我们坚定看好 2026-2028 年国内天然气市场进入成本下行周期，进口管道气与 LNG 中长协 价格全面回落或将成为核心主线，叠加行业定价机制优化与需求稳步复苏，燃气公司盈利 韧性与分红确定性凸显，同时 LNG 现货价格弹性机会值得重点关注。 俄气增量释放与油价筑底将驱动价格加速下行，替代中亚成为第一大进口来源的节奏明确。 2025 年 1-11 月国内进口管道气量已达 752 亿方、同比+7.6%，核心依托中俄东线输气能 力爬坡；随着 2026-2027 年中俄东线产能从 380 亿方提升至 440 亿方、中俄中线（500 亿 方/年）推进及远东线（120 亿方/年）2027 年投产，2026/2030 年俄气在进口管道气量占 比将达 47%/55%，年输气量有望突破 1430 亿方。价格端，基于原油价格先降后升（2026 年 62 美元/桶至 2027 年 64 美元/桶）的假设，2026-2027 年进口管道气均价或将从 1.85 元/方降至 1.52 元/方、降幅 18%，其中中俄东线因油价敏感度较低（油价变动 10%对应价 格同向变动 5.0%），价格从 1.38 元/方降至 1.16 元/方（-16%），中亚线因敏感度最高（6.4%） 降幅达 20%（2.19 元/方至 1.76 元/方），中缅线降幅 8%（2.74 元/方至 2.52 元/方），中俄 管道气长期成本优势显著。
进口 LNG 中长协稳增、现货滞后回落，2027 年有望出现长协与现货价格倒挂。2010-2024 年 LNG 进口量 CAGR 达 16%，其中中长协占比持续主导，2024 年中长协进口量 4980 万 吨（折合 687 亿方），占已生效合同量的 75%；国内 LNG 接收站持续扩容，2025/2030 年 在运数量将达 39/50 座，接卸能力提升至 1.92 亿/2.41 亿吨，沿海地方国企与燃气龙头在建 产能占比达 71%，推动进口来源多元化。价格敏感度方面，油价变动 10%时，LNG 中长协 价格变动幅度由高到低为俄罗斯（0.27 元/方）、卡塔尔（0.24 元/方）、澳大利亚（0.22 元/ 方）等，HH 指数变动 10%时美国 LNG 中长协同步变动 0.11 元/方。现货端，2025 年 8 月 以来 JKM 与 TTF 价格持续回落，2026 年 LNG 现货相对长协的价格优势尚不显著， 2027 年则有望低于大部分中长协价格，区域替代顺序将从华南逐步向华东、华北蔓延，届 时或将促使中石油等企业调整年度合同条款，进一步推动行业定价机制优化。 城燃行业价差修复进入加速期，“成本优化+顺价机制+结构改善”三重驱动红利释放。购气 成本端，2026 年随三桶油合同机制调整、气价小幅下降，2027 年受益 LNG 现货价格走低 降幅进一步扩大，头部城燃公司购气成本有望从 2025 年的 2.6-2.9 元/方逐步回落；销售端， 居民气顺价机制持续完善，2026-2027 年居民气价稳中有升，而工商业气价随成本下行稳 步调整，行业交叉补贴压力持续改善。从具体企业来看，华润燃气、新奥能源、中国燃气 的销气价差已从 2022 年的 0.45-0.48 元/方修复至 2025 年上半年的 0.54-0.58 元/方，我们 预计 2027 年有望进一步提升至 0.6-0.65 元/方，工商业与居民价差收敛有望显著增厚盈利 空间。 投资主线聚焦“分红确定性”与“现货弹性”双逻辑。分红维度，昆仑能源 2026 年分红比 例有望提升至 48%，股息率达 5.35%，中国燃气股息率维持 6.26%以上的高水平，类债券 属性凸显；弹性维度，新奥股份（已投运接收站 1000 万吨/年）、深圳燃气（现货贸易量占 比提升）、佛燃能源（绿色甲醇项目增量）等，或将充分受益于 LNG 现货价格下行与接收 站产能释放，2026-2027 年归母净利 CAGR 有望维持 8%-15%。整体来看，燃气行业成本 端压力全面缓解，需求端工业、发电用气稳健复苏，行业盈利与分红进入双重增长通道， 长期投资价值显著。
我们与市场观点的不同之处
