广汇能源：资源储量丰富，受益于资产质量改善、行业持续向好

　　投资要点

　　公司资源储量丰富，资产质量改善，经营从量变到质变的过程。公司的发展经历了转型期、投入期到全面收获期。公司在2000年至2012年期间主要是转型及发展期;2012-2016年间为持续投入期，其中年产120万吨甲醇/80万吨二甲醚、5亿方液化天然气项目于2012年12月全流程打通;2017年以来进入收获及全面发展期，南通LNG分销项目顺利投产，，红淖铁路2019年投入运行，煤炭清洁化利用项目等。目前，公司已形成以能源物流为支撑的天然气液化、煤炭开采、煤化工转换、油气勘探开发四大业务板块。

　　天然气业务空间大，多途径原料带来边际改善空间。公司LNG主要来自于吉木乃、哈密煤化工、南通港吕四港进口等。2017年吉木乃天然气产量4.7亿立方，哈密新能源天然气产量6.12亿立方，加上进口LNG，总计销量18.46亿立方。公司南通吕四港区LNG分销转运站项目一期于2017年6月投入试运行，二期于2018年底建成投产，目前周转量为115万吨/年。公司LNG进口没有历史高价长约包袱，依托仓储优质资源，进口LNG有望持续保持增长，带来长期套利及整合空间。

　　煤化工业务全面发展，协同效应增强，附加值提升。公司120万吨甲醇/80万吨二甲醚、5亿方LNG项目于2013 年投产。1000万吨/年煤炭分级提质清洁利用项目，由清洁炼化公司(52.5%股权)实施，目前焦化项目已经逐渐转固;后期煤焦油加氢由信汇峡公司(公司持股34%)投建，利用副产氢气，打造循环经济，生产高附加值的油品等。

　　铁路投运在即，贡献业绩弹性。2019年1月，总投资108.68亿元红淖铁路项目进行试运营，打破物流瓶颈，将大大提升公司的煤炭外输能力。红淖铁路项目投入运营后，预计初期运能达到每年3950万吨;近期运能可达到每年6000万吨，远期运能将达到每年15000万吨。由于铁路的资产较重，业绩受运量的影响弹性大，打破瓶颈后对公司业绩提升带来正向循环。

　　投资建议：公司煤、气和油的储量大，开发转化成本低，同时布局已久的煤炭分级提质清洁炼化、启东LNG二期和红淖三铁路项目于近期建成运营，未来信汇峡工程和启东LNG三期投产带来长期成长性。我们认为公司经历多年的项目建设，目前已经进入收获与全面发展期，竞争力将有明显提升，同时我们预计未来油价仍将趋势向上，公司甲醇、天然气等产品拥有能源属性，伴随油价上涨，公司业绩有望显著增长，我们预测公司18-20年实现归母净利润为18.37、26.01和31.59亿元，对应EPS分别为0.27、0.38、0.47元/股，按照当前价格公司19年PE约为11X，选取可比上市公司进行比较，得到19年行业PE为14X左右，公司价值处于低估，约有27%上涨空间，首次覆盖并给予“买入”评级。

　　风险：在建工程进度放缓;产品市场价格大幅波动。

　　1广汇能源介绍

　　公司从转型期、投入期到进入收获期

　　广汇能源股份有限公司始创于1994年，原名称为新疆广汇实业股份有限公司，2000年5月在上海证券交易所成功挂牌上市。2002年开始进行产业结构调整，2012年成功转型为专业化的能源开发上市公司，同年6月5日正式更名为广汇能源股份有限公司。

　　目前，公司已形成以煤炭、LNG、醇醚、煤焦油、石油为核心产品，以能源物流为支撑的天然气液化、煤炭开采、煤化工、油气勘探开发四大业务板块，成为集上游煤炭和油气勘探生产，中游能源运输和物流中转，下游销售于一体的大型能源上市公司。

　　上市以来，广汇能源立足于新疆本土及中亚丰富的石油、天然气和煤炭资源，确立了以能源产业为经营中心、资源获取与转换为方向的产业发展格局。相继进入液化天然气、 煤化工和煤炭开发、石油天然气勘探开发领域，不同阶段分别在国内能源领域开创“五个第一”的先河，是中国第一个大型陆基LNG生产供应商，第一个在国外获得油气资源、第一个建设运营跨境天然气管道，第一个民营控股修建重轨电气化铁路、第一个获得原油贸易进口资质的非国营企业。

