海通石化 | 深度专题：油气体制改革加快推进

1. 油气体制改革步伐加快推进

2013年11月十八届三中全会在北京召开，会议一致通过《中共中央关于全面深化改革若干重大问题的决定》，提出全面深化经济体制改革，处理好政府和市场的关系，使市场在资源配置中起决定性作用，大幅减少政府对资源的直接配置；完善主要由市场决定价格的机制，推进水、石油、天然气、电力、交通、电信等领域价格改革，放开竞争性环节价格。政府定价范围主要限定在重要公用事业、公益性服务、网络型自然垄断环节，提高透明度，接受社会监督；同时，坚持公有制为主体、多种所有制经济共同发展的基本经济制度，积极发展混合所有制经济。
深化国企改革全面推进。 2015年8月，中共中央、国务院印发了《关于深化国有企业改革的指导意见》。作为国企改革“1+N”顶层设计的总纲性文件，《意见》提出到2020年在国有企业改革重要领域和关键环节取得决定性成果；国有企业公司制改革基本完成，发展混合所有制经济取得积极进展；国有资本配置效率显著提高，国有经济布局结构不断优化。我们认为石化行业作为改革的重点领域之一，国企改革有望加快推进。
油气体制改革是“十三五”规划的重要内容之一。 2016年12月，发改委根据“十三五”规划总体要求，编制印发《能源发展“十三五”规划》、《石油发展“十三五”规划》和《天然气发展“十三五”规划》，将油气体制改革作为“十三五”规划的重要内容之一，提出出台油气体制改革方案，逐步扩大改革试点范围。其中，重点推进油气勘探开发制度改革，有序放开油气勘探开发、进出口及下游环节竞争性业务，研究推动网运分离，实现管网、接收站等基础设施公平开放接入。
油气体制改革方案印发。 2017年5月，据新华社消息，中共中央、国务院近日印发《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》，总体思路是：针对石油天然气体制存在的深层次矛盾和问题，深化油气勘查开采、进出口管理、管网运营、生产加工、产品定价体制改革和国有油气企业改革，释放竞争性环节市场活力和骨干油气企业活力，提升资源接续保障能力、国际国内资源利用能力和市场风险防范能力、集约输送和公平服务能力、优质油气产品生产供应能力、油气战略安全保障供应能力、全产业链安全清洁运营能力。《意见》部署了八个方面的重点改革任务：（1）完善并有序放开油气勘查开采体制，提升资源接续保障能力。（2）完善油气进出口管理体制，提升国际国内资源利用能力和市场风险防范能力。（3）改革油气管网运营机制，提升集约输送和公平服务能力。（4）深化下游竞争性环节改革，提升优质油气产品生产供应能力。（5）改革油气产品定价机制，有效释放竞争性环节市场活力。（6）深化国有油气企业改革，充分释放骨干油气企业活力。（7）完善油气储备体系，提升油气战略安全保障供应能力。（8）建立健全油气安全环保体系，提升全产业链安全清洁运营能力。
据新华社报道，2018年11月14日国资委副主任翁杰明表示电力、石油、天然气、民航等重点领域的混改将持续发力，向非公有资本有序扩大开放的领域和范围。
我们认为油气体制改革主要分为两个层次：（1）行业层面：管制放松、打破垄断。 主要将在油气区块勘探开采、油气进口权、油气管网及储备设施等基础设施建设、油气价格等方面进行市场化改革，打破垄断。 （ 2）公司层面：专业重组、平台整合。 随着混改的推进，央企为应对市场化竞争而对旗下业务资产进行重组整合。

2. 石化行业改革：管制放松，打破垄断

2.1 上游：开采权和进口权放开
2.1.1 国内油气矿业权集中度高，勘探开采权放开是发展趋势
国内油气矿业权集中度高。 截至2017年底我国共有油气（包括煤层气、页岩气）探矿权941个，面积为328.46万平方千米，其中中国石油、中国石化、中海油占比分别为35.3%、18.9%、7.8%，三桶油合计占比达62.1%；共有油气采矿权762个，面积为16.03万平方千米，其中中国石油、中国石化、中海油占比分别为75.0%、19.7%、2.2%，三桶油合计占比达96.8%。

我国油气探明率低。 截至2017年，我国原油和天然气已探明储量分别为257亿桶和5.48万亿立方米。根据自然资源部数据，截至2017年底我国石油探明率约为31%，天然气探明率约为15.7%，勘探开发程度总体较低。根据2014年修订的《矿产资源勘查区块登记管理办法》（下称《管理办法》）规定，申请勘查石油、天然气的，还应当提交国务院批准设立石油公司或者同意进行石油、天然气勘查的批准文件以及勘查单位法人资格证明。在此规定下，我国基本只有中石油、中石化、中海油和延长石油4家企业具有在国内从事油气勘探开发资质。同时《管理办法》还规定按照申请在先的原则进行登记，我们认为容易产生油气企业“围而不探”的情形，这可能是造成我国油气探明率低的原因之一。

矿业权进一步向社会资本放开。 2017年6月国土部发布《矿业权出让制度改革方案》（下称《方案》），要求全面推进矿业权竞争性出让，严格限制协议出让。《方案》对矿业权出让收益管理进行了改革，对于探矿权和采矿权，首次缴纳金额不低于一定比例，其余部分可以按年度分期缴纳，这可以减轻企业的资金负担，扩大社会资本投资空间。此外，《方案》还提出要全面调整探矿权占用费收取标准，建立累进动态调整机制，充分利用经济手段有效遏制“圈而不探”的现象，有助于推进矿业权的放开。《方案》选取山西、福建、江西、湖北、贵州、新疆6个省（自治区）开展试点，计划于2019年在全国推广实施。

常规油气：勘探开采体制改革试点在新疆启动。 2015年10月，作为国务院部署的试点工作，新疆石油天然气勘探区块招标出让项目招标会在北京举行，吸引了13家企业投标。此次公开招标的6个油气勘探项目区块总面积为1.5万平方千米，首次面向所有符合准入条件的内资企业，打破了中国常规油气勘探仅由几家国有石油公司专营的局面，标志着常规油气资源上游改革迈出了实质性的步伐。

