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1、 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分,请务必一起阅读。1 证券研究报告 公用环保公用环保 盈利分红盈利分红寻寻价值,现货价格价值,现货价格觅觅弹性弹性 华泰研究华泰研究 公用事业公用事业 增持增持 (维持维持)燃气及分销燃气及分销 增持增持 (维持维持)研究员 王玮嘉王玮嘉 SAC No.S0570517050002 SFC No.BEB090 +(86)21 2897 2079 研究员 黄波黄波 SAC No.S0570519090003 SFC No.BQR122 +(86)755 8249 3570 研究员 李雅琳李雅琳 SAC No.S0570523050003 SFC No.
2、BTC420 +(86)10 6321 1166 研究员 胡知胡知 SAC No.S0570523120002 +(86)21 2897 2228 行业走势图行业走势图 资料来源:Wind,华泰研究 重点推荐重点推荐 股票名称股票名称 股票代码股票代码 目标价目标价 (当地币种当地币种)投资评级投资评级 昆仑能源 135 HK 10.32 买入 华润燃气 1193 HK 31.68 买入 中国燃气 384 HK 8.14 买入 新奥股份 600803 CH 25.20 买入 九丰能源 605090 CH 33.36 买入 深圳燃气 601139 CH 8.58 买入 资料来源:华泰研究预测 2
3、025 年 1 月 20 日中国内地 专题研究专题研究 燃气公司有望进入成本下行周期,看好分红与弹性两个方向燃气公司有望进入成本下行周期,看好分红与弹性两个方向 2025-2027 年市场预期国际原油价格逐步回落、JKM 先升后降、HH 逐年上升,我们看好国内进口管道天然气与部分进口 LNG 中长协的价格逐年下降。燃气公司有望进入成本下行周期,有利于天然气下游需求的增长,工业、商业与电厂的售气价差有望保持稳定,而居民的售气价差有望得到修复。盈利与分红的双重增长,推荐昆仑能源、华润燃气、中国燃气;LNG 现货价格下降的弹性标的,推荐新奥股份、九丰能源、深圳燃气。进口管道气低成本增量有望延续,中亚
4、进口管道气低成本增量有望延续,中亚/中俄中俄/中缅对油价敏感度由高到低中缅对油价敏感度由高到低 中亚线与中缅线负荷率基本稳定,随着中俄东线 2024-2025 年逐步达产、中俄远东线计划于 2027 年投产,我们预计 2025/2030 年俄气在进口管道气量的占比有望达到 45%/51%。若中俄管线全部投产,则俄罗斯有望取代中亚三国成为国内最大的管道气来源地、年输气量可达 1,430 亿方/年。测算得原油价格较基准值上涨或下降 10%,中国进口气平均成本较基准值上涨或下降 5.7%,其中敏感度由高到低分别为中亚线 6.4%、中俄东线 5.0%、中缅线 3.4%。中俄/中亚/中缅对应的油价基准值
5、分别为 66/50/102 美元,三条进口管道气在油价上升或下降阶段的价格弹性差异显著。LNG 进口中长协合同量逐年提升,现货贸易与气价强相关进口中长协合同量逐年提升,现货贸易与气价强相关 澳大利亚和卡塔尔自 2006/2010 年陆续向中国出口 LNG,两国始终保持进口量前二的地位;自 2021 年以来,美国逐渐超越印尼成为中国 LNG 进口量前五大国家之一;2023 年/2024 年 1-10 月进口 LNG CR6 均为 88%。假设美元兑人民币中间价保持 2024 年 12 月均值,当油价变化 10%时,进口LNG 中长协价格变化(元/方)敏感度由高到低依次是俄罗斯(0.27)、卡塔尔
6、(0.24)、澳大利亚(0.22)、马来西亚(0.20)、印度尼西亚(0.18)。若HH 指数变化 10%,我们测算美国 LNG 中长协同向变化 0.07 元/方。LNG 现货需大幅低于市场预期才有望形成替代效应现货需大幅低于市场预期才有望形成替代效应 参考 Bloomberg 一致预期,2025/2026 年原油均价同比-8%/-3%至 73/71美元/桶、HH 同比+37%/+12%至 3.25/3.64 美元/MMBTu,而 JKM 同比+9%/-9%至 13.0/11.81 美元/MMBTu;大部分的 LNG 长协仍然具备价格优势、但价差优势缩小。2025-2027 年,进口 LNG
7、现货到岸价需持续出现远高于目前市场一致预期的价格降幅,才可能实现对中长协或管道气的替代;而顺序依次是华南/华东/华北地区;我们测算,华南地区 LNG 现货到岸价需降至 9.69/9.51/9.27 美元/MMBTu 以下、华东地区为 7.31/7.20/7.12 美元/MMBTu、华北地区为 5.50/5.40/5.31 美元/MMBTu 以下。风险提示:天然气价格超预期上涨;进口管道气投产进度不及预期;LNG接收站建设进度不及预期;LNG 中长协交付量低于预期;实际价格走势和预测结果不符。(6)3122130Jan-24May-24Sep-24Jan-25(%)公用事业燃气及分销沪深300
8、免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分,请务必一起阅读。2 公用环保公用环保 正文目录正文目录 核心观点核心观点.5 与市场的不同之处.5 进口管道气低成本增量有望延续,油价下行期价格走低进口管道气低成本增量有望延续,油价下行期价格走低.6 LNG 进进口中长协合同量逐年提升,现货贸易与气价强相关口中长协合同量逐年提升,现货贸易与气价强相关.11 LNG 现货需大幅低于市场预期才有望形成替代效应现货需大幅低于市场预期才有望形成替代效应.19 两类推荐:盈利与分红的价值标的,现货价格下降的弹性品种两类推荐:盈利与分红的价值标的,现货价格下降的弹性品种.22 昆仑能源:预期盈利与分红双重增长.
9、23 华润燃气:气量增速放缓,派息有望超预期.24 中国燃气:盈利能力修复,高分红预期不变.25 新奥股份:平台交易气量有望持续增长.27 九丰能源:LNG 量增利稳,特燃特气投产在望.28 深圳燃气:城市燃气与上游资源净利大增.29 风险提示.31 图表目录图表目录 图表 1:2024 年进口管道气价格波动幅度收窄.6 图表 2:2024 年进口管道气量延续同比上升趋势.6 图表 3:中国天然气进口管道和跨省干线管道示意图(截至 2023 年末).7 图表 4:中国进口天然气管道建设进程.7 图表 5:进口管道气报关总金额与单价.8 图表 6:进口管道气气量与管线负荷率.8 图表 7:挪威、
10、俄罗斯出口管道气定价公式.8 图表 8:国外天然气进口价格公式形成的背景及特征对比表.9 图表 9:进口管道气价格与原油价格的拟合:斜率 0.5766.9 图表 10:中俄管道气价格与原油价格的拟合:斜率 0.4979.9 图表 11:中亚管道气价格与原油价格的拟合:斜率 0.6359.10 图表 12:中缅管道气价格与原油价格的拟合:斜率 0.3408.10 图表 13:若 2025-2026 年油价下降 20%,我们预测中俄/中亚/中缅管道气有望下降 18%/23%/9%.10 图表 14:2024 年进口 LNG 价格大幅下跌后温和回升.11 图表 15:2024 年进口 LNG 量保持
11、快速增长.11 图表 16:国内 LNG 接收站主要的持有者.12 图表 17:沿海省市 LNG 接收站处理能力.12 图表 18:国内部分已投运的 LNG 接收站.12 图表 19:LNG 进口中长协合同量逐年提升.13 图表 20:2022-2023 年国际气价大涨,LNG 现货占比自高点回落.13 图表 21:国内主要的 LNG 中长协.14 hYdYiUpYnVoPpN8OcM8OsQoOnPmRiNqQrQjMnPnM8OqQvMNZrQrQxNoMpR 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分,请务必一起阅读。3 公用环保公用环保 图表 22:JKM 价格自 22 年 10 月至
12、 24 年 4 月同比下跌,24 年夏季以来环比小幅反弹.15 图表 23:TTF 价格自 23 年 1 月至 24 年 4 月同比下跌,24 年夏季以来环比小幅反弹.15 图表 24:亚太 LNG 长协定价公式随原油价格经历四轮演化.15 图表 25:LNG 长协定价公式含义表.16 图表 26:LNG 协议中常见调节机制.16 图表 27:2023 年/2024 年前 10 月 LNG 进口量 CR6 均为 88%.16 图表 28:2023 年进口 LNG 中长协 CR6 为 93%.16 图表 29:澳大利亚 LNG 中长协斜率 A 为 12.2%,截距 B 为 0.76.17 图表
13、30:卡塔尔 LNG 中长协斜率 A 为 13.3%,截距 B 为 1.98.17 图表 31:俄罗斯 LNG 中长协斜率 A 为 15.2%,截距 B 为-0.41.17 图表 32:马来西亚 LNG 中长协斜率 A 为 11.3%,截距 B 为 0.93.17 图表 33:美国 LNG 中长协斜率 A 为 1.21,截距 B 为 6.11.18 图表 34:印度尼西亚 LNG 中长协斜率 A 为 11.9%,截距 B 为 1.40.18 图表 35:若油价变化 10%,我们测算进口 LNG 中长协同向变化 0.180.27 元/方.18 图表 36:若 HH 指数变化 10%,我们测算美国
14、进口 LNG 中长协同向变化 0.07 元/方.18 图表 37:参考 Bloomerg 一致预期的布伦特原油/HH/JKM,各类型气源价格变化.19 图表 38:天然气长输管线价格分区核定.20 图表 39:从气源到终端的运输成本主要包括管输费和气化费.20 图表 40:2022-2027 年各类天然气气源的终端到货价对比.21 图表 41:我们判断 2025-2027 年 LNG 现货需要大幅低于市场预期才有望形成替代效应.21 图表 42:2021-2022 年成本上行/价差下行阶段,居民气价的上调幅度远低于工商业气价.22 图表 43:国内与海外主要的燃气公司估值表.22 图表 44:
15、昆仑能源:营业收入与同比增速.23 图表 45:昆仑能源:核心利润与同比增速.23 图表 46:昆仑能源:零售气量与价差.23 图表 47:昆仑能源:天然气销售板块税前利润与同比增速.23 图表 48:昆仑能源:LNG 接收站与工厂处理量/负荷率.24 图表 49:昆仑能源:LNG 加工与储运板块税前利润.24 图表 50:华润燃气:营业收入与同比增速.24 图表 51:华润燃气:归母净利与同比增速.24 图表 52:华润燃气:销气量增速与毛差.25 图表 53:华润燃气:派息金额与派息率.25 图表 54:华润燃气:营业收入结构.25 图表 55:华润燃气:经营利润结构.25 图表 56:中
16、国燃气:营业收入与同比增速.26 图表 57:中国燃气:归母净利与同比增速.26 图表 58:中国燃气:零售气量毛差、销量同比增速.26 图表 59:中国燃气:派息金额与派息率.26 图表 60:中国燃气:营业收入结构.27 图表 61:中国燃气:经营利润结构.27 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分,请务必一起阅读。4 公用环保公用环保 图表 62:新奥股份:营业收入与同比增速.27 图表 63:新奥股份:归母/核心利润与同比增速.27 图表 64:新奥股份:平台交易气/零售气/批发气结构.28 图表 65:新奥股份:DPS 与派息率.28 图表 66:九丰能源:营业收入与同比增速.
