（报告出品方/分析师：申港证券 曹旭特 赵飞）
1. 国内稀缺的天然气上下游一体化龙头
1.1 重组完成后的产业链一体化企业
公司背靠新奥集团，是清洁能源产业链的重要组成部分。
成立以来长期致力于海外 天然气和煤基清洁能源等资源的开发，2020 年，通过收购新奥能源 32.8%的股权完成资产重组，获得下游城市燃气、能源贸易等业务，具备天然气上下游一体化能 力，成为国内规模最大的民营能源企业之一。
公司在借壳上市以后，不断通过并购扩大业务规模和业务领域。
煤化工领域方面。
2011 年-2013 年，通过收购新能（张家港）75%和新能（蚌埠）100%股权、新能 矿业 100%及新能凤凰（滕州）40%的股份，公司先后新增二甲醚、煤炭及甲醇业 务；清洁能源领域方面，2014-2016，通过收购中海油新奥（北海）燃气 45%股权 和山西沁水新奥燃气 100%股权、Santos10.07%的股权，公司先后新增煤层气、 LNG 等清洁能源业务。
在业务扩张的同时，公司先后于 2019 年出售农兽药业务， 2020 年出售煤制二甲醚业务，逐步剥离无关业务，进一步聚焦清洁能源产业链。
1.2 公司主营业务和盈利表现突出
从主营业务来看，2020 年完成资产重组以后，公司各业务占比变化较大。从 2019 年来看，贸易业务、能源工程、化工行业、煤炭行业占比接近 90%。到了 2021 年， 天然气零售和批发合计占比达到 70%，其他业务占比大幅下滑，并且相对分散。
主要由于新奥能源主营天然气零售、批发业务、综合能源业务、工程安装业务和燃气 具销售等偏下游业务，整体体量较大，与公司的偏上游的业务形成互补，重组后可 以更好的发挥产业链协同效应。
从营业收入来看，2017-2019 年，CAGR 高达 16%。
经过重组以后，到了 2021 年， 公司全年实现营收 1160.3 亿元，同比增长 31.7%，主要是由于公司主营产品销量 提升，全年天然气总销气量 372 亿方，同比+22%，其中直销气销气量 41 亿方，同比+336%，综合能源业务收入达 87.3 亿元，同比增加 53%。同时，煤价大幅上涨 也带动煤炭板块收入提升 43.3%。
从归母净利润来看，2017-2019 年，CAGR 高达 38%，主要由于 2018 年甲醇、农 药产品价格上涨明显，另外，联营企业 Santos 以及新能凤凰业绩提升为公司带来 较高的投资受益。
经过重组以后，2021 年，公司全年实现归母净利润 41 亿元，同 比增长 94.67%.主要是 2021 年公司直销气销气量大涨，带动天然气业务利润提升 明显，同时，综合能源业务毛利同比增加 44%，其他板块表现也较为亮眼，带动整 体利润向好。
毛利率来看，过去 3 年公司毛利率和净利率相对平稳，其中 2021 年毛利率为 16.74%，同比下降 1.78 %；2021 年净利率为 9.08%，同比小幅提升 0.19%。主要是由于 2021 年全球 LNG 价格明显上涨，使得占公司营收较大的天然气批发和零 售业务成本增加，拖累整体毛利率出现下滑。
2. 能源转型提振需求 天然气行业长期景气
2.1 天然气发展符合双碳战略
在“碳达峰”“碳中和” 目标背景下，全球能源结构加快向清洁化、低碳化、多元化转型，煤炭、石油消费量将逐步下滑，而天然气将成为中长期重点发展的化石能源。
根据 BP 数据，过去 10 年，天然气使用量迅速增长，占能源需求增长总量的近三分之一，超过任何其他化石燃料。2020 年，全球一次能源消费中，石油、煤炭占比分别为 31.2%、 27.2%，而天然气的份额提升至 24.7%的历史新高，未来仍然有较大的提升空间。
一方面，尽管可再生能源发展速度较快，但是太阳能、风能等能源面临开发成本偏高、供应不稳定等问题，因此可再生能源（含生物燃料，但不包括水电）的份额仍然相对较低，2020 年占比仅为 5.7%，在未来相当长的一段时间，化石能源仍然占据主导地位。
另一方面，化石能源内部也存在差异，天然气的单位热值碳排放相对较低。
根据 IPCC 国家温室气体清单指南，煤炭、石油、天然气作为固定源时 CO2 排放系 数分别为 94 600 kg/TJ、 77 400 kg/TJ、 56 100 kg/TJ，产生相同热值时，天 然气燃烧时的 CO2 排放量约为煤炭和原油的 60%和 75%。同等热值下，煤炭、 石油、天然气比价为 1：7：3，使用天然气也更为经济和环保。
