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ag8天然气:该出手时就…出不出手?(下)

发布时间:2020-08-11 02:32

  上文已经提到,我国在2018年防止气荒再次发生最为重要的任务便是做好天然气产供储销体系的建设,而其中的重中之重便是供和储,即LNG接收站、地下储气库设施以及LNG 储罐等。

  供气企业应当建立天然气储备,到 2020 年拥有不低于其年合同销售量10%的储气能力,满足所供应市场的季节(月)调峰以及发生天然气供应中断等应急状况时的用气要求。

  城镇燃气企业要建立天然气储备,到2020 年形成不低于其年用气量5%的储气能力。不可中断大用户要结合购销合同签订和自身实际需求统筹供气安全,鼓励大用户自建自备储气能力和配套其他应急措施。

  二是沿海 LNG 接收站(或调峰站、储配站等,以下统称 LNG 接收站)储罐罐容(不重复计算周转量);

  三是陆上(含内河等)具备一定规模,可为下游输配管网、终端气化站等调峰的 LNG、CNG 储罐罐容(不重复计算周转量,不含液化厂、终端气化站及瓶组站、车船加气站及加注站)等。

  LNG接收和储备是我国重要的调峰手段。国家在《天然气“十三五”发展规划》中提出,“逐步建立以地下储气库为主,气田调峰、CNG和LNG储备站为辅,可中断用户调峰为补充的综合性调峰系统”。中长期来看,地下储气库具有容量大、经济性好、不受气候影响、安全可靠等特点,是调节季节性峰谷的最有效方式。但是受到库址选择要求苛刻、建设周期较长、商业模式盈利困难等因素制约,地下储气库的建设及发展任重而道远,而利用LNG接收站进行调峰则是我国近几年来最重要的调峰手段。和地下储气库调峰相比,利用LNG进口调峰有着选址相对灵活,建设周期端,机动性高等特点,在我国地下储气库全力建设过程中起到了关键的作用。

  近年来,受益于经济高速发展和城镇化水平逐步提高,我国天然气消费维持高增长,而带来的另一个问题便是不同季节的天然气消费量不均衡程度始终维持在高位。2011-2017年,我国天然气消费量峰谷比值的平均值为1.4,2017年达1.5倍(峰、谷分别为12月和5月),但同期的天然气产量峰谷比值维持在1.2~1.3之间,PNG进口数量的峰谷比值受东亚限产等特殊因素影响,波动较大,2017年仅为1.3。

  拥有灵活调峰能力,在我国冬季发挥重要保供作用的是进口LNG。进口LNG数量峰谷比值始终维持在2倍左右,2017年达2.5倍,在我国2017年冬季天然气消费量异常增长且PNG进口受限的情况,为阻止“气荒”情况进一步恶化起到了关键的作用。

  1998-2017年,20年间LNG进口业务高速发展。我国早在1998年便开始了LNG接收站的规划和筹建。广州大鹏LNG接收站作为我国首个引进LNG的试点项目,2006年正式投产并于当年9月底进入商业运营。从2006年大鹏LNG接收站正式投产开始,11年间我国LNG进口量从2006年的10亿立方米高速增长到2017年的526亿立方米,年均增速达39%;LNG接收站规模从2006年的370万吨/年增长到2017年的5860万吨/年,年均增速达26%。2018年将有6个项目计划投产,规模将进一步增长至7115万吨/年,LNG年度进口量占比将进一步提高,重要性日益凸显。

  LNG接收站调峰仍有巨大潜力。我国2014-2016年LNG接收站整体利用率在50%左右,2017年受“气荒”影响,我国加大天然气进口力度,年均利用率达到66%,但仍距我国可以达到的利用率高位有一定差距。随着接收能力的稳步增长和LNG现货价格回暖,提升利用率的重要手段便是LNG接收站的第三方公平准入的推行。近年来LNG的贸易模式发生了较大变化,我国LNG短期和现货贸易量稳步增加(之前我国的LNG接收站大多与LNG供货商签订20年以上的“照付不议”的长协合同) ,其中的变化一方面来自全球LNG供应整体宽松,另一方面我国作为LNG进口国,希望在LNG现货贸易中谋求更便宜的LNG供应。

  更好推行LNG现货贸易的前提便是LNG接收站的第三方准入。目前国际上对第三方准入的相关规则也在探索状态,国外的LNG公开准入规则也各不相同。我国自2014年发布《油气管网设施公平开放监督办法(试行)》后,又于2018年8月发布了《油气管网设施公平开放监督办法(公开征求意见稿)》,虽比4年前的试行稿已有一定进步,但在LNG设施是否纳入开放范围、应开放的剩余能力等方面仍待进一步明确。

  除了第三方准入执行细则仍不明晰之外,我国第三方准入还存在如盈利模式难至预期、经营者利益冲突、季节性需求差异大等问题,近年来“三桶油”虽为LNG接收站的开放做出了一定努力,但效果不甚明显。

  我们预计2018年年均利用率有望在民营LNG站陆续投产,LNG现货价格走高,以及LNG冬季满负荷利用等多方作用下进一步提高,但离预期的高位恐仍有一定距离。

  目前,我国的LNG接收站的盈利来源主要分为两种,一种是贸易价差(液来液走),即LNG接收站以高于成本价的液态天然气直接对外销售,从而赚取其贸易差价。另一种是收取的气化费(液来气走),即LNG接收站将液态天然气气化,只收取气化费。一般来说,液来液走的商业模式可以更好的适应我国天然气的实际供需,故我们将对该模式进行进一步分析。

  液来液走商业模式盈利的核心在于LNG购销价差。我国的LNG进口量的前三大国分别为澳大利亚、卡塔尔以及马来西亚,因此我们将分别分析上述三国的LNG购销价差,同时我们也将分析从美国进口LNG在我国是否有利可图。我们将选取2016年7月、12月、2017年7月、12月,以及2018年2月等5个时间点分析购销价差的走势。

  从2016年7月美国对我国规模化进口LNG开始,美国的LNG的进口价便长时间显著低于我国LNG进口均价,但从价格上来看是最优选择;澳大利亚的LNG进口价基本保持稳定,略低于LNG进口均价;马来西亚的LNG进口价起伏较大,整体来看在LNG进口均价上下波动;卡塔尔的LNG进口价常年高于LNG进口均价,从价格角度考虑盈利能力较低。

  我国LNG市场价随供需情况变动较大,2017年12月甚至达到7248元/吨的高位。如果具体分析上述时间节点的购销价差,整体来看上述国家除个别月份外,基本都可以实现价格套利。值得注意的是美国,其购销价差一直处于最高位,但2018年的中美贸易摩擦若最终导致对从美进口的LNG加征25%关税,将会明显压缩套利空间,从美国进口LNG的选择变得没有那么经济。

