2024年华润燃气研究报告：城燃销气量位列五大城燃第一，居民用气顺价有望修复盈利能力

五大城燃之一，城燃销气量居首

聚焦经济发达区域，工业用气量占比较高

华润燃气控股有限公司（以下简称“华润燃气”）成立于2007 年，是华润（集团）有限公司的全资子公司，于 2008 年 11 月 3 日在香港联交所主板成功上市。公司的主要业务涵盖下游城市燃气分销、燃气接驳、综合服务、设计建设服务以及经营加气站等。凭借华润集团的资源优势，公司通过内涵式增长和城燃项目的收并购，已发展成为中国最大的城市燃气运营商之一，主要运营项目分布于京津冀区域、长三角区域、成渝双城经济区、粤港澳大湾区等国家重要战略区域。

公司实控人为国务院国资委，控股股东为华润集团有限公司。目前，华润集团有限公司直接持有和通过合贸有限公司间接持有公司股权61.47%，JPMorganChase& Co.持有公司股权 5.35%。而华润集团 2003 年归属国务院国有资产监督管理委员会直接管理，因此公司实际控制人为国务院国有资产监督管理委员会。

公司业务主要分为城市燃气主业、综合服务业务和综合能源业务三大板块。城燃主业包括居民用气、工业用气、商业用气和车用气四大用途以及管道接驳业务；综合服务业务为客户提供增值服务，打造“燃气管家”增强用户粘性，提升市场渗透率；综合能源业务挖掘经营区域内工商业用户用能需求，提供清洁能源解决方案。此外，公司还布局了氢能、储能业务，探索碳资产商业化路径，发掘业务新动能。 城燃主业聚焦东部区域，着重覆盖省会区域，城镇用户占比高。截止2023年底，公司城燃主业涵盖 25 个省份 276 个项目，运营管网30.7 万公里，接驳用户数量达 5778 万户，覆盖用户 9708 万户，市场渗透率 59.5%。2023 年，集团层面新注册项目 4 个，成员企业层面新签约项目 3 个、新注册项目4 个，完成重庆燃气财务并表，股权增持厦门项目至 51%，获取 51%股权控股昆明煤气，至此，公司城燃业务已覆盖 3 个直辖市和 15 个省会城市。公司城镇居民用户5581 万户，占全部燃气用户的 96.6%，其中一、二、三线城市用户分别占45.6%/13.7%/13.6%，合计4068.4 万户，占总用户数的 70.4%。

工业用气占比最高，气量结构相对稳定。2023 年，公司全年零售天然气销气量387.8 亿方，同比增长 8.1%。其中，居民气量 94.4 亿方，同比增长11.1%，占比24.3%；工业气量 201.1 亿方，同比增长 7.2%，占比51.9%；商业气量82.1亿方，同比增长 9.0%，占比 21.2%；车用气量 10.2 亿方，同比减少7.0%，占比2.6%。公司多年来气量结构相对稳定，工商业用气占比较高。

工业用气增速振幅较大，居民用气平稳增长。公司气量结构中，工业用气量受气价和市场供需情况等因素影响较为明显，2022 年，受国际气价大幅上涨等因素，我国天然气表观消费量近 20 年内首次出现下降，公司气量增长也相对疲软，工业用气和商业用气增速明显放缓，2021 年和 2022 年同比增速振幅达-19.5pct；受新能源车的冲击，车用气量同比降幅扩大。另一方面，公司居民用气增长较为坚挺，多年保持 10%左右的同比增速。

居民顺价助力销气毛差增长。2022 年天然气价大幅上涨，公司销气价格和成本均明显上升，但由于居民用气顺价不畅，平均毛差同比收窄。2023 年，公司平均销气价格和成本随市场价格回落，平均销气价格 3.50 元/方，同比下降0.02元/方；平均成本 2.99 元/方，同比下降 0.08 元/方；2023 年6 月，国家发展改革委下发《关于建立健全天然气上下游价格联动机制的指导意见》启动居民燃气顺价，公司居民用气平均售价达 2.67 元/方，同比提高 0.26 元/方，带动平均毛差上行，达 0.51 元/方，同比提升 0.06 元/方。

燃气接驳利润率较高，但业务规模有所收缩。燃气接驳指将新的燃气管道与现有燃气管道系统连接的工程，包括城市供气系统改造、居民和工商业的燃气入户、新建筑物的通气等。2023 年公司接驳业务收入 108.9 亿港元，同比下降-10.8%，实现分类业绩 40.4 亿港元，同比下降 5.7%。公司平均居民接驳收入2660元/户，同比下降 3 元/户，新增合并口径接驳居民数（已收款）265.4 万户。燃气行业接驳业务毛利率一般在 40%-60%之间，明显高于销气业务毛利率，也是天然气特许经营范围内重要的收益来源，同时也是拓展城燃业务覆盖率和渗透率的重要途径。但接驳业务增长主要由新房贡献，与房地产的开发情况呈正相关，随着房地产市场相对疲软，接驳业务收入下行风险较大。

