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【安信环保公用邵琳琳团队】新奥股份深度:城燃主业稳扎稳打,新兴业务多点开花——兼具确定性与成长性的燃气龙头

2021-08-20 00:36:02 点击:93 来自:综合娱乐汇

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摘要

■资产重组构建天然气全产业链:公司于2020年9月完成资产重组,置入港股新奥能源32.78%的股份。重组后,天然气全产业链龙头构建完成,上下游协同效应显现,上游可借助下游强大的分销规模增强议价权,下游将得益于上游的优质能源资源,实现供气稳定性。公司以城市燃气为轴,新兴业务全面拓展的势头,使得公司成为兼具确定性与成长性的燃气龙头。

■确定性:城燃主业稳扎稳打,运营版图持续扩张:新奥能源为全国城燃龙头,2012-2020年营收CAGR 18.96%;归母净利润CAGR 19.78%。行业景气叠加公司自身优势,业绩有望持续稳健增长:1)碳中和推动能源结构转型,天然气消费量有大幅提升空间。据《“十四五”天然气发展路径》预测,到2025年我国天然气消费量有望达到5000亿立方米,为公司发展提供良好环境。2)新奥能源在全国范围布局,优先抢占经济发达地区市场。发达地区工商业用气量高叠加人口流入带来的居民用气需求,未来增长空间较大。3)工业气占比高,受农村煤改气影响较小。农村煤改气依赖政策补贴,相关业务业绩波动大,而公司主要业绩来源为工业端,工业“煤改气”推行不依赖于补贴,业绩稳定性高。4)气化率抬升空间大。公司2020年经营的城燃项目气化率62.5%,据新奥能源年报预测成熟项目气化率有望达90%,接驳和销气业务收入均有持续增长潜力。

■成长性:三大新兴业务方向在稳健的城燃业务之上叠加成长空间:

拓展方向一:稀缺的LNG接收站运营权。新奥集团为国内少数拥有LNG接收站的民营企业,已投运一期核定产能300万吨/年,处理能力500万吨/年;二期已进入试运营,核定产能500万吨/年,处理能力有望达到800万吨/年,三期建成后处理能力有望达1000万吨/年。公司具有新奥舟山LNG接收站运营权,同时与多家海外资源商签署长协,成本优势显著,目前海外LNG价格高涨的情况下公司直销气业务仍然能实现盈利,若未来随着海外LNG价格回归正常水平,直销气业绩弹性有望显现。

拓展方向二:综合能源业务。公司大力拓展综合能源业务,该板块2020年营收及归母净利润分别同比增长84.3%和90.9%。由于综合能源终端用户负荷波动性大,在多种分布式能源中,天然气的供能稳定性最高,公司具有全国布局的城燃网络,可在气源方面提供强大保障,成为拓展综合能源的核心优势之一。

拓展方向三:积极布局氢能产业链。公司积极布局氢能源产业链,重点研发上游制氢技术,同时具备天然气制氢、电解水制氢及加氢站项目建设的EPC整体服务能力。据光明网披露,公司目前已完成21个氢能相关项目,其中包含2个EPC项目,政策推动下氢能板块有望成为新增长点。

■投资建议:公司为国内天然气龙头,资产重组打造全产业链实现上下游协同,同时在主营城燃业务稳健增长的基础上新兴业务多点开花,看好未来增长潜力。我们预计公司2021年-2023年的收入增速分别为8.8%、14.2%、7.7%,净利润增速分别为52.9%、31.2%、19.7%,成长性突出;首次覆盖给予买入-A 的投资评级,6个月目标价为25.0元。

■风险提示:天然气需求不及预期风险、海外LNG价格持续提升风险、煤价下跌风险、政策推动不及预期风险、假设不及预期风险。

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1.资产重组构造天然气全产业链

1.1. 资产重组促进新奥体系内燃气业务整合

完善天然气产业链,聚焦体系内燃气资产业务协同整合。新奥股份前身是以农兽药起家的河北威远实业股份有限公司,于1994年上市,简称“威远生化”。2004 年 12 月新奥集团收购威远生化44%的国有股权,并于2011年成为其第一大法人股。公司在2004至2016年间通过收购其他公司股份不断增扩业务与资产规模,相继增加二甲醚、煤炭、LNG、甲醇等能源业务,逐步转变公司发展方向,成为一个涵盖天然气开发、生产、加工和投资,能源技术工程服务,甲醇等能源化工产品生产和销售,以及煤炭开采与洗选等业务的能源企业。2015年,公司正式更名为“新奥股份”,2019年,新奥股份出售子公司威远生化、动物药业及内蒙新威化100%股份,彻底剥离农兽药业务,逐步整合现有业务,聚焦天然气一体化产业链。2020年9月,公司发布关于重大资产重组事项置出资产过户完成的公告,新奥股份通过资产置换、发行股份及支付现金方式购买公司董事长暨实际控制人王玉锁先生控制的新奥国际、精选投资控股有限公司合计持有的新奥能源的32.78%股份。新奥股份致力于上游资源拓展包括海外天然气和煤基清洁能源等,新奥能源则聚焦下游城市燃气、能源贸易与输配等事业。新奥股份清洁能源上下游产业链打通,一体化天然气的版图布局逐渐清晰。

