[公告]陕天然气：债券信用评级报告
3、公司在建项目较多，面临的资本支出 压力较大。 信用评级报告声明 除因本次评级事项联合信用评级有限公司（联合评级）与陕西省天然气股份有限 公司构成委托关系外，联合评级、评级人员与陕西省天然气股份有限公司不存在任何 影响评级行为独立、客观、公正的关联关系。 联合评级与评级人员履行了尽职调查和诚信义务，有充分理由保证所出具的评级 报告遵循了真实、客观、公正的原则。 本信用评级报告的评级结论是联合评级依据合理的内部信用评级标准和程序做 出的独立判断，未因陕西省天然气股份有限公司和其他任何组织或个人的不当影响改 变评级意见。 本信用评级报告用于相关决策参考，并非是某种决策的结论、建议等。 本信用评级报告中引用的公司相关资料主要由陕西省天然气股份有限公司提供， 联合评级对所依据的文件资料内容的真实性、准确性、完整性进行了必要的核查和验 证，但联合评级的核查和验证不能替代发行人及其它中介机构对其提供的资料所应承 担的相应法律责任。 陕西省天然气股份有限公司 2011 年不超过 10 亿元公司债券信用等级自本期债券 发行之日起至到期兑付日有效；本期债券存续期间，联合评级将持续开展跟踪评级， 根据跟踪评级的结论，在存续期内该债券的信用等级有可能发生变化。 一、主体概况 陕西省天然气股份有限公司（以下简称“公司”或“陕天然气”）是一家根据国务院国有资产 管理委员会及商务部等相关部门批准，于 2005 年由陕西省天然气有限责任公司整体变更设立并合 法存续的、外资比例低于 25%的外商投资股份有限公司。经中国证券监督管理委员会《关于核准 陕西省天然气股份有限公司首次公开发行股票的批复》（证监许可[2008]924 号）核准，通过深圳 证券交易所公开发行人民币普通股 10,000 万股，公司股票于 2008 年 8 月 13 日在深圳证券交易所 上市，股票简称陕天然气，股票代码 002267。截至 2010 年底，公司股本合计 50,841.87 万股，其 中陕西省投资集团（有限）公司（以下简称“陕投集团”或“集团”）持有 62.19%的股份，是公 司的控股股东，公司实际控制人为陕西省国有资产监督管理委员会。 公司经营范围为天然气输送，天然气相关产品开发，天然气综合利用，天然气发电，其中天 然气长输管道的投资建设与运营管理是公司的主营业务。截至 2010 年底公司下设 6 个生产单位（含 4 个分公司和 2 个经营处），1 家全资子公司、1 家控股子公司及 2 家联营公司，总部设有市场营 销部、生产运行部、技术质量部、财务部和审计部等多个部门。 截至 2010 年底，公司合并资产总额 399,626.521万元，负债总额 151,635.63 万元，所有者权 益（含少数股东权益）247,990.88 万元。2010 年实现营业收入 247,993.02 万元，净利润（含少数 股东损益）40,355.22 万元，现金及现金等价物净增加额 7,963.21 万元。 截至 2011 年 3 月底，公司合并资产总额 422,495.02 万元，负债总额 153,381.53 万元，所有者 权益（含少数股东权益）269,113.49 万元。2011 年 1~3 月实现营业收入 110,000.08 万元，净利润 （含少数股东损益）20,753.05 万元，现金及现金等价物净增加额 456.92 万元。 公司注册及办公地址：陕西省西安市经济技术开发区 A1 区。法定代表人：袁小宁。 二、本期公司债券及债券募集资金使用概况 1． 本期债券概况 本期债券名称为“陕西省天然气股份有限公司 2011 年公司债券”，发行总额不超过 10 亿元人 民币，债券期限不超过 10 年，可以为单一期限品种，也可以是多种期限的混合品种。 2． 本期债券募集资金用途 根据公司 2010 年年度股东大会决议，本期债券募集资金拟用于偿还银行借款、补充公司营运 资金。 三、行业分析 1、 行业概况 天然气是一种多组分的混合气体，主要成分是烷烃，其中甲烷占绝大多数，另有少量的乙烷、 丙烷和丁烷以及微量的惰性气体，在标准状况下天然气以气体状态存在。目前天然气与石油、煤 炭共同构成一次能源的三大支柱，由于天然气在燃烧过程中产生的能影响人类呼吸系统健康的物 质极少，产生的二氧化碳仅为煤的 40%左右，产生的二氧化硫也很少，燃烧后无废渣、废水产生， 相较于煤炭、石油等能源具有使用安全、热值高、洁净等优势，因此近年来天然气成为全球各国 大力开发的新能源之一。 （1）天然气储量及分布 根据 2010 年的《BP 世界能源统计》，截至 2010 年底全球天然气探明储量 188.23 万亿立方米， 1 本报告中部分合计数与各相加数直接相加之和在尾数上存在差异，系四舍五入造成；报告中涉及货币内容除特别说明外，均指人民币。 较上年微增 0.57%，增速较为缓慢，以目前的开采速度计算尚可开采 62.8 年。 图 1 2010 年底世界天然气资源分布 俄罗斯 25.42% 中东 40.22% 非洲 7.49% 其他 22.04% 北美 4.83% 资料来源：BP 世界能源统计，联合评级整理 虽然天然气资源储量巨大，但全球分布极不均衡，中东地区储量巨大，居各地区之首，而俄 罗斯则在所有国家中储量排名第一。截至 2010 年底亚太地区天然气探明储量为 15.22 万亿立方米， 占全球总储量的 8.15%。 中国的资源结构具有“贫油、富煤、少气”的特点，改革开放以来，中国能源工业发展迅 速，但结构很不合理，煤炭在一次能源生产和消费中的比重过高，大量燃煤使大气环境不断 恶化，发展清洁能源、调整能源结构已迫在眉睫。目前中国天然气储量在亚太地区排名第三， 蕴藏资源较为丰富，根据国土资源部公布的数据，截至 2010 年底我国天然气累计探明地质储量 9.3 万亿立方米，剩余技术可采储量 3.9 万亿立方米。与全球资源结构类似，中国的天然气资源也 存在相对集中的特点，目前陆上天然气主要分布于中西部的塔里木、鄂尔多斯、四川、柴达木、 准噶尔盆地，占全国陆上天然气资源的 80%以上。然而，由于历史原因及交通枢纽等因素，中国 的经济发展状况呈现出“沿海好于中部、东北强于西北”的特点，这恰恰与天然气资源分布情况 相反，因此必须实现能源的跨区域调动，才能达到发展经济的最终目标。 2000 年 2 月国务院第一次会议批准启动“西气东输”工程，将新疆塔里木盆地的天然气输往 长江三角洲地区，最终达到上海。继“西气东输”之后 2007 年我国正式启动“川气东送”工程， 上述工程的相继建成投产极大解决了我国东部沿海地区的资源需求，使天然气资源得到有效利用。 （2）天然气用途 天然气作为一种近年来被大力推广的新能源，除了因为其清洁、安全的特点，还因为其用途 广泛，天然气的用途主要有以下几方面： ①天然气可用于发电。以天然气为燃料的燃气轮机电厂的废物排放水平大大低于燃煤与燃油 电厂，而且发电效率高，建设成本低，建设速度快；另外，燃气轮机启停速度快，调峰能力强， 耗水量少，占地省。 ②天然气可用作化工原料。以天然气为原料的一次加工产品主要有合成氨、甲醇、炭黑等近 20 个品种，经过二次或三次加工后的重要化工产品包括甲醛、醋酸、碳酸二甲酯等 50 个品种以 上。 ③天然气广泛用于民用及商业燃气灶具、热水器、采暖及制冷，也用于造纸、冶金、采石、 陶瓷、玻璃等行业，还可用于废料焚烧及干燥脱水处理。 ④天然气汽车的一氧化碳、氮氢化物与碳氢化合物排放水平都大大低于汽油、柴油发动机汽 车，是一种环保型汽车。 虽然天然气用途广泛，但我国天然气大规模开发起步较晚，受技术条件所限目前天然气人均 消费水平较低，且下游需求地区差异较大，在东部经济较为发达的沿海地区，天然气消费以城市 燃气和发电为主，在西部等油气田周边地区，天然气消费主要以化学工业为主。 表 1 中国与发达国家天然气使用情况对比 指标名称 中国 发达国家 人均消费水平 40 立方米/年 392 立方米/年 管道气化率 仅为 42% 平均为 79% 消费结构特点 地区不平衡，东部以城市燃气和发电为 主，西部以化工为主 以工商业为主 资料来源：公开资料，联合评级整理 （3）产业链 天然气产业可分为上游生产、中游输送及下游分销三个环节。