中金公司-机械周期复苏系列报告之二:供需两旺,政策利好,看好天然气装备

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行业: 机械行业
发布机构: 中金公司
发布日期: 2017-02-21
证券研究报告 2017 年 2 月 21 日 机械 周期复苏系列报告之二:供需两旺,政策利好,看好天然气装备 观点聚焦 P /E (x) 目标 投 资建议 2015 年 12 月以来,原油价格已上涨 49%,按全国平均价格计算, 单位热值的天然气比柴油/汽油便宜 35%/47%,LNG 重卡回收期 也回落至 1 年以内。此外,去年底能源局发布《关于加快推进天 然气利用的意见》(征求意见稿),提出参照新能源汽车,给予天 然气汽车购臵补贴、燃料补贴等补贴政策。我们认为,在价差和 政策的双重推动下,天然气产业链将迎来巨大的投资机会。 股票名称 评级 价格 2017E 2018E 应 流 股 份 -A 推荐 27.50 34.9 22.0 金 卡 -A 中性 34.20 52.3 43.1 杰 瑞 股 份 -A 中性 21.50 39.9 23.3 中 集 安 瑞 科 -H 中性 2.70 18.7 16.9 理由 发展天然气是优化我国能源结构的必由之路。天然气作为最清洁 的能源之一,在我国能源消费的占比仅 6%(64%能源消费为煤 炭) ,远低于全球 24%的水平。提高天然气占比已成为国家的能源 战略,我们预计 2015~2020 年天然气消费量的 CAGR 将达到 15%。 政策鼓励下,天然气下游需求将加速发展。预计天然气需求增量 主要来自城镇燃气、燃气发电、工业燃料和交通运输四大领域, 其中我们建议重点关注天然气汽车产业链。我们预计,2015~2020 年天然气汽车总销量和相关装备市场容量 CAGR 分别为 26%和 23%。到 2020 年,天然气汽车气瓶、加气站和天然气储运装臵市 场空间有望达到 737 亿元。其次,在政策推动下,未来五年工业 燃料和天然气发电的用气量年均复合增速有望达 16%和 11%。 天然气体制改革逐步深化,促进产业链健康发展。首先,在定价 机制上,国家将采取“管住中间,放开两头”的战略,“十三五” 期间将放开非居民用气价格,完善居民用气定价机制,降低生产 运输等中间成本,降低终端用户价格。其次,在市场准入方面, 鼓励第三方进入上游领域,为民企接入天然气基础设施提供便利。 第三,在环境政策上,通过扩大“禁煤区”范围、安排碳排放配 额、实施更为严格的污染排放标准等政策推动天然气需求的发展。 盈 利预测与估值 A 股关注富瑞特装、厚普股份和杰瑞股份。 H 股关注中集安瑞科。 中金一级行业 124 工业 沪深300 中金机械 116 相 对 值 (%) 多气源保障天然气供给。我国天然气 30%来自进口,70%来自国 产,预计未来进口和国产气源都将有充足的供应。1)LNG 未来五 年将迎来投产高峰,预计全球产能 CAGR 将达到 7~15%。而 2020 年以前,预计我国 LNG 接收站将投产 9 座以上,同时已建的 LNG 接收站储转能力也将扩大。2)中亚 D 线和中俄东线也将于“十三 五”期间竣工,陆上天然气的供给将显著增加。3)我国常规和非 常规天然气也将迎来长足发展,预计未来五年国产天然气计划累 计探明储量增长 4.3%,年产量增长 8.9%。 108 100 92 84 2016-02 2016-05 2016-08 2016-11 2017-02 相关研究报告 • 再 融资新 规对机 械行业 影响梳 理:关注优 质成长 (2017 .02 .20 ) • 核 电 机 组 审 批破冰 ,2017 核电 建设将 迎高峰 (2 0 17.0 2.20) • 和 利 时 - US | FY17 年耕耘 ;FY18 年 收获 (2 017.02.16) • 大 冷 股 份 -A | 集 团 资 源整 合快速 落地 (2 017.02.1 5) • 大 族 激 光 -A | 受 益 3 C 设备需 求集中 释放 (2 017.02.1 5) • 《 天然气 发展十 三五规 划》正式 发布,关 注天然 气装备 投资机 会 (2 0 1 7.01.2 0) 风险 天然气政策落实不及预期。 资料来源:万得资讯、彭博资讯、中金公司研究部 孔令鑫 吴慧敏 张梓丁 分析员 lingx in.kong@cicc.com.cn SAC 执 证 编 号 : S0080514080006 SFC CE Ref: BDA769 分析员 huimin.wu@cicc.com.cn SAC 执 证 编 号 : S0080511030004 SFC CE Ref: AUZ699 联系人 ziding.zhang@cicc.com.cn SAC 执 证 编 号 : S0080115110019 请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明 中 金公司研究部: 2017 年 2 月 21 日 目录 发展天然气产业是优化我国能源结构的必由之路 ............................................................................. 4 天然气具有清洁高效的特点 ................................................................................................. 4 我国是第一大能源消费国,但能源利用率偏低,结构优化势在必行 .................................................... 4 天然气发展获政策支持,预计“十三五”期间天然气年均复合增速 15% ............................................. 6 天然气供给:进口和国产双管齐下,保障气源充足供应 ..................................................................... 8 天然气供应包括国产天然气和进口天然气 ................................................................................. 8 进口气源增长空间可观 ....................................................................................................... 8 国产天然气待挖掘潜力较大 ................................................................................................ 12 各类气源成本对比:常规气、煤层气和 LNG 现货进口成本最低 ....................................................... 14 四大需求增量:交通运输、工业燃料、发电、城市燃气 ................................................................... 15 看好天然气汽车及加气站产业 .............................................................................................. 16 工业燃料用气比例有望提升,但“煤改气”制约因素仍存 .............................................................. 20 天然气发电:成本仍是最主要的制约因素 ................................................................................ 22 城镇燃气预计稳步增长 ...................................................................................................... 24 天然气改革进入深水区 ........................................................................................................ 25 天然气价改进入深水区 ...................................................................................................... 25 天然气机制改革将进一步深化:输气管道价改落地,打破上游垄断 ................................................... 27 制定更加严格的环保制度,加速“以气代煤” ........................................................................... 27 天然气产业链投资机会梳理 ................................................................................................... 28 图表 图表 图表 图表 图表 图表 图表 图表 图表 图表 图表 图表 图表 图表 图表 图表 图表 图表 图表 图表 图表 图表 1: 天然气具有清洁高效的特点 ........................................................................................... 4 2: 我国是能源消费第一大国.............................................................................................. 4 3: 我国生产单位 GDP 所需能耗高于全球均值 ......................................................................... 5 4: 每消耗单位能源的二氧化碳排放量 ................................................................................... 5 5: 我国天然气能源消费占比很低 ........................................................................................ 6 6: 我国天然气消费量逐年提升 ........................................................................................... 6 7: 2015~ 2020 年天然气消费 CAGR 为 15% ........................................................................ 7 8: 我国天然气进口情况 ................................................................................................... 8 9: 我国国内天然气进口结构.............................................................................................. 8 10: 海上天然气进口来源 ................................................................................................. 9 11: LNG 接收站建设和投产情况 ......................................................................................... 9 12: LNG 产能或面临过剩 ................................................................................................ 10 13: LNG 投产情况 ........................................................................................................ 10 14: 陆上管道气进口来源 ................................................................................................ 11 15: 周边国家天然气资源丰富 ........................................................................................... 11 16: 陆上进口管道线路 ................................................................................................... 11 17: 中国年新增天然气探明储量明显上升.............................................................................. 12 18: 煤层气储能丰富...................................................................................................... 13 19: 我国页岩气产量保持高速增长...................................................................................... 13 20: 各类气源成本对比 ................................................................................................... 