2023年天然氣行業分析報告2023年3月目錄TOC\o"1-4"\h\z\u一、未來一次能源中天然氣消費增長最快：2023年較2023年增56% 41、中短期內天然氣價格優勢顯著 52、環保要求加速能源清潔化進程 7二、需求側：工業燃料、城市燃氣推動天然氣需求快速釋放 91、建設長輸管道，解決氣源在西部、消費在東部的供需困局 102、工業燃料、城市燃氣為兩大需求主體 11三、供給端：氣源更趨多元化 151、進口天然氣為新增主力 162、國產常規天然氣仍有增量，但增幅有限 183、非常規天然氣剛剛起步 20四、價格：上漲是必然趨勢，利好天然氣管輸公司 211、漲價有助于落實天然氣供給 212、預計天然氣價改將小步快跑 223、利好天然氣管輸公司 26（1）天然氣產業鏈及天然氣管輸公司盈利模式 26（2）天然氣管輸公司受益于天然氣價格上漲 27五、優選：異地擴張能力強的燃氣公司 281、行業內兼并重組正當時 282、看好擁有中游管道資產、氣源有保障的燃氣公司 29六、估值水平 30七、重點公司簡況 311、金鴻能源 31（1）公司股權及業務結構 31（2）依托中游管輸，向下拓展城市燃氣業務，并進行全國擴張 332、深圳燃氣 38（1）公司股權及業務結構 38（2）依托于西氣東輸二線的區域成長型公司 403、廣州發展 42（1）公司股權及業務結構 42（2）電力資產盈利企穩回升，天然氣資產助力業績穩定增長 44八、風險分析 49九、附錄 491、全球天然氣探明儲量分布 492、全球天然氣產量分布 503、國際天然氣價格水平 51一、未來一次能源中天然氣消費增長最快：2023年較2023年增56%根據各項能源十四五規劃，預計在未來5到10年間，我國天然氣消費增速將明顯高于煤炭、石油，2023年較2023年天然氣消費增56%。我們認為此高增速主要源于：1）從能源供需格局來看，受益于美國頁巖氣大發展，中短期內，全球天然氣供給充裕；這意味著天然氣較石油等傳統一次能源的價格優勢將長期存在。2）從環保要求來看，隨著二氧化硫、氮氧化物、二氧化碳等污染物排放標準日益趨嚴，在人口密度高、生態環境敏感的地區，政府將鼓勵居民、工商業企業優先使用天然氣。1、中短期內天然氣價格優勢顯著我們認為，2023年以來美國頁巖氣產量的快速攀升，將帶來：1)天然氣供給中短期充裕。美國頁巖氣產量從2023年的2萬億立方英尺提高到2023年的8.5萬億立方英尺，復合年均增速達44%；2023-2023年期間，美國頁巖氣新增產量占同期世界天然氣新增產量51%；2023年，美國頁巖氣當年新增產量占世界天然氣新增產量82%。根據美國能源署預測，至2023年美國頁巖氣產量將進一步攀升至27萬億立方英尺，成為美國天然氣增長的主要因素。2)中短期內全球天然氣價格將穩定在較低價格區間，相較于石油等傳統一次能源，天然氣替代效應顯著。從我國數據來看，產生一千大卡熱量，管道天然氣成本0.34元，汽油、柴油成本分別為0.79、0.66元，動力煤、焦煤成本分別為0.13、0.18元，煤炭仍為最廉價一次能源，但天然氣已較石油價格優勢顯著。2、環保要求加速能源清潔化進程十四五期間，環保要求日趨嚴格。國務院制定的各項約束性減排目標相繼出臺：到2023年二氧化硫、氮氧化物要較2023年分別下降8%、10%；到2023年單位國內生產總值二氧化碳排放比2023年下降40%-45%。十八大以來，隨著不斷突發的各地霧霾事件，政府開始嚴密關注并下決心著手解決大氣污染問題，并將節能減排作為政府考核指標之一。我們認為政府將從能源結構升級、污染物減排兩個方面積極采取措施，其中，調能源結構是根本。1)優化能源結構，增加天然氣、非化石能源在一次能源中的消費比重。為產生相等的熱量，燃燒天然氣排放的二氧化硫、氮氧化物和煙塵等大氣污染物僅為煤炭的8.6%、石油的13.7%，排放的二氧化碳僅為煤炭的2/5、石油的2/3。根據“能源發展十四五規劃”，到2023年，天然氣、非化石能源占一次能源消費比重將由2023年的4.4%、8.6%分別提高到7.5%、11.4%，石油、煤炭消費比重分別降低到16%、65%。具體表現為：提高城市氣化率；汽車油改氣；鼓勵天然氣在建材、機電、輕紡、石化、冶金等工業領域的應用；沿海地區及一線城市以天然氣發電項目代替燃煤項目等。2)通過脫硫、脫硝和除塵工程，控制電廠、水泥廠和鋼鐵廠等重工業企業的污染物排放。二、需求側：工業燃料、城市燃氣推動天然氣需求快速釋放國內天然氣占一次能源比重僅為4.4%，遠低于全球平均23.8%的水平，這固然與中國“貧油、少氣”的能源格局相關，但較天然氣稟賦稀少、天然氣消費占比達17%、14%的日本、韓國仍有很大差距。我們認為這主要源于1）國內煤炭資源富足，同等熱值的煤炭價格低廉；2）油氣資源多集中于西北部、而消費中心又多在東南部，國內長輸管網建設進度落后，天然氣供給跟不上致使天然氣需求長期受到壓制。1、建設長輸管道，解決氣源在西部、消費在東部的供需困局天然氣消費多集中于東部沿海經濟發達地區。分省來看，目前我國大陸的31個省份中，除西藏自治區尚未利用天然氣外，其余30個省份都有不同程度的應用，處于國家天然氣管道網絡附近（西氣東輸一線、二線、陜京線、川氣東送等）、或者沿海LNG接收站建設較早的經濟發達省市，如廣東、北京、江蘇、四川、上海、山東等，年用氣量在40億立方米以上，合計消費量占到全國60%。天然氣供給多集中于中西部資源大省。我國陸上常規天然氣主要來自陜西的鄂爾多斯盆地、新疆的塔里木盆地和四川盆地，三地占全國總基礎儲量的75%左右，2023年三地貢獻全國天然氣產量75%以上。5年內天然氣管道長度翻倍，破解氣源在西部、消費在東部的供需困局。截至2023年國內主干管道長度4萬公里，管網系統尚不完善，部分地區尚未覆蓋，區域性輸配管網部發達，是導致天然氣需求受限的原因之一。十四五期間，能源局規劃新建天然氣管道（含支線）4.4萬公里：1）完善西北通道。重點建設中亞天然氣管道C線、西氣東輸三線、中衛-貴陽、鄂爾多斯-安平以及新疆煤制氣等外輸天然氣管道；2）完善區域管網。