上游生产主要包括天然气开采、 净化，某些情况下，也进一步进行压缩或液化加工，由于天然气属于重要的资源，目前我国天然 气生产只能由中石油、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，市场参与 者进入的可能性极小；中游输送是将天然气由加工厂或净化厂送往下游分销商经营的指定输送点， 目前国内一般为中长距离管道输送，鉴于中游管输企业与上游天然气供应商的紧密性，通常天然 气生产商直接参与中游输送，但也有少数省份（主要为气田所在省份）拥有区域天然气长输管网 公司（例如陕西省），这些企业只能在本区域内开展业务，中游输送市场具有一定的区域专属性， 对地方政府和资源存在一定的依赖性，地方优势明显，行业壁垒较高，但这些企业与三大石化企 业相比实力较为弱小；下游分销主要由各城市燃气公司运营，市场化程度在天然气产业链中相对 要高。可以看出中游管输企业在天然气产业链中发挥着重要作用。 目前全国天然气长输管道总长度约 3.5 万千米，其中约 80%为中石油所有，管道建设尤其是 长输管道的建设对于扩大天然气的使用起到了巨大的推动作用。天然气管道运输受政府主导因素 大，且需要多部门共同配合完成，根据《中华人民共和国石油天然气管道保护法》的规定，“全国 管道发展规划应当符合国家能源规划，并与土地利用总体规划、城乡规划以及矿产资源、环境保 护、水利、铁路、公路、航道、港口、电信等规划相协调”。此外天然气管道运输投资规模大、建 设周期长，以西气东输为例，一期投资额为 1,200 亿元，上游气田开发、主干管道铺设和城市管 网总投资超过 3,000 亿元，这就直接导致了一般企业很难参与天然气管道建设投资，投资门槛高， 具有一定的政府垄断特点。 （4）市场需求 虽然我国天然气开发起步较晚，但发展速度较快，根据国家统计局公布的数据，2010 年中国 天然气产量 967.6 亿立方米，较上年增长 13.5%，已连续 8 年保持两位数以上增长，与此同时天然 气消费量快速上升，2010 年消费量为 1,073 亿立方米，首次突破 1,000 亿立方米大关，加上少量 对港澳地区的出口，天然气消费由原有的自给自足逐步转变为供不应求，存在一定的供气缺口， 但是民用天然气占比仍然偏低，2010 年约为 25%，随着国家鼓励天然气在民用领域的应用，未来 天然气用量将逐步增长，供气缺口有可能进一步增大。 图 2 天然气产销量及消费占比变化 0 200 400 600 800 1000 1200 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 0 5 10 15 20 25 30 消费量 产量 生活消费占比 亿立方米 % 资料来源：Wind 资讯 为避免出现“气荒”现象，近年来我国采取多种渠道保障天然气供应，国内要求中石油等天 然气生产企业加大供应，并不断拓展进口来源，目前部分来自哈萨克斯坦的西气东输一线工程已 于 2005 年全线贯通并投入使用，来自土库曼斯坦的西气东输二线（西段）工程也于 2009 年底投 入运营，海关统计数据显示，2010 年我国累计进口天然气 166.1 亿立方米，同比大幅增长 47.1%， 由于定价机制的不同，进口天然气与国内天然气价格处于倒挂状态，进口天然气价格要显著高于 国内天然气价格，天然气进口量的增加使企业背负了沉重的成本负担，这便进一步促使国内天然 气定价机制进行调整。 2、 天然气价格 目前，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、城市输配价格三 部分组成，天然气出厂价格目前实行政府指导价，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；跨省的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。与国际上将天然气出厂价格直接同等热值原 油价格挂钩的方式相比，我国天然气定价机制市场化程度较低，随着国内天然气用量的逐年增长， 理顺价格不仅有利于与国际市场接轨，也有利于我国天然气产业的发展。 2010 年 5 月 4 日国务院下发了《关于进一步加大工作力度确保实现“十一五”节能减排目标 的通知》，明确提出了“深化能源价格改革，调整天然气价格”的具体要求，并于 5 月 31 日下发 通知将各油气田天然气出厂基准价格由每千立方米 925 元提高到 1,155 元，提价幅度为 24.9%，同 时取消价格“双轨制”，将原有的一、二档气价并轨，出厂价格提高带来的结果是终端销售价格上 涨。2011 年 3 月温家宝总理在政府工作报告中进一步提出完善成品油、天然气价格形成机制的要 求，预计“十二五”期间天然气价格将进一步调整，并最终实现使资源合理配置的定价机制。 虽然天然气出厂价格的调整对于管输价格不会造成直接影响，但会直接影响天然气使用总量 和使用结构，进而对中游管输企业造成一定影响。 3、 市场竞争 （1） 天然气运输市场竞争 天然气的中距离运输主要有 CNG 和管道运输两种方式，长距离运输主要为管道运输和 LNG， CNG、LNG 这两种方式有可能与管道运输存在一定的竞争关系，其中： CNG（Compressed Natural Gas），指天然气加压（超过 3,600 磅/平方英寸）并以气态储 存在容器中，它与管道天然气的管道组分相同。LNG（Liquefied Natural Gas），即液化天然 气的英文缩写。LNG 是通过在常压下气态的天然气冷却至-162℃，使之凝结成液体。天然气 液化后可以大大节约储运空间和成本，其重量仅为同体积水的 45%左右，而且具有热值大、 性能高等特点。CNG 可作为车辆运输燃料，LNG 可以用来制作 CNG，与生产 CNG 的传统 方法相比，这套工艺要求的精密设备费用更低，只需要约 15%的运作和维护费用。 由于天然气具有易燃、易爆、易挥发的特点，最佳的运输方式就是采用密闭的管道运输。一 般情况下，CNG 和 LNG 的运输成本高于管道运输的成本，但对于较为偏远且用气量小的地区， 建设管道相对不经济，CNG 和 LNG 则成为相对经济的运输方式，但从目前国内的情况看，99% 的天然气都依靠管道输送，暂时不会面临市场替代风险。 （2） 管道运输市场竞争 按照国家项目管理的有关规定，天然气输配项目需要办理核准（备案）手续，项目获得 批准的前提是气源基本落实。因此，凡已办理核准（备案）手续的项目，各级发改委及天然 气供应的中上游单位原则上均能按照项目的实际用气情况协调落实用气指标，这种统筹分配 的政策特点造就了天然气管输市场垄断竞争的市场局面，由于存在较高的行业壁垒，加上三大 石油企业也涉足天然气运输市场，目前国内单独从事天然气管输业务的企业不多，上市公司主要 包括陕天然气、长春燃气和深圳燃气，这些企业主要负责各自区域内的天然气输送，地域性明显， 基本不存在相互竞争。 4、 行业关注 （1）气源相对单一风险 由于我国天然气干线管网尚未形成完整的网络体系，故各用气区域均呈现一定程度的气源相 对单一局面，多个地区存在共用同一气源的情况，如何获得长期稳定的气源供应是管输企业需要 面临的首要问题。 （2）项目投资大、周期长 天然气长输管道建设一般需要较长的建设周期，项目投资巨大，投资回收期长，因此对于企 业来说需要较大的资金实力方可承担，特别是建成初期由于市场培育等原因，一般成本较高，净 资产收益率偏低，随着需求的增长以及规模效应的有效发挥，未来可获得较好且相对稳定的回报。 （3）受自然环境因素影响较大 在天然气运输的过程中，管道途经路段的地形、地貌及地质状况有可能对运输效率产生一定 的影响，管道的老化、沿线重大施工建设以及自然灾害都有可能使天然气供应中断或发生漏损， 甚至发生严重的安全事故，行业面临一定的安全事故风险。 此外，对于北方燃气企业来说，由于存在取暖供热需求，下游需求具有明显的季节性特点， 管输企业的收入和盈利状况有可能存在波动。 5、 未来发展 随着全球经济的快速发展，节能减排、降低污染越来越被各国重视。2009 年哥本哈根气候大 会后，中国政府明确提出“到 2020 年我国单位国内生产总值（GDP）二氧化碳排放比 2005 年下 降 40%~45%的目标”，并作为约束性指标纳入国民经济和社会发展中长期规划，“十一五”期间中 国基本完成单位 GDP 能耗降低 20%左右、主要污染物排放总量减少 10%的约束性指标，但从长 期看节能减排工作仍然任重道远。此外，由于国内能源供应不足，导致我国煤炭、石油大量进口， 节能减排的承诺以及能源结构调整的巨大压力要求我国必须高度重视天然气开发利用。 2007 年国家发改委颁布《天然气利用政策》，将城市燃气、工业燃料、天然气发电和天然气 化工四大天然气应用领域依次划分为优先类、允许类、限制类和禁止类四个类别，同时禁止以大、 中型气田所产天然气为原料建设液化天然气（LNG）项目，未来民用天然气将成为我国重点发展 的业务领域，而管道运输将成为主要的天然气运送形式。 