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1.2. 股权结构

截至2021年一季报,公司第一大股东为新奥集团国际投资有限公司,持股比例为48.16%,王玉锁先生持有其100%的股权。此次整合完成后,公司实际控股人仍为王玉锁先生,持股比例从 48.43%提升至69.95%,并通过新奥股份间接控股新奥能源。在创始人王玉锁先生的带领下,公司发展成为国内规模最大的城市燃气分销商之一。

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股权激励为公司注入新的发展活力。经公司董事长王玉锁先生提名,公司对高级管理人员进行了一定调整,当前管理层均有新奥集团或新奥能源工作背景。调整原公司首席执行官于建潮先生为公司联席首席执行官,聘任原新奥能源首席执行官韩继深先生为公司联席首席执行官,郑洪弢先生为公司总裁。同时,公司首席财务官、独立董事等均有相应调整。管理层的变动彰显公司对未来发展的战略目标与路线规划的信心。公司于2021年6月完成限制性股票激励计划,首次授予1721万股,预留113万股,授予价格为7.03元/股。首次授予激励对象49名,涵盖董事、高管以及核心管理业务人员。公司限制性股票考核指标分为三个层次,分别为公司层面业绩考核、激励对象所负责业务层面绩效考核和个人层面绩效考核。公司层面业绩指标为归属于上市公司股东的评估利润增长率。激励计划的解除限售考核年度为2021-2024年四个会计年度,将年度评估利润较2020年评估利润增长率作为考核标准。同时,公司对激励对象负责的业务层面、个人层面设置了严密的绩效考核体系,能够对激励对象的工作绩效做出较为准确、全面的综合评价。

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1.3.上下游有机结合,形成国内独一无二的全产业链布局

与新奥能源重大重组的完成,标志着新奥股份转型彻底完成。至此,新奥股份打通了天然气上下游两端,拥有了独一无二的天然气全产业链。目前的核心业务主要有天然气加工与投资、能源技术服务工程、能源化工、煤炭业务,以及新增的销售业务。国家管网集团的成立,标志着我国上游油气资源多主体多渠道供应、中间统一管网高效集输、下游销售市场充分竞争的油气市场新体系基本确立。

上游市场主体方面,新奥股份积极拓展能源资源,拥有多元化的供应主体与渠道。包括沁水新奥以煤层气制 LNG;新能能源建设的20万吨稳定轻烃项目亦增设了加氢气化和催化气化核心自有煤气化技术产业示范工程,据公司公告,项目可同时年联产2亿方天然气。同时公司参股河南京宝和重庆龙冉两家企业,持股比例分别为49%和14%。

中游传输方面,新奥集团拥有国内第一家民营大型LNG接收站,舟山液化天然气接收站。据舟山市投资促进中心,目前已建成投运的是新奥舟山LNG接收站项目的一期工程,年处理LNG能力达300万吨。项目二期工程投资22亿元,已于7月初建成试运营,年处理LNG能力将达到500万吨,远期将提升至1000万吨。子公司新地工程也一直致力于天然气管道建设与LNG接收站建设项目。

下游分销方面,新奥能源(2688.HK)是国内规模最大的清洁能源分销商之一。截至2020年底,新奥能源在全国运营235个城市燃气项目,销气量稳步扩张。

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重组后新奥股份业务结构发生重大改变,实现上下游实质协同。重组前,新奥股份的营收主要来源于贸易产品,包括甲醇、煤炭、能源工程和能源化工品的贸易;重组后,新奥股份的营收主要来源于天然气零售与批发,在天然气上中下游产业链中均有布局。

资产重组一方面助力集团上下游产业衔接,收购前新奥能源与新奥股份受关联交易影响,公司之间协同性不达预期,沁水新奥向新奥能源销售液化天然气比例为零,以市场价向第三方销售。此次收购重组后,公司经营与财务协同效应增强,使得公司竞争力与业绩提高,同时关联交易问题得到解决,公司现有LNG业务能够直接面向新奥能源进行销售,实现上下游良性循环。另一方面,集团上游主体借助下游强大的分销规模增强议价权,同时下游将得益于上游的优质能源资源,供气稳定性提升。

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根据公司2021年半年度业绩预增公告,重组后公司归母净利润水平显著提升,上半年预计将达19.6亿元-21.1亿元,较去年同期未重组时增长170%-190%。除了纳入下游城燃业务带来的增量以外,通过舟山LNG接收站积极拓展的海外进口直销气业务利润增速明显,为公司的业绩增长带来一定增量,该板块净利润从去年同期的1046万元增至约2.19亿元。未来随着公司上下游产业协同性进一步增强,业绩仍有提升空间。

