1. 全球LNG产能增加 预计2025年释放

1.1 全球天然气供给格局：LNG成为主流 重要性持续提升

全球范围内LNG贸易量持续提升 • 管道气曾是全球天然气贸易的主流，但随全球LNG产能不断提升，2020年起LNG在天然气贸 易总量超过管道气。 • 2022年俄乌冲突后，欧洲大幅降低对俄管道气进口量并增加LNG进口量，带动LNG在天然气 贸易总量占比快速提升至56%。 • 2023年，在北溪管道完全停运的背景下，俄对欧管道气同比预计进一步下降，LNG在全球天 然气贸易重要性有望进一步提升。

1.2 供给端：全球LNG产能有较强集中性

目前全球LNG出口供给端呈现高度集中化 • 截至2023年10月，全球LNG出口终端产能达6379亿m³/年。 • 受资源禀赋影响，2022年全球LNG出口量排名前5的国家为卡塔尔、澳大利亚、美国、俄罗 斯和马来西亚，五国LNG出口量在全球LNG总出口量中的占比为75%，供给端集中性明显。

1.3 欧洲和亚洲两大消费地多渠道进口LNG

美国是欧洲第一大LNG来源国，俄罗斯LNG出口欧洲量提升 • 2022年欧洲共进口1788亿m³LNG，其中美国气源为708亿m³，占比达39.6%。2022年非洲、 卡塔尔和俄罗斯向欧洲出口LNG均超过200亿m³，上述四地合计出口占欧洲总进口量87.5%。  澳大利亚是亚洲第一大LNG来源国，卡塔尔比重提升 • 2022年亚洲共进口3440亿m³LNG，其中澳大利亚气源为1053亿m³，占比达30.6%。2022 年卡塔尔及其余亚洲LNG出口国对亚洲进口国的LNG出口量也超过700亿m³，上述三个供给 方合计出口占亚洲LNG总进口量的73.7%。  亚洲-大洋洲地区受制于距离因素，较少向欧洲出口LNG。

1.4 2025年起全球LNG出口终端产能快速释放

全球在建LNG项目出口产能达2600亿m³/年，近半数预计于2025年释放 • 美国与卡塔尔在建LNG产能分别为1108亿m³/年及449亿m³/年，占全球总在建产能的60%。 俄罗斯与加拿大在建LNG产能也在稳步增长。 • 2025年全球LNG出口能力预计释放1051亿m³/年，其中卡塔尔北方气田扩容有望增产449亿 m³/年。2025年全球新增出口产能是2023年和2024年出口能力增加量总和的2倍以上。  全球潜在LNG项目产能增量7535亿m³/年，约43%已明确时间表 • 除在建产能外，全球明确时间表的拟建LNG出口终端产能合计为3256亿m³，有望在2026- 2027年持续释放。其中，美加两国拟建产能合计1950亿m³/年，约占全球的61%。

1.5 2027年全球LNG年终端产能有望突破万亿方

2025年前全球LNG供给能力增速较缓，2025年可供给能力将迎来快速增加 • 2022年全球LNG产能为6327亿m³/年。受疫情期间投资不足影响，现有在建和规划产能需要 2年左右才能陆续落地，短期内全球LNG终端产能增速缓慢。 • 俄乌冲突后全球LNG产能建设加速，随着2025-2026年产能的快速释放，2027年预计全球 LNG终端产能将达到10142亿m³/年。  新增产能主要由北美和中东地区贡献 • 美国在建和拟建LNG产能位列全球第一，预计至2027年可实现2856亿m³的年产能；加拿大 目前未形成LNG出口产能，但至2027年也有望将产能提升至409亿m³。 • 以卡塔尔为代表的中东国家也加紧布局LNG工厂，至2027年年产能较2022年预计可提升800 亿m³/年。

1.6 小结：短期仍有瓶颈，2025年后全球LNG供给将快速放量

2022-2024年全球LNG产能增长较缓慢，但2025年后将迎来爆发期 • 2022-2024年间，受2020年全球LNG价格低迷影响，资本开支较少，产能扩张有限。因此在 俄管道气大幅下滑时，LNG不足以及时补充缺口，导致全球天然气供需结构性失衡。 • 随着欧亚各国纷纷兴建LNG接收站，以及全球主要天然气产区陆续布局新产能，2025年后全 球天然气供需格局将转为宽松状态，有助于维持能源价格低位运行。 

供给波动因素仍存，但对市场影响有限 • 目前俄对欧仍有少量管道气供给，2023年1-10月供给约231亿方。近日乌克兰表示将于2024 年底停止乌过境的天然气，但考虑到2025年全球LNG产能激增，因此预计对欧影响有限。 • 今年以来，天然气市场供给不稳定因素频发，包括法国LNG接收站、澳大利亚LNG工厂工人 罢工，挪威气田维修计划外延期等，但是以上扰动因素持续时间较短，因此未对全球供需格 局产生实质性影响。

