中国燃气研究报告城燃主业迎来新机增值业务打造第二成长曲线

中国燃气研究报告：城燃主业迎来新机，增值业务打造第二成长曲线1、中国燃气：深耕细作、笃定前行1.1、夯实城燃主业根基、全业态协同发展蓬勃发展二十年，中国燃气成长为国内综合能源服务龙头企业。中国燃气控股有限公司成立于2002年，总部分别位于香港和深圳，是中国最大的跨区域综合能源供应及服务企业之一。2010年收购港股上市公司中裕燃气，2012年北京控股成为公司战略股东。截至目前，公司成功构建了以管道天然气业务为主导，多业态协同发展的综合能源供应及服务体系。公司以管道燃气为主业，多元业务并举发展。公司业务分布于中国除西藏、港、澳、台外的30个省、自治区、直辖市，是中国最大的跨区域城市管道燃气及纵向一体化LPG业务运营服务商。2021/22财年（上市公司会计年结日为3月31日）公司天然气销售规模达367亿m³，约占2021年全国天然气表观消费量的10%。LPG销售规模达426.8万吨。截至2022/23财年中期，公司共有661个专营权的管道燃气项目，7个LPG码头及106个液化石油气分销项目。经过多年发展，公司成功打造出综合能源全业态发展结构，包含天然气、液化石油气、车船燃气、电力及新能源、供热与分布式能源、增值服务六大业务板块。①天然气业务包含管道接驳及燃气销售。公司城市管道燃气用户新增接驳数总体保持稳定，近年来公司在农村地区陆续开展以气代煤工程、燃气下乡工程、智能微管网工程，积极开拓农村居民的增量空间。②液化石油气业务涉及进口、码头、贸易、仓储、物流、充装、配送、终端销售全产业链，现已搭建起国内最大的LPG进口、分销网络。③车船燃气业务主要从事车辆及船舶LNG加注。公司现运营及在建车用及船舶加气站550多座，致力于在未来5年内构建起长江干流LNG加注网络，为长江航行船舶保驾护航。④电力及新能源业务包含售电、配电网、电力综合运维管理业务以及分布式光伏、储能、热泵等新能源业务。⑤供热与分布式能源包含南方暖居工程和北方传统供暖工程。⑥增值服务依托“壹品慧生活”新零售平台为用户提供社区服务和产品销售。公司是混合所有制企业，核心管理层多年稳定。公司由董事长刘明辉创立，是典型的混合所有制企业。截至2022年9月30日，北京控股集团有限公司是第一大股东，合计持有公司23.43%股份。公司董事长刘明辉先生是第二大股东，直接及间接持有18.84%股份。1.2、城燃盈利能力有望回升、增值业务持续释放潜力立足城燃业务，“气代煤”催化销气量快速增长。作为业务布局全国的跨区域能源供应及服务企业，天然气销售是公司最主要的业务。2018/19-2021/22财年间，公司天然气销售与燃气接驳营收占比稳定在60%以上。2017年起公司在乡镇实行“气代煤”开发方案，对北方市场持续深度开发，带动公司营业收入及利润快速增长。2021年后全国煤改气进度放缓，公司乡镇新接驳客户发展速度回落，天然气销量增速放缓。2022/23财年上半年，受全球气价波动影响，公司购气成本提升，短期“增收不增利”，实现营业收入约430亿港元，同比增长10%，而归母净利润32.6亿港元，同比下降20.6%。预计2023年随着各地价格联动政策逐步改善，气量增速与毛差将迎来触底反弹，公司城燃业务有望快速修复。增值业务贡献利润占比提升，持续发展潜力足。2015年公司开始积极探索增值业务，致力于成为公用事业增值业务运营服务商。2017/18财年至2021/22财年，增值服务经营利润占比由9.7%提升至25.0%，毛利率由34.0%提升至48.6%，盈利能力不断提升，在城燃业务乏力时成为公司发展的新动力。2021/22财年增值业务中的壹品慧体系增值税前利润占比达25.2%，公司计划未来两年将壹品慧体系分拆上市，释放其独立价值。