2025年天然气行业专题报告：气价回落+顺价推进，城燃盈利拐点已现

一、能源转型加速，天然气替代空间广阔

1、我国能源体系逐步向非化石能源切换

天然气清洁低碳，是我国实现能源转型的重要基础。天然气属于低碳化石能源， 发展基础雄厚、发展潜力巨大，在供应端和消费端的各领域具有独特的比较优势； 既可在平抑新能源大量接入的电网调峰、交通领域低碳化发展、工业领域减排、 城市环境污染治理等方面发挥重要作用，也可为储能，高渗透绿氢，碳捕获、利 用与封存等颠覆性技术突破和能源体系平稳转换赢得时间。与煤炭、石油等其他 一次能源相比，天然气在燃烧热值、大气排放物、能源利用效率、经济性等诸多 方面具有明显优势，对于我国碳达峰、碳中和目标的顺利实现具有重要意义。

目前中国能源供给仍以化石能源为主，天然气消费量占一次能源比重稳步提升。 2016 年以来，天然气消费量占一次能源比重呈现上升趋势，从 2016 年的 6.4% 上升至 2021 年的 8.9%。受国内外燃料价格高企的影响 2022 年天然气消费量有 所下滑，2023 年我国天然气消费量回升至 3945 亿方，同比+7.6%，在一次能源 消费总量中占比 8.5%，较上年提升 0.1pct。

与发达国家相比，我国天然气消费占比仍然较低，有较大提升空间。根据 BP《世 界能源统计年鉴 2024》，2023 年，绝大部分地区天然气消费占比超过 20%。其 中，独联体国家及中东国家天然气消费占比超过 50%，北美洲、非洲等地区天然 气消费占比在 30%左右，而亚太地区天然气消费占比仅为 12%。分国家来看， 美国、加拿大、英国等欧美发达国家天然气消费占比超过 30%，日本、韩国天然 气消费占比在 20%左右，而中国天然气消费占比不足 9%，仍有较大提升空间。 多家机构对我国未来的天然气消费需求进行了预测，根据预测结果，我国天然气 需求将在 2030-2040 年达到峰值，各机构预测的峰值较我国 2023 年的消费量 3945 亿方仍有 2000-3000 亿方的增量空间，增幅达到 47%-70%。

2、产业链：上游垄断、中游“全国一张网”、下游分散

国内天然气产业链可分为上游气源、中游储运以及下游分销三个环节。上游气源 包括本土勘探开发生产的国产气及通过管道进口的管道进口气和海运进口的 LNG。中游储运环节包括干线管道、省内管道、储气库和 LNG 槽车及罐箱运输。 下游分销环节的参与者主要为城燃公司，经营模式大多为特许经营。天然气的价 格分为出厂价、管输费、配气费和终端价四个环节，定价以行政为主市场为辅， 由政府部门根据生产与供应成本再加合理利润确定，其中出厂价和管输费用由国 家发改委制定，城市配送服务费由地方政府制定。

（1）上游：基本被“三桶油”垄断，气源包括进口管道气、进口 LNG 和国产 气

目前，中石油、中石化和中海油三大国家石油公司仍然主导国内天然气上游的生 产和进口。2023 年，国内天然气产量达 2297 亿方 ，其中中石油产量 1529 亿 方，占比 67%；中石化和中海油产量分别为 378.88 和 244.89 亿方，占比分别 为 16%和 11%。气源结构方面，近年来我国自产气占整体天然气供应的比重稳 中有升，2024年占比57.4%；进口管道气量占比持续下滑，2024年占比约24.8%； 进口 LNG 气量占比不断提升，2024 年占比约 17.8%。

中国的管道气进口来自三大线路：中俄线、中亚线和中缅线。其中，从俄罗斯进 口的气量逐渐递增；缅甸进口量相对稳定；土库曼斯坦占绝对最大比例。 2018-2019 年，我国管道天然气主要通过中亚管道、中缅管道进口，进口量较为 稳定。2020 年，受到疫情影响，国内天然气需求降低，进口管道气量相应减少。 2021 年，随着中俄进口管道的投入使用以及国内疫情形势的缓解，进口管道天 然气大幅增加 22.85%至 4243 万吨。2022 年，中俄东线输气量继续增加，我国 全年进口管道气量较 2021 年增加 7.99%至 4581 万吨。2023 年，中俄东线供气 量稳步增加，我国全年管道气进口量达到 4865 万吨，其中中俄东线进口管道气 占比近 1/3。2024 年 11 月，国家管网集团宣布中俄东线天然气管道工程全线完 工，进入投产前最后的准备阶段，贯通后每年可向东三省、京津冀、长三角等地 区稳定供应天然气 380 亿立方米，可满足 1.3 亿户城市家庭一年的用气需求。

