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1、 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 Table_Info1 公用事业公用事业 Table_Date 发布时间：发布时间：2024-02-18 Table_Invest 优于大势优于大势 上次评级：优于大势 Table_PicQuote 历史收益率曲线 Table_Trend 涨跌幅（%）1M 3M 12M 绝对收益-2%0%-5%相对收益-4%7%12%Table_Market 行业数据 成分股数量（只）127 总市值（亿）29,089 流通市值（亿）7,942 市盈率（倍）30.52 市净率（倍）1.45 成分股总营收（亿）18,429 成分股总净利润（亿）505 成

2、分股资产负债率（%）63.69 相关报告 居民区域城市燃气投资机会与行业展望 20230901 Table_Author 证券分析师：廖浩祥证券分析师：廖浩祥 执业证书编号：S0550522070001 Table_Title 证券研究报告/行业深度报告 天然气价格压力有望缓解，城燃公用属性回归天然气价格压力有望缓解，城燃公用属性回归 Table_Summary 报告摘要：报告摘要：预计预计 2024 年全球天然气市场供给延续紧平衡，三大市场价格在高位库年全球天然气市场供给延续紧平衡，三大市场价格在高位库存下整体承压。存下整体承压。2023 年全球天然气市场供需回归紧平

3、衡，其中美国天然气产量仍处高位而国内需求偏弱，2023M1-10 天然气出口量同增 8.58%，为全球提供主要供给增量，HH 价格年初高位回落并在全年保持稳定；欧亚作为主要需求市场整体需求萎靡，欧洲需求主要受到暖冬、高气价和经济衰退影响，日韩主要受到暖冬、工业需求疲软和能源转型影响，而中国受到疫后修复影响支撑全球天然气需求，由于全球市场维持紧平衡，TTF 和 JKM 价格易受到供给端影响而产生波动，同时下半年欧亚价差反转亚洲重回溢价市场。2024 年天然气供给增速预计微降，全球 LNG出口项目密集投产有望推动 LNG 供给宽松，中国仍将成为全球需求增长主要推动力，预计全球天然气市场仍将延续紧平

4、衡状态，但在全球库存高位背景下三大市场价格预计承压。下游城燃公司有望受益于毛差修复、气量增长、分红稳健和估值修复。下游城燃公司有望受益于毛差修复、气量增长、分红稳健和估值修复。我们认为在全球天然气价格承压背景下，天然气产业链下游城燃公司有望受益，主要逻辑为：1）毛差修复：）毛差修复：我国天然气价格受进口气影响较大，考虑到 2024 年原油价格和 LNG 价格压力预计同比改善，城燃公司有望直接受益于 LNG 价格下降并潜在受益于三桶油合同气价格下调。同时，跨省管道定价改为“一区一价”后运价率略有下降，全国多省市推进价格联动机制上调居民用天然气价格，未来居民用气毛差有望进一步改善。2）气量增长：）

5、气量增长：2024 年预计我国天然气需求大概率延续平稳增长，城市燃气和工业用气为主要驱动力，但增速预计较 2023 年有所回落；3）分分红稳健：红稳健：城燃公司现金流情况整体稳定，2020 年以来主要城燃公司收现比在 1.08-1.13，净现比在 1.24-1.57，同时随着房地产增长放缓，资本开支预期向下，因此城燃公司每年保持稳定分红，部分公司分红率超过50%，股息率超过 4%。4）估值修复：）估值修复：2021 年以来受到天然气价格高位影响城燃公司估值承压，随着上游天然气价格缓解以及顺价机制逐步推进，公用事业属性正在回归，估值修复逻辑有望逐步兑现。投资建议：投资建议：站在当前时点，我们认为

6、燃气板块首先受益于上游价格缓解和上下游价格联动持续推进下的居民用气价差修复，尤其旺季结束后顺价推进阻力可能减弱，更多地区有望推出价格联动机制；其次受益于当前市场风格，燃气板块经营性现金流优异且未来资本开支预期向下，主要燃气企业历史分红情况较为可观，未来预计仍将保持较高的分红比例；最后主要关注天然气消费量稳健增长和估值修复逻辑。相关标的：业绩保持稳健的四大全国燃气企业【中国燃气】【华润燃气】【昆仑能源】【新奥能源】，部分业绩优异的地方燃气企业【深圳燃气】【陕天然气】【成都燃气】【重庆燃气】【皖天然气】【东方环宇】等。风险提示：风险提示：国内外宏观形势变化超出预期，全球天然气价格大幅波动，国内外宏

7、观形势变化超出预期，全球天然气价格大幅波动，成本传导进度不及预期，宏观经济大幅下滑导致天然气消费量不及预期成本传导进度不及预期，宏观经济大幅下滑导致天然气消费量不及预期 -25%-20%-15%-10%-5%0%5%10%2023/22023/52023/82023/11公用事业沪深300 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 2/36 公用事业公用事业/行业深度行业深度 目目 录录 1.2023 年天然气市场回顾及年天然气市场回顾及 2024 年市场展望年市场展望.5 1.1.全球天然气市场供需紧平衡，需求疲软为最大驱动力.5 1.2.天然气价格高位回落，亚洲重回溢价市场

8、.14 1.3.2024 年天然气紧平衡状态延续，库存历史高位下价格预计承压.17 2.毛差修复预期叠加气量稳健增长，高分红燃气板块或迎估值修复毛差修复预期叠加气量稳健增长，高分红燃气板块或迎估值修复.20 2.1.受益于上游天然气价格缓解以及顺价机制推进，城燃公司购销毛差有望持续修复.20 2.1.1.2024 年原油和天然气价格有望走弱，城燃公司成本压力或有缓解.21 2.1.2.跨省管道运价率略有下降，价格联动机制持续推进.25 2.2.我国天然气需求重回增长轨道，2024 年增长有望延续.29 2.3.城燃公司现金流整体稳健，部分公司股息率亮眼.31 2.4.公用事业属性正在回归，估值

9、修复逻辑正在兑现.33 3.投资建议投资建议.34 4.风险提示风险提示.34 UZ0X3VDXSVAUOY9PaObRsQnNmOnRlOpPtRiNqRyRbRnMqRNZmPqQMYsOqO 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 3/36 公用事业公用事业/行业深度行业深度 图表目录图表目录 图图 1：2023 年年 1-10 月全球天然气产量结构（月全球天然气产量结构（%）.5 图图 2：2023 年年 1-10 月全球天然气出口量月全球天然气出口量 Top10 国家（十亿立方米）国家（十亿立方米）.5 图图 3：2023 年年 1-10 月全球天然气进口量月全球天

10、然气进口量 Top10 国家（十亿立方米）国家（十亿立方米）.5 图图 4：2022M1-10 和和 2023M1-10 全球全球 Top5 天然气出口国产量情况（十亿立方米）天然气出口国产量情况（十亿立方米）.6 图图 5：2022-2023 年美国天然气产量（十亿立方米）年美国天然气产量（十亿立方米）.6 图图 6：2022-2023 年美国在用天然气钻机数量（部）年美国在用天然气钻机数量（部）.6 图图 7：2022-2023 年美国未完井数量变化情况（座）年美国未完井数量变化情况（座）.7 图图 8：2022-2023 年美国管道天然气出口量（十亿立方米）年美国管道天然气出口量（十亿立

11、方米）.7 图图 9：2022-2023 年美国液化天然气出口量（十亿立方米）年美国液化天然气出口量（十亿立方米）.7 图图 10：2022-2023 年美国天然气消费量情况（十亿立方米）年美国天然气消费量情况（十亿立方米）.8 图图 11：2021-2024 年美国年美国 48 州地下气储量（十亿立方米）州地下气储量（十亿立方米）.9 图图 12：2022-2023 年挪威天然气产量（十亿立方米）年挪威天然气产量（十亿立方米）.9 图图 13：2022-2023 年荷兰天然气产量（十亿立方米）年荷兰天然气产量（十亿立方米）.9 图图 14：2022-2023 年英国天然气产量（十亿立方米）年

12、英国天然气产量（十亿立方米）.10 图图 15：2021-2024 年欧盟国家周度天然气进口量（十亿立方米）年欧盟国家周度天然气进口量（十亿立方米）.10 图图 16：2021-2024 年欧盟国家周度年欧盟国家周度 LNG 进口量（十亿立方米）进口量（十亿立方米）.10 图图 17：2021-2023 年欧盟国家分来源天然气进口量（十亿立方米）年欧盟国家分来源天然气进口量（十亿立方米）.11 图图 18：2022-2023 年欧盟年欧盟 27 国天然气消费量（十亿立方米）国天然气消费量（十亿立方米）.11 图图 19：2022-2023 年欧盟年欧盟 27 国天然气月度需求（太瓦时）国天然气

13、月度需求（太瓦时）.11 图图 20：2023 年欧盟主要国家天然气需求绝对值变化（太瓦时）年欧盟主要国家天然气需求绝对值变化（太瓦时）.12 图图 21：2021-2023 年欧盟年欧盟 27 国天然气库存周度水平（国天然气库存周度水平（Bcm）.12 图图 22：2022-2023 年日本天然气消费量（十亿立方米）年日本天然气消费量（十亿立方米）.13 图图 23：2022-2023 年韩国天然气消费量（十亿立方米）年韩国天然气消费量（十亿立方米）.13 图图 24：2022-2023 年中国天然气消费量（十亿立方米）年中国天然气消费量（十亿立方米）.13 图图 25：2022-2023

14、年卡塔尔天然气产量（十亿立方米）年卡塔尔天然气产量（十亿立方米）.14 图图 26：2022-2023 年澳大利亚天然气产量（十亿立方米）年澳大利亚天然气产量（十亿立方米）.14 图图 27：2022-2023 年中国天然气产量（十亿立方米）年中国天然气产量（十亿立方米）.14 图图 28：2021 年年-2023 年全球主要市场天然气价格（美元年全球主要市场天然气价格（美元/百万英热）百万英热）.15 图图 29：2013-2023 年全球主要市场天然气历史价格年均波动情况年全球主要市场天然气历史价格年均波动情况.16 图图 30：2022-2023 年年 TTF 与与 JKM 价差情况（美

15、元价差情况（美元/百万英热）百万英热）.16 图图 31：我国天然气价格体系：我国天然气价格体系.20 图图 32：2017-2023H 四大全国性城燃公司天然气购销价差情况（元四大全国性城燃公司天然气购销价差情况（元/m）.21 图图 33：2017-2023H 中国石油天然气平均实现价格（元中国石油天然气平均实现价格（元/吨）吨）.22 图图 34：2017-2023H 中国石油天然气销售板块剔除管道重组收益后经营利润（亿元）中国石油天然气销售板块剔除管道重组收益后经营利润（亿元）.22 图图 35：2013-2023 年我国天然气供给结构（十亿立方米）及对外依存度（年我国天然气供给结构（

16、十亿立方米）及对外依存度（%）.23 图图 36：2017-2024 年布伦特原油期货结算价（美元年布伦特原油期货结算价（美元/桶）桶）.23 图图 37：2021-2024 年全球主要市场天然气价格（美元年全球主要市场天然气价格（美元/百万英热）百万英热）.23 图图 38：2000 年以来我国天然气市场化改革主要阶段和重点政策年以来我国天然气市场化改革主要阶段和重点政策.26 图图 39：国家管网公司成立后天然气运行：国家管网公司成立后天然气运行“X+1+X”格局格局.27 图图 40：主要跨省天然气管道运价率变化（元：主要跨省天然气管道运价率变化（元/m）.28 图图 41：2013-2