预计增值业务模块将持续扩张，继续实现稳定高速发展。派息力度加大，股息回报稳步提升。2021/22财年公司每股核心盈利为1.46港元，是2010/11财年的9.1倍。近年来公司每股派息保持稳定增长，2017/18-2021/22财年派息率维持在27%以上。2021/22财年公司盈利能力受气价上涨影响而出现短期下滑，EPS同比下降30.8%至1.39港元，近十年出现首次下降，但公司仍维持高派息0.55港元，派息率达39.6%，总派息额不降反增。逐步增强的派息力度与盈利能力将加强市场对公司核心业务增长前景的信心，稳固公司长期投资价值。2、注重下沉市场开拓、气源多元化稳定盈利能力2.1、广度深度兼具、销气区域以点及面开花“中心-卫星城市”勾勒销气蓝图，多年来持续深耕下沉市场。公司自成立以来积极在全国开拓燃气项目。不同于一般跑马圈地的城燃项目并购战略，公司在2007年确定“中心-卫星城市”的发展战略，除了持续获取工商业发达、人口稠密的核心区域，还注重深耕重心区域周边的下沉城燃市场，从而更深入完全地开发经营区域。以核心经营区域河北省为例，公司形成以沧州、唐山等工商业发达的城市为消费中心，深度覆盖周边南皮县、清河县、巨鹿县等中小县城的城燃项目业务群。对比2008年公司战略启动期，公司目前一方面积极进入河南、福建、黑龙江等新兴市场，另一方面则在持续深掘河北、湖北、江苏等传统经营优势区域，持续扩张城燃项目数量的同时注重提升区域项目覆盖密度。公司天然气销量保持高增速，工业及居民气为主要增量。公司凭借对华北地区煤改气用户的深度开发，以及对工业用户的持续扩张，公司天然气销售量处于高速增长阶段。2017/18-2021/22财年，公司总销气量从187亿m³迅速增长至367亿m³，其中零售气量从118亿m³增长至219亿m³，CAGR达16.78%。在零售气中，工业及居民用户权重较高且自2017/18财年以来占比总体呈上升趋势。2021/22财年，公司居民/商业/工业/加气站售气量分别占零售气量的34%/13%/49%/4%。销气收入规模稳定增长，盈利能力短期下滑。2016/17财年以来，受益于公司天然气销气量的持续扩张，公司天然气销售收入规模的总体呈整体稳步增长趋势，2021/22财年营收达505.29亿港元，同比增加41%。2021/22财年之前，公司天然气销售税前利润率稳定在10%以上。受2021年下半年至2022全年购气成本上升影响，公司销气单位毛差下滑，在2021/22财年及2022/23财年上半年的税前利润率下滑至8%。2.2、产业转移带动工业用气、低气化率区域后发优势城市用户：城区人口红利和城市扩张大势持续，坚定城燃核心增长逻辑。截至2021年，全国县、市级城市数已达692个，城市建设用地面积约5.94万平方公里。尽管我国城镇化率增速自2020年之后放缓，但日益增长的城市数量和城市建设用地面积持续发挥人口聚集效应，2017-2021年间全国城区年均增量仍突破1000万人。庞大的人口基数和显著的人口增量为公司持续开发城燃用户打下坚实基础，持续为公司城燃业务扩张赋能。2017/18-2021/22财年，公司城市用户年新增接驳数均超250万户。考虑到我国城镇化建设水平仍将不断提升，叠加公司城燃项目扩张带来用户增量，公司城市用户年接驳量有望长期保持200万户以上。县城用户：中西部地区、东北地区中小县城燃气渗透率薄弱，具有开发潜力。根据住建部数据，在计算暂住人口的情况下，2021年天然气在全国县城人口中实际普及率仅55.54%，且不同地区发展水平差异极高。其中，在资源较为丰富的川渝及新疆的县城区域，天然气覆盖率已超过80%，而在资源较为匮乏的地区普及率仍然较低。