在現有天然氣行業縱向一體化的體制背景下，公司利用壟斷環節維持競爭業務的優勢，將嚴重影響天然氣產業鏈的運營效率。管網公司的成立將成為解決上述問題的現實方案。2019年以來，國家石油天然氣管網公司的組建漸行漸近。國家管網公司的組建，將有利於油氣行業基礎設施的資源整合和優化配置，提升運行調率。從“提質增效”的角度考慮，國家管網公司的成立契合國企改革加速推進的背景；管網公平開放將有效激活能源市場競爭，還原油氣能源的商品屬性；通過引入社會資本等方式拓寬管網建設資金來源，管網建設有望全面提速。
來源: EBS公用環保研究
作者: 光大證券 王威、殷中樞、於鴻光、郝騫
1. 2017-18年燃氣股複盤
受益於環境約束和能源結構調整，天然氣行業發展加速，2017年起二級市場對於燃氣股的關注度顯著提升。“煤改氣”、“氣荒”，這些貫穿行業發展以及影響股價的因素在2017-2018年行情中體現的尤為顯著。整體上看，影響天然氣行業股價因素較多，我們選取天然氣相關重要指標對2017-2018年 A/H燃氣股二級市場表現的擾動進行因素分析，並對行業投資邏輯進行回顧：
2017、2018年，A股燃氣行業年度累計收益分別為-12.4%、-22.8%，相對滬深300的收益分別為-34.2%、2.5%；相比而言，H股燃氣行業年度累計收益分別為44.3%、16.1%，相對恆生指數的收益分別為8.3%、29.8%。總體而言，A股燃氣行業年內累計收益為負，H股燃氣行業同期獲得正收益。我們認為，A、H燃氣股在二級市場的驅動力差異如下：
（1）基本面引領H股行情：從2017年到2018年上半年， “煤改氣”量增、消費量提升到業績的兌現，都有助於H股城燃公司股價上漲，而2017年底的氣荒和天然氣銷量增速下滑則會使股價受到影響；2018年8月起，中石油上遊加價、接駁費退坡的擔憂預期、銷量增速下滑則使股價形成長時間的下跌趨勢，因為這些因素會導致業績產生下滑。
（2）在特定時間段主題因素引領A股行情：即2017/11-2018/02和2018/09- 2018/10。
1）2017.11-2018.2：“煤改氣”進度超預期與中亞管道氣違約減供是“氣荒”的兩大直接原因，調峰儲氣能力欠缺亦是重要原因。此前，市場對於“氣荒”和LNG價格突然上漲並無預期，其認知是：直接邏輯是價格提升利好上遊，但實際本輪更多體現的是主題行情（如下遊貴州燃氣股價表現）。
2）2018.9-2018.10：市場對於2018年“氣荒”擔憂不斷且LNG價格淡季不淡是市場主要的關注點，學習效應所致，多數人認為燃氣股依然會有機會，而點燃行情的是中石油天然氣售價上調，以及原油價格上漲。後期，市場反覆論證“氣荒”和LNG價格暴漲的可能性，但國家確實在調峰儲氣、需求側管理已經做了充足準備，隨著價格的平穩過渡，市場逐漸接受了出現氣荒的可能性越來越低這一現實，而10月油價的下跌導致了本次行情的結束。
3）2018年12月，雖然中亞氣供給再一次出現問題，LNG價格上漲，但是持續時間並不長，燃氣股的行情沒有再次發動。總體而言，主題性機會需要強有力的催化劑和足夠的市場熱度。
A+H燃氣股估值怎麽看？2017年至今，A、H股燃氣板塊PE中樞分別為30、19倍，相對PE中樞分別為2.3、1.7。A股的相對PE提升在於2017年底超預期“氣荒”和2018年“氣荒”預期演繹及去杠杆、中美貿易摩擦等因素；H股的相對PE的提升在於2017年煤改氣政策落地，以及2018年初行業銷量增速較好及業績的兌現；影響盈利的因素如“氣荒”及“接駁費”退坡預期都會對H股估值有所影響。
2. 2019年重要事件——國家管網公司成立
2.1 國企改革：打破壟斷，提質增效
2.1.1 管網公平開放由來已久，2019年深化落實
天然氣行業管輸與配送主體的核心資產為天然氣管網，具備強規模效應與沉沒成本，自然壟斷特性突出；而天然氣生產與銷售環節的競爭特性明顯。在天然氣行業縱向一體化的體制背景下，壟斷性與競爭性業務混合經營，縱向一體化公司利用壟斷環節維持競爭業務的優勢，將嚴重影響天然氣產業鏈的運營效率，不利於天然氣資源的合理調配（尤其是保供期間）和天然氣產供儲銷體系的建設，亦阻礙了天然氣市場化改革的推進。在此背景下，分離天然氣行業壟斷性與競爭性業務為大勢所趨。
為提高天然氣管網設施利用效率，保障天然氣安全穩定供應，促進天然氣行業良性發展，早在2014年國家就發布了《油氣管網設施公平開放監管辦法（試行）》。
2017年5月，中共中央、國務院印發了《關於深化石油天然氣體制改革的若乾意見》，強調體現能源商品屬性，保障國家能源安全，確保產業鏈各環節安全，確保油氣供應穩定可靠，更好發揮政府作用，促進油氣資源高效利用。本輪石油天然氣體制改革思路為“管住中間、放開兩頭”。作為八方面重點改革任務之一，油氣管網運營機制的改革成為本輪石油天然氣體制改革的關鍵環節。《關於深化石油天然氣體制改革的若乾意見》提出，“分步推進國有大型油氣企業乾線管道獨立，實現管輸和銷售分開。完善油氣管網公平接入機制，油氣乾線管道、省內和省際管網均向第三方市場主體公平開放”。
2017-2018年，北方采暖季期間的“氣荒”問題亦暴露了氣源緊張條件下天然氣管網互聯互通的不足、管網運用效率低下的問題。在天然氣產供儲銷體系大力推進的背景下，天然氣管網設施公平開放和互聯互通的重要性進一步提升。
2019年以來，國家石油天然氣管網公司的組建漸行漸近。僅2019年3月，多條重要官方渠道確認了國家油氣管網公司組建的信息。根據中石化經濟技術研究院《2019中國能源化工產業發展報告》的預測，國家油氣管網公司將從管資產向管資本轉變，預計分三階段進行：
（1）中國石油、中國石化及中國海油將旗下管道資產及員工剝離，並轉移至新公司，再按各自管道資產的估值厘定新公司的股權比例；
（2）新管網公司獲注入資產後，擬引入約50%社會資本，包括國家投資基金及民營資本，新資金將用於擴建管網；
（3）新管網公司將尋求上市。
2.1.2 國企改革視角：深化體制改革的必然要求