　　我们认为公司的发展经历了转型期、投入期到全面收获的阶段：

　　1、转型及发展期：2000年上市至2012年期间

　　公司2000年上市，上市初期的主业为花岗岩饰面石材。2001年公司做好液化天然气项目的实施，进行项目的前期筹备。2002年，公司在石材业务、房地产代销业务、商品贸易业务、塑钢门窗业务外，增加了液化天然气(LNG)业务。2005年公司逐渐退出房地产业务。2007年公司与控股股东计划投资共同建设煤化工项目。2009年完成对哈萨克斯坦TBM 公司49%股权收购，该项目与上游资源开发配套的下游天然气工厂建设工程在阿勒泰地区吉木乃县全面展开，同时LNG汽车推广工作逐步打开局面。2010年，公司在商品贸易、石材和塑钢门窗制造业务逐步缩小规模并稳步退出。2012年公司退出非能源业务中的商品贸易业务和商铺租赁业务，并更名为“广汇能源”，明确了公司的产业定位和规划，确切体现了公司未来将发展为国际化能源公众公司的愿景。

　　2、持续投入期：2012年至2016年间

　　公司2012年成功转型，并定位于国际化的能源公司。公司一直保持着较大的投入，除了对于哈密煤化工外(120万吨甲醇及副产天然气)，公司在此期间大型项目包括：

　　1)、红淖铁路项目：全长438公里，是国内第一条由国家批准、民营企业控股修建并纳入国家中长期路网规划的铁路;

　　2)、哈密1000万吨/年煤炭分级提质清洁利用项目;

　　3)、江苏南通吕四港区的LNG分销转运站项目。

　　3、全面收获期及未来整合期：2017年至今

　　公司在哈密地区伊吾县投资建设年产120万吨甲醇/80万吨二甲醚、5亿方液化天然气项目于2012年12月全流程打通，2013年出现事故后逐渐稳步生产。2017年6月初公司位于江苏南通港吕四港区的LNG分销转运站项目一期工程正式投入试运行，公司可承接海外优质气源，大幅提升了公司外购LNG的销售能力。2019年1月，总投资108.68亿元红淖铁路项目进行试运营，打破物流瓶颈，将大大提升公司的疆煤外输能力。

　　公司股权结构及业务

　　公司股东为新疆广汇实业投资(集团)有限责任公司，实际控制人为孙广信。2018年9月21日，集团引入战略投资者，与恒大集团签署了《战略合作协议》和《投资协议》，双方强强联合，在能源、汽车、物流、地产等四大领域建立全方位战略合作。股权合作完成后，恒大集团合计持有广汇集团40.964%的股权，为广汇集团第二大股东。

　　广汇集团作为大型综合性企业，拥有全资及控股子公司32家，其中上市公司四家，除广汇能源外，其余三家分别为广汇汽车(600297.SH)、广汇宝信(1293.HK)、广汇物流(600603.SH);其中广汇宝信于2016年6月被广汇汽车完成收购。

　　公司立足能源行业，资源储量丰富，同时结合天然气产业链进行多元化发展。

　　公司打造上游资源勘探开发、中游资源转换物流，下游终端市场销售的全产业链。上游包括：对疆内煤炭、境外油气等资源的权属获取、勘探、开采和加工转换;中游包括物流中转运输(铁路、公路、油气管网、物流基地、中转码头)系统建设;下游主要包括终端市场销售网络(城市管网建设、LNG、L-CNG 加注站等)建设。

　　公司目前的主要业务来自于煤炭、甲醇、LNG等，其中实施主体分别为：

　　1、 新疆广汇新能源有限公司：“年产120万吨甲醇/80万吨二甲醚、5亿方LNG项目”于2013年投产。

　　2、 广汇能源综合物流发展有限责任公司：主要为天然气物流，包括江苏南通港吕四港区的LNG分销转运站项目。

　　3、新疆广汇液化天然气发展有限责任公司：主要为LNG的生产和销售。

　　公司销售收入以天然气业务为主。公司未来在LNG贸易领域持续放量，同时在煤化工的下游进行深加工，提高附加值。公司的铁路业务有望在2019年起逐渐贡献利润，从销售收入来看，我们认为铁路业务销售会有较多的内部抵消，但会大大降低公司煤炭的运输成本。

　　从利润的稳定性来看，煤化工业务中的甲醇受周期波动的影响，煤炭也存在较强的周期属性。我们认为未来公司的产业链延长，煤炭及下游的附加值提升，盈利的稳定性有望增强。

　　公司的资产质量提升，业务有望全面改善

　　资产结构方面，公司的固定资产较重。至2017年末，公司非流动资产合计403.68亿元，同比增长3.47%，占总资产比重为90.10%。其中主要由固定资产(147.16亿元)、在建工程(185.83亿元)、油气资产(35.56亿元)和无形资产(12.29亿元)构成。