俄气替代中亚的速度与价格弹性预判更明确。市场普遍认可俄气进口增量，但对其替代节 奏和价格影响的量化分析不足。我们明确 2026/2030 年俄气在进口管道气量占比将达 47%/55%，且测算出中俄管道气价格对油价敏感度低于中亚线，2026-2027 年降幅达 16%， 显著优于市场对管道气价格“温和下行”的模糊预期，更强调俄气扩产（东线提容+中线签 约+远东线规划）带来的成本优化红利。 LNG 现货价格冲击的时间与条件界定更精准。市场多笼统认为 LNG 现货价格回落将快速 替代长协，我们则通过价格拟合模型明确，2026 年现货对长协优势不明显，2027 年才有 望出现价格倒挂，且需满足华南/华东/华北现货到岸价分别降至 9.27/7.12/5.31 美元 /MMBTu 以下的特定条件，纠正了市场对“现货替代即时性”的过度预期。 城燃价差修复的驱动逻辑更全面。市场多聚焦于购气成本下行单一因素，我们提出“成本 优化+顺价机制+结构改善”三重驱动——2026-2027 年居民气价稳升、工商业气价稳步下 行，交叉补贴改善或将进一步打开价差空间，且强调现货敞口弹性标的（如新奥股份）的 超额收益，而非市场普遍关注的头部城燃普适性机会。
2025 年进口管道气价格加速回落。随着原油、煤炭等竞争能源价格回归理性，2025 年以 来进口管道气价格如期回落，且降幅呈逐月扩大态势；其中 9/10/11 月国内进口管道气均价 同比为-8.3%/-9.1%/-10.2%、环比+0.2%/-1.6%/-1.0%，10 月管道气均价进入 1.8 元/方以 下区间。
2025 年进口管道气量延续同比上升趋势。国内进口管道气供应量自 2010 年起整体呈上升 趋势，中亚天然气管道 A、B、C 线分别于 2009 年 12 月至 2014 年 5 月陆续投产； 中缅天然气管道于 2013 年 7 月投产；中俄东线天然气管道北段于 2019 年 12 月初步投产、 中段和南段分别于 2020 年/2024 年投产。2025 年 1-11 月进口管道气量合计 752 亿方、同 比+7.6%，主要得益于中俄东线输气能力爬坡。
俄气有望逐步取代中亚成为国内进口管道气最大来源。根据海关总署数据，2024 年中俄/ 中亚/中缅进口管道气金额（报关价）占比分别为 38%/55%/7%、气量占比为 39%/56%/5%。 中亚线与中缅线负荷率小幅波动，2022-2024 年输气量相对稳定。2025 年 9 月 2 日俄气与 中石油天然气集团签署备忘录，拟建设中俄中线（跨境蒙古，500 亿方/年，供应期 30 年）， 同时将中俄东线产能由 380 亿方提升至 440 亿方、远东线（预计 2027 年投产）产能由 100 亿方提升至 120 亿方。随着中俄东线 2026-2027 年扩产、中俄远东线计划于 2027 年投产， 我们预计 2026/2030 年俄气在进口管道气量的占比有望达到 47%/55%。
我们预测中俄/中亚/中缅管道气有望下降 16%/20%/8%。假设美元兑人民币中间价保持 2025 年 12 月均值，2026-2027 年布伦特油价逐步从 68 美元/桶降至 62 美元/桶、而后回升 至 64 美元/桶。基于 2025 年 1 月《盈利分红寻价值，现货价格觅弹性》中管道气价格与原 油价格拟合的算法，我们预计 2026-2027 年进口管道气均价将从 1.85 元/方降至 1.52 元/ 方、降幅 0.33 元/方（-18%），其中中俄管道气从 1.38 元/方降至 1.16 元/方、降幅 0.22 元 /方（-16%），中亚管道气从 2.19 元/方降至 1.76 元/方、降幅 0.43 元/方（-20%），中缅管 道气从 2.74 元/方降至 2.52 元/方、降幅 0.22 元/方（-8%）。
2025 年进口 LNG 价格加速回落。随着国际天然气供给增加、而国内天然气需求增长放缓， 2025 年进口 LNG 价格呈加速下行态势，其中 9/10/11 月国内进口 LNG 均价同比为 -13.8%/-19.0%/-18.3%、环比为-6.8%/-4.2%/-1.0%，10 月以来 LNG 均价回落至 2.50 元/ 方以下，为 2021 年 8 月以来的最低点。其中进口 LNG 现货价格呈现“旺季不旺”特征， 2025 年 7 月以来持续回落。