17、023 年我国天然气消费量（十亿立方米）年我国天然气消费量（十亿立方米）.30 图图 42：2019-2023 年我国天然气分季度消费量（十亿立方米）年我国天然气分季度消费量（十亿立方米）.30 图图 43：2019-2023 年我国天然气消费结构（十亿立方米）年我国天然气消费结构（十亿立方米）.30 图图 44：2019-2023 年社会消费品零售总额同比变化（年社会消费品零售总额同比变化（%）.31 图图 45：2019-2023 年工业增加值同比变化（年工业增加值同比变化（%）.31 图图 46：2015-2023Q1-3 主要城燃企业销售商品、提供劳务收到的现金（亿元）及收现比（主要城

18、燃企业销售商品、提供劳务收到的现金（亿元）及收现比（%）.31 图图 47：2015-2023H1 主要城燃企业经营活动产生的现金流量净额（亿元）及增速（主要城燃企业经营活动产生的现金流量净额（亿元）及增速（%）及净现比（）及净现比（%）31 图图 48：2015-2023Q1-3 主要城燃企业投资活动产生的现金流量净额（亿元）及增速（主要城燃企业投资活动产生的现金流量净额（亿元）及增速（%）.32 图图 49：A 股主要城燃公司股价复盘股主要城燃公司股价复盘.33 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 4/36 公用事业公用事业/行业深度行业深度 表表 1：近年来全球部分

19、重点：近年来全球部分重点 LNG 长协挂钩指数情况长协挂钩指数情况.17 表表 2：2023-2025 年全球新增年全球新增 LNG 出口项目出口项目.18 表表 3：世界天然气分地区生产量和消费量预测（十亿立方米）：世界天然气分地区生产量和消费量预测（十亿立方米）.19 表表 4：主要机构对：主要机构对 2024 年天然气价格分季度预测值（美元年天然气价格分季度预测值（美元/百万英热单位）百万英热单位）.19 表表 5：2023-2024 年中石油供气合同方案年中石油供气合同方案.21 表表 6：2022-2023 年中石油供气合同方案年中石油供气合同方案.22 表表 7：2023-2024

20、 年我国年我国 LNG 接收站新建和扩建项目一览接收站新建和扩建项目一览.25 表表 8：2023 年以来多省市上调居民用天然气价格情况年以来多省市上调居民用天然气价格情况.29 表表 9：主要城燃公司分红承诺、分红率和股息率（：主要城燃公司分红承诺、分红率和股息率（%）.32 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 5/36 公用事业公用事业/行业深度行业深度 1.2023 年天然气市场回顾年天然气市场回顾及及 2024 年年市场市场展望展望 1.1.全球天然气市场供需紧平衡，需求疲软为最大驱动力 从全球的天然气供给结构上看，主要的天然气生产国家为美国（2023M1-10

21、产量887.67Bcm，占比 31.95%）和俄罗斯（2023M1-10 产量 529.99Bcm，占比 19.08%）；同时 2023 年 1-10 月产量超过 100Bcm 的天然气生产大国还有中国（占比 6.57%）、卡塔尔（占比 6.36%）、加拿大（占比 6.14%）和澳大利亚（占比 5.16%）。根据 JODI-GAS 的天然气进出口数据，2023 年 1-10 月全球天然气主要出口国为美国、卡塔尔、俄罗斯、挪威、澳大利亚，主要进口国为以中国、日本、韩国为主的东北亚国家，以及以德国、意大利、比利时为主的欧洲国家。图图 1：2023 年年 1-10 月全球天然气产量结构（月全球天然气

22、产量结构（%）数据来源：JODI-GAS，财联社，Vedomosti，东北证券*俄罗斯 10 月天然气产量取其前 9 个月月均产量 图图 2：2023 年年 1-10 月全球天然气出口量月全球天然气出口量 Top10 国家国家（十亿立方米）（十亿立方米）图图 3：2023 年年 1-10 月全球天然气进口量月全球天然气进口量 Top10 国家国家（十亿立方米）（十亿立方米）数据来源：JODI-GAS，Nasdaq，Oilprice，俄罗斯卫星通讯社，东北证券*俄罗斯天然气出口量为估计量 数据来源：JODI-GAS，东北证券 2023M1-10 主要天然气生产国产量增长偏弱，美国和俄罗斯产量为主

23、要天然气生产国产量增长偏弱，美国和俄罗斯产量为供给侧供给侧主要扰动主要扰动因素。因素。根据 JODI-GAS 天然气产量数据，2023 年 1-10 月主要天然气生产国产量增长整体偏弱，主要受到全球气价低迷、需求放缓、地缘冲突等因素影响。其中，全球天然气主要供给增量来自美国，但国际天然气价格低迷对能源商生产意愿有所压美国32%俄罗斯19%中国7%卡塔尔6%加拿大6%澳大利亚5%挪威3%阿尔及利亚3%马来西亚2%埃及2%其他15%0500406080100120140 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 6/36 公用事业公用事业/行业深度行业深度 制

24、，产量增速有所放缓，2023M1-10 美国天然气产量为 887.67Bcm，同比增加31.39Bcm，增速由 5.87%收窄至 3.67%。俄罗斯天然气产量持续受到俄乌冲突影响，2023M1-10 天然气产量为 529.99Bcm，同比减少 53.38Bcm（YOY-9.15%）。其他国家方面，受到气田检修影响，2023M1-10 挪威天然气产量同比减少 7.99%；2023M1-10 卡塔尔和澳大利亚天然气产量分别同比增长 0.62%/5.71%。图图 4：2022M1-10 和和 2023M1-10 全球全球 Top5 天然气出口国产量情况（十亿立方米）天然气出口国产量情况（十亿立方米）

25、数据来源：JODI-GAS，财联社，Vedomosti，东北证券*俄罗斯 10 月天然气产量 美国美国市场：市场：整体整体供需双增供需双增，出口需求消化供给增量，出口需求消化供给增量，增量整体平衡增量整体平衡 美国天然气产量仍处高位，但增速逐季放缓。美国天然气产量仍处高位，但增速逐季放缓。供给端来看，2023 年美国天然气产量绝对值仍处高位，2023 年初在液化天然气出口的带动下，美国天然气大幅增产，但随着国际天然气价格持续低迷，美国能源商生产意愿受到影响，天然气产量增速有所放缓。根据 IEA 数据，2023M1-10 美国天然气产量 1070.58Bcm，同比增长 5.11%，其中2023Q

26、1/2023Q2/2023Q3天然气产量分别同比增长6.73%/5.37%/3.76%。同时，由于价格低于成本线、资本开支等原因，2023 年 5 月开始美国天然气钻机数量快速下降，根据 Baker Hughes 数据，2023 年 1-4 月天然气钻机数量在 150-162 部之间波动，至 2023 年 9-12 月天然气钻机数量降至 114-121 部左右，降幅大致在 40 部左右。值得关注的是，值得关注的是，尽管尽管 2023 年下半年天然气钻机数量快速下降，但美国天然气年下半年天然气钻机数量快速下降，但美国天然气产量产量水平仍维持高位水平仍维持高位，年底天然气产量增至历史高位，主要原因

27、可能与未完井的缓冲作用相关，2022 年天然气价格高位环境下天然气相关资本开支较多，形成大量闲置产能，截止 2023 年 4 月美国未完井数量达峰至 4863 座，之后随着钻机数量下滑而逐步被消耗，截止 2023 年 12 月未完井数量减少 489 座至 4374 座。图图 5：2022-2023 年美国天然气产量（十亿立方米）年美国天然气产量（十亿立方米）图图 6：2022-2023 年美国在用天然气钻机数量（部）年美国在用天然气钻机数量（部）数据来源：EIA，东北证券 数据来源：BAKER HUGHES，东北证券-10%-5%0%5%10%02004006008001000美国卡塔尔俄罗斯

28、挪威澳大利亚2022年1-10月2023年1-10月同比（%）0%2%4%6%8%0204060801001201月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月2022年2023年mom（%）050100150200 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 7/36 公用事业公用事业/行业深度行业深度 图图 7：2022-2023 年美国未完井数量变化情况（座）年美国未完井数量变化情况（座）数据来源：EIA，东北证券 管道气和液化气出口量双增，管道气和液化气出口量双增，成为全球最大液化天然气出口国成为全球最大液化天然气出口国。出口需求来看，2023年 1-10 月美国管

29、道气和液化气出口量双增，带动天然气出口量维持较快增长，2023M1-10 美国天然气出口量为 176.88Bcm，同比增长 8.58%。液化天然气方面液化天然气方面，2023M1-10 美国液化气出口量为 100.08Bcm，同比增长 9.65%，东北亚市场和欧洲市场较为旺盛的 LNG 进口需求贡献主要出口增量。根据彭博社消息，2023 年 12 月美国 LNG 出口量创下月度新高和年度新高，预计 2023 年美国 LNG 出口量达 9120万吨，成为全球最大 LNG 出口国，LNG 出口量增加与 Freeport LNG 工厂全面复工和 Venture Global LNG 工厂产量提升有关

30、。管道天然气方面管道天然气方面，2023M1-10 美国管道气出口量为 76.80Bcm，同比增长 7.21%，其中向墨西哥管道气出口量达 53.45Bcm（YOY+7.30%），2023 年夏季北美出现极端高温天气，墨西哥增加美国的天然气进口以满足电力部门需求。图图 8：2022-2023 年美国管道年美国管道天然天然气出口量（十亿立气出口量（十亿立方米）方米）图图 9：2022-2023 年美国液化天然气出口量（十亿立年美国液化天然气出口量（十亿立方米）方米）数据来源：EIA，东北证券 数据来源：EIA，东北证券 国内天然气需求整体偏弱，天然气发电贡献主要国内天然气需求整体偏弱，天然气发电

31、贡献主要需求需求增量。增量。需求端来看，2023 年 1-10 月美国国内天然气需求整体偏弱，2023M1-10 天然气使用量为 750.42Bcm，同比增加 1.62%。美国天然气需求增量主要来自发电美国天然气需求增量主要来自发电，2023 年美国夏季气温偏高，天然气发电量高企。其他能源发电方面，核电因检修保持低位；美国退煤进程持续，2023年总计淘汰煤炭发电装置共计6583MW，火力发电同比下降17.4%，达到近年低位；38004000420044004600480050002022-12022-22022-32022-42022-52022-62022-72022-82022-92022

32、--122023-12023-22023-32023-42023-52023-62023-72023-82023--112023-12-10%-5%0%5%10%15%20%25%02468101月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月2022年2023年mom（%）-10%0%10%20%30%0246810121月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月2022年2023年mom（%）请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 8/36 公用事业公用事业/行业深度行业深度 长期低风速天气导致风电下降，20

33、23 年全美风力发电量同比下降 4%；因此天然气发电和光伏发电为其他发电的短缺进行了补充，2023M1-10 美国发电部门天然气消费量达 309.77Bcm，同比增长 6.66%。居民和商业部门天然气消费量下滑，居民和商业部门天然气消费量下滑，2023 年初美国冬季气温偏暖，居民和商业部门供暖需求相应减少，同时进入四季度依然为暖冬天气，2023M1-10 居民和商业部门天然气使用量分别为 94.42Bcm/72.19Bcm，分别同比减少 8.28%/4.77%。图图 10：2022-2023 年美国天然气消费量情况（十亿立方米）年美国天然气消费量情况（十亿立方米）数据来源：IEA，东北证券 美

