燃气股份（天然气民企龙头）

（报告出品方/分析师：招商证券 宋盈盈）

1、多次并购扩展能源业务，布局天然气全产业链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。

自 1992 年成立以来，公司的发展历程可分为三个阶段：

1）1992-2003 年：农兽药业务起家，成立两年后上市。

公司前身为河北威远实业股份有限公司，初期主要经营农药、兽药的原料研发、生产和销售，是国内首家吡虫啉、除虫脲、甲氨基阿维菌素工业化开发企业。1994 年，公司于上交所主板 A 股上市，简称“威远生化”。1999 年 3 月，公司更名为河北威远生物化工股份有限公司，控股股东为河北威远集团有限公司。

2）2004-2017 年：多轮收购逐步迈入以天然气为核心的清洁能源赛道。

2004 年，新奥集团股份有限公司及石家庄新奥投资有限公司整体收购河北威远集团有限公司，其中包括有公司 44.09%的国有股权，新奥集团由此成为公司的间接控股股东；

2011 年，公司以 5.51 亿元收购新能（张家港）75%和新能（蚌埠）100% 的股份，并新增二甲醚业务，进军能源化工领域；

2013 年，公司收购新能矿业 100%股权及其子公司新能凤凰（滕州）40%股权，新增煤炭、甲醇业务；

2014 年，公司收购中海油新奥（北海）燃气 45%股权及山西沁水新奥燃气 100%的股 权，正式进军以 LNG 为主的清洁能源领域；

2016 年，公司收购联创信投持有的 澳大利亚能源开发商 Santos 10.07%股权，扩展海外天然气上游气源。

3）2018-2022 年：剥离早期业务，全面打造天然气上下游一体化产业链。

2018 年，公司提出“定位于天然气上游资源获取，成为具有创新力和竞争力的天然气上游供应商”的发展战略。

同年，新奥舟山液化天然气（LNG）接收及加注站项目一期建成并投运，这是国家能源局核准的首个大型民营LNG接收站；

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。

公司围绕燃气能源延伸多项业务，打造从上游气源获取，到中游接收运输，再到下游分销的产业链一体化布局，“天然气产业智能生态运营商”战略稳步推进。

1）天然气销售方面：2022 年，公司售气量达到 362.04 亿方，占全国天然气表观消费量比重约 10%。根据天然气资源采购、客户结构、商业模式等要素的区别，公司将天然气销售业务进一步划分为天然气直销、天然气零售及天然气批发。

➢ 天然气直销：公司以采购国际天然气资源为主，配合国内自有和托管 LNG 液厂资源及非常规资源等，向国内工业客户、城市燃气运营商、电厂、交通能源运营商、国际贸易商等客户销售天然气。

目前公司已与道达尔、锐进、雪佛龙、切尼尔、诺瓦泰克、Energy Transfer、Next Decade 合计签署了 764 万吨/年的长期购销协议。

2020-2022 年，公司天然气直销业务实现收入 15.84/57.85/163.14 亿元，占营业收入比重分别为 1.8%/5.0%/10.6%；毛利率分别为 9.4%/22.4%/19.0%。

2022 年，公司借助国内外天然气价差，将天然气转售至海外市场，直销气价差提升至 0.72 元/方，同比大幅上涨 0.41 元/方。

➢ 天然气零售：公司天然气零售业务为采购天然气，经过气化、调压、除杂、脱水、加臭等环节后，通过管网输送给工商业、居民、交通运输等终端用户。

上游气源供应商包含中石油、中石化、中海油，非常规气以及海外 LNG 资源商。同时，公司会结合下游客户需求、国内外天然气市场形势等因素，采购 LNG 现货资源进行补充。

2020-2022 年，公司天然气零售业务实现收入 458.72/567.49/700.51 亿元，占营业收入比重分别为 52.1%/49.0%/45.5%；毛利率分别为 17.0%/12.7%/10.7%。

2022 年，在海外天然气价高企的背景下，公司进一步降低海外高价气源的采购比例，同时依靠良好的顺价能力，零售气价差相对稳定，同比小幅下降 0.03 元/方至 0.48 元/方。

➢ 天然气批发：作为零售气业务的气源补充，公司从国内上游天然气生产及销售主体采购气源后，通过自有和第三方气源运输网络，批量向自有经营区管网未覆盖的客户或贸易商等进行天然气销售。

2020-2022 年，公司天然气批发业务实现收入 176.10/245.61/338.34 亿元，占营业收入比重分别为20.0%/21.2%/22.0%；毛利率分别为 2.2%/1.6%/7.9%。

2）工程建造及安装业务方面：

2020-2022 年，公司工程建造及安装业务实现收入 96.14/104.09/84.41 亿元，占营业收入比重分别为 10.9%/9.0%/5.5%；毛利率分别为 43.7%/50.4%/41.5%。

