1、证券研究报告公司深度研究燃气 东吴证券研究所东吴证券研究所 1/22 请务必阅读正文之后的免责声明部分请务必阅读正文之后的免责声明部分 天壕环境（300332）天然气天然气错配下的持续稀缺错配下的持续稀缺深度深度 3：天壕环境：天壕环境神安线五问？神安线五问？2022 年年 08 月月 23 日日 证券分析师证券分析师 袁理袁理 执业证书：S0600511080001 证券分析师证券分析师 任逸轩任逸轩 执业证书：S0600522030002 股价走势股价走势 市场数据市场数据 收盘价(元)15.20 一年最低/最高价 6.60/15.28 市净率(倍)3.58 流通

2、 A 股市值(百万元)12,808.86 总市值(百万元)13,404.82 基础数据基础数据 每股净资产(元,LF)4.25 资产负债率(%,LF)53.12 总股本(百万股)881.90 流通 A 股(百万股)842.69 相关研究相关研究 天壕环境(300332)：2022 中报业绩预告点评：业绩高增模式验证，期待稀缺跨省长输未来发展 2022-07-16 天壕环境(300332)：稀缺跨省长输贯通在即，解决资源痛点空间大开 2022-07-01 买入（维持）Table_EPS 盈利预测与估值盈利预测与估值 2021A 2022E 2023E 2024E 营业总收入（百万元）2,052

3、3,363 5,213 6,933 同比 21%64%55%33%归属母公司净利润（百万元）204 407 722 980 同比 265%100%77%36%每股收益-最新股本摊薄（元/股）0.23 0.46 0.82 1.11 P/E（现价&最新股本摊薄）65.73 32.91 18.57 13.68 Table_Summary 投资要点投资要点 天然气分布不均，新冠疫情天然气分布不均，新冠疫情&国际争端国际争端致使致使天然气贸易逆全球化天然气贸易逆全球化，供需错，供需错配加剧配加剧，全球天然气价值中枢提升。全球天然气价值中枢提升。需求端，双碳政策、疫情后经济复苏、极端天气增加需求量。供应端

4、，气源开发力度受气价及突发事件影响。与市场不一样的视角：天然气长输的稀缺性价值与市场不一样的视角：天然气长输的稀缺性价值。市场关注气价波动对盈利稳定性的影响。我们认为行业中具备稀缺资源&资产的公司凭借产业链地位优势，可获稳定盈利。深度解读：1）缺气本质；）缺气本质；2）跨省长输）跨省长输稀缺性展望；稀缺性展望；3）海外）海外 LNG 存量替代空间；存量替代空间；4）需求增长空间；）需求增长空间；5）参照）参照上游开采对比盈利能力合理性，上游开采对比盈利能力合理性，厘清核心资产受益方式。本质上，跨省长输为产业链中最缺的一环，在全球天然气资源错配、价值提升背景下，将获取以销售形式体现的、管输费以外

5、的合理盈利，与产业地位匹配。国内国内供需格局？供需格局？供给增速不及消费，供给增速不及消费，管输管输&储库储库限制限制增产增产。20112021年全国天然气产量/消费量 CAGR7.0%/10.9%，消费增速大于产量消费增速大于产量主主因：因：1）管输不足）管输不足，经我们测算，2021 年河北管线旺季负荷率 116%超负荷。2）储气库不足）储气库不足，截至 2021 年底，我国储气库调峰能力占消费量 4%低于公认 12-15%标准。神安线神安线沿线沿线气田丰富，气田丰富，突破突破瓶颈瓶颈后后产能有望放量。产能有望放量。神安线壁垒神安线壁垒&未来格局未来格局？三大壁垒构筑稀缺资产，中期无竞争对

6、手三大壁垒构筑稀缺资产，中期无竞争对手。神神安线属于高壁垒资产安线属于高壁垒资产：1）投资金额较大）投资金额较大，超 50 亿元；2）建设时间较）建设时间较长长，56 年；3）立项及开工需要发改委审定。）立项及开工需要发改委审定。通过跟踪国家能源规划中管道建设进度，我们预计中期无神安线同向管道建成。存量替代存量替代空间空间？全球天然气价值中枢提升，替代空间进一步打开全球天然气价值中枢提升，替代空间进一步打开。LNG价格自 2021 下半年飞涨，管道气可对高价天然气进行存量替代。假设神安线通气逐步替代 LNG 以及计划外气，我们预计替代空间分替代空间分别别占消占消费总量费总量的的 43%/60%

7、，全球天然气价值中枢提升，替代空间进一步打开。增量空间增量空间？能源占比提升能源占比提升支撑京津冀天然气增量支撑京津冀天然气增量。2019 年中国天然气能源供应占比 7.5%（2021 年提升至 8.9%），低于全球平均 24.4%，天然气占比持续提升。根据京津冀能源规划，我们预计 2025/2030 年北京年北京、天津天津、河北天然气消费河北天然气消费总总增量空间增量空间为为 97/240 亿方，下游需求增量亿方，下游需求增量可期可期。模式可持续性模式可持续性？开采端与销售端盈利相当开采端与销售端盈利相当，气源与分销相互依存，气源与分销相互依存，合作合作模式可持续！模式可持续！1）神安线为中

8、海油首条陆上长输，对中海油开发陆上资源及市场具备战略意义；2）神安线下属 15 个开口以及山西气源连接线属公司所有；3）中海油全资子公司中联煤开采端与神安线销售端盈利能力相当，气源端与分销端相互支持，利益格局理顺，合作模式可持续 盈利预测与投资评级：盈利预测与投资评级：公司具备稀缺跨省天然气长输管道资源，盈利模式可持续。我们维持20222024 年公司归母净利润 4.07/7.22/9.80亿元，同比 100%/77%/36%，EPS 0.46/0.82/1.11 元，对应 PE33/19/14 倍（估值日 2022/08/22）。维持“买入”评级。风险提示：风险提示：神安线建设进度不及预期，

9、中联煤层气气量释放不及预期 -22%-7%8%23%38%53%68%83%98%113%2021/8/232021/12/222022/4/222022/8/21天壕环境沪深300 请务必阅读正文之后的免责声明部分请务必阅读正文之后的免责声明部分 东吴证券研究所东吴证券研究所 公司深度研究 2/22 内容目录内容目录 1.国内供需格局？供给增速不及消费，管输国内供需格局？供给增速不及消费，管输&储库为增产限制因素储库为增产限制因素.4 1.1.20112021 年天然气产量复增弱于消费量，进口依存度增加.4 1.2.管输能力储气库不足为气源地增产限制因素.5 1.3.沿线气田资源量丰富，增产

