行业信用风险展望：稳定

　　行业

　　随着城市化水平的提高，天然气消费量持续增长，对外进口依存度仍然较高；2017年上半年，天然气用气量增速明显提高，“煤改气”等政策初见成效。天然气产业链价格进一步下调，有利于下游用气企业成本的降低；预计2017年全年天然气消费量以较快增速增长。

　　债市

　　2016年以来燃气供应企业发债规模增长幅度较大，融资方式以公司债券为主；债券发行企业大部分为省或地方政府控制，具有较强的财富创造能力和稳定的偿债来源，主体信用级别相对较高；2017年上半年燃气供应企业发债规模较小，融资方式全部为超短融。

　　企业

　　信阳市弘昌管道燃气工程有限责任公司主体级别由AA-持续下调至C。

　　展望

　　预计2017年下半年，“煤改气”政策将加速推进，天然气价格逐步市场化，消费量将继续以较快增速增长。行业收入水平将相对保持平稳，需加强关注燃气供应企业现金流管理、或有负债、关联方交易等因素。大公对燃气行业的信用风险展望为稳定。

　　一、行业发展

　　随着城市化水平的提高，2016年以来我国天然气消费量平稳增长，对外进口依存度仍较高；2017年上半年，天然气用气量增速明显提高，“煤改气”等政策初见成效

　　2016年，天然气消费量为2058亿立方米，同比增长6.6%。同期，年能源消费总量43.6亿吨标准煤，比上年增长1.4%，其中煤炭消费量下降4.7%，原油消费量增长5.5%，天然气消费量增长8.0%，电力消费量增长5.0%，煤炭消费量占能源消费总量的62.0%，比上年下降2.0个百分点；水电、风电、核电、天然气等清洁能源消费量占能源消费总量的19.7%，上升1.7个百分点。我国能源消费结构目前仍以煤炭为主，低碳、清洁的天然气在中国尚未得到充分利用。2016年，天然气能源消耗仅占中国一次能源消耗总量的6.4%，远低于国际平均天然气消耗量占比24.1%，我国天然气消费还有巨大的提升空间。

　　从需求结构来看，2015年工业燃料、城市燃气（包括交通用气）、发电、化工分别占38.2%、32.5%、14.7%、14.6%。根据《天然气“十三五”规划》，到2020年我国天然气占一次能源消费的比重提高到8.3～10%，而《国家应对气候变化规划（2014-2020年）》明确指出到2020年，天然气消费量将达到3600亿立方米，年复合增长率将达到15%。

　　2016年，我国天然气产量1368.7亿立方米，同比增长1.7%，而消费量为2058亿立方米，供需缺口近700亿立方米，对外依存度达到34%。进口天然气中，进口管道气为349亿立方米，进口LNG为355亿立方米。在进口气中，管道气进口量稳步上升，LNG进口量的增速较快。到2020年天然气消费量将达到4000亿立方米左右，而与此同时我国的天然气产量则将为 2200～2300亿立方米，预计进口依存度将提升到44%。据此，《加快推进天然气利用的意见》提出，在高速公路、国道省道沿线、矿区、物流集中区、旅游区、公路客运中心等，鼓励发展CNG加气站、LNG加气站、CNG/LNG 两用站、油气合建站、油气电合建站等。该政策的提出，将有利于加快LNG接收站建设的步伐，进而满足不断增长的天然气消费需求。

　　2017年上半年，我国天然气产量743亿立方米，同比增长10.1%；天然气进口量419亿立方米，增长17.9%；天然气消费量1146亿立方米，增长15.2%，增速较去年同期的增速9.8%上升5.4个百分点，增速创下近几年来新高。天然气用气增速的回升体现了实体经济回暖，以及“煤改气”等政策的成效有所显现。