2. 确定性:城燃主业稳扎稳打,运营版图持续扩张

新奥能源(2688.HK)为港股上市的全国性城燃板块龙头,主营天然气销售业务(零售和批发)、综合能源业务、工程安装业务和增值业务四大板块,其中主要以天然气销售及工程安装为主,综合能源业务扩张趋势明显。

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据新奥能源公司公告,截至2020年底,新奥能源服务的工商业客户为17.7万个,住宅用户2321万户,已成为全国城燃板块龙头。随着天然气销售量的逐步提升,公司营收及净利润稳步增长。从2012-2020年,公司营业收入从180.9亿增长至725.7亿,年均复合增速达到18.96%。从归母净利润方面看,2014、2019年受到公允价值变动损益、兑汇损益等一次性因素影响,归母净利润波动较大,在剔除一次性因素后公司整体归母净利润保持稳步增长,2012-2020年年复合增速19.78%。

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行业景气叠加公司自身优势,业绩有望持续稳健增长,仍有较大增长空间:1)碳中和大力推动能源转型,天然气消费量有望不断提升。2)公司全国范围布局,率先抢占国内优质市场;3)工业气占比高,受煤改气影响较小;4)气化率较低,接驳业务仍有持续增长空间。

2.1.碳中和大力推动能源转型,天然气消费量有望不断提升

天然气是三大化石能源中最为清洁的能源。目前常用的化石能源主要为煤炭、石油与天然气。煤炭中除含有碳元素之外,还包含硫、氮、磷等有害元素,并在燃烧过程中形成有害气体,残留大量废渣;而石油的主要成分为分子量较大的烷烃,无法完全燃烧,并在燃烧过程中形成大量油烟。而虽然天然气中主要成分同样为烷烃,但其中绝大多数成分为甲烷,其中含有的硫、氮等有害元素非常少,且与石油与煤炭相比燃烧更完全,同时在燃烧后不产生废渣、废水。除此之外,从燃烧效率方面分析,根据中国报告网发布的数据,天然气的平均单位发热量仅略低于石油,远高于煤炭,因此,总体来看天然气在环保、燃烧效率等方面相比其他化石能源具有显著优势。此外,根据壳牌《LNG前景报告2020》,每吨天然气排放的二氧化碳量远小于煤炭,因此天然气可作为煤炭等传统非清洁化石能源的重要替代。

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近年国家出台多项政策推动我国天然气市场整体持续发展,主要涉及我国能源结构改革、天然气市场化改革、天然气储备设施建设等方面。2017年7月,《关于加快推进天然气利用的意见》中提出要逐步将天然气培育成我国现代清洁能源体系的主体能源之一,到2030年,天然气在一次能源消费结构中的占比力争达到15%左右。

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从供给端看,我国近年天然气产量大幅增长。2015-2020年我国天然气产量不断增长,年均复合增速达7.4%,2020年达到1925亿立方米。同时,我国天然气供给侧仍部分依赖进口, 根据海关总署发布的数据,我国2020年天然气进口量达到10166万吨,从2015年以来年均复合增速达到26%,但近几年增速存在下降趋势。

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从需求端看,过去得益于“煤改气”政策推动,需求稳步增长。根据国家统计局公布的数据,截至 2020 年我国天然气消费量达到 3259 亿立方米,从 2015-2020 年年均复合增速达到 11.02%。2019、2020 年由于煤改气政策推动放缓增速有所下滑。

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中国天然气使用占比低,有较大增长空间。根据BP最新发布的2021年《世界能源统计年鉴》,中国目前已经成为世界第一大能源消费国,能源消费总量占全球的26.13%,但中国2020年消费量最高的能源仍为煤炭,能源结构调整落后于美国及欧洲等发达国家。根据数据统计,全球2020年天然气消费比重已达到24.72%,甚至欧洲、美国、加拿大等发达国家天然气使用占比已超过25%以上,但中国能源消费仍以煤炭为主,煤炭消费占全国能源总消费的56.56%,而天然气消费量仅占8.18%,远低于世界平均水平。因此,我国天然气使用占比未来提升空间巨大。

我国能源结构的转型有望带来天然气消费量的快速增长。一方面,天然气是向非化石能源过渡阶段的重要选择。目前我国可再生能源占比低,在“碳达峰、碳中和”的明确目标下,非化石能源要完全替代传统化石能源仍需较长时间,天然气作为清洁低碳型能源,将成为我国现阶段节能减排过度期的最优选择。另一方面,天然气在终端消费上可作为可再生能源的重要互补,无法完全被可再生能源替代。煤炭是我国目前消费量占比最高的非清洁能源,根据智研咨询《2018-2019年上半年中国煤炭行业供应端及需求端现状分析》,从煤炭的下游需求看,发电占53%,该部分未来有望被可再生能源所替代,而剩下近一半的需求分布于其他各个工业产业作为动力燃料,该部分的电气化难度较大。同时根据国家电网发布的《中国能源电力发展展望2019》,2050年我国整体终端电气化率预计将为50%,其中预计建筑、工业和交通到2050年的电气化率预计分别为65%、52%和35%,其他产业为54%,这表明到2050年建筑和工业依然有较大比例的部分难以电气化。因此天然气作为可再生能源的重要互补,是这一部分产业在低碳化进程中的重要选择。此外,在部分居民生活用气上,天然气也显现出其不可替代性。

