2022年新奥股份研究报告 天然气持续高景气，多品类能源销售打造龙头企业核心竞争力

公司概况：天然气智能生态运营商

天然气一体化龙头企业

公司是全国天然气行业龙头，具备天然气一体化布局。公司前身是河北威远实业股份 有限公司，从事农药、兽药的生产与销售，2011 年新奥控股后，增加二甲醚等产品，转向 能源化工类业务。2014 年和 2016 年公司分别收购沁水新奥 100%股权和 Santos10.07% 股权，布局煤层气制 LNG，扩展海外天然气上游资源。2019 年公司剥离农兽药业务，2020 年收购新奥能源，2022 年 6 月公司公告收购新奥（舟山）液化天然气有限公司 90%股权， 专注天然气业务，打造天然气一体化产业链。

公司主营业务涵盖天然气零售、批发及生产，综合能源，工程施工及安装，煤炭及甲 醇等业务。天然气业务方面，2021 年公司天然气销售总量为 372 亿方，截至 2021 年末， 公司在全国拥有 252 个城市燃气项目， 202,459 个工商业用户，现有管道长度约 7.3 万公 里。综合能源方面，2021 年内投运综合能源项目 31 个，累计已投运综合能源项目达 150 个，用能规模 190.65 亿千瓦时，同比增长 58.3%。在建项目 42 个。2021 年公司自产煤 炭、甲醇分别为 392、142 万吨。

重组后公司整合上下游资源，致力于成为创新型的清洁能源上下游一体化领先企业。 新奥股份主要业务涵盖天然气生产与销售以及能源工程等清洁能源上游业务，新奥能源主 要从事投资及建设、经营及管理燃气管道基础设施、车船用加气站及泛能站、销售与分销 管道燃气、液化天然气及其他多品类能源、能源贸易等下游业务，拥有强大的天然气分销 网络和相关基础设施，是国内城市燃气行业领先企业。重组后公司将致力于全产业链布局， 上游进一步获取优质资源，下游进一步提升天然气分销能力和综合能源服务能力，同时增 加上下游的协同合作，使得上游资源可以更好的对接下游客户，资源在整个板块内部更高 效流动。未来公司整个能源板块将定位于综合能源服务商，进一步夯实和提升公司在天然 气行业领域的领先地位。

公司上下游资源结合带来更强大的议价能力和生态聚合效应。公司具备上游气源及下 游分销渠道，在气源保障、成本控制以及销售渠道方面能够形成稳定闭环，在采购、销售 价格、管输成本等方面具有更强的议价能力。下游依托舟山接收站码头、运途云等实现资 源的串换，借助内外部储气库/罐、管网、输配等统筹运营，提升整体储运能力。公司借助 庞大的下游市场吸引资源方生态伙伴加入，借助舟山接收站形成的进口、储运能力吸引需 求方参与，以下游需求和上游资源为核心，打造生态圈，放大交易规模，形成资源和市场 的聚合效应。

完成资产重组及收购新奥舟山，业务协同蓄力发展

2020 年公司收购新奥能源（H），剥离 Santos，完成重组。新奥股份（A）和新奥能 源（H）分别处于能源产业链上游和下游，实际控制人均为王玉锁先生。2020 年新奥股份 完成向大股东王玉锁购买其所控制的全部新奥能源 32.80%股份，对价为 258.4 亿元，通 过三种方式支付，分别为现金支付 55 亿元，向大股东发行股份方式支付 132.5 亿元，发 行价格为 9.88 元/股（除权除息后 9.67 元/股），以联信创投（9.97%Santos 股权）通过 资产置换方式支付 70.9 亿元。

2022 年上半年公司收购新奥舟山，进一步打造新奥股份天然气产业链一体化布局。 新奥舟山主要负责 LNG 加注及接收站项目的建设和运营，业绩表现良好，2020 年和 2021 年实现营收 9.19 亿元和 13.77 亿元。新奥股份以发行股份及支付现金相结合的方式购买新 奥舟山股权。其中，新奥股份向新奥科技发行股份购买其持有的新奥舟山 45%股权，向新 奥科技、新奥集团、新奥控股支付现金分别购买其持有的新奥舟山 25%、15%和 5%的股 权，现金对价由新奥股份全资子公司新奥天津支付。本次交易于 2022 年上半年完成，目 前新奥股份通过全资子公司新奥天津间接持有新奥舟山上述 90%股权。