14 21: 天然气下游应用占比 ................................................................................................ 15 请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明 2 中 金公司研究部: 2017 年 2 月 21 日 图表 图表 图表 图表 图表 图表 图表 图表 图表 图表 图表 图表 图表 图表 图表 图表 图表 图表 图表 图表 图表 图表 22: 23: 24: 25: 26: 27: 28: 29: 30: 31: 32: 33: 34: 35: 36: 37: 38: 39: 40: 41: 42: 43: 天然气较汽油和柴油具有比价优势 ................................................................................ 15 我国天然气汽车保有量逐年攀升 ................................................................................... 16 天然气汽车保有量拆分.............................................................................................. 16 LNG 重卡/CNG 出租车经济性计算 ................................................................................ 17 全国各省 LNG 重卡/CNG 出租车经济性分析 .................................................................... 17 天然气公交车和纯电动公交车的经济性比较(10 米).......................................................... 18 天然气汽车产业链相关装备示意图 ................................................................................ 18 天然气汽车销量和保有量预测...................................................................................... 19 天然气汽车装备市场空间测算...................................................................................... 19 我国天然气工业燃料占比 ........................................................................................... 20 各地区煤改气政策汇总.............................................................................................. 21 燃煤和燃气锅炉经济性对比 ........................................................................................ 21 中美两国发电量结构对比 ........................................................................................... 22 天然气发电装机容量预测 ........................................................................................... 22 美国发电成本对比 ................................................................................................... 23 我国天然气发电和煤电成本对比 ................................................................................... 23 城市天然气供应量快速增长 ........................................................................................ 24 不同气源价格机制 ................................................................................................... 25 管道气价改革历程 ................................................................................................... 25 管道气定价机制...................................................................................................... 26 天然气产业链梳理 ................................................................................................... 28 估值表 ................................................................................................................ 29 请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明 3 中 金公司研究部: 2017 年 2 月 21 日 发展天然气产业是优化我国能源结构的必由之路 全球的一次能源主要以石油、煤炭和天然气为三大支柱,而我国由于“富煤、贫油、少 气”的特点,在能源消费上一直高度依赖于煤炭。然而,由于煤炭含灰分和硫分较高, 直接燃煤容易引发酸雨、温室效应、粉尘污染等,因此减少煤炭消费比重、优化能源结 构,一直是政府工作的重点。 天 然气具有清洁高效的特点 天然气是清洁的能源。天然气是矿物燃料中最清洁的能源,具有污染小、热值高、安全 性强、燃烧效率高等优点,因此得到各国的大力推广。与煤炭、石油等其他化石能源相 比, 天然气的污染排放要小得多。 对单位热值而言, 天然气排放的二氧化碳是石油的 71%, 煤炭的 56%,排放的二氧化硫不到石油和煤炭的千分之一。 天然气的使用效率高。天然气作为能源,具备比其他化石燃料更高的使用效率。我国火 力发电平均的能量利用效率仅为 35%,整体煤气化联合发电(IGCC)可以达到 45%以 上,而燃气联合循环发电(CCGT)的能量利用效率在 55%左右,天然气冷热电三联供 (DES/CCHP)的能量综合利用效率则可以超过 80%。 图表 1: 天然气具有清洁高效的特点 天然气和煤炭能源利用效率比较 天然气、油和煤的排放量对比 90% 3000 80% 80% 2500 70% 2000 55% 60% 1500 45% 50% 1000 40% 500 35% 30% 0 天然气 石油 煤炭 20% 10% 二氧化碳(磅/1000万亿Btu) 氮氧化物(磅/1万亿Btu) 二氧化硫(磅/1万亿Btu) 粉尘颗粒(磅/1万亿Btu) 0% 火力发电 煤气化联合循环发电 燃气联合循环发电 天然气冷热电三联供 资料来源:行业资料,中金公司研究部 我 国是第一大能源消费国,但能源利用率偏低,结构优化势在必行 从 2009 年起,我国的能源消费总量超过美国,位列世界第一。截至 2015 年,我国能源 消费总额占全球能源消费总额的比例达到 23%,而美国仅占 17%。 图表 2: 我国是能源消费第一大国 (百万吨油当量) 我国和世界能源消费总量 我国是能源消费第一大国 16% 14% 12% 10% 8% 6% 4% 2% 0% -2% -4% 14,000 12,000 10,000 8,000 6,000 4,000 2,000 - 19% 21% 北美 南美和美洲中部 欧洲 5% 非洲 中国 23% 其它 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 22% 中国能源消费总量 世界能源消费总量 中国能源消费总量增速 世界能源消费总量增速 中东 3% 7% 资料来源:BP,中金公司研究部 请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明 4 中 金公司研究部: 2017 年 2 月 21 日 虽然我国能源消费总量全球第一,但能源利用效率却并不高,具体表现在以下几点: ► 从产生每单位 GDP 需要消耗的能源量来看,我国远高于世界平均值。2015 年,每 生产千亿美元的 GDP,我国需要消耗的能源量为 2,738 万吨油当量;而英国/德国/ 法国/澳大利亚/日本/美国/韩国分别为 669/953/988/1,073/1,087/1,264/2,010 万吨; 全球的均值为 1,786 万吨,可见我国的能源利用率还有待提高。 ► 对比每消耗单位能源的排碳量,我国也远高于世界均值。2015 年,每消耗 1 吨油当 量,我国会排放 3 吨二氧化碳;而欧洲地区是 2.2 吨,北美是 2.32 吨,中东是 2.45 吨,全球均值为 2.55 吨,其中发达国家法国/加拿大/俄罗斯/英国/韩国/德国/美国/ 日本分别为 1.29/1.61/2.22/2.29/2.34/2.35/2.41/2.69 吨。 ► 我国能源消费结构有待优化。2015 年,我国 64%的能源来自低效高污染的煤炭, 19%来自原油,8%来自水电,仅有 6%是来自于天然气。相比而言,全球能源消耗 中有 24%是来自天然气;其中英国/美国/加拿大/日本/德国/法国的天然气消费占比 分别为 32%/31%/28%/23%/21%/15%。由于天然气比起煤炭和原油具有安全高效 清洁的优点,我国的天然气消费占比亟待提高。 图表 3: 我国生产单位 GDP 所需能耗高于全球均值 (万吨油当量/千亿美元GDP) 3,000 我国生产单位GDP所需能耗高于全球均值 2,500 2,000 1,500 1,000 500 - 中国 加拿大 韩国 全球 巴西 墨西哥 美国 新西兰 西班牙 日本 荷兰 澳大利亚 法国 德国 以色列 意大利 资料来源:BP,中金公司研究部 图表 4: 每消耗单位能源的二氧化碳排放量 每消耗单位能源的二氧化碳排放量 (吨) 4 3 3 2 2 1 中国 亚洲 非洲 中东 日本 越南 墨西哥 新加坡 全球 美国 德国 韩国 资料来源:BP,中金公司研究部 请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明 5 英国 俄罗斯 加拿大 法国 英国 中 金公司研究部: 2017 年 2 月 21 日 图表 5: 我国天然气能源消费占比很低 各国一次能源消费结构 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 原油 天然气 原煤 核能 水力发电 全球 中国 法国 西班牙 新西兰 德国 奥地利 日本 澳大利亚 加拿大 美国 英国 伊朗 巴基斯坦 意大利 0% 再生能源 资料来源:BP,中金公司研究部 天 然气发展获政策支持,预计“十三五”期间天然气年均复合增速 15% 纵向比较,我国天然气占比趋势性提升 虽然横向来看,我国天然气消费占比较其他国家明显偏低,但若纵向比较, 我国天然气 消费增速显著高于能源消费总体增速。从 2000 年到 2015 年,我国天然气消费量从 3,233 万吨标准煤增长到 25,370 万吨标准煤,CAGR 为 15%;天然气消费占比从 2%提高到 6%, 主要得益于国家对天然气消费的支持以及天然气供给的增加。 图表 6: 我国天然气消费量逐年提升 天然气消费量逐年增加 (万吨标准煤) (%) 30,000 25% 25,000 20% 天然气消费占比逐年提升 7 6 6 20,000 15% 5 15,000 5 10% 10,000 4 5% 5,000 天然气消费量 2015 2014 2013 2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005 2004 2003 2002 2001 2000 - 4 3 0% 3 2 YoY 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 资料来源:BP,中金公司研究部 “十三五”期间天然气消费量预计 CAGR 为 15% 能源“十三五”规划大力支持天然气的发展。根据近日发布的《能源发展十三五规划》 , 提出要推进能源绿色低碳发展,更加注重经济效益,并在能源消费总量和消费结构上制 定了目标。首先,到 2020 年把能源消费总量控制在 50 亿吨标准煤;其次,“十三五” 时期把非化石能源消费比重提高到 15%以上,天然气消费比重力争达到 10%,煤炭消费 比重降低到 58%以下,清洁低碳能源将是“十三五”期间能源供应增量的主体。针对天 然气, 《规划》还提到“要扩大天然气消费市场,创新体制机制,稳步推进天然气接收和 储运设施公平开放,鼓励大用户直供,降低天然气利用成本,大力发展天然气分布式能 请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明 6 中 金公司研究部: 2017 年 2 月 21 日 源和天然气调峰电站,在民用、工业和交通领域积极推进以气代煤、以气代油,提高天 然气消费比重”。 天然气消费量将保持快速增长。我们假设到 2020 年能源消费总量刚好为 50 亿吨标准煤, 天然气占比达到 10%的目标,则天然气消费量为 5 亿吨标准煤,为 2015 年 2.5 亿吨标 准煤的 2 倍,2015~2020 年 CAGR 为 15%。 