2022 年，公司成功签约山西金烨焦炉煤气、碳捕集制液化天然气联产氢气 EPC 总承包项目等大型综合项目以及能源综合服务项目，累计签约金额达 47 亿元，其中氢能相关签约金额达 14 亿元。

截至 2022 年底，公司服务的工商业用户累计达到 22.45 万个，已开发的家庭用户达到 2792 万户，平均管道燃气气化率为 62.9%。

3）能源生产方面：

公司拥有王家塔煤矿采矿权，核定产能 800 万吨。煤炭的开采、洗选等均委托第三方运营，主要煤炭产品包括混煤和洗精煤。

甲醇产品主要原料为煤炭，集中在内蒙古鄂尔多斯市及周边采购，设计产能为 120 万吨/年。

2022 年，公司实现商品煤销量 524 万吨，同比+34.4%；甲醇销量 141 万吨，同比-0.7%。

2020-2022 年，公司能源生产业务实现收入 55.14/69.00/85.51 亿元，占营业收入比重分别为 6.3%/6.0%/5.6%。

4）综合能源及增值业务方面：

2020-2022 年，公司综合能源及增值业务实现收 入 57.13/110.10/155.85 亿元，占营业收入比重分别为 6.5%/9.5%/10.1%。

截至 2022 年，公司共有 60 个综合能源项目完成建设并投入运营，累计已投运综合能源项目达 210 个，另有在建综合能源项目 54 个，当在建及已投运项目全部达产后，综合能源需求量可达 417 亿千瓦时。

此外，公司大力推广安防、保险、供暖、厨卫等燃气强关联产品，在保障客户用气安全的基础上，实现广泛物联，并借助线下渠道优势推动私域运营与线上集市搭建。

5）基础设施运营方面：

2022 年，公司完成了对中国首个大型民营 LNG 接收站——舟山 LNG 接收站 90%股权收购，实现基础设施运营收入 2.27 亿元。随着三期项目的后续建成投产，将进一步释放基础设施能力，助力公司提升天然气市场份额。

2、公司股权集中，高管具有多年能源领域专业经验

自 2020 年资产重组后，公司股权架构稳定，王玉锁为实际控制人。

2020 年 9 月，公司发布重组交易实施情况暨新增股份上市公告书，通过资产置换、发行股 份及支付现金的方式向新奥国际及精选投资购买其持有的新奥能源合计 3.69 亿股。

收购新奥能源前，新奥控股为公司最大控股股东，2019 年持股 4.06 亿股，占比 33.04%。2020 年收购新奥能源之后，新奥国际成为公司最大控股股东，持股 13.71 亿股，占比 44.23%；新奥控股持股 4.31 亿股，占比 13.90%，为第二大股东。

公司多名高管具有丰富的能源领域专业经验。

新奥集团公司创始人王玉锁出生于 1964 年。20 世纪 90 年代，伴随民营天然气行业初发展浪潮，王玉锁开始经销液化天然气，随后几年里，拿下了多个地区的燃气经营权。2008 年 11 月起至今，王玉锁任公司董事长兼董事。

联席 CEO、副董事长于建潮曾在全兴工业廊坊有限公司及日清中粮食品有限公司等多家外资企业任总会计师，拥有逾 27 年会计及财务管理经验。联席 CEO、董事韩继深在能源行业市场研究、业务拓展及经营管理方面同样拥有丰富经验。

3、天然气直销业务提速拉动业绩增长，良好现金流支撑业务持续扩张

随着发展规模持续扩大，公司营收和归母净利润快速增长。

2020 年，公司对外积极相应行业变革，确立“天然气产业智能生态运营商”的战略定位；对内管理优化，持续探索研发产品，同时收购国内规模最大的清洁能源分销商之一新奥能源 32.80%的股权，全年营业收入 881 亿元，同比增长 550.46%；归母净利润 21.07亿元，同比增长74.9%。

2017-2020 年公司营业收入复合增速达106.29%，归母净利润复合增速达 50%。

2022 年，公司实现营业收入 1541.7 亿元，同比增长 33.0%；归母净利润 58.4 亿元，同比增长 26.2%。

实现能源转型后，天然气业务贡献主要营收和利润。

2020 年公司收购新奥能源后，业务加速向清洁能源方向拓展。2022 年，公司天然气业务实现收入 1202.0 亿元，占营业收入的比重从 2020 年的 74%上升至 78%；综合能源销售及服务实现收入 120.52 亿元，占比 8%；工程建造及安装营收下滑至 84.41 亿元，占比 5%；煤化工等能源生产业务收入占比稳定在 6%左右。