公司实际控制人仍为王玉锁先生，股权进一步集中。收购完成后，新奥能源(H)和新 奥舟山纳入新奥股份(A)合并范围。截至 2022 年 10 月 13 日，公司总股本为 30.9 亿股， 新奥国际持有公司 44.30%的股份，公司的实际控股人未发生改变，仍为王玉锁先生，王 玉锁先生及其一致行动人合计控制上市公司 72.36%股份。

公司调整管理层结构，强强联手保障稳定运营。2020 年 9 月，公司调整了核心管理 层结构：调整原 CEO 于建潮先生为联席 CEO；聘任原新奥能源(H) CEO 韩继深先生为 联席 CEO；聘任原中海油气电集团贸易分公司常务副总经理郑洪弢先生为总裁；聘任原新 奥能源(H) 董事王冬至先生为 CFO；2021 年原副总裁关宇先生辞任，韩继深先生和郑洪 弢先生分别聘任为董事。2022 年蔡福英辞任监事会主席，由李岚接任。资产重组后，公 司管理层强强联手，为天然气上下游一体化发展提供有力保障。

2021 年发布限制性股票激励计划，绑定核心人员利益。2021 年 1 月 20 日，公司发 布限制性股票激励计划，向激励对象授予 1,834 万股限制性股票，授予价格为 7.03 元/ 股，占当前总股本的 0.34%。此次股权激对象共 50 名，涵盖董事、高管、及核心业务人 员。本次激励计划授予的限制性股票的考核年度为 2021-2024 年度，分年度对公司的业 绩指标进行考核，以达到业绩考核目标作为激励对象当年度的解除限售条件之一，考核目 标为：1）100%解除限售的条件：当年评估利润较 2020 年评估利润 CAGR≥20%；2） 80%解除限售的条件：当年评估利润较 2020 年评估利润 18%≤CAGR<20%；3）未满足 业绩考核目标，则当年计划解除限售的限制性股票均不得解除限售，由公司回购注销。

2021 年限制性股票激励计划预留授予 1,130,068 股回购股份性质变更为有限售条件 流通股，并于 2021 年 12 月 3 日完成预留授予登记工作。

为进一步聚焦天然气主业，公司已出售参股公司新能凤凰（滕州）能源有限公司的 40% 股权，并于 2022 年上半年购入新奥（舟山）90%股权。新能凤凰主要从事甲醇的生产和 销售，两条生产线产能 120 万吨。2021 年 4 月 16 日，公司向联泓新科出售所持有的滕州 公司 40%股权，并于 2021 年 10 月购买由新奥科技、新奥股份与新奥控股合计持有的新 奥（舟山）液化天然气有限公司 90%股权，进一步彰聚焦主业、全力进军天然气全产业场 景、成为领先的天然气产业智能生态运营商。

业绩亮眼，天然气一体化龙头启航

新奥股份控股子公司新奥能源是城市燃气行业龙头企业。新奥能源于 1992 年开始从 事城市管道燃气业务， 2001 年在香港联交所挂牌上市，2006 年取得天然气、液化石油气 等清洁能源的进出口权，成为国内继“三桶油”之后第四家获得天然气进出口权的企业。 经过近三十年的勤勉耕耘，新奥能源已经成为了全国最大的清洁能源分销商之一，在城镇 燃气领域具有行业龙头地位。截至 2021 年 12 月 31 日，新奥能源在全国运营 252 个城市 燃气项目，覆盖接驳人口达 1.12 亿人，累计投运泛能项目 150 个，拥有中输及主干管道 7.3 万公里，拥有的天然气储配站合计日供气量 1.63 亿方。新奥能源目前着力打造燃气分 销、管网运营、泛能服务核心业务，实现转型升级。