2. 欧洲天然气继续缩量 供需逐渐平衡

2.1 欧洲天然气市场企稳带动国际气价下降

2023年欧洲天然气价格中枢整体大幅回落 • 2022年，受地缘政治冲突影响，俄对欧管道天然气供给断崖式下跌，供需缺口导致欧洲天然气 价格屡创历史新高，并带动国际气价整体上涨。 • 2023年，欧洲通过调整进口结构，进行联合采购等措施，欧洲天然气供需格局重新稳定，带动 国际气价中枢下降至2021年上半年水平。

欧洲天然气供需再平衡速度好于预期 • 基础设施：曾短期限制欧洲天然气进口能力，随着全球运力与欧洲接收站产能投放，基础设施 产能不再对LNG进口造成瓶颈。 • 需求侧：欧洲延长削减天然气需求计划，短期工业需求恢复不及预期，需求中枢长期或将下移。 • 供给侧：LNG进口增量大幅取代俄管道气，随着国际LNG供给长期释放，供给长期趋于宽松。 • 库存侧：2023年居于历史高位，供需宽松格局延续，或将减弱未来补库压力。

2.2.1 基础设施：欧洲LNG接收能力处于快速增长期

目前现有LNG接收能力相对集中，未来增长前景仍然广阔 • 目前欧洲LNG接收占总周转能力约2855亿m³/年，其中欧盟国家2052亿m³/年。若在建和规划 产能全部落地，未来欧盟和欧洲的LNG接收能力分别有望增加987亿m³/年和1080亿m³/年。  灵活、建设周期较短的FSRU在新建LNG接收装置中重要性大幅提升 • 浮式贮存和再气化装置（FSRU）具有LNG接收、存储、转运及再气化外输功能，相较于陆上接 收站，FSRU具有建设周期更快与资本开支更低的优点。 • 截至2023年10月，当前欧洲全部在建和规划的FSRU接收能力达652亿m³/年，占总规划及在 建接收能力的60%。

2.2.2 基础设施：欧洲LNG接收能力处于快速增长期

2022年欧洲天然气接收站使用率激增，部分接收站超负荷运行 • 2022年，欧洲接收站利用率近65%，同比2021年41%大幅上涨，主要系俄乌冲突后欧洲2022 年LNG进口量同比高涨66%。 • 2022年欧洲北部LNG使用率居高不下，比利时、波兰、法国接收站负荷率超100%，接收能力 不足一度成为限制欧洲LNG进口的瓶颈。

2027年欧洲LNG年接收能力有望超过3700亿m³，新增接收能力大量分布于欧洲北部 • 按照计划，预计至2027年底全欧LNG接收能力将达3744亿m³，相比2022年末增加1089亿m³， 产能五年间有望增加40%。 • 在建和拟建接收站主要分布于德国、波兰等欧洲北部地区，可以有效缓解北方地区接收站超负 荷运转问题，增加欧洲LNG实际进口能力。

2.2.3 LNG接收能力未来将不会成为欧气供给瓶颈

欧洲接收站利用率上限有望持续增加，至2027年全欧实际进口能力有望超2500亿m³ • 考虑到管网匹配情况，欧洲LNG实际进口量低于名义接收能力，但欧洲未来新增接收能力主 要分布于管线发达的北方地区，全欧接收站综合利用率上限具有进一步提升空间。 • 仅考虑欧洲天然气实际进口能力，如欧洲及欧盟国家LNG接收站使用率进一步线性提升， 2027年全欧LNG进口能力预计可达2587亿m³，可充分满足欧洲LNG进口需求。

2.3.1 运输能力：全球LNG运力即将进入快速增长期

全球LNG运力保持稳定增长 • 截至2023年4月，全球共有668艘LNG船，包括45艘FSRU及8艘FSU。2021-2022年间，全 球共交付了27艘液化LNG船舶，同比增长4%。  2024年起迎来运力大规模交付期 • 大部分LNG船只在订单确定后的30-40个月方可交付，2021年-2023年为全球LNG运力交付 低谷期，俄乌冲突后LNG船舶订单激增，在建船舶将于2024年后进入密集交付期。 • 截至2023年4月，全球共有312艘LNG在建，其中2024年可交付81艘、2025年可交付88艘、 2026年交付85艘。