17、28 图表 67:九丰能源:归母利润与同比增速.28 图表 68:九丰能源:营业收入结构.29 图表 69:九丰能源:毛利结构.29 图表 70:深圳燃气:营业收入与同比增速.29 图表 71:深圳燃气:归母利润与同比增速.29 图表 72:深圳燃气:营业收入结构.30 图表 73:深圳燃气:毛利率与归母净利率.30 图表 74:重点推荐公司一览表.30 图表 75:重点推荐公司最新观点.30 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分,请务必一起阅读。5 公用环保公用环保 核心观点核心观点 我们看好我们看好 2025-2027 年国内进口管道天然气与部分进口年国内进口管道天然气与部分进口 L
18、NG 中长协的价格逐年下降中长协的价格逐年下降。低成本的管道气持续增长,中俄东线/中俄远东线有望在 2025/2027 年贡献 80/100 亿方输气增量;中俄管道气的油价敏感度适中(油价变动 10%、俄气同向变动 5%)、油价基数低(介于 60-70美元/桶之间),我们测算 2025-2027年中俄东线的关口价格 1.37/1.34/1.32 元/方,低于中亚线、中缅线和绝大部分的 LNG 到岸价。国内进口 LNG 中长协大部分跟随原油价格下行、价格区间有望从 2025 年的 2.463.10 元/方降至 2027 年的 2.332.95 元/方,来自美国的部分由于 HH 价格预期上行、或将
19、从 2025 年的 2.53 元/方升至 2.69 元/方、但绝对值依然处于中位水平。燃气公司有望进入成本下行周期,燃气公司有望进入成本下行周期,我们看好盈利与分红的双重增长我们看好盈利与分红的双重增长。国内天然气上游价格的下降有望逐步向下游传导,我们看好昆仑能源/华润燃气/中国燃气实现盈利增长,预计2025-2026 年归母净利 CAGR 分别为 11%/12%/10%;城燃公司资本开支下降、分红有望提升或保持在较高水平,预计 2025 年三家公司的股息率为 5.2%/5.5%/7.9%。若若 LNG 现货价格超预期下跌,我们看好燃气公司现货价格超预期下跌,我们看好燃气公司自有自有接收站贡献
20、盈利弹性接收站贡献盈利弹性。接收站是 LNG产业链的核心资产之一,产能周转率决定了接收站的盈利能力。自有接收站意味着更灵活的气源配置,而终端市场决定了气源消纳能力。随着 2026 年 LNG 现货价格下行,拥有接收站和稳定下游终端市场的燃气公司有望显著受益,我们看好新奥股份/深圳燃气/九丰能源,已投运和在建接收站产能分别达到 1,000/280/100 万吨。与市场的不同之处与市场的不同之处 市场市场认为认为现货现货 LNG 会快速替代会快速替代管道气或管道气或 LNG 中长协中长协。LNG 现货需大幅低于市场预期才有望形成替代效应,相比当前的市场预期,2025 年华南/华东/华北地区 LNG
21、 现货需下降超过24/40/52%,2026 年则分别为 18/35/49%。我们认为尽管 2025 年现货价格竞争力有限,但管道气和 LNG 中长协的价格下降依然有利于国内天然气需求增长。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分,请务必一起阅读。6 公用环保公用环保 进口管道气低成本增量有望延续进口管道气低成本增量有望延续,油价下行期价格走低,油价下行期价格走低 2024 年年进口进口管道气管道气价格波动幅度收窄价格波动幅度收窄。国内进口管道气价格在 2020 年 8 月至 2023 年 4月期间大幅波动,最大同比涨/跌幅分别达到+64%/-34%。随着竞争能源(原油、煤炭)价格回归理性,
22、2024 年以来进口管道气价格的波动幅度也在收窄;其中 9/10/11 月国内进口管道气均价同比为+3.2%/+1.5%/+0.2%、环比+0.3%/-0.6%/+0.3%,管道气均价维持1.951.97 元/方。图表图表1:2024 年进口管道气价格波动幅度收窄年进口管道气价格波动幅度收窄 资料来源:海关总署、华泰研究 2024 年进口管年进口管道气量道气量延续同比上升趋势延续同比上升趋势。国内进口管道气自 2010 年以来供应量呈整体上升趋势,其中中亚天然气管道 A/B/C 线于 2009 年 12 月至 2014 年 5 月陆续投产;中缅天然气管道于 2013 年 7 月投产;中俄东线天
23、然气管道北段于 2019 年 12 月初步投产、中段和南段分别于 2020 年/2024 年投产,随着全线贯通我们预计 2025 年有望实现满产输气量380 亿方。2024 年 1-11 月进口管道气量合计 699 亿方、同比+13.0%,主要得益于中俄东线输气能力爬坡。图表图表2:2024 年进口管道气量延续同比上升趋势年进口管道气量延续同比上升趋势 资料来源:海关总署、华泰研究 (60)(40)(20)0204060800.00.51.01.52.02.53.02010/022010/072010/122011/052011/102012/032012/082013/012013/0620
24、13/112014/042014/092015/022015/072015/122016/052016/102017/032017/082018/012018/062018/112019/042019/092020/022020/072020/122021/052021/102022/032022/082023/012023/062023/112024/042024/09(%)(元/方)进口管道气价格同比(右)环比(右)中亚天然气管道A/B/C线于2009年12月至2014年5月陆续投产中缅天然气管道于2013年7月投产中俄东线天然气管道于2019年12月投产,预计于2025年达产(60)(4
25、0)(20)020406080100120140160010203040506070802010/022010/072010/122011/052011/102012/032012/082013/012013/062013/112014/042014/092015/022015/072015/122016/052016/102017/032017/082018/012018/062018/112019/042019/092020/022020/072020/122021/052021/102022/032022/082023/012023/062023/112024/042024/09(%)(
26、亿方)进口管道气量同比(右)年累同比(右)中亚天然气管道A/B/C线于2009年12月至2014年5月陆续投产中缅天然气管道于2013年7月投产中俄东线天然气管道于2019年12月投产,预计于2025年达产 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分,请务必一起阅读。7 公用环保公用环保 俄气有望逐步取代中亚成为国内俄气有望逐步取代中亚成为国内进口管道气进口管道气最大来源最大来源。中国已投运的天然气进口管道主要包括中亚 A/B/C 线、中缅线和中俄东线,设计年输气量(管容)分别为 550、120 和 380亿方。筹划或待建的包括中亚 D 线、中俄远东线、中俄中线和中俄西线,设计年输气量分别为
27、300、100、500 和 450 亿方。根据海关总署数据,2023 年中俄/中亚/中缅进口管道气金额(报关价)占比分别为 33%/59%/8%、气量占比为 34%/61%/6%。中亚线与中缅线负荷率基本稳定,随着中俄东线 2024-2025 年逐步达产、中俄远东线计划于 2027 年投产,我们预计 2025/2030 年俄气在进口管道气量的占比有望达到 45%/51%。据俄罗斯卫星社网站 12 月 26 日报道,中俄西线(从俄罗斯经哈萨克斯坦通往中国)天然气管道项目已启动,年输气量 450 亿方,正在进行可行性论证和谈判。若中俄管线全部投产,则俄罗斯有望取代中亚三国成为国内最大的管道气来源地
28、、年输气量可达 1,430 亿方/年。图表图表3:中国天然气进口管道和跨省干线管道示意图(截至中国天然气进口管道和跨省干线管道示意图(截至 2023 年末)年末)注:1)中俄东线已于 2024 年底全线贯通;2)中俄中线暂未启动 资料来源:华润燃气 2023 年社会责任报告、华泰研究 图表图表4:中国进口天然气管道建设进程中国进口天然气管道建设进程 投产时间投产时间 起始地起始地 入境点入境点 开工时间开工时间 长度(长度(km)管容(亿方管容(亿方/年)年)中亚 A 线 2009 年 12 月 格达伊姆(土乌边境)霍尔果斯 2007 年 8 月 1,833 150 中亚 B 线 2010 年
29、 10 月 格达伊姆(土乌边境)霍尔果斯 2007 年 8 月 1,833 150 中亚 C 线 2014 年 5 月 格达伊姆(土乌边境)霍尔果斯 2012 年 9 月 1,840 250 中亚 D 线 待定 土库曼斯坦复兴气田 乌恰 待定 1,000 300 中缅线 2013 年 7 月 缅甸若开邦 瑞丽 2010 年 6 月 711 120 中俄东线 2019 年 12 月 科维克金和恰杨金气田 黑河 2014 年 9 月 3,000 380 中俄远东线 预计 2027 年 萨哈林大陆架气田 虎林 待定/100 中俄中线 待定 亚马尔 待定 待定/500 中俄西线 待定 待定 待定 待定
30、/450 资料来源:王晓菁中国天然气进口价格机制研究D.中国石油大学(北京),2016、华泰研究 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分,请务必一起阅读。8 公用环保公用环保 图表图表5:进口管道气报关总金额与单价进口管道气报关总金额与单价 图表图表6:进口管道气气量与管线负荷率进口管道气气量与管线负荷率 资料来源:海关总署、华泰研究 资料来源:海关总署、华泰研究 油价是影响中国进口管道气价格的核心因素油价是影响中国进口管道气价格的核心因素。中国进口管道气定价与国际管道气贸易定价方式基本一致,采用双方协定基准价格 P0,随后根据调节因子中油品价格变动进行调节。根据何春蕾等中国进口天然气价格
31、公式研究(天然气技术与经济,2014 年 8 月刊),中国已签订的管道气长期进口协议中,从缅甸进口的管道气与原油价格挂钩,而来自土库曼斯坦、乌兹别克斯坦和哈萨克斯坦三个中亚国家的则与新加坡燃料油等油品价格挂钩。中俄管道气价格公式并未披露,但参考俄罗斯出口欧洲、乌克兰的价格公式,我们推测油价也是影响中俄管线气价的核心因素。图表图表7:挪威、俄罗斯出口管道气定价公式挪威、俄罗斯出口管道气定价公式 公式公式 变变量量 含义含义 挪威出口西欧的管道气价格公式:G 轻油价格(欧元/t)P=P0+0.6*f1*k1(G-G0)+0.4*f2*k2*(LSFO-LSFO0)LSFO 低硫重油价格(欧元/t)
32、f1,f2 为根据天然气交货地点变化的调整系数 k1,k2 热值换算系数 俄罗斯出口西欧的管道气价格公式:G 轻油价格(美元/t)P=P0*(a*+(1-a)*)*b F 低硫重油价格(美元/t)a 轻油权重 b 折价系数,1,一般对俄罗斯周边国家(前苏联地区)进行一定幅度优惠,对西欧国家不优惠 俄罗斯与乌克兰签订合约的价格公式:450 双方协商的基期价格(美元/103m3)P=450*(0.5*G935.74+0.5*F520.93)*a G 最近 9 个月的轻油平均价格;935.74 为轻油基期价格(2008 年 412 月平均价格)(美元/t)F 最近 9 个月的低硫重油平均价格(硫含量
33、 1%以下);520.93 为重油基期价格(2008年 412 月平均价格)(美元/t)a 系数,2009 年为 0.8(相当于 20%折扣),2010 年以后为 1(相当于无折扣)备注 1)价格根据公式以季度为单位进行调整;2)合同中有价格重议条款,即合同双方认为公式天然气进口价格不能反映市场真实状态时,都可以申请复议重新协商价格公式。资料来源:何春蕾等中国进口天然气价格公式研究J.天然气技术与经济,2014 年 8 月刊;高建、董秀成引进国外天然气购气合同价格条款研究J.天然气工业,2005 年 9 月刊;周志斌等国外天然气能量计量与计价综述J.天然气技术与经济,2011 年 5 月刊;华
34、泰研究 0.00.51.01.52.02.53.03.5010020030040050060070080090020102011201220132014201520162017201820192020202120222023(元/方)(亿元)金额:中俄东线金额:中亚线金额:中缅线单价:中俄东线(右)单价:中亚线(右)单价:中缅线(右)020406080100010020030040050020102011201220132014201520162017201820192020202120222023(%)(亿方)气量:中俄东线气量:中亚线气量:中缅线负荷率:中俄东线(右)负荷率:中亚线(右)负
35、荷率:中缅线(右)免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分,请务必一起阅读。9 公用环保公用环保 不同国情和资源禀赋,衍生出不同的进口天然气价格机制不同国情和资源禀赋,衍生出不同的进口天然气价格机制。目前世界上天然气进口价格机制主要分成 3 大类。一是以美国、英国为代表的“气-气”竞争的定价方法(NBP、Henry Hub等);二是以欧洲为代表的天然气与石油产品等替代能源价格指数挂钩的定价方法;三是以日本为代表的天然气与进口原油价格(JCC)挂钩的定价方法。美国以竞争方式确定进口天然气价格公式,主要原因是美国国内的天然气供应能力较大,并且已形成市场化竞争定价的机制。欧洲进口价格公式与油品价格
36、挂钩,主要原因是欧洲(主要是西欧)自身的能源资源禀赋差、供应能力弱,能源资源的自给率很低,进口天然气的主要目的是替代正在使用的粗柴油(主要用于发电和工业用)等油品,因此形成了天然气价格与油品之间的竞争关系。英国发现北海气田使得供气多元化,因此欧洲部分地区又形成了与美国相似的参考 NBP 等交易中心价格的定价方法。日本进口天然气主要替代用于发电的高硫原油,因此日本的天然气进口价格公式主要参考该国进口原油的综合价格。图表图表8:国外天然气进口价格公式形成的背景及特征对比表国外天然气进口价格公式形成的背景及特征对比表 地区或国家地区或国家 挂钩方式挂钩方式 价格公式形成的背景价格公式形成的背景 主要
37、特征主要特征 亚洲(日本)进口原油价格 LNG 是替代原油的能源 主要以 JCC 价格作为指标 欧洲 油品等替代能源的价格 天然气(含 LNG)必须要和原油、成品油进行竞争 进口 LNG 和进口管道天然气竞争 北美(美国)英国等 Henry Hub 比利时枢纽 NBP 进口天然气必须和国内天然气进行竞争;LNG 是国内天然气供给一方 Henry Hub 价格与原油价格相关性较弱,价格变动幅度大,造成美国进口 LNG 量也发生变动 资料来源:何春蕾等中国进口天然气价格公式研究J.天然气技术与经济,2014 年 8 月刊;华泰研究 油价敏感度从高到低依次是中亚、中俄、中缅油价敏感度从高到低依次是中
38、亚、中俄、中缅。因成品油为原油下游产品,成品油价格波动与原油价格变动浮动基本一致,因而我们假设油品价格变动幅度与原油价格波动一致,并测算得原油价格较基准值上涨或下降 10%,中国进口气平均成本较基准值上涨或下降5.7%,其中敏感度由高到低分别为中亚线 6.4%、中俄东线 5.0%、中缅线 3.4%。由于油价基准值的差异、中俄/中亚/中缅分别为 66/50/102 美元,三条进口管道气在油价上升或下降阶段的价格弹性差异显著。图表图表9:进口管道气价格与原油价格的拟合:斜率进口管道气价格与原油价格的拟合:斜率 0.5766 图表图表10:中俄管道气价格与原油价格的拟合:斜率中俄管道气价格与原油价格
39、的拟合:斜率 0.4979 注:横轴为布伦特原油价格较基准值变化幅度,纵轴为进口管道气价格(美元)较基准值变化幅度;以 2010 年 2 月均价为气价基准值、前推 9 个月为油价基准值 资料来源:海关总署、华泰研究估算 注:横轴为布伦特原油价格较基准值变化幅度,纵轴为中俄东线管道气价格(美元)较基准值变化幅度;以 2019 年 12 月均价为气价基准值、前推 9 个月为油价基准值 资料来源:海关总署、华泰研究估算 y=0.5766x+36.618R =0.8528608010012014016018060110160210260(%)(%)进口管道气价格与原油价格相关性y=0.4979x+36
40、.921R =0.5953020406080100120020406080100120(%)(%)中俄东线气价与原油价格相关性 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分,请务必一起阅读。10 公用环保公用环保 图表图表11:中亚管道气价格与原油价格的拟合:斜率中亚管道气价格与原油价格的拟合:斜率 0.6359 图表图表12:中缅管道气价格与原油价格的拟合:斜率中缅管道气价格与原油价格的拟合:斜率 0.3408 注:横轴为布伦特原油价格较基准值变化幅度,纵轴为中亚管道气价格(美元)较基准值变化幅度;以 2010 年 2 月均价为气价基准值、前推 9 个月为油价基准值 资料来源:海关总署、华泰研
41、究估算 注:横轴为布伦特原油价格较基准值变化幅度,纵轴为进口管道气价格(美元)较基准值变化幅度;以 2014 年 1 月均价为气价基准值、前推 9 个月为油价基准值 资料来源:海关总署、华泰研究估算 若若 2025-2026 年油价年油价累计累计下降下降 20%,我们预测中俄,我们预测中俄/中亚中亚/中缅管道气有望下降中缅管道气有望下降18%/23%/9%。假设美元兑人民币中间价保持 2024 年 12 月均值,2025-2026 年油价逐步从 74 美元/桶降至 60 美元/桶,我们预计进口管道气均价将从 2.05 元/方降至 1.64 元/方、降幅 0.41 元/方(-20%),其中中俄管
