燃气行业研究分析报告：供需格局稳顺价机制推进

证券研究报告（优于大市，维持）燃气行业研究框架：供需格局趋稳，顺价机制推进2024年1月19日目录1.我国天然气产业链构成及定价机制2.需求：低碳目标驱动“十四五”天然气需求增长3.供给：弹性供给主要依靠LNG进口4.价格：全球供需格局有望趋于平稳5.顺价机制推进，行业盈利有望修复6.风险提示21.我国天然气产业链构成及定价机制图：我国天然气产业链示意图居民气田勘探开发国产天然气进口管道气接收站工业商业长输管道中输/省级管道城市管网进口LNG加气站图：我国天然气定价机制管道天然气各环节收费标准：管输费：管道负荷率（实际输气量除以设计输气能力）不低于75%取得税后全投资收益率的8%。门站价：在基准门站价上浮20%，下浮不限的范围内商定。各省基准门站价由国家核定终端价由地方/物价局核定配气费：准许收益率为税后全投资收益率，不超过

7%。资料：国家，中国政府网，证券研究所32.需求：低碳目标驱动“十四五”天然气需求增长受2017年“煤改气”政策及城市化推进带来的内生增长，我国天然气市场“十三五”期间消费量/产量/进口量CAGR分别为10.9%/6.9%/18.0%。2021年我国天然气市场供需两旺，但受国内经济增速放缓、新冠疫情持续、天然气价格高等因素影响，2022年我国天然气消费量/生产量/进口量分别达3663/2178/1508亿立方米，分别YOY-1.7%/+6.4%/-9.9%。2023年1-11月

天然气消费量

/生产量

/进口量分别达

3566/2096/1482亿立方米，分别YOY+7.3%/+6.0%/+8.5%。图：天然气年度消费量及增速图：天然气月度消费量（亿立方米）400035003000250020001500100050020%15%10%5%4504003503002502001500%0-5%1001月

2月

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12月2017202120182022201920232020消费量（亿立方米，左轴）YOY（%，右轴）资料于国家统计局，进口量数据换算，

证券研究所：天然气消费量数据于国家，产量数据于海关总署并按1380

立方米/吨

42.需求：低碳目标驱动“十四五”天然气需求增长根据《中国天然气发展报告2021》，2025年天然气消费规模达到4300～4500亿方，2030年达到5500～6000亿方，中枢对应“十四五”、“十五五”天然气消费量CAGR

6.3%、5.5%。根据《“十四五”现代能源体系规划》，2025年天然气产量达到2300亿方以上，对应CAGR

4.0%，略慢于消费量规划增速。表：天然气发展“十三五”、“十四五”规划对比总量年均增速2015年实际

2020年规划

2020年实际

2025年规划

十三五实际

十四五规划产量（亿立方米/年）135019315.92070188832408.423006.9%10.9%7.3%4.0%6.3%表观消费量（亿立方米/年）天然气占一次能源消费比例（%）天然气进口量（亿立方米/年）气化人口（亿人）-4300~45008.3～106143.3-4.7-14034.918.0%8.2%LNG接收能力（万吨/年）地下储气库工作气量（亿立方米）438055930014416.3%21.2%148资料：国家，国家能源局，证券研究所52.需求：低碳目标驱动“十四五”天然气需求增长与煤炭、石油等能源相比，天然气具有使用安全、热值高、洁净等优势。下游应用端包括工业燃料、城镇燃气、天然气发电、天然气化工，2022年上述四大板块消费量占比分别为42%、33%、17%、8%。图：各能源清洁性、稳定性比较图：灵活性调节电源、储能装机容量（亿千瓦）图：天然气消费各板块增速（%）图：天然气消费各板块占比（%）65%100%80%60%40%20%45%25%5%0%2016

