深圳燃气公司深度报告:内生维持较快增长,LNG接收站投产增厚利润

公司简介: 公司是深圳国资旗下区域燃气龙头。 管道燃气为公司核心业务,其营收和毛利占比超 6成。公司控股股东为深圳市国资委,持股比例为 50.07%。

2019年上半年,公司收入结构中,管道燃气、液化石油气批发、燃气工程及材料、瓶装石油气、天然气批发和其它分别占 61%、 16%、 14%、 4%、 3%和2%;毛利结构中,管道燃气、液化石油气批发、燃气工程及材料、瓶装石油气、天然气批发和其它分别占 63%、 1%、 25%、 7%、不到 1%和 4%。过去 4年公司营收和归母净利润 CAGR 分别达 7.5%和 9.3%。

下游天然气业务:气源供应有望走向宽松,客户拓展维持较快增速。 公司以管道天然气为核心,外加天然气批发和燃气工程及材料构成完善的下游天然气业务链。

管道燃气业务发展迅速, 15至 18年营收 CAGR 达 15.9%。 公司 2019年前三季度天然气销售收入达 66.1亿元,同比增长 9.3%; 2019H1管道燃气毛利率下滑 2.87个百分点至 20.87%。 公司管道燃气业务近年来稳步发展,过去 4年 CAGR 达 15.87%。

气源价格目前处于上升通道,后续气源供应有望走向宽松。 1)气源结构:

公司在深圳市的气源相对稳定,目前主要的天然气供应商为广东大鹏和中石油,大鹏气价 1.7元/方优势显著。公司近年来采购天然气量快速增长, 2018年公司合计采购天然气 225.29万吨,同比增长 23.38%。 2) 由于天然气上游集中度高叠加燃气需求高增,中石油气源价格易涨难跌, 2016年首次保供期价格上浮, 2019年首次淡季价格上浮。 2016年至今,伴随气源价格上升,公司管道燃气毛利率出现下降。 2014~2018年,公司管道燃气毛利率分别为25.0%、 26.7%、 26.8%、 23.9%、 23.7%, 2019年上半年进一步下降到 20.9%。

3) 三重因素作用下,气源供应走向宽松,价格有望高位回落。 成立国家管网公司,取消天然气门站价,为 X+1+X 多气源设立制度保障。煤改气高峰期已过、宏观经济增速放缓、今年或为暖冬,天然气需求增速放缓。海外油气价格走弱,加快进口高性价比海气。

本地售气主要增量源于电厂,伴随城中村改造推进,非电厂天然气消费仍有增长空间。 1)气源成本上升致电厂用气量下降, 2019年上半年公司本地天然气销售达 8.77亿立方米,同比降低 5.09%。 公司 16至 18年间本地天然气销量快速增长, CAGR 达到 18.51%。 19年上半年受电厂用气量同比降低18.16%的影响,本地用气量同比下降。本地天然气消费客户主要划分为居民、工业、商业、电厂, 2018年居民、工业、商业、电厂用气量占比分别达到 24%、17%、 12%和 47%。 2) 目前公司在深圳地区主要对下游的钰湖电力、大唐宝昌、南天电力、华电国际深圳分公司和南山热电 5家电厂供气,合计装机1991MW。 目前已公布细节的 4家电厂合约到期时间都为 2039年底。 4家电厂每年合计购买天然气 12.84亿立方米,照付不议气量为 10.54亿立方米,保证了公司天然气销售量的稳定。 3) 公司潜在供气电厂客户合计装机容量3,600MW。 根据深圳市能源“十三五”规划和公司公告,公司潜在燃机电厂客户包括大唐国际宝昌燃气热电扩建项目、深圳钰湖燃气热电扩建项目、光明燃机电厂项目和东部电厂二期项目,合计设计装机规模达到 3,600MW。其中前两者是“十二五”规划中已核定预计在“十三五”期间建成项目。后两者为“十三五”规划中的储备项目。 4家电厂具体建设投产情况需要等待未来政府能源布局规划。 4) 伴随城中村改造推进,非电厂天然气消费仍有增长空间。 2019年上半年深圳本地管道燃气用户数达 212.46万户,同比增长 8.96%,力争 2020年年底达到 260万户。公司近年大力拓展工商业用户, 18年新增 6000万立方米每年的工商业天然气用气量。

14至 18年异地天然气销量 CAGR 达 26%,支撑公司营收快速增长。 公司异地(深圳以外地区)燃气业务主要涵盖异地城市管道燃气供应业务及异地天然气分销业务。 目前公司在广东、广西、江西、安徽、湖南、江苏、浙江、云南等 8省(区)拥有 40个城市(区)管道燃气特许经营权。 2019年上半年公司异地管道天然气销售量达 5.3亿立方米,同比增速为 17.52%;异地用户数127.91万户,同比增速 16.63%。公司加速燃气项目投资,异地拓展取得突破,2018年至今新增 8个城市燃气项目。

持续开拓用气客户, 19年上半年燃气工程项目营收增速达 40%。 2019H1公司燃气工程及材料业务达 9.26亿元,同比增长 40.19%,毛利率为 36.06%。