42、道气从 1.51 元/方降至 1.24 元/方、降幅 0.27 元/方(-18%),中亚管道气从 2.46 元/方降至 1.90 元/方、降幅 0.56 元/方(-23%),中缅管道气从 2.87 元/方降至 2.61 元/方、降幅 0.26 元/方(-9%)。图表图表13:若若 2025-2026 年油价下降年油价下降 20%,我们预测中俄,我们预测中俄/中亚中亚/中缅管道气有望下降中缅管道气有望下降 18%/23%/9%资料来源:海关总署、中国人民银行、金联创、华泰研究预测 y=0.6359x+27.454R =0.8772020406080100120140160180200050100
43、150200250(%)(%)中亚线气价与原油价格相关性y=0.3408x+62.013R =0.81056065707580859095100105110020406080100120(%)(%)中缅线气价与原油价格相关性0.00.51.01.52.02.53.03.52019/122020/032020/062020/092020/122021/032021/062021/092021/122022/032022/062022/092022/122023/032023/062023/092023/122024/032024/062024/092024/122025/032025/06202
44、5/092025/122026/032026/062026/092026/12(元/方)单价:进口管道气单价:中俄东线单价:中亚线单价:中缅线预测区间 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分,请务必一起阅读。11 公用环保公用环保 LNG 进口中长协合同量逐年提升,现货贸易与气价强相关进口中长协合同量逐年提升,现货贸易与气价强相关 2024 年进口年进口 LNG 价格大幅下跌后温和回升价格大幅下跌后温和回升。随着国际天然气供需矛盾缓和,2024 年进口LNG 价格下降势能逐步减弱,7 月以来同比转升;其中 9/10/11 月国内进口 LNG 均价同比为+2.7%/+3.6%/-6.7%、环
45、比为-1.2%/+2.0%/-1.9%,LNG 均价维持 3.003.06 元/方。LNG 现货受国际即时供需冲击大,冬季风暴致美湾 LNG 出口受阻、亚洲竞购潮使短期到岸 LNG 价飙升,二者价差或拉大。图表图表14:2024 年进口年进口 LNG 价格大幅下跌后温和回升价格大幅下跌后温和回升 资料来源:海关总署、华泰研究 2024 年进口年进口 LNG 量保持快速增长量保持快速增长。2006 年广东大鹏 LNG 接收站投产、一期设计年接卸能力 385 万吨,拉开国内进口 LNG 资源的序幕;截至目前国内已建成 LNG 接收站 33 座,年接卸能力合计 1.63 亿吨;根据中国石油经济技术研
46、究院 2024 年 12 月 25 日发布的 2023年国内外油气行业发展报告的预测,2025/2030 年在运数量分别有望达到 39/50 座,年接卸能力有望达到 2.01/2.45亿吨。进口 LNG基础设施能力的提升和 LNG价格自高点回落,促进了 2024 年进口 LNG 量保持快速增长。其中 1-11 月进口 LNG 量合计 6,963 万吨(按1,380 方/吨换算,折合 961 亿方)、同比+9.5%。图表图表15:2024 年进口年进口 LNG 量保持快速增长量保持快速增长 资料来源:海关总署、华泰研究 (100)(50)05010015020001234562006/09200
47、7/042007/112008/062009/012009/082010/032010/102011/052011/122012/072013/022013/092014/042014/112015/062016/012016/082017/032017/102018/052018/122019/072020/022020/092021/042021/112022/062023/012023/082024/032024/10(%)(元/方)进口LNG价格同比(右)环比(右)(100)(50)0501001502002503003500204060801001201402006/092007/0
48、42007/112008/062009/012009/082010/032010/102011/052011/122012/072013/022013/092014/042014/112015/062016/012016/082017/032017/102018/052018/122019/072020/022020/092021/042021/112022/062023/012023/082024/032024/10(%)(亿方)进口LNG量同比(右)年累同比(右)免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分,请务必一起阅读。12 公用环保公用环保 LNG 接收站持有者趋于多元化接收站持有者趋
49、于多元化。国家管网+三桶油占据国内 LNG 接收站的主要份额,截至2024 年末四家公司已投运产能合计市场份额达到 75%。而沿海能源地方国企和燃气分销龙头纷纷布局新的 LNG 接收站,在建产能市场份额合计为 69%。随着在建 LNG 接收站投产,我们预计未来 LNG 进口来源也有望更加多元化。图表图表16:国内国内 LNG 接收站主要的持有者接收站主要的持有者 图表图表17:沿海省市沿海省市 LNG 接收站处理能力接收站处理能力 资料来源:Wind、E-Gas、华泰研究 资料来源:Wind、E-Gas、华泰研究 图表图表18:国内部分已投运的国内部分已投运的 LNG 接收站接收站 业主业主
50、项目项目 省份省份 城市城市 设计规模设计规模 万吨万吨/年年 各期投运年份各期投运年份 国家管网 国家管网粤东 LNG 接收站 广东 揭阳 200 2018 国家管网 国家管网深圳 LNG 接收站 广东 深圳 400 2018 国家管网 国家管网北海 LNG 接收站 广西 北海 600 2016/2021 国家管网 国家管网广西防城港 LNG 接收站 广西 防城港 60 2019 国家管网 国家管网海南 LNG 接收站 海南 洋浦 300 2014 国家管网 国家管网漳州 LNG 接收站 福建 漳州 300 2024 国家管网 国家管网天津 LNG 接收站 天津 天津 1,200 2013/
51、2024 国家管网 国家管网大连 LNG 接收站 辽宁 大连 600 2011 中海油 中海油大鹏 LNG 接收站 广东 深圳 680 2006 中海油 中海油珠海金湾 LNG 接收站 广东 珠海 700 2013/2024 中海油 中海油莆田 LNG 接收站 福建 莆田 630 2008/2011/2019 中海油 中海油浙江 LNG 接收站 浙江 宁波 600 2012/2020 中海油 中海油盐城“绿能港”江苏 盐城 600 2022 中石化 潮州华瀛 LNG 接收站 广东 潮州 600 2024 中石化 中石化山东 LNG 接收站 山东 青岛 1,100 2014/2021/2023
52、中石化 中石化天津 LNG 天津 天津 1,080 2018/2023 中石油 中石油江苏 LNG 接收站 江苏 如东 650 2011/2016/2021 中石油 中石油唐山 LNG 接收站 河北 唐山 650 2013/2015/2021 中石油 中油深南 LNG 中转站 海南 海口 27 2014 北京燃气 北京燃气天津南港 LNG 应急储备 天津 天津 500 2023/2024 申能集团 申能洋山 LNG 接收站 上海 上海 300 2009 申能集团 申能五号沟 LNG 接收站 上海 上海 150 2008/2017 新奥股份 新奥舟山 LNG 接收站 浙江 舟山 500 2018
53、/2021 浙能集团 浙能温州 LNG 接收站 浙江 温州 300 2023 嘉兴燃气 嘉兴平湖 LNG 应急调峰储运站 浙江 嘉兴 100 2022 深圳燃气 深圳燃气华安 LNG 接收站 广东 深圳 80 2019 九丰能源 九丰立沙岛综合能源基地 广东 东莞 100 2012 广东能源集团 广东能源惠州 LNG 接收站 广东 惠州 400 2024 广州发展 广州 LNG 应急调峰气源站 广东 广州 110 2023 广汇能源 广汇能源启东 LNG 接收站 江苏 启东 500 2017-2024 新天绿能 新天曹妃甸 LNG 接收站 河北 曹妃甸 500 2023 中电控股 中电香港海上
54、 LNG 接收站(FSRU)香港 香港 120 2023 资料来源:Wind、E-Gas、华泰研究 05001,0001,5002,0002,5003,0003,5004,0004,5005,000国家管网中石化中海油中石油广东能源集团新奥股份新天绿能申能集团浙能集团中交集团华润燃气广西燃气集团江苏国信哈纳斯北京燃气广汇能源华电集团深圳燃气中电控股广州发展嘉兴燃气九丰能源(万吨)投运在建01,0002,0003,0004,0005,0006,0007,0008,0009,000广东 天津 江苏 浙江 河北 山东 福建 广西 辽宁 上海 海南 香港(万吨)投运在建筹建 免责声明和披露以及分析师声
55、明是报告的一部分,请务必一起阅读。13 公用环保公用环保 LNG 进口中长协合同量逐年提升,现货贸易与气价强相关进口中长协合同量逐年提升,现货贸易与气价强相关。受国家对于清洁能源需求的政策要求,中国天然气产量及管道进口量不足以满足国内天然气需求,继而推动 LNG 进口量逐年攀升。2010-2023 年 LNG 进口量 CAGR 达 17%,其中中长协/现货分别为 15%/26%。中国 LNG 进口长期以来以中长协为主,根据国际液化天然气进口国组织(GIIGNL)数据,2023年LNG中长协进口量为4,882万吨(折合674亿方),占已生效中长协合同量的 74%。同时随着 LNG 进口量的快速扩
56、张,LNG 现货贸易(含短协)快速发展,2021 年现货进口占比最高达到 47%;但 LNG 现货也受到国际气价的直接影响,2022 年国际气价大幅上扬,进口现货的成本不及国内管道气,导致现货进口量和占比急剧下降。图表图表19:LNG 进口中长协合同量逐年提升进口中长协合同量逐年提升 图表图表20:2022-2023 年国际气价大涨,年国际气价大涨,LNG 现货占比自高点回落现货占比自高点回落 资料来源:GIIGNL、华泰研究 资料来源:GIIGNL、华泰研究 LNG 中长协进口由三桶油主导,中长协进口由三桶油主导,国内买家国内买家逐渐多元化逐渐多元化。根据国际液化天然气进口国组织(GIIGN
57、L)2018 年年度数据统计,国内主力 LNG 买方是中海油、中石油、中石化,2015年开始油价处于低位,国有发电集团、区域性能源企业和城市燃气企业陆续签订近 20 个中长协和短协,丰富了买方的多元性。此外,卖方为了保证 LNG 供应的稳定性,逐渐推出资源池供货,例如 BP portfolio、Shell portfolio、Total portfolio 等等,买卖双方还会在签订合同的同时约定各种调节机制,这些措施在一定的基础量上,为买卖双方提供更大的灵活性。010203040506070809001,0002,0003,0004,0005,0006,0007,000201020112012
58、20132014201520162017201820192020202120222023(%)(万吨)LNG中长协进口量已生效合同量实际进口比例(右)0510152025303540455005001,0001,5002,0002,5003,0003,5004,00020102011201220132014201520162017201820192020202120222023(%)(万吨)LNG现货进口量现货进口占比(右)免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分,请务必一起阅读。14 公用环保公用环保 图表图表21:国内主要的国内主要的 LNG 中长协中长协 签署年份签署年份 类别类别 买
59、方买方 卖方卖方 项目位置项目位置 周期(年)周期(年)开始供应开始供应 结束供应结束供应 气量(千吨)气量(千吨)2002 中长期 中海油 Woodside 澳大利亚西北大陆架项目 25 2006 2031 3300 2004 中长期 中海油 BP 印度尼西亚东固项目 25 2009 2034 2600 2006 中长期 中海油 Petronas 马来西亚 Tiga 项目 25 2009 2034 3000 2008 中长期 中海油 Qatargas 卡塔尔 25 2009 2034 2000 2008 中长期 中海油 Total Total 全球的 10 个液化项目 20 2010 203
60、0 1500 2010 中长期 中海油 BG(英国天然气集团)澳大利亚柯蒂斯液化天然气项目 20 2014 2034 3600 2013 中长期 中海油 BG 全球 LNG 资源组合 20 2015 2035 5000 2014 中长期 中海油 BP 美国德克萨斯 20 2019 2039 1500 2018 框架协议 中海油 NewAge 刚果 20 2021 2041 1000 2018 框架协议 中海油 Woodfibre 加拿大不列颠哥伦比亚省 13 2023 2036 750 2019 中长期 中海油 Mozambique LNG1 莫桑比克 13 2025 2038 1500 20
61、21 中长期 中海油 Petronas Petronas Portfolio 10 2021 2031 2200 2021 中长期 中海油 Qatar 卡塔尔 15 2022 2037 3500 2021 中长期 中海油 Arctic LNG 2(俄罗斯)俄罗斯 Arctic LNG 2 20 2023 2043 1980 2023 短期 中海油 ADNOC Gas 阿联酋 2 2024 2026 400 2008 中长期 中石油 Shell 澳大利亚高庚 20 2011 2031 2000 2008 中长期 中石油 Qatargas 卡塔尔 25 2011 2036 3000 2009 关键
62、条款协议 中石油 Exxon Mobil 澳大利亚高庚 20 2015 2035 2250 2014 中长期 中石油 Novatek 俄罗斯亚马尔 15 2019 2034 3000 2018 中长期 中石油 Cheniere 美国 Corpus Christi 项目 25 2018 2043 1200 2018 中长期 中石油 Qatargas 卡塔尔 22 2018 2040 3400 2021 中长期 中石油 Shell Portfolio 5 2021 2026 2021 中长期 中石油 Arctic LNG 2(俄罗斯)俄罗斯 Arctic LNG 2 20 2023 2043 19
63、80 2023 中长期 中石油 Petronas portfolio 马来西亚 9 2023 2032 800 2023 中长期 中石油 Qatar Energy 卡塔尔 27 2026 2053 4000 2009 中长期 中石化 ExxonMobil 巴布亚纽几内亚 20 2014 2034 2000 2011 中长期 中石化 APLNG 澳大利亚太平洋 20 2015 2035 7600 2014 中长期 中石化 Petronas 马来西亚太平洋西北 LNG 项目 20 2019 2039 4800 2020 中长期 中石化 Qatargas 卡塔尔 10 2022 2032 2000
64、2021 中长期 中石化 Qatar 卡塔尔 10 2022 2032 2000 2021 中长期 中石化 Plaquemines LNG(美国)美国 20 2024 2044 2800 2021 中长期 中石化 Plaquemines LNG(美国)美国 20 2024 2044 1200 2022 中长期 中石化 Qatar Energy 卡塔尔 27 2026 2053 4000 2023 中长期 中石化 Qatar Energy 卡塔尔 27 2028 2055 3000 2022 中长期 中国燃气 Energy Transfer(美国)美国 25 2026 2051 700 2022
65、 中长期 中国燃气 NextDecade(美国)美国 20 2027 2047 1000 2023 中长期 中国燃气 Venture Global(美国)美国 20 2027 2047 1000 2023 中长期 中国燃气 Venture Global(美国)美国 20 2028 2048 1000 2018 中长期 浙能集团 ExxonMobil 美国 20 2020 2040 1000 2022 中长期 浙能集团 Novatek Portfolio 俄罗斯 15 2024 2039 1000 2023 中长期 浙能集团 Mexico Pacific(墨西哥)墨西哥 20 2029 2049
66、 1000 2016 中长期 新奥能源 Chevron 全球资源 10 2018 2028 660 2016 中长期 新奥能源 Total 全球资源 10 2018 2028 500 2021 中长期 新奥新加坡 Cheniere 美国 Corpus Christi 液化厂、Sabine Pass 液化厂 13 2022 2035 900 2022 中长期 新奥新加坡 Novatek 全球资源 11 2025 2036 600 2022 中长期 新奥能源 EnergyTransfer 美国查尔斯湖 LNG 项目 20 2026 2046 900 2022 中长期 新奥新加坡 EnergyTra
