2023年06月29日

环保及公用事业

ESSENCE

四行业深度分析

恰似火电，城燃困境反转可期

目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。

目成本端：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%。

目收入端：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。

目投资建议：

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。

目风险提示：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。

证券研究报告

投资评级领先大市-A

维持评级

首选股票目标价（元）评级

行业表现

资料来源：Wind资讯

升幅%	1M	3M	12M
相对收益	-3.6	0.8	9.1
绝对收益	-4.7	-4.6	-4.2

周喆分析师

SAC 执业证书编号：S1450521060003

zhouzhe1@essence.com.cn

邵琳琳分析师

SAC 执业证书编号：S1450513080002

shaoll@essence.com.cn

朱心怡分析师

SAC 执业证书编号：S1450523060001

zhuxy@essence.com.cn

朱昕怡联系人

zhuxy1@essence.com.cn

目内容目录

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. 4
1.1．俄乌冲突导致能源危机，2022年全球天然气价格高涨. 4
1.2．城燃购销毛差受气价上涨压制. 5
1.3．盈利模式与火电相似，城燃业绩回归正常可期， 6
2．成本端：合同内与合同外购气价格下行趋势确立. 8
2.1．城燃购气分合同内和合同外，对标煤炭长协和现货 8
2.2．合同内气价虽较去年继续上行，但气源企业已开启降价促销 10
2.3．合同外市场化天然气价格大幅下降. 11
3．收入端：居民气顺价对毛差修复贡献显著. 11
3.1．工商业气顺价及时性较强. 11
3.2．居民气顺价理想情况下有望对毛差修复贡献约0.03-0.06元/方 13
4．毛差恢复背景下，长期天然气消费量值得期待.. 15
5．投资建议.. 18
6．风险提示... 18

目图表目录

图1．美国HH、荷兰TTF、东亚JKM天然气现货价格(美元/mmbtu) 4
图2．2020-2022年我国LNG现货到岸价格走势图.. 5
图3．天然气上中下游产业链.. 5
图4．新奥能源持续经营净利润（亿元） 6
图5．华润燃气持续经营净利润（亿元） 6
图6．2019至今秦皇岛港5500动力煤平仓价（元/吨）. 7
图7．2017-2023年CCTD秦皇岛动力煤（Q5500）年度长协价变化（元/吨） 7
图8．2019至今秦港Q5500市场煤价中枢（元/吨）. 7
图9．上市火电企业 2023Q1归母净利润（亿元）及增速.. 8
图10．管制气和非管制气价格决定机制... 10
图11．市场化LNG 价格走势（元/吨） 11
图12．随州市燃气保供、节约用气倡议书. 13
图13．我国天然气消费结构（亿立方米） 14
图14．2022年各城燃上市公司零售气销售结构（亿方） 15
图15．各电源类型的平均可靠容量系数.. 16
图16．燃煤发电与燃气发电冷启动时间对比. 16
图17．1000MW煤电与气电5分钟内最大负荷变化对比. 16
表1：我国历年天然气消费量、进口量和产量(亿立方米) 4
表2：五大城燃公司天然气零售购销价差 (元/方） 6
表3：中国天然气价格改革政策. 9
表4：中石油 2022-2023管道气合同方案.. 10
表5：中石油2023-2024管道气合同方案. 10
表6：深圳市管道气销售价格表. 11
表7：部分地区非居民天然气价格顺价政策. 12
表8：部分地区地方政府和城市燃气公司发布的"节约用气倡议书" 12
表9：2023年以来部分地区已公布的居民气顺价政策. 13
表10：重点省份天然气发电"十四五"装机规划.. 17

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)

资料来源：Bloomberg，安信证券研究中心

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)

年度	国内产量	进口量	出口量	净进口量	表观消费量	对外依存度
2015	1346.1	616.70	32.7	584.00	1855.4	31.48%
2016	1368.3	752.63	34.1	718.53	2086.9	34.43%
2017	1480.3	955.47	35.5	919.97	2393.94	38.43%
2018	1601.6	1256.81	33.9	1222.91	2833.09	43.17%
2019	1761.7	1342.64	36.3	1306.34	3042.51	42.94%
2020	1925.0	1413.52	51.7	1361.82	3250.37	41.90%
2021	2075.8	1687.38	54.9	1632.48	3739.98	43.65%
2022	2177.9	1519.02	58.8	1460.22	3638.12	40.14%