2017

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2021

2022-15%工业燃料城镇燃气天然气发电天然气化工工业燃料城镇燃气天然气发电天然气化工资料注：灵活性调节电源、储能装机容量预测数据国能源互联网发展合作组织，图中数据仅为估计值：国家能源局，证券研究所于全62.需求：低碳目标驱动“十四五”天然气需求增长我们按照天然气各类需求分板块预测加总，预计2023-25年天然气消费量分别为3898

、

4125

、

4363

亿

立

方

米

，

YOY+6.9%

、

5.8%

、

5.8%

，

“

十

四

五

”CAGR+5.9%，略慢于政策目标增速6.3%，主要受2022年疫情及海外高气价影响。表：天然气需求综合预测（亿立方米）20152016201720182019202020212022

2023E

2024E

2025E需求合计1931205823862803306432803690364638986.9%1608132669141255.8%1688141173943635.8OY6.6%

15.9%

17.5%

9.3%7.0%

12.5%

-1.2%工业燃料738628284282712729366251759938427262108295048528610721140545126311975251476118166415311203620城镇燃气天然气发电天然气化工306295369260273287301资料注：需求合计数来自于各年国家能源局发布的中国天然气发展报告，与国家

公布值略有差距。：国家能源局，证券研究所测算73.1

我国自产气表现出适应性刚性“十三五”期间天然气产量5年CAGR+6.9%。2021年、2022年、2023年1-11月天然气产量分别达2053、2178、2096亿立方米，YOY+8.2%、6.4%、6.0%。结合月度产量变化曲线及天然气产量年均增速基本稳定的特点，我国天然气产量表现出适应性刚性（即天然气消费需求淡季产量较少，需求旺季产量增加有上限）。图：年度天然气产量（亿立方米）及增速（%）图：天然气月度产量（亿立方米）250020001500100050012%10%8%2101901701501301106%4%2%00%901月

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12月2017201820192020生产量（亿立方米，左轴）YOY（%，右轴）202120222023资料：国家统计局，中国政府网，证券研究所83.1

我国自产气表现出适应性刚性截至2022年，全国天然气资源储量达6.57万亿立方米，资源储量丰富。因此我们按照相对刚性的增速预测2023-25年天然气产量为2309、2447、2594亿立方米，对应“十四五”自产气CAGR

6.6%（《“十四五”现代能源体系规划》指引增速为4.0%）。图：2016-2020年全国天然气新增探明储量（亿立方米）及同比增速（%）12000100008000600040002000060%40%20%0%-20%-40%20162017201820192020全国新增探明地质储量（亿立方米，左轴）新增探明储量YOY（%，右轴）天然气产量YOY（%，右轴）表：“十四五”天然气产量（亿立方米）预测201917369.8%202018889.8%202120538.2%202221786.4%2023E23092024E24472025E2594产量（亿立方米）（假设）YOY（%）6.0%6.0%6.0%注：2019-2022年产量及增速数据为中国政府网公布的实际值，2023-2025年增速数据为假设值，产量数据为测算值。资料，：国家统计局，自然资源部，中国政府网证券研究所测算93.2

进口天然气适应需求弹性“十三五”期间天然气进口量5年CAGR+18.1%。2021年、2022年、2023年1-11月天然气进口量达12136、10925、10740万吨，折算为1675、1508、1482亿立方米，YOY+19.9%、-9.9%、+8.5%。分月度看，天然气月度进口量呈现出季节性，一四季度表现为旺季、二三季度表现为淡季，与天然气消费量特征趋同。图：天然气年度进口量（亿立方米）及增速（%）图：天然气月度进口量（亿立方米）18001600140012001000800600400200035%30%25%20%15%10%5%180160140120100800%-5%-10%-15%60401月

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12月2017202120182022201920232020进口量（亿立方米，左轴）YOY（%，右轴）资料：海关总署，Wind，证券研究所103.2

进口天然气适应需求弹性根据EI统计年鉴数据，2022年我国管道气、LNG进口占比分别为38.5%、61.5%。其中，我国LNG进口主要库曼斯坦，占比56%。于澳大利亚，占比38%；管道气进口主要于土图：2022年中国LNG各进口源占比图：2022年我国天然气进口结构