我国天然气开发利用起步晚，但发展十分迅速，并受到了国家政府的高度重视。“2011 年度 全国能源工作会议”上，国家能源局并未公布天然气“十二五”规划的正式文本，但关于天然气 “十二五”发展的几大目标却已基本确立，2015 年我国天然气消费目标初步定为 2,600 亿立方米， 供应结构初步定为国产 1,700 亿立方米，净进口 900 亿立方米，而据国际能源机构预测，到 2030 年中国天然气的需求量将增加到 4,440 亿立方米，以目前国内天然气产量的增长速度必然无法满 足市场需求，解决这一问题的方法一方面通过进口国外天然气资源，另外一方面就是非常规天然 气的开发。所谓非常规天然气，是指储集条件比较复杂，用常规技术难以开采出来的天然气，包 括煤层气、页岩气、天然气水合物（可燃冰）等，我国非常规天然气资源十分丰富，根据国土资 源部的统计，截至 2010 年底煤层气的探明储量已达 1,700 亿立方米，我国政府自 2006 年起先后 出台一系列措施加大煤层气抽采利用力度，预计未来在保证供给的情况下天然气的开发和利用水 平将大幅提高。 总体看，由于天然气的能源属性以及中国地质资源特点，未来天然气的开发利用空间较为广 阔，随着天然气价格机制逐步调整到位，天然气管输企业及城市输配企业的经营状况将进一步改 善，而行业特有的特许经营模式决定了其地域垄断的竞争特点，气源稳定、资金实力强的企业将 具有明显的竞争优势。 四、区域经济分析 1、陕西省经济概况及天然气利用情况 陕西省是西北大省，2009 年全省实现生产总值 8,186.65 亿元，较上年增长 13.6%，在全国省 域经济综合竞争力中排名第 17 位，位居全国中游，在西部十二个省（市、区）中位列第三。2010 年全省生产总值达到 10,021.53 亿元，较上年增长 14.5%，近年来陕西省经济增长迅速，GDP 逐年 上升。 图 3 陕西省 GDP 变化情况 0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 国内生产总值 增长率 亿元 % 资料来源：陕西省统计局 陕西省资源丰富，据陕西省国土资源厅统计，截至 2009 年底陕西省已发现各类矿产 138 种（含 亚矿种），其中经评价并查明储量的 93 种，列入陕西省矿产资源储量表的 87 种，矿区 1,135 处， 矿产保有资源储量潜在总值超过 42 万亿元，约占全国总值的三分之一，其中陕北及渭北地区是优 质的油气产地。截至 2009 年底陕西省天然气保有资源储量 5,502.54 亿立方米，位居全国第四，2009 年全年生产天然气 189.52 亿立方米，占国内天然气总产量的 22.84%，是国内重要的天然气主产地 之一。虽然陕西省拥有多种丰富的能源资源，但初级能源产品消费比重偏高，环境污染严重，近 年来陕西省加速能源结构调整，省内多个城市地区被列为二氧化硫控制区及南水北调中线工程重 要水源保护地，环保和节能减排意义重大，因此大力发展天然气利用不仅具有地域优势，更具有 重要的现实意义。 为加快天然气利用规划，早在 2001 年陕西省便提出用 30 年时间实现 100%的市、80%的县城 通气，非农业人口气化率达到 90%的目标，之后随着长庆油田的开发力度加快，2008 年陕西省政 府将全面实施“气化陕西”工程、提前 17 年实现气化全省目标写进了 2009 年政府工作报告，要 求到 2012 年末全省 11 个市区 107 个县（区）及 10%的重点镇实现气化，市级以上城市气化率达 到 70%，县（区）级以上城市平均气化率达到 40%，重点乡镇气化率平均达到 30%，总气化人口 1,300 万人，工程总投资约 59 亿元。为了加快推进这一惠民工程，陕西省政府成立了以省委领导 为主，包括各地市政府、职能部门及实施主体在内的工程领导小组，其中长庆油田和陕天然气作 为重要的实施主体分别负责气源供应和管道建设及运营管理。 从附件 1 中可以看到，目前西气东输一线、二线均从省内经过，西安、宝鸡等多个主要城市 及地区均实现了管网覆盖，随着新建管线的逐步完成，未来将形成六纵、两横、一环、两枢纽， 以 7 座 CNG 市场组团辐射周边的天然气供应系统，及以 LNG、天然气（煤层气）化工应急储备 调峰和运行调度、应急抢修为一体的天然气运营保障系统，最终形成资源供应充足、管网设施齐 全、储运功能完善、生产调度灵活、运营机制高效的天然气产业架构。 考虑到国家提高天然气出厂价格等因素，陕西省自 2010 年 10 月 20 日起调整全省天然气销售 价格。西安市居民类天然气价格在原先 1.75 元/立方米的基础上上调 0.23 元，调整后的销售价格 为 1.98 元/立方米，非居民类天然气销售价格为 2.30 元。宝鸡、咸阳、渭南、铜川、杨凌等市区 及临潼区、长安区、阎良区、蓝田县、周至县等多数县区的居民类天然气销售价格调至 1.98 元/ 立方米。同时车用天然气也同样涨价，西安出租车加收 1 元燃气附加费。 2、长庆油田 长庆油田是隶属于中国石油天然气股份有限公司（以下简称“中石油”）的地区性油田，开采 区域为中国第二大盆地——鄂尔多斯盆地，横跨陕、甘、宁、蒙、晋五省区，勘探总面积 37 万平 方公里，鄂尔多斯盆地资源极为丰富，除油气资源外，还含有煤炭、地下水、钾盐、煤层气、铀 矿等多种非油气资源。 长庆油田是我国第一大产气区和第二大油气田，2010 年长庆油田年产天然气 211 亿立方米， 并具备了 250 亿立方米的年产气能力，担负了向北京、天津、西安等 40 多个大中城市供气的任务， 成为我国陆上天然气管网的中心枢纽。2010 年根据国家政策长庆油田天然气出厂基准价也进行了 相应调整，其中民用城市燃气价格提升幅度较高（见表 2）。 表 2 长庆油田天然气出厂价格调整情况 单位：元/千立方米 用气领域 调整前 调整后 化肥 710 940 直供工业 1,125 1,355 城市燃气（工业） 1,170 1,400 城市燃气（除工业） 770 1,000 资料来源：国家发改委 总体看，陕西省作为国内的天然气主产地资源丰富，天然气利用政策扶持力度较大，目前天 然气管网已初步形成，随着管网覆盖地区的进一步扩大，天然气消费量将进一步增长，公司作为 陕西省内唯一从事天然气管道运输的企业将从中受益。 五、基础素质分析 1． 规模与竞争力 公司是目前陕西省唯一的天然气长输管道运营商，负责全省天然气长输管道的规划、建设和 经营管理，已建成靖边至西安一线和二线、咸阳至宝鸡、西安至渭南、宝鸡至汉中、咸阳至宝鸡 复线等 8 条长输管线，覆盖了陕北、陕南和关中大部分地区，管道全长约 1,899 公里，年输气能 力达到 40 亿立方米，直接气化人口 800 万人，建成了陕西省天然气调度控制指挥中心、留坝、白 水、澄城等 9 县城市管网及延安、泾阳、汉中、商洛等 4 座 CNG 加气母站，组建了全省规模最大 的 CNG 车队，为全国同类省属中游长距离输气管道运营商中规模最大、管网覆盖最广的专业化公 司。 表 3 2008 年~2010 年公司天然气管输能力情况 年度 2008 2009 2010 年输气能力（亿立方米） 40 40 40 覆盖市区个数 9 市 54 个县（区） 9 市 59 个县（区） 10 市 83 个县（区） 管道全长（公里） 1,169 1,619 1,899 直接气化人口（万人） 536 600 800 资料来源：公司提供 公司地处陕西省，临近全国五大气田之一的长庆油田，气源相对有保障，近年来公司在稳定 中游市场的同时，通过子公司涉足下游城市燃气领域，产业链进一步延伸。 由于天然气长输管道具有区域垄断特性，因此公司作为陕西省内唯一的天然气长输管道运营 商，其市场地位在未来相当长的时期内不会发生改变。 2． 人员素质 公司董事长袁小宁先生，硕士研究生毕业，高级工程师，1999 年起任陕西省电力建设投资开 发公司副总经理，2004 年起任陕投集团董事、副总经理，2005 年 10 月起任公司董事长，2009 年 1 月担任陕投集团总经理。 公司副董事长兼总经理郝晓晨先生，西北大学本科毕业，管理学学士，管理学硕士研究生， 高级工程师，1999 年起开始担任公司的高管人员，2005 年 10 月起任公司副董事长兼总经理、党 委副书记，2007 年 9 月起兼任陕投集团董事。 截至 2010 年底，公司共有员工 804 人，其中 50%以上为操作服务人员，其余为管理人员和专 业技术人员，从学历构成情况看，公司员工中具有大专以上学历的占 67.54%，作为以操作人员为 主的企业，学历水平与实现需要相符合。 