| 来源： |
中信证券 |
发布时间： |
2011年11月01日 08:23 |
作者： |
黄莉莉 |
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一、投资要点
1、国内进口丙烷制丙烯市场开始启动。由于丙烯下游衍生物应用的广泛发展、丙烯附加值不断提高，国内丙烯供需缺口扩大。2010年以来，我国企业引进丙烷脱氢制丙烯技术的项目纷纷上马。据不完全统计，到2013年，国内丙烷脱氢制丙烯所需丙烷量将达238万吨（2010年我国进口丙烷178万吨）。经我们分析，国内进口丙烷脱氢制丙烯原料有保证；按当前价差，吨丙烯产品毛利近2800元，效益好。
2、国内企业采购进口丙烷主要依赖贸易商，公司在华东区域优势明显。国际丙烷采购多以大型冷冻船运输，要求装卸深水码头、大型低温冷冻罐等设施，因此国内化工企业进口丙烷主要依赖贸易商。进口丙烷由于运输成本限制，区域经营特征突出。陆上运距每增加100m，运费增加45元/吨；海上运费在90-800元/吨间。公司目前是全国最大的进口液化气综合运营商。截至2010年底，LPG周转能力超过200万吨，拥有或运营张家港液化气冻库、宁波地库、太仓冷冻库及配套码头，区域优势明显。
3、公司从提供进口渠道和投资项目两个方面分享进口丙烷化工原料市场的发展。假设2013年国内258万吨丙烷原料进口需求中，通过公司码头及储罐进口80万吨，则可贡献利润5400-7200万元；公司投资建设120万吨丙烷脱氢制丙烯项目，按照当前产品价差，我们测算项目达产后，可贡献5亿元以上的净利润。
4、非公开增发打开业绩空间。公司计划非公开增发8000万股，融资8亿元用于收购大股东宁波百地年地下液化气储库100%股权，以及投资120万吨（一期60万吨）丙烷脱氢制丙烯项目（56%比例控股）。将完全消除关联交易，降低原料采购成本，打开公司未来业绩空间。
二、行业跟踪
1、国内、外“液化石油气”大不同：进口气≈高纯度丙烷+丁烷全球液化石油气工业协会对液化石油（LPG）的定义是：原油和天然气开采（60%）及石油加工（40%）过程中产生的副产品。LPG是丙烷和丁烷的混合物，含有微量其他成分。LPG无色无味，常温下呈气态。而在国内，由于油气田伴生气产量较少，LPG一般是指炼油厂、石化厂在石油炼制和加工过程中所产生的混合副产气体，主要成分与进口气相近但杂质含量较高，主要用于城市及乡镇民用燃气。
2、进口液化气是优质的化工原料液化石油气除了可供工业、汽车作为燃料之外，其主要成分丙烷、丁烷还是优质的烯烃类化工原料。进口液化气由于其丙烷、丁烷纯度高，用作化工原料所需投资及后处理成本都较国产炼厂气更低。
国产炼厂气因所含杂质较多，一般只用作民用、商业燃料。若要作为化工原料，需要将丙烷、丁烷等原料提炼出来，但仍有几个关键问题：若反丁烯含量较高，分离正丁烷较困难；组分变化大对工艺设计的负荷变化要求大，投资增大；相对于国产炼厂气，进口液化气纯度高杂质含量低，后处理成本低。
3、全球烯烃原料轻质化是大势所趋国际油价高企，令石脑油价格持续攀高，其作为烯烃原料的竞争力逐步下降。随着中东LPG产量、美国页岩气产量的快速发展，乙烷、丙烷、丁烷等轻质烯烃原料得到快速发展。2008年以来，美国乙烷/石油价格（单位热值）比例持续向下，主要因页岩气快速发展，伴生乙烷增加。中东1/5的丙烯是以丙烷为原料脱氢制的的。中东丙烷等轻质原料价格都基于固定的天然气价格（0.75-1.50美元/百万英热单位）制定，是世界上生产丙烯成本最低的地区。