公司现金流状况良好，推动公司业务持续扩张。

2020-2022 年，公司资本开支分别为 107.03/125.96/136.13 亿元。其中，能源分销业务的资本开支分别为 73.49/86.46/86.29 亿元，资产重组的资本开支分别为 27.99/21.86/42.75 亿元。公司经营性现金流强劲增长，2020-2022 年分别为 124.48/135.10/150.06 亿元，与资本开支实现了良好匹配，推动公司业务持续扩张。

公司财务费率波动较大，盈利能力总体稳定。

从费用端来看，公司销售、管理、研发费用率自 2017 年以来呈现整体下降的趋势，2022 年分别为0.96%/2.68%/0.79%。

财务费用率近年来波动较大，2021 年为 0.44%，2022 年 则大幅提升至 1.9%，主要系子公司持有的美元债务产生汇兑损失所致。

从盈利能力来看，公司毛利率整体呈现下滑趋势，2022 年降至 15.15%；净利率近年来稳定在 8%-9%，2022 年小幅下滑至 7.19%。

1、上游：加强国内外合作，丰富上游气源

受国际地缘政治的影响，2022 年国际油气价格急剧上升。全年 Brent 原油均价 99 美元/桶，比 2021 年的 70.9 美元/桶上涨近 40%。

美国 Henry Hub 和欧洲 TTF 的天然气基准价和东北亚 LNG 现货价格不断刷新历史记录，最高现货价格分别达到了 9.85 美元/百万英热、91.65 美元/百万英热和 84.76 美元/百万英热，年度均价同比分别上涨 132.8%、67.8%和 82.3%。

国际天然气市场价格上涨传导至中国，LNG 进口到岸价走势出现剧烈波动。2022 年 3 月，LNG 到岸价大幅上升至全年最高价 84.76 美元/百万英热，5 月跌至全年最低 19.42 美元/百万英热，8 月又冲到年度次高峰 71.25 美元/百万英热。随后因欧洲天然气供需紧张缓解等原因，10 月后迅速回落。全年天然气现货进口均价 33.98 美元/百万英热，同比大幅上涨 81.9%。

经济增速放缓叠加高气价因素影响，我国天然气消费量增速出现罕见的负增长。

2022 年，我国天然气表观消费量约为 3663 亿方，同比下降 1.7%，工业作为主要用气行业用量下降表现较为明显。但随着社会经济活动回归常态化，天然气消费预计将出现恢复性增长。

从供应端看，国内天然气产量保持稳步增长，据国家能源局数据，2022 年国内产量超 2200 亿方，同比增长 6.0%，实现连续六年增产超百亿方。

进口气方面，据海关总署数据，2022 年我国进口天然气 1.09 亿吨，同比下降 9.9%。其中，进口管道气 4581 万吨，同比增长 8.0%，主要增量来自中俄管线；进口 LNG 6344 万吨，同比下降 19.6%。

公司不断加强海内外合作，国际气源丰富，保供能力强。

公司天然气直销业务以采购国际天然气为主。

2016 年，子公司新奥能源分别与道达尔、雪佛龙、锐进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。

公司长 协挂钩 HH/JCC/Brent 指数，价格低且相对稳定，保证了气源采购价的稳定性。

零售气价差保持稳定，直销气价大幅上涨。

2022 年，公司天然气总销售量为 362.04 亿方，同比下滑 2.7%。其中，直销气销量 35.07 亿方，同比下滑 14.9%；零售气销量 259.41 亿方，同比增长 2.7%。

2021 年起，国际气价上涨，公司积极调整采购策略，减少海外气源采购，国内气源占比由 2020 年的 5%提升至 2022 年的 82%。

灵活的采购政策叠加较强的顺价能力，使得公司零售气价差基本稳定在 0.5 元/方左右。此外，公司借助国内外天然气价差，将天然气转售至海外市场，使得直销气价差大幅上涨。

2022 年公司零售气价差为 0.48 元/方，同比小幅下滑 0.03 元/方；直销气价差 0.72 元/方，同比大幅提升 0.41 元/方。

2、中游：收购舟山 LNG 接收站 90%股权，加强储运协同能力

国内天然气供给量明显不足，供需缺口持续扩大。

我国是世界第二大天然气消费国，尽管近年来天然气产量不断提高，但当前天然气产量仍然无法满足加速增长的天然气需求，供需缺口持续扩大。

根据国家统计局数据，2022 年，我国天然 气产量突破 2200 亿方，同比增长 6.0%；天然气表观消费量为 3663 亿方，同比 下滑 1.7%，供需缺口达到 1462 亿方。能源安全关乎国家前途，我国天然气供不应求的情况亟待改善。

为弥补供需缺口，我国天然气进口量持续增长，LNG 占比不断提升。2015 年起，我国 LNG 进口量快速增长，占进口天然气比重持续上升。

2013-2022 年，我国天然气进口量由 3810 万吨上升至 1.09 亿吨，年均复合增速达到 12.4%；其中 LNG 进口量由 1803 万吨上升至 6344 万吨，年均复合增速达到 15%，占比由 47.3%提升至 58.1%。进口 LNG 量快速增长，带来对 LNG 接收站的需求高增。

