《天然氣行業深度報告：全球LNG供需趨松氣價中樞趨勢向下-250319（31頁）.pdf》由會員分享，可在線閱讀，更多相關《天然氣行業深度報告：全球LNG供需趨松氣價中樞趨勢向下-250319（31頁）.pdf（31頁珍藏版）》請在三個皮匠報告上搜索。

1、 請務必閱讀正文之后的免責條款部分 股票研究股票研究 行業深度研究行業深度研究 證券研究報告證券研究報告 股票研究/Table_Date 2025.03.19 全球全球 LNG 供需趨松供需趨松，氣價氣價中樞趨勢向下中樞趨勢向下 Table_Industry 石油與天然氣石油與天然氣 Table_Invest 評級：評級：增持增持 上次評級:增持 Table_Report 相關報告相關報告 石油與天然氣特朗普上臺將放大原油價格的波動2025.01.14 石油與天然氣國內天然氣需求高增，歐洲冬季或冷于往年2024.11.29 石油與天然氣終端氣價上調逐步落地，毛差持續修復2024.11.28 石

2、油與天然氣上游盈利保持增長，關注下游復蘇節奏2024.11.25 石油與天然氣行業價差預期改善，關注中下游復蘇節奏2024.10.27 天然氣行業深度天然氣行業深度報告報告 table_Authors 孫羲昱孫羲昱(分析師分析師)楊思遠楊思遠(分析師分析師)陳浩越陳浩越(研究助理研究助理)021-38677369 021-38032022 021-38031035 登記編號登記編號 S0880517090003 S0880522080005 S0880123070130 本報告導讀：本報告導讀：全球全球 LNG 供需趨于寬松供需趨于寬松，亞洲氣價中樞亞洲氣價中樞有望有望下行下行，但，但脆弱平衡

3、脆弱平衡凸顯凸顯 LNG 長協長協競爭競爭優勢優勢，俄烏和談俄烏和談或或顯著顯著緩解緩解歐洲歐洲供應壓力供應壓力。氣源成本氣源成本逐步逐步下行下行利好終端天然氣銷售利好終端天然氣銷售。投資要點：投資要點：Table_Summary 維持行業增持評級。維持行業增持評級。隨著全球 LNG 市場供需逐步趨于寬松、貿易流動性提升，亞洲、歐洲氣價中樞有望下行。推薦昆侖能源（推薦昆侖能源（0135.HK）：）：背靠中石油擁有上游資源優勢，高工業用戶占比與積極布局中西部，氣量增速高。脆弱的天然氣現貨市場凸顯 LNG 長協競爭優勢，推薦推薦新奧股份（新奧股份（600803.SH）：天然氣全產業鏈一體化布局，打

4、造多元化資源池，擁有 LNG 長協資源與 LNG 接收站。LNG 供需格局趨于寬松供需格局趨于寬松且且市場流動性提升，市場流動性提升，亞洲氣價中樞或下行亞洲氣價中樞或下行。全球天然氣消費復蘇，亞太地區帶動增長，預計 2025 年全球天然氣需求增速約 2.2%。中國天然氣需求保持高增速，預計 2024-2030 年復合增速達到 6%。2024-2030 年全球 LNG 液化產能將快速增長，從 2023 年的 4.6 億噸增長至 2030 年的 8.5 億噸，其中北美增量占全球的 40%以上，全球 LNG 市場供需逐步趨于寬松。同時，LNG合同呈現更長期限、更高合同量以及離岸交付比例增加的特點，交

5、易商也為 LNG 市場提供了更多的流動性。在此背景下，亞洲、歐洲與北美天然氣價差或收窄，亞洲、歐洲氣價中樞有望下行，但因部分 LNG 項目投產延遲，預計 2025 年天然氣市場仍維持緊平衡。脆弱平衡脆弱平衡凸顯凸顯長協長協優勢優勢，俄烏和談或，俄烏和談或顯著顯著緩解緩解供應壓力供應壓力。當前美國主要天然氣井（非伴生氣）盈虧平衡點主要在 2.5-3.0 美元/MMBtu區間內，或為 Henry Hub 中長期的中樞價格支撐線。按長協價格公式測算，2021-2024 年現貨-長協理論平均價差分別為 2.29、5.39、1.47、1.11 元/方，考慮到遠期亞洲與北美天然氣價差縮小，HH 掛鉤的 L

6、NG 長協優勢或有所收窄。當前天然氣價格仍將受天氣、地緣政治及庫存變化的明顯擾動，同時投機活動放大了短期的波動，脆弱的天然氣現貨市場凸顯長協競爭優勢。近期因歐美寒潮及烏克蘭過境管道暫停，其天然氣庫存降至三年低位，推動價格持續上漲。2022年俄烏沖突爆發后歐洲顯著減少俄羅斯管道天然氣進口量，亞馬爾、北溪、烏克蘭過境管道相繼被暫停，合計影響供給能力 1300 億立方米/年，約占歐洲需求的 26%，若俄烏和談或顯著緩解供應壓力，使得歐洲、亞洲氣價下行。順價改革繼續推進與氣源成本下行，順價改革繼續推進與氣源成本下行，利好終端天然氣銷售利好終端天然氣銷售。截至2024 年 11 月，超過 160 個地級

7、市已出臺居民氣價格調整機制相關文件，約占全國地級市的 60%，仍有進一步推進的空間，平均居民氣價上調約 0.257 元/立方米，調整幅度約為 5%10%。氣價中樞降低背景下，城燃公司氣源成本有望下行，助力天然氣銷售業務價差修復。此外，氣價中樞下行也將降低工業用戶天然氣用能成本，有助于推動天然氣在工業用能中的滲透率提升。風險提示：風險提示：宏觀及能源需求下滑超預期；地緣政治事件致使天然氣價格大幅波動風險；行業政策推行不及預期風險。行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的免責條款部分 2 of 31 目錄目錄 1.投資建議.3 2.全球天然氣消費復蘇，中國需求高增速.3 2.1.國際氣價回歸

8、常態區間，亞太地區引領全球天然氣需求增長.3 2.2.中國天然氣需求高增速，LNG 進口量持續增長.4 3.北美引領全球 LNG 產能增長，供需格局趨于寬松.5 3.1.美國是最大產氣國，LNG 已成為全球最主要的天然氣貿易方式.5 3.2.北美推動全球 LNG 液化產能快速提升.6 3.3.因 LNG 供需趨于寬松及流動性提升，亞、歐氣價中樞或下行.7 3.3.1.預計 2025 年全球 LNG 供需仍維持緊平衡，但遠期趨于寬松.7 3.3.2.全球 LNG 合同呈現新特點，為 LNG 貿易注入更多流動性.9 4.脆弱的天然氣現貨市場凸顯 LNG 長協競爭優勢.10 4.1.美國天然氣供應成

9、本約在 2.5-3 美元/MMBtu 區間.10 4.2.HH 在 2-4 美元時，對應長協中國到岸價 7.3-9.6 美元/MMBtu.12 4.3.HH 掛鉤的長協具備競爭優勢，但遠期優勢或將有所收窄.13 4.4.天然氣現貨市場仍脆弱，長協優勢進一步凸顯.13 5.低庫存支撐短期價格持續上行，俄烏和談或顯著緩解供應壓力.14 5.1.天氣與地緣因素推動近期天然氣價格上漲.14 5.2.俄烏沖突爆發后歐洲顯著減少俄羅斯管道天然氣進口量.16 5.3.俄烏和談或顯著緩解供應壓力，致使歐洲氣價下行.17 6.順價改革繼續推進與氣源成本下行，城燃行業整體向好.19 6.1.國內天然氣市場改革推進

10、順利，毛差持續修復.19 6.2.我國 LNG 接收站規模持續擴大以滿足日益增長的進口需求.22 6.3.2025 年進口管道氣量預計增長 80 億方.23 6.4.城燃氣源成本有望下行，推動價差修復及工業氣滲透率提升.24 7.相關標的.25 7.1.昆侖能源背靠中石油，布局中西部&高工業用戶占比.25 7.2.新奧股份打造多元化資源池，一體化構筑競爭優勢.27 8.風險提示.30 NBgWmMsNuMxOqNtNaQdN6MsQoOpNqNjMqQoNjMtRnNbRoOyRuOqRuMuOnRoP行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的免責條款部分 3 of 31 1.投資建議投資

11、建議 中國引領全球天然氣需求增長，北美將推動全球 LNG 液化產能快速提升。隨著全球 LNG 市場供需逐步趨于寬松、LNG 貿易流動性提升，亞洲、歐洲與北美天然氣價差或收窄，亞洲、歐洲氣價中樞有望下行，進而使得城燃企業氣源成本下降，推動天然氣銷售業務價差修復。此外，氣價下行將降低工業用戶天然氣用能成本，有助于推動天然氣在工業用能中的滲透率提升。推推薦薦昆侖能源（昆侖能源（0135.HK）：）：背靠中石油擁有上游資源優勢，高工業用戶占比與積極布局中西部，氣量增速高。脆弱的天然氣現貨市場凸顯 LNG 長協競爭優勢，推薦推薦新奧股份（新奧股份（600803.SH）：天然氣全產業鏈一體化布局，打造多元

12、化資源池，擁有大量 LNG 長協資源與自有 LNG 接收站。表表1：重點公司盈利預測估值表重點公司盈利預測估值表 代碼代碼 公司名稱公司名稱 收盤價收盤價 單位單位 盈利預測（盈利預測（EPS，元），元）PE 評級評級 2024E 2025E 2026E 2024E 2025E 2026E 0135.HK 昆侖能源 7.77 港元/股 0.74 0.78 0.85 9.78 9.28 8.51 增持 600803.SH 新奧股份 19.35 元/股 1.93 2.11 2.28 10.03 9.17 8.49 增持 數據來源：Wind，國泰君安證券研究。注：收盤價截至 2025 年 3 月 1

13、4 日。2.全球天然氣消費復蘇，中國需求高增速全球天然氣消費復蘇，中國需求高增速 2.1.國際氣價回歸常態國際氣價回歸常態區間區間，亞太地區，亞太地區引領引領全球天然氣需求增長全球天然氣需求增長 國際天然氣價格國際天然氣價格逐步回歸常態區間，但逐步回歸常態區間，但波動率較過去偏高波動率較過去偏高。2021 年以來，國際天然氣價格因疫情、俄烏沖突供需錯配等因素波動率明顯上升，2022 年冬季歐洲 TTF 天然氣價格沖高至 90 美元/百萬英熱單位。2023 年以來，歐洲 TTF、亞洲 JKM 天然氣價格逐步回到 10-20 美元/MMBtu 的常態區間，美國 NYMEX 天然氣價格回落至 2-4

14、 美元/MMBtu 區間，但波動率較過去偏高，近期冬季氣價緩慢上行。圖圖1：國際天然氣價格回歸常態區間國際天然氣價格回歸常態區間 數據來源：Bloomberg，國泰君安證券研究 全球天然氣消費復蘇全球天然氣消費復蘇，亞太地區亞太地區帶動全球天然氣需求增長，帶動全球天然氣需求增長，預計預計 2025 年全年全球天然氣球天然氣需求需求增速約增速約 2.2%。2022 年因經濟承壓及高氣價影響，全球天然氣需求下滑，2023 年僅略微增長，2024 年全球天然氣消費復蘇，天然氣需求預計增長 1070 億立方米,同比增長約 2.6%。其中，亞太地區（主要中國、印度貢獻）天然氣需求增長 460 億立方米，

15、同比增長約 5.1%，中國中國天然氣天然氣需求需求增長約增長約 310 億立方米，億立方米，占全球增量的占全球增量的 29%、亞太地區增量的、亞太地區增量的 67%。預計 2025 年全球天然氣需求增速為 2.2%，亞太地區的增量貢獻占比超 50%。工業仍然是天然氣使用量增加的主要驅動因素，預計將占需求增長的三分之一以上。010203040506070809010018-1018-1219-0219-0419-0619-0819-1019-1220-0220-0420-0620-0820-1020-1221-0221-0421-0621-0821-1021-1222-0222-0422-062

