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天然气价格改革获实质性推进

天然气市场化进程加速

天然气价格改革获得实质性推进,有关部门计划通过加强燃气成本监审工作,加速天然气市场化进程。同时,“三供一业”分离移交等政策,有望为燃气企业提供拓展业务范围的机会。

业内人士指出,今年以来,燃气板块上市公司业绩喜人。随着上述改革的推进及政策支持,燃气行业上市公司有望持续受益。

深化价格机制改革

据媒体报道,居民用天然气价格或将出现调整,有关部门围绕推动天然气价格市场化展开讨论,并于近期形成了初步方案。其最终目标是在“十三五”期间实现政府只监管自然垄断的管网输配气价格,气源和销售价格两头放开。按上述思路,有关部门初步制定了管道运输价格管理办法,正在进一步征求意见。

在天然气消费快速增长的背景下,天然气价格改革将对燃气行业的未来发展轨迹有重要影响。统计发现,目前各省天然气管输价格不一,整体在0.15元/立方米-0.5元/立方米之间,且相当一部分省份在0.25元/立方米以上。相对于低廉的煤炭、液化石油气、燃料油等替代能源,天然气价格优势并不明显。

正因为如此,国家发展改革委在6月28日的“围绕深化价格机制改革,降低实体经济成本”新闻发布会上强调,将从四方面加强、改进包括针对城市燃气在内的成本监审工作。其中,涉及燃气行业的内容包括:加快制定天然气管道运输成本监审办法,贯彻落实好《关于加强政府定价成本监审工作的意见》,对纳入监审范围、行业特征明显的城市燃气等领域研究制定相应的成本监审办法。

降低管网管输费

在加速推进天然气价改所形成的成本调降压力下,广东、浙江等省已相继发文,进一步降低省内管网管输费及城市燃气企业配气价格,其他一些省份也在研究完善省级天然气管输价格形成机制,降低城市燃气企业配气价格等。

安迅思分析师韩小庆表示,在短期上游气价无法调整的同时,降低非居民用气价格或可选择降低省网运输及城市燃气企业配气价格的方式。调研统计发现,除降低省级管网管输价格外,目前非居民用气终端销售价格中,“城市燃气企业配气价格还存在一定压缩空间。”这与政策层面着力强化的成本监审工作相符。

继续压缩成本空间的同时,燃气行业也有机会开辟更多的市场。6月22日,《国务院办公厅转发国务院国资委、财政部关于国有企业职工家属区“三供一业”分离移交工作指导意见的通知》公布,提出剥离国有企业职工家属区“三供一业”,2018年底前基本完成,2019年起国有企业不再以任何方式为职工家属区“三供一业”承担相关费用。

所谓分离移交“三供一业”,是指将国有企业家属区的供水、供电、供天然气和物业管理的职能分离移交给社会公共服务行业,达到优化公共资源配置、改善民生的目标。从2012年以来以开展试点地区所进行的“三供一业”分离移交工作实施情况来看,尽管目前大多尚处于推进过程中,天然气供给的职能一般都是移交给当地拥有特许经营权的燃气企业。

维持快速增长态势

分析人士指出,对于“跑马圈地”阶段已基本结束的城市燃气市场来说,国企家属区的燃气业务移交分离对燃气企业是一个利好,将为燃气行业提供新并购机会以及未来拓展业务范围可能。

随着能源消费结构、节能减排等因素的影响,天然气成为大力发展的能源品种,预计未来发展空间较大,天然气消费量将维持快速增长的态势;天然气价格改革的逐步推进,亦将对行业形成长期利好。

(来源:中国证券报)

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天然气价格改革再获推进 管输管理办法具雏形

作为资源领域价格改革的一块“坚冰”,天然气价改正在博弈中前行。了解到,今年以来有关部门围绕推动天然气价格市场化展开讨论并形成了初步方案,最终目标是在“十三五”期间实现政府只监管自然垄断的管网输配气价格,气源和销售价格两头放开。

按照这一总体思路,在过去三个多月的时间里开展了天然气管道运输成本监审工作并撰写分析报告,国家有关部门初步制定了管道运输价格管理办法,正在进一步征求意见。在降成本压力下,广东、浙江等省已经率先拉开了省内管输费及城市燃气配气价格的改革序幕。

业内人士指出,天然气价格改革需要整个产业链体制改革的配套推进,否则可能出现诸多负面效应。据了解,目前深化石油天然气体制改革的若干意见已经过数轮修改,涉及准入门槛设置等具体问题的配套细则也在制定中。

