2024年皖天然气研究报告：稀缺的长输管道标的，分子分母有望共振

1. 安徽省属长输管道 供区覆盖全省 70%

1.1 省级天然气平台公司 管网为核心盈利资产

安徽省级天然气平台公司，实控人为安徽省国资委。公司全称安徽省天然气开发股 份有限公司，实控人为安徽省国资委。公司控股股东为安徽省能源集团有限公司（皖能 集团），2024 年 3 月底直接持股占比 42.62%，并且皖能集团子公司皖能电力、皖能资 本分别持有公司 4.52%和 1.83%股份，皖能集团控股比例达 48.97%。公司前身为安 徽省天然气开发有限责任公司，成立于 2003 年 2 月，与安徽省 2003 年 11 月以西气 东输—滁州天然气利用工程首次实现天然气利用的时间节点一致。

立足自身管网资产，公司代表安徽向上游购买天然气，并向下游城燃公司和大用户 销售天然气。公司营收主要源于长输管线业务、城市燃气业务、CNG/LNG 业务等。 2023 年，公司实现输售气量 38.82 亿立方米，同比增长 25%；实现营收 61.04 亿元，同比增长 2.98%；归母净利润 3.44 亿元，同比增长 33.33%。其中长输管线和 城燃业务是主要营收来源，2023 年营收分别达到 55.47 亿元和 16.62 亿元，占 2023 年营收总额的 91.24%和 27.34%。需要说明的是，由于存在内部销气量，即公司长输 管线同时供应自身城燃业务，因此长输管线业务与城燃业务营收比例合计超过 100%。 若从长输管线营收中扣除内部抵消部分，则二者分别占营收总额的 67.89%和 27.34%。

长输管网是公司最主要的盈利资产。此外，下游城市燃气业务、CNG/LNG 业务亦 贡献一定现金流。同时，公司于 2023 年 6 月收购控股股东全资子公司安徽省充换电有 限责任公司 51%股权，开辟了新能源汽车充换电、综合能源站等相关业务。 需要注意的是，长输管线业务与城市燃气业务分别为燃气行业的中游和下游，而定 价机制的不同，决定了这二者具有不同的盈利特征，毛利增长的驱动因素也有所不同。 其中，长输管线业务赚取的是稳定的管输费，业绩主要受管网规模、负荷率等驱动，随 着管输基础设施的不断建设，管输业务营收、毛利都具有明显稳健的增长趋势；而城燃 业务则赚取的是上下游采购价差，业绩受用户数量和上下游价差驱动，在天然气价格大 幅变化的情况下，近年来城燃业务毛利率有明显波动。

1.2 准许收益定价机制下 管网规模提升带动营收突破

准许收益定价机制下，长输管道管输费保持稳定，随着管网建设推进带来输售气规 模提升，公司长输管线营收规模不断向上突破。 从天然气价格构成来看，天然气终端销售价格一般由上游气源价格、管输价格、配 气价格三部分构成，其中管输价格和配气价格由政府定价。根据国家发改委 2021 年发 布的《天然气管道运输价格管理办法(暂行)》（下称“价格办法”）和《天然气管道运输 定价成本监审办法(暂行)》（发改价格规〔2021〕818 号），管输价格实行政府定价， 按照“准许成本加合理收益”的方法制定，办法发布后首次核定准许收益率按 8%确定。 同时，根据价格办法，管道运输价格每 3 年核定一次，在此期间管输价格保持稳定。 公司主要利润来源于管输费，而非天然气购销差价。管输业务单位盈利主要受管输 价格变动影响，并不因上下游价差而变化。对于类似业务，根据修改后的会计政策，一 般有总额法和净额法两种确认收入的方式，同样具有油气管输业务的申能股份采用净额 法，而从现金流量表来看，公司是天然气采购-通过销售回款模式，因此采用总额法。 总额法下，收入以终端天然气销售收入为准，而成本则包括购气成本、资产折旧、 运营成本等。不过，由于管输业务会通过销售端传导采购价格的变化，因此上下游采购 价差变动不会影响公司的毛利绝对金额，即毛差会保持在相对稳定的水平。

