新奧股份：天然氣全產業鏈運營龍頭新奧股份是新奧集團清潔能源產業鏈的重要組成部分，核心業務涵蓋分銷、貿易、儲運、 生產、工程在

新奧股份：天然氣全產業鏈運營龍頭

新奧股份是新奧集團清潔能源產業鏈的重要組成部分，核心業務涵蓋分銷、貿易、儲運、 生產、工程在內的天然氣產業全場景，是中國目前規模最大的民營能源企業之一，致力成 為“天然氣產業智能生態運營商”。

不斷拓展能源業務，實現天然氣全產業鏈一體化

新奧股份前身為河北威遠實業股份有限公司，主要從事農獸藥的生產與銷售，1994 年于上 交所主板上市。2004 年，新奧集團收購威遠實業 44.09%的股權，實現借殼上市。

能源領域持續發力，通過并購積極擴展業務范圍。2011 年公司開始布局能源化工領域，收 購新能（張家港）75%和新能（蚌埠）100%股權，新增二甲醚業務；2013 年收購新能礦業 100%及新能鳳凰（滕州）40%的股份，新增煤炭及甲醇業務。

2014 年更名為新奧生態控股 股份有限公司后，開始進軍以 LNG 為核心的清潔能源業務，收購中海油新奧（北海）燃氣 45%股權和山西沁水新奧燃氣 100%股權；2015 年收購新地能源工程技術有限公司，擴展天 然氣設備和技術工程服務業務；

2016 年收購 Santos10.07%的股權，成為澳大利亞第二大油 氣上市公司的第一大股東。2020 年由于收購新奧能源 32.8%股權的原因，以資產置換的形 式將持有的 Santos 股權置出。

聚焦天然氣產業鏈上下游一體化發展。2019 年公司剝離農獸藥業務并于 2020 年收購香港 上市公司新奧能源（2688.HK）合計 32.80%的股權。

新奧股份聚焦天然氣產業鏈上游，業 務涵蓋天然氣生產與銷售及能源工程等，而新奧能源的主要業務覆蓋投資建設，經營管理 燃氣管道基礎設施，車船用加氣站及泛能站，銷售與分銷管道燃氣、LNG 等多品類能源以 及能源貿易等下游業務。

公司通過收購新奧能源實現天然氣產業鏈上下游一體化，定位從 “聚焦上游資源獲取的天然氣上游供應商”進一步延伸為“創新型的清潔能源上下游一體 化領先企業”。

股權結構較為集中

收購新奧能源前，公司的控股股東為新奧控股，持股比例 33.04%。王玉鎖先生控制新奧控 股 99.925%的股權，同時直接控制新奧股份 0.16%的股權，為公司的實際控制人；

收購新奧 能源完成資產重組后，公司的控股股東變更為新奧國際，王玉鎖夫婦持有其 100%的股權。 截至 2021 年年末，新奧國際直接控制公司 48.16%的股份，新奧控股的持股比例為 15.14%。 王玉鎖先生仍為公司的實際控制人。

資產重組拓寬業務范圍，業績大幅提高

資產重組前后，公司業務范圍與營收、毛利結構均有較大變化。從業務范圍看變化，資產 重組前，公司的主要業務涵蓋液化天然氣的生產/銷售和投資，能源技術工程服務，甲醇等 能源化工產品的生產銷售與貿易以及煤炭業務；

資產重組后，公司納入了新奧能源主營的 天然氣零售、批發業務、綜合能源業務、工程安裝業務和燃氣具銷售等其他增值業務，主 營業務范疇得到拓展。

截至 2021 年末，新奧能源擁有城市燃氣項目數量 252 個，可供接 駁城區人口數量為 1.24 億。從營業收入結構看變化，2019 年能源工程及貿易行業占公司 營收比例為 59%；

2021 年天然氣零售業務為公司主營收入貢獻了接近一半的比例，約占 49%， 其次是天然氣批發業務，收入占比為 21.3%。

從毛利結構看變化，2019 年能源工程及貿易 行業貢獻了公司整體毛利的 71%；2021 年公司天然氣零售的毛利占比約為 38%，其次是工 程施工與安裝業務，毛利占比約為 28%。

天然氣零售業務帶動公司業績大幅增長。營業收入方面，2018 年-2021 年，公司分別實現 營收 136.32、886.52、880.99 和 1160.31 億元（2019 年數據進行了納入新奧能源營收的調 整）。

資產重組后，公司營收大規模提升，2019 年調整后的營業收入較 2018 年同比增長 550.3%歸母凈利潤總體也呈上升趨勢，2018 年-2021 年分別實現歸母凈利 13.21、29.06、 21.07 和 41.02 億元（2019 年數據進行了納入新奧能源營收的調整）。資產重組后，2019 年歸母凈利相較 2018 年同比增長 119.95%。

2021 年在天然氣業務量價齊升以及綜合能源 業務快速增長的帶動下，公司全年營收實現 1159.2 億元，同比增長 31.58%；在天然氣直銷 和煤炭業務快速增長的帶動下，全年實現業績 41.02 億元，同比增長 94.69%。