34、国天然气库存高位运行，预计本轮采气期结束仍将高于上年同期约美国天然气库存高位运行，预计本轮采气期结束仍将高于上年同期约 17%。从库存来看，2023 年秋冬气温温和、欧洲工业增长放缓以及美国天然气需求减弱，共同导致美国天然气库存量处于历史高位运行，2023 年 11 月 24 日-2024 年 1 月 12 日，美国地下天然气储气库净采气量为 18.52Bcm，较上年同期低 0.25Bcm。截止 2024年 1 月 12 日，美国地下天然气储气库库存水平降至 90.10Bcm，较上年同期水平高10.25Bcm，EIA 预计，截止本轮采气期结束（2024 年 3 月底），美国天然气储气库水平将降

35、至 61.02Bcm，较上年同期高约 17%，较 5 年均值（2019-2023 年）水平高约 33%。-20%-15%-10%-5%0%5%10%15%20%25%020406080100120天然气发电（Bcm）住宅（Bcm）商业（Bcm）工业（Bcm）其他（Bcm）天然气发电mom（%）住宅mom（%）商业mom（%）工业mom（%）请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 9/36 公用事业公用事业/行业深度行业深度 图图 11：2021-2024 年美国年美国 48 州州地下气储量（十亿立方米）地下气储量（十亿立方米）数据来源：EIA，东北证券 欧洲市场：欧洲市场：多

36、因素导致需求下滑多因素导致需求下滑，美国，美国 LNG 持续持续填补俄气缺口填补俄气缺口 欧洲本土天然气产量持续下滑，挪威气田维修为最大扰动因素。欧洲本土天然气产量持续下滑，挪威气田维修为最大扰动因素。欧洲大部分国家本身缺乏优质的油气资源，挪威、英国和荷兰为欧洲最主要的天然气生产国，其中，2023 年为挪威气田检修大年，8-10 月挪威气田出现部分意外以及大量维修，Troll气田维修使得供应量一度低至 125Mcm/d，2023 年 1-10 月挪威天然气产量为96.78Bcm，同比减少 7.99%。同时，荷兰政府在 2023 年 10 月永久关闭欧洲最大的天然气田格列宁根气田，占西北欧供应量

37、的约 2%，2023 年荷兰天然气产量为11.78Bcm，同比减少 35.79%；英国天然气增长停滞持续，2023 年 1-10 月英国天然气产量为 28.55Bcm，同比减少 8.75%。图图 12：2022-2023 年挪威天然气产量（十亿立方米）年挪威天然气产量（十亿立方米）图图 13：2022-2023 年荷兰天然气产量（十亿立方米）年荷兰天然气产量（十亿立方米）数据来源：Eurostat，东北证券 数据来源：Eurostat，东北证券 02040608010012001-01 02-01 03-01 04-01 05-01 06-01 07-01 08-01 09-01 10-01

38、11-01 12-012021年2022年2023年2024年-40%-30%-20%-10%0%10%0510151月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月2022年2023年mom(%)-60%-50%-40%-30%-20%-10%0%00.511.522.51月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月2022年2023年mom(%)请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 10/36 公用事业公用事业/行业深度行业深度 图图 14：2022-2023 年英国天然气产量（十亿立方米）年英国天然气产量（十亿立方米）数据来源：JODI-GAS，东北证券

39、天然气进口量进一步下滑天然气进口量进一步下滑，美国进口美国进口 LNG 继续填补俄气下滑继续填补俄气下滑。在天然气库存高企、需求放缓的背景下，2023 年欧盟国家天然气进口量显著低于往年，根据 Bruegel 数据，2023 年欧盟国家天然气进口量达 317.81Bcm，同比下降 12.75%。管道气方面，管道气方面，俄乌冲突以来欧洲逐渐减少俄气进口，目前俄罗斯对欧洲的管道气出口仍在运行的只有两条，过境乌克兰的联盟-兄弟管道维持低位供应量，2023 年欧盟国家从乌克兰进口管道气达 13.61Bcm，同比下降 27.53%；过境土耳其的土耳其溪管道高负荷运行，2023 年欧盟国家从土耳其溪管道进

40、口天然气 13.69Bcm，同比增加 5.68%。同时，欧盟国家还从阿塞拜疆、阿尔及利亚、利比亚等国通过管道进口天然气，来自这些国家的管道气一般绑定长期供应合同，整体流量较为稳定。液化气方面，液化气方面，欧洲 LNG 进口量依然维持高位，2023 年欧盟国家 LNG 进口量达 132.32Bcm，同比增加 3.65%，其中 LNG 主要增量来自美国，2023 年从美国进口 LNG 量达 62.39Bcm，同比增加 13.78%；从中东、澳大利亚等其他国家或地区进口 LNG 量整体维持，2023年其他来源进口 LNG 量达 52.57Bcm，同比减少 3.42%。图图 15：2021-2024

41、年欧盟国家周度天然气进口量（十年欧盟国家周度天然气进口量（十亿立方米）亿立方米）图图 16：2021-2024 年欧盟国家周度年欧盟国家周度 LNG 进口量（十进口量（十亿立方米）亿立方米）数据来源：Bruegel，东北证券 数据来源：Bruegel，东北证券 -25%-20%-15%-10%-5%0%5%012341月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月2022年2023年mom（%）0246810147 10 13 16 19 22 25 28 31 34 37 40 43 46 49 522021年2022年2023年2024年01122334147 10 13 16 19

42、 22 25 28 31 34 37 40 43 46 49 522021年2022年2023年2024年 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 11/36 公用事业公用事业/行业深度行业深度 图图 17：2021-2023 年欧盟国家分来源天然气进口量（十亿立方米）年欧盟国家分来源天然气进口量（十亿立方米）数据来源：Bruegel，东北证券 暖冬、高气价和经济衰退共同导致欧洲天然气需求下滑暖冬、高气价和经济衰退共同导致欧洲天然气需求下滑，同时天然气库存仍处历史，同时天然气库存仍处历史高位运行高位运行。2023 年 3 月，欧盟各国能源部长同意将“REPowerEU”削减

43、15%天然气需求的措施延长一年至 2024 年 3 月底，同时暖冬需求降低叠加气价偏高背景下消费者需求缩减的趋势在 2023 年基本延续，2023 年欧盟经济总体表现欠佳，尤其是德国陷入经济衰退，工业开工不足导致天然气需求进一步萎靡。根据 Eurostat 数据，2023 年 1-9 月欧盟 27 国天然气需求量为 234.57Bcm，同比减少 9.99%；根据 Bruegel数据，2023 年欧盟 27 国工业和家庭部门天然气需求为 2613.5TWh，同比减少 6.74%，电力部门天然气需求为 736.2TWh，同比减少 21.23%，分国家来看，德国天然气需求明显萎靡，2023 年工业和

44、居民部门天然气需求同比减少 171TWh，同时法国、意大利和荷兰的天然气需求也出现较为明显的下滑。从库存来看，2023 年至 2024 年初欧盟 27 国天然气库存显著高于 2021-2022 年，截至 2024 年第 2 周，天然气库存达 89.72Bcm，与 2023 年同期水平基本相当。图图 18：2022-2023 年欧盟年欧盟 27 国天然气消费量（十亿国天然气消费量（十亿立方米）立方米）图图 19：2022-2023 年欧盟年欧盟 27 国天然气月度需求（国天然气月度需求（太太瓦时瓦时）数据来源：Eurostat，东北证券 数据来源：Bruegel，东北证券 -1010305070

45、901102021Q12021Q22021Q32021Q42022Q12022Q22022Q32022Q42023Q12023Q22023Q32023Q4“北溪”线“亚马尔”线乌克兰转输“土耳其溪”线俄罗斯LNG美国LNG其他LNG挪威阿尔及利亚英国阿塞拜疆利比亚-20%-15%-10%-5%0%001月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月2022年2023年005006002022/12022/32022/52022/72022/92022/112023/12023/32023/52023/72023/92023/11工业和居民电力

46、请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 12/36 公用事业公用事业/行业深度行业深度 图图 20：2023 年欧盟主要国家天然气需求绝对值变化（年欧盟主要国家天然气需求绝对值变化（太瓦时太瓦时）数据来源：Bruegel，东北证券 图图 21：2021-2023 年欧盟年欧盟 27 国天然气库存周度水平（国天然气库存周度水平（Bcm）数据来源：Bruegel，东北证券 亚洲市场：亚洲市场：中国主导亚洲需求增长，中国主导亚洲需求增长，LNG 出口国供给增长有限出口国供给增长有限 中国贡献亚洲需求增长主动力，中国贡献亚洲需求增长主动力，日韩发展可再生能源压制天然气需求日韩发展可再

47、生能源压制天然气需求。亚洲市场的天然气需求主要来自中国、日本和韩国，其中，2023 年冬季东北亚地区气温温和且较往年偏高，终端消费需求疲软，同时日韩两国致力于核电以及可再生能源的发展，对天然气需求构成压力，2023 年 1-10 月日本天然气消费量达 76.77Bcm，同比减少3.55%，其天然气需求下降与工业需求疲弱也有一定关系；2023 年 1-10 月韩国天然气消费量达 46.32Bcm，同比增加 2.81%。相比之下，中国成为亚洲需求增长主动力，2023 年中国天然气表观消费量达 394.53Bcm，同比增长 7.6%，需求增长主要系疫情后交通出行、商业服务业活动需求恢复，上半年取暖用

48、气，气电装机增长，夏季发电增多。-200-150-100-50050电力工业工业/家庭家庭05011 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 532015-2020年最小值2015-2020年最大值2021年2022年2023年2024年 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 13/36 公用事业公用事业/行业深度行业深度 图图 22：2022-2023 年日本天然气消费量（十亿立方年日本天然气消费量（十亿立方米）米）图图 23：2022-2023 年韩国天然气消费量（十亿

49、立方年韩国天然气消费量（十亿立方米）米）数据来源：IEA，东北证券 数据来源：IEA，东北证券 图图 24：2022-2023 年中国天然气消费量（十亿立方米）年中国天然气消费量（十亿立方米）数据来源：国家发改委，东北证券 中国天然气供给继续保持稳定增长，澳大利亚和卡塔尔天然气中国天然气供给继续保持稳定增长，澳大利亚和卡塔尔天然气产量增长有限产量增长有限。亚太地区天然气产量主要分布在中国、澳大利亚和马来西亚，其中澳大利亚是亚太地区液化天然气的主要出口国，整个亚太地区的天然气出口量变化几乎由澳大利亚的液化天然气主导，同时中东地区的卡塔尔作为全球主要的天然气出口国之一，其液化天然气出口也以亚洲地区

