安徽省国资委旗下上市公司，业务涵盖天然气中下游
安徽省天然气开发股份有限公司，简称“皖天然气”，是安徽省能源集团有限公司控股的国有能源企业。公 司前身为成立于 2003 年的安徽省天然气开发有限责任公司，是安徽省政府批准的天然气管道运营商，后于 2017 年在上交所主板上市。皖天然气是安徽省内以天然气长输管网建设运营为核心、集下游分销业务于一体的大型 综合天然气供应商。公司营收主要源于长输管线业务、城市燃气业务、CNG/LNG 业务以及相关辅助业务。 2003 年，安徽省天然气开发有限责任公司成立。2013-2016 年，公司相继收购皖能集团及皖能电力所持有 的国皖公司合计 52%的股权、舒城县新舒天然气管网运营公司 100%股权、定远-凤阳高压天然气管线相关资产， 形成覆盖安徽省全省的天然气长输管道。2017 年，公司于上交所上市，2021-2022 年，公司与安徽乐行城市建 设集团有限公司建立合资公司并认购深圳能源燃气投资控股有限公司 10%的股权，进一步拓展市场。2022-2023 年，公司与铜陵市综合交通投资集团有限公司合资开展低碳能源综合利用项目、与安徽皖风长能投资有限责任 公司合资开展低碳能源综合利用项目、收购安徽省综合能源开发利用有限公司 51%股权，拓展综合能源市场。 2023 年 12 月，公司瞄准新能源汽车后市场相关领域，携手蔚来汽车等企业设立中安能源。
公司控股股东为安徽省能源集团有限公司（皖能集团），截至 2024 年 6 月底，皖能集团直接持股占比达 42.62%，此外皖能集团子公司皖能电力、皖能资本分别持有公司 4.52%和 1.83%股份，皖能集团合计控股比例 达 48.97%，公司实际控制人为皖能集团大股东安徽省国资委。公司第二大股东为香港中华煤气（安徽）有限公 司，持股比例为 20.28%。
公司业务“一主多翼”发展格局完善，长输管网是公司最主要的盈利资产，此外，下游城市燃气业务、 CNG/LNG 业务亦贡献一定利润及现金流。长输管线业务方面，公司通过自建长输管线将天然气输配给城市燃 气公司及直供工业用户等下游客户，包括为中石油、中石化以及大用户提供代输服务。长输管线业务赚取稳定 的管输费，业绩主要受管网规模、负荷率等驱动，受益于公司管输基础设施的不断建设以及省内用气量的稳步 增长，公司近年管输业务利润增长趋势表现较好。城市燃气业务方面，公司在特定区域内，通过建设城市燃气 输配系统，向各类城市燃气终端客户销售天然气。城燃业务包含对新用户收取一定的接驳费和安装费用；提供 燃气具销售、燃气保险、维修保养等增值服务；拓展分布式能源、可再生能源业务，提供多元化能源解决方案 等。此外，公司还开展 CNG/LNG 贸易与加工，销售给城市燃气公司、工商业用户等下游客户。
营收利润稳步增长，长输业务贡献主要毛利
近年公司收入稳步提升，2023 年公司实现营业收入 61.04 亿元，同比增长 2.98%，公司在气价回落的背景 下依然实现营收增长，主要系一方面受宏观经济稳定向好和工业生产复苏等因素综合影响，省内天然气消费规 模进一步扩大；另一方面持续拓展业务规模，新建设宝镁支线、燃气电厂支线，全年新增管线里程数 233 公里， 长输管线业务营收增加。2023 年，公司实现归母净利润 3.44 亿元，同比增长 33.33%，利润增量主要来源于长 输管线业务和城燃业务售气量增长。