  我们将进一步以上市公司深圳燃气计划于2018年投产的LNG项目进行盈利测算。

  2013年12月,公司发行16亿元可转债用于深圳市天然气储备与调峰库工程及配套工程项目的建设,主要建设内容包括一座8万立方米的LNG储罐、气化能力为24万标准立方米/小时的气化系统及相应配套设施。公司储备调峰项目的LNG年周转能力为80万吨/年(10亿立方米/年)。

  截至2018H1,公司LNG储备调峰项目的工程进度已达99%,我们预计该项目有望于2018年年内投产。该项目的投产将拓展公司天然气产业链上游的布局,丰富公司气源结构,促进天然气产供储销体系建设,为深圳市天然气供应提供保障。此外,公司可根据LNG实际周转量和市场购销价格情况选择LNG运输方式(即“液来液走”、“液来气走”),培育利润增长点。

  我们以LNG储备调峰项目的负荷率和天然气不含税购销价差为变量,对项目毛利进行了敏感性测算,测算假设如下:

  项目LNG年周转量80万吨,总投资15.91亿元(以公司2018年半年报口径计),折旧年限20年,人工及其他成本0.16亿元,气化费0.1元/立方米,天然气换算关系为1吨LNG约等于1250立方米气态天然气(以公司可转债募集说明书口径计)。

  敏感性测算结果表明,在天然气不含税购销价差为800元/吨的情况下,LNG储备调峰项目的负荷率分别为40%、60%、80%、100%、120%时,项目贡献毛利增量分别为1.80、3.08、4.36、5.64、6.92亿元;以公司2017年的财务数据为基数,上述条件下公司毛利分别增长7.8%、13.4%、19.0%、24.6%、30.2%。公司LNG储备调峰项目的盈利弹性突出,期待项目投产贡献业绩增量。

  2017年,我国天然气消费量为2373亿立方米,同比增长15.3%,根据2018年4月26号文件,《关于加快储气设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的意见》供气企业和城燃企业分别应当建立储气能力为10%、5%,地方储备保供天数要达到3天,到2020年,天然气在一次能源消费结构中的占比力争达到10%左右,假设天然气消费量为3500亿立方米,储气能力应达到约为525亿立方米(储气能力预消费量占比为15%)。

  根据《意见》估算,我国地下储气库工作气量仅为全国天然气消费量的 3%,约为71.19亿方;LNG接收站罐容2.2%,约为52.21亿方;城燃公司储气能力0.53%,约合12.69亿方;假设地方政府目前储气保供能力为1天,合6.5亿方,总计为142.59亿方。因此,2018-2020年理论储气能力建设约为382.41亿立方米。

  1. 地下储气库根据“十三五”规划,储气能力到达148亿立方米,2018-2020年需新增76.81亿立方米。

  2. LNG接收站罐容,这里不仅包括沿海LNG接受站的扩容,也包括内地LNG储罐的增量,地方性的LNG调峰储罐(除了重点一线等城市具有少量的调峰能力,其余城市几乎为零);2018-2020年可新增约305.6亿立方米。

  (1)供气企业一般以储气库和LNG储罐为主作为调峰设施,假设达到10%的储气能力;

  (2)要求城镇燃气企业形成不低于其年用气量5%的储气能力,我们考虑到直供气部分占比提升的可能,假设其最终与总消费占比为4%;

  根据《天然气基础设施建设与运营管理办法》,储气设施是指“利用废弃的矿井、枯竭的油气藏、地下盐穴、含水构造等地质条件建设的地下储存空间和建造的储气容器及附属设施,通过与天然气输送管道相连接实现储气功能。”

  目前世界上的天然气地下储气库主要有四种类型:枯竭油气藏型、含水层型、盐穴型、以及废气矿坑及岩洞型储气库。其中,枯竭油气藏型储气库有着储量大、经济性好,是目前最常用、最经济的一种地下储气形式。

  美国是目前全球地下储气库发展和应用最成功的国家。截止2016年底,美国共有415座地下储气库投运(329座枯竭油气藏储气库,47座含水层储气库,39层盐穴储气库),总库存容量达2616亿立方米,总工作气量达1364亿立方米,工作气量占消费比重为17.5%。

  地下库容量与天然气消费增长共同发展。美国早在二十世纪三十年代便开启了地下储气库的建设,地下储存量也随着天然气消费的增长而同步增长,近20年总储存量在天然气年度消费占比基本稳定在25%左右。美国地下储气库的建设在1990年初期随着天然气消费增速的放缓而逐步放缓,近30年间仅新建了21个地下储气库,而地下储气库库存量则随着金融危机后天然气消费的增长而同步增长。

  进一步分析,受益于自身丰富的油气资源,美国拥有众多符合枯竭油气藏储气库建设要求的库址,同时该类储气库储存量大,经济性相对合理,安全系数高,美国的地下储气库建设以枯竭油气藏储气库为主,329座枯竭油气藏储气库(数量占比80%)的库容量与工作气量分别占美国总量的77%和80%。同时美国的天然气工作气量/消费占比近年来稳定在18%左右,可以较好的保证美国调峰保供的需求。

  美国地下储气库布局合理。美国地下储气库的布局符合建于产气油田、管网枢纽、或重点消费市场中心附近的区域这一特点,形成了三大地下储气库密集区,即五大湖地区、中北部地区和墨西哥湾地区,美国地下储气库库容量最大的前五个州(密歇根、伊利诺斯、德克萨斯、宾夕法尼亚、路易斯安那)均位于上述地区。五大湖地区和中北部地区的天然气消费量相对较大(工业和燃煤电厂),调峰保供需求较大;墨西哥湾地区天然气资源相对丰富,其地质情况(岩盐层较多)也适合建造地下储气库。

  地下储气库具有容量大、经济性好、不受气候影响、安全可靠等特点,是调节季节性峰谷的最有效方式。我国早在1969年便建成了我国首座地下储气库——萨中东2-1地下储气库,在1985年因设备老化、油田天然气管网健全无富裕气而停止使用。当时萨中东地下储气库的建立的主要目的其实是为了减少夏季伴生放空带来的资源浪费,确保油气界面稳定。我国目前使用时间最长的是1975年建成的大庆甸油田储气库。

  随着我国天然气产量和消费量稳步增长,区域性供需不均衡现象愈发凸显,中石油在1997年为平衡京津冀地区与陕西省的天然气供需不平衡而修建的陕京一线亿元修建了陕京输配气管道系统,建成了中国第一座真正意义上的商业调峰储气库——大港大张坨地下储气库,并于2000年正式投产运行。