LNG 接收站接收能力快速增加，利用率处于高位。

截至 2022 年 10 月，中国投 产运行的 LNG 接收站已达 24 座，年设计接收能力达到 1.1 亿吨，储罐能力达到 1398 万方。在建 LNG 接收站项目共有 34 座，其中，扩建项目 6 座，新建项目 28 座，预计投产后新增接收能力约 1.4 亿吨。

尽管 LNG 接收站接收能力快速增加，但由于中国天然气消费需求也在快速增长，加之其他供应来源增长较慢，使得 LNG 接收站利用率一直处于高位。

特别是从 2017 年开始，中国 LNG 接收站的利用率基本维持在 80%左右的水平，而全球 2020 年接收站的整体利用率仅为 38%左右。

行业参与者少，多为大型央企，市场集中度高。依据接收能力划分，中国 LNG 接收站企业可分为 2 个竞争梯队。其中，接收能力大于 1000 万吨/年的企业有国家管网、中国海油、中国石油和中国石化；其余企业的接收能力在 1000 万吨/年以下。据思亚能源的数据，截至 2021 年上半年，第二梯队的接收站能力占比已达 16%。

舟山接收站是首个国家能源局核准的由民营企业投资、建设和管理的大型 LNG 接收站。

舟山接收站位于中国沿海经济最发达地区之一的核心位置，紧靠长江口，LNG 供应可直接覆盖华东地区和长江沿线省市。接收站有三个功能性码头，集接卸储存、气液外输、分拨转运、船舶加注、过舶、应急调峰等多业务、多功能于一体，其中船舶加注功能为国内接收站首例，可为国际国内的过往船只提供 LNG 加注服务。

公司与海外巨头多次合作形成的强获源优势与舟山接收站配合，形成产业链上下游协同效应，推动贸易服务。

2021 年，通过舟山接收站进口的 LNG 已成为浙江省第二大气源，为华东地区天然气迎峰度夏、冬季保供发挥着重要作用。

三期投产后，舟山 LNG 接收站年处理能力将超 1000 万吨。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，已经浙江省发改委核准并开工建设，建成投用后接收站实际处理能力可超过 1000 万吨/年。

政策红利加码，LNG 卸载量、外输量有望持续增长。

根据 2019 年 9 月 9 日浙江省发展改革委发布的《宁波舟山LNG登陆中心建设发展规划（2019-2035年）》，舟山接收站作为 LNG 登陆中心的重要组成部分，已成为宁波舟山 LNG 登陆中心 的核心先导区之一及重点推进的“四个千万”吨级 LNG 接收基地之一。

2020 年 3 月 26 日，国务院发布了《关于支持中国（浙江）自由贸易试验区油气全产业链开放发展若干措施的批复》（国函〔2020〕32 号），明确支持打造液化天然气（LNG）接收中心，为国内天然气供应提供保障；支持制定浙江自贸试验区船用 LNG 加注管理办法和操作规范，试点开展船用 LNG 加注业务。

此外，根据浙江省政府“十四五”规划，到 2025 年，天然气发电量将达到 780 亿千瓦时，天然气消费规模达到 315 亿方。

2020-2021 年，舟山接收站处理量分别为 257/335 万吨，气化量分别为 75/188 万吨；实现气态外输收入 3.52/6.54 亿元，液态外输收入 5.39/4.26 亿元。

预计在政策的强力支持下，舟山接收站的接卸量将持续增长，带动公司中游储运业务收入和盈利能力进一步提高。

3、下游：依托政策叠加自身优势，稳步打造城燃版图

政策优化+城镇化率提升，助力公司打造城燃版图。

➢ 城镇化率持续提高，用气人口不断增长，天然气迎来广阔成长空间。

伴随着工业化的发展，城镇化是社会发展的必然方向。根据国家统计局数据，2022 年末，我国城镇人口占比已经达到 65.22%，相较 2010 年的 49.95%提升 15.27 个百分点。

根据中国社科院发布的《人口与劳动绿皮书：中国人口与劳动问题报告 No.22》预计，中国将在“十四五”期间出现城镇化由高速推进向逐步放缓的“拐点”，2035 年后进入相对稳定发展阶段，中国城镇化率峰值大概率出现在 75%至 80%。

城镇化率每提高一个百分点，每年将增加相当于 8000 万吨标煤的能源消费量。我国天然气用气人口快速增长，从 2010 年的 1.7 亿人增长至 2021 年的 4.4 亿人，年均复合增速为 9.1%。

