天然气业务快速增长，全产业链优势可有效抵御气价波动。
公司为国内城燃板块龙头，售气量迅速增长，市占率稳步提升。目前我国有五大全国性城 燃上市公司，2021 年售气量合计占全国天然气表观消费量的 44%，分别为昆仑能源 （11.2%）、新奥股份（9.9%）、中国燃气（9.8%）、华润燃气（9.1%）、港华智慧能源 （3.9%）。其中新奥股份售气量增势强劲，2017-2021 年售气量 CAGR 为 17.4%，远高于全 国消费增速，且市占率也由 2017 年的 8.2%提升至 2021 年的 9.9%，在五大全国性城燃公司 中位列第二。
公司的天然气销售业务可细分为三个板块分别是天然气直销、天然气零售以及天然气批 发。其中直销气业务上游气源以国际气源为主，定价挂钩HH、JCC、布伦特等国际油气价 格指数，以10-20年长协方式锁定气源，下游客户主要为国内的工商业等用户，部分进行国际转售，售价相对市场化；零售气业务上游气源以三大油管道气源为主，定价根据市场情况在门站价基础上浮动，下游客户主要为工商业、居民等终端用户，其顺价能力近年来有所提升。
1）直销气板块.自 2020 年开辟直销气业务以来，公司直销气量显著增长，单位毛差大幅提升。售气量方面， 公司 2021 年实现直销气量 41 亿方（同比+336.2%），2022 年受国内疫情下经济增速放缓以 及国际高气价的影响，直销气量小幅下滑至 35.07 亿方（同比-14.5%）；毛差方面，2022 年 公司积极开展国际转售业务，受益于“欧洲溢价”以及与美国切尼尔公司 90 万吨/年低价 LNG 长协的执行，公司直销气的单位毛差大幅提升，2022 年直销气单位毛差达到 0.72 元/ 方（同比+132.3%）。展望未来，从供应端来看，随着国际气价回稳，公司可增加现货气源的进口；从需求端来 看，随着国内经济回暖，天然气消费量有望恢复增长，公司可逐步拓展下游客户，做大国 内直销气板块，我们预计 23-25 年公司直销气的利润贡献有望实现 30%-40%的高增长。
上游：丰富且具价格优势的长协气源高筑长期竞争壁垒。 我国企业签订的长协多与 Brent/JCC、JKM 价格挂钩，与美国 HH 价格挂钩的较少。美国 LNG 长协的定价公式一般为：P（LNG）=115%*HH+常数。相比于与其他两种指数挂钩的 长协合约，与 HH 挂钩的价格优势体现在：1）HH 反映美国国内较为宽松的天然气供需形 势，价格较日韩 JKM、欧洲 TTF市场低且走势相对稳定；2）据 Poten分析，当油价高于 65 美元/桶时，HH 挂钩长协合约较 Brent 挂钩更具价格优势。2023年以来国际油价在 80 美元/ 桶附近高位震荡，而 HH 价格同比大幅回落（2 月同比-49.3%），带动 HH 挂钩长协成本大 幅下降，优势愈发显著。
截至 2022年底，我国企业共与美国 LNG供应商签订 10个 LNG长贸合同，时间集中在 2021 年以后，合同量共计 2.85 亿吨。其中，三大油等能源央企所签合同量共计 0.93 亿吨，占中 美 LNG 长协总签约量的 32.8%；新奥股份作为极少数有能力签下优势长协的城燃公司之一， 依托自有大型接收站资产、丰富的天然气国际贸易经验以及良好的国际信誉（2022 年标普 评级 BBB-，评级展望“稳定”）与美国多家 LNG 供应商签订 4 份长协，合同量共计 1.06 亿吨，占中美 LNG 长协总签约量的 37.1%，交付方式为 FOB（装运港船上交货，无目的 地条款限制），定价与 HH 挂钩。
下游：国内进口配合国际转售，直销气业务高盈利、高增长的态势有望持续。 从往年情况来看，直销气（长协+现货）的综合毛差在 0.2-0.3 元/方。2022 年受益于“欧洲 溢价”及下半年切尼尔 90 万吨/年低价长协的执行，公司直销气单位毛差大幅提升。2022 年下半年共交付 6 船切尼尔长协气，合计 45 万吨，公司预计每船气的转售毛利在 3 亿元左 右，由此计算单吨毛差达 4000 元（约合 2.86 元/方），我们估算 2022 年切尼尔长协转售可 为直销气板块贡献 18 亿元的毛利润。