图表 7: 2015~2020 年天然气消费 CAGR 为 15% 年份 能源消费总量 (亿吨标准煤) 天然气消费总量 (亿吨标准煤) 天然气占比 2015 43 3 6% 2020 50 5 10% 2015~2020 CAGR 3% 15% 资料来源:《能源发展十三五规划》,国家统计局,中金公司研究部 请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明 7 中 金公司研究部: 2017 年 2 月 21 日 天然气供给:进口和国产双管齐下,保障气源充足供应 天 然气供应包括国产天然气和进口天然气 由于我国天然气资源禀赋不足,因此大量依赖于进口。目前,我国已经形成常规和非常 规国产气、陆上进口管道气和海上进口 LNG 等多气源互济, “西气东输、北气南下、海 气登陆、就近供应”的供气格局。 2015 年,我国天然气产量 1,380 亿立方米,净进口量达 598 亿立方米。进口占消费总量 的比例达到 30%,其中,管输气进口占比 56%,进口 LNG 占比 44%。 图表 8: 我国天然气进口情况 国内产量;70% 进口LNG: 44% 进口量:30% 管输气进口: 56% 资料来源:彭博资讯,中金公司研究部 进 口气源增长空间可观 从量的角度, LNG 进 口量高速增长。从 2010~2016 年,我国进口天然气从 166 亿立方 米增加到 668 亿立方米,CAGR 为 26%,远高于同期表观消费量 11%的复合增速。进口 天然气占表观消费量的比重也从 2010 年的 15%提升到 2016 年的 32%,这与大型 LNG 接收站的投产和大型长输管道设施的建设密切相关。 从结构而言,我国天然气进口来源主要包括海上进口 LNG 和陆上进口管道气。从 2010 年到 2016 年,进口管道天然气规模从 36 亿立方米增长到 356 亿立方米,年均复合增速 46%,其中 2011 年管输气进口量实现同比翻 3 倍的增长,主要得益于中亚天然气管道 的投产;而进口 LNG 规模从 130 亿立方米增长到 312 亿立方米,年均复合增速 16%。 图表 9: 我国国内天然气进口结构 400 进口天然气结构拆分 (亿立方米) 120% 350 100% 300 250 80% 200 60% 150 40% 100 20% 50 0% 2010 0 2010 2011 2012 2013 管输气进口 2014 2015 2011 2016 2012 管输气进口 进口LNG 资料来源:彭博资讯,中金公司研究部 请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明 8 2013 进口LNG 2014 2015 2016 中 金公司研究部: 2017 年 2 月 21 日 海上 LNG 进口:LNG 接收站未来进入密集投产期 海上 LNG 进 口来源涉及 13 个国家。我国与 13 个国家签订了 LNG 进口协议,其中 28% 来自澳大利亚,25%来自卡塔尔,17%来自马来西亚,15%来自印度尼西亚,其他进口 国家包括俄罗斯、几内亚、也门等。 图表 10: 海上天然气进口来源 海上LNG进口来源 0.3% 0.3% 0.9% 0.4% 新几内亚:8.1% 特立尼达拉岛和多巴哥岛 挪威 卡塔尔:24.8% 俄罗斯 马来西亚:16.8% 阿曼 卡塔尔 也门 阿尔及利亚 1.3% 1.9% 0.9% 1.7% 印度尼西亚: 14.9% 几内亚 尼日利亚 澳大利亚 印度尼西亚 马来西亚 澳大利亚:27.6% 资料来源:BP, 中金公司研究部 得益于 LNG 接 收站的大规模建设,海上 LNG 进口发展较快。1998 年,经国务院批准, 进口 LNG 在广东先行试点,广东 LNG 项目为我国首个引进 LNG 的试点项目,该项目选定 澳大利亚西北大陆架天然气项目为供气商,签订了长达 25 年的合约,平均每年供气 370 万吨。其中的核心接收站和输气干线项目由广东大鹏公司负责建设和经营,一期接收规模 为 370 万吨/年,总投资超过 80 亿人民币。2006 年,广东大鹏接收站接收了第一船 LNG, 为我国第一批进口的 LNG。据我们统计,目前已经建成投产的 LNG 接收站有 18 个,大部 分为“三桶油”所有,累计接收能力预计超过 6,380 万吨/年。目前仍有大量的 LNG 接收 站在建设过程中,我们预计到 2020 年起码还有 9 个以上的 LNG 接收站将投产。 图表 11: LNG 接收站建设和投产情况 一期产能 完全产能 (万 吨 /年 ) (万 吨 /年 ) 一期投资 (亿元) 一期储罐 二期储罐 ( 个 数 *万 立 方 (万立方米) 米 /个 ) 二期投资 (亿元) 接收站 省份 经营者 状态 一期投产 二期投产 大鹏 广东 中海油 投产 2006 2011 370 680 80 n.a. 3*16 n.a. 莆田 福建 中海油 投产 2009 2013 300 600 75.5 70 4*16 2*16 n.a. 洋山 上海 中能 投产 2009 n.a. 300 600 n.a. n.a. 3*16.5 中西门堂 上海 中海油 投产 2009 - 300 300 45.9 - n.a. - 如东 江苏 中石油 投产 2011 n.a. 350 650 63 18 3*16 1*20 大连 辽宁 中石油 投产 2011 n.a. 300 600 n.a. n.a. 3*16 n.a. 红梅 东莞 九丰集团 投产 2012 - 150 150 n.a. n.a. 2*8 - 宁波 浙江 中海油 投产 2012 n.a. 300 600 69.7 - n.a. n.a. 天津 天津 中海油 投产 2013 2016 220 600 n.a. n.a. n.a. n.a. 珠海 广东 中海油,广东粤电等 投产 2013 n.a. 350 700 n.a. n.a. n.a. n.a. 曹妃甸 河北 中石油 投产 2013 n.a. 350 650 n.a. n.a. 4*16 4*16 洋浦 海南 中海油 投产 2014 - 300 300 65.23 - 2*16 - 青岛 山东 中石化 投产 2014 n.a. 300 500 n.a. n.a. 3*16 n.a. 迭福 广东 中海油,深能,中石油等 投产 2015 - 400 n.a 80 - 4*16 - 营口 辽宁 中海油 投产 2015 n.a. 300 1000 50 n.a. n.a. n.a. 揭阳 广东 中海油 投产 2016 - 200 400 76.7 - 3*16 - 北海 广西 中石化 投产 2016 - 300 600 n.a. - n.a. - 天津 天津 中石化 投产 2016 - 300 1000 153 - 4*16 - 漳州 福建 中海油 在建 2017E - 300 600 71.12 - 3*16 - 粤西 广东 中海油 获批 2017E - 300 n.a 113 - 3*16 - 舟山 浙江 新奥能源 获批 2017E - 300 500 58 42 n.a. - 温州 浙江 中石化 获批 2018E - 300 1000 90.36 - 4*20 - 启东 江苏 广汇能源、壳牌 获批 2018E n.a. 300 1000 100 n.a. 2*16 n.a. 台州 浙江 保利协鑫 规划 2018E n.a. 300 1000 100 n.a. n.a. n.a. 宁德 福建 中海油 n.a. 2018E n.a. 500 500 60 - n.a. n.a. 盐城 江苏 中海油 获批 2019E - 260 300 n.a. - n.a. - 连云港 江苏 中石化 可研 2020E - 300 600 n.a. - 4*16 - 防城港 广西 中海油 在建 n.a. n.a. 60 100 9.6 9 n.a. n.a. 鄂州 湖北 中海油 在建 n.a. n.a. 70 200 20 n.a. n.a. n.a. 福清 福建 中石油 可研 n.a. n.a. 300 600 73 n.a. 2*27 2*27 汕头 广东 粤电集团 签约 n.a n.a n.a n.a 110 n.a n.a n.a 江门 广东 华电集团 规划 n.a n.a 1200 n.a 240 n.a n.a n.a 澄迈 海南 华电集团 规划 n.a. 1200 n.a. n.a. 90 n.a. 3*16 n.a. 锦西 辽宁 昆仑能源 n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. 资料来源:国际燃气网,中金公司研究部 请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明 9 中 金公司研究部: 2017 年 2 月 21 日 LNG 未来五年将迎来投产高峰, LNG 现 货价格将处于低位。目前全球 LNG 液化能力达 到 3.25 亿吨/年;2016~2020 年,全球规划、设计、在建的 LNG 液化总能力达到 3.3 亿 吨/年,其中在建的液化能力为 1.3 亿吨/年, 如果以上项目全部于 2020 年投产, 则到 2020 年 LNG 液化能力将达到 6.55 亿吨/年, 年均复合增速为 15%;如果仅在建项目顺利投产, 则到 2020 年 LNG 液化能力将达到 4.55 亿吨/年,年均复合增速为 7%。而预计届时的需 求增量仅为 1.2~1.3 亿吨,LNG 供应将显著过剩。相应的, LNG 价 格也将保持在低位, 美国的天然气开采水平约为 3 美元/百万英热,加上液化成本,美国 LNG 离岸价格预计 为 4~5 美元/百万英热,而亚太地区 LNG 现货价格未来可能会维持在 5~8 美元/百万英热 左右,考虑到目前我国车用 LNG 价格为 13 美元/百万英热,进口现货 LNG 的经济性将非 常显著。但由于目前进口 LNG 多是签订长期“照付不议”合同(长约进口 LNG 占 LNG 进口总量的 87%),故经济性还取决于油价的水平。 图表 12: LNG 产能或面临过剩 全球液化能力(乐观) (亿吨/年) 全球液化能力(中性) (亿吨/年) 5 7 5 6.5 4 6 4 5.5 4 5 4 4.5 4 4 3 3.5 3 3 3 2015 2016E 2017E 2018E 2019E 2015 2020E 2016E 2017E 2018E 2019E 2020E 资料来源:Wood Mackenzie,中金公司研究部 LNG 接 收站投资规模庞大,带来广阔的设备需求。海上 LNG 接收站工艺流程复杂,涉 及天然气装备种类繁多。具体而言,流程分为卸料、储存、LNG 气化和蒸发气处理等若 干步骤。卸船时,LNG 通过卸料臂输送到 LNG 储罐中,储罐中的蒸发气(BOG)经过 BOG 回流臂返回到 LNG 船舱。LNG 储罐设有 2 根进料管和连续的液位、温度、密度监测仪表, 防止罐内的 LNG 发生分层和溢流。LNG 气化流程中,储罐内的低压泵将 LNG 泵送至高 压泵,在自然温度大于 5℃时,高压泵将 LNG 泵送至开架式气化器(ORV)进行气化, 否则高压泵将 LNG 泵送至浸没燃烧式气化器(SCV)进行气化,气化后通过计量撬计量, 则可通过外输管线外输。另外,部分 LNG 还将通过槽车进行分销。在以上过程中,最为 核心的设备有大型 LNG 储罐、LNG 气 化装臵和 LNG 槽车等。一般而言,LNG 的施工周 期为 2~3 年,而年接收量在 300 万吨的 LNG 接收站投资额高达 70 亿元。 图表 13: LNG 投产情况 BOG 气体处理 LNG储罐、槽车 中集安瑞科、富瑞特装 BOG压缩机冷 却水循环系统 BOG压缩机润 滑油循环系统 回气臂 返回气体 LNG接收站整体解决方案 中集安瑞科 LNG气化器 BOG 压缩机 蓝科高新 再冷凝器 BOG LNG船 LNG 卸料臂 LNG储罐 罐内泵 LNG(低压泵) 外输泵 (高压泵) 卸料臂 LNG储罐 气化器 计量撬 外输高压泵 输送管道 卸料 储存 LNG气化 资料来源:中金公司研究部 请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明 10 工业、民用 燃气及发电 中 金公司研究部: 2017 年 2 月 21 日 政策引导民企进入焕发市场活力。由于 LNG 接收站的投资金额较大,业主方一般为“三 桶油”,同时为其提供工程服务的企业也主要以“三桶油”旗下的子公司为主 。但随着国 家对 LNG 接收站核准政策的放宽,以及对民间资本参与投资建设天然气基础设施的支持 与鼓励,越来越多的民企投入到 LNG 接收站的建设中。2014 年 10 月 31 日国务院颁布 的《国务院关于发布政府核准的投资项目目录(2014 年本)的通知》 ,将 300 万吨以下 的 LNG 接收站建设项目下放到省级政府核准。同时,由于“三桶油”前期与 LNG 供应商 签订了长期协议,价格大多高于现价 LNG,故后来者有更大的利润空间。这些民企包括 新奥能源(浙江舟山 LNG 接收站)和新疆广汇(江苏如东 LNG 接收站)等,而其中浙江 舟山 LNG 接收站的 LNG 储罐则是由中集安瑞科旗下南京扬子石油化工设计工程公司及关 联企业 TGE 联合体承建,已于 2016 年 12 月完成升顶。 陆上天然气进口管道产能利用率提升空间较大 周边国家天然气资源丰富。目前陆上管道气进口气源国包括哈萨克斯坦、土库曼斯坦、 乌兹别克斯坦和缅甸四国,其中土库曼斯坦占比 82%,缅甸占比 12%。未来,我国也将 从俄罗斯进口天然气,以上五国的天然气可采总储量为 56 万亿立方米,为我国的 15 倍, 而天然气年消费量仅为中国的 2.5 倍左右。 图表 14: 陆上管道气进口来源 图表 15: 周边国家天然气资源丰富 陆上管道气进口来源 单位:十亿立方米 12% 2015年 消 费 量 9 936 109 土库曼斯坦 34 17,479 509 俄罗斯 391 32,271 82 乌兹别克斯坦 50 1,086 22 缅甸 n.a 528 n.a 中国 197 3,841 19 土库曼斯坦 哈萨克斯坦 缅甸 83% 边境五国储量合计 资料来源:BP,中金公司研究部 储量年数 哈萨克斯坦 4% 1% 乌兹别克斯坦 储量 56,142 资料来源:BP,中金公司研究部 陆上进口天然气管道产能利用率尚有较大提升空间。陆上进口天然气目前仅通过中亚和 中缅天然气管道进入中国,已投运的中亚和中缅输气管线设计输气量分别为 550 亿和 120 亿立方米/年,而 2015 年实际通过中亚和中缅输气管道进口的天然气仅为 296 亿和 39 亿立方米,可见通过陆上管道气进口量的提升空间还很大。 