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“十四五”期间,在“碳中和、碳达峰”的推动下,天然气行业将持续发展。根据国务院新闻办发布的《新时代的中国能源发展》,我国将会进一步发展天然气、电力以及非化石能源等来逐步替代煤炭。中国天然气市场“软硬件"同步布局,为天然气行业持续、健康、快速发展奠定基础。同时,天然气市场化改革将继续推进,深化改革是激发中国天然气高质量发展的内生动力。根据《“十四五”天然气发展路径》预测,到2025年我国天然气消费量有望达到5000亿立方米,产量有望达到2600亿立方米,仍有大幅增长空间。此外,据《2020年我国天然气供需形势分析及前景展望》预测,到2035年,我国天然气消费量将达6000-6500亿立方米,产量将达3000-3500亿立方米。

2.2.全国范围布局,率先抢占国内优质市场

公司打破城燃行业区块划分特点,为少数全国性布局企业。国内多数城燃企业业务主要集中于单一省份,向外扩张难度较大,不同于国内多数地域性城燃企业,新奥能源已在全国进行大范围布局,业务版图迅速扩张,2015年公司仅有152个城市燃气项目,到2020年底已扩张至235个,新增项目20个,已覆盖国内21个省及自治区。

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随着业务覆盖范围扩大,公司天然气用户量与销售量逐年增长,每年为公司业绩带来稳定增量。天然气用户方面,公司累计住宅用户从2015年的1232.6万户增长至2020年的2321.3万户,新增住宅用户量稳步增长;工商业用户量从5.9万个增长至17.7万个。用户数量逐步增长的同时带动销气量稳步提升,零售销气量从2015年的100.53亿立方米增长至2020年的219.53亿立方米;批发销气量从12.31亿立方米增长至76.16亿立方米,年复合增速分别为16.9%和44.0%。

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优先抢占经济发达地区市场,有利于后续扩张。资源禀赋为城燃企业能否实现快速扩张的先决条件之一,资源禀赋主要体现于两方面:1)区域经济水平;2)地区人口覆盖规模。经济水平越发达的地区工商业用气量需求越高,同时通过人口流动带来的新增住宅用户也将持续提升,因此,积极抢占经济发达地区市场有利于公司业务规模持续扩张。按公司项目地域分布来看,公司国内业务主要集中在河北省、湖南省、安徽省及大多数沿海省份等经济较为发达的地区,在公司燃气项目超过20个的省份中,大部分GDP位列全国前十,区域优势显著。同时,对于城燃企业来说,规模效应主要体现在地区覆盖规模上。人口覆盖规模是公司管控成本和拓展业务的基础,在人口大规模覆盖的情况下公司未来有望降低天然气整体采购成本。

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产业链整合助力下游城燃市占率进一步提升。通过本次重组,公司开展全产业链布局,在未来油气管网设施公平开放后上游天然气资源将更好、更直接的对接下游客户,利于公司未来业务信息共享、覆盖地区扩张和采购成本的降低。除此之外,公司另一大优势在于新奥股份拥有第一个民营LNG接收站,这一优势使得新奥股份可以率先获得管网改革的红利。当气源贸易可以上游与下游直接沟通买卖,不仅气源价格有望降低,同时还会节省中间程序所消耗的成本,间接降低总成本,从而带来更高的利润。并且管网能够扩大覆盖面积,这对本就销售面积广泛的新奥能源更是锦上添花。与同类城燃公司相比,新奥股份ROE及资产周转率优势明显。

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2.3.工业气占比高,受农村煤改气影响较小

2017年3月,《京津冀及周边地区2017年大气污染防治工作方案》发布,将京津冀大气污染传输通道“2+26”城市列为北方地区冬季清洁取暖规划首批实施范围,开始全面加强城中村、城乡结合部和农村地区散煤治理。该方案要求北京、天津、廊坊、保定市在10月底前完成“禁煤区”建设任务,并进一步扩大实施清洁采暖范围,其他2+26城市于10月底前,按照“宜气则气、宜电则电”的原则,每个城市完成5-10万户以气代煤或以电代煤工程。

农村“煤改气”依赖补贴,推进进度放缓。根据2017年发布的《关于开展中央财政支持北方地区冬季清洁取暖试点工作的通知》,中央财政奖补资金标准根据城市规模分档确定,直辖市每年安排10亿元,省会城市每年安排7亿元,地级城市每年安排5亿元。由于农村“煤改气”较为依赖补贴,具有一定不可持续性。同时,从2019年起由于农村煤改气陆续暴露价格承受能力不足、安全管理难等问题,农村“煤改气”政策推进力度目前有逐步放缓趋势。以居民端业务为主的城燃企业受“煤改气”政策影响较大,2017-2018年全国天然气需求集中爆发,以百川能源为例,2017-2018年受政策大力推动公司业绩迅速提升,后续由于政策推进进度放缓业绩出现滑坡,整体业绩波动较大。

