1.1 全球天然气供应格局大幅调整，美国为 LNG 供应增量的主要来源
全球天然气产量整体呈小幅增长态势，近 10 年 CAGR 约为 2%。近年来受新冠疫情、俄乌 冲突等因素影响，产量出现小幅波动。
2022 年全球天然气产量 40438 亿方，同比下降 0.2%。 同时，供应格局出现大幅调整，美国为全球最大天然气生产国、也是主要增量贡献来源。 2022年美国天然气产量达 9786亿方，占全球天然气产量的 24.2%，同比增长高达 3.7%（较 全球平均增速高 3.9pct）；而俄罗斯由于管道气出口欧洲受阻，天然气产量下滑 11.9%，为 当年全球天然气产量下滑的主要原因，随着对中国等其他国家管道气出口增加及 LNG 出口 产能的扩张，我们预计未来俄罗斯产量有望缓慢恢复；此外，中国继续增储上产、挪威加 大开采力度以增加对欧盟国家的天然气供应，2022 年两国天然气产量分别增长 6%、7.4%。
2023 年上半年天然气主要出口国中，美国、卡塔尔、澳大利亚的产量继续增长，增速分别 为 5.9%/2.8%/0.5%，美国增速较快（2023H1 贡献增量 293.6 亿方）；而俄罗斯管道气出口 受阻影响持续，产量同比下滑 11.9%；受 6月天然气田及工厂检修的影响，挪威天然气产量 2023H1 同比下滑 7%。
全球 LNG 的供应增速相对较高，近 10 年 CAGR 为 5.3%，2022 年全球 LNG 供应量 5434 亿方（占全球天然气总供应量的 13.4%），同比增长 5.2%；LNG 供应增量主要来自美国， 随着美国国内 LNG 液化出口设施的相继投产，出口量快速增长，2017-2022 年 CAGR 达 43.6%，占比自 2016 年的 1.1%快速上升至 2022 年的 19.2%，已成为全球 LNG 增产主力。
1.2 欧亚天然气需求整体较为低迷，中国需求增长成为主要亮点
亚洲和欧洲为全球 LNG 主要净进口市场，2022 年进口量分别为 3479 亿方（占比 64.1%）、 1702 亿方（占比 31.4%），亚欧市场的天然气需求为国际气价的重要边际拉动因素。 1）欧洲市场：消费量继续下降，高库存下采购需求疲弱 2022 年俄乌冲突后，欧盟提出“REPowerEU”一揽子行动计划，承诺在 2022 年 8 月 1 日至 2023 年 3 月 31 日期间，将天然气需求在过去 5 年平均消费量的基础上减少 15%；2023 年 3 月，欧盟各国能源部长们同意将削减 15%天然气需求的措施延长一年至 2024 年 3 月底，旨 在确保今冬能源供应。
在暖冬、高气价及经济疲软下工业减产、燃料替代以及居民自发节能等因素的共同作用下， 2022 年 8 月至 2023 年 3 月期间欧盟天然气消费量，与过去 5 年平均消费量相比，下降了 17.7% ，超额完成既定目标。2022 年，欧盟住宅和商业部门天然气需求下降约 180 亿方 （同比-12%）；工业部门天然气消费需求下降约 250 亿方（同比-25%）；此外，在能源利用 效率提高、燃料替代及自发性节能行为共同作用下，天然气消费需求额外下降约 100 亿方。
2023 年以来暖冬下供暖需求弱叠加可再生能源发电量大幅反弹，欧盟天然气消费量继续下 降。2023Q1 在高气价下工业用气需求差以及暖冬下采暖需求同比偏弱的影响下，欧盟天然 气消费量同比下降 14.3%（OECD 欧洲天然气消费量同比-13%，其中民商等分销渠道用气 需求-8%）；2023Q2 工业用气需求回暖，但同时风电、水电出力较强，气电下滑严重（2022 年受入夏以来高温干旱、部分国家弃核等因素的影响，水电、核电出力大幅下降，亟需气 电补足电力缺口，因此电力部门天然气消费量并未出现明显下降），欧盟天然气消费量同比 下降 5.8%（OECD 欧洲天然气消费量同比-10%，其中天然气发电需求同比-20%）。2023Q3 居民及工商业需求小幅恢复，欧盟天然气消费量同比回升 4.8%（OECD 欧洲天然气消费量 同比-5%，其中工业用气同比+10%）。
消费需求弱叠加高库存，欧盟天然气边际采购动力不足。2022年欧盟大量采购 LNG资源将 库存垒至近年高点，在暖冬叠加主动削减消费量的背景下，采暖旺季的库存下降速度缓慢， 截至 2023 年 3 月末的库存水平依然高达 55%。此后，淡季补库开启，欧盟天然气库存至 10 月中旬已上升至 98%，接近满库的水平，我们预计近期欧盟天然气的采购需求仍然较弱。
2）亚洲市场：天然气消费温和复苏，中国为最大拉动力 2022年俄乌冲突下国际气价高企、经济疲软等因素严重抑制了亚洲地区 LNG进口及消费需 求。亚洲国家中，中国天然气消费量（占比约 44%）、日本（占比约 12%）、韩国（占比约 7%），印度（占比约 7%）为天然气主要进口及消费国，东南亚地区天然气消费量合计占比 21.6%，2022 年天然气消费量同比分别下滑 1.7%/3.0%/0.8%/6.3%/2.1%。此外，中国在亚 洲天然气消费量中的占比迅速提升，由 2000 年的 9.2%提升至 2022 年的 44.1%，日益成为 拉动天然气消费的主力。