其中公司具有较明显优势的经营区域如内蒙、广东、黑龙江、广西等地县城渗透率仍不及40%。长期来看，中西部和东北地区的中小县城天然气渗透率具有较大提升空间，随着俄罗斯管道气以及东部沿海LNG资源的补充，以往受制于资源不足、用气成本较高导致天然气渗透较低的地区，在未来具有极强的发展潜力。乡村用户：增速放缓归于平稳，关注复合产业集群机遇。华北地区煤改气政策为天然气在乡村用户的普及提供了史无前例的机遇，但受农村地区大范围应用管道天然气经济性较低影响，在2021年之后，乡村用户的高增速难以为继。公司新增乡镇居民接驳数大幅下降，由2019/20财年的近270万户下降至2021/22财年的27万户。考虑到农村用户消费能力偏低，叠加天然气管输成本偏高的现实状况，我们认为公司在农村用户的发展重心将转移至存量用户的深度发掘，力争提升用户单位用气量。公司可凭借对已开发的燃气用户的良好关系，打造“燃气+燃气器具”的消费模式，提升增值服务在农村用户的渗透率，并可利用丰富的农村用户资源，切入户用分布式光伏赛道，打造“气电协同”的复合产业集群。经营区域承接产业转移前站，工业销气极具发展潜力。公司燃气项目包含华北和东南沿海工业经济发达地区经营区域，经营范围除了横跨15个省会城市及直辖市外，更包含大量周围具有承接产业转移资质的中小城市。2022年初，国家“十四五”规划《纲要》提出优化区域产业链布局，强化中西部和东北地区承接产业转移能力建设。考虑到东北及中西部地区在产业基础、硬件设施、服务水平等产业配套方面仍然存在不足，我们认为产业转移路径不会一蹴而就，首先将由中心城市率先向周围欠发达地区转移。以河北省为例，由于其具备区位优势、交通便利、产业体系完善等优势，固安县、怀来县、邱县、丰南区等地可积极承接京津地区产业转移。在产业转移大势中，公司原经营范围内的工业客户有望进行最大限度保留，还有望承接原本处于经营区外的工业用户，保障公司工业销气长期稳定发展。2.3、多元气源稳定采购价格、俄气提升东北市场优势公司销气盈利空间受制于上游供应。公司与三大石油公司、国家管网公司与LNG进口商建立长期合作关系，气源供应较为稳定，但由于公司目前天然气资源池大部分仍集中于国内，因此受国内上游供应商定价影响较大。尤其是2021年下半年以来，天然气价格高企导致采购公司天然气采购成本大幅提升，占公司销气规模30%以上的居民气顺价不畅，导致公司2021/22财年销气毛差跌至0.50元/m³，同比下跌0.11元/m³。公司积极拓展LNG资源渠道，降低成本波动风险。为增强资源获取能力，降低天然气供应风险并稳定采购成本，公司积极提升进口LNG资源获取和周转能力。LNG长协方面：自2022年以来，公司先后与EnergyTransfer、NextDecade和VentureGlobalLNG签订了为期20-25年的长协。截至2023年3月，公司在手LNG长协资源总量达370万吨/年，预计最早将于2026年起进行供应。LNG接收站方面：中燃子公司山东油气参与投资建设烟台港西港区LNG项目，考虑到项目合作方中交能源及烟台港并无实际LNG接卸需求，公司有望在2023年底后完全利用该接收站500万吨/年的周转能力。此外，公司还与北燃集团合作获取天津南港LNG接收站稳定窗口期，并积极向国家管网公司获取包括广西北海LNG接收站和粤东LNG接收站的接卸窗口期，以保障进口LNG资源的顺利上岸。此外，在国家天然气管道干线对各参与者公平开放的情况下，公司不必受LNG运输经济半径限制，延续以往“液来液走”经营模式，而可以将进口LNG资源气化后对零售气资源进行补充，提升对上游天然气价格波动风险的抵御能力。俄气增量助力公司实现沿线区域市场开拓，东北地区迎重大发展机遇。