国内天然气运营龙头新奥股份

新奥股份：天然气全产业链运营龙头新奥股份是新奥集团清洁能源产业链的重要组成部分，核心业务涵盖分销、贸易、储运、 生产、工程在

新奥股份：天然气全产业链运营龙头

新奥股份是新奥集团清洁能源产业链的重要组成部分，核心业务涵盖分销、贸易、储运、 生产、工程在内的天然气产业全场景，是中国目前规模最大的民营能源企业之一，致力成 为“天然气产业智能生态运营商”。

不断拓展能源业务，实现天然气全产业链一体化

新奥股份前身为河北威远实业股份有限公司，主要从事农兽药的生产与销售，1994 年于上 交所主板上市。2004 年，新奥集团收购威远实业 44.09%的股权，实现借壳上市。

能源领域持续发力，通过并购积极扩展业务范围。2011 年公司开始布局能源化工领域，收 购新能（张家港）75%和新能（蚌埠）100%股权，新增二甲醚业务；2013 年收购新能矿业 100%及新能凤凰（滕州）40%的股份，新增煤炭及甲醇业务。

2014 年更名为新奥生态控股 股份有限公司后，开始进军以 LNG 为核心的清洁能源业务，收购中海油新奥（北海）燃气 45%股权和山西沁水新奥燃气 100%股权；2015 年收购新地能源工程技术有限公司，扩展天 然气设备和技术工程服务业务；

2016 年收购 Santos10.07%的股权，成为澳大利亚第二大油 气上市公司的第一大股东。2020 年由于收购新奥能源 32.8%股权的原因，以资产置换的形 式将持有的 Santos 股权置出。

聚焦天然气产业链上下游一体化发展。2019 年公司剥离农兽药业务并于 2020 年收购香港 上市公司新奥能源（2688.HK）合计 32.80%的股权。

新奥股份聚焦天然气产业链上游，业 务涵盖天然气生产与销售及能源工程等，而新奥能源的主要业务覆盖投资建设，经营管理 燃气管道基础设施，车船用加气站及泛能站，销售与分销管道燃气、LNG 等多品类能源以 及能源贸易等下游业务。

公司通过收购新奥能源实现天然气产业链上下游一体化，定位从 “聚焦上游资源获取的天然气上游供应商”进一步延伸为“创新型的清洁能源上下游一体 化领先企业”。

股权结构较为集中

收购新奥能源前，公司的控股股东为新奥控股，持股比例 33.04%。王玉锁先生控制新奥控 股 99.925%的股权，同时直接控制新奥股份 0.16%的股权，为公司的实际控制人；

收购新奥 能源完成资产重组后，公司的控股股东变更为新奥国际，王玉锁夫妇持有其 100%的股权。 截至 2021 年年末，新奥国际直接控制公司 48.16%的股份，新奥控股的持股比例为 15.14%。 王玉锁先生仍为公司的实际控制人。

资产重组拓宽业务范围，业绩大幅提高

资产重组前后，公司业务范围与营收、毛利结构均有较大变化。从业务范围看变化，资产 重组前，公司的主要业务涵盖液化天然气的生产/销售和投资，能源技术工程服务，甲醇等 能源化工产品的生产销售与贸易以及煤炭业务；

资产重组后，公司纳入了新奥能源主营的 天然气零售、批发业务、综合能源业务、工程安装业务和燃气具销售等其他增值业务，主 营业务范畴得到拓展。

截至 2021 年末，新奥能源拥有城市燃气项目数量 252 个，可供接 驳城区人口数量为 1.24 亿。从营业收入结构看变化，2019 年能源工程及贸易行业占公司 营收比例为 59%；

2021 年天然气零售业务为公司主营收入贡献了接近一半的比例，约占 49%， 其次是天然气批发业务，收入占比为 21.3%。

从毛利结构看变化，2019 年能源工程及贸易 行业贡献了公司整体毛利的 71%；2021 年公司天然气零售的毛利占比约为 38%，其次是工 程施工与安装业务，毛利占比约为 28%。

天然气零售业务带动公司业绩大幅增长。营业收入方面，2018 年-2021 年，公司分别实现 营收 136.32、886.52、880.99 和 1160.31 亿元（2019 年数据进行了纳入新奥能源营收的调 整）。

资产重组后，公司营收大规模提升，2019 年调整后的营业收入较 2018 年同比增长 550.3%归母净利润总体也呈上升趋势，2018 年-2021 年分别实现归母净利 13.21、29.06、 21.07 和 41.02 亿元（2019 年数据进行了纳入新奥能源营收的调整）。资产重组后，2019 年归母净利相较 2018 年同比增长 119.95%。

2021 年在天然气业务量价齐升以及综合能源 业务快速增长的带动下，公司全年营收实现 1159.2 亿元，同比增长 31.58%；在天然气直销 和煤炭业务快速增长的带动下，全年实现业绩 41.02 亿元，同比增长 94.69%。