我国 LNG 进口来源占比最大的国家为澳大利亚，近五年稳居中国 LNG 进口来 源国第一。2023 年，我国 LNG 进口量为 4865 万吨，同比增长 6.2%。其中， 自澳大利亚进口的 LNG 为 2416.08 万吨，同比增长 10.6%，占比 34%；自卡塔 尔进口的 LNG 为 1666.13 万吨，同比增长 6.2%，占比 23%。2023 年，中国买 家共签署 12 份 LNG 合同，总规模为 1621 万吨/年，其中多数 LNG 合同与美国 HH 指数挂钩。2024 年，中国买家共签署 4 份 LNG 合同，总规模为 425 万吨/ 年，其中，中国海油与道达尔签署的合同为续签的为期 5 年、每年供应 125 万吨 LNG 的购销协议（至 2034 年）；中国石化与道达尔签署的合同为自 2028 年起 每年供应 200 万吨，为期 15 年的长约供应合作框架协议。

（2）中游：国家管网统筹建设，“全国一张网”基本成型

“全国一张网”基本成型，管网建设成效显著。2019 年，中央全面深化改革委 员会第七次会议审议通过了《石油天然气管网运营机制改革实施意见》，针对我 国天然气管网建设和市场化改革的规划，明确提出“地方管网以市场化方式融入 国家管网公司”。截至 2023 年，我国长输天然气管道总里程 12.4 万公里（含地 方及区域管道），建成长输管道里程超 4000 千米。蒙西管道一期、潜江—韶关 输气管道广西支干线、西气东输三线中段（枣阳—仙桃段）等工程顺利投产；西 气东输四线（吐鲁番—中卫段）、川气东送二线等重大工程开工建设；古浪—河 口等互联互通项目如期投产，区域管网供气韧性显著增强。

（3）下游：城燃和工业用气为主要应用，竞争格局分散

燃气的下游应用以城燃和工业用气为主。

从消费结构看，2023 年我国城市燃气消费同比增长 10%，占比 33%，公服 商业、交通物流加快恢复，LNG 重卡销量爆发式增长，居民生活、采暖用 气稳定增加；工业燃料用气同比增长 8%，占比 42%，主要受工业生产提速， 轻工、冶炼、机械等传统产业持续向好，锂电池、光伏板等新动能成长壮大 等因素影响；发电用气同比增长 7%，占比 17%，新增气电装机超过 1000 万千瓦，总装机规模达到 1.3 亿千瓦；化工化肥用气基本稳定，占比 8%。

城燃竞争格局分散。由于配气价格受政府调控，城燃公司议价空间较小，利 润率较低。2023 年，我国燃气普及率已超 98%，城市天然气供应总量达 1837.19 亿立方米，同比增长 3.9%。我国城燃竞争格局较为分散，2023 年， 华润燃气/昆仑能源/中国燃气/新奥能源/港华智慧能源零售气量分别达 388/303/235/251/165 亿立方米，市占率分别为 9.7%/ 7.6%/ 5.9%/ 6.3%/ 4.1%。城燃公司配气价格受政府调控，一般而言，地方政府规定燃气基准 价格，允许城燃公司在基准价格的基础上略微上浮或不允许上浮，下浮不限。 城燃公司议价空间较小，利润率较低。2023 年，主要城燃公司毛利率位于 8-19%之间，华润燃气/昆仑能源/中国燃气/新奥能源/港华智慧能源毛利率分 别为 18%/15%/13%/13%/8%。

二、供需：海外气田投产在即，有望带来气价下行及 需求增长

1、国内自产气：区域供需不平衡，增储上产力度进一步加 强

区域供给不均衡，跨省长输管道运输空间广阔。我国天然气已探明储量和产量主 要分布在西部地区，而东南沿海城市的工商业及民用天然气需求更大，区域间供 需不平衡问题突出。以四川为例，2021 年四川省天然气产量为 522.21 亿方，消 费量仅为 274.4 亿方，产需差达到 254.8 亿方；而同期江苏省天然气产量为 0.9 亿方，消费量为 295.8 亿方，存在 294.9 亿方的缺口。为解决地区不平衡的问题， 我国建立了多条长输管线，通过管输将天然气从西部运送至东南沿海地区，四川、 新疆、内蒙古、陕西、山西等省份为主要的天然气外输省。