67、nsfer 美国查尔斯湖 LNG 项目 20 2026 2046 1800 2022 中长期 新奥新加坡 NextDecade 美国 Rio Grande LNG 项目 20 2026 2046 2000 2023 中长期 新奥新加坡 Cheniere 美国 Sabine Pass 液化厂 20 2026 2046 1800 2023 中长期 新奥新加坡 ADNOC 阿联酋 Ruwais LNG 项目 15 2028 2043 1000 2021 中长期 深圳燃气 BP Portfolio 全球资源 10 2023 2033 300 2020 框架协议 申能集团 Petronas Portfo
68、lio 12 2022 2034 1500 2020 中长期 申能集团 Centrica Portfolio 15 2024 2039 500 2021 中长期 申能集团 TotalEnergies Portfolio 20 2021 2041 1400 2021 中长期 申能集团 Novatek Portfolio 15 2024 2039 200 2020 框架协议 佛燃能源 Cheniere Portfolio 5 2021 2026 340 2021 中长期 佛燃能源 Cheniere Portfolio 20 2028 2048 300 2021 中长期 新天绿能 Qatar 15
69、2022 2037 1000 资料来源:GIIGNL、华泰研究 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分,请务必一起阅读。15 公用环保公用环保 国际国际 LNG 现货价格于低位小幅回升,国内部分现货价格于低位小幅回升,国内部分 LNG 长协价格或已出现向下拐点长协价格或已出现向下拐点。东北亚JKM 价格/欧洲 TTF 价格分别于 2022 年 10 月/2023 年 1 月至 2024 年 4 月同比下跌。全球热浪推升用电需求、俄气供应欧洲继续减少,2024 年 5-6 月 JKM 涨至 12.24 美元/百万英热,TTF 涨至 34.47 欧元/兆瓦时。过往 6/9 个月移动均值(MA6
70、/MA9)对于 LNG 长协更有参考意义,JKM MA6/MA9 分别自 2023 年 3 月/5 月出现同比回落的趋势,我们判断国内部分 LNG 长协价格仍处于向下阶段。图表图表22:JKM 价格自价格自 22 年年 10 月至月至 24 年年 4 月同比下跌,月同比下跌,24 年夏季以年夏季以来环比小幅反弹来环比小幅反弹 图表图表23:TTF 价格自价格自 23 年年 1 月至月至 24 年年 4 月同比下跌,月同比下跌,24 年夏季以来年夏季以来环比小幅反弹环比小幅反弹 资料来源:Bloomberg、华泰研究 资料来源:Bloomberg、华泰研究 亚太地区亚太地区 LNG 贸易以长协为
71、主,贸易以长协为主,LNG 长协定价多数与长协定价多数与 JCC 挂钩挂钩。日本于 1969 年建立首个 LNG 接收站,拉开亚洲地区 LNG 进出口序幕。因为缺乏天然气现货交易平台,亚太地区天然气贸易大多以长协为主,日本 LNG 到岸价格多与日本进口原油加权平均价格(JCC)挂钩,少部分与印尼原油出口价格相联系。由于进口气量大、历史时间长,日本 LNG 到岸价格一定程度上体现了亚太地区 LNG 交易价格的总体水平,进而后期进入 LNG 贸易市场的韩国、中国台湾、印度和中国,进口 LNG 大部分也沿用与 JCC 挂钩的定价机制。因为JCC 价格在历史上曾经历过剧烈波动,亚太地区 LNG 长协定
72、价公式随之经历了四轮演化。图表图表24:亚太亚太 LNG 长协定价公式随原油价格经历四轮演化长协定价公式随原油价格经历四轮演化 注:因 JCC 暂无 1976 年起的数据,故图中为美国 WTI 原油价格 资料来源:何春蕾等中国进口天然气价格公式研究J.天然气技术与经济,2014 年 8 月刊;华泰研究 (200)(100)0100200300400500600010203040506001/2003/2005/2007/2009/2011/2001/2103/2105/2107/2109/2111/2101/2203/2205/2207/2209/2211/2201/2303/2305/230
73、7/2309/2311/2301/2403/2405/2407/2409/2411/24(%)(美元/百万英热)JKM收盘价同比(右)MA6同比(右)MA9同比(右)(200)(100)010020030040050060070005010015020025005/2007/2009/2011/2001/2103/2105/2107/2109/2111/2101/2203/2205/2207/2209/2211/2201/2303/2305/2307/2309/2311/2301/2403/2405/2407/2409/2411/24(%)(欧元/兆瓦时)TTF收盘价同比(右)MA6同比(右)
74、MA9同比(右)免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分,请务必一起阅读。16 公用环保公用环保 图表图表25:LNG 长协定价公式含义表长协定价公式含义表 字母字母 含义含义 单位单位 P(LNG)LNG 价格 美元/MMBTu A 斜率,气价与油价关联系数 1 JCC 日本进口原油综合价格 美元/桶 B 常数,通常由买卖双方谈判确定 美元/MMBTu P1 低油价区域临界点 美元/MMBTu P2 高油价区域临界点 美元/MMBTu 资料来源:何春蕾等中国进口天然气价格公式研究J.天然气技术与经济,2014 年 8 月刊;华泰研究 中国仅中国仅 3 个中长协合同采用个中长协合同采用 S
75、曲线定价,其余合同采用直线定价,且大部分不含重谈条款曲线定价,其余合同采用直线定价,且大部分不含重谈条款。根据 GIIGNL 数据,截至 2023 年末,中国中长协生效合同中仅 3 个采用 S 曲线定价,其余合同均采用直线定价。2023 年 LNG 中长协进口量为 4,882 万吨(折合 674 亿方),占已生效中长协合同量的 74%,部分中长协合同 2023 年开始供气,供气量未达到合同标准水平。图表图表26:LNG 协议中常见调节机制协议中常见调节机制 调节机制调节机制 名称名称 含义含义 Take or Pay-Make Up 照付不议与补提 买方承诺每年购买一最低数量的 LNG;如果实
76、际采购量不足这一最低数量,则就短缺部分(通常按照是否够整船为分界)买家仍然需要支付货款(Take or Pay);就买家已经支付货款但尚未提货的部分,买家日后可以进行免费补提(Make Up)。补提时是否需要调价是一个经常需要谈判的商业点。DQT/DFQ-Make Good 下浮灵活性和回提 在双方商定的年合同量(ACQ)的基础上,买方每年有一定的灵活性进行减量(DQT/DFQ),从而减少照付不议机制下的最低采购数量。每年减量的数量/比例上限和累计减量的数量/比例上限是经常需要谈判的商业点。另外,有些卖家也可能基于技术或运营等理由要求卖家的下浮灵活性。在买家(或卖家)行使减量的灵活性后,可能有
77、权利(或有义务)在后续年度将减去的量加入到年度合同量中(Make Good);回提的指定权、强制性、比例等也是经常需要谈判的商业点。UQT/UFQ Excess Gas 上浮灵活性和额外量 在双方商定的年合同量的基础上,买方有一定的灵活性在某一年度增加采购量(UQT/UFQ),用以应对可能的市场需求上涨。另一方面,一些绑定特定供货来源的合同会要求卖家在有余量(Excess Gas)的时候应当优先询问买方的购买意向。上浮灵活性和额外量的比例、上限、强制性等是经常需要谈判的商业点。Ramp Up Period 渐增期 考虑到买卖双方新建设施的调试期,以及买方下游市场的成长期,在供货期伊始,双方可能
78、无法按照预定的稳产期年合同量进行供货,因此需要设定一段供货量逐步增加的时间段。FM Restoration 不可抗力回调 受不可抗力影响,LNG 购销可能中断。在不可抗力事由消失后,一些合同可能规定相关受影响的合同量需要在日后进行补足。这一点取决于双方的商业需求,也是经常需要谈判的商业点。资料来源:GIIGNL、华泰研究 澳大利亚与卡塔尔占据进口澳大利亚与卡塔尔占据进口 LNG 前二,美国逐渐超越印尼跃居前五前二,美国逐渐超越印尼跃居前五。澳大利亚和卡塔尔自2006/2010 年陆续给中国出口 LNG 中长协,两国始终保持进口量前二的地位;自 2021 年以来,美国逐渐超越印尼成为中国LNG进
79、口量前五大国家。根据GIIGNL数据,2023年/2024年前 10 月中国从澳大利亚、卡塔尔、俄罗斯、马来西亚、美国和印尼六个国家进口的 LNG占比达到 88%/88%;2023 年从上述六国进口 LNG 中长协占比达到 93%。图表图表27:2023 年年/2024 年前年前 10 月月 LNG 进口量进口量 CR6 均为均为 88%图表图表28:2023 年进口年进口 LNG 中长协中长协 CR6 为为 93%资料来源:海关总署、华泰研究 资料来源:海关总署、华泰研究 01,0002,0003,0004,0005,0006,0007,0008,0009,00020102011201220
80、13201420152016201720182019202020212022202310M24(万吨)澳大利亚卡塔尔俄罗斯马来西亚美国印度尼西亚巴布亚新几内亚尼日利亚其他国家01,0002,0003,0004,0005,0006,00020102011201220132014201520162017201820192020202120222023(万吨)澳大利亚卡塔尔俄罗斯马来西亚美国印度尼西亚巴布亚新几内亚尼日利亚其他国家 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分,请务必一起阅读。17 公用环保公用环保 不同来源国的进口不同来源国的进口 LNG 定价参数存在显著差异定价参数存在显著差异。我
81、们根据中国海关及 GIIGNL 数据,拆分出 2010-2023 年 LNG 中长协的进口量与进口金额,并将澳大利亚、卡塔尔、俄罗斯、马来西亚、印度尼西亚的 LNG 进口价格与 JCC 进行回归,将美国的 LNG 进口价格与 HH(美国亨利港天然气价格指数)进行回归,测算得 CR6 的直线型定价公式如下:1)澳大利亚斜率 A 为 12.2%,截距 B 为 0.76;2)卡塔尔斜率 A 为 13.3%,截距 B 为 1.98;3)俄罗斯协斜率 A 为 15.2%,截距 B 为-0.41;4)马来西亚斜率 A 为 11.3%,截距 B 为 0.93;5)美国斜率 A 为 1.21、挂钩 HH 价格
82、指数,截距 B 为 6.11;6)印度尼西亚 LNG 中长协斜率A 为 11.9%,截距 B 为 1.40。图表图表29:澳大利亚澳大利亚 LNG 中长协斜率中长协斜率 A为为 12.2%,截距,截距 B 为为 0.76 图表图表30:卡塔尔卡塔尔 LNG 中长协斜率中长协斜率 A为为 13.3%,截距,截距 B 为为 1.98 注:横轴为 JCC 价格,纵轴为澳大利亚 LNG 中长协(直线公式部分)价格 资料来源:海关总署、GIIGNL、华泰研究估算 注:横轴为 JCC 价格,纵轴为卡塔尔 LNG 中长协价格 资料来源:海关总署、GIIGNL、华泰研究估算 图表图表31:俄罗斯俄罗斯 LNG
83、 中长协斜率中长协斜率 A为为 15.2%,截距,截距 B 为为-0.41 图表图表32:马来西亚马来西亚 LNG 中长协斜率中长协斜率 A为为 11.3%,截距,截距 B 为为 0.93 注:横轴为 JCC 价格,纵轴为俄罗斯 LNG 中长协价格 资料来源:海关总署、GIIGNL、华泰研究估算 注:横轴为 JCC 价格,纵轴为马来西亚 LNG 中长协价格 资料来源:海关总署、GIIGNL、华泰研究估算 y=0.1218x+0.7558R =0.64602468101214161820020406080100120140(美元/MMBTu)(美元/桶)澳大利亚LNG长协直线公式y=0.1328
84、x+1.9846R=0.73770510152025020406080100120140(美元/MMBTu)(美元/桶)卡塔尔LNG长协公式y=0.1522x-0.4077R=0.599205101520020406080100120140(美元/MMBTu)(美元/桶)俄罗斯LNG长协公式y=0.1133x+0.9253R=0.51040510152025020406080100120140(美元/MMBTu)(美元/桶)马来西亚LNG长协公式 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分,请务必一起阅读。18 公用环保公用环保 图表图表33:美国美国 LNG 中长协斜率中长协斜率 A为为 1
85、.21,截距,截距 B 为为 6.11 图表图表34:印度尼西亚印度尼西亚 LNG 中长协斜率中长协斜率 A为为 11.9%,截距,截距 B 为为 1.40 注:横轴为 HH 价格,纵轴为美国 LNG 中长协价格 资料来源:海关总署、GIIGNL、NYMEX、华泰研究估算 注:横轴为 JCC 价格,纵轴为印度尼西亚 LNG 中长协价格 资料来源:海关总署、GIIGNL、华泰研究估算 若油价若油价变化变化 10%,我们,我们测算进口测算进口 LNG 中长协同向变化中长协同向变化 0.180.27 元元/方方。假设美元兑人民币中间价保持 2024 年 12 月均值,油价变化 10%时,进口 LNG
86、 中长协价格变化(单位:元/方)敏感度由高到低依次是俄罗斯(0.27)、卡塔尔(0.24)、澳大利亚(0.22)、马来西亚(0.20)、印度尼西亚(0.18)。若 HH 指数变化 10%,我们测算美国 LNG 中长协同向变化 0.07 元/方。图表图表35:若油价变化若油价变化 10%,我们测算进口,我们测算进口 LNG 中长协同向变化中长协同向变化 0.180.27 元元/方方 油价变动油价变动 原油价格原油价格 美元美元/桶桶 澳大利亚澳大利亚 元元/方方 卡塔尔卡塔尔 俄罗斯俄罗斯 马来西亚马来西亚 印度尼西亚印度尼西亚 30%92.30 3.05 3.60 3.46 2.89 3.17
87、 20%85.20 2.83 3.36 3.19 2.69 2.99 10%78.10 2.61 3.13 2.91 2.48 2.80 0%71.00 2.39 2.89 2.64 2.28 2.62-10%63.90 2.17 2.65 2.37 2.07 2.44-20%56.80 1.95 2.41 2.09 1.87 2.25-30%49.70 1.73 2.17 1.82 1.66 2.07 资料来源:海关总署、GIIGNL、华泰研究估算 图表图表36:若若 HH 指数变化指数变化 10%,我们测算美国进口,我们测算美国进口 LNG 中长协同向变化中长协同向变化 0.07 元元/方
88、方 HH 变动变动 HH 美元美元/MMBTu 美国美国 元元/方方 30%3.02 2.48 20%2.79 2.41 10%2.56 2.34 0%2.32 2.26-10%2.09 2.19-20%1.86 2.12-30%1.63 2.05 资料来源:海关总署、GIIGNL、华泰研究估算 y=1.2117x+6.1105R=0.10990510152001234567(美元/MMBTu)(美元/MMBTu)美国LNG长协公式y=0.1185x+1.3956R=0.62590510152025020406080100120140(美元/MMBTu)(美元/桶)印尼LNG长协公式 免责声明
89、和披露以及分析师声明是报告的一部分,请务必一起阅读。19 公用环保公用环保 LNG 现货需大幅低于市场预期才有望形成替代效应现货需大幅低于市场预期才有望形成替代效应 2025-2026年东北亚年东北亚LNG现货现货价格先升后降价格先升后降,进口进口LNG长协与长协与管道气具备较大成本优势管道气具备较大成本优势。参考 Bloomberg 一致预期,2025/2026 年原油均价同比下降 8%/3%至 73/71 美元/桶、HH同比上升 37%/12%至 3.25/3.64 美元/MMBTu,而 JKM 2025 年同比上升 9%至 13 美元/MMBTu、2026 年则同比下降 9%至 11.8
90、1 美元/MMBTu。基于前述各进口气源的价格拟合公式,我们发现:1)若 2025-2026 年 LNG 现货无法大幅下降至 2020 年以前的水平,大部分的 LNG 长协仍然具备价格优势;2)当 2026 年油价降速低于气价时,LNG 长协相对于现货的价差优势缩小;3)不考虑输气成本,中俄东线与中亚线进口管道气依然具备较大的成本优势。图表图表37:参考参考 Bloomerg 一致预期的布伦特原油一致预期的布伦特原油/HH/JKM,各类型气源价格变化,各类型气源价格变化 气价气价 LNG 现货现货 LNG 中长协中长协 进口管道气进口管道气 元元/方方 加权平均加权平均 算术平均算术平均 澳大
91、利亚澳大利亚 S 型型 澳大利亚澳大利亚 直线型直线型 卡塔尔卡塔尔 俄罗斯俄罗斯 马来西亚马来西亚 美国美国 印度尼西亚印度尼西亚 中俄东线中俄东线 中亚线中亚线 中缅线中缅线 2010 1.85 0.85-3.08-1.57-1.04-1.84-2011 3.20 0.80-3.94-1.80-0.93-2.08-2012 3.37 3.06 0.76-4.26-0.94-2.48-2013 3.62 4.15 0.75-4.01-1.79-0.71-2.22-2014 3.01 2.58 0.59-4.06-1.75-1.21-2.21 2.68 2015 1.67 1.65 0.71