2023 年在国际气价回落、经济复苏等因素的拉动下，中国天然气消费量出现恢复式增长， 2023 年 1-9 月中国天然气表观消费量 2887.5 亿方，同比增加 7%（上半年工业用气同比+3%， 发电用气同比+10%。城燃用气同比+7%左右），我们预计下半年中国天然气消费仍将保持 较强复苏态势。而与此同时，在日本重启核电、可再生能源发电量快速增长等背景下，日 韩天然气发电需求大幅下滑，拖累天然气消费量，2023 年上半年日本消费天然气 467.4 亿 方，同比下降 6.83%，韩国消费天然气 297.4 亿方，同比下降 2.3%，日韩天然气消费量合 计同比下降 5.1%； 2023 年 1-5 月，印度天然气消费量同比下降 2%，IEA 预计 2023 年印度 的天然气需求有望增长 4%；2023 年 1-7 月，亚洲新兴市场天然气消费量小幅恢复，同比增 长约 2%。整体来看，2023 年以来亚洲天然气消费需求呈现温和复苏态势，中国消费的增 长成为主要拉动力。
1.3 天然气定价回归供需基本面，转售盈利有望自 2023Q4 恢复增长
2022 年下半年以来，天然气市场从俄乌冲突的恐慌性超高溢价向供需基本面定价逐渐回归， 国际三大市场气价出现深度调整，并于 2023 年 6 月触及年内低点，6 月 TTF 均价 10.4 美元 /百万英热，同比下降 67.1%，中国现货到岸均价 10.1美元/百万英热，同比下降 62.2%，HH 均价 2.38 美元/百万英热，同比下降 70%。自 6 月以来，气价中枢开始呈现小幅抬升趋势， 截至 2023 年 11 月 8 日，TTF 价格 13.7 美元/百万英热，中国现货到岸价 16.2 美元/百万英 热，HH 价格 2.9 美元/百万英热。
我们认为，受产能周期和供需格局的大幅调整影响，近两年全球LNG市场总体维持一种较 为脆弱的紧平衡态势，地缘政治、极端天气等因素的扰动易引发短期内供需失衡，从而导 致国际气价的大幅波动。随着供暖季的来临，我们预计 2023Q4 及 2024Q1 欧亚天然气均价 将重新回升到 15 美元/百万英热以上，若冬季气温偏冷或 2024 年需求端出现明显复苏，全 球 LNG供需关系或将再次边际趋紧，推动气价超预期上涨。目前据 IEA预计，2024年 TTF 及亚洲现货均价在 16-17 美元/百万英热左右，HH 均价将在 3.5 美元/百万英热左右，同比 2023 年均价小幅上升。
LNG 转售业务具有较高弹性，2023Q4 起欧亚气价有望边际抬升，天然气贸易商转售盈利 有望增厚。由于国际气价波动幅度较大，而长协成本相对稳定，LNG 国际转售业务具有较 高弹性。新奥股份、广汇能源等拥有低价海外长协气源的天然气贸易商已经通过套期保值 锁定了今年冬天部分海外气源的转售盈利，较现货价格升水约 3-4 美元/百万英热，转售价 差显著扩大；长协量敞口部分也将于下半年滚动锁定盈利或择时进行现货交易，我们预计 2024 年国际气价中枢或呈抬升趋势，LNG 国际转售业务仍将有较好表现。
从目前 LNG 液化出口设施的投放计划来看， 2024-2026 年 LNG 液化出口设施有望迎来一轮 投产高峰，IGU 预计 24-26 年全球将新增 LNG 产能 8789 万吨/年，其中美国约占 48%。若LNG 液化设施如期投产，全球 LNG 供应端的脆弱性有望得到一定程度的修复。
2.1 城燃采购成本基本保持稳定，多元化资源池公司优势凸显
我国城燃公司上游采购途径相对多元。2022 年我国天然气供应结构中 1）国产气量占比 58.7%，以常规管道气为主，价格由三大油与下游城燃等用户签订年度购销合同；此外有 少量非常规气源（煤层气、煤制气、页岩气等），非常规气源定价相对市场化；2）进口气 量占比 41.3%，其中进口管道气占比 17.3%，采用长协形式，采购成本通常挂钩油价指数； 进口 LNG 占比 24%，其中约 70%是长协，采购成本挂钩 Brent/JCC/JKM/HH 等国际油气价 格指数，另有 30%是现货，气价随现货市场供需波动。
1）国内气源：2023 年三大油管道气民用气量合同覆盖率提升，售价同比小幅上涨 2022 年三大油售气量占我国天然气消费总量的 64%，其中中石油售气量占国内天然气总消 费量的 50%以上，中石化及中海油合计占 14%。2022 年中石油与下游城燃公司签订的年度 售气合同价大幅上涨，整体同比涨幅在 50%以上，且因民用气售价较低（较门站价仅上浮 5%），气源方足额供应意愿不足，城燃公司需要采购部分合同外高价气源来满足下游居民 用气的保供需求，从而抬高了城燃的综合购气成本。上游气价大涨+低价气量供应不足导 致综合购气成本显著上升，2022 年度城燃公司售气毛差普遍出现收窄，经营压力加大。
2023 年，根据中石油 4 月的定价合同方案，综合售气价格同比小幅上涨。其中，管制气的 居民用气售价较各地门站价的上浮幅度由上年同期的 5%提升至 15%（上浮比例增加 10pct）， 非居民用气售价（均衡 1 气价）较各地门站价的上涨幅度由上年同期的 15%提升至 20% （上浮比例增加 5pct）；非管制气部分的上涨幅度较明显，均衡 2 气价定为各地门站价上浮 80%。
考虑资源配置占比，经我们测算，2023 年中石油合同气价加权平均上浮幅度约在 8% 左右。此外，2023 年 2 月，国家发改委发布《关于组织签订 2023 年天然气中长期合同的通 知》，相较往年，今年的《通知》明确要求上游供气单位必须足额保供，对居民用气和农 村“煤改气”用气需求合同实现全覆盖。由此我们预计，在三大油合同气价同比小幅上涨、 合同内气量覆盖率大幅提升以及市场化采购气源成本大幅下降的情况下，城燃公司综合购 气成本将基本保持稳定。 此外值得注意的是，2023 年合同气定价继续上涨主要因为合同在年初气价较高时签订，气 源方对全年气价判断偏高，明年三桶油合同气价是否能进一步调涨存在较大的不确定性。