从业务分拆情况来看，公司收入与利润均以长输管线业务为主，其次为城市燃气业务。2023 年，公司长输 管线业务、城市燃气业务、CNG 业务、充换电业务和内部抵消分别实现营业收入 55.47 亿元、16.62 亿元、2.78 亿元、0.12 亿元和-14.2 亿元，分别占比 90.87%、27.23%、4.55%、0.20%和-23.26%，内部抵消项为公司长输管 线同时供应自身城燃业务产生的收入。从毛利贡献来看，公司长输管线业务、城市燃气业务、CNG 业务、充换 电业务、内部抵消分别贡献毛利 4.81 亿元、1.72 亿元、0.19 亿元、-0.06 亿元和 0.04 亿元，分别占比 70.49%、 25.22%、2.76%、-0.87%和 0.59%。此外，公司延拓业务线，落实设施安装工程、综合能源业务，进行新能源汽 车充换电、天然气分布式能源、集中供热、合同能源管理等项目的投资建设，为用户端提供优质全面的综合能 源服务。
公司期间费率管控较好，维持在较低水平，2020/2021/2022/2023 年期间费用率分别为 2.28%、2.81%、2.95% 和 4.41%；销售费用率分别是 0.27%、0.34%、0.29%和 0.54%；管理费用率分别是 1.80%、1.97%、1.85%和 2.98%； 财务费用率分别是 0.15%、0.33%、0.73%和 0.79%；研发费用率分别是 0.06%、0.17%、0.08%和 0.10%。其中， 2023 年管理费用变动较大，主要系公司输售气量增加，业务规模扩大、人员的增加，计入管理费用的人工成本 增加以及对员工股权激励确认股份支付金额所致。 公司毛利率近年来呈上升趋势，源于其良好的营收状况和费用管理能力。2023 年，公司实现毛利率 11.17%， 同比增长 2.65 个百分点。2020-2022 年，公司毛利率稳步提升，主要系公司的主营业务天然气长输管网营收稳 定，同时公司多元化布局，拓展业务方向。分业务来看，2023 年公司长输管线业务、城市燃气业务、CNG 业务 和充换电业务毛利率分别为 8.67%、10.35%、6.78%和-48.52%，其中长输管线业务、城市燃气业务、CNG 业务 毛利率分别同比变化+1.79、+4.18、+2.31 个百分点。
2023 年，公司实现加权净资产收益率 11.76%，较去年同期增长 2.09 个百分点；2022 年及 2023 年公司净资 产收益率连续上升主要系公司销售净利率连续同比上升所致，此外权益乘数也有一定贡献。截至 2023 年末，公 司资产负债率为 49.27%，较 2022 年末增加 0.14 个百分点，近年来公司增资合营公司和联营公司，并预付购建 综合智能管控中心款，持续拓宽天然气业务布局，进一步拓展皖北市场。
2023 年，公司经营活动产生的现金流量净额 4.95 亿元，较去年同比增长+12.82%；投资活动产生现金流净 额为-8.56 亿元，较去年同期减少-27.44%，主要系收回到期理财投资较上年减少所致；筹资活动产生现金流净 额为 3.30 亿元，较去年同期减少-23.68%。 折旧与摊销状况方面，2020/2021/2022/2023 年公司折摊费用分别为 1.57、1.78、1.56、1.46 亿元，同比变化 +5.37%、13.38%、-12.36%和-6.41%，占营业总成本比重分别为 3.49%、3.81%、2.78%和 2.56%。其中，自 2022 年后折旧与摊销费用整体降低系公司对输气管线固定资产的折旧年限进行了会计估计变更，将输气管线固定资 产的折旧年限由原先的 20 年调整为 30 年。根据公司公告，2022 年 6 月 30 日，公司第四届董事会第四次会议 和第四届监事会第三次会议审议通过了《关于输气管线固定资产折旧年限会计估计变更的议案》，决定将输气 管线固定资产的折旧年限从 20 年调整为 30 年，这一变更预计在 2022 年减少折旧费用约 2739.90 万元，增加 2022 年度归属于母公司的净利润约 1767.63 万元。目前，公司仍继续执行 30 年的折旧年限策略。