15至 18年公司燃气用户数和燃气管道长度的 CAGR分别为 13.96%和 11.51%,带动燃气工程及材料业务营收快速增长。

天然气批发业务补充业务完善公司天然气业务链。 2019上半年公司天然气批发业务营收达 2.23亿元,同比增长 0.0034%,毛利率为 3.14%。 公司天然气批发业务 16至 18年增速很快, CAGR 达到 58.5%, 19年上半年营收维持原状。天然气批发业务毛利率很低,

14、 15年毛利为负, 18年毛利率为 5.80%,是历史最高点。

石油气批发和零售业务: 2019年上半年毛利占比 7.8%,其中零售业务毛利占比 7.1%。 1) 液化石油气批发业务:毛利率相对较低,采购价格与国际油价高度相关。 液化石油气批发业务主要由公司的控股子公司华安公司负责经营,华安公司从国际市场采购进口液化石油气,通过槽船和槽车批发销售给客户。

2019上半年公司液化石油气批发业务营收达 10.53亿元,同比下降 5.6%,毛利率为 0.91%。液化石油气批发业务利润空间较小,对公司利润贡献较低, 18和 19上半年业务毛利分别为 0.88亿元和 0.10亿元。 2)液化石油气零售业务:

油改气持续推进,收入出现下降。 瓶装石油气零售业务由本公司的控股子公司深燃石油气公司经营。 近年来,随着深圳市“油改气”的进一步推进、管道覆盖范围的逐渐扩大,公司该项业务规模将呈现一定的下降趋势,深燃石油气公司瓶装气市场将向未开通管道燃气的区域转移。 2019上半年公司瓶装石油气业务营收达 2.42亿元,同比下降 13.39%,毛利率为 39.62%。液化石油气瓶装业务营收规模不大,但毛利较高,上半年业务毛利达 0.96亿元。

公司 LNG 接收站 8月开始试运行,预计满产后每年增厚公司利润 3.3亿元。 1)低价 LNG 海气进入国内成为趋势。 2019年前 10个月全国天然气表观消费量2473亿立方米,其中国产气、进口 LNG、进口管道气分别占 57%、 26%、 17%。

今年 10个月进口 LNG、进口管道天然气气量增速分别为 14.1%、 -0.6%,进口LNG 是进口气主要增量。 2019年 10月, LNG、管道天然气进口均价分别为2.62、 2.00元/立方米,同比增速分别为-11.7%、 12.7%, LNG 价格下降趋势明显。国际天然气价格持续走低,有望拉低海气进口价格。 2018年年底,国内投产 LNG接收站产能规模达到 6872万吨,预计到 2020年底增长 23%达到 8462万吨, 2020年以后增量还有 10190万吨,接收站产能储备充足。目前东部沿海地区省门站价高于西北部油气资源大省,低成本海气大量进入东部市场后,东部天然气价格有望下降。 2) LNG 接收站项目 2019Q4投产: 公司 14年发行 16亿元可转债,募集资金全部用于 LNG 及其配套设施项目的建设。 2019年 8月 18日,深圳市燃气储备与调峰库首船液化天然气(LNG)接卸仪式在大鹏举行,标志着经历了 5年建设期的储备库项目进入投产试运行阶段。项目配套建设了约 6.4公里的高压和中压燃气管道,连接深圳市天然气高压输配系统,实现了储备库与城市天然气管网的互联互通。 项目建成投产后,可以增加深圳市天然气储备量,达到燃气应急储备量可满足 7天正常生活使用的要求。

项目建成投产后为深圳市本地增加一个气源,填补深圳市天然气供应缺口的需要。 3) 预计 LNG 接收站满产后每年增厚公司利润 3.3亿元。 LNG 贸易毛差巨大。19年 1-11月 LNG 平均到岸价格为 5.33美元/百万英热,约合人民币 1.31元/立方米,而同期广东 LNG 出厂价格为 2.75元/立方米。预计未来三年增厚公司利润 0.36亿元、 0.9亿元和 3.3亿元。主要假设包括: 2021年 LNG 接收站达产;卖给电厂、贸易商的比例各一半;卖给电厂的售价为内部结算价格,等于公司中石油气源成本;卖给贸易商的价格参考广东 LNG 出厂价格指数;

气源成本为 1.65元/方;预计公司每年运营的固定成本为 1.1亿元(折旧+管理费),满产后的可变成本为 0.2元/立方米。

深圳燃气预测市盈率略高于行业平均值。 深圳燃气 2018年静态 PE、 TTM PE分别为 21.1、 19.6倍, 而行业中位数分别为 21.1、 20.1倍。 公司 2019~2021年动态 PE 分别为 19.3、 17.1、 13.9倍, 高于行业平均水平。

投资建议: 优质燃气龙头企业,首次覆盖给予推荐评级。 预计公司 2019~2021年 EPS 分别为 0.39、 0.44、 0.54元,对应市盈率 19、 17、 14倍。公司当前市净率为 1.9倍。公司下游燃气用户拓展维持较快增长,气源供应格局有望走向宽松。 LNG 接收站投产并逐渐达到满产后,将增加公司业绩弹性,增厚公司利润。

风险提示: 气源价格或超预期; LNG 接收站达产进度或低于预期;下游需求或低于预期等