燃气冬季展望深度报告

1、目录 HYPERLINK l _TOC_250012 供给储运多点发力，奠定保供基调 1 HYPERLINK l _TOC_250011 国产气：今冬料实现中高单位数增长 1 HYPERLINK l _TOC_250010 进口 LNG：接收站投产利好上量，价差套利空间仍在高位 2 HYPERLINK l _TOC_250009 进口管道气：俄气爬坡，中亚减量 3 HYPERLINK l _TOC_250008 储运环节：干线管网陆续增压，地下储气库开足马力 4 HYPERLINK l _TOC_250007 预计 2020 年冬季基本不存在供需缺口 4 HYPERLINK l _TOC_25

2、0006 基准情景下，预计我国今冬天然气连续第二年不存在供需缺口 4 HYPERLINK l _TOC_250005 预计今冬城燃公司非居民购气成本同比节省 0.03 元/方以上 5 HYPERLINK l _TOC_250004 冷冬概率增加，需求与上游气价有弹性 6 HYPERLINK l _TOC_250003 冬季天然气以采暖需求为主 6 HYPERLINK l _TOC_250002 拉尼娜现象导致冷冬的概率提升，燃气需求料将受提振，11 月需求最敏感 6 HYPERLINK l _TOC_250001 冷冬情景若落地，利好上游气价与下游需求，关注全产业链城燃公司 8 HYPERLI

3、NK l _TOC_250000 天然气市场化改革有助于释放龙头城燃公司优势 9风险提示 10投资建议 11插图目录图 1：我国油气行业固定资产投资增速与天然气产量增速对比 1图 2：我国进口 LNG 气量及同比增速 2图 3：我国历年年末 LNG 接收站规划产能 2图 4：我国进口现货 LNG 气价 3图 5：我国进口 LNG 综合月度均价 3图 6：我国进口管道气量及同比增速 3图 7：我国进口管道气月度均价 3图 8：各方向进口管道气单月进口量 4图 9：各方向进口管道气单月均价 4图 10：我国历年天然气分类型消费量 6图 11：我国历年天然气消费量峰谷差 6图 12：历年单月厄尔尼诺

4、指数 7图 13：近年 10 月气温同比（横轴，）与用气量同比 7图 14：近年 11 月气温同比（横轴，）与用气量同比 7图 15：近年 12 月气温同比（横轴，）与用气量同比 8图 16：近年 3 月气温同比（横轴，）与用气量同比 8图 17：中国 LNG 出厂价格指数 9表格目录表 1：2020 年前 8 月全国各区域国产气量增长情况 1表 2：我国主力国产气产区 2020 年规划或预测产气量 2表 3：重点储运设施最新气量进展 4表 4：2020 年冬季我国天然气供需缺口测算情景分析 5表 5：城燃公司购气成本测算表 5表 6：今冬 11-12 月中游主要储运设施公平开放剩余能力占总能

5、力比重 10表 7：重点公用事业公司盈利预测及估值 11 供给储运多点发力，奠定保供基调国产气：今冬料实现中高单位数增长预计国产气维持 58%增长。2018 年夏季以来，伴随着中央对能源安全的重视，我国油气固定资产投资提速，带动天然气国产量单月增速近 2 年来持续稳定于 810%区间。进入 2020 年冬季，油气勘探开采仍有不断进展，但考虑到疫情影响了需求增速中枢，且产气量累计基数已较大，作为先行指标的油气固定资产投资增速开始放缓。79 月，天然气单月产气量同比增速 4.8%/3.7%/7.6%，较此前月份小幅放缓。我们预计 2020 年冬季国产气量单月同比增速位于 58%区间，仍将高于需求增