图表 16: 陆上进口管道线路 状态 长度 (公里) 设计输气量 ( 亿 立 方 米 /年 ) 投产年份 气源地 国内外交汇处 A线 已投产 1833 150 2009 土库曼斯坦、哈萨克斯坦、乌兹别克斯坦 霍尔果斯压气站 B线 已投产 1833 150 2010 土库曼斯坦、哈萨克斯坦、乌兹别克斯坦 霍尔果斯压气站 C线 已投产 1833 250 2014 土库曼斯坦、哈萨克斯坦、乌兹别克斯坦 霍尔果斯压气站 D线 可研 1000 300 2020E 土库曼斯坦、哈萨克斯坦、乌兹别克斯坦 乌恰压气站 已投产 2520 120 2013 缅甸 贵港压气站 380 2018E 俄罗斯 黑龙江黑河 300 暂时搁浅 俄罗斯 n.a 名称 中亚输气管道 中缅输气管道 中俄输气管道 东线 在建 西线 搁浅 俄境内3250公里,中 国境内3170公里 n.a 资料来源:国际燃气网,中金公司研究部 请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明 11 中 金公司研究部: 2017 年 2 月 21 日 国 产天然气待挖掘潜力较大 天然气探明储量有望保持较高速度的增长 “十二五”期间,我国在天然气勘探和相关科技创新方面的投入得到全方位加强。新增 探明天然气地质储量 3.9 万亿方,天然气探明储量增速为历次五年计划增速之最。 2015 年末,我国天然气累计探明储量已经达到 13 万亿方,然而探明程度只有 19%,还不到 石油探明程度(30%)的三分之二。因此天然气资源潜力巨大,探明储量具备持续快速 增长的基础。预计 2016~2020 年,中国新增天然气探明储量高峰增速仍可保持,年均新 增地质储量达到 6,000~8,000 亿立方米。 图表 17: 中国年新增天然气探明储量明显上升 (亿立方米) 中国年新增天然气探明储量明显上升 10,000 9,000 8,000 7,000 6,000 5,000 4,000 3,000 2,000 1,000 西部 东部 2015 2014 2013 2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005 2004 2003 2002 2001 2000 1999 1998 1997 1996 1995 1994 1993 1992 1991 0 海域 资料来源:国土资源部石油天然气储量评审办,中金公司研究部 非常规天然气有望高速发展 煤层气发展空间广阔。经过 20 多年的勘探开发,我国现已形成沁水盆地和鄂尔多斯盆地 东缘两大煤层气产业发展基地。2015 年,全国煤层气产量 140 亿立方米,占全国天然气 产量的 10%,其中,地面开发产量为 44 亿立方米,同比增长 19%;煤矿区抽采产量 96 亿立方米,同比减少 18%。我国煤层气产业的发展,得益于稳定增长的煤层气地面开发 产量和已初具规模的煤层气田。截至 2014 年底,我国已建成煤层气开发项目 10 个,产 能 57 亿立方米。目前已经开工建设但尚未投产的煤层气开发项目产能约 60 亿立方米, 这些项目投产完成后,煤层气整体年产能较现在至少有近 40%的增长。因为煤层气井产 量偏低、生产周期较长、成本回收速度较慢,所以 2010~2014 年,我国煤层气井的投资 规模有所下滑,产量增长速度与 2006~2010 年相比也相应的明显放缓。不过,近年来, 重复压裂、深煤层压裂、层组压裂及构造煤增产措施方法等煤层气开采技术取得重要突 破,煤层气甜点区预测水平也在煤层气三维地震勘探技术应用后获得大幅提升,为煤层 气井投资和开采的增长创造了有利条件。现在仅沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘已探明的 煤层气储量就高达 6174 亿立方米,当前年产量只占探明储量的 2.5%,具有极大发展空 间。国家发改委《天然气发展“十三五”规划》提出, “十三五”期间煤层气新增探明地 质储量 4200 亿立方米,到 2020 年累计探明地质储量超过 1 万亿立方米。 请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明 12 中 金公司研究部: 2017 年 2 月 21 日 图表 18: 煤层气储能丰富 2014年煤层气产量仅占已探明储量的2.5% 已投产和在建煤层气开发项目产能 3% 已投产产能(亿立方米) 51% 49% 已探明储量 在建产能(亿立方米) 2014年煤层气产量(亿立方米) 97% 资料来源:中国煤炭学会,中国石油学会,中金公司研究部 页岩气的勘探开发实现跨越式发展。我国是继美国、加拿大之后,第三个实现页岩气工 业化生产的国家。截至 2015 年底,页岩气累计产量突破了 60 亿立方米。中国页岩气资 源丰富,可采资源量范围 11.5~36.1 万亿立方米。经过 5 年探索,我国在地质综合评价、 地球物理勘探、水平井钻完井、体积压裂、高效压裂液配制等方面 ,形成了适宜于复杂 地质地表条件的页岩气勘探开发关键技术和配套装备的国产化和规模应用,为页岩气的 大规模开发开采奠定了基础。2012 年我国页岩气产量仅 1 亿立方米,2015 年就达到了 44.71 亿方,2012~2015 年年复合增速高达 354%。我国页岩气勘探开发的进度正不断 加快,预计“十三五”期间新增地质探明储量 4200 亿立方米,2020 年,累计探明地质 储量超过 1 万亿立方米,年产量有望增至 300 亿立方米。 图表 19: 我国页岩气产量保持高速增长 ((亿立方米) 我国页岩气产量保持高速增长 600% 50 45 500% 40 35 400% 30 300% 25 20 200% 15 10 100% 5 0% 0 2012 2013 2014 页岩气产量 2015 YoY 资料来源:国土资源部 煤制气大量产能静待释放。煤制天然气比直接燃烧发电、煤制烯烃等其他煤炭的利用方 式具有更高的能源利用效率。现在已经核准和拿到“路条”的煤制天然气项目,总产能 851 亿立方米/年,我国共有不同阶段煤制气项目 55 个(包含投产及在建、前期准备工 作、计划、签约项目) ,涉及产能共计 2410 亿立方米/年。但是,现在投产的煤制气项目 全国范围内仅有 5 个,涉及产能仅占全部煤制气项目的 1.6%。煤制气项目当前“规划多、 投产少”问题的背后,一方面是由于煤制气项目经济性较差,另一方面则因为国家环保 政策收紧,2013 年起环保部对煤制气项目的“环评”就处于暂停状态。通常而言,煤制 气的生产成本为 2.0 元/左右,高于煤层气、常规气和焦炉气,煤制气的生产成本中,原 料煤炭的价格占比达到 60%。随着我国煤炭价格已连续多年下降,煤制气的成本也相应 有所降低。同时,山西等煤炭主要产区受到煤炭需求和价格下降的双重冲击,迫切需要 煤制气项目来解决经济增长和就业问题。2016 年 3 月,环保部对煤制气项目的“环评” 审批重启,山西、新疆、内蒙古等重要产煤区的煤制气项目先后获批,大量搁臵产能将 陆续释放。 请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明 13 中 金公司研究部: 2017 年 2 月 21 日 各 类气源成本对比:常规气、煤层气和 LNG 现 货进口成本最低 对比各类气源的成本,目前常规气、煤层气和进口 LNG 现货的成本是最低的,而陆上管 道气进口的成本则相对较高,其次是 LNG 进口长约和煤制气。我们认为,随着市场价格 机制的形成,以及基础配套设施的逐步完善,中间运输环节的价格降低,天然气生产和 进口商的盈利能力有望增强。 陆上管道进口天然气经济性最差 2015 年,从中亚进口天然气并输送到达我国东部的地区成本价格为 2.8 元/立方米,中缅 的进口气完税价格即高达 2.79 元/立方米,而我国非居民天然气基准门站价格最高的广 东和上海也仅为 2.18 元/立方米,陆上进口天然气不具备经济性。中石油 2015 年销售中 亚天然气 306 亿立方米,亏损 62 亿元;销售缅甸天然气 46 亿立方米,亏损 41 亿元。 目前,天然气管网运输与销售尚未分离,管网由于具有垄断性质,存在运输价格偏高的 可能性,政府如今倡导将管网运输的财务进行单独核算,加强天然气管输价格和成本监 审,有效降低输配气成本,我们预计未来进口管道气价格有望降低。 海上进口 LNG 陷入高价长期协议困局 海上 LNG 进口商一般与气源方签订长期贸易合同,采取“照付不议”的原则,目前大部 分的长约价格定价都高于 LNG 现货价格,甚至与国内销售价格倒挂。中石油年报显示, 2015 年销售进口 LNG 共计 57 亿立方米,亏损达到 85 亿元,即每进口 1 立方米的 LNG 的亏损达到 1.49 元。2016 年 1~11 月,LNG 平均进口单价为 1.72 元/立方米,约为 7 美元/百万英热,而实际的 LNG 长约进口价要更高,我们预测为 2.2 元/立方米,约为 8.2 美元/百万英热。若算上装卸和气化等成本,我们预计最终进口 LNG 管道供气成本为 2.6 元/立方米,依然高于门站价格。但直接销售 LNG 则更多依靠市场定价,目前 LNG 出厂 价在 11 美元/百万英热左右,LNG 接收站仍有盈利空间。往前看,随着民企的进入以及 新协议的签订,我们认为 LNG 接收站的盈利能力有望增强。 常规气和煤层气生产成本具有优势 煤层气的开发成本不到 2 元/立方米,但销售价格并不高,且管网运输衔接不畅,矿权也 有重叠问题,导致煤层气的利用率并不高。我们认为,随着价格机制的理顺和基础设施 建设的完善,煤层气的利用率有望增加。 图表 20: 各类气源成本对比 3.5 (元/立方米) 3 2.5 2 1.5 1 0.5 0 煤制气 常规气 页岩气 煤层气 中亚进口管道气 中缅进口管道气 中俄进口管道气 下限 上限 资料来源:国际燃气网,中金公司研究部 请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明 14 进口LNG长约 进口LNG现货 中 金公司研究部: 2017 年 2 月 21 日 四大需求增量:交通运输、工业燃料、发电、城市燃气 天然气的下游应用主要包括工业燃料,城市燃气、发电用气和化工用气四大领域,2015 年,以上领域的天然气消费占比分别为 38.2%/32.5%/14.7%/14.6%。特别的,车用天 然气由于统计数据的欠缺,并未进行单列。我们估算车用天然气的消费量约占天然气消 费总量的 18%左右。 图表 21: 天然气下游应用占比 化工用气 15% 工业燃料 38% 发电用气 15% 城市燃气 32% 资料来源:《中国天然气发展报告》,中金公司研究部 根据国家能源局油气司、国务院发展研究中心资环所和国土资源部油气资源战略研究中 心首次联合编写并发布的《2016 中国天然气发展报告》 ,未来天然气需求增量主要来自 城 镇燃气、天然气发电、工业燃料和交通运输四大领域。 天然气终端价格较汽油和柴油具有比价优势。根据终端用户使用价格进行测算,单位热 值的天然气价格分别较柴油/汽油便宜 35%/47%,但较煤炭高出 2.8 倍。因此,我们认 为在油改气领域使用天然气将会有较强的经济性,但在煤改气领域的经济性则值得考虑。 因此,我们最看好天然气汽车产业链的投资机会。 图表 22: 天然气较汽油和柴油具有比价优势 (元/百万英热) 250 200 150 100 50 柴油 汽油 液化石油气 液化天然气 资料来源:万得资讯,中金公司研究部 请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明 15 煤 2017-02-10 2017-01-10 2016-12-10 2016-11-10 2016-10-10 2016-09-10 2016-08-10 2016-07-10 2016-06-10 2016-05-10 2016-04-10 2016-03-10 2016-02-10 2016-01-10 2015-12-10 2015-11-10 2015-10-10 2015-09-10 2015-08-10 2015-07-10 2015-06-10 2015-05-10 2015-04-10 2015-02-10 2015-03-10 2015-01-10 2014-12-10 2014-11-10 2014-10-10 2014-09-10 2014-08-10 2014-07-10 2014-06-10 2014-05-10 2014-04-10 2014-02-10 2014-03-10 2014-01-10 - 中 金公司研究部: 2017 年 2 月 21 日 看 好天然气汽车及加气站产业 天然气汽车主要包括压缩天然气(CNG)汽车和液化天然气(LNG)汽车。CNG 是无色 无味、高热量、比空气轻的气体,储存在车载高压气瓶中,拥有易燃烧、无污染、抗爆 性能好、加工成本低的优点;但 CNG 汽车的缺点是高压瓶重量和体积较大,储气量少, 导致汽车续航里程短,同时因为钢瓶的储存压力大,导致存在一定危险性。相比 CNG 汽 车,LNG 由于可以大幅压缩天然气体积,因此储气量较大,续航时间长、安全系数高、 车体重量较轻。CNG 汽车适用于对成本敏感度高、对安全性和动力敏感性低的出租车和 小型客车;而 LNG 则适用于要求续航能力强的物流类重卡和大型长途客运车。 我国天然气汽车保有量位居世界第一,未来仍将保持高速增长 从 2011 年到 2015 年,我国天然气汽车保有量从 152 万辆增长到 503 万辆,保有量位居 世界第一,占全球保有量的 21.7%,我国已经成为全球最具成长性的天然气汽车市场。 其中,CNG 汽车保有量 480 万辆,LNG 汽车保有量 23 万辆。分品类来看,出租车的气 化率最高,截至 2015 年,两用燃料出租车保有量为 71 万辆,占出租车总量的 52%;CNG 私家车保有量超过 300 万辆;天然气公交车保有量约 19 万辆,气化率为 37%;LNG 卡 车 12 万辆,LNG 客车 4.5 万辆。而截至 2015 年,我国天然气加气站保有量接近 7,000 座,位居世界第一。 往前看,根据《天然气发展“十三五”规划》,国家要求积极支持天然气汽车发展,包括 城市公交车、出租车、物流配送车、载客汽车、环卫车和载货汽车等以天然气为燃料的 运输车辆,鼓励在内河、湖泊和沿海发展以天然气为燃料的运输船舶。 2020 年气化各 类 车辆约 1,000 万 辆,配套建设加气站超过 1.2 万 座,船用加注站超过 200 座 。 图表 23: 我国天然气汽车保有量逐年攀升 (万辆) 图表 24: 天然气汽车保有量拆分 天然气汽车保有量拆分 我国天然气汽车保有量 600 4% 500 2%1% 14% 400 CNG私家车 天然气出租车 300 天然气公交车 LNG重卡 200 LNG客车 100 79% 0 2011 2012 资料来源:IANGV,中金公司研究部 2013 2014 2015 资料来源:IANGV,中金公司研究部 LNG 重卡/CNG 出租车经济性强 由于油价上涨,天然气对汽油/柴油的比价优势更加凸显。