上游资源池：低成本、多元化的气源供应渠道国内外双气源渠道，气源供应稳定

公司拥有多样化气源供应渠道，主要分国内和国际两大来源。国内气源方面，新奥能源与 中石油、中石化、中海油等上游供应商建立了长期的合作关系，签订了包括西气东输、陕 京线等管道运输线的购气合同。

还通过签订照付不议、照供不误的长期供气协议锁 定气源资源。自 2003 年起，新奥能源及下属企业与中石油、中石化、中海油等公司陆续 签署了共计 24 个长期供气协议，长期供气协议的期限为 2 年至 27 年不等，协议所覆盖各年度气量总规模约为 362 亿立方米。

国际气源方面，2016 年新奥能源子公司新奥贸易陆 续与国际气源商签署了 LNG 进口长约，合约总量约 144 万吨。

其中与道达尔、锐进、雪弗 龙签订的三个液化天然气进口长约于 2018 年下半年开始陆续启动，气源供应更加多元化， 提高了公司气源供应的稳定性。采购合约价格同国际油价挂钩为主，另有小部分与美国亨 利港天然气价格挂钩。

在 2020 年完成重大资产重组后，公司继续加速海外气源渠道的拓展，分别于 2021 年 10 月到 2022 年 4 月期间完成四笔 LNG 长协的签订，除与诺瓦泰克的长约外其他三笔采购价 格均与亨利中心（Henry Hub）基准价挂钩。

2021 年 10 月公司与切尼尔能源签署了每年 90 万吨，为期 13 年的 LNG 购销协议；2022 年 1 月公司与俄罗斯诺瓦泰克公司签署了为 期 11 年，每年约 60 万吨的 LNG 长期购销协议

2022 年 3 月，新奥股份与新奥能源分别 与美国 ET LNG 签署为期 20 年，每年供应量在 180 万吨和 90 万吨的 LNG 长期购销协议；

2022 年 4 月，新奥股份子公司 ENN LNG 与 NextDecade 子公司 Rio Grande LNG 签署为期 20 年，每年供应量 150 万吨的 LNG 长约。

除长协资源外，公司也会结合实际情况和天然 气市场价格，采购海外 LNG 现货资源进行补充。聚焦非常规天然气，实现自产自销。

非常规天然气可作为燃气资源的重要补充。非常规天然气包括煤层气、页岩气等。我国页 岩气资源主要分布在四川盆地、鄂尔多斯盆地及中一下扬子地区；

煤层气资源主要集中在 东部的沁水盆地、二连盆地、海拉尔盆地，中部的鄂尔多斯盆地，西部的准噶尔盆地、塔里木盆地等。 我国非常规天然气发展迅速，产量持续增长。

据中国能源统计年鉴数据，2016-2020 年我 国煤层气产量稳步提升，2020 年煤层气产量达 102.3 亿立方米，占天然气总产量比例为 5.42%。

在先进技术和积极政策的支持下，我国非常规油气发展将进入加速阶段。据中石油 经济技术研究院预测，预计 2030 年非常规天然气产量将占到天然气总产量的一半左右。

现有液化天然气业务是气源的有效补充。公司拥有山西沁水 LNG 液化厂及重庆龙冉 LNG 液化厂两大天然气生产工厂，合计产能为 30 万吨/年。

煤层气方面，山西省煤层气资源丰富，省内共有包括沁水在内的六座煤田，除大同煤田几 乎不含煤层气外，其他煤田均拥有丰富的煤层气资源。

沁水新奥拥有两套利用煤层气生产 液化天然气的装置，其中一期工程处理能力为 15 万标准方/天，二期工程处理能力为 25 万标准方/天。

页岩气方面，公司与重庆涪陵能源实业集团有限公司共同经营重庆龙冉天然气液化厂。涪 陵页岩气田位于四川盆地，是我国最大的页岩气生产基地，截至 2015 年累计探明储量为 3805.98×108m 3，可采储量达 951.50×108 m 3。

重庆龙冉液化厂以当地充足的页岩气资源 为基础生产 LNG，可实现年产 22 万吨。 新奥能源曾是沁水新奥的销售方，但由于关联交易问题将面向新奥能源的销售比例降至零。

在新奥能源并表后，沁水新奥与新奥能源之间的关联交易的问题得到解决。目前国内天然 气对外依存度较高，同时冬季保供导致下游分销商有较强的调峰需求，尽管公司自主生产 的液化天然气总量占新奥能源采购量较小，但依然能成为新奥能源气源的一个重要补充。

多种类能源布局增厚业绩，积极布局氢能全产业链，技术储备丰富

氢能作为一种重要的绿色清洁能源，具有零排放、高能利用率、高可靠性以及利于远程控 制等优点。2019 年氢能首次写入政府工作报告，在保障国家能源安全、改善大气环境质量、 推进能源产业升级等方面具有重要意义。

据 2019 版《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》 测算，到 2030 年我国的氢气需求量将达到 3500 万吨，终端能源体系占比在 5%左右；到 2050 年氢气需求量将接近 6000 万吨，终端能源体系占比至少达到 10%。