上游資源池：低成本、多元化的氣源供應渠道國內外雙氣源渠道，氣源供應穩定

公司擁有多樣化氣源供應渠道，主要分國內和國際兩大來源。國內氣源方面，新奧能源與 中石油、中石化、中海油等上游供應商建立了長期的合作關系，簽訂了包括西氣東輸、陜 京線等管道運輸線的購氣合同。

還通過簽訂照付不議、照供不誤的長期供氣協議鎖 定氣源資源。自 2003 年起，新奧能源及下屬企業與中石油、中石化、中海油等公司陸續 簽署了共計 24 個長期供氣協議，長期供氣協議的期限為 2 年至 27 年不等，協議所覆蓋各年度氣量總規模約為 362 億立方米。

國際氣源方面，2016 年新奧能源子公司新奧貿易陸 續與國際氣源商簽署了 LNG 進口長約，合約總量約 144 萬噸。

其中與道達爾、銳進、雪弗 龍簽訂的三個液化天然氣進口長約于 2018 年下半年開始陸續啟動，氣源供應更加多元化， 提高了公司氣源供應的穩定性。采購合約價格同國際油價掛鉤為主，另有小部分與美國亨 利港天然氣價格掛鉤。

在 2020 年完成重大資產重組后，公司繼續加速海外氣源渠道的拓展，分別于 2021 年 10 月到 2022 年 4 月期間完成四筆 LNG 長協的簽訂，除與諾瓦泰克的長約外其他三筆采購價 格均與亨利中心（Henry Hub）基準價掛鉤。

2021 年 10 月公司與切尼爾能源簽署了每年 90 萬噸，為期 13 年的 LNG 購銷協議；2022 年 1 月公司與俄羅斯諾瓦泰克公司簽署了為 期 11 年，每年約 60 萬噸的 LNG 長期購銷協議

2022 年 3 月，新奧股份與新奧能源分別 與美國 ET LNG 簽署為期 20 年，每年供應量在 180 萬噸和 90 萬噸的 LNG 長期購銷協議；

2022 年 4 月，新奧股份子公司 ENN LNG 與 NextDecade 子公司 Rio Grande LNG 簽署為期 20 年，每年供應量 150 萬噸的 LNG 長約。

除長協資源外，公司也會結合實際情況和天然 氣市場價格，采購海外 LNG 現貨資源進行補充。聚焦非常規天然氣，實現自產自銷。

非常規天然氣可作為燃氣資源的重要補充。非常規天然氣包括煤層氣、頁巖氣等。我國頁 巖氣資源主要分布在四川盆地、鄂爾多斯盆地及中一下揚子地區；

煤層氣資源主要集中在 東部的沁水盆地、二連盆地、海拉爾盆地，中部的鄂爾多斯盆地，西部的準噶爾盆地、塔里木盆地等。 我國非常規天然氣發展迅速，產量持續增長。

據中國能源統計年鑒數據，2016-2020 年我 國煤層氣產量穩步提升，2020 年煤層氣產量達 102.3 億立方米，占天然氣總產量比例為 5.42%。

在先進技術和積極政策的支持下，我國非常規油氣發展將進入加速階段。據中石油 經濟技術研究院預測，預計 2030 年非常規天然氣產量將占到天然氣總產量的一半左右。

現有液化天然氣業務是氣源的有效補充。公司擁有山西沁水 LNG 液化廠及重慶龍冉 LNG 液化廠兩大天然氣生產工廠，合計產能為 30 萬噸/年。

煤層氣方面，山西省煤層氣資源豐富，省內共有包括沁水在內的六座煤田，除大同煤田幾 乎不含煤層氣外，其他煤田均擁有豐富的煤層氣資源。

沁水新奧擁有兩套利用煤層氣生產 液化天然氣的裝置，其中一期工程處理能力為 15 萬標準方/天，二期工程處理能力為 25 萬標準方/天。

頁巖氣方面，公司與重慶涪陵能源實業集團有限公司共同經營重慶龍冉天然氣液化廠。涪 陵頁巖氣田位于四川盆地，是我國最大的頁巖氣生產基地，截至 2015 年累計探明儲量為 3805.98×108m 3，可采儲量達 951.50×108 m 3。

重慶龍冉液化廠以當地充足的頁巖氣資源 為基礎生產 LNG，可實現年產 22 萬噸。 新奧能源曾是沁水新奧的銷售方，但由于關聯交易問題將面向新奧能源的銷售比例降至零。

在新奧能源并表后，沁水新奧與新奧能源之間的關聯交易的問題得到解決。目前國內天然 氣對外依存度較高，同時冬季保供導致下游分銷商有較強的調峰需求，盡管公司自主生產 的液化天然氣總量占新奧能源采購量較小，但依然能成為新奧能源氣源的一個重要補充。

多種類能源布局增厚業績，積極布局氫能全產業鏈，技術儲備豐富

氫能作為一種重要的綠色清潔能源，具有零排放、高能利用率、高可靠性以及利于遠程控 制等優點。2019 年氫能首次寫入政府工作報告，在保障國家能源安全、改善大氣環境質量、 推進能源產業升級等方面具有重要意義。

據 2019 版《中國氫能源及燃料電池產業白皮書》 測算，到 2030 年我國的氫氣需求量將達到 3500 萬噸，終端能源體系占比在 5%左右；到 2050 年氫氣需求量將接近 6000 萬噸，終端能源體系占比至少達到 10%。