建設陜京四線，實施已建長輸管道增輸和新建支線工程，積極推進省內管網互通互聯。全部管道建設完成后，將新增干線管輸能力約1500億立方米/年，約占2023年天然氣消費總量的65%，極大緩解天然氣供需緊張局面。2、工業燃料、城市燃氣為兩大需求主體2000年至今，工業燃料用氣占比基本穩定，城市燃料、發電用氣占比快速上升，化工用氣占比相應快速下降；至2023年，我們預計，隨著天然氣供給日益增加，天然氣憑借其經濟性、環保性，在工業、城市用能領域逐步替代石油、煤炭，工業燃料用氣、城市燃氣、發電用氣占比將進一步上升，分別為34%、31%、21%。1)價格優勢和減排要求催生工業領域天然氣應用市場。我們預計在環境污染容忍度低的京津冀、長三角、珠三角這兩年將出現以天然氣代替石油及其他重污染燃料的趨勢。早在2023年，廣東省就出臺《珠江三角洲環境保護一體化規劃》，規定2023年底前燃煤、燃重油鍋爐要逐步改成清潔能源，考慮到能源價格的經濟性以及能源來源的穩定性，天然氣將成為替代能源的首選。雖然在經濟不景氣時，天然氣下游客戶開發難度較大，但考慮到目前天然氣在工業領域的低使用率，部分行業（如鋼鐵、玻璃、陶瓷行業）對天然氣的剛性需求才剛剛開始，因而我們樂觀估計，隨著環保指標成為地方政府主要政績考核指標之一后，工業燃料天然氣化的趨勢將向大部分一二線城市蔓延。2)城市氣化率較低，未來兩年將進入氣化率快速提升階段。大陸地區目前除直轄市氣化率在40%以上，其他地區氣化率水平仍低，多數在10-20%的水平，我們認為這主要源于：a.天然氣長輸管網建設落后，而我國氣源集中分布在西部，除沿海進口LNG滿足部分沿海城市的天然氣需求，中部、東部、南部皆處于天然氣供給不足狀態；b.氣價較低，三大石油公司供氣動力不足。這個局面在未來兩年內將得到明顯改善：氣源問題、管網建設在國家決心升級能源消費結構的背景下，將得到落實解決；逐步推進的天然氣價改，從成本加成法向市場價值凈回法轉變，氣價分步上調已成定局，促進三大石油公司進口天然氣并扭轉占而不勘的局面；從政策推動方面來看，一方面，國內大部分地方政府規定新蓋樓宇必須安裝管道天然氣作為審批標準之一，另一方面，汽車油改氣政策也在各地逐步推開，這些都將加快城市的氣化進程。我們預計2023年城市燃氣用量將達到700億立方米以上，較2023年增120%以上。3)環保要求決定發電裝機結構向燃機電廠傾斜。隨著對北京霧霾問題的廣泛關注，汽車尾氣排放和燃煤電廠廢氣排放成為各地政府大氣治理的重要方向，針對燃煤電廠排放問題從源頭上解決的方法是進行煤改氣工程。到2023年預計在沿海人口密度高以及天然氣管道沿線建有燃機電廠6000萬千瓦，保守測算，按照一年3000利用小時，全年將消耗天然氣約450億立方米。我們預計2023年燃機電廠用氣量將達到480億立方米以上，較2023年增120%以上。三、供給端：氣源更趨多元化根據“天然氣發展十四五規劃”，到2023年，我國天然氣供給預計可達到2695億立方米：國產天然氣1760億立方米，其中常規天然氣1385億立方米，較2023年增46%，非常規天然氣（包括煤層氣、煤制氣、頁巖氣）375億立方米，較2023年增226%；進口天然氣935億立方米，較2023年增450%。隨著陜京一、二、三線、西氣東輸一、二線、川氣東送、忠武線等重要長輸天然氣管道的陸續建成投產，截止2023年底，全國天然氣主干管道長度達4萬公里，國家天然氣基干管網框架的雛形基本形成，再加上沿海6個主要LNG接收站的建成投產，天然氣供應格局已呈現出“西氣東輸、海氣登陸、北氣南下”的局面。1、進口天然氣為新增主力十四五期間天然氣新增產量一半以上來自于進口。從天然氣新增供給結構來看（到2023年），進口天然氣、國產常規天然氣、非常規天然氣的貢獻率預計分別為52%、30%、18%。2023年天然氣對外依存度將達41%。基于我國天然氣資源較為貧乏的狀況，發展天然氣工業必須利用國內外兩種資源，我國天然氣已經從單一的國內生產，逐漸走向國外多渠道供應，從2023年起，我國開始進口液化天然氣，并從2023年起，從土庫曼斯坦進口管輸天然氣。隨著進口數量逐步增加，天然氣對外依存度不斷加大，2023年我國引進境外天然氣407.7億立方米，對外依存度28%；預計到2023年該數據將進一步攀升至41%。未來管道進口天然氣將占主流。從進口天然氣結構來看，有陸上管道天然氣、海上LNG兩種：1)陸上進口的管道天然氣目前全部來自土庫曼斯坦，通過中亞天然氣管道由新疆霍爾果斯連通西氣東輸二線進入國內，2023年占進口天然氣量一半左右，隨著西氣東輸二線逐步達產，以及西氣東輸三線、中緬線、正在商談中的中俄線的投運，未來管道天然氣將占到進口天然氣量的70%以上；2)海上LNG主要通過沿海建設的LNG接收站進入國內市場，目前已建成的有遼寧、江蘇、上海、浙江、福建、廣東接收站共1880萬噸/年的受氣能力，氣源主要來自澳大利亞（16%）、卡塔爾（10%）、印度尼西亞（9%）、馬來西亞（7%）；到2023年，將再有3座LNG接收站投產，屆時受氣能力將達到3110萬噸/年。2、國產常規天然氣仍有增量，但增幅有限由于地質構造等因素的特殊性，我國陸上常規天然氣主要來自陜西的鄂爾多斯盆地、新疆的塔里木盆地和四川盆地，三地占全國總基礎儲量的75%左右，2023年三地貢獻全國天然氣產量75%以上。從資源分布來看，天然氣與煤炭和水電資源類似，主要分布于中西部地區，和陸上進口天然氣一樣，通過西氣東送和北氣南下的全國天然氣管網進行東西調配。根據發改委規劃，十四五期間將加強鄂爾多斯盆地、四川盆地、塔里木盆地和南海海域四大氣區勘查開發工作，夯實資源基礎，到“十四五”末，形成鄂爾多斯、塔里木、四川盆地、南海海域4個年產量200億立方米以上的大型天然氣生產區。預計到2023年，隨著四川、新疆、陜西地區氣田的進一步增產，國產天然氣較2023年將有30%的增幅。3、非常規天然氣剛剛起步由于我國常規天然氣增長前景有限，十四五期間，我國加快非常規天然氣開采步伐，包括煤制天然氣、煤層氣、頁巖氣。