2019年國企改革的推進節奏有望提升。2015年9月發布的《中共中央、國務院關於深化國有企業改革的指導意見》提出：“對自然壟斷行業，實行以政企分開、政資分開、特許經營、政府監管為主要內容的改革，根據不同行業特點實行網運分開、放開競爭性業務，促進公共資源配置市場化”。
燃氣行業亦是傳統的資本密集型產業，國企是推動燃氣行業發展的中堅力量。然而，國企管理制度、運營效率、盈利能力等問題突出。近年來，國企改革一直是政府工作的重點之一。以政府工作報告為例，“十一五”以來，歷年政府工作報告的工作內容均涉及國企改革。2019年政府工作報告提出“加快國資國企改革”（2018年為“推動國資國企改革”），“深化電力、油氣、鐵路等領域改革，自然壟斷行業要根據不同行業特點實行網運分開，將競爭性業務全面推向市場”。
公用事業天然具備自然壟斷屬性，但並非產業鏈的全部環節均具備壟斷性。電力與燃氣產業鏈各環節類似，兩個行業具備可比性。以電力行業為例，發電、售電環節具備競爭屬性，而輸電、配電環節的壟斷屬性明顯。2002年電力體制改革前，電力行業縱向一體化的經營特徵亦十分明顯，國家電力公司壟斷了電力產業鏈上下遊環節。
2002年2月，國務院發布《國務院關於印發電力體制改革方案的通知》（國發〔2002〕5號），提出“廠網分開”任務，按照發電和電網兩類業務劃分，重組國有電力資產。原國家電力公司的發電資產重組為五大發電集團（華能、大唐、華電、國電、國電投），電網資產重組為兩大電網公司（國家電網、南方電網）。“廠網分開”執行後，電力行業的資產規模和運營效率進一步提升。
從電力行業國企改革的過往經驗看，“去縱向一體化”是改革的大勢所趨，即分拆上遊生產商與中遊管輸運營商的資產和職能，剝離壟斷性和競爭性環節。
目前我國基乾天然氣管網主要包括西氣東輸系統、陝京系統、川氣東送系統及聯絡線等。截至2017年底，我國天然氣長輸管道總裡程7.7萬公里。其中，中國石油、中國石化、中國海油分別佔比69%、8%、7%，中國三大石油公司合計市場份額84%。
我國跨省天然氣長輸管線主要由中國石油、中國石化等下屬13家管道公司經營。根據天然氣價格改革中的管輸費改革措施，上述公司的管輸價格均已核定。
除跨省天然氣長輸管道外，省內天然氣管網亦承擔了天然氣管輸職能。截至2018年底，我國廣東、上海、浙江等21個省（市、區）成立了省級天然氣管網公司；其中，湖南、江西、山東等省還成立了多家省級管網公司。我國天然氣省網公司大多由當地能源集團或投資集團控股，部分管網公司有天然氣上遊供應商參股。我國區域管網的典型運營模式包括統購統銷、允許代輸和開放型運營模式，其中前兩者目前在我國天然氣市場佔據主導地位。
國家管網公司的組建，將有利於油氣行業基礎設施的資源整合和優化配置，提升運行調率。從“提質增效”的角度考慮，國家管網公司的成立契合國企改革加速推進的背景；管網公平開放將有效激活能源市場競爭，還原油氣能源的商品屬性；通過引入社會資本等方式拓寬管網建設資金來源，管網建設有望全面提速。
2.1.3 國際比較視角：放開準入促進平衡發展
我國天然氣發展起步較晚，天然氣市場運營機制矛盾需要理順。世界天然氣成熟市場經驗對於我國天然氣行業發展具有積極的指導和借鑒意義。
從美國、英國、歐盟的發展經驗看，天然氣管網設施的公平開放是天然氣發展成熟市場的必經之路。中遊管道運輸與上遊生產、下遊輸配和銷售密不可分，因此管輸業的監管政策也隨著整個天然氣行業監管的變革而調整。就天然氣管網運行管理模式而言，總體趨勢為強製開放，並為此制定監管的法律法規，保障公開公平準入和費率公平。
借鑒發達國家和地區天然氣管道和市場化改革的相關經驗，當前時點我國管網獨立改革已具備如下基礎條件：
（1）下遊參與主體培育效果顯著；
（2）氣源多樣化格局逐步形成；
（3）全國性管網骨架初步搭建完成；
（4）天然氣改革力度增強。
參照西方發達國家和地區的發展歷程，實現天然氣運銷分離和管網公平開放是我國天然氣市場步入成熟階段的關鍵步驟之一。總體來看，我國已迎來實施天然氣管網獨立改革的最佳時機，而成立國家管網公司是完成天然氣管網獨立改革的現實方案。
2.2 油氣管網建設亟待加速
能源安全和穩定供應是我國油氣產業發展的第一要務。近年來，伴隨我國油氣消費量和進口量增長，油氣管網規模不斷擴大。我國正著力擴大陸上通道輸送能力，拓展新的進口通道，實現油氣進口“海陸、東西、南北”整體協調平衡，有效降低外部風險，確保油氣資源供應穩定。
目前我國油氣管網遇到的問題包括：
（1）總體規模偏小、我國部門油氣消費和部門國土面積對應的管網裡程與發達國家相比差距較大；
（2）布局結構不合理、東北、西北、西南地區除進口通道外，管道整體偏少，網格化程度低，聯絡線和區域管網發展緩慢；
（3）建設難度不斷加大，體制機制難以適應，投資主體較少，設備進入難度較大，設施各自獨立，互聯互通需要進一步加強，公平準入存在困難，區域壟斷特徵顯現。
按照我國經濟發展及能源安全戰略，管網建設仍在路上。根據《中長期油氣管網規劃》，到2020、2025年，全國油氣管網裡程分別為16.9、24.0萬公里，“十三五”、“十四五”期間油氣管道裡程年均複合增速分別為8.6%、7.3%；天然氣管道裡程分別為10.4、16.3萬公里，“十三五”、“十四五”期間天然氣管道裡程年均複合增速分別為10.2%、9.4%。
2004年，西氣東輸管道建成標誌著我國油氣管道建設進入快速發展期。我國陸續建成了西氣東輸、陝京管道系統、川氣東送等長距離、大輸量主乾管道，天然氣需求廣泛分布、點多面廣、跨區調配等需要，需加快啟動新一輪天然氣管網建設，到2025年逐步形成“主乾互聯、區域成網”的全國天然氣基礎網絡。
一直以來，中國油氣管網的建設都滯後於經濟社會的發展，中國三大石油公司等上遊公司各自建設油氣管網，客觀上造成油氣管網的重複投資，同時縱向壟斷有礙於市場公平和效率提升。國家管網公司成立後，進入國家投資基金及民營資本，拓寬管網建設的資金來源，釋放管網投資建設的巨大潛力。
2.3 管網獨立推動天然氣市場化定價
