城市燃氣行業市場分析1、國際氣價有望震蕩下行，城燃采購成本漲幅或受限1.1、國際氣價高位回落后有望繼續下探1.1.1、全球需求增速放緩，未來主要集中在亞洲市場及資源豐富的地區全球：近兩年，歐洲縮減天然氣消費抑制全球天然氣需求增長速度。2012-2021年，天然氣是全球消費量增速較快的能源品種，但俄烏沖突引發的天然氣供應危機，疊加較為疲軟的全球宏觀經濟前景，導致2022年天然氣消費量同比下降3.1%1。IEA預計，2023年，全球天然氣消費量將保持平穩，亞太、中東地區需求的小幅增長（240億方、130億方）將被歐洲的需求下降（-350億方）所抵消，北美的需求預計將保持相對平穩（-20億方）；2024年，隨著經濟活動的逐步恢復，全球天然氣需求將增長約780億方（+2%），其中亞洲增長390億方、中東增長150億方，歐洲增長100億方、北美下降70億方。2022-2026年間，天然氣需求增長主要集中在亞洲市場及天然氣資源豐富的地區，IEA認為全球天然氣消費量或以年均1.6%增速（+660億方/年）持續增長，低于2017-2021年2.5%的平均增速。其中，亞太地區的需求將由中國、印度和其他發展中國家拉動，年均增速或達到5%/約463億方；歐洲地區主動調整能源結構，新能源的發展以及采用電熱泵代替燃氣供暖將使得需求年均下降2%/約78億方；北美地區將由于新能源裝機提速而降低氣電增長速度，使得天然氣需求年均下降0.4%/約50億方。2030與2050天然氣發展前景則取決于能源轉型進度。天然氣的前景受新興經濟體在發展經濟和工業化過程中對天然氣的需求增加和發達國家引領的從天然氣向低碳能源轉型的需求減少兩個趨勢影響。BP認為，對全球天然氣需求的最終影響取決于能源轉型的速度，2030年前天然氣消費量仍將持續增長，2050年時則仍需關注全球能源轉型進度。亞太地區：中國、印度等發展中國家需求增長強勁，抵消日韓需求衰退。2013-2022年，亞太地區天然氣需求量由6864億方增長至9071億方，年復合增速3.1%，高于同期全球1.7%的增速；占全球需求的比例從20%提升至23%。其中，中國需求由1719億方增長至3757億方，年復合增速達到9.1%（226億方/年），占亞洲需求比重由25%增長至41%，印度需求由490億方增長至582億方，年復合增速1.9%（10億方/年），占亞洲需求比重由7.1%下降至6.4%；日本天然氣消費量則由1235億方降低至1005億方（26億方/年），占亞洲需求比重由15%降低至11%。2023年1-11月，中國天然氣表觀消費量同比增長7.2%至3532億方。據IEA預計，2023年，中國天然氣消費量預計同比增長225億方（+6%）以上，在日本、韓國需求分別下降62億方（-5%）、25億方（-4%）的情況下帶動亞太地區整體需求增長約272億方（+3%）。2022-2026年間，IEA認為，亞太地區天然氣消費量年均增速或將達到5%（約463億方/年）。中國天然氣需求增長趨勢仍將持續，其中工業、居民工商、氣電年均增速或將分別達到9%、5%、12%，帶動整體天然氣年均增速達到8%（約330億方/年）；印度與其他亞洲新興國家對于能源價格更為敏感，對便宜的煤炭依賴度較高2，天然氣需求增長主要來自于經濟增長的內生性動能，2002-2026年間印度需求或將以年均8%的速度增長（約50億方/年）。日本、韓國的天然氣消費結構中氣電占比約為60%，近年來由于可再生能源和核電的持續增長天然氣消費量持續縮減，2022-2026年間日本與韓國天然氣消費量年均縮減速度或分別達到2.8%（27億方/年）、1.0%（5億方/年）。歐洲：居民商業和工業需求率先下降，氣電需求下降緊隨其后。2013-2022年歐洲天然氣消費量由5548億方降低至4988億方，年復合增長率-1.2%，占全球天然氣消費量比重由16%下降至13%3。由于暖冬帶來的較低取暖需求以及高氣價下工業用戶尋求其他能源替代，2022年IEA計算歐洲天然氣消費量已下降約700億方，同比降幅達到13%，其中居民和商業需求下降約340億方（-15%），工業需求下降約300億方（-20%），氣電需求下降約60億方（-4%）。2023年Q1-Q3，歐洲天然氣消費量仍同比下降約330億方（-9%），其中發電同比下降約180億方（-16%），居民與商業同比下降約120億方（-9%），工業需求同比下降約30億方（-3%）。未來歐洲將加快部署可再生能源以擺脫對于化石能源的依賴，IEA預計，2023年歐洲天然氣消費量或將同比降低約350億方（-7%），其中氣電需求同比下降15%，居民需求同比下降約3%，工業需求保持平穩。