2）海外气源：海外长协具低价稳定优势，国际气价大幅回落，进口现货经济性有望逐步 显现 近年来我国城燃公司与海外LNG供应商签订大量长协，以获取稳定低价气源。亚太地区长 协合同量约占全球长协合同量的一半以上，且中国的长协占比在不断提升，2022 年占比在 12%-15%之间，未来有望进一步提升。为获取稳定低价气源，提升自有气源的竞争优势， 近两年全国性城燃公司如新奥股份、中国燃气与美国供应商签订多份 HH 挂钩的长协合约； 一些拥有接收站资产的地方性城燃公司如佛燃能源、深圳燃气也与 BP等能源供应商签订了 LNG 长协（气源来自 BP 全球资源池）。城燃公司签订海外长协有助于构建多元稳定的资源 池，减少对单一上游气源的依赖度，降低综合购气成本。
从长协价格来看，HH 挂钩的长协成本优势最为突出。HH 挂钩长协较其他指数的优势体现 在：1）HH 反映美国国内相对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）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，1-7 月同比下降 60.4%，带动 HH 挂钩长协成本大幅下降，优势愈发显著。
国际气价大幅回落，进口 LNG现货经济性将逐步显现。以非居民售气价格为下游售价参考 （沿海地区非居民售气价在 3.5-4.5 元/方之间），据我们测算，当 LNG 现货进口价格低于 11.5 美元/百万英热时，进口到大部分沿海省份气化后销售具备一定的经济性；2023 年以来 国际现货气价大幅回落，2023Q2 中国 LNG 现货到岸价均值 10.9 美元/百万英热，海外现货 进口到国内气化后销售的经济性逐步显现，且部分时间段与国内 LNG 价格相比也具有一定 竞争力。城燃公司可根据国内外气价形势，择时进口低价现货 LNG 来降低综合采购成本。
2.2 天然气市场化改革加速推进，下游售价进一步理顺
在我国现行天然气定价机制下，大部分陆上管道气的价格受政府管控，其余由市场形成： 1）政府管控（管制气）：包括常规国产陆气和进口管道气。各省天然气门站价格由国务院 价格主管部门制定，各省管道燃气配气价格及终端销售价格由地方政府价格主管部门制定。 2）市场形成（非管制气）：包括非常规气源（海上气、页岩气、煤层气、煤制气）、LNG、 直供用户用气、福建省用气、储气设施购销气、交易平台公开交易气及 2015 年以后投产的 进口管道天然气的门站价格（《中央定价目录（2020）》）。
在我国当前天然气价格机制中，上游企业可在门站价的 20%的范围内上浮管制气销售价格、 非管制气价格浮动范围不限（根据供需），而下游终端售气价格调整受限，顺价程度不一， 城燃企业作为“中间商”，其盈利空间易受到上游气价上涨的挤压，因而我们认为当前天然 气市场化改革的重点之一在于下游终端售气价格的理顺。
近年来我国天然气市场化改革持续推进，尤其在 2021-2022 年上游高气价、下游顺价难， 城燃业绩出现大幅下滑甚至亏损的局面下，多省陆续建立或完善了天然气上下游价格联动 机制，即在上游采购价格发生变动后可按规定相应调整终端售气价格。中国城燃协会发布 的数据显示，目前已有 30 个省（区、市）出台了天然气上下游价格联动机制方面的政策， 并做出不同的启动条件、调价频次、调价幅度等限制。从去年以来进行联动机制调整的省 市来看，各项限制均有放宽趋势，例如，2023 年 3 月，湖南省召开天然气上下游价格联动 机制听证会，拟将民用气顺价启动条件从上游气价波动达到 8%降低为达到 5%，并将非居 民气调价频次由 2 次上调为 4 次且不作调价幅度限制。
此外，各省居民调价流程也做出了相应的简化，多市发布联动调整居民用气终端售价政策 解读，明确提出今后城市配气价格无变化、仅疏导购气价格调整影响时，将不再召开价格听证会，按照价格联动传导机制同步予以实施。
2022 年以来，各地方政府陆续启动气价联动机制，上调非居民用气价格。据我们不完全统 计，各省市非居民用气上调幅度普遍在 10%-20%之间，均值在 15%左右；2023 年以来， 各地着重理顺居民用气价格，民用气价上调幅度普遍在 5%-15%之间，均值在 10%左右， 同时，去年未调整到位的部分非居民用气价格也在继续进行上调。从地域分布来看，截至 目前已调价的省市集中在北京、上海、广东、山东、河北、重庆等对价格接受能力较高的 沿海及内陆经济发达地区。 随着各省市终端售气价格的理顺，我们预计今年城燃公司气价倒挂的现象有望得到明显改 善；工商业用气量占比高、下游项目优质且多分布于沿海等经济发达省份的城燃公司最先 受益；此外，城燃零售气价格上涨也有望带动直供气价上浮，增厚直供气业务的价差。
2.3 国内天然气消费量恢复增长，城燃售气量增速有望回升
近年来国内天然气消费量稳步增长，由 2011 年的 1309 亿方增长至 2021 年的 3726 亿方，近 10 年 CAGR 达 11%，2022 年受国际气价飙升、国内疫情防控、经济疲软等因素影响，我国 天然气表观消费量出现历史上首次下降，2022年我国天然气表观消费量为 3663亿方，同比 下降 1.7%，其中，除城燃部门在居民用气、采暖刚性需求下仍保持了 17 亿方的增长（同 比+1.44%），工业、发电、化工领域天然气消费量均出现大幅下滑，同比分别减少 45 亿方 （同比-2.9%）、30 亿方（同比-4.5%）、5 亿方（同比-1.7%）。
