昆仑能源各业务布局情况如何？

2024年公司LPG销量578万吨，税前利润率提升0.9pct。

1.背靠中石油气量高增、毛差稳定，业绩增长可期

公司城燃业务具有气量高增和毛差稳定的双重优势。一是用户结构优势，公司零售 气中工业用气占比高达75%，23、24年工业销气量增速15.5%、16.5%，工业气高增 速带动零售气量提升，且工商业较居民用户的顺价能力更强，毛差结构性稳定。二 是项目分布优势，公司城燃项目多分布在西北、华中、华北等大工业用户聚集区域， 以及天然气消费量较高省份，能带动气量增长且保证长期稳定的用气需求。三是资 源优势，公司气源中大部分为国产管道气，相较海气具有成本优势从而价稳量增。

（一）气量高增：“工业占比高+区位优势”带动气量逆势增长

气量增速持续领先，2024年昆仑能源总销气量同比增长9.9%。2015年以来全国性城燃由于存在项目收并购气量增速通常较全国表观消费量偏高，近两年项目收购减少， 气量增速均多来自于自然增速，增速有所放缓。除2021年以外，公司2019-2024年的 销气量增速均高于同业，2024年在工业用气量高增16.5%的带动下，公司总销气量 增长9.9%，零售气量增长8.1%。 2024年同业公司中国燃气/华润燃气/香港中华煤气/新奥能源/港华智慧能源总销气 量增速：-4.2%/+2.9%/+4.7%/+0.1%/+4.5%；零售气量增速： +0.0%/+2.9%/+4.0%/+4.2%/+3.4%。受工业需求放缓和暖冬等影响，行业气量增 速整体略低预期，但公司增速持续领先。

气量高增原因（一）：工业用户占比高。公司下游用户主要为工业用户，工业气量 高增速带动零售气量增长。根据公司年报，天然气零售用户主要是工业用户，商业 和居民占比偏低，2024年工业销气量占比75%，对应销气量245.20亿方；商业用户 销气量占比9.1%，对应销气量29.91亿方；居民销气量占比11.0%，对应销气量36.09 亿方，此外加气站租赁出售后销气量缩至16.36亿方。销气增速方面，工业销气量增 速对整体气量增速影响较大，2023、2024年工业销气量增速分别为15.5%、16.5%， 带动公司零售气量高增，分别为9.2%、8.1%，远高于同业零售气量增速。 销气结构方面，对比同业公司，2024年全国性城燃中除华润燃气外均有批发、代销 或贸易气量，华润燃气的零售气量是五大城燃中最高的，居民和工商业的零售气量 均占优势；新奥能源工业气占比69%，除昆仑能源外工业气占比最高的公司，港华 智慧能源和香港中华煤气居民、工业、商业和批发气的销量相对均衡。

气量高增原因（二）：存量和增量城燃项目分布在天然气消费量较高省份。截至2024 年末公司城燃项目共计288个，分布在中国28个省市及自治区（包括21个省、4个自 治区和3个直辖市）。伴随存量城燃项目规模扩大，新增项目节奏放缓，21-24年每 年新增项目数量减少，2024年新增8个城燃项目，后续资本开支或放缓。从项目布局 上看，公司城燃项目多集中在西北、华中、华北等工业用户集中地区，当前山东省项 目数量最多，有43个城燃项目，江苏省33个，云南省21个，河北省20个、新疆自治 区20个，其次是华中地区如河南、安徽、湖北、湖南等项目数量均超过10个。

从增量项目上来看，统计2021-2024年公司新增控股城燃项目分布，以及各省最新天 然气消费量、2021-2024年天然气消费增量和增幅等数据。可见公司近四年新项目投 产最多的省份是江苏、山东、新疆、河南、天津、辽宁等省市，且都属于天然气消费 量较高（年度消费量基本在100亿方以上）的地区，尤其是江苏省作为2024年天然气 消费量第二大省市，公司在该地区连续三年新增了11个城燃项目，在项目投资和落 地上执行力强，能较好保证气量增长的优势。存量项目方面，统计2024年的公司城 燃项目分布和我国各省天然气消费量，具有较高的重叠性，公司项目基本分布在天 然气消费能力较强的省市区。