公司综合服务业务和综合能源业务是依托城燃主业发展的增值业务。综合服务业务主要针对居民用户，包括厨电燃热、保险代理和安居业务等，全面推广维修、安检、抄表、综合服务一体化网格服务模式，配置“燃气管家”，打造“百城万店”的沉浸式社区服务。截至 2023 年底，公司网格化服务模式覆盖用户超 3000 万户，设置燃气管家 1 万余名。2023 年，公司综合服务业务营业额40.4亿港元，同比增长 27.0%，占总营业额的 4.0%；实现毛利17.2 亿港元，同比增长9.4%，毛利率为 42.6%；实现分部溢利 13.7 亿港元，同比增长19.0%。综合能源服务主要针对城燃业务的工商业用户经营区内的园区、公建和交通用能场景，提供分布式光伏、分布式能源和交通充能等清洁能源解决方案，在燃气供应的基础上发展绿电、冷热、光储充、能碳管理等业务。公司目前拥有工商业用户 48 万户，其中工业用户 4.2 万户，商业用户 44.2 万户，经营区域内包括600个园区和 2500 家医院，公司测算综合能源市场规模360GW，能源需求量8000亿kWh。2023 年综合能源业务实现 营业额 16.4 亿港元，同比增长72.8%，占总营业额的 1.6%；实现毛利 2.7 亿港元，同比增长 120.7%，毛利率为16.5%。

盈利能力恢复，经营性现金流充沛

营业收入保持增长，股东应占溢利增速出现下降。2023 年，公司实现营运收入1012.72 亿港元，同比增长 7.35%，较去年增加了 69.34 亿港元。公司的除税前溢利 89.09 亿港元，较去年提高 2.93 亿港元，同比增速3.41%。股东应占溢利52.24亿港元，较去年提高 4.91 亿港元，同比增速 10.36%，较去年提高了36.35pct。2022 年国际气价居高，城燃居民顺价不畅，售气平均成本增加，导致毛利收窄，基数下降，燃气收入占总收入比例下降。2023 年公司改善天然气采购成本，售气平均成本下降 0.08 元/方，单方毛差提高 0.06 元/方；居民用气量与工商用气量增加，燃气收入占总收入比例增加，带动公司收入增加。此外，2023 年公司实现重庆燃气及厦门华润燃气并表，实现一次性收益共计10.8 亿港元。

毛利率下降，净利率小幅上升，总费用率增加。2023 年公司毛利率为18.22%，同比下降 0.95pct，净利率 6.97%，同比提高 0.28pct。2023 年公司毛利率较低的销气业务收入占总收入的比例增加，毛利率较高的燃气接驳收入占比由去年同期的12.9%下降至 10.8%，导致公司整体毛利率呈现下行趋势。公司总费用率12.1%，同比提升 0.7pct。其中，销售及分销开支率为 6.7%，与2022 年基本持平；行政开支率为 4.5%，较去年提高 0.4pct；财务成本率为0.9%，较去年提高了0.3pct，主要系借贷总额提升所致。公司毛利率下降，费用率增加，但净利率上升，主要是 2023 年公司出售联营公司损益等非经常性项目损益13.8 亿港元，同比增加了12 亿港元。

ROE 同比下降，经营现金流大幅增加，投融资现金流明显下降。2023 年，公司ROE为 12.81%，同比降低 0.78pct。2023 年公司经营业务现金净流入101.57亿港元，同比提高 133.4%，公司经营活动合同负债明显增加，营运资本变动导致的经营活动现金流入增加了 54.4 亿港元；投资业务现金净流出45.33 亿港元，同比下降63.3%，2022 年公司出资人民币 46.34 亿元收购合肥燃气49%股权，本期对外投资现金流出同比大幅减少；2023 年，融资业务现金转为净流出19.62 亿港元，2023年公司借贷相对减少，偿债相对增加。

销气业务稳定增长，营收占比持续增长。2023 年公司总营运收入为1012.7亿港元。其中销售及分销气体燃料及相关产品收入 826.3 亿港元，同比增速9.97%，占总营运收入的 81.59%；燃气接驳收入 109.8 亿港元，同比增速-10.81%，占总营运收入的 10.75%；加气站收入 32.8 亿港元，同比增速-1.74%，占总营运收入的 3.24%；设计及建设服务收入 4.4 亿港元，同比增速-7.43%，占总营运收入的0.43%；综合服务收入 40.5 亿港元，同比增速 27.00%，占总营运收入的3.99%。

接驳业务和综合服务利润率较高，但接驳业务的分类业绩占比降低。2023年公司销气业务、接驳业务、综合服务、设计及建筑服务和加气站分类业绩占比分别为56.2%/30.9%/10.5%/0.5%/2.0%，其中销气业务分类业绩占比明显低于营运收入占比，而接驳业务和综合服务分类业绩占比高于营运收入占比，说明销气业务利润率明显低于接驳业务和综合服务。但随着 2021 年以来接驳业务收入规模下降，接驳业务分类业绩占比也有所降低，拉低公司整体利润率，另一方面，综合服务业务规模快速增长，一定程度上弥补了接驳业务业绩的收缩。

五大城燃之一，城燃销气量第一

华润燃气营收和股东应占溢利排行五大城燃中游。2023 年华润燃气营运收入在五大燃气中排行第三，低于昆仑能源和新奥能源；股东应占溢利排行第3，低于新奥能源和昆仑能源。五大城燃公司在城燃主业之外均有相关延伸业务或其他主业，昆仑能源主业包括天然气销售、LPG 销售、LNG 加工储运和勘探生产等业务；新奥能源主业包括天然气零售、泛能业务、燃气批发、工程安装和智家业务；港华智慧能源（1083.HK）是香港中华煤气集团旗下专门从事燃气业务投资、开发和运营管理的燃气公司，在城市燃气主业之外延伸了综合能源业务；中国燃气主业包括天然气销售、燃气接驳、工程设计及施工、液化石油气销售、增值服务等业务。

