化工行业深度报告：天然气价格市场化带来的投资机会分析-2012-08-25.ppt

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1、,11/08,11/09,11/10,11/11,11/12,12/01,12/02,12/03,12/04,12/05,12/06,12/07,me,0%,-12%,-36%,告,【,】,HeaderTable_User50173075017244HeaderTable_Industry13021000看好investRatingChange.sa化工行业天然气价格市场化带来的投资机会分析,投资要点,行业评级,看好,中性 看淡,(维持),天然气与原油、煤炭并列为三种最主要的化石能源。但与后两者不同，其国内价格一直没有实现市场化。08 年至今，仅调价了 20%，远小于同期原油接近翻倍的涨幅。我

2、们分析认为未来天然气价格将有望改变这种不合理的低估现象，实现市场化，并对整个产业链造成深远影响。理由如下：,国家/地区行业报告发布日期行业表现,中国/A 股化工2012 年 08 月 23 日,1.该不该调价：我国以前人为低估天然气价格的根本原因在于，2011 年以前，天然气完全为国产，有能力自行定价。但未来我国天然气的所有增量产,12%,化工,沪深300,能全部来自进口。预计到 2015 年，总进口量将达到 1900 亿立方米，占总消费的 70%。如果不调价的话，中石油每进口 1 立方米就亏损 1 元，届时总亏损将达到惊人的 2000 亿元，这显然是不可承受的。,深度报,2.能不能调价：我们

3、依照天然气各类下游的承受能力做了测算，其可以接受每立方米天然气涨价幅度分别为：工业 0.9 元、发电 0.7 元、化工 0.5 元、民用 0.2 元，综合而言为 0.55 元。3.谁将受益：如果天然气调价，受益的企业类型为：天然气生产企业中国石油(601857，增持)、广汇能源(600256，无)；LNG 液化设备生产企业富瑞特装(300228，买入)、LNG 加气站相关设备企业蓝科高新(601798，未评级)；煤头尿素湖北宜化(000422，买入)、新兴市场的燃气公司深圳燃气,-24%资料来源：WIND,(601139，未评级)。而受损的企业为：天然气化工企业（包括甲醇和尿素）、成熟市场的燃

4、气公司。投资策略与建议：综上所述，我们认为天然气价格上涨，将做大整个产业链的产值，整条产业链上的企业都有望显著受益。天然气调价也有望带来我国未来几年能源领域最大的投资机会！,证券分析师,赵辰,021-63325888*执业证书编号：S0860511120005王晶021-63325888*执业证书编号：S0860510120030行业,证券研究报告,相关报告页岩气成本低于传统天然气原因何在？：页岩气革命对化工产业影响分析：“页岩气革命”加剧丁二烯供给紧张：,2012-07-192012-07-172012-07-06,东方证券股份有限公司经相关主管机关核准具备证券投资咨询业务资格，据此开展发布

5、证券研究报告业务。东方证券股份有限公司及其关联机构在法律许可的范围内正在或将要与本研究报告所分析的企业发展业务关系。因此，投资者应当考虑到本公司可能存在对报告的客观性产生影响的利益冲突，不应视本证券研究报告为作出投资决策的唯一因素。有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。,化工深度报告 天然气价格市场化带来的投资机会分析1.天然气价格有望重估过去 5 年我国天然气陆基井口价仅调价 2 次。2007 年 11 月年调价 0.48 元/每立方米，涨幅 77%，2010 年上涨 0.23 元/立方米，

6、涨幅为 24%，远小于同期原油接近翻 3 倍的涨幅。如果从等热值价格来看，目前我国陆基天然气井口价仅为原油的 25%。而从国际范围看，我国天然气价格也处于较低水平，仅略高于美国，远低于其他地区的价格。图 1.2004-2011 年我国天然气及原油价格变化图,1.41.21,天然气价格（元/立方米）,单位热值-天然气价/原油价,原油价格(右-美元/桶)160140120,1000.8800.660,0.40.20,40200,2004,2005,2006,2007,2008,2009,2010,2011,2012,资料来源：wind 资料图 2.各国天然气井口价格示意图（元/立方米）32.521

