2023年新奥股份研究报告 产重组贯通天然气全产业链

一、天然气全产业链龙头，两次重组打造全场景生态运营商

1.1、资产重组贯通天然气全产业链，巩固天然气主业地位

新奥股份于 1994 年在 A 股上市，原名“威远生化”；2004 年新奥集团收购威远生化 44.09% 的股权，随后通过一系列收购进军煤炭、能源化工、技术工程领域；2014 年公司开启战略 转型，正式进军以 LNG为核心的清洁能源业务；2019年公司出售子公司威远生化，剥离农 药、兽药业务；2020 年公司收购港股公司新奥能源 32.8%的股份并获得控股权，2022 年收 购舟山 LNG 接收站 90%的股权，通过两次资产重组，公司转型成为中国最大的民营天然气 产业智能生态运营商之一，主要业务覆盖天然气全产业链，包括天然气直销、零售和批发、 综合能源销售及服务、工程施工与安装和能源生产，也着力于氢能、储能相关技术研究和 业务拓展。

实控人王玉锁合计控制公司 72.33%的股份。截至 2022 年年报，新奥股份总股本为 30.99 亿 股，控股股东新奥国际（ENN GROUP INTERNATIONAL INVESTMENT LIMITED）持有 公司 44.23%的股份；公司实控人为王玉锁，其及一致行动人通过新奥国际、新奥控股、河 北威远集团、廊坊合源投资及新奥科技合计控制公司 72.33%的股份。

持续推进数智化战略转型，新奥能源的定位由城燃运营商升级为数智城市服务商。展望未 来，公司有三大重点发展方向：一是继续推进清洁能源全场景布局，加速需求、资源和设 施聚合，以产业互联网为支撑，沉淀最佳实践，打造更多智能产品，推进天然气产业智能 生态运营商战略；二是加快业务升级，以天然气销售为切入点，提升智家（家庭品质生活）， 加力智企（企业能、碳、安管理），升级智基（数智运营城市基础设施），推动“家庭品质 生活和企业安能碳管理的数智城市服务商”战略落地；三是强化风险控制，构建覆盖全业 务、全品类和全生命周期的风控体系。其中，作为新奥股份的重要子公司，新奥能源将升 级为新奥智城，作为家庭品质生活和企业能、碳、安管理的数智城市服务商，着力推进公 司的数智化战略转型。

1.2、公司核心利润稳步提升，充足现金流保障经营稳健

2020 年港股新奥能源并表后，公司业绩迈入新台阶，核心利润稳步增长。2020-2021 年公 司分别实现营业收入880.99亿元、1160.31亿元 （同比+31.7%），分别实现归母净利润21.07 亿元、41.02 亿元（同比+94.67%），分别实现核心利润 22.21 亿元、35.72 亿元（同比 +60.82%）；2022年，在上游气源成本大幅上升、国内天然气消费量近 20年首次下滑的背景 下，公司依然实现营收、净利润以及核心利润的高增长，2022年公司实现营业收入 1541.69 亿元（同比+33.0%），实现归母净利润 58.44 亿元（同比+26.17%），实现核心利润 60.67 亿 元（同比+69.8%）。

充足的现金流为公司稳健经营提供保障，支撑其业务规模不断扩张。2020 年港股新奥能源 的并表为公司带来充足的现金流，并实现现金流的逐年增长。2020-2022年公司净经营活动 现金流分别为124.48亿元、135.10亿元（同比+8.5%）、150.06亿元（同比+11.1%）。