从经营区域看，五大城燃分别在我国多数省份均有项目分布。截至2023年底，华润燃气主要营业地区包括中国京津冀区域、长三角区域、成渝双城经济区、粤港澳大湾区等区域，覆盖了 15 个省会城市、76 个地级城市；昆仑能源项目遍布29 个省级区域，总计 280 个城燃项目；港华智慧能源城市燃气项目187 个（包括企业再投资项目）；新奥能源拥有独家经营权的城市燃气项目共259 个，覆盖20个省级区域；截至 2024 年 3 月 31 日 1，中国燃气在30 个省级区域取得662个拥有专营权的管道燃气项目。 从销气量看，昆仑能源总销气量最高，华润燃气城燃销气量最高。2023 年，华润燃气总销气量为 387.8 亿立方米，港华智慧能源总销气量为164.6 亿方，新奥能源总销气量 336.2 亿立方米，昆仑能源总销气量 492.8 亿立方米，中国燃气总销气量 417.0 亿立方米。分别扣除销气量中管输、分销、贸易和直供等部分，华润燃气城燃销气量仍为 387.8 亿立方米，港华智慧能源城燃销气量为131.9亿立方米，新奥能源总销气量 251.5 亿立方米，昆仑能源总销气量303.1 亿立方米，中国燃气总销气量 235.1 亿立方米。

从销气量增速看，五大城燃整体趋势相似。2022 年受国际气价上升影响，国内天然气消费不振，全国天然气表观消费量 3663 亿立方米，出现多年来首次下降，受此影响，华润燃气、港华智慧能源、新奥能源和中国燃气总销气量和城燃业务销气量同比增速均有不同程度的下降，而昆仑能源虽然城燃业务销气量增速下降，但分销和贸易销气量仍保持增长，总销气量同比增速基本稳定。2023 年国际气价回落，国内天然气消费复苏，去年天然气表观消费量3945 亿立方米，除中国燃气外各公司总销气量增速上升。整体来看，多年来华润燃气城燃业务销气量在五大城燃公司中处于靠前地位，仅低于昆仑能源。

从销气价格来看，五大城燃销气价格走势基本一致。2023 年，华润燃气平均销气价格 3.50 元/方，港华智慧能源平均销气价格 3.39 元/方，新奥能源平均销气价格 3.56 元/方，昆仑能源平均销气价格 2.87 元/方，中国燃气平均销气价格3.33元/方。五大城燃销气价格走势基本一致，华润燃气销气价格处于中间水平，2023年仅次于新奥能源。

从平均销气毛差来看，昆仑能源毛差最稳定。2023 年，华润燃气平均销气毛差0.51元/方，港华智慧能源平均销气毛差 0.51 元/方，新奥能源平均销气毛差0.55元/方，昆仑能源平均销气毛差 0.50 元/方，中国燃气平均销气毛差0.50 元/方。除昆仑能源毛差保持稳定外，五大城燃剩余四家公司销气毛差均受到2022 年气价上升和 2023 年城燃顺价等因素影响。华润燃气平均销气毛差处于中间水平，2023年仅次于新奥能源，与港华智慧能源持平。

打造“1+2+N”业务体系，打造天然气自主资源池

城燃主业持续开拓项目，推动优质合联营项目并表。2023 年公司集团层面新注册4 个项目，成员企业层面新签约项目 3 个，新注册项目4 个，并完成重启燃气并表、厦门项目股权增持至 51%和控股昆明燃气。2016 年至今公司已完成重庆、厦门项目在内 10 个优质合联营项目并表。公司保障气量稳健增长，重点关注“保交楼”、“超大特大城市推进城中村改造”等政策契机，开发居民用户市场；工业端开展节能技改，采取灵活价格策略，提高用户粘性；商业端降低报装门槛，推动“瓶改管。

LNG 接收站开工，打造稳定可靠的天然气自主资源池。公司2023 年年度气源合同覆盖率 99.3%，额外争取合同气量 3.5 亿方；全年统筹气量30 亿方，同比增加68%，补充煤制气、页岩气等超 4.0 亿方。公司与中石油签订十年管道气长协，总量410亿方，增强气源保障能力，同时与中石化、国家管网合作自主储气超1.6亿方，开展储气调峰业务。公司如东 LNG 接收站 2023 年 6 月21 日正式开工建设，预计2026 年首期建成投产，达产后年供气能力可达 90 亿立方米，已签订88 亿立方米供气意向书 2。如东接收站与公司下游燃气市场契合度高，有望增强公司长三角地区供气保障能力和区域协同效应。此外公司布局官网下载点，统筹在国家管网的10 处开工申请已批复 2 处。 聚焦长三角、川渝等战略地区，整合市场增强区域协同。公司燃气项目主要分布在我国华东、华南、华中，以及川渝、京津冀等地区，公司重点关注成渝区域、长三角区域、京津冀区域和粤港澳大湾区等城市快速扩张、人口净流入的四大战略区域的项目开拓。公司通过整合经济发达和快速发展地区项目优化气源结构，强化气源保障协同，降低气源成本，加强消纳能力。