16、2-0822-1022-1223-0223-0423-0623-0823-1023-1224-0224-0424-0624-0824-1024-12荷蘭TTF（美元/百萬英熱）NYMEX天然氣（美元/百萬英熱單位）亞洲JKM（美元/百萬英熱）行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的免責條款部分 4 of 31 圖圖2：亞太地區帶動全球天然氣需求增長亞太地區帶動全球天然氣需求增長 數據來源：IEA 表表2：亞太地區亞太地區拉動全球拉動全球天然氣需求天然氣需求增長增長 天然氣消費量（十億立方米）天然氣消費量（十億立方米）增量（十億立方米）及占比增量（十億立方米）及占比 2021 2022 2

17、023 2024E 2025E 2024E 占比 2025E 占比 非洲 169 170 176 180 185 4 3.7%5 5.4%亞太地區 891 877 902 948 997 46 43.0%49 52.7%中國中國 367 364 391 422 455 31 29.0%33 35.5%中南美洲 153 148 147 148 149 1 0.9%1 1.1%歐亞大陸 649 622 631 656 664 25 23.4%8 8.6%俄羅斯 516 487 495 516 524 21 19.6%8 8.6%歐洲 609 524 489 488 493 -1-0.9%5 5.4

18、%中東 562 580 592 610 632 18 16.8%22 23.7%北美洲 1091 1144 1157 1169 1173 12 11.2%4 4.3%美國美國 874 919 928 935 934 7 6.5%-1-1.1%全球全球 4124 4064 4093 4200 4293 107 100.0%93 100.0%數據來源：IEA，國泰君安證券研究 2.2.中國中國天然氣天然氣需求高增速，需求高增速，LNG 進口進口量量持續持續增長增長 預計預計 2024-2030 年中國天然氣年中國天然氣復合復合增速達到增速達到 6%。長期以來，中國天然氣消費量高速增長，2008-2

19、023 年年均復合增長率超過 11%，2023 年天然氣消費量為 3945 億方，供給結構上，國產天然氣占 58%，進口管道氣占 17%，進口 LNG 占 25%。國家發改委 2017 年 7 月發布的加快推進天然氣利用的意見 指出，到2030年，力爭天然氣消費在一次能源消費中占比提高到15%。截至 2023 年底，我國天然氣在一次能源消費中占比僅為 8.5%，仍有較大提升空間。根據 Bloomberg 預測，中國天然氣需求仍將保持高增長，預計到2030 年，中國天然氣表觀消費量將達到 5760 億立方米，2024-2030 年年均復合增長率約 6%。圖圖3：預計預計 2024-2030 年中

20、國天然氣需求保持高增長年中國天然氣需求保持高增長 圖圖4：中國天然氣占一次能源消費比重仍待提升中國天然氣占一次能源消費比重仍待提升 1.8 2.0 2.2 2.4 2.3 2.3 2.3 2.4 2.7 3.0 3.4 3.5 4.0 4.6 4.8 5.3 5.6 5.8 6.1 6.9 7.6 8.0 8.4 8.9 8.4 8.5 024681001,0002,0003,0004,0005,0001998199920002001200220032004200520062007200820092010201120122013201420152016201720182019202020212

21、0222023中國天然氣表觀消費量（億方）中國天然氣消費占一次能源消費總量比重（%）行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的免責條款部分 5 of 31 數據來源：Bloomberg 數據來源：國家統計局，國泰君安證券研究 我國天然氣進口依存度約我國天然氣進口依存度約 42%，LNG 是主要的進口方式，預計至是主要的進口方式，預計至 2030 年年LNG 進口量將增長進口量將增長 54%至至 1510 億方。億方。2023 年我國天然氣消費量 3945 億立方米，占全球天然氣消費量的37%，而我國國產天然氣約2290億立方米，天然氣進口依存度達 42.0%。我國天然氣進口主要通過進口 L

22、NG 和進口管道氣兩種方式，2023 年分別進口 LNG 7131.7 萬噸（約 984 億立方米）和管道氣 671 億立方米，占國內天然氣消費量的 25%和 17%，進口 LNG 已成為主要的天然氣進口來源，進口 LNG 數量從 2008 年的 333.6 萬噸增長至 2023年的 7131.7 萬噸，年均復合增長率達 22.65%。根據 Bloomberg 預測，中國天然氣需求將繼續保持增長，LNG 進口量預計將從 2023 年 980 億立方米增長至 2030 年的 1510 億立方米，增幅達 54%。圖圖5：進口進口 LNG 占天然氣消費量的占天然氣消費量的 25%（億立方米）（億立方

23、米）圖圖6：預計進口預計進口 LNG 量將維持高增長量將維持高增長 數據來源：國家統計局，國泰君安證券研究 數據來源：Bloomberg，Wind，國泰君安證券研究 3.北美北美引領引領全球全球 LNG 產能增長，供需產能增長，供需格局格局趨于寬松趨于寬松 3.1.美國是最大產氣國，美國是最大產氣國，LNG 已成為已成為全球全球最主要的天然氣貿易最主要的天然氣貿易方式方式 美國是全球最大的天然氣生產國美國是全球最大的天然氣生產國和需求國和需求國，美國、俄羅斯、中東是主要的天，美國、俄羅斯、中東是主要的天然氣出口然氣出口地區地區。美國天然氣產量全球第一，2023 年產氣量 10610 億立方米，

24、占全球總產量的25.7%，其次是俄羅斯，產氣量6380億立方米，占比15.5%。同時，美國也是全球最大的天然氣消費國，2023 年全年消費量 9280 億立方米，占全球消費量的 22.7%。全球天然氣貿易中，美國、俄羅斯、中東是主要的天然氣出口地區。表表3：全球天然氣供需平衡表全球天然氣供需平衡表 天然氣消費量（十億立方米）天然氣消費量（十億立方米）生產量（十億立方米）生產量（十億立方米）差額（十億立方米）差額（十億立方米）2021 2022 2023 2024E 2025E 2021 2022 2023 2024E 2025E 2021 2022 2023 2024E 2025E 非洲 16

25、9 170 176 180 185 260 251 254 252 260 91 81 78 72 75 亞太地區 891 877 902 948 997 648 660 670 686 710 -243-217-232-262-287 中國中國 367 364 391 422 455 205 216 230 245 260 -162-148-161-177-195 中南美洲 153 148 147 148 149 148 151 148 146 148 -5 3 1-2-1 歐亞大陸 649 622 631 656 664 960 865 830 860 875 311 243 199 20

26、4 211 俄羅斯 516 487 495 516 524 762 672 638 675 687 246 185 143 159 163 歐洲 609 524 489 488 493 222 230 215 220 216 -387-294-274-268-277 中東 562 580 592 610 632 692 715 725 743 770 130 135 133 133 138 北美洲 1091 1144 1157 1169 1173 1172 1240 1285 1288 1315 81 96 128 119 142 美國美國 874 919 928 935 934 984 10

27、21 1061 1060 1074 110 102 133 125 140 全球全球 4124 4064 4093 4200 4293 4102 4112 4127 4195 4294 -22 48 34-5 1 數據來源：IEA，國泰君安證券研究 LNG 是全球天然氣貿易中的主要方式，占比超是全球天然氣貿易中的主要方式，占比超 60%。自 2013 年以來，LNG國產天然氣,2290,58%進口管道氣,671,17%進口LNG,984,25%0%5%10%15%20%25%30%35%02004006008001,0001,2001,4001,600200820092010201120122

28、01320142015201620172018201920202021202220232024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E進口LNG（億方）占全國天然氣消費量比例行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的免責條款部分 6 of 31 貿易量的年均增長率為 5.3%，貿易占比已超過管道氣，2023 年 LNG 和管道氣貿易占比約為 6：4，主要得益于美國對 LNG 出口基礎設施的投資、液化和運輸效率的提高以及成本的降低，同時地緣政治緊張局勢、雙碳目標要求等也助推了 LNG 貿易量的增長。圖圖7：LNG 超過超過區域間區域間管道氣成為全球天然氣貿易管道氣成為全

29、球天然氣貿易中的主要方式中的主要方式 數據來源：Energy Institute 3.2.北美推動全球北美推動全球 LNG 液化液化產能快速提升產能快速提升 美國是全球最大美國是全球最大 LNG 出口國，中國是全球最大出口國，中國是全球最大 LNG 進口國。進口國。2023 年，全球 LNG 貿易量 4.014 億噸，較 2022 年增長 2.1%，其中美國是 LNG 最大出口國，出口量達到 0.845 億噸，占比 21.05%，其次分別為澳大利亞 0.796 億噸、卡塔爾 0.782 億噸、俄羅斯 0.314 億噸。而中國為 LNG 最大進口國，進口量達到 0.712 億噸，占比 17.7%

30、。歐盟 2023 年的 LNG 進口量為 1.21 億噸，歐洲在對俄能源制裁的情況下，天然氣貿易格局顯著改變，其市場供需平衡較過去更加脆弱。圖圖8：2023 年美國是世界最大年美國是世界最大 LNG 出口國出口國 數據來源：GIIGNL 行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的免責條款部分 7 of 31 圖圖9：全球全球 LNG 貿易流向貿易流向 圖圖10：2023 年全球年全球 LNG 貿易流向地圖貿易流向地圖 數據來源：GIIGNL 數據來源：Rystad Energy，GIIGNL 北美北美推動推動全球全球 LNG 液化液化產能產能快速提升?？焖偬嵘?。根據 Rystad Ener

31、gy 的預測，全球2024-2030 年 LNG 液化產能將快速增長，將從 2023 年的 4.6 億噸增長至2030 年的 8.5 億噸以上，其中北美增量占全球的 40%以上。圖圖11：北美北美推動推動 2024-2030 年全球年全球 LNG 液化液化產能增長產能增長 數據來源：Rystad Energy 3.3.因因 LNG 供需供需趨于趨于寬松及寬松及流動性提升流動性提升，亞，亞、歐歐氣價中樞或氣價中樞或下下行行 3.3.1.預計預計 2025 年年全球全球 LNG 供需供需仍維持緊平衡，但遠期仍維持緊平衡，但遠期趨于寬松趨于寬松 2023 年全球年全球 LNG 液化裝置高負荷運行，液

32、化裝置高負荷運行，其中其中美國美國產能利用率約產能利用率約 99.1%。2023 年全球運營 LNG 液化產能總計 4.831 億噸/年，平均產能利用率約88.7%，其中美國的 LNG 液化工廠接近滿負荷運行，產能利用率達到 99.1%。俄羅斯、阿曼、卡塔爾、阿聯酋、澳大利亞等國 LNG 液化裝置同樣超負荷或高負荷運行，利用率分別為 115%、110%、102%、96%和 95%。行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的免責條款部分 8 of 31 圖圖12：2023 年全球年全球 LNG 液化裝置平均產能利用率約液化裝置平均產能利用率約 88.7%數據來源：Rystad Energy

33、IEA 下調下調 2025 年年 LNG 供應增速，供應增速，預計預計 2025 年年仍維持緊平衡狀態。仍維持緊平衡狀態。2022-2023 年因俄烏沖突等地緣政治原因，俄羅斯運往歐洲的管道氣受阻，使得全球天然氣貿易量顯著減少，而 2025 年全球 LNG 供應陸續釋放，拉動天然氣貿易量重回增長。2024 年全球 LNG 供應增長約 130 億立方米，增速為2.5%，遠低于 2016-2020 年 8%的平均增長率，主要是由于部分項目延遲，以及安哥拉、埃及和特立尼達和多巴哥 LNG 項目的原料氣供應問題致。2025 年 1 月，因部分項目繼續延期，IEA 將 LNG 供應增長預期從 300 億

34、立方米下調至 260 億立方米，增速約為 5%，增量主要來自于美國 Plaquemines LNG 項目一期、美國 Corpus Christi 三期擴建項目以及加拿大 LNG 等項目,其中北美占全球 LNG 供應增量的 80%以上。圖圖13：2024-2025 年全球天然氣貿易量年全球天然氣貿易量因更多的因更多的 LNG 供應而供應而增長增長 數據來源：IEA 圖圖14：2025 年北美貢獻主要年北美貢獻主要的的 LNG 供應供應增量增量 數據來源：IEA 行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的免責條款部分 9 of 31 遠期遠期全球全球 LNG 市場市場供需供需逐步逐步趨于寬松趨