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公司居民端业务占比较小,受政策影响程度相对较小。工业端燃煤锅炉改造稳步推进,根据各地大气污染防治计划,要求2019 年底前城市建成区基本淘汰每小时 35 蒸吨以下燃煤锅炉、并全部淘汰每小时 10 蒸吨及以下燃煤锅炉。新奥能源主要业绩来源为工业端,工业“煤改气”推行不依赖于补贴,公司业绩增长相对稳定。根据新奥能源2020年年报,2020年公司工商业用户销气量在零售天然气销量中占比76.78%,且每年基本保持稳定增长,受政策影响较小,业绩稳定性高。

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2.4.气化率仍有抬升空间,接驳业务有望持续增长

目前燃气行业地域划分基本既定,公司业务已占据多数经济较为发达的地区,继续实行地域扩张成本较高,从2005年起公司战略转为提升现有项目气化率水平。我国城镇化进程加快利好燃气接驳业务,公司现有项目气化率水平稳步提升,从2015年的51.7%稳步增长至2020年的62.2%,接驳业务收入平稳,为公司提供稳定现金流。

“十四五”规划和2035年远景目标纲要提出,“十三五”末我国城镇化率超60%,“十四五”期间城镇化率将进一步提升,目标达到65%,大规模城镇化将加大公司项目开发潜力,根据新奥能源2020年年报,公司预计成熟项目气化率水平将达到90%,相比目前的气化率水平仍有较大提升空间,接驳业务收入仍有支撑。

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3.成长性:三大新兴业务方向在稳健的城燃业务之上叠加成长空间

3.1. 拓展方向一:拥有稀缺的LNG接收站运营权,直销气快速增长

中国系全球LNG进口大国,国家管网的成立有助于推动形成多元化竞争格局。根据国家统计局和海关总署数据,2020年我国天然气表观消费量为3259亿立方米,占一次性能源消费的8.5%,其中进口LNG约占天然气消费量的28%,是我国天然气重要的资源供应来源。2006年我国LNG引进量75万吨,2020年进口量达到6679万吨,CAGR达37.83%。今年4月,国家管网公司公布2021年接收站、储气库、天然气管道剩余产能及54家接收站剩余产能入围委托商名单,资源运输通道的打通,我国天然气进口主体日趋多元化,“三桶油”原有资源与基础设施垄断优势削弱,新奥股份等民营企业的竞争力增强。

新奥集团作为国内少数拥有LNG接收站的民营企业,稀缺资源优势有助于公司进口具有价格竞争力的LNG。据IGU披露,截止2020年末,我国LNG接收站数量为22座,其中,中石油、中石化、中海油三大公司接收站17座,地方国企和民营企业建有接收站5座。公司作为民营企业,拥有自身的LNG接收站—舟山接收站,能够充分发挥成熟的国际寻源能力,从海外进口具有价格竞争力的LNG,具有良好的价格优势。

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舟山LNG接收站投运及持续的投产计划,助力公司提升其行业竞争力。与管道天然气相比,LNG是更灵活的跨区域天然气交易形式。在国际天然气贸易中,须先将天然气液化为LNG,再通过海运进行输送。在LNG运输船运抵码头后,通过接收站的设施装置将LNG接收、存储和气化外输。新奥舟山液化天然气接收及加注站是国内首个民营的大型LNG接收站,根据舟山市投资促进中心,接收站分为三期,一期核定产能300万吨/年,处理能力500万吨/年;二期核定产能500万吨/年,处理能力有望达到800万吨/年;三期核定产能800万吨/年,处理能力有望达到1000万吨/年。同时,舟山LNG接收站采用冷能发电与制冰、空调相结合的冷能综合利用工艺,可实现LNG卸载、储存、气化、装船、装车等LNG全流程操作,项目已于2018年8月实现首艘LNG船舶接卸。二期扩建工程已进入试运营阶段,投运后年处理能力将达到800万吨。由于LNG接收站的建设耗资巨大且审批流程复杂,长期以来国内LNG接收站的建设主要由“三桶油”主导,而民营企业参与进口LNG贸易主要通过租赁LNG接收站,新奥股份自建LNG接收站有利于其进一步奠定行业地位。

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LNG接收站+较高市场份额提升气源议价能力,规模效应凸显。公司拥有天然气终端市场份额约9%,海外采购气源有较强的议价能力,叠加公司自有的LNG接收站,购气成本端有进一步下行空间。根据公司规划,2018年新奥舟山LNG接收站建成投产后,公司通过采购海气的方式获取气源,项目涉及国际贸易、远洋运输、大宗交易、保税操作、江海联运等各个环节。此外,根据公司公告披露,公司拥有9%的天然气终端市场份额,可观的市场份额进一步加强公司在采购气源上的议价能力。因此,我们基于采购海气方式,分析其LNG接收站的引进海气所能实现的终端使用价格。在采购海气的情况下,海气到达LNG接收站的价格为到岸价;考虑增值税、港口建设费、外贸手续费等费用后为接收站进站价;加上接收站的过站费后为接收站出站价;再加上槽车运费和气化费后即为终端使用价。