公司资产盈利能力较强，2017-2023 年公司坚持分红回馈股东，并且分红总额逐步提升。2020/2021/2022/2023 年公司分红总额分别为 0.64、0.64、0.96 和 1.67 亿元，对应的股利支付率为 30.53%、30.93%、37.03%和 48.64%， 对应的股息率为 1.53%、1.81%、2.54%和 4.03%。考虑到公司经营稳定，现金流充足，未来有望保持较高的分 红比例。
全国气量稳健提升，下游需求持续扩大
国内完整的天然气产业链一共分为上、中、下游三个部分。国内燃气产业链上游为天然气气源环节，主要 是通过对资源的勘查和开采，将天然气销售给下游用户或企业，从而获取利润。上游主要参与者为中石油、中 石化和中海油等综合油气公司。中游为天然气的储存和运输环节，天然气从产地到消费地需要经过长途运输， 这通常涉及管道、CNG 和 LNG 等多种运输方式，因此这一环节主要是通过提供运输和存储服务，向用户或企 业收取费用，主要参与者为各大管道制造商及提供相关服务和设备的公司。下游则为天然气分销环节，通过销 售天然气给终端用户或企业获取利润；此外，还可以通过提供天然气相关的增值服务，如技术咨询、设备租赁 等，获取额外的收入。目前已形成国有气企、外贸（港资）气企与民营气企共同竞争的格局。 燃气上游壁垒严重，市场高度垄断。目前，燃气上游主要参与者为“三桶油”——中石油、中石化和中海 油，及一些非常规气体生产公司。皖天然气的主营业务是长输管道、城燃业务等，隶属于产业链中下游，因此 来自“三桶油”的气源组成了公司燃气气源的重要部分。上游价格的变动对中下游企业产品定价会产生重要影 响。
2014-2023 年，受益于经济快速增长以及对清洁能源越来越大的需求，中国天然气消费量稳步上升。2022 年，受全球天然气价格大幅上涨影响，下游用气需求被高气价明显削弱，国内全年天然气表观消费增速为-1.2%， 为近年来首次负增长。2023 年，受气价回落、宏观经济稳定向好和工业生产复苏等因素综合影响，中国天然气 表观消费量达到 3945.3 亿立方米，同比增长 7.6%，未来国内天然气消费仍有望保持稳健增长。
2014-2023 年，国内天然气产量稳步上升，但由于国内油气资源禀赋一般，国内天然气产量增长绝对值落后 于消费量，天然气进口依存度保持在较高水平。2023 年，我国天然气产量达到 2324.3 亿立方米，同比增长 5.6%。 2023 年，油气行业增储上产“七年行动计划”持续推进，全年天然气新增探明地质储量近万亿立方米，在我国 天然气消费持续增长与保障国内能源安全的背景下，未来我国天然气生产仍将保持良好的增长势头。
从下游的天然气消费结构来看，我国天然气消费主要包括城镇燃气、工业燃料、发电、化工四大类别，近 三年来工业燃气占比逐步提升，城镇燃气消费比例则有所下降，发电与化工占比保持相对平稳。2020/2021/2022 年，城镇燃气消费分别占比 38%、32%和 33%；工业燃气消费分别占比 38%、40%和 42%；发电行业消费分别 占比 16%、18%和 17%；化工行业消费分别占比 8%、10%和 8%。
安徽省仍属国内用气洼地，未来用气增长潜力大
安徽省为我国当前天然气消费版图中少有的洼地，现阶段用气强度与其经济地位不符。2021/2022/2023 年 安徽天然气累计消费量分别达到 72、78、97.4 亿立方米，同比增速+14%、+8.3%、+24.5%，而同期全国增速仅 有+12.5%、-1.2%和-7.6%，十四五以来安徽天然气消费量增速显著高于全国。尽管如此，从消费量来看，安徽 省用气强度仍不足，2020/2021/2022/2023 年安徽省单位 GDP 用气量分别为 17.48、16.92、17.53 和 20.71 立方米 /元，同期全国单位 GDP 用气量为 31.62、31.64、29.84、22.65 立方米/元，安徽省用气强度弱于全国平均水平。