35、于寬松。IEA 在2024 年世界能源展望中預測，到 2030 年，在 STEPS 情景(2.4C 升溫幅度)下，將導致 130 億立方米的 LNG 過剩產能，約占全球液化產能的 15%。而在 APS 情景(1.7C 升溫幅度)和 NZE 凈零排放情景(1.5C 升溫幅度)下，LNG 過剩產能幅度更大。圖圖15：全球全球 LNG 市場供需市場供需逐步逐步趨于寬松趨于寬松 數據來源：IEA 3.3.2.全球全球 LNG 合同合同呈現新特點，為呈現新特點，為 LNG 貿易注入更多流動性貿易注入更多流動性 LNG 合同呈現合同呈現更長期限更長期限、更高合同量以及離岸交付比例增加的特點。、更高合同量以

36、及離岸交付比例增加的特點。2023年，長期協議在 LNG 新簽合同量中占比約 81%，主要為亞洲買家，占長協合同量的 46%。2018 年以來簽訂的總合同量中，長協占 80%以上，其中中國占長協的比例超 20%，顯著領先于其他國家。合同規模上，2023 年新簽大型合同占比提升至 57%，比例達到了 2017 年以來的最高值。2023 年新簽目的地固定（到岸交付，DES）合同約占 70%，但在全部的 LNG 合同中，目的地固定的合同占比約 53%，預計到 2027 年，這一比例將下降至 49%，更多的更多的靈活目的地靈活目的地（離岸交付，（離岸交付，FOB）合同將為全球）合同將為全球 LNG 貿

37、易提供更多的貿易提供更多的流動性。流動性。此外，此外，交易商交易商也為也為 LNG 市場提供了更多的流動性市場提供了更多的流動性。組合型交易商（Portfolio players）在 LNG 買家對數量和供應來源靈活性的需求日益增長中發揮重要作用，從各種來源采購 LNG 供應，并通過合同或現貨轉售給客戶。近年來其獲得的合同量份額正在上升，2024 年交易商采購量占總 LNG 合同量的比例為 41%，而 2016 年僅為 26%。交易商未平倉合同比率（即交易商在已簽訂的買入合同中，未被定期銷售合同覆蓋的比例）從 2017 年的 29%增加到2023 年的 45%，預計 2027 年將增加至 55

38、%，這將為 LNG 市場提供更大的交易靈活性。圖圖16：LNG 合同呈現合同呈現更長期限更長期限、更高更高合同量合同量以及離岸交付比例增加的特點以及離岸交付比例增加的特點 數據來源：ICIS 行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的免責條款部分 10 of 31 圖圖17：目的地不固定的目的地不固定的 LNG 合同比例將提升合同比例將提升 圖圖18：未平倉的未平倉的 LNG 合同持續增加合同持續增加 數據來源：ICIS 數據來源：ICIS 在在 LNG 供需格局趨于寬松供需格局趨于寬松及及 LNG 貿易流動性提升背景下貿易流動性提升背景下，亞洲、歐洲，亞洲、歐洲氣氣價中樞價中樞有望有望下

39、行下行。當前，歐洲荷蘭 TTF、亞洲 JKM 價格在 10-20 美元/MMBtu區間，美國 Henry Hub 氣價約 2-4 美元/MMBtu，隨著全球 LNG 市場供需逐步趨于寬松、離岸合同比例上升、交易商未平倉合同量增加，亞洲、歐洲與北美天然氣價差或收窄，亞洲、歐洲氣價中樞有望下行。4.脆弱的天然氣脆弱的天然氣現貨現貨市場市場凸顯凸顯 LNG 長協競爭優勢長協競爭優勢 4.1.美國天然氣美國天然氣供應成本供應成本約在約在 2.5-3 美元美元/MMBtu 區間區間 美國主要天然氣產地為 Marcellus（馬塞勒斯）、Permian（二疊紀）、以及Haynesville（海恩斯維爾），

40、合計占比約 60%，近年來美國天然氣的產量增長量 80%以上源自此三大盆地。圖圖19：美國美國 Marcellus、Permian、Haynesville 盆地貢獻盆地貢獻天然氣天然氣產量增量產量增量 數據來源：EIA 行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的免責條款部分 11 of 31 圖圖20：美國主要產氣區地理位置美國主要產氣區地理位置 數據來源：EIA 對于不同類型的油井，生產商無法只生產最有價值的商品，必須同時生產所有產品，由此天然氣生產的盈虧平衡點有較大差異。圖圖21：美國經典天然氣井產品結構美國經典天然氣井產品結構 數據來源：Bloomberg 在某些盆地，如德克薩斯州的

41、 Permian（二疊紀盆地）和 Eagle Ford（鷹灘盆地）的部分地區，天然氣是頁巖油的副產品，導致了天然氣的盈虧平衡點為負數，例如 Permian(Midland)為-3.27 美元/MMBtu、Eagle Ford East 為-2.63 美元/MMBtu、Permian(Delaware)為-1.30 美元/MMBtu。這一部分負成本產氣區產量占比約為 20%-25%。而以 Marcellus Basin（馬塞勒斯盆地）為代表的其他盆地，天然氣生產盈虧平衡點因 NGL 的存在而有較大差異，Marcellus Basin 濕氣井（含有 NGL 的油井）的盈虧平衡價格為 1.77 美元

42、/MMBtu，而干氣井（NGL 有限或沒有）則為 2.43 美元/MMBtu。平均而言，平均而言，當前當前美國主要天然氣井美國主要天然氣井（非伴生氣產區非伴生氣產區）盈虧平衡點盈虧平衡點主要在主要在 2.5-3.0 美元美元/MMBtu 區間內區間內。行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的免責條款部分 12 of 31 圖圖22：美國主要產氣美國主要產氣盆地盆地平均盈虧平衡點平均盈虧平衡點 數據來源：Bloomberg New Energy 2019 Sustainable Energy in America Factbook 2025-2029 年年美國美國主要產區主要產區（非（非

43、Permian、Eagle Ford East 等等伴生氣產區）伴生氣產區）天然氣的邊際供應成本天然氣的邊際供應成本在在 2.1-3.7 美元美元/MMBtu 區間區間。據彭博新能源財經估計，Marcellus 盆地西部及南部約為 2.07 美元/MMBtu、Utica 盆地約為 2.4美元/MMBtu，Marcellus 盆地北部約為 2.77 美元/MMBtu，而 Haynesville 盆地約為 3.7 美元/MMBtu，在當前 Henry Hub 價格下，此盆地新氣井的利潤微薄。圖圖23：2025-2029 年美國主要產區（非伴生氣）邊際供應成本年美國主要產區（非伴生氣）邊際供應成本

44、數據來源：Bloomberg 4.2.HH在在 2-4美元美元時，對應時，對應長協中國長協中國到岸價到岸價 7.3-9.6美元美元/MMBtu 一般而言，Henry Hub 掛鉤的離岸 FOB 長協價格公式為 1.15*HH+常數，其中常數代表天然氣液化成本等，約為 23 美元/MMBtu。此外，運輸到中國的到岸價還需 23 美元/MMBtu 的船運費，以上數據均取中值計算，當 Henry Hub價格在2-4美元/MMBtu區間時，對應中國到岸價7.3-9.6美元/MMBtu，約為 1.84-2.26 元/方（按 1 MMBtu=28.3 立方米換算）。-3.27-2.63-1.30 1.64

45、 1.77 2.43 2.57 2.64 2.69 2.80 3.02 3.11-4.00-3.00-2.00-1.000.001.002.003.004.00Permian(Midland)Eagle Ford EastPermian(Delaware)Eagle Ford WestMarcellus WetMarcellus DrySTACK MississippianUtica WetUtica DrySTACK WoodfordHaynesvilleSCOOP Woodford按盆地劃分的天然氣井口盈虧平衡價格($/MMBtu)行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的免責條款部分

46、 13 of 31 圖圖24：Henry Hub 掛鉤掛鉤的離岸的離岸 FOB 長協長協中國到岸價中國到岸價 數據來源：國泰君安證券研究 4.3.HH 掛鉤的長協具備競爭優勢，但掛鉤的長協具備競爭優勢，但遠期遠期優勢或將有所收窄優勢或將有所收窄 HH 掛鉤掛鉤的的 LNG 長協較現貨具備價格優勢長協較現貨具備價格優勢，但優勢或將收窄，但優勢或將收窄。按照 Henry Hub 掛鉤的長協價格公式測算，近期長協較 LNG 現貨到岸價具有 4-7 美元/MMBtu 的價格優勢。統計歷史數據，2021-2024 年，現貨-長協理論平均價差分別為 9.14、21.48、5.87、4.41 美元/MMBt

47、u，即 2.29、5.39、1.47、1.11元/方，HH 掛鉤的 LNG 長協長期具備一定的價格優勢。但考慮到全球 LNG市場供需逐步趨于寬松、LNG 貿易市場靈活性及流動性上升，或導致亞、歐洲與北美天然氣價差縮小，進而使得 Henry Hub 掛鉤的 LNG 長協價格優勢收窄。圖圖25：HH 掛鉤掛鉤 LNG 長協較現貨具備價格優勢長協較現貨具備價格優勢 數據來源：Wind，國泰君安證券研究 4.4.天然氣現貨市場仍脆弱，長協優勢天然氣現貨市場仍脆弱，長協優勢進一步凸顯進一步凸顯 天然氣價格仍將受天氣、地緣政治及庫存變化的擾動天然氣價格仍將受天氣、地緣政治及庫存變化的擾動，現貨市場仍脆弱，

48、現貨市場仍脆弱。過去 12 個月，全球天然氣現貨價格持續上行，截至 2025 年 2 月 24 日，荷蘭TTF 和亞洲 JKM 天然氣價格同比上行 56%和 76%。多個地區天然氣庫存低于往年，美國能源信息署（EIA）已將 2025 年天然氣價格預期上調至 3.8 美元/百萬英熱單位，較此前預測增長 20%。近期價格上行原因包括烏克蘭終止俄羅斯天然氣過境協議、2024-2025 年北美和西北歐的寒潮等等。在低庫存水平下，各地區在 2025 年夏季前積極補充庫存，若 2025 年夏季0.02.04.06.08.010.012.014.016.018.020.00.02.04.06.08.010.