图：2022年中国管道天然气各进口源占比新几内亚其他7%乌兹别克斯坦缅甸7%俄罗斯3%6%印度尼澳大利亚38%4%西亚5%哈萨克斯管道合计38.5%坦8%马来西亚11%LNG合计61.5%俄罗斯25%美国3%土库曼斯坦卡塔尔27%56%资料：EI能源统计年鉴，证券研究所113.3

进口管道气：“三线”

运行相对稳定目前我国管道天然气进口主要依靠西、南、北三条线路。西路中亚天然气管道是目前我国最重要的进口通道，主要进口国有土库曼斯坦、哈萨克斯坦和乌兹别克斯坦，南路中缅管道主要进口为缅甸，北路中俄管道主要进口国为俄罗斯。图：国内自产气、陆上进口管线及LNG接收站分布12资料

：自然资源部，中国政府网，上海石油天然气交易中心，中国石油官网，

证券研究所3.3

进口管道气：“北气南下”有望联通长三角中俄东线北段工程和中段工程已分别于2019年12月2日、2020年12月3日建成投产。南段工程于2021年1月6日全面开工建设，2022年9月实现永清至泰安段投产通气，该段管道投产后，“北气南下”通道延伸至长三角地区，提升长三角地区天然气保供能力约5000万立方米/日。图：中国进口管道气路线设计输气能力及投产情况设计输气能力（亿方/年）运营方中石油总和管线（预计）投产年份国内长度（千米）中亚A/B线中亚C线3002009/20102014-3666（单线1833）2503001203802531830160中亚D线中缅管线2013201917271067黑河-长岭段（北段）长岭—沈阳段长岭-永清段（中段）中俄东线中俄西线2020111

0沈阳

永清段—230永清-上海段（南段）189300已运行10502025E-1194-计划运行165013资料源局，国家：中国政府网，国资委官网，中石油官网，新华社，国家能证券研究所，3.3

进口管道气：“三线”

运行相对稳定“十三五”期间5年CAGR+6.9%。2021年、2022年、2023年1-11月管道天然气进

口

量

达

4243

、

4581

、

4

4

4

1

万

吨

，

折

算

为

586

、

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、

6

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3

亿

立

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，YOY+22.9%、+7.8%、+5.4%。分月度数据来看，管道气月度进口量稳定，冬季需求高峰难以贡献增量供给。图：管道气年度进口量（亿立方米）及增速（%）图：管道气月度进口量（亿立方米）7065605550454035700600500400300200100025%20%15%10%5%0%-5%-10%3025201月

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12月2017202120182022201920232020管道气进口量（亿立方米，左轴）YOY（%，右轴）资料：海关总署，Wind，证券研究所143.3

进口管道气：中俄东线或将贡献主要增量管道气产能相对稳定，近年主要增量于中俄东线产能负荷地提升，按下表假设三线产能负荷变化，我们测算2023、2024、2025年我国管道气进口量达668、676、684亿立方米，YOY+5.6%、1.2%、1.2%，5年CAGR+7.0%，预计2025年管道总负荷达65%。表：“十四五”期间管道气进口量（亿立方米）及管道产能负荷（%）测算指标名称20195012020477202158620226322023E6682024E6762025E684管道进口量（亿立方米）管道气进口YOY（%）-0.8%-4.9%22.9%7.8%5.6%1.2%1.2%中亚线进口量（亿立方米）中缅线进口量（亿立方米）中俄线进口量（亿立方米）4304433733941739398404134241342413423976147163171179管道进口总产能（亿立方米）中亚线产能（亿立方米）中缅线产能（亿立方米）中俄线产能（亿立方米）管道进口总负荷（%）中亚线产能负荷（%）中缅线产能负荷（%）中俄线产能负荷（%）105055010505501050550105055010505501050550105055012012012012012012012038038038038038038038048%78%37%1%45%68%33%10%56%76%33%20%60%72%33%39%64%75%35%43%64%75%35%45%65%75%35%47%15资料：海关总署，BP、EI能源统计年鉴，证券研究所测算3.4