改革油氣產品定價機制，有效釋放競爭性環節市場活力。天然氣價格改革是體制改革的重要抓手，天然氣價格改革的推進將改善價格扭曲局面，還原天然氣商品屬性。
本輪天然氣價格改革的總體思路為：“管住中間、放開兩頭”，即加強“輸配氣成本和價格”監管，加快放開“天然氣氣源”和“銷售”價格；政府隻對屬於網絡型自然壟斷環節的管網輸配價格進行監管，氣源和銷售價格由市場形成。
當前，“管住中間、放開兩頭”已初見成效。本輪天然氣價格改革與體制改革思路契合，通過天然氣價格鏈的“去縱向一體化”操作，分離競爭和壟斷環節價格，最終實現競爭環節的價格市場化及上下遊價格動態聯動。
（1）從天然氣價格改革進程來看，目前跨省管道公司管輸價格已核定並公布，各省省內管輸價格和配氣價格的核定工作尚在進行，總體來看天然氣價格改革“管住中間”環節已近完成。
（2）對於天然氣市場化“放開兩頭”的環節，目前價格體系已基本理順。頁岩氣、煤層氣、煤製氣、LNG等非常規氣源價格已放開，市場化改革的前期工作進展可觀。
3. 國家管網公司成立，投資機會幾何？
3.1 上遊：非常規天然氣及勘探開發設備及類公司有望受益
（1）剝離後上遊價格：短期價格上漲概率高，長期價格需關注國家能源戰略及產業鏈平衡
我國天然氣供需整體為緊平衡，價格受季節性因素影響較強。油氣改革整體思路在於“管住中間、放開兩頭”，定價更具市場化。
以上遊代表公司中石油為例，近年來中石油進口氣銷售持續虧損。
管網資產剝離後，短期內：中石油等上遊公司依然主導且承擔了能源安全的重要責任，具有較強的議價能力。剝離盈利資產後，我們認為，中石油存在通過提高銷售價格（如2018-2019年采暖季天然氣保供合約策略）等方式部分對衝管網資產剝離損失的動機。中長期內：管網資產剝離有利於國家推動上遊企業參與競爭的積極性，推進天然氣市場化改革進程，但長期價格需要整體考量國家經濟與能源政策下產業鏈不同主體的利益平衡。
（2）上遊放開競爭，資本性支出更傾向於勘探開採，設備公司受益。
中國石油近年來資本性支出結構中，天然氣與管道佔比約10-11%，勘探與生產佔比約75-78%。隨著管道業務剝離，我們認為中國石油的天然氣生產商角色更加清晰，資本性支出計劃有望向勘探與生產方向傾斜，進而增加天然氣產量，也契合《國務院關於促進天然氣協調穩定發展的若乾意見》對於加大天然氣生產的相關要求。
我們認為，在上遊企業加大勘探、開採的背景下，從事該類業務的設備工程公司將受益。
（3）管網建設、開發力度增加、公平準入，均使非常規天然氣企業受益。
近年來，以煤層氣和頁岩氣為代表的非常規天然氣產量增速顯著。
煤層氣近年的開發力度和產量均不及頁岩氣。雖然煤層氣開發起始時間較早，資源量也超過頁岩氣，但我國煤層氣近年來的開發力度和產量均不及頁岩氣。
我們認為，主要原因為管網利用率不及預期：
1）煤層氣開發區域缺乏輸氣管道，
2）無法輸送至下遊用戶而被迫排空，影響了企業擴大生產的積極性；
3）煤層氣開發不公平準入情況一直存在。
2019年3月，山西省人民政府辦公廳發布《促進天然氣（煤層氣）協調發展的實施意見》（晉政辦發〔2019〕14號），提出以加快天然氣（煤層氣）產供儲銷體系建設為目標，擴大資源有效供給、提升輸配保障能力、提升儲氣調峰能力，促進消費結構優化。
重點領域及改革問題包括：
（1）有序放開煤層氣勘查開採準入，實行勘查區塊競爭出讓制度和更加嚴格的退出機制；
（2）建立上下遊天然氣（煤層氣）價格聯動機制，推行季節性差價、可中斷氣價等差別化價格政策；
（3）建立省內管網向第三方市場主體公平開放機制和監管體系，完善管網公平接入機制；
（4）有序推進相關企業戰略性重組，培育燃氣行業旗艦龍頭企業。
從增加勘探開採水準、提升管網建設以及公平準入角度，我們認為管網公司成立，非常規天然氣及勘探開發設備類公司有望受益。
3.2 中遊：促進互聯互通，管網投資建設類公司優先受益
國家管網公司成立後，跨省管輸業務建設及運營將主要由國家管網公司承擔，管網建設的責任主體將更為明確。根據我國《中長期油氣管網規劃》：到2025年逐步形成“主乾互聯、區域成網”的全國天然氣基礎網絡的目標，建設進度低於預期的可能性將降低。
中石油一直以來是我國油氣生產、進口和管網建設的核心部門，近5年油氣管道部門資本開支平均值約0.15億元/公里。根據《中長期油氣管網規劃》指引，“十四五”期間我國油氣管道裡程增長7.1萬公里，按油氣管道部門資本開支平均值約0.15億元/公里測算，預計 “十四五”期間我國年均管道投資年均資本開支約2000億元/年。
管網公司成立後，管網建設的責任主體將更為明確，採用政府把控的管輸費作為未來收益來源作為融資基礎，其經濟測算將更清晰，項目執行進度將更可靠。
3.3 下遊：量增邏輯延續
（1）量增邏輯延續
從環保及長期能源戰略角度，提升天然氣消費比重為長期趨勢。2017年6月發布的《加快推進天然氣利用的意見》（發改能源 [2017] 1217號）提出，逐步將天然氣培育成為我國現代清潔能源體系的主體能源之一，並明確至2020年和2030年、天然氣在一次能源消費結構中的佔比力爭達10%和15%左右的目標。
我國目前天然氣供需形勢仍然偏緊，我們認為，管網公司成立後：
1) 管網的公平開放和第三方無歧視接入有望實質性突破，可增加氣源的補充，擴大各類氣源開採，增強供給；
2）天然氣市場活力的提升將有利於提升管網負荷及輸氣量，保障下遊需求能力；
3）建設多層次管網體系，城市燃氣管網建設密度也提升。
此外，進口LNG以及中俄氣的開工也會增加整體供給能力。在天然氣產供儲銷體系逐步完善的情況下，天然氣消費量穩步提升，量增邏輯延續。
（2）配氣費受嚴格管控
在本輪天然氣價格改革前，下遊城市燃氣公司的配氣費通常由購售價差形成，並未獨立核定。本輪天然氣價格改革中，配氣費作為價格的中間環節，將受嚴格管控，各地亦將陸續公布配氣費核定結果。
我們認為，管網公司成立後，天然氣價格改革將加速推進，長期來看隨著上下遊價格聯動機制的確立，下遊公司在配氣環節將享受穩定收益，而獲取氣源和順價能力較強的城市燃氣公司優勢明顯。