我们假设普通出租车每百公里 耗汽油 9 升,CNG 出租车每百公里耗 CNG 为 11 立方米,改装成本为 4,000 元,则全国 平均成本回收期仅为 3 个月;我们假设柴油重卡每百公里耗柴油 40 升,LNG 重卡每百公 里耗 LNG 为 50 立方米,则全国平均成本回收期仅为 1 年。具体到各个省份,北京、陕 西、河北、陕西、甘肃和宁夏等地的比价优势更为明显。 请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明 16 中 金公司研究部: 2017 年 2 月 21 日 图表 25: LNG 重卡 /CNG 出租车经济性计算 CNG 出 租 车 汽油 CNG LNG 重 卡 柴油 LNG 价格(元/升,元/立方米) 6.4 3.6 6.0 3.4 日行公里数 (公里) 300 300 400 400 百公里耗油(升)/气(立方米) 9 11 40 50 日均燃料使用量 (升/立方米) 27 33 160 200 173 118 957 685 日均燃料费支出(元) 日均燃料费节约(元) 改装成本(元) 成本回收期(月) 55 273 4,000 80,000 2.9 11.7 资料来源:万得资讯,中金公司研究部 图表 26: 全国各省 LNG 重卡 /CNG 出租车经济性分析 汽油 元/升 北京 江苏 辽宁 重庆 湖北 陕西 山东 浙江 四川 河北 山西 甘肃 宁夏 湖南 福建 江西 吉林 贵州 6.49 6.47 6.46 6.43 6.31 6.38 6.47 6.47 6.39 6.48 6.45 6.39 6.40 6.45 6.46 6.46 6.28 5.91 柴油 CNG CNG汽车 LNG 每日汽油消费 每日CNG消费 元/升 元/立方米 元/立方米 (元) (元) 6.13 6.10 5.29 6.03 5.99 6.00 6.08 6.08 6.05 6.09 6.15 6.00 5.99 6.15 6.09 6.13 5.86 5.48 2.46 4.14 4.55 3.27 3.76 3.38 3.85 3.00 3.51 3.86 2.90 4.09 - 3.09 3.68 3.38 4.04 3.68 2.32 3.27 3.90 4.34 3.16 3.13 2.65 2.21 4.04 3.71 4.26 2.72 4.04 175 175 174 174 170 172 175 175 173 175 174 173 173 174 174 174 170 160 LNG重卡 节约 (元) 回收期 每日柴油消费 每日LNG消费 (月) (元) (元) 81 136 150 108 124 111 127 94 38 24 66 46 61 48 2 4 7 2 3 3 3 99 116 127 96 74 59 47 77 2 3 3 2 135 35 5 981 976 846 965 958 960 973 973 968 974 984 960 958 984 974 981 938 877 618 735 676 809 735 463 654 779 868 632 625 529 441 809 743 853 544 809 节约 (元) 回收期 (月) 363 241 170 156 223 497 318 193 100 342 359 431 517 175 232 128 393 68 9 13 19 21 14 6 10 17 32 9 9 7 6 18 14 25 8 47 资料来源:万得资讯,中金公司研究部 新能源汽车补贴退坡,天然气汽车竞争力提升 根据 2015 年发布的《关于 2016-2020 年新能源汽车推广应用财政支持政策的通知》 ,新 能源汽车的补助标准将根据生产成本、规模效应、技术进步等因素逐步退坡。2017~2020 年除燃料电池汽车外其他车型补助标准适当退坡,其中:2017~2018 年补助标准在 2016 年基础上下降 20%,2019~2020 年补助标准在 2016 年基础上下降 40%。根据 2016 年 12 月发布的《关于调整新能源汽车推广应用财政补贴政策的通知》 ,2017 年乘用车和专 用车国家补贴相对 2016 年下降 20%,且新能源乘用车和专用车的地方补贴不超过国家 补贴 50%的上限(2016 年北京和深圳等地区多是 1:1 的补贴比例);而新能源客车补 贴 下 滑 幅 度 则更 大 , 6~8/8~10/10~12 米 客 车 相 对 2016 年 最 高 补 贴 分 别 下 降了 65%/50%/40%。 根据我们的测算,以 2017 年的最高补贴标准计算,全生命周期的新能源公交车的成本约 为 108 万元,天然气公交车为 130 万元,差距并不算十分明显。考虑到新能源公交车补 贴终将结束,届时新能源公交车的运营成本或达 130 万元,而随着天然气价格市场机制 的形成,天然气售价有望降低,天然气汽车的经济性有望凸显。 请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明 17 中 金公司研究部: 2017 年 2 月 21 日 图表 27: 天然气公交车和纯电动公交车的经济性比较( 10 米) 车型 柴油车 裸车价格(万元) 购买阶段 维护维修 纯电动车 (不补贴) 50 60 120 120 购臵税(万元) 4 5 - 10 政府购臵补贴(万元) - - 30 18 总价(万元) 54 65 90 112 生命总里程(万公里) 40 40 40 40 电能(度) 能耗品种 使用阶段 纯电动车 ( 2017) 天然气汽车 柴油(升) 天然气(立方米) 电能(度) 每百公里耗能 35 42 90 90 能耗价格(元/升,立方米,度) 6.1 3.9 0.5 0.5 百公里运营成本(元) 214 163 45 45 运营总成本(万元) 85 65 18 18 更换电池/气瓶次数 - - - - 电池/气瓶价格(万元) - - - - 108 130 生命周期总成本(万元) 140 130 资料来源:宇通客车,中金公司研究部 天然气汽车产业链市场空间测算 天然气汽车产业链中涉及到的装备包括 LNG/CNG 加气站、LNG 槽车/CNG 长管运输车、 LNG 液化装臵、车用供气装备(包括 LNG 储存瓶、LNG 气化器、稳压器等) 。 图表 28: 天然气汽车产业链相关装备示意图 资料来源:中金公司研究部 请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明 18 中 金公司研究部: 2017 年 2 月 21 日 预计天然气汽车销量将保持年均 26%的复合增长。我们预计天然气汽车总销量到 2020 年有望达到 147 万辆,2015~2020 年均复合增速为 26%,而保有量达到 1,000 万辆, 较 2015 年的 500 万辆大约翻一番。 图表 29: 天然气汽车销量和保有量预测 天然气汽车销量和保有量预测 (万辆) 1,200 1,000 800 600 400 200 0 2009A 2010A 2011A 2012A 2013A 2014A 2015A 2016E 2017E 2018E 2019E 2020E 天然气汽车总销量 天然气汽车保有量 资料来源:中汽协,中金公司研究部 天然气汽车装备市场容量未来年均复合增速预计为 23%。 以年保有量和年销量的预测 数据为基础,我们分别测算了车用供气装备、CNG 长管拖车、CNG 加气子站、LNG 加气 站和 LNG 运输槽车等直接受益于天然气汽车产业增长的相关设备的市场空间。 我们预计, 到 2020 年,天然气汽车相关设备总市场规模有望达到 737 亿元,年复合增速 23%;在 CNG 汽车领域中,车用供气装备市场规模为 556 亿元,加气站市场规模为 24 亿元,CNG 长管拖车市场规模为 68 亿元,合计 648 亿元,2015~2020 年均复合增速为 24%;在 LNG 汽车领域,车用供气装臵规模为 31 亿元,LNG 加气站规模为 51 亿元,LNG 槽车规模为 7 亿元,合计 89 亿元,2015~2020 年 CAGR 为 18%。 图表 30: 天然气汽车装备市场空间测算 (人民币亿元) 2015 2016 2017 2018 2019 2020 174 230 289 354 424 556 CNG汽车装备 车用供气装备市场规模 CNG加气站市场规模 1 10 13 15 18 24 43 49 62 59 56 68 218 289 364 428 498 648 车用供气装备市场规模 10 12 17 21 25 31 LNG加气站市场规模 19 21 35 32 52 51 LNG运输槽车市场规模 10 4 5 5 6 7 LNG汽车装备合计 39 38 57 58 83 89 258 326 420 486 581 737 CNG长管拖车市场规模 CNG汽车装备合计 LNG汽车装备 天然气汽车装备市场空间合计 资料来源:中汽协,公开资料,中金公司研究部 请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明 19 中 金公司研究部: 2017 年 2 月 21 日 工 业燃料用气比例有望提升,但“煤改气”制约因素仍存 工业燃料结构亟待优化。目前中国工业燃料中煤炭占比高达 70%以上,而欧美国家煤炭 占比仅为 15%;我国天然气在工业燃料中占比 10%,而欧美日等国高达 40~50%。我 国正在努力实现工业燃料质量升级, “煤改气”是切实有效的措施之一。未来天然气在工 业燃料领域的发展方向主要包括两个方面:一是优化耗能行业的燃料构成, 包括钢铁、 冶金、建材、石化等行业;二是改善城市中不同工业锅炉、窑炉的燃料结构。预计到 2020 年,天然气占工业燃料能源消费量的比例达到 15%,到 2030 年,达到 25%左右。 预计工业燃料用天然气未来五年 CAGR 为 16%。 我们假设工业燃料总量与工业增加值 的同比增速相当,约为 6%,天然气占工业燃料的比例将从 2015 年的 10%提高到 2020 年的 15%,则我们预测工业燃料用天然气将从 2015 年的 737 亿立方米增加到 2020 年 的 1,551 亿立方米,年均增速为 16%。 图表 31: 我国天然气工业燃料占比 天然气工业燃料占比 (亿立方米) 50% 45% 45% 1,600 40% 1,400 35% 1,200 30% 1,000 25% 25% 800 20% 15% 工业燃料用天然气消费量预测 1,800 15% 600 10% 10% 400 5% 200 0% 2015 2020E 2030E - 发达国家水平 2015 2016E 2017E 2018E 2019E 2020E 资料来源:《2016 中国天然气发展报告》,中金公司研究部 “煤改气”政策推动工业燃料升级。由于我国工业锅炉大多燃煤,且使用的多是没有经 过洗选的原煤,因此造成了很严重的污染问题。将燃煤锅炉臵换成天然气能够显著的提 效减排。近年来,国家对此出台了一系列的政策,根据《重点区域大气污染防治“十二 五”规划重点工程项目》中要求,2015 年前完成 2,841 台以上燃煤锅炉的清洁能源改造, 其中 465 台燃煤锅炉明确提出由天然气锅炉进行臵换。各省市也相应的出台煤改气补贴 支持政策,对“煤改气”项目进行补贴。2015 年,工信部出台《工业领域煤炭清洁高效 利用行动计划(2015-2020)》,要求加快工业锅炉等重点用煤领域工艺装备的技术改造, 推广应用一批先进适用、经济合理、节能减排潜力大的煤炭清洁高效利用技术,支持锅 炉先进技术装备产业化。同年,国家发改委等七部门对外公布《燃煤锅炉节能环保综合 提升工程实施方案》,到 2018 年,推广高效锅炉 50 万蒸吨,将高效燃煤锅炉市场占有 率由目前的不足 5%提高到 40%;淘汰落后燃煤锅炉 40 万蒸吨;完成 40 万蒸吨燃煤锅 炉的节能改造。 请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明 20 中 金公司研究部: 2017 年 2 月 21 日 图表 32: 各地区煤改气政策汇总 地区 京津冀 北京 河北 山东 政策 2014,《“煤改气”用气保供协议》 2002,《北京市锅炉改造补助资金管理办法》,20蒸吨以下燃煤锅炉每蒸吨补助5.5万元、20蒸吨以上的补助10万 元,2014年,进一步加大了力度,将郊区县燃煤锅炉补助标准统一增加到每蒸吨13万元;2014,《关于调整燃煤锅 炉房清洁能源改造市政府固定资产投资政策的通知》,扩大了燃煤锅炉清洁能源改造固定资产支持范围,对20蒸吨 以上燃煤锅炉按照原规模改造工程建设投资30%比例安排补助资金。 设立天然气利用专项基金,对天然气利用、燃煤锅炉煤改气给予适当的财政补贴和政策支持。 燃煤锅炉改造工作,出台了一系列补贴政策和奖励办法、以奖代补支持燃煤锅炉“煤改气”改造、对“煤改气”企业改造 费用和运行成本分别实行财政补贴。 河南 三门峡市《市区燃煤锅炉(设施)大气污染整治优惠政策》,对主动淘汰拆除锅炉设施的单位给予资金补助。 安徽 建立城市建成区锅炉淘汰、改造补助机制;积极鼓励小锅炉业主主动拆除。并及时兑现到位奖励资金。 浙江 根据“煤改气”企业燃煤锅炉容量大小,给予一次性财政补贴,主要用于补贴企业在“煤改气”工程所投入的设计费、改 造费和设备购臵费。绍兴市:在设备方面,补助金额将根据改造时间来确定。 福建 设立专项资金加大对建陶企业“煤改气”改造力度及对已完成煤改气建陶企业奖补力度,同时拟对燃煤的建陶企业实 施差别电价。 湖北 将按燃煤锅炉小时蒸发量给予奖励,奖励标准为每蒸吨3万元。对率先按期完成锅炉改造的单位,市财政将按照“以 奖代补”的方式给予补助。 江西 新余市从市节能减排财政综合示范项目经费中专门拨出资金用于锅炉整治改造,改成天然气的每蒸吨补助5万元。 资料来源:中金公司研究部 气 源、经济性和基础设施配套是制约“煤改气”的最大因素: ► 气源供应紧张:以热力供暖为例,热力供暖每蒸吨每小时消耗天然气 80 立方米左右, 若全国供暖锅炉改造一半,则带来的天然气需求增量就超过 50 亿立方米/年,气源 不足或造成装臵无法运行的后果。2013 年国家发改委和国家能源局曾连发通知,要 求切实落实“煤改气”项目气源合同,有序实施“煤改气”项目,在发展“煤改气” 之前必须先落实气源和价格,避免供需失衡。国家这些政策的下达反映出气源供应 紧张的困局,加大天然气供应是“煤改气”顺利实施的重要因素。 ► 经济性不强:根据我们测算,单位蒸吨的焦煤锅炉运行成本在 68 万元,无烟煤锅炉 运行成本在 48 万元,而燃气锅炉则高达 105 万元。若加上改装成本等费用,实际 成本将会更高,但目前的补贴尚不足以覆盖多出的费用。