　　公司的固定资产主要是房屋建筑物以及机器设备;在建工程主要系公司在建油气及天然气开发、铁路及港口工程项目;油气资产主要是公司拥有的天然气、油气井等;无形资产主要为土地使用权、采矿权和探矿权。流动资产方面，2017年末公司流动资产合计44.38亿元，同比增长2.73%，主要由货币资金(20.06亿元)、应收票据(4.58 亿元)、存货(6.40亿元)和其他流动资产(5.95亿元)构成。

　　虽然公司的资产周转率近年来有大幅提升，但与行业内的煤化工公司相比仍然偏低。我们认为与公司的内部抵消项目有关，公司的资产质量逐渐提升，同时未来产品之间的协同整合效应将会逐渐优化。

　　煤炭业务：公司在新疆哈密和富蕴两大煤区六大煤田，拥有充足的、高质量的煤炭资源，可作为优质的原料煤和动力煤。2017年公司哈密新能源项目使用自产煤为506.13万吨，清洁炼化项目使用自产煤201.55万吨;除自用煤之外产量为378.52万吨，销售量为515.07万吨。

　　甲醇及煤化工业务：自2013年公司哈密煤化工项目投产以来，甲醇产量不断攀升。2017年公司甲醇产量100.67万吨，煤制LNG43.72万吨，副产品32.76万吨。

　　天然气业务：公司LNG业务的生产主要采用三种方式：一是吉木乃LNG工厂所采用的，利用天然气经深冷处理后生产出LNG产品;二是哈密煤化工项目所采用的，以煤炭为原料、经过化学加工使煤转化为煤制天然气，再通过液化处理形成煤制LNG产品;三是南通港吕四港区LNG接收站项目，通过海外贸易，引进海外LNG资源，进行LNG的境内销售，通过贸易价差，实现利润。

　　公司江苏南通港吕四港区LNG分销转运站项目一期工程于2017年6月4日正式投入试运行，2017年共接卸LNG47万吨，外购气销量较上年同期增长422.48%。2017年公司吉木乃工厂天然气产量4.7亿立方，哈密新能源工厂天然气产量6.12亿立方，加上进口LNG，总计销量18.46亿立方。

　　2公司各项业务协同 边际改善空间大

　　公司资源储量丰富，有望受益于油价上涨

　　2017年公司动力煤产量378.52亿吨，销量634.34万吨。公司煤炭资源储量丰富，至2017年报，公司合计煤炭资源储量92.18亿吨，可采储量68.17亿吨。目前，公司拥有新疆淖毛湖、富蕴两个原煤和煤基燃料基地，煤炭地质储量丰富，煤质优良。其中淖毛湖煤质属于特低硫、特低磷、高发热量的富油、高油长焰煤，是非常理想的化工用煤。

　　公司油气资源储量丰富，有望受益于长期油价上涨。2009年，公司全资子公司新疆广汇石油有限公司(广汇石油)以总计4052万美元为对价，间接收购了Tarbagatay Munai Limited Liability Partnership(TBM公司)49%股权，从而间接拥有了TBM公司在哈萨克斯坦东部斋桑地区8,326.886平方公里油气资源的49%权益。根据收购时中国石油大学(北京)出具的《TBM公司斋桑项目收购技术经济可行性研究》，斋桑区块3P原始天然气地质储量(OGIP)为64亿方、可采储量(3P)为53亿方，稠油资源量为1亿方左右。

　　2016年，公司收到哈萨克斯坦共和国投资和发展部地质和矿产资源利用委员会发来的No.1563-15-Ⅱ号备忘录，核定确认石油、天然气最新已探明原始地质储量和可开采储量的类型及数量。其中石油已证实储量25866.7万吨，天然气已证实储量58.6亿立方米。

　　哈萨克斯坦斋桑油气区块石油可采储量约3880万吨，天然气54亿方。公司通过广汇石油有限公司持有TBM公司52%股权，控制萨拉布雷克油田。斋桑油气区块面积8326平方公里，油气主产区距离中国新疆吉木乃口岸仅80余公里。原油证实储量约2.59亿吨，可采储量约3880万吨，已具备开采能力;天然气证实储量约59亿方。斋桑油气田平均为新疆吉木乃LNG工厂输送5亿方/年的气源。

　　煤化工带来新的增长与优化

　　公司的煤化工业务主要分为：

　　1)、120万吨甲醇/80万吨二甲醚、5亿方LNG项目。由控股子公司新疆广汇新能源有限公司实施，于2013年投产，截至2017年末拥有甲醇120万吨/年、煤制LNG39.40万吨/年和副产品21.03万吨/年的设计生产能力。

