光大证券：国家管网公司成立有望重构行业竞争格局，燃气股投资机会几何？

在以计划经济为主的国家，公用事业是社会运行的重要一环，涉及社会稳定与公众生产生活，是政府重要的工作内容。我国在1998年颁布的《中华人民共和国价格法》将“重要的城市公用事业”阐述为“为适宜生产和生活需要而经营的具有公共用途的服务行业，如公共交通、邮政、电信”等。公用事业具备强规模效应与沉没成本，自然垄断属性突出。

与一般市场经济国家在市场竞争基础之上形成垄断不同，中国的垄断产业大多建立在非竞争性市场基础之上，垄断最主要的表现形式是行政垄断而非经济垄断。改革开放至今，以公用事业为代表的垄断产业历经数轮改革。2012年以来，新一轮改革启动，改革方向进一步明确：以市场化导向为基础，优化资源配置，将垄断产业的自然垄断环节与可竞争的环节明确区分，进一步打破行政垄断，促进市场竞争，保持经济社会可持续健康发展。

2019年《政府工作报告》强调：深化电力、油气、铁路等领域改革，自然垄断行业要根据不同行业特点实行网运分开，将竞争性业务全面推向市场。

公用事业子行业的产业链具备相似性，本质均可归类为“生产—运输—销售”。其中，运输环节的自然垄断属性突出，而生产、销售环节具备竞争属性。现行公用事业各子行业产业链格局根据历史沿袭而成，部分主体同时参与垄断与竞争环节，并利用垄断环节维持竞争业务的优势，从而影响行业的运营效率与价格的公平制定。由此可见，“去纵向一体化”是改革的大势所趋，即剥离垄断性和竞争性业务及相应价格，优化竞争机制，还原商品属性。

以电力行业为例，2002年电力体制改革即体现了“去纵向一体化”的思路。2002年2月，国务院发布《国务院关于印发电力体制改革方案的通知》（国发〔2002〕5号），提出“厂网分开”任务，按照发电和电网两类业务划分，重组国有电力资产。原国家电力公司的发电资产重组为五大发电集团（华能、大唐、华电、国电、国电投），电网资产重组为两大电网公司（国家电网、南方电网）。

2015年新一轮电力体制改革启动，在进一步完善政企分开、厂网分开、主辅分开的基础上，按照管住中间、放开两头的体制架构，有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本开放配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划。

我们认为，作为公用事业的重要子行业，电力行业“去纵向一体化”改革的案例为燃气行业改革提供有效参考。与电力行业类似，燃气行业亦具备一定程度的垄断属性：其中管输与配送环节的自然垄断特性突出，而天然气生产与销售环节的竞争特性明显。在天然气行业纵向一体化的体制背景下，垄断性与竞争性业务混合经营，纵向一体化公司利用垄断环节维持竞争业务的优势，将严重影响天然气产业链的运营效率，不利于天然气资源的合理调配（尤其是保供期间）和天然气产供储销体系的建设，亦阻碍了天然气市场化改革的推进。在此背景下，分离天然气行业垄断性与竞争性业务为大势所趋。

2017年5月，中共中央、国务院印发了《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》，强调体现能源商品属性，保障国家能源安全，确保产业链各环节安全，确保油气供应稳定可靠，更好发挥政府作用，促进油气资源高效利用。作为本轮石油天然气改革的顶层设计文件，该政策亦顺应分离垄断性与竞争性业务的基本脉络，强调改革思路为“管住中间、放开两头”。

国家管网公司：市场化改革的现实路径

2.1 改革关键节点已至

2.1.1 体制改革视角：管网公平开放

如前文所述，本轮石油天然气改革思路为“管住中间、放开两头”。作为八方面重点改革任务之一，油气管网运营机制的改革成为本轮石油天然气体制改革的关键环节（如图5）。《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》提出，“分步推进国有大型油气企业干线管道独立，实现管输和销售分开。完善油气管网公平接入机制，油气干线管道、省内和省际管网均向第三方市场主体公平开放”。