92、2.17 2.49-2.13 1.36 1.86-1.69 2.52 2016 1.40 1.32 0.76 1.78 1.90 1.67 1.50 1.78 1.50-1.17 2.22 2017 1.82 1.73 0.77 1.91 2.07 1.70 1.58 1.92 1.79-1.29 2.27 2018 2.31 2.28 0.76 2.44 2.50-1.78 2.47 2.17-1.45 2.29 2019 1.39 1.37 0.79 3.18 2.73 3.55 2.65-2.88-1.72 2.58 2020 1.08 1.02 0.79 2.44 2.00 1.85
93、1.82 1.93 2.19 1.18 1.43 2.37 2021 4.18 4.07 0.74 0.98 2.13-0.85 1.45 0.90 1.25 2.16 2022 8.00 8.04 0.77 2.46 1.55-2.18-2.01 1.28 2.03 2.56 2023 3.56 3.59 0.81 3.13 2.90 2.76 2.49 2.59 3.30 1.56 2.56 2.89 2024 2.54 2.87 0.82 2.80 3.34 3.16 2.66 2.24 2.89 1.44 2.32 2.79 2025E 3.27 3.27 0.82 2.58 3.10
94、 2.89 2.46 2.53 2.78 1.37 2.17 2.72 2026E 2.97 2.97 0.82 2.51 3.02 2.80 2.39 2.64 2.72 1.34 2.11 2.70 2027E 2.72 2.72 0.82 2.45 2.95 2.72 2.33 2.69 2.66 1.32 2.07 2.67 资料来源:海关总署、GIIGNL、华泰研究预测 进口管道气需考虑天然气长输管线的价格成本进口管道气需考虑天然气长输管线的价格成本。2023 年 12 月 5 日,国家发改委公布关于核定跨省天然气管道运输价格的通知,分西南、东北、中东部、西南四个区域核定了跨省天然气
95、管道运输价格,自 2024 年 1 月 1 日起执行。此次管输价格核定是国家管网 2019年 12 月 9 日成立以来的首次核定管输价,距离国家管网成立刚好四年。这也是首次按“一区一价”核定跨省天然气管道运输价格,分区运价打破了运价率过多、条线分割的僵局。相比原来的定价区域,价区的运价率也有很大程度的下调,降低了总体的运价水平,便利天然气的运输和贸易。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分,请务必一起阅读。20 公用环保公用环保 图表图表38:天然气长输管线价格分区核定天然气长输管线价格分区核定 资料来源:国家统计局、公司公告、华泰研究 终端到货价拆解:从气源到终端的运输终端到货价拆解:从
96、气源到终端的运输成本成本。基于天然气消费量和气源覆盖度的考量,我们选取河北、浙江、广东三省分别代表华北、华东、华南的天然气终端到货价样本。天然气长输管线自 2024 年重定价后,在计算输气成本时更加简化、仅需测算途径管线距离再乘以不同价区的核定价格。进口 LNG 的接收站气化(管输)服务费我们取环渤海、长三角、珠三角区域内不同接收站的均值。图表图表39:从气源到终端的运输成本从气源到终端的运输成本主要包括管输费和气化费主要包括管输费和气化费 气源气源 目的地目的地 管输费管输费 气化费气化费 长输管道长输管道/接收站接收站 元元/方方 元元/方方 国产陆气-新疆 河北 0.51 西气东输一线轮
97、南-中卫段,榆济线 浙江 0.97 西气东输一线轮南-中卫段,西气东输一线中卫-上海段 广东 1.53 西气东输二线霍尔果斯-中卫段,西气东输二线中卫-广州段 进口管道-中俄东线 河北 0.35 中俄东线(黑河-永清段)浙江 0.77 中俄东线(黑河-永清段),中俄东线南段 广东 1.33 无 进口管道-中亚线 河北 0.51 西气东输一线轮南-中卫段,榆济线 浙江 0.97 西气东输一线轮南-中卫段,西气东输一线中卫-上海段 广东 1.53 西气东输二线霍尔果斯-中卫段,西气东输二线中卫-广州段 进口管道-中缅线 河北 1.60 无 浙江 1.13 无 广东 0.57 中缅线(瑞丽-贵阳段)
98、,中缅线(贵阳-贵港段),粤西支线 进口 LNG 长协与现货 河北 0.34 环渤海 LNG 接收站均值 浙江 0.30 长三角 LNG 接收站均值 广东 0.26 珠三角 LNG 接收站均值 资料来源:国家能源局、上海石油天然气交易中心、华泰研究 不同气源在三大区域的终端到货价对比不同气源在三大区域的终端到货价对比。1)在国际油价跌破 25 美元/桶之前,澳大利亚首批 S 型长协价格优势显著,但供应量有限、基本在华南区域消化。2)基于我们的前述假设(国际油价同比降幅大于 HH),中俄东线进口管道气的价格优势仅次于澳大利亚首批 S 型长协,中亚管道气在华北地区具备长期的价格优势,中缅管道气即使
99、在华南地区也相对昂贵、但在上游资源紧张时可作为保供气源。3)卡塔尔、俄罗斯的 LNG 长协受制于高斜率,即使油价大幅下跌,这部分长协气价的绝对值依然高于马来西亚、印度尼西亚的低斜率长协。4)美国的 LNG 长协定价公式相对独立,HH 价格受美国与欧洲天然气需求和天然气液化产能建设进度的双重影响,考虑一致预期中 HH 价格上涨、而国内 LNG 现货价下降,美国 LNG 长协价格优势收窄。0.000.050.100.150.200.250.300.350.400.450.50陕京一线陕京二线陕京三线陕京四线港清线唐山LNG外输管线西一线东段(中卫以东)西二线东段(中卫以东)西三线东段(中卫以东)川
100、气东送忠武线江苏LNG外输管线中缅线(贵阳-贵港段)榆济线广西LNG外输管线安济线青宁线中贵联络线冀宁联络线鄂安沧线长宁线天津LNG外输管线兰银线东段新粤浙线中开线中俄东线南段蒙西管道苏皖管道西一线西段(中卫以西)西二线西段(中卫以西)西三线西段(中卫以西)涩宁兰管道兰银线西段鄯乌线中俄东线(黑河-永清段)秦沈线大沈线哈沈线永唐秦管道中缅线(瑞丽-贵阳段)(元/方 千公里)20242023中东部价区:中东部价区:0.27830.2783元元/千方千方 公里公里西北价区:西北价区:0.12620.1262元元/千方千方 公里公里东北价区:东北价区:0.18280.1828元元/千方千方 公里公里
101、西南价区:西南价区:0.34110.3411元元/千方千方 公里公里 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分,请务必一起阅读。21 公用环保公用环保 图表图表40:2022-2027 年各类天然气气源的终端到货价对比年各类天然气气源的终端到货价对比 气价气价 LNG 现货现货 LNG 中长协中长协 进口管道气进口管道气 元元/方方 加权平均加权平均 算术平均算术平均 澳大利亚澳大利亚 S 型型 澳大利亚澳大利亚 直线型直线型 卡塔尔卡塔尔 俄罗斯俄罗斯 马来西亚马来西亚 美国美国 印度尼西亚印度尼西亚 中俄东线中俄东线 中亚线中亚线 中缅线中缅线 2022 河北河北 8.33 8.38 1
102、.11 2.80 1.89 2.52 2.35 1.63 2.54 4.16 浙江浙江 8.30 8.34 1.07 2.76 1.85 2.48 2.31 2.05 3.01 3.69 广东广东 8.26 8.30 1.03 2.72 1.81 2.44 2.27 2.61 3.57 3.13 2023 河北河北 3.90 3.93 1.14 3.47 3.24 3.09 2.83 2.93 3.64 1.91 3.07 4.39 浙江浙江 3.86 3.89 1.11 3.43 3.20 3.06 2.79 2.89 3.60 2.33 3.53 3.93 广东广东 3.82 3.85 1
103、.07 3.39 3.16 3.02 2.75 2.85 3.56 2.89 4.09 3.37 2024 河北河北 2.87 3.20 1.15 3.14 3.67 3.50 3.00 2.58 3.23 1.79 2.83 4.39 浙江浙江 2.84 3.17 1.12 3.10 3.64 3.46 2.96 2.54 3.19 2.21 3.30 3.93 广东广东 2.80 3.13 1.08 3.06 3.60 3.42 2.92 2.50 3.15 2.77 3.86 3.37 2025E 河北河北 3.60 3.60 1.15 2.92 3.43 3.22 2.79 2.86
104、3.11 1.72 2.67 4.32 浙江浙江 3.57 3.57 1.12 2.88 3.40 3.19 2.76 2.83 3.08 2.14 3.14 3.85 广东广东 3.53 3.53 1.08 2.84 3.36 3.15 2.72 2.79 3.04 2.70 3.70 3.29 2026E 河北河北 3.30 3.30 1.15 2.84 3.35 3.13 2.72 2.98 3.05 1.69 2.62 4.29 浙江浙江 3.27 3.27 1.12 2.81 3.32 3.10 2.69 2.94 3.02 2.11 3.09 3.83 广东广东 3.23 3.23
105、 1.08 2.77 3.28 3.06 2.65 2.90 2.98 2.67 3.65 3.27 2027E 河北河北 3.05 3.05 1.15 2.78 3.28 3.05 2.67 3.03 3.00 1.67 2.58 4.27 浙江浙江 3.02 3.02 1.12 2.75 3.25 3.02 2.63 2.99 2.96 2.09 3.04 3.81 广东广东 2.98 2.98 1.08 2.71 3.21 2.98 2.59 2.95 2.92 2.65 3.60 3.25 资料来源:海关总署、GIIGNL、华泰研究预测 我们判断我们判断 2025-2027 年年 LN
106、G 现货需要大幅低于市场预期才有望形成替代效应现货需要大幅低于市场预期才有望形成替代效应。2024 年 3-7月国内 LNG 现货出现了对于大部分 LNG 长协或进口管道气的价格优势、现货均价较长协均价低 11%,但由于现货供给量有限、“照付不议”保障长协优先消纳,LNG 现货对中长协或管道气的替代效应不明显。在 2018-2021 年国内 LNG 现货进口量快速增长时期,LNG现货维持至少两年的价格优势(2019-2020 年)、且价差明显(现货较中长协平均便宜1.61/0.96 元/方、相当于 54%/47%)。2025-2027 年,进口 LNG 现货到岸价需持续出现远高于目前市场一致预
107、期的价格降幅,才可能实现对中长协或管道气的替代;而替代的先后顺序依次是华南、华东、华北地区。根据我们的测算,2025-2027 年华南地区 LNG 现货到岸价需降至 9.69/9.51/9.27 美元/MMBTu 以下、华东地区为 7.31/7.20/7.12 美元/MMBTu 以下、华北地区为 5.50/5.40/5.31 美元/MMBTu 以下。图表图表41:我们判断我们判断 2025-2027 年年 LNG 现货需要大幅低于市场预期才有望形成替代效应现货需要大幅低于市场预期才有望形成替代效应 LNG 中中长协最低价长协最低价 管道气最低价管道气最低价 LNG 现货最小降幅现货最小降幅 对
108、应对应 LNG 现货到岸价现货到岸价 元元/方方 元元/方方%美元美元/MMBTu 2025E 河北 2.79 1.72-52 5.50 浙江 2.76 2.14-40 7.31 广东 2.72 2.70-24 9.69 2026E 河北 2.72 1.69-49 5.40 浙江 2.69 2.11-35 7.20 广东 2.65 2.67-18 9.51 2027E 河北 2.67 1.67-45 5.31 浙江 2.63 2.09-31 7.12 广东 2.59 2.65-13 9.27 资料来源:海关总署、GIIGNL、华泰研究预测 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分,请务必一起
109、阅读。22 公用环保公用环保 两类推荐:盈利与分红的价值标的,现货价格下降的弹性品种两类推荐:盈利与分红的价值标的,现货价格下降的弹性品种 2025-2027 年,市场预期国际原油价格逐步回落、JKM 先升后降、HH 逐年上升,我们看好国内进口管道天然气与部分进口 LNG 中长协的价格逐年下降。燃气公司有望进入成本下行周期,有利于天然气下游需求的增长,工业、商业与电厂的售气价差有望保持稳定,而居民的售气价差有望得到修复。盈利与分红的双重增长,推荐昆仑能源、华润燃气、中国燃气;LNG 现货价格下降的弹性标的,推荐新奥股份、九丰能源、深圳燃气。图表图表42:2021-2022 年成本上行年成本上行
110、/价差下行阶段,居民气价的上调幅度远低于工商业气价价差下行阶段,居民气价的上调幅度远低于工商业气价 2019 2020 2021 2022 1H23 2023 1H24 销气价差销气价差 华润燃气 0.58 0.59 0.52 0.45 0.50 0.51 0.54 新奥能源 0.59 0.60 0.51 0.48 0.52 0.51 0.54 中国燃气 0.61 0.59 0.50 0.42 0.57 0.50 0.59 昆仑能源 0.53 0.50 0.48 0.50 0.50 0.50 0.45 香港中华煤气 0.58 0.59 0.48 0.42 0.42 0.44 0.47 购气成本
111、购气成本 华润燃气 2.16 2.06 2.41 3.07 3.08 2.99 2.94 新奥能源 2.29 1.96 2.39 2.81 2.75 2.76 2.66 中国燃气 2.07 2.03 2.45 2.90 2.64 2.83 2.63 昆仑能源 1.96 1.79 1.97 2.36 2.38 2.38 2.42 香港中华煤气 2.24 2.01 2.43 3.00 2.96 2.89 2.87 居民气价居民气价 华润燃气 2.35 2.36 2.36 2.41 2.59 2.67 2.67 新奥能源 2.60 2.58 2.69 2.97 2.98 3.02 3.02 中国燃气
112、 2.53 2.54 2.65 2.71 2.77 2.97 2.85 香港中华煤气 2.59 2.66 2.69 2.71 2.68 2.75 2.78 工商业气价工商业气价 华润燃气 2.80 2.70 3.06 3.85 3.99 3.75 3.81 新奥能源 2.88 2.53 2.91 3.35 3.34 3.32 3.25 中国燃气 2.70 2.63 3.05 3.64 3.34 3.53 3.34 香港中华煤气 2.88 2.56 3.00 3.67 3.68 3.56 3.61 资料来源:公司公告、Bloomberg、华泰研究 图表图表43:国内与海外主要的燃气公司估值表国内
113、与海外主要的燃气公司估值表 日期日期 股票代码股票代码 总市值总市值 PE PB EV/EBITDA 2025/1/17 Bloomberg 亿人民币亿人民币 2024E 2025E 2026E 2024E 2025E 2026E 2024E 2025E 2026E 港股港股 昆仑能源 135 HK 606 9.79 8.71 7.89 0.99 0.93 0.87 4.70 4.13 3.65 华润燃气 1193 HK 591 11.79 10.49 9.43 1.58 1.48 1.38 7.05 6.51 6.03 新奥能源 2688 HK 560 8.47 7.62 6.87 1.22
114、 1.11 1.02 7.28 6.33 5.48 中国燃气 384 HK 323 10.99 8.76 7.86 0.63 0.61 0.59 9.82 8.99 8.30 香港中华煤气 3 HK 1,042 19.96 18.35 16.88 2.04 2.04 2.02 13.52 13.02 12.55 港华智慧能源 1083 HK 98 7.51 7.09 6.39 0.46 0.44 0.42 8.18 8.00 7.51 A 股股 新奥股份 600803 CH 610 11.08 9.40 8.03 2.26 2.00 1.76 6.78 6.21 5.60 深圳燃气 60113
115、9 CH 191 12.51 9.99 8.51 1.21 1.12 1.04 5.35 4.33 4.03 九丰能源 605090 CH 173 11.39 9.66 8.24 2.01 1.76 1.53 8.58 6.47 5.28 蓝天燃气 605368 CH 78 14.36 13.46 13.11 2.19 2.16 2.14 8.91 8.32 8.02 佛燃能源 002911 CH 147 16.23 14.25 12.53 2.14 2.03 1.91 8.86 7.96 7.13 海外海外 Sempra SRE US 3,824 17.64 16.29 15.07 1.55
116、 1.48 1.39 15.52 13.55 13.24 Engie SA ENGI FP 2,859 7.08 8.82 9.44 1.21 1.17 1.15 4.84 5.27 5.36 Tokyo Gas 9531 JP 753 18.11 14.24 13.47 0.94 0.90 0.85 7.29 6.78 6.75 National Grid NG/LN 4,109 13.18 12.76 11.50 1.22 1.18 1.11 11.21 10.37 9.22 E.ON EOAN GR 2,121 9.78 9.97 10.02 1.79 1.67 1.56 7.34 7.