假设 2023 年 GDP 增速为 5%，天然气占一次能源消费比重回升 0.3pct 达到 8.7%，能源消费 弹性系数取近 5 年均值 0.74，我们预计 2023 年中国天然气消费量将达到 3904 亿方左右， 同比增速 6.6%。展望 2024 年，我们预计国内需求端有望进一步改善，天然气消费量有望 保持 6%-7%的增长。
2023 年在国内经济复苏、国际气价回落的背景下，工商业及发电用气需求反弹，拉动天然 气消费恢复性增长。2023 年 1-9 月，国内天然气表观消费量累计 2887.5 亿方，同比上升 7%，已经呈现出良好的复苏态势。 在今年工商业及发电部门用气量反弹、居民用气量继续增长的背景下，我们预计城燃公司 售气量将有显著提升；同时城燃公司售气结构中工商业用气量上升，居民气量相对下降， 有望带动公司综合毛差的改善；此外，由于直销气业务主要面向大型的工业及和电厂客户， 工商业用气量增加也有助于推动国内直销气业务的快速扩张。
3.1 整体情况：城燃行业集中度逐渐提升，2023H1 售气价差普遍恢复
城燃龙头市场份额扩张，行业集中度趋于提升。近年来我国四大全国性城燃公司售气量迅 速增长，2017-2022 年 CAGR 达 14.6%，高于国内天然气表观消费量增速，尤其在 2022 年 全国天然气表观消费量下降 1.7%的大背景下，四大全国性城燃公司售气量均实现逆势增长， 2023H1 昆仑能源、华润燃气等公司售气量增速提升。随着城燃龙头公司不断并购下游项目 及开拓新用户，近年来四大全国性城燃公司市占率也逐年提升， CR4 由 2017 年的 32.1%提 升至 2022 年的 41.9%，行业趋于集中，城燃龙头地位进一步巩固。分公司来看：
1）昆仑能源下游用户拓展迅速且项目优质，售气量增长强劲，市占率位居四大城燃之首， 2023H1售气量增速进一步提升至 9%。昆仑能源 2017-2022年售气量CAGR达18.8%，2022 年下游用户快速拓展推动公司实现售气量 445 亿方，同比增长 6%，市占率达到 12.2%； 2023H1 昆仑能源售气量增速进一步提升至 9%，市占率提升至 12.3%。
2）中国燃气 2022 年售气量增速最高。中国燃气自 2017 年以来大力开拓“煤改气”用户， 近年来大力开发工商业用户，推动售气量高速增长，2017-2022 年售气量 CAGR 达 15.7%； 2022 年中国燃气实现售气量 393 亿方，同比增长 6.9%，市占率 10.8%。 3）华润燃气售气量增长稳健，2023H1 售气量增速提升至 6.9%。华润燃气 2017-2022 年售 气量 CAGR为 12.8%，2022年总售气量 359亿方，同比增长 5.3%，市占率为 9.9%；2023H1 售气量增速提升至 6.9%，市占率也进一步提升至 10.2%。 4）新奥能源 2017-2022 年售气量 CAGR 为 10.8%，2023H1 零售气量同比下降 6.9%。2022 年实现总售气量 327 亿方，同比下降 1.2%，其中零售气量同比增长 2.7%，市占率 9.0%； 2023H1 受工业用气拖累，零售气量同比下降 6.9%，市占率降至 8.1%。
城燃公司平均采购价格及售气价格同向波动，正常年份下购销价差在 0.5-0.65 元/方之间。 其中，由于下游项目多位于沿海等经济较发达省份、非居民用气量占比高等原因，新奥股 份城燃业务平均采购及售气价格最高，正常年份下购销价差位居前列，2017-2020年平均购 销价差为 0.608 元/方；华润燃气、中国燃气平均采购价格及销售价格基本相当，正常年份 下中国燃气购销价差最高，2017-2020 年平均为 0.613 元/方；昆仑能源依托中石油自有气源， 上游购气价格最低，同时下游售气价格也最低，正常年份下购销价差在 0.543 元/方左右。 2021-2022年城燃公司上游购气价格上升幅度普遍大于下游售价涨幅，2022年四大城燃公司 平均购销价差下滑至 0.45 元/方左右，2023H1 售气价差普遍修复。分公司来看：
1）由于居民及农村“煤改气”用户较多，2021/2022 年中国燃气购销价差下滑最明显， 2021 年购销价差为 0.45 元/方，同比下降 0.16 元/方（-26.2%），2022 年购销价差为 0.37 元/ 方，同比下降 0.08 元/方（-17.8%）； 2）2023H1华润燃气价差大幅修复。华润燃气 2021年、2022年购销价差各同比下降 0.07元 /方，降幅分别为 11.9%、13.5%，2022年购销价差为 0.45 元/方；2023H1华润燃气价差大幅 修复至 0.5 元/方（同比+0.05 元/方）； 3）新奥能源 2021 年购销价差降幅较大，同比下降 0.09 元/方（-15%），2022 年在下游工商 业用户顺价情况改善下购销价差降幅缩窄，同比仅下降 0.03 元/方（-5.9%），达到 0.48 元/ 方；2023H1 新奥能源价差恢复至 0.52 元/方（同比+0.02 元/方）；
4）由于依托中石油自有气源，一直以来昆仑能源采购成本相对较低且稳定，2021-2022 年 昆仑能源采购成本涨幅较小，在 2022 年售气价格上浮幅度超过采购成本上涨幅度，购销价 差逆势扩大，2022 年昆仑能源城燃业务购销价差达到 0.52 元/方，同比上升 0.02 元/方 （+4.1%）；2023H1 价差为 0.495 元/方（同比+0.003 元/方）。 我们预计随着下游售气价格进一步理顺，2023 年下半年各城燃公司购销毛差有望得到进一 步改善。
3.2、新奥能源（02688.HK）：城燃业务售气价差显著回升，泛能及智家业务快速扩张