　　2)、1000万吨/年煤炭分级提质清洁利用项目。由新疆广汇煤炭清洁炼化有限责任公司(52.5%股权)实施。项目装置原料煤以公司自有白石湖露天煤矿煤炭产品为主，同时搭配淖毛湖地区其他煤矿的资源。主要生产工艺是对淖毛湖的块煤资源进行分级提质、综合利用，建立“煤-化-油”的生产模式，即块煤经过干馏生产提质煤和煤焦油。

　　公司“1000万吨/年煤炭分级提质清洁利用项目”一期炭化炉共分为三个系列，至2018年12月，项目已有一与二两个生产系列正式投入运行，达到转固条件。

　　其副产荒煤气进入由信汇峡公司(公司持股34%)投建的粗芳烃加氢项目进行净化处理后，一部分作为燃料供给干馏炉，另一部分作为制氢装置的原料;煤焦油通过催化加氢，主要生产轻质煤焦油和粗白油，副产液化气和加氢尾油等。

　　3)、4万吨/年二甲基二硫(DMDS)联产1万吨/年二甲基亚砜(DMSO)项目。实施主体为新疆广汇陆友硫化工有限公司(65%股权)，于2017年12月通过环保竣工验收。项目采用国内首创的甲硫醇硫化法精细生产二甲基二硫(DMDS)联产二甲基亚砜(DMSO)，主要以公司哈密煤化工工厂供应的甲醇、尾气硫化氢等为原料，产出二甲基二硫(DMDS)和二甲基亚砜(DMSO)产品。目前项目试运营工作有序推进。

　　铁路贡献弹性，边际协同效应增强

　　2019年1月1日起红淖三铁路开通使用，进入试运营阶段。

　　铁路公司所承建的新疆红柳河至淖毛湖铁路项目，于2012年3月开工兴建，历时8年，总投资108.68亿元，是国内首条国家批准、国网规划、国标设计、民企控股、民资兴建、联合运营的Ⅰ级重型轨道电气化铁路(预留复线)。

　　红淖铁路项目位于新疆维吾尔自治区东部的哈密地区，自甘新交界处的兰新铁路红柳河车站引出，经哈密市星星峡镇、双井子乡，沿东天山边缘西行经伊吾县下马崖乡，至终点伊吾县淖毛湖镇，验收线路全长435.6 km，沿线共设27个车站。项目主要工程包括红柳河至淖毛湖段，正线全长313.09km;淖毛湖矿区段线路全长122.51km，其中西部支线长60.68km，东部支线长53.21km，煤化工专用线8.61km。

　　红淖铁路项目投入试运营后，初期年运能为3950万吨，远期将达到1.5亿吨，将新疆优势资源富集区与兰新大动脉紧紧连在一起，成为新疆优质煤炭资源、甲醇、煤焦油等化工产品以及包含农产品等在内的各类出疆物资实现外运的重要通道。当地的货物从这里出发，分别与兰新铁路和哈临铁路相连，进而到达河西走廊、川渝、内蒙及京津冀等地区，成为连接南北翼运输通道的重要纽带，对于改善哈密市及沿线区域交通条件，降低社会综合物流成本，促进资源优势转化为经济优势，加快当地的经济社会稳步发展具有重要的现实意义，将充分发挥项目所处的区域优势，创造更大的经济和社会效益。

　　该项目于2012年3月开工兴建，线路全长438公里 (含煤化工专用线10公里)，总投资108.68亿元。

　　红淖铁路开通后，公司打破煤炭的运输瓶颈。由于原先的货物运输通过公路。我们认为，通过铁路运输可以节约原有通过淖柳公路运输的煤炭运费大约50-70 元/吨;节约甲醇运费约150 元/吨。

　　根据我们保守测算，公司铁路的运输量在1500万吨/年时有望达到盈利平衡，由于铁路为重资产投入，运量对应业绩的弹性大。

　　LNG业务稳步发展

　　具备港口资源优势进行进口套利

　　江苏南通港吕四港区LNG分销转运站项目(二期、三期)带来业务增长空间。

　　2017年6月初公司位于江苏南通港吕四港区的LNG分销转运站项目一期工程正式投入试运行，公司可承接海外优质气源，大幅提升了公司外购LNG的销售能力。

　　二期1#16万立方米储罐项目于2016年5月获得江苏省发改委核准，2016年11月开始开工建设，于2018年底建成投产，规划设计周转量为115万吨/年。

　　三期2#16万立方米储罐及配套项目，陆域增建1个16万立方米LNG储罐，并配套建设海水气化工程，该项目于2018年一季度开工建设，规划设计周转量为300万吨/年。