管网布局不断完善，打造“四大战略通道+五纵五横”新格局。2017 年 5 月，国 家发改委和国家能源局发布《中长期油气管网规划》，提出依托进口资源，以及 塔里木盆地、准噶尔盆地、鄂尔多斯盆地和四川盆地天然气资源，逐步完善西气 东输、川气东送、陕京等天然气干线系统，增强天然气跨区域输送能力。

2018-2020 年间，我国集中实施干线管网互联互通专项任务，天然气“全国一张 网”骨架初步形成，主干管网已覆盖除西藏外全部省份，京津冀、长三角、珠三 角等区域的天然气供应能力得到进一步提升，有效保障华北、长三角、东南沿海 等重点区域天然气供应。2019 年底，国家石油天然气管网集团有限公司成立， 管网独立运营代表着我国油气市场形成了实质性的“X+1+X”运行模式。“十四 五”以来，国家管网集团累计建成主干天然气管道里程超 1 万公里。按照规划， 到 2025 年，横跨东西、纵贯南北、覆盖全国、联通海外的天然气“全国一张网” 将更加完善，西北、东北、西南、海上四大战略通道持续完善，形成“四大战略 通道+五纵五横”的干线管网格局。 推动油气“增储上产”是保障我国能源安全的战略选择。近年来，我国石油、天 然气对外依存度逐年走高，GDP、全社会用电量逐步修复推动天然气需求进一步 上涨，加大国内开采力度、保障能源安全的重要性日益显著。2019 年，国家能 源局召开大力提升油气勘探开发力度工作推进会，正式提出“石油企业要落实增 储上产主体责任，不折不扣完成 2019-2025 七年行动方案工作要求”，也即“增 储上产七年行动计划”。同年，发改委、商务部发布《外商投资准入特别管理措 施（负面清单）（2019 年版）》，取消了石油天然气勘探开发的合资、合作限 制，允许外资、民营企业参与天然气勘探开发。2022 年，党的二十大报告指出， 要加大油气资源勘探开发和增储上产力度，加快规划建设新型能源体系。发改委、 国家能源局、自然资源部等各部委多措并举，加大油气、战略性矿产资源勘探开 发力度，加强陆海油气开发，确保国家能源安全。

从资源条件来看，未来我国油气增储上产仍具较大潜力。新一轮找矿突破战略行 动实施以来，我国能源资源保障能力持续提升。深层煤层气勘探开发进入快车道， 探明地质储量突破 5000 亿立方米；发现全球首个超深水超浅层大型气田，新增 天然气探明地质储量超 1000 亿立方米；新发现 10 个亿吨级油田，19 个千亿方 级气田。2023 年，全国油气勘查投入 904 亿元，同比增长 10%，开采投资 3007 亿元，同比增长 6.5%，均创历史新高。未来，随着勘探开发不断拓展和工程技术进步，非常规天然气的产量和经济性有望继续提升，有望成为未来我国天然气 供应的重要组成部分。

2、海外进口气：多个 LNG 项目投产在即，进口量有望持续 增长

天然气产量增速不及消费量增速，对外依存度维持高位。2017 年以来，我国天 然气产量和消费量均快速增长。我国天然气产量由 2017 的 1474 亿方增长至 2024 年的 2464 亿方，年均复合增速达到 7.6%；表观消费量由 2017 年的 2373 亿方增长至 2024 年的 4261 亿方，年均复合增速达到 8.7%。天然气对外依存度 由 2017 年的 38%提升至 2021 年的 45%，2022 年受疫情及海外气价高企影响， 对外依存度回落至 41%，2023 年气价回落，对外依存度回升至 42%，2024 年， 我国天然气对外依存度保持在 42%左右。

随着中俄西线与中亚 D 线等逐渐投产，预计我国管道气进口将持续增长。目前， 我国现有三条在建的主要天然气跨境管线，其中两条管线的气源地为俄罗斯，一 条管线的气源地为土库曼斯坦。俄罗斯远东天然气管道简称远东管道，规划产能 为 100 亿立方米，预计 2026 年贯通。中俄西线即西伯利亚力量 2 号，又称中俄 蒙天然气管道，管线途径蒙古到达中国，规划产能达 500 亿立方米，预计 2028 年贯通。中国-中亚天然气管道 D 线简称中亚 D 线，2014 年开始规划建设，但由 于地理环境复杂，建设难度较大，至今尚未全线贯通。随着三条管线逐渐投产， 将新增 900 亿立方米潜在管道气进口。