　　环保压力迫使加速“煤改气”项目，京津冀及周边地区成为“煤改气”推动最快区域，“煤改气”工程将助推天然气用量增长

　　2017年1月，国家发改委发布《天然气发展“十三五”规划》指出，要以京津冀、长三角、珠三角、东北地区为重点，推进重点城市“煤改气”工程，扩大城市高污染燃料禁燃区范围，大力推进天然气替代步伐，替代管网覆盖范围内的燃煤锅炉、工业窑炉、燃煤设施用煤和散煤。在城中村、城乡结合部等农村地区燃气管网覆盖的地区推动天然气替代民用散煤，其他农村地区推动建设小型 LNG储罐，替代民用散煤。加快城市燃气管网建设，提高天然气城镇居民气化率。

　　2017年3月，环保部公布《京津冀及周边地区2017年大气污染防治工作方案》，将“2+26”城市 列为北方地区冬季清洁取暖规划首批实施范围。全面加强城中村、城乡结合部和农村地区散煤治理，北京、天津、廊坊、保定市10月底前完成“禁煤区”建设任务，并进一步扩大实施范围，实现冬季清洁取暖。

　　2017年5月19日，财政部、住建部、环保部、能源局联合发布《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》，明确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10亿元，省会城市每年7亿元，地级城市每年5亿元，将重点支持京津冀及周边地区大气污染传输通道“2+26”城市，试点示范期3年。

　　2017年7月4日，国家发改委引发《加快推进天然气利用的意见》，提出建立对各省（区、市）环保措施落实的考核问责机制，切实落实党委政府环保“党政同责”、“一岗双责”，将民用和工业燃料“煤改气”等纳入考核内容，确保实施效果。“煤改气”纳入政府考核保证了“煤改气”能够获得足够的政府支持进而推动天然气行业的稳定发展。

　　2016年以来，我国进一步出台相关气价改革政策，天然气产业链价格改革加速，降低下游企业用气成本，促进天然气消费，但天然气价格尚未实现市场化，地方监管有待加强

　　我国天然气终端销售价格由天然气出厂价格、长输管道的管输价格以及城市输配价格三部分组成。其中，天然气出厂价格实行政府指导价，由国家发改委制定出厂基准价格，供需双方可在上下10%的范围内协商确定；跨省长输管道的管输价格由国家发改委制定，省内的长输管道的管输价格和城市输配价格由各省级物价部门制定。长线管道运输企业从上游天然气开采企业中购入天然气，通过自身建设及经营的输气管道输送到省内管道沿线各城市或大型直供用户处，向下游城市燃气公司和直供用户销售天然气，并从中收取管输费。

　　2015年4月，国家发改委发布《关于理顺非居民用天然气价格的通知》非居民用天然气的存量气、增量气门站价格并轨。增量气降0.44元/立方米，存量气涨0.04元/立方米。2015年11月，国家发展改革委发布《国家发展改革委关于降低非居民用天然气门站价格并进一步推进价格市场化改革的通知》，非居民用气最高门站价格每千立方米降低700元，非居民用气由最高门站价格管理改为基准门站价格管理，供需双方可以基准门站价格为基础，在上浮20%、下浮不限的范围内协商确定具体门站价格。2017年8月30日，国家发改委发布《国家发展改革委降低非居民用天然气基准门站价格的通知》，非居民用气基准门站价格每千立方米降低100元。门站价格再次下调，将使天然气更具经济性。

　　长输管道管输费方面，2016年8月，《国家发展改革委关于加强地方天然气输配价格监管降低企业用气成本的通知》提出降低过高的省内管道运输价格和配气价格，减少供气中间环节，整顿规范收费行为。2016年10月，发改委发布《天然气管道运输价格管理办法(试行)》和《天然气管道运输定价成本监审办法(试行)》，规定长输管道运输价格采取“准许成本加合理收益”原则制定，即准许收益率按管道负荷率不低于75%取得税后全投资收益率 8%的原则确定。

　　配气价格方面，2017年6月，国家发改委正式印发《关于加强配气价格监管的指导意见》，提出配气价格按照“准许成本加合理收益”的原则制定。准许成本根据政府成本监审核定，其中供销差率不超过5%；管网折旧不少于30年。准许收益为有效资产回报率不超过7%，其中有效资产包括城燃企业投入的市政管网、储气设施及其他与配气业务相关的资产。此外，文件明确居民燃气工程安装费（接驳费）涵盖范围严格限于建筑区划红线内产权属于用户的资产，不包括在公司有效资产内，故接驳费并不包括在本次 7%的限制内。