构建智能客户服务体系，市占率仍有较大提升空间。公司综合服务业务全方位构建智慧客户服务体系，改善用户体验。截至 2023 年底，公司网格化服务模式覆盖用户超 3000 万户，企业微信上线用户超 1200 万户，电话热线覆盖用户1100万户。公司综合服务业务中，厨电燃热存量市场占有率仅8.61%，保险代理存量市场占有率 23.04%，发展空间较大。综合服务客户具有一定的带动作用，有望拉动市占率加速提高。

综合能源业务待开发市场空间较大。据公司测算，经营区域内已开发综合能源装机规模仅达到市场规模的 0.5%，供能量仅占能源需求0.4%，待开发市场空间巨大。2023 年公司新签约分布式光伏项目 98 个，新投运32 个，累计开发168 个，装机规模 213.7MW；新签约分布式能源项目 30 个，新投运34 个，累计开发173个，装机规模 1.2GW，全年能源销售量 29.4 亿 kWh，同比增长58.5%。随着能耗双控转向碳排放双控，公司经营区域内综合能源需求有望持续转化。布局氢、储业务，探索碳资产商业化路径。公司在城燃主业+综合服务+综合能源的“1+2”业务格局基础上，积极探索新型“+N”业务。氢能产业链方面，公司在山东试点“氢进万家”项目已获得国家科技部立项批复，规划建成5 公里纯氢网络；并与同济大学合建燃烧技术实验室，推动社区掺氢示范应用，为2000户以上用户提供掺氢 10%以上的燃气；运营加氢站 7 座，2023 年售氢量269.3 吨。储能方面，在惠州大亚湾、浙江杭州、广东江门等项目试点光储一体化运营，合计储能规模达 388kWh。此外，公司开拓碳捕集利用场景，试点碳交易业务，搭建“碳中和平台”和“商户联盟”，2023 年完成 473 笔碳中和业务，销售3.3 万吨碳减排量。

“双碳”重要能源形式，天然气产量和用量有望持续增长

天然气是一种以甲烷为主要成分的复杂烃类混合物，杂质包括乙烷、丙烷和少量其他重烃类及若干不可燃气体，如氮气、水、硫化氢，氦气和二氧化碳。天然气按成因可分为气田气、凝析气田气、石油伴生气和煤矿矿井气等；按照储运方式，可分为管道天然气（PNG）和液化天然气（LNG），特别地，将天然气加压到20-25MW，经高压深度脱水后的储存形式被称为压缩天然气（CNG）。天然气主要用途是用作燃料，热值为 8500 大卡/m³，也可用于化工原料，生产乙醛、乙炔、碳黑、乙醇等化学品。硫化氢和有机硫化物是天然气常见杂质，使用前一般需要除去，含硫杂质或二氧化碳较多的天然气也被称为“酸性天然气”。

大气压下冷却至约-161.5℃时，天然气由气态转变成液态，称为液化天然气（LNG）。LNG 无色，无味，无毒且无腐蚀性。天然气液化后体积约为同量气态天然气体积的 1/625，密度约为 430-470kg/m³，热值为 52MMBtu/t（百万英热单位/吨），约合 1.3 万大卡/kg（1MMBtu=2.52×10 8cal）。 相比于 CNG，LNG 主要优点包括：密度较高，便于贮存和运输；无需高压，安全性好；能量密度高，CNG 体积能量密度约为汽油的 26%，而LNG 体积能量密度约为汽油的 72%；天然气在液化前必须经过严格的预净化，因而LNG 中的杂质含量低于CNG，环保性较好。 天然气上游主要为开采和进口企业，以“三桶油”为主，即中石油、中石化、中海油，囊括 90%以上的国产气产量，此外也有部分企业自主进行LNG 的进口。中游主要包括天然气输送管网、储气设施以及 LNG 运输槽车等运营商，其中长输管网和储气设施主要由国家管网公司运营，城市管网主要由当地燃气公司运营。除开采自用气外，天然气消费结构主要由工业燃料、城镇燃气、发电和化工四大用途构成。其中工业燃料和城镇燃气占比最大，并贡献天然气消费主要增量。2023年全国工业燃料用气量 1521 亿方，同比增长 6.3%，占比38.6%；城镇燃气用气量1426 亿方，同比增长 7.9%，占比 36.1%；发电用气量642 亿方，同比增长7.0%，占比 16.3%；化工化肥用气量 301 亿方，占比 7.6%。

我国天然气供需形势：增储上产，消费较快增长

三大因素支撑天然气消费较快增长，新能源或带来竞争风险。2023 年，中国天然气消费量为 3945 亿立方米，增量 282 亿立方米，同比增长7.6%，扭转了2022年首次增速为负的趋势。2014-2023 年天然气消费量 CAGR 为9.2%，整体保持较高增速。2024 年 1-6 月全国天然气表观消费量 2137.5 亿方，同比增长10.1%。带动天然气消费量增长主要原因包括：1、服务业景气持续扩张，工业生产逐步恢复，带动用气需求增长；2、夏季天气高温，水电发电量下降，气电补位需求增长，叠加政策鼓励等影响，天然气发电量快速增长；3、国际气价下行带动国内LNG市场价下降，等热值 LNG 与柴油价格比降低，车用 LNG 经济性优势明显，LNG 汽车销量同比增长超 300%，车用气快速增长。另一方面，随着新能源替代化石能源进程不断推进，竞争影响持续扩大，虽然天然气作为相对清洁的化石能源，是传统化石能源向可再生能源过渡的重要途径，但仍存在行业增速有所放缓的风险。