为解决现行矛盾，提高天然气管网设施利用效率，保障天然气安全稳定供应，促进天然气行业良性发展，2014年以来国家相继颁发管网公平开放的相关政策，但多年来实际执行效果欠佳。2017-2018年北方采暖季期间的“气荒”问题更加暴露了气源紧张条件下天然气管网互联互通的不足、管网运用效率低下的问题。在天然气产供储销体系大力推进的背景下，天然气管网设施公平开放和互联互通的重要性进一步提升。

2.1.2 价格改革视角：市场化改革新征程

天然气价格改革是体制改革的重要抓手，天然气价格改革的推进将改善价格扭曲局面，还原天然气商品属性。

本轮天然气价格改革遵循“管住中间，放开两头”的原则，明确加强“输配气成本和价格”监管，加快放开“天然气气源”和“销售”价格；政府只对属于网络型自然垄断环节的管网输配价格进行监管，气源和销售价格由市场形成。

本轮天然气价格改革与体制改革思路契合，通过天然气价格链的“去纵向一体化”操作，分离竞争和垄断环节价格，最终实现竞争环节的价格市场化及上下游价格动态联动。

当前时点，我们认为本轮天然气价格改革“管住中间、放开两头”已初见成效。

管住中间

目前跨省管道公司管输价格已核定并公布，各省省内管输价格和配气价格的核定工作尚在进行，总体来看天然气价格改革“管住中间”环节已近完成，进一步奠定了天然气市场化的基础。

放开两头

目前竞争环节的价格体系已基本理顺。以价格体系标杆——门站价为例，2011年至今，历经多次调整并轨，当前阶段门站价分省（区、市）制定，统一实行基准门站价格管理，即“基准+浮动”定价机制。供需双方以基准门站价格为基础，在上浮20%、下浮不限的范围内协商确定具体门站价格。（关于门站价的改革历程，请参考我们2018年的报告《天然气价格改革：过去在左，未来在右 ——天然气行业系列报告（一）》及《破冰！居民用气门站价格理顺方案出台——天然气行业系列报告（三）》）

此外，除常规天然气外，页岩气、煤层气、煤制气、LNG等非常规天然气价格已放开，天然气市场化改革的前期工作进展可观。

2.1.3 国际比较视角：放开准入促进平衡发展

我国天然气发展起步较晚，天然气市场运营机制矛盾需要理顺。世界天然气成熟市场经验对于我国天然气行业发展具有积极的指导和借鉴意义。

从美国、英国、欧盟的发展经验看，天然气管网设施的公平开放是天然气发展成熟市场的必经之路。中游管道运输与上游生产、下游输配和销售密不可分，因此管输业的监管政策也随着整个天然气行业监管的变革而调整。就天然气管网运行管理模式而言，总体趋势为强制开放，并为此制定监管的法律法规，保障公开公平准入和费率公平。

借鉴发达国家和地区天然气管道和市场化改革的相关经验，当前时点我国管网独立改革已具备如下基础条件：

（1）下游参与主体培育效果显著；

（2）气源多样化格局逐步形成；

（3）全国性管网骨架初步搭建完成；

（4）天然气改革力度增强。

参照西方发达国家和地区的发展历程，实现天然气运销分离和管网公平开放是我国天然气市场步入成熟阶段的关键步骤之一。

总体来看，我国已迎来实施天然气管网独立改革的最佳时机。结合我国当前国情，考虑到天然气管网的自然垄断属性及现行“生产管输一体化”的天然气产业链格局（如图4），国家管网公司成为实现管网独立、公平开放、进一步市场化的现实路径。

2.2 管网基础设施建设亟待加速

能源安全和稳定供应是我国油气产业发展的第一要务。近年来，伴随我国油气消费量和进口量增长，油气管网规模不断扩大。我国正着力扩大陆上通道输送能力，拓展新的进口通道，实现油气进口“海陆、东西、南北”整体协调平衡，有效降低外部风险，确保油气资源供应稳定。

