四川大決策投顧摘要:伴隨城燃項目逐漸步入成熟期,疊加房地產周期影響,全國性城燃公司接駁數量有見頂回落的趨勢,城市燃氣公司的資本開支有望收縮同時,天然氣上游綜合成本回落,城燃公司采購成本壓力或有所減輕,同時順價工作穩步推進有望帶動城燃公司毛差修復,有望推動行業經營性現金流大幅度改善。具備氣源優勢及核心管網資產的公司在產業鏈中或擁有更強議價能力,有望展現更強的業績彈性!

1.天燃氣是高性價比的清潔能源,低碳目標驅動天燃氣需求穩健增長

天燃氣熱效率高且單位熱值成本低。綜合來看天燃氣的性價比優于目前主流的煤炭和石油能源。由于天燃氣主要成分為甲烷,比煤炭燃燒更為充分,因此每方天燃氣產熱約38.98MJ遠高于每千克煤炭的20.93MJ。雖燃天燃氣熱值遜于汽油、柴油和液化石油氣,但由于天燃氣價格較成本油更低,其單位熱值成本約54.00元/GJ,不足成品油單位熱值成本的一半。

天燃氣清潔程度高于其他能源。天燃氣的二氧化碳排放系數普遍低于各類燃料,僅為燃料油的73%、煤炭的60%。在工業鍋爐的使用中,天燃氣的二氧化硫排放量遠低于煤炭和重油;氮氧化物排放量則低于煤炭;排放煙塵僅為煤炭、重油的4%和14%。另外,由于天燃氣密度低易充分燃燒,因此不易因泄漏而產生積存且燃燒產生的一氧化碳可以忽略不計。

2.天燃氣產業鏈分析

天燃氣產業鏈從上游到下游可以大致分為三個環節:

①上游為天燃氣勘探生產企業,或具有從海外進口天燃氣資質的企業,目前我國上游集中度較高,由三桶油主導;煤層氣礦權下放,部分國內企業亦擁有煤層氣區塊的勘探、開發和生產權,同時如新奧股份、九豐能源在內的企業擁有LNG接收設施,可以獲得海外LNG氣源;

②中游為天燃氣管輸企業,負責干線輸送,是將天燃氣由生產/進口企業送往下游分銷商或大工業用戶;

③下游為城市燃氣公司或大工業用戶,其中城燃公司利用省內管網將天燃氣輸送給特許經營權的居民及工商業用戶,同時亦可以向大工業用戶直供天燃氣。

下游城燃公司業務一般包括接駁、銷氣及增值業務。接駁是為住宅和工商用戶提供庭院管網敷設及設備安裝、室內管道及設施安裝、售后維保等服務,一般收入一次性確認且毛利率較高。銷氣包括零售/批發和代輸兩類。代輸一般為只賺取管輸利潤,管輸費由政府核定,相對穩定;零售/批發賺取購銷氣價差,購氣成本及銷氣價格會對利潤產生較大影響。增值業務包括綜合能源、燃氣具、保險銷售等,城燃公司一般依托現有的管網及客戶資源,在特許經營權內開展增值業務。

對于城燃公司來說,初期看接駁,成熟期看銷氣,增值業務打造第二成長曲線。初期階段,城燃項目公司不斷簽約新用戶,接駁費是項目主要利潤來源。隨著項目逐漸成熟,特許經營權內可簽約用戶減少,新用戶簽約速度放慢,氣費不斷增加成為核心利潤來源。由于接駁業務毛利率較高,城燃公司在后期一般會通過開展增值業務來維持利潤穩定。

3.燃氣行業盈利預期有望改善

3.1氣量:消費量回歸正增長,能源轉型長期趨勢仍未改變

天然氣廣泛應用于城市燃氣、工業燃料、燃氣發電及化工等多個領域。天然氣作為清潔能源轉型的重要橋梁,已廣泛應用于居民生活及工商業的諸多領域。受城鎮化率提高、“煤改氣”政策推進等因素影響,目前我國天然氣消費結構已經形成城鎮和工業燃料用氣“兩超”、發電用氣“一大”和化工用氣“一小”的格局。從消費結構來看,2022年工業燃料用氣占天然氣總消費量約42%,城市燃氣、發電用氣和化工原料用氣占天然氣總消費量比重分別為33%、17%和8%。

從能源結構來看,天然氣替代需求空間廣闊。我國具有“富煤貧油少氣”的資源稟賦,當前一次能源消耗仍以煤炭為主,天然氣在能源消費占比仍有待提升。根據BP統計數據,2021年我國天然氣在一次能源消耗占比僅為9%,煤炭消耗量是其6.3倍,石油消耗量是其2.2倍,而在全球范圍內天然氣占一次能源消耗比例已達24%。因此從能源結構來看,天然氣對煤炭及石油仍有較大的替代空間。

根據《中國天燃氣發展報告2021》,2025年天燃氣消費規模達到4300～4500億方,2030年達到5500～6000億方,中樞對應“十四五”、“十五五”天燃氣消費量CAGR 6.3%、5.5%。根據《“十四五”現代能源體系規劃》,2025年天燃氣產量達到2300億方以上,對應CAGR 4.0%,略慢于消費量規劃增速。