我国天然气消费结构中城市燃气和工业燃料占比最高。分行业来看，2023年中国天然气消费结构中，城市燃气、工业燃料、发电和化工四大行业消费占比分别为36.1%/38.6%/16.3%/7.6%，城市燃气和工业燃料为中国天然气消费主要行业。从增速看，城市燃气、工业燃料、发电和化工同比增速分别为7.9%/6.3%/7.0%/2.7%，城镇燃气主要受商业服务业、交通和采暖用气需求拉动；工业用户需求量受气价影响较大，而 2023 年下半年制造业景气度相对低迷，导致工业用气增速略显疲软。

城市燃气主要受覆盖范围和普及率，以及交通用气需求增长拉动。2023 年，城市燃气用气量为 1426 亿立方米，同比增长 104 亿方或7.9%。其中城市燃气管道覆盖范围逐步扩大支撑居民用气稳步增长，2022 年居民生活天然气消费量589.34亿方 3；商业快速恢复，用气量大幅增长；采暖用气稳定增长，京津冀等平原地区稳妥有序推进清洁取暖，宁夏、青海、甘肃等省份持续推进重点地区采暖“煤改气”；交通用气快速增长，国内 LNG 市场价格大幅下降，与柴油等热值价格比降至近 3 年最低 4，按照 2023 年 12 月下旬流通领域重要生产资料市场价格变动情况披露数据，LNG 价格为 5811.3 元/吨，柴油价格 7740 元/吨，取LNG 热值13000大卡/kg，柴油热值 9600 大卡/升，柴油密度 0.84kg/升，等热值LNG 与柴油价格比约为 0.66，LNG 经济性优势显著，催化 LNG 汽车需求，LNG 重卡销量达15.2万辆，同比增长 30.7%，市场渗透率提升至 16.7%。 工业用气是用气量最大的行业。工业用气全年用气量1521 亿立方米，同比增长90 亿方或 6.3%。受宏观经济回升向好、气价下降等因素影响，工业企业用气积极性回升。全国制造业采购经理指数（PMI）全年均值为49.9%，同比增长0.8个百分点；规模以上工业增加值同比增长 4.6%，较上年回升1.0 个百分点。主要用气行业例如玻璃、钢材等产量同比分别增长 9.8%和 5.2% 3。

天然气发电装机和用气规模快速增长。全年发电用气量为642 亿立方米，同比增长 42 亿方或 7.0%，扭转上年发电用气规模下降的趋势。2023 年全国气电总装机规模达到 1.3 亿 kW，新增规模超过 1000 万 kW，叠加全国电力需求较快增长、水电出力下降以及煤炭供应持续改善、新能源发电量快速提升等因素综合影响，天然气发电量约占总发电量的 3.2%，约为 0.3 万亿 kWh，而全球天然气发电量占比达到 23%，我国天然气发电仍有较大发展空间 5。 受产品供需等因素影响，化工用气增速疲弱。2023 年，化肥化工用气301亿立方米，同比增长 8 亿方或 2.7%。分品种看，化工用气需求下降，化肥用气需求持稳。甲醇需求恢复缓慢，市场供需宽松，年均价格为 2330 元/吨，同比下降10%；国家持续推进化肥保供稳价，尿素需求较好，受煤价等生产成本回落影响，尿素年均价格为 2465 元/吨，同比下降 8.8%，气头甲醇和尿素盈利性收窄3。增储上产，天然气产量持续增长。中国油气行业增储上产“七年行动计划”持续推进，天然气勘探开发在陆上超深层、页岩气等领域取得突破。2023 年，中国天然气产量为 2324 亿立方米，同比增长 5.6%，增量为123 亿立方米，连续7年增产超 100 亿立方米。其中，煤层气产量 117.7 亿立方米，同比增长20.5%，占国内天然气供应的 5%，增量占比达 18% 6；页岩气产量约250 亿立方米，同比增长4.5% 3。 国产气主要由“三桶油”供应，中国石油占主要地位。2023 年，中国石油产气量1846 亿立方米，其中国内产气量 1529 立方米，同比增长5.1% 7，占全国天然气总产量的 65%；中国石化天然气产量 13378 亿立方英尺，约合379 亿立方米，同比增长 7.1% 8；中国海油天然气产量为 8647 亿立方英尺，约合236 亿立方米，同比增长 11.0%；此外，陕西延长石油（集团）有限公司产量约80 亿立方米。

进口气恢复增长，对外依存度小幅回升。2023 年，全国天然气进口量为11997.1万吨，约合 1679.6 亿立方米，同比增速为 9.9%，对外依存度为42.3%，较上年提高 1.1pct。其中，LNG 进口量占比 59.4%，管道气进口量占比为40.6%。