7、.510.50,中国,美国,德国,法国,英国,日本,澳大利亚,资料来源：CEIC,Reuters,有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。2,2.1,2.2,化工深度报告 天然气价格市场化带来的投资机会分析今年以来，发改委价格司屡次提到要理顺包括天然气在内的能源资源价格体系，实行市场化定价机制。并且西气东输二线终端的广东、广西两省已经率先依照净回值法确定天然气价格。目前以 2010年 LPG 和燃料油的进口价格确定的门站价分别为 2.74 元和 2.57 元，远高于目前华东主要城市价格接近 50

8、%。因此也提升了市场对天然气调价的预期。我们总结，目前市场对天然气调价最大的三个问题为：1.天然气该不该调价；2.天然气能不能调价；3.天然气调价，谁最受益。我们以下将分别针对这三个问题展开分析。2.问题一：该不该调价？从今年发改委特变强调的电、油、气等三个能源资源品价格机制改革方向来看，我们认为天然气调价的必要性最为充分。主要表现在以下三点：陆上进口气单位亏损比例最高2011 年我国自中亚的进口气价格为 2 元/立方米，目前已涨至 2.4 元/立方米。而进口气并入我国管网的入网价仅为 1.1 元/立方米左右。相当于每进口 1 立方米天然气就亏损 1.2 元（考虑到增值税抵免），亏损幅度达到了

9、惊人的 50%。而从电力行业看，仅以五大发电集团为样本，基本上每度电收入为 0.35 元，亏损为 0.0164 元，亏损幅度仅为 4.6%。而对于成品油行业，以中石化、中石油测算，成品油单油亏损为 209 元，亏损幅度为 3.8%。无论是油还是电，单位亏损比例都远小于进口天然气。进口量逐年提升，如不提价亏损将难以承受2011 年我国天然气总消费量为 1290 亿立方米，其中从中亚进口气为 155 亿立方米，仅占 12%。因此对于进口气的亏损，尚在可承受的范围之内。但从十一五期间的国内产量和进口量增速来看，分别为 18%和 100%，进口增速远高于国内产量。展望未来，我国未来几年新修的管网几乎全

10、部都是用于输送进口气。预计十二五末其全部投产后，我国进口气规模将达到 1900 亿立方米，是国内现有管网输送能力的 2 倍。届时进口气占陆上天然气消费量的比重将提升至 70%。管网建设就决定了在未来几年我国将越来越倚重进口气来满足国内需求。表 1：现有国产气管网列表,管线名称西气东输一线川气东送忠武线陕京线陕京二线陕京三线,起点轮南轮南普光忠县靖边靖边榆林靖边靖边,终点上海库尔勒上海武汉北京北京北京西安西安,长度（公里）4000192170017001090935900489485,输送能力（亿立方米）1202512030301201501030,有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信

11、息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。3,2.3,化工深度报告 天然气价格市场化带来的投资机会分析,长庆长庆靖边大牛地气田,银川呼和浩特上海榆林,3025111582,51017030,涩宁兰线涩宁兰副线中济线琼崖 131-香港线合计,涩北涩北濮阳南海崖,西宁、兰州西宁、兰州济南香港,95394526177816823,2033830941,资料来源：公司资料表 2：进口气管网列表,管线名称西气东输三线,起点霍尔果斯,终点韶关,长度（公里）4661,输送能力（亿立方米）300,西气东输四线,170,中缅通道中俄通道中俄通道西气东输二线中亚

12、通道合计,实兑港西线东线霍尔果斯哈乌边境,昆明霍尔果斯大庆广州、上海霍尔果斯,17279794180117983,1203003803003001870,资料来源：公司资料随着未来进口气的总量不断增长，如果对天然气的入网价格再不做调整，亏损就会非常惊人。即使以目前 1 元/立方米的亏损幅度计算。未来我国在进口气上，年亏损将达到惊人的 2000 亿元。这相当于 2011 年中石油、中石化炼油亏损的接近 3 倍和五大发电集团发电亏损的 6 倍。考虑到未来所有进口气都将有中石油负责进口，这种亏损幅度显然是单个企业所难以承受的。LNG、LPG 价格逐年上涨，倒逼陆基天然气提价目前我国 LNG 气采用市