勘探区块放开继续推进。 2016年12月，国土资源部表示将逐步开放油气勘探开发市场。依据油气体制改革总体方案，将加快新疆改革试点经验总结推广，稳步推进油气勘查开采体制改革，逐步放开上游勘探开发市场，引入社会资本。2017年12月，国土资源部继续推进新疆油气勘查开采改革试点，委托新疆维吾尔自治区政府挂牌出让柯坪南、温宿、温宿西 3个油气勘探区块。随着油气资源主体的多元化发展，石化行业改革将加快推进。

非常规油气：坚持开放市场，鼓励民营资本参与勘探开采 。 我国非常规油气资源潜力大，2012年6月国土资源部发布《关于进一步鼓励和引导民间资本投资国土资源领域的意见》，明确支持民间资本参与非常规油气资源勘查开采；2016年9月，国家能源局印发《页岩气发展规划（2016-2020年）》，力争2020年实现页岩气产量300亿立方米，并积极推动体制创新，竞争出让页岩气区块，完善页岩气区块退出机制，放开市场，引入各类投资主体。

2.1.2 原油“双权”放开，国内炼油主体多元化程度提升

我国原油对外依存度高。 2018年，我国原油产量1.89亿吨，同比下降1.26%；原油表观消费量6.48亿吨，同比增长6.95%。国内产量下滑和消费增长导致2018年我国原油进口量大幅增长，全年进口量达4.62亿吨，同比大幅增长10.1%；进口依存度高达70.8%，同比增长2.4个百分点。

进口原油使用权： 2015年前集中在主营炼厂手中。 2015年前，我国进口原油使用由国家统一配置，不得自行销售。原国家经贸委在2002年4月规定，原油非国营贸易配额只能用于中石油和中石化的炼厂加工。民企在进油的实际过程中，必须持有中石油和中石化同意购买的炼化企业利用非国营配额的原油并安排生产的书面文件，也就是所谓的“排产计划”，海关才批准办理通关手续。并且，根据2003年铁道部发布的《铁运函150号令》，没有排产计划，铁路部门不能安排相对应的运力。出于这些限制，民营油企基本上都选择直接把配额转让给两大石油公司，或者直接作废。因此，虽然我国从2002年开始每年都有非国营进口配额，但由于进口原油使用权并未放开，放开原油进口权有名无实。

进口原油使用权放开。 2015年2月，国家发改委发布了《关于进口原油使用管理有关问题的通知》（发改运行［2015］253号），其指导原则包括发挥市场在资源配置中的决定性作用，引导企业自主淘汰落后产能、兼并重组或建设天然气调峰储气设施，促进炼油产业结构升级，符合条件的企业可以获得进口原油使用权，标志着我国进口原油使用权的放开。同年5月，中国石油和化学工业联合会出台了《核查评估申请用油企业工作细则》，进一步对用油企业核查评估的工作机构、工作规则、核查评估流程、核查评估内容等进行了规定，有助于企业申报及专家开展核查评估工作。

原油进口权：非国营进口实行配额管理。 根据2002年对外贸易经济合作部发布的《原油、成品油、化肥国营贸易进口经营管理试行办法》，我国对原油实行国营贸易管理，同时允许非国营贸易企业从事部分数量的进口。原油国营贸易进口实行自动许可管理。目前，我国具有国营进口资质的企业有5家：中国中化集团公司、中国国际石油化工联合有限责任公司（中石化全资控股）、中国联合石油有限责任公司（中石油合资控股）、珠海振戎公司和中海油中石化联合国际贸易公司。非国营贸易进口实行配额管理，配额由商务部分配。
原油进口权进一步向民企放开。 2015年以前商务部对非国营贸易进口企业的认定较为严格，其中申请条件之一为“过去两年具有原油进口业绩或新经国家产业主管部门核准的使用进口原油的资质”，导致民企很难获得原油进口资质。2015年7月23日，商务部发布《关于原油加工企业申请非国营贸易进口资格有关工作的通知》，明确符合条件的原油加工企业可获得原油进口资格，有助于原油进口权进一步向民企放开。

“双权”逐步并轨，国内地炼开工率提升。 “双权”放开之前地方炼厂只能购买燃料油等粗劣原料进行加工。“双权”放开改善了地方炼厂的原料结构和产品质量，同时淘汰了落后的炼油产能。2017年我国地方炼厂开工率为59.9%，相比2014年“双权”放开前提高22.1个百分点。国内炼厂开工率整体也呈现上升趋势，2017年为73.7%，较2014年提升7.9个百分点。

国内炼油主体多元化程度提升。 2005年三桶油占我国炼油能力的比例合计为69.8%，到2017年该比例下降到66.1%，下降了3.7个百分点；2010年中石油、中石化成品油产量占全国的比例为80.6%，到2017年该比例下降到了67.9%，下降了12.7个百分点，表明我国炼油主体多元化程度有所提升。

“双权”放开，非国营贸易进口量大幅增加。 随着“双权”放开，国内炼厂整体开工率有所提升，炼油企业对进口原油需求逐步增强。2019年原油非国营贸易进口允许总量达20200万吨，较2018年的14242万吨进一步增长42%。

受益于“双权”放开，部分民营炼化项目已获得进口原油配额。 目前，民营涤纶长丝六大龙头企业除新凤鸣在建PTA产能外，其他企业都已经拥有上游PTA产能。为进一步解决上游PX等原料问题，完善产业链配套，近年来荣盛、桐昆、恒逸、恒力、盛虹几大PTA-涤纶产业链龙头企业进一步布局上游炼化领域，打造千万吨级大型炼化一体化项目，受益于原油“双权”的放开。目前即将投产的恒力炼化和浙石化项目已分别获批500万吨的原油非国营贸易进口配额。

浙石化4000万吨/年项目： 浙石化由荣盛、桐昆、巨化集团及舟山海洋综合开发投资有限公司共同出资成立，主要在舟山绿色石化基地筹建4000万吨/年炼化一体化项目。项目总投资1730.85亿元，总规模为4000万吨/年炼油、800万吨/年对二甲苯和280万吨/年乙烯。项目分两期实施，每期规模为2000万吨/年炼油、400万吨/年对二甲苯、140万吨/年乙烯及下游化工装置。

恒力炼化2000万吨/年项目： 恒力石化2000万吨/年炼化一体化项目坐落于全国七大石化产业基地之一的大连长兴岛经济区。项目原油一次加工能力2000万吨/年，芳烃联合装置规模450万吨/年。加工原油为沙重、沙中、马林原油，采用常减压+加氢裂化+芳烃的全加氢工艺路线，加氢规模为2300万吨/年。

