《【研报】公用环保行业:低碳转型多元竞争龙头分化-210622(31页).pdf》由会员分享,可在线阅读,更多相关《【研报】公用环保行业:低碳转型多元竞争龙头分化-210622(31页).pdf(28页珍藏版)》请在三个皮匠报告上搜索。
1、 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分,请务必一起阅读。 1 证券研究报告 公用环保公用环保 低碳转型低碳转型,多元竞争,龙头分化,多元竞争,龙头分化 华泰研究华泰研究 公用事业公用事业 增持增持 ( (维持维持) ) 燃气及分销燃气及分销 增持增持 ( (维持维持) ) 行业行业走势图走势图 资料来源:华泰研究,Wind 重点推荐重点推荐 股票名称股票名称 股票代码股票代码 目标价目标价 (当地币种当地币种) 投资评级投资评级 港华燃气 1083 HK 6.61 买入 昆仑能源 135 HK 9.21 买入 深圳燃气 601139 CH 8.70 买入 华润燃气 1193 HK 52.
2、00 买入 天伦燃气 1600 HK 10.96 买入 资料来源:华泰研究预测 2021 年 6 月 22 日中国内地 深度研究深度研究 看好双碳看好双碳目标目标下下中国燃气行业前景中国燃气行业前景,城燃龙头显著受益,城燃龙头显著受益 基于碳达峰与碳中和的目标驱动,我们看好 2021-2030 年中国燃气行业发展前景。天然气是实现低碳转型的现实选择,预计 2021-2030 年保持不低于 6%的年均复合增长,燃气企业成长空间广阔。上游气源逐渐多元化,国家管网中游输配运转日渐成熟,气源与输配分离促使头部燃气企业加大LNG 采购力度。 “X+1+X”体系提升两端多元化竞争程度,降低下游气源采购成本
3、,发挥头部企业用户资源优势。我们更加看好上下游一体化的资源优势,推荐港华燃气、昆仑能源、深圳燃气;同时建议关注零售气业务稳健增长,推荐华润燃气、天伦燃气。 需求侧:实现低碳转型的现实选择,需求侧:实现低碳转型的现实选择,未来十年迎高质量发展未来十年迎高质量发展 2温控目标下世界能源需求仍将长期增长,碳中和目标下,中国一次能源需求将在 2030-2035 年间达峰,峰值约 39 亿吨标油。天然气+非化石能源满足 2025 年前新增需求,2025 年后天然气是替代高碳能源、实现低碳转型的现实选择。碳中和情景假设下,我们预计 2040 年国内天然气需求达峰,2021-2025 年 CAGR 7%,2
4、026-2030 年 CAGR 6%,2031-2040 年CAGR 1%。从细分板块来看:1)城镇燃气进入内生增长阶段;2)工业燃料“以气代煤” ;3)气电辅助新能源电力调峰;4)综合能源服务渗透率提升。我们看好燃气企业在未来 10 年的高质量成长空间。 供给侧:上游气源逐渐多元化,中游输配运转日渐成熟供给侧:上游气源逐渐多元化,中游输配运转日渐成熟 1)国产气以中石油为主体的上游开发商主导,预计中国天然气产量到2025 年将达到 2,500 亿方,相比 2020 年增长超过 30%;2)进口管道气多元化,俄气为最大增量,已投产北段 41 亿方+中段 99 亿方,南段预计2025 年建成投产
5、,总输气量增至 380 亿方;3)进口 LNG 长协定价挂钩原油,来源集中于澳洲/卡塔尔/马来/印尼;4)进口 LNG 现货短期供需趋紧,中长期供需过剩。国家管网公司成立促使天然气市场体系重构,度过磨合期后,持续扩大油气管网基础设施投资,续建/待建天然气管道约3050 千米。气源与输配分离,头部燃气企业加大 LNG 采购力度。竞争格局:竞争格局:X+1+X 体系提升两端多元化竞争程度体系提升两端多元化竞争程度,城燃龙头份额提升,城燃龙头份额提升 多元主体竞争程度提高, “十三五”期间,民营、港资和外资企业不断拓展城镇燃气市场空间,目前占全国城镇燃气市场份额超过 50%;主要石油企业加速布局下游
6、市场。我国前五大燃气公司(按 2020 年零售气量排序)分别为:华润燃气、香港中华煤气(内地销气业务) 、新奥能源、昆仑能源、中国燃气。在 2016-2020 年天然气表观消费增速快速增长的同时,五大燃气公司合计销气量份额从 2016 年的 30%提升至 2020 年的 35%,稳定的行业格局中龙头份额稳步提升。 关注两类投资视角:上下游资源一体化优势关注两类投资视角:上下游资源一体化优势+零售销气业务复苏零售销气业务复苏 管网公司运营后,我国天然气供应主体将更加多元化,将逐步形成以“三桶油”为主、多种社会资本共同参与的局面,有利于推动中国天然气贸易市场的形成,降低下游城燃企业的气源采购成本。
7、此外,上下游资源一体化将给城燃企业带来持续价格优势。增值业务有望发挥用户资源优势,有利于头部企业抢占燃气分销以外的市场先机。我们更加看好上下游一体化带来的估值提升,推荐港华燃气、昆仑能源、深圳燃气;零售销气业务复苏有望带来估值修复,推荐华润燃气、天伦燃气。 风险提示:内需增长放缓;国内气价风险;国内政策风险;海外气价风险;用气安全风险。 (12)1152841Jun-20Oct-20Feb-21Jun-21(%)公用事业燃气及分销沪深300 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分,请务必一起阅读。 2 公用环保公用环保 正文目录正文目录 实现低碳转型的现实选择,预计实现低碳转型的现实选择,
8、预计 2040 年天然气需求达峰年天然气需求达峰 . 4 城镇燃气:城市居民用气进入内生增长阶段,燃气下乡带来增长新动能 . 6 工业燃料:大气治理+环保要求驱动工业燃料“以气代煤” . 8 气电:部分替代煤电以减污降碳,辅助新能源发电的重要调峰手段 . 8 综合能源服务:低碳循环节能产业将成为新一轮经济增长引擎 . 10 供给侧:上游气源逐渐多元化,中游输配运转日渐成熟供给侧:上游气源逐渐多元化,中游输配运转日渐成熟 . 12 国家管网:度过磨合期,持续扩大油气管网基础设施投资 . 12 国产气:以中石油为主体的上游开发商主导,产量占比继续下降 . 13 进口管道气:以中亚线为主,进口多元化
9、,俄气为最大增量 . 14 进口 LNG 长协:定价与原油挂钩,来源相对集中 . 15 进口 LNG 现货:2021-2022 年供应过剩,2023-2025 年紧平衡 . 15 定价机制:严格的价格监管定价机制:严格的价格监管+小部分价格协商小部分价格协商 . 19 竞争格局:竞争格局:X+1+X 体系体系提升两端多元化竞争程度提升两端多元化竞争程度 . 20 上游:国产气供给高度集中,LNG 供给多元化. 20 中游:国家管网整合输气管道资源,上下游公司实现公平接入 . 21 下游:龙头资源优势凸显,市场集中度提升 . 21 重点推荐一览表重点推荐一览表 . 25 港华燃气(1083 HK
10、,买入,目标价:6.61 港币) . 25 昆仑能源(135 HK,买入,目标价:9.21 港币) . 26 深圳燃气(601139 CH,买入,目标价:8.70 元) . 26 华润燃气(1193 HK,买入,目标价:52.00 港币) . 27 天伦燃气(1600 HK,买入,目标价:10.96 港元) . 27 风险提示. 28 图表目录图表目录 图表 1: 世界一次能源需求:1990-2050 年历史与预测 . 4 图表 2: 每万美元能源强度:2010-2050E 历史与预测 . 4 图表 3: 中国一次能源需求及增速:1990-2020 年历史值与 2025-2050 年预测值 .
11、 4 图表 4: 中国一次能源需求变化:2020-2025 年 . 5 图表 5: 中国一次能源需求变化:2025-2050 年 . 5 图表 6: 全球各类电源的平均碳排放强度对比: . 5 图表 7: 中国天然气消费量:历史值与预测值 . 6 图表 8: 2011-2025 年天然气消费端(按行业划分) . 6 图表 9: 2020 年国内城镇化率达到 63.9% . 7 图表 10: 2015-2020 年国内城镇气化率/天然气气化率变化 . 7 图表 11: 预计 2021-2025 城镇燃气增速放缓 . 7 图表 12: 预计 2021-2025 工业燃气增速上升 . 8 图表 13
12、: 2015-2020 年国内气电装机容量与增速 . 9 qRsMoMsPoPsOnMoQxOrMnR6M9R7NmOmMsQmNfQoOtNkPsQtQbRqQzQNZpNnQMYmPoN 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分,请务必一起阅读。 3 公用环保公用环保 图表 14: 2020 年末中国气电装机占比远低于美国与欧洲 . 9 图表 15: 2020 年灵活调节电源占比与可再生能源占比 . 10 图表 16: 预计 2021-2025 天然气发电增速上升 . 10 图表 17: 碳排放约束短期加大经济运行成本,长期成为经济增长动能 . 11 图表 18: 碳中和情景下 2020
13、-2050 年第三产业比重增长更快 . 11 图表 19: 2016-2021E 新建天然气管道长度 . 12 图表 20: “十三五”国内天然气、页岩气、煤层气新增探明地质储量. 13 图表 21: 2016-2020 中国天然气与煤层气产量 . 13 图表 22: 2016-2023E 进口管道气与增速 . 14 图表 23: 2019 年进口 LNG 来源国 . 15 图表 24: 2020 年进口 LNG 来源国 . 15 图表 25: 已投运 LNG 接收站区域分布 . 16 图表 26: 我国 LNG 接收站情况 . 16 图表 27: 全球 LNG 供需平衡表-Bloomberg
14、 一致预期(百万吨) . 18 图表 28: 国内天然气终端销售价格构成 . 19 图表 29: 中石油垄断国产天然气供给 . 20 图表 30: 国家管网组建,上下游公司实现公平接入 . 21 图表 31: 天然气下游市场细分 . 22 图表 32: 2011-2020 年我国天然气下游各类消费总量 . 22 图表 33: 2011-2020 年我国天然气下游各类消费总量占比 . 22 图表 34: 2012-2020 年城市燃气/工业用气/化工用气和发电用气增速 . 22 图表 35: 燃气下游市场参与者 . 23 图表 36: 中国天然气表观消费量及五大城燃公司份额(2016-2020)
15、 . 23 图表 37: 中国前五大城燃公司零售气量(2016-2020) . 23 图表 38: 五大城燃公司在运营城市燃气项目数量(2020) . 23 图表 39: 五大城燃公司零售气量/全国天然气表观消费量(2020) . 23 图表 40: 2016-2020 年四大城燃企业平均毛差处于下降趋势 . 24 图表 41: 2016-2020 年华润/新奥/港华的接驳利润占比处于下降趋势 . 24 图表 42: 2016-2020 年华润/中燃/昆仑/港华销气收入占比提升 . 24 图表 43: 2016-2020 年新奥/中燃的增值与综合能源收入占比提升 . 24 图表 44: 燃气行
16、业估值比较 . 25 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分,请务必一起阅读。 4 公用环保公用环保 实现低碳转型的现实选择实现低碳转型的现实选择,预计预计 2040 年年天然气需求达峰天然气需求达峰 2温控目标下世界能源需求仍将长期增长温控目标下世界能源需求仍将长期增长。中石油集团经济技术研究院于 2020 年 12 月发布2050 年世界与中国能源展望 ,文中提到受新冠疫情影响,2020 年世界一次能源需求同比下降约 6%,降至 2015 年同等水平,但长期来看世界经济和人口增长仍将推动能源需求持续增长。为实现巴黎气候协定提出的 2温控目标,2035 年全球一次能源需求165 亿吨标油