自中俄东线北段于2019年12月投产通气以来，俄罗斯管道气已成为我国天然气供给重要的增量来源。根据中石油集团与俄罗斯天然气工业股份公司签署《中俄东线供气购销合同》及补充协议，截至2023年2月，俄罗斯每年将通过中俄东线及远东线向中国出口不低于480亿m³天然气。公司在东北、华北及华东等中俄东线沿线省份均具有较大经营优势，尤其是公司在东三省拥有超过100个管道燃气项目，市场份额极高。东北地区城镇化、工业化水平较高，极具天然气发展潜力，当前天然气普及率较低主要受过往资源较为匮乏所致。我们认为中俄东线管道气将大幅提升东北地区天然气供给能力，降低当地用气成本，东三省天然气的普及率有望快速提升。2.4、顺价机制与政策持续完善、长期推动毛差稳定多地天然气价格上下游联动机制逐渐改善，毛差压力有望缓解。居民用气顺价不畅是长期以来影响城燃公司盈利的核心痛点之一。2022年5月，国家发改委在《关于“十四五”时期深化价格机制改革行动方案的通知》明确提出“稳步推进天然气门站价格市场化改革，完善终端销售价格与采购成本联动机制”。此外在2023年两会上，国家发改委在《2022年国民经济和社会发展计划执行情况与2023年国民经济和社会发展计划草案》中提到，要建立健全城镇燃气终端销售价格与采购成本联动机制。在天然气价格市场化改革深化的背景下，各地省、市政府逐渐完善包括居民用户在内的天然气上下游价格联动机制。我们认为，随着天然气价格联动机制在全国的持续落地，公司顺价滞后期有望持续缩短，上游价格波动对公司造成的经营成本压力将减弱，公司城燃成本顺价难的痛点有望得到改善，毛差将迎来触底反弹。足额签订合同气量，确保民生用气保供稳价。2022年底，气价高涨使河北省部分农村地区出现天然气限购。2023年1月，国家发改委发布《关于组织签订2023年天然气中长期合同的通知》，进一步明确“煤改气”的民生用气的属性与地位，要求上游企业对居民与“煤改气”

用气量实现合同全覆盖，“煤改气”需严格执行居民用气价格。2021/22财年，公司居民用气比例占零售气总量的33.55%，考虑到乡村“气代煤”用户占居民总用户的19.02%，及煤改气项目毛差低于城市项目毛差的情况下，我们认为确定煤改气民生用气属性以及保障其低价足额供应将降低公司燃气采购成本，并大幅减轻公司成本倒挂压力。2.5、燃气接驳：持续探索增长边界“煤改气”期间接驳业务规模及经营利润爆发增长。2017/18财年起，公司受益于全国

“煤改气”工程的大范围启动，公司接驳业务迎来四年黄金发展期，2017/18-2020/21财年接驳业务收入（包括燃气接驳和工程设计及施工）均破100亿港元。2019/20财年，接驳达到业绩巅峰，收入规模达136.87亿港元，占公司总收入的23%，经营利润72.11亿港元，占公司总经营利润的58%。2021/22财年后，“煤改气”政策红利减弱，公司接驳收入随新增用户数减少而大幅回落。2022/2023财年上半年，公司接驳业务收入为39.76亿元，同比下降5.7%。城市用户增长稳定，乡镇煤改气用户降速发展改善企业现金流。受益于城燃项目持续扩张及煤改气发展机遇，“十三五”期间，公司在年新增城市居民用户保持在200万户以上的同时对乡镇居民用户进行深度开发。2017/18-2021/22财年间，公司累计接驳煤改气乡镇用户819.73万户。对比城市用户，尽管乡村用户具有单位接驳收入更高的优势，但该部分收入往往来自政府补贴并产生大量应收账款。随着各地补贴支持力度减弱，叠加疫情对地方财政造成不利影响的局面下，2019/20财年公司现金流短期恶化，净现金流达-56.30亿元。为减轻公司应收账款的回款压力，公司迅速降低乡镇煤改气用户接驳数，2021/22财年仅新增27.3万户，同比骤降84%。