盛虹炼化1600万吨/年项目： 盛虹炼化项目位于七大石化产业基地之一的江苏连云港，项目总投资714亿元，以炼油、芳烃、乙烯一体化的加工模式进行设计，主要包括1600万吨/年常减压蒸馏装置、400万吨/年轻烃回收装置、280万吨/年芳烃联合装置，110万吨/年乙烯装置、4*15万吨/年硫磺回收装置等。

恒逸文莱800万吨/年一期项目： 文莱一期项目主要计划建设800万吨/年常减压装置、150万吨/年PX、80万吨苯及甲苯。截至恒逸石化2017年年报披露日，桩基、土建、一级地管、道路基本完工；码头、电站等工程接近尾声；生产准备和商务准备工作按计划推进；项目人员已基本到位；同时国开行牵头的17.5亿美元银团贷款已获批，我们预计2018年底建成。同时，文莱二期项目备忘录签订，项目计划建设1400万吨/年原油加工能力、150万吨/年乙烯，200万吨/年PX。

2.2 中游：鼓励民营企业参与建设基础设施

2.2.1 管网改革：管网分离，第三方准入
油气管道集中度高，管网分离有助于第三方准入。 截至2017年底，中石油原油和天然气长输管道占比分别为68.6%和66.5%，中石化占比分别为20.9%和7.3%，国内油气管道集中度高。我们认为油气管道具有自然垄断属性，管网分离有助于第三方准入，是石化行业体制改革的重要一环。

油气管网改革的整体思路是管输与销售分离，实现第三方准入。 2017年5月中共中央、国务院印发的《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》明确要改革油气管网运营机制，提升集约输送和公平服务能力。分步推进国有大型油气企业干线管道独立，实现管输和销售分开。完善油气管网公平接入机制，油气干线管道、省内和省际管网均向第三方市场主体公平开放。

管道企业成本信息披露有利于管输费公开透明，同时也是实现管网独立改革的一大突破。 2017年6月，中石油、中石化等7家公司首次公开12家天然气长输管道企业成本信息，公开的信息周期为2016年1月1日至2016年12月31日。2018年5月，上述公司更新了2017年数据。这些信息的披露与公开将为以后第三方接入油气管网、管输费率核算、油气改革独立等提供重要的参考依据，是实现管网独立和油气改革的又一突破。

2.2.2 储气库：鼓励民营及社会资本参与建设

储气库是天然气调峰的主要方式。国内外主要的天然气调峰方式包括地下储气库调峰，LNG接收站调峰和气田调峰等，目前国外主要通过地下储气库完成季节调峰，LNG接收站调峰只作为辅助方式用于日、时调峰，气田调峰较多用于西北欧地区，一些地质条件不足，又依赖进口天然气的国家多在沿海地区建立LNG接收站。

我国储气库总量不足，分布不合理，未来将大力发展。 目前我国有25座地下储气库，2016年调峰量60亿立方米，占天然气全年消费量3%，远低于美国的17.4%和俄罗斯的17.0%，也远低于世界平均水平的10%。据中国石油规划总院预测，到2020年中国的天然气调峰需求约占年消费量的11%左右，而储气库作为最主要的调峰方式，储气调峰规模至少应达到10%以上，才能基本满足调峰及保供需求。从调峰需求来看，环渤海、中西部、西北、东北地区调峰需求最高，长三角及中南地区调峰需求中等，西南及东南地区调峰需求较小，我国未来储气库建设应逐渐摆脱那种单纯为某个干线配备储气库的模式，应通过各干线之间的联络线进行调峰。

鼓励社会资本建设储气设施。 2014年11月国务院发布《关于创新重点领域投融资机制鼓励社会投资的指导意见》，提出支持民营企业、地方国有企业等参股建设油气管网主干线、沿海液化天然气（LNG）接收站、地下储气库、城市配气管网和城市储气设施，控股建设油气管网支线、原油和成品油商业储备库。2016年11月20日，国家发改委下发《国家发展改革委关于明确储气设施相关价格政策的通知》，明确提出鼓励城镇燃气企业投资建设储气设施，城镇区域内燃气企业自建自用的储气设施，投资和运行成本纳入城镇燃气配气成本统筹考虑，并给予合理收益。

2.2.3 LNG接收站：民营资本积极进入

天然气进口快速增长，LNG占比不断提升。 2018年我国天然气进口量为1256亿立方米，同比增长31.8%，其中LNG进口量为748亿立方米，管道气进口量为509亿立方米。近年来我国天然气进口量快速增长的同时，LNG进口占比不断提升，2015-2018我国LNG进口占比从44.3%提升至59.5%，我们认为未来仍有进一步提升空间。

国内外气价价差：短期价差大，但中长期趋势收窄。 继我国第一座LNG接收站于2006年建成投用后，陆续在福建、江苏、大连、上海、浙江等地区建设接收站项目。目前我国已经有19座LNG接收站处于运行期，总接受能力达到6890万吨（约965亿立方米），在LNG进口量大幅增长的背景下国内LNG接收站建设加快推进。目前我国天然气价格仍以指导价为主，从而造成国内外气价价差较大。我们认为国内气价改革将进一步推进，改革方向将是“管住中间，放开两端”。随着气价市场化推进、LNG接收站陆续增加、天然气进口量提升，国内外气价价差将会收窄。未来天然气行业的竞争将主要体现在：运用多元化气源，降低采购成本；完善下游分销渠道，增加天然气销量等方面。

2.3 下游：油气价格市场化

2.3.1 成品油价格市场化改革持续推进
我国成品油定价机制从1998年开始经历了较长的市场化改革历程，从最初的计划经济下的政府单一价格发展为目前与国际油价直接接轨并不断完善的局面。根据《石油价格管理办法》，我国汽、柴油零售价格和批发价格，向社会批发企业和铁路、交通等专项用户供应汽、柴油供应价格，实行政府指导价；向国家储备和新疆生产建设兵团供应汽、柴油供应价格，实行政府定价。发改委根据国际油价变动每10个工作日对成品油进行一次调价，汽、柴油最高零售价格以国际油价为基础，考虑国内平均加工成本、税金、合理流通环节费用和适当利润确定。成品油批发企业对零售企业的汽、柴油最高批发价格，合同约定由供方配送到零售企业的，按最高零售价格每吨扣减300元确定；合同未约定由供方配送的，在每吨扣减300元的基础上再减运杂费确定。成品油当调价幅度低于50元/吨时，不作调整，纳入下次调价时累加或冲抵。