10、潜力值得期待.7 2.神安线壁垒神安线壁垒&未来格局？三大壁垒构筑稀缺资产，中期无竞争对手未来格局？三大壁垒构筑稀缺资产，中期无竞争对手.8 3.存量替代空间？全球天然气资源价值中枢提升，替代空间进一步打开存量替代空间？全球天然气资源价值中枢提升，替代空间进一步打开.10 4.增量空间？天然气占能源比提升支撑增量空间？天然气占能源比提升支撑京津冀天然气增量京津冀天然气增量.15 5.模式可持续性？开采端与销售端盈利相当，气源与分销相互依存，合作模式可持续！模式可持续性？开采端与销售端盈利相当，气源与分销相互依存，合作模式可持续！.17 6.盈利预测盈利预测.19 7.风险提示风险提示.19 9

11、WuYdUdYvXgVvVfWaQdN9PsQoOmOmOjMnNwOeRmOqNbRrRzQvPsPmRvPpOtQ 请务必阅读正文之后的免责声明部分请务必阅读正文之后的免责声明部分 东吴证券研究所东吴证券研究所 公司深度研究 3/22 图表目录图表目录 图 1：中国天然气产量增速不及消费量.4 图 2：2021 年全国各省天然气产需差（亿方）.4 图 3：广西省天然气消费量与管输能力同频增长.5 图 4：河北省天然气消费量与管输能力同频增长.5 图 5：六大天然气外输省消费量增长平稳.5 图 6：河北中转管容示意图.6 图 7：中长期天然气主干管网规划示意图.9 图 8：神安线管道线路图.

12、9 图 9：国产 LNG 和进口 LNG 同步变化.10 图 10：陕西/山西/河北城燃天然气销售情况对比.11 图 11：LNG 接收站接收能力地区分布.12 图 12：京津冀进口 LNG 未来四年供应复增 22%.13 图 13：近五年中国 LNG 进口到岸价格中枢 4056 元/吨.14 图 14：各国天然气能源供应比例（按热值）.15 图 15：京津冀能源消费总量（万吨标准煤）.16 图 16：天壕环境神安线盈利模式示意图.17 图 17：2018-2021 公司客户中铝厂占比达 40%.18 图 18：天壕环境天然气售价低于当地煤焦油&柴油.18 表 1：2022 年国家管网天然气管

13、道剩余能力（万方/天）.6 表 2：2021 年河北管容负荷率达 81%.6 表 3：河北省采暖季管容负荷率达 116%.7 表 4：我国储气库建设情况（截至 2021 年底）.7 表 5：沿线气田具备可持续的生产能力以及较高的增产潜力，气源丰富.8 表 6：拟建/待建途径陕西/河北外输长输管道设施基础信息.10 表 7：天壕环境替代空间测算.11 表 8：已建成 LNG 接收站（截至 2021 年底）.12 表 9：未来 LNG 接收站扩建&新建计划.13 表 10：海气价格降至 9 美元/百万英热时与河北地区管道气持平.14 表 11：天然气增量空间测算参数表.16 表 12：至 2030

14、 京津冀天然气需求增量替代空间达 240 亿方.16 表 13：神安线三大盈利模式.18 表 14：煤层气开采公司开采毛利 0.60.8 元/方.19 请务必阅读正文之后的免责声明部分请务必阅读正文之后的免责声明部分 东吴证券研究所东吴证券研究所 公司深度研究 4/22 1.国内国内供需格局供需格局？供给增速不及消费，供给增速不及消费，管输管输&储库为增产限制因储库为增产限制因素素 1.1.20112021 年天然气产量复增弱于消费量年天然气产量复增弱于消费量，进口依存度增加，进口依存度增加 20112021 年天然气产量复增弱于消费量年天然气产量复增弱于消费量，国内有六大产气外输省，国内有六

15、大产气外输省。20112021 年十年全国产量复合增长 7.0%，而消费量复合增长 10.9%，消费增速大于产量，使得进口依存度逐年提高。从各省天然气产地来看，我国四川、新疆、内蒙古、陕西、山西、青海为天然气主要产地及外输省。图图1：中国天然气产量增速不及消费量中国天然气产量增速不及消费量 数据来源：BP，东吴证券研究所 图图2：2021 年全国各省天然气产需差（亿方）年全国各省天然气产需差（亿方）数据来源：国家统计局，发改委，东吴证券研究所 0500300350400天然气产量:中国（十亿方）天然气消费量:中国（十亿方）20112021十年CAGR10.9%201120

16、21十年CAGR7.0%地区地区产需差（亿方）产需差（亿方）2021年产量(亿方)2021年产量(亿方)产量产比（%）产量产比（%）消费量(亿方)消费量(亿方)消费量占比（%）消费量占比（%）四川省261.2529.225.8%268.07.5%新疆区225.6387.618.9%162.04.5%内蒙古189.3260.312.7%71.02.0%陕西省122.1294.114.3%172.04.8%山西省21.3122.66.0%101.32.8%青海省21.062.03.0%41.01.1%西藏区-0.60.00.0%0.60.0%黑龙江省-4.550.52.5%55.01.5%吉林省-

17、14.021.41.0%35.41.0%贵州省-14.85.20.3%20.00.6%云南省-25.00.00.0%25.00.7%广西区-29.80.20.0%30.00.8%重庆市-36.687.14.2%123.73.5%宁夏区-36.80.20.0%37.01.0%甘肃省-37.84.20.2%42.01.2%江西省-43.00.00.0%43.01.2%湖南省-51.00.00.0%51.01.4%海南省-61.08.00.4%69.01.9%安徽省-69.72.30.1%72.02.0%天津市-70.039.01.9%109.03.1%福建省-78.60.00.0%78.62.2%

18、湖北省-82.71.30.1%84.02.4%辽宁省-84.17.90.4%92.02.6%上海市-101.817.20.8%119.03.3%河南省-128.12.90.1%131.03.7%浙江省-180.00.00.0%180.05.0%北京市-212.84.30.2%217.16.1%河北省-222.75.30.3%228.06.4%山东省-230.46.20.3%236.66.6%广东省-231.5132.56.5%364.010.2%江苏省-312.80.90.0%313.78.8%请务必阅读正文之后的免责声明部分请务必阅读正文之后的免责声明部分 东吴证券研究所东吴证券研究所 公司

