零售气价差修复，直销气利润大增

事件：公司2023年上半年实现营收672.13亿元，同比下降8.18%；归母净利润22.04亿元，同增29.9%；核心利润31.69亿元，同增30.9%； 加权平均ROE同增1.6pct至11.76%。未来三年全体股东每股派发现金股利0.15元（含税），每年现金分红比例不低于归属于上市公司股东的核心利润的30%。 零售气价差修复，直销气利润大增。公司归母净利润22.04亿元，同增29.9%；核心利润31.69亿元，同增30.9%，原因主要系天然气直销利润大幅增长，直销气核心利润同比增长224.1%至16.98亿方。分业务来看：1）天然气业务：营收495.10亿元，同减12.63%；公司主动调整售气方向 ，零售气/直销气/批发气量分别-6.9%/+11.7%/-2.8%至121.62/22.36/36.65亿方。平均零售气/直销气价分别较去年同期增长0.02/0.35元/方至0.52/0.73元/方。2）工程建造与安装业务：营收41.88亿元，同增15.94%；毛利率为38%，毛利贡献16.3%。3）能源生产业务：营收28.24亿元，2023H1公司煤销量188万吨，同减26.85%，甲醇销量78万吨，同减2.5%。4）基础设施运营业务：营收6.03亿元； 舟山三期项目将新增处理能力350万吨/年，建成后处理能力超1000万吨/年。2023年上半年，舟山接收站共实现天然气处理量89万吨，使用3个国网窗口。5）综合能源业务：营收74.16亿元，同增20.99%。2023年H1公司综合能源销售量+45%达156.64亿千瓦时。在建/已签约项目62/1119个，潜在用能86/146亿千瓦时。 天然气需求复苏，一体化布局助公司稳健发展。能源替代趋势下，天然气行业需求稳步增长，2022-2030年国内天然气需求复增6.3%。2022年，舟山LNG接收站注入，公司形成上游气源+中游储运+下游客户的一体化布局。1）气源：国际+国内双资源池，持续优化。2023年上半年公司新签、累计签署长协180、超1,000万吨/年。2）储运：加大运输&储气布局。2022年，公司获取10艘LNG船运力资源，2023年上半年舟山处理量达89万吨并使用3个国网窗口，公司直销气业务全面快速开展。 3）客户：下游客户优质，顺价机制趋于完善。截至2023年H1，公司共有254个城燃项目，石家庄、廊坊、保定、河源、龙岩、青岛等企业（气量占比约30%）完成居民调价，整体价差有所恢复。 盈利预测与投资评级：公司已完成新奥能源和舟山接收站资产的注入，实现天然气全产业链布局，天然气业务稳健发展，龙头地位日益稳固。 我们维持2023-2025年公司归母净利润66.51/79.20/94.12亿元，同增13.81%/19.07%/18.84%，EPS为2.15/2.56/3.04元，对应PE 8.0/6.7/5.6倍（估值日期2023/8/25），维持“买入”评级。 风险提示：经济复苏不及预期、安全经营风险，汇率波动 事件： 公司发布2023年半年度报告，2023年上半年公司实现营业收入672.13亿元，同比减少8.18%；归母净利润22.04亿元，同比增长29.86%；扣非归母净利润13.81亿元，同比增长2.38%；核心利润31.69亿元，同比增长30.93%，加权平均ROE同比提高1.60pct至11.76%。未来三年全体股东每股派发现金股利0.15元（含税），每年现金分红比例不低于归属于上市公司股东的核心利润的30%。 1.零售气价修复，直销气利润大增，费用管控良好 天然气产业智能生态运营商，一体化优势显著。2022年公司实现营业收入672.13亿元，同比减少8.18%。公司归母净利润22.04亿元，同比增长29.86%；核心利润31.69亿元，同比增长30.93%，符合业绩预期，原因主要系天然气直销气业务利润贡献较上年同期增加较多。