(jiān)管機(jī)制。2、我國天然氣定價改革的歷史進(jìn)程2011年12月26日，我國正式在兩廣地區(qū)推行天然氣價改試點，揭開天然氣價改序幕。市場凈回值法：上海市場（中心市場）作為計價基準(zhǔn)點；可替代能源：進(jìn)口燃料油和LPG權(quán)重分別為60%和40%；折價系數(shù)為0.9；最高門站價：按2010年燃料油和液化石油氣進(jìn)口價格，廣東和廣西分別為2.74元/方和2.57元/方。用2010年全國進(jìn)口均價測算的上海門站價為2.54元/方（按公布數(shù)據(jù)推算為2.06元/方，用2012年數(shù)據(jù)測算為3.25元/方）。3、我國天然氣消費(fèi)結(jié)構(gòu)仍有待改善（1）目前我國天然氣的下游消費(fèi)主要集中在工業(yè)領(lǐng)域（2）以4家大型燃?xì)夤緸榇韽奈⒂^層面進(jìn)行驗證2012年燃?xì)怃N售量均超過50億方，合計銷售量為268億方，占2012年全國天然氣消費(fèi)量的18%。基本覆蓋全國大部分省市自治區(qū)。（3）從大型燃?xì)夤疚⒂^數(shù)據(jù)看天然氣銷售量占比來看，工商業(yè)用戶占比接近或超過70%，居民用戶占比為20%左右，CNG汽車的占比有提高趨勢；微觀層面與行業(yè)數(shù)據(jù)基本一致。4、我國現(xiàn)行天然氣價格水平明顯偏低我國天然氣價格結(jié)構(gòu)：零售價由出廠價、管輸費(fèi)和配氣價格構(gòu)成。（1）出廠價國內(nèi)天然氣平均出廠價約為1.20元/方按照2012年石化雙雄的天然氣產(chǎn)量和平均實現(xiàn)價格，我們可以算出2012年大陸陸上天然氣的加權(quán)平均出廠價（含13%的增值稅）為1.19元/方（2011年為1.15元/方）。按照各大氣田產(chǎn)氣量、核心管線輸氣量和出廠基準(zhǔn)價格，假設(shè)不同氣田的用戶比重完全相同，測算的全國平均陸上天然氣出廠價為1.25元/方。與從中石油調(diào)研得到的1.20元/方基本一致。（2）門站價國內(nèi)天然氣門站價格平均為1.60元/方我們根據(jù)各省市的天然氣門站價和消費(fèi)量測算出全國天然氣總產(chǎn)值（不包含東南地區(qū)）為1487億元，對應(yīng)的消費(fèi)量為994億方，即全國平均天然氣門站價為：1487/994=1.50元/方。與我們從中石油調(diào)研得到的1.60元/方基本一致。（3）管輸費(fèi)按照中石油統(tǒng)計口徑，全國平均管輸費(fèi)為：1.60-1.20=0.40元/方。（4）進(jìn)口氣價格我國進(jìn)口氣價格遠(yuǎn)高于國內(nèi)出廠價2012年我國分別進(jìn)口LNG184億方和管道氣227億方，合計占總消費(fèi)量1470億方的比重達(dá)28%。按海關(guān)數(shù)據(jù)計算，2012年我國進(jìn)口LNG和中亞管道氣價格分別為2.83和2.74元/方（據(jù)了解，中亞管道氣的實際進(jìn)口成本約為2.5元/方）。13年2月我國LNG進(jìn)口含稅價約為3.46元/方，中亞氣約為2.78元/方，遠(yuǎn)高于國內(nèi)約1.20元/方的平均出廠價。即使考慮長輸運(yùn)費(fèi)的影響，進(jìn)口氣價格也依然顯著高于國產(chǎn)氣。資料來源：海關(guān)總署、Bloomberg，注：按照月度平均匯率換算（5）終端零售價①國內(nèi)民用氣平均零售價約為1.86元/方根據(jù)鄭州華潤燃?xì)庥邢薰镜慕y(tǒng)計，09年全國居民用氣平均配氣價格為0.45元/方；考慮到2010年以來有部分城市上調(diào)了民用氣價格，我們推斷目前平均配氣價格應(yīng)該在0.50元/方左右；考慮到全國平均1.36元/方的民用氣門站價，民用氣平均零售價約為1.86元/方。