氢能的应用范围较广，在工业、交通、建筑以及发电等领域渗透率不断提升：交通部门 脱碳：预计到 2060 年，商用车领域中燃料电池汽车占比将到达 65%。另外在船舶和短途航 空领域，燃料电池也有望大规模应用；

固碳：将碳捕捉与制氢相结合。例如北欧的绿色 甲醇计划，将可再生能源电解水制氢，然后通过其他地方碳捕捉到的二氧化碳生成绿色甲 醇；

氢能作为优秀储能介质，促进可再生能源发展：可再生能源存在着不稳定性和电网 兼容问题，氢作为能源互联媒介，可通过多余的可再生能源电解制取并储存起来，实现大 规模储能及电网系统的调峰，帮助解决新能源电力消纳问题，实现不同能源网络之间的协 同优化。

从生产原料以及生产方式上看，制氢手段主要包括煤炭、天然气等化石能源制氢以及工业 副产和电解水制氢等。目前我国氢能市场处于市场发展初期，氢气年需求量在 2200 万吨 左右，氢能作为燃料增量有限。

据中国煤炭工业协会数据，2020 年煤制氢和天然气制氢占 比分别达到 62%和 19%，工业副产氢和电解水制氢分别占 18%和 1%。预计到氢能市场发展 中期，随着氢气年需求的增长，可再生能源电解水制氢有望成为有效供氢的主体。

煤炭及能源化工业务：贡献稳定业绩增量

煤炭业务方面，公司拥有王家塔煤矿采矿权，主要业务为煤矿的开采和销售，主要产品包 括混煤和洗精煤，可用作动力煤及煤化工原材料。

产销量方面，2016-2020 年公司自产煤炭产销量均维持在 590 万吨以上；2021 年产销量水 平相对较低主要原因是煤层质量以及井下地质条件变差导致商品煤转化率和回采速度的 降低；井下事故后的停产整顿也对产量造成一定影响。

王家塔煤矿于 2019 年 5 月正式获得内蒙古自治区能源局 800 万吨生产能力核增批复，有利于优质产能的释放 和矿井经济效益的增加。

营业收入方面，2016-2018 年公司煤炭板块收入持续攀升，由 2016 年的 9.84 亿元增长至 2018 年的 31.74 亿元，2019 年和 2020 年分别受到安全事故和疫情 的影响，营收有一定回落。

能源化工板块主要包括能源化工产品的生产销售与贸易。公司能源化工产品主要为煤制甲 醇和甲醇制二甲醚。甲醇生产以煤为原料，由控股子公司新能能源开展。

新能能源一期甲 醇装置产能 60 万吨，二期 20 万吨稳定轻烃项目主装置甲醇装置产能 60 万吨，已于 2018 年 6 月底投产。二期装置投产后甲醇产量增长迅速，由 2018 年的 103.35 万吨增至 2019 年的 149.75 万吨，增幅为 45%

目前新能能源客户集中于大中型化工贸易企业，并 已逐步开拓烯烃、甲醇汽油等新兴下游客户和终端客户。能源化工贸易业务主要由全资子 公司新能（天津）开展。

产销量方面，公司近三年甲醇的产销量均维持在 140 万吨以上，其中 2021 年产销量为 142 万吨；营业收入方面，2021 年在甲醇市场整体走高的行情下，公司实现甲醇营收 27.99 亿 元，同比增长 45.6%。

中游储运池：收购新奥舟山贯通燃气全产业链供需缺口拉大带动 LNG 进口需求持续增长

我国天然气存在较大供需缺口。我国天然气产量增速低于需求增速，2011-2021 年在天然 气市场需求复合增速达 11%的情形下，国内天然气产量的复合增速仅为 7%，导致国内天然 气供需缺口不断扩大。

管网建设速度有待加快、互联互通程度不够、储气调峰能力严重不 足等问题限制了资源调配和供应保障，近年来我国天然气进口量持续走高，由 2011 年的 约 314 亿立方增至 2020 年的 1413.5 亿立方，复合增速达到 17.1%，对外依存度不断上升。

我国 LNG 进口需求持续增长。我国进口的天然气分为进口管道气和进口 LNG。由于 LNG 进口主要依靠海上船舶以液态形式运输，相较管道天然气进口具有贸易方式灵活多样、供 应较安全等优点，近年来 LNG 逐渐成为进口天然气的主要类型。

根据《BP 世界能源统计年鉴 2021》，2011 年至 2020 年我国 LNG 进口量从 168.8 亿方增 至 2020 年的 940.2 亿方，复合增速达到 21%，2017 年我国 LNG 进口量首次超过管道气进 口量。

2020 年我国 LNG 进口量占世界 LNG 进口总量的 19.3%，仅次于欧洲和日本；2021 年 前十个月，我国 LNG 累计进口量为 6445.42 万吨，已经超越日本成为全球最大的 LNG 进 口国。