目前我国绝大部分烯烃原料都是石脑油。2005年1月开始，中国石化下属炼厂石脑油出厂价采用新的与国际接轨的市场化定价方式，即石脑油当月出厂价是根据东南亚上月平均到岸价格（CIF）加上增值税确定，每月调整一次。新定价机制出台后，国内石脑油价格显著升高，与国际价格迅速靠拢。
4、我国丙烯供需格局趋紧2000年以后，世界丙烯需求增长明显高于乙烯，丙烯/乙烯需求比例呈不断增高趋势。传统上．丙烯主要来自石脑油裂解制乙烯和石油催化裂化。2004-2010年，世界乙烯产能增长34%，丙烯产能增长25%。中东地区新建乙烯大多以乙烷为原料，其丙烯产出量不到2%，进一步加剧全球丙烯短缺。
近年来，丙烯下游产品的快速发展，极大地促进我国丙烯需求量的增长。2000年，国内丙烯需求首次超过乙烯达到499万吨，之后一直保持在乙烯之上。2010年，我国生产丙烯1324万吨，其中，中国石化拥有丙烯（含合资企业）产能870万吨/年，中国石油丙烯产能395万吨/年，而同期丙烯当量消费为2150万吨，需求缺口较大。
丙烯下游需求主要来自聚丙烯、丙烯晴和环氧丙烷。“十二五”期间，国内环氧丙烷市场将基本维持供需平衡；而腈纶对丙烯晴的需求拉动将更加明显；聚丙烯缺口将逐步加大：根据中国石化集团经济研究院的预计，到2015年中国聚丙烯产能为1580万吨，需求为1860万吨，缺口约280万吨。我们预计未来丙烯供应短缺的格局还将保持。
因此，国家在“十二五”期间鼓励丙烯产能的建设，特别是主产丙烯项目的投资。根据《石油和化学工业“十二五”发展指南》，到“十二五”期末，我国丙烯生产能力将达到2200万吨，自给率将达到75%。
5、丙烯生产技术比较丙烯生产工艺主要包括丙烷脱氢、烯烃转换（如易位转化OCT）、流化床催化裂解FCC和甲醇制丙烯MTP。其中，丙烷脱氢和烯烃转换、甲醇制丙烯是以丙烯为主要产品的工艺。随着替代技术的发展，许多专用丙烯生产技术能够较FCC、热裂解和超低温回收技术进一步提高能效和改善排放性能。市场预测，到2015年，专用丙烯生产技术对全球丙烯供应的贡献率将达5%-12%。
副产丙烯技术有：流化床催化裂化FCC、热裂解及焦化。其中丙烯收率与原料、操作条件及催化剂相关，如FCC中，丙烯收率在2%-6%间（质量比重），C3馏分中丙烯比例在50%-75%间。
6、我国进口丙烷制丙烯市场正在启动世界范围内，高品质的液化石油气用作化工原料非常普遍，2006年用作化工原料的液化石油气占总消费量的23.9%，且占比呈现上升态势。据美国化学品制造商协会统计，发达国家使用高纯度液化气作为烯烃原料的比例已达24%，而我国尚不足3%（2007年）。
国内液化石油气作为烯烃类原料比例不高，主要受到技术瓶颈的限制。截至2008年，国内液化气制烯烃的相关研发工作尚处在开发阶段。上海石油化工研究院、北京化工研究院、石油大学和大连化物所做了相关研究工作，但均未实现工业化应用。
2010年开始，由于丙烯下游衍生物应用的广泛发展、丙烯附加值的不断提高，及国内丙烯供需缺口逐步扩大，我国引进国外技术以进口丙烷脱氢制丙烯项目建设纷纷上马。
三、公司分析
1、地利：码头禀赋好，公司在江浙区域优势明显
（1）我国丙烷进口主要依赖贸易商<1>液化石油气国际交易以类似于“俱乐部”的形式存在。国际液化丙烷供应由为数不多的跨国贸易商垄断。他们直接向中东等地石油生产商采购(基数为100万吨/年丙烷)。供应商往往不愿与无交易记录的公司进行大宗交易，对新进入公司设置较高的进入门槛和限制条件。在资信证明、存储设施、码头条件及付款时间、方式上均有较高要求。
