2025年天然气行业专题研究：盈利分红寻价值，现货价格觅弹性

进口管道气低成本增量有望延续，油价下行期价格走低

2024 年进口管道气价格波动幅度收窄。国内进口管道气价格在 2020 年 8 月至 2023 年 4 月期间大幅波动，最大同比涨/跌幅分别达到+64%/-34%。随着竞争能源（原油、煤炭）价 格回归理性，2024 年以来进口管道气价格的波动幅度也在收窄；其中 9/10/11 月国内进口 管道气均价同比为+3.2%/+1.5%/+0.2%、环比+0.3%/-0.6%/+0.3%，管道气均价维持 1.95~1.97 元/方。

2024 年进口管道气量延续同比上升趋势。国内进口管道气自 2010 年以来供应量呈整体上 升趋势，其中中亚天然气管道 A/B/C 线于 2009 年 12 月至 2014 年 5 月陆续投产；中缅天 然气管道于 2013 年 7 月投产；中俄东线天然气管道北段于 2019 年 12 月初步投产、中段 和南段分别于 2020 年/2024 年投产，随着全线贯通我们预计 2025 年有望实现满产输气量 380 亿方。2024 年 1-11 月进口管道气量合计 699 亿方、同比+13.0%，主要得益于中俄东 线输气能力爬坡。

俄气有望逐步取代中亚成为国内进口管道气最大来源。中国已投运的天然气进口管道主要 包括中亚 A/B/C 线、中缅线和中俄东线，设计年输气量（管容）分别为 550、120 和 380 亿方。筹划或待建的包括中亚 D 线、中俄远东线、中俄中线和中俄西线，设计年输气量分 别为 300、100、500 和 450 亿方。根据海关总署数据，2023 年中俄/中亚/中缅进口管道气 金额（报关价）占比分别为 33%/59%/8%、气量占比为 34%/61%/6%。中亚线与中缅线负 荷率基本稳定，随着中俄东线 2024-2025 年逐步达产、中俄远东线计划于 2027 年投产， 我们预计 2025/2030 年俄气在进口管道气量的占比有望达到 45%/51%。据俄罗斯卫星社网 站 12 月 26 日报道，中俄西线（从俄罗斯经哈萨克斯坦通往中国）天然气管道项目已启动， 年输气量 450 亿方，正在进行可行性论证和谈判。若中俄管线全部投产，则俄罗斯有望取 代中亚三国成为国内最大的管道气来源地、年输气量可达 1,430 亿方/年。

油价是影响中国进口管道气价格的核心因素。中国进口管道气定价与国际管道气贸易定价 方式基本一致，采用双方协定基准价格 P0，随后根据调节因子中油品价格变动进行调节。 根据何春蕾等《中国进口天然气价格公式研究》（天然气技术与经济，2014 年 8 月刊），中 国已签订的管道气长期进口协议中，从缅甸进口的管道气与原油价格挂钩，而来自土库曼 斯坦、乌兹别克斯坦和哈萨克斯坦三个中亚国家的则与新加坡燃料油等油品价格挂钩。中 俄管道气价格公式并未披露，但参考俄罗斯出口欧洲、乌克兰的价格公式，我们推测油价 也是影响中俄管线气价的核心因素。

不同国情和资源禀赋，衍生出不同的进口天然气价格机制。目前世界上天然气进口价格机 制主要分成 3 大类。一是以美国、英国为代表的“气-气”竞争的定价方法（NBP、Henry Hub 等）；二是以欧洲为代表的天然气与石油产品等替代能源价格指数挂钩的定价方法；三是以 日本为代表的天然气与进口原油价格（JCC）挂钩的定价方法。美国以竞争方式确定进口 天然气价格公式，主要原因是美国国内的天然气供应能力较大，并且已形成市场化竞争定 价的机制。欧洲进口价格公式与油品价格挂钩，主要原因是欧洲（主要是西欧）自身的能 源资源禀赋差、供应能力弱，能源资源的自给率很低，进口天然气的主要目的是替代正在 使用的粗柴油（主要用于发电和工业用）等油品，因此形成了天然气价格与油品之间的竞 争关系。英国发现北海气田使得供气多元化，因此欧洲部分地区又形成了与美国相似的参 考 NBP 等交易中心价格的定价方法。日本进口天然气主要替代用于发电的高硫原油，因 此日本的天然气进口价格公式主要参考该国进口原油的综合价格。