2025 年 LNG 进口量持续承压。尽管进口 LNG 基础设施能力持续提升且 LNG 价格自高 点回落，但进口 LNG 现货需求有所减少，2025 年 1-11 月 LNG 进口量合计 6,001 万吨（按 1,380 方/吨换算，折合 829 亿方）、同比-13.7%；其中 11 月单月进口量止跌回升、同比+12.8%， 进入采暖季后国内天然气需求出现边际改善。
LNG 接收站持有者趋于多元化。截至目前国内已建成 LNG 接收站 37 座，年接卸能力合计 1.7 亿吨；我们预计 2025/2030 年在运数量分别有望达到 39/50 座，年接卸能力有望达到 1.92 亿/2.41 亿吨。国家管网+三桶油虽主导国内 LNG 接收站、但份额有所下降，截至 2025 年 11 月末四家公司已投运产能合计市场份额达到 68%（yoy-7pp）。而沿海能源地方国企和 燃气分销龙头纷纷布局新的 LNG 接收站，在建产能市场份额合计为 71%。随着在建 LNG 接收站投产，我们预计未来进口 LNG 来源也有望更加多元化。
进口 LNG 中长协合同量逐年提升，2025 年进口现货量价齐跌。国内天然气产量及管道进 口量难以满足市场需求，进而推动 LNG 进口量逐年攀升。2010-2024年 LNG进口量 CAGR 达 16%，其中中长协/现货分别为 14%/26%。中国进口 LNG 长期以来以中长协为主，根据 国际液化天然气进口国组织（GIIGNL）数据，2024 年 LNG 中长协进口量为 4,980 万吨（折 合 687 亿方），占已生效中长协合同量的 75%。LNG 现货受到国际气价、国内需求的多重 影响；2022 年国际气价大幅上扬，进口现货的成本远超国内管道气，导致进口现货量和占 比急剧下降；2025 年国内天然气需求较弱，导致进口 LNG 现货量价齐跌。
国际 LNG 现货价格同环比持续回落，国内气头 LNG 长协价格或仍处于向下阶段。2025 年 8 月以来 JKM 持续同环比回落至 10.45 美元/百万英热，TTF 持续同环比回落至 27.45 欧元 /兆瓦时。过往 6/9 个月移动均值（MA6/MA9）对于 LNG 长协更有参考意义，JKM MA6/MA9 分别自 2025 年 10 月/11 月出现同比回落的趋势，我们判断国内挂钩天然气指数的 LNG 长 协价格仍处于向下阶段。
澳大利亚与卡塔尔占据进口 LNG 前二，美国逐渐超越印尼跃居前五。澳大利亚和卡塔尔自 2006/2010 年陆续给中国出口 LNG 中长协，两国始终保持进口量前二的地位；2021-2024 年美国超越印尼成为中国 LNG 进口量前五大国家；但 2025 年 2 月后美国进口 LNG 中断， 印尼重回中国进口 LNG 第五大来源国。根据 GIIGNL 数据，2024 年/2025 年 1-11 月中国 LNG 进口量 CR5 达到 84%/89%；2024 年进口 LNG 中长协 CR5 达到 91%。
若油价变化 10%，我们测算进口 LNG 中长协同向变化 0.20~0.27 元/方。假设美元兑人民 币中间价保持 2025 年 12 月均值，油价变化 10%时，进口 LNG 中长协价格变化（单位： 元/方）敏感度由高到低依次是俄罗斯（0.27）、卡塔尔（0.24）、澳大利亚（0.22）、印度尼 西亚（0.21）、马来西亚（0.20）。若 HH 指数变化 10%，我们测算美国 LNG 中长协同向变 化 0.11 元/方。