17、,2021-2035 年 CAGR 为 1.3%;2050 年 182 亿吨标油,2036-2050 年CAGR 为 0.5%。2030/2050 年世界天然气需求分别为 4.6/5.4 万亿立方米,在一次能源中的占比分别为 26%和 27%;非化石能源分别为 28%和 47%。 图表图表1: 世界一次能源需求:世界一次能源需求:1990-2050 年历史与预测年历史与预测 图表图表2: 每每万美元能源强度:万美元能源强度:2010-2050E 历史与预测历史与预测 资料来源:2050 年世界与中国能源展望(2020 版)、华泰研究 资料来源:2050 年世界与中国能源展望(2020 版)、华
18、泰研究 中国一次能源需求中国一次能源需求 2035 年达峰年达峰。 2050 年世界与中国能源展望文中提到,碳中和目标下,中国一次能源需求将在 2030-2035 年间达峰,峰值约 39 亿吨标油(56 亿吨标煤) ,化石能源需求在 2025 年前后达峰,峰值约 30 亿吨标油(43 亿吨标煤) ,能源相关碳排放将于 2025 年前后达峰。1990-2020 年中国一次能源消费总体保持较快增长,受工业化推动,2001-2005 年增速明显加快、CAGR 达到 12.2%,2011-2020 年能源消费增速逐步回落,2016-2020 年 CAGR 降至 2.8%。 图表图表3: 中国一次能源需
19、求及增速:中国一次能源需求及增速:1990-2020 年历史值与年历史值与 2025-2050 年预测值年预测值 注:宏观假设包括 1)2020-2050 年 GDP 保持 4.1%的年均增速;2)人口在 2030 年达峰,2050 年降至 13.6 亿人 资料来源:2050 年世界与中国能源展望(2020 版)、华泰研究 0204060800035E参考情景2035E2C温控2050E参考场景2050E2C温控(亿吨标油)石油天然气煤炭核电可再生0.00.51.01.52.020025E 2030E 2035E 2040E 2
20、045E 2050E(吨标油)每万美元能源强度参考情景2C温控场景(2)0246852025303540450200520025E2030E2035E2040E2045E2050E(%)(亿吨标油)一次能源需求量平均增速(右) 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分,请务必一起阅读。 5 公用环保公用环保 天然气天然气+非化石能源非化石能源满足满足 2025 年前新增需求,年前新增需求,2025 年后替代高碳能源。年后替代高碳能源。2025 年前,中国能源发展呈现煤炭减量、石油放缓、清洁能源(天然气+非化石能源)快速增加的特
21、征,即“减煤、压油、增气+新能源” 。清洁能源可满足全部新增一次能源需求。2025 年后,清洁能源将更快发展,除满足新增用能需求外,对煤炭和石油在发电、工业燃烧、建筑和交通用能等领域形成较大规模替代。 图表图表4: 中国一次能源需求变化:中国一次能源需求变化:2020-2025 年年 图表图表5: 中国一次能源需求变化:中国一次能源需求变化:2025-2050 年年 资料来源:2050 年世界与中国能源展望(2020 版)、华泰研究 资料来源:2050 年世界与中国能源展望(2020 版)、华泰研究 天然气是实现低碳转型的现实选择天然气是实现低碳转型的现实选择。根据联合国气候变化专门委员会(I
22、PCC)统计,从全球各种电源的平均碳排放强度对比来看,天然气和石油、标准煤二氧化碳排放比例为1:1.79:2.13。因此,提高天然气的使用率,是减轻环境污染的有效手段。加快发展天然气,提高天然气在我国一次能源消费结构中的比重,可显著减少二氧化碳等温室气体和细颗粒物(PM2.5)等污染物排放,实现节能减排、改善环境。 图表图表6: 全球全球各类电源的平均碳排放强度对比:各类电源的平均碳排放强度对比: 资料来源:联合国气候变化专门委员会、华泰研究 碳中和碳中和情景下,情景下,2040 年年国内国内天然气需求达峰,天然气需求达峰,2021-2025 年年 CAGR 7%,2026-2030 年年CA
23、GR 6%,2031-2040 年年 CAGR 1%,2041-2050 年年 CAGR-0.3%。分能源品种来看:1)石油需求 2025 年达峰约 7.2 亿吨,2050 年降至 3.1 亿吨,CAGR=-3.4%;2)天然气需求 2040 年进入峰值平台期,约 5500 亿立方米,2021-2040 年 CAGR=2.8%、2041-2050年 CAGR=-0.3%。天然气与其他能源载体转换灵活,是高比例可再生能源系统保持安全性和稳定性的重要支撑。 34.637.5(0.9)0.5 0.9 0.1 0.2 2.1 337382020煤炭石油天然气水电核电非水可再生20
24、25E(亿吨标油)37.536.4(14.1)(4.1)1.2 0.9 2.3 12.7 055402025E煤炭石油天然气水电核电非水可再生2050E(亿吨标油)8452204006008001,0001,200煤电石油天然气光伏地热光热生物质核电风电潮汐水电(g/KWh)碳排放强度 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分,请务必一起阅读。 6 公用环保公用环保 图表图表7: 中国天然气消费量:历史值与预测值中国天然气消费量:历史值与预测值 资料来源:国家统计局、海关总署、华泰研究 天然气消费端按行业可为城镇燃气、工业燃料
25、、燃气发电和化工用气。天然气消费端按行业可为城镇燃气、工业燃料、燃气发电和化工用气。 “十三五”期间,我国逐步形成以科学的天然气供给满足合理需求的市场供需格局,城镇燃气和燃气发电是天然气消费增长的主力。2020 年我国城镇燃气、工业燃料、燃气发电和化工用气在天然气消费中的占比分别为 36.3%、35.4%、17.8%和 9.9%。 “十四五”期间,预计城镇燃气和工业燃料仍为天然气的主要消费端,燃气发电或成为最大增长动力。据中国天然气高质量发展报告(2020)估算,2025 年城镇燃气、工业燃料、燃气发电和化工用气在天然气消费中的占比分别为 34.3%、33.1%、22.8%、9.8%。 图表图
26、表8: 2011-2025 年天然气消费端(按行业划分)年天然气消费端(按行业划分) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2025E 城市燃气 436 481 538 604 649 688 937 1,082 1,130 1,210 1,500 同比增速 - 10.3 11.7 12.2 7.5 6.1 36.1 15.5 4.4 7.1 4.4 工业燃料 411 505 591 589 671 734 760 950 1,060 1,090 1,450 同比增速(右) - 22.9 17.2 -0.3 13.9 9.3 3.5
27、 25.0 11.6 2.8 5.9 燃气发电 225 235 257 273 353 414 427 485 540 580 1,000 同比增速(右) - 4.3 9.7 6.0 29.4 17.5 3.0 13.6 11.4 7.4 11.5 化工用气 233 250 305 320 259 241 262 286 310 320 430 同比增速(右) - 7.2 22.0 4.9 -19.1 -6.9 8.5 9.1 8.4 3.2 6.1 天然气总需求 1,305 1,471 1,692 1,786 1,932 2,078 2,386 2,803 3,040 3,217 4,380
28、 同比增速(右) - 12.7 15.0 5.6 8.2 7.6 14.8 17.5 8.5 5.8 6.4 资料来源: 中国天然气高质量发展报告(2020) 、华泰研究 城镇燃气城镇燃气:城市:城市居民居民用气进入内生增长阶段,燃气下乡带来增长新动能用气进入内生增长阶段,燃气下乡带来增长新动能 十三五回顾:十三五回顾:城燃从抢占增量市场转向挖掘存量市场城燃从抢占增量市场转向挖掘存量市场。据国家统计局第七次人口普查报告显示,2020 年我国城镇化率达 63.9%。从城镇化的一般规律看,城镇化率 30-70%区间是一个国家城镇化速度较快的时期,随着城镇化率突破 60%,未来十年新增城镇人口的速度
29、逐步放缓,但城镇化对高效清洁天然气的需求将不断增长。 中国天然气高质量发展报告(2020)提出, “十三五”期间,多个省份通过“县县通”和“镇镇通”工程提升城镇的用气普遍水平。2015 年,全国城镇气化率为 43%,预计 2020 年提高到 55%,气化人口从 3 亿人增至约 5 亿人,城镇居民年均生活用气量增至 130 立方米/户左右。未来随着城镇气化率的提高,增量市场的开发将逐步放缓,城市居民用气将进入内生增长阶段。 (2)0246810121401,0002,0003,0004,0005,0006,000201520202025E2030E2035E2040E2045E2050E(%)(
30、亿方)中国天然气需求CAGR(右) 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分,请务必一起阅读。 7 公用环保公用环保 图表图表9: 2020 年国内城镇化率达到年国内城镇化率达到 63.9% 图表图表10: 2015-2020 年国内城镇气化率年国内城镇气化率/天然气气化率天然气气化率变化变化 资料来源:国家统计局、华泰研究 资料来源:国家统计局、住建部、华泰研究 燃气下乡推动广大农村居民的用能结构升级燃气下乡推动广大农村居民的用能结构升级。借鉴 2017-2020 年河北“煤改气”的经验与得失,预计各地将因势利导,采取适合当地实际情况的推动方式,经济性是首要影响因素。同时,一些省份正通过管
31、道气、LNG“点供”和罐箱“一罐到底”等多种方式实现天然气逐步向乡村拓展,有序实施“燃气下乡”政策,实现“气代煤”和“气代柴” 。例如,作为全国燃气发展龙头的四川省,通过管道气实现 133 个县城城区及近郊乡镇普及天然气。建设全国绿色能源示范省的云南省,主要通过 LNG“点供”提升乡村天然气普及率。而且,LNG、CNG 和 LPG 成为管道气尚未覆盖区域的重要资源来源。 十四五展望:城镇燃十四五展望:城镇燃气需求有望继续增长,天然气覆盖率进一步提高气需求有望继续增长,天然气覆盖率进一步提高。 中国天然气高质量发展报告(2020) 提出, “十四五”新型城镇化建设持续发展,预计城镇燃气新增需求约
32、 280 亿立方米,预计“十四五”末期城镇燃气天然气需求量为 1500 亿立方米,占比34%,较 2020 年降低 2pct。 “县县通”和“镇镇通”仍是各省份十四五规划中的重点任务,如浙江省煤炭石油天然气发展“十四五”规划中提到,要在天然气利用较为成熟的地区积极推行“镇镇通” ,逐步实施“村村通” ,在天然气利用基础相对薄弱地区加快建设城镇配气管道,扩大管道燃气供应范围;国家管网集团广东省天然气管网“县县通工程”于2021 年 4 月 29 日开工,该项目管道全长 1050 公里,总投资 80 亿元,预计 2022 年建成,届时管道天然气将覆盖广东 22 个区县,惠及 1384 万人。 图表
33、图表11: 预计预计 2021-2025 城镇燃气增速城镇燃气增速放缓放缓 注:2025E 同比增速为 21-25 年 CAGR 资料来源:中国天然气高质量发展报告(2020)、华泰研究 0070202020(%)城镇化率007080902001820192020(%)城镇气化率城镇天然气气化率0554002004006008001,0001,2001,4001,60020000202025E(%)