对于中国而言，2020 年 9 月 22 日，我国宣布将增加自主减排贡献，力争二氧化碳 （CO2）排放 2030 年前达到峰值，2060 年前实现碳中和。碳中和战略将深刻改变我国能源的消费结构，加快向绿色低碳能源转型的步伐。具体来看，我国碳中和 目标的实现大体可以分为以下 4 个阶段：
2020—2030 年，能源消费及碳总量达峰阶段，此阶段内煤炭、石油等高碳能源 消费相继达峰并开始缓慢下降，天然气发挥其低碳、清洁、灵活的作用，保持较 快增长，可再生能源高速增长。
2030—2035 年，能源消费总量平台振荡、碳排放总量波动下行阶段。此阶段内 煤炭、石油消费加速下降，天然气与可再生能源充分融合发展，消费需求小幅增 长并趋于峰值，可再生能源发展进一步提速，成为主体能源之一。总体能源消费 量缓慢下降，天然气需求量在 2035 年左右达峰。
2035—2050 年，能源消费总量缓慢下降、碳排放总量线性高速下降阶段。此阶 段内煤炭和石油消费迅速下降，退出主体能源的历史舞台，天然气与可再生能源 充分融合，利用重点由终端燃料转向发电，消费量在峰值水平上小幅下降。非化 石能源以指数级增长，在气电、储能等技术支撑下树立核心地位，成为绝对的主 体能源。
2050—2060 年，能源消费总量持续下降、CO2 实现净零排放阶段。此阶段内煤 炭和石油基本退出，天然气通过气电联合、碳捕集等技术仍然发挥对可再生能源 的支撑保障作用，通过加大非 CO2 温室气体减排力度，加强碳汇吸收、碳捕集 与利用等技术的研发与应用，实现全部温室气体净零排放。
2020—2030 年，能源消费及碳总量达峰阶段，此阶段内煤炭、石油等高碳能源 消费相继达峰并开始缓慢下降，天然气发挥其低碳、清洁、灵活的作用，保持较 快增长，可再生能源高速增长。
2030—2035 年，能源消费总量平台振荡、碳排放总量波动下行阶段。此阶段内 煤炭、石油消费加速下降，天然气与可再生能源充分融合发展，消费需求小幅增 长并趋于峰值，可再生能源发展进一步提速，成为主体能源之一。总体能源消费 量缓慢下降，天然气需求量在 2035 年左右达峰。
2035—2050 年，能源消费总量缓慢下降、碳排放总量线性高速下降阶段。此阶 段内煤炭和石油消费迅速下降，退出主体能源的历史舞台，天然气与可再生能源 充分融合，利用重点由终端燃料转向发电，消费量在峰值水平上小幅下降。非化 石能源以指数级增长，在气电、储能等技术支撑下树立核心地位，成为绝对的主 体能源。
2050—2060 年，能源消费总量持续下降、CO2 实现净零排放阶段。此阶段内煤 炭和石油基本退出，天然气通过气电联合、碳捕集等技术仍然发挥对可再生能源 的支撑保障作用，通过加大非 CO2 温室气体减排力度，加强碳汇吸收、碳捕集 与利用等技术的研发与应用，实现全部温室气体净零排放。
从国内来看，煤改气等政策推动国内天然气需求前景持续向好。
为了推动天然气行 业的发展，十三五期间，国家相继出台《能源生产和消费革命战略（2016-2030）》 《能源发展“十三五规划”》《关于促进天然气稳定发展的若干意见》等政策，提出 2030 年天然气在一次能源消费结构中的占比达 15%的具体目标。同时，在《大气 污染防治行动计划》《打赢蓝天保卫战三年行动计划》等政策的推动下，“煤改气” 专项行动持续进行，进一步推动天然气需求快速增长。
2021 年，我国天然气年消费 3700 亿立方米。2010-2021 年十年间，我国天然气 消费量年复合增长 11%，增幅远高于全球平均水平。其中 2017 年“煤改气” 进 入全面实施阶段，全国天然气消费连续两年保持 15%左右的高速增长，这也带动 天然气在能源消费中的占比在 2021 年超过 8%，但仍远低于全球平均水平，未来 增长空间巨大。
从下游消费结构来看，城市燃气、工业燃料、发电用气以及化工用气是其主要应用领域。2020 年，城市燃气板块的天然气消费量高达 38%，其次是工业燃料和发电用气。
