环保及公用事业行业深度分析：恰似火电，城燃困境反转可期

与火电的困境反转相似，城燃业绩改善可期： 从盈利模式角度来看，我们认为火电与城燃存在一定的相似性：1）从成本端来看，过去两年煤炭和天然气在“双碳”和俄乌冲突双重影响下价格大幅上涨，火电和城燃的成本端都承受巨大的压力；2）从收入端来看，电力和燃气的下游都是经营压力日益增长的工商业企业和存在保障民生要求的居民用户，价格全面疏导存在一定阻力。在电价和煤价双重改善趋势下，上市火电企业的业绩在2023年一季度已经呈现明显的向好趋势。近期，城燃面临购气价格下行和居民气顺价两大因素刺激，我们认为城燃也有望与火电类似，进入困境反转通道。 成本端：合同内与合同外购气价格下行趋势确立 城燃采购的天然气分为合同内气量和合同外气量。据中石油管道气定价合同方案，2023年合同内气价定价高于2022年，但近期由于下游需求缓慢复苏，部分气源央企开启降价促销，涉及小部分合同内气量。 而合同外市场化天然气价格在供暖季后持续下行，根据Wind数据，截止6月20日，市场化LNG价格约4009.8元/吨，对比去年同期的6558.8元/吨，同比下降38.9%。 收入端：居民气顺价对毛差修复贡献显著 城市燃气销售价格分为非居民和居民气价，均受地方政府监管，其中非居民气顺价及时性较强，居民气顺价难度相对较大。近期，为缓解成本上涨压力，内蒙古、南京、石家庄、重庆等地居民气顺价机制纷纷落地。根据目前一些省市的居民气顺价情况来看，居民气价上浮大体上在0.15-0.3元/方，若假设居民气在整体零售气中占比约20%，居民气顺价有望使城燃公司整体毛差增加0.03-0.06元/方，较当前毛差水平有明显提升，有望对城燃企业业绩修复发挥重要作用。 999563334 投资建议： 随着天然气采购成本回落和居民气逐步顺价，成本和收入端双重刺激，城燃毛差有望逐渐修复至合理区间，长期来看，天然气消费量有望持续增长。与火电相似，我们看好城燃板块困境反转，推荐国内燃气龙头【新奥股份】、高股息区域燃气公司【蓝天燃气】，建议关注优质燃气公司【九丰能源】【佛燃能源】【新天然气】【天壕环境】等。 风险提示：居民气顺价政策推进不及预期、上游天然气价格大幅反弹、下游用气需求不及预期风险。 1.与火电相似，城燃受制于能源价格上涨，存在困境反转的可能性 1.1.俄乌冲突导致能源危机，2022年全球天然气价格高涨 2022年，俄乌冲突骤起并延续至今，由此触发欧洲乃至全球的能源供应危机，天然气价格扶摇直上。据Bloomberg数据，2022年，美国Henry Hub、荷兰TTF、东亚JKM现货全年平均交易价格分别为6.17美元/mmBtu、35.47美元/mmBtu和33.7美元/mmBtu，年度涨幅分别达到60.7%、127%和127.6%。 图1.美国HH、荷兰TTF、东亚JKM天然气现货价格(美元/mmbtu) 我国天然气进口依存度较高。2015-2018年，随着我国天然气表观消费量大幅增长，我国天然气对外依存度持续提升，从31.5%迅速提升至43.2%，2018年以来我国天然气对外依存度始终保持在40%以上。2022年，我国天然气表观消费量3638.12亿立方米，其中进口量达到1519.02亿立方米，对外依存度为40%。因此，国际市场天然气价格大幅上涨也会进而导致国内天然气资源央企（主要为中石油、中海油、中石化）的综合成本大幅上涨。 表1：我国历年天然气消费量、进口量和产量（亿立方米） 根据《2022年中国天然气发展述评及2023年展望》(高芸等)，据海关总署数据测算，2022年我国进口天然气（包括管道气和LNG）年均到岸价约为3.11元/方，同比上涨0.96元/方，涨幅44.7%。由于进口管道气为长协贸易，价格与国际油价挂钩，而LNG有相当部分是现货采购，价格随行就市，因此，LNG和管道气的进口价格差距较大。LNG年度进口均价高达3.98元/方，较上年上涨1.36元/方，涨幅51.9%；管道气进口均价约1.89元/方，较上年上涨0.61元/方，涨幅47.7%。