总体看，公司高管人员从业经验丰富，具有较强的领导能力和管理水平，对于公司的经营发 展起到了重要作用。公司员工岗位和学历结构合理，符合经营需要。 3． 安全生产 公司从事的天然气管道运输行业，易受各种事故及不可抗力因素影响，加上终端销售对象覆 盖千家万户，一旦发生事故将造成严重的伤亡事故和财产损失。为此，公司始终将安全生产放在 首位，切实抓好安全生产责任制。 首先，公司在前期所有管线的选线、设计上均委托有资质的相关单位进行可行性分析，避免 地震等不可抗力因素有可能造成的影响；日常管理中公司严格按照《国家安全生产法》等相关法 律进行操作，除在春秋两季对管线进行大范围的检修外，每天保证管道沿线专人巡检，发现问题 及时处理，2006 年起公司按照陕西省安全生产监督管理局和陕西省财政厅的相关要求，按上年销 售收入的 1%提取安全费用，专项用于安全建设投入；此外，公司先后制定了《事故应急抢险救援 预案》、《汛期调度运行预案》、《冬季高峰供气调度预案》等多项应急预案措施，定期组织模拟演 练，不断提高公司处置突发事件的指挥和抢险能力，从事前、事中和事后各个层面保证安全生产 目标的实现。 近年来，为配合陕西省基础设施建设，公司每年均有部分管线需要被动进行改建，这恰恰为 公司管道维护检查提供了便利。近三年来公司未发生重大安全事故，多条主干线已实现了双线并 行，较大程度地提高了供气的安全性。 4． 外部支持 股东支持 公司控股股东陕投集团是陕西省政府直属具有法人资格的大型国有企业，也是陕西省现有规 模最大的国有投资企业之一，受陕西省政府委托，对全省重大发展项目进行投资开发和管理，截 至 2010 年底，陕投集团注册资本金 30 亿元，下属控股子公司 20 余家，业务范围涉及能源、重化 工、金融等多个领域。 公司是陕投集团的控股子公司，也是陕投集团下属唯一从事天然气长输管道运输的企业，在 其能源产业规划中具有重要的战略地位，公司在市场拓展、气源争取乃至成为气化陕西战略的重 要参与主体等方面，很大程度上得益于陕投集团所给予的大力支持。此外，由于天然气管网建设 前期投入大，公司已建成的多条管线在建设初期均得到了陕投集团的资金支持，股东支持作用十 分明显。 税收优惠 根据 1998 年 4 月 10 日西安市地税局市地税字[1998]10 号“关于对陕西靖西天然气输气有限 责任公司征税问题的批复”的规定，从 1998 年 8 月起公司对天然气管道输送收入按 3%的税率计 缴营业税。 公司地处西部地区，根据《国务院关于实施西部大开发若干优惠政策措施的通知》（国发 [2000]33 号文）、《国家税务总局关于落实西部大开发有关税收政策具体实施意见的通知》（国税发 [2002]47 号）文件规定，经主管税务机关逐年批复确认，公司自 2003 年起至 2010 年一直享受 15% 的所得税优惠税率，目前公司正在申请继续执行上述优惠税率。 六、管理体制 1． 治理结构 公司自成立以来严格按照《公司法》、《证券法》和《深圳证券交易所股票上市规则》等法律 法规和中国证监会等监管部门的要求，结合自身实际情况，不断完善法人治理结构。 根据公司章程，股东大会是最高的权力机构，行使公司重大事务的决策权；公司设董事会， 由 12 名董事组成，其中独立董事 4 人，公司董事由股东大会选举产生，董事长和副董事长由全体 董事过半数选举产生和罢免。董事会下设投资战略、审计、提名、薪酬与考核四个委员会，各委 员会根据各自职责提出相关的专业意见和建议；公司监事会共有 4 人，含监事会主席 1 名和 2 名 职工监事，对公司财务以及董事、经理和其他高管人员行使职权的合规性进行监督，维护公司及 股东的合法权益。 截至 2010 年底，公司控股股东陕投集团直接持有公司 62.19%的股权，其余四个法人股东均 为其控制的企业，陕投集团对公司处于绝对控股地位，目前公司与控股股东在人员、资产、财务、 机构和业务等方面相互独立，并且在公司上市前与陕投集团签署了避免同业竞争的协议和关联交 易方面的承诺。 总体看，公司法人治理结构完善，与控股股东责权利明晰，符合监管部门的要求。 2． 管理体制 公司最初仅有 6 个直属生产单位，主营业务比较单一，下属企业较少，且均处于陕西省本地， 管理相对简单。随着子公司的逐步设立，公司管理体制不断调整。目前公司每年对各部门及分支 机构制定经营业绩和财务预算指标，年初与各部门单位负责人签订经营业绩合同书，年终根据实 际完成情况和业绩考核结果对各部门负责人及其所属员工兑现业绩奖金，强化公司的绩效管理。 人力资源方面，根据公司生产运行、工程建设及企业管理实际需求，结合公司机构设置及岗 位定员的计划，由人力资源部拟定人员招聘计划，经充分征集各用人单位具体专业需求后，由公 司常务会研究审定，并报董事会审核通过后下发执行。近年来随着气化陕西战略的逐步推进，公 司人员需求逐年增长，公司除了扩大社会招聘力度，还增强了对应届毕业生的培养，公司计划与 西安石油大学建立长期合作协议，扩大校企合作领域，已达成充分意向建立石油大学在校生实习 基地，通过该方式吸收优秀在校生作为公司的人才储备。按照国家相关规定，公司每年提取员工 工资总额的 2.5%用于员工培训，新员工在正式上岗前统一接受 1~3 个月的入职培训，对于公司的 人才建设起到了重要作用。 业务运行方面，公司由市场营销部统一负责下游天然气用户的管理和市场开发，根据国家发 改委的供应量和上游签订购气合同，根据陕西省发改委的统一安排，对下游各领域的销气量进行 控制。在供气量有保障的情况下，公司由生产运行部进行日常的生产调度，以保证天然气长输管 道平稳运行，全力满足下游用户用气需求，目前生产运行部已具备了对公司所属全部管线进行动 态监测和远程控制的能力，全天 24 小时不间断监测管道运行情况，一旦出现异常及时采取措施， 避免下游供气中断。 工程建设方面，公司所有新建项目均由技术质量部进行前期考察和可行性分析，在建期间由 工程管理部牵头组织项目部，组织工程施工管理，保证工程按进度进行，验收合格后移交生产运 行部组织运行，由于天然气管道建设对安全性要求较高，目前公司所有大项目均自行采购钢管及 主要设备，以便保证工程质量达标。 财务管理方面，公司制定了完善的财务管理制度和资金管理制度，分公司由于仅承担管理职 能，无实际经营活动，目前由总部统一管理，不单独进行财务核算；子公司的财务管理则相对独 立，除独立进行财务核算外，所有资金均自行控制，并拥有一定的筹资权，公司本部除投入的注 册资本外无其他资金投入。 总体看，公司主营业务集中，分支机构较少，管理相对简便，管理制度健全，管理效率较高， 管理水平与公司经营规模相匹配。 七、生产经营 1． 经营概况 公司主营业务为天然气长输管道的投资建设与运营管理，具体经营模式为从上游天然气开采 企业中购入天然气，通过公司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，从中收取管输费。 2 主营业务毛利率=（主营业务收入-主营业务成本）/主营业务收入 表 4 2008 年~2010 年公司主营业务收入和毛利率水平 项目 2008 年 2009 年 2010 年 收入（万元） 毛利率2（%） 收入（万元） 毛利率（%） 收入（万元） 毛利率（%） 天然气销售 107,351.10 0.00 120,145.94 0.00 152,824.28 0.00 管道运输 67,000.03 66.06 77,463.92 65.66 91,631.86 62.88 城市燃气销售 -- -- 117.83 -57.87 1,035.17 -43.56 合计 174,351.13 25.39 197,727.69 25.69 245,491.31 23.29 资料来源：公司年报 由于天然气运输与销售及国内天然气的定价机制，公司经营活动形成的主营业务收入中同时 包含天然气出厂价格与管输价格，公司在平价销售天然气的基础上通过管道运输获取利润（见表 4）。近年来公司天然气销售量逐年增长，带动主营业务收入快速增长。2010 年公司实现主营业务 收入 244,456.14 万元，营业利润 47,510.96 万元，管道运输主营业务毛利率为 62.88%，毛利率水 平较高。 2009 年公司开始涉足下游城市燃气领域，通过全资子公司陕西城市燃气产业发展有限公司和 控股子公司汉中市天然气投资发展有限公司参与陕西省城市燃气销售业务，产业链向下游延伸。 2． 业务运营 气源供应 公司目前营运成本主要包括购气成本和管道维护费用等，其中购气成本占到公司营运成本的 80%以上，因此气源供应对于公司业务运营十分重要。 