日益提升 的城镇化率将有效刺激高效清洁的天然气的需求，带动用气人口规模不断扩大，天然气行业面临广阔的成长空间。

➢ 政策大力支持下，行业规范化健康发展。

为加速能源转型，提高天然气在我国一次能源消费结构中的比重，2017 年 6 月，国家发改委、国家能源局等 13 个部门联合发布《关于印发<加快推进天然气利用的意见>的通知》，提出 “逐步将天然气培育成为我国现代清洁能源体系的主体能源之一，到 2020 年，天然气在一次能源消费结构中的占比力争达到 10%左右，地下储气库形成有效工作气量 148 亿立方米；到 2030 年，力争将天然气在一次能源消费中的占比提高到 15%左右，地下储气库形成有效工作气量 350 亿立方米以上” 的总体目标。

2022 年 1 月，国家发改委发布《天然气管道运输价格管理办法（暂行）》和《天然气管道运输定价成本监审办法（暂行）》，进一步健全天然气管道运输定价机制，规范定价成本监审行为，加强自然垄断环节价格监管，促进天然气行业高质量发展。

公司拥有强大的下游分销能力。

2022 年，公司新接驳居民数超 200 万户，新增气、液态企业客户近 6000 家。截至 2022 年 12 月底，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 2792 万个居民用户及 22.45 万个工商用户，覆盖可接驳人口 1.33 亿人。

工商业用户占天然气零售销售气量近 80%，居民用户销售气量增长稳定。

工商业用户的天然气销售价格采取各城市建立的非居民用气销售价格联动机制，在上游门站价格变动时，公司可依据变动幅度申请非居民用户燃气销售价格调整。因此，该类型用户可以接受的售价相比居民用户较高，顺价机制相对顺畅。

公司零售气销售中，工商业用户销售气量占比较大，2022 年，工商业用户销售气量占零售销售气量的 78.5%，对应销售气量 203.75 亿方，同比增长 2.4%。

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，2022 年达到 51.51 亿方，同比增长 9.5%，销售气量占比保持在 20%左右。

4、泛能理念牵引，积极布局综合能源业务

全球能源转型背景下，氢能需求亟待释放。氢能是低碳经济的重要组成部分，虽然部分制氢过程可能产生碳排放，但未来随着绿氢的推广，氢能产业的碳排放预计将显著减少，有助于实现双碳目标。

自 2021 年 9 月以来，全球新增 10 个发布国家级氢能战略的国家，目前总数达到了 27 个。

据 IEA 预测，2021-2050 年，氢能在全球降碳行动中的累计贡献度为 6%。由于氢气具有来源丰富、质量轻且绿色低碳的性质，应用领域将从航天、军事拓展至化工及商业化领域，以氢代替传统煤发电，将进一步促进能源供需双向协同，保障能源供需安全。

我国氢能产业热度攀升，政策支持下行业发展进入快车道。

自 2016 年 6 月起，国家发改委、国家能源局明确把氢能与燃料电池创新作为新能源革命技术创新之一，随后 2019 年 3 月将氢能发展放入政府工作报告，推动加氢等基础设施。

2022 年 3 月，国家发改委发布《氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年）》，力争到 2025 年形成较为完善的氢能产业发展制度政策环境。

近 10 年来我国氢气产量保持连续增长，已成为世界第一产氢大国。

2021 年我国氢能产量达 3300 万吨，同比增长 32%。与此同时，以燃料电池为代表的下游需求强势增长，带动氢能市场规模快速扩张。

根据中国氢能联盟数据，2020 年中国氢能行业市场规模为 3000 亿元，预计至 2025 和 2035 年，氢能行业产值将分别达 1 万亿和 5 万亿的规模。

在氢能业务布局的商业布局上，随着政府将氢能划为战略之一以及各个地区的扶持政策相继出台，氢能相关的企业快速增长，于 2021 年达到 680 家，较 2020 年增长了 181 家。

当前制氢技术以化石能源制氢为主，2020 年占比达 67%。

未来，各地将结合自身资源禀赋，兼顾技术发展与经济性，因地制宜选择制氢路线。

工业副产气制氢可作为就近供气的补充来源，化石燃料重整配合 CCUS 技术作为过渡，可再生能源电解水制氢由于其纯度高、绿色环保等优势将成为大规模集中供气的主要手段。

根据中国氢能联盟数据，可再生能源电解水制氢占比将由 2020 年 3%提升至 2050 年的 70%。

公司掌握煤炭采矿权，传统能源产量稳定。

公司于 2013 年收购新能矿业 100% 及子公司 40%的股份，目前拥有其中王家塔煤矿采矿权，核定产能 800 万吨，远期产能可提升至 1000 万吨。矿区地质稳定且煤质较好，主要煤种为不粘煤，长焰煤为辅。