6、速。图 1：我国油气行业固定资产投资增速与天然气产量增速对比固定资产投资累计同比增速-%天然气国产量累计同比增速-%-右轴140120100806040200-20-40-60-80121086420资料来源：国家统计局，中信证券研究部从国产气量区域分布来看，西北增长稳健，西南川气增速偏低但后续增产潜力大，其余地区产气量基数低，但也普遍实现较好增长。表 1：2020 年前 8 月全国各区域国产气量增长情况区域2020 年前 8 月累计产气量-十亿方累计同比增速全国122.57.4%西北63.217.2%西南33.412.8%华南8.6919.7%东北4.6716.8%华北3.016.0%华东2

7、.2616.5%华中0.25-24.2%资料来源：BLOOMBERG，中信证券研究部今年以来，西北的中石油塔里木和长庆油田成为国产气保增长的压舱石，煤层气则可能在主力产区之外贡献重要增量。表 2：我国主力国产气产区 2020 年规划或预测产气量项目2020 数据日期供应量-亿方2019 数据日期供应量-亿方2020 预测增速长庆N/AN/AFY20194125%中石油西南202008201FY20192692%塔里木FY20203042019112605%中石化西南20200842FY2019664%涪陵页岩气20200842201908413%资料来源：中石油官网，中石化官网，中信证券研究部

8、预测进口 LNG：接收站投产利好上量，价差套利空间仍在高位预计今冬 LNG 接收能力同比提升 700900 万吨/年，增量主要在华东。具体来看，京唐曹妃甸三期 350 万吨/年有望年底前完成扩建；上海洋山港二期 300 万吨/年有望在冬供开始前完成扩建投运；广汇江苏启东三期有望年底前投运，建成后启东项目整体接收能力有望提升 185 万吨/年；新奥浙江舟山海底管线 8 月已投运，有望将外输能力提升 100 万吨/年；中石化青岛等其他一批重点接收站的接收能力也在陆续提升。图 2：我国进口 LNG 气量及同比增速图 3：我国历年年末 LNG 接收站规划产能70,00060,00050,00040,0

9、0030,00020,00010,000020162017201820198M2050%进口LNG-千吨同比-右轴45%40%35%30%25%20%15%10%5%0%160140120100806040200接收能力-百万吨/年同比-右轴35%30%25%20%15%10%5%201220132014201520162017201820192020E2021E2022E0%资料来源：海关总署，中信证券研究部资料来源：各业主公司官网，中信证券研究部（含预测）预计今冬 LNG 进口气价同比下行，增强进口吸引力。进口 LNG 中，约 2/3 是长约，约 1/3 是现货。今年冬季，尽管现货气价正因

10、全球采暖需求而季节性提升，但考虑到全球经济仍处于疫情后的恢复期，预计现货气价不会大幅超出上一年价格水平。同时，长约气价是与过去 56 个月的国际油价滞后挂钩，因此预计今年冬季长约气价整体稳定，且同比上一年将有较大幅度下行。综合来看，今冬 LNG 进口气价大概率同比显著下行，进口分销的套利吸引力有望维持在高位。图 4：我国进口现货 LNG 气价（美元/mmBtu）图 5：我国进口 LNG 综合月度均价（元/方）20172018 20192020141210864201-0101-3103-0103-3104-3005-3006-2907-2908-2809-2710-2711-2612-2603

11、.53.02.52.01.520172018 201920201.001 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12资料来源：WIND，中信证券研究部资料来源：海关总署，中信证券研究部进口管道气：俄气爬坡，中亚减量前 8 月进口管道气量价齐跌。2020 年前 8 月，进口管道气累计 2290 万吨，同比下滑7%；月度均价在 1.41.6 元/方，同比上年的 1.8 元/方大幅下行。进口管道气价格的下降并没有刺激进口量的提升，我们认为其中主要是由于中亚气自新疆霍尔果斯进口，距离东部核心用气市场较远，管输成本影响了中亚气相对沿海进口 LNG 的经济性。同时，部分中亚国家对华短

12、暂减供，也对进口量带来一定影响。图 6：我国进口管道气量及同比增速图 7：我国进口管道气月度均价（元/方）40,00035,00030,00025,00020,00015,00010,0005,00025%进口管道气-千吨同比-右轴20%15%10%5%0%-5%2.22.01.81.61.41.220172018 20192020020162017201820198M20-10%1.001 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12资料来源：海关总署，中信证券研究部资料来源：海关总署，中信证券研究部预计俄气将对中亚气形成挤压。2020 年，中俄东线规划进口 50 亿方，