管道气进口量较快增长，LNG 进口增速由负转正，但仍低于2021 年水平。2023年，全国管道气进口量为 4865 万吨，约合 681 亿立方米，同比增长6.2%。中俄东线供气量快速增加，俄罗斯对华天然气供应全年进口气量达227 亿立方米，同比增加 72 亿立方米，贡献管道气进口量主要增量。2023 年，全国LNG 进口量为7132 万吨，约合 998 亿立方米，同比增长 12.4%，较上年提高了32.0pct，但仍不及 2021 年的 7893 万吨。 LNG 进口来源和主体多元化。截至 2023 年底，中国天然气进口来源为26个，其中 PNG 进口来源排名前五的国家分别是土库曼斯坦、俄罗斯、缅甸、哈萨克斯坦和乌兹别克斯坦；LNG 进口前五的国家分别是澳大利亚、卡塔尔、俄罗斯、马来西亚和印度尼西亚。除“三桶油”和国家官网公司外，已投运LNG 接收站的第二梯队燃气公司包括广汇能源、九丰能源、新奥股份、深圳燃气、申能集团、嘉燃和杭燃集团、北京燃气、广州燃气、浙能集团、河北建设、新天绿能等公司。

我国天然气定价机制

我国天然气定价机制主要包括井口价、管输费和配气费三部分。井口价：定价采用净回值法推算。天然气下游价格与具有竞争性的可替代能源相挂钩，先通过计算公式确定天然气市场价值，然后通过倒推方式推算出上游各个环节的天然气价格。 管网输配费：跨省输气费用，管输费实行政府定价，由国务院价格主管部门制定和调整，定价采用“准许成本+合理收益”原则，准许收益率按照管道负荷率不低于 75%取得税后全投资收益率 8%的原则确定 717261444。门站价格：门站价格采用基准门站价格管理。供需双方可以在基准门站价格的基础上上浮 20%、下浮不限的范围内协商确定具体门站价格。各省门站基准价格分布在 1.04-2.06 元/方，考虑 20%上浮上限，广东、上海门站价格最高可达2.47元/方。2019 年 4 月 1 日调整各省天然气基准门站价格后，门站基准价格未发生变化。

配气价格：指城镇燃气管网配送环节价格，由政府严格监管，按照“准许成本+合理收益”原则制定，其中准许收益率按税后全投资收益率不超过7%确定10。终端用户价格=门站价格+配气价格。其中居民用气阶梯气价第一档用气量按覆盖区域内 80%居民用户的月均用气量确定，保障居民基本生活用气需求；第二档用气量按覆盖区域内 95%居民家庭用户的月均用气量确定，体现改善和提高居民生活质量的合理用气需求；第三档用气量为超出第二档的用气部分。居民用气门站价格理顺后，各地可参照国家标准，居民阶梯气价第一二三档调整为“1︰1.2︰1.5”，适当控制一档气价调整幅度，市县政府对城乡低收入群体给予适当补贴，尽量减少对居民基本生活的影响。 居民城燃调价需开展定价听证，若已实施价格联动则可不再开展。天然气销售价格顺调的审批程序，应遵循听证会形成共识而建立的顺调机制原则，并按《政府制定价格行为规则》的其他有关规定执行 11；同时，按照《政府制定价格听证办法》规定，依据已经生效实施的定价机制制定具体价格水平时，可以不再开展定价听证。若当地已实施居民用天然气销售价格与天然气门站价格联动调整机制，在满足联动条件情况下可直接执行联动程序，无需定价听证。非居民用气顺价机制通畅。发改委 2015 年 2 月发布《关于理顺非居民用天然气价格的通知》，决定理顺非居民用气价格，实现非居民用气价格并轨，试点放开直供用户（化肥企业除外）用气门站价格，由供需双方协商定价。此外，各地政府非居民用气调价周期较短（以上海为例，非居气价每3 月联动调整一次），也无需定价听证。因此城燃企业工商业用户用气价格变动相对灵活，单方毛差比较稳定。

城燃顺价持续推进，多重边际因素向好

上游资源生产供应能力增强，进口气量有望持续增长

国家能源局在《2024 年能源工作指导意见》中要求，能源供应保障能力持续增强，加大油气勘探开发力度，天然气保持快速上产态势。2023 年我国天然气产量2353亿方，连续 7 年增产超 100 亿方；2024 年 1-6 月份规上天然气产量1236亿方，同比增长 6.0%，预计 2024 年新增产量仍将保持百亿方以上。中国石油企业协会预计，2024 年国内天然气产量将达到 2468 亿方，同比增长4.6%，对外依存度增至 43.2% 12；中国石油集团经济技术研究院预计，2024 年全年国产天然气量为2458亿方，同比增长 4.5%，国产气在资源供应中占比 57.9%，对外依存度42.1%13。国家能源局《中国天然气发展报告（2024）》则预计2024 年天然气产量2460亿方，天然气消费量 4200-4250 亿方。 LNG 长贸合同量持续增加。2023 年，中国石油和中国石化分别与卡塔尔能源签署27 年内 400 万吨/年和 300 万吨/年的 LNG 长协购气协议；此外，广东能源与卡塔尔能源集团的 100 万吨/年*10 年长贸合同、上海申能集团与英国Centrica的50万吨/年*15 年长贸合同等将于 2024 年启动执行，预计“三桶油”和其他市场主体 LNG 中长期合同新增约 60 亿立方米 3，保障我国进口LNG 持续增长。

