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技术进步推动美国页岩气革命,未来气价上涨动力明显:成本推动、需求拉动。1)页岩气技术革命后成本又将进入刚性上涨周期,许多页岩气开采商价格成本倒挂,产业格局稳定后页岩气开采商要求合理的利润空间,保守估计天然气价格要达到4.17美元/百万英热以上才能使得大部分公司实现微利。如果考虑10%的内部回报率,我们估计美国主力气田新井的平均盈亏平衡点要达到4.7美元/百万英热;2)低气价将刺激消费需求,化肥甲醇烯烃等传统领域扩展、新兴领域有望兴起、LNG有望出口等将拉动气价上涨。
页岩气对煤炭冲击较大,但东部高成本煤矿面临淘汰,气价涨煤价跌,天然气发电燃料优势渐行渐远,预计煤炭出口不会大规模增长。天然气发电占比10年23.9%,预计12年将达30.8%。美国煤炭在需求被挤压的情况下,产能将逐步向西转移,东部高成本矿区多数亏损将遭淘汰,预计12-20年APP产量将下降75.3百万短吨。EIA预计13年气价将从12年当前2.5-3美金左右上涨至3.34美金/百万英热,同时,廉价PRB煤正逐步替代APP煤,电厂购买的综合煤价将呈下降趋势,预计13年天然气发电相比煤电的燃料成本优势将消失,随着煤炭需求恢复和煤矿产能缩减,美国未来几年煤炭产销将基本平衡,出口量不会大规模增长。
美煤大规模出口中国并不现实。从经济角度测算,只有美国西部PRB煤从西部、南部港口出口至中国才具备价格优势;美国中东部地区煤价高,且海运费高,出口中国并不经济。但是距离亚洲最近的西部港口目前只有500万短吨能力,11年出口量已饱和,扩建煤码头和配套铁路当地环保压力极大,目前看项目获批概率极低。美国南部港口是美国煤炭出口亚洲的次优选择,但目前也均处于饱和状态,港口扩建也同样受阻。另外,PRB煤水分高、热值较低;黄铁矿等物质含量较高,容易导致炉渣多,燃烧不完全;同时,烟道气温度高,热损耗较大,所以我国沿海电厂未必吃得消。
中国页岩气开发任重道远,以煤为主依然不可改变。中国页岩气还不具备大规模开发的条件,15年规划产量65亿方,20年力争达到600-1000亿方,实现难度并不小。页岩气分布地质条件、开采条件等都是我国目前发展页岩气所必须攻克的难题。另外,在页岩气开发潜力较大的四川,人口密度高达426个居民/平方英里。我国水资源分布不均,华北和西北地区缺水,这也使得水力压裂必将遇到一定的瓶颈。我们预计15年中国煤炭一次能源消费占比67%,20年依然可达64%,煤炭主导地位短期难以撼动。
l00-05年美国煤炭产业15%左右ROE水平对中国未来几年具有借鉴意义,推算中国煤炭板块未来合理估值中枢13.3倍。中国短期内无法摆脱以煤为主的大局面,页岩气开发还需要时间;同时,我们也认为中国结构转型05-08年的高投资拉动时代也很难再复制,所以我们倾向于认为00-05年这个时间段美国煤炭企业的ROE水平也许对中国未来几年最具参考意义:10-20%之间波动。未来几年无论从页岩气的冲击程度还是整体煤炭需求增速来判断,中国的估值水平都应高于美国。按照2倍PB和15%左右的ROE推算,我们认为未来中国煤炭板块合理估值水平在13.3倍左右。当前国内煤炭板块根据中报业绩调整过后平均估值水平14倍左右,但是我们认为9月份焦煤和无烟煤价格下跌风险仍存,三季报业绩下调风险不可小视,建议从内生成长性和业绩确定性角度选择动力煤品种:国投、神华、山煤、大有。
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近日,重庆市生态环境局发布关于公开征求《重庆市页岩气水污染物排放标准(征求意见稿)》意见的函,征求意见截止时间为2024年4月12日。文件规定了页岩气行业水污染物排放控制要求、监测要求和监督管理要求。文件适用于页岩气开发企业和页岩气开发废水集中处理企业的水污染物排放管理,以及页岩气开发
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GEVernova2024第一季度财报出炉
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