117、14 6.87 注:港股与 A 股来自于华泰研究预测,海外来自于 Bloomberg 一致预期 资料来源:Bloomberg、Wind、华泰研究预测 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分,请务必一起阅读。23 公用环保公用环保 昆仑能源:预期盈利与分红双重增长昆仑能源:预期盈利与分红双重增长 我们预测昆仑能源 2024-26 年归母(核心)净利分别为 61.9/69.5/76.8 亿元。结构性因素致零售气量小幅放缓,无碍天然气销售利润持续增长。LNG 接收站负荷率保持高位,LNG工厂跨越盈亏平衡点。公司分红规划明确,我们预计 24/25 年分红比例有望达到 43%/45%,2025 年
118、1 月 17 日股价对应股息率 4.4%/5.2%。我们看好公司长期价值重估,维持“买入”评级。图表图表44:昆仑能源:营业收入与同比增速昆仑能源:营业收入与同比增速 图表图表45:昆仑能源:核心利润与同比增速昆仑能源:核心利润与同比增速 资料来源:公司公告、华泰研究 资料来源:公司公告、华泰研究 结构性因素致零售气量结构性因素致零售气量增速小幅放缓增速小幅放缓,无碍天然气销售利润持续增长,无碍天然气销售利润持续增长。公司大部分加气站已完成业务模式调整,我们预计短期将影响公司的零售气量增速;但公司受益于市场开发的气源优势、高耗能行业向中西部转移的趋势,零售气量的中长期增速有望领先同行;我们预计
119、 2024-26 年零售气量增速为+9.5%/+9.4%/+8.3%。考虑到高价差的加气站销量占比下降、工商业价差相对稳定,我们预计 2024-26 年零售价差有望稳定在 0.46 元/方。综合考虑公司零售气量增长、加气站租赁和批发利润贡献增加,我们预计公司 2024-26 年天然气销售板块税前利润 yoy+8.3%/+18.0%/+14.7%。图表图表46:昆仑能源:昆仑能源:零售气量与价差零售气量与价差 图表图表47:昆仑能源:昆仑能源:天然气销售板块税前利润与同比增速天然气销售板块税前利润与同比增速 资料来源:公司公告、华泰研究 资料来源:公司公告、华泰研究 LNG 接收站负荷率保持高位
120、,接收站负荷率保持高位,LNG 工厂跨越盈亏平衡点工厂跨越盈亏平衡点。冬季保供提振 LNG 进口需求,7-10 月公司的接收站平均负荷率逐月提升,我们预计 2024-26 年平均负荷率有望保持在 90%的高位水平。公司当前 LNG 接收站总产能 1,300 万吨/年,在建福建 LNG 接收站 300 万吨/年,投产后有望建立公司在东南沿海地区海上供气通道,为公司拓展福建的天然气终端市场奠定基础。公司 LNG 工厂在 1H24 首次实现中期盈利、14 座持续运行工厂的平均加工负荷率达到 58.4%,得益于加委托加工量同比大增。随着 LNG 工厂跨越盈亏平衡点,我们看好 2024-26 年的分部利
121、润贡献。051015202530050100150200250201920202021202220232024E 2025E 2026E(%)(十亿元)营业收入yoy(右)(60)(40)(20)02040600123456789201920202021202220232024E 2025E 2026E(%)(十亿元)核心利润yoy(右)0.420.440.460.480.50.520.5401020304050201920202021202220232024E 2025E 2026E(元/方)(十亿方)工业商业居民加气站零售价差(右)05101520253035400246810121420
122、1920202021202220232024E 2025E 2026E(%)(十亿元)天然气销售板块税前利润yoy(右)免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分,请务必一起阅读。24 公用环保公用环保 图表图表48:昆仑能源:昆仑能源:LNG 接收站与工厂处理量接收站与工厂处理量/负荷率负荷率 图表图表49:昆仑能源:昆仑能源:LNG 加工与储运板块税前利润加工与储运板块税前利润 资料来源:公司公告、华泰研究 资料来源:公司公告、华泰研究 华润燃气:气量增速放缓,派息有望超预期华润燃气:气量增速放缓,派息有望超预期 我们预计华润燃气 24-26 年归母净利为 54/61/68 亿港币。顺价机
123、制完善、综合服务与综合能源业务贡献增量,我们看好华润燃气 24-26 年盈利能力修复、自由现金流增厚,派息比例提升幅度有望超预期。公司 1H24 股息每股 25 港仙(yoy+67%),23 年派息比例 50%,假设 24-26 年派息比例 54/57/60%,2025 年 1 月 17 日股价对应股息率 4.6/5.5/6.4%。维持“买入”。图表图表50:华润燃气:营业收入与同比增速华润燃气:营业收入与同比增速 图表图表51:华润燃气:归母净利与同比增速华润燃气:归母净利与同比增速 资料来源:公司公告、华泰研究 资料来源:公司公告、华泰研究 24-26 年销气盈利年销气盈利 CAGR 仍有
124、望达到仍有望达到 16%。1H24 公司工业销气量 yoy 仅为+3.7%、低于整体 yoy 的+5.3%;地产链相关制造业需求下降影响延续,24 年公司并购贡献的外延销气量增速下降,我们预计 24-26 年销气量 yoy 为+5.1/6.9/6.2%。顺价持续落地,9/10 月合肥/郑州陆续调整居民气价,我们预计 24-26 年销气毛差为 0.54/0.56/0.58 元/方。销气量和毛差双重增长下,我们预计公司 24-26 年销气业务盈利 CAGR 有望达到 16%。0102030405060708090100024681012141618201920202021202220232024E
125、 2025E 2026E(%)(十亿方)LNG接收站处理量LNG工厂处理量LNG接收站负荷率(右)LNG工厂负荷率(右)(50)(40)(30)(20)(10)010203040500.00.51.01.52.02.53.03.54.04.5201920202021202220232024E 2025E 2026E(%)(十亿元)LNG加工与储运板块税前利润yoy(右)占比(右)(5)051015202530354045020406080100120201920202021202220232024E 2025E 2026E(%)(十亿港元)营业收入同比(右)(30)(20)(10)010203
126、0012345678201920202021202220232024E 2025E 2026E(%)(十亿港元)归母净利同比(右)免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分,请务必一起阅读。25 公用环保公用环保 图表图表52:华润燃气:华润燃气:销气量增速与毛差销气量增速与毛差 图表图表53:华润燃气:华润燃气:派息金额与派息率派息金额与派息率 资料来源:公司公告、华泰研究 资料来源:公司公告、华泰研究 接驳对利润和估值影响减弱,综合服务与综合能源有望形成接力接驳对利润和估值影响减弱,综合服务与综合能源有望形成接力。10M24 国内房屋新开工面积 yoy-22.6%,地产下行周期中,公司新增
127、接驳承压,我们预计 24-26 年新增接驳预测290/260/230 万户。1H24 公司燃气接驳的经营利润占比 yoy-10pp 至 17%,我们预计 24-26年有望逐年下降(25/20/17%),接驳对利润与估值的影响减弱。公司客户资源优质、6 月末三线以上城市客户数占比 73%,综合服务与综合能源业务有望对接驳业务形成接力;我们预计 24-26 年综合服务经营利润 CAGR 有望达到 18%,综合能源低基数、利润 CAGR有望达到 50%。图表图表54:华润燃气:营业收入华润燃气:营业收入结构结构 图表图表55:华润燃气:华润燃气:经营利润结构经营利润结构 资料来源:公司公告、华泰研究
128、 资料来源:公司公告、华泰研究 中国燃气:中国燃气:盈利能力修复,高分红预期不变盈利能力修复,高分红预期不变 我们预测中国燃气 FY25-27 归母净利为 39.97/44.57/48.73 亿港元,EPS 为 0.74/0.82/0.90港币。公司派发 1H-FY25 中期股息 15 港仙/股(同比持平);我们预计 FY25-27 EPS 有望提升、DPS 有望不低于 FY24 的 50 港仙,2025 年 1 月 17 日股价对应股息率有望不低于7.93%,高股息特征显著。维持“买入”。024681012141618200.00.10.20.30.40.50.60.720192020202
129、1202220232024E 2025E 2026E(%)(元/方)毛差销气量增速(右)0102030405060700.00.51.01.52.02.53.03.54.04.5201920202021202220232024E 2025E 2026E(%)(十亿港元)派息金额派息率(右)0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024E2025E2026E燃气销售燃气接驳综合服务设计与工程服务加气站0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%2017 2018 2019 20
130、20 2021 2022 2023 2024E2025E2026E燃气销售燃气接驳综合服务设计与工程服务加气站 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分,请务必一起阅读。26 公用环保公用环保 图表图表56:中国燃气:营业收入与同比增速中国燃气:营业收入与同比增速 图表图表57:中国燃气:归母净利与同比增速中国燃气:归母净利与同比增速 资料来源:公司公告、华泰研究 资料来源:公司公告、华泰研究 工业需求承压导致气量增速放缓,顺价落地提升整体毛差水平工业需求承压导致气量增速放缓,顺价落地提升整体毛差水平。公司 1H-FY25 零售气量同比+1.4%至 93.3 亿方;其中居民+3.6%/工业+
131、0.9%/商业+4.8%/加气站-24.7%;工业客户中陶瓷/玻璃/钢铁行业用气需求偏弱。公司 1H-FY25 零售气单位毛差同比+2 分至 0.59 元,得益于居民气顺价落地和非居气采购降本。考虑到工业用气需求尚待恢复,我们预计公司FY25-27 零售气量同比+2%/+5%/+4%。尽管工业气量占比下降,但居民气顺价持续推进,我们预计公司 FY25-27 零售气毛差为 0.53/0.55/0.57 元/方。图表图表58:中国燃气中国燃气:零售气量毛差、销量同比增速零售气量毛差、销量同比增速 图表图表59:中国燃气:中国燃气:派息金额与派息率派息金额与派息率 资料来源:公司公告、华泰研究 资料
132、来源:公司公告、华泰研究 居民接驳延续下降趋势,工商业接驳受益于产业转移和“瓶改管”居民接驳延续下降趋势,工商业接驳受益于产业转移和“瓶改管”。伴随国内房地产行业的调整和农村煤改气阶段收尾,公司 1H-FY25 新增居民接驳同比-14%至 90.4 万户。中国天然气气化率还有提升空间,截至 24 年 9 月末公司燃气经营区域居民气化率为 72.2%(同比+2.3pct)。产业转移和城市商户“瓶改管”带来工商业客户开发机遇,公司 1H-FY25 工业接驳同比+11%至 1316 户,商业接驳同比+63%至 2.5 万户。我们预计 FY25-27 新增接驳或将持续回落、但降速逐步收窄,接驳(燃气接
133、驳+工程业务)利润贡献有望降至 15%以内(FY24:19%)。(15)(10)(5)0510152025300102030405060708090100FY20FY21FY22FY23FY24 FY25E FY26E FY27E(%)(十亿港元)收入同比(右)(60)(50)(40)(30)(20)(10)0102030024681012FY20FY21FY22FY23FY24FY25E FY26E FY27E(%)(十亿港元)归母净利核心净利归母净利同比(右)核心净利同比(右)05101520250.00.10.20.30.40.50.60.7FY20FY21FY22FY23FY24FY2
134、5E FY26E FY27E(%)(元/方)零售气毛差零售气量同比增速(右)01020304050607080902.32.42.52.62.72.82.93.03.13.2FY20FY21FY22FY23FY24FY25E FY26E FY27E(%)(十亿港元)派息金额表观派息率(右)核心派息率(右)免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分,请务必一起阅读。27 公用环保公用环保 图表图表60:中国燃气:营业收入结构中国燃气:营业收入结构 图表图表61:中国燃气:经营利润结构中国燃气:经营利润结构 资料来源:公司公告、华泰研究 资料来源:公司公告、华泰研究 新奥股份:平台交易气量有望持续
135、增长新奥股份:平台交易气量有望持续增长 我们预计公司 24-26 年归母净利润为 55/65/76 亿元,对应 EPS 为 1.78/2.10/2.45 元。平台交易气量单季放缓不改全年增长趋势,零售气量持续增长,全年价差有望保持稳健。2024-25年 DPS 有望稳步提升,高股息属性凸显。维持“买入”评级。图表图表62:新奥股份:营业收入与同比增速新奥股份:营业收入与同比增速 图表图表63:新奥股份:新奥股份:归母归母/核心利润与同比增速核心利润与同比增速 资料来源:公司公告、华泰研究 资料来源:公司公告、华泰研究 平台交易气:单季气量放缓不改全年增长趋势,价差逐步向均值回归平台交易气:单季
136、气量放缓不改全年增长趋势,价差逐步向均值回归。9M24 公司平台交易气同比+10.7%至 40.62亿方,增速较 1H24有所放缓,其中 3Q24同比-5.4%至 13.57亿方;公司 24 年加大国内客户开发,但 3Q24 国内气量因高基数同比减少;3Q24 国际气量同比增长。考虑到二季度以来 LNG 价格走高压制部分需求,我们下调对平台交易气量增速的预测。3Q24 公司平台交易气价差环比小幅收窄,其中国内价差受益于长协供应而环比上升、国际价差受成本波动而环比收窄。零售气:单季气量持续增长,全年价差有望保持稳健零售气:单季气量持续增长,全年价差有望保持稳健。9M24 公司零售气同比+4.8%
137、至 188.19亿方,增速较 1H24 有所提升,其中 3Q24 同比+5.5%至 61.09 亿方。3Q24 工商业气量同比+6.2%、较 2Q24 的+8.5%略有下降,主要是建材行业阶段性限产影响。我们维持对零售气量增速的全年预测。3Q24 公司零售价差同比增长、环比收窄,主要受到采购成本变化和保供补贴季节性影响。我们预计零售气全年价差有望保持稳健。2024-25 年年 DPS 有望稳步提升,高股息属性凸显有望稳步提升,高股息属性凸显。根据公司的分红承诺,2023-25 年特别DPS 为 0.25/0.22/0.18 元,常规 DPS 每年增加额不低于 0.15 元、且现金分红比例不低于
138、核心利润的 30%。因此我们预计公司 2024/2025 年 DPS 将不低于 1.03/1.14 元,即 1 月 6日收盘价对应 2024/2025E 股息率约 5.0%/5.5%,高股息属性凸显。0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%FY20FY21FY22FY23FY24FY25E FY26E FY27E管道燃气接驳工程设计与施工LPG销售增值服务*其他业务*0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%FY20FY21FY22FY23FY24FY25E FY26E FY27E管道燃气接驳工程设计与施工LPG销售增值服务*其他业务*(10)
139、(5)0510152025303540020406080100120140160180201920202021202220232024E 2025E 2026E(%)(十亿元)营业收入YoY(右)(50)050100150200250300350012345678201920202021202220232024E 2025E 2026E(%)(十亿元)归母净利润核心利润归母YoY(右)核心YoY(右)免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分,请务必一起阅读。28 公用环保公用环保 图表图表64:新奥股份:平台交易气新奥股份:平台交易气/零售气零售气/批发气结构批发气结构 图表图表65:新奥股
140、份:新奥股份:DPS 与派息率与派息率 资料来源:公司公告、华泰研究 资料来源:公司公告、华泰研究 九丰能源:九丰能源:LNG 量增利稳,特燃特气投产在望量增利稳,特燃特气投产在望 我们看好九丰能源估值修复我们看好九丰能源估值修复。清洁能源吨毛利有望受益于 LNG 价格下行,终端市场打开利好 LNG 销量增长。12 月初海南商业航天发射场完成首次火箭发射,公司特燃特气配套项目计划于 25 年 2 月投运,预期贡献业绩弹性。我们预测公司 24-26 年归母净利润为15.18/17.90/20.97 亿元,同比增速为 16%/18%/17%,对应 EPS 为 2.35/2.78/3.25 元;基于
141、收益的可持续性考虑,24 年预测中不包含资产处置收益(前三季度 3.28 亿元)。维持“买入”评级。图表图表66:九丰能源:营业收入与同比增速九丰能源:营业收入与同比增速 图表图表67:九丰能源:归母利润与同比增速九丰能源:归母利润与同比增速 资料来源:公司公告、华泰研究 资料来源:公司公告、华泰研究 清洁能源:吨毛利受益于清洁能源:吨毛利受益于 LNG 价格下行,终端市场打开利好销量增长价格下行,终端市场打开利好销量增长。国际 LNG 现货价格旺季不旺,10/11 月 JKM 均价 yoy-18%/-17%至 13.34/14.12 美元/MMBTu,12 月累计均价 yoy+6%至 14.