进口LNG：灵活调节能力优“十三五”期间5年CAGR+27.9%，远超管道气（5年CAGR+6.9%）。2021年、2022年、2023年1-11月LNG进口量达7893、6344、6299万吨，约折合1089、875、869亿立方米，YOY+18.3%、-19.5%、+10.9%。供给端，自产气增速稳定、管道气运行负荷相对平稳，因此主要靠进口LNG发挥灵活调节能力，以适应天然气需求侧变化。图：年度LNG进口量（亿立方米）及增速（%）图：月度LNG月度进口量（亿立方米）12001000800600400200060%50%40%30%20%10%0%-10%-20%-30%1401201008060402001月

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12月2017201820192020LNG进口量（亿立方米，左轴）YOY（%，右轴）202120222023资料：海关总署，Wind，证券研究所163.4

进口LNG：接收站建设加速，产能存在过剩风险截至2023年4月底，我国LNG接收站产能达10650万吨/年，在建项目12070万吨/年，若表中统计的项目全部投产，则对应2025年产能22420万吨，较2023年4月增加11770万吨。根据中国能源报援引金联创分析，“考虑到2025年接收站的实际投产规模，不排除某些规划的接收站延迟投产或搁臵的可能”，参考IGU的投产预期，我们保守假设当前在建产能中的70%可如期投产，对应2023年底、2024年底、2025年底LNG接收站产能或将达14556、15977、18889万吨/年，YOY+36.7%、9.8%、18.2%。表：全国在建LNG接收站项目及产能接收站名称潮州华丰LNG潮州华瀛LNG惠州LNG产能（百万吨）投产年份2023202320232023202320232023202320232023202320232023202320232024接收站名称天津LNG2产能（百万吨）投产年份2024202420242024202420252025202520252025202520252025202520261662天津南港LNG2芜湖LNG6.131.52.83江苏国信如东LNG揭阳（粤东）LNG2江苏盐城滨海LNG1扩建山东青岛LNG中石化龙口LNG唐山LNG1阳江LNG2漳州LNG23启东LNG554天津LNG36.536.55上海LNG浙江宁波LNG3天津南港LNG3协鑫汇东江苏如东LNG烟台LNG6天津南港LNG1天津LNG1.94.8313温州华港LNG温州LNG5.96.253营口LNG漳州LNG13珠海LNG23.55舟山新奥LNG3龙口南沙LNG江苏华电LNG317资料：World

LNGReport（IGU），证券研究所3.4

进口LNG：接收站建设加速，产能存在过剩风险按照进口LNG匹配需求变化假设，推算2023-25年LNG进口量为962、1043、1125亿立方米，YOY+9.9%、8.3%、8.0%。随着LNG接收站加速建设，预计2023-25年我国LNG接收站产能负荷率或将降至55.3%、49.5%、46.8%，接收站产能存在过剩风险，相比之下具备气源价格优势、有稳定下游需求方的接收站业主运营压力将相对较小。表：“十四五”期间LNG进口量（亿立方米）及LNG接收站产能负荷（%）测算指标名称201983120209262021108920228752023E9622024E10432025E1125LNG进口量（亿立方米）LNG进口增速（%）LNG有效产能（万吨/年）LNG产能估算（亿立方米）LNG负荷率（%）12.0%998011.5%10050138718.3%100501387-19.5%1035014289.9%8.3%8.0%126031739152672107174332406137760.4%62.4%66.8%66.0%78.5%65.0%61.3%58.1%55.3%59.0%49.5%60.7%46.8%62.2%LNG进口量占比资料：WorldLNGReport（IGU），海关总署，18证券研究所3.5