13、场化定价方式，过去两年价格不断上涨。其 2011 年进口均价已经达到了2.2 元/立方米，远高于陆基天然气 1.16 立方米的价格。今年截至 4、5 月份的价格更是达到了 2.28和 2.23 元/立方米，目前和管输天然气的比价效应愈发明显。而另一替代能源 LPG 的价格也是随着油价逐年提升，今年三月份达到 5.28 元/立方米的价格，远高于路基天然气的价格。考虑到 LNG、LPG 现在总计进口量达到了 1561 万吨，占到我国燃气总消耗量的 28%，其价格的不断上涨，无疑会倒逼天然气价格的上涨。有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。

14、并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。4,6,3.1,化工深度报告 天然气价格市场化带来的投资机会分析图 3：2011 至今年 LNG、LPG 价格变化示意图,543210,LNG价格（元/立方米）,LPG价格（元/立方米）,Jan/11,Apr/11,Jul/11,Oct/11,Jan/12,Apr/12,资料来源：隆众石化总结下来，天然气价格调整必要性非常充分。我们分析其至今为止没有实行的根本原因在于:1.国家对于稳定物价、抑制通胀的担忧；2.今年以来制造业行业盈利很差，天然气提价将必然提升成本，对相关企业的经营无疑是雪上加霜。所以国家处于维稳考虑，只能短期牺牲上游企业的盈利。但我们分

15、析认为根本的经济规律在长期还是会得到检验，进口天然气长期大幅亏损的局面很难出现，最终天然气价格要逐步实现市场化。3.问题二：能不能调价？因为天然气很大一部分是用于民用，一旦调价就关系到千家万户的利益，因此市场对天然气能否顺利调价一直都有异议。但我们分析认为，其实天然气还是有充分的调价空间，原因有以下三点：天然气价格显著低于替代能源目前我国气体燃料主要分为 LNG、LPG 和天然气，其 2011 年消费量分别为 1221 万吨，2181 万吨和 7250 万吨，其占比分别为 11.5%、20.5%和 68%。而按照同等热值的价格看，天然气价格远低于 LNG 和 LPG。即使天然气价格上涨 0.7

16、5 元/立方米，也还是低于可替代能源的价格。有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。5,图 4,化工深度报告 天然气价格市场化带来的投资机会分析LPG、LNG、天然气单位热值价格比较(元/107 焦耳),1.8,LPG,LNG,天然气,涨价天然气,1.61.41.210.80.60.40.20,LPG,LNG,天然气,涨价天然气,资料来源：东方证券研究所整理,3.2,下游有足够的承受能力,目前天然气下游主要分为：工业（33.4%）、发电（10%）、天然气化工（25.7%），民用（30.6%）。我

17、们将就各主要下游对天然气涨价的承受能力进行分析：,图 5,2011 国内天然气消费百分占比变化,民用燃气33.4%,工业燃料,天然气发电10.3%,天然气化工,25.7%30.6%资料来源：wind 资料3.2.1 工业用气可以接受涨价 0.9 元/立方米工业及商业用是天然气最大的下游，占到 33.4%，而且也是承受能力最强的一批用户。目前工业燃气主要分为 LNG、LPG，天然气，其占比分别为 25%、25%、50%。我们对其成本分别作了测算：有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。6,1.,2

18、.,3.,图 6,1.,3,2.,3.,4.,化工深度报告 天然气价格市场化带来的投资机会分析LPG：原料成本 3.17 元/立方米，工业用 LPG 加上 3%运费和 5%销售毛利率LNG：2.7 元/立方米，加上接收站的成本 0.15 元/立方米及下游销售企业 20%毛利率，天然气：出厂价 1.16 元，管道运输成本 0.8 元/立方米及下游管网企业 30%的销售毛利率从成本上看，在三种可替代能源中，天然气价格最低，相比 LPG 价格还有 1.5 元/立方米的上涨空间，而相比 LNG 还有 0.9 元/立方米的上涨空间。LPG、LNG、天然气终端价格比较（元/立方米）,4.543.532.5