未来，受“煤改气” 政策的推动、供给侧改革、社会用电需求增长等政策导向和经济驱动的多重因素影响，我国城镇居民、工业及发电用天然气的需求有望维持增长态势。
未来，国内天然气管网建设进程有望加快，天然气管网、接收站、储气库等基础设施互联互通工作推动管网输送能力提升，进一步支撑天然气发展。
根据中国石油经 济技术研究院发布的《2050 年世界与中国能源展望》中设定的基准情景预测， 在 “碳达峰”“碳中和” 目标背景下，全球能源结构加快向清洁化、低碳化、多元化 转型，煤炭、石油消费量将逐步下滑，而天然气将成为中长期重点发展的化石能源。
在碳中和和碳达峰背景下，我们对 2020-2050 年的国内天然气需求进行预测，根据消费增速不同，可以将天然气需求划分为三个阶段：
1）2020-2030 年，能源消费及碳总量逐步达峰，而天然气发挥其低碳、清洁、灵 活的作用，保持较快增长，这一阶段天然气消费量年均增速有望达到 5%附近，2030 年天然气产量将达到 5400 亿立方米。
2）2030-2040 年，能源消费总量以及碳排放总量逐步下滑。这一阶段煤炭、石油 消费加速下降，天然气与可再生能源充分融合发展，但是消费需求增速小幅下滑到 2%附近，预计到 2040 年，天然气消费量将达到 6500 亿立方米。
3）2040-2050 年，随着可再生能源逐步占据主导地位，天然气与可再生能源充分 融合，利用重点由终端燃料转向发电，这一阶段天然气产量年均增速有望下滑到 0.5%，预计到 2050 年，天然气消费量将达到 6900 亿立方米的峰值。
2.3 国家管网成立加速天然气市场化改革 我国天然气价格改革按照“管住中间、放开两头”的总体思路进行。即竞争性环节 价格放开，垄断性环节价格管制。政府只对属于网络型自然垄断环节的管网输配价 格进行监管，气源和销售价格由市场形成。
而国家管网的组建标志着天然气行业改革迈出关键一步。
2019 年 12 月，国资委发布《关于组建国家石油天然气管网集团有限公司的公告》，正式宣布国家油气管 网公司成立；2020 年 10 月，三桶油等正式将相关油气管网设施转让给国家管网 集团，标志着国家管网集团正式组建完成；2021 年 3 月 31 日，国家管网集团全 面完成中国油气主干管网资产整合，实现了全部油气主干管网并网运行，基本形成 了“全国一张网”的格局。目前，国家管网集团拥有运营油气管道达 9.2 万公里， 5 座储气库，7 座沿海 LNG 接收站，资产规模近 8 000 亿元。
由于体量巨大且独家经营，国家管网集团具有超强的行业控制力和话语权，其将发挥以下作用：
1）有望推动“全国一张网”的建设进度。
国家管网公司主要负责油气干线管道的投资建设与互联互通，统一全国管网调配， 形成“全国一张网”，构造“X+1+X”产业链模式。三大石油公司全资或控股的干 线管网、持有的省级管网股权、部分 LNG 接收站和储气库、管网调度业务等资产 逐步被纳入。中游主干管道网络的独立运营将进一步推动天然气行业投资主体多元 化，加快长输管网和支线管网等基础设施建设，保障天然气的稳定供应。
2）有望加速 LNG 接收站向第三方市场主体公平开放。
由于 LNG 接收站投资规模大、审批难度高、建设技术和运营管理复杂等，具有天 然的垄断性。截至 2020 年年底，我国已投运的 LNG 接收站共 22 座，其中三大 石油公司投资建设 17 座，这也导致 LNG 进口集中在三桶油手里。其中 2018-2020 年，三桶油 LNG 进口量在我国 LNG 进口总量中的占比分别为 88.60%、86.58%、 89.75%，我国 LNG 行业供应商集中度偏高。LNG 接收站的高度垄断不仅制约了 我国 LNG 供应能力的提升，而且限制了更多的 LNG 市场主体参与上游国际 LNG 资源的获取。
而国家管网成立的目标之一就是“推动形成上游多渠道主体资源供应”，未来 LNG 接收站加快对第三方开放。其中 2021 年 1 月，国家管网发布《国家管网集团 2021 年 LNG 接收站剩余能力集中受理入围托运商名单公告》，胜通能源等 54 家公司 入围“首批托运商准入”，标志着我国 LNG 接收站向第三方市场主体公平开放的 进程取得重大突破。
同时，国家管网首次开放跨省管线托运能力、文 23 储气库库 容能力和接收站中长期窗口申请机制，为市场参与方在资源采购、输配、储存、供 应方面增加更多灵活性。