13、前 8 月实际进口 24 亿方。我们预计今冬中俄东线将进口 2030 亿方。前 8 月，土库曼斯坦进口管道气累计 195 亿方，同比下滑 35 亿方或 15%；哈萨克斯坦进口管道气累计 50 亿方，同比增长 2 亿方或 4%。相比中亚气而言，2019 年 12 月通气的中俄东线进口成本更低、距离负荷中心的运输距离更近，有望持续对中亚气进口形成挤压。中俄东线目前尚只有东线（黑龙江黑河至吉林长岭）通气，中线（吉林长岭至河北永清）按规划将于 2020 年底前投产，届时中俄东线将直接对接京津冀核心市场，消纳能力或将进一步大幅提升。图 8：各方向进口管道气单月进口量（亿方）图 9：各方向进口管道气单月均

14、价（元/方）俄罗斯土库曼-2020 土库曼-2019哈萨克-2020 哈萨克-201970605040302010020M1-2 20M3 20M4 20M5 20M6 20M7 20M81.801.601.401.201.000.800.60俄罗斯土库曼哈萨克资料来源：海关总署，中信证券研究部资料来源：海关总署，中信证券研究部储运环节：干线管网陆续增压，地下储气库开足马力多条管线贡献输气能力增量。预计 2020 年 11 月榆济线将完成加压工程，届时日输气能力将提升近 1000 万方/日。鄂安沧线一期 2019 年内陆续完成后续干线、支干线与互联互通工程，2020 年前 8 月实际输气 95

15、 亿方，较 2019 年全年的 50 亿方大幅提升。迭福LNG 接收站至迭福北LNG 接收站联通线与迭福北LNG 接收站外输管线于 2020 年 7 月正式投产，深圳迭福 LNG 接收站实现“南气北送”增输能力 4600 万立方米/日，相比 2019年冬季全国“南气北送”3000 万方/日的年输气能力增量，今年增量进一步提升。地下储气库能力提升、库存充裕。2019 年 9 月，中石化文 23 储气库初步投产，预计2020 年实现采气量 14 亿方，同比提升 13 亿方。2020 年初，由于需求受到疫情影响，我国储气库在 2 月即由正常的冬季采气提前转入注气，预计当前储量充裕，原中石油体系内地下

16、储气库今冬采气量预计同比提升 9 亿方或 10%左右。表 3：重点储运设施最新气量进展类型项目2020 日期2020 供应量-亿方2019 日期2019 供应量-亿方2020 预测增速地下储气库中石油储气库FY2020E99FY2019E9010%文 23FY2020E14FY201911650%管网榆济线FY2020E46FY20194015%鄂安沧线202008952019125091%迭福互联互通4Q2020E274Q20190新投产资料来源：各业主公司官网，中信证券研究部预测 预计 2020 年冬季基本不存在供需缺口基准情景下，预计我国今冬天然气连续第二年不存在供需缺口在不同的气温情景

17、下，我们预计今冬天然气需求将维持约 38%的中等单位数增长，主因是经济稳健、环保政策延续、零星疫情的影响可得到去年暖冬需求低基数的对冲。综合前述的供给能力提升，基准情景下，预计我国连续第二年实现冬季供需零缺口。表 4：2020 年冬季我国天然气供需缺口测算情景分析（亿方）2017201820192020E 低情景2020E 基准情景2020E 高情景供暖季总需求119813251389141614581501YOY7%11%5%2%5%8%供给：国产气677744832857878899YOY1%10%12%3%6%8%供给：进口管道气188213213207220233YOY18%13%0%