34、(亿方)城市燃气同比增速(右) 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分,请务必一起阅读。 8 公用环保公用环保 工业工业燃料燃料:大气治理:大气治理+环保要求驱动环保要求驱动工业燃料“以气代煤”工业燃料“以气代煤” 十三五回顾:十三五回顾: “气代煤”推动天然气在工业领域的消费“气代煤”推动天然气在工业领域的消费。 中国天然气发展报告预计,到 2020 年我国天然气占工业燃料消费量比例提高到 15%,2030 年达到 25%。但是,近年来在全社会不断降低用能成本的背景下,工商业用电价格连续三年下降,促使电能替代规模不断扩大,对工商业部门的天然气消费市场空间形成一定挤压。 能源杂志数据显示,
35、“十三五”期间全国电能替代规模超过 8000 亿千瓦时,占新增用电规模的 44%。受煤炭清洁化利用和电能替代等冲击,2020 年工业燃料在天然气总消费量中占比为 35%。 十四五展望: “气代煤”在工业领域进一步推进十四五展望: “气代煤”在工业领域进一步推进,天然气在工业燃料中的应用仍有天然气在工业燃料中的应用仍有广阔广阔发发展空间展空间。目前,我国工业燃料领域的天然气消费占比约 10%-15%,远低于欧美国家 40%-50%的水平,在大气治理和环保要求的驱动下, “气代煤”在工业领域将进一步推进,预计“十四五”时期工业燃料新增天然气需求约 360 亿立方米,到“十四五”末,工业燃料需求量为
36、 1519 亿立方米,占比 34%,较 2020 年降低 1pct。 图表图表12: 预计预计 2021-2025 工业工业燃气燃气增速上升增速上升 注:2025E 同比增速为 21-25 年 CAGR 资料来源:中国天然气高质量发展报告(2020)、华泰研究 气电:气电:部分替代煤电以减污降碳,部分替代煤电以减污降碳,辅助新能源发电的重要调峰手段辅助新能源发电的重要调峰手段 十三五回顾:十三五回顾:热电联产替代散煤接近尾声,气电装机未达预期热电联产替代散煤接近尾声,气电装机未达预期。 煤炭清洁高效利用行动计划(2015-2020 年) 提出, “发展热电联供、集中供热等供热方式,以天然气(煤
37、层气) 、电力等清洁燃料替代分散中小燃煤锅炉” ,此后全国各地相继出台燃煤工业锅炉淘汰政策,鼓励发展热电联产、集中供热等供热方式。全国范围内 20 t/h 以下特别是 10 t/h 及以下的小容量燃煤锅炉数量正逐年大幅下降,燃煤工业锅炉正向着大容量、高能效、低排放的方向发展。生态环境部数据显示,全国燃煤锅炉已从 13 年的 62 万个降至 20 年的不到 10 万个 。北方大中型以上城市热电联产集中供热率达到 60%以上,20 万人口以上县城热电联产全覆盖。 中国的天然气消费占比低于全球平均水平的一个重要原因在于气电的发展较慢。中国的天然气消费占比低于全球平均水平的一个重要原因在于气电的发展较
38、慢。 “十三五”期末气电装机规模比“十二五”末增长 75%,但总装机量仍未达到“十三五”规划中设定的 1.1 亿千瓦的目标。截至 2020 年 12 月底,中国天然气发电装机容量为 9802 万千瓦,占全国发电装机总量的比例为 4.5%,占火电比例为 7.9%;发电量 2485 亿千瓦时,占总发电量 3.26%。而美国的气电装机占总装机量的比例为 35%,欧盟在 25%左右。 (5)052004006008001,0001,2001,4001,60020000202025E(%)(亿方)工业燃气同比增速(右
39、) 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分,请务必一起阅读。 9 公用环保公用环保 图表图表13: 2015-2020 年国内气电装机容量与增速年国内气电装机容量与增速 图表图表14: 2020 年末中国气电装机占比远低于美国年末中国气电装机占比远低于美国与与欧洲欧洲 资料来源:国家能源局、华泰研究 资料来源:国家统计局、IEA、华泰研究 制约国内气电发展的主要因素制约国内气电发展的主要因素:1)中国的气电发电成本远高于欧洲和美国。目前,中国的气电发电成本为 0.6 元-0.7 元/kWh,是平价风光电的两倍(参考 2021 年指导价) ,而欧洲大概为 0.4 元/kWh (剔除碳税后相当
40、于 0.25 元) 。美国的天然气价格最低,而且没有碳排放成本,所以美国气电成本只有欧洲的三分之一,最高为 0.15 元/kWh(IEA 数据) ;2)产业链对外依存度较高。我国气电的关键装备主要依赖进口,昂贵的价格限制了其增长。2020 年我国天然气供应 3,317 亿立方米,其中国内供应 1,916 亿立方米,对外依存度超过42%;3)气源价格高。目前中国各地燃气发电燃料气价格约为 2.2-2.7 元/立方米,天然气成本占气电总成本的 80%,对气电企业经营造成压力。 十四五展望:气电替代持续推进,辅助调峰作用更加凸显十四五展望:气电替代持续推进,辅助调峰作用更加凸显 沿海发达地区仍处于气
41、电替代部分煤电的阶段。沿海发达地区仍处于气电替代部分煤电的阶段。天然气作为可再生能源的快速发展中的重要过渡能源,将进一步发挥重要作用。参考能源转型最积极的欧洲,短期内的政策是以气电替代一部分煤电,但长远来看,可再生能源发电将更多地替代气电。全国碳市场已经启动,碳排放成本越来越高,气电比煤电的经济劣势将在碳成本上得到一定的弥补。广东是中国天然气发电装机规模最大的省份,截至 2020 年 12 月底,广东省气电统调装机容量为2680 万千瓦,在广东省电源装机容量中占比约为 22%;广东规划到 2025 年,广东的气电装机将达到约 4200 万千瓦。在广东,气电厂除了发电收入,还可获得辅助服务收益,
42、包括参与调频辅助服务的收益和作为备用机组的备用补偿收益。 天然气发电是综合最优的调峰电源。天然气发电是综合最优的调峰电源。随着风电、光伏等可再生能源并网的比例和数量越来越高,其波动性和间歇性带来的大量调峰需求对电力系统造成大量挑战。目前我国气电因相关政策不完备而导致低碳环保治理的外部成本无法实现内部化,造成燃气发电在成本方面的竞争劣势,面临煤电灵活性改造、储能等多种调节性电源的强有力竞争。据中国海上油气统计,中国抽水蓄能、燃气发电等灵活调节电源比重仅为 6。可再生能源比例较高的国家如西班牙、德国、美国(可再生能源在一次能源消费中的占比分别为 17.0%、17.5%、8.6%)的灵活调节电源占总
43、装机比例分别达到 31%、19%、47%,而天然气发电是其灵活调节电源的重要组成部分。天然气发电具有运行灵活、启停时间短、爬坡速率快、调节性能出色等优势,相对于燃煤发电、抽水蓄能、电池储能等调峰电源,是响应特性、发电成本、供电持续性综合最优的调峰电源。 024682,0004,0006,0008,00010,00012,0002001820192020(%)(万千瓦)气电装机增长率(右)05540中国美国欧洲(%)中国美国欧洲 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分,请务必一起阅读。 10 公用环保公用环保 图表图表15:
44、2020 年灵活调节电源占比与可再生能源占比年灵活调节电源占比与可再生能源占比 资料来源:中国海上油气2021 年 4 月第 33 卷第 2 期(作者单彤文)、华泰研究 天然气与光伏发电、风电、地热、氢能等新能源协同发展天然气与光伏发电、风电、地热、氢能等新能源协同发展。中国石油上海品茶 2021 年 2月 26 日报告天然气达峰将提前,未来发展取决于气电预计,到 2025 年,中国天然气发电装机容量将新增 0.4-0.5 亿千瓦,达到 1.4-1.5 亿千瓦,比当前水平增加 50%;电力部门的天然气消费量将增长 40%-50%,达到 750-800 亿立方米/年。同时, 中国天然气高质量发展
45、报告(2020) 预计“十四五”末燃气发电天然气需求量为 1000 亿立方米左右,占比约为 23%,与“十三五”末相比提高 5pct。 图表图表16: 预计预计 2021-2025 天然气发电增速上升天然气发电增速上升 注:2025E 同比增速为 21-25 年 CAGR 资料来源:中国天然气高质量发展报告(2020)、华泰研究 综合能源服务:低碳循环节能产业将成为新一轮经济增长引擎综合能源服务:低碳循环节能产业将成为新一轮经济增长引擎 十三五回顾:节能十三五回顾:节能服务市场投资需求服务市场投资需求旺盛旺盛,能源系统转型与能源服务升级相伴而生、互促能源系统转型与能源服务升级相伴而生、互促发展
46、。发展。综合能源服务是面向能源系统终端,以用户需求为导向,通过能源品种组合或系统集成、能源技术或商业模式创新等方式,使用户收益或满足感得到提升的行为。节能服务产业是较为成熟的综合能源服务细分市场,据中国石油上海品茶统计, “十三五”时期节能服务产业实现了年均两位数的快速增长,2020 年产值估计逼近 6000 亿元,几乎在2015 年的基础上翻了一番。 短期内,碳排放约束会加大经济运行成本;长期看,低碳循环节能产业将成为新一轮经济增长的重要动能,促进经济更快发展。碳中和情景下高端制造业、综合能源服务业在经济中的比重将快速增长,第二产业占比有所下降。 055404550中国
47、西班牙德国美国(%)灵活调节电源占比可再生能源占一次能源消费比例05502004006008001,0001,20020000202025E(%)(亿方)天然气发电同比增速(右) 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分,请务必一起阅读。 11 公用环保公用环保 图表图表17: 碳排放碳排放约束短期加大经济运行成本,长期成为经济增长动能约束短期加大经济运行成本,长期成为经济增长动能 图表图表18: 碳中和碳中和情景下情景下 2020-2050 年年第三产业第三产业比重比重增长更快增长更快 注:数据为中国经
48、济总量 资料来源:2050 年世界与中国能源展望(2020 版)、华泰研究 资料来源:2050 年世界与中国能源展望(2020 版)、华泰研究 十四五展望:综合供能服务市场投资需求将呈高增长态势十四五展望:综合供能服务市场投资需求将呈高增长态势,天然气在综合能源系统中有重天然气在综合能源系统中有重要作用要作用。 “十四五”时期,终端能源用户需求将更为综合化,贴近终端能源用户的综合供能服务将占有相当大的市场份额。天然气分布式能源的综合能源利用效率在 70%以上,是天然气高效利用的重要方式,其中微型燃气轮机技术是提升用户能源系统可靠性,支撑天然气在综合能源系统中高效利用的核心技术。据 “十四五”综
49、合能源服务产业发展展望估计,风、光、生物质、天然气等分布式、分散式能源开发利用的年均投资需求估计为1000 亿元左右;有清洁供热服务市场需求的存量和增量建筑面积估计达数十亿平方米,相应的投资需求规模估算为数千亿元。 0554045201520202025E 2030E 2035E 2040E 2045E 2050E(万亿美元)参考情景碳中和情景0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%20202035E参考情景2035E碳中和情景2050E参考情景2050E碳中和情景第一产业第二产业第三产业 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分,请务必一起阅
50、读。 12 公用环保公用环保 供给侧:上游气源逐渐多元化,中游输配运转日渐成熟供给侧:上游气源逐渐多元化,中游输配运转日渐成熟 国家管网:国家管网:度过磨合期,持续扩大油气管网基础设施投资度过磨合期,持续扩大油气管网基础设施投资 国家管网公司成立促使天然气市场体系重构国家管网公司成立促使天然气市场体系重构。2020 年 5 月 18 日,中共中央、国务院印发关于新时代加快完善社会主义市场经济体制的意见 ,提出要稳步推进自然垄断行业改革,加快实现竞争性环节市场化。在油气领域,提出要推进油气管网对市场主体公平开放,适时放开天然气气源和销售价格,健全竞争性油气流通市场。 1)国家管网公司成立之前,我