公司天然气主要来自中石油长庆油田，根据国家对于天然气利用统筹规划的原则，在国家和 陕西省发改委的统一计划安排下，公司每年与长庆油田订立年度供应合约，并协商约定下年度供 应的天然气指标。 表 5 2008 年~2010 年公司长庆油田天然气采购量和采购价格 年度 2008 2009 2010 采购量（亿立方米） 16.43 18.67 21.84 采购金额（万元） 123,812.7 135,566.54 173,801.46 采购均价（元/立方米） 0.75 0.73 0.80 资料来源：公司年报 由于长庆油田同时肩负京津等多个地区的天然气供应任务，气源供应相对紧张，虽然公司距 离长庆油田较近，但与其他地区相比，公司在对长庆油田的气源获取上并不具有明显的优势，特 别是冬季采暖季节气源尤为紧张，为避免下游供气中断，公司每年均与长庆油田协商以争取足够 的气源，加上天然气供应关乎民生，从上表中可以看出，近年来长庆油田对公司的供气量连年增 长，基本可以满足全省的用气需求。 从长期来看，随着公司下游用气量的逐年增长，气源相对单一的风险仍有可能制约公司发展， 为此公司积极开展与天然气管网对接工作，2008 年陕西省发改委下发《关于在天然气长输管道沿 线开口接气有关问题的通知》（陕发改石化[2008]1261 号），明确提出由公司在国家级天然气长输 管道沿线开口接气，并进行统一建站和管理。2011 年 1 月 12 日公司输气干线与西气东输二线高 陵分输压气站成功碰口，首次使用国外进口天然气，此外公司已与中石油西气东输管道（销售） 公司签订了 5 亿立方米/年供用气协议，并取得中石油关于在西气东输一线延川境内开口供气有关 问题的复函及同意在中卫—贵阳联络线陇南分输站设置分输口向陕南地区分输供气的复函，上述 措施有利于解决公司气源相对单一的不利局面，未来公司供气来源问题有望逐步得到解决。 公司所有气源的购气价格均按照国家发改委的相关规定执行，采取见票付款的方式进行结算， 即长庆油田每月 20 日、月底分两次向公司开具发票，公司收到发票后按照票面金额与长庆油田结 清当月气款，目前双方合作较为稳定。 天然气管道运输 公司是目前陕西省唯一的天然气长输管道运营商，负责全省天然气长输管道的规划、建设和 经营管理。截至 2010 年底，公司累计完成投资 40 亿元，建成了靖西一线、咸阳—宝鸡、西安— 渭南、靖西二线、宝汉线、咸宝复线等 8 条天然气长输管线，管道全长约 1,899 公里，年输气能 力 40 亿立方米。 在不考虑管存因素的情况下，公司天然气销售量与供应量基本持平，近年来公司通过一系列 市场开发和营销措施，充分把握市场规律、发挥行业优势，调整营销网络，加大终端市场开发力 度。截至 2010 年底，公司区域用户达到 37 家，累计发展居民用户 195 万户、商业餐饮用户 6,696 户、锅炉 6,323 户、直燃机 840 台、工业用户 6 户、化肥用户 1 户、加气站 122 座（其中加气母 站 4 座），与 2009 年相比有所提高，但从终端用户结构看，商业餐饮以及公共福利（锅炉）占比 较高，城市燃气用户用量占总气量的 70%以上。这一终端用户结构特点导致公司的下游用气受采 暖影响出现明显的季节性周期。目前陕西省集中供暖期主要为每年的 11 月至转年的 2 月，但这 4 个月的用气量占到公司年销气量的 50%以上，用气量高度集中导致公司供气峰谷差激增，近年来 公司供气峰谷差始终保持在 2~3 倍之间，较高的峰谷差不利于公司的经营发展，也增加了管道的 耗损，且随着“气化陕西”进程的推进，这一问题有可能日益突出。为此，公司拟建设靖西三线 及液化天然气（LNG）储备装置，提高管道天然气的运输效率，在市场营销方面，公司未来将大 力发展用气相对稳定的工业用户，降低居民用量占比，实现天然气的调峰运行。 受陕西省天然气覆盖地区差异影响，公司下游客户较为集中，目前主要集中在关中区域，其 中西安市用气量占比最大，截至 2010 年底公司前五大客户销售收入在公司营业收入中的占比为 69.91%，处于较高水平，客户稳定性较高，其中陕西兴化化学股份有限公司是全国规模最大的硝 酸铵生产基地，也是公司最大的化工用户，近年来公司积极开拓市场，前五大户销售占比已呈现 出明显的下降趋势。 表 6 2008 年~2010 年公司前五大户销售情况 公司名称 2008 年 2009 年 2010 年 收入（万元） 占比（%） 收入（万元） 占比（%） 收入（万元） 占比（%） 西安秦华天然气有限公司 83.525 47.91 93,103.71 46.56 106,298.54 42.86 咸阳市天然气有限公司 19,534 11.20 17,687.04 8.85 22,017.18 8.88 陕西兴化化学股份有限公司 16,562 9.50 17,209.11 8.61 18,746.19 7.56 宝鸡市天然气总公司 9,487 5.44 10,142.91 5.07 13,974.06 5.63 咸阳新科能源有限公司 6,232 3.57 8,998.91 4.50 12,352.15 4.98 合计 135,340 77.62 147,141.68 73.59 173,388.11 69.91 资料来源：公司年报 公司的管输费参照省物价部门相关规定执行，除个别地区外，大部分地区为 0.49 元/立方米， 与上游气源供应相同，公司天然气管输费的收费价格也遵照地方发改委的相关政策执行，由下游 客户预付部分款项，定期结算用气费用，具体操作模式为公司每年与各用气客户签订《天然气购 销合同》，并要求部分用户每年预交气款保证金，在此基础上于每月 10 号、20 号及 30 号进行结 算，用气单位需在收到发票 3 日内结清气款，保障了公司按时销售回款。 公司的存量客户具有较高的稳定性，因此近年来随着管网建设带来的新增客户，下游需求不 断增长，2010 年公司实现天然气销售收入 152,824.28 万元，管道运输收入 91,631.86 万元，均较 上年有所增长。未来随着“气化陕西”战略的推进，公司下游用户将稳步增长，在气源充足的情 况下公司收入和利润也将随之提高。 城市燃气销售 公司在稳定中游管道运输业务的同时，积极拓展下游市场，公司目前通过全资子公司陕西城 市燃气产业发展有限公司和控股子公司汉中市天然气投资发展有限公司直接参与城市燃气销售业 务，公司城市燃气业务立足全省，考虑到西安等地城市燃气领域已经较为成熟，未来公司将突出 自身中游管输业务优势，将城市管网不发达的地区作为市场开发重点，通过投资建设和收购兼并 等方式，拓展下游城市燃气销售领域。 2010 年公司城市燃气销售实现主营业务收入 1,035.17 万元，但由于公司涉足该领域时间较短， 加上前期管网建设投入规模较大，一直处于亏损状态，随着管网建设形成规模，公司的经济效益 将得以体现。 资本运作 公司目前的资本运作主要围绕公司战略和主营业务进行，为了实现“立足省内，走出陕西” 的市场战略，调整充实了资产重组与并购工作小组人员，积极与下游城市燃气用户洽谈投资合作 事宜，加大产权投资工作力度，开展与渭南市天然气有限公司、杨凌燃机热电有限公司、西安中 民燃气有限公司、西安市临潼区燃气有限公司等单位商洽合作等事宜。此外，公司组织专人赴吉 林省松原市、阿根廷火地岛等地，对松原市天然气利用项目、火地岛年产 80 万吨尿素输气专线项 目进行了现场调查，取得了省外及海外天然气利用项目第一手资料，保证公司实施走出陕西战略 决策可靠性。 总体看，公司作为陕西省唯一的长输管道运营商，承担着全省的天然气管道运输业务，下游 市场稳定，气源供应有一定保障，近年来公司积极参与下游城市燃气销售业务，产业链进一步延 伸，收入和利润逐年增长，随着“气化陕西”战略的逐步推进，公司发展势头良好，业务前景广 阔。 3． 重大项目 公司作为陕西省唯一的天然气长输管道运营商，在陕西省天然气发展规划及“气化陕西”战略 执行过程中具有重要的作用，也是“气化陕西”工程领导小组的成员之一，公司的职责为到 2012 年 底完成该工程中总里程约 1,100 公里的 10 条长输管道、7 座 CNG 加气母站、2 个维抢修中心、1 个抢险应急器材中心、1 个全省天然气调控指挥中心等天然气安全运行保障系统设施及部分未气 化区域的城市输配管网建设，为保证这一目标的顺利完成公司加大了投资力度。 此外，为应对快速增长的天然气用气量以及冬季供气高峰问题，公司拟投资兴建靖西三线、 关中环线以及杨凌液化天然气（LNG）应急储备项目。