2022 年公司天然气销售业务的营收占比为 78.0%（其中零售占 45.4%，批发占 21.9%，直销 占 10.6%），毛利占比为 56.8%（其中零售占 32.0%，批发占 11.5%，直销占 13.3%）；工程 建造及安装业务的营收占比为 5.5%，毛利占比为 15.0%；综合能源业务的营收占比为 7.8%， 毛利占比为 7.1%；增值及数智化业务营收占比为 2.3%，毛利占比为 9.4%；能源生产业务 的营收占比为 5.5%，毛利占比为 9.1%。 公司直销气业务的盈利占比稳步提升，舟山接收站的注入有望进一步提升公司直接经营业 务的盈利占比。2022 年公司直销气业务营收占比 10.6%，较 2020 年提升 5.6 pct；2022 年公 司基础设施运营1（主要为舟山接收站对外服务部分）业务营收 2.27 亿元（占比 0.1 %），毛 利 1.29 亿元（占比 0.6%）。随着公司直销气业务的拓展以及舟山接收站处理量的提升，未 来公司直接经营业务的利润占比有望持续提升。

二、天然气业务快速增长，全产业链优势可有效抵御气价波动

2.1、2023年我国天然气消费预计将迎来恢复性增长，中长期消费量增长空间大

长期来看，我国天然气消费量稳步增长，2011-2021 年表观消费量 CAGR 达 11.1%，工业、 城燃为主要消费部门，2021 年分别占总消费量的 40%、32%，用气量同比增长 14.4%、 10.5%。同期我国 LNG 进口量快速增长，CAGR 高达 20.5%，远超全国天然气总消费量的 增速，为我国天然气供应端增速最高的气源品种。 2022年在国内经济承压、需求疲软、国际气价高位震荡等因素的影响下，我国 LNG进口量 出现历史最大降幅，天然气表观消费量也出现近 20 年的首次下降，给城燃公司的经营带来 不小冲击。2022 年我国 LNG 进口量为 6344.25 万吨（约 888.19 亿方），同比下降 19.6%； 2022 年我国天然气表观消费量为 3663 亿方，同比下降 1.7%。

2023 年随着国际气价回落及国内经济复苏，我国天然气下游消费有望迎来恢复性增长。若 2023 年 GDP 增速实现 5%左右，我们预计 2023 年我国天然气消费量将达到 3880 亿方，同 比增速恢复至约 6.65%。

天然气作为相对清洁的化石能源，在低碳转型中起到重要过渡作用，未来消费量仍有较大 增长空间。天然气的单位碳排放量较其他化石能源（煤、油）少，在我国能源转型中起到 重要的过渡作用，其消费达峰时间或将晚于煤和油。据国家能源局发布的《中国天然气发 展报告（2021）》预计，2025 年我国天然气消费规模将达 4300-4500 亿方，2022-2025 年 CAGR约5.7%-7.3%；2030年将达 5500-6000亿方，2025-2030年CAGR约 4.1%-6.9%，2024 年后进入发展平台期；因此，天然气的未来消费量仍有较大规模的发展空间。

浙江省作为我国东南沿海经济较发达的省份，提出了更高的天然气消费增长目标。从历史 增速来看，华东地区天然气消费量及消费增速全国领先，其中 2010-2019 年浙江省天然气 消费 CAGR 达到 18.2%。2021 年浙江省天然气消费量为 180 亿方，占全国总消费总量的 4.8%。根据《浙江省煤炭石油天然气发展“十四五”规划》，2025 年全省天然气消费量要 达到 315 亿方，2021-2025 年 CAGR 将达 15%，远超全国平均水平。

2.2、国内城燃龙头，气源优势高筑壁垒

公司为国内城燃板块龙头，售气量迅速增长，市占率稳步提升。目前我国有五大全国性城 燃上市公司，2021 年售气量合计占全国天然气表观消费量的 44%，分别为昆仑能源 （11.2%）、新奥股份（9.9%）、中国燃气（9.8%）、华润燃气（9.1%）、港华智慧能源 （3.9%）。其中新奥股份售气量增势强劲，2017-2021 年售气量 CAGR 为 17.4%，远高于全 国消费增速，且市占率也由 2017 年的 8.2%提升至 2021 年的 9.9%，在五大全国性城燃公司 中位列第二。