国内 LNG 接收站资源具有稀缺性

LNG 接收站包括 LNG 码头和 LNG 储罐区，是我国接收进口 LNG 资源的重要中转站，也是 国内 LNG 进口的唯一通道，LNG 接收站的建设状况将直接影响我国 LNG 的供应能力。

从数量上看，根据 IGU 数据，2015-2019 年我国的 LNG 接收站数量呈稳定增长趋势。截至 2021 年 6 月末，国内 LNG 接收站数量为 22 座。

从运营主体来看，国内接收站主要由国家 管网、中海油、中石化等央企及申能股份等地方国企运营，民营企业共 3 家。其中国家管 网运营国家管网天津等 7 座 LNG 接收站。

中海油运营中海油宁波等 4 座 LNG 接收站， 中石油运营中石油如东等 3 座 LNG 接收站，中石化运营中石化天津等 2 座 LNG 接收站。 新奥舟山负责运营的舟山接收站是为数不多民营接收站。

短期内我国接收站投产数量将持续增加。在 2020 年沿海省自治区直辖市的重点投资项目中，50 万亿新基建中有规划新建或扩建接收站多达 20 余个，接收站投资规模超过 2500 亿。随着已建成接收站二期项目的不断投产，我国 LNG 的实际进口能力将不断提升。

中长期看，单个接收站的接收能力将持续增长。截至 2021 年上半年末，我国单个接收站 的平均处理能力约 403.6 万吨/年，相较于日本、欧洲等 LNG 产业起步较早的发达国家或 地区 600 万吨/年左右的平均接收能力还有较大差距。

我国 LNG 接收站分布相对分 散，运营单位集中在“三桶油”和国家管网，因此继续新建 LNG 接收站的成本会比老接收 站扩产的成本更高，接收站进一步扩产的经济效应更加显著。

未来利用率高的接收站将陆 续扩建，单个接收站的年周转能力将朝着发达国家靠拢。 据中国石化经济技术研究院预测，2020-2030 年我国进口 LNG 年均增速保持在 10%左右。

带动 LNG 接收站建设持续增长，至 2025 年我国在运行 LNG 接收站能力可满足进口需求， 国内 LNG 接收站的年接收能力将合计达 1.41 亿吨，至 2030 年国内 LNG 接收站的年接收 能力将维持在 1.48 亿吨左右。

舟山接收站资产注入，上中下游协同效应增强

新奥舟山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，LNG 加注及接收站建设和运营业务属于天然气储存环节，位于天然气产业链的中游，业务包括 液化天然气接卸、仓储、液态外输、气化加工及气化外输、管输服务等。

自新奥舟山 LNG 接收站一期项目于 2018 年 8 月接卸首船以来，截至 2021 年 10 月 13 日已累计安全迎靠 LNG 船 100 艘次，进口液化天然气 647.8 万吨。

新奥舟山将进一步促进公司一体化布局。上游进一步获取优质资源，中游充分发挥接收、 储运能力，下游进一步提升天然气分销和综合能源服务能力。 新奥舟山接收站资产的优势主要体现在处理能力强，地理位置优越以及能够加强上中下游 协同效应三个方面。

第一，舟山接收站处理能力位居同行业前列，仍存较大增长空间。截至 2021 年 6 月末， 按照年设计处理能力计算，国内 22 座接收站总处理能力为 8880 万吨/年，舟山接收站 一、二期工程合计年设计处理能力为 500 万吨，在国内市场的占比约为 6%；

根据国家能 源局于 2018 年发布的《液化天然气接收站能力核定办法》，舟山接收站一、二期工程合 计年实际处理能力有望达到 800 万吨，按该口径计算，2021 年上半年舟山接收站处理能 力利用率仅为 48%，仍存在较大开发空间。

项目投产进度方面，舟山接收站一期工程于 2018 年顺利投产，二期工程已于 2021 年 6 月 完工并进入试运行，一、二期工程合计年设计处理能力为 500 万吨，实际处理能力有望 达到 800 万吨。

三期项目计划建设 4 座 LNG 储罐及配套气化设施，并扩建一座可靠泊 18 万方 LNG 船舶的码头，计划于 2024 年建成，年处理能力扩大到 1000 万吨。

外输管道方 面，2020 年 8 月舟山接收站海底外输管道正式通气，成功接入浙江省网成为浙江省网“第 八大气源”。海域管道长度 59.3 千米，陆域管道长度 21.7 千米，具备年输气 80 亿立方米 的供气能力。

第二、接收站地理位置优越。舟山接收站所处的舟山本岛紧邻国际航道且进出航道不受限 制，有利于新增产能充分释放。

国内市场方面，舟山接收站位于长三角东部中间地带、靠 近长江出海口，紧邻浙江、江苏和上海市场，可便捷地服务华东地区并辐射长江沿岸，所 服务的区域经济发展强劲、市场需求广阔。国际市场方面，同时靠近日本和韩国，未来可 进一步开拓国际市场。

第三、有望加强产业链上中下游协同效应。公司拥有广阔的城市燃气分销市场。截至 2021 年 6 月 30 日，公司在浙江省内拥有 21 个城市燃气项目，覆盖约 1.5 万个工商业用户。