我们认为,政府可通过加 大补贴,或者收取碳税等方式提高燃气锅炉的经济性。 ► 基础设施配套不够:煤改气需要厂家接入天然气管网,或者购买 LNG,这就需要成 熟的基础设施配套,包括天然气管道网络、配套运输网络和储气设施建设等。 图表 33: 燃煤和燃气锅炉经济性对比 单位(煤) 大卡/千克 单位(天然气) 大卡/立方米 75% 75% 燃料耗量 千克/小时 立方米/小时 145 133 78 燃料价格 元/吨 元/立方米 1170 903.3 3.38 燃料发热值 热效率 每小时设备燃料运行成本 燃煤锅炉(焦煤) 燃煤锅炉(无烟煤) 燃气锅炉 5500 6000 8600 90% 元/小时 元/小时 170.2 120.4 262.0 设备每年运行小时 小时 小时 4000 4000 4000 年运行燃料成本合计 万元 万元 68 48 105 资料来源:万得资讯,中金公司研究部 请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明 21 中 金公司研究部: 2017 年 2 月 21 日 天 然气发电:成本仍是最主要的制约因素 预计未来五年每年新增天然气发电装机容量的年均复合增速为 11%。 我国天然气发电 量目前占比仅为 3%左右,远远低于世界 20%的均值水平,与发达国家美国相比差距则 更大。但我国天然气发电量一直保持增长的势头。2015 年,我国天然气发电装机容量约 6,637 万千瓦,同比增长约 16.5%,约占中国总装机容量的 4%;2015 年全年发电量同 比增长 1%,但燃气发电量增长高达 25%。根据 2016 年天然气发展白皮书规划,预计 到 2020 年,天然气发电装机占中国电源总装机的比例达到 5%以上;到 2030 年,该比 例将提高到 10%左右。而根据《电力发展“十三五”规划》 ,计划 2020 年天然气装机容 量规模达到 110GW 以上。我们假设电力装机总容量的增速与 GDP 增速同步,且到 2020 年天然气发电装机容量占比达到 5%,则到 2020 年,天然气发电装机容量就可以可达到 110GW,未来五年每年新增天然气装机容量的 CAGR 为 11%。 图表 34: 中美两国发电量结构对比 美国2015年发电量结构 中国2015年发电量结构 8% 0% 3% 3% 1% 0% 20% 燃气:3% 33% 17% 水电 天然气 燃煤 煤炭 燃气 可再生 燃油 核电 核电 其它 风电 13% 太阳能 其它 70% 29% 资料来源:EIA, 中金公司研究部 图表 35: 天然气发电装机容量预测 天然气发电装机容量预测 40% 12000 35% 10000 30% 8000 25% 20% 6000 15% 4000 10% 2000 5% 0% 0 发电装机容量(万千瓦) 同比 资料来源:《电力发展“十三五”规划》, 中金公司研究部 请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明 22 中 金公司研究部: 2017 年 2 月 21 日 经营成本是制约天然气发电大规模推广的核心阻力。天然气发电具有环保和调峰的优势, 在美国,天然气发电量占比 33%,主要得益于天然气发电具备经济性。 图表 36: 美国发电成本对比 ( 美 元 /兆 瓦 时 ) 最低 平均 最高 煤 129.9 139.5 162.3 常规联合循环 53.4 58.1 67.4 先进联合循环 52.4 57.2 65.5 常规燃气轮机 103.5 110.8 122.8 先进燃气轮机 87.7 94.7 105.8 先进核能 99.5 102.8 108.3 地热 38.4 41.9 47.8 生物 81.5 96.1 115.6 天然气 风电 35.4 56.9 70.9 海上风电 125.7 146.7 202.5 太阳能 131.3 179.9 277.3 59.6 67.8 78.1 水电 资料来源:EIA, 中金公司研究部 然而在我国,天然气发电的经济性还有待提高。天然气发电的成本主要包括燃料费用, 折旧摊销和运营维护费用,其中燃料成本占比一般超过 80%。由于生产一度电对应的固 定资产折旧摊销取决于发电量的规模,因此我们在此仅对比天然气发电和煤电的燃料成 本。天然气电厂生产 1 度电需要耗费 0.3 立方米天然气,天然气最为经济的我国西北地 区的工业天然气价格为 2.19 元/立方米,则生产 1 度电的燃料价格为 0.66 元;煤电厂生 产 1 度电耗煤 319 克,电煤价格当前为 535 元/吨,则生产 1 度电的燃料价格为 0.17 元, 比天然气发电便宜了 0.49 元。根据国家发改委《关于规范天然气发电上网电价管理有关 问题的通知》 ,天然气发电上网电价不得超过当地燃煤发电上网标杆电价或当地电网企业 平均购电价格 0.35 元/度。由此可见,天然气发电目前并不具备经济性。 图表 37: 我国天然气发电和煤电成本对比 天然气 煤 发电耗费量 (天然气:立方米/度;煤:克/度) 0.30 319 价格 (天然气:元/立方米;煤:元/吨) 2.19 535 发电燃料成本(元/度) 0.66 0.17 燃料成本差 0.49 资料来源:万得资讯,中金公司研究部 请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明 23 中 金公司研究部: 2017 年 2 月 21 日 城 镇燃气预计稳步增长 我国天然气供应量快速增长,管网设施逐步完善。从 2010~2015 年,我国城市全年供气 量从 488 亿立方米增加到 1,041 亿立方米,CAGR 为 16%;而管网长度从 2010 年的 25.6 万公里增加到 2015 年的 49.8 万公里,CAGR 为 14%,预计未来仍将保持快速增长。 图表 38: 城市天然气供应量快速增长 (亿立方米) 城市天然气供应量 (公里) 1,200 1,000 每年新建天然气管网 45% 70,000 60% 40% 60,000 50% 35% 800 600 30% 50,000 25% 40,000 20% 15% 400 200 40% 30% 20% 30,000 10% 10% 20,000 0% 5% 10,000 -10% 0% - -20% 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 城市天然气供气总量 年度新增城市天然气管道长度 YoY YoY 资料来源:前瞻产业研究院,中金公司研究部 我国对城镇用气在政策上一直进行鼓励和支持态度。基于环保清洁安全的考虑,国家大 力推广居民使用天然气。2016 年 12 月,国家主席习近平在中央财经领导小组第十四次 会议中强调,要“推进北方地区冬季清洁取暖”, “宜气则气,宜电则电”,尽 可能利用清 洁能源,加快提高清洁供暖比重。而根据 2016 年天然气发展白皮书规划,未来城镇燃气 的发展重点有三,一是稳步发展民用气,城镇居民气化率 2020 年将提升至 50~55%, 2030 年将达 65~70%。二是有序发展天然气采暖,发展城市集中式采暖、燃气空调、分 户式采暖等。三是推进重点地区气化,以京津冀及周边地区、长三角、珠三角、东北地 区等为重点,设立重点区域“禁煤区”,加快燃煤锅炉天然气替代以及城市、乡镇生活燃 料以气代煤。我们认为,随着“雾霾”等污染问题的加剧以及天然气供给的逐步宽松, 城 镇用气未来将保持快速增长,城市燃气运营商的资本支出也有望增加。 请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明 24 中 金公司研究部: 2017 年 2 月 21 日 天然气改革进入深水区 天 然气价改进入深水区 目前不同气源价格机制并存。目前我国对于管道气、国产海上气、进口 LNG 有不同的定 价机制。管道气有与可替代能源挂钩和市场定价两种并行的价格机制,国产海上气由市 场定价,而进口 LNG 则是与日本 JCC 挂钩或长协价的定价机制。 图表 39: 不同气源价格机制 定价机制 气源价 国内管道气 净回值法 净回值 进口管道气 双边垄断定价 政府双边谈判,与替代 能源挂钩联动 国产海上气 市场定价 市场定价 进口LNG 管输价 门站价 配气价 终端定价 其它运输方式 与可替代能 门站价+配 直供用户:供需双方通过 源价格挂 政府指导 政府指导 SHPGX平台直接定价。 钩;供需双 气价 方议价 - 油价挂钩或长协价 与JCC挂钩 市场定价 市场定价 资料来源:发改委,能源局,中金公司研究部 ► 管道气:与可替代能源挂钩和市场定价两种价格机制并行。1987 年管道气价格改革 废除了政府单一定价,开启了管道气双轨制价格阶段。在一定限额内的气价由政府 定价,而超过限额的气价则由政府指导,与可替代能源挂钩。2005 年,将价格根据 用途分类,与可替代能源价格挂钩,完全由政府指导定价,并逐步取消价格双轨制。 2011 年以来,政府不断推进市场化改革,监管由井口价转向门站价,对于非居民用 气,试点放开直供用户用气价格,全面放开化肥用气价格,试点放开天然气门站价。 图表 40: 管道气价改革历程 阶段 双轨制价格阶段 时间 1987.10 内容 《天然气商品量管理暂行办法》。井口价由中央政府定价,净化费由政府指导价, 管输费由石油部制定,协议价。 2005.12 《关于改革天然气出厂价格形成机制及近期适当提高天然气出厂价格的通知》。采用双轨价格机制,政府在一定限额内为生 产设臵低监管价格,为超过配额的生产设臵相对较高的价格,从而帮助井口勘探开发筹集基金。 《关于提高国产陆上天然气出厂基准价格的通知》。取消价格双轨制;提高国产天然气出厂价格 政府指导价 2010.5 2011.12 2013.6 2014.8 2015.2 市场化改革推进 《关于在广东省、广西自治区开展天然气价格形成机制改革试点的通知》。 “成本加成”改为“净市场价值”定价,使用替代能源市 场价格来确定天然气价格上限。鼓励各种其他来源形成的城市门站价格竞争。城市门站价格减去管道运输的成本费用就是井 口价格,不再受政府指导。定价机制改革在广西、广东省进行试点项目。 《关于调整天然气价格的通知》。价格管理从出厂环节转移到门站环节,门站价格区分增量气、存量气 《关于调整非居民用存量天然气价格的通知》。上调非居民用存量气价格,同时明确全面放开进口液化天然气和非常规天然 气价格。 《关于理顺非居民用天然气价格的通知》。存量气与增量气价格并轨,理顺非居民用气价格,试点放开直供用户用气价格。 2016.10.12 国家发改委印发《天然气管道运输价格管理办法(试行)》和《天然气管道运输定价成本监审办法(试行)》。按照 “准许成 本加合理收益”的原则定价,即在核定准许成本的基础上,通过监管管道运输企业的准许收益,确定年度准许总收入,进而核 定管道运输价格。改革原来的 “一线一价”。 2016.11.5 国家发改委《关于推进化肥用气价格市场化改革的通知》。全面放开化肥用气价格,由供需双方协商确定。鼓励化肥用气进 入石油天然气交易中心等交易平台,通过市场交易形成价格,实现价格公开透明。 2016.11.15 国家发改委关于福建省天然气门站价格政策有关事项的通知,西气东输供福建省天然气门站价格由供需双方协商确定。积极 推动西气东输供福建省天然气进入石油天然气交易中心等交易平台,尽可能通过市场交易形成价格,实现价格公开透明。 2016.12.14 国家能源局发布《关于加快推进天然气利用的意见》。通过推进试点、示范先行,有序支持重庆、江苏、上海、河北等省市 开展天然气机制改革试点。 资料来源:发改委,能源局,中金公司研究部 请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明 25 中 金公司研究部: 2017 年 2 月 21 日 图表 41: 管道气定价机制 上游气源 中游管输 等于 下游地方门站 管输费 地方门站价 配气价 零售价 市场决定 政府指导 政府指导 准许成本加合理收 益 等于 加 减 井口价/出厂价 终端用户 地方管输 政府指导 由供需双方决 定(先在福建 等地试点) 考虑地方管输 费&流向主体 准许成本加合理收 益 中心市场基准价 (与可替代能源 价格挂钩) 资料来源:发改委,能源局,中金公司研究部 管道气门站价目前主要采取与可替代能源挂钩的定价方式,未来有望逐步放开:政府根 据中心市场基准价,考虑到地方管输费和主体流向等方面决定地方门站价。中心市场基 准价与可替代能源价格挂钩。出厂价则由净回值法决定,用政府指导的门站价减去中游 管输费决定。而终端零售价则由政府指导的门站价加上配气价来决定。 2016 年 10 月, 发改委印发《天然气管道运输价格管理(试行) 》和《天然气管道运输定价成本监审办法 (试行) 》 ,放开管输费管制,废除原来的“一线一价” ,将其按照“准许成本加合理收益” 的原则定价,即在核定准许成本的基础上,通过监管管道运输企业的准许收益,确定年 度准许总收入,进而核定管道运输价格。2016 年 11 月,发改委通知“西气东输”供福 建省天然气门站价格由供需双方协商确定,积极推动“西气东输”供福建省天然气进入 石油天然气交易中心等交易平台,尽可能通过市场交易形成价格。将福建省作为试点逐 步放开地方门站价。 直供用户气价由市场决定。引导直供用户与供应商通过 SHPGX 平台进行天然气交易,采 用竞价交易和挂单交易两种方式,由供需双方直接确定天然气价格。 进口管道气进口价由政府双边垄断议价,与替代能源价格挂钩联动。而门站价、管输价、 零售价的定价方式则与国内管道气相同。 ► 国产海上气:由市场定价。国产海上气的气源价已经开放,由供应商和下游用户直 接议价。 ► 进口 LNG:与油价挂钩或长协价。LNG 进口价与日本原油价格指数 JCC 挂钩。我国 采用长协价和照付不议的方式居多。签约天然气价格已根据签约价格确定,到期前 不会变化。未签约天然气价格则根据现货价格确定。 “十三五”规划出台,要求推进天然气改革,探索建立合理价格机制。1 月 17 日,国家 发改委和国家能源局印发《能源发展“十三五”规划》 ,提出积极推进天然气价格改革, 推动天然气市场建设,探索建立合理气、电价格联动机制,降低天然气综合使用成本, 扩大天然气消费规模。 《天然气“十三五”规划》也提出,放开非居民用气价格,进一步 完善居民用气定价机制,加强天然气管输价格和成本监审,有效降低输配气成本,扩大 天然气利用规模。 天然气价改方向为“管住中间,放开两头” 。我国天然气价改的指导思想为“管住中间, 放开两头” ,即仅监管自然垄断的管网输配气价格,将气源和销售价格两头放开,不断向 价格市场化推进,即对于竞争性环节,未来将依靠市场机制定价。 