142、83 美元/MMBTu、但环比增幅较小。LNG 价格下降有助于公司优化 LNG销售价差,2024年至今 JKM均价 yoy-18%至 11.82美元/MMBTu。公司逐步打开工业终端、交通燃料和燃气电厂市场,我们看好 24-26 年 LNG 销量持续增长、吨毛利保持平稳。特种气体:特燃特气配套项目计划特种气体:特燃特气配套项目计划 1Q25 投运,预期贡献业绩弹性投运,预期贡献业绩弹性。12 月初海南商业航天发射场完成首次火箭发射,公司预计海南文昌商发特燃特气配套项目将于 25 年 2 月前完工投运;作为国内首个配套商业航天发射领域的气体项目,有望提升公司特种气体品牌力。公司特种气体的“资源+
143、终端”布局仍在进行当中,1-3Q24 氦气与氢气销量规模基本保持稳定。考虑到特种气体的盈利能力显著好于公司清洁能源业务,有望成为公司未来业绩弹性的重要来源。0102030405060708090100201920202021202220232024E2025E2026E(十亿方)零售气批发气平台交易气合计0102030405060700.00.20.40.60.81.01.21.4201920202021202220232024E 2025E 2026E(%)(元)DPS-常规DPS-特别派息率(右)(20)0204060801001200510152025302018201920202021
144、202220232024E2025E2026E(%)(十亿元)营业收入收入同比(右)(60)(40)(20)02040608010012005001,0001,5002,0002,5002018201920202021202220232024E2025E2026E(%)(百万元)归母净利净利同比(右)免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分,请务必一起阅读。29 公用环保公用环保 图表图表68:九丰能源:营业收入结构九丰能源:营业收入结构 图表图表69:九丰能源:毛利结构九丰能源:毛利结构 资料来源:公司公告、华泰研究 资料来源:公司公告、华泰研究 深圳燃气:城市燃气与上游资源净利大增深圳燃
145、气:城市燃气与上游资源净利大增 我 们 预 测 公 司 24-26 年 归 母 净 利 润 为 15.25/19.08/22.41 亿 元,同 比 增 速 为5.9%/+25%/+17%,对应 EPS 为 0.53/0.66/0.78 元。图表图表70:深圳燃气:营业收入与同比增速深圳燃气:营业收入与同比增速 图表图表71:深圳燃气:归母利润与同比增速深圳燃气:归母利润与同比增速 资料来源:公司公告、华泰研究 资料来源:公司公告、华泰研究 3Q24 大湾区城燃销量放缓,预计大湾区城燃销量放缓,预计 4Q24 气量提速且价差增长气量提速且价差增长。天然气 3Q24 销量合计 15.09亿方(yo
146、y+1.4%、较 2Q24 放缓 5.6pp);按渠道分,管道气 13.39 亿方(yoy+1.4%)、批发气 1.70 亿方(yoy+1.2%)。考虑到去年同期基数不高和采购成本下降,我们预计四季度气量有望提速且零售价差同比有望增长。1H24 城市燃气净利润 2.98 亿元(yoy+46%),得益于气量增长与价差修复;燃气资源净利润 1.73 亿元(yoy+22%),抓住价格下行机遇。3Q24 光伏胶膜与智慧服务利润减少,预计光伏胶膜与智慧服务利润减少,预计 4Q24 或将继续承压或将继续承压。公司应对光伏行业变化调整销售策略,3Q24 斯威克的光伏胶膜销量、收入同比继续减少,光伏胶膜降价影
147、响净利润同/环比转亏。光伏胶膜价格受上游原材料 EVA 粒子影响较大(成本占比约 90%),24 年至今 EVA 价格 yoy-26%;低毛利率下我们预计 4Q24 光伏胶膜或将延续亏损。公司持续拓宽延伸业务产品与渠道,但受到去年同期高基数影响,3Q24 智慧服务利润同比下降;我们预计 4Q24 利润同比降幅有望收窄。0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%201820192020202120222023 2024E 2025E 2026ELNGLPG特种气体及其他化工产品能源物流服务能源作业服务0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%201
148、820192020202120222023 2024E 2025E 2026ELNGLPG特种气体及其他化工产品能源物流服务能源作业服务0510152025303540450510152025303540201820192020202120222023 2024E 2025E 2026E(%)(十亿元)营业收入同比(右)(15)(10)(5)0510152025300.00.51.01.52.02.5201820192020202120222023 2024E 2025E 2026E(%)(十亿元)归母净利同比(右)免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分,请务必一起阅读。30 公用环保公用
149、环保 图表图表72:深圳燃气:营业收入结构深圳燃气:营业收入结构 图表图表73:深圳燃气:毛利率与归母净利率深圳燃气:毛利率与归母净利率 资料来源:公司公告、华泰研究 资料来源:公司公告、华泰研究 图表图表74:重点推荐公司一览表重点推荐公司一览表 最新收盘价最新收盘价 目标价目标价 市值市值(百万百万)EPS(元元)PE(倍倍)股票名称股票名称 股票代码股票代码 投资评级投资评级(当地币种当地币种)(当地币种当地币种)(当地币种当地币种)2023 2024E 2025E 2026E 2023 2024E 2025E 2026E 昆仑能源 135 HK 买入 7.58 10.32 65,634
150、 0.71 0.71 0.80 0.89 9.86 9.79 8.71 7.89 华润燃气 1193 HK 买入 27.65 31.68 63,982 2.26 2.35 2.64 2.93 12.25 11.79 10.49 9.43 中国燃气 384 HK 买入 6.44 8.14 35,017 0.79 0.59 0.74 0.82 8.16 10.99 8.76 7.86 新奥股份 600803 CH 买入 19.70 25.20 61,013 2.29 1.78 2.10 2.45 8.60 11.08 9.40 8.03 九丰能源 605090 CH 买入 26.81 33.36
151、17,285 2.03 2.35 2.78 3.25 13.24 11.39 9.66 8.24 深圳燃气 601139 CH 买入 6.63 8.58 19,073 0.50 0.53 0.66 0.78 13.25 12.51 9.99 8.51 资料来源:Bloomberg,华泰研究预测 图表图表75:重点推荐公司最新观点重点推荐公司最新观点 股票名称股票名称 最新观点最新观点 昆仑能源昆仑能源(135 HK)考虑到加气站业务调整的短期影响、而公司天然气销量增速有望保持行业领先,我们将昆仑能源 2024-26 年归母(核心)净利预测分别调整-2%/+4%/+7%至 61.9/69.5/7
152、6.8 亿元。结构性因素致零售气量小幅放缓,无碍天然气销售利润持续增长。LNG 接收站负荷率保持高位,LNG 工厂跨越盈亏平衡点。公司分红规划明确,我们预计 24/25 年分红比例有望达到 43%/45%,当前股息率 4.1%/4.9%。我们看好公司长期价值重估,维持“买入”评级。下调零售气量增速与价差、上调批发气与租赁利润贡献,我们将昆仑能源 2024-26 年归母(核心)净利预测分别调整-2%/+4%/+7%至 61.9/69.5/76.8亿元,对应 EPS 0.71/0.80/0.89 元。目标价 10.32 港币(前值:9.63 港币,基于 12x 2024E PE),基于 12x 2
153、025E PE 和港币兑人民币中间价 0.925。目标 PE 高于三年平均 7.3xPE,公司长期价值有望重估,得益于更加明确的派息计划、强劲现金流支撑项目扩张以及天然气终端市场地位提升。风险提示:内需增长放缓;并购交易不达预期;全球天然气市场不确定性。报告发布日期:2024 年 12 月 11 日 点击下载全文:昆仑能源点击下载全文:昆仑能源(135 HK,买入买入):预期盈利与分红双重增长预期盈利与分红双重增长 华润燃气华润燃气(1193 HK)考虑到工业气量增长放缓,我们将华润燃气 24-26 年归母净利下调-5.2/-3.7/-2.9%至 54/61/68 亿港币。顺价机制完善、综合服
154、务与综合能源业务贡献增量,我们看好华润燃气 24-26 年盈利能力修复、自由现金流增厚,派息比例提升幅度有望超预期。公司 1H24 股息每股 25 港仙(yoy+67%),23年派息比例 50%,假设 24-26 年派息比例 54/57/60%(前值 53/56/60%),当前股价对应股息率 4.4/5.3/6.1%。维持“买入”。下调天然气销量同比增速,我们预测公司 24-26 年归母净利润为 54/61/68 亿港币(下调-5.2/-3.7/-2.9%),同比增速为 3.9%/12.4%/11.3%,EPS 为2.35/2.64/2.93 港币。我们给予华润燃气的目标价为 31.68 港币
155、(前值 32.24 港币基于 13x 2024E PE),基于 12x 2025E PE,等于五年历史均值。风险提示:天然气需求恢复不及预期,全球天然气市场存在不确定性。报告发布日期:2024 年 12 月 06 日 点击下载全文:华润燃气点击下载全文:华润燃气(1193 HK,买入买入):气量增速放缓,派息有气量增速放缓,派息有望超预期望超预期 中国燃气中国燃气(384 HK)中国燃气发布中报:1H-FY25 实现营收 351 亿港币(yoy-2.6%),归母净利 17.6 亿港币(yoy-3.8%),自由现金流 22.2 亿港币(yoy-55%)。公司拟派发中期股息 15 港仙/股(同比持
156、平);我们预计 FY25-27 EPS 有望提升、DPS 有望不低于 FY24 的 50 港仙,高股息特征显著。维持“买入”。零售气量增速下调,我们预测公司 FY25-27 归母净利为 39.97/44.57/48.73(前值 41.94/46.36/51.75 亿港币),yoy+26%/+12%/+9%,EPS 为0.74/0.82/0.90 港币。给予公司目标价 8.14 港币(前值 8.47 港币),基于 11x FY25 预测 PE(和前值一致),介于公司 PE-FTM 的历史均值和加一个标准差之间、主要考虑到公司资产与现金流质量有望持续改善。风险提示:天然气需求增长放缓;新业务进展不
157、及预期。报告发布日期:2024 年 12 月 01 日 点击下载全文:中国燃气点击下载全文:中国燃气(384 HK,买入买入):气量增速承压,高分红预期不变气量增速承压,高分红预期不变 0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%201820192020202120222023 2024E 2025E 2026E城市燃气上游资源综合能源智慧服务0510152025302018201920202021202220232024E 2025E 2026E(%)毛利率归母净利率 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分,请务必一起阅读。31 公用环保公用环保 股票名称股票名称
158、最新观点最新观点 新奥股份新奥股份(600803 CH)新奥股份公布三季度业绩:收入 317 亿元,同比+10.5%,环比-3.1%;归母净利润 9.62 亿元,同比+6.9%,环比-33.6%;核心利润 11.18 亿元,同比-25.7%,环比-29.3%。前三季度公司实现收入 987 亿元,同比+2.9%;归母净利润 34.91 亿元,同比+12.5%;核心利润 38.16 亿元,同比-18.4%。公司三季度核心利润略低于我们预期(12.0713.35 亿元)。平台交易气量单季放缓不改全年增长趋势,零售气量持续增长,全年价差有望保持稳健。2024-25 年 DPS 有望稳步提升,高股息属性
159、凸显。维持“买入”评级。基于对平台交易气量增速和毛利率的下调,我们将公司 24-26 年归母净利润预测下调至 55/65/76 亿元(前值 67/77/89 亿元),核心利润同比增速为-14%/+18%/+17%,对应 EPS 为 1.78/2.10/2.45 元。Wind 一致预期下可比公司 25 年 PE 均值 12x,考虑公司天然气智能生态运营优势凸显,给予公司 25 年 12xPE,目标价 25.20 元(前值 25.92 元)。风险提示:并购进度不及预期,新业务扩张不及预期,存量业务竞争加剧。报告发布日期:2024 年 10 月 25 日 点击下载全文:新奥股份点击下载全文:新奥股份
160、(600803 CH,买入买入):平台交易气量有望持续增长平台交易气量有望持续增长 九丰能源九丰能源(605090 CH)我们看好九丰能源估值修复。清洁能源吨毛利有望受益于 LNG 价格下行,终端市场打开利好 LNG 销量增长。12 月初海南商业航天发射场完成首次火箭发射,公司特燃特气配套项目计划于 25 年 2 月投运,预期贡献业绩弹性。维持“买入”评级。我们预测公司 24-26 年归母净利润为 15.18/17.90/20.97 亿元,同比增速为 16%/18%/17%,对应 EPS 为 2.35/2.78/3.25 元;基于收益的可持续性考虑,24 年预测中不包含资产处置收益(前三季度