供需平衡表：格局趋于稳定，供需矛盾弱化我们测算2025年天然气需求量、生产量、进口量将达4363、2594、1809亿方，较2022年

3年CAGR为6.2%、6.0%、6.3%，进口气中管道气、LNG

3年CAGR分别为2.7%、8.7%。我们认为，进入“十四五”中后期，我国天然气消费端格局趋于稳定，自产气增速平稳，进口端气价回落，我国天然气整体供需矛盾有望逐步弱化。图：

“十四五”期间供需及进口结构测算50004500400035003000250020001500100050025%20%15%10%5%0%-5%-10%-15%020192020202120222023E2024E2025E预计需求（亿立方米，左轴）预计国内产量（亿立方米，左轴）预测进口量（亿立方米，左轴）预计需求增长率

（%，右轴）预计国内产量增长率（%，右轴）预测进口量增长率（%，右轴）资料于国家统计局，进口量数据换算，

证券研究所测算：天然气消费量数据于国家，产量数据于海关总署并按1380

立方米/吨

194.1

天然气全球供需矛盾逐渐弱化影响天然气价格的重要变量包括：（1）需求端：能源转型进度、气候因素对天然气需求的影响等；（2）供给端：供暖季结束后天然气补库节奏、地缘政治冲突等；（3）其他：政策对价格的限制等。图：天然气价格走势350300250200150100509000800070006000500040003000“北溪-1”天然气设备出现泄漏，暂停供气，市场天然气价格暴涨欧洲各国基本完成储气工作欧洲冬季气候恶劣，各国天然气储备低1.欧盟各国加速LNG的进口，加快绿色能源转型2.欧盟总体天然气过剩，库存高于往年同期2022年12月欧盟各国达成天然气价格上限协议俄乌冲突爆发，市场因天然气供给受限恐慌；0荷兰TTF天然气期货(欧元/MWh，左轴）中国液化天然气出厂价（元/吨，右轴）资料：ICE官网，Wind，新华社，证券研究所204.2

短期：欧盟天然气库存高位，供需矛盾弱化需求端：2022年7月欧盟成员国同意在2022年8月至2023年3月期间，将天然气需求减少15%（较过去5年平均水平）；并在2023年3月，同意将该目标延长一年。供给端：2023年以来欧洲天然气库存位于近年高位，我们认为，短期来看欧洲天然气价格大幅上涨的驱动力不强。结合IEA预测，预计2024年全球天然气价格将基本保持平稳，且随LNG产能逐步释放，2025年后天然气价格有望逐步下降。图：欧洲天然气库存（%）图：IEA对天然气价格的预测20162020201720212018202220192023100.0090.0080.0070.0060.0050.0040.0030.0020.0010.000.001/12/1

3/14/1

5/16/1

7/18/19/1

10/1

11/1

12/1资料：GIE，新华社，IEA，证券研究所214.3

长期：全球液化产能稳步投产液化产能：2021、2022年全球液化产能分别达4.6、4.8亿吨/年。液化产能负荷率：在2021-22年全球LNG供需结构偏紧的背景下，全球液化产能负荷率分别达80.4%、89%。根据IGU统计，2023-25年全球液化产能增量分别为5.8、39、38.1百万吨，25年累计将达约5.6亿吨/年。其中2023-25年新增产能中美国占31%、卡塔尔占19%。液化产能建设加速，LNG贸易结构趋向多元化，或有望降低地缘政治等因素造成LNG供给端的不确定性。表：截至23年4月全球在建或拟建液化天然气产能图：按地区划分全球LNG液化能力产能（百万吨/年）infrastructure

start

Liquefaction

capacityMarketLiquefaction

PlantTrainyear20232023202320242024202420242024202420252025202520252026202620262027202720282028(MTPA)3.8IndonesiaCongoTangguhLNGT3TangoFLNG0.6MexicoAltamira