　　LNG市场化定价，贸易套利空间改善。随着LNG物流设施的完善，以及东北亚交易活跃度的提升。目前以日本现货到岸价，根据热值转换，与原油价格相比已经突出了优势。我们认为公司可以利用LNG的仓储优势，引入海外优质气源，在国内进行套利，同时以满足国内日益增长的环保能源需求。

　　由于历史原因，“传统”的LNG液化天然气买卖协议主要由日本(1960年以来)和韩国(1980年以来)主导，其天然气定价不市场化，合约期较长、不灵活、以DES或CIF方式销售。定价机制通常会直接或间接地与同类燃料(尤其是石油)挂钩。

　　由于中国在全球LNG采购中所占的地位越来越高，随着仓储接受设施的完善，东北亚地区的LNG交易也日渐频繁，并形成了Platts JKM的价格基准。2017年，中国已投国产LNG项目设计总产能约1.1亿方/天，较2016年年底增加3.73%。截至2017年12月底，我国进口LNG设施总计15个LNG接收站，2座小型储运站，合计进口接收能力为5420万吨/年，约合759亿立方米(按单吨LNG气化1400立方米天然气计算)。

　　我们认为公司在LNG业务，可以采取的贸易模式为：

　　1、合约锁定。海外签署一定比例的长约，同时国内下游进行部分锁定。这样可以保证稳定的分销量。合约价格一般会有“Take or Pay”，上下游同时锁定可以规避一定的价格波动风险。

　　2、现货调节。利用仓储优势，基于对行情的判断，在海外对LNG进行现货采购。现货的价格一般随行就市，由于天然气的季节性比较明显，拥有仓储优势可以进行时间套利。

　　3、国际间换货SWAP。与大型贸易公司之间进行货物调配，优化物流成本等。对于不同地位的货源可以进行空间套利。

　　4、信用证融资。海外原料的购买可以采用信用证L/C并有一定期限模式，在银行有一定比例的保证金，货物在L/C付款前到港，实现销售以提前获取现金流。

　　3.全球天然气市场，需求保持稳定增长

　　国内天然气市场保持快速增长

　　LNG仍是重要的贸易调节方式

　　2018年我国天然气产量1610.2亿立方米，进口1256.81亿立方，表观消费2833.09亿立方，同比增长18.3%。我国天然气消费增速在过去五年平均为11.8%。目前我国天然气的进口依存度接近45%，且在逐年上升。

　　我国现阶段天然气消费主要分为工业燃料、城市燃气、发电、化工四个部门。除了工业燃料和城市燃气外，在环保发电的大环境下，近年来我国建成较多燃气—蒸汽联合循环热电厂。未来我国天然气消费在很长一段时间内仍将以城市燃气尤其是天然气集中供暖为主。工业燃气对于价格的敏感性较强，天然气发电需要更稳定的货源与政策支持，天然气化工等领域则应用增长相对有限。

　　发电和工业燃料上天然气热效率比煤炭高约10%，天然气冷热电三联供热效率较燃煤发电高近1倍。天然气二氧化碳排放量是煤炭的59%、燃料油的72%。大型燃气-蒸汽联合循环机组二氧化硫排放浓度几乎为零，工业锅炉上二氧化硫排放量天然气是煤炭的17%、燃料油的25%;大型燃气-蒸汽联合循环机组氮氧化物排放量是超低排放煤电机组的73%，工业锅炉的氮氧化物排放量天然气是煤炭的20%;另外，与煤炭、燃料油相比，天然气无粉尘排放。

　　根据中国石油集团经济技术研究院于2019年1月16日发布《2018年国内外油气行业发展报告》，从天然气用途来划分，发电用天然气是同比增速最大的用气板块。其中预计，2018年发电用气量为615亿立方米(占比22%)，增幅达23.4%，工业和城市燃气用气量分别为911亿方(占比33%)、990亿方(占比35.8%)，增幅分别为20%和16.2%;化工用气是唯一下降的板块，受资源量限制和调峰影响，由升转降，降幅5.1%，达250亿方。

　　天然气的进口主要有管道气与液化天然气。根据中国石油集团经济技术研究院报告预测，2018年进口天然气预计达1254亿立方米，增量接近300亿立方米，是补足国内消费增长的最主要来源，中亚管道气和液化天然气分别占进口量的17.2%和26%。进口管道气增速近21%，预计达到520亿立方米，增量主要来自哈萨克斯坦和乌兹别克斯坦;LNG进口增长更为高速，因市场需求增加、新LNG接收站投运、新合同进入执行窗口期等影响，预计全年LNG进口量达5400万吨(约合734亿立方米)，同比增41.1%，来源主要是澳大利亚、卡塔尔、印尼，其中来自澳大利亚的占LNG总进口量的42%。