公司燃气业务布局全国 20 个省市及自治区。公司运营项目主要集中在沿海或空气污 染治理严格地区，运营地区经济较发达，客户承担能力强，所在地政府对环境治理的高标 准严要求促进当地天然气发展政策的落实。随着客户的持续增加与深度认知，更多的客户 需求将会被挖掘，同时带动新奥能源增值业务迎来快速增长期，带动新奥能源业务可持续 性发展。

重组后天然气成为公司主要营收和利润来源。2019 年及以前，公司营收结构多元化， 以贸易、化工、能源工程等为主。重组后，2021 年天然气零售业务成为公司最主要的收 入来源，占比 48.91%。公司逐步实现了上下游协同发展，资源在整个板块内实现更高效 流动。 2021 年天然气业务与工程服务贡献大部分毛利。2019 年，公司利润主要来源于煤炭、 甲醇、能源工程和能化品贸易。

2021 年，天然气零售、天然气批发、工程施工与安装分 别贡献了 37.7%、2%、27.6%的毛利，成为重要的利润来源。

受益于天然气行业发展，公司利润稳定增长。2016 年以来全球能源品价格回升；2020 年受新冠疫情影响，全球能源品价格大幅下跌；2021 年全球经济复苏，能源品价格逐步 回暖。2019-2021 年公司营收及归母净利润快速增长。2019 年能化产品价格下跌，同时 公司煤炭业务因运输事故导致停工，公司营收 135.44 亿元，同比降低 0.7%，归母净利润 为 12.05 亿元，同比降低 9%。受资产重组并表以及天然气行业高景气的影响，2021 年实 现营业收入 1160.31 亿元，同比增长 31.71%。2022H1 公司营收约 730.86 亿元，同比增 长 41.02%；归母净利润约 15.35 亿元，同比减少 26.1%。伴随国家管网公司成立、环境 约束、碳中和承诺、能源体制改革逆转供需格局、再电气化大势所趋、异质能源替代提速 等不断驱动能源产业巨变，能源结构调整和市场化改革为公司带来了新的发展机遇。

天然气持续高景气，多品类能源销售打造龙头企业核心竞争力

低碳政策+供需市场双轮驱动，天然气行业快速发展

天然气是最清洁的化石能源，碳中和背景下极具发展潜力。天然气的主要成分为甲烷， 几乎不含有硫、粉尘等有害物质，燃烧产物为二氧化碳和水，相较于石油、煤炭等更为清 洁。 我国天然气行业发展仍处于上行阶段，产量与储量齐增。

我国天然气表观消费量持续 上升，2021 年我国天然气消费量为 3,726 亿立方米，同比增长 12.70%，增速显著高于 2020 年的 5.6%。由于我国天然气行业需求增速显著高于产量增速，进口依赖度持续提升，随 着天然气的推广使用，我国产量和消费量有望进一步提升。

工业燃料、城镇燃气和发电拉动天然气消费增长。从消费结构上来看，2020 年工业 燃料和城镇燃气用气占比基本持平，均在 37%-38%，发电用气占比 16%，化工用气占比 9%。

目前中国天然气消费在能源消费中的占比远低于美国、日本等发达经济体。中国富煤 少碳的资源配置下，国内能源供应主要来自煤炭。我国 2000 年能源消费结构中，煤炭占 比最大，达 68.5%，石油、天然气和非化石能源占比分别为 22%、2.2%和 7.3%。2000-2020 年间，煤炭和石油占比降低，分别降低 11.7pcts 和 3.1pcts，天然气占比提升 6.4pcts 至 8.6%。美国、日本、欧盟的天然气消费占比分别为 12%、26%、11%，全球平均比例为 27%，相比之下，中国的天然气供给比例仍有较大提升空间。