2025-2027 年海外有多个 LNG 项目投产，全球 LNG 供应能力将进一步提升， 气价有望下行。2025-2027 年全球 LNG 供应将呈现“北美主导、中东追赶”的格 局，新增产能集中于美国、加拿大和卡塔尔。其中，美国新增产能集中在得州和 路易斯安那州，包括 Golden Pass、Rio Grande 等大型项目，预计到 2027 年北 美总产能将翻倍至 244 亿立方英尺/日（约 3.2 亿吨/年）；加拿大 LNG Canada 等项目的投产将填补亚洲市场缺口。更多出口终端的投产将改变目前 LNG 市场 供求关系，全球 LNG 市场预计再次进入供大于求的局面，有望带动 LNG 价格进 一步下行。

在气价下行、交通用能刚需、接收站接收能力提升等多重因素影响下，预计未来 我国 LNG 进口仍有增长空间。

交通领域用能方面，国务院在《2030 年前碳达峰行动方案》中明确提出支 持车船以 LNG 作为燃料。以 LNG 重卡为例，与柴油重卡相比，其百公里耗 气成本可节约 14%-33%。同时，LNG 重卡无颗粒物、有害物质排放，相比 柴油车可减少 30%以上的污染物排放。2024 年 1 至 8 月，国内 LNG 重卡 渗透率为 36%，预计全年车用 LNG 对柴油的替代量将近 3000 万吨，同比 增加 50%以上。由于重卡多为长途运输，LNG 重卡需求的增长也为加注站 带来了发展机遇，目前我国 LNG 加注站点超过 5000 座，主要集中在山西、 陕西、新疆、内蒙古、山东、河北、四川等省区。

接收站方面，截至 2024 年 9 月，国内已投运的 LNG 接收站共有 31 座，国 家管网、中国海油涉及的项目最多，其次是中国石油、中国石化，其他则是 一些规模较大的地方性能源集团或燃气集团投资建设的规模较小的 LNG 接 收站。目前已投运行 LNG 接收站的总接收能力达到 1.4 亿吨/年，LNG 总储 罐容量超过 1800 万立方米。从 2006 年我国第一座 LNG 接收站投运到 2023 年底，总接收能力从 217 万吨/年，提升至 2023 年的 1.27 亿吨/年，年平均 增速达 28.5%。据不完全统计，当前国内在建的 LNG 接收站共有 22 座， 其中中国石化 4 座、国家管网 3 座、中国石油 1 座、中国海油 1 座，其他 13 座则是一些地方性能源集团或燃气集团投资建设。这些 LNG 接收站全部 建成后，国内 LNG 接收站的总接收能力将提升 68.4%，总接收能力达约 2.14 亿吨/年。

3、气价下行推动需求回暖，“煤改气”、“瓶改管”带来气量 增长空间

全球天然气市场供需相对宽松，气价整体下行带动需求回暖，替代效应加剧。我 国天然气需求旺盛，产能不足以满足需求，叠加俄乌冲突等地缘政治因素，世界 天然气市场波动剧烈，国内天然气市场同样受到波及。2022 年起，国际天然气 价格大幅上涨，TTF 现货价于 2022 年 8 月 26 日达到相对高值 93.81 美元/百万 英热，较 2022 年初上涨 230.5%；HH 现货价于 2022 年 8 月 22 日达到相对高 值 9.85 美元/百万英热，较年初上涨 175.1%。2023 年，全球天然气市场供需趋 于宽松，国际气价从高位大幅回落，带动国内 LNG 市场价同比下行，叠加工业 生产逐步复苏，天然气需求持续回暖。2023、2024 年，我国天然气表观消费量 分别同比增长 7.6%和 8.6%。此外，天然气热值为 36.22 MJ/m³，0 号柴油热值 约为 38.44MJ/L。考虑到燃烧效率等车辆实际工况，1.2 标准立方米 LNG 可替代 1 升柴油，当 LNG 与柴油价格的比值低于 0.8 时，就具备经济性。LNG 与柴油 的比价系数于 2022 年 2 月底达到相对高值 1.1，目前已回落至 0.7 左右，对于 柴油的替代效应有望加剧。

“煤改气”、“瓶改管”等政策稳步推动，为天然气需求提供稳健增长动能。

2018年6月，国务院印发《关于印发打赢蓝天保卫战三年行动计划的通知》， 指出重点支持京津冀及周边地区和汾渭平原实现“增气减煤”，“煤改气” 坚持“以气定改”。随后，2021-2023 年，中共中央、国务院等多部委印发 《关于深入打好污染防治攻坚战的意见》、《空气质量持续改善行动计划》 等多项文件，再次强调坚持“增气减煤”同步，因地制宜推进“煤改气”， 落实气源、以供定改。