LNG进口价在创下历史新高的同时，比管道气进口价高2.09元/方。 根据《中国天然气市场发展2022年回顾与2023年展望》（沈鑫等），根据海关总署数据，2022年中国进口天然气均价达到3.106元/方，相比2021年的2.148元/方高出0.958元/方；资源总进口量为10924.8万吨，与上年相比减少1202.1万吨，但支出金额共4682.9亿元，比上年增加1087.6亿元。 图2.2020-2022年我国LNG现货到岸价格走势图 1.2.城燃购销毛差受气价上涨压制 天然气产业链可分为上游气源、中游管输、下游分销三个环节。上游气源来源主要包括：一是以中石油、中石化、中海油为主勘探开发的国产天然气以及煤层气、煤制气、页岩气等非常规气源，二是来源于中亚、缅甸等的进口管道气（PNG），三是通过将天然气加压液化后由船舶运输的进口液化天然气（LNG）；中游环节为天然气运输，运输方式主要通过长输管网（PNG主要以长输管网运输）、槽车和LNG运输船（LNG主要以槽车和运输船方式）；下游为燃气分销环节，各个城市的燃气公司拥有燃气特许经营权，主要用户包括居民、工业企业以及天然气电厂等。 图3.天然气上中下游产业链 城市燃气位于天然气产业链末端，随着购气成本的上升，同时居民用气价格由于保障民生的要求而受政府管制，难以实现顺价，因而2022年主要城燃企业的购销毛差和经营业绩都受到不同程度的负面影响。以港华燃气、华润燃气、新奥能源、昆仑能源、中国燃气5家国内城燃龙头公司为例，2022年华润燃气、新奥能源受上游采购成本上涨其天然气零售购销价差下降较为明显，两家公司2022年毛差分别为0.45元/方和0.48元/方，分别同比下滑0.07和0.03元/方。毛差下降背景下两家公司2022年业绩同样出现下滑，持续经营净利润分别同比下降24.4%和19.1%。 表2：五大城燃公司天然气零售购销价差（元/方） 图4.新奥能源持续经营净利润（亿元） 图5.华润燃气持续经营净利润（亿元） 1.3.盈利模式与火电相似，城燃业绩回归正常可期 从盈利模式角度来看，我们认为火电与城燃存在一定的相似性：1）从成本端来看，过去两年煤炭和天然气在“双碳”和俄乌冲突双重影响下价格大幅上行涨，火电和城燃的成本端都承受巨大的压力；2）从收入端来看，电力和燃气的下游都是经营压力日益增长的工商业企业和存在保障民生要求的居民用户，价格全面疏导存在一定的阻力。 煤价下跌、电价上浮，火电业绩已经进入改善通道。煤价方面：2021年，受煤炭行业供给侧改革后产能供给不足、下游用电需求旺盛、水力发电疲软等因素影响，国内煤价从1月开始震荡上行，10月达到全年最高水平，其后在国家能源稳价保供调控政策下，煤价迅速回落。据Wind数据，秦皇岛Q5500动力煤市场价由2021年初的797.5元/吨上涨至10月最高点2592.5元/吨，涨幅约为225%。2022年，在俄乌冲突、极端高温天气、煤炭新增产能释放有限等多重因素影响下，煤价持续高位运行，价格中枢抬升明显。据煤炭资源网，2022年秦皇岛港动力煤Q5500平仓价中枢约为1268元/吨，相较于2021年的1029元/吨上涨约23%，相较于2020年价格中枢568元/吨上涨约81%。2023年至今，受宏观经济“弱复苏”、煤炭供给宽松、各环节库存高企的影响，市场煤价格自4月起下行，截至6月26日，秦港动力混煤Q5500价格报收于808元/吨，已接近国家发改委制定的合理区间内。电价方面：2021年10月，国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，实现燃煤发电量100%市场化交易，将燃煤发电市场交易价格浮动范围从上浮不超过10%，下浮不超过15%扩大至上下浮动范围均不超过20%，高耗能行业不受20%限制，电力现货价格不受限制。