19、深度研究 5/22 1.2.管输能力储气库不足为气源地增产限制因素管输能力储气库不足为气源地增产限制因素 我们认为我们认为产量增速慢的原因产量增速慢的原因主要有以下两点主要有以下两点：1）管输不足管输不足。天然气输入省消费量与管输能力同频增长，。天然气输入省消费量与管输能力同频增长，天然气天然气外输省外输省消费量消费量增增长平稳。长平稳。以天然气输入省广西和河北为例，消费量增速和管容同频增长；而六大外输省同比变化幅度不大。陕京线管容陕京线管容不足，河北管线不足，河北管线旺季超负荷运转。旺季超负荷运转。陕京线剩余输气能力旺季为 0，河北采暖季管容紧张，经我们测算，2021 年途径河北的管线平均管

20、容负荷率达 81%，采暖季高达 116%图图3：广西省天然气广西省天然气消费量与管输能力同频增长消费量与管输能力同频增长 图图4：河北省天然气河北省天然气消费量与管输能力同频增长消费量与管输能力同频增长 数据来源：国家统计局，东吴证券研究所 数据来源：国家统计局，东吴证券研究所 图图5：六大天然气外输省六大天然气外输省消费量增长平稳消费量增长平稳 注：在煤层气研发力度加大、气化山西和省内管网建设的作用下，2010 年山西天然气消费量同比翻倍 数据来源：国家统计局，东吴证券研究所 1 2 3 3 5 8 8 13 14 23 28 0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%050

21、03003504002009200172019广西天然气消费量（亿方）运输能力（亿方）消费量yoy（%）29 35 45 50 56 73 70 97 133 165 180 228-10%0%10%20%30%40%50%020040060080000202021河北天然气消费量（亿方）运输能力（亿方）消费量yoy（%）-40%-20%0%20%40%60%80%100%120%2000019四川

22、消费量yoy（%）陕西消费量yoy（%）新疆消费量yoy（%）青海消费量yoy（%）内蒙古消费量yoy（%）山西消费量yoy（%）请务必阅读正文之后的免责声明部分请务必阅读正文之后的免责声明部分 东吴证券研究所东吴证券研究所 公司深度研究 6/22 表表1：2022 年国家管网天然气管道剩余能力（万方年国家管网天然气管道剩余能力（万方/天）天）月份月份 陕京一线陕京一线 陕京二线陕京二线 陕京三线陕京三线 6 月 0 707.99 624.73 7 月 0 355.73 707.56 8 月 0 410.7 756.06 9 月 0 583.04 514.48 10 月 0 0 0 11 月

23、0 0 0 12 月 0 0 0 数据来源：国家管网，东吴证券研究所 图图6：河北中转管容示意图河北中转管容示意图 注：按照到达各地的管道设计能力将天然气产需差分配至各管线。以此计算占用管容数值。数据来源：国家管网，东吴证券研究所测算 表表2：2021 年年河北管容负荷率达河北管容负荷率达 81%天然气量（亿方/年）2021年河北自身进气需求 223 2021年河北中转需求 452 河北总需求 675 气源到河北的管输能力（包括经过）830 河北接收平均管容利用率（%）81%数据来源：国家管网，国家能源局，东吴证券研究所测算 北京山东辽宁河南河北山西陕西设施名称途经地区设计能力 占用管容陕京一

24、线陕西、山西、河北、北京103陕京二线陕西、山西、河北、北京17058陕京三线陕西、山西、河北、北京15051陕京四线陕西、内蒙古、河北、北京25086大唐煤制气河北、北京4014北京：占用河北中转管容213亿方/年设施名称途经地区设计能力 占用管容秦沈线河北、辽宁9040辽宁：占用河北中转管容40亿方/年设施名称途经地区设计能力 占用管容鄂安沧输气管道河北、河南7061河南：占用河北中转管容61亿方/年设施名称途经地区设计能力 占用管容冀宁联络线冀鲁段河北省、山东省11066安济线河北省、山东省3018平泰联络线山东段山东省10355山东：占用河北中转管容139亿方/年共占用河北中转管容45

25、2亿方/年 请务必阅读正文之后的免责声明部分请务必阅读正文之后的免责声明部分 东吴证券研究所东吴证券研究所 公司深度研究 7/22 表表3：河北省采暖季管容负荷率达河北省采暖季管容负荷率达 116%管输能力（亿方）需求占全年比例 需求量（亿方）管容负荷率 采暖季（11次年 3 月）346 59%400 115.6%非采暖季（4-10 月）484 41%275 56.9%总量 830 100%675 81.3%注：需求比例按照 2021 年河北采暖季/非采暖季需求假设，比例为 1.45:1 数据来源：国家管网，东吴证券研究所 2）储气库不足储气库不足，截至 2021 年底，我国已建成储气库数量达

26、到 20 座，调峰能力 150亿方左右，占天然气消费量的比例仍较低在 4%左右，远低于国际公认标准（12-15%）。原因为：地下储气库选址条件十分苛刻，建设时间长，投资大单方投资 38 元，技术要求高。表表4：我国储气库建设情况（截至我国储气库建设情况（截至 2021 年底）年底）数据来源：中国地下储气库发展现状及展望，华经产业研究院，东吴证券研究所 1.3.沿线沿线气田资源量丰富，增产潜力值得期待气田资源量丰富，增产潜力值得期待 沿线沿线气田资源量丰富，管输气田资源量丰富，管输/储气库瓶颈解决后产能有望放量。储气库瓶颈解决后产能有望放量。神安线沿线气源丰富，包括中联煤的五大气田/区块、中石油

27、的四大气田/区块以及陕西政府的延长气田。沿线气田总可开采资源量达 5678 亿方，而目前的年产量仅有 538 亿方，沿线气田具备可持续的生产能力以及较高的增产潜力，神安线气量增长值得期待。储气库（群）储气库（群）地理位置地理位置库容/10库容/108 8 m m3 3工作气量/10工作气量/108 8 m m3 3形成调峰能力/10形成调峰能力/108 8 m m3 3企业主体企业主体大庆库群黑龙江大庆4.32.70.45辽河双6辽宁盘锦55.23020.5辽河雷61辽宁盘锦5.33.40.5双坨子吉林松原11.25.10.3华北苏桥河北永清672310大港板南天津滨海7.84.32长庆陕22