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我们对采购海气情况下LNG接收站可实现的终端价格进行测算:在采购海气的情况下,根据公司年报披露,公司与道达尔、锐进、雪佛龙等海外资源商签署了 LNG 进口长约。根据陈蕊等在文章《全球LNG贸易定价演变规律与新趋势及相关启示》中提到,亚太地区LNG长协与油价挂钩的占比较高。其定价公式为直线型:P(LNG)=A*JCC+B,A为挂钩系数,B为常数。根据卓创资讯披露,2021年6月以来,JCC原油价格平均价约为69.15美元/桶。

LNG接收站进站价与现货采购价之间最大的差别体现在增值税上。接收站的过站费也是成本重要一项,据我们调查结果显示,接收站出站价和进站价的差别大约为0.32元/立方米。在LNG出接收站后,主要需要考虑槽车的运费和气化费用。槽车的运费和地域、运输距离密切相关,如下表所示;而气化费则和地域、气化储罐规模等密切相关。

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其他假设:

假设一:根据国际能源网,舟山LNG接收站为浙江省第八大气源供应渠道,其气源主要供给浙江及周边地区,根据下表,假设平均运输距离为400KM,对应运费0.8元/吨/KM,计算得出平均LNG运费约为0.21元/立方米。同时,据我们调查结果,我们假设LNG气化费为0.19元/立方米。

假设二:根据陈蕊等《全球LNG贸易定价演变规律与新趋势及相关启示》以及国际燃气网披露,我们假设长协挂靠系数A为11%,由于我国终端需求高具有一定的议价能力,假设常数项为0;

我们根据以上假设进行测算,采购海气的各项成本构成如下表所示,根据Wind披露,6月至今进口LNG现货到岸价格平均为3.42元/立方米,同时根据上述假设进行计算,公司采购长协LNG到岸价约为1.91元/立方米。根据卓创资讯披露,6月至今华东地区LNG市场价格均价约为4517元/吨,约为3.02元/立方米。由于公司海外气源采购主要通过与海外资源商签订长协,因此在目前LNG价格高涨的情况下,公司仍然能实现盈利。未来,随着LNG价格回归正常水平,公司有望实现高业绩弹性。

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3.2. 拓展方向二:新业务综合能源表现亮眼,气源稳定为核心竞争力

综合能源板块稳步增长,拓展销气渠道。综合能源板块业务总体来看是城燃业务的延伸,由单一的燃气销售变革为多品类的能源销售,满足客户终端用能需求,主要以天然气为原料向客户提供采暖、制冷、生活热水、蒸汽等能源供应。在城镇化进程及项目扩张进度放缓的背景下,公司积极转型,致力于从天然气分销商向综合能源服务商转型,积极开拓综合能源业务。国家管网的逐步放开和公司打通天然气上下游产业链有望为综合能源业务带来两大利好:1)受益于自有接收站和海外进口长协,综合能源业务气源价格较为稳定。2)上游气源稳定为综合能源业务提供强大支撑。

综合能源终端用户负荷波动性大。根据《建筑热电冷负荷的分布特性评价》,各用电场所能源需求日内波动性较大,以典型办公楼和旅馆为例,办公场所电负荷及冷、热负荷基本集中在8:00-21:00;居住场所用电负荷相对稳定,用冷、用热负荷波动较大。

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因此,供气稳定性至关重要,新奥能源优势凸显。用电负荷的差异及波动性直接决定能源工程不是一个标准化系统,需要根据用户的冷热电负荷进行“私人定制”,而能源工程的冷热电产出和用户冷热电负荷的匹配也是决定其成败的关键。由于用能负荷波动性大,能源工程项目对能源供给端的稳定性有较高要求,在多种分布式能源中,天然气的供能稳定性高,而新奥能源以天然气销售起家,具有全国布局的城燃网络,可在气源方面提供强大保障,成为拓展综合能源的核心优势之一。

综合能源业务的开展为公司带来三大利好:1)天然气零售价格较为固定,公司通过综合能源业务向下游拓展将天然气转为其他能源形式进行销售,售价可与下游直接商定,具有价格联动机制,形成更为市场化的商业模式,政策风险较低。2)项目现金流产出速度较快。根据公司公告,公司综合能源项目为现有园区,设备建成后可马上向客户销售能源,现金流产出速度快,投资回收期稳定在7-8年。3)公司通过下游综合能源业务直接提供客户所需能源,客户黏性有望提升。

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新奥能源综合能源项目已进入高增长期,占比持续提升。根据新奥能源公司公告,2020年公司综合能源业务得到迅速扩张,营业收入及归母净利润分别同比增长84.3%和90.9%,营收占比从2019年的3.9%增至2020年的7%。根据公司公告,截至2020年,公司累计投运综合能源项目119个,在建综合能源项目24个,预计未来1-2年内可投产,当在建和现有项目全部投运后,综合能源需求量可达318.6亿千瓦时,业绩将得到快速释放。