油价敏感度从高到低依次是中亚、中俄、中缅。因成品油为原油下游产品，成品油价格波 动与原油价格变动浮动基本一致，因而我们假设油品价格变动幅度与原油价格波动一致， 并测算得原油价格较基准值上涨或下降 10%，中国进口气平均成本较基准值上涨或下降 5.7%，其中敏感度由高到低分别为中亚线 6.4%、中俄东线 5.0%、中缅线 3.4%。由于油价 基准值的差异、中俄/中亚/中缅分别为 66/50/102 美元，三条进口管道气在油价上升或下降 阶段的价格弹性差异显著。

若 2025-2026 年油价 累计 下降 20%， 我 们预 测中 俄 /中 亚 /中 缅 管道 气有 望 下降 18%/23%/9%。假设美元兑人民币中间价保持 2024 年 12 月均值，2025-2026 年油价逐步 从 74 美元/桶降至 60 美元/桶，我们预计进口管道气均价将从 2.05 元/方降至 1.64 元/方、 降幅 0.41 元/方（-20%），其中中俄管道气从 1.51 元/方降至 1.24 元/方、降幅 0.27 元/方 （-18%），中亚管道气从 2.46 元/方降至 1.90 元/方、降幅 0.56 元/方（-23%），中缅管道气 从 2.87 元/方降至 2.61 元/方、降幅 0.26 元/方（-9%）。

LNG 进口中长协合同量逐年提升，现货贸易与气价强相关

2024 年进口 LNG 价格大幅下跌后温和回升。随着国际天然气供需矛盾缓和，2024 年进口 LNG 价格下降势能逐步减弱，7 月以来同比转升；其中 9/10/11 月国内进口 LNG 均价同比 为+2.7%/+3.6%/-6.7%、环比为-1.2%/+2.0%/-1.9%，LNG 均价维持 3.00~3.06 元/方。LNG 现货受国际即时供需冲击大，冬季风暴致美湾 LNG 出口受阻、亚洲竞购潮使短期到岸 LNG 价飙升，二者价差或拉大。

2024 年进口 LNG 量保持快速增长。2006 年广东大鹏 LNG 接收站投产、一期设计年接卸 能力 385 万吨，拉开国内进口 LNG 资源的序幕；截至目前国内已建成 LNG 接收站 33 座， 年接卸能力合计 1.63 亿吨；根据中国石油经济技术研究院 2024 年 12 月 25 日发布的《2023 年国内外油气行业发展报告》的预测，2025/2030 年在运数量分别有望达到 39/50 座，年 接卸能力有望达到 2.01/2.45 亿吨。进口 LNG 基础设施能力的提升和 LNG 价格自高点回落， 促进了 2024 年进口 LNG 量保持快速增长。其中 1-11 月进口 LNG 量合计 6,963 万吨（按 1,380 方/吨换算，折合 961 亿方）、同比+9.5%。

LNG 接收站持有者趋于多元化。国家管网+三桶油占据国内 LNG 接收站的主要份额，截至 2024 年末四家公司已投运产能合计市场份额达到 75%。而沿海能源地方国企和燃气分销龙 头纷纷布局新的 LNG 接收站，在建产能市场份额合计为 69%。随着在建 LNG 接收站投产， 我们预计未来 LNG 进口来源也有望更加多元化。

LNG 进口中长协合同量逐年提升，现货贸易与气价强相关。受国家对于清洁能源需求的政 策要求，中国天然气产量及管道进口量不足以满足国内天然气需求，继而推动 LNG 进口量 逐年攀升。2010-2023 年 LNG 进口量 CAGR 达 17%，其中中长协/现货分别为 15%/26%。 中国 LNG 进口长期以来以中长协为主，根据国际液化天然气进口国组织（GIIGNL）数据， 2023 年 LNG 中长协进口量为 4,882 万吨（折合 674 亿方），占已生效中长协合同量的 74%。 同时随着 LNG 进口量的快速扩张，LNG 现货贸易（含短协）快速发展，2021 年现货进口 占比最高达到 47%；但 LNG 现货也受到国际气价的直接影响，2022 年国际气价大幅上扬， 进口现货的成本不及国内管道气，导致现货进口量和占比急剧下降。

LNG 中长协进口由三桶油主导，国内买家逐渐多元化。根据国际液化天然气进口国组织 （GIIGNL）2018 年年度数据统计，国内主力 LNG 买方是中海油、中石油、中石化，2015 年开始油价处于低位，国有发电集团、区域性能源企业和城市燃气企业陆续签订近 20 个中 长协和短协，丰富了买方的多元性。此外，卖方为了保证 LNG 供应的稳定性，逐渐推出资 源池供货，例如 BP portfolio、Shell portfolio、Total portfolio 等等，买卖双方还会在签订合 同的同时约定各种调节机制，这些措施在一定的基础量上，为买卖双方提供更大的灵活性。