2027 年有望重现 LNG 长协与现货价格倒挂现象，中俄管道气价差优势或将收窄。参考 Bloomberg 一致预期，2026/2027 年原油均价同比下降 10%/上升 4%至 65/67 美元/桶、HH 同比上升 10%/2%至 3.93/4.00 美元/MMBTu，而 JKM 同比下降 19%/16%至 10.09/8.50 美 元/MMBTu。基于各进口气源的价格拟合公式，我们发现：1）2026-2027 年有望重演 2018-2019 年的历史格局，即 2026 年 LNG 现货相对长协的价格没有显著优势，而 2027 年进口 LNG 现货有望低于大部分的进口 LNG 长协；2）中俄东线作为进口管道气的主要增 量，价格相比于进口 LNG 依然具备较大的成本优势，但价差优势或将缩小。
终端到货价拆解：从气源到终端的运输成本。基于天然气消费量和气源覆盖度的考量，我 们选取河北、浙江、广东三省分别代表华北、华东、华南的天然气终端到货价样本。天然 气长输管线自 2024 年重定价后，输气成本计算更为简化，仅需测算途经管线距离，再乘 以不同价区的核定价格。进口 LNG 的接收站气化（管输）服务费我们取环渤海、长三角、 珠三角区域内不同接收站的均值。
进口 LNG 现货价格下跌有望促使三桶油下调年度合同价格。以中石油的 2025-2026 年非 采暖季和采暖季合同价作为比较，2026 年进口 LNG 现货终端价仍高于沿海省份的中石油 合同价，因此中石油在 2026-2027 年度合同降价压力较小，但可能通过上调与 CLD 挂钩 的比例，提升合同定价灵活性，对冲 2026 年进口 LNG 现货价格超预期下跌的风险。但 2027 年进口 LNG 现货有望促使中石油在 2027-2028 年度合同公式中对部分条款进行调整。而中 石油作为国内天然气年度合同的压舱石，也将影响中石化和中海油的年度合同价格。
城燃公司价差修复得益于居民气顺价与购气成本优化。2023 年以来，城燃公司购气成本自 高点小幅回落；我们预计 2026 年随着三桶油合同价格机制优化，城燃公司购气成本有望 小幅下降，2027 年随着进口 LNG 现货价格走低、城燃公司的购气成本降幅有望扩大。销 售端，居民气顺价机制仍在完善阶段，我们预计 2026-2027 年居民气价有望稳中有升；工 商业气价差高于居民气价差，结合购气成本走势与工商业需求变化趋势，我们预计 2026-2027 年工商业气价有望稳步下行，城燃行业的工商业与居民的交叉补贴有望改善。
2026-2028 年国内天然气市场将全面进入成本下行周期，进口管道气与 LNG 中长协价格持 续回落为核心主线：1）俄气增量释放与油价筑底驱动进口管道气价格加速下行，长期成本 优势显著；2）进口 LNG 中长协稳步增长、现货滞后回落，2027 年或将出现长协与现货价 格倒挂，促使中石油等调整年度合同条款，推动行业定价机制优化。2026 年随三桶油合同 机制调整气价小幅下降，2027 年受益 LNG 现货价格走低降幅进一步扩大，头部城燃公司 购气成本有望从 2025 年的 2.6-2.9 元/方逐步回落；销售端，居民气顺价机制持续完善， 2026-2027 年居民气价稳中有升，工商业气价随成本下行稳步调整，行业交叉补贴压力持 续改善。燃气公司盈利韧性与分红确定性凸显，同时 LNG 现货价格弹性机会值得重点布局， 行业将迎来“成本优化+顺价机制+结构改善”三重红利共振。 投资主线聚焦“分红确定性”与“现货弹性”双逻辑，核心标的各有侧重： 1）昆仑能源：盈利与分红双重增长逻辑清晰，2026 年分红比例有望提升至 48%，股息率 达 5.36%，受益于 LNG 接收站产能释放（福建 300 万吨/年在建项目）与天然气销售业务 稳健增长，2025-27 年零售气量增速预计为+5.0%/+5.4%/+5.8%，盈利韧性突出。 2）中国燃气：稳定高分红强化类债券属性，2026-28 年 DPS 有望维持 50 港仙以上，股息 率不低于 6.40%，尽管工业用气需求短期承压，但居民气顺价推进与综合能源业务（工商 业储能累计投运 617.7MWh）将成为新增长引擎，自由现金流充沛支撑派息稳定性。3）新奥股份：LNG 现货价格下降弹性标的，已投运接收站 1000 万吨/年，私有化新奥能源 交易推进中，2025 年股价隐含 H 股潜在折价 33%，对应股息率 5.3%，平台交易气与零售 气业务量价协同优化，2025-27 年归母净利 CAGR 预计达 8.5%。 