资料来源：Wind，国家统计局，海关总署，安信证券研究中心

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

资料来源：《2022年中国天然气发展述评及2023年展望》（高芸等)，安信证券研究中心

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

注：橙色部分为LNG形式，以槽车方式运输：蓝色部分为PNG形式，以管网运输
资料来源：安信证券研究中心作图

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)

年份	港华燃气	华润燃气	新奥能源	昆仑能源	中国燃气
2017		0.58	0.63	0.6	0.623
2018	0.59	0.6	0.61	0.54	0.61
2019	0.59	0.58	0.59	0.53	0.605
2020	0.57	0.59	0.6	0.501	0.61
2021	0.51	0.52	0.51	0.482	0.5
2022	0.5	0.45	0.48	0.502

资料来源：各公司年报、公司官网公开演示材料，安信证券研究中心
注：中国燃气毛差为城市项目数据，不含农村煤改气，其会计年度为当年3/31至次年3/31

图4.新奥能源持续经营净利润 (亿元）

资料来源：Wind，安信证券研究中心

图5.华润燃气持续经营净利润 (亿元)

资料来源：Wind，安信证券研究中心

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6.2019至今秦皇岛港5500动力煤平仓价(元/吨）

资料来源：煤炭资源网，安信证券研究中心

图7.2017-2023年CCTD秦皇岛动力煤（Q5500）年度长协价变化 (元/吨)

资料来源：煤炭市场网，安信证券研究中心

图8.2019至今秦港Q5500市场煤价中枢（元/吨）

资料来源：煤炭市场网，安信证券研究中心

图9.上市火电企业2023Q1归母净利润（亿元）及增速

资料来源：Wind，安信证券研究中心

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

部委	发布时间	文件名称	主要内容
国家计委、国家经委、财政部、石油部	1987年10月	《关于天然气商品量管理暂行办法》	对各油、气田商品气的价格做了规定。
国家发改委	2005年12月	《关于改革天然气出厂价格形成机制及近期适当提高天然气出厂价格的通知》	将天然气出厂价格归并为两档。其中，一档天然气出厂价在国家规定的出厂基准价基础上,可在上下10%的浮动范围内由供需双方协商确定；二档天然气出厂价格在国家规定的出厂基准价基础上上浮幅度为10%，下浮幅度不限。
国家发改委	2010年5月	《关于提高国产陆上天然气出厂基准价格的通知》	各油气田(含西气东输、忠武线、陕京线、川气东送）出厂(或首站) 基准价格每千立方米均提高 230元。同时将大港、辽河和中原三个油气田一、二档出厂基准价格加权并轨，取消价格“双轨制”。扩大价格浮动幅度。国产陆上天然气一、二档气价并轨后，出厂基准价格允许浮动的幅度统一改为上浮10%，下浮不限。
国家发改委	2011年11月	《关于在广东省、广西自治区开展天然气价格形成机制改革试点的通知》	决定在广东省、广西自治区开展天然气价格形成机制改革试点。总体思路：一是将现行以成本加成为主的定价方法改为按“市场净回值” 方法定价；二是以计价基准点价格为基础，考虑天然气市场资源主体流向和管输费用，确定各省（区、市）天然气门站价格；三是天然气门站价格实行动态调整机制；四是放开页岩气、煤层气、煤制气等非常规天然气出厂价格，实行市场调节。
国家发改委	2013年6月	《关于调整天然气价格的通知》	平稳推出价格调整方案，区分存量气和增量气，增量气价格一步调整到与燃料油、液化石油气（权重分别为60%和40%）等可替代能源保持合理比价的水平；存量气价格分步调整，力争“十二五”末调整到位。
国家发改委	2014年8月	《关于调整非居民用存量天然气价格的通知》	非居民用存量气最高门站价格每千立方米提高400元。广东、广西存量气最高门站价格按与全国水平衔接的原则适当提高。居民用气门站价格不作调整。
国家发改委	2015年11月	《关于降低非居民用天然气门站价格并进一步推进价格市场化改革》	非居民用气最高门站价格每千立方米降低700元。其中，化肥用气继续维持现行优惠政策，价格水平不变。将非居民用气由最高门站价格管理改为基准门站价格管理。降低后的最高门站价格水平作为基准门站价格，供需双方可以基准门站价格为基础，在上浮 20%、下浮不限的范围内协商确定具体门站价格。
国家发改委	2017年8月	《关于核定天然气跨省管道运输价格的通知》	对中石油北京天然气管道有限公司等13家跨省管道运输企业进行了定价成本监审，并据此核定了相关管道运输价格
国家发改委	2017年8月	《关于降低非居民用天然气基准门站价格的通知》《关于调整天然气基准门站价格	非居民用气基准门站价格每千立方米降低100元。根据增值税税率调整情况，自2019年4月1日起，调整各省（区、
国家发改委	2019年3月	的通知》	市）天然气基准门站价格。指导各地进一步完善气化服务定价机制，规范定价行为，合理制定价
国家发改委	2022年5月	《关于完善进口液化天然气接收站气化服务定价机制的指导意见》	格水平。明确了气化服务价格定义及内涵,将气化服务价格由政府定价转为政府指导价，实行最高上限价格管理，鼓励“一省份一最高限价”，并明确按照“准许成本加合理收益”的方法制定最高气化服务价格。准许收益率原则上不超过8%。