氫能的應用范圍較廣，在工業、交通、建筑以及發電等領域滲透率不斷提升：交通部門 脫碳：預計到 2060 年，商用車領域中燃料電池汽車占比將到達 65%。另外在船舶和短途航 空領域，燃料電池也有望大規模應用；

固碳：將碳捕捉與制氫相結合。例如北歐的綠色 甲醇計劃，將可再生能源電解水制氫，然后通過其他地方碳捕捉到的二氧化碳生成綠色甲 醇；

氫能作為優秀儲能介質，促進可再生能源發展：可再生能源存在著不穩定性和電網 兼容問題，氫作為能源互聯媒介，可通過多余的可再生能源電解制取并儲存起來，實現大 規模儲能及電網系統的調峰，幫助解決新能源電力消納問題，實現不同能源網絡之間的協 同優化。

從生產原料以及生產方式上看，制氫手段主要包括煤炭、天然氣等化石能源制氫以及工業 副產和電解水制氫等。目前我國氫能市場處于市場發展初期，氫氣年需求量在 2200 萬噸 左右，氫能作為燃料增量有限。

據中國煤炭工業協會數據，2020 年煤制氫和天然氣制氫占 比分別達到 62%和 19%，工業副產氫和電解水制氫分別占 18%和 1%。預計到氫能市場發展 中期，隨著氫氣年需求的增長，可再生能源電解水制氫有望成為有效供氫的主體。

煤炭及能源化工業務：貢獻穩定業績增量

煤炭業務方面，公司擁有王家塔煤礦采礦權，主要業務為煤礦的開采和銷售，主要產品包 括混煤和洗精煤，可用作動力煤及煤化工原材料。

產銷量方面，2016-2020 年公司自產煤炭產銷量均維持在 590 萬噸以上；2021 年產銷量水 平相對較低主要原因是煤層質量以及井下地質條件變差導致商品煤轉化率和回采速度的 降低；井下事故后的停產整頓也對產量造成一定影響。

王家塔煤礦于 2019 年 5 月正式獲得內蒙古自治區能源局 800 萬噸生產能力核增批復，有利于優質產能的釋放 和礦井經濟效益的增加。

營業收入方面，2016-2018 年公司煤炭板塊收入持續攀升，由 2016 年的 9.84 億元增長至 2018 年的 31.74 億元，2019 年和 2020 年分別受到安全事故和疫情 的影響，營收有一定回落。

能源化工板塊主要包括能源化工產品的生產銷售與貿易。公司能源化工產品主要為煤制甲 醇和甲醇制二甲醚。甲醇生產以煤為原料，由控股子公司新能能源開展。

新能能源一期甲 醇裝置產能 60 萬噸，二期 20 萬噸穩定輕烴項目主裝置甲醇裝置產能 60 萬噸，已于 2018 年 6 月底投產。二期裝置投產后甲醇產量增長迅速，由 2018 年的 103.35 萬噸增至 2019 年的 149.75 萬噸，增幅為 45%

目前新能能源客戶集中于大中型化工貿易企業，并 已逐步開拓烯烴、甲醇汽油等新興下游客戶和終端客戶。能源化工貿易業務主要由全資子 公司新能（天津）開展。

產銷量方面，公司近三年甲醇的產銷量均維持在 140 萬噸以上，其中 2021 年產銷量為 142 萬噸；營業收入方面，2021 年在甲醇市場整體走高的行情下，公司實現甲醇營收 27.99 億 元，同比增長 45.6%。

中游儲運池：收購新奧舟山貫通燃氣全產業鏈供需缺口拉大帶動 LNG 進口需求持續增長

我國天然氣存在較大供需缺口。我國天然氣產量增速低于需求增速，2011-2021 年在天然 氣市場需求復合增速達 11%的情形下，國內天然氣產量的復合增速僅為 7%，導致國內天然 氣供需缺口不斷擴大。

管網建設速度有待加快、互聯互通程度不夠、儲氣調峰能力嚴重不 足等問題限制了資源調配和供應保障，近年來我國天然氣進口量持續走高，由 2011 年的 約 314 億立方增至 2020 年的 1413.5 億立方，復合增速達到 17.1%，對外依存度不斷上升。

我國 LNG 進口需求持續增長。我國進口的天然氣分為進口管道氣和進口 LNG。由于 LNG 進口主要依靠海上船舶以液態形式運輸，相較管道天然氣進口具有貿易方式靈活多樣、供 應較安全等優點，近年來 LNG 逐漸成為進口天然氣的主要類型。

根據《BP 世界能源統計年鑒 2021》，2011 年至 2020 年我國 LNG 進口量從 168.8 億方增 至 2020 年的 940.2 億方，復合增速達到 21%，2017 年我國 LNG 進口量首次超過管道氣進 口量。

2020 年我國 LNG 進口量占世界 LNG 進口總量的 19.3%，僅次于歐洲和日本；2021 年 前十個月，我國 LNG 累計進口量為 6445.42 萬噸，已經超越日本成為全球最大的 LNG 進 口國。

國內 LNG 接收站資源具有稀缺性

LNG 接收站包括 LNG 碼頭和 LNG 儲罐區，是我國接收進口 LNG 資源的重要中轉站，也是 國內 LNG 進口的唯一通道，LNG 接收站的建設狀況將直接影響我國 LNG 的供應能力。