18、-3%4%10%其中：俄罗斯009.5202530YOY111%163%216%其中：土库曼斯坦134150133113119126YOY12%-12%-15%-10%-5%其中：其他546370747677YOY16%13%5%8%10%供给：进口 LNG296375388284360437YOY51%27%3%-27%-7%13%接收能力339431449489489489负荷率87%87%86%58%74%89%供需缺口1697800017资料来源：国家发改委，国家能源局，各接收站业主公司官网，中信证券研究部预测最糟糕情景下，今冬供需缺口 20 亿方，仍大幅低于 2017/2018 年，

19、不会重演“气荒”现象。最糟糕情景下，假设经济旺盛、气温偏低带来需求较快增长，同时国产气增速显著放缓、进口管道气上量不达预期、进口 LNG 接收站新增接收能力投放不达预期，则今冬供需缺口或达 1720 亿方级别，相比 2017/2018 年冬季的 169/78 亿方（按需求峰谷差回测）仍为大幅收窄。预计今冬城燃公司非居民购气成本同比节省 0.03 元/方以上考虑到今年燃气冬供整体充裕，并且上游进口气成本在今年以来大幅下行，我们预计油气央企将对今冬城燃公司的非居民管道气购气成本基于基准门站价的上浮比例进行下调。其中，参考部分已经完成今冬购气合同的企业，我们预计均衡一气量维持基准上浮 20%不变，均

20、衡二与调峰气量在 11/2/3 月基准上浮 30%，在 12/1 月基准上浮 47%，相比 2019 年冬季的统一基准上浮 45%略有收窄。基于这一上浮假设，我们预计城燃公司今冬非居民综合购气成本大约同比下行 0.03元/方以上。这一水平相比 2020 年 46 月/610 月的 0.11/0.17 元/方的购气成本同比下行幅度有所收窄，但仍对城燃公司构成利好。我们预计购气成本的降幅将主要被城燃公司用于传导降低终端气价并促进销气量，在此过程中，城燃价差也将获得小幅扩张的空间。表 5：城燃公司购气成本测算表1-2M2-3M4-6M6-10M11-12M非居民加权购气成本-元/方20192.430

21、2.4092.1062.0002.36920202.3691.9741.9931.8272.3351-2M2-3M4-6M6-10M11-12M同比节省-元/方YOY0.0620.4350.1130.1730.034其中：均衡一基准上浮201920%20%12%6%20%202020%-1%-1%0%20%其中：均衡二基准上浮201940%40%12%6%45%202045%24%24%-10%35%其中：LNG 购气成本-元/方20193.2143.0002.6072.2862.96420202.4292.3212.2142.0002.286资料来源：中信证券研究部预测，假设 2019 年

22、4 月 1 日前/后的城燃公司基准门站价为 1.90/1.88 元/方 冷冬概率增加，需求与上游气价有弹性冬季天然气以采暖需求为主每年冬季，由于采暖需求高企，我国都将迎来天然气消费旺季。历年来，我国发电与化工用气占总消费量的比重稳定在 30%左右；由于统计口径分类的原因，气温对采暖需求的影响在城镇燃气的占比上体现相对明显。2017 年的严重冷冬，城镇燃气用气量占比 39%，创下近年来最高值；2018 年的暖冬，城燃燃气用气量 32%，创下近年来最低值。随着大规模煤改气的推进，天然气需求峰谷差逐年收窄。2017 年，我国推进了大规模的工商业和农村居民煤改气，此后各个算法的用气量峰谷差均呈现逐年收

23、窄势头。我们认为其中主因是工商业用户单体用气量较大，且相比以采暖为主的居民用气量而言，工商业用气水平没有明显的季节性差异，还可以通过需求侧响应灵活调节用气量，因此一定程度上熨平了全国峰谷差。图 10：我国历年天然气分类型消费量图 11：我国历年天然气消费量峰谷差100%90%80%70%60%50%40%30%20%10%0%发电与化工城镇燃气工业燃料201520162017201820192.42.221.81.61.41.21最大单月峰谷差供暖季月均峰谷差三四季度月均峰谷差2016201720182019资料来源：国家能源局，中信证券研究部资料来源：国家发改委，中信证券研究部测算拉尼娜现象