资料来源：国家发改委等，安信证券研究中心

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

	2022年4月-10月		2022年11月-2023年3月
	细分目录较门站价	资源配置上浮比例比例	细分目录	较门站价上浮比例	资源配置比例
管制气	居民 5%	75%	居民	5%	55%
管制气	非居民 20%	75%	均衡1	20%	55%
非管制气	一档 40%	25%	一档均衡 2/调峰	70%	45%
	二档 60%		二档	75%
	三档 80%		三档	80%

资料来源：南方能源观察，安信证券研究中心

表5：中石油2023-2024管道气合同方案

	2023年4月-10月			2023年11月-2024年3月
	细分目录	较门站价上浮比例	资源配置比例	细分目录	较门站价上浮比例	资源配置比例
管制气	居民	15%	70%	居民	15%	55%
管制气	均衡1	20%	70%	均衡1	20%	55%
非管制气	均衡2（固定）	80%	27%	均衡2 (固定)	80%	42%
	均衡2（浮动）	挂靠JKM现货	3%	均衡2 (浮动)	挂靠JKM现货	3%
				调峰量	120%以上

资料来源：财经十一人，安信证券研究中心

图10.管制气和非管制气价格决定机制

资料来源：秦悦新能源公众号，安信证券研究中心作图

2.2.合同内气价虽较去年继续上行，但气源企业已开启降价促销

对比 2022年和2023年中石油管道气定价合同方案，我们认为主要有四方面的变化：

1）2022年居民气价较基准门站价上浮5%；2023年居民气价较基准门站价的涨幅比例进一步提升至15%;

2）在非管制气的均衡气量部分，2022年定价分为三档，淡季上浮40%、60%、80%，旺季上浮 70%、75%、80%，而 2023年均衡2统一调整为上浮80%;

3）2023年合同气量内有3%的气量挂靠JKM现货价格；

4）2022年淡季管制气资源配置比例为75%，而2023年下降为70%。

按照上述变化测算，各部分气量涨价比例的提升使得城燃企业2023年的合同气采购成本会比2022年更高。但是，根据格隆汇信息，从近期相关数据来看，气源央企在各个省份的管道气售价均有所下降，以广西南宁为例,6月中石化在南宁的管道气价格较5月下降11.3%，中石油下降7.08%，中海油下降5.8%。福建、河北和山东等地也有类似的降价情况。考虑到销气量复苏较为平缓，部分气源央企开启降价促销，涉及小部分合同内气量。展望未来，我们认为随着未来天然气供需趋于平衡，不排除合同内气价逐步下行。

2.3.合同外市场化天然气价格大幅下降

今年以来，国内市场化LNG 价格大幅回落，这也有将有效降低城燃企业合同外购气成本压力，对城燃公司来说的成本降低亦是一个积极的因素。根据Wind数据，2022年国内LNG市场价最高涨至超8000元/吨，今年年初以来持续回落，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%。

图11.市场化LNG价格走势（元/吨）

资料来源：国家统计局，Wind，安信证券研究中心

3.收入端：居民气顺价对毛差修复贡献显著

3.1.工商业气顺价及时性较强

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。从下游销售终端用户的定价机制来看，居民气价由政府价格主管部门统一定价，价格调整需履行听证程序；非居民气价则由政府价格主管部门规定最高限价，可以实行价格联动，但幅度往往低于上游调价幅度，且时效性通常也滞后于上游调价的时间节点。

以深圳市管道燃气售价为例，根据2022年7月29日深圳市发改委下发的《深圳市发展和改革委员会关于调整我市管道燃气价格与完善上下游价格联动机制的通知》，居民气按固定价格收费，但分三档执行阶梯气价，分别为3.5元/方、4元/方、5.25元/方；公福机构执行3.7元/方的固定气价；工商业用户和电厂用户则执行最高限价，实际交易价格由上下游谈判而定。