　　LNG仍是重要的贸易调节方式。全球LNG贸易近年来稳步增长，根据IGU数据，2017年全球LNG贸易大幅增长了3520万吨，达29,310万吨。而LNG贸易的扩大的根本是上游LNG液化供应能力的提升，以及下游LNG接收站设施的增加。

　　2017年全球液化能力增长7%，达到3.595亿吨/年。2017年，多个项目新增的生产线将投入运营，液化能力增加2,230万吨/年。增长主要来自澳大利亚和美国，澳大利亚的是太平洋LNG T2(450万吨/年)和Gorgon LNG T3(520万吨/年);美国的是刚投入运营的Sabine Pass LNG T3-4(900万吨/年);马来西亚LNG的9号生产线(360万吨/年)也进入运营阶段。继澳大利亚Wheatstone LNG(445万吨/年)和俄罗斯Yamal LNG(550万吨/年)在2018年3月前投入商业运营，全球液化产能已增至3.694亿吨/年。

　　根据我们统计，目前国内在沿海地区的LNG接收站共计19座，总接收能力为7880万吨/年，其中：中国石油控股的接收站3个，接收能力1900万吨/年;中海油控股接收站7个，接收能力2680万吨/年;中国石化接收站3个，接收能力900万吨/年。

　　跨国能源公司重点提升天然气业务占比

　　天然气发展呈行业趋势

　　2017年全球一次性能源消耗中，天然气的使用占比为23.4%;中国国内的一次能源中，天然气占比仅6.6%，未来提升空间大。

　　中国《天然气发展 “十三五”规划》提出：2020年国内天然气综合保供能力达到3600亿立方米以上，天然气占一次性能源消费比例在8.3~10%。其中产量2070亿立方，较2015年增加8.9%。据测算，2020年中国的管道天然气进口量610亿立方米，LNG进口量1090亿立方米(折合7786万吨)。

　　天然气从热值的角度，价格较原油具有性价比，同时天然气是更清洁的能源。目前全球能源公司大多都在提升天然气的开采比例。2018年上半年，除埃克森美孚外，全球大型石油公司的油气产量(油当量)中天然气的占比均有所提高。

　　海外LNG货源增多

　　美国货源有望引领未来套利空间

　　一、美国成为天然气的净出口国 其中LNG出口占主导

　　据美国能源信息署(EIA)预计，到2019年底前，美国液化天然气(LNG)日出口能力将达到89亿立方英尺，成为世界第三大LNG出口国，仅次于澳大利亚和卡塔尔。 2016年2月，美国开始从美国本土出口LNG，当时位于路易斯安那州的萨宾帕斯液化终端运送了第一批LNG货物。之后，Sabine Pass的液化生产线从1条增加到了4条，而Cove Point LNG出口设施开始在马里兰州运营。另外两条生产线，Sabine Pass第5号生产线和Corpus Christi液化终端第1号生产线也在2018年开始生产LNG，比原投产计划提前。

　　美国LNG出口始于2016年，至2018年3月，共计四列总计1800万吨/年的LNG出口线投产，全部由Cheniere公司下属的Sabine Pass LNG运营。前两列开始于2016年，后两列于2017年开始商业运行。2018年3月Dominion Energy的 Cove Point LNG项目试运行第一船货物(30亿立方英尺)运往南美。Elba Island LNG宣布于2018年投产，剩余大多数项目将于2019年投产。

　　随着美国LNG出口能力的增强，以及中美之间能源合作的必要性，未来海外LNG的资源获取能力将会加强，有利于国内具备LNG进口条件的企业。

　　二、美国的LNG出口商多是基础设施开发公司

　　与其他国家LNG的供应商为传统的石油公司不同，美国的LNG供应商主要是基础设施开发公司，如Cheniere、Sempra、Dominion、Kinder Morgan等公司。定价通常采用成本加成的定价方式，即在Henry Hub市场价格的基础上再加上项目成本。

　　由于美国的天然气产量不断增多，其LNG的出口能力主要取决于出口设施的建设情况。历史上，美国的能源贸易主要集中北美自由贸易区，或者其盟国之间。美国企业建设LNG的出口项目，需要向美国能源部(DOE)申请自由贸易协定国家(FTA)出口许可或非自由贸易协定国家(non-FTA)出口许可，也可以两者都进行申请。同时还需要向美国联邦能源监管委员会(FERC)申请工程建设许可。