50、为主。澳大利亚和卡塔尔作为主要 LNG 出口国，新旧产能不接导致产量增长有限，2023 年 1-11 月澳大利亚天然气产量达 146.98Bcm，同比减少 1.69%，主要系 Bayu-Undan 气田于 2022 年底停产，而新气田开发项目受到推迟等因素影响；2023 年 1-10 月卡塔尔天然气产量达 176.64Bcm，同比增加 0.62%，主要系北方-南帕斯天然气田区产能老化，扩建项目需待 2025 年前落地。同时，随着中国经济恢复后对天然气的需求复苏，供应量继续保持稳定增长，2023 年中国天然气产量达 229.71Bcm，同比增长 5.47%，新增产量主要来自在产气田的增产，202

51、2-2023 年新增气田产能总计 28 亿立方米左右。-15%-10%-5%0%5%10%15%0246810121月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月2022年2023年mom（%）-20%-10%0%10%20%30%024681月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月2022年2023年mom（%）0%2%4%6%8%10%12%14%16%00701-2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月2022年2023年mom(%)请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 14/36 公用事业公用事业/行业深度行业深度

52、图图 25：2022-2023 年卡塔尔天然气产量（十亿立方年卡塔尔天然气产量（十亿立方米）米）图图 26：2022-2023 年澳大利亚天然气产量（十亿立方年澳大利亚天然气产量（十亿立方米）米）数据来源：JODI-GAS，东北证券 数据来源：澳大利亚环境与能源部，东北证券 图图 27：2022-2023 年中国天然气产量（十亿立方米）年中国天然气产量（十亿立方米）数据来源：国家统计局，东北证券 1.2.天然气价格高位回落，亚洲重回溢价市场 三大市场价格由高位回落，三大市场价格由高位回落，TTF 和和 JKM 价格易受供给端因素扰动价格易受供给端因素扰动。2023 年全球经济复苏缓慢、中国新冠

53、疫情政策放开、俄乌冲突引发的天然气危机缓和，整体上看，全球天然气供需实现紧平衡，欧亚两大需求地区的价格指数 TTF 和 JKM 价格关联性强、走势基本相同，同时紧平衡下能对全球天然气供给产生扰动的任何潜在因素都会导致 TTF 和 JKM 价格产生波动；相比之下，美国由于本土高供应、出口受到液化装置限制的基本面因素，再加上 Henry Hub 为管道价格，因此价格走势较国际LNG 更为稳定。2023 年年 1-6 月：月：受到气温偏高影响，欧洲地区天然气采暖需求降低，叠加俄乌冲突背景下欧洲自主削减天然气消费计划，欧洲天然气消费疲软，储气库库存持续处于高位，TTF 期货价格不断走低，第一季度均价为

54、 16.69 美元/百万英热，第二季度均价为 11.20 美元/百万英热。亚洲地区主要受到高气价影响，整体消费需求偏弱（尤其是日韩），拉低 LNG 进口需求，导致 JKM 价格从 20 美元/百万英热单位左右呈下降趋势，5 月份进一步下降至 9.50 美元/百万英热单位左右。美国天然气生产处于较高水平，随着国际 LNG 需求下降，导致美国出口下降并推动 Herry Hub 期货价格出现回落，但由于美国天然气供需矛盾相对较-20%-10%0%10%20%30%051015201月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月2022年2023年mom（%）-15%-10%-5%0%5%10%

55、月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月2022年2023年mom（%）-2%0%2%4%6%8%10%12%0-2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月2022年2023年mom（%）请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 15/36 公用事业公用事业/行业深度行业深度 小，Henry Hub 价格在二季度整体稳定，4、5 月维持低位在 2.5 美元/百万英热单位下。2023 年年 7-9 月：月：TTF 和 JKM 价格在轮番供给冲击中震荡上行，从 5 月中旬开始挪威检修量显著高于季节性，5 月下旬开始美国

56、 LNG 出口终端开始密集检修，同时荷兰格罗宁根停产消息发酵，TTF 价格从低位震荡上行，第三季度均价为 10.56 美元/百万英热。同期亚洲市场仍受高库存和低需求影响，同时由于全球天然气供需紧平衡，因此理论上对欧洲市场影响更大的一系列供给冲击事件对亚洲市场也造成了影响，7 月 JKM 价格提升至 11 美元/百万英热单位；8月澳大利亚主要天然气项目罢工的不确定性导致 JKM 价格上涨并超过 TTF 价格，9 月实施罢工后 JKM 价格升至 15 美元/百万英热单位，同时欧洲市场受到联动影响，9 月 TTF 价格升至 12 美元/百万英热单位。相比之下，Henry Hub 价格整体保持稳定，价

57、格从 2.5 美元/百万英热小幅爬升至 2.9 美元/百万英热。2023 年年 10-12 月：月：10 月新一轮巴以冲突爆发，Tamer 气田和 EMG 管道被关闭，同时连接芬兰和爱沙尼亚的天然气管道被破坏，对能源安全的担忧再次驱动TTF 价格上涨至 15.5 美元左右，JKM 价格上涨至 17 美元左右。同期，Henry Hub 价格主要受到由超预期需求导致的累库速度下降所驱动，价格开始上涨，但价格上涨很快得到供给端的回应。11 月地缘政治风险有所缓解，同时美国和欧洲四季度偏暖，天然气价格从情绪主导回归偏弱的基本面，Henry Hub、JKM、TTF 价格均在传统需求旺季出现明显下滑。值得

58、关注的是，2023 年 12 月开始红海冲突升级，对卡塔尔等中东国家对外运输 LNG 造成了一定影响，然而从TTF 和 JKM 价格表现来看，两者仍延续下跌趋势，我们认为目前欧洲天然气基本面偏弱，工业消费低迷、高库存水平以及大量 LNG 流向西北欧均对天然气价格上涨产生限制作用。图图 28：2021 年年-2023 年全球主要市场天然气价格（美元年全球主要市场天然气价格（美元/百万英热）百万英热）数据来源：Bloomberg，Choice，东北证券 00708090100Henry Hub价格（美元/百万英热）JKM价格（美元/百万英热）TTF价格（美元/百万英热）请务必

59、阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 16/36 公用事业公用事业/行业深度行业深度 图图 29：2013-2023 年全球主要市场天然气历史价格年均波动情况年全球主要市场天然气历史价格年均波动情况 数据来源：IEA，东北证券 欧亚价差反转，亚洲重回溢价市场。欧亚价差反转，亚洲重回溢价市场。2022 年之前，亚洲 LNG 需求占比大且持续增长，LNG 价格绝大多数时间高于欧洲，为全球 LNG 的“溢价市场”，欧洲为“出清市场”，消纳过剩的全球 LNG 资源；2022 年欧洲 LNG 需求大幅增长，短期内转为溢价市场，最高时 TTF 高于 JKM22.50 美元/百万英热，主要系欧

60、洲 LNG 接收能力面临瓶颈，LNG 汽化进入欧洲管网的能力受限，限制了通过 LNG 贸易在 TTF 和JKM 价格之间的自由套利。2023 年 TTF 与 JKM 价差重回负值，2023 年平均价差为-1.07 美元/百万英热，接近北溪管道断供之前水平，主要原因系：1）欧洲新增 LNG接收能力快速增长，汽化入网能力瓶颈缓解；2）LNG 船运成本增加，增加了灵活资源到亚欧两地的运费差，即 JKM 需达到更高溢价才能激励贸易商将灵活资源运往距离更远的亚洲。图图 30：2022-2023 年年 TTF 与与 JKM 价差情况（美元价差情况（美元/百万英热）百万英热）数据来源：Bloomberg，东

61、北证券 长期合同定价机制向挂钩油价和长期合同定价机制向挂钩油价和 Henry Hub 天然气价格回归。天然气价格回归。在 JKM 和 TTF 高波动情况下，挂钩油价的天然气长期合同价格相对稳定，因此在经历了过去几年JKM 和 TTF 的极端波动后，买家更倾向于签订与油价挂钩的长期 LNG 合同。2022-2023 年新签合同中，美国以外的 LNG 项目合同价格多数与油价挂钩，主要供应来-10-505101520------032023-04

62、----12TTF与JKM价差（美元/百万英热）请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 17/36 公用事业公用事业/行业深度行业深度 源为卡塔尔、阿曼等传统 LNG 出口国。根据 Wood Mackenzie 分析，2023 年新签LNG 合同与 Brent 油价挂钩的斜率为 12.5%-15%，具体价格因不同合同的供气期限及供货条件而有所不同。美国 LNG 项目原料气成本多数挂钩 Henry Hub 价格，因此美国 LNG 供应合同主流的定价方式与 Henry Hub 价格

63、挂钩，价格公式中液化费用部分约为 2.25-2.50 美元/百万英热。同时，随着北美加拿大 LNG 项目、墨西哥MOL LNG 项目的建设和销售逐步推进，以加拿大 AECO 天然气交易中心价格及美国二叠纪盆地 WAHA 天然气交易中心价格等作为作价基准的定价方式，也在逐渐被市场了解和接受。表表 1：近年来全球部分重点近年来全球部分重点 LNG 长协挂钩指数情况长协挂钩指数情况 签约主体签约主体 供应商供应商 合同年限合同年限 合同量合同量(万吨万吨)气源气源 开始供开始供应时间应时间 挂钩指数挂钩指数 新奥能源 Novatek 11 60 俄罗斯 2025 Brent 新奥能源 EnergyT

64、ransfer 20 90 美国查尔斯胡 LNG 项目 2026 HH 新奥新加坡 EnergyTransfer 20 180 美国查尔斯胡 LNG 项目 2026 HH 新奥新加坡 NextDecade 20 年 200 美国 RioGrande LNG 项目 2026 HH 新奥新加坡 Cheniere 20 年 180 美国 Sabine Pass 液化厂 2026 HH 中石化 卡塔尔能源公司 27 年 400 卡塔尔北方气田东部扩建项目 2026 Brent JERA Oman LNG 10 年 80 阿曼 2025 Brent 广州发展 Mexico Pacific LNG Mar

65、kets Pte Ltd 20 年 200 墨西哥-HH 中海油 马来西亚国家石油公司 10 年 220 马来西亚 2026 Brent、AECO 中石油 Cheniere 24 年 180 美国 2026 HH 资料来源：新奥股份宣传材料，S&P Global，澎湃新闻，广州发展公司公告，搜狐，Cheniere 官网，东北证券 1.3.2024 年天然气紧平衡状态延续，库存历史高位下价格预计承压 2024 年天然气供给增速预计微降，年天然气供给增速预计微降，增量主要增量主要来自美国和俄罗斯来自美国和俄罗斯。预计 2024 年，全球天然气供给增速微降，根据 IEA 最新预测，2024 年全球天

66、然气产量有望同比增加98Bcm（YOY+2.38%），增量主要集中在美国和俄罗斯，从增量情况来看，美国将延续供应高位但增速放缓，2024 年预计增加 20Bcm，未完井数量高位仍能贡献产能弹性，但钻井数不再上升整体压制产量增速，且长时间低价将影响高成本高产区如海恩斯维尔的产量；中俄东线增量叠加 Arctic LNG 2 号项目投产，俄罗斯产量有望有所恢复，预计 2024 年产量同比增加 24Bcm，但仍低于 2022 年俄乌冲突初年水平；其他国家方面，中国继续大力实施天然气增储上产的能源保供战略，2024 年增量有望达到 10Bcm，尼日利亚、土库曼斯坦、伊朗、沙特阿拉伯等其他国家同样有望贡献

