光大证券-深圳燃气-601139-2017年报及2018一季报点评：业绩符合预期，多因素驱动2018燃气业务增长-180501

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        事件：
        深圳燃气发布2017  年报及2018  一季报。2017  年公司实现营业收入110.6亿元，同比增长30.0%；归母净利润8.9  亿元，同比增长14.9%；EPS  0.40元。2018Q1  公司实现营业收入30.8  亿元，同比增长25.5%；归母净利润2.5亿元，同比增长11.0%；EPS  0.11  元。业绩符合预期。
        点评：
        ◆核心业务管道燃气，量增价减稳步增长
        公司主营业务为管道燃气、天然气批发、石油气批发、瓶装石油气，其中核心业务为管道燃气业务，后者在公司2017  年营业收入和毛利中分别占比53.4%和61.5%。公司2017  年管道天然气销售量20.4  亿立方米，同比增长20.4%。管道天然气销售量增长主要由深圳地区电厂天然气销售量增长所致，其同比大幅增长41.1%。受天然气价格改革等因素影响，管道燃气不含税销售单价同比小幅下滑1.6%。上述因素共致公司2017  年毛利同比增长5.8%，综合毛利率同比下滑4.7  个百分点。
        ◆2018  天然气销售量增长看电厂用气拓展及城中村改造
        在电厂用气方面，公司存量电厂用气有望受益于随燃气电厂利用小时数的改善；公司新增坪山华电分布式能源项目，项目达产后每年可新增气量3.8  亿立方米（占2017  年电厂用气量的58%）。此外，根据公司年报披露，按照深圳市住房和建设局印发的《深圳市老旧住宅区、城中村普及管道天然气工作方案》的要求，力争到2020  年城中村和老旧住宅区管道天然气改造超过99  万户，年均改造涉及用户超过30  万户。预计随着城中村改造的执行，公司非电厂用气量实现稳步增长。
        ◆终端用户价格有望降低，期待天然气价格改革细则落地
        据标准天然气报道（http://dwz.cn/7KAK9v），广东省发改委于2018  年3月发布《关于降低成本提高我省天然气利用水平的意见（征求意见稿）》，拟促使现有天然气供应主体（主要为“三桶油”）降低价格，降低终端用户价格。此外，财政部、税务总局于2018  年4  月发布《关于调整增值税税率的通知》（财税〔2018〕32  号），提出自2018  年5  月1  日起，原适用11%税率的增值税税率调整为10%。天然气增值税税率调整将进一步降低终端销售价格。天然气利用成本的降低将提升天然气对于用户的吸引力，从而进一步促进天然气销售量增长。
        2017  年6  月，国家发改委印发《关于加强配气价格监管的指导意见》的通知（发改价格〔2017〕1171  号），明确配气价格按照“准许成本加合理收益”的原则制定；准许收益率为税后全投资收益率，按不超过  7%确定。2017年8  月，国家发改委在关于进一步加强垄断行业价格监管的意见（发改价格规〔2017〕1554  号）中强调，“2018  年底前各地要建立起输配环节定价办法、成本监审办法，重新核定省内短途管道运输价格，制定独立配气价格，降低偏高输配价格”。目前广东省尚未发布地方层面的天然气价格改革细则，市场对于公司的配气费率存在分歧。我们认为年内天然气价格改革细则的落地将有助于降低或消除公司天然气销售板块的不确定性。
        ◆LNG  储备调峰项目投产在即，公司产业链布局进一步完善
        2018  年2  月，国家能源局发布《关于印发2018  年能源工作指导意见的通知》，强调建立天然气产供储销体系，完善LNG  接收站布局和配套外输管道。2018  年4  与，国家发改委发布《关于加快储气设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的意见》，要求城镇燃气企业到  2020  年形成不低于其年用气量  5%的储气能力，且储气调峰的价格由市场化定价。公司投资建设的LNG  储备调峰项目具备10  亿方/年的LNG  周转能力，预计2018  年项目投产。公司LNG  储备调峰项目的投产将增强公司天然气供应能力，缓解深圳天然气季节性供应缺口问题，同时LNG  贸易业务可为公司带来业绩弹性。
        ◆盈利预测、估值与评级
        我们根据公司财务数据和项目进展情况，下调公司2018、2019  年的预测EPS  至0.44、0.50  元（原为0.45、0.53  元），新增2020  年的预测EPS0.52  元，对应2018-2020  年的PE  分别为16、14、13  倍。下调目标价至8.10  元，对应2018  年18  倍PE，维持“增持”评级。
        ◆风险提示：
        广东大鹏照付不议合同违约导致购气成本上升的风险，配气费进一步下行的风险；LNG  调峰储备项目投产慢于预期；城中村改造进度低于预期，燃气电厂投产慢于预期，城燃项目异地扩张速度低于预期，导致天然气销售量低于预期的风险等。