请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明 26 中 金公司研究部: 2017 年 2 月 21 日 天 然气机制改革将进一步深化:输气管道价改落地,打破上游垄断 明确管输价格,民企获得进入上游机会。政府规定,管网的财务要独立核算,要将管输 价格与气价分开,要打破国有油企对管输的垄断,为管道向第三方开放创造条件,使民 营企业拥有的气源具有进入长输管道的机会。目前我国管道经营企业的收益率多在 12% 以上, 《天然气管道运输价格管理办法(试行)》规定准许收益率为 8%,降低了天然气 的运输成本,让利于终端用户,有望提高天然气消费量。此外,在保证安全运营前提下, 任何天然气基础设施运营企业应当为其他企业的接入请求提供便利。这一政策将加速天 然气供给的释放。 制 定更加严格的环保制度,加速“以气代煤” 扩大“禁煤区”范围,加快天然气替代。2016 年 12 月 2 日,国家能源局发布《关于加 快推进天然气利用的意见》(征求意见稿) 。提出设定并逐步扩大“禁煤区”范围,除依 据国家环保政策规定达到超低排放要求的煤电机组外,禁止其他煤炭用途,加快天然气 替代。以京津冀、长三角、珠三角、东北等地区为重点,逐步向周边区域扩展。 实施更为严格的污染排放标准,加大工业燃料天然气替代煤炭的力度。工业企业根据《大 气污染防治行动计划》中规定的淘汰标准与时限,对现有燃煤、排放不达标的燃油工业 锅炉、窑炉进行臵换、淘汰,新建的则不得用煤或重油。同步加强对工业、发电企业用 煤监管。 在工业燃料和发电领域中对燃煤、燃油、天然气安排碳排放配额。 加快建立全国统一碳 排放市场建设。而天然气的二氧化碳排放系数低于其他燃料,百万英热碳排放量 3.3kg, 仅为煤的 60%,碳排放收费后,增加了天然气的比价优势。 请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明 27 中 金公司研究部: 2017 年 2 月 21 日 天然气产业链投资机会梳理 天 然气产业链可以划分为上、中、下游三部分。具体来看: ► 上游:我国天然气来源包括钻探开采获得的国产天然气、经由管道输送的进口管道 气,以及 LNG 船从海外运输、通过 LNG 接收站气化处理后得到的进口天然气。涉 及的标的主要有中国石油、中国石化等大型石油公司,恒泰艾普、江钻股份、杰瑞 股份、通源石油、石化机械等钻采设备及油服提供商;同时也包括 LNG 接收站的 EPC 承包商中 集安瑞科等。 ► 中游:天然气储运方式可分为两大类,一是 LNG 槽车运输的方式,二是管道气体运 输的方式。通过 LNG 方式储运的天然气,首先需要经过 LNG 液化站(液化工厂) 的液化处理,LNG 装入专用储罐之后再通过海运或陆运方式进行远距离输送;而通 过管道方式储运的天然气,首先经由长输管道系统完成跨区域、远距离传输,然后 区域内、省内的天然气输送再由中输管道系统实现。中游环节关注 LNG 设备和储运 服务商中集安瑞科、富瑞特装、蓝科高新、京城股份,长输管道公司中国石油、中 国石化,中输和省级管道公司金鸿能源、胜利股份、陕天然气、广汇能源,管道制 造企业玉龙股份、金洲管道,燃气输配系统制造商派思股份。 ► 下游:LNG 接收站气化后的 LNG 和调压站调压处理后的管道天然气,就可以进入到 城市管网。对于输气管线不易到达的中小城镇和需要使用清洁能源的特殊制造厂家, LNG 卫星站就发挥了城市管网的作用,为 LNG 加气子站、CNG 加气标准站等终端和 工业用途及民用提供天然气。下游投资机会集中在城市燃气企业国新能源、陕天然 气、深圳燃气、大通燃气、长春燃气,气头化肥企业沧州大化、建峰化工、赤天化、 沪天化,LNG/CNG 加气站供应商厚普股份、杰瑞股份、中泰股份,天然气发电及相 关设备提供商琥珀能源、派思股份,智能燃气表供应商金卡股份。 建议重点关注中集安瑞科、厚普股份、杰瑞股份、富瑞特装。 图表 42: 天然气产业链梳理 上游:天然气生产 陆地/海 洋勘探 下游:终端与使用 中游:天然气储运 大型石油公司 LNG设备和储运 中国石油、中国石化 中集安瑞科、富瑞特装、蓝科高新 陆运 预处理 液化系统 成品油 油气分离 与处理 厚普股份、杰瑞股份 燃气应用系统 派思股份 沧州大化、建峰化工、赤天 化、沪天化 恒泰艾普、江钻股份、杰 瑞股份、通源石油 开采 储存 LNG加气站 国新能源、陕天然气、深圳 燃气、大通燃气、长春燃气 气头化肥 非常规油气和油服 钻井 城市燃气 广汇能源 LNG加气 子站 装车/装船 储存 海运 LNG液化站 /液化工厂 LPG LNG 卫星站 LNG工厂 LNG瓶组站 LNG接收站 长输管道 中国石油、中国石化 国产 天然气 CNG加气 标准站 中输和省级管道 金鸿能源、胜利股份、陕天然气、广汇能源 进口 管道气 管道输送 进口LNG LNG接收 站(气化) 天然气 城市管网 管道制造 玉龙股份、金洲管道 调压站 燃气输配系统 CNG 加气子站 派思股份 LNG 卸船系统 LNG 储存系统 LNG再气 化系统 中输 长输 陆地运输 天然气发电 琥珀能源 CNG 加气母站 资料来源:中金公司研究部 请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明 28 城 市 燃 气 、 汽 车 、 化 工 、 工 业 燃 料 、 发 电 、 居 民 生 活 等 中 金公司研究部: 2017 年 2 月 21 日 图表 43: 估值表 公司名称 股票代码 货币单位 股价 2017/2/20 市值 (百万) 15A EPS 16E 17E 15A P/E 16E 17E 15A P/B 16E 17E 14.5 18.2 9.2 10.2 38.9 78.1 72.4 47.3 59.0 213.8 93.0 81.1 75.2 16.2 15.8 8.6 8.6 62.3 53.2 46.2 45.8 47.9 195.9 89.1 72.2 57.7 14.6 13.7 7.7 10.5 34.2 30.7 33.8 37.3 33.4 34.4 49.0 35.5 33.8 3.1 2.4 0.8 1.8 4.9 8.4 3.7 3.6 9.8 6.0 5.6 5.9 6.0 3.3 2.2 0.8 1.5 4.3 4.8 3.5 3.1 8.5 6.4 3.7 4.8 5.0 2.5 1.9 0.7 1.2 3.7 4.3 3.2 2.9 7.1 5.4 3.4 4.3 4.0 403.4 242.4 446.3 -132.0 321.1 -102.1 475.2 1,120.8 21.0 20.2 160.7 152.3 60.8 43.4 56.2 41.8 55.7 36.3 176.1 236.7 60.8 43.4 93.8 106.1 84.4 147.8 17.5 56.6 33.2 29.3 20.5 56.9 33.2 2.5 0.9 0.7 1.1 2.1 2.9 8.3 8.2 6.9 4.6 2.9 2.4 0.9 0.7 1.1 1.9 2.9 7.0 7.0 6.0 4.1 2.9 2.3 0.9 0.7 1.1 1.8 2.8 5.9 5.9 3.4 3.3 2.8 铁路设备 株洲中车时代电气 中国通号 铁建装备 和利时自动化 鼎汉技术 永贵电器 辉煌科技 世纪瑞尔 康尼机电 众合科技 华伍股份 平均值 中值 工程机械 三一重工 中联重科-A 中联重科-H 柳工 安徽合力 恒立液压 浙江鼎力 龙马环卫 诺力股份 平均值 中值 工业节能装备 开山股份 中金环境 隆华节能 陕鼓动力 双良节能 平均值 中值 智能装备 大族激光 机器人 埃斯顿 科远股份 长荣股份 博实股份 巨星科技 劲拓股份 永创智能 新时达 平均值 中值 第三方检测 聚光科技 华测检测 苏试试验 平均值 中值 油气及能源装备 杰瑞股份 中集安瑞科 金卡股份 平均值 中值 船舶与海洋工程 中集集团 中集集团-H 平均值 中值 其他机械 应流股份 豪迈科技 烟台冰轮 新界泵业 美亚光电 三川智慧 赢合科技 先导智能 平均值 中值 农业机械 新研股份 平均值 中值 3898.HK 3969.HK 1786.HK HOLI.O 300011.SZ 300351.SZ 002296.SZ 300150.SZ 603111.SH 000925.SZ 300095.SZ HKD HKD HKD USD RMB RMB RMB RMB RMB RMB RMB 44.0 6.2 3.3 17.4 19.3 23.3 14.4 10.0 14.7 22.8 12.9 51,662 54,497 5,016 1,050 10,222 8,965 5,424 5,384 10,854 7,303 4,848 3.02 0.34 0.36 1.71 0.50 0.30 0.20 0.21 0.25 0.11 0.14 2.71 0.39 0.38 2.02 0.31 0.44 0.31 0.22 0.31 0.12 0.14 3.00 0.45 0.43 1.67 0.56 0.76 0.43 0.27 0.44 0.66 0.26 600031.SH 000157.SZ 1157.HK 000528.SZ 600761.SH 601100.SH 603338.SH 603686.SH 603611.SH RMB RMB HKD RMB RMB RMB RMB RMB RMB 7.3 4.9 4.2 9.0 13.6 16.2 47.0 31.1 32.1 55,903 35,665 40,266 10,127 8,358 10,206 7,644 8,481 5,967 0.02 0.01 0.01 0.02 0.64 0.10 0.77 0.55 0.58 0.03 (0.04) (0.04) 0.01 0.67 0.11 1.08 0.75 0.88 0.08 0.05 0.05 0.06 0.77 0.29 1.42 1.06 1.57 300257.SZ 300145.SZ 300263.SZ 601369.SH 600481.SH RMB RMB RMB RMB RMB 20.7 24.4 7.1 7.3 8.4 17,795 16,262 6,236 11,897 13,531 0.21 0.42 0.20 0.22 0.22 0.19 0.78 0.15 0.24 0.14 0.19 1.05 0.17 0.24 0.16 101.1 57.3 34.9 33.2 38.8 53.1 38.8 106.9 31.1 45.6 30.3 58.6 54.5 45.6 106.5 23.1 40.9 30.0 51.0 50.3 40.9 5.3 4.6 2.6 1.9 6.4 4.2 4.6 5.1 4.1 2.5 1.9 7.0 4.1 4.1 4.9 3.6 2.3 1.9 5.3 3.6 3.6 002008.SZ 300024.SZ 002747.SZ 002380.SZ 300195.SZ 002698.SZ 002444.SZ 300400.SZ 603901.SH 002527.SZ RMB RMB RMB RMB RMB RMB RMB RMB RMB RMB 23.9 20.4 41.3 26.5 16.0 15.1 15.0 35.2 14.2 13.0 25,518 31,891 11,401 6,348 5,384 10,294 16,172 4,224 5,660 8,087 0.70 0.25 0.19 0.26 0.49 0.26 0.45 0.27 0.19 0.31 0.74 0.31 0.23 0.39 0.52 0.22 0.55 0.32 0.23 0.32 1.08 0.37 0.29 0.59 0.61 0.26 0.68 0.41 0.30 0.36 34.2 80.8 222.7 103.6 32.7 58.2 33.7 131.8 74.3 42.6 81.5 66.3 32.4 65.6 183.5 67.8 30.8 69.4 27.4 110.5 60.5 40.2 68.8 63.1 22.1 54.9 142.9 44.9 26.2 58.7 22.1 85.6 47.6 35.8 54.1 46.3 5.4 6.1 22.9 6.5 2.3 5.9 4.0 11.0 6.9 3.7 7.5 6.0 4.7 5.6 7.4 3.2 2.2 5.5 2.8 10.2 6.3 2.9 5.1 5.1 4.1 5.1 7.1 3.0 2.0 5.1 2.6 9.3 5.6 2.7 4.7 4.6 300203.SZ 300012.SZ 300416.SZ RMB RMB RMB 29.6 10.2 31.8 13,404 8,498 3,988 0.60 0.22 0.39 0.89 0.28 0.49 1.22 0.36 0.67 49.7 47.1 82.4 59.7 49.7 33.1 35.7 64.6 44.5 35.7 24.3 28.2 47.3 33.3 28.2 5.7 5.9 2.8 4.8 5.7 4.6 5.2 2.5 4.1 4.6 4.0 4.6 2.1 3.6 4.0 002353.SZ 3899.HK 300349.SZ RMB HKD RMB 21.5 4.7 31.6 20,556 9,181 7,435 0.15 0.32 0.35 0.15 -0.31 0.37 0.54 0.25 0.46 142.0 14.7 90.4 82.4 90.4 141.1 n.a 85.1 113.1 113.1 39.9 18.7 68.3 42.3 39.9 2.6 1.2 8.0 3.9 2.6 2.6 1.4 7.4 3.8 2.6 2.4 1.3 6.8 3.5 2.4 000039.SZ 2039.HK RMB HKD 17.1 13.1 41,549 46,909 0.91 0.99 25.9 16.5 -4.1 16.5 149.5 102.2 98.4 102.2 18.9 11.3 46.4 18.9 1.8 1.1 1.8 1.8 1.9 1.2 1.8 1.9 1.7 1.1 1.4 1.4 603308.SH 002595.SZ 000811.SZ 002532.SZ 002690.SZ 300066.SZ 300457.SZ 300450.SZ RMB RMB RMB RMB RMB RMB RMB RMB 19.2 23.8 15.4 14.0 19.2 6.3 66.5 32.0 8,306 19,072 6,718 4,482 12,966 6,500 7,776 13,060 0.17 0.81 0.71 0.37 0.43 0.13 0.51 0.36 0.16 0.93 0.70 0.40 0.47 0.17 1.06 0.68 0.55 1.17 0.73 0.48 0.57 0.22 1.84 1.12 110.7 29.6 21.8 38.0 44.8 46.7 129.1 89.7 63.8 45.7 120.7 25.6 22.2 34.6 40.9 35.7 62.7 47.4 48.7 38.3 34.9 20.4 21.3 29.0 33.7 28.2 36.1 28.5 29.0 28.8 4.4 6.3 3.4 3.7 6.7 4.8 14.9 17.9 7.8 5.6 3.0 5.4 3.0 3.4 6.0 4.3 12.1 13.7 6.4 4.8 2.8 4.5 2.7 3.1 5.2 3.8 9.1 9.8 5.1 4.1 300159.SZ RMB 12.9 19,226 0.20 0.25 0.34 63.9 63.9 63.9 50.8 50.8 50.8 37.6 37.6 37.6 3.4 3.4 3.4 3.2 3.2 3.2 3.0 3.0 3.0 100.6 57.3 76.0 46.0 53.9 33.7 5.1 4.0 4.3 3.3 3.7 3.1 0.66 0.80 0.11 0.13 整体平均值 整体中值 资料来源:万得资讯, 中金公司研究部 请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明 29 中 金公司研究部 法律声明 一般声明 本 报告由 中国国 际金融 股份有 限公司 (已具 备中国 证监会 批复的 证券 投资咨 询业务 资格) 制作。 