49、012.014.0HH掛鉤長協中國到岸價（美元/MMBtu）Henry Hub價格（美元/MMBtu）-15-5515253545(30)(10)10305070902017-082017-112018-022018-052018-082018-112019-022019-052019-082019-112020-022020-052020-082020-112021-022021-052021-082021-112022-022022-052022-082022-112023-022023-052023-082023-112024-022024-052024-082024-112025-02

50、中國LNG現貨到岸價（美元/MMBtu）現貨-長協理論價差（美元/MMBtu，七日平均，右軸）行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的免責條款部分 14 of 31 持續熱浪導致天然氣發電需求超預期，則天然氣現貨市場競爭將更加激烈。此外，由于天氣和地緣風險等加劇了市場對供需失衡的預期，對沖基金等投機活動顯著增加，放大了短期現貨價格的波動。脆弱的天然氣現貨市場進一步凸顯長協的競爭優勢。圖圖26：天然氣市場仍脆弱天然氣市場仍脆弱，價格呈現高波動，價格呈現高波動 數據來源：Bloomberg，國泰君安證券研究 5.低庫存低庫存支撐支撐短期短期價格價格持續持續上行，上行，俄烏和談俄烏和談或或顯著

51、緩解顯著緩解供應壓力供應壓力 5.1.天氣天氣與地緣與地緣因素推動近期因素推動近期天然氣價格天然氣價格上漲上漲 2024-2025 年冬季氣溫低于預期，歐美年冬季氣溫低于預期，歐美天然氣庫存天然氣庫存降至降至三年低位三年低位。2024 年11 月以來，北半球遭遇極地寒流，歐洲、亞洲及北美多地氣溫驟降，氣溫達到近三年的低位，供暖需求大幅增加。美國 1 月份的極寒天氣導致天然氣庫存提取量創紀錄，單周減少 3210 億立方英尺，庫存水平迅速從高于五年均值 6%降至低于均值 4%。歐洲也因嚴寒天氣，天然氣消費量激增，庫存快速消耗。截至 2025 年 3 月初，歐洲天然氣庫存 438Twh，過去兩年同期

52、分別為 636Twh、662Twh，降幅超過 30%；美國天然氣庫存 1760 十億立方英尺，過去兩年同期分別為 2030、2334 十億立方英尺，歐、美天然氣庫存均降至三年低位。圖圖27：2024-2025 年歐洲冬季氣溫為近三年低位年歐洲冬季氣溫為近三年低位 數據來源：EIA 0246810121416182024-0124-0224-0324-0424-0524-0624-0724-0824-0924-1024-1124-1225-0125-02荷蘭TTF（美元/百萬英熱）亞洲JKM（美元/百萬英熱）行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的免責條款部分 15 of 31 圖圖28：

53、近期歐洲天然氣庫存跌至近三年低位近期歐洲天然氣庫存跌至近三年低位 圖圖29：近期美國天然氣庫存跌至近三年低位近期美國天然氣庫存跌至近三年低位 數據來源：Bloomberg，國泰君安證券研究 數據來源：Bloomberg，國泰君安證券研究 2025 年起年起烏克蘭過境管道暫停烏克蘭過境管道暫停，加劇加劇國際國際 LNG 現貨市場現貨市場緊張緊張局勢局勢。2019年簽署的俄烏天然氣過境協議原定有效期至 2024 年 12 月 31 日，到期后烏克蘭總統澤連斯基明確表示不再續簽協議，旨在切斷俄羅斯通過能源出口獲得資金。2025 年 1 月 1 日，烏克蘭正式停止通過其天然氣運輸系統向歐洲轉運俄羅斯天

54、然氣，2024 年該管道系統輸送了約 155 億立方米天然氣，約占歐洲消費總量的 3.2%。因暫停所導致的缺口預計將通過增加美國 LNG進口與土耳其溪管道流量來彌補。2024 年 Q1 該管道運輸量約 39.74 億方，而 2025 年 1 月進口美國 LNG 數量同比增加 8.66 億方，土耳其溪管道流量同比增加約 4 億方，這使得國際 LNG 現貨市場短期更加緊張。圖圖30：烏克蘭過境管道（烏克蘭過境管道（Ukraine transit）圖圖31：2025 年起年起烏克蘭過境管道烏克蘭過境管道被暫停運輸被暫停運輸 數據來源：牛津能源研究所 數據來源：Entsog 圖圖32：歐盟歐盟 LNG

55、 進口來源結構進口來源結構 數據來源：Bloomberg 02004006008001,0001,2001月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月 12月歐洲天然氣庫存（Twh）20252024202301,0002,0003,0004,0005,0001月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月 12月美國天然氣庫存（十億立方英尺）202520242023行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的免責條款部分 16 of 31 5.2.俄烏沖突俄烏沖突爆發爆發后后歐洲歐洲顯著減少顯著減少俄羅斯俄羅斯管道管道天然氣進口天然氣進口量量 俄烏沖突俄烏沖突爆發爆發后后，歐盟歐盟主要減少

56、了俄羅斯的主要減少了俄羅斯的管道管道天然氣進口天然氣進口，2024年較年較2021年減少約年減少約 1106 億方，降幅億方，降幅 76.9%。2022 年 2 月俄烏沖突爆發后，歐洲天然氣進口格局因能源安全戰略調整、制裁政策等而顯著變化。歐盟自俄羅斯進口的天然氣數量由 2021 年的 1571 億方下降至 2024 年的 545 億方，進口占比從 43%下降至 18%，但仍是重要來源國。減少部分主要為經由北溪管道、亞馬爾管道運輸的俄羅斯管道天然氣，但增加了來自俄羅斯的 LNG 進口數量。2021 年歐盟從俄羅斯進口 LNG 133 億方，2024 年增長至 213 億方；2021 年歐盟從俄

57、羅斯進口管道氣 1438 億方，而 2024 年銳減 1106 億方至332 億方，降幅達 76.9%。而 2025 年歐洲天然氣總需求量達 4930 億立方米，約占全球總需求的 11.5%。圖圖33：歐盟天然氣進口結構變化歐盟天然氣進口結構變化 圖圖34：歐盟進口的俄羅斯歐盟進口的俄羅斯管道氣持續下滑管道氣持續下滑 數據來源：Bruegel 數據來源：Bruegel 圖圖35：歐洲歐洲 2025 年天然氣總需求量達年天然氣總需求量達 4930 億立方米億立方米 數據來源：IEA 歐洲通過增加歐洲通過增加 LNG 進口與壓低自身需求來彌補天然氣缺口。進口與壓低自身需求來彌補天然氣缺口。2022

58、 年 4 季度歐盟從俄羅斯進口天然氣 114 億立方米，而 2021 年 4 季度為 366 億立方米，同比減少 68.8%，因減少俄羅斯進口產生的缺口一方面通過增大 LNG進口量來彌補（進口美國 LNG 同比增加 67 億立方米，進口其他 LNG 同比增加 53 億立方米），另一方面壓低自身進口需求，總進口量同比下降 80 億立方米。行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的免責條款部分 17 of 31 表表4：歐盟天然氣進口結構歐盟天然氣進口結構變化變化（億立方米）（億立方米）2022Q4 2021Q4 變化變化 變化占俄羅斯減少量比例變化占俄羅斯減少量比例 俄羅斯 114 366-

59、252 美國 LNG 126 59 67 27%其他 LNG 137 84 53 21%挪威 250 233 17 7%阿爾及利亞 108 108-1 英國 64 34 30 12%阿塞拜疆 33 28 5 2%利比亞 9 8 1 合計 841 921-80 32%數據來源：Bruegel based on ENTSOG，GlE and Bloomberg 5.3.俄烏俄烏和談和談或顯著緩解供應壓力，致使歐洲氣價下行或顯著緩解供應壓力，致使歐洲氣價下行 歐洲主要通過歐洲主要通過四條管道從俄羅斯進口天然氣四條管道從俄羅斯進口天然氣：北溪管道、土耳其溪管道、烏克蘭過境管道和亞馬爾-歐洲管道，當前僅

60、土當前僅土耳其溪管道耳其溪管道在運行在運行。圖圖36：歐洲主要天然氣進口管道歐洲主要天然氣進口管道 數據來源：Bruegel 北溪管道（北溪管道（Nord Stream）：）：“北溪-1”是俄羅斯經波羅的海向歐洲輸送天然氣的最長管道之一。由于歐洲對俄制裁，2022 年 8 月底，俄羅斯天然氣工業股份公司宣布，這一管道向歐洲的天然氣供應完全停止。2022 年 9 月 26 日，因管道發生爆炸，這一管道的天然氣一段時間內無法恢復供氣?！氨毕?2”是與“北溪-1”平行的天然氣管道，2021 年建成。由于制裁及俄烏沖突，德國無限期叫停了這條管線。管道的其中一條線路也在 2022 年 9 月 26 日發

61、生爆炸，而另一條線路仍可輸氣，但德國未批準投入運營。當前運輸量為當前運輸量為 0，2021 年年最大運輸量約最大運輸量約 12 億方億方/周周，2021 年實際運輸量為年實際運輸量為 602 億方。億方。亞馬爾亞馬爾-歐洲管道（歐洲管道（Yamal（via Poland）：）：2022 年 5 月因波蘭拒絕“盧布結算令”被俄羅斯停止供氣。當前運輸量為當前運輸量為 0，2021 年最大運輸量年最大運輸量約約 8 億方億方/周周，2021 年實際運輸量為年實際運輸量為 312 億方。億方。行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的免責條款部分 18 of 31 圖圖37：亞馬爾管道亞馬爾管道

62、2021 年最大運輸量約年最大運輸量約 8 億方億方/周周 圖圖38：北溪管道北溪管道 2021 年運輸量約年運輸量約 12 億方億方/周周 數據來源：Entsog 數據來源：Entsog 土耳其溪管道（土耳其溪管道（TurkStream）：）：俄羅斯通過土耳其對歐洲供氣的天然氣管道，目前是俄羅斯向歐洲輸送天然氣的主要通道，覆蓋匈牙利、塞爾維亞、羅馬尼亞、希臘等國家，該管道繞過了烏克蘭。因烏克蘭過境管因烏克蘭過境管道道被被暫停，暫停，當前運輸量創歷史新高，達到當前運輸量創歷史新高，達到 4 億方億方/周，較周，較 2024 年同期增年同期增長長 1 億方億方/周。周。2021 年實際運輸量為年

63、實際運輸量為 125 億方。億方。烏克蘭過境管道（烏克蘭過境管道（Ukraine transit）：）：俄烏過境協議于 2024 年 12 月 31日到期后，烏克蘭拒絕續約，俄羅斯已于 2025 年 1 月 1 日停止通過該管道供氣。當前運輸量為當前運輸量為 0，2021 年最大運輸量約年最大運輸量約 8 億方億方/周（周（約約 400億方億方/年）。年）。2021 年實際運輸量為年實際運輸量為 397 億方。億方。圖圖39：土耳其溪管道土耳其溪管道運輸量創歷史新高運輸量創歷史新高 圖圖40：烏克蘭管道烏克蘭管道 2021 年最大運輸量約年最大運輸量約 8 億方億方/周周 數據來源：Entso

64、g 數據來源：Entsog 理論上，若俄烏沖突緩解，各管道恢復至沖突前水平，以 2021 年為基準：北溪管道供給能力約增加 602 億立方米，亞馬爾管道供給能力增加約 312億立方米，烏克蘭管道供給能力增加約 397 億立方米，合計極限情況下約1300 億立方米/年，約占歐洲 2025 年 4930 億立方米需求量的 26%，毫無疑問將導致歐洲天然氣價格暴跌。若若俄羅斯通往歐洲的管道天然氣完全恢復俄羅斯通往歐洲的管道天然氣完全恢復供應，供應，我們預計歐洲天然氣價格下跌我們預計歐洲天然氣價格下跌幅度達幅度達 40%-50%。實際操作層面：考慮到北溪管道的修復問題以及德國，波蘭等國目前并無意愿與俄

65、羅斯恢復能源合作，我們認為北溪管道及亞馬爾管道恢復通氣較為困難。烏克蘭管道可能根據烏克蘭選舉后新政府及美國的意愿或有恢復的可能性，實際上短期可操作性比較強的是增加土耳其管道流量或通過阿塞拜疆等繞境供氣，預計共可增加供應 200 億立方米/年，占歐洲當前需求的約 4%，對歐洲當前天然氣價格有向下的壓力，但效果有限。行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的免責條款部分 19 of 31 圖圖41：短期俄羅斯可以增加對歐盟供氣的方式短期俄羅斯可以增加對歐盟供氣的方式(不考慮不考慮 LNG)數據來源：Bloomberg 6.順價改革繼續推進順價改革繼續推進與與氣源成本下行氣源成本下行，城燃行業，

66、城燃行業整體整體向向好好 6.1.國內天然氣國內天然氣市場改革市場改革推進推進順利順利，毛差持續修復毛差持續修復 天然氣順價政策推行加速，相關政策密集出臺。天然氣順價政策推行加速，相關政策密集出臺。2020 年以來國際天然氣價格大幅上漲至歷史高位，為適應國際氣源市場價格高波動的環境，同時解決交叉補貼的問題（交叉補貼指：占比不足 20%的居民用氣價格低于占比 70%以上的工業用氣價格，工業用戶補貼居民用戶），響應天然氣市場化改革政策，我國多地區積極對城市燃氣價格聯動機制進行補充與完善。2023 年 2月，國家發展改革委向各省市下發了 關于提供天然氣上下游價格聯動機制有關情況的函，要求各地就建立健