目前我国油气管网遇到的问题包括：

（1）总体规模偏小、我国单位油气消费和单位国土面积对应的管网里程与发达国家相比差距较大；

（2）布局结构不合理、东北、西北、西南地区除进口通道外，管道整体偏少，网格化程度低，联络线和区域管网发展缓慢；

（3）建设难度不断加大，体制机制难以适应，投资主体较少，设备进入难度较大，设施各自独立，互联互通需要进一步加强，公平准入存在困难，区域垄断特征显现。

按照我国经济发展及能源安全战略，管网建设仍在路上。根据《中长期油气管网规划》，到2020、2025年，全国油气管网里程分别为16.9、24.0万公里，“十三五”、“十四五”期间油气管道里程年均复合增速分别为8.6%、7.3%；天然气管道里程分别为10.4、16.3万公里，“十三五”、“十四五”期间天然气管道里程年均复合增速分别为10.2%、9.4%。

2004年，西气东输管道建成标志着我国油气管道建设进入快速发展期。我国陆续建成了西气东输、陕京管道系统、川气东送等长距离、大输量主干管道，天然气需求广泛分布、点多面广、跨区调配等需要，需加快启动新一轮天然气管网建设，到2025年逐步形成“主干互联、区域成网”的全国天然气基础网络。

一直以来，中国油气管网的建设都滞后于经济社会的发展，中国三大石油公司等上游公司各自建设油气管网，客观上造成油气管网的重复投资，同时纵向垄断有碍于市场公平和效率提升。国家管网公司成立后，有望引入国家投资基金及民营资本，拓宽管网建设的资金来源，释放管网投资建设的巨大潜力。

国家管网公司有望重构行业竞争格局

3.1 国家管网公司渐行渐近

2019年以来，国家石油天然气管网公司的组建渐行渐近。仅2019年3月，多条重要官方渠道确认了国家油气管网公司组建的信息。

根据中石化经济技术研究院《2019中国能源化工产业发展报告》的预测，国家油气管网公司将从管资产向管资本转变，预计分三阶段进行：

（1）中国石油、中国石化及中国海油将旗下管道资产及员工剥离，并转移至新公司，再按各自管道资产的估值厘定新公司的股权比例；

（2）新管网公司获注入资产后，拟引入约50%社会资本，包括国家投资基金及民营资本，新资金将用于扩建管网；

（3）新管网公司将寻求上市。

3.2 “X+1+X”的新格局

目前我国基干天然气管网主要包括西气东输系统、陕京系统、川气东送系统及联络线等。截至2017年底，我国天然气长输管道总里程7.7万公里。其中，中国石油、中国石化、中国海油分别占比69%、8%、7%，中国三大石油公司合计市场份额84%。

我国跨省天然气长输管线主要由中国石油、中国石化等下属13家管道公司经营。根据天然气价格改革中的管输费改革措施，上述公司的管输价格均已核定。

除跨省天然气长输管道外，省内天然气管网亦承担了天然气管输职能。截至2018年底，我国广东、上海、浙江等21个省（市、区）成立了省级天然气管网公司；其中，湖南、江西、山东等省还成立了多家省级管网公司。我国天然气省网公司大多由当地能源集团或投资集团控股，部分管网公司有天然气上游供应商参股。我国区域管网的典型运营模式包括统购统销、允许代输和开放型运营模式，其中前两者目前在我国天然气市场占据主导地位。

我们认为，国家管网公司将扮演连接上下游参与主体的角色，提升行业竞争活力（尤其是上游）。从长期角度来看，天然气行业产业链结构有望形成“X+1+X”的格局。在多气源、多参与主体，上下游形成充分竞争的条件下，天然气市场化推进有望加速。