2020/21-2021/22财年，公司净现金流连续两年回正，现金流情况显著改善。稳定城市居民及工商业基本盘，LPG微管网及暖居工程拓展增量市场。短期来看，具有良好回款的城市居民及工商业用户是维持接驳业务规模的基本盘，工商业用户近年稳定增长，部分抵消了农村用户增量放缓的影响。根据我们测算，2022/23财年上半年公司居民用户/乡村气代煤用户/商业用户及工业用户接驳收入约占总接驳收入的72%/12%/9%/7%。长期来看，接驳业务的驱动力来自体量庞大的农村及城市居民用户的深度开发。目前公司针对农村市场的战略已经成型，待补贴政策出台加强乡村用户回款能力后，“北方气代煤+南方微管网”的模式有望焕发农村接驳业务的第二春。此外，公司针对南方城市居民用户积极开展暖居工程业务，考虑到暖气片初装费用远高于燃气接驳费用，完全的市场化运营将带来良好的现金流和收益。3、综合能源业务：暖居、绿电多点开花3.1、暖居工程：南方蓝海市场再开拓南方城市冬季供暖需求强烈，市场需求与政策有望实现共振。上世纪五十年代，我国以秦岭、淮河为界，划定北方集中供暖区。随着人民物质生活水平逐渐提升，南方地区启动供暖既有必要性也有可操作性。2022年两会提案《关于加快发展我国南方百城供暖市场的建议》，建议南方启动清洁低碳供暖试点示范工程，沿长江重新划定供暖分界线、尽快启动南方供暖问题研究、加快发展我国南方百城供暖市场。其中，毗邻“秦岭-淮河”供暖分界线的长江中下游地区采暖需求最为强烈，因此，公司选取了包括四川、重庆、湖北、湖南、安徽、江西、浙江、江苏、上海在内的七省二市作为暖居工程重点开发区域。暖居工程为南方取暖增量市场提供优质解决方案。针对南方地区迫切的供暖需求，公司首创分布式集中供暖综合解决方案——暖居工程，即以小区、学校、医院、商场、办公楼为单位，建设分布式能源站进行集中供暖。分布式热源利用50℃的热水作为热媒，通过二次管网送至楼内主管道，再通过分支管道入户，通过地面或空气以辐射和对流的传热方式向室内供暖。此外，公司通过智能化数据运营管理中心及时对用户信息进行收集与反馈，时刻保障供暖系统的供暖系统的安全高效运营。相较于传统集中供热网络，暖居工程不需要建设大市政供热管网，且由于热源距离用户较近，热能传输效率较高，暖居工程在供热效率方面具有显著优势。暖居工程竞争优势在于全周期价格优势及良好的用户体验。暖居工程兼具集中供暖的舒适性以及分布式供暖的高效率的优势，相较于目前南方用户普遍采用的空调制暖及分户式壁挂炉供暖，暖居工程在用户用能成本、用户体验及安全领域均有较大规模的提升。根据公司指引，目前居民用户初装费200元/㎡,采暖费10元/㎡/月。以100平方米房屋供暖三个月测算，2万元的初装费用虽高于空调及壁挂炉购置成本。但单季度冬季取暖3000元的经济性则远高于分户式取暖装置，且暖居工程使用寿命更久，因此全生命周期内经济性更强。此外，暖居工程热源在户外，且可持续维持室内温度及湿度，在舒适度、清洁度等方面对比目前南方用户主流取暖方式具有显著比较优势。市场空间广阔，燃气经营域内外市场并驱暖居业务高速成长。根据公司测算，南方暖居工程市场空间高达40亿㎡。截至2022/23财年上半年，公司累计挂网面积575万㎡。值得一提的是，除天然气外，电力等清洁能源也作为热源，且供暖无需特许经营资质，因此供暖业务的推广无需完全依托于公司燃气经营区域。目前，公司已在上海、南京、杭州、武汉等一线城市打造暖居工程试点项目，考虑到这些城市并非公司传统经营优势区域，暖居工程的推广不但意味着公司可进一步挖掘南方燃气经营区内居民用户的潜力，更可持续拓宽居民客户边界。考虑到公司暖居工程十年挂网发展目标高达3-4亿㎡，疫情减弱后入室接驳业务将快速修复，2023/24财年起暖居业务将迎来高速发展期，年挂网量潜力有望突破1000万㎡。