公司拥有在建项目总投资额规模较大，主要 依靠对外融资和自有资金解决，其中投资规模较大的项目尚处于前期调研及招标阶段，资金以自 筹为主。目前公司负债水平较低，融资渠道畅通，考虑到所投资项目在“气化陕西”进程中的地 位以及公司具有的政府背景，上述投资所需资金应该可以得到合理解决，但对于公司自身来说仍 存在一定的资本支出压力。 4． 关联交易 公司目前的关联交易方主要为参股企业及同一控制下的企业，由于公司在陕西省天然气管道 运输领域的唯一性，与上述关联方在天然气输送及销售环节产生关联交易不可避免，目前公司与 关联方的交易主要集中在天然气销售和管道运输，即公司作为销售方，关联方作为采购方，公司 与关联方的天然气销售价格及管输价格均参照陕西省物价局的相关标准制定，不存在销售给关联 方的价格高于或低于正常售价的情况。 5． 经营效率 2008 年~2010 年公司资产总额年均增长率为 17.23%，所有者权益年均增长率为 9.91%，增速 较为平缓。 表 8 2010 年国内天然气上市公司经营效率情况 公司名称 总资产周转率（次） 应收账款周转率（次） 存货周转率（次） 陕天然气 0.70 23.89 61.55 长春燃气 0.83 21.60 5.95 深圳燃气 0.99 25.25 12.14 行业平均值 0.60 13.30 12.90 注：此表中指标采用 Wind 计算公式，可能与联合评级的指标计算公式不一致。 资料来源：Wind 资讯 近三年公司各项经营效率指标有所波动，由于公司以中游天然气管道运输业务为主，应收账 款和存货较少，公司应收账款周转率和存货周转率始终保持在较高水平，且明显高于行业平均水 平，未来随着城市燃气业务的开展，相关周转指标有可能下降。公司总资产周转率略高于行业平 均水平，周转情况较好。 总体看，近年来公司保持稳步增长，各项经营周转指标高于行业平均值，经营效率较高。 6． 经营优势与关注 优势 （1）行业发展优势 随着节能减排意识的加强以及能源结构调整的需求，天然气利用在我国呈现快速发展的态势。 陕西省天然气资源丰富，市场空间广阔，为公司主营业务发展提供了良好的外部条件。 （2）市场地位优势 公司是陕西省唯一的天然气长输管道运营商，也是“气化陕西”战略的重要参与主体，由于 天然气管道运输行业区域垄断特性的存在，公司市场地位优势明显并将长期存在。 （3）气源优势 公司临近五大气田之一的长庆油田，目前双方确立了稳定的合作关系，气源供应有一定保障。 （4）股东背景优势 公司控股股东陕投集团是陕西省规模最大的国有投资企业之一，业务领域广泛，对公司支持 力度较大。 关注 （1）天然气定价机制改革 目前我国天然气价格仍采取政府定价模式，市场化程度较低，对于公司的城市燃气业务以及 中游管输业务有一定影响。 （2）气源相对单一风险 公司天然气主要来自长庆油田，在冬季高峰期这一风险相对明显，目前公司通过多种渠道丰 富气源，并且取得了一定的进展，预计未来气源相对单一的局面将有所转变。 （3）安全风险 公司天然气管道运输易受气候、灾害等不可抗力影响，且一旦发生事故后果较为严重，财产 损失和破坏性较大，公司的经营活动面临较高的安全风险。 （4）投资风险 近年来随着“气化陕西”战略的推进，公司在建项目较多，需要面临一定的资本支出压力。 加上天然气管道建设具有投资大、周期长的特点，因此在建项目具有一定的投资风险。 7． 未来发展 公司结合自身情况和陕西省“十二五”发展规划，制定了企业长期发展战略，计划抓住天然 气产业快速发展和能源结构调整的契机，加快陕西省天然气管网的建设和扩能改造，逐步形成供 气安全可靠、干线与直线相结合的覆盖全省的天然气长输管网系统。 从短期来看，公司将积极发展用气均衡稳定的天然气用户，减小输气峰谷差，提高输气管网 的稳定性和运行效率，公司目前正在积极争取多渠道的气源供应，充分利用陕西省的资源优势， 立足长庆油田，依托中石油、中石化、延长石油集团在陕西省的天然气（煤层气）资源基础及国 家级国境管网，力争到“十二五”末，新增资源配置 90 亿立方米以上，总量达到 130 亿立方米，最 终形成多气源供应、多方式调峰的安全稳定供气格局。同时通过投资建设和收购兼并，积极向下 游天然气分销领域拓展业务，进而发展成为以天然气中游长距离输送业务为核心、集下游分销业 务于一体的大型综合天然气供应商。 公司现有在建项目规模大，发展前景广阔，随着 2011 年 1 月西安至商洛输气管道通气点火， 汉中至安康输气管道也已全面开工建设，预计 2011 年上半年可建成，届时陕西省将成为全国第一 个管道天然气到底所有地级市的省区。虽然现有项目投资将给公司带来较大的财务费用，影响经 营业绩，但项目建成后对于扩大公司的管网规模，解决冬季调峰问题，稳定发展下游用户具有积 极的影响。 总体看，公司长期战略符合自身市场定位，短期目标切实可行，从公司实际情况看已经举得 了一定进展，未来发展预期可实现程度较高。 八、财务分析 1． 财务概况 公司提供的2008年～2010年度合并财务报表已经上海东华会计师事务所有限公司审计，并出 具了标准无保留意见的审计报告。2007年公司开始执行财政部2006年2月15日颁布的《企业会计准 则》，2011年一季度财务报表未经审计。 截至 2010 年底，公司合并资产总额 399,626.52 万元，负债总额 151,635.63 万元，所有者权益 （含少数股东权益）247,990.88 万元。2010 年实现营业收入 247,993.02 万元，净利润（含少数股 东损益）40,355.22 万元，现金及现金等价物净增加额 7,963.21 万元。 截至 2011 年 3 月底，公司合并资产总额 422,495.02 万元，负债总额 153,381.53 万元，所有者 权益（含少数股东权益）269,113.49 万元。2011 年 1~3 月实现营业收入 110,000.08 万元，净利润 （含少数股东损益）20,753.05 万元，现金及现金等价物净增加额 456.92 万元。 2． 资产质量 2008 年~2010 年公司资产规模稳步增长，截至 2010 年底公司资产总额 399,626.52 万元，其中 非流动资产占 81.06%，非流动资产占比较高，符合公司管道运输企业的行业特性。 近年来公司流动资产波动增长，随着 2008 年公司上市后货币资金逐步投入募投项目，2009 年公司流动资产有所下滑，截至 2010 年底公司流动资产合计 75,699.51 万元，主要包括货币资金、 应收账款和预付款项。 图 4 2008 年~2011 年 3 月公司流动资产构成变化 0 20000 40000 60000 80000 100000 120000 2008年 2009年 2010年 2011年3月 万元 货币资金 应收账款 预付款项 其他 资料来源：公司年报、一季报 2008 年公司上市后货币资金一直保持在较高水平，截至 2010 年底公司货币资金余额 52,291.25 万元，占流动资产总额 69.08%，货币资金中大部分为银行存款，且不存在抵押、冻结、境外存放 和潜在回收风险的情形，货币资金较为充裕。 由于下游客户天然气抄表日期与公司实际气款结算入账日期存在一定的时间差，导致存在少 量的应收账款。近三年公司应收账款逐年增长，截至 2010 年底公司应收账款账面余额为 14,886.16 万元，较年初增长 52.04%，大幅增长的原因主要是由于 2010 年 10 月天然气销售价格上调以及气 款结算时间差等因素的综合影响。公司应收账款全部为销气费，其中账龄在 1 年以内的占 91.48%， 不存在 3 年以上的应收账款，应收账款账龄较短，截至 2010 年底公司累计计提坏账准备 2,216.80 万元，应收账款整体质量较好。 截至 2010 年底公司预付款项 6,769.22 万元，较上年增长 29.07%，主要为公司工程建设预付 的工程款和材料款，公司预付款项中账龄在 1 年以内的占 90.18%，随着施工进度的加快存量预付 款项将有所减少。 由于天然气的流动特性，公司存货较少，主要为管存天然气和备品备件，截至 2010 年底公司 存货账面余额 2,673.45 万元，较上年有所降低，在流动资产中占比较低。 近三年公司非流动资产规模增长速度较快，年均增长率达到 31.03%，截至 2010 年底公司非 流动资产合计 323,927.00 万元，主要包括固定资产（占 75.11%）和在建工程（占 17.25%）。 截至 2010 年底公司固定资产账面原值为 364,652.72 万元，较年初增长 38.80%，增长的部分 主要为宝汉线、咸宝复线完工转固，固定资产中输气管线占 75.29%，同时输气管线也是公司近年 来固定资产增长的主要投向，从中可以看出近年来公司天然气输气管道规模扩张较快。