  在这之后,我国又陆续建成了12座地下储气库(库群),共计25个储气库,总设计库容达435.39亿立方米、工作气量达166.85亿立方米。但是需要注意的是,我国自2015年以后已无任何新的地下储气库投产,在天然气消费量持续增长的情况,我国调峰能力已远无法满足冬季保供需求,2015年底形成调峰能力近43亿立方米,占全年天然气消费比重的2.2%,与国际公认合理的11%相比仍有较大差距,2017年此差距或被进一步拉大。

  技术不足阻碍地下储气库进一步合理布局。地下储气库为考虑经济性等因素,一般建于产气油田、管网枢纽、或重点消费市场中心附近的区域。纵观我国的地下储气库分布情况,其中呼图壁、相国寺、陕224和在建的克75等地下储气库均建于大型产气油田(新疆、陕西、四川)周边;甸、双6地下储气库均属利用枯竭的油气藏建设而成;金坛、刘庄地下储气库建于江苏,为保障长三角地区调峰使用;文96和在建的文23地下储气库建于河南,为保障中原地区调峰使用;其余地下储气库均建于环渤海地区(北京、天津、河北),全力保障京津冀地区的调峰使用。

  目前我国地下储气库的发展受制于地质条件复杂等客观因素影响,技术和经验不足致使建库难度较大。长三角地区同样有着较高的天然气消费和调峰需求,目前只有两个地下储气库投运,且2018年内并无新投产储气库;同样的问题发生在东南沿海地区,虽然该地区可以依靠较为充足的LNG进口资源填补冬季调峰需求,但LNG接收站并无法替代地下储气库的位置。

  美国是地下储气库发展和应用最成功的国家,其储气库商业模式发展值得中国借鉴。美国的地下储气库主要由天然气管道公司和城燃公司拥有和运营,用以优化管网系统运行,提高供气的可靠性和安全性,同时满足调峰要求。

  1985年以前,和中国类似,美国天然气市场受天然气政策法管制,储气费并不单列,而是与管道输气费捆绑销售,储气库的投资建设仅能通过管道输气费回收投资成本。

  1992年,联邦能源管理委员会(FERC)颁布了《重建管输服务》制度(Order No. 636),放开了储气库的“第三方”准入,打破了储气库的垄断,将储气费从管输费中剥离,使得管输和储气服务向完全竞争市场开放,地下储气库的商业模式真正走向市场化运作。

  目前,美国的储气费率中包含服务成本和合理范围内的投资回报,即按服务成本收取储气能力占用费和储气库使用费。储气能力占用费定价依据为储气库建设的固定成本,而储气库使用费则随实际注入/采出气量变化而变动,确保储气库运营可实现盈利。

  与美国相比,我国储气库的商业模式与其早期运营模式基本相同,仍处于由政府管控至市场化改革的转变阶段。正在运行的储气库中,一部分储气库由天然气供应商(中石油、中石化)出资建设,另一部分由国家财政投资,但是上述模式的运行费用均由企业(中石油、中石化)自行承担。在我国以前的天然气价格体制下,储气库的储气费均与管输费捆绑销售,企业自行运营的采购成本和运输成本等各项支出成本总和甚至高于民用天然气的价格,单纯的地下储气库运营基本处于入不敷出的状态,较难实现盈利,需要依靠中石油、中石化内部平衡。

  简单测算,如果我国仍按照储气费与管输费统一考虑分析,假设我国常规油气藏地下储气库的投资成本为2.0~2.5元/立方米(中国石油天然气集团公司咨询中心测算),20年直线元/立方米;储气库建成后单位储气成本在0.31~0.35元/立方米(《城市燃气》),管道运输价格以西气东输一线元/千立方米·公里(发改委)为参考,从新疆到京津冀及长三角地区的距离在基本3000公里以上,则管输费价格为0.43元/立方米;新疆气田的非居民用气井口价在1.19~1.22元/立方米(东亚PNG进口气价相对更高),汇总可得使用地下储气库进行输气的成本价在2.03~2.13元/立方米之间。但是根据发改委在2017年8月公布的非居民用天然气基准门站价格,京津冀&长三角地区的各大省会的非居民用天然气基准门站价格在1.88~2.08元/立方米之间,基本无法覆盖运用地下储气库进行储气的成本,也印证了上文中地下储气库运营在现有条件下较难实现盈利的观点

  为了改变上述商业模式给地下储气库发展带来的困境,国家发改委于2016年10月15日发布《关于明确储气设施相关价格政策的通知》(以下简称《通知》),真正明确了储气服务价格和储气设施天然气购销价格全面市场化。在发改委之前发布的《天然气管道运输价格管理办法》中,第十二条明确了“管道与储气库、液化天然气接收站以及其他基础设施公用设备设施的,应根据气量、固定资产原值等合理分摊公用成本”,第十三条明确了储气库、液化天然气接收站资产不得作为固定资产纳入定价成本核定,真正从管输费中将储气费和气价剥离。

  上述政策的落地是对我国储气库商业模式市场化改革的有利推动,国家亦在《天然气“十三五”规划》等多个政策中对未来的储气库建设提出了要求。未来地下储气库如果想实现真正盈利的商业模式运作,有以下三种路径:

  1. 随着天然气价改工作的逐步推进,未来有望进一步实现调峰气价与常规气价的区分,以及不同季节的差异化气价,真正实现储气库商业模式的市场化运作;

  2. 参照中石油在2018年保供期的做法,即建立一套完善的调价机制,总体来看通过在保供季上浮基准门站价,通过提高门站价使营业收入覆盖成本并有所盈余;

  LNG是将净化处理后的天然气在常压下深冷至-162℃后获得的液体,液化后的天然气体积减小约600倍后便于储存和运输。LNG储罐是用于存储LNG的装置,因LNG的特性所致属于低温压力容器。它的设计温度范围在-165—-196℃之间(考虑氮气冷凝时的低温)。目前我国的常规LNG储罐以全容储罐为主,它的优点是安全性高、占地少、完整性和技术可靠性较高。

  LNG储罐有着多种分类方法:按容量来说分为小型(5-50m3)、中型(50-100 m3)、大型(100-40000 m3)、特大型(4 m3)等四类,其中特大型多用于LNG接收站;按形状来说分为球形和圆柱形,圆柱形应用更加广泛;按结构形式来说分为单容罐、双容罐、全容罐等。