2.3.2 欧洲航线海运成本大幅回落，LNG运力长期充足

欧洲运力需求增加，运输船向欧洲航行次数增多 • 俄乌冲突后欧洲LNG海运量需求大幅度提升创造巨额运力需求，2022年全球共有6888个 LNG贸易航次，其中前往欧洲的航次首次超过2000次。  2023年末欧洲航线海运成本同比下降 • 2022年供暖季开始时，受运力需求激增而供给不足影响，美国及中东向欧洲航线的运费均创 新高。 • 随着新增运力投产，以及国际LNG竞争激烈程度下降，全球LNG海运成本自2月起同比去年同 期均有不同程度的下降。 • 下降的运输成本反映出相对充足的LNG海运能力，随着2024年全球LNG运力大规模投产，预 计明年起欧洲LNG进口受船运能力制约的可能性较小。

2.4 库存侧：2023年全年居于高位，减轻未来补库压力

2023年全年欧洲天然气库存保持充足，位列多年高位 • 在欧盟通过能源替代、节能等举措，叠加暖冬助力下，2022/23年采暖季欧盟天然气消费同 比减少550亿m³，减少2023年欧洲天然气库存建设压力。 • 在LNG稳定供应的背景下，2023年欧洲天然气库存全年位居高位，同时供暖季相较于历年开 启时间偏晚，截至11月首周库存仍然保持上涨趋势。 • 截至2023年11月5日，欧盟天然气库存量达1136太瓦时，库存水平达99.63%，为同期历史 最高水平，充足的库存将减轻欧洲LNG供给瓶颈期最后一年（2024年）的补库压力。

2.5.1 需求侧：欧洲有望再次完成削减天然气计划

工业需求下降，欧盟国家天然气消费削减顺利进行 • 2022年7月欧盟成员国采取自愿措施，同意在2022年8月1日至2023年3月31日期间减少15% 天然气需求。该期间欧盟实际消费量下降了17.7%，完成了计划目标。 • 2023年3月27日，欧盟委员会提出天然气消费削减计划再延长一年。在俄气供给不足进一步下 降的情况下，若天然气消费量能够顺利压减，则可以有效缓解LNG进口端压力。 • 2023年二季度，相较于2019-2021年消费平均水平，欧盟国家天然气消费总量减少20%，主 要系各国工业需求大幅减少所致。 • 如今冬受厄尔尼诺天气影响导致天气偏暖，居民端消费也有望进一步下降。

2.5.2 需求侧：长期无虞 短期也可基本实现紧平衡

如2023-2024欧洲天然气消费顺利削减，全球LNG市场短期内可实现紧平衡 • 在仅考虑国际各地区LNG产能供给增加替代俄管道气，以及在2023年-2024年欧洲天然气消费 分别削减15%及10%的情况下，当前国际LNG产能如保持高位运转，短期内欧洲市场可实现紧 平衡。 • 考虑到北非等其他欧洲气源产量还有提升空间，全球LNG市场平衡有望更加宽松。  欧洲LNG供需格局长期可进一步宽松 • 全球新增LNG终端出口产能需在2025年后方能逐步释放，如各地产能仍维持高位，则全球 LNG市场持续趋于宽松。

2.6 小结：基础设施瓶颈基本解除，长期供需格局宽松

2024年起，曾一度制约欧洲LNG进口的周转能力及运力由紧张转向充足 • 俄乌冲突后兴建的以FSRU为主的LNG接收装置陆续建成投产，尤其是德国接收能力迅速提升， 缓解目前欧洲北部接收站超负荷运转压力，欧洲名义进口能力及实际使用率上限有望双升， 保障欧洲LNG进口能力稳步增长。 • 2024年起走出LNG船只交付低谷期，随着每年超过80艘LNG船舶投入使用，充足运力可满足 欧洲航线运力增量需求，并有望进一步降低LNG海运成本。 

LNG供给自2025年起转向充足，短期可基本维持紧平衡 • 今年俄管道气供给已基本触底，未来再度减供甚至断供对欧供给影响较为有限。欧洲已通过 削减天然气消费量的方式降低供给压力，创纪录的高位库存也降低2024年需求量。 • 2023年欧洲有望再度实现天然气削减15%的计划，如2024年天然气削减计划延续且仅削减 10%，我们认为LNG市场可基本维持紧平衡状态。 • 2025年后全球LNG产能大规模投产，我们认为欧洲及全球LNG市场供需均趋于宽松，并可实 现新的市场平衡关系。