2010 年底 公司累计计提固定资产折旧 121,254.89 万元以及固定资产减值准备 87.61 万元，计提较为充分。 截至 2010 年底，公司尚有 31 项房产的产权证书尚在办理过程中，部分已报送至相关部门等 待批复，上述固定资产原值合计 18,649.32 万元，预计上述权属证书的最终取得无障碍，不会对公 司实际经营造成影响。 近年来公司管道建设项目较多，截至 2010 年底公司在建工程余额 55,879.46 万元，较年初下 降 14.70%，在建工程中数额较大的主要为汉中至安康输气管道工程、西商输气管道工程等，经公 司测试确认在建工程不存在减值情况。 截至 2011 年 3 月底公司资产总额增至 422,495.02 万元，依然以非流动资产为主，应收账款和 在建工程较 2010 年底进一步增长，但资产构成无显著变化。 总体看，近三年来公司资产规模稳步增长，以募投项目为主的一系列管道工程建设速度加快， 导致固定资产规模逐年增长，符合公司管输企业特性；公司货币资金充裕，资产流动性较高，资 产质量良好。 3． 负债及所有者权益 负债 近三年公司负债规模波动增长，截至 2010 年底公司负债合计 151,635.63 万元，较年初大幅增 长 81.35%，增长的部分主要来自流动负债。负债中流动负债占 73.93%，流动负债占比偏高。 截至 2010 年底公司流动负债合计 112,106.65 万元，主要为短期借款、应付账款和其他应付款。 截至 2010 年底公司短期借款 54,644.52 万元，全部为信用借款；应付账款余额 42,149.65 万元，较 年初大幅增长，主要为期末应付长庆油田购气款增多以及工程款挂账尚未支付所致，其中工程款 占比较大，预计将随工程进度逐期支付。 根据陕西省政府陕政函（1997）131 号“关于榆林地区输出天然气收取地方发展资金的批复” 及陕西省物价局相关文件，公司按照销气量每立方米 0.01 元（税前）提取地方发展资金与靖边县 财政局结算，结算周期初期按年，后期按月或季，专项用于靖边县道路、供水、供电、通信等基 础设施建设。截至 2010 年底，公司其他应付款 5,769.55 万元，较年初增长 55.45%，主要是由于 公司对靖边县财政局计提的地方发展资金挂账未付所致。此外，根据相关文件公司也与安寨县地 区就地方发展资金的提取达成了一致，并约定其中部分归公司所有用于安寨县境内天然气长输管 道安全隐患整治及延安市辖区内天然气产业的投资建设和运营维护，其余部分归地方政府所有， 由于归属问题存在争议目前对安寨县的地方发展资金仅挂账未支付。 公司非流动负债主要为长期借款和其他非流动负债。近年来随着公司项目增加所需项目借款 也逐步增长，2010 年底公司长期借款为 33,830.26 万元，较上年大幅增长，全部为项目贷款。 截至 2010 年底公司其他非流动负债为 5,234.39 万元，主要包括公司收到相关部门支付的天然 气管道改移补偿费形成的递延收益以及公司对安寨县提取的地方发展资金中归公司所有部分，实 际支付压力较小。 截至 2011 年 3 月底，公司负债总额 153,381.53 万元，负债构成变化不大，长短期借款规模进 一步增长。 图 5 2008 年~2011 年底公司负债变化情况 0 20000 40000 60000 80000 100000 120000 140000 160000 180000 2008年 2009年 2010年 2011年3月 0 10 20 30 40 负债总额 债务总额 资产负债率 全部债务资本化比率 万元 % 资料来源：公司年报、一季报 2008 年以来，公司负债和债务规模均呈波动增长态势，带动公司的负债水平产生一定的波动， 截至 2010 年底，公司资产负债率为 37.94%，但由于公司负债中挂账款项较多，刚性债务并不多， 因此全部债务资本化比率仅为 26.78%，债务负担较轻，债务压力较小。 2011 年 3 月底，随着部分挂账款项的结算，公司资产负债率降至 36.30%，但债务总额有所增 长，全部债务资本化比率和长期债务资本化比率分别为 27.48%和 13.73%，仍处于较低水平，但 短期债务占比偏高，债务结构有待调整。 所有者权益 截至 2010 年底公司所有者权益合计 247,990.88 万元，其中归属于母公司所有者权益 246,529.39 万元，归属于母公司所有者权益中实收资本占 20.62%，资本公积占 37.24%，未分配利 润占 35.18%，实收资本占比不高，所有者权益稳定性一般。 2011 年 3 月底公司所有者权益合计 269,113.49 万元，归属于母公司所有者权益为 267,671.23 万元，均较 2010 年底有一定的增长。归属于母公司所有者权益中未分配利润占比为 40.16%，不 利于所有者权益的长期稳定。 4． 盈利能力 随着天然气普及程度提高，公司下游销气量逐年增长，2008 年~2010 年公司营业收入以年均 增长率 19.05%的速度快速增长，其中 2010 年增速最快，主要得益于 2010 年天然气出厂基准价格 提高带动公司天然气销售收入增加，但由于这部分收入不产生盈利，反倒增加了公司的天然气采 购成本，2010 年底公司营业利润率为 23.13%，表观指标处于一般水平，但考虑到公司营业成本主 要为上游购气成本，并不能反映公司的真实盈利水平。 公司盈利主要来自于管道运输及城市燃气销售业务，2010 年公司实现管道运输收入 91,631.86 万元，较上年增长 18.29%，毛利率水平为 62.88%，较上年略有下降，但仍处于较高水平；城市 燃气销售方面，2010 年实现主营业务收入 1,035.17 万元，较上年大幅增长，但由于前期投入大目 前仍处于亏损状况，从长期来看区域垄断将使公司的管道运输收入保持稳定增长，并维持较高的 毛利率水平，而城市燃气销售方面由于需要形成一定的销售规模才能形成盈利，预计公司需要一 定的时间才能实现扭亏。 2009 年随着公司涉足城市燃气销售业务以及子公司的成立，销售费用大幅增长，2010 年公司 费用开支基本保持稳定，费用收入比为 4.30%，呈逐年降低趋势。2008 年~2010 年公司营业利润 年均增长率为 17.26%，2010 年为 47,510.96 万元，净资产收益率为 17.17%，较上年有所提高，盈 利能力较强。 同样得益于 2010 年 10 月天然气出厂价格上调，2011 年 1~3 月公司实现营业收入 110,000.08 万元，较上年同期增长 41.89%，实现营业利润 24,367.03 万元，较上年同期增长 17.15%，盈利状 况良好，考虑到公司销售气量逐年增长的因素，未来盈利有进一步增长的态势。 总体看，公司近年来营业收入逐年增长，盈利业务管道运输保持较高的毛利率水平，盈利能 力较强，并具有较强的持续性；受前期投入大等因素影响，目前城市燃气销售业务仍处于亏损状 况，未来形成一定规模后将对公司的利润有所贡献。 5． 现金流 表 9 2008 年～2011 年 3 月公司现金流情况 项目 2008 年 2009 年 2010 年 年均增长率 (%) 11 年 1～3 月 经营活动现金流入（万元） 185,164.17 208,594.68 255,723.96 17.52 110,368.78 经营活动现金流出（万元） 145,056.00 149,010.22 182,508.26 12.17 98,100.20 经营活动产生的现金流量 净额（万元） 40,108.17 59,584.45 73,215.70 35.11 12,268.58 现金收入比（%） 105.30 103.42 102.81 -- 99.79 投资活动产生的现金流量 净额（万元） -28,888.13 -69,525.33 -80,610.84 67.05 -22,382.15 筹资活动产生的现金流量 净额（万元） 61,115.00 -24,658.97 15,358.34 -49.87 10,570.49 现金及现金等价物净增加 额（万元） 72,335.04 -34,599.84 7,963.21 -66.82 456.92 资料来源：公司年报、一季报 随着营业收入的增长，近年来公司经营活动产生的现金流入逐年增长，主要来自销售商品及 提供劳务，但由于天然气结算时间差导致公司存在一定的应收账款，公司现金收入比不高。