　　我们以Cheniere能源为例，其已建成及在建的LNG项目中，约有85- 95%是通过长约，与十几家客户签订的长期销售和采购协议签订。长约一般会有“Take or Pay”的照付不议条款，剩余的LNG作为现货市场调配。这样保证了Cheniere的长期稳定现金流，以及短期的市场供需机会。

　　4　全球甲醇市场对比，公司保持成本优势

　　国内甲醇需求保持长期增长

　　市场供需格局改善

　　甲醇是重要的化工原材料，是碳一化工的核心，兼具能源属性的同时，下游应用涉及化工各个子行业，在国内需求一直保持着较高的增速。自2014年以来，国内甲醇的需求增速下降，MTO对于甲醇的边际影响加大。

　　我国目前甲醇产能约8190万吨/年，2018年产量4756万吨，净进口量711万吨，表观需求5467万吨，同比增长2.6%。从供应端来看，2018年国内甲醇市场放量不大，预计共计有610万吨甲醇装置投产，其中有450万吨配备或规划下游装置，相对于历史的产能高增长已经明显放缓。

　　甲醇是重要的化工基础原料和清洁液体燃料，是消费体量仅次于乙烯、丙烯和苯的基础原料，在化工和能源领域均具有重要地位，是全球主要的大宗商品之一。我国在历史上甲醇消费一直保持着较高的增速，近年来由于MTO占甲醇下游的消费比例提升，甲醇的需求与价格直接的弹性关系增强，与乙烯、丙烯的价格联动性增强。

　　目前国外的大型甲醇生产装置主要建设在具有丰富天然气资源的地区，而国内主要以煤炭作为生产甲醇的原材料，占比达74%;天然气与焦炉气则分别占比约14%和12%。甲醇具备能源属性和化工品属性;但是近年来随着国内外购甲醇制烯烃的装置陆续投产，甲醇与聚乙烯、聚丙烯的相关度逐渐增强。

　　甲醇的下游需求广泛，主要下游用于甲醛、醋酸、MTBE和烯烃的生产，其余约29%需求量主要用于能源行业。

　　甲醛主要用于生产三醛胶水、丁二醇(BDO)、甲缩醛等，三醛胶水主要用于家装中的板材和粘合剂中，随房地产行业波动影响;丁二醇主要用于生产工程塑料和徕卡纤维。

　　醋酸中约40%用于生产醋酸乙烯单体(VAM)，是防护涂料和粘合剂的主要材料;增速较快增长的用途是英语生产PTA产品。

　　二甲醚燃烧性能与液化石油气相近，可以直接当作燃料燃烧或者添加入汽油柴油中改善辛烷值。

　　MTBE被广泛熟知可以用于汽油调和的添加剂，可以提高汽油的辛烷值及汽车的抗爆能力，汽油对MTBE的占比约为91%;在化工领域可以用于生产甲基丙烯酸及酯(MMA)和丁基橡胶等化工品。

　　甲醇同时也是生产农药的原料;经生物发酵可以生产甲醇蛋白，用作饲料添加剂。此外由于由煤化工加工产生的烯烃可以衍生大量的重要化学原料。

　　全球甲醇供需及成本曲线

　　公司成本优势明显

　　除中国以外，全球的甲醇生产商相对集中，其中梅赛尼斯(Methanex)是全球最大的甲醇生产商，目前产能780万吨/年，满负荷产能为940万吨/年。公司甲醇产品占全球市场份额的14%;其产能分布主要为北美260万吨/年、特立尼达170万吨/年、新西兰220万吨/年、埃及60万吨/年、智利70万吨/年。

　　目前全球甲醇的总需求约9000万吨/年，其中主要需求在东北亚地区。北美、中东地区的甲醇生产主要低成本的天然气为原料。以美国Henry Hub的天然气价格2.9美元/百万英热单位为例，对应甲醇生产加运输到华东的成本仅为200美元/吨，与当前CFR中国约300美元/吨的价格而言仍有利润空间。

　　根据全球最大的甲醇生产商梅赛尼斯内部测算，当天然气价格在3美元/百万英热，甲醇实现价格在350美元/吨时，内部收益率(IRR)为9%。

　　海外高成本的生产地区主要为俄罗斯、东欧、荷兰、印度以及南美。

　　中国国内的甲醇生产企业分散，以西部地区为多，东部地区仍有以焦炉煤气以及以氨醇联产的中小装置。国内的甲醇生产以煤为原料为主，占甲醇生产路线的70%以上，煤制甲醇开工率相对较高。其余为焦炉焦炉煤气、天然气路线。气头企业主要集中在四川、青海一带，占我国甲醇总产能的比例约10%以上，但整体开工率较低。