3. 量增价改旧改 助力中国天然气市场回暖

3.1 我国天然气基础设施持续完善

“全国一张网” 和储气库建设工作加 快推进，助力天然气基础设施日益完 善 • 接收站方面，截至2022年底，我国已 有24个LNG接收站落成投产，总接收 能力已突破10000吨/年。 • 储气库方面，2022年全国新增储气能 力约50亿立方米，地下储气库陆续投 产，如大港驴驹河、大港白15、 吐哈 温吉桑储气库群温西一库等。 • 管网方面，截至2022年底，全国长输 天然气管道总里程11.8万千米，新建长 输管道里程3000千米以上。 其中，苏 皖管道与青宁线联通工程等项目投产； 西气东输三线中段等重大工程持续快速 建设。

3.2.1 需求侧：宏观经济恢复，消费快速回暖

受益宏观经济复苏，2023年全国天然气表观消费量强劲反弹 • 2022年，全国天然气消费量3646亿m³，同比下降1.2%，近二十年首次出现负增长。 • 在宏观经济复苏背景下，全国范围内用能需求显著改善。2023年1-9月，全国天然气表观消 费量2887.5亿m³米，同比增长7%，其中5月、6月、8月单月增速达到双位数，全年消费量有 望逐季度快速修复。

3.2.2 需求侧：天然气消费结构持续改善

高毛差的非居民天然气消费需求有望快速增长，助力销气结构改善 • 我国天然气消费由工业燃料及城镇燃气为主，此外还包括发电用气及化工用气。近年来销气 结构总体保持稳定，其中化工用气占比略有下滑而工业燃气占比略有增长。 • 2022年受气价高企影响，除城镇燃气规模保持相对稳定外，工业燃料、天然气发电、化工行 业用气规模均有所下滑。 • 在国际及国内气价中枢回落，宏观经济环境改善，2023年工商业气用量有望快速修复。由于 工商业销气毛差普遍高于居民，销气结构的改善有助于提升城燃公司盈利能力。

3.2.3 城镇及工业燃料用气：需求预计将稳定增长

我国能源结构亟待优化，天然气利用发展空间广阔 • 煤炭在我国能源结构中长期占比50%以上，而天然气凭借清洁、环保等优势，在我国能源结 构中重要性也在不断提升，2022年达8.5%，但仍低于世界平均水平。 • 天然气高效利用对改善我国能源结构有重要意义。9月国家能源局发布《天然气利用政策（征 求意见稿）》，首次将“城市燃气”用户调整为“城镇燃气”用户，同时明确城镇燃气及工 业燃料用户的使用顺序为优先级，彰显政府主管部门扩大天然气的使用领域与规模的决心。 • 城镇燃气及工业燃气消费仍有望稳步增长：1）城镇燃气渗透率及覆盖率提升，尤其是城镇化 率提升及乡村煤改气进程推进，带动燃气用气人口规模与使用范围提升；2）工业“煤改气” 工程持续推进，通过能源替换等方式，提振以化石能源为燃料的制造业企业用气规模。

3.2.4 发电用气：调峰发展前景广阔

天然气发电兼具稳定及环保优点，在未来电力结构中将发挥重要作用。 • 天然气发电相较于煤炭发电更为低碳清洁，同时风力、水力、太阳能等新能源发电受天气、 地势等自然因素影响存在不确定性，天然气发电则更加稳定，具有优质的调峰调频性能。 • 近年来我国天然气发电机容量及发电量保持稳定增长高速增长。截至2022年底，全国气电装 机容量11565万千瓦，同比增加6.16%。2022年，全国天然气发电量2906亿千瓦时。 • 考虑到我国加速推进“风光火储”多能互补项目建设，随着新能源装机容量的稳步提升，气 电调峰调频重要性日益提升，天然气发电的快速发展将进一步推动天然气下游消费需求增长。 • 我们认为气电在油气资源丰富，用能成本较低的地区发展速度更快。去年以来四川省加速气 电装机布局，预计到2025年，四川省在建和建成的气电装机容量有望超过1000万千瓦。

3.3.1 供给侧：国内加速勘探开发，国产气供应稳步上升

油气增储上产推动我国天然气产量稳定增长 • 近年来我国天然气勘探开发不断取得突破，保障天然气产量连年稳定增长。尤其十四五期间， 随着油气行业增储上产“七年行动计划”制定并实施，我国天然气生产进入加速发展期。 • 2012-2022年间，我国天然气产量CAGR达7.12%。自2017年起，天然气连续六年增产超百 亿立方米。2022年，我国天然气产量达2201.1亿m³，同比增长6.03%。

3.3.2 进口管道气：进口结构多元 与资源国连通能力增强

我国管道天然气从西北、西南、东北三个方向进口 • 目前我国管道天然气进口干线包括中亚天然气管道、中缅天然气管道、中俄天然气管道东线。 截至2023年，我国已实现中亚A、B、C管线、中缅管线以及中俄东线的投产，设计运输能力 总共达到1400亿立方米/年。 • 2021年土库曼斯坦与俄罗斯管道气占比我国进口管道气56%与18%。展望未来，中亚管线供 应规模仍将保持领先，而俄罗斯管道气将提供主要供给增量。