表6：深圳市管道气销售价格表

用气性质	季节	阶梯分档	户月用气量(立方米)	单价 (元/立方米)
居民居家生活和集体宿用气	夏季（5月-10 月）	第一档	0-30（含）	3.5
		第二档	30-35（含）	4
		第三档	35以上	5.25
	冬季（11月-次年4月）	第一档	0-40（含）	3.5
		第二档	40-45（含）	4
		第三档	45以上	5.25
非居民用气	学校教学和学生生活、社会福利机构等			3.7
	公用性质用户(党政军机关及其所属事业单位、医院和企业职工食堂等)			3.7
	工商业用户(最高限价)			4.39
	电厂用户(最高限价)			2.33

资料来源：深燃气2023年度第五期超短期融资券募集说明书，安信证券研究中心注：工商业及电厂管道天然气用气价格可以上表基准价格为基础上浮20%。

表7：部分地区非居民天然气价格顺价政策

时间	省份	政策名称	主要内容
2022.9	上海市	《关于本市非居民天然气用户上下游价格联动机制的通知》	非居民气执行价格联动机制，基准价格为2个月为联动周期调整。
2022.9	山东省	《关于放开液化天然气(LNG)销售价格的通知》	城镇燃气企业合同外购进的液化天然气(LNG)从综合购进价中剥离，实行“购进价+配气价”销售，高进高出、低进低出，实行上下游价格联动。
2022.9	天津市	《天津市城市燃气管网非居民天然气上下游价格联动机制实施方案(试行）》	非居民天然气销售价格根据天然气采购成本、核定的城市燃气管网配气价格以及损耗动态调整。
2022.8	广东省深圳市	《关于调整我市管道燃气价格与完善上下游价格联动机制的通知》	工商用气的基准销售价格为3.99元/立方米，电厂用户的基准配气价格为 0.1813元/立方米基准价格为基础，在上浮20%、下浮不限的范围内协商确定具体销售价格。
2022.7	湖北省武汉市	《关于修订我市非居民用管道天然气价格联动机制有关事项的通知》	当上游非居民用气源购进价格（综合加权平均采购价格）变动达到或超过每立方米0.1元时，启动价格联动机制，非居民用管道天然气销售价格作同向调整。
2022.7	甘肃省定西市	《定西市管道天然气气源采购和销售价格上下游联动机制的实施方案》	当居民气源综合加权采购价格涨跌8%（含8%）以上、非居民气源综合加权采购价格涨跌5%（含5%）以上时，适时启动价格联动机制，天然气终端销售价格根据价格联动机制同向调整。
2022.2	四川省雅安市	《关于市级定价天然气企业非居民用气上下游价格联动机制的通知》	当上游天然气价格变化时，根据联动周期内实际单位平均购气价格变化情况，终端用户非居民用气销售价格同向调整。联动周期为三个月。

资料来源：各省发改委，安信证券研究中心

2021-2022年，受上游气价上涨后，不少地区已经较为及时地完成了非居民用气的顺价，但是北方地区冬季燃气价格的矛盾依然突出，主要体现在居民气供应不足时，增量气采购价格与销售价格倒挂，城燃企业不得不承担此部分气源涨价增加的采购成本。从部分地区地方政府和城市燃气公司2022年发布的“节约用气倡议书"中，我们可以看到合同气量供应不足和采销价差倒挂的情况。譬如，湖北省随州市、阳新县、安徽宿州、池州陆续发布"节约用气倡议书”，提出2022年合同气量下降明显，市场化采购气价成本高。

表8：部分地区地方政府和城市燃气公司发布的“节约用气倡议书”

发布单位	间	发布时	主要内容
湖北阳新县		2022年	三月底，上游气源单位提供给公司2022年4月至10月的合同总量仅为去年同期总量的89%，存在气源缺口高达400 万方，我公司需额外向市场高价采购LNG（目前价格约6.30元/方）作为补充气源，导致购销成本严重倒挂，综合
华川天然气有限公司	4月9日		采购成本较 2021年涨幅在1.0元/方左右。
随州市住建	2022年		4月份全国天然气门站供应价格进行了大幅度的上调，天然气管道气源综合采购单价涨幅达20%-80%，且有价无市，
局、发改委、	5月18		呈现量降价升的趋势。
中国燃气	日
池州港华燃	2022年
气有限公司	9月20 日		自 2022年3月以来，天然气供应持续紧张，价格暴涨，天然气市场出现了“淡季不淡”的现象。
			近两年天然气供应局势出现价高量缺的紧迫局面。特别是近期，中石油扣减20%合同量。今年冬季预计每日需求量
安徽宿州皖能天然气有	2022年		可达6.5万方，但今年中石油气源冬季合同量仅有1.5万方/日，且三年未变，缺口较大，合同不足部分依靠采购高
限公司	10月18 日		价管道气或者LNG补充，LNG 平均采购价格突破6元/方，非常规资源如LNG价格还在不断飙升，冬季天然气保障供应形势异常严峻。

