燃气行业深度研究报告：盈利要素改善，期待困境反转

天然气：低碳清洁的替代能源，政策利好长期发展。以天然气为代表的清洁能源排放低污染小，且单位热值成本相对石油燃料更低。近年我国出台多项政策支持天然气发展，《空气质量持续改善行动计划》再次强调加大民用、农用散煤替代力度，实施工业炉窑清洁能源替代，积极稳妥推进以气代煤。 盈利模式：成本、价格和气量是销气业务的核心盈利要素。城燃公司利润一般来自接驳、销气及增值业务。受房地产周期影响，目前新增接驳户数已有见顶趋势，销气业务愈发重要。成本、价格和气量是销气业务的核心盈利要素，近年上游成本大幅攀升，下游顺价不畅致销气业务盈利有所承压。 成本：上游资源综合成本或企稳回落，城燃采购成本有望趋于稳定。2022年，在我国天然气供给结构中，国内气田自产占比约59%，进口管道气占比约16%，进口LNG占比约25%。1）国产气：成本较低且相对可控，增储上产有望推动产量增长。国内气田资源由三桶油主导，成本较低且可控性强，增储上产行动计划下，国内天然气产量稳定增长，清燃智库预计2025年我国天然气产量或达2493亿立方米，2021-2025年CAGR或达4.68%。2）进口管道气：成本挂钩油价有望回落，俄气贡献供应增量。进口管道气成本略高于自产气田，2022年平均进口单价约为2元/方，其中俄气成本较低且相对稳定，是管道气进口增量的主要来源。此外，进口管道气定价挂钩原油，且有10-12月的计价延迟周期，有望随原油价格中枢趋稳回落。3）进口LNG：海气价格显著回落，长协有望兑现增量。海气价格中枢已显著回落，同时2024-2026年美国、卡塔尔等国天然气液化设施产能若如期投产，或将为全球LNG液化产能提供约21.3%的增量空间（以2022年为基础），考虑到节能及可再生能源替代趋势下，欧洲天然气需求持续低迷，海气价格中枢或仍具企稳的基本面支撑。此外，2024-2026年长协陆续履约，长协价格相对稳定，且近年来较现货有一定价格优势，长协占比提升有望稳定LNG进口价格。综合以上因素，上游资源综合成本或回落企稳。考虑到当前时点缺乏较强的预期催化，在稳增长、促消费背景下，城燃公司采购成本或趋于稳定。 价格：顺价机制逐渐完善，售气毛差有望修复。2023年初，发改委向各省市下发《关于提供天然气上下游价格联动机制有关情况的函》，将天然气价格联动事项视作重点工作推进。2023年多省市优化天然气上下游价格联动机制，对价格联动条件进行一定放宽。相较于非居民用气，居民用气调价周期较长，一直以来成本疏导相对困难。随着居民气顺价工作稳步落实，我们统计2023年第一档阶梯价格平均约上调0.256元/方（+9.75%，不完全统计），有望推动售气毛差修复。 气量：消费量回归正增长，能源转型长期趋势仍未改变。2023年，伴随国内生产生活秩序回归正常，公服、商业、交通用气需求恢复，同时受益于区域气电装机增长，天然气表观消费量回归正向增长。长期来看，当前我国能源结构中天然气占比仍远低于世界平均水平，在政策的积极推动下，天然气长期替代空间广阔。 投资建议。经历2021-2022年上游天然气价格大幅波动后，城燃公司采购成本有望趋稳，同时价格联动机制不断完善或推动城燃公司逐渐步入困境反转通道，具备气源优势及核心管网资产的公司在产业链中或拥有更强议价能力，我们建议关注新奥股份、华润燃气、昆仑能源、中国燃气、九丰能源、蓝天燃气等。 风险提示：宏观经济波动。上游天然气价格波动。政策推进不及预期。 投资主题 报告亮点 本篇报告立足于基本面视角，从成本、价格、需求量角度分析燃气行业基本面变化。成本方面，本篇报告对天然气上游资源进行拆分，并对国产气、进口管道气、进口LNG的成本变化趋势进行详细分析，从而做出上游资源综合成本趋稳回落的判断。价格方面，本篇报告对天然气顺价情况进行了详细分析与统计。 