中国能源转型势在必行。2011 年之后，国内煤炭的使用量从快速增长模式转变为稳中 有降，占能源消费总量比例从 70%降至 2019 年的 56%。同时，核电、风电、光伏发电、 氢能等新能源的消费量快速增长。中国的能源结构正在从过去的单一使用煤、石油和天然 气等化石燃料向多种新能源协同发展迈进使得经济逐步，新能源的发展使得工业向清洁生 产和低碳环保转型。我们预计 2020、2030、2040、2050、2060 年，我国非化石能源消 费占比分别为 16.6%、21.7%、27.7%、45.2%、68.4%、94.0%，增量主要由光伏风电贡 献，而传统能源中的煤炭消费占比将从 56.7%降至几乎为 0。

天然气在一次能源消费结构中的占比有望持续提升。根据 Bp 数据，我国天然气消费 量逐年增加，2020 年为 3250 亿方，2021 年达到 3690 亿方。Bp 预计 2025 年中国天然 气消费量将达到 5282 亿立方米，2030 年将达到 5815 亿立方米，其后天然气消费将稳步 可持续增长，2040 年前后进入发展平台期。

政府出台多项政策支持天然气战略发展，产业发展加快。为了优化能源结构、发展低 碳经济、促进节能减排、提高人民生活质量，政府出台了多项天然气政策，旨在统筹国内 外资源、市场，提高天然气在一次能源消费结构中的比重，优化天然气消费结构，提高能 源利用效率。在“煤改气”政策驱动下，“2+26”城市所在省市煤炭消费量稳中有降，天 然气消费量快速提升，2005-2017 年 CAGR=17.6%。未来随着煤炭消费量的下降，预计 天然气消费增量空间仍然较大。

“十三五”规划基本完成，“十四五”规划仍具发展空间。2020 年是“十三五”规划 的收官之年，“十三五”时期，我国天然气在一次能源消费结构中的比例从 5.9%提高到 8.5%，天然气产量 1888 亿立方米，基本实现预期目标。2020 年中国人均天然气消费约 230 立方 米，大大低于世界平均水平的 514 立方米。若人均消费达到当前世界平均水平，则天然气 消费总规模可增至 7000 亿立方米以上，未来发展空间可观。“十四五”规划提出，稳步推 进天然气产业上中游各环节的体制改革；提高国内天然气勘探开发力度；促进天然气对外 合作；稳定社会对天然气市场发展和行业改革的预期。我们预计“十四五”时期中国天然 气消费有望迈入中高速增长阶段，产供储销体系建设也将更加完善，随着上下游竞争环境 的改变，门站价格有望放开，竞争性市场初步形成。

城燃龙头借势发力，稳步增长盈利可观

公司深入发展天然气一体化业务，打造智能生态运营商。公司以“基于新奥全场景， 以物联促进智能，用智能升级产业，做天然气产业智能生态运营商”为愿景，深入发展天 然气一体化业务，打造天然气智能生态运营商。公司逐步巩固经营区域，深挖客户需求， 拓展更多用户，形成“南北贯通、东西互联。气液相宜”的国内输配大通道和储气能力网 络。公司逐步发展“技术驱动，设计牵引”的模式，实现工程技术能力显著提升和发展模 式转型升级。

城燃行业集中度向发达国家看齐，新奥能源市场份额逐步提升。2017-2019 年，新奥 能源的市场占比分别为 8.22%、8.34%和 8.91%，2020 年公司天然气销量达到 295.7 亿 立方米，市占率有望进一步提升。天然气销售行业具备一定排他性，头部企业开拓市场后， 下游客户具有一定天然粘性，不易出现客户流失现象，2019 年国内 CR10 达 57.0%，CR3 达 27.4%。参照天然气进口消费国英国和日本，天然气行业发展成熟后，预计国内龙头销 售企业市场份额将进一步提升。公司具有技术、规模、管理等方面的优势，成本更具竞争 力，逐渐成长为国内行业龙头。凭借三十年的城市燃气企业管理经验及强大的基础设施， 公司的市场份额有望逐年提升。