51、国天然气管输行业的主要参与企业包括中石油(601857CH) 、中石化(600028CH) 、中海油(883HK)等公司。在长输管线领域,中石油占据绝对的市场份额,中石化、中海油等公司则拥有不同地区区域性的长输管线。截至 2017 年底,中石油天然气管道长度为 51,315 公里,中石化天然气管道长度超过 4,546公里,中海油拥有陆上天然气管道长度 4,685 公里。在中输及省域天然气管道运输领域,行业内部分上市公司具有开展相关业务的资质及能力,主要包括陕天然气(002267CH) 、皖天然气(603689CH) 、新天然气(603393CH) 、胜利股份(000407CH)等公司。 2)国
52、家管网公司(未上市)成立后,天然气市场的基础设施变得更为公平开放,天然气管网、LNG 接收站等基础设施在国家监管下有序公平开放,各类油气管网设施将实现互联互通,现有的资源和管道的垄断将被打破,天然气企业资源选择渠道将更加多元,天然气市场的行业格局有望实现重塑。根据国家管网集团的统计,截至 2020 年底,全国天然气管道总里程 7.91 万公里,已初步形成“四大(进口)通道”和“三纵三横”的管网系统;由国家管网集团运营的天然气管道为 4.92 万公里,占比 62%。 天然气管道建设趋势向好。天然气管道建设趋势向好。 中长期油气管网规划要求,2020 年中国天然气长输管道达到 10.4 万千米,在
53、“十三五”期间新建成 4 万千米。截至 2020 年底,中国累计建成天然气管道 11.2 万千米,其中长输管道约为 8.6 万千米,虽然未能完成 10.4 万千米的目标,但 2020 年中国新建成天然气管道约为 4984 千米,比 2019 年增加 2765 千米,建设速度呈大幅增长态势。2020 年续建或开工、2021 年及以后建成的天然气管道约为 3050 千米,未来建设趋势依旧向好。按照未来 10-15 年之内天然气消费量在目前 3000 亿立方米基础上翻一倍、单位管道运输气量保持不变测算,未来需要新增管道相关投资接近万亿元规模。 图表图表19: 2016-2021E 新建天然气管道长度
54、新建天然气管道长度 注:2021E*:2020 年续建或开工、2021 年及以后建成 资料来源:国家管网集团科技数字本部(研究总院)、国家管网集团生产经营本部(油气调控中心)、国家管网集团工程建设本部、中国石油管道局工程有限公司、华泰研究 01,0002,0003,0004,0005,0006,0002001920202021E*(公里)新建天然气管道长度 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分,请务必一起阅读。 13 公用环保公用环保 管道、罐箱等新型运输方式加强协同,互联互通提高输气效率管道、罐箱等新型运输方式加强协同,互联互通提高输气效率。我国实施基础设施互联互
55、通工程,主干管网、区域性支线管网和配气管网建设速度加快,LNG 接收站布局和配套外输管道逐步完善。管网基础设施建设联通提高调气能力,初步实现全国范围内的气源互补,应急调峰能力得到提升。同时,新型运输方式正逐步改变传统的储运模式,LNG 罐箱适用范围广、调配适应能力强,可扩展到公路、水路等多个运输领域,实现接收站与用户间经济、灵活、稳定的“一罐到底”供应。在管网未铺设到的区域,投资规模小、具有较好灵活性的“点供”模式较快发展,起到市场补充作用。 “西气东输、北气南下、海气登陆、就近供应”的全国管道物理联通“一张网”初步建成。“西气东输、北气南下、海气登陆、就近供应”的全国管道物理联通“一张网”初
56、步建成。中俄东线天然气管道(北段) 、鄂安沧管道一期投产,西气东输三线东段、陕京四线、蒙西煤制气管道等主干管道陆续建成。胶州湾海底管线、南涪管道、潜江韶关管道、西气东输三线长沙支线、粤西支线、闽粤支线、深圳 LNG 外输管道、广西 LNG 接收站与中缅管道联通等区域支线管道建设运行,既有效支撑了京津冀、长三角、珠三角三大区域等主要消费市场的用气需求,又将进口 LNG 汇入主干线保障用气需要。 ( 中国天然气高质量发展报告(2020) ) 省管网融入“全国一张网”是大势所趋。省管网融入“全国一张网”是大势所趋。2020 年 9 月,国家管网集团与广东省人民政府签署战略合作协议,广东省天然气管网公
57、司成为首个以市场化方式融入国家管网集团的省级天然气管网,表明国家油气管网运营机制改革得以深入实施, “全国一张网”建设和运营进入新阶段。广东省是全国经济第一大省,其省网率先融入国家管网是全国省网发展的“风向标” ,对其他省份来说无疑具有重要的示范带动效应。随后,经济较为发达的湖南省签署协议将其管网融入国家管网。从天然气市场长期发展来看,省网融入国网能够避免各省天然气管道重复建设,减少省际、省内天然气资源调配的无序竞争问题,同时有利于天然气管道快速建设,减少输气层级,提高输配效率,降低终端用户用气成本,对提高天然气利用规模具有重要意义。在天然气“全国一张网”建设持续推进下,预计陆续将有更多省管网
58、持续融入国家管网。 国产气:以中石油为主体的上游开发商主导,产量占比继续下降国产气:以中石油为主体的上游开发商主导,产量占比继续下降 非常规天然气成为增储主力非常规天然气成为增储主力。 “十三五”期间,勘探围绕重点盆地、领域、区块,加大风险勘探力度,区块发现数量和新增储量均出现增长,非常规天然气成为增储主力。天然气新增探明地质储量多年连续增长, “十三五”期间年均增长率达 23.4%, “十三五”末期接近“十三五”初期的 2 倍。其中, “十三五”期间新增常规天然气探明地质储量 3.5 万亿立方米,累计探明常规天然气地质储量 16.5 万亿立方米;新增页岩气、煤层气(非常规天然气)探明地质储量
59、分别为 1.5 万亿立方米、500 亿立方米。我国天然气资源丰富,未来发展潜力较大。 图表图表20: “十三五十三五”国内国内天然气、页岩气、煤层气天然气、页岩气、煤层气新增新增探明地质储量探明地质储量 图表图表21: 2016-2020 中国天然气与煤层气产量中国天然气与煤层气产量 资料来源:中国天然气高质量发展报告(2020)、华泰研究 资料来源:中国天然气高质量发展报告(2020)、华泰研究 天然气69%页岩气30%煤层气1%0,0001,5002,0002,500200192020(%)(亿方)天然气产量煤层气产量煤层气占比(右) 免责声明和
60、披露以及分析师声明是报告的一部分,请务必一起阅读。 14 公用环保公用环保 非常规天然气产量接续能力增长较快非常规天然气产量接续能力增长较快。 “十三五”期间,天然气产量年均增长率为 7.0%,2017-2020 年连续四年增产均超 100 亿立方米,2020 年全国天然气(含非常规天然气)产量为 1889 亿立方米,比 2015 年产量提高 48.5%。非常规天然气产量接续能力增长较快,产量占全国天然气总产量的比例从 2015 年的 6.7%提高到 2020 年的 14%。建成川南、涪陵两大页岩气主产区,年生产能力均超过 100 亿立方米。页岩气生产效率不断提高,6口井平台建设周期降至 1
61、年左右,单日压裂段数由 2 段增至 8 段,2019 年页岩气产量超过 2015 年的 3 倍。煤层气年产量保持稳定增长, “十三五”时期总产量超过 250 亿立方米,已建成山西沁水和鄂尔多斯两大主产区。 加快国内天然气勘探开发这一政策主线将不会改变加快国内天然气勘探开发这一政策主线将不会改变。2020 年我国本土产气量/进口 LNG/进口管道气占总供给气量的 57%/28%/15%,天然气对外依存度约为 43%。为保证天然气供应安全稳定,国内天然气勘探进程将持续推进。我国全面放开上游勘查开发市场,开展多轮油气探矿权竞争出让,取消石油、天然气、煤层气勘探开发对外商投资仅限于合资合作的限制,油气
62、上游打破垄断,向外资和民营企业敞开大门,行业发展进入新阶段。中石油、中石化和中海油都在实施“稳油增气”的战略。2021 年 1 月 12 日中国石油勘探开发研究院组织召开的“十四五”发展院士专家咨询研讨会上,中国科学院院士戴金星指出,中国天然气资源丰富而探明率低,具有更快发展天然气的资源优势,预计中国天然气产量到 2025年将达到 2,500 亿立方米。 进口管道气:以中亚线为主,进口多元化,俄气为最大增量进口管道气:以中亚线为主,进口多元化,俄气为最大增量 天然气进口数量稳步增长,进口源呈多元化。天然气进口数量稳步增长,进口源呈多元化。 “十三五”期间,我国累计进口天然气超5600 亿立方米
63、。我国天然气进口管网有中亚线、中缅线、中俄线,管道气进口国达 5 个,“十三五”期间,中俄东线天然气管道北段于 2019 年底正式投产通气,2020 年对华输气41 亿立方米;中段于 2020 年底正式投产,输气能力 99 亿立方米/年。中俄东线天然气管道南段于 2021 年全面开工,预计 2025 年建成投产,届时,俄气将直通上海,实现“北气南下” ,投产后总输气量将超过 380 亿立方米/年,比现有输送能力提升近三倍。 管道气进口量管道气进口量短期短期缩减缩减,不改不改产能逐年攀升产能逐年攀升趋势趋势。2020 年我国管道气进口量为 3453 万吨,同比下降 4.9%,主要由于二、三季度国
64、内消化能力偏弱,并且 LNG 销售价格低廉,对管道气市场冲击明显;其次,11 月份我国未从俄罗斯进口管道气,是我国管道气进口量下降的一个重要原因。据估计,得益于中俄东线天然气管道中段的投产,2021 年管道气进口量增幅将达 7%左右。我们预测进口管道气 2021 年产能约为 770 亿方,至 2023 年产能将达到 1050 亿方,产能利用率将达到 68%。产能增长主要系由于中俄东线预计在 2023 年全部投产。 图表图表22: 2016-2023E 进口管道气与进口管道气与增速增速 注:2023E*:同比增速为 22-23 年 CAGR 资料来源:国家管网公司官方网站、中石油社会责任报告、华
65、泰研究 (10)(5)0502003004005006007008002001920202021E2023E*(%)(亿方)管道气进口量同比增速(右) 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分,请务必一起阅读。 15 公用环保公用环保 俄气将成最大增量。俄气将成最大增量。中俄东线工程是构建我国四大能源运输通道的重大工程。该工程北起黑龙江省黑河市,途经 9 个省、自治区、直辖市,南至上海,管道全长 5111 公里,其中新建管道 3371 公里,利用在役管道 1740 公里,是继中亚管道、中缅管道后,向中国供气的第三条跨国境天然气长输管道。全线分北段(
66、黑龙江黑河吉林长岭)、中段(吉林长岭河北永清)、南段(河北永清上海)三段核准和建设。全线投产通气后,最大输气能力可达每年 380 亿方,惠及沿线 4 亿人口。据俄气总裁米勒称,中国天然气需求量超过东线供气合同规定数量,俄气计划 2021 年和 2022 年分别对华输气 100 亿和 150 亿立方米。中俄东线天然气管道全项目年设计输气能力为 380 亿立方米,目前还在讨论将管道年输气能力扩大到 440 立方米的问题。 进口进口 LNG 长协:定价与原油长协:定价与原油挂钩挂钩,来源相对集中,来源相对集中 国际原油价格下跌使国际原油价格下跌使 LNG 长协更具竞争力。长协更具竞争力。我国 LNG
67、 进口以长协合同为主,占比超过60%,其定价与国际原油(亚太地区主要为日本 JCC 原油)价格直接挂钩(一般会滞后三个月左右) 。2020 年我国 LNG 量为 6,983 万吨,与 2019 年相比增长 9.59%。目前,在LNG 现货市场价格走高而国际原油价格走低的情况下,与国际油价挂钩的 LNG 长协定价重回市场视野,更多买家开始重新选择“长协” 。事实上,即便是在过去两年价格处于历史低位的情况下,LNG 现货市场上的购买量也仅占亚洲投资组合买家购买量的 10%, “长协”仍然是最稳妥、最保守的选择。 中国的中国的 LNG 中长协进口来源相对集中。中长协进口来源相对集中。2020 年我国