　　此外，2017年4月，国务院常务会议决定天然气等增值税税率从13%降至11%，减税措施将推动天然气用气企业的成本降低。

　　《中国天然气发展报告（2017）》白皮书指出，目前天然气销售门站价格为政府基准定价，竞争性环节尚未实现市场化定价，同时监管工作机制尚未理顺、职责不清。据此提出加快培育上海、重庆等区域性乃至全国性的天然气现货市场，推动“气气”竞争和价格发现，规范管理、健全监管机制等对策建议。

　　行业盈利方面，2016年以来燃气行业主营业务收入稳定增长，销售利润率有所上升，整体盈利相对稳定

　　截至2016年底，我国燃气生产和供应企业数量达到1426家，较上年增加103家。2016年，我国城市燃气行业实现主营业务收入6017亿元，同比增长2.4%，与上年相比下降5.5个百分点，低于全国工业增速（4.9%）2.5个百分点；城市燃气行业实现利润总额486.7亿元，同比增长7.7%，与上年相比提升6.2个百分点，低于全国工业利润增速（8.5%）0.8个百分点。

　　近年来我国燃气行业盈利能力趋于稳定，2016年，城市燃气行业毛利率为13.2%，同比上升0.4个百分点，行业销售利润率达到8.1%，同比上升0.6个百分点。

　　2016年燃气行业主营业务成本达到5225.5亿元，同比增长2.2%；财务费用73.8亿元，同比增长5.9%，增速下降较大；资产负债率为55.23%，同比略有增长，整体行业负债率不高。

　　我国天然气管道已初步形成全国一张网，根据十三五规划，天然气管道及LNG接收站、储气库的建设将加速推进，为天然气大规模利用提供强有力的保障；天然气长线管道运输相对垄断程度仍较高

　　根据《中国天然气发展报告》（2017）白皮书，截至2016年末，我国已建成并投产天然气长输管道6.8万千米，干线管网总输气能力超过64亿立方米。我国的天然气管道初步形成全国一张网，形成“西气东输、陕京线、川气东送、中缅天然气管道、永唐秦”为主干的管道线，“冀宁线、兰银线、忠武线、中贵线”等管线为主联络线，实现内陆气源川渝、长庆、西北三大产气区与东部市场衔接，完成西北、西南及东部沿海三大进口通道，“西气东输、海气登陆、就近供应”供气格局。

　　管网建设方面，“十三五”期间，我国规划建设陕京四线、西气东输四线、中俄东线、新疆和内蒙古煤制气外输管道等多条干线管道，沿海建成青岛、天津、粤东、海南、深圳、钦州等多座LNG接收站，在环渤海、东北、长三角、西南和中南五大区域建设储气库群，2020年形成有效工作气量超过200亿立方米。届时，连接引进资源和国内主要天然气产区、资源多元、调度灵活、供应稳定的全国性管网输送体系将基本形成，从而为天然气大规模利用提供强有力的保障。

　　从产业链来看，我国天然气生产由中石油、中石化和中海油等大型天然气勘探企业进行，行业壁垒非常高。2016年我国天然气产量为1370亿立方米，其中，中石油全年生产天然气850亿立方米，占全国天然气产量的62%；中石化全年生产天然气216亿立方米，占全国天然气产量的15.7%；中海油全年生产天然气115亿立方米，其中国内生产天然气67亿立方米，占全国天然气产量的 4.8%。

　　由于中游管道输送企业与上游天然气供应商的紧密性，通常天然气生产企业直接参与中游输送，全国约80%的长输管道为中石油所有。少数拥有区域天然气长输管网的公司对地方政府和资源拥有一定的依赖性，地方优势明显。天然气运输的下游分销主要是由各城市燃气公司运营，市场化程度相对较高。