　　MTO/CTO或将引领未来甲醇新增需求

　　甲醇的下游需求占比中，MTO的比例直线提升。自2011年建成第一套外购甲醇制烯烃项目，截至2017年底，中国已运行10套完全外购或部分外购甲醇MTO装置。加上2018年即将投入运行的康乃尔30万吨/年MTO装置，2018年中国外购甲醇的MTO产能将达到536万吨/年。目前为止，MTO占甲醇下游应用的比例约15%。

　　根据亚化咨询统计，2018年中国MTO外购甲醇需求量达到1329万吨/年，其中华东地区的MTO外购甲醇需求达到891万吨/年。受到CTO/MTO行业的驱动，中国甲醇行业新增产能与消费持续增长。2018年预计新增甲醇产能达到702万吨。新建甲醇下游装置，仍然以甲醇制烯烃(包括煤基甲醇制烯烃一体化)为主，新增甲醇产能340万吨/年，新增烯烃产能170万吨/年。

　　2018年总计536万吨/年MTO产能将消费甲醇总计1479万吨/年，除了部分MTO装置采用自有甲醇，总计外购甲醇需求量将达到1329万吨/年。这些装置主要分布在中国的华东、西北、东北和华中区域。其中华东地区的外购甲醇需求量最大，达到891万吨/年。

　　从全世界范围内，目前甲醇在中国国内过剩，但是东南亚紧缺，主要由于生物柴油的消耗。2017年中国的甲醇进口中有30.89%来自于伊朗，未来伊朗仍有新的产能投放。同时中国2019年久泰能源的60万吨/年烯烃，以及吉林康乃尔的30万吨/年MTO装计划开车，预计将会消耗甲醇。

　　预计2019年国内将有670万吨的装置计划投产，其中仍有近一半配备下游一体化项目。2019年海外主要有两套甲醇装置计划投产，其中伊朗Kaveh年产230万吨甲醇装置投产时间尚不确定。另一套位于特立尼达和多巴哥的100万吨/年装置装置计划在2019年中投产。

　　亚化咨询统计，2018-2022年中国规划中的甲醇项目产能超过3500万吨。未来5年，中国新增甲醇产能主要来自煤制烯烃一体化项目配套的煤制甲醇装置、少量来自于现有甲醇装置的扩能改造、煤制天然气调峰制甲醇、焦炉气制甲醇装置等。

　　5盈利预测与估值

　　公司主要业务关键假设

　　我们对油价及公司的主要业务假设如下：

　　1、 预计2019年油价从底部反弹，长期缓慢向上。

　　2、 南通LNG接收站二期在2019年逐渐放量，进口业务保持快速增长。

　　3、红淖三铁路在2019年逐渐转固，贡献利润。煤炭、焦炭外销量逐年扩大。

　　盈利预测与估值

　　公司煤、气和油的储量大，开发转化成本低，同时布局已久的煤炭分级提质清洁炼化、启东LNG二期和红淖三铁路项目于近期建成运营，未来信汇峡工程和启东LNG三期投产带来长期成长性。我们认为公司经历多年的项目建设，目前已经进入收获与全面发展期，竞争力将有明显提升，同时我们预计未来油价仍将趋势向上，公司甲醇、天然气等产品拥有能源属性，伴随油价上涨，公司业绩有望显著增长，我们预测公司18-20年实现归母净利润为18.37、26.01和31.59亿元，对应EPS分别为0.27、0.38、0.47元/股，按照当前价格公司19年PE约为11X，选取可比上市公司进行比较，得到19年行业PE为14X左右，公司价值处于低估，约有27%上涨空间，首次覆盖并给予“买入”评级。

　　风险提示

　　1、油气价格大幅下跌的风险。公司立足能源公司，与能源的价格相关度较高。如果未来油气价格下跌，公司的甲醇、天然气等产品的盈利将会下降。

　　2、财务及杠杠风险。公司一直保持着较高的资产负债率，同时公司未来仍然有较大的资本开支。我们认为公司现金流好转，资产质量提升，但未来如面临行业景气下滑，仍存在一定的杠杠及财务风险。

　　3、天然气货源的稳定性。公司的天然气出哈密煤化工外，来自斋桑以及进口LNG的货源都存在一定依赖度。同时，海外进口LNG属于贸易性质，如海外气源价格过高，或者供应不稳定均可能会对公司的经营产生风险。