67、全天然氣上下游價格聯動機制提出具體意見建議；4 月國家發展改革委向各省市發布了天然氣上下游價格聯動相關指導意見（征求意見稿）。2023 年年 6 月，燃氣行業“里程碑政策”出臺，月，燃氣行業“里程碑政策”出臺，國家發改委向各省印發關于建立健全天然氣上下游價格聯動機制的指導國家發改委向各省印發關于建立健全天然氣上下游價格聯動機制的指導意見，要求加快推進并實施好價格聯動機制，深化天然氣市場體系改革。意見，要求加快推進并實施好價格聯動機制，深化天然氣市場體系改革。至此，各省市天然氣順價改革進入加速期。表表5：2023 年年以來以來天然氣順價機制推行逐步加速天然氣順價機制推行逐步加速 時間時間 相關政

68、策相關政策 2018 年 9月 國務院印發關于促進天然氣協調穩定發展的若干意見，理順天然氣價格機制。確保居民用氣門站價格改革方案平穩實施，加快建立上下游天然氣價格聯動機制。加快建立上下游天然氣價格聯動機制。2021 年 山東省率先將下游城燃公司合同外氣價限制放開。山東省發改委發布關于放開液化天然氣（LNG）銷售價格的通知，其中指出對合同外購進的 LNG 實行“購進價“購進價+配氣價”銷售配氣價”銷售，高進高出、低進低出，引發行業的廣泛關注。（此前，國家發改委曾公布海鹽縣某天然氣公司因擅自提高天然氣價格被處罰。）2022年11月 安徽省蚌埠市發改委發布蚌埠市非居民管道天然氣價格機制改革方案（試行

69、）：放開氣源和用戶市場，推動城市管網向符合條件的市場主體開放，在價格聯動機制方面，將現行的“政府制定具體終端銷售價格”模式調整為“氣源綜合加權采購價格“氣源綜合加權采購價格+省內短途管輸價格省內短途管輸價格+配氣價格”配氣價格”模式。2022 年 江蘇多地也發布了關于冬季非居民用氣銷售價格有關事項的通知，明確鼓勵天然氣經營企業積極組織氣源保供，按照用戶自愿委托的原則，對合同購氣量以外的氣量實行代購代銷價格政策。代購代銷銷售價格代購代銷銷售價格=代購天然氣實際代購天然氣實際采購價格采購價格+配氣價格。配氣價格。2022 年底 浙江省率先取消門站價，意味著天然氣上下游的定價限制均將迎來放開。浙江省

70、發展改革委發布了關于天然氣省級門站價格等有關事項的通知，其中指出“隨著省級管網納入國家管網，我省已實現管銷分離，從 2023 年 4月 1 日起不再核定天然氣省級門站價格。各地要在 2023 年 2 月底前修訂完善管道燃氣上下游價格聯動機制；2023年 3 月底前制定終端銷售價格調整方案并組織實施?！彪S后，浙江多地陸續出臺價格改革方案。浙江衢州市與湖州市發改委調整非居民用管道天然氣銷售價格，將天然氣上下游價格聯動公式調整為：終端銷售價格終端銷售價格=氣源綜合價格氣源綜合價格+輸配氣價格輸配氣價格。而麗水市發布的價格聯動機制征求意見稿中，在調整天然氣上下游價格聯動公式的同時，還提出“非居民大用戶

71、用氣銷售價格實行市場調節價，由供用氣企業自主協商確定?！?023 年初 中國城市燃氣協會關于支持城市燃氣企業紓困解難，持續健康發展的建議遞交國家發改委。建議稱，2022 年是城市燃氣歷史上最慘淡的一年，燃氣企業大面積虧損，嚴重影響城市燃氣的安全穩定供應。政府應適時放開民生用氣的價格管制，全面實施上下游價格聯動。2023 年 3月 15 日 湖南省發改委發布關于召開湖南省天然氣上下游價格聯動機制聽證會的公告：當氣源采購平均成本波動幅度達到基準門站價格 5%，應適時啟動氣價聯動機制，天然氣終端銷售價格同步同向調整。原則上居民用氣價格聯動上調幅度不超過第一檔基準終端銷售價格的 10%，超出部分統籌考

72、慮，每年聯動上調不超過 1 次；非居民氣價聯動原則上按照氣源采購平均成本同步同額同向調整，每年聯動上調不超過 4 次。對比 2021 年公告，此次調整放寬了價格聯動啟動條件和非居民氣價上調額度，并增加了非居民氣價上調頻次。2023 年 3月 30 日 內蒙古發改委率先依照中石油新的年度天然氣銷售合同調價，基本實現了與中石油銷售合同的同額同步價格聯動。內蒙古自治區發改委發布關于調整居民和非居民用管道天然氣銷售價格的通知，其中居民用天然氣門站價在基準門站價 1.22 元/方的基礎上上浮 15%，非居民端價格各地按照聯動機制上調。行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的免責條款部分 20 of

73、 31 2023 年 6月 燃氣行業“里程碑政策”出臺。國家發改委向各省印發關于建立健全天然氣上下游價格聯動機制的指導意見，要求加快推進并實施好價格聯動機制，深化天然氣市場體系改革。至此，各省市天然氣順價改革進入加速期各省市天然氣順價改革進入加速期。數據來源：各省市發改委，中國城市燃氣協會，國泰君安證券研究 2023 年年 6 月以來各地終端漲價政策落地月以來各地終端漲價政策落地加速加速，居民氣價上調約，居民氣價上調約 510%。順應國家天然氣價格改革政策，截至 2024 年 11 月，深圳、天津、蘇州、南京、重慶、長沙等超過 160 個市、縣級行政單位已出臺居民氣價格調整機制相關文件，約占全

74、國地級市的 60%，仍有進一步推進的空間。已出臺調整文件的地級市一檔居民氣價平均上調約 0.257 元/立方米，調整幅度約為5%10%。表表6：部分地區居民氣價調整情況部分地區居民氣價調整情況 發布時間發布時間 地級市地級市 居民價格調整（元居民價格調整（元/立方米）立方米）一檔上調（元一檔上調（元/立方米）立方米）2023-03-30 呼和浩特 0.132 0.132 2023-03-30 包頭 0.132 0.132 2023-03-30 烏蘭察布 0.192 0.192 2023-03-30 鄂爾多斯 0.132 0.132 2023-03-30 烏海 0.132 0.132 2023-

75、04-01 懷化 0.28 0.280 2023-05-06 樺甸 0.4 0.400 2023-05-25 重慶 0.157 0.157 2023-05-31 貴州 0.15 0.150 2023-06-08 綿陽 一二三檔分別上調：0.2/0.23/0.3 0.200 2023-06-12 廊坊 0.38 0.380 2023-06-12 定州 0.37 0.370 2023-06-14 南京 一二三檔分別上調：0.3/0.36/0.42 0.300 2023-06-14 石家莊 一檔上調：0.37 0.370 2023-06-17 唐山 0.37 0.370 2023-06-19 秦皇島

76、 0.4 0.400 2023-06-20 張家口 0.39 0.390 2023-06-20 遷安 0.37 0.370 2023-06-20 保定 0.4 0.400 2023-06-21 邢臺 一檔上調：0.4 0.400 2023-06-21 滄州 一二三檔分別上調：0.4/0.54/1.05 0.400 2023-06-21 衡水 0.4 0.400 2023-06-26 邯鄲 0.4 0.400 2023-06-27 龍巖 一二三檔分別上調：0.25/0.3/0.38 0.250 2023-07-04 蘭州 0.26 0.260 2023-07-10 河源 一檔上調：0.3 0.3

77、00 2023-07-10 青島 0.19 0.190 2023-07-11 西安 一檔上調：0.13 0.130 2023-07-20 銀川 0.23 0.230 2023-07-21 榆林 0.13 0.130 2023-07-25 咸陽 0.13 0.130 2023-07-26 濟南 0.2 0.200 2023-07-31 雞西 0.45 0.450 2023-08-04 天水 0.26 0.260 2023-08-15 寶雞 0.13 0.130 2023-08-16 荊門 一二三檔分別上調：0.23/0.51/0.58 0.230 2023-08-17 和田 0.12 0.120

78、 2023-08-21 漢中 0.13 0.130 2023-08-21 天津 0.29 0.290 2023-08-21 無錫 一二三檔分別上調：0.29/0.34/0.41 0.290 2023-08-25 許昌 一二檔分別上調：0.19/0.24 0.190 2023-08-25 常州 一二三檔分別上調：0.29/0.35/0.13 0.290 2023-08-28 松原 0.25 0.250 2023-10-06 蘇州 一二三檔分別上調：0.27/0.32/0.40 0.270 2023-10-13 滁州 一二三檔分別上調：0.34/0.41/0.5 0.340 2023-10-24

79、衡陽 0.182 0.182 2023-11-01 吳忠 0.19 0.190 2023-11-02 遵義 0.16 0.160 2023-11-03 克拉瑪依 0.18 0.180 行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的免責條款部分 21 of 31 2023-11-06 濱州 一二三檔分別上調：0.28/0.33/0.41 0.280 2023-11-08 臨夏 0.1 0.100 2023-11-13 德州 0.28 0.280 2023-11-28 泰州 一二三檔分別上調：0.30/0.33/0.42 0.300 2023-11-29 固原 一二三檔分別上調：0.17/0.20

80、/0.24 0.170 2023-12-15 揚州 0.28 0.280 2024-02-21 鎮江、韶關 0.2 0.200 2024-02-25 武穴 0.3 0.300 2024-03-12 福州 0.45 0.450 2024-03-14 興化 一二三檔分別上調：0.05/0.36/0.07 0.050 2024-03-15 深圳 0.31 0.310 2024-03-22 成都 0.16 0.160 2024-04-22 伊犁 0.33 0.330 2024-04-22 富順 一二三檔分別上調：0.16/0.24/0.24 0.160 2024-07-25 菏澤 0.26 0.260

81、 2024-08-24 蕪湖 一二三檔分別上調：0.34/0.46/0.37 0.340 2024-08-26 天津 0.07 0.070 2024-08-28 威海 0.38 0.380 2024-09-20 合肥 一二三檔分別上調：0.3/0.36/0.61 0.300 2024-09-25 榮成 第一檔上調 0.48，第二三檔不變 0.480 2024-09-03 渭南 一二三檔分別上調：0.12/0.09/0.13 0.120 2024-10-05 敦煌 一二三檔分別上調：0.24/0.28/0.35 0.240 2024-10-08 鄭州 一二檔分別上調：0.36/0.47 0.36

82、0 2024-10-11 漳州 一二三檔分別上調：0.319/0.383/0.478 0.319 2024-10-12 陽泉 0.18 0.180 2024-10-14 三明 0.3 0.300 2024-10-14 三元 0.3 0.300 2024-11-21 長沙 一檔上調：0.16 0.160 平均平均 0.257 數據來源：各省市發改委，國泰君安證券研究 天然氣價格市場化改革將直接提升城市燃氣企業盈利穩定性天然氣價格市場化改革將直接提升城市燃氣企業盈利穩定性，當前價差有，當前價差有修復空間修復空間。2020 年以來，城燃企業氣源成本不斷提升，國內五大城燃企業（昆侖能源、華潤燃氣、中國

83、燃氣、新奧能源、港華智慧能源）購氣平均成本從 2020 年的 2.00 元/方提升至 2022 年的 2.88 元/方，增幅達 43.9%，因價格傳導不暢，平均毛差從 2020 年的 0.57 元/方最低下滑至 2022 年的 0.47元/方，降幅達 18.1%。2023 年至今，國際氣價逐步回落疊加國內順價改革加速推行，2023 年五大城燃企業平均毛差（不含稅）回升至 0.50 元/方，但較 2020 年以前仍有修復空間。2024 年上半年，行業價差繼續保持修復節奏。圖圖42：城燃公司平均毛差企城燃公司平均毛差企穩回升穩回升 圖圖43：五大城燃公司價差較五大城燃公司價差較 2022 年有所修

84、復年有所修復 數據來源：各公司財報，國泰君安證券研究。注：中國燃氣取財年數據。數據來源：公司財報，國泰君安證券研究。注：中國燃氣取財年數據。表表7：我國各省我國各省天然氣基準天然氣基準門站價格門站價格 地區地區 天然氣基準門站價（元天然氣基準門站價（元/方）方）地區地區 天然氣基準門站價（元天然氣基準門站價（元/方）方）廣東 2.04 山西 1.77 上海 2.04 全國平均 1.68 0.00.10.20.30.40.50.60.70.80.00.51.01.52.02.53.03.54.02018 2019H1 2019 2020H1 2020 2021H1 2021 2022H1 202