国际 LNG 现货价格于低位小幅回升，国内部分 LNG 长协价格或已出现向下拐点。东北亚 JKM 价格/欧洲 TTF 价格分别于 2022 年 10 月/ 2023 年 1 月至 2024 年 4 月同比下跌。全 球热浪推升用电需求、俄气供应欧洲继续减少，2024 年 5-6 月 JKM 涨至 12.24 美元/百万 英热，TTF 涨至 34.47 欧元/兆瓦时。过往 6/9 个月移动均值（MA6/MA9）对于 LNG 长协 更有参考意义，JKM MA6/MA9 分别自 2023 年 3 月/5 月出现同比回落的趋势，我们判断国 内部分 LNG 长协价格仍处于向下阶段。

亚太地区 LNG 贸易以长协为主，LNG 长协定价多数与 JCC 挂钩。日本于 1969 年建立首 个 LNG 接收站，拉开亚洲地区 LNG 进出口序幕。因为缺乏天然气现货交易平台，亚太地 区天然气贸易大多以长协为主，日本 LNG 到岸价格多与日本进口原油加权平均价格（JCC） 挂钩，少部分与印尼原油出口价格相联系。由于进口气量大、历史时间长，日本 LNG 到岸 价格一定程度上体现了亚太地区 LNG 交易价格的总体水平，进而后期进入 LNG 贸易市场 的韩国、中国台湾、印度和中国，进口 LNG 大部分也沿用与 JCC 挂钩的定价机制。因为 JCC 价格在历史上曾经历过剧烈波动，亚太地区 LNG 长协定价公式随之经历了四轮演化。

中国仅 3 个中长协合同采用 S 曲线定价，其余合同采用直线定价，且大部分不含重谈条款。 根据 GIIGNL 数据，截至 2023 年末，中国中长协生效合同中仅 3 个采用 S 曲线定价，其余 合同均采用直线定价。2023 年 LNG 中长协进口量为 4,882 万吨（折合 674 亿方），占已生 效中长协合同量的 74%，部分中长协合同 2023 年开始供气，供气量未达到合同标准水平。

澳大利亚与卡塔尔占据进口 LNG 前二，美国逐渐超越印尼跃居前五。澳大利亚和卡塔尔自 2006/2010 年陆续给中国出口 LNG 中长协，两国始终保持进口量前二的地位；自 2021 年 以来，美国逐渐超越印尼成为中国 LNG进口量前五大国家。根据GIIGNL数据，2023年/2024 年前 10 月中国从澳大利亚、卡塔尔、俄罗斯、马来西亚、美国和印尼六个国家进口的 LNG 占比达到 88%/88%；2023 年从上述六国进口 LNG 中长协占比达到 93%。

不同来源国的进口 LNG 定价参数存在显著差异。我们根据中国海关及 GIIGNL 数据，拆分 出 2010-2023 年 LNG 中长协的进口量与进口金额，并将澳大利亚、卡塔尔、俄罗斯、马来 西亚、印度尼西亚的 LNG 进口价格与 JCC 进行回归，将美国的 LNG 进口价格与 HH（美 国亨利港天然气价格指数）进行回归，测算得 CR6 的直线型定价公式如下：1）澳大利亚 斜率 A 为 12.2%，截距 B 为 0.76；2）卡塔尔斜率 A 为 13.3%，截距 B 为 1.98；3）俄罗 斯协斜率 A 为 15.2%，截距 B 为-0.41；4）马来西亚斜率 A 为 11.3%，截距 B 为 0.93；5） 美国斜率 A 为 1.21、挂钩 HH 价格指数，截距 B 为 6.11；6）印度尼西亚 LNG 中长协斜率 A 为 11.9%，截距 B 为 1.40。

若油价变化 10%，我们测算进口 LNG 中长协同向变化 0.18~0.27 元/方。假设美元兑人民 币中间价保持 2024 年 12 月均值，油价变化 10%时，进口 LNG 中长协价格变化（单位： 元/方）敏感度由高到低依次是俄罗斯（0.27）、卡塔尔（0.24）、澳大利亚（0.22）、马来西 亚（0.20）、印度尼西亚（0.18）。若 HH 指数变化 10%，我们测算美国 LNG 中长协同向变 化 0.07 元/方。