公司的天然气销售业务可细分为三个板块分别是天然气直销、天然气零售以及天然气批 发。其中直销气业务上游气源以国际气源为主，定价挂钩HH、JCC、布伦特等国际油气价 格指数，以10-20年长协方式锁定气源，下游客户主要为国内的工商业等用户，部分进行国际转售，售价相对市场化；零售气业务上游气源以三大油管道气源为主，定价根据市场情况在门站价基础上浮动，下游客户主要为工商业、居民等终端用户，其顺价能力近年来有所提升。

1）直销气板块.自 2020 年开辟直销气业务以来，公司直销气量显著增长，单位毛差大幅提升。售气量方面， 公司 2021 年实现直销气量 41 亿方（同比+336.2%），2022 年受国内疫情下经济增速放缓以 及国际高气价的影响，直销气量小幅下滑至 35.07 亿方（同比-14.5%）；毛差方面，2022 年 公司积极开展国际转售业务，受益于“欧洲溢价”以及与美国切尼尔公司 90 万吨/年低价 LNG 长协的执行，公司直销气的单位毛差大幅提升，2022 年直销气单位毛差达到 0.72 元/ 方（同比+132.3%）。展望未来，从供应端来看，随着国际气价回稳，公司可增加现货气源的进口；从需求端来 看，随着国内经济回暖，天然气消费量有望恢复增长，公司可逐步拓展下游客户，做大国 内直销气板块，我们预计 23-25 年公司直销气的利润贡献有望实现 30%-40%的高增长。

上游：丰富且具价格优势的长协气源高筑长期竞争壁垒。 我国企业签订的长协多与 Brent/JCC、JKM 价格挂钩，与美国 HH 价格挂钩的较少。美国 LNG 长协的定价公式一般为：P（LNG）=115%*HH+常数。相比于与其他两种指数挂钩的 长协合约，与 HH 挂钩的价格优势体现在：1）HH 反映美国国内较为宽松的天然气供需形 势，价格较日韩 JKM、欧洲 TTF市场低且走势相对稳定；2）据 Poten分析，当油价高于 65 美元/桶时，HH 挂钩长协合约较 Brent 挂钩更具价格优势。2023年以来国际油价在 80 美元/ 桶附近高位震荡，而 HH 价格同比大幅回落（2 月同比-49.3%），带动 HH 挂钩长协成本大 幅下降，优势愈发显著。

截至 2022年底，我国企业共与美国 LNG供应商签订 10个 LNG长贸合同，时间集中在 2021 年以后，合同量共计 2.85 亿吨。其中，三大油等能源央企所签合同量共计 0.93 亿吨，占中 美 LNG 长协总签约量的 32.8%；新奥股份作为极少数有能力签下优势长协的城燃公司之一， 依托自有大型接收站资产、丰富的天然气国际贸易经验以及良好的国际信誉（2022 年标普 评级 BBB-，评级展望“稳定”）与美国多家 LNG 供应商签订 4 份长协，合同量共计 1.06 亿吨，占中美 LNG 长协总签约量的 37.1%，交付方式为 FOB（装运港船上交货，无目的 地条款限制），定价与 HH 挂钩。

下游：国内进口配合国际转售，直销气业务高盈利、高增长的态势有望持续。 从往年情况来看，直销气（长协+现货）的综合毛差在 0.2-0.3 元/方。2022 年受益于“欧洲 溢价”及下半年切尼尔 90 万吨/年低价长协的执行，公司直销气单位毛差大幅提升。2022 年下半年共交付 6 船切尼尔长协气，合计 45 万吨，公司预计每船气的转售毛利在 3 亿元左 右，由此计算单吨毛差达 4000 元（约合 2.86 元/方），我们估算 2022 年切尼尔长协转售可 为直销气板块贡献 18 亿元的毛利润。