LNG 接收站稳定投产，接收能力持续增加。截至 2023 年底，全国已投运LNG接收站 28 座，总接卸能力达 1.16 亿吨/年。沿海 LNG 接收站在2024 年达到投产高峰，预计今年年底前有 10 座投产，新增接收能力 3880 万吨/年。其中，山东省投产3座，新增接收能力 1600 万吨/年；广东省投产 4 座，新增接收能力1580 万吨/年，浙江、福建、江苏各投产 1 座，新增接收能力分别为200 万吨/年、300万吨/年和 200 万吨/年 14。 进口管道剩余输送能力较为可观。我国进口管道气天然气主要有中亚天然气管道、中缅油气管道和中俄东线天然气管道（“西伯利亚力量”）三大通道。其中，中亚天然气管道年输气能力 550 亿立方米，2022 年输气量432 亿立方米；中缅油气管道年输气能力 120 亿立方米，截至 2023 年底累计输送天然气416.7 亿立方米；中俄东线天然气管道年输送能力 380 万吨，2023 年供气量227 亿立方米。

中俄天然气合作加强，进口气量有望增长。目前，俄罗斯主要通过“西伯利亚力量”输气管道对华供气，2024 年按合同增供 80 亿立方米3，按计划2025年将达到 380 亿方的满负荷供气能力 15。“西伯利亚力量2 号”将于2024 年开工建设，计划于 2028 年竣工，年输气能力达到 500 亿立方米。2023 年，中俄签署关于中俄远东线路供气的协议，规定建设从俄罗斯达利涅列琴斯克的天然气测量站经乌苏里江到中国虎林站的跨境天然气管道，俄罗斯天然气工业股份公司宣布最晚从2027 年开始对华供气，年供应量为 100 亿方。 美国 LNG 出口项目投产有望引导全球天然气市场供给趋好。2023 年，美国成为世界最大的天然气生产国和 LNG 出口国，产量达产量为1.15 万亿立方米，LNG出口量 8592 万吨，约合 0.12 亿方。美国信息能源署（EIA）在2024 年4 月短期能源展望中预测，随着美国五个在建 LNG 出口项目中 Golden Pass、CorpusChristiStage III 和 Plaquemines 三个项目投产，美国 2025 年日均出口量将再提升1/6。

欧洲天然气需求下降，全球现货市场价格有望维持较低水平。根据欧盟统计局5月 28 日公布数据，欧盟对天然气的需求已连续两年下降，继2022 年下降13.3%之后，2023 年的需求量又下降了 7.4%。尽管欧洲一度面临能源危机导致国际天然气价格飙升，但随着供应问题缓解和天然气储量维持较高水平，以及欧盟理事会关于协调减少天然气需求措施的条例（2022/1369），欧洲对天然气供给的紧张情绪有望逐渐缓解。因此，预计国际天然气现货市场供需关系有望趋于宽松，使现货价格维持相对较低水平。

深化市场体系改革，居民端顺价全面推进

深化油气市场化改革是推进油气勘探开发和增储上产的重要手段。2023年7月11 日，中央全面深化改革委员会第二次会议审议通过《关于进一步深化石油天然气市场体系改革提升国家油气安全保障能力的实施意见》，指出要围绕提升国家油气安全保障能力的目标，针对油气体制存在的突出问题，积极稳妥推进油气行业上、中、下游体制机制改革，确保稳定可靠供应。天然气优先类用户主要为城镇燃气、发电和其他用户。2023 年9 月28 日，国家能源局发布《天然气利用政策（征求意见稿）》，调整了天然气利用领域和利用顺序，将 12 类天然气用户划分为优先类用户，并划分允许类、限制类和禁止类用户。其中，优先类天然气用户包括：（1）城镇居民用气，（2）公共服务设施用气，（3）集中式采暖用户，（4）已纳入国家级规划计划、气源已落实、气价可承受且已完成施工的农村煤改气取暖项目等 4 类城镇燃气用户，（5）可中断工业用户，系唯一的工业燃料优先类用户，（6）气源落实、具有经济可持续性的调峰电站，（7）热电联产项目，（8）带燃补的太阳能热发电项目等3 类发电用户，及 3 类其他用户，包括（9）分布式能源项目，（10）符合规定的海洋工程装备，（11）载货卡车、城际载客汽车等运输车辆，（12）天然气利用新业态，如油气电氢综合能源供应项目、终端天然气掺氢示范项目。

城燃企业议价能力较弱，居民用气存在交叉补贴问题。居民用气有保障民生的任务，因此地方政府一般对居民气价实施强管控，终端售价定价空间相对受限，居民用气价格无法反映实际成本，在上游调涨用气价格时无法及时向下游疏导，导致居民用气毛差收窄甚至出现价格倒挂，城燃公司利润收窄。事实上，居民用气点分散、终端多、单位用气量低，而工商业用户用气量大，部分直供用户用气中间环节少，产业链成本低，但居民用气价格低于工商业用气价格。根据隆众资讯数据，2024 年 4 月 30 日全国 25 个直辖市、省会和首府城市管网工业用气平均价格为 3.90 元/立方米，较国家发改委《2024 年 3 月36 个大中城市服务收费平均价格表》民用管道天然气（第一档）价格 2.74 元/立方米16高42%，主要原因是非居民用户气价交叉补贴居民用气。由于交叉补贴的存在，城燃企业向上游购气时，若获批复居民气量不足以满足居民用气需求，必须将价格更高的非居民用气指标用于居民气量销售，导致交叉补贴扩大。 天然气市场价格上下游联动加快，顺价机制理顺。2023 年6 月，国家发展改革委下发《关于建立健全天然气上下游价格联动机制的指导意见》，要求地方政府采纳并执行天然气上下游价格联动机制，推动终端销售价格与上游采购成本联动。自文件发布至今，江苏、福建、山东等多个省份及下辖地市相继出台地方性天然气价格联动政策，对合理疏导能源价格上涨、城燃企业居民气价购销倒挂等价格矛盾，促进燃气企业正常经营和发展具有重要意义。综合多地居民燃气价格调整方案，多数地区调价幅度在 0.1-0.4 元/方之间，福建省福州市上调幅度达0.45元/方，少数地区气价下调，如湖南省娄底市气价下调0.29 元/方。2024年3月36 个大中城市民用管道天然气（第一档）价格 2.74 元/立方米，同比上升2.6%16。考虑每户每年用气量 160-200 立方米，在调价幅度0.1-0.4 元/方的情况下，居民用户每年用气支出增长约为 16-80 元。