价格方面，管输价格最新一次核定为 2023 年底，自 2024 年 1 月 1 日起部分管线 价格下调 0.01-0.02 元/立方米，在假定输售气量没有增长的情况下，据公司测算利润 总额将因此下降 3400 万元。在每 3 年核定一次的机制下，降低了未来三年的价格下调 风险。 在管输价格稳定的情况下，管道长度(容量)和负荷率的增长，将带动长输管线业务 营收规模不断突破。我们预计 2024 年公司以量补价依然会保持管输业务利润增长，未 来 2025-2026 气量增加、毛差稳定，业绩有望快速增长。管网资产规模方面，公司凭 借先发优势，已投运长输管线占全省 70%。

公司与安徽省天然气利用进程保持同步成长，长期以来公司始终在全省气源调度、 保障安全平稳可靠供气方面发挥着主导作用。2014 年以前，安徽尚未开放油气管网市 场，公司同时负责全省天然气支干线管网和城市天然气管网的建设、经营和管理。尽管 十三五期间全省天然气长输管网建设、运营主体由 2015 年的 4 家增至 12 家，但凭借 先发优势，公司目前在省内建成投运的天然气长输管线已达 1724 公里，仍占全省长输 管道总里程约 70%。 2023 建成管线产能释放，为业绩增长奠定基础。2023 年，公司新增投产宝镁支 线、燃气电厂支线，全线贯通六霍颍支线、桐枞支线，结合公司资产负债表，上述支线 完工转固带来固定资产增长 8 亿，同比增长 34.31%，同时从季度报告可看出转固主要 发生在第三和第四季度。随着新管线产能利用率的提升，管输业务营收预计稳步增长。

1.3 顺价机制优化传导路径 城燃业务毛差修复

城市燃气业务的早期扩张，依赖对城燃特许经营权的获取。通过城燃业务，公司可 发挥中游优势、实现中下游协同。2010 年起，公司开始在安徽各地市设立燃气子公司， 逐步获得宿州市、广德市、和县、舒城县、庐江县、霍山县、颍上县、宁国市、皖江江 北新兴产业集中区、皖江江南新兴产业集中区、泾县、蚌铜产业园等特定区域的燃气特 许经营权。随着获取燃气特许经营权数量的增多，近年来营收上升至 16 亿元左右。 从业务发展阶段看，城燃业务利润释放更多体现在后期。在取得某地区城燃特许经 营权时，一般该地区尚处于天然气利用或地区城镇化初期阶段，会经历一定时间的市场 培育期。随着基础设施的逐步完善和人均生活用气水平的提升，城燃营收逐渐保持稳定。 城燃业务受益于上下游顺价机制，毛差修复带动盈利能力提升。城市燃气销售由当 地价格主管部门定价，在上游价格波动较为剧烈的时期，若销售定价调整不及时，则成本无法传导至居民端，售气量越大则对城燃业务的现金流和毛利压力越大。2021-2022 年期间，上游天然气价格出现大幅上升，城燃公司毛差均出现明显下滑。

在“管住中间，放开两头”原则下，价格联动机制推动城燃销售更加市场化。2023 年 6 月，发改委出台《关于建立健全天然气上下游价格联动机制的指导意见》，使燃气 公司销售价格与上游天然气价格实现更高程度联动。从安徽省各地市发布的实施方案来 看，2023 新机制将联动对象由门站价格调整为燃气企业采购价格；联动范围新增居民 用气；联动周期从过去按经营的旺季、淡季、平季调整为更高频率，其中非居民用气原 则上按季度或月度联动，居民用气联动周期原则上不超过 1 年。 随着城燃实现更大范围、更高频率的价格联动，以及上游采购价格的下降，城燃业 务盈利能力预计将逐步修复。