考慮到煤層氣配套管網問題、頁巖氣開發的經濟性問題，我們認為煤制天然氣對天然氣產量增長貢獻度更大。在擁有低價煤炭資源的區域，煤制氣擁有介于國產氣和進口氣之間的價格，具有一定的競爭優勢。我們預計，由于在國產氣不能跟上下游天然氣消費速度的背景下，未來幾年，煤制氣將成為國產氣的重要增長極，到2023年，其產量將達到150億立方米/年，占當年國產氣的8.5%，占當年非常規天然氣的40%。四、價格：上漲是必然趨勢，利好天然氣管輸公司1、漲價有助于落實天然氣供給氣價上調，將加快長輸管網的投資落實。在發改委價格制定體系下，國內天然氣相較于石油一直都有價格優勢，但需求受制于有限的供給，長期受到壓制，表面上看是長輸管網投資力度不夠，但究其根本原因，還是因為天然氣價格沒有市場化，價格水平長期偏低，三大石油企業投資動力不足。國產天然氣不能滿足國內需求，須由進口天然氣進行補充，進口天然氣價格高，國產天然氣價格低，如西氣東輸二線進口中亞氣，霍爾果斯氣站完稅價約2.02元/立方米，加上管輸費用，到達省門戶銷售成本在3元/立方米以上，但目前國內終端用戶價格在2.5-3元/立方米，三大油氣公司每銷售一立方米進口天然氣，約虧損0.5-1.5元；氣價上調，將有助于提高三大石油企業及民間資本勘探開采天然氣資源、建設長輸管網的積極性。氣價上調，有利于進口天然氣合約的簽訂。中俄天然氣管道早在2023年就提上中俄能源合作議事日程，但遲遲未有合同簽訂結果，主要源于國內的氣價無吸引力。美國“頁巖氣革命”發生后，北美天然氣產量不斷提高，進而向國際市場釋放更多天然氣產能。隨著更多液化天然氣涌入歐洲市場，以及主權債務危機影響下歐洲能源需求的下降，歐洲用戶對管道天然氣的需求在降低。俄羅斯管道天然氣對歐洲市場的出口量近年持續下降，歐洲用戶也向俄方提出更多議價要求。國內氣價上調后，我們預計必然會加快中俄天然氣長期協議的簽訂。2、預計天然氣價改將小步快跑非市場化運作的政府定價。我國天然氣價格有上游出廠價、中游管輸價、下游終端用戶價，出廠價實行政府指導價，由國家發改委制定出廠基準價，具體出廠價格可由供需雙方在上下10%的范圍內協商確定；管輸價格由國家發改委制定；終端銷售價格由地方物價管理部門制定。天然氣價改從“成本加成法”到“市場凈回值法”。從2023年國內第一次推出天然氣價格改革至今，共完成了三次價格上調：2023年12月提高天然氣出廠價格0.05-0.15元/立方米、2023年11月提高供工業用天然氣出廠價格0.4元/立方米、2023年6月提高天然氣出廠價格0.23元/立方米。目前正在進行著第四次天然氣價格上調。我們認為，前三次的價格調整與第四次在價格思路上有著本質區別：1)前三次天然氣價改的思路是以“成本加成法”形成價格基數，與可替代能源掛鉤確定調價幅度的定價模式，進行的自上而下的價格一次性上調；2023年第一次確定價格基數，由于相對可替代能源價格始終較低，2023、2023年又兩次進行價格調整以提高價格基數。2)第四次天然氣價改是轉向“市場凈回法”定價的開始。2023年底，國家發改委決定在廣東、廣西兩地開展天然氣價格形成機制改革試點，最終目標：放開天然氣出廠價格，由市場競爭形成；政府只對具有自然壟斷性質的天然氣管道運輸價格進行管理。但目前國內市場條件還不成熟，故先通過模擬市場的“市場凈回值”的定價方法開始，以市場競爭形成可替代能源價格為基礎，折算相應天然氣價格。目前正在各地進行的第四次天然氣價格上調，表面上看，是為了彌補2023年出廠價格上調后地方終端銷售價格滯漲的行為，實際上，我們認為是符合政府在天然氣價格改革思路轉變的表現。我們預計未來天然氣價格調整的方向是：自下而上，先確定比較靠近市場的城市燃氣門站價，結合管輸價，倒推天然氣出廠價格。未來天然氣價格將完全市場決定，即由天然氣供需格局最終決定。可替代能源價格通過影響天然氣需求而間接影響天然氣價格走勢。但要達到天然氣價格最終由市場決定的關鍵因素在于，充分競爭的上游天然氣勘探開采市場以及下游終端城市燃氣管網市場；從我國目前油氣資源的寡頭壟斷格局來看，還有很長的路要走。我們預計通過可替代能源價格間接確定天然氣價格的“市場凈回值”法定價機制將存在較長一段時間。按照市場凈回法，天然氣價應有40-50%的上調幅度；我們預計各地政府將在幾年內分次上調完成。2023年底天然氣價改在兩廣試點推出后，發改委表示將在兩年內向全國推廣試點工作，2023年底四川省發改委宣布將全省天然氣最高門站價統一定為1.98元/立方米，四川成為價改第三省；今年初，發改委在兩會上提交的《2023年國民經濟和社會發展計劃草案報告》中明確提到，2023年將全面實施天然氣價格改革，試行居民階梯氣價。我們預計，各省市將不斷出臺天然氣價改方案，下半年將成為天然氣價格集中上調的時間窗口。3、利好天然氣管輸公司（1）天然氣產業鏈及天然氣管輸公司盈利模式天然氣產業鏈自上而下分為勘探開采、長輸管道、下游應用三個部分。目前天然氣勘探開采、長輸管道主要由三大石油公司負責，天然氣主要通過高壓長輸管線來運輸，國家干網有西氣東輸一、二線、陜京管道、忠武管道、榆濟線、川氣東送等，其中中石油所占市場份額為80%左右，具有壟斷地位。下游應用主要是城市輸配和天然氣應用，主要是采用高、中、低壓管道輸送，小部分的液化天然氣和壓縮天然氣的應用采用公路運輸，目前城市燃氣采取燃氣特許經營權的獨家經營模式，具有壟斷地位。下游燃氣公司盈利模式為：1）通過建造燃氣管道，鏈接調壓站至住宅用戶，收取燃氣接駁費；2）從上游油氣公司采購天然氣，通過自建的城市燃氣管網，向下游的居民、工商業、公服供氣，按使用量收取燃氣費用。（2）天然氣管輸公司受益于天然氣價格上漲天然氣價格上調，下游管輸公司能否受益取決于兩個關鍵因素：1）出廠價先調，還是終端價先調？2）調價后下游能否承受價格上漲？在此次天然氣價改中，燃氣公司直接受益。在“成本加成法”的天然氣價格體系下，價格調整是自上而下的：發改委先統一上調天然氣出廠價格，各地政府再擇時，通過聽證會機制，分別上調本地的燃氣終端價格。這中間通常會有半年到一年的時滯，燃氣公司盈利短期承壓。