4）深圳燃气：城市燃气与上游资源业务协同发力，2025 年前三季度天然气销售量同比 +18.5%，其中批发量同比+167%成为核心增长引擎，光伏胶膜业务出货量同比+48%，综 合能源业务受益新机组投产快速增长，2025-27 年归母净利 CAGR 有望达 9.6%。 5）佛燃能源：利润稳健增长，2025 年归母净利同比+15%，供应链业务营收同比+20.7%， 绿色甲醇项目（一期 20 万吨/年）具备先发优势，中长期贡献利润增量，公司承诺高派息比 例，2025 年预期股息率 4.2%高于行业均值。 整体来看，燃气行业成本端压力全面缓解，需求端工业、发电用气稳健复苏，行业盈利与 分红进入双重增长通道，长期投资价值显著。
昆仑能源：预期盈利与分红双重增长
天然气销售利润有望持续增长。公司2025年1-9月零售气增长呈中低单位数（1H25：2.2%）， 工业用户高单位数增长为主要贡献。公司受益于市场开发的气源优势、高耗能行业向中西 部转移的趋势，零售气量的中长期增速有望领先同行；我们预计 2025-27 年零售气量增速 为+5.0%/+5.4%/+5.8%。双碳目标下燃气需求（工业、发电为主）稳健，叠加行业定价机 制保障，我们认为毛差有望维持合理区间，成本端改善将进一步夯实盈利韧性，我们预计 2025-27 年零售价差有望保持稳定。综合考虑公司零售气量增长、加气站租赁和批发利润贡 献增加，我们预计公司 2025-27 年天然气销售板块税前利润 yoy+3.2%/+7.6%/+2.7%。
LNG 接收站负荷率保持高位，福建新产能有望打通东南沿海供气通道。LNG 接收站高效运 行，我们预计 2025-27 年负荷率 85%-90%。公司当前 LNG 接收站总产能 1,300 万吨/年， 在建福建 LNG 接收站 300 万吨/年，投产后有望建立公司在东南沿海地区海上供气通道， 为公司拓展福建的天然气终端市场奠定基础；江苏如东拟扩建四期项目增加产能 350 万吨/ 年，投产后有望缓解当前如东接收站产能压力。
中国燃气：稳定高分红有望强化类债券属性
零售气量与毛差同比小幅下降，采暖季用气需求有望回暖。公司 1H-FY25 零售气量同比-1.5% 至 91.9 亿方；其中居民+0.1%/工业-1.1%/商业-2.2%；工业客户中钢铁、化工、建材等行 业用气偏弱，但金属制品、汽车制造等行业用气增长较好。公司 1H-FY26 零售气单位毛差 小幅收窄至 0.58 元，主要是非居气量同比下滑导致平均售价减少。考虑到工业用气需求尚 待恢复，我们预计公司 FY26-28 零售气量同比+2%/+5%/+4%。尽管工业气量占比下降， 但居民气顺价持续推进，我们预计公司 FY26-28 零售气毛差为 0.55/0.56/0.57 元/方。
接驳利润贡献有望持续回落，增值服务稳中有进，综合能源成核心增长引擎。伴随国内房 地产行业的调整，公司 1H-FY26 新增居民接驳同比-25%至 67.63 万户。气化率仍有提升空 间，截至 25 年 9 月末公司燃气经营区域居民气化率为 73.8%（同比+1.6pct）。我们预计 FY26-28 新增接驳或将持续回落，接驳利润贡献有望降至 10%以内（FY25：16%）。增值 业务拓展成效显著，净水服务业务正式启动，数字化赋能有效提升运营效率与销售转化率； 壹品慧分拆上市仍在推进中。综合能源业务实现飞跃式发展，工商业用户侧储能累计投运 617.7MWh、同比+694%，累计签约量达 1.2GWh，江苏、河南、广东等省份项目落地成效 显著。我们认为增值服务与综合能源有望在 FY26-28 成为公司新的利润增长点。
新奥股份：私有化略延后，产业链整合红利释放长期价值