2023 年切尼尔长协共有 12 船，公司通过实纸结合的方式动态锁定了部分切尼尔长协的转售 盈利，公司预计锁定部分仍可保证每船 3 亿元左右的毛利，非锁定部分受 TTF 价格回落的 影响，利润空间有所收窄，但由于气源成本端 HH 价格也在同步下降，我们预计该部分仍 可维持每船 1.5 亿元左右的毛利，由此计算单吨毛差 2000 元/吨（约合 1.43 元/方），我们估 算 2023 年切尼尔长协转售毛利润有望达到 24.75 亿元。

假设 2024-2025 年气价恢复正常水平，公司可根据国内外市场情况选择将长协、现货资源 进口国内或转售国外，考虑公司长协成本优势，我们预计切尼尔长协每船 1.5亿元的毛利可 得到保持；从更长远来看，2025 年及以后随着更多与 HH 挂钩的低价长协开始执行，公司 直销气量有望实现高增长，综合毛差也有望得到进一步提升。结合以上，我们预计公司直 销气业务的高盈利、高增长态势具有可持续性。

2）零售气板块。公司零售气量稳步增长，毛差基本保持稳定。售气量方面，2017-2021 年公司零售气量 CAGR 达 14.9%，2022 年受国内外气价大幅上涨、国内疫情下经济增速放缓的影响，公司 零售气量达到 259.4 亿方，增速下滑至 2.7%，但远高于-1.7%的全国天然气表观消费量增速； 毛差方面，2022 年在上游气源成本大幅上涨的背景下，公司凭借良好的顺价能力仍保持了 相对稳定的单位毛差，2022M9 公司零售气毛差 0.51 元/方（与 2021 年持平），四季度受疫 情居家、工商业活动受阻以及补贴延迟发放等因素影响毛差有所下滑，2022 年全年公司零 售气量毛差小幅下滑至 0.48 元/方（同比-0.03 元/方）。

作为公司的第一大营收来源，零售气 业务远超全国平均水平的售气量增速以及相对稳定的销售毛差保障了公司较高的业绩确定 性，同时也验证了公司上下游一体化的经营优势。 2023 年随着国际气价回稳，国内经济复苏，天然气消费量有望迎来恢复性增长，我们预计 公司零售气量增速有望回升至 10%以上，零售毛差也有望修复。

上游：国内气源多元稳定，低价气源占比高。 公司拥有多元稳定的上游资源池，国产气比例超 80%。截至 2021年底，公司合计拥有国内 气源300亿方/年（占比 81%），其中三大油管道气资源 200 亿方/年（占比 54%），通过自 有、权益投资、代加工等模式锁定内陆液厂资源以及通过长期合作模式锁定非常规资源共100亿方/年（占比 27%）；通过长约、中短约、现货相结合的模式合计拥有国外气源500万吨/年（约合70亿方/年，占比 19%）。

公司国产气源结构中低价管道气占比高，多元采购途径保持成本的竞争力。公司气源总量 中，三大油管道气占比 54%，占公司国内气量的 67%，其中合同内气源采购成本相对较低， 上浮幅度小。根据 2022 年中石油管道气合同定价方案，2022 年民用气价格在门站价的基础 上上浮 5%，非居民用气中，管制气部分上浮 20%，非管制气部分上浮 40%-80%不等。 2022 公司零售气平均采购价为 3.06 元/方，同比上涨 0.46 元/方，涨幅 17.7%。目前公司正 在持续深化与三大油的战略合作，致力于获取管道气合同增量，同时也通过资源池弹性优 势加大非常规气源的获取力度，多种途径降低气源成本。

下游：项目、客户结构优质，顺价能力有保障。 公司拥有较强的下游分销能力，城燃项目多位于经济发达地区。截至 2022 年末，公司合计 运营 254 个城市燃气项目，覆盖包括安徽、福建、广东、广西、河北、河南、湖南在内的 全国 20 个省市及自治区，且项目大部分位于东部及东南沿海人口密集、经济发达地区。