FLNG11.4MexicoAltamira

FLNG21.4NigeriaNLNGT78MauritaniaUnited

StatesUnited

StatesRussiaTortue/Ahmeyim

FLNGT1Plaquemines

LNGT1-18Golden

PassLNGT1-2Arctic

LNG2T12.510.0810.46.6United

StatesMexicoGolden

PassLNGT3Energía

CostaAzulLNGT1LNGCanada

T1-25.23.2514CanadaQatarQatarGasLNGT8-9PlutoLNGT2

(expansion)Corpus

ChristiStage

3T1-7Plaquemines

LNGT19-36QatarGasLNGT10-11EniCongoFLNGII15.659.9410.0815.62.4AustraliaUnited

StatesUnited

StatesQatarCongoMozambique

MozambiqueLNG(Area1)T1-2United

States

PortArthur

LNGT1-212.8813.5资料：

IGU，证券研究所224.4

我国LNG主要贸易方液化产能有望逐步释放2022年，我国从卡塔尔进口LNG的占比提升13.3pct至24.9%，从俄罗斯进口LNG占比提升4.1pct至10%，从美国进口LNG的占比下降8.4pct至3.0%，从澳大利亚进口LNG占比下降3.3pct至35.8%。我们认为，中长期来看，我国主要贸易对手方液化产能扩张，有望保障我国进口LNG供给稳定。表：中国LNG主要进口国LNG液化产能（百万吨/年）、负荷率（%）以及液化产能项目增量（百万吨澳大利亚卡塔尔美国马来西亚

印度尼西亚

俄罗斯

新几内亚

尼日利亚其他总计2021中国LNG主要进口国进口量（百万吨）31.09.29.08.94.74.73.21.57.279.3占比39.1%87.319.0%78.511.6%77.116.8%77.011.4%72.415.7%67.011.2%31.86.9%24.96.0%26.45.7%13.85.9%27.25.9%29.64.0%6.91.5%8.31.9%22.24.8%16.49.0%108.623.6%

100.0%56.752.2%100.0%459.9实际液化产能（百万吨/年）占比2021年实际出口（百万吨）负荷率372.380.4%89.9%99.8%92.6%78.4%52.3%

108.9%

120.3%

74.0%2022中国LNG主要进口国进口量（百万吨）占比实际液化产能（百万吨/年）占比22.815.81.97.54.16.32.50.42.563.735.8%87.618.3%80.924.9%77.116.1%80.13.0%88.118.4%80.511.7%32.06.7%27.36.4%26.55.5%15.710.0%29.16.1%33.0113.4%3.8%6.91.4%8.10.6%22.24.6%14.73.9%108.922.8%61.2100.0%478.4100.0%401.52022年实际出口（百万吨）负荷率92.4%103.9%91.4%85.3%59.2%117.4%66.2%56.2%80.4%在建或批准（百万吨/年）占比拟建（百万吨/年）5.031.217.5%15.659.10.00.0%2.53.832.80.08.038.4178.3100.0%997.12.8%45.54.6%33.1%333.033.4%2.1%10.31.0%18.4%137.013.7%0.0%10.61.1%4.5%27.82.8%21.5%414.841.6%占比1.6%0.3%100.0%23资料：IGU，证券研究所5.1