2021 年上半年公司在浙江省销售气量达 27 亿方，占浙江省 85.5 亿方消费量的 30%。新 奥股份强大的海外寻源能力与舟山接收站协同配合，既能够保证舟山接收站设施满负荷运 载与高效运转，又能帮助公司从海外进口 LNG，实现多元化气源组合，通过资源的灵活调 配来满足市场需求。

下游需求池：新奥能源为城燃核心资产

2019 年 11 月 22 日，新奥股份公告重大资产重组方案，拟通过资产置换、发行股份及支 付现金的方式收购新奥能源 32.80%股权并于 2020 年 9 月完成标的资产过户。

新奥能源是 国内规模最大的清洁能源分销商之一，拥有强大的天然气分销网络和基础设施。收购新奥 能源是公司全产业链布局的重要战略措施之一，能够夯实公司在下游的分销和综合能源服 务能力。

本节我们从我国天然气市场客观需求空间以及新奥能源包括天然气销售和综合能 源服务在内的一系列业务进行梳理分析。

我国天然气需求存在较大增量空间，回溯历史，我国天然气消费增速达到 12.4%

上世纪 90 年代中期至今，我国天然气表观消费量大幅抬升，由 1995 年的年均 172.14 亿 方提升至 2021 年的 3726 亿方，年均复合增速为 12.6%。

回溯历史，我国天然气行业经历了十年快速发展期（2004 年-2013 年）和三年发展动力不 足的时期（2014 年-2016 年），期间行业的增长经历两次催化，一次是城镇化进程加速； 第二次由煤改气政策红利拉动。

城镇化带动天然气消费量第一次增长。从城镇人口占比数据来看，改革开放以来中国城镇 化水平持续抬升的趋势清晰，但节奏上存在明显的变化点。

据国家统计局数据，1970 年至 1995 年，我国城镇化率从 17.4%缓慢升至 29%；90 年代中后期提速明显，从 1996 年的 30.5% 快速升至 2021 年的 64.72%，增幅达到 34.22 个百分点。

与城镇化增速相对应，我国天然 气占能源消费的比重也从 90 年代中后期开始加速抬升，这表明城镇化提升是带动我国天 然气消费增长的主要因素之一。

展望未来，能源结构转型下天然气需求增量空间可观

随着天然气消费量的增长，我国天然气占能源消费的比重逐步提升，但与世界整体以及部 分发达国家相比仍存在较大差距。

据 BP《世界能源统计年鉴》，2020 年世界范围内天然气 消费比例为 24.7%，其中美国为 34.1%，欧洲为 25.2%，均高于世界平均水平

我国目前 能源结构仍以煤炭为主，煤炭消费占能源消费比例高达 56.6%，天然气仅有 8.2%与发达 国家相比存在较大的提升空间。

展望未来，我国天然气需求增长主要来自以下几个方面：

两碳目标下能源结构转型加速，天然气过渡能源地位凸显。双碳目标下，能源结构 绿色转型加速。据国家能源局数据，2021 年我国可再生能源新增装机 1.34 亿千瓦，占全 国新增发电装机的 76.1%；

风电光伏的装机增速分别达到 16.63%和 20.9%，而同期火电装机 增速仅为 4.06%。截至 2021 年底，我国可再生能源发电累计装机达到 10.63 亿千瓦，占总 发电装机容量的 44.8%。

从以化石能源为主的能源体系转向可再生能源需要至少 30 年以上的较长的时间跨度。从 各类电源的出力结构上可以看出，虽然火电的装机增速明显放缓，但是 2021 年火电的发 电量占比仍高达 67%，光伏和风电的发电量贡献比例仅 11%左右。

虽然“十四五”规划纲 要给出了非化石能源占能源消费总量比重提高到 20%左右的目标，但是由于我国正处于工 业化、城镇化快速发展阶段，能源消费持续保持刚性增长态势。

我国经济结构中高耗 能产业比重较高，化石能源不太可能马上退出，同时具备清洁低碳性以及灵活性的过渡能 源的重要性日益凸显。

城镇化率仍存提升空间，带动城市燃气需求持续增长。据国际经验，欧美国家的城 镇化率基本稳定在 80%左右，日本的城镇化率更是高达 90%，2021 年我国城镇化率为 64.72%， 仅相当于美国 1930 年和日本 1965 年左右的水平

根据国务院印发的《国家人口发展规划 （2016–2030 年）》，2030 年中国常住人口城镇化率将由目前的 60%左右提升至 70%，我国 城镇化率还有较大的增长空间。持续的城镇化进程及民众对高质量生活的追求，将带动城 市燃气需求维持稳定增长。

天然气采暖需求空间大。自 2010 年以来，城镇采暖用气量随城镇居民气化率增长呈 现指数级上升态势。天然气采暖面积方面，据《中国天然气采暖(居民)需求分析》，截至 2018 年底，我国天然气采暖已覆盖全国 27 个省份。