天然气量价协同优化，平台气利润有望先降后升。2025 年前三季度总销售气量 302.0 亿方 （yoy+5.2%），其中平台交易气 39.50 亿方（yoy-2.8%），Q3 单季 12.61 亿方（yoy-7.1%）； 零售气 191.90 亿方（yoy+2.0%），Q3 单季 62.37 亿方（yoy+2.1%）。平台交易气资源池 动态调优，Q3 美湾船货切尼尔长协 3 船销往欧洲，灵活进口 2 船现货。考虑到平台交易气 价差逐步见底，我们预计 2025-26 年平台交易气核心利润有望先降后升、yoy-11%/+13%。 零售气量体现业务经营稳健，预计 2025 年毛利同比增长 4%。2025 年前三季度天然气零 售量 yoy+2%至 192 亿方，持续跑赢全国天然气表观消费量增速（yoy-0.2%）、略高于公司 1H25 同比增速（yoy+1.9%）。其中前三季度工商业售气量 yoy+2.5%至 152 亿方，得益于 工业新开口气量和存量需求挖潜；民生售气量 yoy+1.5%至 38 亿方。公司前三季度完成工 程安装的新开发家庭用户为 98.55 万户，新开发工商业用户已装置日开口气量为 952.63 万 立方米，有望助力零售气量持续增长。考虑到气量的小幅增长，我们预计 2025 年零售气毛 利 yoy+4%。 2024-25 年 DPS 有望稳步提升，高股息属性凸显。根据公司的分红承诺，2023-25 年特别 DPS 为 0.25/0.22/0.18 元，常规 DPS 每年增加额不低于 0.15 元、且现金分红比例不低于 核心利润的 30%；若私有化交易落地，2026-28 年计划分红比例不低于核心利润的 50%。 我们预计公司 2025 年 DPS 为 1.14 元。
深圳燃气：城市燃气与上游资源净利大增
天然气销量与批发量双增，气源采购优化降本。2025 年前三季度公司天然气销售量 50.30 亿立方米（yoy+18.5%），其中管道天然气销售量 39.12 亿立方米（yoy+2.2%），天然气批 发量 11.18 亿立方米（yoy+167%），批发量成为核心增长引擎。按区域划分，大湾区城市 燃气销量 10.75 亿立方米（yoy+5.0%），其他地区 15.85 亿立方米（yoy+2.3%），区域需求 稳步释放；电厂销售量 12.52 亿立方米（yoy-0.2%），基本保持稳定。公司持续丰富天然气 资源供应渠道，构建国内国际结合、长短期协议互补的资源池，通过“一盘棋”统筹采购 提升议价能力，有效降低购气成本，为燃气业务稳健增长奠定基础。前三季度天然气代输 气量 6.93 亿立方米（yoy+23.75%），输气业务规模同步扩大。 智慧服务拖累业绩，光伏胶膜与综合能源表现亮眼。归母净利润同比下滑主要受智慧服务 业务利润减少影响，“瓶改管”收官后的影响进一步弱化，核心利润指标降幅收窄、Q1/Q2/Q3 同比分别为-16%/-13%/-12%。光伏胶膜业务通过技术研发与设备改造实现突破，开发快固 EVA 胶膜等新技术，完成落后产能出清并获得先进技术溢价，前三季度出货量 yoy+48%， 竞争力持续增强。综合能源业务受益于新燃气机组投产，气电业务显著增长，成为营收增 长的重要支撑。公司研发投入同比增加，前三季度研发费用 6.44 亿元（yoy+26.6%），重点 投向新业务技术升级与产品创新，为长期发展注入动力。
佛燃能源：利润稳健增长，绿色甲醇新项目注资
城市燃气收入受气量影响下滑，毛利率因结构性因素提升。2025 年前三季度公司城市燃气 业务收入为 98.8 亿元（yoy-10%），主要受天然气供应量下降影响。2025 年前三季度公司 国内天然气供应量 35.24 亿方（yoy-9%），主要受到电厂和工商业用气需求下降影响。考虑 到电厂等低毛差气量的占比下降，我们预估公司城市燃气毛利率同比改善。 供应链业务收入大幅增长，积极推进绿色甲醇项目。公司持续推进供应链网络建设，2025 年前三季度供应链及其他业务营收 136.21 亿元（yoy+20.7%），通过发挥南沙仓储及小虎 石化码头优势，推进石油化工产品供应链业务。2025 年 10 月公司公告拟向 VENEX 公司 增资 3.1 亿元，用于投资佛山绿色甲醇项目，一期建设产能 20 万吨/年、远期目标 30 万吨/ 年。公司绿色甲醇具备先发优势和稀缺性，有望贡献中长期利润增量。
（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。）