  大型化发展为LNG接收站用储罐的发展趋势。随着我国LNG接收站建设的进一步发展,未来可利用的岸线逐步减少,优良站址愈发稀缺,新建LNG接收站的占地面积毫无疑问会被进一步压缩,这就要求陆上LNG接收站折合成单位面积的存储量持续增加,而进一步使得LNG储罐向大型化发展。而储罐大型化又有着节省钢材、节省投资、布局紧凑使得占地面积小等优点,同时也更加便于管理。而LNG储罐发展的新型技术里,新型內灌钢材料(7%Ni - TMCP)、CT双混凝土全容罐、Hyper Tank超大容积储罐、自支撑式全容储罐有望随着LNG使用量在我国持续的高增长情况进一步发展。

  虽然LNG储罐的容量和地下储气库有较大差距,但是其单位成本(元/m3)远高于地下储气库,一般一个特大型储罐的建设投资都在3亿元以上。为了加快推进LNG应急储气设施的建设,发改委于2018年7月10日发布了《重点地区应急储气设施建设中央预算内投资(补助)专项管理办法》(以下简称《办法》)。《办法》中第十四条指出,“原则上LNG储罐的投资补助标准不高于储罐总投资(不含征地拆迁等补偿支出)的30%,同时单位补助额度不高于2500元/立方米”,即假设LNG储罐的单位投资成本为5元/立方米,则在京津冀地区新建一个100000m3的储罐可以获得的投资补助为:100000*5*30%=1500万元和100000*2500=25000万元的小值,即1500万元。《办法》未来如能成功落地实施,将有效降低LNG储罐设备的投资成本,进一步促进储气设施的建设。

  前文已经讨论了中美页岩气各自的特点,地质条件、地表环境问题,埋藏较深、压裂水源不足,技术及开采成本以及管网配套等原因,页岩气在中国尚未大规模开采,当然,这些条件目前正在逐步改观。我们认为,未来我国有望逐步形成具有中国特色的页岩气产业。

  以美国马塞卢斯为例,垂直井深2286米,钻完井平均成本640万美元/口(钻井成本200万美元,完井成本290-560万美元,设备费用20万美元,美国整体平均为3050米,美国的页岩气井的开发成本范围约在490万美元-830万美元/口),后期操作成本约为0.075美元-0.18美元/立方米。

  我国页岩气开采随着技术进步、规模化生产,单井成本正在下降。目前,页岩气的建设投资已经得到一定控制,与2012-2013年开发初期相比,钻井周期减少一半时间、压裂作业效率提升了50%,四川盆地的页岩气单井成本已经从2013年的每口约1500万美元下降至约900万美元。

  原油价格和国内补贴减税对页岩气发展影响较大。原油价格上涨有利于页岩气产业发展,当前由于地缘政治因素,油价维持高位是大概率事件,因此我们对行业发展保持乐观,回顾2015年原油价格下跌,确实对整体行业有一定的负面影响。

  在财政补贴方面,2012年财政部和能源局出台了页岩气开发利用补贴政策,按0.4元/立方米进行补贴;但在2015年进一步提出“十三五”期间前半段,2016-2018年补贴标准为0.3元/立方米,2019-2020年补贴标准为0.2元/立方米;客观来讲,中国在2017年出现“气荒”之后,政策理应需要一定的调整,促进整体的行业发展,但补贴降低确实对整体页岩气发展产生一定影响。

  在减税方面,财政部、税务总局两部委于18年3月底联合印发了《财政部税务总局关于对页岩气减征资源税的通知》。为促进页岩气开发利用,有效增加天然气供给,经国务院同意,从2018年4月1日起至2021年3月31日,两部委对页岩气资源税(按6%的规定税率)减征30%。该文件则对页岩气发展有利,也能对冲补贴降低的影响。

  早在2013年1月,中石化部署在重庆市涪陵区焦石镇的焦页1HF井正式投产外销,成为我国第一口实现商业开发的页岩井;次年3月,中石化宣布涪陵页岩气田提前进入商业开发阶段,涪陵页岩气田成为我国首个大型页岩气田,也帮助中国成为继美国、加拿大后,第三个实现页岩气商业开发的国家;2017年,国土资源部评审认定涪陵页岩气田累计探明储量达6008亿立方米,成为我国探明储量最大的页岩气田,也是全球除北美外最大的气田。

  根据中国石化新闻网的数据及新闻,涪陵页岩气田2017年探明储量达6008亿方,生产页岩气60.04亿方,占我国页岩气总产量超1/3,是我国页岩气产量增长的有利保证。2018年3月,涪陵页岩气田累计供气突破100亿方,产能突破100亿方。随着焦石坝区块老井进入递减期,新井仍在产能提升过程中,2018年涪陵页岩气田的产量计划是“全年产气60.2亿方,力争产气61.8亿方”,基本与去年持平。截止2018年上半年,涪陵页岩气田页岩气产量达29.58亿方,超额完成2018年上半年天然气保供任务指标。

  在涪陵页岩气田的勘探和开发过程中,对我国页岩气发展的最大贡献是国产化在关键技术和装备上的成功应用。涪陵气田勘探过程中,中石化自主研发了国内多个首项应用的设备与机械,成功的打破了国外在该领域的垄断。同时,中石化的“涪陵大型海相页岩气田高效勘探开发”项目获2017年度国家科技进步一等奖,其中针对老区调整井评价井开展的“一趟钻”钻井技术应用,平均纯钻时间较2017年同类井提高22.29%,平均进尺同比提高10.30%,大幅节约施工费用和缩短施工周期,为国内深层页岩气水平井钻探积累了宝贵的经验。

  中石油是国内页岩气勘探开发的先行者,2009年我国第一口页岩气井威201在长宁-威远页岩气区诞生。历经十余年的不懈探索,中石油圆满完成了评层选区、先导试验和示范区建设,当前迈入了工业化开采新时期。目前我国投入商业勘探开发的五个区块中,除涪陵气田隶属中石化外,其余四个均归中石油所有,而长宁与威远勘探开发区整体被评为长宁-威远国家级页岩气示范区,是中石油页岩气开发的“主战场”。

  根据中国石油新闻中心的数据及新闻,2017年长宁-威远页岩气区的探明地址储量共2673.59亿方,加上昭通气区的537.16亿方,中石油川南地区探明地址储量达3000亿方,技术可采数量达776亿方。2017年,长宁-威远页岩气区累计投产井213口,总产量达30亿方,冬季保供日产量达到1000万方,2018年计划产量约56亿方,规划增速近90%,充分体现出中石油页岩气发展的决心。