安徽省内天然气供给端发展潜力大，继续规划建设长输管道。“十三五”期间，全省新建天然气管道 1357 公里，累计投运天然气干支线管道达 3292 公里，长输管道通达全部省辖市和 40 个县（市），较 2015 年增加 1个省辖市、16 个县（市），省级天然气主干网架初步形成。“十四五”规划继续完善管道建设，推进入皖战略气 源通道、省内天然气干线、县级支线管道建设，进一步优化主干管网架构，完善干线功能，提高管网覆盖率， 提升管网输送、储运、调度和保障能力，预计 2025 年天然气供应能力达到 120 亿立方米以上，天然气管道里程 达到 5400 公里。
“十三五”期间，安徽省天然气消费量年均增长 14%，高于全国平均水平 5%。用气总量从 2015 年 32.7 亿 立方米增加到 2020 年 63.2 亿立方米。天然气占一次能源消费比重提升至 5.2%。天然气下乡工程和乡镇供气设 施建设加快推进。天然气利用覆盖所有省辖市市区、县城及 30%乡镇，用气人口 2300 万人，城镇居民气化率达 到 64%。2020 年，居民、取暖、工商业、交通用气分别为 34、4、24 和 1 亿立方米，占比 53.97%、6.35%、38.10% 和 1.59%；根据安徽省“十四五”油气发展规划，预计 2025 年，居民、取暖、工商业、交通、发电用气分别为 50、10、50、5 和 13 亿立方米，占比 39.06%、7.81%、39.06%、3.9%和 10.15%。用气由居民生活为主向采暖、 工商业、交通、分布式能源等多领域拓展。 根据安徽省“十四五”油气发展规划，按照“以供定求”的总体要求，预计天然气消费量年均增 15.2%， 到 2025 年全省天然气消费量 128 亿立方米，占一次能源消费比重达 9%，其中居民、采暖、工商业、交通、发 电部分预计增速分别为 8%、20.1%、15.8%和 38%。天然气在居民、采暖、工业燃料、商业、分布式能源等领 域利用规模进一步扩大。
安徽省的天然气主干管网结构正在建设和完善中，旨在形成布局合理、覆盖面广、输送功能强的全覆盖网 络。根据《安徽省油气管网基础设施建设规划（2017—2021 年）》，安徽省计划形成一体化、网络化、智能化的 主干网架，实现管道天然气“县县通”。规划中提出了建设“三纵四横一环”的省级主干管网，以实现南北互通、 东西互联的天然气输送功能。其中，“三纵”指的是亳州—池州（西纵线）、宿州—黄山（中纵线）、淮北—滁州 （东纵线）三条纵向主干管道；“四横”包括颍上—蚌埠、合肥—叶集、庐江—无为三条横向联络线，以及改造 阜阳—宿州横向联络线；“一环”则涉及到省级主干管道途经县域分输设施，形成一个内环状的网络结构。 在“十四五”期间，安徽省将继续加强天然气供应能力，实现天然气供应能力达到 120 亿立方米以上，省 级主干管网架构不断完善，基本实现长输管道供气“县县通”，并推进燃气下乡，提高城乡天然气使用率。
安徽省内主要长输管线运营商，受益气量上行业务有望加速增长
公司为安徽省内主要的天然气长输管线业务建设运营商，在当地市场中具有先发优势。2023 年公司前已累 计建成并运营蚌埠支线、淮南支线、芜铜支线、利阜支线、利淮支线、合巢支线、龙塘支线、利亳支线、江北 联络线、池州支线、宣城支线、安庆支线、合六支线、广德支线、池铜支线、霍山支线、利颍支线、定凤支线、 江北产业集中区支线、江南联络线、宣宁黄支线、南陵-泾县支线、青阳支线等长输管线，实现向全省 16 个地 市供应管输天然气。2023 年，公司新建设投产宝镁支线、燃气电厂支线，全线贯通六霍颍支线、桐枞支线，进 一步扩大业务范围。 