<2>国际液化丙烷采购多以大型冷冻船运输，装载量一般在4万吨以上，所以进口液化丙烷通常必须拥有交通便捷、可停泊大型液化丙烷冷冻船的专用装卸深水码头、大型低温冷冻罐等设施。目前我国对内陆河道的码头、尤其是危险品码头的新建审批非常严格。长江沿线深水码头资源极为稀缺。要建设一个达到相当规模，能够满足大批量吞吐需要且直接面对长三角广阔消费市场的长江下游码头已非常困难。码头资源的稀缺性形成了进入进口液化石油气行业的一个较难跨越的壁垒。
因此，我国进口丙烷原料脱氢制取丙烯的企业，与有进口液化丙烷采购渠道和物流仓储资源的国内外主要贸易商合作建设．可大大降低进口丙烷原料采购风险和成本。
（2）公司在江浙地区区域优势明显公司是全国最大的进口液化石油气综合运营商。截至2010年底，拥有LPG周转能力300万吨，拥有张家港液化气冻库，运营宁波液化气地库及配套码头资源，以及在太仓地区租用码头资源。
宁波液化气储库及配套码头：位于长江黄金水道和黄金海岸线交汇点。拥有56万m3液化气库，5万吨级和5千吨级码头各一座。具备年120万吨以上LPG中转能力。码头濒临国际航道，水域宽广，30万吨船舶可自由进出，是中国东部沿海大型能源中转基地的最佳选择之一。
张家港液化气冻库及配套码头：拥有6.4万m3液化气库，20万m3液体化工仓储库，5万吨级和2万吨级码头各1座。年周转能力50万吨，年装卸能力180万吨。另公司2011年还新建2万吨级码头。
由于运输距离和运输成本的限制，运输的极限距离为运费不大于区域间差价，故进口液化气行业区域性经营特征非常突出。一般来说，短途配送租用合法车辆的市场价格水平0.6元/吨公里，长途运输（即进口液化气送至北方如北京、山东、河南等地的运费）租用合法车辆的市场价格水平0.45元，即陆上运输距离每增加100m，运费至少增加45元/吨，若位于江浙的项目进口原料从华南地区进口，则将增加运输费用200元/吨以上（约600公里）；而海上运费则平均在90-800元/吨之间。对于化工企业来说，原料成本对于整体项目盈利非常重要，降低原料采购成本是提高效益的最重要手段。因此，公司在江浙地区的区域优势明显。
（3）宁波百地年基站可作为“第一港”，有望进一步降低企业原料采购成本国际液化气贸易的运输工具为大型液化气冷冻船，装载量4万吨左右，为满足整船采购和整船卸货的需要至少具有5万吨级的深水码头。而受港口资源、库容能力等条件限制，目前一般是日本港口作为第一港，华南作为第二港，华东地区往往作为第二或第三港口，即大型冷冻运输船在日本、韩国等卸完部分货后，才停泊华东码头卸货。船舶从中东到远东的时间通常在18-20天左右。因此，受船舶海上运输时间的影响，华东地区进口丙烷平均采购周期（从采购下单至货物到达目的港的期间）25-35天，平均30天。
缺乏第一港的情况一方面会在国内贸易商采购时机把握、货源选择范围、采购价格的降低方面产生的很多限制和困难，另一方面也增加运输成本。据估算，仅节省的采购成本每吨最少5美元，超过30元/吨。
为了保证连续稳定供应，必须采取长期合约和整船采购的模式，因此要求具备濒临国际深水航道“第一港”整船装卸的海港码头和足够的仓储设施能力等条件。公司目前拥有的张家港库、太仓库，由于长江航道水深条件和自身库容量较小（均只有单次最大3万吨的库容能力）的限制，不具备接卸5万吨整船进口LPG的条件，所有货物必须在具备“第一港”条件的码头部分卸货后，才能进入上述两个库区。目前，国内同时具备“第一港”条件和足够库容能力的公司只有宁波百地年。