稳定多元国内资源池，国际气价回稳、国内经济复苏叠加居民用气顺价改善，零售气板块 增速有望恢复。公司拥有稳定多元的国内资源池，2022 年下游向工商业及加气站用户销售 的零售气量占比合计 80.1%，保障了公司城燃业务较好的顺价能力。公司零售气量稳步增 长，2022 年受国内外气价大涨、国内经济增速放缓的影响，公司零售气量增速放缓至 2.7%， 零售价差缩窄至 0.48 元/方；2023H1 公司居民及商业用气量稳步增长，增速分别为 5.1%/5.3%，工业气量同比下滑 11.7%，导致零售气总量同比下降 6.9%，同时下游居民用气 顺价改善明显，2023H1 公司零售气价差 0.52 元/方，同比增长 0.02 元/方。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，我们预计公司下半年零售 气量增速有望回升，随着下游气价进一步理顺，零售毛差也有望进一步修复。
“双碳”政策下综合能源增速亮眼，市场空间有望持续打开。2018-2022年，公司综合能源 销量 CAGR 达 66.6%，综合能源业务营收 CAGR 达 86.1%；2023H1 公司 42 个泛能项目完 成建设并投入运营，累计已投运泛能项目达 252 个，为公司带来冷、热、电、蒸气等共 156.6 亿千瓦时的综合能源销售量，同比增长 45%；另有在建综合能源项目 62 个，已签约 项目 1119 个，已投运+在建+已签约项目潜在用能规模合计达 596 亿千瓦时。我们认为，随 着我国碳治理思路的不断落地，高新区及工业园区低碳改造和建设的持续进行，我国综合 能源服务市场迅速拓展并有望持续打开市场空间。
高毛利的增值及智家业务快速增长，有望成为新增长点。随着居民生活质量需求的提高， 公司智家业务渗透率逐渐提升，2023H1 新增用户同比增长 32.2%，增速同比提升 2.6pct； 单户价值量由 77 元/户提升至 94 元/户，同比增长 21.1%；实现毛利 11.4 亿元，同比增长 30.5%。2015 年以来公司股利支付率基本维持在 30%以上，2022 年公司股利支付率 39.5%，每股股 利 2.91 港元，对应最新（11 月 9 日）收盘价的股息率为 4.9%。
3.3、昆仑能源（00135.HK）： 依托中石油平台优势，天然气销售业务价差稳定&客户拓展 迅速
昆仑能源为中国石油旗下唯一从事天然气终端销售和综合利用的平台，主营业务为天然气 销售、LNG加工与储运、天然气管道、天然气勘探开发等。截至 2023H1，公司在全国范围内拥有城燃项目 272个，上半年实现售气量 239.2亿方，同比增长 9%，其中零售气 147.9亿 方（同比+9.5%），分销和贸易气 91.3 亿方（同比+8.3%）；2023H1 公司实现营业收入 870.7 亿元，同比增长 3.8%；归母净利润 32.2 亿元，同比增长 4.6%。
上游中石油气源优势叠加下游售气结构优质，公司购销价差稳定。受益于母公司中石油丰 富、低价的上游气源，公司具有较强的气源保供能力和成本优势，2017-2022 年公司上游购 气成本稳定在 1.71-2.36 元/方，平均为 1.95 元/方，较其他城燃公司具有显著优势。此外， 公司下游售气结构优质，工商业用户用气量占比大，2022 年公司零售气量中工商业用气量 占比为 86.8%，居民用气量占比 13.2%。受益于上游资源优势与优质售气结构，公司得以在 2022 年上游气价大幅上升的背景下维持较为稳定的购气成本，并且在非居民用气顺价改善 下购销价差实现逆势上升，2022 年公司加权平均购销价差为 0.502 元/方，同比上升 0.02 元 /方（+4.15%），2023H1 公司加权平均购销价差为 0.495 元/方，同比上升 0.001 元/方 （+0.2%）。
2023 下半年随着各省市天然气上下游价格联动机制的进一步完善和实施，我们 预计公司售气价差有望进一步增厚。下游工商业燃气用户迅速拓展，售气量增长空间广阔。 近年来公司加快对城燃项目的并购，抢占燃气分销市场，下游用户拓展迅速，2023H1 公司 新增居民/工业/商业用户 49.2/0.13/1.3 万户，累计用户同比增长 6.7%/30%/24.7%，推动公司 实现零售气量增速 9%，公司预计 2023 年零售气量增速有望达 10%。
坐拥 2 座 LNG 接收站资产，盈利水平稳定，接卸负荷率稳步增长。公司拥有唐山接收站、 如东接收站两大 LNG 接收站资产，接卸能力合计 1300 万吨/年。受益于母公司中石油丰富 的长协资源，公司 LNG 接卸负荷率稳步增长，在 2022 年全国 LNG 进口量大幅下滑背景下， 公司 LNG 处理总量 158.33 亿方（约合 1135.86 万吨），平均负荷率 87.9%，较全国 LNG 接 收站平均水平高近 30pct；随着今年以来海外气价回落、国内经济复苏，公司预计 2023 年 LNG 接收站负荷率有望进一步提升至 90%。 近年来公司股利支付率稳定在 30%以上，每股股利稳定在 0.2 元以上，2022 年公司股利支 付率 42.05%，每股股息 0.29 港元，对应最新（11 月 9 日）收盘价的股息率为 4.3%。
3.4、华润燃气（01193.HK）：城燃项目布局优质，2023 年售气量及价差显著恢复
华润燃气主营业务包括天然气销售、管道设施建设及运营、车船用气、冷热电综合能源、 燃气综合服务等。截至 2022年底公司在全国范围内拥有城燃项目 273个。2023H1公司实现 售气量 198.4 亿方，同比增长 6.9%；实现营业收入 443.2 亿元，同比增长 0.6%；归母净利 润 32.5 亿元，同比增长 16.4%。