截至 2024 年 3 月底，公司已建成 25 条省内长输管线，总长 1724 公里，占全省长输管道总里程约 70%，依 托西气东输、川气东送等国家干线，不断推进省级干线、支线管道、储气设施建设，基本构建起纵贯南北、连 接东西、沟通西气和川气的全省天然气管网体系，在全省气源输送方面发挥重要作用。 公司于 2020/2021/2022/2023 年分别实现 27.59、29.49、30.94、38.82 亿立方米输售气量，同比为+13.26%、 +6.89%、+4.92%和+25.47%。除去 2021-2022 年受公共卫生事件影响输售气量增速下滑，其余年份增速均在 10% 以上。
公司在安徽省的输售业务占据着重要的地位。作为安徽省能源集团有限公司控股的国有能源企业，皖天然 气是安徽省政府批准的天然气管道运营商。2020/2021/2022/2023 年，其输售气量总量分别占安徽省天然气消费 总量的 41.48%、48.99%、39.57%和 39.84%。
其中，2022 年长输管线业务的输售气量占比 85%，是业务体系“一主多翼”中的核心业务。根据公司公告， 2020/2021/2022/2023 年长输管线业务的抵消后输售气量分别是 20.01、24.36、25.21、33.20 亿立方米，同比为 +1.21%、+21.74%、+3.49%和+31.71%。2023 年公司输售气量快速增加主要系公司继续增加自身的管线资产储 备，2023 年新建设投产了宝镁支线、燃气电厂支线，并全线贯通六霍颍支线、桐枞支线，这些新管线的投产为 公司未来输气量增加进一步提供了保障。
长输管线业务赚取的是稳定的管输费，因此公司长输管线盈利能力较为稳定，2019-2023 年，长输管线业务 毛差稳定在 0.12-0.15 元/立方米之间。2024 年起公司所属部分省内短输价格下调 0.01~0.02 元/立方米，管输费下 调对冲了气量增长以及折旧摊薄的贡献，我们预计 2024 年公司长输气毛差或阶段性承压。但考虑到公司管输费 核算周期为三年，未来两年公司输气价格相对平稳的情况下，输气量增长一方面贡献绝对售气量，另一方面有 助于摊薄输气单位折旧成本，公司业绩有望得到明显提升。
随着公司输气量快速提升，公司单位折旧成本下降有望提供额外的业绩弹性。我们以如下核心假设测算公 司输气量气量增长对单位折旧成本的影响：公司输气量基数为 2023 年输气量 32.62 亿立方米，折旧总额基数为 2023 年长输气业务折旧费用 8288 万元，毛差基准为公司 2023 年毛差 0.1474 元/立方米。在此情况下，公司输 气量增长 10%时，公司输气单位折旧成本下降 0.0023 元/立方米，售气毛差提升 1.57%；公司输气量提升 20%时， 公司输气单位折旧成本下降 0.0042 元/立方米，售气毛差提升 2.87%；公司输气量提升 50%时，公司输气单位折 旧成本下降 0.0085 元/立方米，售气毛差提升 5.75%。
城燃业务持续扩张，收入利润规模稳步扩大
公司充分发挥燃气产业链一体化优势，城市燃气业务持续扩张，旗下城燃业务子公司数量不断增长。2010 年公司成立广德皖能天然气公司，此后相继成立舒城、和县等地城燃公司。公司还与新奥股份等全国性城燃公 司积极联营，相继成立了安徽省皖能新奥天然气有限公司颍上分公司、安徽省皖能新奥天然气有限公司固镇分 公司、安徽省皖能港华天然气有限公司等。
受益于城市燃气经营范围的扩大以及存量城燃公司持续深挖区域内用户潜力，公司城市燃气业务售气量及 营收快速增长，2023 年公司城燃业务完成售气 5.36 亿立方米，同比增长 21.59%；实现营业收入 16.62 亿元，同 比增长 0.89%，收入增速低于售气增速主要系年内天然气价格大幅下跌所致。未来公司仍有望同时依赖开辟增 量、深挖存量的方式持续扩大城燃业务售气规模。