②國內(nèi)工業(yè)用氣平均零售價約為2.46元/方我國主要?dú)馓锖凸芫€的出廠價中，工業(yè)氣普遍比民用氣高0.40元/方，假設(shè)運(yùn)輸和配氣環(huán)節(jié)工業(yè)氣比民用氣再高0.20元/方，那么我國工業(yè)氣的零售平均價格大約為2.46元/方。零售價格比較：車用氣＞工業(yè)＞居民和發(fā)電③我國民用氣價格相對國際水平和工業(yè)氣偏低我國工業(yè)用氣售價與發(fā)達(dá)國家相比處于中等水平，民用氣售價則倒數(shù)第一；發(fā)達(dá)國家民用氣售價都是工業(yè)用氣售價的2倍左右，我國約為1.3倍。考慮到我國工業(yè)用戶和居民的實際承受能力，我們認(rèn)為未來國內(nèi)民用氣的漲幅將遠(yuǎn)高于工業(yè)用氣。資料來源：國際石油經(jīng)濟(jì)、申萬研究，注：美國和加拿大氣價較低是受到頁巖氣革命的沖擊，日本、意大利、荷蘭和加拿大為2010年數(shù)據(jù)5、供給緊張決定了我國天然氣價格上漲的大趨勢預(yù)計2015年我國天然氣供需缺口擴(kuò)大為700億方2012年中國天然氣消費(fèi)量為1471億方，過去10年CAGR17.6%；預(yù)計2015年中國天然氣消費(fèi)量將達(dá)到2300億方，未來3年CAGR16.1%；預(yù)計2015年中國國產(chǎn)氣總量1600億方，供需缺口擴(kuò)大為700億方?！笆濉逼陂g我國天然氣的主要增量仍將主要來自于長慶油田、塔里木油田和普光氣田。2011年長慶油田的天然氣產(chǎn)量為258億方（12年為285億方），預(yù)計2015年有望達(dá)到415億方，較11年增長157億方。根據(jù)塔里木油田的“十二五”規(guī)劃目標(biāo)，假設(shè)油氣比例穩(wěn)定，我們推算至2015年塔里木天然氣產(chǎn)量將較11年增長87億方。普光氣田沒有明確規(guī)劃，但近兩年增產(chǎn)顯著，每年都同比上升約20億方，預(yù)計2015年較2011年將增加約60億方。2015年700億方的供給缺口主要由進(jìn)口管道氣和LNG滿足。預(yù)計2015年進(jìn)口中亞氣將達(dá)到350億方，進(jìn)口LNG達(dá)到300億方、進(jìn)口緬甸氣為50億方。二、產(chǎn)業(yè)鏈上中下游盈利趨勢1、產(chǎn)業(yè)鏈對應(yīng)上市公司2、上游開采高度壟斷：中國石油是上游天然氣資源霸主國內(nèi)僅有四家公司享有國內(nèi)油氣勘探開發(fā)權(quán)，分別為：中石油、中石化、中海油和延長石油；2012年中國石油天然氣產(chǎn)量全國占比為67%，是中國石化的4.3倍。從盈利彈性來看，天然氣含稅價格每提高0.10元/方，靜態(tài)測算中石油EPS增厚0.03元。假設(shè)中石油國產(chǎn)氣的完全成本為0.60-0.70元/方，即單方凈利為0.30-0.40元/方，對應(yīng)的盈利應(yīng)為218-290億元，折合EPS約為0.12-0.16元。3、中游管輸：中國天然氣管道資源仍然相對短缺2011年中國天然氣長輸管網(wǎng)總長度約為5萬公里，其中中石油擁有3.6萬公里，占總長度的72%?！笆濉币?guī)劃2011-2015年間新建管道4.4萬公里。（1）國內(nèi)管道輸氣定價及監(jiān)管1984年之前：采用單一的輸氣管道價格標(biāo)準(zhǔn)；1984年以后：對新管道施行新定價，允許價格出現(xiàn)差異化：1）管道成本（建造和運(yùn)營成本）；2）適當(dāng)?shù)睦麧櫍?2%的內(nèi)部回報率（IRR）；3）從天然氣氣源到城市供氣計量站之間的運(yùn)輸距離。（2）目前國內(nèi)管道IRR普遍采用國家統(tǒng)一標(biāo)準(zhǔn)—12%，高于OECD平均值管道折舊期一般為20年，而實際管道技術(shù)壽命為40-60年。