28、4陕西靖边10.453.3长庆苏东39-61陕西靖边19.280.1长庆榆37陕西靖边62.70.1新疆呼图壁新疆呼图壁1174529西南相国寺重庆市渝北区432323中原文96河南濮阳5.933江苏金坛江苏金坛11.87.21.5江汉黄场湖北潜江2.31.40.5大港库群天津大港6930.419华北库群河北永清18.77.57.5江苏金坛江苏金坛2617.17.8江苏刘庄江苏刘庄4.62.52.5中原文23河南濮阳84.332.722金坛江苏金坛1271.7港华储气有限公司中国石油中国石化国家管网 请务必阅读正文之后的免责声明部分请务必阅读正文之后的免责声明部分 东吴证券研究所东吴证券研究所

29、 公司深度研究 8/22 表表5：沿线气田具备可持续的生产能力以及较高的增产潜力，气源丰富沿线气田具备可持续的生产能力以及较高的增产潜力，气源丰富 数据来源：中国石油上海品茶，东吴证券研究所 2.神安线壁垒神安线壁垒&未来格局未来格局？三大壁垒构筑稀缺资产，中期无竞争三大壁垒构筑稀缺资产，中期无竞争对手对手 神安线作为神安线作为高壁垒高壁垒稀缺资产，稀缺资产，中期中期无竞争对手。无竞争对手。神安线起点为陕西省神木县，途径山西省吕梁市、忻州市、太原市、阳泉市和河北省石家庄市、衡水市三省近二十个县（区），终点为河北省衡水市的安平县。管道总长度超过 600km，设计输气能力约 50 亿立方米/年。我

30、们认为神安线属于高壁垒资产神安线属于高壁垒资产，主要原因为：投资金额较大，神安线三期工程累计投资额超投资额超 50 亿元亿元；建设时间较长，从前期筹备到通气需要从前期筹备到通气需要 56 年时间年时间；跨省长输项目立项及开工需要发改委审定需要发改委审定。通过跟踪十三五&十四五能源规划中提及的管道项目工程建设进度，我们发现：西气东输三线中段于 2021 年 9 月开工，西气东输四线于 201 年 7 月签约，其他规划管线尚未有进展。规划管线的长度均在神安线的两倍以上，预计建设周期远超神安线（5 年），结合长输管网建设对资金、审批流程的要求，我们预计中期无神安线同向管道建成。神神安线稀缺性安线稀缺

31、性&高壁垒高壁垒显现，中期无竞争对手。显现，中期无竞争对手。气源名称气源名称项目所有方项目所有方所在地所在地气源类型气源类型探明可采储量探明可采储量（亿立方米）（亿立方米）年产量年产量（亿立方米）（亿立方米）中联煤：临兴区块山西煤层气101018中联煤：古交区块山西煤层气815中联煤：寿阳区块山西煤层气2001中联煤：柳林区块山西煤层气1073中联煤：神府气田陕西煤层气4656中石油：紫金山区块山西煤层气350尚未形成商品气量中石油：三交区块山西煤层气2175中石油：保德区块山西煤层气3605中石油：长庆气田陕西、山西、甘肃、宁夏、内蒙古常规气源2330445陕西延长气田陕西省政府陕西常规气源

32、5575046674667520520中海油中石油合计合计其中：中海油山西煤层气产量约27亿方/年27亿方/年，陕西煤层气产量约6亿方/年6亿方/年中石油山西煤层气产量约10亿方/年10亿方/年，长庆气田产量约445亿方/年445亿方/年陕西省政府延长气田产量约50亿方/年50亿方/年 请务必阅读正文之后的免责声明部分请务必阅读正文之后的免责声明部分 东吴证券研究所东吴证券研究所 公司深度研究 9/22 图图7：中长期天然气主干管网规划示意图中长期天然气主干管网规划示意图 数据来源：发改委，东吴证券研究所 图图8：神安线管道线路图神安线管道线路图 数据来源：项目说明会，东吴证券研究所 请务必阅

33、读正文之后的免责声明部分请务必阅读正文之后的免责声明部分 东吴证券研究所东吴证券研究所 公司深度研究 10/22 表表6：拟建拟建/待建途径陕西待建途径陕西/河北外输长输管道设施基础信息河北外输长输管道设施基础信息 规划文件规划文件 设施名称设施名称 起止点起止点/所在地所在地 途经地区途经地区 长度长度 （公里）（公里）建设进建设进度度 设计能力设计能力（亿方（亿方/年）年）十三五、十四五 西气东输三线中段 中卫-吉安 宁夏、甘肃、陕西、河南、湖北、湖南、江西 2090 2021.09开工 250 十三五、十四五 西气东输四线 吐鲁番-中卫 新疆、甘肃、宁夏 1745 2021.07签约 十

34、三五 西气东输五线 十三五 新疆煤制气外输 新疆伊宁首站、终点为广东省韶关末站 新疆、甘肃、宁夏、陕西、河南、山东、湖北、湖南、江西、浙江、福建、广东、广西 8280 300 十三五 鄂安沧煤制气外输 陕西省神木首站，止于河北省沧州末站 内蒙古自治区、陕西省、山西省、河北省、河南省 2293 300 十三五 蒙西煤制气外输 起于内蒙古自治区鄂尔多斯市杭锦旗首站，止于河北省黄骅市黄骅末站 内蒙古自治区、山西省、河北省、天津市 1279 200 数据来源：能源发展“十三五”规划，“十四五”现代能源体系规划，东吴证券研究所 3.存量替代存量替代空间？空间？全球天然气资源价值中枢提升，替代空间进一全球

35、天然气资源价值中枢提升，替代空间进一步打开步打开 LNG 价格自价格自 2021 年下半年飞涨，年下半年飞涨，管道气可以对部分高价天然气进行存量替代。管道气可以对部分高价天然气进行存量替代。LNG 价格全国市场化，自 2021 年下半年开始飞涨，国内和进口 LNG 价格均大幅提升。我们在陕西/山西/河北分别选取城燃公司陕天然气/国新能源/百川能源进行天然气销售业务对比。通过计算三地的城燃公司销售价格，我们发现城市燃气公司售价显著低于LNG，利好管道气资源。图图9：国产国产 LNG 和进口和进口 LNG 同步变化同步变化 数据来源：同花顺，东吴证券研究所 0-07-2120