随着更多的市场主体进入上游采购环节，LNG 上游资源被三大石油公司所掌控的局面将逐渐被打破。（报告来源：远瞻智库）
将有效扩大燃气企业天然气气源的选择范围，充分的市场竞争 也将有效降低企业未来采购成本。目前，我国城市燃气行业已经形成了跨区域经营 管理的五大燃气集团，即华润燃气、昆仑能源、新奥能源、港华燃气集团和中国燃 气。同时，北京燃气集团、上海燃气、深圳燃气等区域性燃气企业快速发展，并逐 渐向周边地区辐射。
我们认为，具备产业链优势的大型民营燃气企业有望在本轮天 然气市场化改革中长期受益。
3. 资源与渠道优势助推 城燃业务快速发展
3.1 公司上游资源获取优势明显
国内资源获取方面，主要来自于管道气和非常规气。其中管道气方面，公司与三桶 油建立战略合作，覆盖各年度气量总规模约为 360 亿立方米，供应相对稳定。 非常规气方面，公司 LNG 液化厂位于非常规气主产区，有望形成灵活的资源补充。
其中山西是国内的煤层气主产区，而重庆是国内的页岩气主产区，公司分别在这两 个地区拥有山西沁水 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。
依托当地的非常规气资源，具备较高的增长空间：
从资源储量来看，国内煤层气、页岩气的资源储量丰富，公司有望获得更多的非 常规气资源。
根据《国家统计年鉴 2020》统计，截至 2019 年底，我国天然气、 页岩气、煤层气技术可采储量分别为 59,665.8 亿立方米、 3,841.8 亿立方米和 3,040.7 亿立方米，其中四川盆地、鄂尔多斯盆地、塔里木盆地及海域等区域相 继新增了一批常规天然气储量资源区；在四川盆地的长宁页岩气田、威远页岩气 田、太阳页岩气田，页岩气新增储量大幅增加，形成了川南万亿立方米页岩气大 气区。
2021 年中国新增天然气探明储量达 1.5 万亿立方米以上，达到历史最高 水平。其中，页岩气探明储量较上年增长两倍以上。页岩气在中国天然气总产量 中的占比由 2020 年的 10.6% 增至 11.2%。
在国内非常规气供应提升的背景下，公司持续跟进山西、陕西、川渝等资源丰富 的地区的非常规气田资源，会以资金、技术、服务等灵活方式参与，获得一定比 例的权益气份额，其中 2021 年度，公司累计获取的非常规资源接近 5 亿立方米， 进一步提升气源的多元化。
在国际资源方面，公司手握丰富的长约资源，供应长期稳定。一般而言，长约供货 时间长达 10-20 年，通过签署更多稳定的长约供应，可以形成稳定且具有价格竞争优势的供应模式。目前已经签署 7 个长约资源，其中有 4 个长约资源是 2021 年以 后签订的。包括：
2021 年 10 月公司与切尼尔能源签署了每年 90 万吨的 LNG 长约；2022 年 1 月公司与俄罗斯诺瓦泰克公司签署了每年 60 万吨的 LNG 长约；
2022 年 3 月，子公司新奥新加坡公司及新奥贸易公司与 ET LNG 出口公司签订 每年 270 万吨的 LNG 长约，预计最早自 2026 年开始，合同期限为 20 年；
2022 年 4 月，新奥新加坡公司与 RG LNG 公司签订每年 150 万吨 LNG 长约， 预计最早自 2026 年开始，合同期限为 20 年。
长约的密集签订可以与公司的 LNG 接收站业务形成协同效应。
一方面，得益于公 司拥有自己的接收站和完善的下游分销渠道，才能签订这些长协资源，如果只有下 游分销渠道没有接收站，用国家的接收站，会很难签到长约，因为签完长约后这些 公司不一定会在固定的船期内有接收站的使用权。
另一方面，通过签订长协资源也 也提升了公司 LNG 设施的利用率，这种协同性也是公司竞争优势。
另外，通过提前锁定长协资源，公司的盈利能力获得了保障。长协货源与多种国际 指数挂钩，例如 HenryHub(美国亨利港天然气期货指数)、TTF(荷兰产权转让设施 指数)、JKM(东北亚 LNG 现货价格)、JCC(日本原油综合指数)，相较于和现货挂钩 的 JKM 指数，和长约挂钩的 Henry Hub 结算价格波动更小。尤其是在近两年天 然气价格大幅上涨的背景下，长协的价格相比当前现货价格具有较强的竞争力，有 助于公司构建稳定且有价格竞争力的资源。