3.2、分布式光伏：具备发展基础、延伸综合能源空间广阔我国分布式光伏新增装机规模已超越集中式光伏，在农村地区拥有巨大可开发潜力。长期以来，集中式光伏是光伏产业的主流发展方式，但受补贴退坡和电网消纳有限等因素影响，集中式光伏发展速度被分布式光伏反超。2021年，我国分布式光伏新增装机容量首次超过集中式光伏，该趋势在次年依旧维持。2022年，我国分布式光伏新增装机达51.11GW，占光伏总新增装机的58.47%，其中户用光伏新增装机达到25.25GW，同比增长17.3%，发展势头尤为强劲。目前农村分布式光伏市场渗透率较低，仍处于蓝海市场。但考虑到农村屋顶可开发面积大，农村户用光伏装机前景广阔。根据国网能源研究院测算，到2025年我国农村分布式光伏可开发潜力可达1030GW。官方政策利好频出，多领域光伏电站迎来重要发展机遇期。2022年，多部门高频次推出分布式光伏利好政策。2022年2月，在推进整县分布式光伏试点的背景下，光伏时隔5年后再次写入中央一号文件，提出在有条件的脱贫地区发展光伏产业，推进农村光伏建设。尽管自2022年起中央财政不再补贴户用光伏，但考虑到地方补贴政策陆续出台补位，在光伏整县推进与收益率刺激等多重因素影响下，预计分布式光伏在农业、工业、建筑业、交通运输业等领域将拥有良好发展空间。公司乡镇用户资源丰富，户用光伏推广优势显著。公司深耕燃气下沉市场，目前已开发丰富的乡镇用户资源。凭借多年来深耕乡镇燃气市场的运营经验，公司在燃气经营区域具有较高知名度，并在全国范围内培养出深受乡镇用户高度信赖的、属地化经验丰富的运维团队。因此，公司具备将农村燃气用户转化为户用屋顶光伏的先天优势。考虑到公司在煤改气项目中曾面临重资本投入后造成企业资金回流困难的挑战，我们认为公司在推广分布式光伏时可通过合资共建、EPC模式以及参与组件运维等方式实现业务轻资产化发展，从而降低公司资本开支与光伏组件市场价格波动风险，保障公司现金流的良态发展。推广能源耦合，长期转型绿色低碳综合能源服务商。长期来看，公司启动户用光伏计划有助于拓宽用户资源池通过收集燃气用户网络数据，为积极探索光储一体化与虚拟电网的创新发展模式打下坚实基础。在电力市场化交易的发展大势下，绿电交易的价格未来将根据实时供需形成。考虑到未来电力峰谷价差较大将拉大，我们认为电力高频交易存在套利空间。公司若形成光伏发电、余电收集、上网销售一体化循环，叠加虚拟电厂对分布式资源的整体调度与优化运营，则将全方位提升自身资源匹配能力，在绿电交易领域创造新的盈利点，从而进一步增厚公司业绩。4、LPG：一体化格局稳固、智能微管网蓄势待发我国LPG消费量稳中有增，进口依赖度较高。我国LPG表观消费量处于稳步上升通道，2017-2021年CAGR为6.7%。我国LPG应用场景十分广泛，主要集中于化工原料、商用燃料、工业燃料、交通燃料等领域。受化工原料轻质化发展及LPG深加工趋势驱动，化工原料气持续拉升我国LPG总体消费需求。近年来，我国对进口LPG的依赖程度整体呈上升趋势，2021年对外依存度达35.5%。我国LPG资源进口地较为分散，其中美国为最大的LPG进口来源国，占2021年进口总量的34.4%，相比于2017年提升了15.4个百分点。4.1、存量视角：上下游联动购销畅通、销售规模稳增长公司是国内最大的纵向一体化LPG运营服务商。公司的LPG业务覆盖包括资源进口、仓储物流及终端销售的中下游全产业链，并具有国内最为庞大的LPG进口及分销网络，业务遍及中国19个省、自治区、直辖市。2021/22财年，公司累计销售LPG426.8万吨，同比增长0.5%，其中，批发和零售业务销售量分别为354.8万吨和72.0万吨。