客户结构优质，顺价能力有保障。目前我国居民用气门站价定价机制与非居民相同，供需 双方协商确定具体门站价格，以基准门站价格为基础，上浮 20%、下浮不限。但居民用气 价格受到政府的严格管控，涨幅小且调价过程复杂繁琐；工商业用户有较高的价格承受能 力，用气价格顺价机制相对流畅。2022 年公司向工商业用户销售天然气的价格为 3.65 元/ 方，同比上涨 15.1%，向加气站用户售气价格为 5.16 元/方，同比上涨27.7%；相比之下， 公司向居民用户售气价格为 3.24 元/方，仅上涨 10.6%。 2022年公司向工商业用户和加气站用户售气量占比合计 80.1%，居民用户占 19.9%。高比 例的工商业及加气站用户售气量使公司拥有良好的顺价能力，即使在上游气价剧烈波动的 情况下也能够维持相对稳定的毛差。

高毛利的燃气安装业务协同开拓下游燃气用户，驱动公司零售气量稳步增长。公司燃气安 装业务毛利率高且稳定，2018-2022 年毛利率稳定在 50%左右。近年来公司累计接驳家庭用 户及工商业用户数量均稳步增长，2017-2021 年 CAGR 分别达 11.5%、19.6%。2022 年，受 国内房地产形势的影响，公司新开发 208.6 万户家庭用户，同比减少 53.6 万户（-20.4%）； 新开发 2.2 万个工商业用户，同比减少 0.3 万户（-13.0%）。 截至 2022 年末，公司累计接驳家庭用户 2792.1 万户，城燃项目覆盖区域可供接驳城市人口 总数达 13319.6 万户；累计接驳工商业用户 22.45 万户，已安装装置日设计供气量达 1.83 亿 方。随着气化率的进一步提升，未来公司燃气安装业务预计仍将保持每年新开发 200 多万 户的稳定规模较长时间，而燃气安装的拓展将给零售气量的进一步增长打开空间。

舟山接收站：充分发挥支点作用，处理规模有较大提升空间。 2022 年 8 月 17 日，新奥股份发布《发行股份及支付现金购买资产暨关联交易实施情况暨新 增股份上市公告书》，宣布完成新奥舟山 90%的股权收购，新奥舟山成为上市公司控股子公 司。本次交易的对价合计 85.5 亿元，其中，上市公司向新奥科技发行股份购买新奥舟山 45% 股权（对价 42.75 亿元），向新奥科技、新奥集团、新奥控股支付现金分别购买新奥舟山 25%、15%和 5%的股权（对价 42.75 亿元），现金对价由上市公司全资子公司新奥天津支付。 收购后上市公司可以更为灵活地发挥舟山接收站的支点作用，加强上中下游的协同合作。

目前我国已建成 LNG 接收站 24 座，合计处理能力 10957 万吨/年，其中国家管网集团及三 大油的接收能力合计为 8877万吨/年（占比 81%），新奥股份拥有国内最大民营 LNG接收站 ——新奥舟山 LNG 接收站，舟山 LNG 接收站项目一二期设计接收能力 500 万吨/年，实际 处理能力达 750 万吨/年，2025 年项目三期建设完成后处理能力有望提升至 1000 万吨/年。

舟山接收站投产后 LNG 接卸量及处理量大幅提升，2021 年处理量达 335 万吨，2019-2021 年处理量 CAGR 达 109.9%；2022 年受国内外天然气现货价格倒挂的影响，LNG 进口量减 少，接收站处理量下滑至 153.3 万吨；随着气价逐步回归正常，公司预计 2023 年舟山 LNG 接收站处理量有望重回 300 万吨以上。 2019-2021 年接收站业务营收及净利润实现高增长，CAGR 分别达 130.1%、360.4%，净利 率由 11.5%提升至 46.2%。根据业绩承诺，2022/2023/2024/2025年新奥舟山净利润将分别达 3.50/6.39/9.33/11.96 亿元，2023-2025 年净利润增幅分别为 82.9%/46.0%/28.2%。2022 年新 奥舟山实现扣非后归母净利润 4.02 亿元，完成业绩承诺（3.50 亿元）的 115%。