资料来源：各地方政府网站、公司官方公众号，安信证券研究中心

图12.随州市燃气保供、节约用气倡议书

资料来源：随州市政府，中国燃气，安信证券研究中心

3.2.居民气顺价理想情况下有望对毛差修复贡献约0.03-0.06元/方

相较于非居民气比较及时的顺价，居民气顺价从2023年开始逐步启动。3月30日，内蒙古自治区发改委发布《关于调整居民和非居民用管道天然气销售价格的通知》，启动销售价格联动机制，其中居民用气终端销售价格上调比例超过15%，非居民端价格各地按照联动机制上调。例如，呼和浩特市的居民销售气价由2022/23年供暖季的2.12元/方上调至2.252元/方，实现居民端完全顺价。除内蒙古外，近日，南京、石家庄、重庆等地也落地了居民气价顺价机制。其中，南京自7月1日起居民用气第一、二、三档销售价格分别上调0.30元/方、0.36元/方、0.42元/方，分别调整为3.03元/方、3.64元/方、4.24元/方；石家庄将居民用气第一阶梯价格上调了0.37元/方，调整为3.15元/方，第二、三阶梯价格分别按照第一阶梯价格的1.15倍、1.35倍上调；重庆市居民用气一、二、三阶梯最高销售价格分别由现行每立方米2.039元、2.209元、2.559元调整为2.196元、2.366元、2.716元。

表9：2023年以来部分地区已公布的居民气顺价政策

时间	省份	政策名称	主要内容
2023. 3.21	吉林省吉林市	《吉林市城镇管道天然气上下游价格联动办法》	居民天然气销售价格联动周期不少于一个年度，在一个周期内，保持配气价格不变的前提下，当综合购进价格累计变动达到或超过基期水平5%时，居民生活用天然气在基础销售价格(即第一阶梯销售价格)的基础上核加（减)联动价格。各阶梯销售价格按国家和省规定 1:1.2:1.5确定。周期内天然气综合购进价格累计变动未达到基期水平5%时，变动幅度持续累计计算，当达到
2023.3.31	内蒙古自治区	《内蒙古自治区发展和改革委员会关于调整居民和非居民用管道天然气销售价格的通知》	或超过基期水平5%时，启动联动机制。根据中石油天然气销售内蒙古分公司《调整方案》规定， 2023年4月1日-2024年3月31日我区居民用天然气门站在基准门站价格的基础上上浮15%;对区内短途管道供应的非居民用天然气终端销售价格实行统一调整。
2023.4.19	海南省三亚市	《三亚市发展和改革委员会关于启动联动机制调整管道燃气非居民销售价格的通知》	非居民用气配气价格保持1.66元/立方米不变，非居民用气销售价格由4.12元/立方米调整为4.31元/立方米。居民用气第三档阶梯销售价格由4.10元/立方米调整为4.30元/立方米。
2023.4.20	河北省石家庄市	《天然气价格公告》	将居民管道天然气销售价格上调0.37元/立方米。第一、第二、第三阶梯价格按照1:1.15:1.35的比价关系进行调整。
2023. 4.27	安徽省黄山市	《黄山市非居民管道天然气价格联动机制实施方案》	非居民管道天然气(通过城市配气管网输送的天然气)实行上下游价格联动，终端销售价格根据气源综合采购价格变化情况同向调整
2023.5.10	福建省福州市	《福州市管道天然气价格联动机制》	非居民用气销售价格原则上按3个月为一个联动调整周期。当周期内综合购气价格变动幅度达到5%时，原则上非居民用户天然气终端销售价格与天然气购气价格联动调整。
2023.5.22	贵州省	《省发展改革委关于联动调整居民用气价格及有关事项的通知》	自2023年6月1日起至2024年3月31日，将省级定价的贵阳市城区及与其共用同一配气管网区域居民用气价格上调0.15元/立方米居民天然气一、二、三阶梯最高销售价格分别由现行每
2023.5.26	重庆市	《重庆市发展和改革委员会关于 2023年非采暖季中心城区天然气销售价格的通知》	立方米2.039元、2.209元、2.559元调整为2.196元、 2.366元、2.716元；执行居民类用气价格的学校、养老福利机构和部队食堂用气最高销售价格由现行每立方米 2.089元调整为2.246元；低保用户和特困人员生活用气最高销售价格本次暂不作调整，仍按现行每立方米 1.96 元执行。
2023.6.15	江苏省南京市	《关于调整居民用管道天然气销售价格有关事项的通知》	自7月1日起，居民用气第一、二、三档销售价格价差比例保持1：1.2：1.4不变，阶梯气量、计量缴费周期等政策保持不变。居民用气第一、二、三档销售价格分别调整为3.03元/立方米、3.64元/立方米、4.24元/立方米，分别上调0.30元/立方米、0.36元/立方米、0.42 元/立方米