中国城镇化率空间较大，拉动城市燃气业务需求向好。根据世界银行发布的统计，2019 年美国、澳大利亚、韩国等发达国家的城镇化率均在 80%以上，俄罗斯在 75%，中国仅 为 60.6%，仍有较大的提升空间。中国社会科学院发布的《中国农村发展报告 2020》预 计，到 2025 年中国城镇化率将达 65.5%，新增农村转移人口 8000 万人以上。“十四五” 也提出中国常住人口城镇化率提高到 65%的规划。联合国预计 2030 年中国城镇化率将达 到 70%，中国城镇化率有望进一步提升，拉动城市燃气业务需求向好。

燃气安装业务主要面向居民用户和工商业用户，提供燃气使用相关设备的安装、管道 建设服务。居民用户工程安装对象包括新建商品房、原有未安装管道燃气的居民住宅等， 主要是对居民小区建筑红线内的庭院管网及户内设施进行安装建设，并收取工程安装费用。 工商户工程安装业务是对工业、商业、福利性单位等客户进行管道燃气工程安装。 2020-2021 年公司分别完成居民用户用气设施接驳 229 万户、262 万户，工商户 28367 户、25331 户。《“十四五”新型城镇化实施方案》中提出，到 2025 年，全国常住人口城 镇化率稳步提高。未来中国城镇化水平提高将带动天然气消费人口稳步增长；同时，根据 国家能源局石油天然气司编写的《中国天然气发展报告（2021）》，2040 年前我国将稳步 拓展工业“煤改气”，我们预计 2022-2030 年，公司新增用户数 CAGR 约为 10%。

安装业务推动公司天然气用户稳定增长，工商业天然气消费量占比大。2019-2021 年， 公司天然气零售业务接驳工商业用户总数分别为 149、177、202 千个，呈稳定增长趋势； 2020-2021 年累计接驳住宅用户分别为 20920、23210、25835 万户；公司下游用户稳定增 长带给了未来天然气零售业务稳定的利润成长空间。2020 年-2021 年工商业用气量占天然 气零售销售总量比例分别超过 77%-79%，高位稳定的工商业用气量占比，使得公司定价机 制更加灵活（居民用气由政府部门定价，工业用气采用市场化定价），可以有效抵御上游 气价波动的风险。

公司能源工程业务主要实施主体为 2015 年全资收购的孙公司新地能源工程技术有限 公司。主要的工程建设项目包含天然气长输管线、储备调峰站、LNG 接收站、LNG 液化 工厂等。公司拥有市政公用、化工石化医药等行业的咨询、设计及工程施工总承包等多项 资质和国家专业认证。

曾参与多项国内长输管道及 LNG 相关项目建设。公司在管道建设、LNG 接收站建设等方 面拥有大量的工程经验，此外，公司拥有专业的科研机构，在煤基催化、气化、甲烷化， 天然气净化、液化及系统能效等方面获得多项国家专利，并形成具有自主知识产权的专有 技术，在相关领域具备较强的竞争力。

天然气管网建设加速，公司工程安装业务充分受益。相较于高增长的天然气需求，我 国管道运输能力尚显不足，尤其是在主干管道之间、主干管道与省级管网之间、沿海 LNG 接收站与主干管道之间的互联互通程度较低。加速管网设施建设、提升天然气储运能力是 我国能源行业的关键举措。根据国家能源局发布的《中长期油气管网规划》，至 2025 年， 国内油气管网规模提升至 24 万公里，其中，天然气、原油、成品油管道里程数分别达到 16.3 万公里、3.7 万公里、4 万公里。国家油气管网设施的公平开放将进一步加快推进中 国天然气基础设施建设，促进公司工程施工业务发展。持续提升的城镇化率、气化率以及 煤改气政策的持续推动将刺激公司工程安装业务增长。

综合能源业绩亮眼，未来黑马值得期待

综合能源销售及增值业务业绩亮眼。公司设立综合能源业务，由单一的燃气销售变革 为多品类的能源销售，由简单的满足客户燃气需求转变为满足客户深层次的、最终端的用 能需求，如采暖、制冷、生活热水、蒸汽等。综合能源业务可将天然气、风、光、地源热、 生物质等多类能源根据客户用能规律以及当地资源禀赋，因地制宜地进行匹配与调度。 2017-2021 年，综合能源销售及服务业务及增值业务收入增长较快。2021 年，公司累计 已投运的综合能源项目达 150 个，带来冷、热、电等总共 190 亿千瓦时的综合能源销售量。