气量高增原因（三）：公司气源中管道气占比高，城燃项目距离主干管网更近，所 在省份门站价更低。（1）控股股东中石油为公司提供气源，公司国产管道气占比更 高，较少采购进口气，管道气整体采购成本偏低。2019-2024年公司购气价介于1.79- 2.38元/方，同业公司介于1.99-3.07元/方，公司采购成本较同业低10-20%；（2）公 司在西北地区的更多分布城燃项目，城燃项目距离主干管网和气源更近，天然气基 准门站价更低，拉低整体购气成本。因此，昆仑能源虽进入市场较晚但具备气源和 区位优势，平均购气价格上具有优势，在同一地区更具竞争力。

分析2019年4月国家发改委发布的最新天然气基准门站价，受资源禀赋，运输距离、 消费强度的影响，我国由西北至东南天然气基准门站价格逐步走高。门站价最低的 新疆地区基准价仅1.03元/方，而最高的广东地区基准价是2.04元/方，有近1倍的价 差。相比同业，公司在新疆、甘肃、云南等门站价较低的省份分布有更多城燃项目， 能拉低整体采购成本。

中石油高比例管制气部分上浮比例较低，整体定价相比同业更低。根据隆众资讯网 报道，今年3月中石油、中石化出台了2025-2026年管道气定价方案。中石油50%~60% 的管制气上浮比例为18.5%，30%~40%的非管制气固定量部分上浮70%。中石化30% 的指导价部分上浮18%，35%的基础量部分上浮30%~50%，其余部分参考进口长协 和进口现货价格，上浮比例较高。因此，中石油的定价通常相比中石化和中海油更 低，在同一地区昆仑能源和其他公司拿到的中石油气源价格相当，但高比例中石油 管道气源一方面相比海气具备优势，二是比中石化和中海油占比高的公司更具优势。

公司气源结构中高比例来自于中石油管道气，价格优势显著。以山东省为例，已知 最新基准门站价为1.84元/方，做以下假设：（1）参考各月天然气表观消费量，全国 非采暖季用气量通常是采暖季的1.35倍，假设A公司采暖季用气量100个单位，非采 暖季用气量135个单位；（2）2025年初至今，中国LNG到岸价均值约4900元/吨，折 合为3.5元/方，考虑码头接卸费用等，假设联动CLD这档的价格是4.0元/方。 通过以上数据初步计算2025年中石油在山东省的合同气价是2.64元/方，同理可计算 2024年是2.58元/方；中石化的计算方式类似，计算2025年的合同气价是2.79元/方， 2024年是3.00元/方。因此，在同一省份由于中石油的资源优势，同样的基准门站价 下相较中石化的价格更偏低，2025年两者的价格差距有所收窄但中石油仍具优势， 而相较中海油的价格优惠幅度更大。（需说明此处仅列举初步计算的方式，未考虑 中石油、中石化与各省子公司签定协议的差异，仅用于对比不同年份中石油由于气 量结构调整导致的价格差异，以及中石油、中石化在同一省份的定价差异，计算数 据和实际情况存在差异）。

（二）毛差稳定：多年来毛差相较同业稳定，抗击价格波动能力强

公司天然气购售价格相对较低，毛差相对平稳，近年来始终维持在0.5元/方左右。回 顾公司近年来的毛差变化，2020年以前，公司毛差维持在0.5元/方以上的水平，盈利 稳健。2021-2022年受海外气高涨的影响较小，多数全国性城燃公司毛差下滑 10%~20%，2021年公司毛差略下滑至0.48元/方（同比-3.8%），2022年修复至0.50 元/方（同比+4.2%），相较同业公司毛差显著稳定，有很强的抗波动能力。2024年 公司剥离高毛差的加气站业务，全年毛差结构性下滑至0.47元/方（其中24H1毛差 0.45元/方，24H2环比有所提升），此后加气站业务由自营调整为租赁，结构性调整 结束后毛差有望继续维稳。

毛差稳定原因（一）：公司工业气占比75%，非居民气顺价能力更强，毛差波动小。 公司客户结构特殊，在全国性城燃中工商业用气量占比最高，2024年分用户销气结 构中，有75%的工业气量，9%的商业气量和11%的民用气量。相比居民用户，工商 业等非居用户始终实行价格联动机制，通常顺价的频率更高，幅度更大，用户价格 承受能力更强，也是公司能在21、22年保持毛差稳定的主要原因。居民部分截至2024 年末，36亿方的居民气量中也有61%实现顺价，相较2023年末提升13%。后续公司 加气站业务调整完成，在非居用气占比超85%的情况下，毛差能继续维持稳定，且伴随居民用气顺价比例的提升有所改善。