中国天然气价格市场化改革于2005年启幕,当时国家发改委决定将天然气出厂价统一改为实行政府指导价。2011年,部分地区试行价格联动,两广试行“市场净回值法”,这一模式在2013年推广到全国非居民用气领域,居民用气则开始逐步推行阶梯气价。2015年国家发改委又两次推出价改措施,非居民存量气和增量气真正完成并轨,将最高门站价格管理放宽为基准门站价格管理。

按照中共中央国务院发布的《关于推进价格机制改革的若干意见》,到2017年,竞争性领域和环节价格基本放开。国家发改委明确表示,“十三五”时期要逐步放开天然气气源和销售价格。

“今年来有关部门一直在推进市场化改革,此前有一些讨论,改革会涉及利益的调整,所以存在一些争议,但基本的原则还是明确的,就是‘管住中间,放开两头’,即天然气价格从‘市场净回值法’走向市场化定价方法,政府从过去的制定门站价格走向制定中间管输配送价格。”

据了解,当前我国天然气上游勘探开发和中游输配环节,高度集中在中石油、中石化和中海油三大国有石油公司手中。其中,中石油的天然气产量和管道里程分别占到全国的75.5%和86.5%,八成以上的LNG接收站属于中石油。在保证国际长约和自己销售利益的情况下,“三桶油”天然不具备开放基础设施的积极性。此外,当前管网管理体制复杂,从干线到用户终端,还包括省级管网、市管网和城市燃气管网等多个中间环节,有很大一部分用气成本都花在了管输费用上。

“天然气目前的价格改革重在完善机制,首先是中游实现管网独立。因为管网不独立,天然气市场化永远做不到。至于是成立一家还是多家独立管网公司,目前还未有定论。”中国石油大学中国油气产业发展研究中心主任董秀成表示。

第一步是先实现财务独立。据了解,今年3月以来,各地价格主管部门对省内跨市天然气管道运输成本和市内短途天然气管道运输成本实施定期监审,涉及企业财务、天然气购销、管道运输气量和周转量、管道建设情况、管道运输成本等一系列情况,在此基础上重新核定管输费用。将来用户支付的天然气价格就是供求双方交易价格加上管输费。

根据安迅思调研统计发现,各地的省级天然气管输价格不一,整体在0.15元/立方米至0.5元/立方米之间,且相当一部分省份在0.25元/立方米以上。当前相对于低廉的煤炭、液化石油气、燃料油等替代能源,天然气的价格优势并不明显。在国内外经济形势不乐观,企业降本需求大的背景下,广东、浙江等地相继发文,进一步降低省内管网管输费及城市燃气企业配气价格,其他一些省份也在研究完善省级天然气管输价格形成机制,降低城市燃气企业配气价格等。

据安迅思分析师韩小庆介绍,浙江省天然气开发有限公司上游气源采购价格至今并没有变。因此,在其销售价格要求降低的同时,该公司只能压缩其省级管网管输价格,“之前发改委核算的浙江省省级天然气管网管输费在0.3元/立方米左右,但现在平均价格已经不到0.2元/立方米”。

广东省天然气管网有限公司电厂用户代输价格和工商业用户代输价格也下调了0.02元/立方米左右。而江西对省内大型天然气用户实行“一企一策”模式和上下游价格联动机制,即省管网公司、终端城市燃气企业与工业企业之间,三方共同协商签订供用气协议,落实用气优惠。

“在短期上游气价无法调整的同时,降低非居民用气价格或可选择降低省网运输及城市燃气企业配气价格的方式。通过调研统计发现,除了降低省级管网管输价格外,目前在非居民用气终端销售价格中,城市燃气企业配气价格还存在一定的压缩空间。”韩小庆称。

(来源:经济参考报)

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天然气下一步发展 取决于政府能否出台政策支持

“十二五”后期,我国天然气消费在延续前几年两位数的高增长后,增速大幅下滑。这将给正在快速发展的天然气产业链带来什么影响?如何消化在高油价时期签订的长期进口天然气?“十三五”我国天然气产业政策将会有哪些调整?记者日前采访了有关人士。

国家发展改革委2012年印发的《天然气“十二五”规划》预计,到2015年我国天然气消费量将达2300亿立方米。

事实上,我国天然气消费增速从2014年开始大幅放缓。根据中国石油经济技术研究院的计算,2015年我国天然气消费量大约为1873亿立方米,同比增长3.9%,远低于天然气“十二五”规划中提出的目标,增速达到历史低点。今年以来,这一增速放缓的趋势仍在继续。

中国石油天然气集团公司规划计划部副总经理赵忠勋说,“十二五”前三年国内天然气消费保持两位数的高增长,但随着国际油价大幅回落和国内经济增速放缓,天然气消费增速在2014年和2015年回落至个位,并持续放缓。