68、前四大 LNG 进口来源国为澳大利亚、卡塔尔、马来西亚和印度尼西亚,占比分别为 43%、12%、9%、8%,俄罗斯和美国的进口占比有所上升,分别达 6%和 5%。而 LNG 中长协的进口来源更为集中,前两位的澳大利亚和卡塔尔合计占比接近 70%。2014 年后,巴布亚新几内亚、美国与俄罗斯的 LNG 长协合同不断落地,预计三个国家未来几年的 LNG 长协气量不断增加。 图表图表23: 2019 年年进口进口 LNG 来源国来源国 图表图表24: 2020 年年进口进口 LNG 来源国来源国 资料来源:中国天然气高质量发展报告(2020)、华泰研究 资料来源:中国天然气高质量发展报告(2020)
69、、华泰研究 进口进口 LNG 现货:现货:2021-2022 年供应过剩年供应过剩,2023-2025 年紧平衡年紧平衡 LNG 现货进口量占比上升。现货进口量占比上升。据中国天然气高质量发展报告(2020) 统计, “十三五”期间 LNG 进口量增长近 2 倍,LNG 进口量占全国天然气进口量的比例从 2015 年的 42.0% 升至 2020 年的 66.1%,现货进口量在 LNG 进口量中的比例增至 35% 左右,中国是亚洲 LNG 现货贸易比例最高的国家,在气价低位徘徊时对有效降低进口成本起到重要作用。 东南沿海东南沿海 LNG 接收站形成海上进口通道接收站形成海上进口通道。截至 20
70、20 年,全国已投运 LNG 接收站总数达22 座(含 LNG 中转储备站) ,进口 LNG 总接转能力为 9315 万吨/年,其中“十三五”期间投产 13 座,实现接收能力翻番。LNG 接收站大部分由中石油、中海油和中石化运营,民营和港资企业投资 LNG 接收站热情不减,控股 LNG 接收站的占比增加( 中国天然气高质量发展报告(2020) ) 。我国已投运 LNG 接收站基本分布于东南沿海地区,其中广东省 6 座,系全国 LNG 接收站最多的省份。十四五期间,我国计划/在建 LNG 接收站全部投产后,预计新增 LNG 接收站产能约 1 亿吨/年。2020 年我国 LNG 进口量为 926
71、亿立方米,澳大利亚47%卡塔尔14%马来西亚12%印度尼西亚7%俄罗斯5%巴布亚新几内亚4%尼日利亚3%澳大利亚42%卡塔尔12%马来西亚9%印度尼西亚8%俄罗斯6%美国5%巴布亚新几内亚4%尼日利亚4% 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分,请务必一起阅读。 16 公用环保公用环保 产能利用率为 81%。考虑到未来仍有大量 LNG 接收站建成投产,我们认为接收站的产能利用率将经历“先降后升”的阶段。假设 2022 年产能利用率降至 65%,2025 年回升至73%,我们预计 2025 年 LNG 接收站产能为 1945 亿立方米,国内 LNG 进口量为 1420 亿立方米。 图表图表2
72、5: 已投运已投运 LNG 接收站区域分布接收站区域分布 资料来源:IGU、前瞻产业研究院、华泰研究 图表图表26: 我国我国 LNG 接收站情况接收站情况 已投产已投产 在建在建/计划计划 省市省市 项目项目 投运时间投运时间 产能产能 (万吨(万吨/年)年) 业主业主 省市省市 项目项目 投运时间投运时间 产能产能 (万吨(万吨/年)年) 业主业主 广东 大鹏 2006 680 中海油 河北 曹妃甸新天 2022-2025 1200 河北建投 福建 莆田 2009 630 中海油 天津 天津 LNG 二期 2021 600 国家管网、中海油 上海 洋山 2009 300 申能 天津 南港
73、LNG 应急储备项目 2022 500 北京燃气 辽宁 大连 2011 300 中石油 山东 龙口南山 LNG 一期 2021 500 国家管网 江苏 如东 2011 650 中石油 山东 东营港 2022 200 鲁信集团、海诺港务 浙江 宁波 2012 300 中海油 山东 龙口港 2021 600 中海油、龙口港集团 广东 九丰 2012 150 九丰 江苏 华南赣榆 2021 600 华电 天津 天津浮式 2013 220 中海油 江苏 滨海 2023 601 中海油 河北 唐山 2013 650 中石油 江苏 江阴 LNG 储备站 2021 200 中天 广东 珠海金湾 2013 3
74、50 中海油 浙江 温州 2022 300 浙江新能 山东 青岛童家口 2014 600 中石化 浙江 嘉兴 LNG 应急调峰 2021 100 杭州、嘉兴燃气 海南 洋浦 2014 300 中海油 浙江 舟山二期 2021 200 新奥股份 海南 中油深南 2014 27 中石油 浙江 玉环大麦屿 LNG 2021 200 申能集团 广东 揭阳 2017 200 中海油 福建 漳州 2022 300 国家管网、中海油 江苏 启东 2017 115 广汇 福建 中国国储漳州 LNG 300 中国国储 广西 北海 2016 300 中石化 广东 阳江 LNG 调峰储气 2024 100 粤电、太
75、平洋油气 上海 五号沟 2017 150 申能 广东 潮州华丰中天 LNG 2021 100 中天能源 天津 天津 2018 300 中石化 广东 广州 LNG 应急调峰 2022 100 广州燃气 浙江 舟山一期 2018 300 新奥股份 广东 中石油深圳 2022 600 中石油 广东 深圳迭福 2018 400 中海油 广东 惠州 2023 280 广东能源 广西 城防港 2019 60 中海油 广东 潮州华瀛 2023 300 华瀛天然气 广东 深燃 LNG 储备站 2019 100 深圳燃气 广东 珠海直湾岛 2025 500 澳门天然气 广东 江门广海湾 600 九丰 广东 茂名
76、协鑫粤西 2023 600 协鑫 广东 揭阳 2023 600 中石油 湖南 岳阳 LNG 一期 2022 150 岳阳液化天然气 注:2020 年无新增 LNG 接收站投运 资料来源:IGU、前瞻产业研究院、华泰研究 01234567广东天津广西江苏上海浙江福建海南河北辽宁山东(个)已投运LNG接收站个数 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分,请务必一起阅读。 17 公用环保公用环保 储气库等设施建设继续推进,应急调峰保障体系得到增强储气库等设施建设继续推进,应急调峰保障体系得到增强。 “十三五”期间,新建地下储气库 8 座,2020 年,中国建成地下储气库(群)14 座,设计总库容
77、535 亿立方米,设计总工作气量 240 亿立方米,建成工作气量 145 亿立方米,调峰能力占年用气量的 3.3%,比“十二五”末期提高 0.5 个百分点。中国石油探索储气设施建设工程投资入股、工作气量分成的新型商业模式,进行国内首次川南缝洞型气藏改建为储气库群(包括牟家坪、老翁场储气库)的前期工作;民营、港资等企业相继投资建设大型地下储气库。储气库调峰气、罐箱 LNG、LNG 窗口期等交易新产品相继推出, “液来气走”等交割方式增多,竞价、竞拍等竞争性市场化交易量逐年增加。部分地区加快区域性交易中心建设步伐,如广东省在推进粤港澳大湾区建设三年行动计划(2018-2020 年) 中提出设立区域
78、性天然气交易市场,深圳天然气交易中心已完成核准批复。 全球供需全球供需短期内短期内收紧,亚洲收紧,亚洲 LNG 现货价格达历史高点。现货价格达历史高点。2020 年上半年,在宏观经济增速放缓、供需基本面持续宽松、新冠病毒疫情蔓延等多空因素的影响下,全球天然气市场呈现持续低迷状态。下半年,得益于经济活动的恢复以及采暖需求上升,市场逐渐复苏。年底寒冷天气促使各地天然气价格强势反弹,今年年初东亚 LNG 现货价格超过 30 美元/百万英热达历史最高点,目前 LNG 现货价格已回落至 10 美元/百万英热左右。 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分,请务必一起阅读。 18 公用环保公用环保 图表
79、图表27: 全球全球 LNG 供需平衡表供需平衡表-Bloomberg 一致预期一致预期(百万吨)(百万吨) 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021E 2022E 2023E 2024E 2025E LNG 供给供给 北美 0.3 3.5 14.4 22.4 37.5 47.9 61.5 67.6 72.6 84.9 129.0 卡塔尔 79.1 79.8 78.0 79.1 79.0 77.6 79.3 79.5 79.5 79.5 82.5 澳洲 29.0 45.4 55.8 68.6 76.4 77.8 80.3 80.3 82.1 82.0 82.3 欧洲
80、 4.5 4.4 4.0 4.6 4.6 3.8 4.5 4.3 4.3 4.3 4.3 南美 16.8 15.1 15.5 16.6 17.7 16.9 11.4 11.5 11.6 12.8 12.7 西非 24.0 24.0 28.3 28.4 29.5 29.3 29.2 29.8 30.8 31.4 34.9 俄罗斯 11.0 10.9 10.9 18.9 29.1 29.4 29.6 30.0 31.5 38.0 45.5 中东 15.3 14.1 13.1 15.0 15.9 14.6 16.7 17.0 17.0 17.0 17.0 北非 12.3 12.7 12.8 11.5
81、 16.1 12.0 14.7 16.3 15.5 15.8 14.3 东非 0.4 1.5 7.6 东南亚 50.8 53.2 51.9 48.2 47.5 42.0 43.4 45.2 45.9 45.5 45.5 澳洲 6.9 7.9 7.6 6.8 7.8 7.9 7.8 7.9 7.9 7.9 7.9 合计合计 250.0 271.0 292.2 320.0 361.0 359.0 378.3 389.3 399.0 420.6 483.4 LNG 需求需求 欧盟 37.3 37.9 44.6 48.5 85.4 75.4 72.7 69.2 63.7 57.3 45.4 中国 19
82、.7 26.2 37.7 53.2 60.8 60.6 61.3 61.8 61.3 64.0 68.2 日本 85.1 83.2 80.2 80.4 74.6 73.1 71.4 67.6 63.1 59.9 54.7 韩国 33.4 34.9 36.0 42.6 39.6 39.9 33.7 38.3 38.9 39.5 41.5 印度 14.3 18.6 19.5 22.2 23.7 22.4 25.7 28.3 29.5 28.3 29.4 中国台湾 14.6 15.4 16.1 16.4 16.0 16.9 16.9 16.9 16.9 19.4 22.0 巴基斯坦 1.3 3.3
83、4.7 7.4 8.7 7.0 9.8 13.0 15.7 18.4 20.1 孟加拉 0.6 3.9 4.5 6.3 7.8 8.5 9.4 10.9 泰国 2.5 2.9 3.7 4.4 4.9 5.2 6.7 12.1 14.7 14.8 16.6 新加坡 2.0 2.0 2.3 2.7 3.2 2.9 3.2 3.8 5.9 6.8 6.8 印尼 2.2 3.0 2.6 2.9 3.6 2.9 3.4 4.6 5.5 6.1 6.6 约旦 1.9 3.4 3.3 2.6 1.3 1.0 0.9 0.8 0.7 0.6 0.6 科威特 3.1 3.9 3.8 3.7 4.0 3.8 4.