67、供应增量。LNG 出口项目密集投产有望推动全球出口项目密集投产有望推动全球 LNG 供给宽松，但需关注项目延期和俄气制供给宽松，但需关注项目延期和俄气制裁情况裁情况。2024 年 LNG 供应增量有望超过 2023 年增量水平，主要系 2023 年投产的3 个 LNG 项目将在 2024 年开始完整贡献 LNG 增量产能，同时 2024 年新增出口项目产能 1960 万吨/年，高出 2023 年水平，但需关注美国 Plaquemines LNG 项目（产 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 18/36 公用事业公用事业/行业深度行业深度 能 990 万吨/年）第一阶段可能

68、存在延期，俄罗斯 Arctic LNG 2 项目（产能 600 万吨/年）受到美国制裁影响。同时 2024 年欧洲计划上线 132mcm/d 的 LNG 进口产能，分别为德国的 Aegean、意大利的 CoastofRavenna 和 Latvia 的 Skulte，且均为 FSRU，2024 年欧洲 LNG 供应压力将得到进一步缓解。表表 2：2023-2025 年全球新增年全球新增 LNG 出口项目出口项目 液化天然气项目液化天然气项目 启动时间启动时间 国家国家 所属公司所属公司 产能产能 Tangguh T3 2023 年 10 月 印度尼西亚 Tangguh 380 Tango FL

69、NG Phase1 2023 年 12 月 刚果 Eni 60 Altamira FLNG T1 2023 年 12 月 墨西哥 New Fortress Energy 140 Golden Pass Train 1 2025 年上半年 美国 Golden Pass 520 Golden Pass Train 2 2025 年下半年 美国 520 Golden Pass Train 3 2026 年上半年 美国 520 Plaquemines LNG 第一阶段 2024 年 3 季度 美国 Venture Global 990 Plaquemines LNG 第二阶段 2025 年 美国 99

70、0 Congo Marine XII FLNG 2024 年 刚果 Eni 60 Torture/Ahmeyim FLNG 2024 年 毛里塔尼亚 BP 250 Arctic LNG 2 2024 年 俄罗斯 Arctic 660 LNG Canada 2025 年 加拿大 Shell 1400 Altamira FLNG 2025 年 墨西哥 New Fortress 280 Costa Azul LNG 2025 年 墨西哥 Sempra 325 资料来源：2024 年全球天然气市场：回归买方定价的常态化市场，东北证券*Golden Pass Train2 和Train3 投产时间按照

71、Train1 延迟时间顺推 2024 年天然气需求增速有望提升，年天然气需求增速有望提升，中国仍为全球需求增长主要动力中国仍为全球需求增长主要动力。预计 2024 年，全球天然气需求增速有所提升，根据 IEA 最新预测，2024 年全球天然气消费量有望同比增加 101Bcm（YOY+2.47%），其中，中国仍将成为全球需求增长的主要动力，预计 2024 年天然气消费量同比增加 23Bcm（YOY+5.88%），增速较 2023 年有所放缓，我们认为主要系公共服务、商业等消费需求难以长期维持高增速。2024 年欧洲天然气消费量预计同比增加 14Bcm（YOY+2.87%），欧洲制造业有望延续 2

72、023年下半年的恢复，叠加天然气价格正常化，工业需求回升确定性较大，而可再生能源占比持续增加则将导致气电仍将持续弱于总量。中国中国 LNG 进口量有望达到进口量有望达到 101Bcm，欧洲，欧洲 LNG 进口需求增速放缓。进口需求增速放缓。亚太 LNG 进口增速主要依靠中国，预计中国 2024 年 LNG 进口量达 101Bcm（YOY+5.76%），同时 2024 年中国将再增加 510 万吨的 LNG 长期合同（即 2.4Bcm），LNG 现货进口需求将进一步下降。考虑到 2024 年挪威气田维修量依然较大，同时过境乌克兰的俄罗斯管道气将于 2024 年停止输送，未来欧洲天然气供应仍需要

73、LNG 作为补充，但考虑到欧洲天然气库存仍处于历史高位，预计 2024 年欧洲 LNG 需求增速将放缓。请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 19/36 公用事业公用事业/行业深度行业深度 表表 3：世界天然气分地区生产量和消费量预测（十亿立方米）世界天然气分地区生产量和消费量预测（十亿立方米）消费量消费量 生产量生产量 2020 2021 2022 2023 2024E 2020 2021 2022 2023 2024E 非洲地区 161 169 170 175 180 240 260 251 253 260 亚太地区 834 891 877 901 937 622 64

74、8 660 669 683-中国 325 367 364 391 414 189 205 216 229 239 中美和南美地区 142 153 150 149 151 150 148 151 149 153 欧亚地区 585 649 622 629 641 866 961 865 832 855-俄罗斯 461 516 487 493 503 692 762 672 640 664 欧洲 576 609 524 488 502 230 222 230 215 220 中东地区 546 562 580 591 605 670 692 716 722 745 南美地区 1079 1091 114

75、4 1156 1173 1145 1183 1232 1275 1297-美国 868 874 919 926 939 954 984 1021 1061 1081 全球合计全球合计 3924 4124 4067 4089 4190 3922 4112 4105 4116 4214 资料来源：IEA，东北证券 2024 年库存历史高位下天然气价格或承压，下半年供给端冲击或极端天气年库存历史高位下天然气价格或承压，下半年供给端冲击或极端天气可能可能导导致价格偏强震荡。致价格偏强震荡。综合来看，2024 年全球天然气供需格局整体延续紧平衡，上半年各地区天然气价格在高库存压力下偏弱运行，下半年从历史

76、经验看，欧洲和亚洲供给端可能难以平稳运行，而需求端则可能受到经济恢复的确定性和天气变化的不确定性影响，TTF 和 JKM 价格波动可能加大，但大量 LNG 出口产能落地背景下 LNG供给偏松，因此价格波动率或延续下降。根据主要机构对根据主要机构对 2024 年天然气价格预测，年天然气价格预测，美国 HH 均价预测相对一致，预计均价都在 3.0 美元/百万英热左右，我们认为在高库存水平和未完井贡献的产能弹性下，美国本地天然气供需宽松，需通过 LNG 出口消化过剩的 LNG 供给，但目前 Golden Pass 项目延误至 2025 年，因此预计 HH价格或难以突破 3.0 美元/百万英热单位；同

77、时主要机构对 TTF 和 JKM 价格预测分别为 11.0-14.5 和 13.6-17.3 美元/百万英热单位，由于主要机构均在 2023 年 11 月完成预测，因此我们倾向于取低值，预计 2024 年上半年 TTF 价格表现或较为弱势，但难以形成趋势下行，下半年在供应端出现风险或需求端出现极端天气时，价格可能走向偏强震荡，同时欧洲将保持 TTF 对 JKM 的升水以吸引 LNG 现货流入。表表 4：主要机构对主要机构对 2024 年天然气价格分季度预测值（美元年天然气价格分季度预测值（美元/百万英热单位）百万英热单位）天然气基准价格天然气基准价格 预测机构名称预测机构名称 1 季度季度 2

78、 季度季度 3 季度季度 4 季度季度 2024 年全年年全年 TTF 高盛 13.4 13.1 13.1 13.5 13.3 摩根斯坦利 12.0 10.0 10.0 12.0 11.0 花旗银行 13.4 13.4 14.1 17 14.5 JKM 高盛 14.9 14.6 14.6 14.3 14.6 花旗银行 16.3 15.9 16.7 20.4 17.3 HH 高盛 2.88 2.85 2.85 3.45 3.0 摩根斯坦利 2.90 2.50 3.00 3.60 3.0 花旗银行 2.75 2.75 3.00 3.75 3.1 资料来源：2024 年全球天然气市场：回归买方定价的

79、常态化市场，东北证券*各机构 2023 年 11 月完成预测，预测价格可能偏高 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 20/36 公用事业公用事业/行业深度行业深度 2.毛差修复预期叠加气量稳健增长，高分红燃气板块或迎估毛差修复预期叠加气量稳健增长，高分红燃气板块或迎估值修复值修复 2.1.受益于上游天然气价格缓解以及顺价机制推进，城燃公司购销毛差有望持续修复 我国天然气价格体系较为复杂，按环节可大致分为井口价/到岸价、门站价、终端价，而门站价则呈现政府管控和市场化定价的“双轨制”特征，分气源看，国产常规气国产常规气井口价和井口价和 2014 年底前投产的进口管道气出厂价采

80、用净回值法确定年底前投产的进口管道气出厂价采用净回值法确定，由门站价减去管输费后推出，终端价则由门站价加上配气费形成，价格接受政府管制；而页岩气、煤层气、煤制气等国产非常规气和 2015 年后投产的进口管道气终端价由市场形成，其中进口管道气进口管道气进口进口价格由双边协商确定，调节因子挂钩原油价格由双边协商确定，调节因子挂钩原油/成品油价格成品油价格。LNG 终端价同样由市场形成，国产 LNG 一般为液化厂采购管道气后液化形成，成本由上游管道气价格决定；进口进口 LNG 长期以中长协为主，主要挂钩日本进口原油加权平长期以中长协为主，主要挂钩日本进口原油加权平均价格（均价格（JCC），近年来部分

81、长协也挂钩 HH/JKM 现货气价格，进口进口 LNG 现货价格现货价格主要参考主要参考 JKM 价格价格，受到亚洲地区 LNG 供需关系影响。图图 31：我国天然气价格体系：我国天然气价格体系 数据来源：天然气行业观察，基于产业链视角的中国天然气价格形成机制改革策略研究，东北证券*浅蓝色中的天然气价格为市场化价格 2023 年上半年城燃公司购销价差年上半年城燃公司购销价差开始修复开始修复，未来有望得到进一步改善。，未来有望得到进一步改善。城燃公司位于天然气产业链下游，从上游气源方购入天然气并向终端客户分销，因此天然气购销价差对其业绩影响较大，从四大全国性城燃公司历史价差来看，2017-202

82、0 年燃年燃气公司价差整体保持稳定气公司价差整体保持稳定，购销价差均值在 0.59 元/m。2021-2022 年城燃公司天然年城燃公司天然气购销价差均值下滑至气购销价差均值下滑至 0.48 元左右元左右，不同城燃公司购销价差下降幅度取决于其上游气源结构和下游终端结构，其中由于居民及农村“煤改气”用户较多，中国燃气购销价差下滑最为明显，2020/2021/2022 年分别为 0.61 元/0.50 元/0.42 元/m；昆仑能源上游为中石油自有气源，采购成本相对稳定，2022 年购销价差逆势扩大，从 0.482元/m增至 0.502 元/m。2023 年上半年年上半年各城燃公司购销价差各城燃公

83、司购销价差开始出现修复趋势开始出现修复趋势，华润 燃 气/中 国 燃 气/昆 仑 能 源/新 奥 能 源 天 然 气 购 销 价 差 分 别 同 比 增 加0.05/0.03/0.001/0.02 元/m，我们认为随着上游天然气整体价格承压叠加下游售价进一步理顺，2023 年下半年及 2024 年城燃公司购销价差有望得到进一步改善。请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 21/36 公用事业公用事业/行业深度行业深度 图图 32：2017-2023H 四大全国性四大全国性城燃城燃公司天然气购销价差情况（元公司天然气购销价差情况（元/m）数据来源：各公司公告，新奥能源业绩会材料