在“市場凈回值”的天然氣價格體系下，價格調整是自下而上的：先終端價格，后出場價格。因而在此次天然氣價改中，燃氣公司受益于價格上調。我們認為，地方價格上調后，氣源爭取上更有保證，燃氣公司將更多受益于量的增長。首先，即使價格一次上調至最終價格后，天然氣仍有價格優勢。此次天然氣價格確定標準是以市場形成價格的進口燃料油和液化石油氣作為依據，并按60%和40%權重加權計算等熱值的可替代能源價格，之后再按照0.9的折價系數確定最終價格，即天然氣價格較可替代能源仍有10%的價格優勢，該從其他能源轉向天然氣的企業不會因為這次價格上調而有所改變。其次，對于現有天然氣用戶，仍以剛性需求的居民用氣、部分對生產工藝要求高的工業企業為主，因而價格上調對這些用戶的用氣量影響有限。綜合來看，我們認為，燃氣公司將更受益于氣價上漲后的供氣量增長。五、優選：異地擴張能力強的燃氣公司1、行業內兼并重組正當時目前國內城市燃氣行業中的企業主要有三種類型：地方政府控制下的國有燃氣公司、全國布局的民營燃氣公司、三大石油公司下設的燃氣公司。掌控著全國95%天然氣產量的上游企業——三大油企及其下屬公司將打通上中下游全產業鏈，如中石油旗下的燃氣資本運作平臺昆侖能源。而沒有氣源優勢的新奧、港華等民營、外資企業或將采取合作、重組等方式，爭取優化渠道，拓寬氣源以增強競爭力；也或將與三大油企公司深入合作，爭取獲得穩定氣源。城市燃氣公司加速整合，促進行業集中度提升。華潤燃氣要約收購鄭州華潤燃氣、與天津燃氣成立天然氣合營公司；昆侖能源收購北京天然氣管道公司60%股權。經過近幾年行業內不斷兼并重組，我國城市燃氣行業龍頭企業初步形成，供氣規模排在市場前十的燃氣公司市場占比為47%。2、看好擁有中游管道資產、氣源有保障的燃氣公司由于燃氣的區域性特點，未來城市燃氣企業規模經營模式的要義應該是由中心區域向周邊擴展形成規模，再往異地擴張復制的盈利模式。燃氣企業應通過區域合作、同行聯盟、兼并重組等方式，以產業化為方向，組建全國性或區域性的企業集團，從而實現規模化經營。我們認為有能力先本地有效擴張、再成功異地復制的燃氣公司，理所當然更能給投資者帶來超越行業的增速。這類燃氣公司通常需要具備兩個要素：1)有上游油氣資源或者和三大石油公司保持良好供氣關系。這就使得在進入新燃氣市場時，公司可憑借手中的供氣合同，和地方政府進行特許經營權談判時更有把握；2)有充足的資金可以進行兼并收購。上市公司優勢顯著，通過兼并收購優質特許經營項目，實現公司規模和利潤水平的跳躍式增長。六、估值水平能源結構消費升級保證行業增速，板塊估值穩定在動態PE30x附近。燃氣股平均交易區間為PE29x，PB3.4x（全部A股對應2023年盈利預測為：PE22-30x，PB1.0-2.4x）。2023年年報披露期，行業內部分公司有15%的回調，主要源于深圳燃氣等因為下游需求較弱，用戶結構又過度依賴工業及電廠用氣，氣量不達預期，市場對于個股的盈利預測向下修正，但不改燃氣行業整體的增長預期。我們預計，隨著天然氣價格改革的臨近，同時也為了爭取到有限的天然氣氣量提升其在一次能源中的占比，完成指標考核，下半年各省市將繼續出臺天然氣價格調整政策，行業景氣持續向上；能夠有效異地擴張，且有能力進行全國布局的燃氣公司有望獲得超越行業的增長，并給與估值溢價。七、重點公司簡況首推有氣源有保障、并可通過中游管道向下拓展的異地擴張型燃氣公司金鴻能源；建議增持隨著西氣東輸二線逐步達產、氣量快速上升的深圳燃氣、廣州發展；建議關注處于氣源地、氣源充沛的新疆浩源。1、金鴻能源（1）公司股權及業務結構天然氣資產中油金鴻借殼領先科技上市現有天然氣資產原為通過借殼金鴻能源實現。中油金鴻天然氣輸送公司通過借殼金鴻能源實現資產上市：2023年3月中油金鴻原直接控股股東新能國際現金3.24億元收購吉林中訊（時為金鴻能源第一大股東，股比17.59%）100%股權，成為公司實際控制人；2023年6月公司獲得中國證監會并購重組審核委員會關于資產臵換方案的有條件通過；2023年12月中油金鴻最終完成資產過戶，至此中油金鴻天然氣資產借殼完成，中油金鴻成為金鴻能源的全資子公司。新能國際直接、間接持有金鴻能源31.7%股權，成為公司控股股東，陳義和為實際控制人。天然氣銷售、工程安裝（接駁費）業務快速增長公司主業：管道（液化）天然氣、液化石油氣及管道天然氣輸送服務，入戶管道工程安裝。2023年的營業收入中，天然氣的銷售收入占比為68.87%、工程安裝收入占比為28.73%，長輸管輸費占比2.12%；從利潤方面看，由于工程安裝業務毛利率高（2023年82%），利潤貢獻55%，天然氣管輸業務毛利率27%，利潤貢獻42%。從利潤分布來看，公司以湖南為中心，向全國范圍拓展，目前主要的業務區域集中在湖南、河北、山東。（2）依托中游管輸，向下拓展城市燃氣業務，并進行全國擴張公司戰略領先我們看好金鴻能源不同于其他燃氣公司的運營戰略，在A股優質燃氣公司稀缺的市場，享有估值溢價。金鴻能源的公司戰略和其他燃氣公司有顯著不同：第一步，投資地方中游管輸；第二步，以同中石油簽訂的供氣合同為籌碼，再依托公司已有的中游管輸線路向下拓展城市燃氣管網。以點帶面，全國布點，借助于資本市場實現超越行業增速的跳躍式成長。公司2023年從湖南起家，依托湘潭-衡陽中游管輸，最早在衡陽、湘潭成立天然氣公司，其中衡陽天然氣憑借和中石油簽訂的廉價長期供氣協議，盈利水平超出行業平均水平，11年衡陽天然氣公司凈利率18.4%，ROE25.7%；近幾年，公司憑借在各地建設的天然氣長輸管線：湘衡線（湘潭-衡陽）、聊泰線（聊城-泰安）、泰新線（泰安-新泰）、應張線（應縣-張家口）、冀棗線（冀州-棗強），在湖南省、山東省、河北省、內蒙古自治區、黑龍江省、山西省等地的多個城市開展了城市燃氣業務，擁有衡陽市、常寧市、新泰市、張家口市、冀州市、烏蘭浩特市等多個城市的管道燃氣特許經營權。衡陽以外的天然氣項目，由于大多處于城市管網或長輸管網的投資建設階段，盈利水平稍弱，但公司整體ROE水平仍在15%以上，在天然氣上市公司中處于上游。