24、导致冷冬的概率提升，燃气需求料将受提振，11 月需求最敏感2020 年全球拉尼娜现象概率提升，或将带来冷冬。根据美国国家气象局分析，太平洋海水温度连月低于常年平均，今年全球发生拉尼娜现象的概率或高达 75%。历史上来看，拉尼娜现象与冷冬具备较强相关性。例如，2008 年初的雨雪灾害就被认为与 20072008年的拉尼娜现象有关。图 12：历年单月厄尔尼诺指数16/1717/1818/1919/2020/211.501.000.500.00-0.50-1.00-1.50AprMayJunJulAugSepOctNovDecJanFebMar资料来源：美国国家气象局，中信证券研究部11 月天然气需

25、求对气温最敏感。我们分析天然气需求历史数据，发现在 2017 年启动大规模煤改气以来，冬季燃气需求与气温呈现较为明显的负相关关系，且在 10 月、11 月、3 月的线性关系 R值均高于 0.84。我们测算发现，历年来 10/11/12/3 月单月气温每同比偏冷 1 摄氏度，单月需求增速或提升 7/10/3/2 个百分点，亦即 11 月用气量对气温最敏感。11 月气温每同比偏冷 1 摄氏度，全国需求增速提升 10 个百分点。具体来看，11 月全国平均气温每偏低/偏高 1 摄氏度，天然气需求提升/下降约 29.3 亿方，亦即 2019 年 11 月全国天然气需求（272 亿方）的 10.8%。图

26、13：近年 10 月气温同比（横轴，）与用气量同比（纵轴，亿方图 14：近年 11 月气温同比（横轴，）与用气量同比（纵轴，亿方）5045403530y = -17.684x + 28.84625R = 0.99682015105060504030y = -29.257x + 40.154 20R = 0.8459100-1.00-0.500.000.501.001.50-1-0.500.51资料来源：国家发改委，中央气象局，中信证券研究部资料来源：国家发改委，中央气象局，中信证券研究部11 月的天然气需求对气温最敏感，是因为 11 月 1 日至 15 日是绝大多数北方地区启动冬季采暖的时间，

27、采暖强度与开始采暖的日期可能跟随气温变化而有较大波动。12 月需求对气温反而并不敏感，我们认为主因是 12 月原本就处于全面采暖时期，无论气温高低与否，各类采暖设施均是开足马力，因此敏感性反而不突出。图 15：近年 12 月气温同比（横轴，）与用气量同比（纵轴，亿方 图 16：近年 3 月气温同比（横轴，）与用气量同比（纵轴，亿方）4035302520y = -8.3556x + 18.05 15R = 0.6145 10353025201510 y = -4.4984x + 19.68355R = 0.94500-2.5-2-1.5-1-0.500.51-2-101234资料来源：国家发改委

28、，中央气象局，中信证券研究部资料来源：国家发改委，中央气象局，中信证券研究部我们没有将 1 月和 2 月纳入分析范围，主因是每年年初用气需求受到春节停工节奏的干扰，导致气温和需求之间难以形成清晰的线性关系。冷冬情景若落地，利好上游气价与下游需求，关注全产业链城燃公司冷冬若落地，利好上游 LNG 涨价。我们认为，若需求发生额外增长，供需关系或有一定程度的收紧，而进口气成本也可能出现上行，这将导致国内上游 LNG 价格以及合同外管道气价格上行。LNG 价格有望自当前的历史底部进一步回升。截至 2020 年 10 月 16 日，我国 LNG出厂价格指数 2950 元/吨，较 9 月底上涨 274 元