随着舟山接收站 LNG 处理量的增长，接收站盈利水平有望持续提升。由于 LNG 接收站的 运营具有明显的固定成本（固定/无形资产的折旧摊销）高、可变成本少的特点，未来随着 接收站 LNG 处理量的上升，单位固定成本被摊薄，单位总成本下降，净利率有望持续提升。开拓多元化经营模式，提升业务盈利水平。目前新奥舟山 LNG 接收站主要有 3 种传统盈利 模式，分别为 LNG 液态仓储服务、LNG 气化外输服务及管道输送服务，并收取接卸、仓 储、气化加工、管道输送等费用；近年来，新奥舟山积极开展罐容租赁、LNG 船舶加注等新型衍生业务，此类服务完全市场化定价，未来接收站的利用效率和盈利水平有望得到进 一步提升。

综上，新奥股份整合了上游气源、中游储运以及下游的分销资源，经营环节覆盖天然气全 产业链，是国内稀缺的拥有上下游一体化协同优势的城燃公司。公司依托中游舟山 LNG 接 收站资产以及下游全国布局的优质城燃项目，借力多年深耕天然气领域的经验以及良好的 国际信誉和形象，才有能力获取国内外丰富、长期、低价的气源，而公司的气源优势又为 下游天然气零售、直销、批发以及接收站业务盈利的稳定增长提供了有力的保障，各经营 环节之间互相协作、相互配合，充分体现了公司上下游一体化的优势。

三、综合能源业务增速亮眼，布局氢能打造新增长点

3.1、“双碳”政策下综合能源业务高速增长

综合能源是针对区域内的能源用户提供冷、热、气、电等能源一体化的解决方案（不同于以往不同能源品种单独规划、单独设计、单独运营的模式），通过中央智能控制服务平台，实现横向能源多品种之间、纵向“源-网-荷-储-用”能源供应环节之间的协同和互动。通过实现节约资源、高效环保，提升用户用能体验，进而更好解决能源供应的清洁低碳、高效便捷和能源安全问题。综合能源项目典型场景主要有智慧城镇(含新、老城区/镇)、产业园区(含工业园区、高新园区，单一产业或多种类产业)、集群楼宇(含单一建筑和“主体+裙房”建筑)。

在“双碳”和能源转型政策的驱动下，综合能源未来发展潜力可期。2021 年 2 月，科技部 印发《国家高新区绿色发展专项行动实施方案》，要求在国家高新区现有产业基础上，推动 园区绿色、低碳、循环、智慧化改造，规划到 2025 年，国家高新区单位工业增加值综合能 耗降至 0.4 吨标准煤/万元以下；2021 年 12 月，发改委联合工信部下发《关于做好“十四 五”园区循环化改造工作有关事项的通知》，要求到 2025 年底，具备条件的省级以上园区 （包括经济技术开发区、高新技术产业开发区、出口加工区等各类产业园区）全部实施循 环化改造，显著提升园区绿色低碳循环发展水平。

在国外，综合能源服务模式已相对成熟，德国、美国、法国等很多发达国家的大型电力企 业均已转型为综合能源服务商，如美国太平洋燃气电力公司、法国电力公司、德国意昂集 团等，它们在提供多种能源供应之外，还提供节能改造、需求侧响应、分布式电源接入、 电动汽车接入等多元化服务。以德国意昂集团为例，意昂集团是德国最大的电力公司，转 型前主要经营电力、天然气等传统能源业务。通过 2016 年剥离常规发电和能源交易业务， 以及 2018 年收购电力供应商和配电运营商 Innogy实现了业务转型。其综合能源服务以能源 销售为基础，为工商业及家庭用户提供定制化的低碳能源解决方案，专注于能源供应、配 电网络、智能电网、能效服务和智慧家庭等领域。