85、2 2023H1 2023進銷價差(不含稅，右軸)平均銷氣價格平均購氣價格0.400.450.500.550.600.650.7020182019H120192020H120202021H120212022H120222023H120232024H1昆侖能源華潤燃氣中國燃氣新奧能源港華智慧能源行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的免責條款部分 22 of 31 浙江 2.03 吉林 1.64 江蘇 2.02 黑龍江 1.64 安徽 1.95 貴州 1.59 廣西 1.87 云南 1.59 河南 1.87 四川 1.53 北京 1.86 重慶 1.52 天津 1.86 海南 1.52 遼

86、寧 1.84 寧夏 1.39 河北 1.84 甘肅 1.31 山東 1.84 內蒙 1.22 湖南 1.82 陜西 1.22 湖北 1.82 青海 1.15 江西 1.82 新疆 1.03 數據來源：國家發改委，國泰君安證券研究 國家規定國家規定 7%的準許收益率的準許收益率，城燃公司城燃公司 ROA 較較 2021 年以前有修復空間年以前有修復空間。2017 年 6 月國家發展改革委印發關于加強配氣價格監管的指導意見，核定城鎮燃氣配氣價格時，按照稅后全投資收益率不超過 7%確定，有效資產為城鎮燃氣企業投入、與配氣業務相關的可計提收益的資產，由固定資產凈值、無形資產凈值和營運資本組成。2023

87、年五大城燃公司平均ROA為3.97%，較 2022 年的 3.69%有所修復，2024 年上半年整體仍然維持修復趨勢，而2017-2021 年城燃公司平均 ROA 在 5%以上，當前仍有修復空間。圖圖44：政策規定政策規定 7%的準許收益的準許收益 圖圖45：城燃公司城燃公司 ROA 較較 2021 年以前有修復空間年以前有修復空間 數據來源：港華智慧能源財報，國家發展改革委 數據來源：公司財報，國泰君安證券研究 6.2.我國我國 LNG 接收站規模持續擴大以滿足日益增長的進口需求接收站規模持續擴大以滿足日益增長的進口需求 國內國內 LNG 接收站規模持續擴大接收站規模持續擴大，預計，預計 2

88、026 年年接收接收能力能力將達到將達到 2 億億噸噸/年年。LNG 接收站作為進口 LNG 的通道，是天然氣產業鏈上重要的基礎設施，主要完成對船運 LNG 的接卸、儲存、氣化和外輸等任務，將 LNG 以液態或氣態的方式，通過槽車或管道輸送至下游用戶，通過向使用者提供天然氣接卸、運輸、儲存等服務收取費用。近年來，受益于國內旺盛的天然氣需求增長，LNG 接收站建設加速，截至 2024 年 9 月，國內已建成 LNG 接收站 31座，合計設計接收能力超 14000 萬噸/年，另有 15 座在建 LNG 接收站，將在 2026 年前陸續建成投產，合計接收能力約 5890 萬噸/年。表表8：國內已建成

89、投運國內已建成投運 LNG 接收站接收站 省份省份 名稱名稱 項目單位項目單位 投運時間投運時間 接收能力接收能力(萬噸萬噸)1 遼寧 大連 LNG 接收站 國家管網 2012 年 10 月 600 2 天津 國家管網天津 LNG 接收站 國家管網 2013 年 12 月 600 3 海南 洋浦 LNG 接收站 國家管網 2014 年 8 月 300 4 廣西 北海 LNG 接收站 國家管網 2016 年 4 月 300 5 廣東 粵東 LNG 接收站 國家管網 2018 年 1 月 200 6 廣東 深圳迭福 LNG 接收站 國家管網 2018 年 11 月 400 7 廣西 防城港 LNG

90、 接收站 國家管網 2019 年 4 月 60 8 福建 漳州 LNG 接收站 國家管網 2024 年 5 月 300 0%1%2%3%4%5%6%7%8%9%10%20172018201920202021202220232024H1新奧能源中國燃氣昆侖能源港華智慧能源華潤燃氣平均行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的免責條款部分 23 of 31 9 江蘇 江蘇如東 LNG 接收站 中國石油 2011 年 11 月 1000 10 河北 唐山曹妃甸 LNG 接收站 中國石油 2013 年 12 月 1000 11 海南 深南 LNG 儲備庫 中國石油 2014 年 11 月 20 1

91、2 山東 青島 LNG 接收站 中國石化 2014 年 12 月 1100 13 天津 中國石化天津 LNG 接收站 中國石化 2018 年 2 月 1080 14 廣東 潮州華瀛 LNG 接收站 華瀛/中國石化 2024 年 9 月 600 15 廣東 深圳大鵬 LNG 接收站 中國海油 2006 年 9 月 680 16 福建 中海油莆田 LNG 接收站 中國海油 2008 年 4 月 630 17 浙江 寧波“綠能港”LNG 接收站 中國海油 2012 年 9 月 600 18 廣東 珠海 LNG 接收站 中國海油 2014 年 11 月 350 19 江蘇 濱海 LNG 接收站 中國海

92、油 2022 年 9 月 300 20 上海 上海洋山 LNG 接收站 中國海油/申能 2009 年 10 月 600 21 上海 上海五號溝 LNG 接收站 申能 2004 年 4 月 150 22 廣東 東莞九豐 LNG 接收站 九豐 2012 年 12 月 150 23 江蘇 啟東 LNG 接收站 廣匯 2017 年 6 月 500 24 浙江 舟山 LNG 接收站 新奧 2018 年 10 月 500 25 廣東 深圳華安 LNG 接收站 華安 2019 年 8 月 80 26 浙江 嘉興(平湖)LNG 應急調峰儲運站 嘉興市燃氣集團 2022 年 7 月 100 27 河北 河北曹妃

93、甸新天 LNG 接收站 新天綠能 2023 年 6 月 500 28 廣東 廣州 LNG 應急調峰氣源站項目 廣州燃氣 2023 年 8 月 100 29 浙江 溫州 LNG 接收站 浙能集團 2023 年 8 月 300 30 天津 天津南港 LNG 應急儲備項目 北京燃氣 2023 年 9 月 500 31 廣東 惠州 LNG 接收站 廣東能源集團 2024 年 9 月 400 合計 14000 數據來源：重慶石油天然氣交易中心，國泰君安證券研究 表表9：國內國內在建在建 LNG 接收站項目接收站項目 省份省份 名稱名稱 項目單位項目單位 預計投運時間預計投運時間 接收能力接收能力(萬噸萬

94、噸)1 山東 龍口南山 LNG 接收站 國家管網集團 2024 年 500 2 廣東 深圳迭福北 LNG 應急調峰站 國家管網集團 2024 年 300 3 山東 龍口 LNG 接收站 中國石化 2024 年 650 4 浙江 舟山六橫 LNG 接收站 中國石化 2025 年 700 5 遼寧 營口 LNG 接收站 中交集團 2025 年 300 6 山東 煙臺 LNG 接收站 保利協鑫 2024 年 500 7 江蘇 如東 LNG 接收站 保利協鑫 2025 年 300 8 江蘇 國信如東 LNG 接收站 江蘇國信 2025 年 295 9 江蘇 贛榆 LNG 接收站 華電集團 2025 年

95、 300 10 浙江 玉環大麥嶼能源(LNG)中轉儲運項目 嘉興誠燃控股 2024 年 200 11 廣東 華豐中天潮州 LNG 儲配站 華豐集團 2024 年 100 12 浙江 溫州華港液化天然氣(LNG)儲運調峰中心 華峰集團 2025 年 300 13 浙江 舟山六橫 LNG 接收站 浙能集團 2026 年 600 14 廣東 陽江 LNG 調峰儲氣庫 廣東能源集團 2024 年 280 15 福建 莆田 LNG 接收站 哈納斯 2026 年 565 合計 5890 數據來源：重慶石油天然氣交易中心，國泰君安證券研究 6.3.2025 年進口管道氣量預計增長年進口管道氣量預計增長 80

96、 億方億方 預計預計 2025 年年進口管道氣由進口管道氣由中俄東線中俄東線貢獻貢獻 80 億方增量億方增量。我國現有天然氣進口管道分為中亞管道、中俄管道、中緬管道三類，合計輸氣能力 1050 億方/年。其中中亞管道包括 A/B/C 三條線路，輸氣能力 550 億方/年，氣源主要是土庫曼斯坦（占 2022 年進口量的 56%）、烏茲別克斯坦、哈薩克斯坦等。中俄管道即中俄東線（西伯利亞力量 1 號），輸氣能力 380 億方/年，輸氣量逐年攀升，2020-2024 年分別為 41 億、104 億、154 億、220、300 億立方米。中緬管道設計輸氣能力 120 億方/年。2025 年我國進口管道

97、氣增量將繼續由中俄東線貢獻，預計增量約 80 億立方米。表表10：預計預計 2025 年年中俄東線中俄東線帶來帶來 80 億方進口管道氣增量億方進口管道氣增量（億方（億方/年）年）區域區域 管線名稱管線名稱 氣源氣源 輸氣能力輸氣能力 供給量供給量 2023 年年 2024E 2025E 行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的免責條款部分 24 of 31 中亞 中亞 A/B/C 三線 土庫曼斯坦、烏茲別克斯坦、哈薩克斯坦 550 400 400 400 中俄 中俄東線（西伯利亞力量 1 號）俄羅斯亞馬爾-涅涅茨地區 380 220 300 380 中緬 中緬天然氣管道 緬甸 120

98、50 50 50 合計 1050 670 750 830 數據來源：中國石化經濟技術研究院產業發展研究所，IEA，國泰君安證券研究 遠期有遠期有 900 億方億方/年天然氣進口管道線路年天然氣進口管道線路建設建設規劃規劃。其中中亞 D 線設計輸氣能力 300 億立方米/年，氣源為土庫曼斯坦，于 2014 年開始建設，但當前因定價分歧而推遲。中蒙俄管道（西伯利亞力量 2 號）輸氣能力 500 億立方米/年，氣源為俄羅斯亞馬爾半島（儲量 10.4 萬億立方米），仍處于建設前階段。中俄遠東線輸氣能力 100 億立方米/年，氣源來自俄羅斯薩哈林地區，2023 年俄聯邦委員會已批準中俄遠東線供氣合作協議

99、，待啟動建設。表表11：目前有三條進口管線合計目前有三條進口管線合計 900 億方億方/年增量規劃年增量規劃 區域區域 管線名稱管線名稱 氣源氣源 輸氣能力輸氣能力 進展情況進展情況 中亞 D 線 土庫曼斯坦 300 于 2014 年開始建設，在塔吉克斯坦地區因參與國之間的定價分歧而被推遲 中俄 中蒙俄管道（西伯利亞力量 2 號）俄羅斯亞馬爾半島 500 已完成前期談判，待價格協議簽署后啟動建設 中俄 中俄遠東線 俄羅斯薩哈林地區 100 俄聯邦委員會已批準中俄遠東線供氣合作協議，待建設 合計 900 數據來源：中國石化經濟技術研究院產業發展研究所，國泰君安證券研究 6.4.城燃城燃氣源成本有

100、望下行氣源成本有望下行，推動價差，推動價差修復修復及工業氣滲透率提升及工業氣滲透率提升 中石油中石油 2024-2025 年氣源供應價格較年氣源供應價格較 2023-2024 年基本持平，但實現了居民年基本持平，但實現了居民和非居民并軌，增加非管制氣比例和非居民并軌，增加非管制氣比例。中國石油天然氣產量占到國內天然氣產量的 58%左右，其供應合同可以代表國內上游氣源的大致情況。2023-2024年（指 2023 年 4 月-2024 年 3 月，下同）中國石油氣源供給價格較 2022-2023 年整體抬升約 10%，而 2024-2025 年中國石油氣源供給價格較 2023-2024 年基本持