從數量上看，根據 IGU 數據，2015-2019 年我國的 LNG 接收站數量呈穩定增長趨勢。截至 2021 年 6 月末，國內 LNG 接收站數量為 22 座。

從運營主體來看，國內接收站主要由國家 管網、中海油、中石化等央企及申能股份等地方國企運營，民營企業共 3 家。其中國家管 網運營國家管網天津等 7 座 LNG 接收站。

中海油運營中海油寧波等 4 座 LNG 接收站， 中石油運營中石油如東等 3 座 LNG 接收站，中石化運營中石化天津等 2 座 LNG 接收站。 新奧舟山負責運營的舟山接收站是為數不多民營接收站。

短期內我國接收站投產數量將持續增加。在 2020 年沿海省自治區直轄市的重點投資項目中，50 萬億新基建中有規劃新建或擴建接收站多達 20 余個，接收站投資規模超過 2500 億。隨著已建成接收站二期項目的不斷投產，我國 LNG 的實際進口能力將不斷提升。

中長期看，單個接收站的接收能力將持續增長。截至 2021 年上半年末，我國單個接收站 的平均處理能力約 403.6 萬噸/年，相較于日本、歐洲等 LNG 產業起步較早的發達國家或 地區 600 萬噸/年左右的平均接收能力還有較大差距。

我國 LNG 接收站分布相對分 散，運營單位集中在“三桶油”和國家管網，因此繼續新建 LNG 接收站的成本會比老接收 站擴產的成本更高，接收站進一步擴產的經濟效應更加顯著。

未來利用率高的接收站將陸 續擴建，單個接收站的年周轉能力將朝著發達國家靠攏。 據中國石化經濟技術研究院預測，2020-2030 年我國進口 LNG 年均增速保持在 10%左右。

帶動 LNG 接收站建設持續增長，至 2025 年我國在運行 LNG 接收站能力可滿足進口需求， 國內 LNG 接收站的年接收能力將合計達 1.41 億噸，至 2030 年國內 LNG 接收站的年接收 能力將維持在 1.48 億噸左右。

舟山接收站資產注入，上中下游協同效應增強

新奧舟山是首個國家能源局核準的由民營企業投資、建設和管理的大型 LNG 接收站，LNG 加注及接收站建設和運營業務屬于天然氣儲存環節，位于天然氣產業鏈的中游，業務包括 液化天然氣接卸、倉儲、液態外輸、氣化加工及氣化外輸、管輸服務等。

自新奧舟山 LNG 接收站一期項目于 2018 年 8 月接卸首船以來，截至 2021 年 10 月 13 日已累計安全迎靠 LNG 船 100 艘次，進口液化天然氣 647.8 萬噸。

新奧舟山將進一步促進公司一體化布局。上游進一步獲取優質資源，中游充分發揮接收、 儲運能力，下游進一步提升天然氣分銷和綜合能源服務能力。 新奧舟山接收站資產的優勢主要體現在處理能力強，地理位置優越以及能夠加強上中下游 協同效應三個方面。

第一，舟山接收站處理能力位居同行業前列，仍存較大增長空間。截至 2021 年 6 月末， 按照年設計處理能力計算，國內 22 座接收站總處理能力為 8880 萬噸/年，舟山接收站 一、二期工程合計年設計處理能力為 500 萬噸，在國內市場的占比約為 6%；

根據國家能 源局于 2018 年發布的《液化天然氣接收站能力核定辦法》，舟山接收站一、二期工程合 計年實際處理能力有望達到 800 萬噸，按該口徑計算，2021 年上半年舟山接收站處理能 力利用率僅為 48%，仍存在較大開發空間。

項目投產進度方面，舟山接收站一期工程于 2018 年順利投產，二期工程已于 2021 年 6 月 完工并進入試運行，一、二期工程合計年設計處理能力為 500 萬噸，實際處理能力有望 達到 800 萬噸。

三期項目計劃建設 4 座 LNG 儲罐及配套氣化設施，并擴建一座可靠泊 18 萬方 LNG 船舶的碼頭，計劃于 2024 年建成，年處理能力擴大到 1000 萬噸。

外輸管道方 面，2020 年 8 月舟山接收站海底外輸管道正式通氣，成功接入浙江省網成為浙江省網“第 八大氣源”。海域管道長度 59.3 千米，陸域管道長度 21.7 千米，具備年輸氣 80 億立方米 的供氣能力。

第二、接收站地理位置優越。舟山接收站所處的舟山本島緊鄰國際航道且進出航道不受限 制，有利于新增產能充分釋放。

國內市場方面，舟山接收站位于長三角東部中間地帶、靠 近長江出海口，緊鄰浙江、江蘇和上海市場，可便捷地服務華東地區并輻射長江沿岸，所 服務的區域經濟發展強勁、市場需求廣闊。國際市場方面，同時靠近日本和韓國，未來可 進一步開拓國際市場。

第三、有望加強產業鏈上中下游協同效應。公司擁有廣闊的城市燃氣分銷市場。截至 2021 年 6 月 30 日，公司在浙江省內擁有 21 個城市燃氣項目，覆蓋約 1.5 萬個工商業用戶。