　　二、债市表现

　　2016年以来燃气供应企业发债规模增长幅度较大，融资方式以公司债券为主

　　从2016年以来，14家燃气供应企业共发行债券数量29只，发行金额总计244亿元，相比2015年，发债企业数量增加6个，发债规模增长118亿元，增长幅度较大。从存量债券来看，截至2016年末共有48只存续债券，涉及19家燃气供应企业，存量债券规模总计406亿元，其中将于1年内到期的债券规模有132.5亿元。

　　从债券发行种类上来看，2015年燃气供应企业以发行超短融居多，而2016年燃气供应企业以发行公司债券为主，其次超短融、短融的发行量也较大。从截至2016年末存续债券的发行种类上来看，公司债、超短融、中票、短融、企业债占存量债券规模比重分别为43.10%、14.29%、12.68%、10.34%和10.34%，存续债券以长期债券公司债为主，其次短期债券超短融、短融的规模占比也较大。总体来看，燃气供应企业发债类型呈现多元化平衡发展。

　　从债券发行人上来看，申能股份有限公司、深圳市燃气集团股份有限公司、新奥(中国)燃气投资有限公司、中燃投资有限公司是2016年债券发行的主力。从存量债券来看，发行规模排名靠前的分别是新奥(中国)燃气投资有限公司、深圳市燃气集团股份有限公司、中燃投资有限公司、山东奥德燃气有限公司、中国燃气控股有限公司、山西天然气有限公司，以上企业存量债券规模合计264亿元，占总存量债券规模的65.02%。

　　发债燃气供应企业大部分为省或地方政府控制，收入平稳增加，偿债来源相对稳定，主体信用级别相对较高，2016年债务偿还情况良好；1家燃气供应企业发生了信用级别下调

　　从燃气供应企业主体信用级别分布情况来看，除少数大型全国范围燃气供应企业如新奥(中国)燃气投资有限公司、中燃投资有限公司、中国燃气控股有限公司，大部分为省级或地方国资委控制的企业，且燃气属于国家倡导的清洁能源，企业收入保持相对平稳增长，自身的现金流获取能力比较稳定，融资能力很强，并且能够获得较多的外部支持，主体信用级别相对较高。目前，燃气供应行业整体债务偿还情况良好。

　　从信用级别迁移情况来看，除去没有存续债券和未有主体信用级别的企业，2016年燃气供应企业整体信用级别变动不大，AA、AA+及AAA信用级别的企业分别为5家、6家和5家，另外1家燃气供应企业（信阳弘昌）主体级别由AA-下调至BBB+，展望调整为负面。

　　2017年上半年，燃气供应企业新发债券规模较小，全部为超短期融资券；信阳弘昌主体信用级别继续下调

　　2017年上半年，共4家燃气供应企业发行债券，发行金额总计36亿元，从发债类型上看，全部是超短融。同期，信阳弘昌主体级别下调至C，展望调整为稳定。

　　信阳市弘昌管道燃气工程有限责任公司主体级别由AA-持续下调至C；需加强关注燃气供应企业现金流管理、或有负债、关联方交易等因素引起的风险

　　信阳市弘昌管道燃气工程有限责任公司（以下简称“信阳弘昌”或“公司”）是信阳市主要的燃气管道建设及城市燃气运营商，在信阳市天然气市场份额已超过80%。公司收入及利润主要来自于天然气销售和管道安装业务，毛利率稳定在40%左右。

　　2013年6月，信阳弘昌发行7亿元企业债“13弘昌燃气债”，河南信阳毛尖集团有限公司（以下简称“信阳毛尖”）以其拥有的50,045亩林地使用权及林木资产（总估值23.03亿元）为本期债券提供抵押担保，债券附第4年末发行人上调利率选择权及投资者回售选择权。鹏元资信评估有限公司（以下简称“鹏元资信”）首次评定信阳弘昌主体级别为AA-/稳定，“13弘昌燃气债”信用等级为AA。