2022 年，公司自产煤炭 523 万吨，同比增长 33.4%，销量 524 万吨，同比增长 34.4%；自产甲醇 153 万吨，同比增长 7.7%，销量 141 万吨，同比下滑 0.7%；自产 LNG 1.55 亿方，同比下滑 4.5%，销量 1.54 亿方，同比下滑 4.3%。

泛能理念——打造用户需求为出发点的清洁能源优先的能源系统。

公司创始人王玉锁于 2010 年提出泛能理念，围绕用户需求，发展因地制宜、清洁能源有限、多能互补的一体化能源系统。

公司泛能业务主要集中在华东地区，涵盖近 16 个省市，包括海南洋浦经开区及广东东莞麻涌豪丰工业园泛能项目。根据新奥能源官网，目前公司已投运泛能项目 177 个，在建项目 40 个，降低能源消耗量达 68.32 万吨，降低二氧化碳排放量 296.73 万吨。

紧抓“双碳”机遇，加速泛能业务布局。

➢ 氢能业务方面：公司自 2011 年起承接氢能相关工程项目，经过 10 余年积累，目前已拥有成熟的氢能制取及加氢站工程项目建设经验，参与的氢能相关工程项目达到 40 余个，签约金额达 15.88 亿元（截止 2023 年 Q1），覆盖煤制氢、天然气制氢、电解水制氢等主流氢能制取路径。

公司在天然气制氢领域进行了大量技术探索，2022 年在前期技术成果基础上，启动了天然气撬装制氢装置开发，重点完成高效重整反应器和高强度催化剂，完成系统集成及控制优化设计，形成了 500kg/d 撬装天然气制氢整体解决方案。

➢ 能源应用方面：公司依托自身拥有的丰富天然气资源，瞄准固体氧化物燃料电池（SOFC）这一国内技术短板，牵头负责的科技部国家重点研发计划《固体氧化物燃料（SOFC）电池热电联供关键技术研究》取得中期阶段性突破，2022 年完成了 8kw SOFC 原理样机的技术开发、建造和性能测试。

测试结果显示，系统发电功率平均 8.89kw，发电效率达 62%，系统热电联供总效率达 90%，整体系统运行平稳，测试数据均优于科技部项目任务书要求指标。

SOFC 作为第三代先进燃料电池技术之一，具有发电效率高、燃料来源广、绿色低排放等优点。预计 2023 年，公司将完成系统试运行及性能考核验收，有望进一步提升能源利用效率。

公司依托自身在能源全场景中沉淀的产业经验和海量数据，全面推进数智化转型。

结合行业发展趋势，公司持续推进构建天然气产业数智生态平台，打造以数据驱动的“智能交易+交付”为核心的数智产品，提供多样化“能+碳+服务”产品组合，同时以“智能交易+产业积累”的最佳实践链接生态伙伴，提供多样化平台交易服务、SaaS 产品、解决方案、信息咨询、运营服务及其他衍生服务等，提高行业运营效率。

公司持续开拓外部客户，2022 年度，旗下 O2O 平台好气网实现新增注册企业用户 1542 余家，累计服务客户 8270 家，服务接收站 8 座，液化工厂 3 座，物联槽车 9000 多台，约占行业槽车运力总量的 80%以上。随着公司不断推进数智化转型，将进一步发挥天然气产业链一体化布局的协同效应，提高盈利能力和运营效率。

1、低价长协供应量提升，直销气业务有望维持高增速

公司切尼尔长协预计 2023 年交付 90 万吨，直销气量将进一步增长。

公司与美国切尼尔签订的长协于 2022 年 7 月起开始交付，2022 年共交付合约量的一半 45 万吨，预计 2023 年全年将交付 90 万吨。

此外，自 2025 年起，公司与俄罗斯 Novatek、美国 Energy Transfer、美国 Next Decade 签订的长协将陆续开始交付，直销气量将进一步增长。多个长协挂钩 HH 指数，具有明显价格优势，有望维持高盈利水平。

从历史数据看，HH 指数反映了美国国内较为宽松的天然气的供需形势，相较 Brent、TTF 和 JKM 指数具有明显的价格优势。

IHS 预测未来 HH 年平均价格将稳定在 5 美元/百万英热以下，Brent 处于下行趋势，但仍将维持 65 美元/桶以上的高位；咨询公司 Poten 指出，当油价高于 65 美元每桶时，与 HH 挂钩的 LNG 长约合同比较有竞争力。

此外，截至 6 月 20 日，TTF 及 HH 现货价分别为 12.0 美元/百万英热和 2.4 美元/百万英热，二者价差接近 10 美元/百万英热。

综合来看，未来几年与 HH 挂钩的合同仍具有价格优势，将为公司通过天然气海外转售提高直销气盈利水平创造空间。

2、下游顺价机制逐渐畅通，优质客户结构保障盈利

各地顺价政策落地，进一步保障零售气价差稳定。今年以来，内蒙古自治区、湖南省、河北省等地纷纷出台上下游顺价政策，为天然气价格上下游联动机制在全国范围内出台做好了预热准备。