2021 年上半年公司在浙江省銷售氣量達 27 億方，占浙江省 85.5 億方消費量的 30%。新 奧股份強大的海外尋源能力與舟山接收站協同配合，既能夠保證舟山接收站設施滿負荷運 載與高效運轉，又能幫助公司從海外進口 LNG，實現多元化氣源組合，通過資源的靈活調 配來滿足市場需求。

下游需求池：新奧能源為城燃核心資產

2019 年 11 月 22 日，新奧股份公告重大資產重組方案，擬通過資產置換、發行股份及支 付現金的方式收購新奧能源 32.80%股權并于 2020 年 9 月完成標的資產過戶。

新奧能源是 國內規模最大的清潔能源分銷商之一，擁有強大的天然氣分銷網絡和基礎設施。收購新奧 能源是公司全產業鏈布局的重要戰略措施之一，能夠夯實公司在下游的分銷和綜合能源服 務能力。

本節我們從我國天然氣市場客觀需求空間以及新奧能源包括天然氣銷售和綜合能 源服務在內的一系列業務進行梳理分析。

我國天然氣需求存在較大增量空間，回溯歷史，我國天然氣消費增速達到 12.4%

上世紀 90 年代中期至今，我國天然氣表觀消費量大幅抬升，由 1995 年的年均 172.14 億 方提升至 2021 年的 3726 億方，年均復合增速為 12.6%。

回溯歷史，我國天然氣行業經歷了十年快速發展期（2004 年-2013 年）和三年發展動力不 足的時期（2014 年-2016 年），期間行業的增長經歷兩次催化，一次是城鎮化進程加速； 第二次由煤改氣政策紅利拉動。

城鎮化帶動天然氣消費量第一次增長。從城鎮人口占比數據來看，改革開放以來中國城鎮 化水平持續抬升的趨勢清晰，但節奏上存在明顯的變化點。

據國家統計局數據，1970 年至 1995 年，我國城鎮化率從 17.4%緩慢升至 29%；90 年代中后期提速明顯，從 1996 年的 30.5% 快速升至 2021 年的 64.72%，增幅達到 34.22 個百分點。

與城鎮化增速相對應，我國天然 氣占能源消費的比重也從 90 年代中后期開始加速抬升，這表明城鎮化提升是帶動我國天 然氣消費增長的主要因素之一。

展望未來，能源結構轉型下天然氣需求增量空間可觀

隨著天然氣消費量的增長，我國天然氣占能源消費的比重逐步提升，但與世界整體以及部 分發達國家相比仍存在較大差距。

據 BP《世界能源統計年鑒》，2020 年世界范圍內天然氣 消費比例為 24.7%，其中美國為 34.1%，歐洲為 25.2%，均高于世界平均水平

我國目前 能源結構仍以煤炭為主，煤炭消費占能源消費比例高達 56.6%，天然氣僅有 8.2%與發達 國家相比存在較大的提升空間。

展望未來，我國天然氣需求增長主要來自以下幾個方面：

兩碳目標下能源結構轉型加速，天然氣過渡能源地位凸顯。雙碳目標下，能源結構 綠色轉型加速。據國家能源局數據，2021 年我國可再生能源新增裝機 1.34 億千瓦，占全 國新增發電裝機的 76.1%；

風電光伏的裝機增速分別達到 16.63%和 20.9%，而同期火電裝機 增速僅為 4.06%。截至 2021 年底，我國可再生能源發電累計裝機達到 10.63 億千瓦，占總 發電裝機容量的 44.8%。

從以化石能源為主的能源體系轉向可再生能源需要至少 30 年以上的較長的時間跨度。從 各類電源的出力結構上可以看出，雖然火電的裝機增速明顯放緩，但是 2021 年火電的發 電量占比仍高達 67%，光伏和風電的發電量貢獻比例僅 11%左右。

雖然“十四五”規劃綱 要給出了非化石能源占能源消費總量比重提高到 20%左右的目標，但是由于我國正處于工 業化、城鎮化快速發展階段，能源消費持續保持剛性增長態勢。

我國經濟結構中高耗 能產業比重較高，化石能源不太可能馬上退出，同時具備清潔低碳性以及靈活性的過渡能 源的重要性日益凸顯。

城鎮化率仍存提升空間，帶動城市燃氣需求持續增長。據國際經驗，歐美國家的城 鎮化率基本穩定在 80%左右，日本的城鎮化率更是高達 90%，2021 年我國城鎮化率為 64.72%， 僅相當于美國 1930 年和日本 1965 年左右的水平

根據國務院印發的《國家人口發展規劃 （2016–2030 年）》，2030 年中國常住人口城鎮化率將由目前的 60%左右提升至 70%，我國 城鎮化率還有較大的增長空間。持續的城鎮化進程及民眾對高質量生活的追求，將帶動城 市燃氣需求維持穩定增長。

天然氣采暖需求空間大。自 2010 年以來，城鎮采暖用氣量隨城鎮居民氣化率增長呈 現指數級上升態勢。天然氣采暖面積方面，據《中國天然氣采暖(居民)需求分析》，截至 2018 年底，我國天然氣采暖已覆蓋全國 27 個省份。

采暖面積達到 33 億平方米，主要包括分布 式燃氣鍋爐、分戶式壁掛爐、熱電聯產集中供暖三種方式。該報告預計，到 2030 年我國 居民天然氣采暖面積將達到 65 億平方米，占全國居民采暖面積的 31.8%。