采暖面积达到 33 亿平方米，主要包括分布 式燃气锅炉、分户式壁挂炉、热电联产集中供暖三种方式。该报告预计，到 2030 年我国 居民天然气采暖面积将达到 65 亿平方米，占全国居民采暖面积的 31.8%。

采暖用气量方面， 2018 年我国居民采暖用气量达到 273 亿立方米，占全年天然气总消费量的约 10%。据《中 国天然气采暖(居民)需求分析》估算，到 2030 年我国天然气采暖用气需求也将实现翻番， 达到 591 亿立方米。

天然气销售业务：打造全国性城燃版图，天然气零售：兼具确定性和成长性

天然气零售指将采购的天然气经过气化、调压等环节处理后，通过管网输送给终端用户。 终端用户可分为居民、工商业和汽车加气站三类公司的天然气零售业务主要由子公司新 奥能源开展。

新奥能源为全国性城市燃气分销商。2001 年开始新奥能源结合西气东输规划前瞻布局，而 后结合忠武线、中缅油气管道布局湖南、云南等内陆省份；

随着管道建设逐步向东南沿海完善以及沿海 LNG 接收站的建设，其城燃版图逐渐向沿海地区延伸。截至 2021 年末，新 奥能源的城燃项目已经覆盖全国 21 个省市及自治区，可接驳人口数量约为 1.24 亿。

对于公司零售气量稳步增长的驱动因素，我们认为可以从公司自身以及整个行业需求两个 角度探究。从公司自身看，存量项目气化率持续提升以及每年拓展的增量项目是推动公司 零售气量不断增长的重要原因。

2000-2021 年，新奥能源的城燃项目数量由 4 个增加至 252 个；存量项目的气化率也由 2010 年的 36%增长至 2021 年的 62.4%；

从行业角度看，我们 对新奥能源的零售天然气销量与全国天然气表观消费量进行均值回归，结果显示二者呈现 显著的正相关关系，解释度高达 99.6%，表明新奥能源的零售气量很大程度上受到市场需 求的影响，与市场整体天然气需求量的走势具有一致性。

用户结构方面，工商业客户占比超 70%。2021 年全年公司对工商业客户、居民用户和加气 站分别实现售气量 199、47.03 和 6.65 亿方，售气比例为 78.8%、18.6%和 2.6%。

工商业用 户的零售气量占比最高，近十年来均维持在 70%以上的水平。居民用户售气量占比同样在 逐步提升，由 2011 年的 16.1%提升至 2021 年的 18.6%。

毛差方面，近年来新奥能源毛差较为稳定，维持在 0.6 元/方左右。2021 年受到国际气价 大幅上涨的影响，2、3、4 季度上游采购价在基准门站价基础上分别上浮 5%，10%和 30-35%， 涨幅均较去年有所提升，全年毛差为 0.51 元/方，同比收窄 0.09 元/方，降幅 15%。

其他几 大城燃核心企业 2021 年毛差同样有不同程度的收窄，其中华润燃气全年毛差为 0.52 元/ 方，同比下降 0.07 元/方，降幅 11.9%；港华智慧能源全年毛差为 0.51 元/方，同比下降 0.06 元/方，降幅 10.5%。

在上游自主气源以及中游接收站的支撑下，多元化的气源结构有助于公司灵活地获取资源， 从而维持毛差的稳定。

根据新奥能源 2022 年业绩指引，2022 年全年预期毛差将维持在 0.5 元/方左右，为 2022 年的零售气营收打下坚实基础。

新奥能源三十年扩张发展打造的城燃版图为公司天然气零售业务营收的稳定增长奠定了 基础，我们从经济和环保两个角度分析公司存量项目的优势。

经济角度：公司的项目多布局在经济发达省份，天然气需求量大。据《中国天然气发展 报告（2021）》的分类，我国天然气需求大致可分为工业燃料、城镇燃气、发电和化工用 气四类，其中工业燃料和城镇燃气用气占比较大，均在 37％-38％左右。

经济发达省份往 往工商业用气需求更大，例如江苏省和广东省拥有众多的工业园区，在玻璃、陶瓷、电子 等行业中已形成较大规模用气量，2020 年江苏消费量超过 300 亿立方米。

同时较高的城 镇化率也能拉动更多的居民用气需求，四川省的天然气消费主要依赖较高的城镇气化率和 人口基数，2020 年四川省天然气消费量超过 200 亿立方米。

从全国范围看，据国家统计 局数据，2019 年全国 GDP 排名前十的省份天然气消费量达到 1448.67 亿立方米，占当年 全国天然气消费总量的 47.3%。

环保角度：天然气在绿色低碳格局中将发挥重要作用。天然气的碳排放系数为 1.6tCO2/tce，远低于石油的 2.1 和煤炭的 2.6tCO2/tce，是更加优质和清洁的燃料和化工原 料。