资料来源：各省发改委，安信证券研究中心

图13.我国天然气消费结构 (亿立方米)

资料来源：《中国天然气市场发展2022年回顾与2023年展望》（沈鑫等），安信证券研究中心

图14.2022年各城燃上市公司零售气销售结构(亿方）

资料来源：各城燃上市公司年报、官网业绩发布会资料，安信证券研究中心注：上述数据剔除了分销和批发气量

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，参考新奥能源居民气量占比，若考虑居民气在整体零售气中占比约20%测算，居民气顺价有望对城燃公司整体气价/毛差增加0.03-0.06元/方，较当前毛差水平有明显提升，有望对城燃企业的经营业绩起到较好的修复作用。

4.毛差恢复背景下，天然气消费量长期值得期待

天然气下游用气需求主要由工商业用气、居民用气、天然气发电三部分构成，其中居民用气量相对稳定，但后续随着用气人口增加以及城燃市场持续下沉，天然气管网覆盖范围有望进一步扩大，根据2022年7月住建部发布的《“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%，城镇管道燃气普及率将持续提高。同时，在2023年在疫情影响消除背景下，经济复苏预期下未来工商业用气量有望向好。从长期来看，中国天然气市场仍有成长性，在双碳目标顶层政策约束下，天然气作为当前最为清洁的低碳化石能源和由“高碳至无碳”的过渡能源，未来15年内依然具备较大的发展潜力，中国天然气市场有望实现触底反弹。根据《2022年中国天然气市场供需预测及未来发展趋势分析》预计2025年，中国天然气市场需求量在4200亿立方米左右，天然气在一次能源消费中的占比将超过10%，2035年达到15%以上。

电力保供及调峰需求下，天然气发电投产进度持续加快，有望进一步提升天然气需求。一方面，自2021年下半年以来我国连续两年出现限电现象，2021年受高煤价下火电企业发电意愿减弱以及能耗双控指标完成情况不佳影响，2021年下半年，广东、江苏、云南、四川、内蒙古、吉林等多省实施有序用电、临时停电、拉闸限电等措施；2022年受罕见高温影响，用电需求提升叠加汛期来水不佳，我国部分区域再次出现限电现象。限电背景下自2021 年四季度以来，国家与各地政府更加意识到电力能源保供的重要性，为杜绝拉闸限电现象的再次发生，国家与各省能源保供相关政策频发。

另一方面，随着新能源装机大规模投产，我国电力调峰需求提升。由于风电、光伏发电具有波动性、间歇性等弊端，需要火电等输出稳定的常规机组提供大量调峰、调频、备用等辅助服务。包括煤电、气电在内的火电可与新能源发电相结合实现多能互补，在电网灵活性调峰中发挥重要作用。天然气发电具备启停灵活、爬坡速率快等优势，可以有效且迅速的调节出力水平，可用于电网调峰。根据GE Gas Power 测算的不同电源类型的可靠容量系数对比，气电是除核电外第二可靠的调峰电源。相比于煤电，气电的响应速度更快、负荷变化能力更强，《天然气发电在中国能源转型期的定位与发展路径建议》（单彤文）一文中指出，燃煤电厂的冷启动时间为10小时以上，而单循环燃气电厂的启动只需几分钟；同时，气电机组在短时间内的最大负荷变化也远高于煤电机组。

图15.各电源类型的平均可靠容量系数

资料来源：GEGasPower《加速天然气发电增长，迈向零碳未来》，安信证券研究中心

图16.燃煤发电与燃气发电冷启动时间对比

资料来源：《天然气发电在中国能源转型期的定位与发展路径建议》（单彤文），安信证券研究中心

图17.1000MW煤电与气电5分钟内最大负荷变化对比

资料来源：天然气发电在中国能源转型期的定位与发展路径建议》（单彤文），安信证券研究中心

天然气发电清洁高效且灵活性高，“十四五”期间发展前景广阔，带来大量新增天然气需求。从短期看，根据《中国天然气市场发展2022年回顾与2023年展望》，初步统计2023年将有18座燃气发电厂陆续建成，总装机容量为1592万千瓦其中广东省最多，计划建成14座，总装机容量为1173万千瓦；四川2座，总装机容量为220万千瓦；山东、湖南各1座，总装机容量分别为101万千瓦和98万千瓦。由于部分燃气装机预计将在 2023年年底建成，当年难以投入使用，预计气电新增天然气需求量为40亿-50亿立方米。