84、4 5.3 5.4 5.8 6.0 阿联酋 2.8 3.9 2.2 0.8 1.4 1.3 1.3 1.3 1.3 1.3 1.1 越南 0.5 1.4 1.8 马来西亚 1.5 1.3 1.7 1.4 2.6 2.4 4.0 6.7 7.6 8.2 8.4 菲律宾 0.3 0.6 1.3 1.4 阿根廷 4.2 3.1 4.2 3.3 1.4 1.1 1.1 0.9 0.8 0.6 0.4 巴西 4.4 2.0 1.5 1.9 2.4 2.3 2.9 3.7 3.8 4.0 4.2 智利 3.0 4.5 3.4 3.1 2.6 2.1 2.0 1.9 1.7 1.5 1.4 墨西哥 4.9
85、4.3 4.8 5.1 4.8 3.8 3.7 3.5 2.8 2.6 2.1 非洲 0.1 0.2 0.6 1.0 2.0 埃及 2.7 6.1 5.9 2.2 0.1 其他 3.0 4.5 4.8 5.8 5.5 6.3 7.7 9.5 11.9 12.9 14.5 合计合计 243.9 264.1 283.2 311.0 350.4 334.7 339.2 357.7 361.4 365.2 366.2 资料来源:Bloomberg、华泰研究 “十四五”全球天然气价格“十四五”全球天然气价格走势呈现显著的区域分化走势呈现显著的区域分化。中国石油上海品茶 2020 年 10 月20 日全球
86、天然气市场将走出低谷对天然气的市场分析中指出,2021-2022 年供应过剩:疫情对需求的冲击较大,预计市场供需仍将是供大于求。2023-2025 年紧平衡:由于市场在 2016-2018 年缺乏 LNG 项目最终投资决定(FID) ,造成供应增速放缓,预计市场供应收紧,20232025 年左右将出现短暂的供不应求。反映到价格层面:1)北美天然气需求和生产将逐渐恢复,整体供应仍然宽松,价格小幅回升。 中国石化预计 2021-2025 年,美国亨利中心(HH)年均价为 2.7-3.4 美元/百万英热单位,较 2016-2020 年均价上涨20%。2)欧洲由于区域内气田产量下降,需求进口 LNG
87、弥补天然气供应,但俄罗斯中亚地区的管道气充裕、替代能源发展快速等因素将限制价格上涨空间,荷兰 TTF 年均价 3.5-5.3 美元/百万英热单位,较 2016-2020 年均价下跌 7%。3)亚洲市场方面,需求仍将强劲,非冬季需求低迷为亚洲 LNG 现货带来压力,冬季需求促进价格上升,季节性峰谷差仍将持续,年均价 57.5 美元/百万英热单位,均价较 2016-2020 年下跌 2%。 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分,请务必一起阅读。 19 公用环保公用环保 定价机制定价机制:严格严格的价格监管的价格监管+小小部分价格协商部分价格协商 在天然气发展初期,为了提高天然气的竞争力,培育
88、天然气市场,国家发改委实行了严格的价格管制,并采用了以成本加成为主的定价机制。国内天然气价格实行两级管理的定价机制。出厂基准价和管道运输价由国家发改委制定;终端销售价格由省级物价部门制定。定价原则主要采用成本加成为主并适当考虑市场需求。其中为了合理引导下游消费,还将天然气价格分为化肥、直供用户、城市工业用户和城市非工业用户四类,并区别定价。 图表图表28: 国内国内天然气终端销售价格构成天然气终端销售价格构成 资料来源:国家发改委、华泰研究 我国天然气上游定价主要是井口价格我国天然气上游定价主要是井口价格。目前我国对天然气工业实行严格的价格监管,天然气出厂价和管输价格实行政府定价或政府指导价。
89、以生产成本为基础定价。天然气出厂价按计划量,实行计划内和自销气两种。其中计划内的气量实行政府定价,由国务院价格主管部门制定,按用途可分为化肥用气、居民用气、商业用气和其他用气价格;计划外的气量(即企业自销气量)实行政府指导价,由国务院价格主管部门制定基准价格和浮动幅度,具体价格由供需双方在浮动幅度范围内协商确定。 我国天然气中游定价主要是管道运输价格我国天然气中游定价主要是管道运输价格。我国天然气管道运输价格一直实行政府定价。目前我国原油及天然气管道运输价格分为两部分:1) “老线老价” ,是指由国家拨款建设的或用贷款建设但已还清建设投资借款本息的国家管道,运输价格执行国家统一运价。2)“新线
90、新价” ,是指国内外贷款建设的新输油、气管线,采用新线新价、一线一价的管理办法,报国家价格主管部门批准后单独执行。目前,我国对新建管道,灌输价格主要按照补偿成本、合理盈利和有利于市场进行销售,同时兼顾用户的承受能力的原则。核定项目建设单位是根据国家计委、建设部发布的建设项目经济评价方法与参数来测算管输价格水平。管输价格就是在满足行业财务基准收益率的前提下反算出来的,这一价格水平反映了项目在整个评价期所要求的最低的、平均的价格水平。 我国天然气下游定价主要是用户价格我国天然气下游定价主要是用户价格。天然气属自然垄断行业,按照价格法规定,其价格实行政府定价和政府指导价管理。天然气出厂价和城市门站气
91、价由国家发展改革委制定,居民户到户价格由省级价格部门制定,管网设施建设费(初装费、入户费)和天然气售后服务价格由当地价格部门制定并报上级主管部门审批。 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分,请务必一起阅读。 20 公用环保公用环保 竞争格局:竞争格局:X+1+X 体系提升两端多元化竞争程度体系提升两端多元化竞争程度 多元主体竞争程度提高, “十三五”期间,民营、港资和外资企业不断拓展城镇燃气市场空间,目前占全国城镇燃气市场份额超过 50%;主要石油企业加速布局下游市场,中国石化 2017 年成立长城燃气公司(未上市) ,中国石油昆仑能源公司(135HK)燃气市场占比从 2015 年的 4
92、%提升到 2020 年的 9%左右。 传统的市场格局尚未打破。传统的市场格局尚未打破。 “十三五期间” ,上中下游行政垄断现象依然存在,天然气资源供应仍以石油企业为主,占全国总量 90%以上,民营和港资等企业天然气供应量随逐步增加,但占比仍然较低。虽然上游在全面推进矿业权市场化竞争出让,但上游油气资源探矿权和采矿权仍将集中于主要中石油、中石化和中海油等石油企业,其他相关公司包括国新能源(600617CH) 、蓝焰控股(000968CH)和中天能源(600856CH)等。目前中石油为国内最大的天然气供应商,产量占比超过 60%。上游的矿业权流转市场有待建立,生产技术服务市场尚需完善。 “X+1+
93、X”的油气市场体系架构初步形成。”的油气市场体系架构初步形成。随着主要油气管道实现国家管网集团接管统一并网运行,油气行业中游管输环节与上游勘探开发和下游市场销售分开运营, “管住中间、放开两头”的改革举措将继续推进。但是,目前全国约有 20 多个省份组建了 30 多家省级管网公司,其中仅有广东、湖南等省份的管网确认融入国家管网,全国仍存在“X+1+N+X”的运行模式,大多数省份终端市场仍存在管道重复建设、收费高、用气成本高等问题,与真正实现“X+1+X”的改革目标仍有一定距离。 上游:国产气供给高度集中,上游:国产气供给高度集中,LNG 供给多元供给多元化化 “三桶油”“三桶油”垄断垄断国产天
94、然气供给国产天然气供给。中石油、中石化、中海油基本把控国内天然气供给,近五年来,三者天然气产量之和占国产天然气比例保持在 80%以上。其中,中石油占据超半壁国产天然气量,2020 年中石油天然气产量达 1130.9 亿立方米,占国内天然气产量的59.9%。 图表图表29: 中石油垄断国产天然气供给中石油垄断国产天然气供给 资料来源:公司公告、Wind、华泰研究 管道气管道气进口由中石油主导进口由中石油主导,LNG 进口渠道进口渠道多元多元,自有,自有 LNG 接收站城燃企业优势凸显接收站城燃企业优势凸显。进口管道气几乎完全由中石油主导,2018 年中石油中亚、中缅管道进口天然气 503.2 亿
95、立方米,占进口管道气比例为 98%。LNG 进口格局较为分散,2018 年国内进口 LNG 为 742.2亿立方米,除中石油外的其他接收站进口 LNG 638.4 亿立方米,占比达 85.8%。拥有自有LNG 接收站的城燃企业更具优势,例如新奥股份(600803CH)背靠新奥集团(未上市)旗下舟山 LNG 码头,LNG 进口更具稳定性,即便在冬季气源紧张时期,也能够凭借自身码头稳定获气或通过交换窗口期的方式,为客户长期稳定供气,因而议价权更胜一筹。 62.2%60.3%58.7%58.0%59.9%15.7%17.4%17.2%16.7%16.1%4.9%5.4%6.3%7.5%8.7%17.
96、2%17.3%18.7%19.5%17.7%0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%200192020中石油中石化中海油其他 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分,请务必一起阅读。 21 公用环保公用环保 中游:中游:国家国家管管网网整合输气管道资源整合输气管道资源,上下游公司上下游公司实现公平接入实现公平接入 国家管网整合主要输气管道,打破“三桶油”垄断运输格局。国家管网整合主要输气管道,打破“三桶油”垄断运输格局。2020 年 9 月 30 日,中石油、中石化与国家电网完成资产交割,国家电网接管中石油和中石化所持有的主要油气管道等相关资
97、产,我国天然气主干管网(西气东送、川气东送等)正式由国家管网 管理。管道运输格局由“三桶油”垄断转变为“全国一张网” ,上下游公司公平接入官网,实现互联互通,天然气行业市场化进程有望加速。 图表图表30: 国家管网组建,上下游公司实现公平接入国家管网组建,上下游公司实现公平接入 资料来源:国家管网官方网站、华泰研究 管网改革长期利好大型城市燃气企业毛差与盈利能力:管网改革长期利好大型城市燃气企业毛差与盈利能力:1)大型城燃拥有较大售气量,能在海外锁定低价 LNG 气源,控制气源成本;2)管网改革有助于大型城燃提升对国产气的议价能力;3)大型城燃可以提前锁定冬季用气高峰的气源,提升在旺季的保供能
98、力;4)气量放开及成本可控情况下,城燃可利用下游优势切入上游发展售气业务、及发展基于燃气的综合能源业务,多元化利润来源。 下游:龙头资源优势凸显,市场集中度提升下游:龙头资源优势凸显,市场集中度提升 城燃城燃“五虎五虎”格局逐步形成,多元主体竞争程度提高。格局逐步形成,多元主体竞争程度提高。目前我国天然气运营市场的参与主体主要由国企、民营公司、外资与当地国企合资公司组成,2020 年占比分别为 32.6%、29.8%、24.6%。国企主要参与者为深圳燃气(601139CH)和长春燃气(600333CH)等各城市燃气公司,民营公司主要在未发放特许经营权的地区寻求机会,而跨区域经营的公司以外资公司
99、和当地国企合资公司为主。 “十三五”期间,民营、港资和外资企业不断拓展城镇燃气市场空间,目前占全国城镇燃气市场份额超过 50%;主要石油企业加速布局下游市场,中国石化 2017 年成立长城燃气公司,中国石油昆仑能源公司燃气市场占比从2015 年的 4%提升到 2020 年的 9%左右。近十年来,大型的城燃企业通过收购并购中小燃气企业,抢占优质项目资源,规模不断扩大,目前城燃市场上已逐渐形成以中国燃气(384HK) 、新奥能源(2688HK) 、华润燃气(1193HK) 、港华燃气(1083HK) 、昆仑能源(135HK)为代表的“五虎”格局,在各自经营区域内占据主导优势。 燃气市场粗放发展依然
100、存在,城燃企业面临转型。燃气市场粗放发展依然存在,城燃企业面临转型。 “十三五”期间,存在企业争夺有限特许经营权资源、中小企业盲目扩张、圈而不建的现象。 “十四五”时期,城燃企业转型升级面临许多挑战,服务理念和能力仍需提高。目前燃气销售和接驳业务仍为城燃企业的主要收入来源,但随着城镇化率的逐步提高,重点城市项目资源越来越少,增长出现放缓迹象。以华润为例,2016-2020 年城燃项目获取数量 CAGR 仅为 3.4%,远低于 2010-2015年的 35.6%。目前各大城燃企业均开始寻求新的业绩增长点,如延伸增值服务、新能源布局等。 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分,请务必一起阅读。