LNG 现货需大幅低于市场预期才有望形成替代效应

2025-2026年东北亚 LNG现货价格先升后降，进口 LNG长协与管道气具备较大成本优势。 参考 Bloomberg 一致预期，2025/2026 年原油均价同比下降 8%/3%至 73/71 美元/桶、HH 同比上升 37%/12%至 3.25/3.64 美元/MMBTu，而 JKM 2025 年同比上升 9%至 13 美元 /MMBTu、2026 年则同比下降 9%至 11.81 美元/MMBTu。基于前述各进口气源的价格拟合 公式，我们发现：1）若 2025-2026 年 LNG 现货无法大幅下降至 2020 年以前的水平，大 部分的 LNG 长协仍然具备价格优势；2）当 2026 年油价降速低于气价时，LNG 长协相对 于现货的价差优势缩小；3）不考虑输气成本，中俄东线与中亚线进口管道气依然具备较大 的成本优势。

进口管道气需考虑天然气长输管线的价格成本。2023 年 12 月 5 日，国家发改委公布《关 于核定跨省天然气管道运输价格的通知》，分西南、东北、中东部、西南四个区域核定了跨 省天然气管道运输价格，自 2024 年 1 月 1 日起执行。此次管输价格核定是国家管网 2019 年 12 月 9 日成立以来的首次核定管输价，距离国家管网成立刚好四年。这也是首次按“一 区一价”核定跨省天然气管道运输价格，分区运价打破了运价率过多、条线分割的僵局。 相比原来的定价区域，价区的运价率也有很大程度的下调，降低了总体的运价水平，便利 天然气的运输和贸易。

终端到货价拆解：从气源到终端的运输成本。基于天然气消费量和气源覆盖度的考量，我 们选取河北、浙江、广东三省分别代表华北、华东、华南的天然气终端到货价样本。天然 气长输管线自 2024 年重定价后，在计算输气成本时更加简化、仅需测算途径管线距离再乘 以不同价区的核定价格。进口 LNG 的接收站气化（管输）服务费我们取环渤海、长三角、 珠三角区域内不同接收站的均值。

不同气源在三大区域的终端到货价对比。1）在国际油价跌破 25 美元/桶之前，澳大利亚首 批 S 型长协价格优势显著，但供应量有限、基本在华南区域消化。2）基于我们的前述假设 （国际油价同比降幅大于 HH），中俄东线进口管道气的价格优势仅次于澳大利亚首批 S 型 长协，中亚管道气在华北地区具备长期的价格优势，中缅管道气即使在华南地区也相对昂 贵、但在上游资源紧张时可作为保供气源。3）卡塔尔、俄罗斯的 LNG 长协受制于高斜率， 即使油价大幅下跌，这部分长协气价的绝对值依然高于马来西亚、印度尼西亚的低斜率长 协。4）美国的 LNG 长协定价公式相对独立，HH 价格受美国与欧洲天然气需求和天然气液 化产能建设进度的双重影响，考虑一致预期中 HH 价格上涨、而国内 LNG 现货价下降，美 国 LNG 长协价格优势收窄。

我们判断 2025-2027 年 LNG 现货需要大幅低于市场预期才有望形成替代效应。2024 年 3-7 月国内 LNG 现货出现了对于大部分 LNG 长协或进口管道气的价格优势、现货均价较长协 均价低 11%，但由于现货供给量有限、“照付不议”保障长协优先消纳，LNG 现货对中长 协或管道气的替代效应不明显。在 2018-2021 年国内 LNG 现货进口量快速增长时期，LNG 现货维持至少两年的价格优势（2019-2020 年）、且价差明显（现货较中长协平均便宜 1.61/0.96 元/方、相当于 54%/47%）。2025-2027 年，进口 LNG 现货到岸价需持续出现远 高于目前市场一致预期的价格降幅，才可能实现对中长协或管道气的替代；而替代的先后 顺序依次是华南、华东、华北地区。根据我们的测算，2025-2027 年华南地区 LNG 现货到 岸价需降至 9.69/9.51/9.27 美元/MMBTu 以下、华东地区为 7.31/7.20/7.12 美元/MMBTu 以 下、华北地区为 5.50/5.40/5.31 美元/MMBTu 以下。