3.3.3 进口管道气：俄管道气创造增量 保障长期能源安全

中俄东线即将全面落成投产，供应处于爬坡期 • 截至2022年底，北段、中段、南段（永清-泰兴）已实现贯通，仅剩泰兴-上海段在建。 • 自中俄东线自2019年通气投产以来，俄罗斯每年向中国天然气供给稳定增长。10月底俄罗斯 副总理表示，2022年中俄东线供应天然气154亿立方米，2023年预计将达到220亿立方米。  俄罗斯将继续增加对中国的天然气供应 • 2023年10月19日，中俄签署《东线天然气购销协议附加协议》，以便在2023年底前向中国 增加俄罗斯天然气供应量。 • 中俄远东线及“西伯利亚力量”2号管道项目已纳入建设规划，未来有望进一步增加俄管道气 进口量。

3.3.4 进口LNG：长协规模稳定提升 现货资源灵活调节

中国企业在手LNG长协规模增加 • 根据汤森路透数据统计，截至2023年我国 天然气长协资源合同量超5000万吨/年， 且在2030年前每年均有新签长协生效落地， 中长期LNG长协保持充足。  现货贸易更为灵活，可充分调节供需缺口 • LNG现货购销灵活，价格波动受短期供需 平衡影响更为剧烈。 • 我们认为LNG现货在全球LNG供给瓶颈期 将维持较高价格，导致国内对现货进口需 求较弱。而中长期需求受确定性更强的长 协挤压也缺乏增量。 • 长期来看随着其他资源供应能力提升， LNG现货需求更具弹性，将发挥调节供需 缺口的作用。

3.4 中国天然气供需平衡测算

预计至2030年我国天然 气供需规模将达到5500 亿立方米 • 供给侧，国产气预计长 期保持100亿m³的增量； 俄气产能爬坡可持续增 加管道气进口量；LNG 方面，2030年前长协资 源充足且将陆续落地， 现货需求或将回落。 • 需求侧，我们认为工业 燃料及天然气发电将成 为驱动下游消费增长的 主要因素，2023-2025 年增速区间在8%-10%， 城镇用气增速相对缓慢， 化工用气增速最低。

4. 重视城燃盈利能力提升与海气贸易活跃

4.1 居民端顺价机制落地，毛差改善利好城燃业绩修复

国家积极推进上下游价格联络机制的建立 • 2023年，国家发改委《关于2022年国民经济和社会发展计划执行情况与2023年国民经济和社 会发展计划草案的报告》，国家能源局《天然气利用政策（征求意见稿》均强调建立天然气 上下游联动机制。  多地已出台天然气上下游顺价机制政策，推动顺价机制落地。

4.2 油气体制改革与科技创新示范推动行业优化发展

油气体制改革深入实施，市场体系加快建设 • 国家管网开放服务及管容交易平台上线运行，“一票制”服务、“储运通”产品、文23储气 库容量竞价等多样化交易模式涌现。 • 出台完善进口液化天然气接收站气化服务定价机制的指导意见，推动进口液化天然气接收站 公平开放，促进天然气行业高质量发展，保障能源安全稳定供应。

科技创新示范取得新进展，赋能天然气行业新发展 • 自主研发国产超深井钻机，四川盆地蓬莱气区的蓬深6井9026米刷新亚洲最深直井纪录。 • 成功研制“一键式”人机交互7000米自动化钻机，并在四川长宁—威远页岩气国家级示范区 成功应用。 • 深层煤层气成藏模式、渗流机理取得新认识，钻井、压裂技术取得突破，拓展了煤层气开发 的新思路新领域。首套国产化500米级水下油气生产系统、自主设计建造的亚洲第一深水导管 架平台“海基一号” 等正式投用。

4.3 投资主线

我们认为城燃公司今年将充分受益于量增、价改、旧改三大利好因素 • 量增：3月以来全国天然气表观消费量同比均保持高增，尤其是工商业销气回暖，有利于城燃企 业改善销气结构，扩大销气规模。 • 价改：全国多地居民气顺价逐步落地，城燃企业下半年的盈利能力有望进一步提振。 • 旧改：7月国务院常务会议审议通过《关于在超大特大城市积极稳步推进城中村改造的指导意 见》，促进城中村、老旧住宅区等居民用户以及餐饮行业等非居民用户瓶装燃气用户实施管道天 然气改造。此举短期内可提振城燃接驳业务利润，长期可带动居民及商业销气量持续增长。