公司积极布局氢能等多种能源综合利用项目，节能减排，高效创收。2020 年，公司 位于海南省洋浦经济开发区的综合能源项目正式投运，项目充分利用海南当地丰富的生物 质资源和天然气，为客户提供稳定蒸汽供应，同时利用中温中压蒸汽通过轮机发电，满足 客户用电需求。该项目可为洋浦经济开发区每年节约 10.7 万吨标准煤，减少二氧化碳排放 28 万吨。公司积极布局氢能源产业链，在辽宁葫芦岛开工建设公司首个氢气供应项目，利 用天然气经过加压脱硫及转化，再以变压吸附提取氢气，满足客户氢气需求，增加新收入 来源的同时扩大天然气销售量。同时公司参股投资上海加氢站建设，未来可结合现有能源 基础设施优势，为客户提供低碳能源供应。公司也在长江中下游发展分布式清洁供暖项目，累计供暖面积超过 500 万平方米。此外，公司积极响应国家清洁能源政策，开展利用低碳 能源，包括生物质、光伏、地热等综合能源项目。

管网改革逐步落地，依托舟山接收站增量可期

LNG 进口资源丰富，管网改革逐步落地

我国天然气储产比较低，未来需求增量将主要依赖进口。自 2019 年国家提出油气增 储上产七年行动计划以来，两年间中国天然气探明储量增加约 2.3 万亿立方米，成效明显。 “十三五”期间，中国累计新增天然气探明储量约 49880 亿立方米，超额完成国家《天然 气发展“十三五”规划》目标（40000 亿立方米）。我国天然气基础储量（地质勘探程度 较高，可供企业近期或中期开采的资源量）与产量之比仍在 30 以上，短中期增产有保证。 然而自产气存在开采周期长等缺点，预计进口气仍为未来我国最大的天然气资源增量来源。

管道气来源有限、投资周期长，未来进口缺口将主要由 LNG 弥补。长期以来，我国 进口天然气以管道气为主，LNG 只占进口量 15%左右，主要用于冬季调峰。2015 年来， 我国 LNG 进口量加速增长，近 5 年复合增速 28%，远超于管道天然气进口增速，进口量 从 2016 年 365 亿立方米增长至 2020 年 944 亿立方米，增长 159%；同期进口管道气从 392 亿立方米增长至 483 亿立方米，增长 23%。LNG 进口来源进一步多元化。2020 年我 国进口 LNG 来自 24 个国家，较 5 年前增加 9 个国家，进口格局愈发多元化。

管网公司投入运营，油气体制改革取得突破性进展。2019 年 12 月 9 日，国家石油天 然气管网集团有限公司（以下简称“国家油气管网公司”）在北京正式成立，标志着我国 油气体制改革取得实质性突破，改革将迈入新阶段。天然气行业现有的产运储销一体化格 局将逐渐被打破，产业链原有的收益模式、利益分配格局也面临重构。国家管网公司的正 式运营，将进一步助力中国天然气产业“管住中间，放开两头”的改革深入推进。目前跨 省主干管网、部分地区支线管网、10 座 LNG 接收站已纳入国家管网公司。按照主管部 门的规划，后期更多管道、储气库等基础设施也将逐步纳入国家管网公司麾下。我们认为 国家管网公司公平开放的平台将吸引更多社会资源，释放上下游竞争活力，加强行业竞争 力，优化天然气产业格局，公司头部优势将进一步凸显。

天然气价格部分只有“跨省（自治区、直辖市）管道运输价”，对于天然气门站价， 采取“2015 年以后投产的进口管道天然气，以及具备竞争条件省份天然气的门站价格， 由市场形成；其他国产陆上管道天然气和 2014 年底前投产的进口管道天然气门站价格， 暂按现行价格机制管理，视天然气市场化改革进程适时放开由市场形成”。这是中国 2011 年开始天然气价格形成机制改革以来最具颠覆性的改革，未来天然气定价有望渐趋市场 化。，公司作为头部优势将进一步凸显。