101、平，但結構上有明顯變化：管制氣實現了居民用氣和非居民用氣的并軌，不再單獨對居民用氣定價，統一較門站價上浮 18.5%，而2023-2024 年居民與非居民分別上浮 15%/20%。淡季管制氣比例進一步下調至 65%，2023-2024 年與 2022-2023 年分別為 70%和 75%。非管制氣中的浮動部分掛鉤價格從 JKM 轉變為上海交易中心現貨 LNG 到岸價。表表12：2024-2025 年中國石油年中國石油氣源氣源供給實現居民和非居民并軌供給實現居民和非居民并軌 管制氣管制氣 非管制氣非管制氣 調峰量調峰量 居民用氣 固定 浮動 2024 年 4 月-2024 年 10 月較門站價上

102、浮比例 18.50%內陸：70%聯動上海交易中心現貨價格 100%沿海：80%資源配置占比 65%32%3%2024 年 11 月-2025 年 3 月較門站價上浮比例 18.50%內陸：70%聯動上海交易中心現貨價格 100%沿海：80%資源配置占比 55%42%3%數據來源：隆眾資訊，國泰君安證券研究 表表13：2023-2024 年中國石油氣源供給價格較年中國石油氣源供給價格較 2022-2023 年抬升年抬升 管制氣管制氣 非管制氣非管制氣 調峰量調峰量 居民用氣 均衡 1 均衡 2（固定價格）均衡 2（浮動價格）2023 年 4 月-2023 年 10 月較門站價上浮比例 15%15

103、%80%掛靠 JKM 現貨 （22 年為 5%）（22 年為 40%-80%）資源配置占比 70%（22 年 75%）27%（22 年 25%）3%2023 年 11 月-2024 年 3 月較門站價上浮比例 15%20%80%掛靠 JKM 現貨 不低于120%（22 年為 5%）（22 年為 70%-80%）資源配置占比 55%42%3%數據來源：財新網，國泰君安證券研究。注：均衡 1 指非居民用氣的政府指導定價部分，均衡 2 指非居民用氣的市場化價格部分 行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的免責條款部分 25 of 31 隨著全球隨著全球 LNG 供應逐步釋放，亞洲與北美價差逐步

104、收窄，進口管道氣量增供應逐步釋放，亞洲與北美價差逐步收窄，進口管道氣量增加，加，城燃企業氣源成本有望下行城燃企業氣源成本有望下行，進而修復天然氣銷售價差，同時有助于提，進而修復天然氣銷售價差，同時有助于提升天然氣在工業領域的滲透率。升天然氣在工業領域的滲透率。合同中非管制氣由中石油根據其資源池成本定價，包括國產氣、進口管道氣及 LNG 等，而 3%的浮動部分直接與國際氣價掛鉤，在亞洲氣價中樞降低及中俄管道氣供應增加背景下，城燃公司氣源成本有望下行，修復天然氣銷售業務價差。此外，氣價中樞下行將降低工業用戶天然氣用能成本，有助于推動天然氣在工業用能中的滲透率提升。7.相關相關標的標的 7.1.昆侖

105、能源昆侖能源背靠中石油，背靠中石油，布局中西部布局中西部&高工業用戶占比高工業用戶占比 昆侖能源（昆侖能源（0135.HK）背靠中石油，資源優勢背靠中石油，資源優勢強強。昆侖能源（0135.HK）是由中國石油控股的國際性能源公司，于香港上市，主要業務包括天然氣銷售、LPG 銷售、LNG 加工與儲運、勘探與生產等四大板塊。公司是中石油唯一公司是中石油唯一的天然氣終端利用管理平臺，致力于發展成為中國最大的從事天然氣終端的天然氣終端利用管理平臺，致力于發展成為中國最大的從事天然氣終端銷售業務的企業。銷售業務的企業。圖圖46：公司控股股東為中石油集團，國資委間接控股公司控股股東為中石油集團，國資委間接

106、控股 數據來源：公司公告,國泰君安證券研究 剝離管道資產，聚焦終端天然氣銷售業務。剝離管道資產，聚焦終端天然氣銷售業務。公司自 1993 年以油氣勘探開發與生產業務為起始，通過收購重組，業務范圍逐步擴張。2020 年 12 月，公司與國家管網簽署股權轉讓協議，出售北京管道 60%股權和大連 LNG 公司75%股權，2021 年 3 月 31 日，公司順利完成資產北京管道和大連 LNG 公司資產交割，正式剝離天然氣管道業務，重點聚焦更具潛力的天然氣分銷主業。圖圖47：公司于公司于 2020 年剝離管道資產，聚焦于天然氣終端銷售業務年剝離管道資產，聚焦于天然氣終端銷售業務 數據來源：公司公告,國泰

107、君安證券研究 行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的免責條款部分 26 of 31 昆侖能源更側重中西部昆侖能源更側重中西部布局布局，把握中西部發展機遇，把握中西部發展機遇。截至 2023 年年底，昆侖能源控股 280 個城鎮燃氣項目，主要覆蓋以新疆、甘肅為代表的西北地區、以湖北、湖南為代表的華中地區、以云南為代表西南地區、以山東、江蘇為代表的華東地區。昆侖能源在西北、西南地區城燃項目占比分別為 24%、16%，合計超 40%，高于其他四大城燃公司。近期，關于推動沿海產業向中西部地區轉移的指導意見、進一步推動西部大開發形成新格局的若干政策措施 等政策出臺，中西部產業轉移與戰略地位提升的

108、背景下，中西部地區天然氣需求增長潛力十足。圖圖48：昆侖能源燃氣項目布局中西部昆侖能源燃氣項目布局中西部 圖圖49：昆侖能源更側重中西部區域昆侖能源更側重中西部區域 數據來源：公司財報 數據來源：公司財報，國泰君安證券研究 昆侖能源昆侖能源側重側重工業用戶拓展工業用戶拓展，天然氣滲透率提升助力氣量增長天然氣滲透率提升助力氣量增長。公司側重工業用戶拓展，工業用氣量占比從 2018 年的 46.0%提升至 2024 年上半年的 70.8%。氣價中樞下行背景下，天然氣在工業用能中的滲透率有望提升，而公司工業用戶占比高，助力銷售氣量增長。圖圖50：昆侖能源昆侖能源注重工業用戶拓展注重工業用戶拓展 數據

109、來源：公司財報，國泰君安證券研究 昆侖能源注重股東回報，計劃提升派息率。昆侖能源注重股東回報，計劃提升派息率。普通股息從 2015 年的 0.05 元/股提升至 2023 年的 0.28 元/股。公司股息政策為每年派息總額不少于本公司股東應占本集團合并年度利潤的 25%。公司公告公司公告 2023-2025 年三年股息年三年股息分派計劃，預計分派計劃，預計 2025 年派息率將從年派息率將從 2023 年的年的 40%提升至提升至 45%。預計公司2024、2025 年派息 0.31、0.35 元/股，以 2025 年 3 月 14 日收盤價 7.77 港元/股計算，公司 2023-2025

110、年股息率分別為 3.92%、4.35%、4.85%。0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%昆侖能源新奧能源華潤燃氣中國燃氣港華智慧能源西北西南華中東北華北華東華南46.0%50.8%56.0%63.8%65.6%69.4%70.8%15.5%12.5%10.0%10.1%9.5%9.7%10.5%12.4%13.0%15.2%13.5%13.1%12.2%12.8%26.1%23.7%18.8%12.6%11.7%8.7%5.8%050001000015000200002500030000350002018201920202021202220232024H1工業商業

111、居民加氣站行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的免責條款部分 27 of 31 圖圖51：昆侖能源昆侖能源注重股東回報注重股東回報 數據來源：公司公告，國泰君安證券研究 7.2.新奧股份新奧股份打造打造多元化多元化資源資源池池，一體化構筑競爭優勢一體化構筑競爭優勢 新奧天然氣股份有限公司（新奧天然氣股份有限公司（600803.SH，新奧股份，新奧股份）是布局天然氣全產業鏈）是布局天然氣全產業鏈的的大型民營能源大型民營能源企業。農獸藥業務起家：企業。農獸藥業務起家：公司成立于 1992 年，原名為河北威遠實業股份有限公司，主營農獸藥業務。1994 年公司于上交所主板上市，簡稱“威遠生化”

112、。2004 年新奧集團收購河北威遠集團有限公司，其中包括公司 44.09%股權，新奧集團成為公司的實際控制人。進入進入能源化工領域：能源化工領域：2010 年公司收購新能（張家港）75%股權和新能（蚌埠）100%股權，增加二甲醚業務；2013 年收購新能礦業 100%股權及新能鳳凰（滕州）40%股權，增加煤炭及甲醇的生產和銷售業務。加快天然氣產業布局腳步：加快天然氣產業布局腳步：2014 年，公司順利收購中海油新奧（北海）燃氣和山西沁水新奧燃氣及新地工程，正式進軍 LNG 領域；2016 年收購聯信創投持有的 Santos 10.07%的股權，擴展海外天然氣上游資源；2018 年公司確立了“定

113、位于天然氣上游資源獲取，成為具有創新力和競爭力的天然氣上游供應商”的發展戰略；同年，新奧舟山項目一期 300 萬噸 LNG 接收站交付運營。逐步退出逐步退出早期業務：早期業務：2019 年出售子公司威遠生化 100%股權，完成農獸藥業務剝離；2023 年公司完成新能礦業 100%股權的出售，退出煤炭業務。構建天然氣上中下游一體化產業鏈：構建天然氣上中下游一體化產業鏈：2019 年公司將戰略進一步延伸為“成為創新性的清潔能源上下游一體化領先企業”；2020 年收購新奧能源 32.80%股權，打造天然氣上下游一體化產業鏈，同時充分把握天然氣市場化改革契機，構建以國內外資源、現貨長約組成的天然氣資源

114、池；2022 年公司收購新奧舟山 LNG 接收站 90%股權，快速推動構建全國托運網絡，成為三大油以外唯一具備陸上規模性灌輸網絡的托運商，實現天然氣產業全場景數智化建設。目前，公司已實現天然氣全公司已實現天然氣全產業鏈一體化布局，成為國內領先的“天然氣產業鏈一體化布局，成為國內領先的“天然氣智能生態運營商智能生態運營商”?！?。圖圖52：新奧股份新奧股份逐步構建逐步構建天然氣一體化產業鏈天然氣一體化產業鏈 數據來源：公司年報，國泰君安證券研究 0.05 0.07 0.22 0.23 0.26 0.21 0.21 0.25 0.28 0.31 0.35 35.6%40.1%39.4%30.0%35

115、.0%35.0%40.0%42.50%45%0%5%10%15%20%25%30%35%40%45%50%00.511.522.52015A2016A2017A2018A2019A2020A2021A2022A2023A2024E2025E普通股息（元/股）特別股息（元/股）派息率（%，右軸，不含特別股息）行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的免責條款部分 28 of 31 打造國內國際打造國內國際靈活靈活資源池，構建資源競爭力。資源池，構建資源競爭力。國內資源方面，在保證管道氣合同年氣量穩定的同時，與中石油簽署10年長協及舟山設施利用合作協議，超額獲取三桶油資源，支撐下游市場開發；優

116、化新疆慶華、大唐能源、山西煤層氣及重慶頁巖氣基礎量成本，同時根據市場需求選擇性補充優勢資源，目前已覆蓋全國非常規上載點共計 16 個，增強供應與調劑的靈活性。截至截至2023 年底，公司擁有國內長協資源年底，公司擁有國內長協資源 392 億立方米（十年），國內自有億立方米（十年），國內自有 LNG液廠資源液廠資源 145 萬立方米萬立方米/天，國內非常規氣資源天，國內非常規氣資源 300 萬立方米萬立方米/天。天。國際資源方面，公司國際 LNG 長協量快速增長，2023 年與美國切尼爾公司簽署 180萬噸/年長協、與 ADNOC 簽署 100 萬噸/年長約資源框架協議，截至目前，截至目前，公司

117、國際公司國際 LNG 長協長協資源資源 1016 萬噸萬噸/年。年。此外在策略上，公司通過長約與現貨、實貨與紙貨結合的方式，靈活構建資源池，平抑盈利波動，增加利潤空間。圖圖53：新奧股份新奧股份構建多元化資源結構構建多元化資源結構 圖圖54：新奧股份新奧股份 LNG 國際長協量快速增長國際長協量快速增長 數據來源：公司公告 數據來源：公司財報，國泰君安證券研究 圖圖55：長約現貨長約現貨+實紙結合實紙結合構建資源池構建資源池 圖圖56：實紙結合實紙結合擴大利潤空間擴大利潤空間 數據來源：公司公告 數據來源：公司公告 公司目前在手公司目前在手 9 個國際個國際 LNG 長協合同，合計資源量長協合