国家管网公司的组建，将有利于油气行业基础设施的资源整合和优化配置，提升运行调率。从“提质增效”的角度考虑，国家管网公司的成立契合国企改革加速推进的背景；管网公平开放将有效激活能源市场竞争，还原油气能源的商品属性；通过引入社会资本等方式拓宽管网建设资金来源，管网建设有望全面提速。

国家管网公司成立，投资机会几何？

4.1 上游：非常规天然气及勘探开发设备及类公司有望受益

（1）上游放开竞争，资本性支出更倾向于勘探开采，设备公司受益。

以上游代表公司中石油为例，中国石油近年来资本性支出结构中，天然气与管道占比约10-11%，勘探与生产占比约75-78%。随着管道业务剥离，我们认为中国石油的天然气生产商角色更加清晰，资本性支出计划有望向勘探与生产方向倾斜，进而增加天然气产量，也契合《国务院关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》对于加大天然气生产的相关要求。

我们认为，在上游企业加大勘探、开采的背景下，从事该类业务的设备工程公司将受益。

（2）管网建设、开发力度增加、公平准入，均使非常规天然气企业受益。

近年来，以煤层气和页岩气为代表的非常规天然气产量增速显著。

煤层气近年的开发力度和产量均不及页岩气。虽然煤层气开发起始时间较早，资源量也超过页岩气，但我国煤层气近年来的开发力度和产量均不及页岩气。

我们认为，主要原因为管网利用率不及预期：

1）煤层气开发区域缺乏输气管道；

2）无法输送至下游用户而被迫排空，影响了企业扩大生产的积极性；

3）煤层气开发不公平准入情况一直存在。

2019年3月，山西省人民政府办公厅发布《促进天然气（煤层气）协调发展的实施意见》（晋政办发〔2019〕14号），提出以加快天然气（煤层气）产供储销体系建设为目标，扩大资源有效供给、提升输配保障能力、提升储气调峰能力，促进消费结构优化。

重点领域及改革问题包括：

（1）有序放开煤层气勘查开采准入，实行勘查区块竞争出让制度和更加严格的退出机制；

（2）建立上下游天然气（煤层气）价格联动机制，推行季节性差价、可中断气价等差别化价格政策；

（3）建立省内管网向第三方市场主体公平开放机制和监管体系，完善管网公平接入机制；

（4）有序推进相关企业战略性重组，培育燃气行业旗舰龙头企业。

综上所述，从增加勘探开采水平、提升管网建设以及公平准入角度，叠加能源战略安全背景下国产气增储上产的预期，我们认为管网公司成立，非常规天然气及勘探开发设备类公司有望受益。

4.2 中游：促进互联互通，管网投资建设类公司优先受益

国家管网公司成立后，跨省管输业务建设及运营将主要由国家管网公司承担，管网建设的责任主体将更为明确。根据我国《中长期油气管网规划》：到2025年逐步形成“主干互联、区域成网”的全国天然气基础网络的目标，建设进度低于预期的可能性将降低。

中石油一直以来是我国油气生产、进口和管网建设的核心部门，近5年油气管道单位资本开支平均值约0.15亿元/公里。根据《中长期油气管网规划》指引，“十四五”期间我国油气管道里程增长7.1万公里，按油气管道单位资本开支平均值约0.15亿元/公里测算，预计 “十四五”期间我国年均管道投资年均资本开支约2000亿元/年。

管网公司成立后，管网建设的责任主体将更为明确，采用政府把控的管输费作为未来收益来源作为融资基础，其经济测算将更清晰，项目执行进度将更可靠。

4.3 下游：量增逻辑清晰

我们认为，现阶段天然气发展的驱动力，即环境约束，仍未弱化。中短期看，考虑到《打赢蓝天保卫战三年行动计划》的颁布以及《北方地区冬季清洁取暖规划（2017-2021年）》的实施，预计2020年前天然气需求尚未减弱。从长期来看，在能源结构调整背景下，《加快推进天然气利用的意见》强调逐步将天然气培育成为我国现代清洁能源体系的主体能源之一，并提出至2020年和2030年、天然气在一次能源消费结构中的占比力争达10%和15%左右的目标。燃气公司量增逻辑清晰可见。