84、，博轶咨询，东北证券 2.1.1.2024 年原油和天然气价格有望走弱，城燃公司成本压力或有缓解 2023 年上游气源方调涨天然气销售价格，主要系签订合同时油气价格较高年上游气源方调涨天然气销售价格，主要系签订合同时油气价格较高以及弥以及弥补进口补进口 LNG 业务亏损业务亏损。中国石油、中国石化和中国海油负责国内天然气上游的大部分供给，其中中国石油销气量占到主要部分，中石化和中海油国内自产气资源少于中石油，其销售合同定价基本以中石油价格为基准，根据市场行情略微上下浮动。根据 2023 年 4 月中石油供气合同方案，其整体售气价格同比上涨，其中非采暖季居民用气价格较门站价浮动比例从 5%增至

85、15%，均衡 1 价格较门站价浮动比例从15%增至 20%，非管制气方面，2022 年非采暖季均衡 2 价格较门站价上浮 55%，采暖季上浮 45%/70%，而 2023 年方案中均衡 2 采暖季和非采暖季价格均较门站价上浮 80%；而调峰量价格也从上浮 45%/70%上调为上浮 120%以上。我们认为 2023 年中石油合同气定价继续调涨一方面是因为合同在年初国际气价和油价较高时签订，可能对全年气价判断偏高；另一方面中石油进口天然气业务已长期持续亏损，尤其近两年遭遇国际 LNG 价格高涨和管网资产被剥离的双重压力，因此在去年年初考虑调涨天然气销售价格。表表 5：2023-2024 年中石油供

86、气合同方案年中石油供气合同方案 管制气管制气 非管制气非管制气 调峰量调峰量 居民用气居民用气 均衡均衡 1 均衡均衡 2（固定价（固定价格）格）均衡均衡 2（浮动价（浮动价格）格）2023 年 4 月-2023 年 10 月较门站上浮比例 15%20%80%挂靠 JKM 现货 资源配置占比 70%27%3%2023 年 10 月-2024 年 3 月较门站上浮比例 15%20%80%挂靠 JKM 现货 120%以上 资源配置占比 55%42%3%资料来源：财经十一人，东北证券 00.10.20.30.40.50.60.720020202120222022H2023H华润

87、燃气中国燃气昆仑能源新奥能源 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 22/36 公用事业公用事业/行业深度行业深度 表表 6：2022-2023 年中石油供气合同方案年中石油供气合同方案 管制气管制气 非管制气非管制气 调峰量调峰量 居民用气居民用气 均衡均衡 1 均衡均衡 2（固定价（固定价格）格）均衡均衡 2（浮（浮动价格）动价格）2022 年 4 月-2022 年 10 月较门站上浮比例 5%15%55%挂靠 JKM现货 资源配置占比 75%23%3%2022 年 10 月-2023 年 3 月较门站上浮比例 未明确 20%11 月-次年 2 月上浮 70%，3 月上

88、浮 45%挂靠 JKM现货 11 月-次年 2 月上浮 70%，3 月上浮 45%资源配置占比 55%42%3%资料来源：中国能源报，财经十一人，东北证券 2023 年上游合同气覆盖率提升，中石油天然气平均实现价格下降。年上游合同气覆盖率提升，中石油天然气平均实现价格下降。2023 年 2 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，就年度天然气中长期合同签订、民用用气合同单独签订等工作做出明确要求，保量方面，明文要求上游供气单位须足额保供，对居民用气和农村“煤改气”用气需求合同实现全覆盖，保价方面，明确要求上游供气方要对“煤改气”用气须执行居民用气价格；同时，由于 20

89、23 年年初各方对当年经济恢复态势较为积极，整体签署的天然气合同量也高于往年，因此尽管 2023 年中石油合同气价有所上调，但在合同覆盖率提升背景下，预计城燃公司综合购气成本上涨不大，从中石油天然气销售角度看，2023 年上半年中石油天然气平均实现价格为 2105 元/吨，同比减少 416 元/吨，同时天然气板块剔除管道重组收益后经营利润为 141.46 亿元，同比减少 56.66%。图图 33：2017-2023H 中国石油天然气平均实现价格中国石油天然气平均实现价格（元（元/吨）吨）图图 34：2017-2023H 中国石油天然气销售板块剔除管中国石油天然气销售板块剔除管道重组收益后经营利

90、润（亿元）道重组收益后经营利润（亿元）数据来源：中石油公告，东北证券 数据来源：中石油公告，中石油推介材料，东北证券 我国天然气对外依存度高，进口气价格对天然气成本起决定作用。我国天然气对外依存度高，进口气价格对天然气成本起决定作用。2009 年以来我国国产气面临增速瓶颈，天然气表观消费量的快速增长主要通过进口管道气和进口LNG 满足供应，2013-2023 年天然气对外依存度 30.90%增长至 41.78%，其中管道气进口量从 27.70Bcm 增至 67.14Bcm，CAGR 达 9.26%；LNG 进口量从 24.85Bcm增至 98.42Bcm，CAGR 达 14.75%。整体上看，

91、进口气价格对我国天然气成本起到决定性作用，主要系我国国产气开发成本相对稳定，而进口气长协价格主要挂钩原05000250030002017 2018 2019 2020 2021 2022 2022H2023H天然气平均实现价格（元/吨）-100%-50%0%50%100%150%200%0200400600800剔除管道重组收益后天然气经营利润（亿元）YOY（%）请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 23/36 公用事业公用事业/行业深度行业深度 油和成品油价格，LNG 现货主要参考三大市场价格指数，因此随全球市场情况波动较大，且进口气量占比已接近一半

92、，影响权重已经比较大。图图 35：2013-2023 年我国天然气供给结构（十亿立方米）及对外依存度（年我国天然气供给结构（十亿立方米）及对外依存度（%）数据来源：Choice，Wind，东北证券 预计预计 2024 年原油和天然气价格整体走弱，有利于城燃公司缓解购气成本。年原油和天然气价格整体走弱，有利于城燃公司缓解购气成本。原油方原油方面，面，由于受到地缘政治、能源转型、金融动荡黄金二经济发展不确定性等诸多因素影响，2023 年国际油价持续震荡，Brent 原油期货年均价为 82.17 美元/桶，WTI 原油期货年均价为 77.56 美元/桶，均同比下跌 17%左右。2024 年，全球经济

93、温和复苏叠加能源低碳转型步伐加快，同时 OPEC+减产效应有限、非 OPEC+产量不断增长，预计整体对原油价格形成压制，高盛/EIA/摩根大通/花旗集团分别对 2024 年 Brent原油价格给出 70-90 美元/83 美元/83 美元/75 美元/桶的预测，呈现持平或偏弱的判断。天然气方面，天然气方面，我们预计 2024 年全球天然气市场维持紧平衡状态，在全球高库存背景下天然气价格或承压。2024 年整体偏弱的原油价格和天然气价格年整体偏弱的原油价格和天然气价格或或将有利于我将有利于我国城燃国城燃公司公司的发展的发展，城燃公司可以获取价格低于过去两年的 LNG 现货，同时对于部分签署 LN

94、G 长协的城燃公司而言，其 LNG 长协价格可能因为原油价格走弱而有所下降，另外，原油价格和天然气价格下降也有利于上游三桶油降低进口气成本，在今年合同气签署时价格应不会进一步上涨，甚至有可能一定程度上降低合同气价格。图图 36：2017-2024 年布伦特原油期货结算价（美元年布伦特原油期货结算价（美元/桶）桶）图图 37：2021-2024 年全球主要市场天然气价格（美元年全球主要市场天然气价格（美元/百万英热）百万英热）数据来源：Choice，东北证券 数据来源：Bloomberg，Choice，东北证券 0%10%20%30%40%50%05003003504004

95、5020000222023天然气产量进口LNG进口LPG对外依存度（%）02040608004060801--01Henry Hub价格（美元/百万英热）JKM价格（美元/百万英热）TTF价格（美元/百万英热）请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 24/36 公用事业公用事业/行业深度行业深度 我国我国 LNG 接收站产能充裕，接收站产能充裕，拥有拥有 LNG 接收站的城燃公司优化成本能力更强接收站的城燃公司优化成本能力更强。截止目前，

96、我国内地和港澳地区已累计投产 LNG 接收站 31 座，总接收能力 12677 万吨/年，其中 2023 年新增 LNG 接收站 7 座，接收能力合计 2750 万吨/年，2024 年我国仍有大量 LNG 接收站新建和扩建项目，其中新建 LNG 接收站项目接收能力总计2950 万吨/年，扩建项目新增接收能力总计 950 万吨/年，整体上看，目前我国 LNG接收站产能较为充裕，在全球 LNG 价格整体承压背景下，为城燃公司协调国际 LNG长协和现货提供灵活性。同时我国部分城燃公司已有布局 LNG 接收站资产，例如：深圳燃气全资持有深圳华安 LNG 接收站，参股广东大鹏 LNG 接收站；申能集团控

97、股洋山和五号沟 LNG 接收站；新奥集团控股舟山 LNG 接收站等，自有 LNG 接收站资产有利于帮助城燃公司签署国际长协气，构建多元化气源结构，有望进一步优化购气成本。请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 25/36 公用事业公用事业/行业深度行业深度 表表 7：2023-2024 年我国年我国 LNG 接收站新建和扩建项目一览接收站新建和扩建项目一览 新建项目新建项目 序号序号 接收站简称接收站简称 接收能力（万接收能力（万吨吨/年）年）所有者所有者 预计投产时间预计投产时间 1 香港 FSRU-中华电力、香港电灯 2023 年 7 月 2 河北建投唐山 500 河北建

98、投 2023 年 6 月 3 浙能温州 300 浙能天然气、中石化 2023 年 4 广燃应急调峰 100 广州燃气（广州发展集团）2023 年 5 北燃天津 500 北京燃气 2023 年 10 月 6 福建漳州 300 国家管网 2023 年 10 月具备条件 7 潮州华瀛 600 华瀛集团、中石化 2023 年底 8 中交烟台 590 中交能源 2024 年 9 龙口南山 500 国家管网 2024 年 10 烟台龙口 650 中石化 2024 年 11 广东惠州 400（最大610）广东能源 2024 年 12 深圳迭福北 300 国家管网 2024 年 13 广东阳江 210 广东能

99、源、金鹰集团 2024 年 14 温州华港 100 华峰集团 2024 年 15 玉环君安 200 申能集团 2024 年底机械竣工 扩建项目扩建项目 序号序号 接收站简称接收站简称 接收能力（万接收能力（万吨吨/年）年）所有者所有者 预计投产时间预计投产时间 1 天津南港二期 480 中石化 2023 年 2 广东启东 6#储罐 100 广汇能源 2023 年 3 江苏滨海一期扩建 300 中海油 2023 年 4 山东青岛三期 400 中石化 2023 年 5 天津南疆港二期 125 中石化 2023 年 6 珠海金湾二期 350 中海油、广东能源、广州燃气、佛燃能源 2024 年 7 广

100、西北海三期 600 国家管网 2024 年 资料来源：南方能源观察，网络信息，东北证券 2.1.2.跨省管道运价率略有下降，价格联动机制持续推进 以“管住中间、放开两头”推进天然气价格改革，以“管住中间、放开两头”推进天然气价格改革，最终旨在实现天然气价格由市场最终旨在实现天然气价格由市场形成形成。我国天然气门站价格改革始于 2011 年底两广改革，2011-2015 年上半年主要改革天然气价格形成机制并理顺非居民用气价格，2015 年下半年以来天然气价格市场化改革持续深化。2015 年 10 月中共中央、国务院关于推进价格机制改革的若干意见提出按照“管住中间、放开两头”的总体思路推进天然气价