2、天时：华东最大进口丙烷/丁烷贸易商，将分享国内LPG化工市场盛宴（1）为国内企业提供进口丙烷渠道，增加周转量假设到2013年，国内238万吨的丙烷原料进口需求中，通过公司码头及储罐进口的丙烷为105万吨（其中张家港项目100%，海越项目20%，绍兴项目100%）。根据港口费用标准，假设公司收取每吨150-200元的费用，可增加收入1.575-2.1亿元，参考码头货物装卸业务毛利率45%，可贡献利润约7088-9450万元。
（2）公司投资LPG化工项目，目前盈利向好公司2011年10月18日公告，与江苏华昌化工、飞翔化工共同投资建设120万吨丙烷脱氢制丙烯项目，项目总投资约40亿元人民币，公司持合资公司56%股权。一期计划投资60万吨的装置，预计3年内可以达产，五年内完成全部120万吨项目投资并实现达产。
目前进口丙烷（790美元/吨）-进口丙烯（1470美元/吨）价差680美元/吨，假设操作成本210美元/吨，丙烯单耗丙烷1.24吨，当前国内丙烯市场价格12150元/吨（含税），则公司60万吨丙烷脱氢制丙烯项目达产后，可获得营业利润2800元/吨，共16.8亿，净利润约12.6亿元。
3、人和：化工仓储业务恢复在即化工仓储业务是高毛利业务，能够给公司带来稳定的收入来源。经过一年多的建设，公司2万吨新码头已于2011年3月初完成建设竣工，预计年内可以试运行。被撞坏的5万吨码头预计2011年年底完成重建。
公司张家港化工仓储能力是20万方，主要仓储对象为基础液体化工品种如乙二醇、甲醇、苯乙烯、甲苯、二甲苯等。按仓储收费100元/吨/月计算，假设仓储产品年周转5次（保税科技年周转10次以上），周转量约69.28万吨，则化工仓储业务可获营业收入6928万元。参考保税科技毛利率70%，我们预计5万吨码头复工后，公司化工仓储业务每年可贡献净利润3500万元以上。
四、非公开增发为打开公司业绩空间提供保障10月18日，公司发布非公开增发元，将增发8000万股，募集8亿元，用于购买大股东位于宁波的地下液化气储库及其配套码头设施（不高于3亿元），以及投资张家港丙烷制丙烯项目。根据上文分析，我们认为收购大股东宁波地库资产将减少关联交易，降低公司成本，是为石化项目原料保证以及分享国内丙烷化工市场启动的盛宴的保证。
五、风险因素公司丙烷脱氢制丙烯项目建设进度低于预期的风险；进口丙烷价格高企，令项目效益下降的风险；公司进口液化气过程中的运营风险；公司未能直接从油田采购原料，导致无法及时分享市场的风险；公司经营规模扩大，存货增多带来的经营风险以及存货减值风险。公司净资产规模迅速提升，导致净资产收益率下降的风险。
六、估值及投资价值公司从事进口LPG贸易、及化工仓储业务，其中LPG业务为主业。与公司做同类型业务的上市公司包括综合贸易的中化国际和化工仓储为主的保税科技。
鉴于公司2012-2013年业绩，分别因销售规模扩大以及化工项目达产，有望实现大幅增长，因此我们采用PEG法估值，参考同行业公司按照2010年PEG=1.2倍，计算出公司23.02元/股的目标价，结合绝对估值结果，给予公司21.5元的目标价（对应2012年19倍PE），距离当前11.22元的价格还有90%以上的空间。
随着后石油时代的到来，东华能源凭借其多年积累的优质资产和国际市场资源，将从液化石油气的综合运营商向以轻质油气为原料的大型石化加工企业转型，其未来广阔的发展空间，未来5年公司业绩将保持快速、稳定、持续的增长态势。原载于证券日报
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