2. 气源瓶颈有望解除 安徽需求快速释放

2.1 气源瓶颈导致安徽用气强度与经济发展水平不符

安徽省为我国当前天然气消费版图中少有的洼地，现阶段用气强度与其经济地位不 符，近年来用气增速显著高于全国平均水平。2021/2022/2023 年安徽天然气累计消 费量分别达到 72/78/97.4 亿立方米，同比增速 14%/8.3%/24.5%，而同期全国增速 仅有 12.5%/-1.2%/7.6%，十四五以来安徽天然气消费量增速显著高于全国。 尽管如此，从用气强度（单位 GDP 用气量，2023 年数据）来看，GDP 占比达到 全国 3.57%的安徽在用气量方面仅占全国的 2.47%，相较于全国 3.13 方/千元 GDP 的 平均用气强度，安徽仅 2.16 方/千元 GDP，仅为全国平均用气强度的 69%。 若将北方供暖因素排除在外，仅在南方省份间作对比，可以看到安徽、湖北、江西、 湖南等中部省份的用气强度仍低于贵州、广西等经济水平低于安徽的南部省份，而东部省份的江苏、浙江则相对靠前。或者说，低基数正是安徽近年天然气消费量高增的原因。

极低的天然气消费水平由资源禀赋、管线建设的历史惯性等多方面因素导致，归根 结底是供给长期不足。从天然气产地即可看出，我国西北与西南盆地是主要产区，中部 和东部省份主要依赖西气东输和川气东送工程，此外东部沿海省份还可依靠 LNG 接收 站获得海外气源。而对于中部的安徽等省份，在自身不具备天然气资源的情况下，天然 气输送通道容量即为其可用容量。

气源供应方面，安徽主要依赖西气和川气。根据安徽省能源发展“十四五”规划， 2020 年安徽省天然气供应能力 63.2 亿立方米，其中西气东输 40.2 亿立方米，川气东送 13.5 亿立方米，LNG 槽车 7.3 亿立方米，煤层气等非常规天然气 2.2 亿立方米，西 气与东气分别占 64%与 21%。 回顾气源发展历史，尽管西气东输和川气东送输气能力近年来不断扩大，但安徽并 未因此获得可观的气源量增长。 西气东输共四条线，目前安徽仍主要通过早期建成的一线获得西气供应，规模有限。 2003 年 11 月，西气东输一线的滁州天然气利用工程投产，标志着安徽实现天然气利 用；一线于 2004 年底投产、并于 2005 年完成增输，年输气能力从 120 亿立方米提升 至 170 亿立方米，但由于一线途径宁夏、陕西、山西、河南、安徽、江苏、上海等多 个省区，能分配给安徽的量较为有限（2020 年时西气东输供应能力仅 40.2 亿立方米）。 而二线、三线均不经过安徽，因此二线和三线建设并未给安徽带来直接增量。 不过，2022 年 9 月开工的西气东输四线连接着新疆到宁夏中卫（吐鲁番至中卫段 预计将于 2024 年底投产），建成后可将西气东输年输送能力由目前的 770 亿立方米/ 年增至每年千亿立方米，中卫作为关键节点可同时使得一线、二线、三线同时受益。中 长期来看，有助于安徽获得更多西气供应。

川气东送共两条线，一线供应能力有限，二线尚未建成。2010 年，江北联络线输气管道工程一次性置换投产，标志着安徽省进入“西气”与“川气”互联互通利用时代。 其中：川气东送一线经过扩容输送能力达到 150 亿立方米，但由于途经多个省份（四 川、重庆、湖北、安徽、江苏、浙江、江西、上海），因此截至 2020 年时分配给安徽 的气量也仅有 13.5 亿立方米，占比仅 9%。而二线则分川渝鄂段、鄂豫赣皖浙闽段分 期核准建设，其中川渝鄂段已于 2023 年 9 月开工，鄂豫赣皖浙闽段尚未开工。