3.2 全国性布局打造渠道优势
作为最早从事天然气供应的民营企业，业务范围遍及全国，在渠道方面具备先发优势和规模优势。公司深耕天然气下游超过 20 年，公司对城市燃气、工业、电厂、 交通能源等客户的用能需求进行精准认知，可以更好的为客户提供个性化的能源供 应方案。
这些创新型业务模式帮助公司持续扩大客户规模、增加客户粘性，推动公 司业务持续扩张。其中近 5 年，公司城市燃气项目从 172 个提升到 2021 年的 252 个，CAGR 高达 10%，覆盖包括广东、浙江、上海等 20 个省市及自治区。
从用户结构来看，工商业客户零售气销量增速最快，占比最高。
其中居民用户方面， 过去 5 年，公司累计住宅用户大幅增长至 2021 年的 2583.5 万户，CAGR 高达 13%； 工商业用户方面，在双碳政策背景下，各领域绿色转型加速。
随着新开发的工商业 用户逐步用气及新项目获取，公司的客户规模和燃气分销网络将进一步扩大，过去 5 年，工商业用户量大幅增长至 20.2 万个，CAGR 高达 24%。由于工商业用户量 增速比住宅用户更快，也使得其在公司天然气零售销量占比较高，2021 年占比高 达 78.8%，同比提升 1.9%，而居民零售销量占比 18.6%，同比减少 0.5%。
图13：公司零售气销量客户构成（%）
随着城市燃气项目的增加以及用户规模的扩大，公司零售气和批发气量也不断提升。
过去 10 年，公司天然气零售量产从 48 亿方增至 252.7 亿方，复合增速为 18%。 批发销气量从 12.31 亿立方米增长至 76.16 亿立方米，为公司提供了稳定的天然 气的需求量。在此带动下，公司 2021 年天然气零售实现营收 492.47 亿元，同比增 加 21.6%，批发气实现营收 256 亿元，同比增加 43%，为公司提供持续稳定的业 务收入贡献。
我们认为，未来公司零售气和批发气量仍然有较大的成长空间：
1）公司利用先发优势抢占发达区域市场，业务拓展潜力较大。
公司深耕天然气下游超过 20 年，在经济发达地区和人口大省已经完成了深度布局。从城燃气分布区 域来看，河北、广东、安徽、山东、浙江、江苏等位居前 10，基本都是沿海经济大 省或者人口大省，其中前 6 大省份占比超过 60%，布局较为集中。
这也为公司带来 两大优势：一方面，经济水平越发达的地区的企业数量众多，因此工商业用户较多， 这也推动公司工商业用户销气量在零售天然气销量中占比常年保持在 75%左右。
另一方面，经济发达地区对于人口的吸引力更强，中长期有望保持人口净流入，有利 于新增住宅用户的提升，同时，发达地区的居民消费能力更强，也有利于公司开发 新用户。
2）城镇化水平持续提升，公司气化率有望延续增长。
虽然过去 10 年，我国城镇化 率从 50%逐步攀升到 60%以上，但是从发达国家发展历程来看，德国、美国在上 世纪 50 年代城市化率已突破 60%。国内城镇化率仍具备较大的提升空间。而城镇 化水平的提升有利于新增住宅用户的提升，进而提升公司气化率。
从过去 10 年来 看，随着国家城镇化率的提升，公司覆盖区域气化率实现从 35%提升到 62.4% 高 位，相对于成熟项目 90%的气化率仍有较大的增长空间。
4. 把握能源转型契机 未来业绩成长可期
4.1 煤基清洁能源业务相对稳定
1）煤炭业务
公司的煤炭业务主要由子公司新能矿业开展。新能矿业位于内蒙古鄂尔多斯市，该地区煤炭资源丰富。新能矿业拥有王家塔矿井矿区采矿权，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，产能由原来的每 年 680 万吨扩张至 800 万吨，产能的释放为产量恢复提供一定的保障。
公司主要 煤炭产品包括混煤和洗精煤，其中混煤因灰分较高通常用作动力煤，洗精煤的灰分 及其他杂质含量较低，可以用作煤化工原材料。
从过去几年看，受到煤炭价格与产量波动影响，板块营收波动较大。
除了 2021 年 销量明显以外，公司产销基本维持在 600 万吨附近。主要是由于 2021 年井下地质 条件变差，为保证安全生产，公司适当降低了回采速度，另外，年初公司委托的第 三方承包商发生井下事故，公司对煤矿进行了停产整顿，影响了全年的产销，然而， 由于 2021 年煤炭价格涨幅较大，带动煤炭板块营收同比增长 43%。