“本世纪以来,我国天然气消费一直保持高增长态势,市场严重供不应求,以至于很多可以利用天然气的领域并未得到充分开发。2014年以后,石油、煤炭等能源价格大幅下跌,扩大天然气利用缺乏价格竞争优势。”他说。

随着天然气经济优势大幅削减,部分地区甚至出现气改油、气改煤的“逆替代”现象。“有些原本使用液化天然气(LNG)的工业企业,已经逐步改成使用液化石油气。这些企业是经过数年辛苦培育的。”中国石油大学教授刘毅军说。

我国天然气产业链在2004年进入快速发展阶段后,天然气消费量高速增长。为解决天然气短缺问题,三大石油公司在高油价环境下签订了不少液化天然气和管道气进口合同。

根据中国石油经济技术研究院的报告,2015年,受国际油价大幅下跌影响,我国进口天然气价格普遍下降了20%左右。但在2015年11月国家将非居民用气门站价格降低0.7元/立方米后,进口气成本仍高于调价后的门站销售价格。
“在市场需求整体萎缩的情况下,石油企业难以通过加大进口天然气来摊薄前期过高进口成本。”刘毅军说,国内页岩气、深海气等非常规资源的开发利用也更多转向以技术储备为主,放慢了商业化的步伐。

据了解,随着一批LNG接收站项目相继投入使用,我国LNG接收站利用效率降低,接收能力过剩问题显现。

赵忠勋认为,对于中国来说,天然气这种清洁能源依然有着较好的市场潜力。“下一步如何发展,取决于政府能否出台天然气利用的支持政策。”他说,比如在一些环境容量小的地区加大天然气的使用,充分发挥天然气发电对风电、光伏发电的调峰作用等。

低油价对于天然气行业改革既是机遇也是挑战。国家能源局副局长张玉清此前表示,气价回落为我国开发天然气市场提供了好的机遇。天然气市场未来发展的一个重要领域是发电。但国内气价依然较高,这使得天然气发电相对于替代能源发展依然受限。“中国的天然气市场到底有多大,是需要认真研究的问题。”

深化石油天然气体制改革的若干意见及配套政策有望于今年出台。“十三五”期间,中国天然气产业如何发展无疑有待于整体改革的推进。

刘毅军说,随着我国天然气市场整体进入供应宽松期,国内主要石油公司受现金流制约,将有更大动力优化自身资产,这都为加快推进天然气产业链结构改革提供了机遇。但与此同时,过低的气价、低速增长的市场预期,使新的市场主体进入产业链上游动力不足;基础设施建设投入下滑,也使得加快实施产业链中游“网运分开”阻力加大。

专家指出,总体来看,应进一步提高天然气在我国一次能源消费中的比重,加大天然气在分布式能源、交通运输领域的使用。同时,应进一步加快天然气价格市场化改革步伐,推出调峰气价,吸引更多资本进入到储气库等基础设施建设中,推动天然气产业可持续发展。

(来源:新华社)

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别怕降价!LNG“十三五”工程市场300亿元

从长远看,东亚LNG价格将呈现长期下跌,而国内气价仍然维持在高位,有能力以最新价格签订进口协议的LNG企业将获得暴利。未来几年,在巨大的国内外套利空间驱使下,国内必然会有大量企业进入LNG进口行业。在这个趋势下,LNG工程市场将显著受益,其对应的市场空间在未来5年将扩大至近300亿元。

国内气价不会大降

由于2015年天然气价格下调,市场对未来LNG接收站的销售气价能否维持在2.5元/立方米存有疑虑。但笔者判断,未来气价肯定会下降,但应该会稳定在2元/立方米左右,再加上管输、销售等费用,最终端的售价基本在2.5元/立方米左右。分析原因,国内LNG很大一部分都是来自陆上LNG工厂,而前期陆上工厂亏损非常严重,所以虽然2015年下半年国内气价下调了0.7元/立方米,但对于陆上LNG厂商来说,为了抵减亏损,国内LNG出厂价下降幅度仅为0.2元/立方米。即使因为供给过剩后续气价还会下跌,但预计跌幅会在0.4元/立方米左右,还是小于气价下调幅度。

对于海上LNG进口来说,基本全部被“三桶油”所垄断,整体签约成本非常高。从全球范围看,LNG贸易中有69%都是以5年以上长协的形式实现,4%是以2~5年中协形式实现,只有27%是以现货和两年内短协的形式实现。因此,由于高价存量进口气的存在,LNG进口站终端价格调整会整体滞后于现货价格变化,能够拿到现货或以新价格签订长协的企业套利空间将长期存在。