  根据中石油川南页岩气发展规划,截止2020年,川南地区计划动用3500米以浅资源,总产量达120亿立方米,而从2020年后每个五年动用3500-4000米的页岩气资源,每五年新增产能稳定在100亿方,最终在2035年总产量达420亿方,稳产至2040年。

  经过50多年的不断开发建设与市场发展,中石油已建成涵盖天然气产、运、销、储的采、集、输、配、储为一体的管道生产系统,管道系统覆盖主要产气区,连接川渝主要城市,并通过中贵线和忠武线与全国主要管网相连,成为我国能源战略通道的西南枢纽。目前,公司页岩气外输管道主要有4条,长度共计227千米,共有2230万方/天的管道外输能力。

  在长宁-威远页岩气区的开发过程中,中石油实现了六大主体技术升级:一是多期构造演化、高过成熟页岩气地质综合评价技术;二是复杂地下、地面条件页岩气高效开发优化技术;三是多压力系统和复杂地层条件下的水平井组优快钻井技术;四是高水平应力差,高破裂压力储层页岩气水平井体积压裂技术;五是复杂山地水平井组工厂化作业技术;六是集成配套了页岩气特色的高效清洁开采技术。

  六大技术升级使得长宁的井均测试日产量由初期10.9万方提高到28万方,单井平均EUR由初期的0.53亿方提升到1.16亿方;威远的井均测试日产量由初期的11.6万方提高到20万方,单井平均EUR由初期的0.41亿方提高到0.85亿方,为未来页岩气的规模效益开发提供了有利保障。

  煤层气和页岩气都是目前非常重要的非常规天然气能源。我国的煤层气开发历史可以追溯到二十世纪90年代的煤层瓦斯抽采和地面利用的实验研究,但当时开发煤层气的主要目的是为了煤矿安全生产,随着美国煤层气开采成功利用带给我国的启示以及我国煤层气利用技术的逐步成熟,我国煤层气的开发力度进一步加大, 山西沁水盆地、新疆阜康市白杨河等煤层气示范项目先后开展。

  我国煤层气资源储量丰富,根据2015年国土资源部的煤层气资源评价,我国煤层气地质资源量达30.05万亿立方米,技术可采资源量12.50万亿立方米。本次评价将我国分为五个大区(东北、华北、西北、南方和青藏),其中华北、西北地区可采资源丰富,占全国的71.2%;盆地分布中,位列前十的盆地累计煤层气可采资源量达10.98万亿立方米,占比超87%,鄂尔多斯、沁水、和滇东黔西盆地的地质资源量和可采资源量居全国前三。

  煤层气近年的开发力度和产量均不及页岩气。虽然煤层气开发起始时间较早,资源量也超过页岩气,但受制于地质条件、技术发展、抽采率及利用率等多方面因素,我国煤层气近年来的开发力度和产量均不及页岩气。

  美国的煤层气和页岩气的发展之路和中国有相似之处。美国的非常规天然气发展同样是从煤层气开始,1980年底美国第一个煤层气田投入开发,直至2009年煤层气产量开始下滑。而美国的页岩气发展比煤层气晚了近20年,但在页岩气投产的第二年便超过了煤层气的产量,此后一路走高,成为美国占比最高的天然气产量来源(2016年近60%)。

  进一步分析美国的煤层气发展,美国的煤层气产业在经历了理论探索期(1975-1980年)、技术攻关期(1981-1988年)后,在政策的推动和财政补贴下成功的进入了规模应用期(1989-2008年)。在这期间,美国煤层气产量高速发展,年均增速达17%,产量于2008年达到高峰(556.71亿立方米),在总天然气产量中的占比也在2008年提高到历史最高点9.31%。在这之后,随着页岩气发展的兴起,以及煤层气本身的经济效益走低,煤层气发展进入萎缩衰退期(2009-至今),产量从2009年一路下滑至2016年的289亿立方米,年均降幅达8%,占天然气产量比重也回落至3.58%,回到1995年左右的水平。

  潜力巨大,仍需政策支持+技术创新双重推动。我国的煤层气发展的潜力其实十分巨大,煤层气资源丰富具备良好的资源基础,2016年煤层气产量约45亿立方米,占我国天然气总产量的3.3%,也形成了一定的产量规模。参照美国煤层气产业的发展历程和趋势,我们认为,我国的煤层气产业发展在有效的政策扶持(财政补贴)和长足的技术发展创新(针对性工艺)的推动下,形成以地面开发为主,井下抽采为辅,利用率稳步提升的发展模式,煤层气产量必然会达到可观的规模。

  2018年我国天然气供需形势处于紧平衡,需要重视冬季保供形势。我们预计2018年,天然气消费总量将在2695至2777亿立方米区间,同比维持在13.6%至17.0%的高增长,其中城镇燃气消费增速略放缓(由28.5%降至17.2%),工业用气维持稳定增速,天然气发电增速提升较快望突破20%;预计天然气总供给量将达2716亿立方米:其中产量将达1592亿立方米,同比增长维持在约8.5%;天然气进口将达到1124亿立方米,同比增长提升至22%。我们认为,全年天然气供应偏紧,需重点关注冬季保供形势;冬季LNG价格仍会维持高位,如在冬季发生极端气候致消费超预期增长或进口供给限制等不可预期因素,仍会导致“气荒”的再次发生。

  高油价及中美贸易摩擦将导致我国天然气进口价格提升,增加保供难度。(1)伊朗原油禁运逐步生效以及委内瑞拉经济危机持续恶化,年底原油价格望迎新的一轮上涨周期,而我国PNG与LNG进口价格与油价均存在正相关性;(2)2017年,我国已成为美国LNG第二大出口国,增速可观,到岸均约为1.9-2.1元/立方米;但当前中美贸易摩擦升级,若对从美进口的LNG加征25%关税最终落地,将会显著压缩套利空间,使从美国进口LNG的选择变得不经济。我们认为,高油价背景及中美贸易摩擦将导致我国天然气进口价格提升,增加保供难度。我国未来需形成区域性的天然定价机制,既可逐步化解LNG进口“亚洲溢价”的问题,同时也有助于推动人民币的国际化。

  天然气调峰、保供措施如火如荼,上游天然气资源类公司、设备公司及具有气源的城燃公司望受益。当前,我国冬季保供工作快速推进:(1)地下储气库是主要的调峰手段,根据“十三五”规划,储气能力需达148亿立方米,2018-2020年需新增76.81亿立方米,但当前商业模式存在问题,经济性较差,成本只能由上游公司内部消化或依靠国家补贴;(2)LNG接收站和储罐也是重要的调峰手段,2018年LNG接收站将有6个项目计划投产,规模将进一步增长至7115万吨/年,同时LNG储备调峰项目的盈利弹性较强;LNG储罐2018-2020年可新增约305.6亿立方米,具有较大投资空间。(3)非常规天然气将成为重要的补充资源,有望迎来快速发展,煤层气与页岩气2020年产量有望达到63亿与300亿立方米。