29、/吨或 10%，较 2019 年同期下跌 750 元/吨或 20%。即使不出现冷冬，我们认为 LNG 价格也将在 10-12 月出现季节性的环比上涨，而此类季节性上涨本已纳入相关标的的全年业绩预期。假设发生冷冬，我们预计 LNG 价格有望实现额外的上涨修复。上游气源商受益于气价上涨的弹性最充分。对于具备上游气源开采/进口/分销业务的企业而言，上游气源涨价有助于其业绩超出此前市场预期。但是对于上游气源商而言，实际开采/进口量也是预测年内业绩的重要参数。如果开采/进口量不足，即使气价上行，相关上游标的的业绩受益程度预计也有限。下游气源商价差料稳定、受益于需求提升。2017 年以后，我国大多数地区陆

30、续出台了终端顺价政策，允许城燃公司将冬季成本涨幅的 80-85%传导至终端气价，从而保护城燃公司的合理收益空间，并保障经济、社会的稳定运转。由于顺价机制的出台，我们预计即使出现冷冬而上游气价额外上涨，城燃公司仍可享受相对稳定的价差空间，而其业绩有望受益于需求提升，获得额外增长空间。图 17：中国 LNG 出厂价格指数8,0007,0006,0005,0004,0003,0002,0001,00002016-11-252017-11-252018-11-252019-11-25资料来源：上海石油天然气交易中心，中信证券研究部有自有进口气源的城燃公司或是更稳健的选择。对于深圳燃气以及其他具备上游自

31、有进口气源（包括接收站和窗口期）的大型城燃公司而言，其上游进口气有部分气量并非对接自身城燃需求，而是对接外部的贸易点供需求。因此，假设出现冷冬现象，预计此类全产业链布局的城燃公司有望在上下游业务同时受益。进口气价上涨对于相关城燃业主影响有限。在出现冷冬的情景下，预计海外现货进口气价也将出现上行，但这并不会严重挤压具备自有接收站的城燃公司的套利空间，主因是后者通常提前采取锁价操作。例如，深圳燃气已经在 2020 年 3 月将全年接收站进口量的 2/3 进行了锁价操作。其他全产业链布局的城燃公司也通常签订了与 56 个月之前的国际油价滞后挂钩的长约。考虑到今年的油价走势，即使冬季现货价格进一步走高

32、，预计长约进口成本仍将维持相对稳定，并大概率同比大幅下滑。 天然气市场化改革有助于释放龙头城燃公司优势2020 年 9 月 30 日，国家管网集团基本完成与中石油、中石化等的资产交割，全面投入正式运营。我们认为，天然气市场化改革不断深化，有利于行业打破垄断、释放灵活性。在具体操作上，中游储运设施的公平开放有望带动上下游企业之间的灵活购销对接，带动窗口期租用、换气等新的业态落地，从而帮助有能力获取到上游低成本气源与中游设施公平开放容量的企业扩张其竞争优势。今冬“最核心”的中游设施已无剩余能力，重要性稍逊的“次核心”设施公平开放空间尚充足，有助于改革落地。我们根据国家管网集团官网的披露，测算了今冬

33、重点中游储运设施的公平开放空间占其设施总能力的比例。在 LNG 接收站中，处于核心区域的天津 LNG 在 11/12 月的剩余比例仅为 21%/17%；位于广东的揭阳 LNG 在 11/12 月排产料已满负荷，完全没有公平开放空间；南气北送外送通道新近落成的深圳迭福 LNG 接收站在 12 月剩余能力比例仅 13%；其余海南、北海等相对远离东部负荷中心的接收站剩余能力则尚较为宽裕。在燃气干线管网中，西一线、西二线、川气东送等重点管线基本没有任何公平开放的剩余空间。相比之下，西气东输系统的一批支线剩余能力尚较为充足。其他重点管线中，新投产的中俄东线在 11/12 月的剩余能力占比均超过 80%；

34、鄂安沧线在 11 月的占比超过50%，12 月则基本未分配公平开放的空间。考虑到相关管线的走向与保供战略地位，我们认为未来鄂安沧线与中贵线的剩余能力比例可能成为衡量天然气冬季供需形势的敏感指标。表 6：今冬 11-12 月中游主要储运设施公平开放剩余能力占总能力比重剩余能力理论能力剩余比例11 月12 月11 月12 月11 月12 月LNG 接收站海南 LNG2219252589%76%北海 LNG2424495149%47%迭福 LNG124333438%13%天津 LNG108495121%17%防城港 LNG115510%10%粤东 LNG0016170%0%主要输气管网西三线霍伊7,