LNG最主要的用途是工业和车用,占比分别为31%和25%。对于工业用来说,主要是出于环保压力,所以对价格其实并不敏感。过去几年工业气价都在3.5~4元/立方米,整体还是能够维持需求,所以弹性部分基本来自于车用。由于近两年油价暴跌,LNG无疑受影响很大。但是笔者判断,未来几年油价会有所上行,价格中枢在60美元/桶左右,LNG整体上销售问题不大。

进口成本有望走低

此前,笔者曾分析认为,相比于目前全球3300亿立方米的LNG贸易量,未来5年的新增LNG产能高达5300亿立方米。从目前跟踪的实际情况看,由于气价的低迷,产能建设进度确实有所放缓,但未来几年澳大利亚还是会有大量产能上马。仅仅2015年下半年,就有3个项目共计1015万吨/年产能涌入市场。而2016年预计又将有8个百万吨级的LNG项目、共计3590万吨/年产能投放市场。值得注意的是,新上线的产能中,不限定目的地的合同量过半,即买家可以自由在国际市场上实现再销售。这些再销售量无疑会对现货和短协市场形成巨大冲击,进一步压低现货价格。因此,至少在未来几年,LNG市场都属于严重的供过于求,长期价格堪忧,笔者预计未来几年海外进口气的到岸价为1.3元/立方米。

接收站将快速增多

在目前内外LNG价差下,其毛利率高达35%,预计净利率也在20%~25%之间。如果按中长期LNG接收站销售气价2元/立方米、进口气价为1.3元/立方米测算,毛利在0.58元/立方米左右,毛利率高达29%。以30%的自有资金测算,项目的净资产收益率和资产回报率将高达106%和32%,这必然会刺激大量的产能投放。

根据笔者统计,未来3年LNG投产产能将高达669亿立方米,是过去10年总和的1.3倍,复合增速超过32%。而从LNG接收站的投资比例看,与工程相关的占比接近40%,如果以未来5年总投资700亿元测算,则LNG工程项目的市场空间为280亿元。

建设主体将多元化

目前,我国LNG接收站能力为525亿立方米/年,几乎全部被中石化、中石油、中国海油垄断,占比超过90%。其核心原因在于LNG接收站投资非常巨大,以常规的40亿立方米/年规模测算,投资都在40亿~50亿元,一般企业很难承受。而且过去几年LNG海外进口价格基本在3.4元/立方米左右,生产成本基本和国内销售价格相当,所以除了国企出于社会责任考虑会不断上马项目,大多数民营企业都不会选择投资LNG接收站。

LNG接收站运营商的高度垄断,也造成相应为其提供工程服务的企业也主要以“三桶油”的子公司为主。例如,中石油的主要工程都是由其下属的寰球工程公司或者中石油工程设计公司西南院完成,而中国海油也主要是其下属的各个工程公司大量参与LNG项目的建设。

但如之前分析,未来LNG接收站将呈现高盈利,因此越来越多的民营或者地方国有企业也加入LNG接收站的建设行列,如广汇、新奥、中天能源、广州发展等多家上市公司都计划进入该行业,预计占到新建接收站的近50%。而展望未来,笔者判断,我国油气行业上游垄断领域将有望放开,“三桶油”非油业务会被拆分并独立运行,实现主辅分离这将给所有工程企业一个平等竞争的舞台,有实力的民营企业将迎来巨大的市场机遇。

相关上市公司将受益

由于LNG接收站建设对民营企业来说还是一个新兴行业,以前涉足的企业不多,目前A股相关的标的主要有新奥股份和杰瑞股份。

新奥股份旗下与LNG接收站相关的子公司为新收购的新地工程。新地工程是一家集技术研发、工程设计、设备采购和集成、工程施工与管理和开车服务的一体化天然气产业链工程建设总包服务商。目前公司业务以国内天然气管网建设为主,焦炉煤气制LNG为辅,LNG接收站则是未来最有前途的发展方向。2014年,公司营业收入18.2亿元,营业利润3.32亿元,净利润达到2.83亿元。而其在LNG工程领域最大的优势就是背靠母公司新奥集团,未来几年新奥集团计划在舟山建设两期LNG接收站,一期为42亿立方米,总计投资50亿元,预计2017年底建成;二期为70亿立方米,总计投资50亿元,预计2019年底建成。公司作为旗下工程公司承揽了该项目的总包工程,预计将显著受益。如果未来公司还能依托建设舟山项目的工程经验,继续拓展体系外订单的话,业务量还有望进一步增长。

杰瑞股份则是收购了恒日工程,获取了天然气工程建设的资质,并且在北京成立了设计院,聘请了大量行业专家,组建了很强的设计团队,目前虽然还没有接到很大的订单,但未来也计划大力推进天然气工程建设。

(来源:LNG天然气大平台)