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3.3. 拓展方向三:积极布局氢能源产业链,天然气制氢前景广阔

“碳中和”政策驱动下,氢能作为最具潜力的清洁能源之一,已经纳入我国能源战略,有望在未来成为我国低碳减排能源替代主力。氢能源具有燃烧性能好、发热值高、损耗少、无污染等特有优点,可应用于交运、工业、建筑等多个领域。自2006年以来,我国在多项能源发展相关政策中提到氢能源的发展,同时,目前我国国民经济和社会发展计划的主要任务中提出要制定国家氢能产业发展战略规划,未来几年我国氢能源应用产业将有望迎来快速发展的重大机遇。

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国家及地方设立氢能源发展目标,政策推动下未来需求放量可期。从全球范围内看,根据国际氢能委员会预计,到2050年,氢能将承担全球18%的能源终端需求,创造超过2.5万亿美元(约合16万亿人民币)的市场价值,届时将成为与汽油、柴油并列的终端能源体系消费主体。在国内市场中,根据中国氢能源及燃料电池产业创新战略联盟发布的《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》,预计到2050年氢能在中国能源体系中的占比约为10%,年经济产值超过10万亿元,市场空间较大。

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中国氢气供给主要来源于煤制氢,制氢方式亟待“绿化”。氢气供给主要包括煤制氢、工业副产氢、天然气制氢和电解水制氢等,我国只有18%来源于天然气,62%的氢气供给来源于煤炭,远高于国际上13%的水平。碳中和目标下,我国氢气需求量将不断提升,而未来煤炭使用量将得到控制,制氢产业将向清洁化转型,天然气制氢和电解水制氢将迎来增长。

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公司积极布局氢能源产业链,重点研发上游制氢技术。在天然气制氢领域,据光明网披露,公司自主研发了天然气重整制氢技术、富甲烷气催化转化制氢技术、富甲烷气非催化转化制氢等一系列天然气制氢技术,可应用于不同场景和不同规模的客户。据2020年年报披露,公司在辽宁葫芦岛开工建设公司首个制氢项目,项目利用天然气经过加压脱硫及转化,再以变压吸附提取氢气,满足客户的氢气需求,在增加新收入来源的同时扩大公司的天然气销量。同时,公司研发了200kg/d天然气现场制氢撬装装置,该系统具有高度集成、占地小、自动化控制等优点,已进入试运行阶段。此外,公司研发的小型变压吸附制氢装置可将焦炉气制LNG低热值的富氢尾气,提纯后输出高纯氢气,据光明网披露,此技术已运用在河南公交公司供氢项目上,产氢气量可达2000万方。在电解水制氢领域,公司已与中国船舶重工集团公司第七一八研究所展开相关合作,共同开展了张家口海渤尔电解水制氢项目的设计和场内加氢站EPC。在生物制氢领域,据新奥能源环境、社会及管治报告披露,公司已与河北工业大学在生物制氢领域展开研发合作。

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具备天然气制氢、电解水制氢及加氢站项目建设的EPC整体服务能力。据光明网披露,公司下属子公司新地工程拥有市政公用工程咨询甲级,工石油工程施工总承包壹级等多项资质,已完成21个氢能相关项目,其中包括2个EPC项目。辽宁葫芦岛天然气制氢项目为公司承接的EPC项目之一,采用了公司自主研发的制氢工艺包,子公司新地工程主要负责提供制氢装置设计、研发、设备材料采购、土建施工、安装施工、设备调试、试车开车等全流程服务,同时延伸锅炉托管运营,智能化管理以降低客户用能成本。同时,公司还承包了张家口海波尔电解水制氢EPC项目,为客户新建制氢工厂,据光明网披露,该项目建设总投资为1.13亿元,年产氢气1428吨,是国内最大的电解水制氢项目。公司 “产品+服务”的一体化解决方案为其开拓氢能产业积累经验,顺应国家能源清洁化趋势,助力工程服务转型升级。

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4.多方布局,各板块协同发展

4.1.煤炭业务:矿区产能恢复叠加煤价上行,煤炭业务营收向好

公司自产煤炭产销量维持较为稳定水平,王家塔煤矿产能扩张有望进一步增加矿井经济效益。据公司年报披露,2015-2020年期间,公司自产煤炭产销量情况水平较为稳定,2020年煤炭生产量及销售量均达633万吨。2019年产销量下滑主要系王家塔煤矿因安全事故停产,此次安全事故的影响,公司煤炭产量受限,在一定程度上影响了营收及利润。但2020年2月中旬恢复生产,并且公司也积极汲取教训,改善升级了安全管理制度。此外,王家塔煤矿于2019年5月正式获得内蒙古自治区能源局800万吨生产能力核增批复,产能由原来的每年680万吨扩张至800万吨,此次产能扩张效应有望在21年完全显现,优质产能的进一步释放为增加矿井经济效益奠定了扎实的基础。