2023年2月，国家发改委下发《关于提供天然气上下游价格联动机制有关情况的 函》，推动终端销售价格与上游采购成本联动，国内多地开启居民/非居民用气销 售价格联动调整，理顺天然气销售价格和气源成本的关系。梳理部分省市出台的天 然气上下游价格联动机制，当期加权平均采购成本超过基期加权平均采购成本一定 幅度时会触发调整机制，通常联动调整额度=（本期加权平均采购价格-基期加权平 均采购价格）/（1-供销差率）。 但居民用户和非居民用户的调整方式存在差异，联动周期上居民用户每年或每半年 调整一次，而非居用户最多半年，或每个季度，甚至争取每月调整一次。调价幅度 上，各地方政府本着避免过度增加居民用户负担的原则，会在居民调价上限做一定 限制，非居民用气价格调整幅度不限，或极少数会设置上限。整体来看，非居用户 的顺价机制会相对居民用户周期更短、幅度更大，顺价程度更高。当前各地调价机 制陆续落地中，更多出台的是之前未完成顺价的居民端，工商业端则提高顺价频率 或提高最高售价上限，城燃公司盈利稳定性提升。

毛差稳定原因（二）：工业用户规模大，单户销气量更高，保供需求强，合同价格 稳定。公司城燃项目多分布在西北、华中、华北等大工业用户聚集区域，不同规模的 工业用户用气量差异较大，小规模工业用户年用气量可能在50万方以内，而大规模工业用户则可能超过200万方。对比同业，根据工业销气量/工业用户数=单户销气量， 昆仑能源的单户年销气量在150万方左右，而华润燃气和中国燃气的单户销气量基本 在50万方波动，差距较大。因此昆仑能源的工业单户销气量更高，用户规模更大， 且大型工业用户通常追求长期稳定保供，合同量大且价格波动偏低，也是公司毛差 稳定的重要因素。

毛差稳定原因（三）：控股股东中石油给予气源保障，且依靠天然气主干管网拓展 项目，发挥和上游的协同效应。2016年公司收购中石油昆仑燃气股权后，成为中石 油天然气终端利用业务的唯一平台，并在国家管网公司成立后逐步褪去管网业务， 专注于下游城燃销售。控股股东中石油涵盖天然气全产业链业务，统筹调度为公司 提供优质、稳定的气源供应。从发展历程来看，公司是中石油产业链中逐步孵化出 的天然气终端售气平台，依靠中石油历史管网开拓项目，城燃项目距离我国《中长 期油气管网规划》中的天然气主干管网更近，能更好地发挥和上游股东的协同作用， 兼具资源优势和成本优势。

2.非气业务聚焦产业链上下游，稳定贡献营收利润

（一）LPG 业务加大资源统筹协调，24 年税前利润提升 40%

2024年公司LPG销量578万吨，税前利润率提升0.9pct。LPG销售是公司除天然气销 售外的第二大收入贡献来源，2021年以来公司的LPG总销量保持在550-600万吨，是 国内第二大的LPG经销商。2024年公司在资源侧加大统筹协调力度，在销售侧向炼 化企业增供更为适用的进口LPG，全年LPG销量578万吨。其中，LPG零售销售量为 188万吨，占比32.5%，LPG批发销售量为390万吨，占比67.5%。近年来LPG业务稳 定贡献收入250亿元左右，2024年LPG收入256.01亿元（同比-4.5%），利润率有所 提升，2024年LPG税前利润7.73亿元（同比+39.8%），税前利润率3%（提升0.9pct）。

LPG上游资源90%来自中石油，积极拓展进口LPG资源开发。公司LPG上游资源主 要来自中石油，占比高达90%，其余还有5%中石油以外的国内资源，和5%的进口资 源，2025年公司将积极扩大LPG进口规模，推进青岛董家口库尽早投运、盐城码头 库开工建设。销售方面，公司LPG销售覆盖全国31个省、市、自治区，以工业用户 为主导，采取区域间紧平衡策略，在资源相对集中的东北、西北地区占据主导地位， 24年销量占比达36%和22%。销售业务涵盖批发、终端等多种类型，是行业内经营 类型较为齐全的企业之一。