我国天然气产业链盈利模式图：产业链各环节的盈利模式上游开采•

产气量*销售价格-生产成本•

气量通过管道外送，按门站价获取销售收入；通过LNG外送可获得市场价•

典型公司：蓝焰控股、亚美能源中游管输中游贸易下游城燃•

输气量*运距*单位输气价格-运输成本（主要为折旧）•

价格端无弹性，弹性主要依靠输气量增长（和下游需求挂钩）•

典型公司：国家管网公司，陕天然气（纯接收站符合此种模式，如昆仑能源）•

销气价格*进销价差（通常为国内售价和海外气源价格的差值）•

量价均有弹性，但销气价格过高可能会抑制需求，需寻求平衡点•

典型公司：广汇能源，九丰能源•

销气量*销气价格-购气成本（主要由门站）•

居民端售价固定，工商业售价有少量弹性，价格主要取决于中石油调价政策•

典型公司：华润燃气，深圳燃气资料：Wind，证券研究所整理245.2

上游：两次调价，涨幅逐渐打开2018年5月，我国将居民用气门站价改为基准门站价格管理，供需双方可以基准门站价格为基础，在上浮20%、下浮不限的范围内协商确定具体门站价格。2021年4月1日起，国家基准门站价格的5%。2023年4月1日起，国家允许上游天然气企业上浮居民用气门站价格，上浮幅度为允许上游天然气企业上浮居民用气门站价格，上浮幅度由基准门站价格的5%上浮至15%。居民用气门站价涨幅扩大，优先利好产业链上游企业，同时催化各省顺价机制联动响应。图：各地区天然气基准门站价格表（单位：元/千立方米）2500200015001000500250020001500100050000基准门站价格证券研究所上涨5%上涨15%上涨20%资料：中国政府网，山东政府网，255.3

中游：全国一张网继续推进2023年11月，国家发布关于核定跨省天然气管道运输价格的通知，对国家管网集团经营的跨省天然气管道进行了定价成本监审，并据此核定了西北、东北、中东部及西南四个价区管道运输价格。我们认为，国家管网集团经营的跨省天然气管道运价率由此前的10个减少至4个，且多数管线运价调整后呈下降趋势，“一区一价”的定价模式有利于实现管网设施互联互通和公平开放，加快形成“全国一张网”，促进天然气资源自由流动和市场竞争。表：管道核价前后运价率变化含税运价率（元/千立方米·公里）改革前含税运价率（元/千立方米〃公里）序号所属价区主要干线管道降幅12西气东输一线西段（中卫以西）西气东输二线西段（中卫以西）西气东输三线西段（中卫以西）涩宁兰管道0.12620.12620.12620.12620.12620.12620.18280.18280.18280.18280.18280.34110.14160.14160.12020.1416-10.9%-10.9%5.0%3西北价区4-10.9%5兰银线西段6鄯乌线7中俄东线（黑河-永清段）秦沈线80.45940.45940.45940.28050.4035-60.2%-60.2%-60.2%-34.8%-15.5%9东北价区西南价区大沈线101112哈沈线永唐秦管道中缅线（瑞丽-贵阳段）26资料：国家管网官网，国家，证券研究所5.3

中游：全国一张网继续推进表：管道核价前后运价率变化含税运价率（元/千立方米·公里）0.2783改革前含税运价率（元/千立方米〃公里）0.2805序号所属价区主要干线管道降幅13141516171819202122232425262728293031323334353637383940陕京一线陕京二线-0.8%-0.8%-0.8%-0.8%-0.8%-0.8%16.6%16.6%131.5%-27.2%16.6%0.27830.27830.27830.27830.27830.27830.27830.27830.27830.27830.27830.27830.27830.27830.27830.27830.27830.27830.27830.27830.27830.27830.27830.27830.28050.28050.28050.28050.28050.23860.23860.1202陕京三线陕京四线港清线唐山LNG外输管线西气东输一线东段（中卫以东）西气东输二线东段（中卫以东）西气东输三线东段（中卫以东）川气东送0.38240.2386忠武线江苏LNG外输管线中缅线（贵阳-贵港段）榆济线0.40350.4363-31.0%-36.2%中东部价区广西LNG外输管线安济线青宁线中贵联络线0.389-28.5%冀宁联络线鄂安沧线0.45940.2386-39.4%16.6%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0.27830.27830.2783苏皖管道27资料：国家管网官网，国家，证券研究所5.3