35、5077,4178,1978,19792%90%西三线吉安-福州2,2662,2522,7322,73283%82%中俄东线8,4238,42310,38310,38381%81%广西管道1,6228222,1862,18674%38%泰青威1,7021,6112,3502,35072%69%鄂安沧1,017171,9131,91353%1%长长吉26421760160144%36%中贵线1,5671,5854,0984,09838%39%重庆管道8377502,7322,73231%27%西二线轮吐1,3851,4094,6454,64530%30%天津管道8377502,8142,8143

36、0%27%西二线广南6254952,4592,45925%20%西二线霍尔果斯-中卫1,5871,5878,1978,19719%19%西三线霍尔果斯-中卫1,5871,5878,1978,19719%19%西二线中卫-广州465647,6507,6506%1%西一线中卫-上海004,6454,6450%0%川气东送004,0984,0980%0%西一线轮南-中卫01224,6454,6450%3%资料来源：国家管网集团官网，中信证券研究部 风险提示天然气需求低于预期。经济的超预期走弱、气温高于预期、以及秋冬季疫情发生概率的增加，均有可能抑制天然气需求。如果需求走弱，上游气价或将低于预期。这对

37、于上游企业而言将造成量价双杀。对于下游企业而言，购销价差有望扩张，反而可能补偿气量的走弱。上游气价大幅上行。我们当前的基本判断是上游气价整体同比低于 2019 年冬季同期，但在冷冬情景下可能出现额外环比上涨。如果上游气价出现超预期的上行，例如突破了5000 元/吨的近年冬季压力位，则不排除终端用户的需求受到过高用气成本的抑制，反而不利于行业的健康运转。燃气改革进度低于预期。我们认为今冬天然气改革将取得突破性进展，设施公平开放存在空间，为更灵活的商业模式打下了基础。如果燃气改革进度低于预期，例如管网调度算力尚无法支持换气，或热值计量尚不具备推进基础，可能导致相关的新商业模式落地放缓。龙头城燃公司

38、仍将继续稳健运营，但竞争优势或与此前无异。 投资建议我们认为今年燃气冬供的主要看点是冷冬情景下的量价弹性，以及改革红利的释放。上游企业价格弹性更足，下游企业气量确定性更高。燃气行业推荐深圳燃气、华润燃气（H）、中国燃气（H）。冷冬情景从理论上最有利于上游气源商，因为价格弹性强于需求弹性。但考虑到上游国产气源商今冬开采量的不确定性，我们认为具备自有上游进口气源的下游龙头城燃或将是确定性更高的选择，下游的其他优质龙头城燃也有望受益于需求提振。具体来看，深圳燃气属于兼具两路自有上游低成本进口气源的优质下游城燃。华润燃气（H）属于区域布局优异、资产负债表扎实、现金流与派息出色的龙头城燃。中国燃气的采暖

39、居民用户占比在业内处于第一梯队，在冷冬情景下的需求弹性或显著高于同行。表 7：重点公用事业公司盈利预测及估值股价市值EPS（元）P/EP/BROE股息率亿元20192020E21E20192020E2021E2020E20192020E2020E评级华电国际3.713660.460.560.618760.86.3%9.5%5.1%买入华能国际5.288290.610.740.819771.11.3%12.6%7.6%买入建投能源5.43970.520.560.63101090.85.6%7.8%3.4%买入浙能电力3.715050.390.440.4610880.86.8%7.9%6.3%买入京能电力3.072070.220.260.281412110.95.7%6.2%4.4%买入皖能电力4.29970.430.500.5610980.76.6%6.8%3.0%买入宝新能源7.431620.740.800.8410991.69.4%15.6%5.0%买入福能