采暖用氣量方面， 2018 年我國居民采暖用氣量達到 273 億立方米，占全年天然氣總消費量的約 10%。據《中 國天然氣采暖(居民)需求分析》估算，到 2030 年我國天然氣采暖用氣需求也將實現翻番， 達到 591 億立方米。

天然氣銷售業務：打造全國性城燃版圖，天然氣零售：兼具確定性和成長性

天然氣零售指將采購的天然氣經過氣化、調壓等環節處理后，通過管網輸送給終端用戶。 終端用戶可分為居民、工商業和汽車加氣站三類公司的天然氣零售業務主要由子公司新 奧能源開展。

新奧能源為全國性城市燃氣分銷商。2001 年開始新奧能源結合西氣東輸規劃前瞻布局，而 后結合忠武線、中緬油氣管道布局湖南、云南等內陸省份；

隨著管道建設逐步向東南沿海完善以及沿海 LNG 接收站的建設，其城燃版圖逐漸向沿海地區延伸。截至 2021 年末，新 奧能源的城燃項目已經覆蓋全國 21 個省市及自治區，可接駁人口數量約為 1.24 億。

對于公司零售氣量穩步增長的驅動因素，我們認為可以從公司自身以及整個行業需求兩個 角度探究。從公司自身看，存量項目氣化率持續提升以及每年拓展的增量項目是推動公司 零售氣量不斷增長的重要原因。

2000-2021 年，新奧能源的城燃項目數量由 4 個增加至 252 個；存量項目的氣化率也由 2010 年的 36%增長至 2021 年的 62.4%；

從行業角度看，我們 對新奧能源的零售天然氣銷量與全國天然氣表觀消費量進行均值回歸，結果顯示二者呈現 顯著的正相關關系，解釋度高達 99.6%，表明新奧能源的零售氣量很大程度上受到市場需 求的影響，與市場整體天然氣需求量的走勢具有一致性。

用戶結構方面，工商業客戶占比超 70%。2021 年全年公司對工商業客戶、居民用戶和加氣 站分別實現售氣量 199、47.03 和 6.65 億方，售氣比例為 78.8%、18.6%和 2.6%。

工商業用 戶的零售氣量占比最高，近十年來均維持在 70%以上的水平。居民用戶售氣量占比同樣在 逐步提升，由 2011 年的 16.1%提升至 2021 年的 18.6%。

毛差方面，近年來新奧能源毛差較為穩定，維持在 0.6 元/方左右。2021 年受到國際氣價 大幅上漲的影響，2、3、4 季度上游采購價在基準門站價基礎上分別上浮 5%，10%和 30-35%， 漲幅均較去年有所提升，全年毛差為 0.51 元/方，同比收窄 0.09 元/方，降幅 15%。

其他幾 大城燃核心企業 2021 年毛差同樣有不同程度的收窄，其中華潤燃氣全年毛差為 0.52 元/ 方，同比下降 0.07 元/方，降幅 11.9%；港華智慧能源全年毛差為 0.51 元/方，同比下降 0.06 元/方，降幅 10.5%。

在上游自主氣源以及中游接收站的支撐下，多元化的氣源結構有助于公司靈活地獲取資源， 從而維持毛差的穩定。

根據新奧能源 2022 年業績指引，2022 年全年預期毛差將維持在 0.5 元/方左右，為 2022 年的零售氣營收打下堅實基礎。

新奧能源三十年擴張發展打造的城燃版圖為公司天然氣零售業務營收的穩定增長奠定了 基礎，我們從經濟和環保兩個角度分析公司存量項目的優勢。

經濟角度：公司的項目多布局在經濟發達省份，天然氣需求量大。據《中國天然氣發展 報告（2021）》的分類，我國天然氣需求大致可分為工業燃料、城鎮燃氣、發電和化工用 氣四類，其中工業燃料和城鎮燃氣用氣占比較大，均在 37％-38％左右。

經濟發達省份往 往工商業用氣需求更大，例如江蘇省和廣東省擁有眾多的工業園區，在玻璃、陶瓷、電子 等行業中已形成較大規模用氣量，2020 年江蘇消費量超過 300 億立方米。

同時較高的城 鎮化率也能拉動更多的居民用氣需求，四川省的天然氣消費主要依賴較高的城鎮氣化率和 人口基數，2020 年四川省天然氣消費量超過 200 億立方米。

從全國范圍看，據國家統計 局數據，2019 年全國 GDP 排名前十的省份天然氣消費量達到 1448.67 億立方米，占當年 全國天然氣消費總量的 47.3%。

環保角度：天然氣在綠色低碳格局中將發揮重要作用。天然氣的碳排放系數為 1.6tCO2/tce，遠低于石油的 2.1 和煤炭的 2.6tCO2/tce，是更加優質和清潔的燃料和化工原 料。