2016年1月国家发改委发布《关于进一步完善成品油价格形成机制有关问题的通知》，决定进一步完善成品油价格机制，并进一步推进价格市场化，同时设定40美元/桶的调控下限。《通知》关于完善成品油价格形成机制的具体内容如下：

（1）设定成品油价格调控下限。下限水平为每桶40美元，即当国内成品油价格挂靠的国际市场原油价格低于每桶40美元时，国内成品油价格不再下调。
（2）建立油价调控风险准备金。当国际市场原油价格低于40美元/桶调控下限时，成品油价格未调金额全部纳入风险准备金，设立专项账户存储，经国家批准后使用，主要用于节能减排、提升油品质量及保障石油供应安全等方面。
（3）放开液化石油气出厂价格。液化石油气出厂价格由供需双方协商确定。
（4）简化成品油调价操作方式。发展改革委不再印发成品油价格调整文件，改为以信息稿形式发布调价信息。
另外，与《通知》同时发布的《石油价格管理办法》中还规定了成品油价格的计算方式：
（1）当国际市场原油价格低于每桶40美元（含）时，按原油价格每桶40美元、正常加工利润率计算成品油价格。
（2）当国际市场原油价格高于每桶40美元低于80美元（含）时，按正常加工利润率计算成品油价格。
（3）当国际市场原油价格高于每桶80美元时，开始扣减加工利润率，直至按加工零利润计算成品油价格。
（4）当国际市场原油价格高于每桶130美元（含）时，按照兼顾生产者、消费者利益，保持国民经济平稳运行的原则，采取适当财税政策保证成品油生产和供应，汽、柴油价格原则上不提或少提。
对外资开放加油站，石化行业下游进一步市场化。 2017年6月28日商务部发布《外资投资准入特别管理措施（负面清单）（2018年版）》（2018年7月28日开始实施），相比2017年取消了对外资企业经营加油站的限制，石化行业下游环节完全对外资开放，仅保留上游勘探开发环节的限制。我们认为加油站对外资企业放开更有助于形成竞争性市场，有利于推进价格市场化。
2.3.2 天然气价格：管住中间，放开两端
我国天然气价格体制改革进程加快，改革的整体思路是“管住中间，放开两端”。放开井口价和销售价格，由市场竞争形成，政府只对具有自然垄断性质的天然气管道运输价格和配气价格进行监督。
国家发展改革委印发关于全面深化价格机制改革的意见。 2017年11月10日，国家发改委印发了《关于全面深化价格机制改革的意见》。《意见》指出，进一步完善成品油价格形成机制；深化非居民用天然气价格市场化改革，适时放开气源价格和销售价格，完善居民用气价格机制，加快上海、重庆天然气交易中心建设。
继续执行“管住中间、放开两端”改革思路，推行“准许成本+合理收益”定价制度。 《意见》指出，要按照“管住中间、放开两端”的总体思路，深化垄断行业价格改革，能够放开的竞争性领域和环节价格，稳步放开由市场调节；保留政府定价的，建立健全成本监审规则和定价机制，推进科学定价。目前逐步推行“准许成本+合理收益”为核心的科学定价制度，在保障改善民生中发挥了积极作用。
天然气价格按照产业链关系可以细分为井口价、管输费和配气费。 井口价即天然气生产价格，它与管输费合为门站价，门站价格基础上加上城市管网配气价格即为终端用户价格。井口价是天然气价格的基础，决定了天然气价格的整体水平；门站价可细分为配气公司的城市门站价格和长输管道直通用户的门站价格两类价格，在天然气价格体制改革中意义重大；终端用户价又可以分为居民用户气价和非居民用户气价。
终端用户价格中配气费用占比过高。 以广西省为例，当前广西省的门站价为2.01元/立方米，包括1.15元/立方米的井口价和0.86元/立方米的长输管网管输费，其省网的管输费为0.36元/立方米，而城市配气费却高达0.85元/立方米，最后其终端价格高达3.22元/立方米。即在终端用户价格中，井口价占比35.7%，长输管输费占比26.7%，省内管输费占比11.2%，配气费占比26.4%。配气费在终端用户价格中占比过高。

3. 石化央企改革：专业化重组，平台化整合

3.1 中国石化：销售公司改革节奏加快
中国石化在上市之初，拥有多家已上市的子公司，为避免同业竞争与关联交易，中国石化采取了私有化、卖壳等多种形式，减少下属上市公司数量，减少关联交易。通过不断卖壳、私有化等形式，中国石化旗下子公司数量逐步减少。通过对旗下业务资产的整合重组，提升企业的经营效率与效益。近期据新浪财经援引彭博报道，中石化销售公司已获政府批准赴香港上市。
3.1.1 中石化对旗下业务资产的整合重组

工程技术服务业务的整合上市。 2014年9月中石化与仪征化纤签署《资产出售协议》和《股份回购协议》，同意受让仪征化纤拥有的全部资产及负债，并同意由仪征化纤回购并注销其持有的24.15亿股股份。同时仪征化纤与石化集团签署《发行股份购买资产协议》，仪征化纤向石化集团发行股份购买石油工程公司100%股权，并于2015年3月更名为石化油服，从而实现了工程技术服务板块的整体上市。
石油机械业务的整合上市。 2014年9月江汉石油管理局（中石化集团持有100%股份）将其持有的江钻股份 67.50%股权无偿划转给中石化集团。同年12月江钻股份发布公告，通过非公开发行股票募集资金总额18亿元向中石化集团收购其持有机械公司100%股权，并于2015年6月完成股权变更登记。2015年7月江钻股份更名为石化机械，从而实现了石油机械业务板块的整体上市。
对旗下业务资产的整合重组稳步推进 。 仪征化纤、江钻股份已完成整体上市，目前资产注入及上市公司更名均已完成；中石化炼化工程已于2013年5月在港交所单独上市；销售公司改革节奏也在加快。种种举措表明，中石化正一步步推进对下属公司的专业化分工重组。

3.1.2 中石化销售公司：盈利相对稳定，非油业务快速发展

中国石化销售有限公司（以下简称“销售公司”）是中石化股份有限公司的控股子公司，中石化持股占比70.42%，其主要经营范围包括成品油、天然气、燃料油等石油产品的储运、零售、直分销，非油品业务的开发经营（如便利店、汽车服务、快餐等）。