下游用户规模迅速扩张，城燃项目优质，售气量及毛差弹性较大。公司积极加快市场开拓， 2017-2022 年售气量 CAGR 为 12.8%，2023H1 公司新增居民/工商业用户 134.2/46.3 万户， 累计居民/工商业用户数同比增长 7.9%/13.7%，推动公司实现居民用气量 53.8亿方，同比增 长 12%，工商业用气量 144.6 亿方，同比增长 5.1%。公司城市燃气项目多分布于一二线城 市，下游客户用气量大且用气弹性较大，2022 年工商业单位用气量下滑明显。此外，公司 售气结构中居民用气占比较高，2023H1 公司居民用户售气量占总售气量的 27.1%，2022 年 上游气价大涨叠加下游居民用气顺价不畅，公司售气价差同比下降 0.07 元/方（-13.46%）， 严重拖累业绩，2023H1 受益于部分省市居民用气终端价格的理顺，公司售气价差大幅恢复 至 0.5 元/方，同比增长 0.05 元/方（11.1%）。2023 年受益于经济复苏下天然气消费量继续 反弹以及居民、非居民用气顺价持续改善，公司售气量及价差有望实现恢复增长。
接收站及长协气源筹备中，气源结构有望进一步优化。公司通过稳定与三桶油合作、补充非常规资源等举措丰富天然气资源池，且正在与诺瓦泰克、道达尔和三井等海外资源商协 商配套长协资源；此外，华润燃气江苏如东 LNG 接收站项目也于 2023 年 6 月 21 日开工， 接收站设计年接卸能力 650 万吨，公司预计 2026 年首期建成投产，建成后公司可进一步构 建海外气源自主采购能力。
综合能源、综合服务业务增速快，未来增长空间广阔。2022 年，公司综合服务业务实现营 业收入 28.6 亿元，同比增长 42.5%，毛利 14.2 亿元，同比增长 52.8%。公司综合服务业务 处于发展初期，预计未来几年将保持快速增长；综合能源业务实现能源销量 15.9 亿千瓦， 同比增长 58%；营业收入 8.5 亿元，同比增长 45.5%。综合能源业务仍在起步阶段，长期来 看有望成为公司新的利润增长点。 公司股利支付率稳步上升，由 2017 年的 33.5%上升至 2022 年的 51.3%。2022 年公司每股 股利 1.05 港元，对应最新（11 月 9 日）收盘价的股息率为 4.4%。
3.5、中国燃气（00384.HK）：低价长协&接收站构建自主气源优势，售气价差弹性较大
中国燃气主营业务包括天然气销售、LPG 销售、综合能源、增值服务、工程设计与施工等。 截至 2023 年 3 月底公司在全国范围内拥有管道燃气项目 661 个，实现售气量 392.5 亿方， 同比增长 6.9%。2022/23财年，公司实现营业收入 919.88亿港元，同比增长 4.27%；归母净 利润 42.93 亿港元，同比下降 43.96%。
居民用气占比较高，公司城燃业务毛差有望实现显著修复。2022/23 财年公司售气量 392.5 亿方，其中管输和贸易气 162.5 亿方，占比 41.4%，城镇燃气 230亿方，占比 58.60%。城镇 燃气中居民用气占比 36.4%，居于四大城燃之首。2022 年上游居民低价合同气量供应不足， 特别是农村“气代煤”用户部分，公司需采购高价气源实现保供，大幅拉低了整体购销价 差，城市与乡镇项目平均毛差由 2021/22 财年的 0.5 元/方降至 2022/23 财年的 0.42 元/方； 2023 年以来受益于上游气价回落加之发改委明确要求农村“气代煤”纳入民生用气，下游 天然气价格联动机制完善，公司整体购销价差有望修复。积极扩大终端用户市场，售气量 稳步增长。近年来公司居民用户接驳放慢，工商业用户增速加快，2022/23 财年公司售气量 392.5 亿方，同比增长 6.9%（其中居民用气增长 14%，商业用气下降 2.1%，工业用气增长 3.8%，加气站用气下降 35.6%）。新增居民用户 230 万户，同比增长 5.3%，新增工商业用户 33971 万户，同比增长 10.7%。随着城镇化不断推进、公司城燃项目新增接驳用户与售气量 有望持续扩张。
公司积极构建自有资源池，多元化气源平抑气价波动风险。公司与美国 Energy Transfer、 NextDecade、Venture Global 签订三份 HH 挂钩合计 370 万吨/年的 LNG 进口长协，降低天 然气供应风险与采购成本，并择时开展国际贸易；公司拥有山东烟台西港和北海 LNG 码头 的窗口期使用权，并获批国家管网天津南疆港、粤东、广西 LNG 接收站 2025-2027 年 12 个 中长期窗口期；与北燃集团合作建设烟台港西港区 LNG 接收站，设计周转能力 500 万吨/ 年，目前已进入储罐安装阶段，预计将于 2024年投产，项目投产后将极大提升公司的 LNG 周转能力。
壹品慧平台分拆上市，增值业务打造第二成长曲线。2017/18-2021/22 财年，公司增值业务 毛利率由 34.0%提升至 48.6%。公司增值业务分为传统平台和“壹品慧”平台，得益于新零 售系统的落地，“壹品慧”平台利润高速增长，2022/23 财年半年报显示公司实现税前利润 5.9 亿港元，同比增长 106%。2023 年 6 月，公司公告“壹品慧”平台正式进入分拆上市流 程。