4. 2019年國內供需預測：氣荒難現
4.1 供給：增速放緩，對外依存度進一步擴大
4.1.1 國內自產
（1）常規氣（含致密氣）
我國常規天然氣的生產在2011年產量破千億方後，開發難度隨著開採消耗而逐步增加，增速也有所放緩，2016年在油價持續低迷的情況下，生產量甚至呈現負增長態勢。但在2017年，在“大氣十條”收官之年的環保壓力，以及“煤改氣”工程的拉動之下，企業和居民天然氣消費大幅走高，帶動常規天然氣產量強勢反彈，2017年產量達1330億立方米，同比增長7.98%，是2013年以來的最大增幅。其中，中石油2017年國內天然氣產量首次突破千億大關達1033億立方米，是中國天然氣生產的最大貢獻來源。
2017年的大幅反彈主要因環保壓力和超預期煤改氣所致，所以我們認為近8%的生產增速恐較難持續。根據《天然氣發展“十三五”規劃》指引，我國2020年常規天然氣產量目標為1570億立方米，預計2018-2020年常規天然氣產量年均複合增速5.68%，我們測算2018、2019年常規天然氣產量分別為1406、1486億立方米。
（2）非常規天然氣
煤層氣：國家支持力度加大，“十三五”規劃目標完成可期
我國早在1990年便開始了煤層氣抽采和利用的試驗研究。隨著國家支持煤層氣開發利用的政策陸續頒布，我國煤層氣產業蓬勃發展，到2015年已建成了沁水、鄂爾多斯、陽煤等10個煤層氣產業示範工程項目基地，煤層氣開發技術有了長足進步，利用模式也逐步向民用燃氣、煤礦瓦斯發電等領域多元化發展，“十三五”規劃中也對煤層氣的未來發展有了較為明確的目標。
我們在2018年8月發布的報告《天然氣：該出手時就…出不出手？——天然氣行業系列報告（五）》中提出，利用率低是我國煤層氣發展的最大製約因素，且國家在2017年對於煤層氣和頁岩氣的開發力度也並未回到2015年時的巔峰水準。但隨著2018年國家陸續發布支持煤層氣發展的有關政策：（1）2018年9月發布《國務院關於促進天然氣協調穩定發展的若乾意見》，要求力爭2020年底前國內天然氣產量達到2000億立方米以上；（2）2019年3月發布《關於取消和下放一批行政許可事項的決定》，取消石油天然氣（含煤層氣）對外合作項目總體開發方案審批，我國煤層氣開發迎來新的發展機遇，2018年我國規模以上工業企業生產煤層氣達72.6億立方米，超出我們之前的預期。如果未來我國煤層氣開發力度持續，將有大概率完成“十三五”規劃中的煤層氣產量要求。
頁岩氣：中石油&中石化開發力度持續加大，已成天然氣產量重要組成部分
頁岩氣是繼煤層氣、致密砂岩氣後最重要的非常規天然氣資源之一，具有開採壽命長、生產周期長、烴類運移距離較短及含氣面積較大等特點。我國頁岩氣產業經過近十年的發展，已初步形成了四大特點：
一是資源潛力巨大。EIA 2015年的全球頁岩氣評估結果顯示我國擁有全球最多的頁岩氣技術可采資源量，未來資源潛力無窮；
二是國產化程度高。我國目前在鑽井、井下工具等常規領域的設備已初步實現國產化，在勘探開發新技術研發方面也處於世界領先水準；
三是配套管網齊備。我國的頁岩氣配套管網建設和綜合利用項目均隨著頁岩氣的勘探發展適時實施，初步實現了勘探開發、管網建設和綜合利用的縱向一體化結合；
四是政策標準逐步完善。我國在國家和地方層面不斷頒布指導規劃和政策指引，資源評價和勘察開發標準體系也在逐步完善。
目前尚未有官方的2018年頁岩氣產量數據，但中石化的涪陵頁岩氣田和中石油在四川的頁岩氣田產量均有顯著增長（涪陵2018年產量為60.2億立方米，中石油在川頁岩氣產量達42.7億立方米），且中石油和中石化在持續加大頁岩氣的開發力度，因此我們維持原判斷，認為頁岩氣“十三五”規劃中2020年產量達300億立方米的目標有較大概率完成。
綜上，我國非常規天然氣在近幾年的發展是成功的，煤層氣和頁岩氣產量分別從2013年的29和2億立方米增長到2017年的47和90億立方米，增速顯著，開發投入和開發井數量在2016年低迷過後也重回增長軌道。根據《天然氣發展“十三五”規劃》中要求，我國2020年煤層氣和頁岩氣的產量分別需達到100和300億立方米，根據目前發展情況，我們認為煤層氣和頁岩氣均有望完成“十三五”目標，我們預計2018年煤層氣和頁岩氣的產量分別為72.6和124億立方米，2019年可進一步增長至85和193億立方米。
綜上所述，在2018年我國天然氣總產量達1602億立方米的基礎上，我們預計2019年我國天然氣產量將達1763億立方米（常規天然氣1486億立方米，煤層氣85億立方米，頁岩氣193億立方米），同比增速有望突破10%。
4.1.2 國際進口
近年來，我國天然氣供給主要由國產氣組成，國內天然氣主要由中石油、中石化、中海油等三家公司生產。我國自2006年起進口液化天然氣（LNG），2010年起進口管道天然氣（PNG）。近年來隨著我國天然氣行業的發展和天然氣需求的提升，進口天然氣在天然氣供給中的比重逐步增長，在保障供應方面作用漸顯。2018年，我國天然氣供給體系中，進口LNG和進口PNG的佔比從2017年的21.6%和17.0%進一步提升到2018年的25.9%和17.6%，天然氣對外依存度已達43.5%的高位。
（1）PNG：2019年增速放緩，未來中俄東線&中亞D線投產後貢獻增量
PNG進口方面，截至2018年底，我國在運管道線主要包括中亞A、B、C線及中緬管線，設計供氣能力約670億立方米/年。根據2018年PNG進口量測算，2018年度管道負荷率約達74%，較2017年的62%已有明顯增長。
我們預計中俄東線有望於2019年底投運，中亞D線有望在2020年投運，在2019年我國設計供氣能力並未有明顯提升的情況下，進口PNG量仍將保持增長但增量有限；隨著未來兩條線路的投產，2020-2022年進口PNG將迎來新一波增長高峰期。