36、20-10-302021-03-092021-06-032021-10-122022-01-052022-03-272022-06-06陕西液厂价格（元/方）山西液厂价格（元/方）河北液厂价格（元/方）河北接收站价格（元/方）请务必阅读正文之后的免责声明部分请务必阅读正文之后的免责声明部分 东吴证券研究所东吴证券研究所 公司深度研究 11/22 图图10：陕西陕西/山西山西/河北城燃天然气销售情况对比河北城燃天然气销售情况对比 数据来源：公司公告，东吴证券研究所 神安线管道气可以替代其他高价气源。神安线管道气可以替代其他高价气源。2020 年京津冀天然气供应总量 492 亿方，长输管道供应占比

37、 56.6%，进口 LNG 供应 41.1%，区域内油气田供应 2.3%。价格较高的部分为：1）长输管道中的计划外气（参考合同外气占比 30%，84 亿方）；2）进口 LNG202亿方。3）区域内国产 LNG11 亿方。在两种替代方案下，天壕深度分销业务分别可以替代河北 88/122 亿方的高价气，占总消费量的 43%/60%。替代方案 1：替代进口 LNG 及区域内国产 LNG 替代方案 2：替代进口 LNG、区域内国产 LNG 以及计划外管道气 表表7：天壕环境替代空间测算天壕环境替代空间测算 数据来源：发改委，东吴证券研究所测算 1.301.311.271.401.36 1.341.44

38、1.491.220.951.97 1.982.122.232.142.512.482.562.472.640.00.51.01.52.02.53.02012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021陕西陕天然气销售单价（元/方）山西国新能源销售单价（元/方）河北百川能源销售单价（元/方）0.880.860.861.021.001.041.111.210.980.781.561.671.781.831.872.002.272.362.282.340.00.51.01.52.02.52012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

39、 2019 2020 2021陕西陕天然气采购成本（元/方）山西国新能源采购成本（元/方）河北百川能源采购成本（元/方）0.42 0.45 0.41 0.39 0.36 0.30 0.32 0.28 0.24 0.18 0.41 0.32 0.35 0.40 0.27 0.51 0.21 0.20 0.18 0.30 0.00.10.20.30.40.50.62012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021陕西陕天然气毛差（元/方）山西国新能源毛差（元/方）河北百川能源毛差（元/方）气量气量占比占比京津冀2020年总消费量（亿方）492100%

40、京津冀计划内气（亿方）19540%京津冀计划外气（亿方）8417%进口LNG（亿方）20241%区域内国产LNG（亿方）112%21421443%43%29729760%60%888843%43%12212260%60%替代京津冀总量(亿方）/占比（%）替代河北总量(亿方）/占比（%）方案一：替代LNG方案一：替代LNG 方案二：替代LNG+计划外气方案二：替代LNG+计划外气替代替代替代替代替代 请务必阅读正文之后的免责声明部分请务必阅读正文之后的免责声明部分 东吴证券研究所东吴证券研究所 公司深度研究 12/22 京津冀地区京津冀地区 2021 年年 LNG 码头负荷率码头负荷率 89%比

41、全国整体更为饱和比全国整体更为饱和。全国 LNG 接收站集中在华东和华南，接收能力占比超过 70%，总体海气码头负荷率超 80%；京津冀地区现存 3 座接收站，总接收能力 1850 亿方/年，2021 年负荷率达 89%，较全国整体更加饱和。图图11：LNG 接收站接收能力地区分布接收站接收能力地区分布 数据来源：LNG 接收站集约化及规模化建设，东吴证券研究所 表表8：已建成已建成 LNG 接收站（截至接收站（截至 2021 年底）年底）数据来源：气体网，LNG 接收站集约化及规模化建设，东吴证券研究所 华东43%华南32%华北19%东北6%省份省份项目简称项目简称操作公司操作公司设计接转能

42、力(万吨/年)设计接转能力(万吨/年)总接收能力(万吨/年)总接收能力(万吨/年)接卸量（万吨）接卸量（万吨）负荷率负荷率珠海金湾中海油350435124%国网粤东中海油504320.264%深圳大鹏中海油680792116%深圳迭福中海油400407.8102%华安深圳燃气8037.447%九丰九丰能源15010369%如东中石油1000718.372%启东广汇30024080%北仑中海油70056481%新奥新奥股份50035170%国网天津中海油600466.778%中石化天津中石化600660110%河北唐山中石油650650526.281%山东董家口中石化700700727.7104

43、%国网北海中石油600302.950%国网防城港中海油605490%福建莆田哈纳斯630630385.361%辽宁大连中石油60060025242%中油深南LNG中石油3013.846%国网洋浦中海油300114.738%五号沟申能1508053%洋山申能300420140%9884797281%合计天津江苏海南浙江广西上海450660330已建成已建成广东02164 请务必阅读正文之后的免责声明部分请务必阅读正文之后的免责声明部分 东吴证券研究所东吴证券研究所 公司深度研究 13/22 京津冀京津冀进口进口 LNG 未来未来至至 2025 年年供应充足供应充足复增复增

44、22%，之后无新建之后无新建/扩建计划扩建计划。通过梳理全国LNG接收站扩建&新建计划，我们发现京津冀地区共有4座接收站扩建/新建，按照建设计划均会在 2025 年前投产，20212025 年四年复增 22%，在建设进度正常的情况下，进口 LNG 供应充足。表表9：未来未来 LNG 接收站接收站扩建扩建&新建计划新建计划 数据来源：气体网，LNG 接收站集约化及规模化建设，东吴证券研究所 图图12：京津冀京津冀进口进口 LNG 未来四年供应复增未来四年供应复增 22%数据来源：气体网，LNG 接收站集约化及规模化建设，东吴证券研究所 省份省份项目简称项目简称操作公司操作公司设计接转能力(万吨/

45、年)设计接转能力(万吨/年)预计投产时间预计投产时间天津南港北京燃气5002022国网天津（二期）中海油1252023中石化天津中石化4802023河北新天LNG新天绿能12002025龙口南山一期国家管网5002022东营港鲁信集团2002022董家口（二期）中石化4002024烟台西港LNG保利协鑫5002023龙口港中海油6002022华电赣榆华电6002022滨海中海油6002023中天江阴中天能源2002022温州液化浙江浙能3002022嘉兴杭州、嘉兴燃气1002022新奥舟山二期新奥2002022大麦屿君安能源2002022漳州中海油3002022国储漳州中国国储300/阳江粤电