公司发展综合能源业务具有显著的客户资源优势，多种产品支撑企业能碳安解决方案。公 司的综合能源业务重点开发低碳园区、低碳工厂、低碳建筑、低碳交通四大类客户。公司 下游拥有 22万户企业燃气用户，且经营区内还有 100+万户非燃气企业客户，其中大部分客 户，尤其是上市公司及出口型企业有较强的 ESG 需求，客户所在的工业园区也有能源结构 低碳转型的需要，这为公司发展综合能源业务提供了客户资源优势。

公司以天然气作为切 入点，结合客户当地风、光等可再生能源禀赋，据客户的用能需求、用能规律、节能减排 等诉求，因地制宜为客户定制综合能源解决方案，为客户提供除天然气之外的蒸汽、冷、 热、电等能源；公司一般与工业园区、工厂等用户签订25-30年的长期合同，投资、建设、 运营供冷供热系统、分布式风电光伏、储能等设备，收取配套费以及持续供能的费用。除 了多种能源产品之外，近年来公司的业务还在向低碳和安全方面延伸，如提供低碳工厂认 证、碳排监测、碳核查、燃气安全、电力安全、企业生产安全等产品。

其中，在电力方面，公司按照“源网荷储一体化”理念，积极布局增量配电网、虚拟电厂、 小微配电网等领域，为客户提供上至配网、下至到端，外延至广域需求侧响应的多品类电 力产品及服务。 综合能源业务以公司典型项目北京大兴机场临空经济区为例，该项目的解决方案融合了地 源热泵、光伏、电机制冷以及数智平台，在园区内形成了一套绿色能源系统，辅以市政燃 气、市政电力以及区域外绿电，园区综合节能率达到 30%，综合能源利用效率达到 80%， 公司预计未来园区清洁能源占比将逐步提升至 100%。

公司综合能源项目迅速扩张，综合能源销售量价齐升驱动营收高速增长。2018-2022年，公 司综合能源销量 CAGR 达 66.6%，综合能源业务营收 CAGR 达 86.1%；2022 年，公司有 60 个综合能源项目完成建设并投入运营，累计已投运项目达 210 个，带来冷、热、电等共 222.4 亿千瓦时的综合能源销量，同比增长 16.6%，综合能源营收达到 120.52 亿元，同比增 长 38.1%。 公司综合能源项目潜在用能规模合计达 597 亿千瓦时，项目转化周期大幅缩短。其中，公 司 210 个累计已投运综合能源项目潜在用能规模达到 341 亿千瓦时，另有在建综合能源项 目 54 个，建成投产后潜在用能规模 76 亿千瓦时，此外，公司已签约项目 1679 个（27 个低 碳园区+1382 个低碳工厂+270 个低碳建筑），潜在用能规模超 180 亿千瓦时。公司综合能源 项目转化周期由 12 个月缩短到 6 个月，商机转化率超 50%。

3.2、氢能工程业务项目经验丰富

前瞻性布局氢能工程领域，制氢技术成熟。公司自 2011 年起承接氢能相关工程项目，经过 10 余年积累，目前已拥有成熟的氢能制取工程项目经验，覆盖煤制氢、天然气制氢、电解 水制氢在内的所有主流氢能制取路径。其中，公司在辽宁葫芦岛布局天然气制氢项目以自 有天然气为原料，依托自有制氢专利技术，自主设计并建设制氢工厂，为药化行业客户提 供 1200 万方/年的氢气供应，实现天然气产业链延伸；此外，由公司子公司新地能源工程 EPC 总承包建设的张家口氢能产业化应用示范园建设项目，采用电解水制氢技术，制氢规 模 2000 标方/小时，在北京冬奥会、冬残奥会期间为张家口地区 300 余辆氢燃料公交车提供原料，为盛会的顺利举办提供了有力保障。

截至 2022 年末，公司参与的制氢工程项目达到40余个。2022年公司成功签约山西金烨焦 炉煤气、碳捕集制LNG联产氢气EPC总承包项目，以及华丰制氢、加氢、加油、加气、充 电一体化的能源综合服务项目，累计签约金额达47亿元，其中氢能相关签约金额达14 亿 元。