  (1)具有气源的城燃公司推荐深圳燃气、新天然气;关注:百川能源、新奥能源(H)、北京燃气蓝天(H);

  (2)天然气设备类公司,关注:中集安瑞科(H)、厚普股份、福瑞特装、深冷股份;

  ◆公司简介:深圳燃气是一家以燃气批发、管道和瓶装燃气供应、燃气输配管网的投资和建设企业,主营城市管道燃气供应、液化石油气批发、瓶装液化石油气零售和燃气投资业务。公司运用市场化手段,成功控股深圳市及江西、安徽、广西三省区的十多个异地城市的燃气项目,拥有深圳市规模最大的液化气储配基地,占据深圳市最大的瓶装气市场份额。

  ◆多因素驱动天然气需求增长。受环境约束和政策推动等因素影响,作为现代清洁能源体系的主体能源之一,天然气将扮演能源结构调整中的重要角色,公司成长将受益于天然气行业的整体发展。公司管道燃气销售量仍以深圳地区为主,未来看点包括电厂用气增长和城中村改造等。电厂用气方面,公司电厂用户销售增量主要源于新用户拓展、存量用户电厂投产及已运行电厂机组利用率的提升;城中村改造方面,公司力争到 2020 年完成城中村和老旧住宅区管道天然气改造超过 99万户,可见用气增长空间。

  ◆广东省天然气价格改革加速推进,公司配气费调整有望落地。2018年8月,广东省公布了关于印发《广东省发展改革委城镇管道燃气价格管理办法》的通知(粤发改规〔2018〕10号),指出配气价格按照“准许成本加合理收益”的原则制定,配气业务准许收益为税后全投资收益率,按不超过7%确定(办法明细详见表1)。公司管道燃气销售业务的购销价差处于较高水平,近年来市场关于公司配气费下调的担忧持续存在。我们认为,公司深圳地区管道燃气配气费较高的原因主要在于对接驳收入缺失的弥补,且随着低毛利率电厂用气量的增长,公司综合配气费总体下行。不排除地方政府通过压缩城市燃气公司利润的方式为下游用户争取降价空间,但我们认为下调公司管输费可提升天然气价格吸引力从而争取管道燃气销售增量,而且即使下调公司管输费,下调的空间仍然有限。此外,广东省配气价格管理办法出台后,距离配气费调整最终落地需经历成本审核等多步骤,预计2018年内广东省大概率不会颁布配气费调整的最终方案。退一步讲,即使公司配气费下调(不论调整幅度如何),至少公司2018年业绩受此影响的可能性较低。

  ◆渐行渐近的LNG储备调峰项目。我国天然气储气调峰环节存在短板。近年来,国家层面多次发布储气调峰设施建设相关政策,加强储气调峰环节力度。截至2018H1,公司周转能力80万吨/年的LNG储备调峰项目的工程进度已达99%,我们预计该项目有望于2018年年内投产。公司LNG储备调峰项目的投产将增强公司天然气供应能力,缓解深圳天然气季节性供应缺口问题;项目盈利弹性可观,期待投产贡献业绩增量。

  ◆盈利预测与投资评级:我们维持盈利预测,预计公司2018~2020年的归母净利润分别为10.0、11.6、13.0亿元,对应EPS分别为0.35、0.40、0.45元,对应PE分别为18、15、14倍。我们根据可比公司估值情况,给予公司2018年21倍PE水平,对应目标价7.35元,维持 “买入”评级。

  ◆风险提示:广东大鹏照付不议合同违约导致购气成本上升的风险,配气费进一步下行的风险;LNG调峰储备项目投产慢于预期,盈利情况低于预期;城中村改造进度低于预期,燃气电厂投产慢于预期,城市燃气项目异地扩张速度低于预期,导致天然气销售量低于预期的风险等。

  ◆公司简介:新疆鑫泰天然气股份有限公司成立于2002年06月13日,主营业务为城市天然气输配与销售业务, 涵盖城市民用、商用、车用和工业园区天然气等领域。一般经营项目包括对城市供热行业的投资,燃气具、建筑材料、钢材、五金交电、机电产品、化工产品的销售公司,经营区域目前已覆盖新疆8个县(市、区),先后投资设立了11家控股子公司。公司已拥有多条自建高压管道,并与中石油、中石化建立了长期供气合作关系,形成多气源供应优势。

  ◆向上游煤层气延伸,协同效应增强。随着国家“煤改气”政策的推行,我国天然气需求正处于高速增长时期,供需缺口导致气价有望进一步提升。公司立足新疆,拥有部分城市燃气分销特许经营权,经营区域为新疆境内8个市(区、县),其中乌鲁木齐高新区燃气销售稳定增长。上半年公司累计销售天然气3.35亿方,同比增长16%。收购亚美能源后,公司业务范围扩展至山西,将打通产业链,释放在上游开发投资的权限,协同效益明显,有望降低成本,销量扩大,保证业绩的持续增长,对长期发展具有重要的战略意义。

  ◆收购亚美能源,布局天然气全产业链。公司2018年4月公告称,拟通过现金交易方式收购亚美能源控股有限公司50.5%的已发行股份,成为亚美能源第一大股东。2018年8月6日下午16时要约期截止,香港利明已收到27.58亿股股份的有效接纳、1.94亿份购股权的有效接纳及0.36亿受限制股份单位的有效接纳;根据要约条款,香港利明将按每股1.75港元收购总共16.93亿股股份,每份0.5647港元收购并注销1.00亿份购股权,每份1.75港元收购并注销0.20亿份受限制股份单位。

  ◆煤层气市场潜力巨大,下半年有望带来业绩增量。煤层气是清洁能源,国家能源局将煤层气产业发展成为重要的新兴能源产业,一旦商业化经济效益巨大。亚美能源主要在山西省沁水盆地的潘庄、马必两区块的进行煤层气开采工作,潘庄区块设计产能为5亿立方米/年,马必区块一期设计产能10亿立方米。18年二季度潘庄日均产气量达179万m³,环比一季度增长4.5%,马必区块日均产气量25万m³,同比增长24%,日后两个区块均有望进行大规模商业开发,预计为亚美能源带来业绩增量,进而促进公司合并报表业绩提升。

