四川大决策投顾：燃气行业进入低投入高产出的成熟期

  四川大决策投顾 摘要：伴随城燃项目逐渐步入成熟期，叠加房地产周期影响，全国性城燃公司接驳数量有见顶回落的趋势，城市燃气公司的资本开支有望收缩同时，天然气上游综合成本回落，城燃公司采购成本压力或有所减轻，同时顺价工作稳步推进有望带动城燃公司毛差修复，有望推动行业经营性现金流大幅度改善。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，有望展现更强的业绩弹性！

  天燃气热效率高且单位热值成本低。综合看来天燃气的性价比优于目前主流的煤炭和石油能源。由于天燃气主要成分为甲烷，比煤炭燃烧更为充分，因此每方天燃气产热约38.98MJ远高于每千克煤炭的20.93MJ。虽燃天燃气热值逊于汽油、柴油和液化石油气，但由于天燃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。

  天燃气清洁程度高于其他能源。天燃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，天燃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，由于天燃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忽略不计。

  ①上游为天燃气勘探生产企业，或具有从海外进口天燃气资质的企业，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，能够得到海外LNG气源；

  ②中游为天燃气管输企业，负责干线输送，是将天燃气由生产/进口企业送往下游分销商或大工业用户；

  ③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燃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燃气。

  下游城燃公司业务一般来说包括接驳、销气及增值业务。接驳是为住宅和工商用户更好的提供庭院管网敷设及设施安装、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，相对来说比较稳定；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。

  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，气费持续不断的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。

  天然气大范围的应用于城市燃气、工业燃料、燃气发电及化工等多个领域。天然气作为清洁能源转型的重要桥梁，已大范围的应用于居民生活及工商业的诸多领域。受城镇化率提高、“煤改气”政策推进等因素影响，目前我国天然气消费结构已形成城镇和工业燃料用气“两超”、发电用气“一大”和化工用气“一小”的格局。从消费结构来看，2022年工业燃料用气占天然气总消费量约42%，城市燃气、发电用气和化工原料用气占天然气总消费量比重分别为33%、17%和8%。

  从能源结构来看，天然气替代需求空间广阔。我国具有“富煤贫油少气”的资源禀赋，当前一次能源消耗仍以煤炭为主，天然气在能源消费占比仍有待提升。根据BP统计数据，2021年我国天然气在一次能源消耗占比仅为9%，煤炭消耗量是其6.3倍，石油消耗量是其2.2倍，而在全世界内天然气占一次能源消耗比例已达24%。因此从能源结构来看，天然气对煤炭及石油仍有较大的替代空间。

  根据《中国天燃气发展报告2021》，2025年天燃气消费规模达到4300～4500亿方，2030年达到5500～6000亿方，中枢对应“十四五”、“十五五”天燃气消费量CAGR 6.3%、5.5%。根据《“十四五”现代能源体系规划》，2025年天燃气产量达到2300亿方以上，对应CAGR 4.0%，略慢于消费量规划增速。

  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来说比较稳定，是管道气进口增量的大多数来自。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），考虑到节能及可再次生产的能源替代趋势下，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，长协价格相对来说比较稳定，且近年来较现货有一定价格上的优势，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。

  理顺上下游价格联动机制是我国天然气价格改革的重点工作之一。2022年以来，国际天然气价格明显提升，我国LNG进口成本随之增加，理顺天然气价格联动机制对保障城燃企业合理收益的重要性不断凸显。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6月国家发改委向各省发改委发布天然气上下游价格联动相关指导意见，意在健全上下游成本疏导机制，促使天然气终端价格及时反映市场与成本变化。

  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。据金联创消息，2023年6月以来，全国多个省（区、市）出台天然气上下游价格联动机制有关政策，或优化了价格联动机制的详细的细节内容，对价格联动条件进行了一定放宽。以湖北为例，在文件中强调“非居民用气此前联动周期为半年及以上的，应逐步过渡到按季度联动，有条件的地区可按月度联动”，缩短了联动周期，并提到“依据已经生效实施的联动机制制定具体价格水平时，可以不再开展定价听证”，简化了联动流程。

  随着各地天然气上下游价格联动机制的逐渐完备，居民气顺价阻力减轻，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，样本为52个市、县）。我们统计2023年至少有52个市、县等上调居民用气价格，统计范围内第一档阶梯价格平均上调0.256元/方，平均上调幅度为9.75%；其中河北、内蒙古等省份普遍调价，我们统计河北10个地区居民气第一档阶梯价格平均上调0.391元/方，平均上调幅度为14.27%。

  经济结构转型、增速换挡的中长期趋势下，企业的经营模式也在发生转变，证券交易市场的估值模型也需要对应发生转变，市场持续下行期间，高自由现金流回报指数回撤幅度较主流指数相对占优，且多数下跌区间较万得全A 存在超额收益，体现其相对较好的稳定性。

  燃气行业高自由现金流回报特征有望逐渐显现。伴随城燃项目逐渐步入成熟期，叠加房地产周期影响，全国性城燃公司接驳数量有见顶回落的趋势，城市燃气公司的资本开支有望收缩同时，天然气上游综合成本回落，城燃公司采购成本压力或有所减轻，同时顺价工作稳步推进有望带动城燃公司毛差修复，有望推动行业经营性现金流大幅度改善。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，有望展现更强的业绩弹性，相关个股：新奥股份、中国燃气、九丰能源、蓝天燃气等。

  (分享的内容旨在为您梳理投资方向及参考学习，不构成投资建议，不作为买卖依据，您应当基于审慎原则自行参考，据此操作风险自担！）返回搜狐，查看更加多