布局舟山 LNG 接收站，享受低成本气源优势

截至 2020 年底，我国已建成 20 座 LNG 接收站。目前多数 LNG 接收站是三大石油 公司等国有企业运营。民营企业 LNG 接收站主要包括三家，广汇南通 LNG 接收站 300 万 吨（计划远期扩张至 1000 万吨）、新奥舟山 LNG 接收站 750 万吨（计划远期扩张至 1000 万吨）、九丰广东 LNG 接收站 150 万吨。

公司布局上游 LNG 接气站，率先享受低成本气源。随着 LNG 接收站和中俄管线的建 成投产，国内天然气供应能力大幅提升，LNG 现货价格维持低位进一步刺激进口需求。管 网公司成立优化国内天然气输配市场环境，拥有 LNG 接收站的沿海城市燃气公司将率先 受益，公司在舟山自建 300 万吨 LNG 接收站，有望带来成本优势。

2021 年新奥舟山 LNG 接收站年处理量达到 750 万吨。新奥舟山 LNG 接收站是国内 首座以民营企业为投资主体的 LNG 接收站项目，2018 年 10 月，舟山 LNG 接收站一期顺 利投产，年设计产能 300 万吨，二期项目于 2021 年 6 月 28 日建成投产，年处理 LNG 能 力达到 750 万吨，根据公司公告，公司远期规划将舟山接收站扩产至 1000 万吨/年周转能 力。公司接管舟山 LNG 接收站，有利于锁定更多海外低价气源。

舟山 LNG 接收站地理位置、港口先天条件优越。舟山 LNG 接收站位于长三角东部中 间地带，靠近日韩，可打造东北亚交易中心，依托浙江、江苏、上海，可服务华东地区， 靠近长江出海口，可辐射长江沿岸。港区前沿水域开阔，航道深度均在 15 米以上，通航 便利，水域掩护条件较好，1 号码头全年可作业 318 天。

舟山 LNG 接收站充分享受政策优势，LNG 卸载量、加工外数量大幅增长。2019 年 浙江省政府提出加快推进油气全产业链为核心的自贸区建设，打造宁波舟山 LNG 登陆中 心。公司接收站是 LNG 登陆中心重要组成部分，服务浙江、辐射华东，为浙江、华东乃 至全国天然气保障提供有力支撑。2018 年 8 月 7 日，舟山接卸首船 LNG，2020 年 8 月 6 日首次实现气化外输。目前新奥舟山接收站在浙江全省供气中占比 25%，成为浙江省第二 大气源。浙江省作为碳中和、碳达峰先行先试省份，政府规划 2025 年天然气发电量将达 到 780 亿千瓦时，天然气消费规模达 320 亿方以上，公司有望充分受益于浙江省天然气 产业的较高速增长，我们预计其舟山 LNG 接收站接卸量将进一步增长，带动公司 LNG 业务盈利能力进一步增强。

深入发展煤炭清洁能源业务，价格回暖提升盈利

煤炭价格回暖，甲醇及下游产品发力

公司煤炭质量好，产销率高。公司拥有王家塔煤矿采矿权，2019 年获国家发改委批 准，生产能力由 680 万吨/年核增至 800 万吨/年。王家塔煤矿矿区地质构造简单稳定，煤 质较好，主要煤炭产品包括混煤和洗精煤。除 2019 年因运输事故造成停工外，公司煤炭 产量稳定在 600 万吨/年以上，产销率在 100%左右，2021 年煤炭产量略有下降，为 392 万吨，产销率为 99.49%。