公司大部分項目位于大氣污染防治實施重點地區，包括京津冀、河南、山東、江蘇、 浙江、廣東等。地方政府嚴格執行環保政策將進一步拉動地方的天然氣需求。

城市燃氣業務為傳統公用事業，較難有持續高速的成長機會。在這種特殊行業屬性下，拓 寬業務增長點是城燃企業持續成長的關鍵。

新奧能源除了存量項目帶來的穩定性外，還具 備內生增長性，主要體現在外延擴張節奏加快和存量項目氣化率提升兩方面。

項目擴張節奏加快：早期公司的項目獲取以大中型項目為主，單個項目可接駁人口數超 過 200 萬的項目均在 2005 年及以前獲取。隨著沿線眾多核心城市被分占，可獲取的項目 數量在逐漸減少，獲取難度在逐步增加。

公司新增項目數量自 2002 年之后經歷了持續下 滑。但是在 2009-2013 年和 2016-2019 年兩個時間段內，公司新增項目數量經歷了兩次增 長，外延擴張節奏有所加快。

2017-2020 年，行業整合加速，外延并購節奏加快：近年來頻繁的價格改革使得中小型城 燃企業經營壓力陡增。2017 年和 2019 年，國家發改委相繼印發《關于加強配氣價格監管 的指導意見》和《關于規范城鎮燃氣工程安裝收費的指導意見》。

其中《關于加強配氣價 格監管的指導意見》將核定配氣價格時的投資收益率上限確定為 7%配氣價格的上限管理 規則要求城燃企業在可控的范圍內盡量做到成本最優，中小型城燃企業面臨較大的成本壓 力，加之上游供氣企業的頻繁調價，燃氣最終銷售價格的提價空間有限。

《關于規范城鎮 燃氣工程安裝收費的指導意見》明確燃氣工程安裝收費標準原則上成本利潤率不得超過 10%，城市燃氣企業的購銷差價進一步收窄。

在頻繁的價格改革推動城市燃氣公用事業屬性逐步明晰的背景下，以新奧能源為代表的全 國性城燃巨頭，無論是在資本實力還是氣源渠道方面，相對中小城燃的優勢愈發顯著，行 業整合在中短期或將加速。

公司通過策略性聯盟并購及參與地方政府的招標等方式獲取新 的經營權，2021 年內獲取了河南汝陽產業聚集區等 17 個城市燃氣項目獨家經營權。

氣化率仍有抬升空間 2005 年，新奧能源判斷擁有管道氣源且經濟發達的城市，大部份已被現有營運商覆蓋，疊 加公司對投資回報率的嚴格要求，因而做出戰略調整：減少獲取新項目的數量，轉為大力 提高現有項目的氣化率。

借力國家城鎮化率的提升，2005 至 2021 年，公司覆蓋區域氣化 率實現從 16.6%到 62.4%的抬升，但距離成熟項目 90%的氣化率仍有較大的抬升空間。

第二，開展增值業務挖掘客戶資源潛在價值。新奧能源提供的增值服務包括廚房產品、供 暖產品、安防產品及其他衍生產品與服務等。

從營收規模上看，增值服務業務是新奧能源 五大業務中營收規模最小的業務，2021 年相關營收 23.41 億元，占營業收入的 2.5%。但是 該業務具有較高的毛利率，2020 年與 2021 年毛利率均在 70%以上。

滲透率方面，2021 年 增值服務在存量客戶群的滲透率為 9%，在年內新開發客戶群中的滲透率為 21%，未來公司 增值業務還有較大的增長空間和潛力。

直銷業務增長迅速，上中下游協同效應優勢明顯

近年來廣東、浙江陸續發布大用戶直供政策，終端用戶可自主選擇氣源方，為城燃企業拓 展域外大客戶直供帶來了更多機會。公司可以借助上中下游一體化優勢帶來的綜合性氣源 整合能力，依托政策打開新的增長空間。

直銷氣源結構方面，公司以采購國際天然氣資源為主，配合國內自有和托管 LNG 液廠資源 及非常規資源。其中國際資源主要通過長期購銷協議及現貨采購的方式，向國際天然氣生 產商或貿易商采購天然氣；

國內資源主要進行煤制氣、煤層氣、散井氣等資源采購，同時 也有部分通過控股、包銷等方式獲取 LNG 液廠資源。直銷氣客戶主要面向國內工業、城市 燃氣、電廠、交通能源等領域。

2021 年公司依托龐大的下游客戶及舟山接收站為業務支點，在上中下游協同效應的支撐下， 直銷氣量價均實現較大突破。

氣量方面，2021 年全年直銷氣量達到 41 億方，是 2020 年 全年 9.42 億方銷量的 3.4 倍；毛差方面，2021 年直銷氣業務毛差為 0.315 元/方，2020 年的 0.157 元/方的毛差，同比增長 101%。

2022 年直銷氣板塊有望維持較高增速。一方面，國際氣價仍然維持高位運行。截至 2022 年 4 月 1 日，TTF 五月交付的期貨合約價格為 114.75 歐元/兆瓦時，一年內的漲幅高達 498.59%；

另一方面，公司與美國切尼爾能源簽署的每年 90 萬噸的僅與亨利中心天然氣價 格掛鉤的 LNG 長協將于今年 7 月開始執行，這將增加公司低成本的氣源供應量。

從全球天 然氣現貨市場看，美國 Henry Hub 價格明顯低于歐洲 TTF 價格以及東北亞的 LNG 現貨價 格，具有明顯的成本優勢。

2020 年，美國 Henry Hub 現貨均價為 2.03 美元 /MMBtu， 低于歐洲 TTF 現貨均價 3.18 美元 /MMBtu 以及東北亞 LNG 現貨均價 3.82 美元 /MMBtu。