两类推荐：盈利与分红的价值标的，现货价格下降的弹性品种

昆仑能源：预期盈利与分红双重增长

结构性因素致零售气量增速小幅放缓，无碍天然气销售利润持续增长。公司大部分加气站 已完成业务模式调整，我们预计短期将影响公司的零售气量增速；但公司受益于市场开发 的气源优势、高耗能行业向中西部转移的趋势，零售气量的中长期增速有望领先同行；我 们预计 2024-26 年零售气量增速为+9.5%/+9.4%/+8.3%。考虑到高价差的加气站销量占比 下降、工商业价差相对稳定，我们预计 2024-26 年零售价差有望稳定在 0.46 元/方。综合考 虑公司零售气量增长、加气站租赁和批发利润贡献增加，我们预计公司 2024-26 年天然气 销售板块税前利润 yoy+8.3%/+18.0%/+14.7%。

LNG 接收站负荷率保持高位，LNG 工厂跨越盈亏平衡点。冬季保供提振 LNG 进口需求， 7-10 月公司的接收站平均负荷率逐月提升，我们预计 2024-26 年平均负荷率有望保持在 90% 的高位水平。公司当前 LNG 接收站总产能 1,300 万吨/年，在建福建 LNG 接收站 300 万吨 /年，投产后有望建立公司在东南沿海地区海上供气通道，为公司拓展福建的天然气终端市 场奠定基础。公司 LNG 工厂在 1H24 首次实现中期盈利、14 座持续运行工厂的平均加工负 荷率达到 58.4%，得益于加委托加工量同比大增。随着 LNG 工厂跨越盈亏平衡点，我们看 好 2024-26 年的分部利润贡献。

华润燃气：气量增速放缓，派息有望超预期

24-26 年销气盈利 CAGR 仍有望达到 16%。1H24 公司工业销气量 yoy 仅为+3.7%、低于 整体 yoy 的+5.3%；地产链相关制造业需求下降影响延续，24 年公司并购贡献的外延销气 量增速下降，我们预计 24-26 年销气量 yoy 为+5.1/6.9/6.2%。顺价持续落地，9/10 月合肥 /郑州陆续调整居民气价，我们预计 24-26 年销气毛差为 0.54/0.56/0.58 元/方。销气量和毛 差双重增长下，我们预计公司 24-26 年销气业务盈利 CAGR 有望达到 16%。

接驳对利润和估值影响减弱，综合服务与综合能源有望形成接力。10M24 国内房屋新开工 面积 yoy-22.6%，地产下行周期中，公司新增接驳承压，我们预计 24-26 年新增接驳预测 290/260/230 万户。1H24 公司燃气接驳的经营利润占比 yoy-10pp 至 17%，我们预计 24-26 年有望逐年下降（25/20/17%），接驳对利润与估值的影响减弱。公司客户资源优质、6 月 末三线以上城市客户数占比 73%，综合服务与综合能源业务有望对接驳业务形成接力；我 们预计 24-26 年综合服务经营利润 CAGR 有望达到 18%，综合能源低基数、利润 CAGR 有望达到 50%。

中国燃气：盈利能力修复，高分红预期不变

工业需求承压导致气量增速放缓，顺价落地提升整体毛差水平。公司 1H-FY25 零售气量同 比+1.4%至 93.3 亿方；其中居民+3.6%/工业+0.9%/商业+4.8%/加气站-24.7%；工业客户中 陶瓷/玻璃/钢铁行业用气需求偏弱。公司 1H-FY25 零售气单位毛差同比+2 分至 0.59 元，得 益于居民气顺价落地和非居气采购降本。考虑到工业用气需求尚待恢复，我们预计公司 FY25-27 零售气量同比+2%/+5%/+4%。尽管工业气量占比下降，但居民气顺价持续推进， 我们预计公司 FY25-27 零售气毛差为 0.53/0.55/0.57 元/方。

居民接驳延续下降趋势，工商业接驳受益于产业转移和“瓶改管”。伴随国内房地产行业的 调整和农村煤改气阶段收尾，公司 1H-FY25 新增居民接驳同比-14%至 90.4 万户。中国天 然气气化率还有提升空间，截至 24 年 9 月末公司燃气经营区域居民气化率为 72.2%（同比 +2.3pct）。产业转移和城市商户“瓶改管”带来工商业客户开发机遇，公司 1H-FY25 工业 接驳同比+11%至 1316 户，商业接驳同比+63%至 2.5 万户。我们预计 FY25-27 新增接驳 或将持续回落、但降速逐步收窄，接驳（燃气接驳+工程业务）利润贡献有望降至 15%以内 （FY24：19%）。