投资逻辑 经历2021-2022年上游天然气价格大幅波动后，城燃公司采购成本有望趋稳，同时价格联动机制不断完善或推动城燃公司逐渐步入困境反转通道，具备气源优势及核心管网资产的公司在产业链中或拥有更强议价能力，我们建议关注新奥股份、九丰能源、蓝天燃气等。 一、天然气：低碳清洁的替代能源，政策利好长期发展 （一）天然气对比其他可替代能源性价比高 （1）天然气热效率高且单位热值成本低 综合来看天然气的性价比优于目前主流的煤炭和石油能源。由于天然气主要成分为甲烷，比煤炭燃烧更为充分，因此每方天然气产热约38.98MJ远高于每千克煤炭的20.93MJ。 虽然天然气热值逊于汽油、柴油和液化石油气，但由于天然气价格较成本油更低，其单位热值成本约54.00元/GJ，不足成品油单位热值成本的一半。 图表1天然气热值远高于煤炭 图表2天然气单位热值成本远低于石油产品 （2）天然气清洁程度高于其他能源 天然气的二氧化碳排放系数普遍低于各类燃料，仅为燃料油的73%、煤炭的60%。在工业锅炉的使用中，天然气的二氧化硫排放量远低于煤炭和重油；氮氧化物排放量则低于煤炭；排放烟尘仅为煤炭、重油的4%和14%。另外，由于天然气密度低易充分燃烧，因此不易因泄漏而产生积存且燃烧产生的一氧化碳可以忽略不计。 图表3天然气二氧化碳排放系数低于各类主流能源 （二）政策导向长期利好天然气发展 由于天然气自身固有的环保属性，国家对天然气的发展予以充分肯定。“十四五”现代能源体系规划提出，到2025年天然气年产量达到2300亿方以上，并不断提升天然气储备和调节能力。“十四五”全国城市基础设施建设规划提出到2025年大城市及以上规模城市管道燃气普及率不低于85%，中等城市不低于75%，小城市不低于60%。在顶层规划下，近年各类政策稳健的出台已经为天然气的发展提供了良好的政策环境。 图表4部分中央下发的天然气相关政策 二、盈利模式：成本、价格和气量是销气业务的核心盈利要素 （一）城燃位于产业链下游，利润一般来自接驳、销气及增值业务 城燃公司主要位于天然气产业链下游。天然气产业链从上游到下游可以大致分为三个环节：上游为天然气勘探生产企业，或具有从海外进口天然气资质的企业，目前我国上游集中度较高，由三桶油主导；煤层气矿权下放，部分国内企业亦拥有煤层气区块的勘探、开发和生产权，同时如新奥股份、九丰能源在内的企业拥有LNG接收设施，可以获得海外LNG气源；中游为天然气管输企业，负责干线输送，是将天然气由生产/进口企业送往下游分销商或大工业用户；下游为城市燃气公司或大工业用户，其中城燃公司利用省内管网将天然气输送给特许经营权的居民及工商业用户，同时亦可以向大工业用户直供天然气。 图表5天然气产业链 城燃公司业务一般包括接驳、销气及增值业务。接驳是为住宅和工商用户提供庭院管网敷设及设备安装、室内管道及设施安装、售后维保等服务，一般收入一次性确认且毛利率较高。销气包括零售/批发和代输两类。代输一般为只赚取管输利润，管输费由政府核定，相对稳定；零售/批发赚取购销气价差，购气成本及销气价格会对利润产生较大影响。增值业务包括综合能源、燃气具、保险销售等，城燃公司一般依托现有的管网及客户资源，在特许经营权内开展增值业务。 图表6城燃公司主要业务及盈利模式 对于城燃公司来说，初期看接驳，成熟期看销气，增值业务打造第二成长曲线。初期阶段，城燃项目公司不断签约新用户，接驳费是项目主要利润来源。随着项目逐渐成熟，特许经营权内可签约用户减少，新用户签约速度放慢，气费不断增加成为核心利润来源。 由于接驳业务毛利率较高，城燃公司在后期一般会通过开展增值业务来维持利润稳定。 （二）销气业务或愈发重要，成本、价格和气量是核心盈利要素 目前全国性城燃公司接驳数量或见顶，销气业务或愈发重要。受房地产周期等因素影响，目前全国性城燃公司新增接驳数量或见顶。2020-2022年，中国燃气/昆仑能源/新奥股份/华润燃气新增居民接驳数量分别变化-64/-62/-54/+55万户，只有华润燃气受益于新增项目质量较高，多位于城市快速扩张的区域实现逆势增长。