公司大部分项目位于大气污染防治实施重点地区，包括京津冀、河南、山东、江苏、 浙江、广东等。地方政府严格执行环保政策将进一步拉动地方的天然气需求。

城市燃气业务为传统公用事业，较难有持续高速的成长机会。在这种特殊行业属性下，拓 宽业务增长点是城燃企业持续成长的关键。

新奥能源除了存量项目带来的稳定性外，还具 备内生增长性，主要体现在外延扩张节奏加快和存量项目气化率提升两方面。

项目扩张节奏加快：早期公司的项目获取以大中型项目为主，单个项目可接驳人口数超 过 200 万的项目均在 2005 年及以前获取。随着沿线众多核心城市被分占，可获取的项目 数量在逐渐减少，获取难度在逐步增加。

公司新增项目数量自 2002 年之后经历了持续下 滑。但是在 2009-2013 年和 2016-2019 年两个时间段内，公司新增项目数量经历了两次增 长，外延扩张节奏有所加快。

2017-2020 年，行业整合加速，外延并购节奏加快：近年来频繁的价格改革使得中小型城 燃企业经营压力陡增。2017 年和 2019 年，国家发改委相继印发《关于加强配气价格监管 的指导意见》和《关于规范城镇燃气工程安装收费的指导意见》。

其中《关于加强配气价 格监管的指导意见》将核定配气价格时的投资收益率上限确定为 7%配气价格的上限管理 规则要求城燃企业在可控的范围内尽量做到成本最优，中小型城燃企业面临较大的成本压 力，加之上游供气企业的频繁调价，燃气最终销售价格的提价空间有限。

《关于规范城镇 燃气工程安装收费的指导意见》明确燃气工程安装收费标准原则上成本利润率不得超过 10%，城市燃气企业的购销差价进一步收窄。

在频繁的价格改革推动城市燃气公用事业属性逐步明晰的背景下，以新奥能源为代表的全 国性城燃巨头，无论是在资本实力还是气源渠道方面，相对中小城燃的优势愈发显著，行 业整合在中短期或将加速。

公司通过策略性联盟并购及参与地方政府的招标等方式获取新 的经营权，2021 年内获取了河南汝阳产业聚集区等 17 个城市燃气项目独家经营权。

气化率仍有抬升空间 2005 年，新奥能源判断拥有管道气源且经济发达的城市，大部份已被现有营运商覆盖，叠 加公司对投资回报率的严格要求，因而做出战略调整：减少获取新项目的数量，转为大力 提高现有项目的气化率。

借力国家城镇化率的提升，2005 至 2021 年，公司覆盖区域气化 率实现从 16.6%到 62.4%的抬升，但距离成熟项目 90%的气化率仍有较大的抬升空间。

第二，开展增值业务挖掘客户资源潜在价值。新奥能源提供的增值服务包括厨房产品、供 暖产品、安防产品及其他衍生产品与服务等。

从营收规模上看，增值服务业务是新奥能源 五大业务中营收规模最小的业务，2021 年相关营收 23.41 亿元，占营业收入的 2.5%。但是 该业务具有较高的毛利率，2020 年与 2021 年毛利率均在 70%以上。

渗透率方面，2021 年 增值服务在存量客户群的渗透率为 9%，在年内新开发客户群中的渗透率为 21%，未来公司 增值业务还有较大的增长空间和潜力。

直销业务增长迅速，上中下游协同效应优势明显

近年来广东、浙江陆续发布大用户直供政策，终端用户可自主选择气源方，为城燃企业拓 展域外大客户直供带来了更多机会。公司可以借助上中下游一体化优势带来的综合性气源 整合能力，依托政策打开新的增长空间。

直销气源结构方面，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。其中国际资源主要通过长期购销协议及现货采购的方式，向国际天然气生 产商或贸易商采购天然气；

国内资源主要进行煤制气、煤层气、散井气等资源采购，同时 也有部分通过控股、包销等方式获取 LNG 液厂资源。直销气客户主要面向国内工业、城市 燃气、电厂、交通能源等领域。

2021 年公司依托庞大的下游客户及舟山接收站为业务支点，在上中下游协同效应的支撑下， 直销气量价均实现较大突破。

气量方面，2021 年全年直销气量达到 41 亿方，是 2020 年 全年 9.42 亿方销量的 3.4 倍；毛差方面，2021 年直销气业务毛差为 0.315 元/方，2020 年的 0.157 元/方的毛差，同比增长 101%。

2022 年直销气板块有望维持较高增速。一方面，国际气价仍然维持高位运行。截至 2022 年 4 月 1 日，TTF 五月交付的期货合约价格为 114.75 欧元/兆瓦时，一年内的涨幅高达 498.59%；

另一方面，公司与美国切尼尔能源签署的每年 90 万吨的仅与亨利中心天然气价 格挂钩的 LNG 长协将于今年 7 月开始执行，这将增加公司低成本的气源供应量。

从全球天 然气现货市场看，美国 Henry Hub 价格明显低于欧洲 TTF 价格以及东北亚的 LNG 现货价 格，具有明显的成本优势。

2020 年，美国 Henry Hub 现货均价为 2.03 美元 /MMBtu， 低于欧洲 TTF 现货均价 3.18 美元 /MMBtu 以及东北亚 LNG 现货均价 3.82 美元 /MMBtu。