顺价机遇提升+工商销气恢复+国际气价回落，我们推荐两条投资主线： • 港股城燃：居民顺价机制完善及非居用气恢复关键受益者，推荐低估值标的华润燃气(01193.HK)、 昆仑能源 (00135.HK) 、 中国燃气 (00384.HK) 、 港华智慧能源 (01083.HK) 、 新奥能源 （02688.HK)。 • LNG贸易：国际气价回落，进口国际资源至国内的机遇回归，推荐产业一体化标的新奥股份 （600803.SH）、九丰能源（609050.SH）、新天绿色能源（00956.HK）。

4.3.1 华润燃气：城燃项目优质 业绩具有高弹性

业务结构较集中，营收高增净利润下降。华润燃气是中国最大的城市燃气运营商之一，项目广泛分 布于中国经济较为发达的地区。2022年公司实现营业收入943.38亿港元，同比增长18.45%。归母 净利润47.33亿港元，同比下降25.99%。  销气量增加，毛差今年有望反弹。2022年公司全年销气量358.9亿方，同比增长5.3%。全年销气 毛差0.45元/m³，同比减少0.07元/m³。叠加考虑国际气价大幅回落，价格敏感、毛差更高的工商 业销气加速复苏，居民气顺价改善及销气结构优化，2023年上半年销气毛差回升至0.5元/m³，同 比上涨 0.05 元/m³，毛差或将迎来持续反弹。

城燃项目区位优势明显，区域协同降本增效。截至2023年上半年，公司已开发275个城燃项目， 燃气用户累计达 5585 万户。 公司城燃项目广泛分布于经济发达的东部沿海及川渝地区，兼具用 气水平高及气源丰富特点。近年来，公司通过自建 LNG 接收站、深化与资源方的合作关系，实现 资源串换和就地消纳，推动地区间资源互联互通，有效控制供给端成本。  综合服务业务基础夯实，市场广阔蓄势待发。2023 年上半年，公司综合服务营业收入14.7亿港元， 同比增长7.7%。 税前利润达6.23亿港元，同比增长11.37%。考虑到公司已积累5585户居民用户 中，其中72.4%来自三线城市及以上，庞大的用户规模和较高的消费能力有望带动公司燃气增值服 务稳健增长。得益于消费升级和家居厨电换代趋势，我们认为综合服务业务发展空间值得期待。

4.3.2 昆仑能源：工商用气占比较高 经营稳定性较强

中石油控股，2022年利润不降反增。昆仑能源由中石油控股，在剥离管道业务后聚焦天然气销售主业。 在我国中西部地区拥有广阔市场。2023上半年，公司实现营业收入870.7亿元，同比增长3.8%；销售 收入达688.96亿元，同比增长8.5%；归母净利润32.2亿元，同比增长4.6 %。  销气结构优质，销气毛差逆势增长。2022年，工业销气量占公司零售气量的65.3%，同比提升0.9个百 分点。由于工商业销气的顺价能力与盈利能力优于居民气，且公司采购来自海上LNG的气源比例较低， 公司销售毛差为0.495元/m³，同比回升0.001元/m³ 。随着居民端顺价能力的恢复，公司的销气利润 水平有望进一步上升。

LNG资源丰富，背靠中石油保证经营稳定性。公司拥有如东、唐山两座两座LNG接收站及15座LNG工 厂。公司2023年上半年 LNG 接收站平均负荷率达81.8 %，LNG 工厂平均负荷率为38.9%，同比降低 6个百分点，我们认为主要原因在于全国天然气消费复苏整体偏缓，尤其是LNG需求较高的东部沿海地 区消费不及预期。

4.3.3 中国燃气：高居民气导致业绩承压 具有较强反弹空间

2022/23财年公司归母净利润大幅下降。2022/23财年公司实现营业收入919.88亿港元，同比增长 4.27%；归母净利润42.93亿港元，同比减少43.96%。  居民气占比高，顺价不畅对公司毛差造成较大冲击。2022/23财年公司城镇燃气销气量230亿m³，同 比增长5.0%。天然气销售税前利润29.20亿港元，同比下滑30.6%。天然气销售盈利能力下滑原因包 括：1）财年内国际气价大幅上涨，国内气价跟涨带动公司提升公司整体采购成本。2）低毛差的居民 气占比较高，2022/23财年达36.4%。3）顺价机制不畅，受合同气量不足等因素影响，公司采购高价 气导致居民端成本倒挂。2022/23财年零售气毛差收窄至0.42元/m³，同比下降0.08元/m³。