  公司主营业务包括天然气销售、天然气入户安装服务。天然气销售方面,受益于我国天然气消费持续高增长,公司18-20年天然气销售量有望维持在15%以上且逐年小幅增长;保守估计,天然气销售单价(元/方)同样有望随天然气消费高增长小幅增长,18-20年每年增长0.01元/方,毛利率18-20年同样会有小幅增长;天然气入户安装劳务方面,由于新疆早在2013年便开始居民用户“煤改气”工程,我们预计18-20年居民“煤改气”完成安装户数的增速将有所下降,从18年的10%逐步下降到20年的8%,每户安装收入维持在4500元/户;同时,非居民“煤改气”18-20年每年仍将维持10%的增长,每户安装收入维持在50000元/户;整体毛利率会随着非居民“煤改气”用户占比的增长而小幅增加。

  亚美能源方面,潘庄项目18-20年产量有望维持10%的增长,产销比将维持在98%的高位,净销量占总销量比维持在70%,预计售价将维持在1.5元/方;马必项目加速推进,18-20年产量增速有望维持在60%以上,产销比和17年保持一致(92%),净销量占总销量比保持在80%,售价随着项目逐步投产有望达到1.5元/方。

  假设亚美能源2018年下半年完成并表,18年只考虑亚美能源下半年的营业收入,我们预计公司18-20年营业收入分别为15.47、22.30、26.30亿元,毛利率分别为34.24%、37.54%、40.88%。

  我们预计公司18-20年净利润分别为2.82、4.06、5.30亿元,对应EPS分别为1.76、2.54、3.31元。公司本身作为区域性城燃公司,同时收购亚美能源后将布局煤层气业务,我们选取了同属区域性城燃公司的深圳燃气、陕天然气和重庆燃气,以及煤层气公司蓝焰控股。可比公司2018、2019年的PE均值分别为20、18倍。考虑到公司收购亚美能源后,将打通天然气上下游产业链,有望实现资源的最大化利用,给予公司2019年18倍PE,对应目标价45.72元,首次覆盖给予“买入”评级。

  ◆公司简介:公司的主营业务包括能源装备与工程、化工装备与液态食品装备三大板块,为客户提供运输、储存、加工的关键装备、工程服务及系统解决方案,现已成为业内具有领先地位的集成业务服务商与关键设备制造商。(1)能源装备与工程上,专注于制造及销售多类型用作储存、输送、加工及配送天然气的设备,如压缩天然气拖车、密封式高压气体瓶、LNG拖车、LNG储罐、LPG储罐、LPG拖车、天然气加气站系统及天然气压缩机;此外,还为天然气行业提供设计、采购及安装施工服务。(2)化工装备上,专注于制造及销售多类化学液体及化学气体的储运装置,如罐式集装箱等。(3)液态食品装备上,专注于供储存及加工啤酒、果汁及牛奶等液态食品的不锈钢储罐的工程、制造及销售;此外,还为酿酒业及其他液态食品行业提供设计、采购及安装施工服务。

  ◆公司是天然气全产业链装备龙头。自成立之日起,就专注于能源装备与服务业务,母公司中集集团,更是从2000年入局罐式集装箱业务,于2004年收购张家港圣达因,正式进入LNG领域,并于2007年将相应资产注入中集安瑞科。目前,公司在该领域已经完成能源装备板块中天然气装备的上中下游全产业链布局,有着高压运输车产销量全球第一、低温运输车及低温储罐市场占有率中国第一,LNG接收站大型储罐、LNG加气站模块化产品及CNG加气站在国内市场占有率均排名前三等佳绩。近年来,公司继续坚持以“装备制造+工程服务+整体解决方案”为战略主线,加紧布局天然气上中下游产业链,重点构建LNG接收站、城市调峰储气、LNG罐箱多式联运等解决方案。2014年以来,公司相继并购四川金科深冷、辽宁哈深冷、南通太平洋等天然气设备相关公司,使得公司在该领域的布局更加全面、优化。此外,积极开拓海外市场,及时捕获市场机会,保持竞争优势(目前,20多个制造基地和研发中心已经分布于中国和欧洲多国,营销网络遍布全球一百多个国家和地区)。

  ◆乘市场东风,三大业务板块全线年冬季,“气荒”促使中国清洁能源行业提高LNG储运能力,直接推动2018年上半年能源装备与工程分部收益的增加;受益于国际化工行业的持续增长,化工装备分部收益获得提升;得益于拉丁美洲市场新接订单量的增加,液态食品与工程分部收益得以增长。2018年上半年,公司营业收入达58亿元,同比增加23.73%。其中:(1)能源装备与工程分部营业收入为25.16亿元,同比增长16.3%,占本集团总营业收入的44.5%,该分部仍为本集团最高收益的分部(去年同期:46.7%);收益增长的主要原因是LNG运输车、LNG罐箱、LNG储罐营业额上升以及一条LEG运输船的交付。

  (2)化工装备分部营业收入为17亿元,同比增长24.6%,占本集团总营业收入的30.1%(去年同期:29.4%);收益增长主要系标准及特种罐式集装箱需求的上升。

  (3)液态食品装备与工程分部营业收入为14.1亿元,同比增长28.4%,该分部占本集团总营业收入的25.0%(去年同期:23.7%)。

  ◆公司简介:北京燃气蓝天2016年经北京燃气注资入股后(北京燃气为单一最大股东,2018年6月持股比例41.22%)成功转型,专注天然气的配送及销售业务,目前公司主要业务板块包括城市燃气、液化天然气(LNG)销售配送、液化天然气(LNG)单点直供及天然气加气站等。

  ◆借政策东风,业绩快速增长。近两年,国家环保监管政策日趋严格,“煤改气”政策长期推进的趋势依然存在,国内天然气需求进一步增长,LNG进口大幅增加。公司抓住行业机遇,着力发展天然气LNG业务。2017年,公司天然气年销气量达513.3百万立方米,同比增长80.1%,全年营业收入1451百万港元,税息折旧及摊销前利润244.7百万港元。根据公司最新公告,2018年上半年净利润将同比增加,主要是由于天然气业务爆发式增长及收购联营公司所带来的股权收益。2017年公司项目新增覆盖吉林、山西等地,ag8同时借助北京燃气强有力的区位优势及资源支持,拓展京津冀、山东等重点区域业务,有效地提升了公司市场占有份额,促进业绩的快速增长。