3.2上游資源綜合成本或企穩回落,城燃采購成本有望趨于穩定

2022年,在我國天然氣供給結構中,國內氣田自產占比約59%,進口管道氣占比約16%,進口LNG占比約25%。

①國產氣:成本較低且相對可控,增儲上產有望推動產量增長。國內氣田資源由三桶油主導,成本較低且可控性強,增儲上產行動計劃下,國內天然氣產量穩定增長,清燃智庫預計2025年我國天然氣產量或達2493億立方米,2021-2025年CAGR或達4.68%。

②進口管道氣:成本掛鉤油價有望回落,俄氣貢獻供應增量。進口管道氣成本略高于自產氣田,2022年平均進口單價約為2元/方,其中俄氣成本較低且相對穩定,是管道氣進口增量的主要來源。此外,進口管道氣定價掛鉤原油,且有10-12月的計價延遲周期,有望隨原油價格中樞趨穩回落。

③進口LNG:海氣價格顯著回落,長協有望兌現增量。海氣價格中樞已顯著回落,同時2024-2026年美國、卡塔爾等國天然氣液化設施產能若如期投產,或將為全球LNG液化產能提供約21.3%的增量空間(以2022年為基礎),考慮到節能及可再生能源替代趨勢下,歐洲天然氣需求持續低迷,海氣價格中樞或仍具企穩的基本面支撐。此外,2024-2026年長協陸續履約,長協價格相對穩定,且近年來較現貨有一定價格優勢,長協占比提升有望穩定LNG進口價格。

綜合以上因素,上游資源綜合成本或回落企穩。考慮到當前時點缺乏較強的預期催化,在穩增長、促消費背景下,城燃公司采購成本或趨于穩定。

3.3價格:順價機制逐漸完善,售氣毛差有望修復

理順上下游價格聯動機制是我國天然氣價格改革的重點工作之一。2022年以來,國際天然氣價格顯著提升,我國LNG進口成本隨之增加,理順天然氣價格聯動機制對保障城燃企業合理收益的重要性不斷凸顯。2023年初,發改委向各省市下發《關于提供天然氣上

下游價格聯動機制有關情況的函》,將天然氣價格聯動事項視作重點工作推進。2023年6月國家發改委向各省發改委發布天然氣上下游價格聯動相關指導意見,意在健全上下游成本疏導機制,促使天然氣終端價格及時反映市場與成本變化。

2023年多省市優化天然氣上下游價格聯動機制,對價格聯動條件進行一定放寬。據金聯創消息,2023年6月以來,全國多個省(區、市)出臺天然氣上下游價格聯動機制相關政策,或優化了價格聯動機制的具體內容,對價格聯動條件進行了一定放寬。以湖北為例,在文件中強調“非居民用氣此前聯動周期為半年及以上的,應逐步過渡到按季度聯動,有條件的地區可按月度聯動”,縮短了聯動周期,并提到“依據已經生效實施的聯動機制制定具體價格水平時,可以不再開展定價聽證”,簡化了聯動流程。

隨著各地天然氣上下游價格聯動機制的不斷完善,居民氣順價阻力減輕,我們統計2023年第一檔階梯價格平均約上調0.256元/方(+9.75%,不完全統計,樣本為52個市、縣)。我們統計2023年至少有52個市、縣等上調居民用氣價格,統計范圍內第一檔階梯價格平均上調0.256元/方,平均上調幅度為9.75%;其中河北、內蒙古等省份普遍調價,我們統計河北10個地區居民氣第一檔階梯價格平均上調0.391元/方,平均上調幅度為14.27%。

4.燃氣行業投資邏輯與個股梳理

經濟結構轉型、增速換擋的中長期趨勢下,企業的經營模式也在發生轉變,二級市場的估值模型也需要對應發生轉變,市場持續下行期間,高自由現金流回報指數回撤幅度較主流指數相對占優,且多數下跌區間較萬得全A 存在超額收益,體現其相對較好的穩定性。

燃氣行業高自由現金流回報特征有望逐漸顯現。伴隨城燃項目逐漸步入成熟期,疊加房地產周期影響,全國性城燃公司接駁數量有見頂回落的趨勢,城市燃氣公司的資本開支有望收縮同時,天然氣上游綜合成本回落,城燃公司采購成本壓力或有所減輕,同時順價工作穩步推進有望帶動城燃公司毛差修復,有望推動行業經營性現金流大幅度改善。具備氣源優勢及核心管網資產的公司在產業鏈中或擁有更強議價能力,有望展現更強的業績彈性,相關個股:新奧股份、中國燃氣、九豐能源、藍天燃氣等。

參考質料來源:

1. 2024-3-31華創證券——高股息資產再審視——自由現金流視角

2. 2024-3-1華創證券——盈利要素改善,期待困境反轉

3. 2024-1-19海通證券——供需格局趨穩,順價機制推進

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