進一步從各進口國分析，土庫曼斯坦作為我國最重要的PNG進口來源國，從2010年起進口量逐年穩步增長，雖然2018年年初出現了“限氣”事件，但我們認為這並不會改變土庫曼斯坦和我國良好的貿易關係，我們預計2019年從土庫曼斯坦進口的PNG數量仍將維持5%的增速，總量達到362億立方米。哈薩克自與我國合作以來，每年的出口量一直維持在4億立方米左右，2017年10月，哈薩克正式履行之前與我國新簽訂的一份年出口量高達50億立方米的合約（資料來源：中國石油新聞中心），2018年哈薩克對我國出口量大幅提升至65億立方米。而根據中國駐哈薩克大使館經濟商務參讚處報導，國有天然氣管道運營商哈薩克國家天然氣運輸公司（KazTransGaz）表示，已與中石油簽署新的協議，將把對華天然氣供應量提高到100億立方米/年，而中石油也已同意從2019年1月起將來自哈薩克的天然氣翻一番，因此我們預計，2019年哈薩克對我國出口PNG量有望進一步增長至100億立方米。烏茲別克和緬甸作為我國進口PNG的重要貿易夥伴，我們預計2019年兩國對我國的出口仍將穩定在2018年的水準，分別為60和30億立方米。
俄羅斯東線即將於2019年底通氣，未來將成為我國新的PNG進口重要增量，但2019和2020年仍處於管道負荷率的爬坡期，保守估計，2019和2020年來自俄羅斯PNG的進口量分別為5和50億立方米。
綜上所述，我們預計我國2019年的PNG進口仍將持續增長，但增速有望放緩，在2018年497.88億立方米的基礎上同比增長11.8%達556.70億立方米，已有管道的負荷率仍將進一步提升，但因2019年底中俄東線投產，因此整體的管道負荷率將回落到53%的水準。
（2）LNG：接收站利用率可能成為未來製約因素
LNG進口方面，截至2018年底，我國在運19座LNG接收站，均位於沿海地區，總接卸周轉能力6730萬噸/年。根據EIA的統計，LNG接收站的年均利用率2013-2016年為50%，而根據我們的測算，2013-2016年LNG接收站的平均利用率分別為56%、52%、44%、47%，基本和EIA的統計吻合。2018年我國共進口LNG 734.69億立方米，同比增速39.58%，較2017年的53.43%增速相比有所下降但仍處高位，接收站年均利用率也從2017年的68%進一步增長至2018年的80%。
進一步從主要各進口國分析，2018年對我國出口LNG總量超過10億立方米的國家仍為傳統六國，即澳大利亞、卡達、馬來西亞、印度尼西亞、巴布亞新幾內亞以及美國，6國LNG出口量佔我國總進口量有小幅下滑，為88.8%，但未來隨著澳大利亞、卡達、美國等地加大LNG出口力度，我們認為上述國家的LNG出口佔我國LNG進口量仍將維持在90%以上的高位，基本可以決定我國LNG進口量的增長幅度。
澳大利亞在2014年超越卡達成為我國第一LNG進口國之後，LNG出口量高速增長，年均增速近50%。2018年隨著Wheatstone LNG項目（雪佛龍）,以及2019年Prelude LNG項目等陸續投產，我們認為2019年澳大利亞對我國出口增速仍有望維持在30%；卡達在日本因核能重啟而減少天然氣用量後，重新加大了對我國的出口，2018年出口LNG總量達到126億立方米，同比增速達20.81%。受美國和澳大利亞天然氣產量大幅增長的影響，卡達決定重啟全球最大油田的開發，同時也在積極與中國溝通希望可以簽訂新的LNG出口合約，我們預計2019年卡達對我國出口LNG同比增速同樣有望維持在20%；印度尼西亞、馬來西亞、巴布亞新幾內亞等三國近年來對我國出口LNG增速較為穩定，我們預計2019年增速將穩定在15%。
美國自2016年成為我國的LNG進口國以來，雙方LNG貿易量逐年增長，我們預計2019/20年美國對我國的LNG出口量增速維持在50%，但中美貿易摩擦是影響源自美國LNG進口量的不確定因素。
總結來看，我們預計我國2019年的LNG進口增速將維持回落態勢，總進口量達857億立方米，同比增長16.7%。但是需要注意的是，我國2018年LNG接收站的年均利用率已達到80%的高位，未來如果按照GIIGNL的預測，2019-2020年我國分別僅有400萬噸/年的LNG接收規模投產，則2020年我國的接收站利用率將進一步攀升至94%的水準，如此高的利用率在一定程度上可能影響我國未來LNG的進口。
綜上所述，我們預計我國2019年天然氣進口總量將達1414億立方米（其中PNG、LNG進口量分別為557、857億立方米），同比增速為14%；2020年天然氣進口總量達1631億立方米，同比增速小幅回升至15.4%。而從我國整體天然氣供給角度來看，2019/20年我國天然氣整體供給有望達到3177和3601億立方米（同比增速分別為12.1%和13.3%），而對外依存度仍將進一步增加，2020年有望突破45%。
4.2 需求：城燃&發電用氣需求維持高增長
天然氣的應用領域主要包括城鎮燃氣、天然氣發電、工業燃料、化工用氣，其中城鎮燃氣和工業燃料對天然氣消費的貢獻較大。國家發改委等多部委在《加快推進天然氣利用的意見》（發改能源〔2017〕1217號）中提出，將“北方地區冬季清潔取暖、 工業和民用煤改氣、 天然氣調峰發電、 天然氣分布式、 天然氣車船作為重點”。下文將從上述四個領域對需求增量進行測算。
2018年我國天然氣表觀消費量2833億立方米，同比增長18.3%，與2017年同比增速（14.7%）相比有進一步提高。和我們在《天然氣：該出手時就…出不出手？——天然氣行業系列報告（五）》中對2018年天然氣消費量（保守）預測相比，2018年的表觀消費量超出我們預期（我們的保守預測值為2695億立方米），我們也根據2018年的最新情況更新了我們的預測。我們認為，2018年天然氣消費的主要增量來自“煤改氣”通氣後供暖燃氣需求的提升，以及燃氣電廠的全面投運，因此，城鎮燃氣和天然氣發電等兩個領域的天然氣消費仍維持了較高增速；燃煤鍋爐替代加速推進，也促使工業燃料用氣有所回暖，而化工用氣的增速相對平穩。
4.2.1 城鎮燃氣