从长期来看，部分省份已积极出台天然气发电“十四五”装机规划，将带来用气需求的持续增长。从装机规划看，“十四五”期间东部经济发达地区与川渝等产气省份气电投资建设意愿较强。东部经济发达地区整体用电量较大，保供与调峰需求较强，因此气电作为基荷电源之一受重视程度高。其中，广东作为我国经济与能源消费大省，目标在“十四五”期间新增天然气发电装机容量约3600万千瓦，到2025年末广东省气电装机有望达到6280万千瓦，较 2020 年底增长134.3%。同时其他沿海发达省份也陆续发布了“十四五”期间天然气发电装机目标。例如，2022年5月浙江省在《浙江省能源发展“十四五”规划》中提出发挥气电过渡支撑作用，“十四五”期间新增气电装机700万千瓦以上，到2025年气电装机达到1956万千瓦，气电发电量占省内发电量比重提高到19%以上；2022年6月，山东省强调有序推动燃气机组项目建设，到2025年，燃气机组装机达到800万千瓦；《上海市能源发展“十四五”规划》中提出，部分区域将从煤气并重逐步转向全部为气电，到十四五末气电规模达1250 万千瓦。综合来看，“十四五”期间，仅广东、四川、重庆、浙江、上海五省合计规划新增的气电装机规模就超过5560万千瓦，相比2020年底全国在运的9802万千瓦增长将超57%。后续随着其他省份规划的出台，“十四五”期间天然气发电有望迎来大发展，气电投产加速有望成为天然气需求持续增长的重要驱动因素。

表10：重点省份天然气发电“十四五”装机规划

省份	发布时间	文件名称	主要内容	新增气电装机（万千瓦）	2025年末气电装机目标 (万千瓦)
广东	2022.4	《广东省能源发展"十四五"规划》	预计到2025年广东省天然气消费量将达到480 亿立方米以上，目标在"十四五"期间新增天然气发电装机容量约 3600 万千瓦，到 2025 年末广东省气电装机有望达到6280万千瓦。	3600	6280
四川	2022.5	《四川省“十四五"电力发展规划》	优化火电结构，不再新核准建设煤电项目。在负荷中心附近和气源地附近布局一批燃气发电项目，进一步提高电网调峰能力。新增天然气发电装机超过600 万千瓦。预计到 2025年，四川火电装机将从2020年的1596万千瓦增长至2500 万千瓦，占全省发电总装机比重约为16.4%。	600	1
重庆	2022.6	《重庆市能源发展"十四五”规划（2021— 2025年)》	统筹"调峰、保供"双重需求，有序推进天然气发电发展，研究指标落后、服役期满煤电机组转为燃气发电机组的可行性，新增气电装机容量 500 万千瓦。规划储备燃气发电项目超过600 万千瓦。通过"强非化、扩气电、稳煤电、增外电"做好以	500	/
浙江	2022.5	《浙江省能源发展"十四五"规划》	电力供应为重点的能源保障。发挥气电过渡支撑作用，到2025年，气电发电量占省内发电量比重提高到19%以上。依托LNG接收站、天然气干线等，在负荷中心建设高效燃机项目，因地制宜推广天然气分布式能源，储备应急调峰机组, 新增装机700万千瓦以上。到2025年，气电装机达到1956万千瓦。	700	1956
上海	2022.5	《上海市能源发展"十四五"规划》	加快燃机自主化建设、气电向调峰和适度电量支撑转变。推进重燃重大专项建设,配合上海 LNG 站线扩建项目再建设约160万千瓦燃机。结合城市重点区域开发，选择冷、热、电负荷较为集中的项目推广天然气分布式供能。到2025 年,全市天然气发电机组达到1250万千瓦。	>160	1250
山东	2022.6	《山东省电力发展“十四五"规划》	有序推动燃气机组项目建设。在济南、青岛、烟台、泰安等负荷中心、LNG 接收站周边和天然气管道沿线城市，重点布局重型燃气机组项目。在工业园区、产业集聚区等供热需求稳定的区域，合理布局分布式燃气机组项目。在鲁北盐碱滩涂地等可再生能源开发基地，积极发展"风光燃储一体化"项目。到2025年,燃气机组装机达到800 万千瓦。		800