101、格改革，即管住天然气工业中间环节的天然气基础设施价格，放开天然气工业两端的气源价格和销售价格，“管住中间”方面，“管住中间”方面，目前主要推进跨省管道的管输费改革，2017 年将“一线一价”的传统模式改革为“一企一价”，并在 2023 年进一步改革为“一区一价”，请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 26/36 公用事业公用事业/行业深度行业深度 同时 2019 年挂牌成立国家管网集团，吸收“三桶油”主要跨省管道和 LNG 接收站资产实现整合。“放开两头”方面，“放开两头”方面，门站价格市场化改革以放开和并轨为主要逻辑，2011 年以来政策从不同维度放开门站价格，目前 60

102、%的天然气价格已实现市场化定价，居民用气按照“基准价格+浮动比例”实现一定程度市场化；同时，存量气和增量气并轨、居民和非居民用气门站价格机制并轨先后实现，实行市场化调节价的气量在门站环节不区分居民和非居民用气，实行统一价格。图图 38：2000 年以来我国天然气市场化改革主要阶段和重点政策年以来我国天然气市场化改革主要阶段和重点政策 数据来源：南方能源观察，湖州市人民政府，中央人民政府，国家发改委，天然气工业，经济日报，东北证券 国家管网集团成立整合主干管网资产，推动交易模式向多边竞争转变。国家管网集团成立整合主干管网资产，推动交易模式向多边竞争转变。2019 年 3 月中央全面深化改革委员会

103、第七次会议审议通过石油天然气管网运营机制改革实施意见，提出组建国有资本控股、投资主体多元化的石油天然气管网公司，旨在统一天然气管网高效集输。2019 年 12 月国家管网集团挂牌成立，2021 年 3 月中国油气主干管网资产整合全面完成，天然气交易方式出现重大变化，原有购销一体化的格局下，上游生产商的天然气通过其下属管道公司销售给下游客户，气量由其相关部门统筹分配，价格在国家发改委指导价基础上进行协商；新格局下，多种气源和多个客户需要在竞争环境下达成买卖，市场主体从“一对一”模式向“多对多”模式转变，交易方式从双边协商向多边竞争转变。同时，各省份首次开放跨省管线托运能力、接收站等中长期窗口申请

104、机制，为参与方在资源采购、储存、供应等方面增加更多灵活性，广东、海南、湖北、湖南、福建等省级天然气管网以多种形式融入国家管网，构建“全国一张网”取得阶段性进展。请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 27/36 公用事业公用事业/行业深度行业深度 图图 39：国家管网公司成立后天然气运行“：国家管网公司成立后天然气运行“X+1+X”格局”格局 数据来源：前瞻产业研究院，东北证券 跨省管道定价模式转向“一区一价”，运价率整体略有下降。跨省管道定价模式转向“一区一价”，运价率整体略有下降。2021 年 6 月国家发改委出台天然气管道运输价格管理办法（暂行）和天然气管道运输定价成本

105、监审办法（暂行），根据我国天然气市场结构和管道分布情况，将跨省管道分为西北、西南、东北、中东部四个价区，分区核定运价率，实行“一区一价”，2023 年 12 月国家发改委发布关于核定跨省天然气管道运输价格的通知，核定了国家管网集团跨省天然气管道 4 个价区运输价格，运价率由此前 20 个大幅减少至 4 个，实现定价模式由“一线一价”“一企一价”向“一区一价”转变。具体上看，新核定的“一区一价”在“一企一价”基础上有涨有跌，而得益于管网折旧期限延长（30 年延长至 40 年）减少当期成本等因素，运价率整体上略有下降，同时运价率的简化有利于加快培育托运商市场，也有利于市场监督。请务必阅读正文后的声

106、明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 28/36 公用事业公用事业/行业深度行业深度 图图 40：主要跨省天然气管道运价率变化（元主要跨省天然气管道运价率变化（元/m）数据来源：国家发改委，煤气与热力，北极星火力发电网，新华网，云财经，东北证券 价格联动落地打开传导路径，多省市居民用天然气价格上调。价格联动落地打开传导路径，多省市居民用天然气价格上调。2023 年 6 月上旬国家天然气上下游价格联动机制指导意见出台，全国已陆续有湖北、陕西、山东、安徽、贵州等 11 个省市行政区出台省级上下游价格联动机制，即将终端销售价格与气源采购成本联动，以月度、季度或半年为周期调整终端销售价格，整体上看，上

107、下游联动机制的推出有望解决天然气顺价机制不畅的问题，然而居民用气价格联动由于涉及民生问题，整体实施不到位，交叉补贴等问题持续存在。当然，2023 年开始全国部分省市已开始积极推进天然气价格联动，尤其是居民用气的价格联动，据不完全统计，2023 年已有 16 城上调居民用天然气价格，上调比例在 6%-13%，预计随着上游天然气成本缓解，推进价格联动阻力将有所减弱，将有更多城市加快推进天然气上下游价格联动机制的实施。请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 29/36 公用事业公用事业/行业深度行业深度 表表 8：2023 年以来多省市上调居民用天然气价格情况年以来多省市上调居民用

108、天然气价格情况 生效时期生效时期 省市自治区省市自治区 市区县市区县 终端销售价格第一终端销售价格第一档上调价差档上调价差 第一档上调幅度第一档上调幅度 2024 年 1 月 1 日 江苏 南通 0.3 元 11.19%2023 年 12 月 1 日 江苏 泰兴 0.3 元 11.19%2023 年 12 月 1 日 江苏 张家港 0.27 元 9.82%2023 年 11 月 1 日-2024 年 3 月31 日 贵州 遵义 0.16 元 6.08%2023 年 11 月 1 日 江苏 昆山 0.27 元 9.93%2023 年 9 月 4 日 陕西 汉中 0.13 元 5.80%2023

109、年 9 月 1 日 天津/0.29 元 11.60%江苏 无锡 0.29 元 9.60%山东 济南 0.2 元 6.10%陕西 宝鸡 0.13 元 6.40%河南 许昌 0.19 元 7.30%2023 年 7 月 25 日 陕西 西安 0.13 元 6.30%2023 年 7 月 1 日 江苏 南京 0.3 元 11%2023 年 6 月 14 日 河北 石家庄 0.37 元 13.30%2023 年 4 月 1 日 重庆 梁平区 0.155 元 7.60%内蒙古/0.192 元 7.4%-10.2%资料来源：界面新闻，直播遵义，澎湃新闻，南通日报，南京日报，智慧泰兴，偶俚张家港，东北证券

110、2.2.我国天然气需求重回增长轨道，2024 年增长有望延续 2023 年我国天然气需求重回增长轨道，消费量同比增长年我国天然气需求重回增长轨道，消费量同比增长 7.71%。2023 年我国宏观经济总体回升向好，国际天然气价格明显回落，推动天然气需求止跌回升，全国天然气消费规模 394.53Bcm，同比增长 7.71%，重回增长轨道。分季度看，一季度在宏观经济复苏推动下止跌回升，天然气消费量 97.4Bcm，同比增长 3.50%；二、三季度受国际起价回落和 2022 年低基数影响增速显著加快，消费规模分别为97.48Bcm 和 93.87Bcm，分别同比增长 9.09%和 9.14%，分别较

111、2021 年同期增长8.19%和 9.61%；四季度受气候偏暖、宏观经济再次放缓影响，天然气消费量105.78Bcm，但由于 2022 年四季度基数较低，消费量同比增长 9.25%，而较 2021 年同期仅增长 1.46%。四大用气领域消费全面增长，城镇用气成为最大增量来源。四大用气领域消费全面增长，城镇用气成为最大增量来源。2023 年以来四大用气领域的天然气消费均实现增长，但不同结构增速出现较大差异，其中，城镇燃气消费规模149.1Bcm，同比增长12.78%，在天然气总需求中占比38.48%，同比提升2.22pct，工商服务业用气伴随疫情防控措施优化后餐饮业和服务业消费快速回暖出现明显增

112、长，车船交通用气在 LNG 重卡、内河/沿海 LNG 船舶支撑下快速增长，2023 年12 月全国性降温也助推燃气采暖需求，带动城镇燃气消费快速增长；工业燃料用气规模与宏观经济走势密切相关，行业活跃度不足影响用气增长，2023 年工业燃料用气规模 147.2Bcm，同比增长 2.87%；我国发电用气主要由电力供需情况决定，2023年上半年国内降水量偏少，水电发电量下降 22.9%，电力供需缺口扩大带动气电需求增长，下半年随着水电出力改善，气电需求迅速回落，2023 年发电燃料用气量为61.5Bcm，同比增长 2.50%；2023 年我国天然气供需格局宽松，气头化肥、化纤企业开工率提升，春耕夏收

113、等农事活动也带动化肥需求增长，全年化工用气规模29.7Bcm，同比增长 1.37%。请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 30/36 公用事业公用事业/行业深度行业深度 图图 41：2013-2023 年我国天然气消费量（十亿立方年我国天然气消费量（十亿立方米）米）图图 42：2019-2023 年我国天然气分季度消费量（十亿年我国天然气分季度消费量（十亿立方米）立方米）数据来源：Choice，国家发改委，煤气与热力，东北证券 数据来源：Choice，金联创，东北证券 图图 43：2019-2023 年我国天然气消费结构（十亿立方米）年我国天然气消费结构（十亿立方米）数据来

114、源：LNG 行业信息，东北证券 2024 年天然气需求较大概率延续平稳增长，年天然气需求较大概率延续平稳增长，但增速预计有所回落。但增速预计有所回落。其中，居民生活用气受房地产行业不景气影响增速放缓，商业公共服务和交通用气在社会消费活跃和气/油价格改善因素推动下快速增长，但 2023 年疫后修复下的高增速预计不可持续，因此预计 2024 年城镇燃气增速放缓，占比持平或回落；工业领域节能减排依然维持高要求，从工业增加值数据上看，工业有望延续 2023 年下半年的修复趋势，同时天然气价格回落可能增加用气需求，2024 年工业燃料用气将继续保持现有增速和占比；近年来我国气电机组装机容量保持 6%-7

115、%的年均增速，但实际出力情况受煤电、水电、风光电挤压严重，预计 2024 年电力现货市场款苏推进将进一步发掘气电应急调峰的潜在价值，发电用气规模和结构占比延续增长态势，单手气候影响存在不确定性；天然气利用政策（征求意见稿）将占化工用气主体的气头尿素、甲醇均列入限制类，未来用气规模不再增长，天然气制氢需求有限，预计化工用气总体保持当前规模，结构占比回落。-5%0%5%10%15%20%00500天然气消费量（十亿立方米）YOY（%）0%2%4%6%8%10%050100150Q1Q2Q3Q4200222023YOY（%）0%5%10%15%050100