分业务来看： 1）天然气业务实现营收495.10亿元，同比下降12.63%。其中， ①天然气零售：实现营业收入331.46亿元，同比下降4.80%，主要系零售气量有所下滑所致。零售气同比减少6.9%至121.62亿方，主要为上半年公司调整销售方向，改善售气结构，减少无法实现有利价差的电厂用气售量。 上半年工业零售气量减少11.7%至79.79亿方，商业、居民用气量分别增长5.3%、5.1%至10.96亿方、29.11亿方。工商业、居民、加气用户用气量占零售气量比例分别为76%、23%、1%，零售气平均价差为0.52元/方，较去年同期恢复0.02元/方，主要系随着天然气市场化改革进一步推进，部分城市建立了居民销售价格联动机制，石家庄、廊坊、保定、河源、龙岩、青岛等企业（气量占比约30%）气价随上游价格变动，在上半年完成居民调价。 ②天然气直销：实现营业收入32.11亿元，同比增长1.75%，毛利率为46.6%，直销气核心利润同比大幅提升224.1%至16.98亿元，为公司贡献利润增长。 截至2023年6月，公司累计开发199个直销气客户，上半年直销气量同增11.7%至22.36亿方，国内外分别为11.46、10.90亿方。天然气价格回落需求逐渐回暖，同时公司逐步建立多元化资源及高效交付网络，扩大销售规模。直销气毛差从去年同期0.35元/方大幅增长至0.73元/方，主要系公司择机在高价位锁定国际长协利润，充分利用国内外资源实行市场化价格机制实现价格传导所致。 ③天然气批发：实现营业收入131.54亿元，同比下滑29.64%，主要系上半年公司批发气销售量下降2.79%至36.65亿方，同时单价有所下滑所致。 2）工程建造与安装实现营收41.88亿元，同比增长15.94%；毛利率38.03%，毛利为15.93亿元。上半年公司新接驳工商业用户8,233个，工商业用户累计达到232,510个，公司新接驳居民用户99.78万户，居民用户累计达到2,883.87万户，平均管道燃气气化率为65.1%。 3）能源生产板块实现营收28.24亿元，公司实现商品煤销量188万吨，同比下降26.85%；实现甲醇销量78万吨，同比下降2.5%。 4）基础设施运营板块实现营收6.03亿元，该板块为公司去年8月完成并购的舟山接收站项目所产生收入。公司以舟山为支点，灵活使用国网窗口，并签约国网4个接收站及2022年至2027年使用协议。2023年上半年，舟山接收站共实现天然气处理量89万吨，使用3个国网窗口。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，已于2022年10月开工建设，建成投用后接收站实际处理能力可超过1000万吨/年。 5）综合能源业务实现营收74.16亿元，同比增长20.99%。上半年，公司综合能源销售量增长了45%，达到156.64亿千瓦时。公司累计投运的综合能源项目达到252个，潜在用能规模达到364亿千瓦时；在建的项目规模达到62个，潜在用能规模达到86亿千瓦时；已签约的项目1,119个，潜在用能规模超146亿千瓦时。 费用管控良好。2023年上半年公司期间费用同比减少1.75%至44.02亿元，期间费用率上升0.42pct至6.55%。其中，销售、管理、研发、财务费用同比分别增加7.30%、增加7.24%、增加1.56%、减少20.84%至7.38亿元、20.94亿元、3.75亿元、11.95亿元；销售、管理、研发、财务费用率分别上升0.15pct、上升0.42pct、上升0.07pct、下降0.15pct至1.1%、3.67%、0.56%、1.78%。 现金流表现良好。1）2023年上半年公司经营活动现金流净额63.11亿元，同比减少14.96%；2）投资活动现金流净额-38.02亿元；3）筹资活动现金流净额6.08亿元，较上年同期增加11.19亿元，主要系偿还借款及债券现金流出减少所致。 