四、受益于煤价上涨，煤炭业务盈利大增

公司拥有内蒙古鄂尔多斯王家塔煤矿采矿权，目前产能 800 万吨/年，随着煤炭产能核增的 稳步推进，公司预计远期产能可提升至 1000 万吨/年。煤炭的开采、洗选、外输等均委托 第三方运营。公司的煤种主要为不粘煤，另有少数长焰煤；主要煤炭产品包括混煤和洗精 煤，其中混煤常用作动力煤，洗精煤可以用作煤化工原材料。

公司商品煤产销量基本保持稳定，2016-2020 年维持在 600 万吨左右，2021 年受井下地质条 件变差叠加安全原因停产整顿的影响，公司生产煤炭 392 万吨，同比下滑 38.07%；2022 年 公司煤炭产销量实现恢复式增长，销量达到 524 万吨，同比增长 34.4%。 2021 年受益于煤炭价格上涨，公司商品煤售价大增，2021 年公司商品煤销售均价为 563 元/ 吨，同比上涨 131.5%；同样受益于煤价抬升，2021 年在产量大幅下滑的前提下，公司子公 司新能矿业营收仍达到 22.1 亿元，同比增长 41.1%，营业利润 13.1 亿元，同比增长 243.2%。 2022 年煤价中枢进一步上涨，新能矿业营收达到 29.8 亿元，同比增长 35.2%，营业利润 15.9 亿元，同比增长 21.5%。

公司的煤化工业务为甲醇的生产、销售。公司甲醇产品主要原料为煤炭，在内蒙古鄂尔多 斯市及周边采购。公司目前共拥有两套煤制甲醇装置，合计设计产能为 120 万吨/年。 2022 年公司甲醇生产量为 153 万吨，同比增加 7.7%；销售量为 141 万吨，同比减少 0.7%。 2021 年甲醇业务实现营收 28.0 亿元，同比增长 45.6%；受上游原料煤成本大涨的影响，2021 年公司甲醇业务出现亏损，实现毛利润-0.72 亿元，毛利率下滑至-2.5%。

五、盈利预测

1） 新奥股份具备天然气全产业链优势，可有效抵御气价波动，支撑盈利的持续稳健增长。 直销气业务上游拥有 HH 挂钩丰富低价长协气源，下游国内销售与国际转售业务同步开 展，随着国内市场的开拓以及更多低价长协的开始执行，直销气业务的高增长、高盈 利态势有望持续。我们预计 23/24/25 年公司直销气业务毛利润增速分别为 34%/7%/32%。

2） 公司零售气业务上游资源池多元稳定，三大油低价管道气占比高，下游顺价能力持续 改善；受益于国际气价回稳，国内经济复苏，公司的零售气量增速有望回升，零售气 毛差也有望修复；我们预计 23/24/25 年公司零售气量分别达到 291/325/364 亿方，对应 年增速 12%，计算口径毛差保持在 0.35 元/方。 3） 公司综合能源业务增长亮眼，随着我国碳治理思路的不断落地，工业园区、工厂、建 筑低碳改造和建设的持续进行，我国综合能源市场的空间有望持续打开；我们预计 23/24/25 年公司综合能源销量分别达到 311/405/526 亿千瓦时，对应增速 40%/30%/30%。

结合以上，我们预测新奥股份 2023-2025 年的营业收入分别为 1578.8 亿元、1788.7 亿 元、2101.6 亿元，对应增速 2.5%/13.3%/17.5%；归母净利润分别为 74.1 亿元、87.3 亿 元、102.8 亿元，对应增速 26.8%/17.8%/17.8%；EPS 分别为 2.39 元、2.82 元、3.32 元； 对应 4 月 10 日收盘价的 PE 分别为 8.84X、7.51X、6.37X。

（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。）