故與 Henry Hub 價格掛鉤的長約幫助公司鎖定了較低的氣源成本。較高的國際 現貨價格與長約鎖定的低成本氣源有望進一步增厚 2022 年公司直銷氣板塊盈利。

綜合能源業務：打造全新發展動能

近年來隨著國家大力推進煤炭、煤電等傳統能源去產能，推動能源轉型，需求側的用能需 求開始逐漸多元化，綜合能源服務的市場需求不斷擴大。

綜合能源業務指由單一的燃氣銷 售變革為多品類的能源銷售，由簡單的滿足客戶燃氣需求到滿足客戶深層次的、最終端的 用能需求，如采暖、制冷、生活熱水、蒸汽等。

綜合能源業務可將天然氣、風、光、地源 熱、生物質等多類能源，根據客戶用能規律以及當地資源稟賦，因地制宜地進行匹配與調 度。

利用綜合能源站集成技術，形成多個綜合能源站之間的能源調配，以最優的運 行和控制策略來滿足用戶的能源需求，實現能效提高和排放下降。

新奧能源于 2010 年開始探索分布式能源項目，2011 年投運包括“長沙黃花機場”、“中電 雪花啤酒項目”和“新鄉和瀏陽工業園” 在內的三個分布式能源項目。

憑借分布式能源 項目積累的經驗和客戶資源優勢，新奧能源逐漸開始由單一的天然氣分銷商向綜合能源服 務商轉型，著重開拓有多種能源需求的工業園區、城市區塊以及公建和工業客戶。

以燃氣 為主導同時往燃氣深度加工如發電和冷熱供應的方向發展，拉動包括氣、電、冷、熱以及 蒸汽在內的多種能源銷售。

目前，公司的綜合能源業務圍繞低碳園區、低碳工廠、低碳建筑和低碳交通四個方面開展。 低碳園區收入上漲迅速，儲備業務充足。

2021 年公司投運低碳園區 52 個，收入達到 19.6 億元，同比大幅增加 116%；新簽約園區 261 個，用能規模達 1145 億千瓦時；低碳工廠目 前為營收占比最大的板塊。

2021 年投運低碳工廠 443 個，收入達到 36.94 億元，同比增長 53%；低碳建筑共投運 38 個，收入達 21.51 億元，同比增長 25%。公司積極布局換 電站業務，目前已投運充電站 17 座，在建 20 余座；已投運換電站 3 座，在建 5 座。

2018-2021 年，公司累計投運的綜合能源項目從 62 個增至 150 個；綜合能源銷量從 28.9 億千瓦時增至 190.65 億千瓦時。從銷量結構上看，蒸氣的占比達到 79%，冷、熱形式占到 19%。

項目節能減排效果顯著，2021 年全年共為客戶降低能源消耗量約 212 萬噸，降低二 氧化碳排放量約 666.7 萬噸。公司目前在建項目共 42 個，當在建以及已投運項目全 部達產后，綜合能源需求量預計可以達到 360 億千瓦時。

營業收入規模方面，2015-2021 年公司綜合能源業務營業收入從不足 1 億元快速攀升至 78.05 億元，復合增速高達 113.2%。

毛利率方面，綜合能源業務毛利率較為穩定，2021 年 毛利率為 17.49%，近三年毛利率均維持在 17%以上。

綜合能源業務的快速發展使得其營收和毛利的占比逐步提升。其中營收占比從 2017 年的 0.6%上升至 2021 年的 8.4%；毛利占比由 2017 年的 0.2%提升至 2021 年的 9.7%。

2022 年公 司給出綜合能源業務收入同比增長 50%的指引，隨著“雙碳”目標的推進，公司的綜合能 源業務有望維持高速增長態勢。

盈利預測我們基于以下假設，對新奧股份進行盈利預測：

天然氣銷售業務：天然氣銷售是公司業務核心，其中零售和批發業務由子公司新奧 能源開展，直銷業務由新奧股份開展。

零售氣方面，依托于子公司新奧能源強大的分銷能 力，預計公司零售氣增速將持續領先行業平均增速；直銷氣方面，舟山接收站產能的釋放 有望強化公司海外氣源的獲取能力。

2022 年國際氣價的持續高位運行將帶來海外轉 售的利潤增量，我們預估 2022 年直銷氣板塊將繼續維持高增速。

工程施工與安裝業務：十四五期間城鎮化率將提升至 65%，這將帶來新增住房接駁需 求；同時存量項目氣化率仍有提升空間，每年新增居民及工商業用戶接駁數有望維持平穩 增長。

綜合能源業務：在兩碳目標下清潔用能的需求持續增長，公司目前客戶資源積累深 厚，有望憑借綜合能源業務持續挖掘存量用戶價值。

能源化工業務：隨著煤炭業務產量的回升以及煤價的高位運行，2022 年預計煤炭板 塊能夠持續增厚公司業績。

我們預計公司 2022 至 2024 年實現營業收入 1385.61、1567.44 和 1766.57 億，同比分別增長 19.42%、13.12%以及 12.7%；實現凈利潤 54.2、60.33 和 66.82 億元，同 比分別增長 32.14%、11.32%和 10.76%。