此外，城燃业务受益于上下游顺价机制的不断完善，毛差修复带动盈利能力提升。此前城市燃气销售由当 地价格主管部门定价，在上游价格波动较为剧烈的时期，若销售定价调整不及时，则成本无法传导至居民端， 2020-2022 年，城燃业务毛差由 0.41 元/立方米下降至 0.23 元/立方米，主要系上游天然气价格大幅提升叠加顺价 不畅所致，2023 年受益于上游天然气价格回落，公司城燃售气毛差修复至 0.32 元/立方米。
为促进终端销售价格灵敏反映市场供需变化，进一步完善天然气价格形成机制，2023 年 6 月，发改委出台 《关于建立健全天然气上下游价格联动机制的指导意见》，安徽省积极相应，内容有以下几点：在联动范围上， 各地终端销售价格与燃气企业采购价格（含运输费用）实行联动；在联动周期上，非居民用气终端销售价格原 则上按季度或月度联动；在联动公式上，首次建立联动机制时，终端销售价格按以下公式确定：终端销售价格 ＝加权平均采购价格＋配气价格；在联动方式上，终端销售价格根据采购价格变动相应调整，不设置联动启动 条件；在联动幅度限制上，居民用气终端销售价格上调应坚持平稳从紧原则，设置幅度限制，避免过度增加居 民用户负担。
2023 年以来，国内天然气顺价工作提速，安徽省内顺价工作持续推进。2023 年 12 月 29 日，安徽省发改委 回应网民关于天然气价格调整的咨询，指出省内部分天然气短途管道运输价格降低后，部分市、县政府根据现 有天然气终端销售价格定价机制，合理调整本地居民和非居民天然气终端销售价格。2024 年 4 月以来，安徽省 黄山市、淮北市、池州市等多地召开听证会或发布征求意见稿，实行天然气上下游价格联动，下游终端销售价 格随上游气源采购成本变化同向调整，以此有效反映城燃公司成本变动情况。截至 2024 年 9 月底，安徽省内合 肥市、滁州市、芜湖市、黄山市、淮北市、池州市、淮南市、泗县等地区已经发布相关文件并推进居民顺价相 关举措。2024 年 9 月 20 日，合肥市发布《合肥市管道天然气上下游价格联动机制实施方案》，将居民管道天然 气价格调升至第一档价格 3.02 元/立方米、第二档价格 3.32 元/立方米、第三档价格 4.53 元/立方米，三档分别涨 价 0.3 元/立方米、0.36 元/立方米、0.61 元/立方米，涨幅分别为 11.03%、12.16%、15.56%。
此外，公司近年来也重视 CNG/LNG 业务的拓展，并切入充换电业务，将其视为公司多元化发展的一部分。 CNG/LNG 业务的发展历史可以追溯到公司成立初期，作为安徽省政府批准的天然气管道运营商，皖天然气自 2003 年成立之初便涉足了天然气相关业务。近年来，公司 CNG/LNG 业务板块的营收呈现出增长趋势，2023 年 公司全年实现输售气量 38.82 亿立方米，其中 CNG/LNG 业务板块销售量达到 1.32 亿立方米，为公司的营业收 入贡献了 2.78 亿元。 2023 年 6 月，公司收购安徽省综合能源开发利用有限公司 51%的股权，通过这次投资，皖天然气计划开辟 新能源汽车充换电、综合能源站等相关业务。2023 年 12 月，皖天然气进一步扩展在新能源汽车后市场业务的 版图，与蔚来汽车等公司共同出资设立中安能源有限公司，从事充换电基础设施及平台建设。 在 2024 年重点工作规划中提到，公司将推动省内“一张网”格局，规划布局与省外管线互联互通；加强与 中石油、中石化战略合作，推行“捆绑”模式，壮大下游市场规模。探索充换电运营机制，发挥省级充换电平 台效用。
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