下游燃气公司的核心业务为售气和接驳。随着燃气行业市场化水平提升及上下游价格联动机制的建立，城燃公司将享受稳定的毛差和接驳费用，价格压力大幅减弱。此外，由于城燃公司的to C端优势，增值服务等将成为潜在利润增长点。

投资建议

国家油气管网公司的组建将成为天然气行业的里程碑事件。国家油气管网公司成立是深化体制改革的必然要求，也是推动天然气价格改革的重要路径。国家管网公司的组建，将有利于油气行业基础设施的资源整合和优化配置，提升运行调率。从“提质增效”的角度考虑，国家管网公司的成立契合国企改革加速推进的背景；管网公平开放将有效激活能源市场竞争，还原油气能源的商品属性；通过引入社会资本等方式拓宽管网建设资金来源，管网建设有望全面提速。

我们认为，国家管网公司的组建有利于天然气行业的良性发展，产业链相关受益领域以及受益顺序：（1）管道及勘探开采设备工程公司；（2）非常规天然气公司；（3）优质城燃公司。

在管网公司渐行渐近、叠加传统冬季保供的背景下，需重视Q4燃气主题投资机会，并关注北方采暖期内燃气公司毛差的边际变化。维持燃气行业“买入”评级，建议精选优质城燃标的，推荐深圳燃气、重庆燃气、新天然气、百川能源，关注中国燃气（H）、华润燃气（H）、新奥能源（H）、天伦燃气（H）。

5.1 深圳燃气（601139.SH）

立足深圳，放眼异地：深圳燃气是区域型燃气建运营公司，主营天然气、石油气板块，核心业务为管道燃气业务。公司管道燃气业务立足深圳本地，并积极拓展异地市场，规模体量在A股燃气公司中处于领先地位。2019H1公司营业收入65.8亿元，同比增长6.7%；归母净利润5.9亿元，同比下滑6.9%。

LNG储备调峰项目落地：公司于2019年8月公告，LNG储备调峰项目（周转能力80万吨/年）进入试投产阶段，利润贡献在即。我们认为，该项目将为公司提供增量气源保障，成为公司未来业绩的重要增长点。（盈利弹性测算详见我们2018-08的深度报告《城燃业务扩张，静待靴子落地——深圳燃气（601139.SH）投资价值分析报告》）

盈利预测与投资评级：维持盈利预测，预计公司2019-2021年的EPS分别为0.38、0.47、0.53元，当前股价对应PE分别为20、16、14倍，维持“买入”评级。

风险提示：天然气下游需求增速低于预期，天然气采购成本超预期上涨，配气费进一步下行的风险，LNG、石油气价格波动的风险等。

5.2 重庆燃气（600917.SH）

重庆城燃龙头：重庆燃气是重庆市国资委旗下燃气上市平台，截至2019H1，公司是重庆市城镇供气量最大、覆盖区域最广的城市燃气供应与综合服务商，城镇燃气输配管网长度已占全市城镇燃气输配管网长度的80%以上。公司业务范围包括管道燃气供应与服务、分布式能源供应、CNG/LNG加气站运营等。2019H1公司营业收入35.7亿元，同比增长18.2%；归母净利润1.9亿元，同比下滑3.1%。

低息借款为亮点，现金分红比例可观：公司的长期借款主要为重庆市财政局转贷日元借款，利率仅0.75%，期限至2040年。受益于低息借款，公司整体资产负债率和财务费用率均处于行业较低水平。此外，公司重视股东回报，自2014年上市以来分红率约48%，分红比例可观。

盈利预测与投资评级：维持盈利预测，预计公司2019-2021年的EPS分别为0.23、0.23、0.24元，当前股价对应PE分别为33、33、32倍，维持“增持”评级。