19、21.510.50,天然气,出厂价,销售成本LNG,运输成本,LPG,资料来源：东方证券研究所整理3.2.2 发电用气可以接受涨价 0.7 元/立方米根据发电成本为总投资的折旧成本、运行和维护成本、燃料成本三者之和。我们依照以下假设，测算了不同天然气价格下对应的上网电价：总投资费用成本中动态投资费用为 3548 元/kw，折旧年限为 20 年，在年利用小时为 3500h的情况下，折旧成本费用为 0.049 元/kw.9F 级燃气蒸汽联合循环循环机组供电效率 55.4%，天然气发热量 8600kcal/m，年利用小时为 3500h 时.发电成本在折旧成本、燃料成本累加后，加上 0.008 元/K

20、Wh 的水费材料费等。上网电价在发电成本基础上加上投资回报和负责回报，投资回报率 10%、负债回报率 10.25%有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。7,1,2,化工深度报告 天然气价格市场化带来的投资机会分析表 3 天然气发电上网电价对天然气价格的敏感性分析,指标,动态单位投资费 SUI=3548 元/KW,年利用小时,2500,3000,3500,4000,4500,5000,天然气价格（元/m3),上网电价（含税）（元/KWh),0.600,0.565,0.539,0.520,0.50

21、6,0.494,1.11.21.31.41.51.61.71.81.92.12.2,0.6180.6370.6550.6730.6910.7090.7270.7450.7630.7810.7990.817,0.5830.6010.6190.6370.6550.6730.6910.7090.7270.7450.7630.781,0.5570.5760.5940.6120.6300.6480.6660.6840.7020.7200.7380.756,0.5380.5560.5750.5930.6110.6290.6470.6650.6830.7010.7190.737,0.5240.5420.56

22、00.5780.5960.6140.6320.6500.6680.6860.7040.722,0.5120.5300.5480.5660.5840.6020.6200.6380.6560.6740.6920.710,资料来源：东方证券研究所整理综上所述，以最常规的年利用小时数为 3500h，上网电价 0.7 元/KWh 测算（上网电价 0.5 元/KWh，补贴 0.2 元/KWh），可以承受的天然气价格为 1.9 元/立方米。这就意味着发电用气，还可以上涨0.7 元/立方米。而目前大量用于发电的进口 LNG 价格都在 2 元以上也间接印证了这个成本范围。3.2.3 民用气可以接受涨价 0.2

23、元/立方米民用天然气为天然气价格改革中最为敏感的部分。但依照我们的测算，其实目前我国东部各主要城市的天然气门站价和终端价格之间基本相差 50%左右。而从几个上市的天然气企业的毛利率来看，基本都在 30%左右。如果将毛利率缩减到 20%左右这个合理水平，可以接受天然气涨价 0.2 元/立方米，相当于涨价 20%。表 4.主要城市门站价和终端价格比较（元/立方米）,门站价,居民用气价格,价差比率,广州上海北京郑州合肥杭州南京,2.21.751.4551.61.581.591.38,3.452.52.052.252.332.422.2,56.8%42.9%40.9%40.6%47.5%52.2%59

24、.4%,资料来源：东方证券研究所整理有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。8,1.,2.,化工深度报告 天然气价格市场化带来的投资机会分析3.2.4 化工用气可以接受涨价 0.5 元/立方米目前天然气在化工，主要用于制取合成氨，甲醇，生产下游的尿素等产品。由于天然气相对低廉的价格，气头化工普遍盈利较好。仅以尿素为例，以目前井口价 1 元/立方米的天然气价格计算，尿素的完全成本仅为 1450 元/吨左右，远低于目前 2200 元/吨的价格，因此毛利率普遍在 30%以上。如果我们将气头尿素的毛利率

25、削减到 15%这个化工品的正常水平，则可以接受的天然气价格为 1.5元/立方米。这也意味着化工用天然气井口价还有涨价 0.5 元/立方米的空间。3.2.5 总结综上所述，依照各个下游在天然气消费量中的占比，则天然气总体可以接受 0.55 元的涨价幅度。4.问题三：谁将受益天然气作为最基础的能源品之一，也是目前唯一一个没有实现市场化定价的大宗资源品。如果天然气能够依照我们所预期的调价 0.55 元/立方米，则其整体价格上涨幅度达到了 50%以上。这无疑会对整个天然气产业链产生极其重大的影响。具体说来，我们将针对以下几种企业进行分析：1.天然气生产企业，2.LNG 相关企业；3.化工类企业；4.下

