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【资讯】天然气调价利好上游机构看好7股

发布时间:2020-10-17 01:38:40 阅读: 来源:新风系统厂家

天然气调价利好上游 机构看好7股

银河证券近日发布的研究报告称,发改委6月28日发出通知,决定自2013年7月10日起,调整非居民用天然气门站价格。发改委在通知中提到,我国天然气价格调整的基本思路是,按照市场化取向,建立起反映市场供求和资源稀缺程度的与可替代能源价格挂钩的动态调整机制;近期的主要方法是建立与可替代能源价格挂钩的动态调整机制,逐步理顺与可替代能源比价关系,为最终实现天然气价格完全市场化奠定基础。  综合考虑我国天然气生产、供应、消费面临的形势,在理顺价格的同时,为保障居民基本生活不受影响,发改委此次调价不调整居民用天然气价格,主要针对非居民用天然气门站价。这次调价将天然气分为存量气、增量气两个部分。存量气门站价格适当提高:其中,化肥用气在现行门站价格基础上实际提价幅度最高不超过0.25元/立方;其他用户用气在现行门站价格基础上实际提价幅度最高不超过0.4元/立方。  增量气门站价格基本实现完全市场化:按照广东、广西试点方案中的计价办法,一步调整到2012年下半年以来可替代能源价格85%的水平,不再按用途分类;即(燃料油60%+液化石油气40%)85%来确定。这使得增量气部分的门站价格比存量气价格要高0.86-0.88元/立方;即便是试点天然气定价新机制的广东、广西2省区,增量气的门站价也比存量气要高0.58元/立方。因为两广地区的存量气定价,尽管是按照试点新机制的公式计算的,但参照的燃料油和液化石油气价格是2010年的均价,而增量气参照的则是2012年下半年以来的均价。  研报指出,天然气价格调整的意义在于:  1)有利于优化能源结构,促进环境保护。天然气是优质高效的清洁能源,二氧化碳和氮氧化物的排放仅为煤炭的一半和五分之一左右,二氧化硫的排放几乎为零;但是,我国天然气消费占一次能源消费的比重仅为5%,不仅远低于美、欧等发达国家,而且远低于24%的国际平均水平。清洁能源比重过低,成为影响我国大气质量,造成雾霾天气多发的原因之一。在推进城镇化的过程中,为了改善人民生活环境,应当大力鼓励发展天然气,增加天然气供应。但我国天然气资源相对贫乏,剩余可采储量不足世界总量的2%,人均探明剩余可采储量只有世界平均水平的7%左右,利用价格机制鼓励企业增加进口,加大资源勘探开发力度,是增加天然气供应、改善能源结构的重要保障。  2)有利于促进天然气资源开发和引进,保障能源供应安全。能源安全是保持国民经济持续健康发展的前提条件。为保障能源安全,必须尽可能地开拓多种途径增加能源供应,既要增加进口,又要鼓励国内页岩气、煤层气、煤制气发展。据统计,2007年-2012年,我国天然气进口量从40亿立方米增加到425亿立方米,5年增长9.6倍;进口依存度从2%提高到27%,每年提高5个百分点。但这次调价前的国内天然气出厂价格比中亚进口天然气到岸完税价格每立方米还要低1.5元,这既不利于扩大进口天然气,也无法激励包括民营资本在内的投资者勘探开发天然气资源的积极性。  3)有利于引导天然气合理消费,促进资源节约利用。天然气价格过低,不能反映清洁高效能源的市场价值,短期内虽然有利于促进天然气的推广使用,但长此以往,势必削弱发展后劲,影响资源供应和天然气市场的持续健康发展;也不利于企业增强节约意识,提高资源利用效率,将造成天然气的盲目发展,扩大供求矛盾。调整天然气价格,有利于促进企业节能减排,加快淘汰落后产能。  