“瓶改管”是指将使用瓶装液化气改为使用管道天然气，是城镇燃气改造工 程中的一项重要内容，能够有效提高燃气供应的稳定性和安全性。深圳市于 2021 年发布《深圳市全面实施“瓶改管”工作的攻坚计划（2021—2023 年） 的通知》，要求除 2025 年前实施拆除重建类城市更新和土地整备计划等建 筑外,所有符合燃气相关规范标准的城中村、住宅区等居民用户以及非居民 用户均需实施管道天然气改造。2023 年 8 月，国务院安全生产委员会印发 《全国城镇燃气安全专项整治工作方案》，提出要求严厉整治瓶装（液化石 油气）燃气，尤其要紧盯餐饮企业等密集场所燃气安全风险，深入排查整治“问题瓶”、“问题阀”、“问题软管”等燃气具安全风险和事故隐患，对 于有条件的地方可推进使用液化石油气的工商福用户“瓶改管”。随着社会 安全意识的提高，“瓶改管”进程有望提速，带来燃气需求增量。

三、价格：顺价机制逐渐畅通，城燃盈利修复可期

1、“管住中间，放开两头”，天然气市场化定价不断推进

天然气价格市场化改革持续推进。中国天然气定价体系主要包括井口价、进口价、 门站价、终端零售价、管输费、配气费等。其中，井口价指天然气供应商在交割 点出售给管输公司的价格。门站价又称城市门站价，门站价减中间管输费即为天 然气出厂价。以净回值法为基础的现有门站价形成于 2011 年。此后的十多年时 间里，天然气价格市场化改革持续推进。截至 2025 年 1 月 16 日，各省市天然 气门站价位于 1.03 -2.04 元/立方米之间，东南沿海省市天然气门站价普遍较高， 上海、广东、浙江、江苏、安徽天然气门站价分别为 2.04/2.04/2.03/2.02/1.95 元/立方米。管输费方面，依据气源不同，管输费各不相同。2021 年 6 月，发改 委发布《天然气管道运输价格管理办法（暂行）》，以宁夏中卫、河北永清、贵 州贵阳等管道关键节点为主要界限，将管网划分为西北、西南、东北及中东部 4 个定价区域。2024 年起，西北、西南、东北及中东部最新管输费定价分别为 0.1262/0.3411/0.1828/0.2783 元/千立方米·公里。

2、多地启动价格联动机制，城燃毛差有望修复

国际气价中枢回落，成本压力减轻。由于上游气价高企，且成本传导机制不畅， 2022 年城燃公司毛差普遍收窄，华润燃气、昆仑能源、中国燃气、新奥能源、 港华智慧能源毛差分别为 0.45/0.50/0.42/0.48/0.50 元/立方米，与 2021 年相比 分别降低0.07/0.02/0.08/0.03/0.01元/立方米。2023年以来，国际气价中枢回落， 中国 LNG 到岸价均价为 13.77 美元/百万英热，同比-59.5%，城燃公司盈利有所 改善，华润燃气、中国燃气、新奥能源、港华智慧能源毛差分别同比上涨 0.06/0.08/0.02/0.01 元/立方米。2024 年起，LNG 价格整体小幅上涨，截至 2024 年底，中国 LNG 到岸价为 14.87 美元/百万英热，较年初上涨 34.2%；全年 LNG 均价为 11.91 美元/百万英热，同比-13.5%。2024H1 港华智慧能源、华润燃气毛 差分别较 2023 年上涨 0.03 和 0.05 元/立方米。随着 2025 年起海外气田陆续投 产，LNG 供需关系预计走向宽松，价格有望迎来下行。

2023 年起，全国多地启动或建立天然气上下游价格联动机制，天然气价格密集 调整，民用气价普遍上调约 0.2-0.3 元/方，城燃毛差有望修复。天然气上下游价 格联动机制指终端销售价格与企业综合采购价格挂钩。销售价与采购价挂钩有助 于缓解天然气采购成本对城燃企业利润的侵蚀。2023 年起，各地居民、非居民 用气密集调整，民用气价普遍上调约 0.2-0.3 元/方。居民用气价格一般分为三档， 依据用户年度用气量为标准划分收费梯度。2024 年 3 月，成都市发改委宣布将 部分城区居民气价统一上调 0.16 元/立方米；8 月，天津市发改委宣布自 2024 年月 1 日起居民管道气价格上调 0.07 元/立方米；11 月，湖南省发改委宣布将长 沙市中心城区居民第一/二/三档用气价格分别上调 0.16/0.192/0.24 元/立方米。 非居民用气价格不分梯度，一般由市发改委规定基准销售价格，企业可以在基准 销售价格的基础上略微上浮或不允许上浮，下浮不限。部分城市最新非居民天然 气基准价格如图 30 所示，基准价格位于 2.64-4.58 元/立方米之间，深圳、广州 基准价格较高，分别为 4.30/4.58 元/立方米。由于天然气销售价格调整具有一定 滞后性，在上游气价整体下行的背景下，城燃公司毛差有望获得超额修复。