顺价前景，销气毛差反弹空间大。河北省发改委等部门已下发通知，明确2023-2024年对民生用气保 量保价，对气价倒挂给予资金支持和组织保障。政策的完善落实将减轻企业经营压力。随着全国多地 完善天然气价格联动机制，上游价格波动可向终端用户及时传导。如各地市按照7%收入回报原则制定 配气价格，公司未来销气盈利稳定性将增强，毛差水平有望得到显著改善。  增值业务与综合能源业务前景广阔，可进一步挖掘存量用户潜力。增值业务核心业务板块“壹品慧” 平台具有轻资产零售属性，已获得香港联交所批准进入分拆上市流程，有望进一步释放公司估值潜力。 公司工商业用户持续开拓，带来供热、供冷、供电等综合能源业务发展机遇。

4.3.4 港华智慧能源：销气业务触底 坚定综合能源转型步伐

深耕全国城燃分销市场，营收增加但净利润大幅下降。公司深耕全国城燃分销市场，城市燃气项目183 个。2023年上半年，公司实现营业收入98.83亿港元，同比减少3%。受公司退出上海燃气净收益6亿 港元影响，归母净利润11.15亿港元，同比增长7% 。  销气量稳步增长，毛差环比微增。2023年上半年公司总销气量稳步上涨至82.3亿m³，同比增长9%，销 气毛差为0.50元/m³，环比2H22上涨0.01元/m³。公司计划联合母公司拓宽气源采购渠道，2025年后 自筹气量500万吨以上，降低综合购气成本。  退出上海燃气项目确认净收益6亿港元。5月23日，公司与上海燃气及申能集团签署减资协定，并于8 月2日收到人民币46.6亿元的交易对价款项。公司确认退出上海燃气后净收益6亿港元，但在资源获取、 增值业务及可再生能源业务等领域继续保持合作关系。

放缓装机步伐，保障高质量可持续发展。截至2023年上半年末，公司累计签约装机容量2.2GW，其中 并网装机1.2GW。在下游工商业用户经营仍有较大压力，全球融资成本提升的背景下，公司坚守项目 回报率，更加重视业务的高质量发展，并加强光伏装机与能碳服务的协作效应，深度绑定优质下游客 户。2023年上半年，公司可再生能源业务已实现扭亏为盈，实现净利润300万港元。

4.3.5 新奥能源：一体化优势显著，泛能业务快速发展

主营清洁能源分销业务，2023年上半年归母净利润实现增长。新奥能源为中国最大的清洁能源分销 商之一，主营泛能、天然气分销和智家等业务。2023 年上半年公司营业总额为542.62亿元，同比 下降8.9%。归母净利润33.33亿元，同比增长7.4%。核心利润为39.14亿元，同比下降5.0%。  天然气业务销量短期承压，但全年指引有望实现。2023年上半年，公司零售气量同比下降6.9%至 121亿方，但零售气毛差达到0.52元/m³，部分降低了气量下降的影响。我们看好公司零售气销量 与毛差的恢复：1）居民顺价机制优化，2）下游新能源汽车、光伏玻璃等产业需求的回暖。3）公 司在逐步通过灵活价格政策挽回流失客户。

房地产冲击影响可控，接驳业务企稳。2022年的接驳收入受房地产周期见顶影响，下滑至59.5亿元， 同比下降26.42%。但得益于保交楼政策与国内仍在继续的城市化进程，2023上半年接驳收入为 28.62亿元，同比上升2.6%，开始企稳。因此我们认为未来家庭接驳业务承压有望缓和。  泛能业务发展空间巨大，已成为公司发展新引擎。2023年上半年，公司泛能业务收入69.88亿元， 同比高增30.3%。毛利率基本维持不变至13.07%，泛能业务毛利在公司总毛利中的占比上升到 12.8%，同比上升1.7%。公司在建泛能项目62个。根据指引，2023年泛能业务收入有望增加40%。

4.3.6 新奥股份：贯通天然气全产业链 一体化布局平抑波动

贯通天然气全产业链，公司业绩稳步增长。公司业务范围涵盖天然气分销、能源工程、能源化工、 基础设施运营等领域。 2023年前三季度，公司实现营业总收入959.72亿元，同比减少10.0%；归 母净利润31.03亿元，同比减少1.8%；核心利润46.74亿元，同比增长17.4%。

公司直销业务盈利能力长期可持续。2023前三季度年公司直销气量36.71亿m³，同比增长33.3%， 积极开展实纸结合业务，并在国际、国内市场动态寻优，稳定直销气盈利能力 。2023年前三季度， 公司直销气毛差0.79元/m³，环比上半年再度增加0.06元/m³。国际气价在2022Q3创下历史最高后 震荡回落，今年高毛差海气贸易利润空间有所收窄，但同样带动国内LNG进口贸易机遇回归。公司 凭借自身强大交付能力，积极开拓国内大工业、城燃、电厂等用户，带动国内直销气量同比高增 130.7%至24.15亿m³，占前三季度总直销气量的65.8%，改变此前国际直销气为主流的贸易格局。