借力資本市場，實現超越行業的快速增長中油金鴻借殼上市完成后，公司緊接著于2023年1月召開董事會宣布定增方案，發行不超過7200萬股，募集17.9億元用于應張線輸氣管線支線等5個在建工程及償還銀行貸款。其中應張支線預計于今年5月投產，投產后公司在張家口燃氣項目盈利水平將快速提升，并有望以應張線為示范項目，快速打開整個華北燃氣市場。應張支線投產后，下游氣量消納無憂應張支線是在公司已有的應張線長輸管線基礎上，建設張家口地區輸氣管道支線工程，滿足張家口地區縣域和產業園區城鎮居民及工業用戶的天然氣需求，支線項目建成后，可提高應張線的利用效率和天然氣銷量，提升公司盈利能力。應張線規劃近期輸氣規模4.63億立方米/年，；遠期輸氣規模7.34億立方米/年。我們認為隨著應張支線投產，下游氣量消納無需擔憂：1）張家口2023年剛剛完成天然氣臵換煤氣工程。應張線主供張家口中心城區、宣化區、宣化縣；應張支線的供氣目標市場為萬全縣、尚義縣、涿鹿縣、懷安縣、赤城縣、張北縣、懷來縣、下花園區、南山產業聚集區等地的城鎮居民及工業用戶，其中涿鹿縣、懷來縣和赤城縣被納入河北省規劃的“環首都綠色經濟圈”城。初期預計應張線及支線供氣面積110平方公里，可氣化人口131萬人，按城鎮人均用氣120立方米/年，不考慮人口增長和供氣面積擴張，居民年用氣量可達1.57億立方米。2）張家口正在推汽車油改氣。張家口自2023年開始對全市出租車逐步分期分批進行“油改氣”，同時將全市的客運班車和公交車改造成雙燃料汽車。僅考慮出租車用氣量，按全年12萬公里，3600輛出租車年用氣量約3600萬立方米。3）同時，張家口位于京、冀、晉、蒙的交界地，是長途貨運的集散地，隨著全國天然氣汽車比例上升，長途客運和貨運汽車用氣需求較大，公司在張家口市建設LNG加氣站擁有良好的市場基礎；去年6月，中游金鴻已與張家口基業汽車簽訂車用LNG推廣利用戰略合作協議，目前主要有公司控股子公司張家口亞燃壓縮天然氣負責建設相關加氣站項目，未來兩年將陸續投產東山天然氣加氣母站等6個加氣站項目（此次定增募投項目之一）。我們預計達產后年售氣量可達1.1億立方米。4）工業燃料替換及燃機電站項目確定。張家口十四五規劃年均GDP增速11%，市內建有市產業集聚區、東山、南山、望山、宣化北山、下花園玉帶山六大產業集聚區，以裝備制造、精細化工、倉儲物流為支柱產業，保守估計工業燃料年用氣量1.5億立方米以上；燃機電廠方面，目前已有國電懷安天然氣發電項目與公司簽訂購氣協議，投產后預計年用氣量1.05億立方米。2023-2023年售氣量復合增速預計可達48%隨著應張線及支線供氣量逐步達產，可充分保障公司未來3年的售氣增長。我們保守預計今年近期輸氣產能中可有15%的貢獻，明年近期輸氣產能正式達產；除此以外，公司在其他華南（主要為湖南省）、華東（主要為山東省）片區將依托華南、華東投管繼續拓展下游客戶，每年預計仍有15-20%的用氣增長。2、深圳燃氣（1）公司股權及業務結構股權結構深圳燃氣成立于1996年，由深圳石油氣管理公司和煤氣公司合并重組而成，經多次股權轉讓、增資，從國有獨資企業改制為中外合資企業（外資方為香港中華煤氣投資003HK），2023年股份制改造完成，并于2023年12月在上交所上市，公司經營業務涵蓋了氣源供應及終端銷售的全部環節，業務鏈完整。公司的控股股東和實際控制人均為深圳市國資委。城市燃氣管輸供應是業績主要驅動因素主營城市管道燃氣供應、液化石油氣批發、瓶裝液化石油氣零售和燃氣投資業務。從成長性來看，公司收入波動較大，主要源于液化石油氣批發業務隨石油價格變動而波動；但從公司利潤實現情況來看，經營穩健，近7年凈利潤復合增速達到29%。分業務來看，2023年管道燃氣業務占營業收入的41.27%，相較于2023年占比增加了4.7%，這主要得益于西氣東輸二線的投運；液化石油氣批發占營業收入的40.25%；燃氣工程占比最小，僅為7%。從盈利方面來看，管道燃氣的利潤貢獻達67%，而液化石油氣批發因為毛利低僅貢獻6%。另外值得注意的是，隨著公司在異地拓展天然氣業務，燃氣工程業務有所增長，由于該業務高毛利率高（2023年達41%），對公司利潤貢獻達到17.12%。（2）依托于西氣東輸二線的區域成長型公司公司目前擁有深圳市及江西、安徽、廣西的18個異地城市（區域）管道燃氣30年特許經營權。自2023年開始向深圳市區供應天然氣，最早氣源為低價澳大利亞長協議氣，用氣高峰氣量不足時通過大鵬LNG接收站進口高價海外LNG予以補充；西二線到氣后，公司將擺脫當地用氣快速增長帶來的高價進口市場氣快速攀升的不利局面，隨著天然氣需求增長，確保公司以穩定的毛利水平實現規模逐步擴張。低價大鵬氣主供居民、公服，毛利穩定公司與廣東大鵬簽訂25年的澳大利亞進口長協氣，穩供期約3.4億立方米/年，價格不高于1.7元/立方米（含稅）。深圳地區售氣量占公司總售氣量81%，2023年深圳本地售氣量約8.7億立方米，其中居民、公服用氣約占1/3，長協氣量基本可覆蓋這部分的低價用氣需求，這使得即使居民公服等用戶銷售價格不能像工商業用戶可以每半年重新核定氣價，向下進行價格傳導，憑借廉價的氣源，仍可以獲得穩定回報。按照現行終端銷售價格，居民、公服天然氣銷售采購價差分別為1.59元、1.77元/立方米，扣除1.2元的管網折舊、經營管理費用，保守測算每年銷售低價大鵬氣可貢獻公司1.6億元利潤。西二線到氣助推公司業績持續增長，但短期用氣量增速可能放緩2023年，公司與中石油簽署《西氣東輸二線天然氣購銷協議》，協議約定在西氣東輸二線向深圳供氣達產之日起至協議期滿（2039年12月31日），公司每年向中石油采購40億立方米天然氣，照付不議氣量36億立方米；隨著西氣東輸二線廣深段完成，2023年5月中亞氣正式進入深圳市場，我們認為西二線氣將支撐深圳當地未來5年的用氣增長。就目前經濟形勢來看，實際需求或慢于西二線帶來的供氣增長。公司和中石油約定，自正式供氣日（2023年8月）至達產期隔年的協議量一次為10.5、12.1、23.2、25.6、40億立方米，從2023年公司售氣量較2023年僅增2.64億立方米來看。