四、主要城燃公司介绍

1、华润燃气：全国最大城燃运营商，价差修复盈利改善

全国最大城燃运营商，零售气量持续增长。华润燃气为华润集团旗下城燃上市平 台，2023 年零售气销量为 387.8 亿方，占全国消费量的 10%，是全国最大的天 然气零售商。截至 2024 年 6 月底，公司在运项目达 276 个，遍布全国 25 个省 份，管网长度达到 30.70 万公里。2023 年，公司并表了重庆燃气，同时获取了 昆明煤气 51%股权，并完成了厦门项目股权增持，不断夯实核心城市燃气市场主 导地位。

城燃主业稳健发展，“双综”业务快速增长。2018-2023 年，公司营业额从 511.65 亿港元增长至 1012.72 亿港元，年均复合增速为 14.6%；归母净利润从 44.50 亿元增长至 52.24 亿港元，年均复合增速为 3.3%。2024H1，公司营业额为 520.76 亿港元，同比+7.7%；归母净利润为 34.57 亿港元，同比-2.5%。分业务来看， 公司销气业务收入占比持续提升，2024H1 已达到 88.2%。在城燃主业稳健发展 的同时，公司积极拓展“双综”业务。一方面，线上线下共同发力打造综合服务 产品生态圈，综合服务业务快速增长，2024H1 分部收入和溢利同比增速分别达 到 23.5%和 25.7%。另一方面，公司充分挖掘经营区域内规模庞大的工商业用户 用能需求，为不同用户提供多种类型的清洁能源解决方案。2024H1 公司新签约 分布式光伏项目 27 个，综合能源收入和溢利分别同比增长 38.0%和 84.3%。

顺价不断推进，公司盈利能力持续修复。2018-2020 年，公司平均毛差约为 0.59 元/方；2021 年起，受上游气价上涨影响，公司毛差明显收窄，2021-2022 年分 别为 0.52 和 0.45 元/方。公司城燃项目主要分布在经济较发达地区，如广东、福 建、浙江等地。2023 年以来，随着各地区顺价机制不断落地，公司毛差修复趋 势明显，2023 年平均毛差为 0.51 元/方，同比+0.06 元/方；2024H1 为 0.54 元/ 方，同比+0.04 元/方。

2、昆仑能源：背靠中石油稳定气源，LPG&LNG 协同发展

昆仑能源为中国石油控股的综合性能源公司。2012 年起，中国石油对天然气下 游业务进行持续重组，至 2017 年，昆仑能源有限公司、中石油昆仑燃气有限公 司、中石油昆仑天然气利用有限公司，以及江苏液化天然气有限公司、大连液化 天然气有限公司、京唐液化天然气有限公司完成整合，昆仑能源成为中国石油下 属唯一从事天然气终端销售和综合利用的平台企业。截至 2024 年 6 月底，公司 拥有 284 个城燃项目，遍布全国 33 个省、自治区、直辖市。 背靠中石油，享受优质气源供应，价差稳定。依托控股股东中国石油的稳定气源 保障，公司在 2022 年行业需求下滑时期，仍然实现了零售气量同比增长。2023 年，公司零售气量为 303.12 亿方，同比+9.2%，占全国消费量的 7.6%。即便是 在 2021 年国际气价大幅上涨时期，公司也实现了 0.48 元/方的价差，并且 2022、 2023 年回升至 0.50 元/方的稳定水平。2024H1，公司价差为 0.45 元/方，同比 -0.045 元/方，主要是受到加气站业务调整的结构性影响。