101、 22 公用环保公用环保 城市燃气、工业燃气城市燃气、工业燃气消费消费占比占比较较大。大。天然气下游市场可分为城市燃气、工业燃气、化工燃气、发电用气和自用气,从各板块消费总量上看,城市燃气消费持续扩张,2017 年占比增长最明显,同比增长 6pct 至 39%;工业燃气占比与城市燃气占比相当,但更为稳定,2011-2020 年,占比维持在 33%左右;发电用气占比 2011-2020 年处于小幅波动状态,最高占比为 2016 年的 20%,最低占比为 2013 和 2014 年的 15%。化工用气占比降幅最大,从 2011 年的 18%降至 2020 的 10%。从增速看,2016-2020
102、年,城市燃气、工业用气、化工用气和发电用气虽增速变化各异,但基本保持正增长(除 2016 年化工用气负增长) 。 图表图表31: 天然气天然气下游市场细分下游市场细分 图表图表32: 2011-2020 年年我国天然气下游各类消费总量我国天然气下游各类消费总量 资料来源:中国天然气发展报告、华泰研究 资料来源:中国天然气发展报告、华泰研究 图表图表33: 2011-2020 年年我国天然气下游各类消费总量占比我国天然气下游各类消费总量占比 图表图表34: 2012-2020 年年城市燃气城市燃气/工业用气工业用气/化工用气和发电用气化工用气和发电用气增速增速 资料来源:中国天然气发展报告、华泰
103、研究 资料来源:中国天然气发展报告、华泰研究 下游参与者众多,但五大龙头市占率持续提升。下游参与者众多,但五大龙头市占率持续提升。我国前五大燃气公司(除中国燃气,按2020 年零售气量排序)分别为:华润燃气、香港中华煤气(3HK) (内地销气业务) 、新奥能源、昆仑能源、中国燃气。在 2016-2020 年天然气表观消费增速快速增长的同时,五大燃气公司合计销气量份额从 2016 年的 30%提升至 2020 年的 35%,行业格局整体稳定的同时,龙头份额也在稳步提升。 02004006008001,0001,2001,4002011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
104、2018 2019 2020(亿方)城市燃气工业燃料燃气发电化工用气0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020城市燃气工业燃料燃气发电化工用气(30)(20)(10)022000192020(%)城市燃气工业燃料燃气发电化工用气 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分,请务必一起阅读。 23 公用环保公用环保 图表图表35: 燃气下游市场参与者燃气下游市场参与者 企业名称企业名称 企业性质企业性质 202
105、0 零售气量零售气量 占比天然气表观消费量占比天然气表观消费量 经营区域经营区域 (亿立方米) 华润燃气 H 股 国企 290 8.93% 跨区域 香港中华煤气 H 股 民营 269 8.28% 跨区域 新奥能源 H 股 民营 211 6.48% 跨区域 昆仑能源 H 股 国企 217 6.67% 跨区域 中国燃气 H 股 民营 156 4.81% 跨区域 市场集中度(以前五大企业计算)市场集中度(以前五大企业计算) 35.17% 国新能源 A 股 国企 45 1.38% 山西省 重庆燃气 A 股 国企 34 1.03% 重庆市 深圳燃气 A 股 国企 33 1.01% 跨区域 佛燃股份 A
106、股 国企 28 0.86% 跨区域 天伦燃气 H 股 民营 12 0.37% 跨区域 百川能源 A 股 民营 13 0.39% 跨区域 贵州燃气 A 股 民营+国资委背景 11 0.34% 贵州省 新天然气 A 股 民营 6 0.17% 新疆 注:1)中国燃气因财年为 2020 年 3 月 31 日-2021 年 3 月 31 日未出年报,仍为 2019 年 3 月 31 日-2020 年 3 月 31 日数据;2)因各家燃气公司披露的零售气量中,包含参股城燃公司全部零售气量,导致统计气量时存在重复计算的情况;3)香港中华煤气的零售气量中包含港华燃气数据 资料来源:各公司年报、华泰研究 图表图
107、表36: 中国天然气表观消费量及五大城燃公司份额(中国天然气表观消费量及五大城燃公司份额(2016-2020) 图表图表37: 中国前五大城燃公司零售气量(中国前五大城燃公司零售气量(2016-2020) 注:中国燃气仍为 2019 年 3 月 31 日-2020 年 3 月 31 日数据 资料来源:各公司年报、国家统计局、华泰研究 注:中国燃气仍为 2019 年 3 月 31 日-2020 年 3 月 31 日数据 资料来源:各公司年报、华泰研究 图表图表38: 五大城燃公司在运营城市燃气项目数量(五大城燃公司在运营城市燃气项目数量(2020) 图表图表39: 五大城燃公司零售气量五大城燃公
108、司零售气量/全国天然气表观消费量(全国天然气表观消费量(2020) 注:中国燃气为截至 2020 年 9 月 30 日项目数量,其他公司截至 2020 年底 资料来源:各公司年报、华泰研究 注:中国燃气仍为 2019 年 3 月 31 日-2020 年 3 月 31 日数据 资料来源:各公司年报、国家统计局、华泰研究 城市燃气逐步形成规模经营,市场集中度提升。城市燃气逐步形成规模经营,市场集中度提升。我国城市燃气行业市场竞争格局呈现国有燃气企业、外资(港资)燃气企业、民营燃气企业“三足鼎立”的局面。目前已形成跨区域经营的燃气运营企业主要为中国燃气、昆仑燃气、港华燃气、新奥能源、华润燃气等。由于
109、燃气的区域性,未来城市燃气企业的经营模式将由全国多点布局转变为由中心区域向周边扩展继而形成规模经营的模式,原来守土扩疆与传统开发模式将面临挑战。未来,行业内企业将通过兼并重组、战略合作、参股收购等方式,以产业化为方向进行区域渗透,组建全国性或区域性企业集团,以实现规模化经营。因此,燃气企业数量将出现下降的趋势,市场集中度将有所提升,龙头企业优势将进一步显现。 05001,0001,5002,0002,5003,0003,5000%5%10%15%20%25%30%35%40%200192020(亿立方米)前五大城燃公司份额天然气表观消费量02004006008001,00
110、01,2001,400200192020(亿立方米)华润燃气香港中华煤气新奥能源昆仑能源中国燃气00500600700华润燃气香港中华煤气新奥能源昆仑能源中国燃气(个)在运营城市燃气项目数量华润燃气9%香港中华煤气8%新奥能源6%昆仑能源7%中国燃气5%其他65% 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分,请务必一起阅读。 24 公用环保公用环保 平均毛差下降平均毛差下降,销气结构不同造成利润差异。,销气结构不同造成利润差异。整体来看,在销气量增长的同时,2016-2020 年各大燃气企业的平均毛差处于下降趋势,主要是由于工商业用户的毛差降幅较大。
111、以新奥能源为例,其平均毛差由 2016 年的 0.75 元每立方米下降至 2020 年的 0.60 元每立方米,其中工商业用户的毛差由 0.75 元每立方米下降至 0.57 元每立方米。销气结构是造成毛差不同的原因之一,工商业用户是大型燃气企业的主要销气对象,销气量占比达60%-80%且在逐年提升。居民用户销气量和占比的增长情况可在一定程度上反映燃气企业接驳业务的表现,在五大燃气企业中,中国燃气居民售气量增长最快,销气占比由 2016年的 21%提升至 2020 年的 32%,相对应的其接驳收入和收入占比也是最高的。同时,接驳业务的利润贡献高于燃气销售,2020 年中国燃气接驳业务的收入占比
112、21%,但利润占比达到 57%,也导致中国燃气的整体净利率高于其他四家燃气企业。 图表图表40: 2016-2020 年年四四大城燃企业平均毛差处于下降趋势大城燃企业平均毛差处于下降趋势 图表图表41: 2016-2020 年华润年华润/新奥新奥/港华的接驳利润占比处于下降趋势港华的接驳利润占比处于下降趋势 注:中国燃气仍为 2019 年 3 月 31 日-2020 年 3 月 31 日数据 资料来源:各公司年报、华泰研究 注:中国燃气仍为 2019 年 3 月 31 日-2020 年 3 月 31 日数据 资料来源:各公司年报、华泰研究 燃气公司收入结构多元化发展,燃气公司收入结构多元化发展
113、,增值业务发挥用户资源优势增值业务发挥用户资源优势。燃气销售和接驳费用是下游燃气企业的主要收入来源,合计占比大多在 60%以上。除燃气销售和接驳主业外,各大燃气公司也在积极拓宽收入方式(港华燃气记在燃气销售中,总占比低于 5%) ,以工程设计及安装和其他增值服务为主,如中国燃气的增值服务收入占比由 2016 年的 0%提升至2020 年的 8.4%,新奥能源的综合能源业务收入占比由 2016 年的 0.4%提升至 2020 年的7%。增值服务是近期许多城市燃气企业着力布局的业务领域,城燃企业利用其用户资源,发挥品牌、渠道和市场等优势,为用户提供如燃气保险、燃气终端设备以及生产及生活服务类产品等
114、附加增值产品和服务。由于目前推出的燃气具等产品同质化严重,竞争激烈,因此燃气企业发展增值服务业务主要依托于稳定的客户群体和市场覆盖。目前整体来看,收入结构的多元化并未对燃气公司的主业造成显著影响,五大燃气公司的燃气销售收入占比均有不同程度的提升。 图表图表42: 2016-2020 年华润年华润/中燃中燃/昆仑昆仑/港华销气收入占比提升港华销气收入占比提升 图表图表43: 2016-2020 年新奥年新奥/中燃的增值与综合能源中燃的增值与综合能源收入占比提升收入占比提升 注:中国燃气仍为 2019 年 3 月 31 日-2020 年 3 月 31 日数据 资料来源:各公司年报、华泰研究 注:中
115、国燃气仍为 2019 年 3 月 31 日-2020 年 3 月 31 日数据 资料来源:各公司年报、华泰研究 0.500.550.600.650.700.750.80200192020(%)华润燃气新奥能源中国燃气昆仑能源20253035404550556065200192020(%)华润燃气新奥能源中国燃气港华燃气405060708090200192020(%)华润燃气新奥能源中国燃气昆仑能源港华燃气0200192020(%)华润燃气新奥能源中国燃气 免责声明和披露以及分析师声明是
116、报告的一部分,请务必一起阅读。 25 公用环保公用环保 重点推荐一览表重点推荐一览表 图表图表44: 燃气行业估值比较燃气行业估值比较 EPS EPS CAGR % PE PB 公司名称公司名称 公司代码公司代码 评级评级 收盘价收盘价 目标价目标价 货币货币 2021E 2022E 2023E 2021-23E 2021E 2022E 2023E 2021E 2022E 2023E 港华燃气 1083 HK 买入 5.46 6.61 港币 0.55 0.62 0.70 12.7 9.9 8.7 7.8 0.7 0.7 0.7 昆仑能源 135 HK 买入 6.98 9.21 人民币 0.52
117、 0.61 0.70 19.2 11.2 9.5 8.3 1.3 1.2 1.1 深圳燃气 601139 CH 买入 6.68 8.70 人民币 0.58 0.71 0.81 20.8 11.6 9.4 8.2 1.5 1.4 1.2 华润燃气 1193 HK 买入 49.25 52.00 港币 2.60 2.84 3.09 11.5 18.9 17.4 15.9 2.9 2.6 2.4 天伦燃气 1600 HK 买入 7.89 10.96 人民币 1.03 1.17 1.31 13.7 6.4 5.6 5.0 1.2 1.1 0.9 行业均值行业均值 15.6 11.6 10.1 9.1 1
118、.5 1.4 1.3 注:1)收盘价日期为 2021 年 6 月 21 日,港币兑人民币汇率为 0.8333;2)收盘价/目标价/市值货币单位:港股为港币,A 股为人民币 资料来源:Bloomberg、华泰研究预测 关注两类投资视角:上下游资源一体化优势关注两类投资视角:上下游资源一体化优势+零售销气业务复苏零售销气业务复苏。管网公司运营后,我国天然气供应主体将更加多元化,将逐步形成以“三桶油”为主、多种社会资本共同参与的局面,有利于推动中国天然气贸易市场的形成,降低下游城燃企业的气源采购成本。此外,上下游资源一体化将给城燃企业带来持续价格优势。增值业务有望发挥用户资源优势,有利于头部企业抢占