我們認為主要是源于新增氣以燃機電廠、工業企業為主的用戶結構。1）目前公司已和深圳鈺湖電廠、大唐寶昌電力簽訂長期供氣協議，達產后每年分別供氣8億、7.5億立方米，同時為消納快速到氣的西二氣，積極開拓新電廠，與深圳南天電力簽署年供氣量2.6億立方米的天然氣購銷協議。這就造成，在經濟形勢走弱時，工業企業開工率下滑，用氣量下降，同時，西電由于淶水的原因外送廣東電量大幅增長，導致廣東省火電機組利用小時、用電峰值回落，主要用于調峰的燃機電廠利用小時大幅下滑；新增燃機電廠、工商業用戶用氣量不達預期是壓制公司近兩年業績快速釋放的主要因素。2）在經濟形勢走弱時，為爭取工商業企業用氣以及開拓新客戶，燃氣公司一般都會在政府給定的工商業用氣指導價上給予一定折扣，我們預計這將縮小公司天然氣業務的毛利率水平。3、廣州發展（1）公司股權及業務結構股權結構廣州發展成立于1996年12月，并于1997年7月在上交所上市，為廣東省最大的三家電力企業之一。公司控股股東和實際控制人均為廣州市國資委。發電、天然氣、煤炭業務三足鼎立2023年以前廣州發展主要經營發電、煤炭貿易業務。2023年7月公司公告非公開發行股票收購母公司廣州燃氣資產，2023年5月定增獲得證監會核準通過，同年6月完成資產過戶。2023年公司業務發展成為發電、天然氣、煤炭三足鼎立的業務格局，發電、管道燃氣、煤炭業務占營業收入的比例分別為47%、37%、16%；從盈利能力方面看，發電業務利潤貢獻56%，管道燃氣因其較高的毛利水平（2023年33%），利潤貢獻達37%。公司主營業務集中于華南地區。（2）電力資產盈利企穩回升，天然氣資產助力業績穩定增長下游用戶結構優，天然氣業務將成公司近3年業績增長主要動力2023年完成注入的廣州燃氣，前身為廣州煤氣公司，于2023年1月成建制劃歸廣發集團，負責廣州地區的燃氣供應，通過直接和間接參股大鵬LNG公司、珠海LNG一期項目等方式與上游供應商保持了密切良好的合作關系。與大鵬LNG公司簽訂了25年穩產期年供5.5億立方米照付不議的天然氣銷售合同；同時公司還與中石油、省天然氣管網、廣東珠海燃氣公司簽訂協議，遠期供氣能力超過50億立方米。未來廣州將形成北、中、南三大供氣系統，北部將在從化鰲頭鎮小坑村、增城石灘鎮、花都花東鎮北興村接收西氣東輸二線和川氣東送工程的陸地天然氣，主要供應從化市、增城市、花都區及中心城區、蘿崗區和番禺區。廣州中部由廣源門站、金山門站接收大鵬LNG的澳大利亞天然氣，目前已向廣州市中心城區、蘿崗區、番禺區和南沙區供應。廣州南部則從南沙黃閣（橫瀝）接收珠海和南海天然氣，主要向南沙區、番禺區和中心城區供應的任務。廣州燃氣在2023年完成油制氣用戶的全部天然氣臵換，實現營業收入15.3億，凈利潤5200萬元，扭轉了連續26年虧損的局面。未來將天然氣供氣范圍由中心城區擴展到南沙、番禺、蘿崗、花都、白云北部等區域，盈利剛剛起步。目前公司輸配管網約2400公里，2023年銷售管道天然氣7.6億立方米，其中工商業用戶占終端用戶比重52%，貢獻利潤2.55億元。根據《廣州十四五能源發展規劃》，十四五期間天然氣在一次能源中的占比從2023年的3.5%上升至2023年的18.4%，我們預計5年內廣州對天然氣需求年增速將達到30%以上。未來隨著西氣東輸二線逐年達產以及公司在建的珠海LNG氣站正式投運，公司氣源將主要來自大鵬、西氣東輸二線、珠海LNG，下游用氣量將得到充分保障。從下游需求來看，在西氣東輸二線到氣前，廣州地區的工業用氣一直受限于氣源，隨著新氣源逐年達產，公司將加快工業領域的天然氣應用推廣，我們預計2023年毛利率較高的工商業用氣比例將進一步上升至60%，推動公司業績穩步增長。現有業務經營穩定目前公司權益裝機351萬千瓦，其中珠江LNG電廠以及珠江電廠業績穩定：1）珠江LNG電廠的氣源來源于深圳大鵬LNG項目（廣東LNG一期項目），珠江LNG電廠每年可從氣站以25年1.5元/立方米的照付不議價格獲得保底氣量30萬噸。成本鎖定的情況下，該電廠每年可穩定貢獻1.7億利潤。2）廣東有一批建設時間早，發電效率高，因為占據重要電源點而享有高利用小時、高電價的火電廠，包括粵電力的沙角A和湛江電廠、廣州控股的珠江電廠。這些電廠由于建設時間較早（多為90年代前后），折舊基本計提完成、財務費用大部分也已通過電廠每年充沛的現金流償還完畢，且又有利用小時、電價雙高的運營屬性，即使在08年全火電行業深度虧損的時候仍能盈利，保證了這批火電廠成為所屬公司利潤的重要來源。在目前煤價水平下，珠江電廠每年可貢獻公司2.5億元以上。今明兩年公司還有貴州都勻2*60萬kw、珠江電廠1*100萬kw陸續投產，在目前動力煤低位運行的背景下，電力裝機的擴張將成為公司業績增長的又一有力保障。業績預測我們預計13-14年EPS0.48、0.58元，對應PEX14、12。由于公司多元化經營，我們另對公司采用分部估值法：燃氣業務，考慮到目前不甚明朗的經濟形勢，我們謹慎預計今年供氣量增24%，燃氣公司貢獻利潤3.7億元；電力業務，由于可能的西電東送擠占廣東當地火電電量疊加下游需求低迷的因素，保守預計電力業務貢獻公司8.3億元；煤炭及其他業務貢獻1.2億元。分別給予燃氣、電力、其他業務13年30倍、12倍、8倍，合理市值為220億元。八、風險分析氣價上調時間低于預期。若下半年CPI高企，不排除中央及地方政府因為穩物價而推遲上調天然氣省門站價格、終端價格。經濟形勢進一步惡化影響下游工業用氣。雖然工業用天然氣市場剛剛啟動，部分重工業行業，如鋼鐵、玻璃、陶瓷等因為工藝要求，對天然氣的剛性需求剛剛開始，但若下半年經濟增速繼續回落，影響這些行業的開工率，可能會導致下游用戶結構中工業用氣占比高的燃氣公司業績增速低于預期。九、附錄1、全球天然氣探明儲量分布世界天然氣資源的分布并不均衡，天然氣資源主要集中在前蘇聯地區和中東地區。世界前四的天然氣儲量國：俄羅斯、伊朗、卡塔爾和土庫曼斯坦，天然氣總儲量占到了全球的61%。