  ◆加快外延并购,布局天然气全产业链。公司主要通过并购的方式快速占领市场,2017年,公司完成收购吉林松原、山西民生、永济民生等城市天然气项目,2018年新增收购中石油京唐曹妃甸LNG接收站码头(公司持股比例29%)及广西藤县项目(天然气提供及分销系统),有力地保障了公司天然气上游供气源及中下游配送、销售服务。目前国内业务覆盖辽宁、吉林、陕西、山西、山东、安徽、浙江、湖北、贵州、四川及海南等地,2017年新增接驳管道气66717户居民用户,截至2017年底,公司共拥有加气站39个(其中22个压缩天然气加气站、17个液化天然气加气站),产能规模不断扩大。公司加快并购步伐,致力于打造天然气全产业链布局,提升公司整体竞争力。

  ◆加大融资力度,全面促公司扩张。为保障项目运营资金,公司向北京燃气发放新股用以收购京唐LNG接收站码头项目及广西藤县项目,目前北京燃气作为单一最大股东,持股比例由2016年的25.54%增加至2018年6月的41.22%。考虑到公司资产负债率相对较低,公司加大债务融资力度,发行企业债、可转债筹集资金。此外新增发行认购股及因员工行使购股权发行普通股,多项融资渠道有力地保障资金来源,促进项目顺利进展。

  ◆风险提示:政府补贴不及预期,天然气价格下降;“煤改气”及调峰储气基础设施建设不及预期。

  ◆公司简介:公司实际控制人为山西省国资委,主营业务为煤矿瓦斯治理及煤层气勘探、开发与利用业务,属于石油天然气勘探与生产行业,2017年总营收为19.04亿元人民币,其中煤层气销售收入占比58.89%。公司作为行业内的龙头企业,形成了煤层气勘探、抽采、输送、销售等完整产业链,掌握了具有独立自主知识产权且较为完善煤层气地面抽采技术。公司将保持在煤层气勘探、抽采、输送、压缩、液化、化工、发电、汽车燃气、居民用气等一整套的产业链优势,煤层气利用市场的规模优势,煤层气抽采的技术、地域、政策优势,以煤矿瓦斯治理为业务核心,以提高煤炭井下生产安全为宗旨,发展和完善地面瓦斯治理成套技术,拓展煤层气(瓦斯)利用方式和销售渠道,提高煤层气(瓦斯)的利用率,为社会提供清洁能源、推动大气环境治理。

  ◆天然气量价齐升,上游龙头有望受益。2017年底起我国天然气价格维持在高位,根据卓创资讯数据,今年上半年LNG 市场价均价为4321 元,同比增长34%。2018年7月10日起,北京市已经率先进行了终端提价,预计其他城市将陆续跟进完成终端提价。需求方面,2017年我国能源结构中煤炭消费占比高达60%,天然气仅占6.6%,远不及世界天然气占比24%的平均水平。国家“十三五规划”提出到 2020 年、2030 年提升该比重至 10%、15%,对应年复合增长率15%。同时,随着“煤改气”工程的大力推进,天然气需求将保持15%以上的增速增长,而2017年我国天然气产量增速仅为9.8%,供需矛盾将进一步推高天然气价格。随着今年LNG接收站陆续建成投产,多维度增产保供将利好气源布局,蓝焰控股作为煤层气供给龙头有望率先获益。

  ◆资源区块突破发展瓶颈,新区块投产在即。公司为山西省煤层气龙头企业,具备自主知识产权和地面抽采技术,截止2017年底具备15亿方/年的地面抽采能力。2017年山西省煤层气矿业权下放,公司取得首批10个区块中4个区块共计 610 平方公里的煤层气探矿权,区块面积为原区块的6倍,打破了长久以来资源区块的发展瓶颈。2018年山西省将进一步释放煤层气探矿权,公司有望取得新区块。其中柳林区块开发进展超过预期,已于2018年7月31日成功点火,成为山西省首批公开出让的10个煤层气勘查区块中首个勘探施工点火区块。截至5月底,柳林石西区块已推井场14个,已施工5口井,预计2018年底柳林区块将投产煤层气100万方/天。随着各个新区块陆续建成投产,下半年有望煤层气产量有望快速提升。

  ◆控股股东成立山西燃气集团,公司有望获益国改整合。公司控股股东晋煤集团获批主导成立山西燃气集团(注册资本1000 万元,晋煤集团持股 100%),山西燃气集团致力于打造山西省煤层气(燃气)专业化重组平台。而公司作为 “气化山西”战略实施下的品牌及平台企业,有望主导全省燃气产业链重组整合工作,打通煤层气产业链,从上游供给端至下游需求端全面获益。

  ◆京津冀及异地项目快速发展。受益于京津冀地区“煤改气”项目的推进,叠加2017年已完成项目结转等因素,2018H1公司京津冀地区的天然气接驳和销售业务体量同比大幅增长;此外,2017年公司外延收购的荆州天然气并表贡献利润。上述原因致公司2018H1营业收入和归母净利润同比高速增长。

  ◆外延拓展力度不减,业务版图持续扩张。公司位于河北省的核心业务区域2017年“煤改气”推进迅速,预计2018年将按照统筹规划、循序渐进、量力而为、以气定改的原则理性推进。公司加码外延并购力度以保持业绩高速增长。公司2017年报披露,计划通过直接并购优质项目、成立产业基金培育潜力项目等多种形式,以京津冀区域为重点,加速在全国范围内进行产业布局。2017年公司收购荆州天然气公司,后者承诺2018、2019年扣非归母净利润分别不低于9200万元、10150万元。2018年7月26日,公司公告拟以现金方式收购阜阳国祯燃气100%股权,交易作价约13.4亿元。公司逐步走出河北,业务版图持续扩张,正在加速实现从区域城市燃气公司到全国性综合燃气供应商的迈进。

  ◆风险提示:“煤改气”进度慢于预期,补贴落实低于预期;公司外延并购项目进度和效果低于预期。

  :中美贸易摩擦存在进一步升级的可能性,地缘政治因素至石油价格大幅上涨,进而显著提高我国天然气进口价格。中国推进区域经贸合作、区域天然气价格体系受阻,致“亚洲溢价”长期存在。

  :冬季如果出现极冷等极端天气将会推动天然气消费量,同时,也有可能导致中亚进口天然气量不足,提升冬季保供压力,推动LNG价格上涨。

  :中石油通过提升门站价价格以确保冬季天然供应,下游燃气公司如果顺价不力,将影响其盈利性。天然气价格改革推进将使管输费、配气费进一步下行,也将影响城燃公司的业绩。

  :在当前价格机制及商业模式下,地下储气库无法实现盈利,进度变慢导致储气能力达不到规划要求; LNG接收站项目落地进度低于预期将推迟业绩贡献。公用事业”第二名,“环保”第五名;2014年新财富“环保等公用事业”行业第二名;2013年新财富“电力、煤气及水等公用事业”行业第四名。返回搜狐,查看更多

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