2.2 管线历史短板有望补齐 推动用气需求快速释放

“十四五”期间，安徽气源供应能力保障能力显著增强，陆气与海上 LNG 同步提 升。根据安徽省能源发展“十四五”规划，2025 年天然气供应能力将翻一番，达到 120 亿立方米以上。陆气增量方面，西气和川气分别提供 17.8 亿立方米和 7.5 亿立方米增 量；海上 LNG 增量方面，中石化青宁线和滨海 LNG 配套苏皖管线将提供 20 亿立方米 和 10 亿立方米增量。进展来看，西气目前已实现 20 亿以上增量，滨海 LNG 苏皖管线 已投产；川气东送二线安徽段和中石化青宁线正在建设当中。至此，安徽拥有西气东输、 川气东送、滨海 LNG、青岛 LNG 等多种气源保障。

根据安徽省能源局 2024 年能源发展主要预期目标，安徽 2024 年天然气供应量将 达到 105 亿立方米。而随着川气二线安徽段、青宁线安徽干支线等气源供应保障工程 的逐步投产，安徽下游需求有望得到充分释放，在长输管道准许收益率定价机制下，气 量增长将直接转化为公司利润。 在建管线方面，公司旗下合营企业中石化皖能值得重点关注。安徽省气源主要来自 西气东输、川气东送，“十四五”以来大力拓展海上 LNG 苏皖管线，以及中石化青宁 线安徽干支线（青岛 LNG 与川气东送相连）。其中，根据安徽省能源发展“十四五” 规划，青宁线安徽干支线将为安徽带来 20 亿立方米供应增量，而该线便是由公司与中 石化合资的中石化皖能（公司持股 50%）承建。2023 年报显示，当前中石化皖能净资 产 7 亿元，未产生实质性收入。若以“十四五”规划按期完成为锚，则中石化皖能有 望成为公司 2024/2025 重要的业绩增长点。

从后续需求来看，安徽经济发展较快、能源供需形势偏紧，在“一煤独大”能源结 构约束下，提升天然气消费量势在必行。全社会用电量是经济运行“晴雨表”之一，近 年来随着安徽工业发展带来的用电大户增多，安徽省全社会用电量增速均高于全国，“十 四五”以来年均增速达到 9.8%，位居长三角第一。 在电力供应支撑方面，煤电、新能源资源有限，气电成为十四五重点发展方向。从 电力结构来看，2023 年火电发电量占比达到 86%，依然是主力能源。而与湖北、江西、 湖南等省份不同，安徽省水电资源基本开发完毕，同时光伏、风电等方面的资源有限， 且缺乏核电发展条件。因此，在双碳目标下，电力供需偏紧的安徽既通过陕电入皖、发 展新能源等方式满足自身能源需求，亦须通过提高天然气消费比例实现清洁能源转型。

燃气调峰电厂投产，带来显著用气增量，安徽省未来 2 年天然气消费量复合增速有望达到 11%。2024 年，安徽首座天然气调峰电厂——皖能合肥天然气调峰电厂项 目，以及滁州天然气调峰电厂，共计 4 台 45 万千瓦机组已投产，预计将带来每年 9 亿 立方米以上用气增量。同时，淮河能源集团芜湖天然气调峰电厂（2×45 万千瓦）已于 2024 年 5 月通过核准，预计带来 4 亿立方米以上用气量。

工业用气方面，安徽省推动福莱特、比亚迪、台玻、燃气调峰电厂等大用户扩产， 工业用气规模攀升。此外，由于此前的气源瓶颈，安徽省居民用气量也偏低，尤其是农 村地区，煤改气需求强烈，预计未来几年安徽省居民用气量也有望高速增长。 考虑其他大工业用户扩产带来的用气增量，我们认为 2025 年天然气消费量有可能 超过安徽“十四五”天然气消费量目标值 120 亿立方米。据此测算，安徽省 2024/2025 天然气消费复合增速可达到 11%左右，继续领先全国。

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