资产负债率下降，加权平均ROE提升。2023年上半年公司加权平均净资产收益率同比上升1.6pct至11.76%。对ROE采用杜邦分析可得，2023年上半年公司销售净利率上升1.4pct至7.14%，总资产周转率为0.49（次）,同比下降0.07（次），权益乘数从2022H1的8.84下降至2023H1的7.66。 2.天然气需求复苏，一体化布局助公司稳健发展 2023年天然气需求恢复，长期看2022-2030年国内天然气需求量复合增速6.3%。 2023年天然气消费量扭转2022年负增长趋势，上半年全国天然气消费量为1,949亿方，同比增长6.7%。长期来看，天然气行业需求稳步增长，2022-2030年国内天然气需求量复合增速6.3%。国家发展改革委和国家能源局发布的《能源生产和消费革命战略（2016-2030）》明确，到2030年，我国新增能源需求将主要依靠清洁能源满足，能源消费总量控制在60亿吨标煤以内，非化石能源占一次能源消费比重达到20%左右，天然气占比达到15%左右；2021年中国天然气占一次能源消费总量的比例为8.9%，未来占比将持续提升。2030年，天然气替煤增量1300亿方+融合新能源增量530亿方+其他领域化石能源替代470亿方，天然气市场增量空间2300亿方；考虑到2022年天然气表观消费量3663亿方，2022-2030年国内天然气需求量复合增速6.3%。 一体化优势助公司稳健发展。2023年，舟山LNG接收站注入，助力公司提升天然气市场份额，更好地发挥天然气供应和应急储备作用，助力清洁能源转型；公司形成上游气源+中游储运+下游客户的一体化布局。1）气源端：国际+国内双资源池，持续优化。 公司聚合国内非常规资源，达到了300万方/天，获取三方液厂的资源达到85万吨/年； 与国际资源商签订长协助力直销气发展，2023年上半年公司与美国Cheniere新签长协180万吨/年，同时NextDecade 200万吨长协做出最终投资决策合同生效。截至2023年6月底，公司已签署长协资源累计超1,000万吨/年，价格挂钩低价且走势稳定的美国Henry Hub指数/布伦特原油指数以分散风险。2）储运端：加大运输&储气资源布局。 2022年，公司以具有竞争力的价格获取10艘LNG船运力资源，同时加大管道气运输能力，2022年推动国网21个项目开口，首年预计实现下载气量约5亿方。公司自有储气能力5亿方，同时获取国网文23储气库、广州储气通、中石油虚拟储气库等储气能力约1.5亿方；上半年推进船货资源进国内，舟山处理量达89万吨并使用3个国网窗口，公司直销气业务快速开展。3）客户端：下游客户优质，顺价机制趋于完善。截至2023年6月底，公司共有254个城市燃气项目，覆盖全国20个省份，且大部分位于东南沿海经济发达地区，共有2,884万个居民用户及23.25万个工商用户；上半年公司零售气量有所下滑，同比减少6.9%，主要系部分电厂用气无法带来有利价差，公司主动调整销售方向所致，工业零售气量下滑11.7%，商业、居民用气量分别增长5.3%、5.1%。 上半年工商业/居民/加气用户用气量占零售气量75.48%/23.07%/1.45%。2023年2月，国家发改委价格司给各省（自治区、直辖市）发改委发文称，为研究完善天然气终端销售价格与采购成本联动机制，要求各地就建立健全天然气上下游价格联动机制提出具体意见建议，包括如何确定综合采购成本、如何科学设置启动条件、调价周期和调价幅度等。政策的出台进一步理顺上下游价格联动机制，2023年上半年，石家庄、廊坊、保定、河源、龙岩、青岛等企业（气量占比约30%）完成居民调价，毛差恢复。 表1：新奥股份长协梳理（截至2023年6月底） 3.盈利预测与投资评级 公司已完成新奥能源和舟山接收站资产的注入，实现天然气全产业链布局；在全球能源局势波动的情况下，公司借助强大的上游气源获取、中游