受2022年内原油价格大幅上涨影响，LPG采购成本相应增加，公司LPG业务盈利能力短期下滑。2021/22财年，公司LPG业务实现收入230.81亿港元，同比增长75.3%，税前利润0.32亿港元，同比下滑87.7%。上游：持续拓展国内外气源渠道，具备强大且稳定的供气能力。供给端，公司LPG资源池丰富，国内及国外的资源并举，保障公司LPG供给稳定性，并增强公司抵御国内外气价波动风险的能力。运输端，公司已组建LPG运输船队和VLGC远洋运输船队，自有运力将长期保障LPG供应稳定性。接卸端，公司码头及仓储资源丰富。截至2021/22财年，公司拥有7座LPG专用码头、4座大型石化产品仓储物流基地，其中码头年吞吐能力达1000余万吨，LPG总库容40余万立方，化工库容10余万立方。公司深化上游资源布局，提升资源采购和储存能力，保障LPG资源供给的平稳增长。下游：打造智能分销网络，引领终端零售新风向。公司LPG零售及批发业务广泛分布于我国19个省、自治区、直辖市，截至2021/22财年公司在下游拥有106个LPG分销项目，零售门店数量超过1100家，瓶装气销量和用户数量居全国首位。公司持续推进LPG贸易网格化建设及物流网络建设，具备先进的物流管理系统和几十家专业危化品运输车队，在运输环节为下游供气的安全性、时效性提供有力保障。此外，公司打造以平台赋能为核心的终端零售业务新模式，采用数字化技术推动终端零售数字化、智能化发展，多措并举提升公司LPG终端销售能力与服务质量。公司积极投资建设仓储及库区项目，创造LPG贸易增量。化工原料用气在我国LPG终端消费中的占比连年提升，成为带动我国LPG消费增长核心驱动力。公司积极适应LPG发展潮流，通过“仓储业务+工业贸易+民商贸易”的模式，在泰兴、东营、泉港建设储及库区项目，预计将带来合计350万吨/年的LPG贸易增量。其中，公司在泰兴项目中与深加工企业陕西延长石油深度合作，合资成立延长中燃化学公司，开展丙烷脱氢项目，并为公司创造140万吨/年的LPG贸易增量。考虑到公司在资源获取、码头仓储、道路运输的上下游一体化优势，公司可在LPG需求旺盛地区持续进行仓储及库区项目的异地复制，保障公司销气量长期平稳发展。4.2、增量视角：培育智能微管网业务培育LPG智能微管网市场，挖掘农村市场潜力。由于农村地区人口较为稀疏，大范围安装管道天然气不具备经济性，农村燃气普及亟待发展新思路。2020年，公司首创适用于偏远、分散农村地区的智能微管网系统，将传统的“家庭独立储存瓶装LPG”供应模式转变为“气源集中储存，智能微管网入户”供应模式。相比于传统的家庭厨房内钢瓶储气，智能微管网安全性高、便捷性强，并可利用数字信息技术实现设备自动运行和远程监控管理，有效提升了农村供气系统的智能化水平。在节省了长输管道与气源厂站建设费用的情况下，公司通过完善的物流体系，利用带泵罐车配送解决偏远地区用气难题，并通过全新商业模式拓展乡村燃气用户边界。重大政策释放积极信号，微管网市场具有长远发展空间。2021年中央一号文件首次提及“燃气下乡”，明确表示“支持建设安全可靠的乡村储气罐站和微管网供气系统”。2023年，乡村微管网再次写入中央一号文件，体现国家对乡村普及燃气应用的力度与决心。目前智能微管网接驳费用较高（约3000元/户），大范围普及推广仍较为依赖地方政府补贴。短期来看，由于各地微管网项目财政补贴政策未完全落地，公司担心回款不利因此主动放缓微管网业务发展速度。但考虑到国家“双碳”战略的稳步推进以及广大农村地区清洁能源应用需求，公司智能微管网业务长期可为公司带来可观的接驳及LPG销售增量。5、转化城燃客户新价值、打造“壹品慧”品牌5.1、立足居民业务、增值业务稳健增长城燃公司传统增值服务以燃气衍生服务为主。城燃