资料来源：各省份人民政府官网，各省份能源局，安信证券研究中心

5.投资建议

随着天然气采购成本回落和居民气逐步实现顺价，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。与火电相似，我们看好城燃板块的困境反转，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】，也建议关注行业内优质燃气公司【九丰能源】【佛燃能源】【新天然气】【天壕环境】等。

【新奥股份】公司为国内燃气行业龙头，具备天然气上中下游完整产业链，上游供气来源多样化，中游拥有舟山LNG 接收站，下游城燃业务全国性布局。城燃板块，2023年气价回落叠加疫情影响消除，公司城燃业务预期向好。气量方面，根据Wind数据，2023年1-5月我国天然气表观消费量同比增长4.24%,公司作为全国城燃龙头，下游城燃业务销气量增速高于全国均值。气价方面，气价回落背景下零售气毛差有望提升，城燃板块盈利向好。综合能源服务板块，公司深挖数十年积累的优质客户资源，从燃气积极拓展低碳工厂、低碳园区、低碳建筑、低碳交通领域的综合能源服务，对公司业绩产生积极贡献。LNG 接收站板块，公司作为国内具有国际贸易能力的天然气龙头，以舟山LNG 为依托，与海外LNG 供应商密集签署长协，锁定低价气源，带来国际贸易机会。随着海外气价回落以及国内天然气市场需求拉动，舟山接收站处理量有望回升。

【蓝天燃气】公司为河南天然气长输管网稀缺标的，根据公司招股说明书，公司拥有豫南支线、南驻支线、博薛支线三条高压天然气长输管道，年设计输气能力合计25.7亿方。2022年以来天然气价格大幅上涨，“三桶油”压缩给下游城燃企业的低价合同气量，由于合同外气量需要进行市场化拍卖，市场化天然气价格呈现“量增价涨”的局面。除气源企业外，中游长输管网环节截留部分价差，尽享涨价红利，带来业绩弹性。此外，公司加速下游城燃并购，2022年先后收购麟觉能源、万发能源和长葛蓝天，打造长输管网和城市燃气一体化布局，实现在气价波动下的业绩稳定性。同时，公司具有高分红传统，2020年、2021年、2022年，公司股息支付率分别高达69.5%、55%、83.55%，2022年度股息率超7%。

6.风险提示

1）居民气顺价政策推进不及预期：

居民气价顺价对城燃企业毛差影响较大，目前部分地区已提出明确的顺价政策，但大部分地区仍未实现居民气顺价。若后续居民气顺价不及预期，在今年中石油居民气价持续上浮背景下当地城燃企业毛差可能被进一步压缩。

2）上游天然气价格大幅反弹：

今年以来海外天然气价格回落明显，但后续若天然气价大幅反弹，城燃企业采购成本可能将会进一步提升，对业绩造成较大影响。

3）下游用气需求不及预期风险：

城燃企业下游主要为工商业用户和居民用户，若经济复苏不及预期，下游工商业用户用气需求不及预期，可能将对城燃企业业绩造成一定影响。

目行业评级体系

收益评级：

领先大市 —— 未来6个月的投资收益率领先沪深300 指数 10%及以上;

同步大市——未来6个月的投资收益率与沪深300 指数的变动幅度相差-10%至10%；

落后大市——未来6个月的投资收益率落后沪深 300 指数10%及以上;

风险评级：

A——正常风险，未来6个月的投资收益率的波动小于等于沪深300 指数波动；

B——较高风险，未来6个月的投资收益率的波动大于沪深 300 指数波动；

目分析师声明

本报告署名分析师声明，本人具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格，勤勉尽责、诚实守信。本人对本报告的内容和观点负责，保证信息来源合法合规、研究方法专业审慎、研究观点独立公正、分析结论具有合理依据，特此声明。

国本公司具备证券投资咨询业务资格的说明

安信证券股份有限公司（以下简称“本公司"）经中国证券监督管理委员会核准，取得证券投资咨询业务许可。本公司及其投资咨询人员可以为证券投资人或客户提供证券投资分析、预测或者建议等直接或间接的有偿咨询服务。发布证券研究报告，是证券投资咨询业务的一种基本形式，本公司可以对证券及证券相关产品的价值、市场走势或者相关影响因素进行分析，形成证券估值、投资评级等投资分析意见，制作证券研究报告，并向本公司的客户发布。

目免责声明

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