2023 年切尼尔长协共有 12 船，公司通过实纸结合的方式动态锁定了部分切尼尔长协的转售 盈利，公司预计锁定部分仍可保证每船 3 亿元左右的毛利，非锁定部分受 TTF 价格回落的 影响，利润空间有所收窄，但由于气源成本端 HH 价格也在同步下降，我们预计该部分仍 可维持每船 1.5 亿元左右的毛利，由此计算单吨毛差 2000 元/吨（约合 1.43 元/方），我们估 算 2023 年切尼尔长协转售毛利润有望达到 24.75 亿元。
假设 2024-2025 年气价恢复正常水平，公司可根据国内外市场情况选择将长协、现货资源 进口国内或转售国外，考虑公司长协成本优势，我们预计切尼尔长协每船 1.5亿元的毛利可 得到保持；从更长远来看，2025 年及以后随着更多与 HH 挂钩的低价长协开始执行，公司 直销气量有望实现高增长，综合毛差也有望得到进一步提升。结合以上，我们预计公司直 销气业务的高盈利、高增长态势具有可持续性。
2）零售气板块。公司零售气量稳步增长，毛差基本保持稳定。售气量方面，2017-2021 年公司零售气量 CAGR 达 14.9%，2022 年受国内外气价大幅上涨、国内疫情下经济增速放缓的影响，公司 零售气量达到 259.4 亿方，增速下滑至 2.7%，但远高于-1.7%的全国天然气表观消费量增速； 毛差方面，2022 年在上游气源成本大幅上涨的背景下，公司凭借良好的顺价能力仍保持了 相对稳定的单位毛差，2022M9 公司零售气毛差 0.51 元/方（与 2021 年持平），四季度受疫 情居家、工商业活动受阻以及补贴延迟发放等因素影响毛差有所下滑，2022 年全年公司零 售气量毛差小幅下滑至 0.48 元/方（同比-0.03 元/方）。
作为公司的第一大营收来源，零售气 业务远超全国平均水平的售气量增速以及相对稳定的销售毛差保障了公司较高的业绩确定 性，同时也验证了公司上下游一体化的经营优势。 2023 年随着国际气价回稳，国内经济复苏，天然气消费量有望迎来恢复性增长，我们预计 公司零售气量增速有望回升至 10%以上，零售毛差也有望修复。
上游：国内气源多元稳定，低价气源占比高。 公司拥有多元稳定的上游资源池，国产气比例超 80%。截至 2021年底，公司合计拥有国内 气源300亿方/年（占比 81%），其中三大油管道气资源 200 亿方/年（占比 54%），通过自 有、权益投资、代加工等模式锁定内陆液厂资源以及通过长期合作模式锁定非常规资源共100亿方/年（占比 27%）；通过长约、中短约、现货相结合的模式合计拥有国外气源500万吨/年（约合70亿方/年，占比 19%）。
公司国产气源结构中低价管道气占比高，多元采购途径保持成本的竞争力。公司气源总量 中，三大油管道气占比 54%，占公司国内气量的 67%，其中合同内气源采购成本相对较低， 上浮幅度小。根据 2022 年中石油管道气合同定价方案，2022 年民用气价格在门站价的基础 上上浮 5%，非居民用气中，管制气部分上浮 20%，非管制气部分上浮 40%-80%不等。 2022 公司零售气平均采购价为 3.06 元/方，同比上涨 0.46 元/方，涨幅 17.7%。目前公司正 在持续深化与三大油的战略合作，致力于获取管道气合同增量，同时也通过资源池弹性优 势加大非常规气源的获取力度，多种途径降低气源成本。
下游：项目、客户结构优质，顺价能力有保障。 公司拥有较强的下游分销能力，城燃项目多位于经济发达地区。截至 2022 年末，公司合计 运营 254 个城市燃气项目，覆盖包括安徽、福建、广东、广西、河北、河南、湖南在内的 全国 20 个省市及自治区，且项目大部分位于东部及东南沿海人口密集、经济发达地区。
客户结构优质，顺价能力有保障。目前我国居民用气门站价定价机制与非居民相同，供需 双方协商确定具体门站价格，以基准门站价格为基础，上浮 20%、下浮不限。但居民用气 价格受到政府的严格管控，涨幅小且调价过程复杂繁琐；工商业用户有较高的价格承受能 力，用气价格顺价机制相对流畅。2022 年公司向工商业用户销售天然气的价格为 3.65 元/ 方，同比上涨 15.1%，向加气站用户售气价格为 5.16 元/方，同比上涨27.7%；相比之下， 公司向居民用户售气价格为 3.24 元/方，仅上涨 10.6%。 2022年公司向工商业用户和加气站用户售气量占比合计 80.1%，居民用户占 19.9%。高比 例的工商业及加气站用户售气量使公司拥有良好的顺价能力，即使在上游气价剧烈波动的 情况下也能够维持相对稳定的毛差。