图17：煤炭业务营收及增速变化（亿元，%）
未来几年，煤炭业务有望稳中有增。
产量方面，国内煤炭生产在安全、环保、煤票 管控等因素共同作用下，产能释放缓慢。
根据煤炭工业协会数据，到“十四五末”， 全国煤矿数量控制在 4000 处以内，东部等地区中小落后煤矿产能将陆续退出，主 产区通过产能置换核增释放优质产能，煤炭开采持续向主产区、大型煤炭基地集中， 续推出，整体产能增量有限。同时，进口煤炭量也受到疫情、地缘政治等因素影响， 难有较大提升。
需求层面，在碳中和目标压力下，煤炭需求受到压制。根据中国煤 炭工业协会《煤炭工业“十四五”高质量发展指导意见》，到“十四五”末，国内 煤炭产量控制在 41 亿吨左右，全国煤炭消费量控制在 42 亿吨左右，年均消费增 长 0.5%左右。预计煤炭供需将维持相对平衡的状态，煤炭价格在高位回调之后或 持稳运行。然而，在公司煤炭产量恢复的背景下，2022 年公司煤炭业务有望延续 增长。
2）甲醇业务
公司甲醇业务主要由子公司新能能源开展。目前共拥有两套生产装置，合计设计产 能为 120 万吨/年。公司目前客户主要集中于大中型终端化工企业，并已逐步开拓 精细化工、甲醇燃料等新兴下游客户。
从过去几年来看，在 2018 年二期 60 万吨产能释放以后，公司近三年产销相对稳 定。其中 2021 年，公司实现甲醇销量 142 万吨，同比小幅下滑，但是在煤炭、天 然气等甲醇的基础原料价格的推涨下，甲醇销售价格上涨明显，带动公司营收实现 了 45%的增速，达到 28 亿元。 图19：甲醇业务营收及增速变化（亿元，%）
未来几年，甲醇业务业绩增量有限。
受碳中和、能耗双控等政策影响， 2021 年中 国甲醇产能在 9770.5 万吨，较 2020 年略有下滑，后续新增产能相对较少。需求方 面，传统需求分化较大，其中醋酸行业相对景气，而甲醛、二甲醚等受行业政策限 制，导致部分装置淘汰，对甲醇需求萎缩。新兴需求也随着 MTO 行业投资减少而 逐步放缓，行业步入调整期，未来供需有望维持均衡状态。在公司甲醇产销相对稳 定的背景下，预计甲醇业务业绩增量有限。
4.2 舟山 LNG 接收站为长期增长注入动力
在 LNG 需求爆发的背景下，民营 LNG 接收站成为市场稀缺资源。
LNG 市场主要 依靠 LNG 接收站接收海外资源，但是 LNG 接收站投资规模大、审批难度高、建 设技术和运营管理复杂等，具有天然的垄断性。
截至 2021 年年底，我国已投运的 LNG 接收站共 22 座，总接收规模达到 9315 万吨/年（约 1281 亿立方米）。
其中 三大石油公司投资建设 17 座，新奥股份等 5 家运营主体拥有 5 座。这也导致 LNG 进口集中在三桶油手里，极少数大型民营企业以其自有 LNG 接收站向境外直 接采购。
其中 2018-2020 年，三桶油 LNG 进口量在我国 LNG 进口总量中的占 比分别为 88.60%、 86.58%、 89.75%，对于民营企业而言，LNG 接收站资源比 较稀缺。
舟山 LNG 接收站是首个由民营企业投资和运营的大型 LNG 接收站，相比其他民营 接收站具备规模优势。
一期工程已于 2018 年顺利投产，二期工程于 2021 年 6 月 完工并运行。公司在继 2020 年完成对新奥能源的重大资产重组后，在 2021 年启 动了对新奥舟山 LNG 接收站的置入工作。
二期投产以后，处理能力达到 800 万吨 左右，三期现在正在浙江省发改委进行审批，预计在 2024 年的中期完成建设，届 时公司接收站的周转能力达到 1000 万吨，远超其他民营接收站规模。
依托舟山 LNG 接收站的投运，公司具备以下优势：
1）依托舟山 LNG 接收站，公司天然气直销业务快速发展。
该业务通过公司的舟山 接收站，可以从海外进口更多的天然气气量。2021 年天然气直销气量超过 40亿方， 同比增加 336%，带动直销收入同比增加 266%。
未来随着舟山接收站的三投产及 运营，以及国家管网公司窗口的对外开放，未来公司进口 LNG 的直销气量将有较 大的增长空间，预计直销气营收增速有望维持在 50%左右，对整体业绩提升贡献加 大。