161、3.28 亿元)。Wind 一致预期下天然气分销/特种气体 25 年 PE 均值为 11.6x/24.5x。公司 24-26 年归母净利 CAGR 高于天然气分销、但低于特种气体均值,给予公司 25 年 12xPE。因转债转股导致股本增厚,调整目标价至 33.36 元(前值 33.60元)。风险提示:特种气体毛利率下降;LNG/LPG 销量不达预期;商业航天项目推进不及预期。报告发布日期:2024 年 12 月 18 日 点击下载全文:九丰能源点击下载全文:九丰能源(605090 CH,买入买入):LNG 量增利稳,特燃特气投产在望量增利稳,特燃特气投产在望 深圳燃气深圳燃气(601139 C
162、H)深圳燃气发布三季报:3Q24 实现营收 69.60 亿元(yoy-12.7%,qoq+0.6%),归母净利 3.18 亿元(yoy-30%,qoq-31%),扣非净利 3.06 亿元(yoy-30%,qoq-30%)。2024 年 Q1-Q3 实现营收 207.39 亿元(yoy-10.6%),归母净利 10.56 亿元(yoy-4.5%),扣非净利 10.09 亿元(yoy-2.6%)。公司三季度归母净利低于我们预期(4.224.66 亿元)。3Q24 大湾区城燃销量放缓,预计 4Q24 气量提速且价差增长。3Q24 光伏胶膜与智慧服务利润减少,预计 4Q24 或将继续承压。维持“买入”
163、评级。下调光伏胶膜/智慧服务收入与毛利率,我们预测公司 24-26 年归母净利润为 15.25/19.08/22.41 亿元(前值 17.74/19.74/22.98 亿元),同比增速为5.9%/+25%/+17%,对应 EPS 为 0.53/0.66/0.78 元。考虑到光伏胶膜利润贡献较低、预计 24-26 年-0.42/0.62/0.85 亿元,此次暂不进行分部估值。Wind 一致预期下燃气可比公司 25 年 PE 均值 10 x,给予公司 25 年 13xPE(溢价因公司燃气归母净利 CAGR 为 16%、高于同行的 9%),目标价8.58 元(前值 8.72 元)。风险提示:气价大幅
164、上涨;光伏胶膜需求不及预期;资产减值风险;智慧服务业务量不及预期。报告发布日期:2024 年 10 月 29 日 点击下载全文:深圳燃气点击下载全文:深圳燃气(601139 CH,买入买入):3Q 业绩承压,业绩承压,4Q 预期企稳预期企稳 资料来源:Bloomberg,华泰研究预测 风风险提示险提示 天然气价格超预期上涨天然气价格超预期上涨。参考 Bloomberg 一致预期,2025/2026 年 HH 同比上升 37%/12%至 3.25/3.64 美元/MMBTu,而 JKM 2025 年同比上升 9%至 13 美元/MMBTu、2026 年则同比下降 9%至 11.81 美元/MMB
165、Tu。如果 HH 和 JKM 价格超预期上涨,则 LNG 现货和美国 LNG 中长协进口量可能会出现超预期下降。进口管道气投产进度不及预期进口管道气投产进度不及预期。我们预计 2024-2025 年中俄东线进口管道气新增 80/80 亿方的输气量。中俄东线管道气属于低成本的增量,若产能爬坡进度不及预期,则 2025-2027年进口管道气的价格可能高于我们的预测。LNG 接收站建设进度不及预期接收站建设进度不及预期。LNG 接收站是 LNG 进口的基础设施。若接收站建设进度不及预期,则 LNG 进口量可能会出现超预期下降。LNG 中长协交付量低于预期中长协交付量低于预期。2023 年 LNG 中
166、长协进口量为 4,882 万吨(折合 674 亿方),占已生效中长协合同量的 74%。尽管国内 LNG 中长协签约量持续上升,若实际交付比例低于预期,可能导致 LNG 进口量可能会出现超预期下降。实际价格和预测结果不符实际价格和预测结果不符。进口管道气和进口 LNG 中长协的价格公式均未对外公布,因此我们希望通过颗粒度最小的月度数据去拟合,用于后续价格预测。进口管道气与 LNG 中长协的实际价格可能会出现和预测结果不一致的情况。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分,请务必一起阅读。32 公用环保公用环保 免责免责声明声明 分析师声明分析师声明 本人,王玮嘉、黄波、李雅琳、胡知,兹证明本报
167、告所表达的观点准确地反映了分析师对标的证券或发行人的个人意见;彼以往、现在或未来并无就其研究报告所提供的具体建议或所表迖的意见直接或间接收取任何报酬。一般声明及披露一般声明及披露 本报告由华泰证券股份有限公司(已具备中国证监会批准的证券投资咨询业务资格,以下简称“本公司”)制作。本报告所载资料是仅供接收人的严格保密资料。本报告仅供本公司及其客户和其关联机构使用。本公司不因接收人收到本报告而视其为客户。本报告基于本公司认为可靠的、已公开的信息编制,但本公司及其关联机构(以下统称为“华泰”)对该等信息的准确性及完整性不作任何保证。本报告所载的意见、评估及预测仅反映报告发布当日的观点和判断。在不同时
168、期,华泰可能会发出与本报告所载意见、评估及预测不一致的研究报告。同时,本报告所指的证券或投资标的的价格、价值及投资收入可能会波动。以往表现并不能指引未来,未来回报并不能得到保证,并存在损失本金的可能。华泰不保证本报告所含信息保持在最新状态。华泰对本报告所含信息可在不发出通知的情形下做出修改,投资者应当自行关注相应的更新或修改。本公司不是 FINRA 的注册会员,其研究分析师亦没有注册为 FINRA 的研究分析师/不具有 FINRA 分析师的注册资格。华泰力求报告内容客观、公正,但本报告所载的观点、结论和建议仅供参考,不构成购买或出售所述证券的要约或招揽。该等观点、建议并未考虑到个别投资者的具体
169、投资目的、财务状况以及特定需求,在任何时候均不构成对客户私人投资建议。投资者应当充分考虑自身特定状况,并完整理解和使用本报告内容,不应视本报告为做出投资决策的唯一因素。对依据或者使用本报告所造成的一切后果,华泰及作者均不承担任何法律责任。任何形式的分享证券投资收益或者分担证券投资损失的书面或口头承诺均为无效。除非另行说明,本报告中所引用的关于业绩的数据代表过往表现,过往的业绩表现不应作为日后回报的预示。华泰不承诺也不保证任何预示的回报会得以实现,分析中所做的预测可能是基于相应的假设,任何假设的变化可能会显著影响所预测的回报。华泰及作者在自身所知情的范围内,与本报告所指的证券或投资标的不存在法律
170、禁止的利害关系。在法律许可的情况下,华泰可能会持有报告中提到的公司所发行的证券头寸并进行交易,为该公司提供投资银行、财务顾问或者金融产品等相关服务或向该公司招揽业务。华泰的销售人员、交易人员或其他专业人士可能会依据不同假设和标准、采用不同的分析方法而口头或书面发表与本报告意见及建议不一致的市场评论和/或交易观点。华泰没有将此意见及建议向报告所有接收者进行更新的义务。华泰的资产管理部门、自营部门以及其他投资业务部门可能独立做出与本报告中的意见或建议不一致的投资决策。投资者应当考虑到华泰及/或其相关人员可能存在影响本报告观点客观性的潜在利益冲突。投资者请勿将本报告视为投资或其他决定的唯一信赖依据。
171、有关该方面的具体披露请参照本报告尾部。本报告并非意图发送、发布给在当地法律或监管规则下不允许向其发送、发布的机构或人员,也并非意图发送、发布给因可得到、使用本报告的行为而使华泰违反或受制于当地法律或监管规则的机构或人员。本报告版权仅为本公司所有。未经本公司书面许可,任何机构或个人不得以翻版、复制、发表、引用或再次分发他人(无论整份或部分)等任何形式侵犯本公司版权。如征得本公司同意进行引用、刊发的,需在允许的范围内使用,并需在使用前获取独立的法律意见,以确定该引用、刊发符合当地适用法规的要求,同时注明出处为“华泰证券研究所”,且不得对本报告进行任何有悖原意的引用、删节和修改。本公司保留追究相关责
172、任的权利。所有本报告中使用的商标、服务标记及标记均为本公司的商标、服务标记及标记。中国香港中国香港 本报告由华泰证券股份有限公司制作,在香港由华泰金融控股(香港)有限公司向符合证券及期货条例及其附属法律规定的机构投资者和专业投资者的客户进行分发。华泰金融控股(香港)有限公司受香港证券及期货事务监察委员会监管,是华泰国际金融控股有限公司的全资子公司,后者为华泰证券股份有限公司的全资子公司。在香港获得本报告的人员若有任何有关本报告的问题,请与华泰金融控股(香港)有限公司联系。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分,请务必一起阅读。33 公用环保公用环保 香港香港-重要监管披露重要监管披露 华泰
173、金融控股(香港)有限公司的雇员或其关联人士没有担任本报告中提及的公司或发行人的高级人员。有关重要的披露信息,请参华泰金融控股(香港)有限公司的网页 https:/.hk/stock_disclosure 其他信息请参见下方“美国“美国-重要监管披露”重要监管披露”。美国美国 在美国本报告由华泰证券(美国)有限公司向符合美国监管规定的机构投资者进行发表与分发。华泰证券(美国)有限公司是美国注册经纪商和美国金融业监管局(FINRA)的注册会员。对于其在美国分发的研究报告,华泰证券(美国)有限公司根据1934 年证券交易法(修订版)第 15a-6 条规定以及美国证券交易委员会人员解释,对本研究报告内
174、容负责。华泰证券(美国)有限公司联营公司的分析师不具有美国金融监管(FINRA)分析师的注册资格,可能不属于华泰证券(美国)有限公司的关联人员,因此可能不受 FINRA 关于分析师与标的公司沟通、公开露面和所持交易证券的限制。华泰证券(美国)有限公司是华泰国际金融控股有限公司的全资子公司,后者为华泰证券股份有限公司的全资子公司。任何直接从华泰证券(美国)有限公司收到此报告并希望就本报告所述任何证券进行交易的人士,应通过华泰证券(美国)有限公司进行交易。美国美国-重要监管披露重要监管披露 分析师王玮嘉、黄波、李雅琳、胡知本人及相关人士并不担任本报告所提及的标的证券或发行人的高级人员、董事或顾问。
175、分析师及相关人士与本报告所提及的标的证券或发行人并无任何相关财务利益。本披露中所提及的“相关人士”包括 FINRA 定义下分析师的家庭成员。分析师根据华泰证券的整体收入和盈利能力获得薪酬,包括源自公司投资银行业务的收入。华泰证券股份有限公司、其子公司和/或其联营公司,及/或不时会以自身或代理形式向客户出售及购买华泰证券研究所覆盖公司的证券/衍生工具,包括股票及债券(包括衍生品)华泰证券研究所覆盖公司的证券/衍生工具,包括股票及债券(包括衍生品)。华泰证券股份有限公司、其子公司和/或其联营公司,及/或其高级管理层、董事和雇员可能会持有本报告中所提到的任何证券(或任何相关投资)头寸,并可能不时进行
176、增持或减持该证券(或投资)。因此,投资者应该意识到可能存在利益冲突。新加坡新加坡 华泰证券(新加坡)有限公司持有新加坡金融管理局颁发的资本市场服务许可证,可从事资本市场产品交易,包括证券、集体投资计划中的单位、交易所交易的衍生品合约和场外衍生品合约,并且是财务顾问法规定的豁免财务顾问,就投资产品向他人提供建议,包括发布或公布研究分析或研究报告。华泰证券(新加坡)有限公司可能会根据财务顾问条例第 32C 条的规定分发其在华泰内的外国附属公司各自制作的信息/研究。本报告仅供认可投资者、专家投资者或机构投资者使用,华泰证券(新加坡)有限公司不对本报告内容承担法律责任。如果您是非预期接收者,请您立即通
177、知并直接将本报告返回给华泰证券(新加坡)有限公司。本报告的新加坡接收者应联系您的华泰证券(新加坡)有限公司关系经理或客户主管,了解来自或与所分发的信息相关的事宜。评级说明评级说明 投资评级基于分析师对报告发布日后 6 至 12 个月内行业或公司回报潜力(含此期间的股息回报)相对基准表现的预期(A 股市场基准为沪深 300 指数,香港市场基准为恒生指数,美国市场基准为标普 500 指数,台湾市场基准为台湾加权指数,日本市场基准为日经 225 指数,新加坡市场基准为海峡时报指数,韩国市场基准为韩国有价证券指数,英国市场基准为富时 100 指数),具体如下:行业评级行业评级 增持:增持:预计行业股票
178、指数超越基准 中性:中性:预计行业股票指数基本与基准持平 减持:减持:预计行业股票指数明显弱于基准 公司评级公司评级 买入:买入:预计股价超越基准 15%以上 增持:增持:预计股价超越基准 5%15%持有:持有:预计股价相对基准波动在-15%5%之间 卖出:卖出:预计股价弱于基准 15%以上 暂停评级:暂停评级:已暂停评级、目标价及预测,以遵守适用法规及/或公司政策 无评级:无评级:股票不在常规研究覆盖范围内。投资者不应期待华泰提供该等证券及/或公司相关的持续或补充信息 免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分,请务必一起阅读。34 公用环保公用环保 法律实体法律实体披露披露 中国中国:华泰
179、证券股份有限公司具有中国证监会核准的“证券投资咨询”业务资格,经营许可证编号为:91320000704041011J 香港香港:华泰金融控股(香港)有限公司具有香港证监会核准的“就证券提供意见”业务资格,经营许可证编号为:AOK809 美国美国:华泰证券(美国)有限公司为美国金融业监管局(FINRA)成员,具有在美国开展经纪交易商业务的资格,经营业务许可编号为:CRD#:298809/SEC#:8-70231 新加坡:新加坡:华泰证券(新加坡)有限公司具有新加坡金融管理局颁发的资本市场服务许可证,并且是豁免财务顾问。公司注册号:202233398E 北京北京 北京市西城区太平桥大街丰盛胡同28
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