➢ 3 月，内蒙古发改委提出，根据中石油天然气销售内蒙古分公司《关于 2023-2024 年天然气销售价格调整方案的报告》，2023 年 4 月 1 日-2024 年 3 月 31 日，内蒙古居民用天然气门站价在基准门站价的基础上上浮 15%。目前，国家发改委核定的内蒙古天然气基准门站价格为 1.22 元/立方米。这意味着该区天然气经营企业购气价格将增加 0.192 元/立方米；

➢ 3 月，湖南省发改委举行天然气上下游价格联动机制听证会。其初步方案为，当气源采购平均成本波动幅度达到基准门站价格 5%，适时启动气价联动机制，居民气价联动上涨幅度拟实行上限管理，非居民气价联动原则上按照气源采购平均成本，同步同额同向调整；

➢ 4 月，河北省出台《河北省 2023-2024 年采暖季天然气保供工作方案的通知》，指出如果城燃企业出现气价倒挂，政府补贴标准将根据 “综合采购成本+配气价”与居民终端销售价格的差额，即倒挂金额，给与财政补贴。

以上顺价政策将有助于将天然气终端销售价格调整到位，推动上游气价成本变动的顺利传导，有效缓解城燃企业的保供压力。公司零售气销售中，向有较强支付能力、顺价较为顺畅的工商业用户销售量占比近 80%，随着居民端顺价政策落地，公司有望充分受益各地顺价政策落地，进一步提高零售气价差和盈利水平。

3、工程安装、储运及泛能业务释放在即，一体化布局未来可期

宏观经济向好，带动天然气下游需求逐渐复苏。

2023 年一季度，全国 GDP 同 比增长 4.5%，根据国家发改委数据，1-3 月全国天然气表观消费达 975 亿立方 米，同比增长 3.1%。随着经济的进一步复苏，叠加“双碳”政策推动以及城镇化率提升，下游天然气需求将逐步恢复，带动住宅和商业用户天然气安装总体保持稳定增长。

此外，为了保障天然气安全稳定供应，国家加速推进天然气基础设施建设。

截至 2022 年底，国内天然气管道总里程约为 11.6 万公里，天然气“全国一张网”初步形成，根据《中长期油气管网规划》，预计到 2025 年中国国内天然气管道总里程将增加至 16.3 万公里，增长前景广阔，将进一步推动公司工程建造与安装业务增长。

2025 年舟山接收站处理规模将增至 1000 万吨/日，储运销协同效应有待释放。

舟山接收站地处东部沿海发达地区，背靠浙江、江苏等经济强省，根据“十四五” 规划，浙江省天然气消费量就将由 2021 年的 180 亿方提升至 2025 年的 315 亿方，年均复合增速将达到 15.02%。随着国际天然气价格逐步回归理性以及国内下游需求恢复，周边地区旺盛的天然气需求将会有力支撑舟山接收站处理量大幅回升，储运销协同效应有望进一步释放。

根据业绩承诺，新奥舟山 2023-2025 年净利润将分别达到 6.39/9.33/11.96 亿元，同比增长 82.9%/46.0%/28.2%。在“双碳”政策推动和能源转型加速的背景下，公司泛能业务发展潜力巨大。

➢ 传统能源：用电总需求韧性仍存，叠加极端天气对能源安全的挑战，煤电为经济社会发展的托底保障作用日益凸显，煤电需求预计保持增长态势。据 CCTD 预测，2023 年煤炭需求增速将恢复至 4%左右，煤炭市场供需间的结构性短缺仍将存在，刺激煤价中枢维持相对高位，进一步带动公司能源生产业务稳步增长。

➢ 氢能：国家发展改革委、国家能源局联合印发《氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年）》指出，“十四五”时期，我国将初步建立以工业副产氢和可再生能源制氢就近利用为主的氢能供应体系；燃料电池车辆保有量约 5 万辆，部署建设一批加氢站；到 2030 年，形成较为完备的氢能产业技术创新体系、清洁能源制氢及供应体系，有力支撑碳达峰目标实现。公司制氢技术成熟，截至 2022 年末参与的制氢工程项目达到 40 余个，与氢能相关的签约 金额达到 14 亿元，有望为公司打开新的成长曲线。

➢ 其他综合能源：2022 年 8 月，工信部、国家发改委、生态环境部发布《工业领域碳达峰实施方案》，提出深入推进节能降碳，鼓励企业、园区就近利用清洁能源。

增强源网荷储协调互动，推进多能高效互补利用，促进就近大规模高比例消纳可再生能源。

公司充分发挥产业链一体化布局的协同效应，利用天然气及生物质、光伏、地热等可再生能源，为客户量身定制冷、热、气、电综合能源供应及低碳智能解决方案。

截至 2022 年底，公司累计已投运综合能源项目 210 个，潜在用能规模 341 亿千瓦时；在建项目 54 个，投产后的潜在用能规模达到 76 亿千瓦时；已签约项目 1679 个，潜在用能规模超过 180 亿千瓦时，将支撑公司综合能源业务收入高速增长。