（二）LNG 进口量提升、接收站产能扩张、加工厂扭亏增盈成效显著

LNG加工与储运业务稳定增长，接收站和加工厂各贡献一半收入。公司LNG加工与 储运业务稳健，营业收入由2020年的63.64亿元增至2024年的91.84亿元，税前利润 由2020年的25.96亿元增至2024年的36.62亿元，利润率高达40%。加工储运板块包 括LNG接收站和LNG加工厂两部分，2024年LNG接收站收入47.86亿元（占比52%）， LNG加工厂贡献收入43.98亿元（占比48%）。近年来LNG加工储运业务的处理量保 持稳定，维持在190亿方左右，其中接收站气化量占大部分，2024年达151亿立方米。

2024年末我国LNG接收站年接收能力超过1.4亿吨/年，LNG进口量不断提升。2022 年中国取代日本，成为全球最大的LNG进口国，LNG接收站作为中国LNG进口的唯 一通道，在整个天然气产业链中具有接卸、储存、气化和调峰功能，是产业链上重要 的基础设施。根据中国石油经济技术研究院数据，截至2024年末我国已建成LNG接 收站32座，接收能力超1.4亿吨每年。2024年惠州、漳州等4座LNG接收站新建投产， 北燃天津、新天唐山等5座LNG接收站完成扩建。未来“十四五”、“十五五”期间， 国内LNG接收站规模将继续扩展，LNG进口量不断提升。

伴随LNG接收站投产，LNG进口量和占比已持续提升。2023年国内LNG进口量960 亿立方米（同比+12%），根据彭博预测，到2030年我国全年进口气量将达到1510亿 方，较当前进口气量增加一半以上，2030年LNG进口量是管道天然气进口量的1.5倍。2023年，我国国内天然气产量，LNG进口量、管道气进口量占比分别为58.6%、24.4%、 17.0%；到2030年，三者占比分别为55.0%、26.2%、18.8%。

公司目前拥有两座LNG接收站，2024年平均负荷率达87.6%。公司目前拥有两座 LNG接收站，分别在河北唐山、江苏如东，项目规模均为650万吨/年，2024年共实 现LNG气化装车量159.40亿方（同比-2.4%）。两座接收站平均负荷率为87.6%（同 比-3.0%），在“长三角”和“京津冀”等地区的天然气调峰保供中发挥了关键作用。 公司有序开展战略性、前瞻性项目建设，2024年福建LNG接收站外输管道建设，江 苏LNG三期配套码头工程和储罐扩建项目继续推进，6条支线管道已建成投产，未来 将形成更强的战略优势。福州LNG接收站计划2027年完工，项目规模为300万吨/年。

截至2024年，公司拥有14个LNG加工厂，分布在全国10个省。公司LNG产业链一体 化优势充分发挥，LNG工厂运营效率不断提升，全年13座LNG工厂实现盈利，1座 LNG工厂实现减亏，加工负荷大幅提升，共实现加工量35.50亿方（同比+7.23亿方）， 平均生产负荷率为64%（同比提高18.6pct）。公司LNG加工厂分布在全国10个省， 其中新疆维吾尔自治区有3个，四川和河北省2个，其余省份各1个。

（三）“以气代油”聚焦天然气全产业链，勘探与生产业务规模收缩

公司原油勘探与生产业务共4个项目，2024年原油权益销售量829万桶。近年来公司 已完成从上游石油勘探向天然气终端利用的主营业务战略转型，原油勘探业务规模 减小。目前，公司在阿曼、泰国、哈萨克斯坦3个国家拥有4个石油勘探开发区块， 项目到期时间在2032-2047年之间。2024年公司权益原油销售量829万桶，同比下降 10.0%，主要系辽河、秘鲁油田勘探合同分别于2023年2月和10月到期，勘探与生产 业务实现营收1.71亿元（同比-81.2%），实现分部利润2.23亿元（同比-42.8%）。 公司当前聚焦城镇燃气、LNG全产业链的绿色发展和高附加值业务，原油勘探业务 规模有所收缩，为清洁能源发展贡献力量。

近年来国际油价波动较大影响公司原油售价，23-24年逐步趋于稳定。近年来受疫情 以及地缘政治影响，国际原油价格波动较大，2019-2024年公司原油平均销售价格与 国际原油价格走势基本一致。2022年受俄乌冲突影响国际原油价格大幅上涨，公司 原油平均售价涨至77.5美元/桶，后续局势放缓原油价格回落，2024年公司原油平均 售价66.7美元/桶（同比-0.3%）。未来勘探与生产业务在现有项目到期前销量有望维 持稳定，售价随油价略有波动但低于油价振幅，截至6月9日布伦特原油期货结算价 年初至今累计同比-15.1%。