城鎮燃氣的需求增量主要來自四個部分：城鎮化人口增加帶來的一般生活用氣量提升；城鎮“煤改氣”項目增加帶來的集中供熱用氣量提升；鄉村“煤改氣”項目帶來的壁掛爐用氣量提升；LNG重卡/CNG客車保有量提升帶來的車用天然氣用氣量提升等四個方面。
回顧2018年各季度天然氣消費量，在第四季度同比增速（19.9%）超出全年平均（18.3%），我們認為主要原因是因為在擴大“煤改氣”區域範圍後，城鎮天然氣在冬季供暖需求提升而帶來的增量。因此我們上調原預測中對城鎮天然氣供暖的測算，預計2018年我國城鎮燃氣消費量增量為181億立方米；同時隨著“煤改氣”範圍的進一步擴大，以及高油價情況下天然氣汽車的相對經濟優勢提升，我們假設19-20年我國城鎮燃氣消費量將保持相同的增量。
4.2.2 天然氣發電
根據《能源發展“十三五”規劃》和《加快推進天然氣利用的意見》，天然氣發電領域將主要著眼於天然氣分布式能源、天然氣調峰電站和天然氣熱電聯產。2018年按照《能源發展“十三五”規劃》中2020年燃氣發電裝機規模1.1億千瓦的目標，假設未來三年天然氣發電裝機容量平穩增長，2018-2020年燃氣發電裝機年均複合增速為13%，較2017年8.9%的增速有明顯提升。
回顧2018年各季度天然氣消費量，二季度同比增速顯著超出全年平均（27.17% vs 18.3%），呈現“淡季不淡”的特點，我們認為其主要原因是一季度“壓非保民”後，工業和發電用氣顯著釋放帶來的結果。因此，我們預計2018年天然氣發電的天然氣消費量將較2017年有顯著增長，增速或達30%；而2019-2020年隨著天然氣發電裝機的穩步增長，消費量增速回落至15%/10%。
4.2.3 工業燃料&化工用氣
工業燃料主要包括兩個方面，一是工業企業將天然氣作為燃料使用氣量，二是城市中鍋爐、窯爐的使用氣量。工業燃料用氣量相對平穩，主要的增量來自於燃煤鍋爐替代。根據《能源發展“十三五”規劃》中的相關要求，以京津冀及周邊地區、長三角、珠三角、東北地區為重點，推進重點城市“煤改氣”工程，替代燃煤鍋爐18.9萬蒸噸。2017年8月，環保部等多部委印發《京津冀及周邊地區2017-2018年秋冬季大氣汙染綜合治理攻堅行動方案》（環大氣[2017]110號），提出2017年10月底前，納入2017年度淘汰清單中的4.4萬台燃煤鍋爐全部“清零”，燃煤鍋爐替代空間共計61582蒸噸。假設2017年燃煤鍋爐替代工作順利完成，而未來燃煤鍋爐的替代工作仍將進一步加大，18-20年每年替代燃煤鍋爐6.5/6/6萬蒸噸；替代的燃煤鍋爐中，假設“煤改氣”佔比達80%，每小時每噸蒸汽消耗天然氣50立方米，鍋爐年利用小時數由2017年的3000小時提升至2018-20年的3500小時。
我們測算工業燃料在18-20年的增量分別為91/84/84億立方米，增速分別為10.0%/9.9%/9.0%，帶動工業燃料天然氣消費量從2017年的760億立方米增長至2020年的1019億立方米。
化工用氣方面，化工下遊產品的價格高企以及資源供應的製約的兩方面作用使得化工用氣整體需求較為平穩，我們認為2018年仍將維持10億立方米的增量；但隨著價格未來回歸正常，以及資源供應的持續製約，我們預計2019年的需求將保持平穩，2020年的需求將有10億立方米的回落。
綜上所述，我們認為2019-20年我國天然氣消費量仍將持續增長，但是增速較2018年相比將會放緩。我們預計2019年我國天然氣消費量將達3142億立方米，同比增速為10.9%，同比有所放緩。
2019年國內供需預測：供需高增長，整體緊平衡，“氣荒”難現。2018年，在我國天然氣需求進一步增長的情況下，通過提升國內自產力度、加大PNG&LNG進口，以及天然氣長輸管線和儲氣庫等儲氣調峰設施建設的長足進步，18/19年供暖季“氣荒”並未出現。2019年，我們預計需求方面，我國城鎮燃氣和天然氣發電燃氣的需求仍將維持高速增長（總體消費量+10.9%至3142億立方米）；供給方面，產量穩定增長（+10%至1763億立方米），進口力度進一步加大（+14%至1414億立方米），整體供給的增速有所放緩（+12.1%至3177億立方米），對外依存度將進一步提升（至44.5%），整體供需仍將維持緊平衡，“氣荒”難現。
5. 投資建議
綜上所述，國家油氣管網公司成立利好天然氣行業全產業鏈發展。國家油氣管網公司成立是深化體制改革的必然要求，也是推動天然氣價格改革的重要路徑。國家管網公司的組建，將有利於油氣行業基礎設施的資源整合和優化配置，提升運行調率。從“提質增效”的角度考慮，國家管網公司的成立契合國企改革加速推進的背景；管網公平開放將有效激活能源市場競爭，還原油氣能源的商品屬性；通過引入社會資本等方式拓寬管網建設資金來源，管網建設有望全面提速。
我們認為在當前市場環境下需要重點關注國家油氣管網公司成立對主題性行情的引發，同時也需要進一步關注油價、中美貿易摩擦、LNG價格以及燃氣季/月度消費量數據。從基本面角度，我們認為，管網公司的成立對上中下遊均有益處，但邏輯不盡相同，相關受益領域以及受益順序：（1）管道及勘探開採設備工程公司；（2）非常規天然氣公司；（3）省網及城燃公司。維持燃氣子行業“買入”評級，推薦新天然氣、藍焰控股、陝天然氣、天倫燃氣（H）、深圳燃氣，建議關注沃施股份。
5.1 新天然氣（603393.SH）
下遊業務穩步推進：
受益於天然氣需求旺盛，2018年公司新疆區域天然氣銷售量6.5億立方米，同比增長17.8%；天然氣供應業務毛利同比增長13.6%。受上遊提價等因素影響，2018年公司天然氣供應業務毛利率26.5%，同比下滑1.4個百分點。此外，公司天然氣接駁業務發展穩健，2018年用戶安裝戶完成3.1萬戶，該業務毛利同比+11.1%。
布局上遊業務，亞美能源並表貢獻業績增量：
2018年公司成功收購煤層氣公司亞美能源（2688.HK）50.5%股權，布局上遊業務。截止到2018年末，因行權稀釋，公司持有亞美能源49.93%股權。亞美能源於2018年8月31日並表，我們測算亞美能源2018年並表業績0.9億元，佔公司歸母淨利潤的比例為25.5%。受亞美能源並表等因素影響，公司2018年歸母淨利潤3.4億元，同比+26.9%；2019Q1歸母淨利潤0.8億元，同比+4.8%。