中游：优质LNG接收站资源企业有望强者恒强我们认为，随LNG接收站产能逐步释放，未来LNG接收站运营企业的核心竞争力或将从产能向产能利用率转变，具有稳定贸易关系、供应链布局深厚的LNG贸易龙头企业或将强者恒强。建议关注：新奥股份、昆仑能源、广汇能源、九丰能源。图：LNG出厂价与到岸价对比图：部分LNG接收站产能负荷率100009000800070006000500040003000200010000140%120%100%80%60%40%20%2019广汇能源2020九丰能源2021202223H1全国平均出厂价（元/吨）到岸价（元/吨）昆仑能源注：出厂价格为上海石油天然气交易中心公布的“中国LNG出厂价格全国指数”，到岸价格为上海石油天然气交易中心公布的“中国LNG综合进口到岸价格指数”。注：广汇能源、九丰能源、全国平均为我们测算值。新奥股份（舟山LNG设计产能500万吨），昆仑能源（LNG接收站产能1300万吨，22年产能利用率88%），广汇能源（启东LNG接收站产能500万吨，22年产能利用率82%），九丰能源（东莞接收站产能150万吨，22年产能利用率98%）。资料年报，各公司历年季度演示材料，：上海石油天然气交易中心，Wind，各公司历年28证券研究所5.4

下游：燃气顺价向居民侧传导自2021年以来，多地相继出台价格联动机制政策，且顺价对象从非居民用户（顺价更灵活）逐渐向居民用户（对价格更敏感）扩展。按下表统计，今年以来部分地区居民用气价格上涨幅度在5%-15%左右，天然气价格机制理顺有望缓解城燃企业因采购成本上涨带来的业绩压力，城燃企业盈利有望逐步释放。表：2023年部分地区天然气顺价机制改革变化地区执行时间调整内容各档位平均涨幅按照中石油天然气销售内蒙古分公司调价方案，对通过区内短途管道供应的居民、非居民用天然气终端销售价格统一进行调整。居民价格：2023年4月1日-2024年3月31日非居民价格：2023年4月1日-2023年10月31日居民平均上调6.3%非居民平均上调5.4%内蒙古按照第一、二、三档价格1：1.2：1.4的价差比例，居民用气各档销售价格分别调整为3.03元/立方米、3.64元/立方米、4.24元/立方米，分别上调0.30元/立方米、0.36元/立方米、0.42元/立方米。南京兰州2023年7月1日起2023年8月1日起11%居民用管道天然气第一阶梯销售价格由1.76元/m³调整为2.02元/m³；第二阶梯、第三阶梯分别按照第一阶梯气价的1.2倍、1.5倍执行，标准为2.42元/m³、3.03元/m³。14.8%三区居民用气各阶梯价格在现行基础上分别上调0.19元/立方米。青岛济南2023年8月1日起2023年9月1日起4.8%5.1%在联动周期内综合城市门站价格增长额为0.2元/立方米，变动幅度为8.2%，达到联动机制启动条件，上调居民用管道天然气销售价格0.2元/立方米。居民用气最高销售价格不作调整。重庆2023年11月1日起工业、商业、集体用气最高销售价格由现行每立方米3.1元调整为每立方米3.612元。16.5%资料

：内蒙古，山东政府网，重庆，南京，兰州证券研究所，青岛29，5.4

下游：2023年城燃企业销气量、毛差均有修复表：2020年-23H1港股主要城燃公司经营数据2688.HK1193.HK0135.HK1083.HK0384.HK新奥能源华润燃气昆仑能源港华燃气中国燃气2020

2021

2022

23H1

2020

2021

2022

23H1

2020

2021

2022

23H1

2020

2021

2022

23H1

2020

2021

2022总销气量（亿方）

296

331

327

181

290

341

359

198

378

420

450

239

120

146

153YOY

11.9%

-1.2%

-4.1%

17.4%

5.3%

6.9%

11.2%

7.1%

9.0%

21.6%

4.5%

9.1%居民售气量占比

14%

14%

16%

16%

24%

22%

24%

27%

9%

8%

8%

8%

22%

19%

20%

21%82312

367

39317.6%

6.9%20%

21%平均气价

（元/方）

2.79

3.15

3.59

3.57

2.65

2.93

3.52

3.58

2.29

2.45

2.87

2.88

2.56

2.90

3.49

3.44

2.59

2.95

3.32居民2.81

2.93

3.24

3.25

2.36

2.36

2.41

2.592.76

3.17

3.65

3.64