发改委在调价通知中指出,存量气价格将分步调整,力争“十二五”末调整到位;也就是说非居民用天然气价格的存量气在未来2-3年时间里要调到这次调整到位的增量气的水平;这次调整后的增量气价格相当于原油价格110美元/桶对应的燃料油和液化石油气价格挂钩,假设未来2-3年原油价格在90-100美元/桶,则目前存量气的潜在调价空间约0.6-0.8元/立方(两广地区则为0.4-0.5元/立方)。如果到时候化肥用气调价幅度的折扣比照此次调价,居民用气还是不上调,目前存量气价格在未来2-3年的总体调价幅度保守估计在0.3-0.4元/立方。  研报称,天然气调价利好上游供应商(中石油和大唐发电),下游总体利空。天然气调价主要利好的是上游天然气供应商,特别是中国石油、中国石化、大唐发电以及广汇能源等。此次调价,全国平均门站价格由1.69元/立方提高到1.95元/立方,上调幅度平均幅度为0.26元/立方,对中国石油的年化业绩贡献为增厚EPS约0.09元,对中国石化的年化业绩贡献为增厚EPS约0.03元。  发改委通知指出,门站价格适用于国产陆上天然气、进口管道天然气;页岩气、煤层气、煤制气出厂价格,以及液化天然气气源价格放开,由供需双方协商确定,需进入长输管道混合输送并一起销售的(即运输企业和销售企业为同一市场主体),执行统一门站价格;进入长输管道混合输送但单独销售的,气源价格由供需双方协商确定,并按国家规定的管道运输价格向管道运输企业支付运输费用。目前国产陆上天然气和进口管道天然气之外,最大天然气源为大唐发电的两个40亿方煤制天然气项目;如果大唐发电的煤制气按北京和辽宁的增量气价格执行的话,假设付给中石油0.2-0.3元/立方用于调峰,则单位经营利润高达1.2元/立方左右;即便按北京和辽宁调整后的存量气价格执行,单位经营利润也有0.3-0.4元/立方;因此大唐发电的煤制气项目等到2-3年存量气价格和目前增量气接轨话,权益产量56亿方,将能贡献EPS接近0.5元,盈利相当可观。  从这次天然气调价开始,东部乃至中部地区的增量气价格基本都在3元/立方这样的水平,这样的价格将程度上改变之前非常规天然气开发短期很难盈利的局面,这对于非常规天然气开发(包括页岩气、煤层气、煤制气等)都将带来很大的带动,将利好非常规天然气开发所涉及的油服及油服设备行业,如杰瑞股份、恒泰艾普、通源石油、惠博普、海默科技等。  中下游管输企业不是量价齐升的过程,主要是靠走量的增加,管输企业的单位计价则是基本锁定。  下游主要利空影响的行业,主要是LNG和CNG加气站行业、气头尿素行业。LNG和CNG加气站行业,目前能取得超额收益的企业,核心是原料端获得了之前被价格低估的存量气,而终端的销售价格则和汽柴油挂钩、高达3.5-4.0元/方,因此能获取结构性的“暴利”;但若原料端价格换作此次调整后的增量气价格,利润则将被大大收窄;按照增量气执行的天然气新定价机制来看,中西部未来的新气价还是要比东方低一些、最低的要低1元/立方左右;因此未来LNG和CNG加气站盈利空间将收窄,东部将被收窄至0.2-0.3元/方,中西部将收窄至0.5元/方左右,只有西北部和内蒙等少数省份还将有0.8-1.0元/方的潜在盈利空间。  气头尿素行业,每吨尿素对天然气单耗普遍在600-800立方/吨;化肥用天然气价格上调0.25元/方,普遍将增加气头尿素的成本约150-200元/吨。从尿素的原料结构来看,无烟煤占63.8%,天然气占27.5%,烟煤占6.1%,其余为焦炉气和油;调价后气头跟无烟煤尿素生产成本基本持平,由原先的低成本转变为行业边际成本,则采用烟煤为原料的低成本尿素企业有望长期受益。以当前尿素价格测算,气头尿素企业单吨亏损约100元。  研报称,天然气调价利好上游供应商,建议配置天然气盈利将明显好转的中国石油、煤制气盈利将大幅提升的大唐发电。

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