看好煤層氣業務發展：
隨著天然氣下遊需求高速增長，近年來天然氣供應形勢偏緊，天然氣上遊價格亦呈現季節性上漲。作為非常規天然氣氣源，煤層氣將對常規天然氣供應形成補充。隨著亞美能源潘莊、馬必區塊項目推進，公司煤層氣業務有望實現“量價齊升”，成為公司未來業績的核心增長點。
盈利預測與投資評級：
維持盈利預測，預計公司2019-2021年的EPS分別為2.73、3.48、4.33元，對應PE分別為9、7、6倍，維持“買入”評級。
風險提示：
天然氣銷售量低於預期，新用戶接駁數量下滑或接駁費用降低的風險，購氣成本超預期上漲，配氣費進一步下行的風險，煤層氣開發進度慢於預期，煤層氣政策變化的風險，期間費用控制效果不及預期等。
5.2 藍焰控股（000968.SZ）
山西省優質煤層氣龍頭：
藍焰控股是山西省開發利用煤層氣的專業化上市公司。公司前身為太原煤氣化， 2016年完成重大資產重組，置入優質資產（藍焰煤層氣100%股權），主營業務變更為煤礦瓦斯治理及煤層氣勘查、開發與利用。截至2018年底，公司大股東和實際控制人均為晉煤集團（持股比例40.05%）。2018年公司煤層氣產量14.6億立方米，約佔全國產量比例27%。公司2018年歸母淨利潤6.8億元，同比+38.7%；2019Q1歸母淨利潤1.3億元，同比+14.9%。
天然氣供需形勢偏緊，煤層氣售價提升：
煤層氣屬於非常規天然氣，煤層氣出廠價格放開，由供需雙方協商確定。由於我國天然氣供需形勢總體偏緊，公司近年煤層氣銷售價格提升。2018年公司煤層氣不含稅銷售單價1.72元/立方米，同比+7.4%。
新區塊開發進展順利，氣量增長可期：
2017年12月，公司取得山西省煤層氣探礦權公開出讓項目的四個區塊（和順橫嶺、柳林石西、和順西和武鄉南）的煤層氣探礦權。2018年四個區塊中有三個已經成功點火出氣。2019年4月公司公告，柳林石西、武鄉南區塊收到試采批準書，試采期限為1年。試采過程中產生的煤層氣可對外銷售，有望貢獻售氣增量。此外，隨著國家管網公司成立，管網設施的公平開放亦有利於上遊公司銷售量的提升，公司氣量有望進入上升通道。
有望受益於山西燃氣集團的重組整合：
2018年2月山西省國資委原則同意公司大股東晉煤集團設立山西燃氣集團有限公司。根據山西省國資委印發的山西燃氣集團重組整合實施方案規劃，燃氣集團未來將以煤層氣為核心，逐步構建煤層氣（燃氣）產業上、中、下遊全產業鏈，力爭3-5年內形成30-50億立方米/年的新增產能，2020年煤層氣抽采規模143億立方米（自身/與央企合作的抽采規模43/100億立方米），實現與中遊管網企業的產權合作與業務協同，拓展下遊城市燃氣市場。公司作為晉煤集團旗下唯一上市平台，公司有望受益於山西燃氣集團重組整合。
盈利預測與投資評級：
公司主營業務包括煤層氣銷售、氣井建造工程、瓦斯治理服務等，其中核心業務為煤層氣銷售。考慮到新區塊開發進度，我們預計公司氣量有望持續增長，假設公司2019-2021年的煤層氣產量分別增長3%、6%、6%；短期內天然氣供需格局維持偏緊態勢，公司煤層氣銷售價格仍有望小幅提升，假設煤層氣不含稅銷售價格同比增長0.6%、0%、0%。
我們預計公司2019~2021年的營業收入分別為25.6、27.0、28.5億元，同比增長9.7%、5.4%、5.4%；綜合毛利率分別為36.9%、38.2%、39.4%。
我們預計公司2019~2021年的EPS分別為0.77、0.86、0.95元，對應PE分別為17、15、13倍。我們選取燃氣產業鏈新天然氣、沃施股份、陝天然氣、重慶燃氣作為可比公司，可比公司2019年的PE均值為19倍。我們看好公司煤層氣業務的發展，給予公司2019年18倍PE水準，對應目標價13.86元，首次覆蓋給予“增持”評級。
風險提示：
煤層氣區塊開發進度慢於預期，煤層氣銷售量低於預期，煤層氣價格超預期下滑，煤層氣補貼等政策變化的風險等。
5.3 陝天然氣（002267.SZ）
受益於天然氣旺盛需求，銷氣量增速可觀：
公司核心業務為長輸管道和城市燃氣業務。受益於天然氣旺盛需求， 2018年公司天然氣銷氣量61.0億方，同比增長9.2%。分業務看，2018年公司省內管輸和城市燃氣銷氣量分別為57.2、3.8億方，分別同比+8.2%、+27.0%。公司2018年歸母淨利潤4.0億元，同比+2.2%；2019Q1歸母淨利潤3.0億元，同比-3.9%。
價格爭議解決，管輸費調整落地：
2018年公司與上遊供應商的價格爭議已解決，衝回前期預計成本約1.6億元。此外，隨著天然氣價格改革加速推進，2018年6月陝西省重新核定調整了天然氣管道運輸價格。我們認為本次天然氣管輸費調整落地將減弱市場對於公司管輸費變動的擔憂。
開拓市場，培育利潤增長點：
除深耕省內管輸業務外，2018年起公司加大市場開拓力度。公司年報顯示，公司成功收購吳起寶澤天然氣公司100%股權，並跨省投資設立黑龍江省天然氣管網有限公司（持股比例20%）和秦晉天然氣有限責任公司（持股比例49%）。期待上述項目貢獻業績增量。
盈利預測與投資評級：
我們維持盈利預測，預計公司2019~2021年的EPS分別為0.37、0.48、0.56元，當前股價對應PE分別為22、17、14倍，維持“增持”評級。
風險提示：
天然氣採購價格大幅上漲的風險，公司天然氣供給量低於預期，天然氣管輸費和配氣費進一步下行的風險，天然氣下遊需求低於預期，公司天然氣管道建設進度低於預期等。
5.4 天倫燃氣（1600.HK）
燃氣銷售及接駁業務增長迅速：
燃氣銷售業務方面，2018年公司天然氣銷量12.9億立方米，同比+21.5%；其中住宅用戶、工商業用戶銷氣量分別同比+42.2%、+27.8%。2018年公司燃氣銷售業務收入32.3億元，同比+32.9%；毛利率15.0%，同比小幅提升0.1 ppt。接駁業務方面，2018年公司新增用戶62.2萬戶，同比+198%；接駁收入7.1億元，同比+13.7%；受鄉鎮煤改氣較低的接駁毛利率影響，2018年公司接駁毛利率49.7%，同比降低11.6 ppt。公司2018年歸母淨利潤5.7億元，同比+40.8%；扣除貨幣掉期合約及匯兌損益，年度核心利潤7.3億元，同比+92.0%。
