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天然氣調價利好上遊 機構看好7股
銀河證券近日發佈的研究報告稱，發改委6月28日發出通知，決定自2013年7月10日起，調整非居民用天然氣門站價格。發改委在通知中提到，我國天然氣價格調整的基本思路是，按照市場化取向，建立起反映市場供求和資源稀缺程度的與可替代能源價格掛鉤的動態調整機制；近期的主要方法是建立與可替代能源價格掛鉤的動態調整機制，逐步理順與可替代能源比價關系，為最終實現天然氣價格完全市場化奠定基礎。綜合考慮我國天然氣生產、供應、消費面臨的形勢，在理順價格的同時，為保障居民基本生活不受影響，發改委此次調價不調整居民用天然氣價格，主要針對非居民用天然氣門站價。這次調價將天然氣分為存量氣、增量氣兩個部分。存量氣門站價格適當提高：其中，化肥用氣在現行門站價格基礎上實際提價幅度最高不超過0.25元/立方；其他用戶用氣在現行門站價格基礎上實際提價幅度最高不超過0.4元/立方。增量氣門站價格基本實現完全市場化：按照廣東、廣西試點方案中的計價辦法，一步調整到2012年下半年以來可替代能源價格85%的水平，不再按用途分類；即（燃料油60%+液化石油氣40%）85%來確定。這使得增量氣部分的門站價格比存量氣價格要高0.86-0.88元/立方；即便是試點天然氣定價新機制的廣東、廣西2省區，增量氣的門站價也比存量氣要高0.58元/立方。因為兩廣地區的存量氣定價，盡管是按照試點新機制的公式計算的，但參照的燃料油和液化石油氣價格是2010年的均價，而增量氣參照的則是2012年下半年以來的均價。研報指出，天然氣價格調整的意義在於：1）有利於優化能源結構，促進環境保護。天然氣是優質高效的清潔能源，二氧化碳和氮氧化物的排放僅為煤炭的一半和五分之一左右，二氧化硫的排放幾乎為零；但是，我國天然氣消費占一次能源消費的比重僅為5%，不僅遠低於美、歐等發達國傢，而且遠低於24%的國際平均水平。清潔能源比重過低，成為影響我國大氣質量，造成霧霾天氣多發的原因之一。在推進城鎮化的過程中，為瞭改善人民生活環境，應當大力鼓勵發展天然氣，增加天然氣供應。但我國天然氣資源相對貧乏，剩餘可采儲量不足世界總量的2%，人均探明剩餘可采儲量隻有世界平均水平的7%左右，利用價格機制鼓勵企業增加進口，加大資源勘探開發力度，是增加天然氣供應、改善能源結構的重要保障。2）有利於促進天然氣資源開發和引進，保障能源供應安全。能源安全是保持國民經濟持續健康發展的前提條件。為保障能源安全，必須盡可能地開拓多種途徑增加能源供應，既要增加進口，又要鼓勵國內頁巖氣、煤層氣、煤制氣發展。據統計，2007年-2012年，我國天然氣進口量從40億立方米增加到425億立方米，5年增長9.6倍；進口依存度從2%提高到27%，每年提高5個百分點。但這次調價前的國內天然氣出廠價格比中亞進口天然氣到岸完稅價格每立方米還要低1.5元，這既不利於擴大進口天然氣，也無法激勵包括民營資本在內的投資者勘探開發天然氣資源的積極性。3）有利於引導天然氣合理消費，促進資源節約利用。天然氣價格過低，不能反映清潔高效能源的市場價值，短期內雖然有利於促進天然氣的推廣使用，但長此以往，勢必削弱發展後勁，影響資源供應和天然氣市場的持續健康發展；也不利於企業增強節約意識，提高資源利用效率，將造成天然氣的盲目發展，擴大供求矛盾。調整天然氣價格，有利於促進企業節能減排，加快淘汰落後產能。發改委在調價通知中指出，存量氣價格將分步調整，力爭“十二五”末調整到位；也就是說非居民用天然氣價格的存量氣在未來2-3年時間裡要調到這次調整到位的增量氣的水平；這次調整後的增量氣價格相當於原油價格110美元/桶對應的燃料油和液化石油氣價格掛鉤，假設未來2-3年原油價格在90-100美元/桶，則目前存量氣的潛在調價空間約0.6-0.8元/立方（兩廣地區則為0.4-0.5元/立方）。如果到時候化肥用氣調價幅度的折扣比照此次調價，居民用氣還是不上調，目前存量氣價格在未來2-3年的總體調價幅度保守估計在0.3-0.4元/立方。研報稱，天然氣調價利好上遊供應商（中石油和大唐發電(601991,股吧)），下遊總體利空。