26、游燃气公司。,4.1,天然气生产企业,天然气如果上调价格，天然气生产企业无疑将显著受益。我国上市公司中主要的天然气生产商为中石油、中石化、广汇能源。其 2011 年产量分别为 687 亿立方米、149 亿立方米和 3.4 亿立方米。如果考虑到未来两年的增产能力，其 2013 年对应单位市值的天然气产量为 0.054 立方米、0.035立方米和 0.034 立方米。而如我们假设的天然气上涨 0.5 元/立方米，将增厚其 2013 年业绩 0.18元、0.08 元和 0.19 元。,4.2,LNG 生产及设备企业,LNG 目前主要作为陆基天然气的补充能源。天然气价格的调整也有望带动 LNG 的需求

27、。其具体受益企业可以分为 LNG 生产商和设备制造商。LNG 生产商主要有广汇股份、大唐发电。广汇目前 LNG 共分为鄯善 5 亿立方米 LNG 加工站、吉木乃 5 亿立方米 LNG 加工站和淖毛湖 6 亿立方米煤制 LNG 项目。这些项目 2013 年将实现生产 16 亿立方米生产能力。而 2013 年大唐发电将实现一期 13 亿立方米的生产能力。以 2013年单位市值对应的 LNG 产量测算，分别为 0.034 立方米和 0.017 立方米。LNG 液化设备制造商：我们分析天然气价上调和上游企业加大天然气供给有很强的正相关关系。天然气价格如果上涨，上游企业就有更多的激励去加大供气量，从而有

28、望拓展天然气的应用区域。而我国天然气液化主要需求来源为车用液化天然气、总计需求每年高达 124 亿元。随着天然气的普及，车用天然气的气源将更有保证，从而有望推广到更多的城市，其受益的主要公司为富瑞特装。公司是 LNG 低温储运应用设备的领先生产商,其在 LNG 车用瓶与 LNG 加气站的市场份额超过 50%。公司 LNG 应用装备二期项目与快易冷项目预计下半年将相继投产，未来计划将进一步扩大生产规模与完善产业布局。有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。9,3.,化工深度报告 天然气价格市场化带

29、来的投资机会分析图 7 天然气液化装置市场容量分析,车用天然气液化,焦炉煤气液化目前每年焦炉煤气排放360亿方（污染大,油田伴生气液化煤层气50亿方+页岩气65亿方，如45%被液化,2012年26万吨/年2015年55万吨/年2020年95万吨/年每15万吨/年投产3-9亿美元2020年前需 求34亿RMB/年,气），如15%被液化回收，既回收54亿方液化装置25万方/天，开工率95计到2015年需183台，需146亿元需求48亿元/年,=79.5亿方(其中伴生气1/3),既25亿方液化装置10万方/日工作，开工率95%2年需装置125台，即96.8亿元需求42亿元/年,总需求：124亿元/年

30、,资料来源：东方证券研究所整理天然气加气站相关设备制造商：目前我国天然气加气站 2100 座，国家规划到 2020 年建成12000 座，复合年均增长率高达 28.3%。按照 CNG 加气站设备成本 350 万和 LNG 加气站 275万，总计投入 330 亿元，即 47 亿/年，受益公司为蓝科高新。其在大型和特种球罐方面是国内唯一一家拥有 SAD（分析）设计、生产制造、现场安装施工、建立全套资质的公司。未来两年我国的 LNG 球罐就出现翻倍增长，增加至 45 座。而公司上海三期工程达产后，将增加两套压球生产线，对应产能也增加 200%。图 8 到 2020 年我国天然气加气站增长情况（座）,

31、100008000,LNG加气站,CNG加气站,6000400020000,2012,CAGR=28.3%,2020,资料来源：东方证券研究所整理有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。10,化工深度报告 天然气价格市场化带来的投资机会分析图 9 天然气加气站设备需求,LNG加气站工作流程：卸车升压加气-泄压卧式低温储罐 1台卸液臂 1支加气机 2台低温泵 1台卸车增压器 1台储罐增压器 1台售气机 3台 控制系统 仪表 阀门 管路等资料来源：东方证券研究所整理,CNG加气站工作流程：调压计量深