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煤炭价格上行持续利好公司煤炭业务板块,2021年煤炭业务营业收入有望持续增长。据公司年报披露,2015-2020年期间,公司煤炭板块营业收入由6.69亿元增长至15.40亿元,其中由于矿井安全事故以及新冠疫情的影响,导致2019年和2020年煤炭业务营收有所下滑,随着煤炭需求的回升及煤矿区产能的恢复,预计煤炭营收将恢复原有水平。此外, 根据煤炭市场网披露,2021年8月3日,CCI5500价格达947元/吨,较今年年初的680元/吨上涨了267元/吨。低库存高日耗持续拉动煤炭价格上升,2021年公司煤炭板块收入有望大幅提升。

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4.2.天然气生产:聚焦低成本气源获取

沁水新奥与重庆龙冉液化厂齐头并进,深挖天然气上游业务。在天然气生产方面,公司全资子公司沁水新奥以煤气层为原料,通过分离、净化、液化等工艺流程生产LNG。公司通过与中联煤层气有限责任公司前述合同,通过管输形式运输煤层气,并由公司进行一系列工艺流程生产LNG。据公司年报披露, 2020年公司自产LNG为14497万方。公司联合收购建设重庆龙冉100万方/天产能的LNG液厂,进一步推进天然气一体化布局。2020年年底,重庆龙冉工厂顺利试装,标志着公司的重庆龙冉项目首次成功销售。公司持股重庆龙冉,实现对西南地区页岩气上游资源的获取,叠加山西沁水LNG液厂,公司上游气源能力显著提升,一体化布局持续推进。

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4.3.能源工程:项目经验丰富,业绩保持稳定增长

重组前新奥股份主营业务之一为能源工程业务,其营收情况呈稳步增长态势。公司能源工程业务涵盖了天然气、电力、煤化工、石油化工、新能源等行业的设计咨询及工程施工业务。根据年报显示,公司能源工程业务主要由全资子公司新地工程承担,2020年资产重组后能源工程业务营收情况不再单列,因此,选择使用新地工程2020年营业利润情况作为公司原有业务能源工程的营业收入。从报表披露数据显示,2020年能源工程业务实现营收39.26亿元,较2015年增长了20.64亿元,CAGR达10.69%,整体上呈稳定增长。

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新奥股份关于能源技术工程服务的核心业务主要由新地工程开展。新地工程主营天然气利用、穿越工程、煤基等清洁能源利用以及环保项目。天然气利用主要有城市燃气工程、管网铺设、LNG相关项目。同时,新地能工程拥有咨询、设计、施工、制造多重资质,业务遍及区域广泛,且拥有多年管道建设经验。

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4.4.甲醇业务:先进的工艺技术奠定稳定产能

新奥股份另一主营业务为能源化工板块。能源化工方面公司主要产品为甲醇,主要由新能能源开展。新能能源依托新奥集团自有煤矿,投资建设煤基低碳生态循环产业示范基地,以煤炭为原料生产甲醇。新能能源甲醇装置采用国内外先进成熟的工艺技术,生产过程中所使用的主要原材料为煤炭和水煤浆添加剂。目前公司共有两期项目:一期年产60万吨甲醇,于2009年7月投产,近三年平均产量为 76 万吨;二期生产60万吨甲醇为作为中间产品,产出20万吨/年稳定轻烃,同时联产2亿方/年的液化天然气,项目于2018年6投产。2020年,公司甲醇业务全年实现销量148万吨,公司目前共拥有两套生产装置,合计设计产能为120万吨/年。公司目前客户主要集中于大中型终端化工企业,并已逐步开拓烯烃、甲醇汽油等新兴下游客户。

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5. 投资建议

公司为国内天然气龙头,资产重组打造全产业链实现上下游协同,同时在主营城燃业务稳健增长的基础上新兴业务多点开花,看好未来增长潜力。我们预计公司2021年-2023年的收入增速分别为8.8%、14.2%、7.7%,净利润增速分别为52.9%、31.2%、19.7%,成长性突出;首次覆盖给予买入-A 的投资评级,6个月目标价为25.0元。

6. 风险提示

1) 天然气需求不及预期风险

公司主营业务为城市燃气,下游销气规模对公司业绩影响较大。若天然气需求不及预期,可能对公司业绩造成较大影响。

2) 海外LNG采购价格持续提升风险

公司部分气源为通过LNG接收站采购的海外气源,对海外LNG采购价格较为敏感,若价格持续提升,则将对公司业绩造成较大影响。

3) 煤价下跌风险

公司有部分煤炭业务,若煤炭价格下跌,将影响该板块业绩。

4) 政策推动不及预期风险

碳中和下天然气业务受政策推动,若政策推动不及预期,可能影响行业景气度及公司整体业绩。

5) 假设不及预期风险

在报告中测算部分中的部分数值为假设内容,若实际数据不及预期,则可能对结果造成影响。

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