油品业务是销售公司的核心业务。 2018年前三季度，销售公司实现成品油总经销量1.48亿吨，其中境内成品油总经销量1.35亿吨。截至2018Q3，销售公司拥有“中国石化”品牌加油站30643座（占全国加油站约30%），其中自营加油站30637座。

非油品业务自起步后发展迅速。 2015-2017年，公司非油品业务收入年均复合增长率约28%，2017年非油业务收入276亿元，非油业务实现利润22亿元。截至2018Q3，公司拥有“易捷”便利店2.70万家，前三季度非油业务收入242.5亿元，同比+13.4%

销售公司积极推进混改。 2015年，中石化成功引入25家境内外投资者（包括嘉实基金、工银瑞信、华夏等），以现金1050.44亿元认购销售公司29.58%的股权（对应中石化销售公司估值约3551亿元）。2017年6月，中石化销售公司境外上市方案获股东会通过。今年1月份，据彭博报道中石化销售公司已获得国务院批准在香港上市。

3.1.3 销售公司经营情况：成品油销量稳步增长

成品油销量稳步增长。 2014-2017年，公司国内成品油经销量年均复合增速1.3%，目前国内总经销规模1.8亿吨左右。随着公司单站加油量的提升、加油站数量的稳步增长，未来几年公司油品销量有望稳步增长。

营销及分销板块业务盈利相对稳定。 2014年后，我国成品油调价机制基本稳定运行。2014-2017年，中石化营销及分销业务经营利润稳定在300亿元左右，单吨成品油销售贡献经营利润稳定在175元/吨左右。成品油价格的及时调整有助于加油站业务保持稳定盈利。

销售公司净利润稳定在250亿元左右，拥有净资产约2000亿元。 近年来中石化销售公司盈利较为稳定，2014-2017年平均净利润250亿元。2018年上半年，销售公司实现营业收入6670亿元，净利润143亿元，拥有净资产2092亿元。

3.1.4 估值分析：销售公司合理估值区间3750-4500亿元
我们采用PE/PB估值、资产重估方法对中石化销售公司进行估值。
PE/PB估值。 国外加油站企业的盈利能力强，非油品业务的盈利占比一般都在30%以上，其PE（2018E）估值平均20倍。销售公司在引入投资者后，汽车服务、汽车金融等高盈利的非油品业务有望快速增长。2014-2017年中石化销售公司平均净利润250亿元，按照15-18倍PE计算得到中石化销售公司合理价值3750-4500亿元，对应PB（MRQ） 1.8-2.2倍。

资产重估。 我们统计了收购加油站资产的收购价格情况，泰山石油在2012年完成的两次加油站资产收购中，收购价格在1180-1700万元。

我们估计中国石化加油站资产的平均市场价值为1440万元/座。考虑到公司加油站资产分布较广，且经营情况有所差异，我们认为公司加油站资产的平均价值为1440万元/座。按照2018年三季度底30643座加油站，单站1440万元的市场价值计算，公司加油站业务的市场价值约4413亿元。
估值结论。 综合PE/PB估值，以及资产重估的估值结果，我们认为中石化销售公司的合理价值为3750-4500亿元。

3.2 中国石油：管道改革加快推进

3.2.1 中国石油旗下业务资产整合

中国石油推进管道公司整合。 2015年12月25日，中石油发布公告，将以中油管道为平台，对东部管道、管道联合、西北联合等管道公司进行整合，交易完成后，中石油将持有中油管道72.26%股权，其他投资方占27.74%股权。中油管道将成为中国石油管道业务的平台公司。

2016年中石油对旗下资产重组进程加快。 2016年9月天利高新发布资产重组方案，向天利石化出售其现有除一宗透明质酸厂土地及其上房产和构筑物以及三宗输气厂土地及其上房产以外的全部资产和负债，同时采用发行股份及支付现金购买资产的方式向中石油集团非公开发行股份及支付现金收购其持有的7家目标公司 100%股权，2016年12月目标公司股权变更登记完成。2017年2月天利高新更名为中油工程，从而实现了工程建设资产的重组。
2016年9月石油济柴发布资产重组方案，以全部资产及负债作为置出资产与中石油集团持有的中油资本100%股权中的等值部分进行置换，差额部分由石油济柴向中石油集团发行股份及支付现金购买。2017年3月石油济柴更名为中油资本，从而实现了金融业务的重组。

我们认为，在中国石油“专业化分工、专业化上市”的指引下，多家公司已完成资产重组整合动作，剩余的大庆华科是否也会采取相应的举措，值得期待。

3.2.2 他山之石：从铁塔公司发展看油气管道改革

油气管道改革加快推进。 2018年6月根据中华网援引彭博社报道，国家计划将中石油、中石化及中海油拥有的石油和天然气管道资产合并，成立中国管网公司。我们认为气价改革的核心是“管住中间，放开两端”，而成立中国管网公司符合我国油气行业发展的长期规划。
铁塔公司可能是油气管道改革的有效范本。 铁塔公司是移动、联通和电信3家通信龙头公司在国家有关部门主导下成立的一家主营通信服务通信基础设施服务公司。与油气管道资产相比，我们认为它们的共通点包括：1）资产特殊性，通信基础设施与油气管道都属于资本密集型资产，具有天然的自然垄断性；2）行业垄断性，由于资产特殊性所导致的行业垄断性，通信基础设施原本基本集中于移动、联通和电信，油气管道现在主要集中在三桶油手中；3）服务主体特征，资产独立后主要服务对象是出资人；4）集中化优势，资产集中管理有利于避免重复建设和行业健康发展。
铁塔公司的改革进程对油气管道改革具有一定借鉴意义。 铁塔公司设立后确定了“三步走”战略：（1）快速形成对增量铁塔、站址资源及附属设施的新建能力；（2）完成对三家电信运营商相关存量资产的注入和交割；（3）择机上市并实现混合所有制发展。
第一步：铁塔公司成立，形成增量新建能力 。 2014年7月15日，铁塔公司正式成立，注册资本为100亿元，由中国移动、中国联通和中国电信共同发起设立，股权占比分别为40.0%、30.1%、29.9%。三大运营商停止新建铁塔基站，交由铁塔公司进行建设，公司工作重心也逐步转到运营发展的轨道上。
第二步：完成存量资产注入和交割。 2015年10月14日，铁塔向三大运营商发行新股并支付现金收购其存量铁塔资产合计为2034.9亿元，同时引入新股东中国国新。2016年1月29日铁塔公司宣布与三大运营商关于存量铁塔相关资产的交接工作已正式完成，中国移动、中国联通、中国电信、中国国新股权比例分别为38.0%、38.1%、27.9%、6.0%。。