中石油天然氣與管道板塊：盡管進(jìn)口氣虧損，但管輸業(yè)務(wù)利潤豐厚（3）陜天然氣：陜西省唯一的天然氣長輸管道運(yùn)營商主營天然氣長輸管網(wǎng)和下游分銷業(yè)務(wù)，2011年管輸業(yè)務(wù)（不含天然氣銷售）收入占比33%，為公司貢獻(xiàn)幾乎所有毛利；靖西三線（輸氣能力為90億方）達(dá)產(chǎn)后，公司年輸氣能力可達(dá)140億方，主要供氣商為中石油長慶油田，2011年購氣量為25億方。陜天然氣管輸平均運(yùn)費(fèi)為0.41-0.45元/方，毛利超過0.25元/方，凈利超過0.16元/方。4、下游：城市燃?xì)?、加氣站、天燃?xì)獍l(fā)電（1）下游城市燃?xì)猓喝細(xì)鉂q價是未來增長主要驅(qū)動力①未來燃?xì)怃N售業(yè)務(wù)：收入增長+利潤增厚燃?xì)怃N量：初期50%以上增速階段已經(jīng)結(jié)束，目前銷量增速保持在20%-30%之間；燃?xì)鈨r格：2010年以來燃?xì)馄骄N售價格出現(xiàn)上漲趨勢；由銷量拉動的快速增長階段已經(jīng)結(jié)束，燃?xì)鉂q價將在拉動收入增長的同時提升EBITMargin。資料來源：公司公告；注：中國燃?xì)鉃樨斈陻?shù)據(jù)（截止日期為3月31日），2008、2009年平均售價大幅下跌主要為收購擴(kuò)張的影響。②A股主要燃?xì)馍鲜泄境鞘泄艿廊細(xì)鈽I(yè)務(wù)深圳燃?xì)馐茿股上市公司中最大的燃?xì)怃N售公司，2012年管道燃?xì)馐杖胍?guī)模37億元（99%為天然氣）；2012年管道燃?xì)怃N量為11億方，平均毛利為0.93元/方；毛利率出現(xiàn)下滑趨勢主要是由于購氣成本的上升。領(lǐng)先科技（中油金鴻）2011年天然氣銷量為2.7億方，平均毛利為0.66元/方。（2）下游加氣站：高利潤率的下游銷售業(yè)務(wù)①我國加氣站建設(shè)進(jìn)入加速階段根據(jù)NGVGlobal統(tǒng)計，11年全球共有1519萬輛天然氣汽車和約2萬座加氣站。11年我國天然氣汽車數(shù)量為100萬輛，同比大幅上升55萬輛，全球排名第6。11年我國天然氣加氣站數(shù)量為2120座，同比上升770座，全球排名第2位；我國主要公司積極推進(jìn)加氣站建設(shè)，預(yù)計“十二五”期間新建加氣站數(shù)量將達(dá)到3000座。②車用氣利潤水平明顯高于民用氣，代表性公司為新疆浩源公司位于南疆阿克蘇地區(qū)，毗鄰英買力氣田，主營業(yè)務(wù)為燃?xì)夥咒N，其中2012年車用氣收入和毛利占比分別為52%和56%。公司現(xiàn)有12個加氣站，計劃2015年達(dá)到20個；2012年銷氣量為9746萬立方米，我們估計車用氣占比為55%；車用氣平均毛利高于民用氣約0.70元/方。（3）天然氣發(fā)電：電價補(bǔ)貼力度有待提高琥珀能源（0090.HK）是浙江省領(lǐng)先的燃?xì)獍l(fā)電公司，于2004年進(jìn)入天然氣發(fā)電領(lǐng)域，2009年7月登陸港交所主板，目前總裝機(jī)容量為299兆瓦，總股本為4.15億股，4月17日股價為0.74港元，總市值為3.1億港元。其中德能電廠及藍(lán)天電廠所生產(chǎn)電力全部售予中國國家電網(wǎng)公司的全資附屬公司浙江電力公司然后輸往浙江省網(wǎng)，而京興電廠所生產(chǎn)電力則全部售予浙江電力公司的全資附屬公司湖州電力局然后輸往湖州市電網(wǎng)，按月結(jié)算。2012年琥珀能源發(fā)電總量為9.3億度，對應(yīng)用氣量為2.2億方，即平均單方天然氣可發(fā)4.27度電，06-12年平均實際使用時數(shù)為3102小時。目前琥珀能源的購氣成本為2.41元/方，而浙江省湖州市區(qū)的居民生活用天然氣售價為2.92元/方，非居民生活用天然氣售價為3.78元/方。