116、150200城市燃气工业燃料发电燃料化工用气200222023YOY（%）请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 31/36 公用事业公用事业/行业深度行业深度 图图 44：2019-2023 年社会消费品零售总额同比变化年社会消费品零售总额同比变化（%）图图 45：2019-2023 年工业增加值同比变化（年工业增加值同比变化（%）数据来源：Choice，东北证券 数据来源：Choice，东北证券 2.3.城燃公司现金流整体稳健，部分公司股息率亮眼 城燃公司利润和现金流整体稳定，为未来分红提供保障。城燃公司利润和现金流整体稳定，为未来分红提供保障。城燃

117、公司在燃气特许经营权的保护下，在固定的经营区域进行长期经营，经营环境相对稳定，而上游气价波动以及顺价不畅会影响城燃公司的收益情况，根据我们选取的 17 家 A 股和 H 股燃气公司统计，2020 年以来尽管受到上游气价波动影响，主要城燃公司经营性现金流情况整体保持稳定，收现比在 1.08-1.13，净现比在 1.24-1.57。同时，随着房地产增长放缓，城燃公司资本开支预期向下，2022/2023H1 主要城燃公司投资性现金流分别同比减少 8.81%/3.13%。预计未来随着上游天然气采购成本环节以及上下游价格联动机制持续完善，城燃公司净利润和现金流水平将整体保持稳定。图图 46：2015-2

118、023Q1-3 主要城燃企业销售商品、提供主要城燃企业销售商品、提供劳务收到的现金（亿元）及收现比（劳务收到的现金（亿元）及收现比（%）图图 47：2015-2023H1 主要城燃企业经营活动产生的主要城燃企业经营活动产生的现金流量净额（亿元）及增速（现金流量净额（亿元）及增速（%）及净现比（）及净现比（%）数据来源：Choice，东北证券 数据来源：Choice，东北证券 -20%-10%0%10%20%30%40%--032023-03-5%0%5%10%15%102%104%106%108%110%112%114%116%020040060

119、08000销售商品、提供劳务收到的现金（亿元）收现比（%）-50%0%50%100%150%200%00经营活动产生的现金流量净额（亿元）YOY（%）净现比（%）请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 32/36 公用事业公用事业/行业深度行业深度 图图 48：2015-2023Q1-3 主要城燃企业投资活动产生的现金流量净额（亿元）及增速主要城燃企业投资活动产生的现金流量净额（亿元）及增速（%）数据来源：Choice，东北证券 城燃公司分红稳健，部分公司股息率亮眼。城燃公司分红稳健，部分公司股息率亮眼。城燃公司现金流稳定充裕，主要

120、城燃公司每年基本保持稳健分红，2019-2022 年四大全国燃气公司整体保持 30%-50%的分红率，地方燃气公司中蓝天燃气、陕天然气、东方环宇、成都燃气、佛燃能源等公司近年来分红率超过 50%，同时蓝天燃气承诺 2023-2025 年现金分配股利不低于当年归母净利润的 70%。从股息率角度看，以 2024 年 2 月 8 日股价计，H 股昆仑能源/中国燃气/华润燃气/新奥能源股息率分别为 4.15%/7.96%/4.68%/5.22%，A 股蓝天燃气/东方环宇/陕天然气股息率分别为 8.88%/5.76%/4.71%，表现较为亮眼。表表 9：主要城燃公司分红承诺、分红率和股息率（：主要城燃公

121、司分红承诺、分红率和股息率（%）代码代码 上市公司上市公司 分红承诺分红承诺 分红率分红率 股息率股息率 2019 2020 2021 2022 00135.HK 昆仑能源 25%40.02%343.81%7.48%41.53%4.15%00384.HK 中国燃气-28.40%28.92%39.18%63.36%7.96%01193.HK 华润燃气-37.57%40.95%45.04%51.29%4.68%02688.HK 新奥能源 15%29.11%37.10%31.12%49.30%5.22%601139.SH 深圳燃气 25%（2023-2025 年）46.68%43.71%29.88%

122、26.59%1.98%605368.SH 蓝天燃气 70%（2023-2025 年）0.00%69.52%54.94%82.81%8.88%002267.SZ 陕天然气 80%（无重大资金支出时）48.49%58.86%75.68%52.71%4.71%603689.SH 皖天然气 10%（2020-2022 年）31.91%30.12%32.89%38.50%2.75%603706.SH 东方环宇 10%（2023-2025 年）63.70%101.26%92.11%91.63%5.76%603053.SH 成都燃气 20%43.65%50.66%53.01%51.14%3.39%60091

123、7.SH 重庆燃气 30%31.51%38.74%49.99%50.16%2.30%002911.SZ 佛燃能源 30%（2021-2023 年）54.53%58.27%66.00%66.65%3.83%603393.SH 新天然气 20%（2020-2022 年）22.95%31.15%16.23%15.96%2.15%600903.SH 贵州燃气 10%（2023-2025 年）30.31%28.43%27.69%0.00%0.67%600681.SH 百川能源-80.65%86.03%61.24%49.51%4.10%600333.SH 长春燃气-0.00%159.45%0.00%0.0

124、0%1.41%资料来源：Choice，Wind，各公司公告，东北证券*股息率为截止 2024 年 2 月 8 日股价计算 -30%-20%-10%0%10%20%30%40%50%60%70%-400-350-300-250-200-150-620020202120222023H1投资活动产生的现金流量净额（亿元）YOY（%）请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 33/36 公用事业公用事业/行业深度行业深度 2.4.公用事业属性正在回归，估值修复逻辑正在兑现 公用事业属性正在回归，估值修复逻辑有望开始逐步兑现。公用事业属性

125、正在回归，估值修复逻辑有望开始逐步兑现。从 A 股主要燃气公司历史估值看，燃气板块过去主要交易天然气价格和消费量增长，2018 年下半年燃气板块估值水平整体抬升，主要系天然气门站价改革和“煤改气”持续推进带动天然气需求，深圳燃气、新奥能源、新天然气、佛燃能源等具有上游气源资源的城燃公司尤其受到青睐；2021 年以来国际天然气价格高位而无法顺利传导，城燃公司毛差承压，且国内天然气需求增速逐步放缓，除部分拥有气源资源的城燃公司外，燃气板块估值开始承压。目前来看，受益于上游天然气价格缓解以及顺价机制逐步推进，城市燃气企业公用事业属性正在回归，估值修复逻辑有望开始逐步兑现。图图 49：A 股主要城燃公

126、司股价复盘股主要城燃公司股价复盘 数据来源：Choice，Wind，大众日报，北京日报，北极星环保网，雪球，中国证券报，中国对外贸易杂志，东北证券 请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 34/36 公用事业公用事业/行业深度行业深度 3.投资建议投资建议 站在当前时点，我们认为燃气板块首先受益于上游价格缓解和上下游价格联动持续推进下的居民用气价差修复，尤其旺季结束后顺价推进阻力可能减弱，更多地区有望推出价格联动机制；其次受益于当前市场风格，燃气板块经营性现金流优异且未来资本开支预期向下，主要燃气企业历史分红情况较为可观，未来预计仍将保持较高的分红比例；最后主要关注天然气消费

127、量稳健增长和估值修复逻辑。相关标的：业绩保持稳健的四大全国燃气企业【中国燃气】【华润燃气】【昆仑能源】【新奥能源】，部分业绩优异的地方燃气企业【深圳燃气】【陕天然气】【成都燃气】【重庆燃气】【皖天然气】【东方环宇】等。4.风险提示风险提示 1）国内外宏观形势变化超出预期；2）全球天然气价格大幅波动；3）成本传导进度不及预期；4）宏观经济大幅下滑导致天然气消费量不及预期。请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 35/36 公用事业公用事业/行业深度行业深度 研究团队简介：研究团队简介：Table_Introduction 廖浩祥：上海交通大学硕士环境工程专业，湖南大学学士环境工

128、程专业，拥有 3 年证券期货从业经验，曾就职中信证券，衍生品业务方向，熟悉商品期货期权交易，现任东北证券交运环保组组长。徐宇星：约翰霍普金斯大学硕士房地产与基础设施专业，2023 年加入东北证券交运环保团队，任公用环保行业研究人员，研究方向为公共事业和环保领域。分析师声明分析师声明 作者具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格，并在中国证券业协会注册登记为证券分析师。本报告遵循合规、客观、专业、审慎的制作原则，所采用数据、资料的来源合法合规，文字阐述反映了作者的真实观点，报告结论未受任何第三方的授意或影响，特此声明。投资投资评级说明评级说明 股票 投资 评级 说明 买入 未来 6 个月内，

129、股价涨幅超越市场基准 15%以上。投资评级中所涉及的市场基准：A 股市场以沪深 300 指数为市场基准，新三板市场以三板成指（针对协议转让标的）或三板做市指数（针对做市转让标的）为市场基准；香港市场以摩根士丹利中国指数为市场基准；美国市场以纳斯达克综合指数或标普 500指数为市场基准。增持 未来 6 个月内，股价涨幅超越市场基准 5%至 15%之间。中性 未来 6 个月内，股价涨幅介于市场基准-5%至 5%之间。减持 未来 6 个月内，股价涨幅落后市场基准 5%至 15%之间。卖出 未来 6 个月内，股价涨幅落后市场基准 15%以上。行业 投资 评级 说明 优于大势 未来 6 个月内，行业指数

130、的收益超越市场基准。同步大势 未来 6 个月内，行业指数的收益与市场基准持平。落后大势 未来 6 个月内，行业指数的收益落后于市场基准。请务必阅读正文后的声明及说明请务必阅读正文后的声明及说明 36/36 公用事业公用事业/行业深度行业深度 重要声明重要声明 本报告由东北证券股份有限公司（以下称“本公司”）制作并仅向本公司客户发布，本公司不会因任何机构或个人接收到本报告而视其为本公司的当然客户。本公司具有中国证监会核准的证券投资咨询业务资格。本报告中的信息均来源于公开资料，本公司对这些信息的准确性和完整性不作任何保证。报告中的内容和意见仅反映本公司于发布本报告当日的判断，不保证所包含的内容和意

131、见不发生变化。本报告仅供参考，并不构成对所述证券买卖的出价或征价。在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见均不构成对任何人的证券买卖建议。本公司及其雇员不承诺投资者一定获利，不与投资者分享投资收益，在任何情况下，我公司及其雇员对任何人使用本报告及其内容所引发的任何直接或间接损失概不负责。本公司或其关联机构可能会持有本报告中涉及到的公司所发行的证券头寸并进行交易，并在法律许可的情况下不进行披露；可能为这些公司提供或争取提供投资银行业务、财务顾问等相关服务。本报告版权归本公司所有。未经本公司书面许可，任何机构和个人不得以任何形式翻版、复制、发表或引用。如征得本公司同意进行引用、刊发的，须在本公司

132、允许的范围内使用，并注明本报告的发布人和发布日期，提示使用本报告的风险。若本公司客户（以下称“该客户”）向第三方发送本报告，则由该客户独自为此发送行为负责。提醒通过此途径获得本报告的投资者注意，本公司不对通过此种途径获得本报告所引起的任何损失承担任何责任。Table_Sales地址地址 邮编邮编 中国吉林省长春市生态大街 6666 号 130119 中国北京市西城区锦什坊街 28 号恒奥中心 D 座 100033 中国上海市浦东新区杨高南路 799 号陆家嘴世纪金融广场 3 号楼 10 层 200127 中国深圳市福田区福中三路 1006 号诺德中心 34D 518038 中国广东省广州市天河区冼村街道黄埔大道西 122 号之二星辉中心 15 楼 510630