故与 Henry Hub 价格挂钩的长约帮助公司锁定了较低的气源成本。较高的国际 现货价格与长约锁定的低成本气源有望进一步增厚 2022 年公司直销气板块盈利。

综合能源业务：打造全新发展动能

近年来随着国家大力推进煤炭、煤电等传统能源去产能，推动能源转型，需求侧的用能需 求开始逐渐多元化，综合能源服务的市场需求不断扩大。

综合能源业务指由单一的燃气销 售变革为多品类的能源销售，由简单的满足客户燃气需求到满足客户深层次的、最终端的 用能需求，如采暖、制冷、生活热水、蒸汽等。

综合能源业务可将天然气、风、光、地源 热、生物质等多类能源，根据客户用能规律以及当地资源禀赋，因地制宜地进行匹配与调 度。

利用综合能源站集成技术，形成多个综合能源站之间的能源调配，以最优的运 行和控制策略来满足用户的能源需求，实现能效提高和排放下降。

新奥能源于 2010 年开始探索分布式能源项目，2011 年投运包括“长沙黄花机场”、“中电 雪花啤酒项目”和“新乡和浏阳工业园” 在内的三个分布式能源项目。

凭借分布式能源 项目积累的经验和客户资源优势，新奥能源逐渐开始由单一的天然气分销商向综合能源服 务商转型，着重开拓有多种能源需求的工业园区、城市区块以及公建和工业客户。

以燃气 为主导同时往燃气深度加工如发电和冷热供应的方向发展，拉动包括气、电、冷、热以及 蒸汽在内的多种能源销售。

目前，公司的综合能源业务围绕低碳园区、低碳工厂、低碳建筑和低碳交通四个方面开展。 低碳园区收入上涨迅速，储备业务充足。

2021 年公司投运低碳园区 52 个，收入达到 19.6 亿元，同比大幅增加 116%；新签约园区 261 个，用能规模达 1145 亿千瓦时；低碳工厂目 前为营收占比最大的板块。

2021 年投运低碳工厂 443 个，收入达到 36.94 亿元，同比增长 53%；低碳建筑共投运 38 个，收入达 21.51 亿元，同比增长 25%。公司积极布局换 电站业务，目前已投运充电站 17 座，在建 20 余座；已投运换电站 3 座，在建 5 座。

2018-2021 年，公司累计投运的综合能源项目从 62 个增至 150 个；综合能源销量从 28.9 亿千瓦时增至 190.65 亿千瓦时。从销量结构上看，蒸气的占比达到 79%，冷、热形式占到 19%。

项目节能减排效果显著，2021 年全年共为客户降低能源消耗量约 212 万吨，降低二 氧化碳排放量约 666.7 万吨。公司目前在建项目共 42 个，当在建以及已投运项目全 部达产后，综合能源需求量预计可以达到 360 亿千瓦时。

营业收入规模方面，2015-2021 年公司综合能源业务营业收入从不足 1 亿元快速攀升至 78.05 亿元，复合增速高达 113.2%。

毛利率方面，综合能源业务毛利率较为稳定，2021 年 毛利率为 17.49%，近三年毛利率均维持在 17%以上。

综合能源业务的快速发展使得其营收和毛利的占比逐步提升。其中营收占比从 2017 年的 0.6%上升至 2021 年的 8.4%；毛利占比由 2017 年的 0.2%提升至 2021 年的 9.7%。

2022 年公 司给出综合能源业务收入同比增长 50%的指引，随着“双碳”目标的推进，公司的综合能 源业务有望维持高速增长态势。

盈利预测我们基于以下假设，对新奥股份进行盈利预测：

天然气销售业务：天然气销售是公司业务核心，其中零售和批发业务由子公司新奥 能源开展，直销业务由新奥股份开展。

零售气方面，依托于子公司新奥能源强大的分销能 力，预计公司零售气增速将持续领先行业平均增速；直销气方面，舟山接收站产能的释放 有望强化公司海外气源的获取能力。

2022 年国际气价的持续高位运行将带来海外转 售的利润增量，我们预估 2022 年直销气板块将继续维持高增速。

工程施工与安装业务：十四五期间城镇化率将提升至 65%，这将带来新增住房接驳需 求；同时存量项目气化率仍有提升空间，每年新增居民及工商业用户接驳数有望维持平稳 增长。

综合能源业务：在两碳目标下清洁用能的需求持续增长，公司目前客户资源积累深 厚，有望凭借综合能源业务持续挖掘存量用户价值。

能源化工业务：随着煤炭业务产量的回升以及煤价的高位运行，2022 年预计煤炭板 块能够持续增厚公司业绩。

我们预计公司 2022 至 2024 年实现营业收入 1385.61、1567.44 和 1766.57 亿，同比分别增长 19.42%、13.12%以及 12.7%；实现净利润 54.2、60.33 和 66.82 亿元，同 比分别增长 32.14%、11.32%和 10.76%。