2021 年煤炭板块营收 22.07 亿元，毛利率高达 69.56%。2020 年初至 4 月，煤矿企 业的率先复产复工和进口政策的放松促使国内原煤产量、进口煤产量双双增长。然而新冠 肺炎疫情导致需求恢复缓慢，使得煤价连续下跌。进入 10 月份后，在气温下降导致取暖 用电需求回升的情况下，发电耗煤量快速回升，市场供需形势翻转，助推煤价快速上涨。 2021 年，受国际能源供需关系失衡、国内用电需求快速增长、异常气候、自然灾害等多 重因素影响，国内煤炭供需持续偏紧，煤炭市场高位震荡，我国动力煤供需矛盾持续体现， 价格走势波动较大。2022 年以来，受俄乌冲突影响，国际煤炭价格上涨至高位，短期来 看，随着俄乌冲突长期化，欧洲供暖需求引起能源危机的加剧，煤价有望持续在高位波动。

2021 年前三季度，煤炭价格持续走高，公司煤炭产品充分受益。外围经济的复苏及 澳煤进口比例降低导致进口煤结构性短缺，2021 年上半年，煤价在各因素的影响下走出 新高。2021 年 7-8 月，由于极端天气下的台风和暴雨使得部分产地煤矿生产不正常且铁路 运输受限，港口市场煤存货较少，高卡煤稀缺，下游对高价接受度逐渐提升，煤炭价格继 续上涨，尤其是港口现货价格拉升至历年高位，公司煤炭相关产品的价格受益上涨，毛利 率进一步抬升。中国煤炭市场网数据显示，2021 年全年动力煤需求总量达到 36.2 亿吨左 右，支撑煤炭价格在高位波动。2022 年以来，受俄乌冲突影响，国际煤炭价格上涨至高 位。短期来看，随着俄乌冲突长期化，欧洲供暖需求引起能源危机的加剧，煤价有望持续 在高位波动。未来 2-3 年，供给方面，内部矿井建设趋缓、产能扩张有限，预计外部煤炭 溢价高、进口逐步减量，煤炭供给量新增有限；需求方面，长期来看随着欧洲天然气紧张 的趋势缓解，火力发电替代逻辑逐步弱化，煤炭需求有望逐步回归到历史正常水平，整体 来看煤炭供需格局企稳，煤炭价格有望逐步降低，板块利润率逐步下行，但仍有望保持在 历史平均水平。

公司甲醇产品主要原料为煤炭，集中在内蒙古鄂尔多斯市及周边采购。公司目前共拥 有两套生产装置，合计设计产能为 120 万吨/年。公司 2021 年甲醇产量和销量均为 142 万 吨，营收 28 亿元。

甲醇消费量维持增长，下游主要制烯烃、甲醛、二甲醚等产品。2020 年国内甲醇表 观消费量为 7686 万吨。下游消费结构看，烯烃需求量占比超过了总需求的一半，此外， 醋酸、甲醛、二甲醚、MTBE 是甲醇下游主要的深加工产品。随着我国对环境保护重视程 度不断提升，2017 年甲醇燃料需求（14.1%）占比已经超过甲醛（8.3%），成为继甲醇制 烯烃后的第二大需求。2022 年，甲醇制烯烃新项目的投建或将继续引领中国甲醇需求量 增长。目前，根据卓创数据我国在建或拟建 CTO/MTO 项目新增烯烃产能约 2010 万吨/年， 未来甲醇的市场需求将进一步扩大。

2021 年甲醇及下游产品价格上涨，带动公司盈利上升。2021 年以来，后疫情经济形 势下经济复苏加速，全球大宗商品价格飙升，带动能化品种走强。2022 年上半年原油、 煤炭价格攀高继而支撑烯烃利润整体偏强，另一方面传统下游受供需基本面影响较大，上 半年以来，出口增量及内需刚性增加等使得公司甲醇、二甲醚等下游产品盈利向好。由于 甲醇具备能源属性，原油价格和煤炭价格上涨势必会带动甲醇价格提高。目前欧洲能源危 机带动煤价上涨，长期来看煤炭供需格局有望随着欧洲天然气危机的缓解而回归到正常水 平，煤价有望波动下降但中枢价格仍维持历史高位，同时国内局部疫情再度反复，终端需 求受到压制，预计未来甲醇价格宽幅震荡。

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