2）舟山 LNG 接收站可以同公司长协资源获取能力相互协同。
从近两年签订的长协资源来看，大部分长约的供货时间均在公司舟山 LNG 接收站三期投产以后。如果 只有下游分销渠道没有接收站，用国家的接收站，会很难签到长约，从海外获得更 多的 LNG 长协资源。而通过长协资源也提升了舟山接收站设施的利用率，所以这 种协同性也是公司竞争优势，使得公司在“国际国内、气态液态、自有三方、现货 长约、实货纸货”等方面拥有更多业务选择权和灵活性。
4.3 双碳政策推动综合能源业务蓬勃发展
在双碳背景下，综合能源的发展受到国家政策的保驾护航。2021 年 3 月，国家发展改革委、国家能源局联合发布了《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》指出，多能互补是促进能源行业转型和社会经济发展的重要举措：
1）建设综合能源系统可以整合区域内可再生能源、天然气等多种能源资源，实现 异质能源子系统间的协调规划、优化运行，有效提升能源利用效率、促进能源可持 续发展。
2）依托综合能源系统，通过天然气冷热电联供、分布式能源和能源智能微网等方式，可实现多能协同供应和能源综合梯级利用，提高能源系统效率，降低能源生产 与消费成本。
公司综合能源业务布局具备先发优势。公司综合能源业务融合光伏、地热、生物质 等再生能源应用，追求清洁能源优先、多能互补、能量梯级利用、提升能效、降低 排放，与国家减碳目标一致。其实早在 2010 年，公司就开始探索分布式能源项目，经过技术积累以及客户开拓，公司综合能源业务发展迅速。
从综合能源项目投运数量来看，过去 3 年，累计投运的综合能源项目从 62 个增至 150 个，为公司带来冷、热、电等综合能源销售量从 20 亿千瓦时大幅增加到 190 亿千瓦时，增幅接近 10 倍，带动板块营收大幅攀升至 2021 年的 78 亿元。
目前， 在建综合能源项目 42 个，当在建及已投运项目全部达产后，综合能源需求量可达 360 亿千瓦时。
依托综合能源方案的协同优势，公司积极布局新能源领域。
其中分布式光伏，年内 已签约光伏装机规模达 380 兆瓦；推动交通行业的低碳转型，以统一模式、统一标 准，在泉州、上海建设充、换电站的试点项目，目前共投运 20 座，在建超过 25 座； 同时，公司深入布局氢能赛道，拥有 14 项制氢专利技术，在建和交付的制氢项目 达 32 个。其中，公司与中船重工“718 所”合作，在河北张家口建设氢能产业化 应用示范园并配套加氢站项目，为张家口地区 300 余辆氢燃料公交车在北京冬奥会 期间及后期提供原料。
作为国内首家制定了具体减碳计划的燃气企业，公司综合能源业务增长前景广阔。 公司重点开发低碳园区、低碳工厂、低碳建筑、低碳交通四大类客户。以绿色低碳 整体解决方案切入，大力发展终端节能、工艺优化、能源设施托管运营等用能侧服 务业务。
目前覆盖 40 多个城市的生态园区和工业园区。从客户来看，低碳工厂对 营收供需最大，2021 年投运低碳工厂营收达到 36.94 亿元，同比增长 53%；而 低碳园区业绩提升最为明显，2021 年公司投运低碳园区 52 个，营收同比翻倍达 到 20 亿元。
根据公司规划，到 2025 年帮助工业客户及产业园区打造 50 个绿色工 厂及 50 个低碳园区，至 2030 年，帮助客户打造的绿色工厂和低碳园区增至 200个。在碳中和背景下，综合能源业务有望维持高速增长。
5. 基本假设与盈利预测
5.1 基本假设
城市燃气业务：城市燃气业务主要分为天然气的零售、批发与业务，其中零售与批 发业务主要受益于工商业客户和居民用户的不断扩大，考虑到国内城镇化率仍具备 较大的提升空间，新增住宅用户增加以及旧房改造需求将推动业务稳步发展。
天然气直销业务：直销业务则主要受益于舟山 LNG 接收站接收能力的提升，未来 随着舟山接收站的三投产及运营，以及国家管网公司窗口的对外开放，未来公司进 口 LNG 的直销气量将有较大的增长空间。