天然氣調價主要利好的是上遊天然氣供應商，特別是中國石油(601857,股吧)、中國石化(600028,股吧)、大唐發電以及廣匯能源(600256,股吧)等。此次調價，全國平均門站價格由1.69元/立方提高到1.95元/立方，上調幅度平均幅度為0.26元/立方，對中國石油的年化業績貢獻為增厚EPS約0.09元，對中國石化的年化業績貢獻為增厚EPS約0.03元。發改委通知指出，門站價格適用於國產陸上天然氣、進口管道天然氣；頁巖氣、煤層氣、煤制氣出廠價格，以及液化天然氣氣源價格放開，由供需雙方協商確定，需進入長輸管道混合輸送並一起銷售的（即運輸企業和銷售企業為同一市場主體），執行統一門站價格；進入長輸管道混合輸送但單獨銷售的，氣源價格由供需雙方協商確定，並按國傢規定的管道運輸價格向管道運輸企業支付運輸費用。目前國產陸上天然氣和進口管道天然氣之外，最大天然氣源為大唐發電的兩個40億方煤制天然氣項目；如果大唐發電的煤制氣按北京和遼寧的增量氣價格執行的話，假設付給中石油0.2-0.3元/立方用於調峰，則單位經營利潤高達1.2元/立方左右；即便按北京和遼寧調整後的存量氣價格執行，單位經營利潤也有0.3-0.4元/立方；因此大唐發電的煤制氣項目等到2-3年存量氣價格和目前增量氣接軌話，權益產量56億方，將能貢獻EPS接近0.5元，盈利相當可觀。從這次天然氣調價開始，東部乃至中部地區的增量氣價格基本都在3元/立方這樣的水平，這樣的價格將程度上改變之前非常規天然氣開發短期很難盈利的局面，這對於非常規天然氣開發（包括頁巖氣、煤層氣、煤制氣等）都將帶來很大的帶動，將利好非常規天然氣開發所涉及的油服及油服設備行業，如傑瑞股份(002353,股吧)、恒泰艾普(300157,股吧)、通源石油(300164,股吧)、惠博普(002554,股吧)、海默科技(300084,股吧)等。中下遊管輸企業不是量價齊升的過程，主要是靠走量的增加，管輸企業的單位計價則是基本鎖定。下遊主要利空影響的行業，主要是LNG和CNG加氣站行業、氣頭尿素行業。LNG和CNG加氣站行業，目前能取得超額收益的企業，核心是原料端獲得瞭之前被價格低估的存量氣，而終端的銷售價格則和汽柴油掛鉤、高達3.5-4.0元/方，因此能獲取結構性的“暴利”；但若原料端價格換作此次調整後的增量氣價格，利潤則將被大大收窄；按照增量氣執行的天然氣新定價機制來看，中西部未來的新氣價還是要比東方低一些、最低的要低1元/立方左右；因此未來LNG和CNG加氣站盈利空間將收窄，東部將被收窄至0.2-0.3元/方，中西部將收窄至0.5元/方左右，隻有西北部和內蒙等少數省份還將有0.8-1.0元/方的潛在盈利空間。氣頭尿素行業，每噸尿素對天然氣單耗普遍在600-800立方/噸；化肥用天然氣價格上調0.25元/方，普遍將增加氣頭尿素的成本約150-200元/噸。從尿素的原料結構來看，無煙煤占63.8%，天然氣占27.5%，煙煤占6.1%，其餘為焦爐氣和油；調價後氣頭跟無煙煤尿素生產成本基本持平，由原先的低成本轉變為行業邊際成本，則采用煙煤為原料的低成本尿素企業有望長期受益。以當前尿素價格測算，氣頭尿素企業單噸虧損約100元。研報稱，天然氣調價利好上遊供應商，建議配置天然氣盈利將明顯好轉的中國石油、煤制氣盈利將大幅提升的大唐發電。（《證券時報》快訊中心）var page_navigation = document.getElementById('page_navigation');if(page_navigation){ var nav_links = page_navigation.getElementsByTagName('a'); var nav_length = nav_links.length;//正文頁導航加突發新聞 if(nav_length == 2){ var emergency = document.createElement('div');emergency.style.position = 'relative';emergency.innerHTML = '
新聞來源http://news.hexun.com/2013-07-01/155666752.html
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