管输价格分区域核定，加快形成“全国一张网”。2023 年12 月5 日，国家发改委印发《关于核定跨省天然气管道运输价格的通知》，以宁夏中卫、河北永清、贵州贵阳 3 个管道关键节点为主要界限，核定西北价区运价率为0.1262元/（千方*千米），东北价区运价率为 0.1828 元/（千方*千米），中东部价区运价率为0.2783 元/（千方*千米），西南价区运价率为 0.3411 元/（千方*千米），以上均含 9%增值税。本次灌输价格重新核定，将国家管网经营的跨省天然气管道运价率由 20 个减少至 4 个，构建了相对统一的运价结构。

居民用气和车用气有望带动气量持续增长

天然气是替代煤炭，实现“碳中和”的重要清洁能源形式。国务院印发《2030年前碳达峰行动方案》指出，有序引导天然气消费，优化利用结构，优先保障民生用气，大力推动天然气与多种能源融合发展；逐步提高电力、天然气应用比重。2023 年 10 月 20 日，国家发改委印发了《国家碳达峰试点建设方案》，提出将在全国范围内选择 100 个具有代表性的城市和园区开展碳达峰试点建设。随着碳达峰、碳中和的不断推进，我国能源消费结构中天然气占比有望进一步提高。推进能源结构转型升级，提高天然气消费占比。发展清洁能源是推动能源结构转型升级，实现“双碳”目标的重要途径，2023 年天然气在一次能源消费总量中占比 8.5%，较上年提高 0.1pct。而根据 Energy Institue 发布的《2024 年世界能源统计年鉴》，天然气占全球能源结构的约 26%，我国天然气在能源结构中的占比仍有较大差距。

工业用气量受宏观经济和气价变化影响。工业用气顺价机制相对通畅，用户对气价相对敏感，需求增量受全年气价走势影响较大，随着气价回落并逐渐趋于平稳，有望催化工业用气量增长。另一方面，工业用气具有顺周期属性，与宏观经济形势和制造业景气度等方面关联相对密切。2024 年 6 月我国制造业采购经理指数为49.5%，上半年仅 3、4 月 PMI 高于 50%，或导致工业用气量有所收缩。坚持“以气定改”原则，循序渐进推进“煤改气”。“煤改气”指用天然气替代燃煤，减少燃煤产生的大气污染和二氧化碳排放。《2030 年前碳达峰行动方案》鼓励以电力、天然气等替代煤炭。我国在城市燃气、工业燃料等方面全面推进天然气替代，坚持“以气定改”的原则，即在推进煤改气等能源转型项目时，根据可获得的天然气资源量确定改造的规模和速度。 居民端城市燃气普及率和渗透率持续上升，居民用气有望稳健增长。随着“煤改气”、“瓶改管”、城中村燃气改造的持续推进，居民接驳比例上升，用户数量持续增长，有望带动居民用气维持稳健增长。以华润燃气为例，在扩大业务覆盖区域的同时，居民用户渗透率整体呈持续上升态势，2023 年底达到59.3%，接驳可覆盖户数达 9708 万户。

LNG 重卡增长强劲，车用气需求有望快速增长。2023 年国内天然气中重卡累计销量达 15.2 万辆，同比增长 307%。由于天然气与柴油价差明显，很多对运营成本比较敏感的重卡用户，都选择购买或者置换天然气重卡。终端上牌数据显示，2024年 6 月国内天燃气重卡销售 1.62 万辆，环比上月下降23%，同比仍然增长29%，销量仍然创下史上同期第二。2024 年上半年燃气重卡累计销售近11 万辆（10.88万辆），同比 2023 年上半年的 5.33 万辆大涨 104%。不考虑燃烧效率等因素的影响，行驶同样路程需要同样热量，取LNG 热值13000大卡/kg，柴油热值 9600 大卡/升，则 LNG 价格（元/kg）小于等于1.35 倍柴油价格（元/升）或 1.12 倍柴油价格（元/kg）时，LNG 作为车用燃料具有经济性。考虑到 LNG 车购车成本、维护费用等高于柴油车，实际运营状态下这一比例可能降低，隆众资讯测算 LNG 价格小于等于 1 倍柴油价格时，LNG 具有经济性17。隆众数据显示，2024 年 1-4 月，LNG 价格指数均价为 4392 元/吨，同比下滑20.75%，主流柴油价格 7000-7500 元/吨，等热值 LNG 与柴油价格比达0.6，百公里消耗的LNG比柴油节省约 117 元，LNG 作为燃料用气经济性凸显。

编辑：火腿肠