风险提示：天然气需求低于预期；天然气采购成本超预期上涨，天然气安装费用降低的风险；贷款利率上行的风险；汇兑损失超预期增长的风险等。

5.3 新天然气（603393.SH）

新疆城燃公司，积极拓展布局：公司自2000年起在新疆从事燃气运营，截至2019H1已取得了乌鲁木齐市米东区和高新区（新市区）等8个市（区、县）天然气市场的长期经营权。2018年公司成功要约收购煤层气公司亚美能源（2688.HK）部分股权，进一步拓展上游市场。2019H1公司营业收入12.2亿元，同比增长129%；归母净利润1.6亿元，同比增长52.1%。

LNG储备调峰项目落地：随着天然气下游需求高速增长，近年来天然气供应形势偏紧，天然气上游价格亦呈现季节性上涨。作为非常规天然气气源，煤层气将对常规天然气供应形成补充。2018年起亚美能源并表，随着亚美能源潘庄、马必区块项目推进，公司煤层气业务有望实现“量价齐升”，成为公司未来业绩的核心增长点。

盈利预测与投资评级：维持盈利预测，预计公司2019-2021年归母净利润分别为4.4、5.6、6.9亿元。考虑到2018年度权益分派导致的股本增长，公司2019-2021年的EPS分别为1.95、2.48、3.09元，当前股价对应PE分别为13、10、8倍，维持“买入”评级。

风险提示：天然气需求低于预期；天然气采购成本超预期上涨，新用户接驳数量下滑或接驳费用降低的风险，煤层气开发进度慢于预期，煤层气政策变化的风险，期间费用控制效果不及预期等。

5.4 百川能源（600681.SH）

深耕京津冀地区的城燃企业：公司是深耕京津冀区域的清洁能源供应商，2016年成功借壳上市，核心业务为燃气接驳和销售业务。公司核心经营区域为河北省，近年来通过并购等方式逐步成长为全国性布局的城市燃气企业。2019H1公司营业收入28.0亿元，同比增长22.5%；归母净利润5.1亿元，同比增长2.3%。

成长逻辑切换，外延并购提供利润增长点：“十三五”以来，在环境约束下天然气快速发展的背景下，公司受益于京津冀区域的“煤改气”业务开展，内生增速亮眼。近年来公司致力于开拓成长空间，通过外延并购实现业务版图扩张。2017年以来，在京津冀核心区域的基础上，公司相继收购荆州、阜阳等燃气项目，成长逻辑逐步切换至外延增长。

盈利预测与投资评级：维持盈利预测，预计公司2019-2021年归母净利润分别为12.1、12.9、14.0亿元。考虑到2018年度权益分派等方式导致的股本净增长，公司2019-2021年的EPS分别为0.83、0.89、0.97元，当前股价对应PE分别为9、8、8倍，维持“增持”评级。

风险提示：“煤改气”进度慢于预期，补贴落实低于预期；接驳费下调的风险；公司外延并购项目进度和效果低于预期；天然气采购成本超预期上涨等。

系统性风险：国内外经济形势、中美贸易摩擦等超预期变动影响市场投资风格。

管网公司进度风险：由于国家管网公司成立时间和具体方案尚未公布，若国家管网公司成立进度及方案推进慢于预期，将导致天然气行业竞争要素的变化滞后。

接驳业务风险：由于接驳业务收费属于高利润的一次性收费，对于收取接驳费的燃气公司而言，新用户接驳数量下滑或接驳费用降低将拖累燃气公司利润。

销售量风险：天然气销售量将直接影响燃气公司盈利，若天然气下游需求低于预期或上游供给低于预期将直接影响天然气销售量的增长，进而影响燃气公司盈利。

价格风险：天然气销售、接驳费用超预期下调将显著降低燃气公司销售、接驳收入，天然气采购价格上涨将增加燃气公司成本等。