天然氣儲量處于第二梯隊的美國、沙特、阿聯酋、委內瑞拉、尼日利亞和阿爾及利亞六國，天然氣儲量占到全球的18.3%，這些國家多集中在北緯30度和南緯10度之間。全球十大天然氣儲備國的占比份額達到80%，隨著世界能源結構的不斷變化，天然氣的進出口貿易將逐步增加。中國天然氣資源儲備量僅占全球的1.5%，人均占有量十分匱乏。亞太地區的澳大利亞、印尼和馬來西亞儲量則相對較為可觀。2、全球天然氣產量分布美國作為世界頭號產氣大國，天然氣產量占到全球的20%。美國和俄羅斯的天然氣產量遙遙領先于其他國家，合計產量占到全球的38.5%。歐洲地區三大產氣國：挪威、荷蘭和英國，天然氣年總產量占到該地區年總產量的80%，隨著歐洲其他國家天然氣需求缺口的不斷加大，未來三個國家還將逐漸增加產量。中東和前蘇聯地區天然氣余量較大，亞太和歐洲地區天然氣產量占比較小，中國天然氣產量仍有增長、但增速有限。3、國際天然氣價格水平總體來說各國天然氣的價格與對外依存度成正比關系，對外依存度越高，氣價越高，具體分析如下：1)完全依賴進口的國家天然氣價格高，如日本、德國。日本的天然氣全部來自于進口LNG，而LNG的運輸價格高于管道天然氣。德國的天然氣基本全部自于進口的管道天然氣，價格略低于日本。2)部分依賴進口的國家天然氣價格中等，如英國、中國，二者進口氣中既有LNG又有管道氣。英國天然氣來源中，國產氣和進口氣二分天下，2023年進口依存度達到了46.3%。中國天然氣目前主要來自于國產，2023年的對外依存度為21.6%，值得注意的是由于國土面積大，中國天然氣管輸成本高。3)氣源充足國家天然氣價格低，如俄羅斯、美國、加拿大。其中俄羅斯、加拿大是天然氣凈出口國家，而美國是凈進口國家，但是國內消費的天然氣大多數來自國產，價格主要受國際影響較小。4)受政策影響國家天然氣價格往往很低，如沙特阿拉伯、俄羅斯。由于受政府政策的影響，幾十年來氣價未變，一直保持在非常低的水平上。

2023年金融IC卡行業分析報告2023年2月目錄一、金融IC卡受益于政策利好，社保金融化提供有利支撐 31、央行推動銀行卡IC升級 32、安全與便利性是推動的主要因素 43、社保卡金融功能有效支撐銀行卡IC升級進程 64、社保卡金融功能有效支撐銀行卡IC升級進程 7二、金融IC卡未來幾年有望保持復合90%增速增長 81、POS與ATM改造基本完成，IC卡放量提供便利條件 82、金融IC卡有望保持90%以上增速增長，社保卡支撐力度大 9三、金融IC卡放量帶來產業鏈投資機會 111、設備改造基本完成，芯片與制卡環節進入高速成長期 112、制卡市場增量巨大，利好全行業增長 123、一季度發卡量低預期，全年金融IC滲透率或進一步提升 14四、重點公司簡況 151、東港股份：智能卡業務放量 162、恒寶股份：行業龍頭，公司增長依然穩健 173、天喻信息：招標進展順利，金融IC與移動支付催化劑不斷 184、東信和平：電信卡靜待發令槍，金融IC卡放量快速放量 185、同方國芯：金融IC芯片國產化最大受益者 196、國民技術：立足安全芯片，發展移動支付 20一、金融IC卡受益于政策利好，社保金融化提供有利支撐1、央行推動銀行卡IC升級本次磁條銀行卡向IC卡升級，主要受到央行政策性推動。早在05年央行正式確認采用“積極應對，審慎實施”的策略來推動金融IC卡；11年央行發布《中國人民銀行關于推進金融IC卡應用工作的意見》（簡稱《意見》，下同），正式啟動銀行卡IC升級的序幕。根據《意見》計劃，金融IC卡推廣分為支持終端（POS與ATM）改造與銀行卡升級兩部分；二者同步啟動，率先完成支持終端的推廣與改造，然后推進金融IC的普發以及普及。銀聯將首先實現新增POS與ATM等終端支持金融IC卡，并推動全國性商業銀行改造存量終端，12年底基本實現境內POS與ATM全部支持金融IC卡功能；推出支持終端的同時，包括工商銀行、農業銀行、中國銀行、建設銀行、交通銀行、招商銀行以及郵政銀行開始發行金融IC卡，在12年底支持終端全部完成改造之后，全國性銀行開始普發金融IC卡，2023年基本實現普及。2、安全與便利性是推動的主要因素（1）與磁條卡相比，IC卡具有顯著的優勢，主要體現在安全以及便利性方面（在用戶看來是便利，在銀行看來則是有利于支付業務的進一步拓展）。金融IC卡本身以IC芯片為介質，較磁條銀行卡容量更大，可以存儲密鑰、數字證書等信息，在使用過程中具有更高的加密方式；與此同時本身邏輯加密集成電路，偽造的難度極高，基本杜絕了克隆卡的問題；另外IC卡在防磁放水防靜電方面的能力也明顯更高，減少失磁造成損失。便利性主要體現在兩個方面，首先在使用方面，金融IC卡分為接觸式與非接觸式，尤其是非接觸式在數據讀取方面更加的便利，且不依賴于終端與網絡的連接，使用起來更加快捷；另外最主要還是在功能方面，金融IC卡可兼容更多的功能，比如交通卡、社保卡、移動支付功能，在完成改造的終端方面實現小額現金的功能（比如自動售貨機、便利店甚至是菜場）。（2）在銀行看來金融IC卡推廣起來唯一的難點在于成本方面，一方面IC卡成本超過磁條卡的10倍多，另一方面則是終端改造需要一次支出較多的投入。對此我們認為隨著金融IC卡逐步實現放量，制造成本或出現回落，且銀行轉嫁換卡成本的難度并不大。同時，銀行卡功能增多帶來交易量的提升遠比成本的增加更加有利。（3）可以說央行的政策是金融IC卡推進的重要因素之一，而央行決策的主要依據，或者說是吸引銀行推進金融IC卡升級主要驅動因素還是金融IC卡在功能拓展方面的廣闊的空間，在承接原有銀行卡功能的前提下，能夠有效的實現小額交易銀行卡支付，開發其他認證付費場合功能，提供能多的自助服務等。3、社保卡金融功能有效支撐銀行卡IC升級進程（1）人社部與央行2023年共同發布《關于社會保障卡加載金融功能的通知》（簡稱《通知》，下同），明確提出社保卡將加載銀行卡的功能；國家“十四五”規劃確定將社會保障卡納入國家總體部署，明確期間發卡數量達到8億張，覆蓋60%的人口。這是對金融IC卡遷移過程中強有力的支持。