119、燃气分销以外的市场先机。我们更加看好上下游一体化带来的估值提升,推荐港华燃气、昆仑能源、深圳燃气;零售销气业务复苏有望带来估值修复,推荐华润燃气、天伦燃气。 港华港华燃气(燃气(1083 HK,买入,目标价:,买入,目标价:6.61 港币)港币) 2021 年销气量或将呈现双位数增长年销气量或将呈现双位数增长。2020 年,港华燃气销气收入同比下降 2%至 106 亿港币,销气量同比增长 8%至 120 亿立方米。考虑到经济复苏和清洁能源政策,我们预计公司 2021 年销气量将增长 15%,其中工业/商业/居民/分布式能源同比增长 15/15/10/50%。我们预计 2021 年经营利润率为
120、10.5%(2020 年:10.0%) ,主因工商业销售价格回升及上游突破。公司预计 2021 年集中采购气量为 7 亿方,节约成本约 0.5 亿元,折合 0.07 元/方。 上海燃气或有助于增强公上海燃气或有助于增强公司上游及增值业务司上游及增值业务。港华燃气拟斥资人民币 47 亿元认购上海燃气 25%的股权。目前政府审批程序正在进行,公司预计交易将在两个月内完成。2020 年,上海燃气累计注册用户 640 万户,销气量/LNG 进口量达到 89 亿/60 亿立方米。港华燃气预计 2021 年上海燃气的销气量和利润均将实现两位数的增长。此次合作将显著增强公司在华东地区增值业务的市场地位,并令
121、其获得上海燃气的 LNG 进口设施。 看好增长前景,估值具有吸引力看好增长前景,估值具有吸引力。鉴于公司销气量增长前景向好,销气毛差稳定且单位运营支出改善,我们维持对港华燃气的乐观看法和盈利预测。我们的目标价为 6.61 港币,对应 12 倍 2021 年预测 PE,略低于其 12.9 倍的 5 年历史均值,主要考虑到未来整合或存在一定不确定性。当前股价对应 9.3 倍 2021 年预测 PE(华泰预测) ,显著低于其历史均值,我们认为港华燃气当前估值具有吸引力。 (最新报告日期 2021 年 6 月 10 日) 风险提示:1)国内销气量增长放缓;2)工业用户需求疲软。 免责声明和披露以及分析
122、师声明是报告的一部分,请务必一起阅读。 26 公用环保公用环保 昆仑能源昆仑能源(135 HK,买入,目标价:,买入,目标价:9.21 港币)港币) 2020 年零售气量增长年零售气量增长 20%。2020 年昆仑能源总天然气销气量同比增长 35%,零售气量同比增长 20%,符合公司指引(不低于 15%) 。天然气销售业务的税前利润率上升至 5.8%(2019 年重述后:5.4%) 。2020 年内昆仑共收购了 44 个新建或以增资方式投资的项目,并控有 7 个项目的股权。通过管道业务转让获得的大额现金,昆仑将在 2021 年继续发掘燃气项目并购机会。我们预计,2021 年昆仑能源的城市销气量
123、或同比增长 17%,销气毛差有望持稳。 2020 年年 LNG 接收站及接收站及 LNG 加工厂气量均有增长加工厂气量均有增长。2020 年 LNG 加工及接收站业务的销气量为 167 亿立方米,同比增长 4%。2020 年 LNG 接收站输气量同比增长 2%,平均利用率提高 1.5 个百分点,达到 79.0%;同时,LNG 加工厂加工气量同比增长 17%,利用率持平。 管道业务分拆带来长期重估契机管道业务分拆带来长期重估契机。考虑到昆仑能源管道业务的剥离(已于 3 月 12 日获得股东大会表决通过) ,我们预计 2021-2023 年持续经营业务的净利润为人民币 45 亿/53 亿/60 亿
124、元。昆仑能源当前股价为 13.6 倍 2021 年预测 PE,高于其 3 年历史均值(10.3 倍) ,略高于燃气分销行业均值(12.9 倍) 。我们看好城市燃气业务的发展前景,并认为分拆有助于释放昆仑能源的价值。我们维持“买入”评级,目标价 9.21 港币,对应 15 倍 2021年预测 PE。我们预计:1)昆仑能源有望将战略重心转向燃气分销业务;2)2021/2022年中的减煤需求将带来强劲的天然气需求。我们的目标倍数相对该股 3 年均值(10.3 倍)存在溢价。考虑到管道资产剥离与燃气分销业务前景向好,昆仑能源的长期价值有望重估,我们认为溢价合理。 (最新报告日期 2021 年 3 月
125、25 日) 风险提示:1)内需增长放缓;2)资产交易过程发生重大变化。 深圳燃气深圳燃气(601139 CH,买入,目标价:,买入,目标价:8.70 元元) 城燃:存量区域渗透率提升,增量扩张持续推进城燃:存量区域渗透率提升,增量扩张持续推进。2020 年公司的城燃项目达到 57 个,较2019 年新增 12 个,异地项目扩张速度创历年之最。截至 2020 年末,公司管道气用户数达到 436 万户(净增 57 万户) 。2020/21Q1 公司销气量分别为 38.58/10.05 亿方,同比+22/+37%;2020 年零售气量为 32.97 亿方(同比+13%) ,其中深圳地区 21.10
126、亿方(同比+7%) 、电厂 10.91 亿方(同比+12%) 、居民+工商业 10.19 亿方(同比+2%) ,异地项目 11.87 亿方(同比+27%) 。公司指引 2021 年销气量 45 亿方。我们认为公司将持续受益于深圳地区通气率提高(城中村“瓶改管”+工商业比例增加+气电厂挖潜)与城燃项目并购整合,市占率有望持续提升。 上下游:自主采购体系强化,气电运营延伸初见成效上下游:自主采购体系强化,气电运营延伸初见成效。2020 年公司利用自有 LNG 接收站采购 16 船 LNG,通过大鹏 TUA 联合采购 10 船 LNG,成为国家管网首批公平开放用户,气源结构进一步优化。气源成本降低带
127、来燃气业务盈利能力提升,2020 年管道燃气/天然气批发毛利率同比+5.73/+5.96 个百分点。随着公司 LNG 接收站产能爬坡,我们认为将继续提升公司的成本控制和盈利能力。2020 年公司完成对深燃热电(唯美电厂)控股,全年用气量达 3.2 亿方(同比+96%) ,发电量/供热量同比+97/62%,气电协同发展有望进一步放大公司气源优势。 小幅调整盈利预测;长期价值或被低估小幅调整盈利预测;长期价值或被低估。我们预计公司 2021-2023 年营收 175/197/217 亿元,归母净利 16.6/20.4/23.4 亿元,对应 EPS 为 0.58/0.71/0.81 元。参考可比公司
128、 2021年 PE 均值 12x(华泰预测与彭博一致预期) ,考虑到自有 LNG 投产带来的利润增量,可适当给予估值溢价,我们维持公司 2021 年目标 PE 15x,目标价 8.70 元。上下游一体化布局清晰,提升整体盈利能力;公司治理体系优良,长效激励释放员工潜力。长期价值或被低估,维持“买入”评级。 (最新报告日期 2021 年 4 月 28 日) 风险提示:1)国内气价风险;2)国内政策风险;3)海外气价风险。 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分,请务必一起阅读。 27 公用环保公用环保 华润华润燃气(燃气(1193 HK,买入,目标价:,买入,目标价:52.00 港币)港币)
129、 销气量回升至双位数增长,销气毛差维持稳定销气量回升至双位数增长,销气毛差维持稳定。华润燃气 2020 年销气收入及销气量均同比增长 4%,增长大幅放缓。受益于经济复苏,华润燃气 2021 年首 4 个月销气量同比增长35%(2019 年同期为同比增长 19%) 。我们预计华润燃气 2021 年销气量增速将维持在15%,其中工商业/居民/加气站同比分别为+17/+13/-5%,得益于 1)工商业天然气应用增加;2)居民天然气渗透率提升。21Q1 毛差维持在 0.59 元,考虑到 1)商业用户气价恢复(20 年因疫情折价) ;2)大销量/低毛差工业用户占比上升,预计 21 年全年毛差有望保持平稳
130、。 费用小幅下降推动接驳加速费用小幅下降推动接驳加速。华润燃气 2020 年新增接驳 305 万居民用户,平均每户接驳费用同比下降 1%至人民币 2,690 元。华润持续发力重点城燃项目并购,2020 年宁波项目落地,正推进太原项目落地,我们认为并购是推动其销气量及接驳业务增长的核心驱动力之一。 继续看好公司经营前景继续看好公司经营前景。我们预计公司 2021-2023 年净利润将达到 60 亿/66 亿/71 亿港币,因 1-4 月销气量高增长,我们预测三年销气量增速为+15/+14/+14%。我们的目标价为52.00 港币,对应 20 倍 2021 年预测 PE。我们的目标倍数高于 17
131、倍的公司 5 年历史均值,主因公司经营前景持续改善。 (最新报告日期 2021 年 6 月 10 日) 风险提示:国内需求增长放缓;国内外天然气价格风险;并购项目整合不及预期。 天伦燃气天伦燃气(1600 HK,买入,目标价:,买入,目标价:10.96 港元港元) 2020 年零售气量同比增长年零售气量同比增长 8%。2020 年城市燃气销售业务收入同比增长 3%,经营利润率为 12.6%(2019 年:11.4%) 。天伦的城市燃气销量(不含贸易气量)同比增长 8%,达到 12 亿立方米。具体而言,面向居民和工商业用户的城市燃气销量分别同比增长 20%和5%。得益于气源的结构优化,2020
132、年天伦的销气毛差升至人民币 0.56 元/立方米。我们预计,在内生增长和收购的推动下,2021 年天伦的城市燃气销量将同比增长 25%,且销气毛差保持稳定。 煤改气驱动接驳业务收入煤改气驱动接驳业务收入。2020 年天伦新增接驳居民用户数为 83 万户(2019 年:84 万户) ,其中包括 57 万煤改气用户(2019:58 万) 。2020 年,天伦的接驳业务收入同比增长 8%,而经营利润率下降至 40.3%(2019 年:41.8%) 。2020 年煤改气业务的累计现金收入比升至 70%(2018/2019 年:44/67%) 。管理层指引预计 2021 年的总接驳用户数达到 500 万
133、户以上,接驳费和利润率保持稳定。 估值具有吸引力,未来销量有望稳健增长估值具有吸引力,未来销量有望稳健增长。我们预计 2021-2023 年核心利润为人民币 10亿/12 亿/13 亿元,EPS 为人民币 1.03/1.17/1.31 元。2020 年天伦新增四个城市燃气项目,包括位于靖远、大通和互助的收购项目。我们预计天伦 2021 年将继续探索并购机会。根据我们的估算,天伦当前股价对应 6 倍的 2021 年预测 PE,考虑到其稳健的经营业绩,我们认为估值对投资者具有吸引力。我们给予天伦的目标价为 10.96 港币,基于 9 倍的2021 年预测 PE(参考 2021 年 4 月 1 日港
134、元兑人民币中间价 0.8437) 。我们的目标 PE 倍数较天伦历史 3 年 PE 均值(7 倍)存在溢价,反映潜在并购对公司经营前景的改善。 (最新报告日期 2021 年 4 月 6 日) 风险提示:1)销气量增长低于预期;2)2021 年利润率回落。 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分,请务必一起阅读。 28 公用环保公用环保 风险提示风险提示 内需增长放缓。国内经济需求直接影响天然气需求。如果内需增长放缓,将冲击天然气行业发展前景。 国内气价风险。气价决定着天然气终端消费的经济性,从燃气消费角度来看,工业燃气客户与居民燃气客户在是否选择天然气为燃料的问题上,需要考虑天然气价格成本
135、,尤其需要将天然气、煤炭、原油进行价格比对。目前原油价格和煤炭价格虽然有所复苏,但不排除因消费端需求减弱或者供给端供给增加等因素带来价格再度走跌。此外,深圳燃气主业为燃气分销,如果上游门站价走高,或者下游终端售价被挤压,将会对公司毛差产生负面影响。 国内政策风险。燃气售价和下游客户开拓受政策影响较大,如果出台管控价格政策,或者推广天然气消费利用的政策落地不及预期,也可能对公司盈利能力产生负面影响。 海外气价风险。LNG 接收站为公司未来业绩主要弹性来源,如果受制国际油价、人民币汇率等因素导致进口 LNG 价格增长太高,将对 LNG 接收站盈利产生不利影响。 用气安全风险。2021 年 6 月 13 日湖北十堰发生天然气爆炸重大事故,截止目前最终原因和责任认定仍在调查之中。国内城市燃气行业采取特许经营方式,安全生产经营是重要评价指标之一。若因燃气企业自身原因引发重大安全事故,可能会对后续特许经营权乃至企业自身发展产生较大影响。