　　2016年6月30日，信阳弘昌延迟发布了2015年年报，披露公司存在资金周转困难、贷款逾期、担保的信托贷款违约、股权质押冻结及涉诉等重大负面事项。2016年7月5日，主承销商广州证券股份有限公司（以下简称“广州证券”）发布《弘昌燃气公司债券重大风险提示公告》，称“13弘昌燃气债”将于2017年6月的回售部分本金及应付利息是否能按时兑付存在重大不确定性，信阳弘昌已为本期债券追加子公司河南源能企业管理咨询有限公司（以下简称“源能咨询”）作保证担保，源能咨询承诺将不超过5亿元现金指定存放于债券受托管理人或主承销商开立的专项账户。当日，信阳弘昌申请“13弘昌燃气债”停牌。据此，2016年7月13日，鹏元资信将信阳弘昌主体级别下调至BBB+，展望调整为负面，将“13弘昌燃气债”债项级别下调为A-。

　　2017年3月30日，广州证券发布《弘昌燃气公司债券重大风险提示公告》，提示投资者关注信阳弘昌有息债务扩大加剧，抵押资产集中变现存在不确定性且源能咨询承诺的5亿元保证金尚有4.5亿元缺口、到位时间存在不确定性等风险。2017年4月，鹏元资信将信阳弘昌主体级别下调至BB，展望维持负面，将“13弘昌燃气债”债项级别下调为BB+。6月1日，信阳弘昌发布《关于“13弘昌燃气债”票面利率不调整和投资者回售实施办法的提示性公告》。6月19日，信阳弘昌发布公告称，根据中国证券登记结算有限责任公司上海分公司（以下简称“结算公司”）提供的回售登记数据，“13弘昌燃气债”回售金额为1.72亿元（不含利息）。同日，公司发布公告称：由于资金方面原因，公司对原拟定于6月20日“13弘昌燃气债”回售资金发放另行安排。6月20日，信阳弘昌发布回售资金发放事宜公告称，对于申报回售的个人投资者，公司将向结算公司申请委托结算公司于3日内办理资金划付及债券注销；对于申报回售的机构投资者，公司将自行与其沟通协商解决。6月21日，信阳弘昌发布公告称个人投资者的回售资金发放及相应债券的注销将于6月22日完成。此后信阳弘昌未进一步发布全部回售情况及资金兑付情况。6月30日，鹏元资信将信阳弘昌主体级别下调至C，展望调整为稳定，将“13弘昌燃气债”债项级别下调为CC。

　　违约原因简析：一方面，公司在建项目投资规模过大，经营活动产生的现金流难以支撑投资，相较于公司资产规模及自身盈利能力，投资计划显得较为激进，建设资金很大程度上依赖外部融资。截至2016年6月17日，公司多笔借款、债务出现不能按期偿还及违约。另一方面，截至2016年6月17日，公司对外担保余额5.93亿元，占2015年末净资产的比重为16.16%，其中最大金额为对关联方信阳毛尖担保4.00亿元。根据人行征信报告显示，公司多笔对外担保早已被列为不良及关注等状态，增加公司融资受限。此外，大额投资支出致使公司有息负债规模持续上升，截至2015年末公司有息负债达28.13亿元，除货币资金外，公司固定资产以燃气管网设备为主，多数已被用于抵押融资，公司部分业务收费权及子公司股权已用于质押，银行授信额度已使用完毕。

　　由此得出的启示：需加强关注燃气供应企业现金流管理，关注企业现金流向及动机。关注或有负债特别是关联担保，关联担保及互保会导致担保双方各自的违约概率和两者之间的违约相关性同时提高。需关注企业关联方往来借款、交易等。

　　四、展望

　　天然气是一种优质、高效、清洁的低碳能源，天然气的使用有利于能源供应清洁化。随着我国能源消费结构、环保压力等因素的影响，天然气成为大力发展的能源品种。2017年下半年，“煤改气”政策将加速推进，价格逐步市场化，天然气消费量将继续快速增长。燃气行业的收入水平将相对保持平稳，且燃气供应企业融资能力较强，能够为企业债务的偿还提供稳定的偿债来源。总体来看，预计2017年下半年，燃气行业偿债能力基本保持稳定。

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来源：文/戚旺

编辑：华气能源猎头（微号：energylietou）

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