首先，社保卡附加金融功能同時也是金融IC卡增加社保功能的過程，是國家推動銀行卡整合其他功能的重要舉措，對于交通等的整合以及新功能的開發也將逐步完成。其次，社保卡巨大的發行量將有效帶動金融IC卡規模的提升，11-15年4年內將新發行超過6億張社保金融卡。（2）根據人社部《“中華人民共和國社會保障卡”管理辦法》（簡稱《辦法》，下同）規定，人社部負責管理全國社會保障卡發行和應用工作，省級社保部門在人社部批準的情況下，負責全省/市的社保卡發放，省級部門不具備相應能力，在得到人社部同意的情況下，可以交由地市級社保部門或是第三方機構承擔。部分直轄市以及得到授權的地級市社保部門采取與單一銀行合作的方式，則相應的制卡、初始化、發放等可能交由該銀行負責，如北京相應的業務由北京銀行承擔。大部分的省級社保部門通過招標，尋求當地多家銀行合作支持，同時也對制卡商進行挑選。4、社保卡金融功能有效支撐銀行卡IC升級進程人社部與央行2023年共同發布《關于社會保障卡加載金融功能的通知》（簡稱《通知》，下同），明確提出社保卡將加載銀行卡的功能；國家“十四五”規劃確定將社會保障卡納入國家總體部署，明確期間發卡數量達到8億張，覆蓋60%的人口。這是對金融IC卡遷移過程中強有力的支持。首先，社保卡附加金融功能同時也是金融IC卡增加社保功能的過程，是國家推動銀行卡整合其他功能的重要舉措，對于交通等的整合以及新功能的開發也將逐步完成。其次，社保卡巨大的發行量將有效帶動金融IC卡規模的提升，11-15年4年內將新發行超過6億張社保金融卡。根據人社部《“中華人民共和國社會保障卡”管理辦法》（簡稱《辦法》，下同）規定，人社部負責管理全國社會保障卡發行和應用工作，省級社保部門在人社部批準的情況下，負責全省/市的社保卡發放，省級部門不具備相應能力，在得到人社部同意的情況下，可以交由地市級社保部門或是第三方機構承擔。部分直轄市以及得到授權的地級市社保部門采取與單一銀行合作的方式，則相應的制卡、初始化、發放等可能交由該銀行負責，如北京相應的業務由北京銀行承擔。大部分的省級社保部門通過招標，尋求當地多家銀行合作支持，同時也對制卡商進行挑選。二、金融IC卡未來幾年有望保持復合90%增速增長1、POS與ATM改造基本完成，IC卡放量提供便利條件根據央行對于金融IC卡推廣的計劃，2023年之前相應的支持終端應該基本改造完畢；這為13年金融IC卡放量奠定了基礎。根據媒體報道，截至2023年3季度末，全國金融IC卡累計發卡7455.7萬張（新發行），較2023年底增長206%。2023年第3季度新增IC卡占新增銀行卡比率已達到15.05%。同期，終端改造方面，全國共布放POS終端658萬臺，其中98%已完成改造；共布放ATM終端40.8萬臺，改造率為79.1%。POS終端和ATM終端改造均按計劃完成，為2023年大規模發卡奠定堅實基礎。2、金融IC卡有望保持90%以上增速增長，社保卡支撐力度大預計15年金融IC卡基本實現普及，因此可以帶動整個金融卡銷售量的快速增長。根據我們的預測，不考慮換卡需求13-15年金融IC卡滲透率將會有顯著的提升，年均增速基本在100%左右；與此同時金融社保卡年均發卡量預計在1.5億張左右，盡管增長速度有所放緩，但市場絕對的規模依然十分巨大。具體的假設與測算過程參見下圖。我們假設未來新增銀行卡量10%左右的增長，增速逐步放緩，金融IC卡的滲透率由12年的16%，逐步提升到15年的100%左右（均為新增卡片），13-15年金融IC卡制卡量增速分別增長119%、85%、75%；隨著金融IC卡的放量，卡片價格都會出現一定的回落，目前一張金融IC卡的價格在9元左右，假設未來兩年價格分別降到8、7元，則金融IC市場將從12年的10.3億元提升到15年的51.08億元，13-15年分別同比增長96.8%、64.6%、53.1%。金融IC卡放量會造成價格的下降，主要還是芯片等原材料價格下降驅動。由于芯片在金融IC卡占比超過70%，芯片價格的下降將推動金融IC卡整體價格下降；而其他材料費用以及制造費用（包括折舊、人工等）占比較小，下降的空間十分有限，考慮到由于近年來金融IC需求量快速增長，相應產品毛利水平出現明顯下降的可能性不大，同樣毛利水平得以維持的概率較高。三、金融IC卡放量帶來產業鏈投資機會1、設備改造基本完成，芯片與制卡環節進入高速成長期金融IC卡產業鏈主要分為芯片設計、卡片制造以及系統集成等過程，按照金融IC卡推進的進程來看，系統集成版塊快于IC卡推廣速度，且應用軟件以及運營維護長期收益；芯片與制卡環節與IC卡推廣的進程基本同步。就目前情況來看，銀聯相應的POS與ATM等改造基本完成，讀寫終端逐步今年入穩定增長期；芯片與制卡環節隨著金融IC卡快速放量，而進入爆發性增長的區間，這也是接下來重點關注的板塊。另外隨著金融IC卡的普發與普及，系統集成中的應用軟件以及運營維護將獲得更長時間尺度下的增長。經過梳理，A股中相應的標的參照圖表11，重點關注芯片與卡片制造環節，長期關注系統集成板塊。2、制卡市場增量巨大，利好全行業增長從產能以及市場規模來看，恒寶股份、天喻信息、東信和平都有一定的優勢，是行業的龍頭企業，該類企業能夠能夠獲得相當充足的訂單，在行業性快速增長的過程中獲益；而對于業務規模依然相對較小的企業如東港股份而言，同樣也可以享受行業爆發性增長帶來的業務量的增長。13-15年的年均復合增長速度超過90%，巨大的行業性增長空間。我們認為，這將帶來巨大的行業性增長，行業龍頭可以獲得更多的訂單，而競爭相對弱勢的企業以也可以獲得高速成長的空間。我們認為，由于市場空間巨大，且社保、金融等都是國家和社會正常運行的根本，招標方不可能將如此巨大的業務量全部交給少數龍頭廠商生產，特別是山東、河南、四川等人口規模較大的省份，而累計發卡量達到數億張的商業銀行也會采取同樣的策略。因此中小規模的廠商也可以獲得一定的訂單規模。從目前已經公布的招標情況來看，金融社保卡中標企業基本都在5家以上，人口大省如山東、河南等社保項目中標企業更是達到8-9家。而銀行方面盡管缺少足夠的資料，但根據上市公司公告來看，建設銀行IC