LPG 业务稳健发展，LNG 接收站和加工厂负荷率持续提升。 公司依托中石油气源，开展 LPG 产品的批发与零售。2024H1，公司 LPG 业务上游资源量的 90%来自于中石油。从销售结构来看，公司大部分 LPG 销往东北和西北地区，合计销量占比达到 59%。 截至 2024 年 6 月底，公司运营唐山、如东 2 个 LNG 接收站，接卸能力均 为 650 万吨/年；福建 LNG 接收站仍在建设中，接卸能力为 300 万吨/年， 预期 2027 年建成。公司在运 LNG 接收站保持高负荷率运转，2023 年已超 过 90%。此外，截至 2024 年 6 月底，公司共有 14 座 LNG 加工厂在运， 平均加工负荷率已提升至 58.4%。2023 年，LNG 工厂扭亏为盈，实现税前 利润 0.21 亿元，2024H1 盈利进一步增长至 0.35 亿元。

3、新奥股份：25 年新增长协开始交付，顺价+降本助力价 差修复

新奥股份早期从事农兽药业务，后期依靠收购实现天然气产业链一体化布局，是 中国规模最大的民营能源企业之一。2019 年，公司出售子公司威远生化、动物 药业及内蒙古新威远 100%的股份，剥离传统农兽药业务；2020 年，公司收购 国内城市燃气行业龙头新奥能源 32.08%的股权，打造天然气上下游一体化产业 链。2022 年，公司以 85.50 亿元购入舟山 LNG 接收站 90%股权，进一步完善 天然气产业链一体化布局。2018-2023 年，公司营收 CAGR 为 48.1%，归母净 利润 CAGR 为 32.3%。分业务来看，公司天然气零售和批发收入占比相对稳定， 分别在 50%和 20%左右；平台交易气业务收入占比于 2022 年达到 11%，后回 落至 2024H1 的 9%；综合能源和智家业务收入占比持续提升。

不断加强海内外合作，气源丰富，保供能力强。公司不断巩固上游气源供应基础， 2016 年，子公司新奥能源分别与道达尔、雪佛龙等国际公司签订长期购销协议； 2022 年，子公司新奥能源与新奥新加坡分别与美国 Energy Transfer 签订合约， 约定Energy Transfer于2026年起，每年分别向新奥能源和新奥新加坡供应90、 180 万吨燃气，供应期限均为 20 年。2023 年，公司分别与切尼尔、ADNOC 签 署 180 万吨/年和 100 万吨/年长协，累计签署国际长协超 1000 万吨/年。公司还 与中石油签订了 10 年长协，进一步强化海内外资源池构建，保证了气源采购价 的稳定性。2025 年起，Novatek 60 万吨/年长协开始交付，平台交易气量有望增 长。

零售气规模稳中有升，顺价推行带来价差修复。2019-2023 年，公司零售气量从 199.2 亿方增长至 251.4 亿方，年均复合增速为 5.99%。2024H1，公司零售气 量为 127.1 亿方，同比+4.5%，其中工商业气量同比+5.4%至 95.6 亿方。公司零 售气销售中，工商业用户销售气量占比较大，2023 年工商业用户销售气量占零 售气量的 77.5%，对应销售气量 194.86 亿方。较多的工商业用户保证了天然气 采购成本高企背景下，公司向下游的顺价能力。公司存量居民用气量稳定增长， 2023 年达到 53.48 亿方，同比增长 3.8%，销售气量占比保持在 20%左右。2024 年上半年，公司新增泉州、聊城、盐城等 21 个项目居民调价，累计 86 个项目完 成居民调价，居民调价比例提升至 59%。随着各地居民顺价不断落地，公司零售 气毛差有所修复，2023 年实现毛差约 0.50 元/方，同比+0.02 元/方。

综合能源及智家业务快速发展，打开第二增长曲线。公司从客户需求出发，积极 推进以泛能微网模式为代表的业务开发。2024H1，公司有 36 个泛能项目完成建 设并投入运营，累计已投运泛能项目达 332 个，另有 72 个项目处于建设中，在 建及投运项目年供能规模达 574 亿千瓦时。此外，公司再做大做强厨房家电、暗 装、安防等基础类产品的同时，不断创新 AI 安全阀、LoRa 表警联动、智能燃气 灶等智能物联产品，2024H1 新开发客户中，智家业务渗透率达到 71.3%。2023 年，公司综合能源和智家业务分别实现毛利 19.96 和 26.14 亿元，同比增长 20.4%、 19.0%，有望成为公司第二增长曲线。