32、度脱水压缩储气销售天然气压缩机1台换热器 1台储气瓶 2个售气机 3台气体检测报警系统仪表 管路 阀门等,4.3,气头化工企业,我国天然气化工下游主要为尿素、甲醇等化工产品，天然气涨价对其盈利无疑会有很大的负面影响。气头尿素约占尿素总产能的 20%左右，每年消耗天然气近千亿立方米。在目前 1.1 元/立方米的井口气价下，其满负荷成本仅为 1450 元/吨左右，毛利率普遍在 30%以上。如果天然气如我们预期的调价 0.5 元/立方米，则其完全成本将达到 1950 元左右，与煤头化工相比成本优势并不明显了。尤其考虑到在目前天然气供给紧张的大背景下，气头尿素普遍开工率不高，其实际的能耗物耗比重显著大

33、于满负荷的水平。并且大多数气头化工为了解决供气不足，还高价采购 30%-50%的计划外气。因此我们预测如果天然气调价，一则会进一步削弱气头尿素的竞争力，甚至导致大多数气头尿素被迫停产；二则会推高全国尿素的价格，进而利好煤头尿素企业。我国气头甲醇每年消耗的天然气在 400 亿立方米左右。在目前 1.1 元/立方米气价下，完全成本在1650 元左右，毛利率在 25%左右。但如果天然气调价 0.5 元/立方米，则其成本将上涨至 2180 元，在目前甲醇价格下，基本上没有盈利。考虑到气头甲醇仅占我国甲醇产量的 15%，消费量的 10%，占比较小。并且我国甲醇大量依赖海外廉价甲醇的进口。因此我们分析认为

34、，如果天然气调价，对甲醇价格影响应该不大，但对于气头甲醇企业将构成致命的伤害。以下我们分别对天然气价格上涨0.1 元对气头尿素企业中的云天化、赤天化、四川美丰、建丰化工和气头甲醇企业远兴能源的业绩影响做了敏感度分析。表 5：天燃气对气头尿素企业成本敏感度分析,公司云天化赤天化四川美丰建峰化工远兴能源,产能（万吨）7660100140135,0.1 元天然气价格上涨对业绩的影响(元/股）0.070.040.130.160.14,资料来源：Wind 东方证券研究所整理有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免

35、责申明。11,化工深度报告 天然气价格市场化带来的投资机会分析,4.4,下游燃气类企业,天然气调价，对于燃气类企业的影响较为复杂。我国燃气类企业可以分为新兴市场和成熟市场。对于新兴市场来讲，燃气公司最主要利润来自于煤气的初装费，而非天然气的日常销售。如果本轮调价能够提高上游企业的生产积极性，则有望增加我国天然气的覆盖范围，对于天然气新进入的市场来讲，无疑是巨大的利好。但对于成熟市场来说，燃气公司的利润主要来自天然气终端价和门站价的价差。天然气的调价，无疑会缩减其利润。而对于成熟市场，量的增长其实较为稳定，因此很难再短期内弥补毛利率下降对利润的伤害，因此调价应该是较为负面的影响。5.总结综合以上

36、分析，我们认为我国天然气价格最终实现市场化是大概率事件，具体的调价幅度应在0.5-0.7 元/立方米之间。而对于各类企业来讲，受益的企业类型为：1.天然气生产企业；2.LNG生产及设备企业；3.煤头尿素；4.新兴市场的燃气公司。而受损的企业为：1.天然气化工企业（包括甲醇和尿素）；2.成熟市场的燃气公司有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。12,化工深度报告 天然气价格市场化带来的投资机会分析,分析师申明,每位负责撰写本研究报告全部或部分内容的研究分析师在此作以下声明：,分析师在本报告中对所提