第三步：完成上市。 2018年8月8日，铁塔公司在港交所主板挂牌交易，募集资金约543亿港币，至此公司的“三步走”战略基本完成。
我们认为管道改革是油气行业体制改革中的重要一环，中石油油气长输管道占国内比例在60%以上，推进管道改革有助于进一步提升油气行业的市场化程度。

4. 投资建议及相关上市公司

我们认为油气体制改革主要分为两个层次： （1）行业层面：管制放松、打破垄断。 主要将在油气区块勘探开采、油气进口权、油气管网及储备设施等基础设施建设、油气价格等方面进行市场化改革，打破垄断。 （2）公司层面：专业重组、平台整合。 随着混改的推进，央企要主动改革以应对调整与竞争。
“管制放松、打破垄断”带来的投资机会。
（1）受益于油气勘探开采放开的公司。具备油气区块勘探开发能力的公司，如油气开采企业 新潮能源 、 洲际油气 等；油服及设备公司 通源石油 、 杰瑞股份 等。
（2）受益于油气进口权放开的公司。目前多家公司拥有海外油气资源，油气进口权放开后，这类公司有望获得油气进口权，如 新奥股份 、 广汇能源 、 新潮能源 、 洲际油气 。民营炼化公司能够延伸产业链，提升抗风险能力，关注 桐昆股份 、 恒力石化 、 恒逸石化 、 荣盛石化 ；以及有望从事油品贸易的公司 华信国际 、 龙宇燃油 。
（3）受益于油气价格改革。我们认为未来天然气价格改革将进一步推进，从而推动天然气产业链的快速发展，建议关注 新奥股份 、 广汇能源 等。
“专业重组、平台整合”带来的投资机会。
随着民营资本的引入，石化央企自身也会推进改革，提升经营水平。“三桶油”对旗下资产进行专业化重组、平台化整合将是改革的方向。通过实现单一业务板块的整合重组上市，实现资产证券化，既减少了同业竞争、提升了效率，也有助于实现企业价值的最大化。建议关注 中国石化 、 中国石油 、中国海洋石油（港股） ，以及其旗下的 泰山石油 、 四川美丰 、 大庆华科 、 山东海化 等公司。

4.1 中国石化（600028.SH）

2018年实现归母净利润623.86亿元，同比增长22%。 原油均价上涨、炼化继续高景气推动净利润同比增长。2018年布伦特原油均价71.55美元/桶，同比涨30.47%；且油价在2018前三季度逐季上涨，从而推动业绩增长。虽然4Q18，油价从85美元/桶跌至50美元/桶，但公司仍实现了单季度24亿元的净利润。
2018年生产经营数据。 2018年原油产量下降、天然气产量增长、原油加工量增长。2018年实现原油产量288.51百万桶（约4050万吨），同比下降1.75%；实现天然气产量9771.2亿立方英尺（约277亿立方米），同比增加7.08%；实现原油加工量2.44亿吨，同比增加2.31%。
原油交易亏损进展。 2018年下属全资子公司联合石化由于对油价判断失误，导致原油期货业务亏损，2018年联合石化亏损46.5亿元。同期，与国际标杆油价相比，联合石化为本公司所属炼油企业采购进口原油实货节省成本约人民币64亿元。
中国石化目前估值水平低于国际石化公司平均估值水平。 目前中国石化PE（2018）估值10.85倍；PB（MRQ）估值0.91倍，低于国际石化公司PE（2018E）估值17倍、PB（MRQ）估值1.6倍。
近两年公司现金股利分配率提升。 2016年公司现金股利分配率达到65%，2017年更是达到118%。目前公司现金充裕、资本支出相对稳定，我们预计公司现金股利分配率有望保持在较高水平。
风险提示： 原油价格回落、石化产品价差下降、原油交易亏损的不确定性等

4.2 中国石油（601857.SH）

中国石油公布2018年三季报。 2018年第三季度，公司实现营业收入6011.11亿元，同比增长24.8%；实现归属于母公司股东净利润210.35亿元（折合每股收益0.12元），同比增长348.7%。2018年前三季度，公司实现营业收入17099.33亿元，同比增长17.3%；实现归属于母公司股东净利润481.21亿元（折合每股收益0.26元），同比增长177.2%。
油价对公司业绩影响大。 作为我国最大的油气生产企业，油价的变化对公司盈利有较大影响。通过对公司2008年以来的单季度盈利进行比较分析，在油价相对较高的1Q08—3Q14，公司单季度净利润基本都保持在200亿元以上。2018年以来随着原油价格逐季上涨，公司盈利逐步提升，2018年第三季度再次实现单季度200亿以上净利润。
上游业务是公司3Q18净利润环比提升的重要原因。 2018Q3，公司实现210.45亿元净利润，环比提升41亿元（+24.22%）。在炼油与化工、销售、天然气与管道业务盈利持平（或环比略有下降）的情况下，上游业务盈利的改善是公司实现第三季度盈利环比增长的重要原因。
勘探与开采业务：盈利逐季回升。 2018Q3，实现营业额757.62亿元，同比增长49.23%；实现经营利润279.95亿元，同比增长588.35%。2018年前三季度，公司油气开采业务EBIT分别为7.10、13.11、18.01美元/桶。
炼油与化工业务：继续实现较高盈利。 2018Q3，公司炼油与化工业务实现营业额2285.56亿元，同比增长26.81%；实现经营收益134.23亿元，同比增长12.85%。2018年第三季度，公司炼油与化工业务EBIT为7.11美元/桶，已连续两个季度保持7美元/桶以上的盈利能力，表明炼化行业继续维持高景气。
天然气与管道业务：进口亏损增加影响单季度盈利能力。 第三季度，公司天然气与管道业务实现营业额767.44亿元，同比增长20.05%；实现经营收益36.14亿元，同比下降12.09%。在盈利能力方面，第三季度公司天然气与管道业务EBIT为0.15元/立方米。在2018年第一季度实现了0.43元/立方米的盈利能力后，二、三季度盈利能力回落，我们认为主要是因为LNG价格回落、天然气进口亏损增加所致。
风险提示： 原油价格继续回落、天然气价格下调，炼油化工行业景气度下降等。