公司是天然气民企龙头，依靠收购不断完善产业链一体化布局。

通过加强国内外合作，稳定上游气源供应，有效抵御气价波动，2023 年切尼尔 90 万吨长协将带来公司直销气量显著增长；收购舟山 LNG 接收站 90%股权，进一步释放基础设施能力，充分发挥储运协同效应；下游不断拓展城燃版图，支付能力较高的工商业客户占比 80%左右，顺价机制逐渐顺畅将保障公司利润水平。

此外，公司以泛能理念为牵引，积极拓展综合能源业务，不仅布局传统的煤炭和甲烷领域，还积极拓展氢能等清洁能源业务。

在宏观经济复苏，城镇化率不断提升，以及能源转型的背景下，有望持续受益。

我们预计公司 2023-2025 年的营业收入分别为 1669.90/1940.27/2222.77 亿元，同比增长 8.2%/16.2%/14.6%；归母净利润分别为 69.87/77.10/86.98 亿元，同比增长 19.6%/10.3%/12.8%。

关键假设和预期 如下：

1) 天然气销售业务

➢ 直销气业务：公司 2022 年新签约长协合同量 530 万吨，累计长协 764 万吨。其中，与切尼尔签订的 90 万吨长协于 2022 年 7 月开始供应，与 Novatek 签订的 60 万吨长协于 2025 年开始供应。

我们假设 2023-2025 年，公司直销气销量分别为 50/70/100 亿方。价差方面，2020-2021 年公司直销气价差 分别为 0.16/0.31 元/方。

2022 年，公司将部分气源转售至海外市场，有效提高价差至 0.72 元/方，预计 2023-2025 年公司直销气价差逐渐回落，分别为 0.60/0.40/0.40 元/方。

➢ 零售气业务：随着国内经济复苏，城镇化率不断提高，公司零售气销量将稳定增长，预计 2023-2025 年，公司零售气销量分别为 285.34/313.89/345.27 亿方。

价差方面，近年来，公司减少了高价海外气源的采购比例，价差始终维持在 0.50 元/方左右。预计 2023-2025 年，公司零售气价差分别为 0.50/0.48/0.48 元/方。

2) 基础设施运营业务：

公司舟山 LNG 接收站三期项目预计于 2025 年建成投产，届时 LNG 实际接受能力有望提升至超过 1000 万吨/年。我们假设基础设施运营业务营收增速分别为 5%/10%/20%。

3) 其他成本费用：

➢ 财务费率：2020-2021 年，公司财务费率分别为 0.4%/0.4%，2022 年，由于人民币贬值，公司所属子公司持有的美元债务产生汇兑损失，导致财务费率上升至 1.9%。

预计随着人民币贬值的不利因素减弱，2023-2025 年公司的财务费率逐渐回落至 1.2%/0.6%/0.5%。

我们认为未来公司主要的风险因素在于气源获取及价格波动风险、汇率波动风险及公司安全经营风险三个方面：

气源获取及价格波动风险。

公司的天然气主要依靠国际采购和中石油、中石化、中海油的供应为主，对上游供应商的依赖性较强。若国内上游供应商供应波动或海外 LNG 发生不可抗力风险，则会对公司的经营产生不利影响。

受国内外复杂经济形势影响，天然气价格近年来波动较大，公司天然气销售价格调整幅度不及采购价格调整幅度或滞后，天然气销售价格的调整幅度不能覆盖公司在管道及非管道气销售业务中所付出的原材料、劳动力等成本的变动幅度，原材料价格波动可能会影响公司的经营业绩。

汇率波动风险。

公司目前有存续美元融资。随着人民币汇率形成机制的市场化程度不断提高，人民币的币值受国内和国际经济、政治形势和货币供求关系影响，未来人民币兑美元的汇率可能与现行汇率产生较大差异，公司可能面临一定的汇率波动风险。

公司安全经营风险。

天然气属于易燃、易爆气体，天然气的储存、配送对安全经营要求很高。尽管报告期内新奥能源没有因为储存、配送运输设备意外发生故障、员工操作不当等原因，导致发生火灾、爆炸等安全事故或者因为上述原因被有关部门要求停工、检修的情形，但未来如果由于储存、配送运输设备意外发生故障、员工操作不当或者自然灾害等原因，导致发生火灾、爆炸等安全事故，威胁生产人员的健康和安全，安监部门可能要求停工、检修，将会给生产经营带来损失，从而影响企业的日常经营。

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报告来自【远瞻智库】