目前琥珀能源的銷售電價為0.80元/度，而浙江省非省統(tǒng)調(diào)公用火電機(jī)組上網(wǎng)電價為0.56元/度。從2010年7月15日起，天然氣價格漲0.33元/方，其中30%漲幅由天然氣電廠承擔(dān)。2012年公司燃料消耗占公司營業(yè)支出的比重為84%。2012年琥珀能源收入為6.1億元，凈利潤為1946萬元，凈利率僅為3.2%。Calpine（證券簡稱為CPN）是美國最大的天然氣發(fā)電公司，總發(fā)電能力為27321兆瓦并有1163兆瓦在建。Calpine共有92座電廠，其中4座在建（包含1座新建和3座擴(kuò)建），這些電廠分布在美國和加拿大的20個州。Calpine總股本為4.7億股，4月16日股價為21.46美元，總市值為100億美元。我們粗略估算了Calpine在2012年的購氣成本，僅為0.12美元/方（不含稅），平均電價約為0.05美元/方（不含稅）。2012年Calpine權(quán)益發(fā)電量為1155億度，其中1094億度（占95%）為天然氣發(fā)電，消耗了約246億方天然氣，相當(dāng)于12年美國發(fā)電總用氣量的9%。Calpine平均單方天然氣可發(fā)4.59度電，08-12年平均實際使用時數(shù)為3678小時。2012年Calpine燃料消耗占公司營業(yè)支出的比重為64%（琥珀能源為84%）。2012年Calpine收入為54.8億美元，凈利潤為1.99億美元，凈利率僅為3.6%（琥珀能源為3.2%）。（4）LNG：未來有望量價齊升廣匯能源是中國最大的陸上LNG供應(yīng)商鄯善基地LNG產(chǎn)能5億方/年（吉木乃5億方/年項目在建），2011年生產(chǎn)LNG3.5億方，具備下游LNG運(yùn)輸、LNG加氣站（目前超過80座）銷售網(wǎng)絡(luò)。2012H1公司LNG產(chǎn)量為1.6億方，實現(xiàn)銷售收入和凈利潤（包含少數(shù)股東權(quán)益）分別為4.9億元和1.8億元，平均銷售價格為2.97元/方，每方平均實現(xiàn)凈利潤1.11元/方。4、燃?xì)夤艿溃糊堫^公司有望持續(xù)受益天然氣應(yīng)用推廣將推動燃?xì)夤艿佬枨蟪掷m(xù)增長2011年城市天然氣管道長度達(dá)到30萬公里，2006-2011CAGR達(dá)到20%。規(guī)模效應(yīng)明顯：龍頭企業(yè)有望持續(xù)獲益目前PE燃?xì)夤艿朗袌鋈萘考s為20-25萬噸左右，產(chǎn)品型號較多且技術(shù)含量較高，生產(chǎn)線需頻繁切換，小企業(yè)難以滿足客戶需求。滄州明珠與凌云股份在國內(nèi)下游主要燃?xì)夤荆ㄈA潤燃?xì)?、新奧能源等）的市場占有率在60%左右。PE燃?xì)夤艿朗袌鲚^高的集中度、接近成本加成的定價模式有利于公司毛利率水平的穩(wěn)定。三、天然氣價改的新趨勢1、天然氣價改的國際背景美國頁巖氣革命堪稱21世紀(jì)以來最重大的能源創(chuàng)新頁巖氣產(chǎn)量的爆發(fā)式增長（過去10年CAGR34%）推動美國的天然氣產(chǎn)量重新回到了上世紀(jì)70年代的歷史高位。2000年頁巖氣只占美國天然氣供應(yīng)量的1%，2011年占比已高達(dá)34%。EIA預(yù)測至2035年這一比重將達(dá)到49%。2012年美國頁巖氣產(chǎn)量爆發(fā)式增長推動美國氣價跌入05年以來的低谷。2012年美國天然氣庫存創(chuàng)出歷史高位，2012H1平均高于2007-2011同期水平的40%。2012年美國HenryHub天然氣現(xiàn)貨均價僅為2.75元/MMBtu，相當(dāng)于0.62元/方。價格下滑：天然氣價格從2011年6月的4.5USD/MMBtu下滑至2012年4月低點1.9USD/MMBtu；鉆機(jī)數(shù)量下滑：2011年10月至今天然氣鉆機(jī)數(shù)量下降超過50%；產(chǎn)量增速下滑：天然氣產(chǎn)量6個月移動均值增速從2012年3月的8%回落至2012年1月的1%。