新奥股份：平台交易气量有望持续增长

平台交易气：单季气量放缓不改全年增长趋势，价差逐步向均值回归。9M24 公司平台交易 气同比+10.7%至 40.62 亿方，增速较 1H24 有所放缓，其中 3Q24 同比-5.4%至 13.57 亿方； 公司 24 年加大国内客户开发，但 3Q24 国内气量因高基数同比减少；3Q24 国际气量同比 增长。考虑到二季度以来 LNG 价格走高压制部分需求，我们下调对平台交易气量增速的预 测。3Q24 公司平台交易气价差环比小幅收窄，其中国内价差受益于长协供应而环比上升、 国际价差受成本波动而环比收窄。 零售气：单季气量持续增长，全年价差有望保持稳健。9M24 公司零售气同比+4.8%至 188.19 亿方，增速较 1H24 有所提升，其中 3Q24 同比+5.5%至 61.09 亿方。3Q24 工商业气量同 比+6.2%、较 2Q24 的+8.5%略有下降，主要是建材行业阶段性限产影响。我们维持对零售 气量增速的全年预测。3Q24 公司零售价差同比增长、环比收窄，主要受到采购成本变化和 保供补贴季节性影响。我们预计零售气全年价差有望保持稳健。 2024-25 年 DPS 有望稳步提升，高股息属性凸显。根据公司的分红承诺，2023-25 年特别 DPS 为 0.25/0.22/0.18 元，常规 DPS 每年增加额不低于 0.15 元、且现金分红比例不低于 核心利润的 30%。因此我们预计公司 2024/2025 年 DPS 将不低于 1.03/1.14 元，即 1 月 6 日收盘价对应 2024/2025E 股息率约 5.0%/5.5%，高股息属性凸显。

九丰能源：LNG 量增利稳，特燃特气投产在望

清洁能源：吨毛利受益于 LNG 价格下行，终端市场打开利好销量增长。国际 LNG 现货价 格旺季不旺，10/11 月 JKM 均价 yoy-18%/-17%至 13.34/14.12 美元/MMBTu，12 月累计均 价 yoy+6%至 14.83 美元/MMBTu、但环比增幅较小。LNG 价格下降有助于公司优化 LNG 销售价差，2024 年至今 JKM 均价 yoy-18%至 11.82 美元/MMBTu。公司逐步打开工业终端、 交通燃料和燃气电厂市场，我们看好 24-26 年 LNG 销量持续增长、吨毛利保持平稳。 特种气体：特燃特气配套项目计划 1Q25 投运，预期贡献业绩弹性。12 月初海南商业航天 发射场完成首次火箭发射，公司预计海南文昌商发特燃特气配套项目将于 25 年 2 月前完工 投运；作为国内首个配套商业航天发射领域的气体项目，有望提升公司特种气体品牌力。 公司特种气体的“资源+终端”布局仍在进行当中，1-3Q24 氦气与氢气销量规模基本保持 稳定。考虑到特种气体的盈利能力显著好于公司清洁能源业务，有望成为公司未来业绩弹 性的重要来源。

深圳燃气：城市燃气与上游资源净利大增

3Q24 大湾区城燃销量放缓，预计 4Q24 气量提速且价差增长。天然气 3Q24 销量合计 15.09 亿方（yoy+1.4%、较 2Q24 放缓 5.6pp）；按渠道分，管道气 13.39 亿方（yoy+1.4%）、批 发气 1.70 亿方（yoy+1.2%）。考虑到去年同期基数不高和采购成本下降，我们预计四季度 气量有望提速且零售价差同比有望增长。1H24 城市燃气净利润 2.98 亿元（yoy+46%），得 益于气量增长与价差修复；燃气资源净利润 1.73 亿元（yoy+22%），抓住价格下行机遇。 3Q24 光伏胶膜与智慧服务利润减少，预计 4Q24 或将继续承压。公司应对光伏行业变化调 整销售策略，3Q24 斯威克的光伏胶膜销量、收入同比继续减少，光伏胶膜降价影响净利润 同/环比转亏。光伏胶膜价格受上游原材料 EVA 粒子影响较大（成本占比约 90%），24 年至 今 EVA 价格 yoy-26%；低毛利率下我们预计 4Q24 光伏胶膜或将延续亏损。公司持续拓宽 延伸业务产品与渠道，但受到去年同期高基数影响，3Q24 智慧服务利润同比下降；我们预 计 4Q24 利润同比降幅有望收窄。

（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。）