37、及的证券或发行人发表的任何建议和观点均准确地反映了其个人对该证,券或发行人的看法和判断；分析师薪酬的任何组成部分无论是在过去、现在及将来，均与其在本研,究报告中所表述的具体建议或观点无任何直接或间接的关系。,投资评级和相关定义,报告发布日后的 12 个月内的公司的涨跌幅相对同期的上证指数/深证成指的涨跌幅为基准；,公司投资评级的量化标准,买入：相对强于市场基准指数收益率 15%以上；,增持：相对强于市场基准指数收益率 5%15%；,中性：相对于市场基准指数收益率在-5%+5%之间波动；,减持：相对弱于市场基准指数收益率在-5%以下。,未评级 由于在报告发出之时该股票不在本公司研究覆盖范围内，分

38、析师基于当时对该股票的研究状况，未给予投资评级相关信息。,暂停评级 根据监管制度及本公司相关规定，研究报告发布之时该投资对象可能与本公司存在潜在的利益冲突情形；亦或是研究报告发布当时该股票的价值和价格分析存在重大不确定性，缺乏足够的研究依据支持分析师给出明确投资评级；分析师在上述情况下暂停对该股票给予投资评级等信息，投资者需要注意在此报告发布之前曾给予该股票的投资评级、盈利预测及目标价格等信息不再有效。,行业投资评级的量化标准：,看好：相对强于市场基准指数收益率 5%以上；,中性：相对于市场基准指数收益率在-5%+5%之间波动；,看淡：相对于市场基准指数收益率在-5%以下。,未评级：由于在报告

39、发出之时该行业不在本公司研究覆盖范围内，分析师基于当时对该行业的研究状况，未给予投资评级等相关信息。,暂停评级：由于研究报告发布当时该行业的投资价值分析存在重大不确定性，缺乏足够的研究依据支持分析师给出明确行业投资评级；分析师在上述情况下暂停对该行业给予投资评级信息，投资者需要注意在此报告发布之前曾给予该行业的投资评级信息不再有效。,免责声明本研究报告由东方证券股份有限公司（以下简称“本公司”）制作及发布。本研究报告仅供本公司授权的客户使用。本公司不会因接收人收到本研究报告而视其为本公司的当然客户。本研究报告是基于本公司认为可靠的且目前已公开的信息撰写，本公司力求但不保证该信息的准确性和完整性

40、，客户也不应该认为该信息是准确和完整的。同时，本公司不保证文中观点或陈述不会发生任何变更，在不同时期，本公司可发出与本研究报告所载资料、意见及推测不一致的报告。本公司会适时更新我们的研究，但可能会因某些规定而无法做到。除了一些定期出版的研究报告之外，绝大多数研究报告是在分析师认为适当的时候不定期地发布。在任何情况下，本研究报告中的信息或所表述的意见并不构成对任何人的投资建议，也没有考虑到个别客户特殊的投资目标、财务状况或需求。客户应考虑本研究报告中的任何意见或建议是否符合其特定状况，若有必要应寻求专家意见。本研究报告所载的资料、工具、意见及推测只提供给客户作参考之用，并非作为或被视为出售或购买

41、证券或其他投资标的的邀请或向人作出邀请。本研究报告中提及的投资价格和价值以及这些投资带来的收入可能会波动。过去的表现并不代表未来的表现，未来的回报也无法保证，投资者可能会损失本金。外汇汇率波动有可能对某些投资的价值或价格或来自这一投资的收入产生不良影响。那些涉及期货、期权及其它衍生工具的交易，因其包括重大的市场风险，因此并不适合所有投资者。在任何情况下，本公司不对任何人因使用本研究报告中的任何内容所引致的任何损失负任何责任，投资者需自行承担风险。本研究报告主要以电子版形式分发，间或也会辅以印刷品形式分发，所有研究报告版权均归本公司所有。未经本公司事先书面授权，任何机构或个人不得以任何形式复制、转发或公开传播本研究报告的全部或部分内容，不得将本研究报告内容作为诉讼、仲裁、传媒所引用之证明或依据，不得用于营利或用于未经允许的其它用途。经本公司书面授权的引用、转发或刊载本报告，需注明出处为东方证券研究所，且不得对本报告进行任何有悖原意的引用、删节或修改HeadertTable_Address东方证券研究所,地址：,上海市中山南路 318 号东方国际金融广场 26 楼,联系人：王骏飞,电话：传真：网址：,021-63325888*1131021-,Email：,