随着越来越多的城燃项目走向成熟，销气业务或愈发重要。 图表7 2015-2022年代表城燃公司新接驳居民用户数 2.华润燃气为公司披露新增居民用户数 成本、价格和气量是销气业务核心盈利要素，成本疏导不畅致近年销气盈利承压。销气业务方面，2021-2022年上游天然气价格大幅上扬，下游顺价不畅叠加终端需求乏力，城燃公司销气毛差有所收窄。2023H1，中国燃气/昆仑能源/新奥股份/华润燃气销气毛差分别为0.57/0.495/0.52/0.5元/方，较2020年分别变化-0.04/-0.01/-0.08/-0.09元/方。 图表8 2019-2023H1代表城燃公司销气毛差 2.新奥股份为零售气价差，不包括直销气 三、成本：上游资源成本或企稳回落，采购成本有望趋于稳定 （一）国内增储上产+中俄东线增供+海气成本回落，上游资源成本或企稳回落 我国天然气资源池供给渠道丰富。我国天然气供应渠道丰富，主要可划分为自产天然气、进口管道气和进口LNG。根据BP及能源研究院统计数据，在国内油气企业增储上产的持续努力下，2022年我国天然气产量达2218亿立方米，约占国内天然气总供应量59.38%。进口方面，2022年管道天然气进口量约585亿立方米，约占国内天然气总供应量15.66%；LNG进口量约932亿立方米，约占国内天然气总供应量24.95%。 图表9我国天然气供给格局（2022年） 图表102010-2022年我国天然气供给情况 1、国产天然气：成本较低且相对可控，增储上产有望推动产量增长 国内天然气资源由三桶油主导。我国天然气资源主要由三桶油开发销售，2022年三桶油天然气产量在我国天然气总产量占比合计约达86.2%，其中中石油占比约60.1%，显著领先其他油气企业。我国国产天然气供给来源丰富，除常规天然气外，也有部分页岩气、煤层气、煤制气等非常规资源。但总体来看常规气仍居于主导地位，非常规气在总体供应结构占比或不足20%。 图表11 2017-2022年我国天然气产量情况（亿立方米） 图表12我国油气企业天然气产量占比（%） 增储上产行动计划下，三桶油天然气产量或将维持稳定增长。2019年起，国家能源局实施增储上产七年行动计划，上游油气企业持续加大油气勘探开发投资力度，国内天然气产量迅速增长，2019-2022年三桶油天然气产量复合增速达6.7%。根据清燃智库结合GDP、政策、上游供应、下游需求、国际环境等多重因素进行的中性预测，2025年我国天然气产量预计将达2493亿立方米，较2023年增量或达约196亿立方米，2021-2025年复合增速有望达到4.68%，新增天然气产量或更多来自非常规气田及海上气田。 图表132017-2022年三桶油天然气产量增长情况 图表142017-2025E我国天然气产量预测 国产气综合成本较低，且成本相对可控波动较小。据重庆石油天然气交易中心，国产天然气的开采成本大约集中在0.7-1.1元/立方米，煤制气成本略高但占比很小。天然气开采成本主要受勘探开发前期成本影响，波动不大，且随着技术的提升，开采成本或有进一步下降的空间。国产天然气凭借成本较低且可控性较强的优点，已经成为我国天然气产业链供给的压舱石。 2、进口管道气：成本挂钩油价有望回落，俄气贡献供应增量 我国主要从中亚、俄罗斯及缅甸进口管道天然气。我国已建天然气进口管道包括中亚管道、中缅管道和中俄东线管道，规划中的管道有中俄远东线、中俄中线及中亚D线等。 中亚、缅甸及俄罗斯是我国天然气的主要进口来源，其中土库曼斯坦是我国最大的管道气进口国，2022年我国自土国进口管道气数量占管道天然气进口总量的56%；俄罗斯是我国第二大管道气进口国，2022年我国自俄罗斯进口管道气数量占管道天然气进口总量的25%。 图表15 2022年我国管道气进口情况 其中，俄气成本相对较低，或为管道气进口增量的主要来源。2014年5月，中石油集团与俄气公司签署《中俄东线供气购销合同》，合同约定总供气量超过1