2022年，火电电价已实现较大程度上浮，以五大集团下属主要的火电企业为例，根据各公司公告，国电电力、华能国际、华电国际、大唐发电2022年平均上网电价分别达到438.88、509.92、519.00、460.79元/MWh，分别同比上涨22.4%、18.0%、20.7%和18.4%。2023年部分地区火电上网电价进一步上浮，以广东省为例，根据广东省能源局《关于2023年电力市场交易有关事项的通知》，广东2023年成交均价上限为0.554元/kWh（较基准价上浮20%），同时设立了上限为0.02元/kWh的浮动费用，对比2022年广东省年度长协上网电价上浮9.7%，实现进一步提升。 图7.2017-2023年CCTD秦皇岛动力煤（Q5500）年度长协价变化（元/吨） 图6.2019至今秦皇岛港5500动力煤平仓价（元/吨） 图8.2019至今秦港Q5500市场煤价中枢（元/吨） 图9.上市火电企业2023Q1归母净利润（亿元）及增速 在电价和煤价双重改善趋势下，上市火电企业的业绩在2023年一季度已经呈现明显的向好趋势，在二季度市场煤价持续下行过程中，业绩改善有望更加明显。近期，城燃企业面临购气价格下行和居民气顺价两大因素刺激，我们认为与城燃企业也有望与火电类似进入困境反转的通道。 2.成本端：合同内与合同外购气价格下行趋势确立 2.1.城燃购气分合同内和合同外，对标煤炭长协和现货 我国天然气价格经历了从高度管制到逐步市场化的过程。最初，天然气价格由国家统一指定，生产企业无权自主定价；经历了多轮天然气价格市场化改革后，定价机制逐步放宽至企业定价，采取“基准价+浮动幅度”的政府指导形式，出厂的基准价格与原油、液化石油等挂钩确定。 2020年，国务院发布新版《中央定价目录（修订征求意见稿）》明确将天然气划分为管制气与非管制气，并进行区分定价。非管制气包括海上气、页岩气、煤层气、煤制气、液化天然气、直供用户用气、储气设施购销气、交易平台公开交易气，2015年以后投产的进口管道天然气，其价格由市场形成；管制气包括其他国产陆上管道天然气和2014年底前投产的进口管道天然气，目前采取“市场净回值”定价机制，把门站价格与进口燃料油、LPG价格挂钩，实施“基准价+浮动幅度”的管理方式。 表3：中国天然气价格改革政策 基于天然气的物理特性，国内天然气交易主要分为管道天然气（PNG）和液化天然气（LNG）两大类。我国东部沿海建有大量的LNG接收站，但大部分属于国家管网公司资产，因此尽管LNG进口比例已经较高，但其中很大一部分也是气化后入管网；另一部分则通过槽车方式“液来液走”。LNG槽车价格根据市场供需决定，但其市场交易量和流动性有限，管道气交易在天然气交易当中占比更高。 我国管道气交易模式分为合同内基础量交易以及竞价拍卖的合同外交易。不同供给来源的管道天然气定价模式不同，基本可分为合同内基础量交易与合同外交易。根据《中国国内天然气价格承受力研究》统计，合同内交易量为基础量，占比约70%-80%，剩余部分则为合同外交易量；合同外交易价格可基于市场情况由买卖双方谈判而定，目前多数情况下，合同外气量需要通过高价竞拍来获得。 每年的3-5月间，天然气资源央企（中石油、中石化、中海油），会和下游城燃公司签订年度天然气购销合同。以资源量占比最大的中石油为例，其管道气价格分为淡季（4月-10月）和旺季（11月-次年3月）区别定价，旺季价格整体高于淡季价格。价格目录大类上分为管制气和非管制气，其差别主要为气源价格。管制气包括常规国产陆气和进口管道气，非管制气包括国产海气、进口LNG、非常规气、国内液厂气等。整体来看，非管制气气源价格高于管制气，幅度约在20%-50%之间。 以上游天然气气源定价方式来看，我们认为合同气类似于煤炭长协，价格更为稳定；合同外气和LNG直供类似于煤炭现货，随行就市。其中，合同气中的管制气价格相对更低，类似于煤炭年度长协，而非管制气与市场价格挂钩更明显，类似于煤炭月度长协。 表4：中石油2022-2023管道气合同方案 表5：中石油2023-2024管道气合