工程施工与安装业务：公司的工程施工与安装业务包括工程建造业务及燃气安装业 务。工程建造业务将依托绿氢制取、储能、CCUS、地热等方面的前沿低碳技术， 在咨询与设计、装备集成、项目建造等领域持续发力。而燃气安装业务将受益于公 司的全国化布局，以及城镇化提升，未来增长相对平稳。
综合能源业务：公司综合能源业务融合光伏、地热、生物质等再生能源应用，追求清洁能源优先、提升能效、降低排放，与国家减碳目标一致。因此在碳中和背景下， 综合能源业务有望延续高增长。
煤炭清洁能源业务：该业务包括煤炭以及甲醇的生产、销售业务。受碳中和、能耗双控等政策影响，行业步入调整期，并且公司未来将进一步聚焦天然气产业链，预计煤炭清洁能源业务整体持稳。
5.2 盈利预测
根据上述假设，我们预计 2022-2024 年公司归母净利润分别为 46.83 亿、57.8 亿 元、75.54 亿，每股收益（EPS）分别为 1.65、2.03、2.65 元，对应 PE 分别为 9.81、 7.95、6.08。
6. 估值水平
6.1 相对估值
考虑到公司所处赛道以及主营业务情况，我们选取了昆仑能源、新奥能源、华润燃 气这 3 家上市公司作为可比公司。考虑到公司在城市燃气领域的龙头地位，同时在 碳中和远景下，公司综合能源业务以及气源贸易业务发展迅速，因此公司应当享有 一定的估值溢价。
我们认为给予公司 2022 年 14 倍市盈率是合理的，对应股价为 23.1 元。
6.2 估值结论
预计 2022-2024 年公司归母净利润分别为 46.83 亿、57.8 亿元、75.54 亿，每股收 益（EPS）分别为 1.65、2.03、2.65 元，对应 PE 分别为 9.81、7.95、6.08。根据 相对估值法，公司合理股价为 23.1 元，目前的股价有所低估。
考虑到公司在城市 燃气领域的龙头地位，同时在碳中和远景下，公司综合能源业务以及气源贸易业务 发展迅速，公司业绩仍有较大的成长空间。
7. 风险提示
上游采购价格波动风险。公司 LNG 采购主要来源于国际市场，采购定价主要挂钩 国际市场指数。LNG 国际采购一般与原油的某种市场指数或 LNG 国际价格指数挂 钩。若 LNG 市场指数或原油市场指数剧烈波动，公司上游国际采购价格也将随之 波动，将面临采购成本波动风险。
人民币兑美元汇率波动风险。目前公司的上游采购主要来源于国际市场，采购结算 货币主要为美元。若人民币兑美元汇率剧烈波动，公司结算的采购成本也将随之波 动。尽管公司在国际采购环节为锁定汇率会执行部分远期购汇操作，但仍然难以完 全消除各类政治、市场变化引致的美元汇率波动对采购成本和汇兑损益的影响，公 司将面临采购成本和汇兑损失增加或国际采购无法正常开展的风险。
“照付不议”采购模式的风险。“照付不议”是天然气贸易的国际惯例和规则，通 常指在合同中约定供气的数量要求。依照合同约定，在约定的期限内，买方提货量 未达到合同约定数量时，卖方可要求买方就卖方损失进行相应赔偿；卖方供货量未 达到合同约定时，买方可要求卖方做相应补偿。若因公司原因导致公司的实际提货 量未达到“照付不议”合同约定量，且公司与上游供应商无法进行协商调整或公司 无法协助卖方寻找合适第三方进行转售，则公司可能会面临就未完成合同约定采购 量的部分对给卖方造成的损失进行赔偿的风险。若上游供应商无法按约定供货，则 可能会对公司 LNG 供应的稳定性带来一定风险。
安全生产风险。公司产品的采购、生产、储存、运输、销售过程对安全有较高要求。 如果公司在产品流转环节中存在操作不当、管理不到位则会形成安全隐患。为了确 保安全生产，公司建立了用于预防、监控、预警和减轻安全风险的完备体系，并制 定了安全管理制度和操作规程。自公司成立至今，未发生过重大安全事故；但若公 司在生产管理方面不能保持良好的安全运行状况，将不能完全排除发生安全事故的 风险。一旦发生安全事故，公司的正常生产经营活动将受到重大不利影响。
新冠疫情带来的市场波动风险。新型冠状病毒肺炎疫情于 2020 年爆发并逐渐蔓延 至全球，对公司上游采购及下游销售造成了一定不利影响。目前公司已恢复正常的 业务经营，但若新冠疫情进一步反复或加剧，预计将对公司上下游产业链造成冲击， 从而可能对公司的业务开展和盈利水平造成不利影响。
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