本报告 中的信 息均来 源于我 们认为 可靠的 已公开 资料, 但中国 国际金 融 股份有 限公司 及其关 联机构(以 下统称“中 金公司 ” )对这些 信息 的准确 性及完 整性不 作任何 保证。本报告 中的信 息、意见等 均仅供 投资者 参考之 用,不构成 所述证 券 买卖的 出价或 征价。 该等信 息、意 见并未 考虑到 获取本 报告人 员的 具体投 资目的 、财务 状况以 及特定 需求, 在任何 时候均 不构成 对任何 人的个 人推荐 。投资 者应当 对 本报告 中的信 息和意 见进行 独立评 估,并 应同时 考量各 自的投 资目 的、财 务状况 和特定 需求, 中金公 司不向 客户提 供税务 、会计 或法律 意见。 我们建 议所有 投资者 均 应 就 任 何 潜在投 资向其 税务、 会计或 法律顾 问咨询 。对依 据或者 使用本 报告所 造成 的一切 后果, 中金公 司及/或 其关联 人员均 不承 担任何 法律责 任。 本 报告所 载的意 见、评 估及预 测仅为 本报告 出具日 的观点 和判断 。该 等意见 、评估 及预测 无需通 知即可 随时更 改。在 不同时 期,中 金公司 可能会 发出与 本报告 所载意 见 、 评 估 及 预测不 一致的 研究报 告。 本 报告署 名分析 师可能 会不时 与中金 公司的 客户、 销售交 易人员 、其 他业务 人员或 在本报 告中针 对可能 对本报 告所涉 及的标 的证券 市场价 格产生 短期影 响的催 化剂或 事 件进行 交易策 略的讨 论。这 种短期 影响可 能与分 析师已 发布的 关于 相关证 券的目 标价预 期方向 相反, 相关的 交易策 略不同 于且也 不影响 分析师 关于其 所研究 标的证 券 的 基 本 面 评级。 中 金公司 的销售 人员、交易人 员以及 其他专 业人士 可能会 依据不 同假设 和标准 、采用 不同的 分析方 法而口 头或书 面发表 与本报 告意见 及建议 不一致 的市场 评论和 /或交 易 观点。 中金公 司没有 将此意 见及建 议向报 告所有 接收者 进行更 新的 义务。 中金公 司的资 产管理 部门、 自营部 门以及 其他投 资业务 部门可 能独立 做出与 本报告 中的意 见 或 建 议 不 一致的 投资决 策。 除 非另行 说明,本报告 中所引 用的关 于业绩 的数据 代表过 往表现。过往 的业绩 表现亦 不应作 为日后 回报的 预示。我 们不承 诺也不 保证,任何所 预示的 回报会 得以实 现。 分 析 中 所 做 的回报 预测可 能是基 于相应 的假设 。任何 假设的 变化可 能会显 著地影 响所 预测的 回报。 本 报告提 供给某 接收人 是基于 该接收 人被认 为有能 力独立 评估投 资风 险并就 投资决 策能行 使独立 判断。 投资的 独立判 断是指 ,投资 决策是 投资者 自身基 于对潜 在投资 的 机 会 、 风 险、市 场因素 及其他 投资考 虑而独 立做出 的。 本 报告由 受香港 证券和 期货委 员会监 管的中 国国际 金融香 港证券 有限 公司于 香港提 供。香 港的投 资者若 有任何 关于中 金公司 研究报 告的问 题请直 接联系 中国国 际金融 香 港 证 券 有 限公司 的销售 交易代 表。本 报告作 者所持 香港证 监会牌 照的牌 照编号 已披 露在报 告首页 的作者 姓名旁 。 本 报告由 受新加 坡金融 管理局 监管的 中国国 际金融( 新加坡 )有 限公司 (“ 中 金新加 坡 ”) 于新加 坡向符 合新加 坡《证券 期货法 》定 义下的 认可投 资者及 /或机 构投资 者 提供 。提供 本报告 于此类 投资者 , 有 关财 务顾问 将无需 根据新 加坡之《财 务顾问 法》第 36 条就任 何利益 及 /或 其代表 就任何 证券利 益进行 披露 。有关 本报告 之任何 查 询 , 在 新 加坡获 得本报 告的人 员可向 中金新 加坡提 出。 本 报告由 受金融 服务监 管局监 管的中 国国际 金融(英国 )有限 公司(“中 金英国 ”)于英 国提供 。本报 告有关 的投资 和服务 仅向符 合《2000 年金融 服务和 市场 法 2005 年( 金融推 介)令》 第 19(5) 条、 3 8 条、 47 条 以及 49 条规 定的人 士提供 。本报 告并未 打算提 供给零 售客户 使用。 在其他 欧洲经 济区国 家,本报 告向被 其本国 认 定 为 专 业 投资者 (或相 当性质 )的人 士提供 。 本 报 告 将 依 据其他 国家或 地区的 法律法 规和监 管要求 于该国 家或地 区提供 本报告 。 特别声明 在 法律许 可的情 况下,中 金公司 可能与 本报告 中提及 公司正 在建立 或争取 建立业 务关系 或服务 关系。因 此,投资 者应当 考虑到 中金公 司及 /或其相 关人员 可能存 在影响 本 报 告 观 点 客观性 的潜在 利益冲 突。 与 本 报 告所 含具 体公司 相关的 披露 信息请 访问 http://research.cicc.com/di scl osure_cn, 亦 可 参 见 近 期已 发布的 相关个 股报 告。 与 本 报 告 所 含具体 公司相 关的披 露信息 请访 http://research.cicc.c om/disclosure_cn,亦 可参见 近期已 发布的 关于该 等公司 的具 体研究 报告。 研 究 报 告 评 级分布 可从http://www.c ic c.c om.c n/CICC/chinese/operation/page4-4.htm 获 悉 。 个 股评级 标准 : “确信 买入” (C onviction BUY ):分 析员估 测未 来 6 ~1 2 个月,某个股 的绝对 收益 在 30%以上;绝 对收益 在 20%以 上的个 股为“推 荐” 、在-10% ~20% 之 间的 为“中 性”、在-10% 以下 的为“ 回避 ” ; 绝对收 益在-20% 以下 “确信 卖出 ” (Conviction SELL )。星号 代表 首次覆 盖或 者评级 发生 其它除 上、下 方向 外的变 更 ( 如 * 确信 卖出 - 纳 入 确 信卖 出、*回 避 - 移 出 确信 卖出、 *推荐 - 移 出 确 信买 入、*确 信买入 - 纳 入 确 信 买入)。 行 业评级 标准 : “超 配”,估测 未来 6 ~12 个月某 行业会 跑赢大 盘 10%以上 ;“标配 ” , 估测未 来 6 ~1 2 个月 某行业 表现与 大盘的 关系在 -10%与 10%之 间;“低 配” , 估 测 未 来 6 ~12 个 月某行 业会跑 输大 盘 10%以上 。 本 报 告 的版 权仅 为中金 公司所 有, 未经书 面许可 任何 机构和 个人不 得以 任何形 式转发 、翻 版、复 制、刊 登、 发表或 引用。 V160908 编 辑 : 杨 梦 雪、张 莹 北京 上海 香港 中国国际金融股份有限公司 北京市建国门外大街 1 号 国贸写字楼 2 座 28 层 邮编:100004 电话:(86-10) 6505-1166 传真:(86-10) 6505-1156 中国国际金融股份有限公司上海分公司 上海市浦东新区陆家嘴环路 1233 号 汇亚大厦 32 层 邮编:200120 电话:(86-21) 5879-6226 传真:(86-21) 5888-8976 中国国际金融(香港)有限公司 香港中环港景街 1 号 国际金融中心第一期 29 楼 电话:(852) 2872-2000 传真:(852) 2872-2100 深圳 Singapore United Kingdom 中国国际金融股份有限公司深圳分公司 深圳市福田区深南大道 7088 号 招商银行大厦 25 楼 2503 室 邮编:518040 电话:(86-755) 8319-5000 传真:(86-755) 8319-9229 China International Capital Corporation (Singapore) Pte. Limited China International Capital Corporation (UK) Limited Level 25, 125 Old Broad Street London EC2N 1AR, United Kingdom Tel: (44-20) 7367-5718 Fax: (44-20) 7367-5719 #39-04, 6 Battery Road Singapore 049909 Tel: (65) 6572-1999 Fax: (65) 6327-1278 北京建国门外大街证券营业部 北京科学院南路证券营业部 上海淮海中路证券营业部 北京市建国门外大街甲 6 号 SK 大厦 1 层 邮编:100022 电话:(86-10) 8567-9238 传真:(86-10) 8567-9235 北京市海淀区科学院南路 2 号 融科资讯中心 A 座 6 层 邮编:100190 电话:(86-10) 8286-1086 传真:(86-10) 8286-1106 上海市淮海中路 398 号 邮编:200020 电话:(86-21) 6386-1195 传真:(86-21) 6386-1180 上海德丰路证券营业部 深圳福华一路证券营业部 杭州教工路证券营业部 上海市奉贤区德丰路 299 弄 1 号 A 座 11 楼 1105 室 邮编:201400 电话:(86-21) 5879-6226 传真:(86-21) 6887-5123 深圳市福田区福华一路 6 号 免税商务大厦裙楼 201 邮编:518048 电话:(86-755) 8832-2388 传真:(86-755) 8254-8243 杭州市教工路 18 号 世贸丽晶城欧美中心 1 层 邮编:310012 电话:(86-571) 8849-8000 传真:(86-571) 8735-7743 南京汉中路证券营业部 广州天河路证券营业部 成都滨江东路证券营业部 南京市鼓楼区汉中路 2 号 亚太商务楼 30 层 C 区 邮编:210005 电话:(86-25) 8316-8988 传真:(86-25) 8316-8397 广州市天河区天河路 208 号 粤海天河城大厦 40 层 邮编:510620 电话:(86-20) 8396-3968 传真:(86-20) 8516-8198 成都市锦江区滨江东路 9 号 香格里拉办公楼 1 层、16 层 邮编:610021 电话:(86-28) 8612-8188 传真:(86-28) 8444-7010 厦门莲岳路证券营业部 武汉中南路证券营业部 青岛香港中路证券营业部 厦门市思明区莲岳路 1 号 磐基中心商务楼 4 层 邮编:361012 电话:(86-592) 515-7000 传真:(86-592) 511-5527 武汉市武昌区中南路 99 号 保利广场写字楼 43 层 4301-B 邮编:430070 电话:(86-27) 8334-3099 传真:(86-27) 8359-0535 青岛市市南区香港中路 9 号 香格里拉写字楼中心 11 层 邮编:266071 电话:(86-532) 6670-6789 传真:(86-532) 6887-7018 重庆洪湖西路证券营业部 天津南京路证券营业部 大连港兴路证券营业部 重庆市北部新区洪湖西路 9 号 欧瑞蓝爵商务中心 10 层及欧瑞 蓝爵公馆 1 层 邮编:401120 电话:(86-23) 6307-7088 传真:(86-23) 6739-6636 天津市和平区南京路 219 号 天津环贸商务中心(天津中心)10 层 邮编:300051 电话:(86-22) 2317-6188 传真:(86-22) 2321-5079 大连市中山区港兴路 6 号 万达中心 16 层 邮编:116001 电话:(86-411) 8237-2388 传真:(86-411) 8814-2933 佛山季华五路证券营业部 云浮新兴东堤北路证券营业部 长沙车站北路证券营业部 佛山市禅城区季华五路 2 号 卓远商务大厦一座 12 层 邮编:528000 电话:(86-757) 8290-3588 传真:(86-757) 8303-6299 云浮市新兴县新城镇东堤北路温氏科技园服务 楼 C1 幢二楼 邮编:527499 电话:(86-766) 2985-088 传真:(86-766) 2985-018 长沙市芙蓉区车站北路 459 号 证券大厦附楼三楼 邮编:410001 电话:(86-731) 8878-7088 传真:(86-731) 8446-2455 宁波扬帆路证券营业部 福州五四路证券营业部 宁波市高新区扬帆路 999 弄 5 号 11 层 邮编:315103 电话:(86-0574) 8907-7288 传真:(86-0574) 8907-7328 福州市鼓楼区五四路 128-1 号恒力城办公楼 38 层 02-03 室 邮编:350001 电话:(86-591) 8625 3088 传真:(86-591) 8625 3050
机械周期复苏系列报告之二:供需两旺,政策利好,看好天然气装备
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中金公司 - 机械周期复苏系列报告之二:供需两旺,政策利好,看好天然气装备
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