完成煤炭资产置出，回流大量现金并增厚全年利润。2023年10月，公司完成新能矿业有限公司股 权的交割，预计可收到交易对价及债务清偿款合计达105.05亿元。如公司于四季度确认投资收益， 在扣除25%所得税后有望对今年利润端贡献约40亿元。在煤炭资产置出后，公司进一步聚焦清洁能 源业务，发展战略更为明晰。公司还积极布局综合能源及氢能业务，以低碳数智驱动新兴业务发展。

4.3.7 九丰能源：构建海气陆气格局，天然气贸易维持高增

LNG全产业布局，天然气贸易助力公司利润高增。九丰能源拥有丰富海气及陆气资源，凭借LNG运力 优势开展全球天然气贸易。公司凭借海气长协资源、自有及租赁LNG船舶，并积极拓展LNG船运等能 源服务型业务，实现业绩高增。2022年及2023年前三季度公司归母净利润分别为10.90亿元和11.31 亿元，分别同比高增75.87% 和20.22 %。  “海气+陆气”双资源池格局稳固。海气方面，公司与马石油和 ENI 签订长协，年供应量约 100 万 吨。陆气方面，公司积极开拓内陆气源版图，2022年收购华油中蓝 28%股权及森泰能源100%股权， 获得西南地区液厂资源。欧洲气价回落，一方面将为公司带来海气现货采购机会，另一方面有望提振 下游客户需求，海陆双资源池的增量将带动公司 LNG 销量重回稳定增长道路。

资产稳定扩张助力能源服务业务长期发展。目前公司自有一座 LNG 接收站，并有 3艘 LNG 船舶在运， 具备运输、接收、仓储及终端物流一体化服务能力，具有较强成本优势。公司正积极扩张接收站及运 力资源，参股建设江门广海湾 LNG 接收站，1艘船舶处于在建状态。  氦气产销持续扩张，氢能蓄势待发。公司以氢气和氦气为基础发展特种气体业务。氦气方面，2023 年前三季度高纯度氦气业务产销量23万m³，同比增长63%，未来公司将持续提升氦气产能规模并完 善下游销售渠道。氢气方面，公司积极推进制氢业务项目布局，拟持股70%的资产已进入资产交割阶 段。另外，公司作为有限合伙人，成立认缴总额为3.16亿元的氢能产业基金9.51%份额，投资于电解 水制氢、液氢、储氢、运氢及氢能产业链相关领域，加快公司的氢能产业链布局。

4.3.8 新天绿色能源：LNG接收站投产，天然气业务回暖

华北地区清洁能源运营商。公司是河北省最大的天然气分销商和风电运营商，实际控制人为河北省国 资委，目前在“A+H”股上市。天然气与风能为公司最为重要的两大业务板块。双产业齐头并进，为 公司业务发展形成有力支撑。2023年前三季度，公司营业收入131.24亿元，同比增长0.58%。其中 第三季度归属公司股东净利润0.68亿元，同比高增36.9%。

LNG接收站步入试运行阶段，未来有望持续贡献业绩增量。6月，周转能力达500万吨/年的唐山LNG 接收站一期工程投产，目前处于试运营期，预计将于年底正式转固。在国际气价中枢回落的背景下， 我国1-9月天然气进口量同比增加8.4%，进口LNG景气度持续回升。目前公司与卡塔尔能源公司签订 100万吨/年的长协，并与包括港华智慧能源在内的第三方积极展开合作，接收站使用率有望持续提升。 我们预计LNG接收站有望于明年实现盈利，长期增厚公司业绩。随着LNG接收站二期项目持续推进， 河北省内管网的建设进一步完善，公司可巩固在华北地区的天然气供给的优势地位。

天然气业务呈复苏趋势。2023年前三季度公司总输气量32.89亿m³，同比增长3.78%，逆转上半年下 降趋势。公司重视下游市场开拓，工业用户数量稳步上涨，在公司销气毛差整体保持稳定的情况下， 销气量稳步回升有望增强公司天然气业务盈利能力。  风能业务表现稳健。三季度全国风况不佳，2023年前三季度公司发电量同比增加1.32%至101.73亿 千瓦时，Q3单季度发电量仅减少0.83%。目前公司陆风及河北海风有多个项目处于在建状态，长期 来看，项目区位优势及优秀运营效率可助力公司风电板块业绩稳定增长。

 

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