三期投产后，舟山 LNG 接收站年处理能力将超 1000 万吨，储运业务有望贡献 更多收益。新奥舟山 LNG 接收站一期项目于 2018 年 10 月正式投运，二期项目 于 2021 年 6 月投产，核准设计处理能力 500 万吨/年，实际处理能力可达 750 万吨/年，管道输配能力达 80 亿方/年。三期项目新增设计处理能力 350 万吨/年， 预计于 2025 年投产，建成投用后接收站实际处理能力可超过 1000 万吨/年，将 进一步拓宽公司盈利空间。 持有港股公司股份分享收益，高分红彰显投资价值。公司持有新奥能源（2688.HK） 33.98%股权，可分享子公司收益。公司承诺 2023-2025 年分配现金红利每年增 加额不低于 0.15 元，且 2023 年 11 月出售新能矿业后进行三年特别派息， 2023-2025 年分别为 0.25/0.22/0.18 元，计算公司 2024、2025 年每股分红将不 低于 1.03、1.14 元，按照 2024 年分红 1.03 元/股计算，当前公司股息率超过 5%， 具备较高投资价值。

4、中国燃气：毛差改善盈利反弹，维持高分红预期

跨区域综合能源供应及服务商，围绕天然气发展多样化业务。公司主营业务包括 天然气销售与接驳、LPG 销售，以及增值服务等。2007 年，公司确定“中心卫星城市“的发展战略，除了覆盖经济相对发达的核心区域外，公司还注重深耕 核心区域周边的下沉市场，项目遍及全国三十个省、市、自治区。2023/24 财年， 公司城镇管网售气量为 235.1 亿方，占全国消费量的 5.9%。2024/25 上半财年， 公司实现营业收入351.1亿港元，同比-2.6%；归母净利润17.6亿港元，同比-3.8%， 主要收到政府补贴款发放延期，税费及少数股东权益增加等因素的影响。分业务 板块来看，公司管道气销售收入占比从 2018/19 财年的 45.6%提升至 2024/25 上半财年的 56.0%；接驳业务收入占比由 18.8%下滑至 5.8%，LPG 销售收入占 比稳定在 27%左右，增值业务收入占比也呈现增长趋势。

公司气量保持较高增速，居民用户占比持续提升，受益顺价毛差显著修复。 2018/19-2023/24 财年，公司零售气销量从 147.44 亿方增长至 235.1 亿方，复 合增速为 9.8%。用户结构方面，公司自 2017 年以来积极开展“气代煤”项目， 居民用户占比持续上升，2023/24 财年居民用户占比已达到 37%；工业和商业用 户占比相对稳定，分别在 48%和 13%左右。2023 年以来，随着我国加大力度推 进居民气价顺价进程，公司毛差显著修复，2024/25 上半财年平均毛差为 0.59 元/方，同比+0.02 元/方。

上游气源供应稳定，积极签订长协强化成本优势。公司主要气源供应商为中石油、 中石化等，采购集中度较高。同时，公司也积极与海外 LNG 出口商签订长协， 采购量达 370 万吨/年，气源保障程度较高。公司签订的长协中，与 Energy Transfer 和 NextDecade 的长协挂钩 HH 指数，价格相对较低。此外，公司拥有 山东烟台西港和北海 LNG 码头的窗口期使用权，并获取了天津南港 LNG 接收站 稳定的接卸窗口期，有助于强化价格趋势预判，从而稳定采购价格。 充分发挥一体化优势，整合 LPG 产业链。公司是中国唯一拥有 LPG 全产业链资 源与一体化分销网络的运营商。上游贸易端，公司不断加强与“三桶油”的业务 合作，并积极拓展海外气源，保障气源供给的稳定性。中游分销端，公司不断加 强和下游深加工企业的合作，扩大国内分销能力，同时在原料采购基础上，依托 新库区，扩大原料气销售业务；下游零售端，公司加快汽槽物流网络建设，拓宽 业务网络覆盖面，同时凭借资源优势和专业化管理团队，不断加快市场整合，打 造 LPG 终端整合生态圈。2018/19-2023/24 财年，公司 LPG 销售量相对稳定， 每年保持 400 吨左右；2019/20 财年，由于国际原油价格及 LPG 价格剧烈波动，公司控制了 LPG 进口量，且受疫情影响，销售量和平均价差均有下滑；受国际 原油价格上涨影响，2021/22 财年公司 LPG 采购价格上涨，价差回落，2023/24 财年有所修复。

公司现金流情况改善，维持高分红预期。2018/19-2023/24 财年，公司派息比率 保持在 27%以上。受 2021/22 财年气价上涨价差收窄影响，公司 EPS 同比下降 30.8%至 1.39 港元，但仍维持 0.55 港元的高股息。2024/25 上半年公司派发中 期股息 0.15 港元/股，与去年同期持平，预计公司 2024/25 财年毛差进一步修复， 派息有望继续维持 0.50 港元/股以上。

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