118、同，合計資源量 1016 萬噸萬噸/年年，預計到2028 年國際長協氣源達 142.24 億方（1 噸 LNG=1400 立方米天然氣換算），占當前公司天然氣總銷售量的30%以上，其中全資孫公司新奧新加坡113.40億方，占比 80%，控股子公司新奧能源 28.84 億方，占比 20%。國際 LNG長協合同價格約 73%與 Henry Hub 掛鉤，16%與布倫特原油價格掛鉤。交付方式上，主要采用離岸價（Free On Board，FOB），在賣方碼頭交貨，由買方負責運輸。FOB 的方式使得公司可以更加靈活的調配國際 LNG 資源，目前已確定 FOB 交付方式的長協資源約 840 萬噸/年，另

119、有與 ADNOC 簽署的100 萬噸/年供應協議尚未確定交付方式。表表14：新奧股份新奧股份在手在手的的 9 個個國際國際 LNG 長協資源量長協資源量合計合計 1016 萬噸萬噸/年年 序號序號 簽約主體簽約主體 供應商供應商 合同合同年限年限 合同量（萬合同量（萬噸噸/年）年）交付交付方式方式 氣源氣源 供應時間供應時間 掛鉤指數掛鉤指數 1 新奧能源 Chevron 10 年 66 DES 全球資源 2018 JCC 2 新奧能源 Total 10 年 50 DES 全球資源 2018 JCC/HH 3 新奧新加坡 Cheniere 13 年 90 FOB 美國 Corpus Chris

120、ti、Sabine Pass 液化廠 2022 HH 014423473614490530280020040060080010001200FY2016FY2021FY2022FY2023已簽長協新簽長協行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的免責條款部分 29 of 31 4 新奧新加坡 Novatek 11 年 60 DES 全球資源 2025 Brent 5 新奧能源 EnergyTransfer 20 年 90 FOB 美國查爾斯湖 LNG 項目 2026 HH 6 新奧新加坡 EnergyTransfer 20 年 180 FOB 美國查爾斯湖 LNG 項目 2026 HH 7

121、新奧新加坡 NextDecade 20 年 200 FOB 美國 Rio Grande LNG 項目 2026 HH 8 新奧新加坡 Cheniere 20 年 180 FOB 美國 Sabine Pass 液化廠 2026 HH 9*新奧新加坡 ADNOC 15 年 100 阿聯酋 Ruwa is LNG 項目 2028 Brent 合計 1016 數據來源：公司公告。注：*與 ADNOC 已簽署 HOA 協議，尚未簽署正式采購合同。圖圖57：新奧股份新奧股份國際長協主要與國際長協主要與 Henry Hub 掛鉤掛鉤 圖圖58：預計預計 2028 年公司國際長協氣源年公司國際長協氣源達達 1

122、42.24 億億 數據來源：公司財報，國泰君安證券研究 數據來源：公司財報，國泰君安證券研究。注：按 1 噸 LNG=1400立方米天然氣換算。公司自有公司自有舟山舟山 LNG 接收站接收站至至 2025 年年實際處理能力將超過實際處理能力將超過 1000 萬噸萬噸/年。年。2022 年公司收購新奧舟山 LNG 接收站 90%股權，為公司注入優質的天然氣產業鏈中游資產。舟山 LNG 接收站是國家能源局核準的首個由民營企業投資的大型 LNG 接收站項目，項目分三期建設，一期項目設計處理量 300萬噸/年，于 2018 年 10 月正式投運，二期項目設計處理量 200 萬噸/年，于2021 年 6

123、 月投產使用，三期項目設計處理量 350 萬噸/年，計劃于 2025 年9 月投產。截至目前，一、二期合計設計處理量 500 萬噸/年，實際處理能力達 750 萬噸/年。三期項目投產使用后，預計舟山 LNG 接收站實際處理能力將超過 1000 萬噸/年。同時，公司具備豐富的管道資源與較強的儲氣能力。同時，公司具備豐富的管道資源與較強的儲氣能力。公司現有中輸及主干管道 81,604 公里，供氣能力達 18,204 萬方/日，自有長輸管線 4 條，輸氣能力 120 億方/年，同時公司積極獲取國家管網資源，鞏固管道氣配輸優勢。此外，公司儲氣設施能力達 5.6 億方，較強的儲氣能力能夠為天然氣的生產、

124、運輸、銷售及應用等各環節之間提供平衡。圖圖59：新奧新奧舟山舟山 LNG 接收站接收站一、二、一、二、三期規劃圖三期規劃圖 圖圖60：26 年年舟山舟山 LNG 接收站接收站處理能力超處理能力超 1000 萬噸萬噸/年年 數據來源：新奧舟山 LNG 接收站海洋環境影響報告書 數據來源：公司年報，國泰君安證券研究 公司注重股東回報，公司注重股東回報，持續提高派息率，持續提高派息率，預計預計 2024、2025 年年股息不低于股息不低于 1.03元元/股、股、1.14 元元/股股。公司每股派息額與派息力度連續多年提升，普通股息從2018年的0.21元/股提升至2023年的0.66元/股，派息率從1

125、6%提升至32%，并計劃 2030 年將進一步提升至 40%。此外，公司將新能礦業出售交易取得的部分凈收益進行特別派息，2023 年2025 年每股特別派息 0.25 元、0.22元、0.18 元。根據新奧股份未來三年（20232025 年）股東分紅回報規73%16%6%5%HHBrentJCCJCC/HH02040608010012014016020212022202320242025202620272028國際長協量（億方）750750750750100002004006008001,0001,2002022年2023年2024年2025年2026年舟山LNG接收站實際處理能力（萬噸/年）

126、行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的免責條款部分 30 of 31 劃，2023 年-2025 年分配現金紅利每年每股增加額不低于 0.15 元，且現金分紅比例不低于歸屬于上市公司股東核心利潤的 30%，預計公司 2024 年、2025 年總股息 1.03 元/股、1.14 元/股。以 2025 年 3 月 14 日收盤價 19.35 元/股計算，公司 2023-2025 年股息率分別為 4.70%、5.32%、5.89%。圖圖61：新奧股份新奧股份派息額與派息力度持續提升派息額與派息力度持續提升 數據來源：公司公告，國泰君安證券研究 8.風險提示風險提示 1)宏觀及能源需求下滑超預

127、期宏觀及能源需求下滑超預期。旺盛的市場需求有利于城燃公司天然氣銷售等業務拓展，若能源需求下滑超預期或對經營造成負面影響。2)地緣政治地緣政治事件致使事件致使天然氣價格天然氣價格大幅大幅波動風險波動風險。地緣政治等事件或影響全球天然氣貿易格局，進而致使國際天然氣價格高波動，影響天然氣銷售業務的盈利穩定性。3)行業政策推行不及預期風險行業政策推行不及預期風險。順價機制改革、雙碳目標政策等對終端天然氣銷售的價、量有較大影響，若相關政策推行不及預期或影響相關企業經營情況。0.21 0.21 0.19 0.31 0.51 0.66 0.81 0.96 0.250.220.1816%25%24%24%26

128、%32%40%0%5%10%15%20%25%30%35%40%45%00.20.40.60.811.22018A2019A2020A2021A2022A2023A2024E2025E2030E普通股息（元/股）特別股息（元/股）派息率（%，右軸，不含特別股息）行業深度研究行業深度研究 請務必閱讀正文之后的免責條款部分 31 of 31 本公司具有中國證監會核準的證券投資咨詢業務資格本公司具有中國證監會核準的證券投資咨詢業務資格 分析師聲明分析師聲明 作者具有中國證券業協會授予的證券投資咨詢執業資格或相當的專業勝任能力，保證報告所采用的數據均來自合規渠道，分析邏輯基于作者的職業理解，本報告清晰

129、準確地反映了作者的研究觀點，力求獨立、客觀和公正，結論不受任何第三方的授意或影響，特此聲明。免責聲明免責聲明 本報告僅供國泰君安證券股份有限公司（以下簡稱“本公司”）的客戶使用。本公司不會因接收人收到本報告而視其為本公司的當然客戶。本報告僅在相關法律許可的情況下發放，并僅為提供信息而發放，概不構成任何廣告。本報告的信息來源于已公開的資料，本公司對該等信息的準確性、完整性或可靠性不作任何保證。本報告所載的資料、意見及推測僅反映本公司于發布本報告當日的判斷，本報告所指的證券或投資標的的價格、價值及投資收入可升可跌。過往表現不應作為日后的表現依據。在不同時期，本公司可發出與本報告所載資料、意見及推測

130、不一致的報告。本公司不保證本報告所含信息保持在最新狀態。同時，本公司對本報告所含信息可在不發出通知的情形下做出修改，投資者應當自行關注相應的更新或修改。本報告中所指的投資及服務可能不適合個別客戶，不構成客戶私人咨詢建議。在任何情況下，本報告中的信息或所表述的意見均不構成對任何人的投資建議。在任何情況下，本公司、本公司員工或者關聯機構不承諾投資者一定獲利，不與投資者分享投資收益，也不對任何人因使用本報告中的任何內容所引致的任何損失負任何責任。投資者務必注意，其據此做出的任何投資決策與本公司、本公司員工或者關聯機構無關。本公司利用信息隔離墻控制內部一個或多個領域、部門或關聯機構之間的信息流動。因此

131、，投資者應注意，在法律許可的情況下，本公司及其所屬關聯機構可能會持有報告中提到的公司所發行的證券或期權并進行證券或期權交易，也可能為這些公司提供或者爭取提供投資銀行、財務顧問或者金融產品等相關服務。在法律許可的情況下，本公司的員工可能擔任本報告所提到的公司的董事。市場有風險，投資需謹慎。投資者不應將本報告作為作出投資決策的唯一參考因素，亦不應認為本報告可以取代自己的判斷。在決定投資前，如有需要，投資者務必向專業人士咨詢并謹慎決策。本報告版權僅為本公司所有，未經書面許可，任何機構和個人不得以任何形式翻版、復制、發表或引用。如征得本公司同意進行引用、刊發的，需在允許的范圍內使用，并注明出處為“國泰

132、君安證券研究”，且不得對本報告進行任何有悖原意的引用、刪節和修改。若本公司以外的其他機構（以下簡稱“該機構”）發送本報告，則由該機構獨自為此發送行為負責。通過此途徑獲得本報告的投資者應自行聯系該機構以要求獲悉更詳細信息或進而交易本報告中提及的證券。本報告不構成本公司向該機構之客戶提供的投資建議，本公司、本公司員工或者關聯機構亦不為該機構之客戶因使用本報告或報告所載內容引起的任何損失承擔任何責任。評級說明評級說明 評級評級 說明說明 投資建議的比較標準投資建議的比較標準 投資評級分為股票評級和行業評級。以報告發布后的 12 個月內的市場表現為比較標準，報告發布日后的 12 個月內的公司股價（或行

133、業指數）的漲跌幅相對同期的滬深 300 指數漲跌幅為基準。股票投資評級 增持 相對滬深 300 指數漲幅 15%以上 謹慎增持 相對滬深 300 指數漲幅介于 5%15%之間 中性 相對滬深 300 指數漲幅介于-5%5%減持 相對滬深 300 指數下跌 5%以上 行業投資評級 增持 明顯強于滬深 300 指數 中性 基本與滬深 300 指數持平 減持 明顯弱于滬深 300 指數 國泰君安證券研究所國泰君安證券研究所 上海上海 深圳深圳 北京北京 地址 上海市靜安區新閘路 669 號博華廣場20 層 深圳市福田區益田路 6003 號榮超商務中心 B 棟 27 層 北京市西城區金融大街甲 9 號 金融街中心南樓 18 層 郵編 200041 518026 100032 電話（021）38676666（0755）23976888（010）83939888 E-mail：