46、2002024潮州华丰中天中天能源100/广州广州燃气1002022深圳中石油6002022惠州广东能源2802023潮州华瀛华瀛天然气6002023珠海直湾岛澳门天然气5002025江门广海湾九丰能源600/茂名协鑫协鑫6002023珠海金湾（二期）中海油3502023揭阳中石油6502023天津广东福建浙江江苏山东52955403000350040004500202242025京津冀地区LNG接收能力（万吨/年）四年复增22%请务必阅读正文之后的免责声明部分请务必阅读正文之后的免责声明部分 东吴证券研究

47、所东吴证券研究所 公司深度研究 14/22 全球天然气资源价值中枢提升，替代空间进一步打开全球天然气资源价值中枢提升，替代空间进一步打开。考虑气化及运输成本，我们认为中国 LNG 到岸价降至 3171 元/吨（对应 2021 年 4 月底气价）时价格将低于百川能源于河北 2021 年管道气销售价格，对神安线下游销售市场产生影响，对应 LNG 原始美元价格为 9 美元/百万英热。但自 2021 年下半年以来，海气价格保持高位，利好天壕环境管道气下游销售。近五年中国 LNG 进口到岸价格平均值为 4056 元/吨，高于天壕环境管道气风险点。在欧盟与俄罗斯能源脱钩的背景下，全球供需错配加剧全球供需错

48、配加剧，我们认为气价将持续高位运行，神安线存量神安线存量替代空间进一步打开替代空间进一步打开。表表10：海气价格降至海气价格降至 9 美元美元/百万英热时百万英热时与与河北地区管道气河北地区管道气持平持平 注：管输费参考大唐 LNG 外输价格：0.2572 元/千方公里，长度 288 公里，气化率 1450方/吨，人民币兑美元汇率 6.76（2022/08/05）数据来源：百川能源 2021 年报，上海石油天然气交易中心，国家统计局，东吴证券研究所 图图13：近近五五年年中国中国 LNG 进口到岸进口到岸价格中枢价格中枢 4056 元元/吨吨 数据来源：金联创，东吴证券研究所 百川能源销售价格

49、（元/方）2.64LNG终端价格（元/方）2.64气化费（元/吨）550LNG管输费（元/方）0.07LNG到岸价（元/吨）3171LNG到岸价（美元/百万英热）90500000002500030000到岸价LNG:中国（元/吨）五年平均值(元/吨）神安线管道气风险点(元/吨）五年平均值4056元神安线管道气风险点3171元/吨 请务必阅读正文之后的免责声明部分请务必阅读正文之后的免责声明部分 东吴证券研究所东吴证券研究所 公司深度研究 15/22 4.增量空间增量空间？天然气占能源比天然气占能源比提升提升支撑京津冀支撑京津冀天然气天然气增量增量 我国天然气能源供应占比偏

50、低，未来我国天然气能源供应占比偏低，未来天然气占一次能源比天然气占一次能源比将进一步提升。将进一步提升。从能源结构来看，2019 年中国天然气能源供应（按热值计算）比例为 7.5%，远低于全球平均水平 24.4%。2021 年中国天然气能源供应已提升至 8.9%，未来在天然气能源替代的趋势下，天然气能源供应占比将进一步提升。图图14：各国天然气能源供应比例（按热值）各国天然气能源供应比例（按热值）数据来源：EIA，东吴证券研究所 京津冀地区京津冀地区 2025/2030 年年天然气天然气总增量空间达总增量空间达 97/240 亿方，神安线下游需求空间亿方，神安线下游需求空间释释放放值得期待。值

51、得期待。国家及部分地方发布能源规划，提出天然气消费以及在一次能源中占比的目标，对天然气消费量做出指引。1）北京：根据政策指引，2025 年天然气消费量控制在 200 亿方（折算成能源占比为 33.3%），且规定了 2035 年北京进入达峰平台期，总能源消费量控制在 9000 万吨标准煤，我们认为 2035 年该比例将进一步提升至 35%。2）天津：根据政策指引，2025 年天然气消费量控制在 145 亿方，折算成能源占比为 21%。3）河北：暂无政策指引，由于河北天然气能源结构占比现状与全国类似，因此我们按照全国 2030 年天然气占比 15%进行测算。我们测算 2025/2030 年北京、天

52、津、河北的天然气能源占比分别为 33.3/35%、21/22%、12/15%；天然气消费总量分别为 200/220 亿立方米、145/172 亿立方米、306/402 亿立方米；2025/2030 年北京、天津、河北天然气消费增量空间分别为-17/2、36/63、78/174 亿方，2025/2030 年总增量空间达 97/240 亿方，神安线下游增量空间释放值得期待。24.4%7.5%26.0%22.2%17.0%36.2%32.1%0%5%10%15%20%25%30%35%40%45%2000019全球中国德国日本韩国英国

53、美国 请务必阅读正文之后的免责声明部分请务必阅读正文之后的免责声明部分 东吴证券研究所东吴证券研究所 公司深度研究 16/22 表表11：天然气天然气增增量空间测算参数表量空间测算参数表 数据来源：各地政府网站，东吴证券研究所 图图15：京津冀京津冀能源消费总量（万吨标准煤）能源消费总量（万吨标准煤）数据来源：各地政府网站，东吴证券研究所测算 表表12：至至 2030 京津冀京津冀天然气需求天然气需求增量替代空间增量替代空间达达 240 亿方亿方 数据来源：国家统计局，东吴证券研究所测算 省份省份年份年份预期目标预期目标全国2030天然气占一次能源比提高到15%15%。2025能源消费总量控制

54、在8050万吨8050万吨标准煤左右；天然气消费量控制在200亿立方米200亿立方米左右（即2680万吨标准煤），占总能源比33.3%。2035能源消费总量进入达峰平台期，力争控制在9000万吨9000万吨标准煤左右。天津2025天然气消费量145亿立方米145亿立方米，十四五年均增长3.98%3.98%，占总能源比21%。河北北京暂无，按照全国2030年15%2030年15%的比例进行测算。05,00010,00015,00020,00025,00030,00035,00040,000北京天津河北北京北京天津天津河北河北202533.3%21.0%12.0%12.0%203035.0%35.