美國天然氣市場即將進(jìn)入穩(wěn)定期，4-5USD/MMBtu將成為價格常態(tài)2012年月度產(chǎn)量同比增速出現(xiàn)縮窄趨勢，2013年1月出現(xiàn)首次負(fù)增長；隨著2012H2以來氣價的回升，2012年10月以來天然氣鉆機(jī)數(shù)量跌勢減緩、窄幅震蕩；我們預(yù)計天然氣鉆機(jī)數(shù)量將于2013年見底，短期來看天然氣產(chǎn)量6個月移動平均增速（13年1月為1%）仍有進(jìn)一步回落空間，不排除短暫負(fù)增長的可能，但之后會逐漸迎來向上拐點。頁巖氣產(chǎn)量增速已放緩，美國天然氣供給彈性即將回歸常態(tài)，產(chǎn)量和價格變化進(jìn)入穩(wěn)定期，未來4-5USD/MMBtu（約0.9-1.1元/方）將成為價格常態(tài)。2、天然氣價改及調(diào)價新動向近期出臺的天然氣政策均涉及推動價改深化。近期天然氣調(diào)價成為媒體報道焦點，市場對天然氣價改推出的預(yù)期升溫。民用氣零售價：12年H2以來全國多個省市召開聽證會上調(diào)民用管道氣價格江蘇已有10個市召開（南通即將召開），其中5個省市已經(jīng)執(zhí)行，多數(shù)城市上調(diào)幅度0.25-0.35元/立方米，幅度在10%-15%之間；北京調(diào)價影響較大：在12年12月1日統(tǒng)一上調(diào)居民用氣銷售價格0.23元/立方米；2013年天津、長春、邯鄲等城市加入調(diào)價序列。值得關(guān)注的是，聽證會普遍提出建立上下游聯(lián)動機(jī)制，并實施階梯氣價。城市門站價：兩廣試點后其他地區(qū)醞釀上調(diào)四川已在12年12月公告，除居民生活、CNG和化肥用氣外，全省天然氣最高門站價將統(tǒng)一為1.98元/立方米（原為1.43元/立方米）；全省化肥用氣最高門站價將統(tǒng)一為1.34元/立方米。2013年3月市場傳言4月開始各地天然氣門站價將開始調(diào)價，但3月27日發(fā)改委出面辟謠。3、2013年天然氣價改的方向目前的調(diào)價和價改僅涉及零售價和門站價兩個環(huán)節(jié)，價改的核心——出廠價基本尚未被涉及。對13年天然氣調(diào)價和價改的展望：氣價整體上調(diào)10%，兩廣試點向沿海地區(qū)推廣零售價：更多省市召開聽證會并調(diào)高民用氣價格，零售價整體上調(diào)幅度10%-15%，上下游聯(lián)動機(jī)制的建立將為之后調(diào)價創(chuàng)造條件。門站價：兩廣試點可能推廣到東南沿海省份，門站價2-3年上漲空間為40%左右。我們用市場凈回值法測算的2012年上海市場們站價格為3.25元/方，相對2010年測算值上升28%。2013年2月中亞氣進(jìn)口氣均價2.78元/方，考慮運(yùn)費(fèi)，輸送至華東地區(qū)價格約為3.78元/方，而目前華東地區(qū)門站價普遍低于2元/方（上海為1.92元/方，江蘇為1.97元/方，浙江為1.94元/方）。出廠價：13年中石油可能上調(diào)井口價10%左右。四、重點公司簡況我們重點看好光正鋼構(gòu)（業(yè)務(wù)轉(zhuǎn)型進(jìn)軍天然氣市場）、四川美豐（與中石化合作發(fā)展LNG）和滄州明珠（燃?xì)夤艿?鋰電隔膜）。1、光正鋼構(gòu)：加氣站利潤空間廣闊收購慶源管輸，進(jìn)軍天然氣市場2012年2月公司投資5471萬元購買了阿圖什慶源管道運(yùn)輸有限責(zé)任公司33.3%的股權(quán)，并表明將進(jìn)一步獲得控股權(quán)，最終實現(xiàn)全資控股。慶源管輸位于南疆地區(qū)，主要業(yè)務(wù)為天然氣管輸、民用燃?xì)夂蜔?/p>