高毛利的燃气安装业务协同开拓下游燃气用户，驱动公司零售气量稳步增长。公司燃气安 装业务毛利率高且稳定，2018-2022 年毛利率稳定在 50%左右。近年来公司累计接驳家庭用 户及工商业用户数量均稳步增长，2017-2021 年 CAGR 分别达 11.5%、19.6%。2022 年，受 国内房地产形势的影响，公司新开发 208.6 万户家庭用户，同比减少 53.6 万户（-20.4%）； 新开发 2.2 万个工商业用户，同比减少 0.3 万户（-13.0%）。 截至 2022 年末，公司累计接驳家庭用户 2792.1 万户，城燃项目覆盖区域可供接驳城市人口 总数达 13319.6 万户；累计接驳工商业用户 22.45 万户，已安装装置日设计供气量达 1.83 亿 方。随着气化率的进一步提升，未来公司燃气安装业务预计仍将保持每年新开发 200 多万 户的稳定规模较长时间，而燃气安装的拓展将给零售气量的进一步增长打开空间。
舟山接收站：充分发挥支点作用，处理规模有较大提升空间。 2022 年 8 月 17 日，新奥股份发布《发行股份及支付现金购买资产暨关联交易实施情况暨新 增股份上市公告书》，宣布完成新奥舟山 90%的股权收购，新奥舟山成为上市公司控股子公 司。本次交易的对价合计 85.5 亿元，其中，上市公司向新奥科技发行股份购买新奥舟山 45% 股权（对价 42.75 亿元），向新奥科技、新奥集团、新奥控股支付现金分别购买新奥舟山 25%、15%和 5%的股权（对价 42.75 亿元），现金对价由上市公司全资子公司新奥天津支付。 收购后上市公司可以更为灵活地发挥舟山接收站的支点作用，加强上中下游的协同合作。
目前我国已建成 LNG 接收站 24 座，合计处理能力 10957 万吨/年，其中国家管网集团及三 大油的接收能力合计为 8877万吨/年（占比 81%），新奥股份拥有国内最大民营 LNG接收站 ——新奥舟山 LNG 接收站，舟山 LNG 接收站项目一二期设计接收能力 500 万吨/年，实际 处理能力达 750 万吨/年，2025 年项目三期建设完成后处理能力有望提升至 1000 万吨/年。
舟山接收站投产后 LNG 接卸量及处理量大幅提升，2021 年处理量达 335 万吨，2019-2021 年处理量 CAGR 达 109.9%；2022 年受国内外天然气现货价格倒挂的影响，LNG 进口量减 少，接收站处理量下滑至 153.3 万吨；随着气价逐步回归正常，公司预计 2023 年舟山 LNG 接收站处理量有望重回 300 万吨以上。 2019-2021 年接收站业务营收及净利润实现高增长，CAGR 分别达 130.1%、360.4%，净利 率由 11.5%提升至 46.2%。根据业绩承诺，2022/2023/2024/2025年新奥舟山净利润将分别达 3.50/6.39/9.33/11.96 亿元，2023-2025 年净利润增幅分别为 82.9%/46.0%/28.2%。2022 年新 奥舟山实现扣非后归母净利润 4.02 亿元，完成业绩承诺（3.50 亿元）的 115%。
随着舟山接收站 LNG 处理量的增长，接收站盈利水平有望持续提升。由于 LNG 接收站的 运营具有明显的固定成本（固定/无形资产的折旧摊销）高、可变成本少的特点，未来随着 接收站 LNG 处理量的上升，单位固定成本被摊薄，单位总成本下降，净利率有望持续提升。开拓多元化经营模式，提升业务盈利水平。目前新奥舟山 LNG 接收站主要有 3 种传统盈利 模式，分别为 LNG 液态仓储服务、LNG 气化外输服务及管道输送服务，并收取接卸、仓 储、气化加工、管道输送等费用；近年来，新奥舟山积极开展罐容租赁、LNG 船舶加注等新型衍生业务，此类服务完全市场化定价，未来接收站的利用效率和盈利水平有望得到进 一步提升。
综上，新奥股份整合了上游气源、中游储运以及下游的分销资源，经营环节覆盖天然气全 产业链，是国内稀缺的拥有上下游一体化协同优势的城燃公司。公司依托中游舟山 LNG 接 收站资产以及下游全国布局的优质城燃项目，借力多年深耕天然气领域的经验以及良好的 国际信誉和形象，才有能力获取国内外丰富、长期、低价的气源，而公司的气源优势又为 下游天然气零售、直销、批发以及接收站业务盈利的稳定增长提供了有力的保障，各经营 环节之间互相协作、相互配合，充分体现了公司上下游一体化的优势。