转型绿色低碳综合能源服务商，综合能源业务前景广阔。公司顺应“双碳”政策，积极挖 掘南方燃气用户潜力，在南方地区开展“暖居工程”业务；与上海环交所合作成立零碳环 境能源研究院，全面布局“源-网-荷-储”等领域，实现气、热、电系统之间的协同供应和 闭合管理。受益于“双碳”政策与新型电力系统、绿证全覆盖政策，公司综合能源业具有 广阔的市场空间，发展潜力大。 22/23 财年公司股利支付率 28.4%，发放每股股利 0.5 港元，对应最新（11 月 9 日）收盘价 的股息率为 6.9%。
4.1 新奥股份（600803.SH）：天然气生态网络构筑长期优势，核心利润稳步高增长
新奥股份为中国最大的民营天然气产业智能生态运营商之一，全产业链优势支撑盈利持续 稳健增长。公司分别在 2020 年、2022 年完成港股新奥能源 32.8%和新奥舟山 90%的股权收购，通过两次资产重组，建立起天然气一体化产业链，主要业务覆盖天然气全产业链，包 括天然气直销、零售和批发、综合能源销售及服务、工程施工与安装和能源生产，也着力 于氢能、储能相关技术研究和业务拓展。2023H1 公司实现营业收入 672.1 亿元，同比下降 8.2%；实现核心利润 31.7 亿元，同比增长 30.9%；实现归母净利润 22 亿元，同比增长 29.9%。
上游资源获取能力强，依托海外丰富低价长协气源，直销气业务有望保持高增长。新奥股 份作为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以及良好的国 际信誉与美国多家 LNG 供应商签订 5 份 HH挂钩低价长协；公司拥有国内最大民营 LNG接 收站——新奥舟山LNG接收站，接收站目前处理能力750万吨/年，2025年有望提升至1000 万吨/年；2022 年公司把握市场机遇，积极开展国际转售业务，直销气单位毛差大幅提升至 0.72元/方（同比+0.41元/方），直销气业务毛利达 31.07亿元（同比+140.3%）。2023H1公司 直销气维持 0.73 元/方的高毛差，直销气销量 22.4 亿方（同比+11.7%），直销气毛利 17.6 亿 元（同比+89.4%）。2023 年考虑切尼尔长协的 6 船增量以及实纸结合锁定盈利，我们预计 直销气贡献的净利润增速在 40%以上；近两年公司着力于开拓国内直销气市场，同时高毛 差的海外转售业务盈利有望持续；2025 年后随着更多 HH 挂钩的低价长协开始执行，公司 直销气业务有望保持高增长。
2022 年 6 月 16 日，公司发布公告称拟以发行股份及支付现金相结合的方式购买新奥舟山90%股权，交易对价 85.5 亿元。2019-2021 年公司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%。 2017 年以来公司股利支付率呈上升趋势，2022 年公司股利支付率 27%，每股股利 0.51 元， 对应最新（11 月 9 日）收盘价的股息率为 3.1%。公司承诺未来三年（2023-2025 年）分配 现金红利每年增加额不低于 0.15 元/股（含税），每年现金分红比例不低于归属于上市公司 股东的核心利润的 30%。
4.2 深圳燃气（601139.SH）：区域城燃龙头，本地大电厂客户&异地市场迅速拓展
深圳燃气为深圳市国资委控股的深圳市燃气龙头企业，主营业务为城市燃气经营、天然气 及液化石油气批发、综合能源、智慧服务等。截至 2023H1，公司共有燃气用户数 703 万户， 其中深圳市内 475 万户，深圳市外 228 万户；2023 年上半年公司实现管道气销 23.3 亿方， 同比增长 19.1%，其中深圳市内 13.2亿方，深圳市外 10.1亿方。2017-2021年公司归母净利 润稳步增长，CAGR 为 6.62%，2022 年在经济疲软及上游气价大涨的影响下公司售气量和 毛差均有下滑，实现归母净利润 12.22 亿元，同比下降 9.7%；2023H1 售气量增长叠加毛差 修复，公司实现归母净利润 6.5 亿元，同比增长 20.56%。
深圳区域城燃龙头，积极开拓异地市场空间。2023H1公司实现管道气销量 23.3 亿方，同比增长 19.1%，其中深圳市内 13.2 亿方，深圳市外 10.1 亿方。深圳地区：公司在深圳市具有 区域垄断地位，售气量稳步增长，2017-2022 年公司在深圳区域内售气量 CAGR 为 8.1%， 2023H1 售气量 13.2 亿方，同比增长 26.7%，其中电厂用户成为售气量增长点，售气量 6.8 亿方，同比增长 56.1%。其他地区：公司通过收并购方式开发异地市场，在江西、安徽等 11 省（区）开展管道燃气经营，售气量增速较快，2017-2022 年 CAGR 达 22%，2023H1 公 司异地管道气销量 10 亿方，同比增长 10.4%。随着经济复苏与公司业务扩张带来增量用户， 公司售气量有望快速增长。
2022年管道燃气毛差缩窄，深圳外地区毛差率先反弹。深圳地区： 2022年深圳市居民用气 终端售价有所调降（-0.4 元/方），但随后工商业用气终端售价连续两次上调（合计+0.39 元/ 方），基本抵消了居民用气价格下调对公司价差产生的影响。随着高价差的工商业用气快速 增长与居民用气顺价改善，深圳地区购销价差有望扩大。其他地区：异地燃气业务部分利 润来自于毛利较高的建维费，得益于全国多地上调终端售气价，公司异地销气毛差较高， 2022 年公司异地燃气销售均价 3.8 元/方，同比增长 1.16 元/方，2023Q1 销售均价 3.92 元/ 方，较 2022 年全年水平上升 0.12 元/方，已有改善。我们认为，受益于下游天然气价格进 一步理顺、售气结构优化，公司售气毛差有望进一步增厚。