55、0%22.0%22.0%15.0%20252680029792332545920202520020172402至2025年天然气增量需求空间-17-025年总增量空间2025年总增量空间至2030年天然气增量需求空间2 263631741742030年总增量空间2030年总增量空间天然气能源占一次能源比（%）天然气总量（万吨标准煤）天然气消费量（亿立方米）9797240240 请务必阅读正文之后的免责声明部分请务必阅读正文之后的免责声明部分 东吴证券研究所东吴证券研究所 公司深度研究 17/22 5.模式可

56、持续性模式可持续性？开采端与销售端盈利相当，气源与分销相互依开采端与销售端盈利相当，气源与分销相互依存，合作模式可持续！存，合作模式可持续！公司与中联公司设立合资公司中联华瑞共同投资建设运营的神安线管道项目，目前山西-河北段已通气，全面贯通后，将实现上游资源与下游终端市场的无缝对接，完成从上游气源到管道输气、再到终端用户的资源闭环。神安线连通陕西山西河北，上游陕西&山西省供给充足，为天然气外输省，下游河北省需求旺盛，公司通过赚取门站价公司通过赚取门站价差、零售价差以及管输费获得利润：差、零售价差以及管输费获得利润：管输费：管输费：中联华瑞（公司持股比例 49%）通过神安线将天然气进行跨省运输，

57、收取管输费。收取管输费。按照国家长输管网 8%的收益率核定规则，神安线天然气管输费用单价 0.195 元/方，从陕西/山西运输天然气至河北，联营公司收入可达 0.195元/方，为公司贡献稳定收益。门站价为基准的区域价差门站价为基准的区域价差：公司从上游气田参考当地门站价采购天然气，通过神安线输送至下游，参考当地门站价销售给大型燃气集团，交付管输费后，赚交付管输费后，赚取陕西取陕西/山西山西河北天然气门站价差河北天然气门站价差，按照发改委披露的各省市天然气基础门站价格，我们预计从陕西/山西运输天然气至河北，门站价差可达 0.71/0.16 元。零售价差：零售价差：公司凭借特许经营权，从上游供应商

58、采购天然气，通过神安线按照用户需求将天然气输送并销售给当地工业企业客户，交付管输费后，赚取零售交付管输费后，赚取零售价价-门站价差。门站价差。按照下游非居民天然气价格 3.81 元/方计算，我们预计从陕西/山西运输天然气至河北，单方价差可达 2.59/2.04 元。公司主要大工业客户为当地大型氧化铝工业客户，其经营情况稳定，燃气需求量大，采购金额占比可达 40%，与公司稳定合作。图图16：天壕环境神安线盈利模式示意图天壕环境神安线盈利模式示意图 注：陕西、山西、河北门站价分别为 1.22、1.77、1.93 元/方；神安线管输费为 0.195 元/方。数据来源：国家发改委，东吴证券研究所 陕西

59、（1.221.22元元/方）方）山西（1.771.77元元/方）方）河北（1.931.93元元/方）方）上游供应下游销售一级城燃公司大工业客户河北陕西&山西门站价差河北零售陕西&山西门站价差管输费 请务必阅读正文之后的免责声明部分请务必阅读正文之后的免责声明部分 东吴证券研究所东吴证券研究所 公司深度研究 18/22 表表13：神安线三大盈利模式神安线三大盈利模式 管输费（元/方）门站价差（元/方）零售价差（元/方）陕西-河北段 0.195 0.71 2.59 山西-河北段 0.195 0.16 2.04 注：陕西、山西、河北门站价分别为 1.22、1.77、1.93 元/方；神安线管输费为

60、0.195 元/方。数据来源：发改委，公司公告，东吴证券研究所 图图17：2018-2021 公司客户中铝厂占比达公司客户中铝厂占比达 40%数据来源：公司公告，东吴证券研究所 天壕环境天壕环境销售价格低于当地其他能源销售价格低于当地其他能源，具备提价空间具备提价空间顺价顺价能力强能力强。从销售端来看，天壕环境天然气销售价格低于当地柴油&煤焦油价格，从等热值替代的角度具备未来提价空间，顺价能力强。图图18：天壕环境天然气售价低于当地煤焦油天壕环境天然气售价低于当地煤焦油&柴油柴油 注：2021 年天壕环境售价包含河北部分，未拆分。数据来源：公司公告，CEIC，东吴证券研究所 4.92 5.82

61、 5.92 5.56 2.72 1.63 1.53 2.18 12.10 10.62 9.48 12.77 0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%20021国家电投山西铝业采购额（亿元）山西华兴铝业采购额（亿元）其他客户采购额（亿元）020021天壕环境山西销售价（元/方）山西煤焦油价格（元/单方天然气热值）山西柴油价格（元/单方天然气热值）请务必阅读正文之后的免责声明部分请务必阅读正文之后的免责声明部分 东吴证券研究所东吴证券研究所 公司深度研究 19/22 我们认为天壕环境的我们认为天壕环境的盈利

62、模式可持续：盈利模式可持续：1）神安线为中海油第一条陆上长输管网，对中海油开发陆上资源端及市场端具备战略意义；2）神安线管道下属 15 个开口以及山西气源连接线归天壕环境所有；3）我们认为中海油全资子公司中联煤开采端与神安线销售端盈利能力相当，气源端与分销端相互支持，利益格局理顺，双方合作模式可持续。以同为煤层气开采公司的蓝焰控股为例，煤层气开采单方成本在 1 元左右，售价在1.61.8 元/方，开采毛利在开采毛利在 0.60.8 元元/方方，与天壕环境燃气销售历史毛差水平相当。与天壕环境燃气销售历史毛差水平相当。6.盈利预测盈利预测 公司具备稀缺跨省天然气长输管道资源，盈利模式可持续。我们预

63、计 2022-2024 年公司归母净利润 4.07/7.22/9.80 亿元，同比 100%/77%/36%，EPS 为 0.46/0.82/1.11 元，对应 PE33/19/14 倍。（估值日期 2022/8/22）。我们认为跨省长输管线具备产业链地位、资产稀缺性和盈利能力确定性，价值凸显，维持“买入”评级。7.风险提示风险提示 1）神安线建设进度不及预期：神安线建设进度不及预期：根据公司披露的 2021 年年报，神安线管道（陕西-山西段）2022 年具备通气条件。如因疫情或其他突发状况，施工进度放缓，通气进度将不达预期。表表14：煤层气开采公司煤层气开采公司开采毛利开采毛利 0.60.8

64、 元元/方方 注：2016 年，财政部提出“十三五”期间，煤层气开采利用中央财政补贴标准提高到0.3 元/立方米；2020 年市场需求不振、煤层气财政补贴政策发生变化。数据来源：蓝焰控股年报，东吴证券研究所 蓝焰控股蓝焰控股200020202020212021煤层气销售收入（亿元）11.2111.8213.3614.1519.53煤层气成本（亿元）7.156.757.2210.0912.33煤层气毛利（亿元）4.065.066.144.067.20归母净利润（亿元）归母净利润（亿元）4.894.896.796.795.575.571.251.253.