看好河南鄉鎮煤改氣項目發展：
2018年6月，公司與豫資控股合作成立煤改氣投資基金。公司作為基金的投資方之一，承擔河南省煤改氣項目的建設和運營。該項目2018年貢獻收入10.4億元，佔公司同期營業收入的20.4%。公司將受益於“氣化河南”推進，業績有望維持高速增長。
盈利預測與投資評級：
我們維持原盈利預測，預計公司2019~2021年的EPS分別為0.97、1.37、1.86元，當前股價對應PE分別為7、5、4倍，維持“買入”評級。
風險提示：
天然氣銷售量低於預期，煤改氣項目進度低於預期，天然氣採購成本大幅上漲的風險；配氣費、接駁費進一步下調的風險等。
5.5 深圳燃氣（601139.SH）
立足深圳，放眼異地：
深圳燃氣是區域型燃氣建運營公司，主營天然氣、石油氣板塊，核心業務為管道燃氣業務。公司管道燃氣業務立足深圳本地，並積極拓展異地市場，規模體量在A股燃氣公司中處於領先地位。2018年公司營業收入127億元，同比+15.2%；歸母淨利潤10.3億元，同比+16.2%。公司2019Q1營業收入31.1億元，同比+1.0%；歸母淨利潤2.4億元，同比-3.4%。
電廠售氣疲軟疊加購氣成本抬升，2019Q1業績承壓：
2019Q1公司天然氣銷售量6.3億立方米，同比-0.6%；其中電廠售氣量0.7億方，同比減少0.4億立方米（-39.1%）。深圳地區燃氣電廠主要以調峰為主，我們認為由於點火價差大幅收窄（電廠用氣成本的上漲及上網電價的限制），疊加下遊需求的季節性疲軟，電廠售氣量大幅下滑。此外，受天然氣採購成本及用氣結構性變化等因素影響，公司2019Q1毛利率20.3%，同比/環比分別+0.3 pct / -0.8 pct。公司2019Q1歸母淨利潤2.4億元，同比減少0.1億元（-3.4%）。考慮到華電坪山項目投產及電廠旺季出力等因素，電廠用氣有望回暖。此外，城中村改造推進及異地項目培育亦可貢獻業績增量。
深圳市配氣費調整落地，市場擔憂減弱：
2019年1月，深圳市發改委同日發布《關於我市管道天然氣配氣價格的通知》（深發改〔2018〕1678號）和《關於調整我市管道天然氣非居民用氣銷售價格的通知》（深發改〔2018〕1679號），約束了深圳市非居民用管道天然氣的配氣價格和最高限價（詳見附表）。隨著配氣費調整的實質性確立，我們認為市場對於公司配氣費進一步調整的擔憂消除，公司估值有望修複。
期待LNG儲備調峰項目投產：
公司LNG儲備調峰項目（周轉能力80萬噸/年）仍為公司未來業績的重要增長點。截至2018年底，該項目工程進度99.3%。項目盈利彈性可觀，期待年內投產貢獻業績增量。（盈利彈性測算詳見我們2018-08的深度報告《城燃業務擴張，靜待靴子落地——深圳燃氣（601139.SH）投資價值分析報告》）
盈利預測與投資評級：
維持原盈利預測，預計公司2019-2021年的EPS分別為0.38、0.47、0.53元，當前股價對對應PE分別為15、12、10倍，維持“買入”評級。
風險提示：
天然氣下遊需求增速低於預期，天然氣採購成本超預期上漲，配氣費進一步下行的風險，石油氣價格波動的風險，LNG儲備調峰項目投產進度慢於預期等。
5.6 沃施股份（300483.SZ）
園藝用品製造商，轉型雙主業布局：
沃施股份傳統主營業務為園藝用品業務，國內最大的園藝用品生產和零售公司之一。2018年底，公司完成了對中海沃邦的股權收購，涉足天然氣開採領域，形成園藝用品和天然氣雙主業布局。公司2018年歸母淨利潤561萬元，同比-3.5%；2019Q1歸母淨利潤3869萬元，同比+568%。
中海沃邦收購完成，業績進入上升軌道：
中海沃邦成立於2007年，通過簽訂產量分成合約（PSC），作為合作區塊的作業者開展天然氣相關業務。中海沃邦擁有天然氣儲量豐富的合作區塊，通過與中油煤合作，獲得石樓西區塊天然氣的勘探、開發和生產經營權。石樓西區塊氣藏屬於致密砂岩氣，開採難易程度在非常規天然氣開發（煤層氣、致密氣、高致密、頁岩氣）種類中屬於中等難度開發。截至2018年底，石樓西區塊經國土資源部備案的天然氣地質儲1276 億方、技術可采儲量610 億方、經濟可采儲量443億方。
2018年公司通過現金購買及發行股份的方式，購買中海沃邦37.17%的股權，進而控制了中海沃邦50.50%的股權（支付現金/發行股份購買中海沃邦27.20%、23.20%的股權），並於2018年12月28日完成股權交割。中海沃邦原股東承諾中海沃邦2019、2020年扣非歸母淨利潤分別不低於4.5、5.6億元（公司2018年扣非歸母淨利潤0.01億元），由此可見業績提升空間。
風險提示：
中海沃邦合作區塊天然氣產量低於預期，天然氣價格超預期下滑等。
6. 風險分析
系統性風險：中美貿易摩擦升級，政策調整頻繁致使市場風險偏好降低。
管網公司進度風險：由於國家管網公司成立時間和具體方案尚未公布，若國家管網公司成立進度慢於預期，或存量管網資產處置進度慢於預期，將導致天然氣行業競爭要素的變化滯後。
接駁業務風險：由於接駁業務收費屬於高利潤的一次性收費，對於收取接駁費的燃氣公司而言，新用戶接駁數量下滑或接駁費用降低將拖累燃氣公司利潤。
銷售量風險：天然氣銷售量將直接影響燃氣公司盈利，若天然氣下遊需求低於預期或上遊供給低於預期將直接影響天然氣銷售量的增長，進而影響燃氣公司盈利。
價格風險：燃氣公司的價格風險主要為天然氣採購成本風險和配氣費調整風險。天然氣採購價格上漲將增加燃氣公司成本。配氣費調整風險主要為天然氣價格改革執行下，燃氣公司管輸費、配氣費進一步下行的風險。
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