多元气源分散上游供应风险，利用自有接收站构建自主气源池。目前公司气源采购结构中， 除中石油、中石化的合同气源外，另有与广东大鹏签订的 27 万吨/年的采购气量、与 BP 签订的 30 万吨/年的 LNG 进口长约和部分海外自主采购气源，有利于分散上游供应风险。公 司及其子公司目前拥有 3座 8 万方（合计 24万方）的 LNG 储罐，1 座 5万吨级 LNG 码头， 周转能力合计 176 万吨/年；在建深圳天然气储备设施二期项目，设计周转能力为 200 万吨/ 年，投产后可满足深圳市 30 天城市燃气应急储备需求。
提前布局光伏胶膜业务，斯威克分拆上市在即。2021 年公司收购斯威克，提前布局可再生 能源产业方向，实现由“气”到“电”的产业链延伸。2023 年 8 月，公司公告拟将其控股 子公司斯威克分拆上市，上市完成后公司仍将维持对斯威克的控制权。2020-2022 年，斯威 克的光伏封装胶膜产品市场占有率位列全球第二。2022年，斯威克实现光伏胶膜销售量 5.1 亿平方米，同比增长 61.6%；归母净利润 2.12 亿元，同比下降 10.55%；毛利 7.98 亿元，同 比增长 97.09%。通过分拆上市，斯威克有望拓宽融资渠道，加速光伏封装胶膜业务发展， 进一步提升市占率。 收购优质资产，积极布局综合能源业务。公司因地制宜拓展综合供能业务，满足客户冷、 热、汽、电等多形式能源需求。2022 年，公司综合能源板块收入 72.54 亿元，同比增长 189.40%。此外，公司立足粤港澳大湾区，收购 4 家光伏发电公司，大力发展绿色交通、分 布式光伏等项目。2022 年，公司光伏发电量达 102.7 亿千瓦时，在运光伏装机容量达 218.3 兆瓦。
4.3 蓝天燃气（605368.SH）：长输管道+城市燃气经营稳健，高股息凸显防御价值
蓝天燃气为河南省龙头燃气企业，经营业绩稳健。公司主营业务为管道天然气、城市燃气、 燃气安装工程等业务，经营业务主要集中天然气产业链中下游。截至 2022 年底，公司拥有 城市燃气管网 3,980.77 千米，业务范围覆盖河南省 8 市，实现售气量 17.1 亿方，同比减少 1.95%；2022 年公司实现营业收入 47.54 亿元，同比增长 21.86%；归母净利润 5.92 亿元， 同比增长 40.72%。2023H1 公司实现营收 25.4 亿元，同比增长 4.1%；实现归母净利润 3.4 亿元，同比增长 3.7%。
长输管线+城市燃气，中下游一体化布局优势显著。天然气管道：公司拥有豫南支线、南 驻支线、博薛支线、许禹支线共 4 条全长 476.68 千米的高压天然气长输管道，设计输气能 力合计 25.7 亿方/年，以及驻东支线、新长输气管道 2 条全长 303 千米的地方输配支线。中 游长输管道管网为公司下游城市燃气业务提供了稳定可靠的气源运输通道；城市燃气： 近 年来公司售气量基本稳定，2022 年公司实现售气量 17.1 亿方，同比下降 1.95%；公司自 2015 年起陆续并购 4 家省内城燃公司，其中 2022 年公司抓住行业低谷机遇，先后并购长葛 麟觉、尉氏万发、长葛蓝天 3 家优质城燃公司（2022 年分别实现净利润 79 万元、-52.55 万 元、5773.9 万元）。我们认为，随着公司产业一体化布局深入，公司省内市占率有望进一步 提升。
河南省天然气需求增速可观，公司未来市场空间广阔。河南省作为人口和经济大省，天然 气消费增速较高，未来市场空间广阔。2022 年河南省天然气消费量 128 亿方，占全国消费 量的 3.55%。根据河南省发改委预测，2025 年河南省天然气需求将增加至 200 亿立方米， 气化人口达 5000 万人；2030 年天然气需求将达到 250 亿立方米，气化人口达 6000 万人。 以此推算，2023-2025 年河南省用气量仍有 72 万方的增长空间，CAGR 为 15.54%。随着 “气化河南”政策的推进与公司并购战略的实施，公司售气量有望进一步提升。
多元采购结构提供低价稳定的气源保障。目前公司主要气源为中石油长期采购合同购气。 近年来，公司积极开拓其他气源采购渠道，与中石化、安彩能源、中联煤层气、中裕能源、 新奥能源等企业签署购气协议，2022年采购额占比分别为66.35%、10.42%、6.16%、2.56%、 1.63%。2017-2020年公司售气价差稳定在 0.17元/方左右，2022年，在上游气价高企的情况 下，公司单位售气成本仅小幅上涨 3%，实现单位价差 0.45 元/方，同比增长 55.17%。 河南 省终端售价有望理顺，公司价差有望进一步增厚。2023 年 4 月，河南省发改委发布《河南 省“十四五”时期深化价格机制改革实施方案》，提出要健全天然气上下游价格联动机制。 2023 年以来，全国多地已陆续启动天然气联动机制，河南天然气终端售价有望抬升。
股息率显著高于同行，防御价值凸显。2017-2022年公司股利支付率持续高于 50%，每股派 息 CAGR 为 27.23%。2022 年公司分红总额 4.95 亿元，股利支付率 83.55%，股息率达 8.1%， 显著高于同行水平。同时公司对 2022-2024 年的分红比率做出承诺：1）公司属成熟期且无 重大资金支出安排时，现金分红在利润分配中占比不低于 80%；2）公司属成熟期且有重大 资金支出安排时，现金分红在利润分配中占比不低于 40%；3）其他情况下，现金分红在利 润分配中占比不低于 30%。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