65、053.05煤层气补贴（亿元）-其他收益煤层气补贴（亿元）-其他收益2.642.642.572.572.052.050.770.770.760.76销售量（亿方）销售量（亿方）7.007.006.876.877.817.819.129.1210.9910.99单方售价（元/方）1.601.721.711.551.78单方成本（元/方）1.020.980.921.111.12单方毛利（元/方）单方毛利（元/方）0.580.580.740.740.790.790.450.450.650.65 请务必阅读正文之后的免责声明部分请务必阅读正文之后的免责声明部分 东吴证券研究所东吴证券研究所 公司深度研

66、究 20/22 2）中联煤层气气量释放不及预期。联煤层气气量释放不及预期。目前神安线上游气源主要来自中联煤的煤层气，而煤层气生产需要一定时间，存在气量释放不达预期的可能。3）海气价格波动风险。）海气价格波动风险。目前由于全球天然气供需错配，海气价格较高，神安线管道气能够进行存量气替代；若海气价格回落至一定程度，将对管道气替代产生阻碍。请务必阅读正文之后的免责声明部分请务必阅读正文之后的免责声明部分 东吴证券研究所东吴证券研究所 公司深度研究 21/22 天壕环境天壕环境三大财务预测表三大财务预测表 Table_Finance 资产负债表（百万元）资产负债表（百万元）2021A 2022E 20

67、23E 2024E 利润表（百万元）利润表（百万元）2021A 2022E 2023E 2024E 流动资产流动资产 2,495 3,184 4,620 6,467 营业总收入营业总收入 2,052 3,363 5,213 6,933 货币资金及交易性金融资产 924 947 1,646 2,637 营业成本(含金融类)1,476 2,436 3,547 4,649 经营性应收款项 848 1,248 1,782 2,432 税金及附加 18 28 46 61 存货 114 200 258 342 销售费用 21 35 120 222 合同资产 380 437 469 485 管理费用 166

68、 168 334 520 其他流动资产 228 351 465 570 研发费用 27 24 47 62 非流动资产非流动资产 5,783 5,689 5,554 5,406 财务费用 77 70 96 103 长期股权投资 642 642 642 642 加:其他收益 14 17 16 17 固定资产及使用权资产 1,778 1,820 1,820 1,809 投资净收益-28-74-10 55 在建工程 418 358 327 317 公允价值变动 0 0 0 0 无形资产 1,463 1,407 1,353 1,296 减值损失-113-70-165-205 商誉 1,048 1,028

69、 978 908 资产处置收益 74 0 0 0 长期待摊费用 62 62 62 62 营业利润营业利润 213 476 863 1,184 其他非流动资产 371 371 371 371 营业外净收支 22 2 2 2 资产总计资产总计 8,277 8,873 10,174 11,872 利润总额利润总额 235 478 865 1,186 流动负债流动负债 3,330 3,510 3,990 4,519 减:所得税 42 86 164 225 短期借款及一年内到期的非流动负债 710 523 337 150 净利润净利润 193 392 701 960 经营性应付款项 1,951 2,11

70、1 2,522 3,034 减:少数股东损益-11-16-21-19 合同负债 121 171 177 186 归属母公司净利润归属母公司净利润 204 407 722 980 其他流动负债 548 705 954 1,148 非流动负债 1,179 1,244 1,364 1,574 每股收益-最新股本摊薄(元)0.23 0.46 0.82 1.11 长期借款 30 90 180 330 应付债券 350 350 350 350 EBIT 301 724 1,209 1,531 租赁负债 13 18 48 108 EBITDA 470 913 1,405 1,738 其他非流动负债 786

71、786 786 786 负债合计负债合计 4,509 4,754 5,354 6,093 毛利率(%)28.06 27.55 31.95 32.94 归属母公司股东权益 3,633 3,999 4,721 5,701 归母净利率(%)9.94 12.11 13.85 14.13 少数股东权益 135 119 98 79 所有者权益合计所有者权益合计 3,768 4,118 4,819 5,780 收入增长率(%)21.16 63.89 55.01 33.00 负债和股东权益负债和股东权益 8,277 8,873 10,174 11,872 归母净利润增长率(%)265.38 99.75 77.

72、20 35.71 现金流量表（百万元）现金流量表（百万元）2021A 2022E 2023E 2024E 重要财务与估值指标重要财务与估值指标 2021A 2022E 2023E 2024E 经营活动现金流 219 434 967 1,125 每股净资产(元)4.04 4.45 5.27 6.38 投资活动现金流-135-202-158-113 最新发行在外股份（百万股）882 882 882 882 筹资活动现金流-546-210-110-21 ROIC(%)4.93 11.91 18.09 19.91 现金净增加额-463 22 699 991 ROE-摊薄(%)5.61 10.19 15

73、.29 17.18 折旧和摊销 169 189 195 208 资产负债率(%)54.48 53.58 52.63 51.32 资本开支 292-128-148-168 P/E（现价&最新股本摊薄）65.73 32.91 18.57 13.68 营运资本变动-240-335-146-235 P/B（现价）3.76 3.41 2.88 2.38 数据来源:Wind,东吴证券研究所，全文如无特殊注明，相关数据的货币单位均为人民币，预测均为东吴证券研究所预测。免责及评级说明部分 免责声明免责声明 东吴证券股份有限公司经中国证券监督管理委员会批准，已具备证券投资咨询业务资格。本研究报告仅供东吴证券股份

74、有限公司（以下简称“本公司”）的客户使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户。在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见并不构成对任何人的投资建议，本公司不对任何人因使用本报告中的内容所导致的损失负任何责任。在法律许可的情况下，东吴证券及其所属关联机构可能会持有报告中提到的公司所发行的证券并进行交易，还可能为这些公司提供投资银行服务或其他服务。市场有风险，投资需谨慎。本报告是基于本公司分析师认为可靠且已公开的信息，本公司力求但不保证这些信息的准确性和完整性，也不保证文中观点或陈述不会发生任何变更，在不同时期，本公司可发出与本报告所载资料、意见及推测不一致的报告。本报告的版权归本公司所有，

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