公司 经营活动现金流出主要为购买商品及接受劳务支付的现金，近年来经营活动现金流量净额逐年增 长，2010 年为 73,215.70 万元，这也符合公司所处天然气管输行业现金流稳定的特点。2011 年 1~3 月公司经营活动产生的现金流量净额为 12,268.58 万元，经营活动现金流状况良好。 由于公司上市后管道建设项目较多，导致投资活动现金支出逐年增长，在经营活动产生的现 金不能满足的情况下，公司外部筹资活动有所加强，特别是 2010 年四季度公司借款规模大幅增长， 在为公司筹集大量资金的同时有可能增加公司的财务费用开支。2011 年 1~3 月公司投资活动现金 仍以流出为主，对外筹资规模也有所加大。 总体看，公司经营活动现金流状况良好，现金流规模较大且较为稳定，但投资支出较多，需 要通过外部筹资解决。 6． 偿债能力 近年来公司流动比率和速动比率逐年下降，2010 年公司流动比率和速动比率分别为 0.68 和 0.65，主要原因是公司挂账形成的负债较多，此外债务和资产结构变动也有一定影响。从实际债 务支付角度分析，公司货币资金充裕，实际债务负担较轻，现金短期债务比为 92.24%，经营现金 债务保护倍数为 0.81 倍，短期偿债能力较强。 公司目前资产负债水平较低，盈利状况良好，盈利能力较强且相对稳定。2010 年公司 EBITDA 为 67,980.61 万元，EBITDA 利息倍数为 24.04 倍，长期偿债能力较强。 截至 2010 年底，不存在对外担保，也无诉讼等重大或有事项。 截至 2011 年 3 月底，公司合并口径下拥有各商业银行的授信额度 448,600 万元，其中未使用 授信额度 347,632 万元，融资渠道十分畅通。 九、本期公司债偿债能力分析 1． 本期公司债券的发行对目前负债的影响 截至 2011 年 3 月底，公司债务总额 101,994.85 万元，本期公司债券发行额度为 10 亿元，对 于公司的债务规模较大影响，但将使公司的债务结构得到明显改善。 以 2011 年 3 月底财务数据为基础，本期公司债券发行后公司的资产负债率、长期债务资本化 比率和全部债务资本化比率将分别达到 48.49%、34.67%和 42.88%，负债水平有所提高，但仍处 于一般水平。鉴于本期债券募集资金中部分拟用于偿还银行借款，因此发行后上述指标有可能低 于预测值。 2． 本期公司债券偿债能力分析 根据公司 2010 年底的财务数据，公司经营活动活动现金流入量和经营活动现金净流量对本期 债券发行额度的保障倍数分别为 2.56 倍和 0.73 倍，EBITDA 偿债倍数为 0.68 倍，EBITDA 利息倍 数为 24.04 倍，对本期债券的保障能力较强。 十、综合评价 我国天然气储量丰富，近年来受节能减排因素影响以及能源结构调整的需要，天然气利用受 到国家政策的大力支持，消费量逐年增长，市场前景广阔。公司是目前陕西省唯一的天然气长输 管道运营商和“气化陕西”战略的重要参与者，地理位置优越，市场地位显著，气源供应有一定 保障，下游客户稳定，近年来积极涉足下游城市燃气分销领域，产业链得到延伸，未来随着“气 化陕西”战略的逐步推进公司经营业绩有望进一步提升。 公司资产质量良好，负债水平较低，债务负担较轻，中游管道运输业务盈利能力较强且稳定， 整体盈利状况良好，融资渠道畅通，对本期债券的保障能力较强，经联合评级综合评定本期债券 信用等级为“AA+”， 公司评级展望为稳定。 总体看，本期债券到期不能偿付的风险较小。 附件 1 陕西省天然气管网建设规划图 附件 2 陕西省天然气股份有限公司 组织结构图 流程图: 过程: 技术质量部 技术 质量 部 战略委员会 审计委员会 提名委员会 薪酬与考核委员会 监事会 生产 运行 部 股东大会 董事会 总经理 总经 理办 公室 人力 资源 部 发展 计划 部 财务 部 工程 管理 部 安全 与环 境监 察部 市场 营销 部 企业 文化 部 审 计 部 附属生产部门 西 安 分 公 司 延 安 分 公 司 物 业 管 理 处 董事 会办 公室 汉 中 分 公 司 杨 凌 分 公 司 物 资 供 应 处 附件 3-1 陕西省天然气股份有限公司 2008 年～2011 年 3 月公司合并资产负债表（资产） （单位：人民币万元） 资产 2008 年 2009 年 2010 年 年均增长率(%) 2011 年 3 月 流动资产： 货币资金 78,927.89 44,328.05 52,291.25 -18.60 52,748.17 交易性金融资产 应收票据 285.00 150.00 -- 200.00 应收账款 6,392.44 8,096.03 12,669.37 40.78 20,657.46 预付款项 13,527.91 5,244.80 6,769.22 -29.26 6,318.51 应收利息 应收股利 其他应收款 464.37 681.31 1,146.22 57.11 1,934.50 存货 2,791.06 3,482.64 2,673.45 -2.13 3,077.85 一年内到期的非流动资产 其他流动资产 流动资产合计 102,103.68 62,117.82 75,699.51 -13.90 84,936.50 非流动资产： 可供出售金融资产 持有至到期投资 长期应收款 长期股权投资 8,975.85 9,991.85 11,766.44 14.49 12,359.34 投资性房地产 固定资产 163,999.98 158,930.31 243,310.22 21.80 238,435.99 生产性生物资产 油气资产 在建工程 8,180.54 65,510.67 55,879.46 161.36 72,911.84 工程物资 2,943.99 1,122.81 4,035.72 17.08 4,937.54 固定资产清理 无形资产 4,255.42 7,049.78 7,804.61 35.43 7,699.09 开发支出 商誉 长期待摊费用 递延所得税资产 326.05 923.06 1,130.54 86.21 1,214.72 其他非流动资产 非流动资产合计 188,681.85 243,528.48 323,927.00 31.03 337,558.52 资产总计 290,785.53 305,646.31 399,626.52 17.23 422,495.02 注：附表中 2011 年 3 月财务数据未经审计，下同。 附件 3-2 陕西省天然气股份有限公司 2008 年～2011 年 3 月公司合并资产负债表（负债及所有者权益） （单位：人民币万元） 负债和所有者权益（或股东权益） 2008 年 2009 年 2010 年 年均增长率 (%) 2011 年 3 月 流动负债： 短期借款 37,000.00 36,000.00 54,644.52 21.53 56,996.20 交易性金融负债 应付票据 应付账款 8,968.57 9,455.29 42,149.65 116.79 28,957.93 预收款项 943.26 842.59 1,181.06 11.90 1,531.36 应付职工薪酬 3,200.26 3,300.78 3,674.91 7.16 3,171.92 应交税费 3,018.56 2,884.63 2,338.60 -11.98 4,831.80 应付利息 156.92 97.54 140.80 -5.28 200.70 应付股利 其他应付款 7,989.92 3,711.60 5,769.55 -15.02 6,970.45 一年内到期的非流动负债 2,278.20 10,276.07 2,207.57 -1.56 2,185.47 其他流动负债 流动负债合计 63,555.69 66,568.49 112,106.65 32.81 104,845.82 非流动负债： 长期借款 21,669.20 11,380.33 33,830.26 24.95 42,813.19 应付债券 长期应付款 专项应付款 444.00 200.00 -- 200.00 预计负债 递延所得税负债 264.33 264.33 264.33 0.00 264.33 其他非流动负债 4,958.79 5,234.39 -- 5,258.19 非流动负债合计 21,933.53 17,047.45 39,528.98 34.25 48,535.71 负债合计 85,489.21 83,615.94 151,635.63 33.18 153,381.53 所有者权益（或股东权益）： （未完）  |