4 .3 通源石油（300164.SZ）

公司发布2018年三季报。 2018年前三季度，公司实现营业收入11.70亿元，同比+140.94%；实现归母净利润1.03亿元，同比+846.07%，上市以来利润首次突破1亿元。其中，3Q18单季度实现营业收入4.06亿元，同比+124.40%；归母净利润3747万元，同比+448.71%。公司前三季度业绩大幅增长，主要是北美地区业务量大幅增加，公司美国控股子公司TWG营业收入及利润同比均实现大幅增长。
扩展国内市场，大力拓展页岩气、煤层气等新兴领域。 随着国内油服行业回暖以及国家能源战略安全需要，我们认为未来页岩气将是重点发展方向，公司也开始大力拓展各项技术在页岩气、煤层气等新兴领域的应用。2018H1，公司鄂尔多斯盆地和山西煤层气市场，先后中标长庆油田水平井固井完井桥射联做技术服务、中澳煤层气压裂试气施工服务和古交煤层气桥塞射孔联作服务，延长油田勘探泵送射孔及测井服务等。2018年8月29日，通源石油电缆服务分公司中标中石油“长城钻探四川页岩气项目部威远页岩气井桥塞射孔联作”项目，实现了在页岩气开采领域应用的又一突破。
设立并购基金，完善产业链布局。 公司与万融时代、西创投资以及张春龙共同设立万融基金，总规模10亿元人民币，首期规模1.5亿元人民币。基金主要用于在油服公司、油气装备公司、油气产业上下游相关企业和能源行业寻找合适的投资机会，增加公司投资收益。2017年12月，基金出资3000万元投资信维源。信维源的产品技术主要应用于油气田的三次采油，是油气田后期开发主力服务技术，使得公司油服一体化产业链得到延伸。
风险提示： 原油价格下行；上游资本支出不及预期等。

4.4 荣盛石化（002493.SZ）

PTA-涤纶高景气，PTA盈利明显改善。 2018年以来，PTA新增产能较少，下游聚酯产能稳步扩张，PTA供需改善，行业盈利明显改善。2018H1，PTA均价5686元/吨，同比+12.2%；平均价差1705元/吨，同比+28.5%。公司PTA上半年毛利率4.78%，同比提高3.5个百分点，是公司利润增长的主要动力。下游需求旺盛，涤纶长丝维持高景气，2018H1，涤纶POY均价8974元/吨，同比+9.2%；平均价差1503元/吨，同比基本持平。
2018H1芳烃价差同比略有回落。 2018H1，二甲苯均价954美元/吨，同比+14.8%；平均价差334美元/吨，同比-6.4%。芳烃贡献公司主要利润，上半年毛利占比54%。上半年，公司芳烃毛利率15.01%，同比下降1.76个百分点，影响公司业绩。
金融资产收益拖累公司上半年利润增速。 2018H1，公司公允价值变动收益4006万元，同比减少8458万元；处置以公允价值计量且其变动计入当期损益的金融资产取得的投资收益-1.93亿元，同比减少1.85亿元。
炼化一体化项目稳步推进。 公司控股浙石化4000万吨/年炼化一体化项目51%股权，项目总投资1731亿元，总规模为4000万吨/年炼油、800万吨/年对二甲苯和280万吨/年乙烯，分两期实施。目前项目稳步推进，2018年7月30日取得500万吨原油进口配额。
增发与银团贷款保障炼化项目资金来源。 资金方面，公司完成非公开发行股份数量5.67亿股，募集资金60亿元用于浙江石化4000万吨/年炼化一期项目。同时，浙石化与国开行、进出口银行等9家银行组成的银团签署贷款合同，银团同意向浙石化提供等值人民币607亿元或者等值外币贷款额度。
风险提示： 产品价格大幅波动；浙石化炼化项目进度不及预期。

4.5 桐昆股份（601233.SH）

2018Q3公司业绩大幅增长。 2018年前三季度，公司营业收入308.65亿元，同比+32.44%；归母净利润25.03亿元，同比+118.16%。其中，三季度单季归母净利润11.42亿元，同比+116.78%，环比+32.86%，创上市以来单季度利润新高。
三季度PTA价格大涨，“PTA+涤纶”端价差扩大。 三季度，成本上涨、供应短缺推动PTA价格、价差大涨。3Q18，PTA平均价格7415元/吨，同比+45%，环比+32%；平均价差（不含税）1125元/吨，同比+36%，环比+51%。PTA价格大涨推动涤纶长丝价格上涨，三季度涤纶POY均价10628元/吨，同比+27%，环比+17%，价差环比基本持平。综合来看，“涤纶POY-0.86*0.655*PX-0.34*MEG”三季度平均价差（不含税）2427元/吨，同比+23%，环比+14%。公司目前形成PTA-涤纶产业链一体化，三季度业绩主要受益于产业链价差扩大。
三季度长丝产量增长，销量环比略有下滑。 恒腾三期60万吨长丝项目于2018Q2陆续建成投产，推动公司涤纶长丝三季度产量增长。2018Q3，公司长丝产量130万吨，同比+30%，环比+14%。但由于三季度PTA-涤纶价格大幅上涨，下游需求不足，长丝产销率有所下滑，导致公司三季度涤纶长丝销量113万吨，同比+10%，环比-6%，低于长丝产量水平。
新建长丝产能稳步投产。 2018年上半年公司新增聚合产能110万吨，新增长丝产能80万吨。截至上半年底，公司聚合产能520万吨，涤纶长丝产能540万吨（预计2018年底长丝产能570万吨）。此外，30万吨恒邦四期项目、30万吨恒优POY项目、30万吨恒优POY技改项目稳步推进，预计2019年建成投产。
参股浙石化20%股权，投资大型炼化项目。 公司参股浙石化20%股权。浙江石化目前在舟山绿色石化基地筹建4000万吨/年炼化一体化项目。项目总投资1730.85亿元，总规模为4000万吨/年炼油、800万吨/年对二甲苯、280万吨/年乙烯，项目分两期进行。项目投产后，公司产业链将延伸至上游PX，原料供应得以保障，同时公司盈利能力也有望大幅提升。
风险提示： 产品价格大幅波动；涤纶长丝新增产能进度不及预期；浙石化炼化项目进度不及预期。

4.6 恒力股份（600346.SH）

2018Q3归母净利润创上市以来单季新高。 2018年前三季度，公司实现营业收入438.32亿元，同比+34.43%；实现归母净利润36.53亿元，同比+98.94%。其中，三季度单季归母净利润17.70亿元，同比+72.41%，环比+127.30%，创上市以来单季度业绩新高。三季度，公司PTA、民用涤纶长丝产量分别为172万吨、33万吨，销量分别为167万吨、33万吨。
三季度PTA价格、价差大幅上涨。 三季度以来，人民币贬值近4%，PX韩国FOB价格同比+44%，环比+20%；PTA社会流通库存从6月底93万吨下降至8月底最低70万吨。成本上涨、供应短缺推动三季度PTA价格、价差大涨。3Q18，PTA平均价格7415元/吨，同比+45%，环比+32%；平均价差（不含税）1125元/吨，同比+36%，环比+51%。公司参控股PTA产能660万吨，三季度业绩主要受益PTA价差扩大。
三季度长丝整体价差环比有所回落 。 在成本端推动下，三季度涤纶FDY均价10671元/吨，同比+19%，环比+11%；DTY均价11967元/吨，同比+22%，环比+12%。但由于PTA价格大幅上涨，FDY平均价差（不含税）1496元/吨，同比-17%，环比-21%；DTY平均价差（不含税）2613元/吨，同比+3%，环比-9%。9月以来，随着下游聚酯减产，PTA价格回落，长丝价差企稳回升，FDY、DTY9月价差分别环比+11%、+5%。
2000万吨/年炼化一体化项目稳步推进。 恒力炼化项目总投资562亿元，将建成以450万吨/年芳烃联合装置为核心的2000万吨/年炼油、化工装置。目前炼化项目已处于全面安装建设的施工尾声，公司预计将于4Q18投料生产。150万吨/年乙烯项目完成前置审批、工艺包设计与长周期设备采购等工作，加快推进详细设计与基础施工，公司预计2019Q4调试生产。
风险提示： 产品价格大幅波动的风险；炼化、乙烯项目进程不及预期；PTA-涤纶新增产能进度不及预期。

4.7 恒逸石化（000703.SZ）

2018年三季度业绩大幅增长。 2018年前三季度，公司实现营业收入608.29亿元，同比+29.18%；实现归母净利润22.05亿元，同比+63.20%。其中，三季度单季归母净利润11.04亿元，同比+121.22%，环比+176.39%。
三季度PTA价格、价差大幅上涨。 三季度以来，人民币贬值近4%，PX韩国FOB价格同比+44%，环比+20%；PTA社会流通库存从6月底93万吨下降至8月底最低70万吨。成本上涨、供应短缺推动三季度PTA价格、价差大涨。3Q18，PTA平均价格7415元/吨，同比+45%，环比+32%；平均价差（含税）2254元/吨，同比+40%，环比+40%。公司参控股PTA产能1350万吨（权益产能612万吨），业绩受益PTA价差扩大。
三季度涤纶长丝价格上涨，价差环比持 平。 在成本端推动下，三季度涤纶POY均价10628元/吨，同比+27%，环比+17%。但由于三季度PTA价格大幅上涨，“POY-0.86*PTA-0.34*MEG”平均价差（含税）1692元/吨，同比+15%，环比基本持平。
“并购+新建”化纤资产，平衡产业链发展。 （1）并购：公司拟发行股份购买恒逸集团所持嘉兴逸鹏100%股权和太仓逸枫100%股权、购买富丽达集团和兴惠化纤合计所持双兔新材料100%股权，同时拟募集配套资金30亿元投资建设差别化纤维项目，项目完成后公司将新增220万吨长丝产能。此外，公司成立福建逸锦和宿迁逸达用于并购整合相关聚酯短纤资产，福建逸锦计划购买20万吨短纤项目相关资产。（2）新建：公司以海宁新材料为主体投资63.6亿元，建设年产100万吨智能化环保功能性纤维项目。公司目前参控股聚酯产能410万吨，我们认为未来产能有望进一步扩张。
文莱一期项目稳步推进。 截至半年报披露日，文莱一期800万吨/年炼化项目累计已发生建设期投资额16.45亿美元，同时已签署合同数完成85%，项目总体建设进度累计完成65%。
风险提示： 原油价格大幅下跌；产品价格大幅波动；收购长丝进度不及预期；文莱项目进度不及预期。

4.8 新奥股份（600803.SH）

预计全年业绩大幅增长。 公司发布公告，预计2018年度实现归母净利润为12.84-13.73亿元，同比增长104%-118%；扣非净利润为12.78-13.66亿元，同比增长115%-130%；预计第四季度归母净利润为2.50-3.38亿元，同比增长1.1%-36.9%。
主营业务盈利改善，投资收益增加。 公司甲醇产量和价格同比均有所提升、农药产品价格上涨、能源工程业务收入及利润增长，带动主营业务经营利润同比增长。此外，公司测算2018年Santos的投资收益约为4.01-4.53亿元，同比增加6.45-6.97亿元（2017年Santos计提税后减值损失7.03亿美元）；受益于甲醇业务的景气度，公司参股公司（40%股权）新能滕州预计给公司同比增加的投资收益约为1.08亿元。
Santos全年收入同比增长19%。 根据Santos《2018年第四季度经营活动报告》，第四季度实现销售收入10.43亿美元，环比增长7%；全年销售收入36.96亿美元，同比增长19%；全年销量为7920万桶油当量，同比下降5%。若扣除Quadrant的影响，全年产销量分别为5710和7720万桶油当量。上游生产成本约为8美元/桶油当量，处于目标范围的下限（目标范围8-8.6美元/桶油当量）。 Santos主要经营数据表现较为强劲。
发布重大资产购买预案。 公司拟指定境外子公司以1500万美元现金购买Toshiba旗下TAL 100%股权，并由TESS向公司境外子公司支付的8.21亿美元继承其签署LNG合同的权利与义务。本次交易公司境外子公司实际收到的差价为8.06亿美元，增加了公司的现金储备。
此次收购有助于公司加码气源供应。 TAL所属行业为天然气上游，持有约220万吨/年的天然气液化能力，使用期限为20年。Toshiba出售TAL主要是因为LNG并非其核心业务。据公司估算，未来每年公司需支付天然气液化服务费、管道使用费等费用合计约3.5-4.0亿美元。我们认为此次收购将进一步扩大公司上游气源布局。
天然气业务占比将不断提升，有助于估值提升。 如果不考虑Santos的投资收益，2017年公司天然气业务收入占比仅为3.3%，我们认为此次交易有助于使得公司天然气业务占比得以提升，产业链逐步完善有助于估值提升。