2022-2026年間，IEA認為歐洲天然氣消費量或將以年均2%（約78億方/年）的速度持續下降。通過對建筑保暖能力的加強以及電熱泵替代天然氣取暖的推廣，其2026年居民和商業部門天然氣消費量或將保持溫和下降；受高氣價影響而下降的工業需求或將在2023-2026年小幅恢復；而可再生能源與核電的增長或將使得其2026年氣電需求較2022年下降約500億方（約125億方/年）。美國：居民及工業需求減少抵消氣電增長，需求峰值或已到達。2012-2021年，美國天然氣消費量由6881億方增長至8358億方，年均增速2.2%，占全球需求量的比例維持在21%左右4。2022年，美國發電、居民、商業和工業部門的天然氣消費量分別同比增長240、78、64和45億方，帶動總體天然氣消費量同比增長約454億方（+5.4%）至8812億方。2023年前三季度，美國氣電需求同比增長6%（約160億方），抵消暖冬導致的居民氣量下降（-6%/100億方）和經濟增長乏力導致的工業氣量縮減（-1%/20億方），總體天然氣消費同比增長0.8%（約50億方）。IEA預測，2023年全年美國天然氣需求增速預計將維持在0.3%左右（約30億方）。IEA認為，2026年美國總天然氣需求或將較2022年下降約200億方（約50億方/年）。2022-2026年間，隨著取暖效率的提高和電熱設備的推廣，美國居民和商業用氣量預計將以年均1%的速度下降；工業需求或仍將維持年均1%的增長，新能源的快速增長將使得2026年其氣電需求較2022年下降約250億方（約63億方/年）。1.1.2、全球供給持續增長，液化產能釋放逐步緩解錯配壓力全球天然氣產量主要集中在美國、中東、俄羅斯和亞太地區5，產量增長速度與需求基本匹配，2022年氣價高漲主要由于管道氣縮減后LNG產能匹配不足導致。全球天然氣產量由2012年的33,262億方增長至2021年的40,534億方，年復合增長率為2.22%，與同期消費量的年復合增長率2.28%基本匹配。2022年，全球天然氣產量（40,438億方）依然大于消費量（39,413億方），但全球天然氣貿易量同比下降約517億方（-5.1%）至9685億立方米，其中LNG貿易量僅同比增長267億方（+5.2%），而管道氣貿易量下降784億方（-15.5%）6。地緣沖突后貿易格局轉變下的供需錯配導致2021-2022年氣價的超預期上漲。2022-2026年間，全球天然氣供給持續釋放，增速或將達到1.4%（約578億方/年）。IEA認為，中東地區得益于伊朗、沙特阿拉伯的強勁國內需求以及以色列和卡塔爾的出口增長，期間產量或將以3.3%的速度增長（約250億方/年）；受益于俄烏沖突后全球LNG需求增長，美國天然氣液化設施的快速建設將提振產量，因此盡管北美本土天然氣需求下降，北美天然氣產量將以年均1.7%的速度增長（175億方/年）；亞太地區，中國和印度國內產量仍將增長以部分滿足增量需求，預計期間產量將以1.3%的年均速度增長（約88億方/年）；歐亞地區2022年由于俄羅斯管道氣斷供導致產量同比下降10%（約960億方），且2023年維持下降趨勢，但由于俄羅斯與土庫曼斯坦將增加對于中國管道氣出口，使得歐亞地區2026年天然氣產量恢復至2022年水平。美國：出口需求驅動美國產量持續增長，IEA預計2026年美國天然氣產量將較2022年增長超過700億方（+175億方/年），出口量將較2022年增長650億方。自頁巖氣革命以來美國天然氣產量已從2010年5752億立方米增長至2022年的9786億立方米，年均復合增速達到4.5%（336億方/年），占全球產量的比例從18%提升至24%；天然氣出口量則由2010年的307億方增長至2022年的1870億方，年均復合增速達到16%。由于前三季度二疊紀盆地以及HaynesvilleShale頁巖氣區持續增產，IEA預計美國2023年產量增長或將達到2.4%（約250億方）。由于路易斯安那州與得克薩斯州LNG液化設施的逐步投產，2026年美國LNG出口量或將較2022年增長60%（約650億方）。位于墨西哥的LNG液化設施的完善也將促進美國對墨西哥的管道氣出口量提升，強勁的出口需求將帶動美國天然氣產量持續增長。2023年3月底，美國以約519億方的庫存量進入補庫季，高于2022年同期約129億方，截至2023年11月初，美國庫存水平達到1,070億方，較2022年同期高約55億方。中東：本地消費與出口需求提振中東天然氣產量，IEA預計2026年中東地區產量將較2022年增長約1000億方（250億方/年）。2010-2022年間，中東地區天然氣產量由4746億方增長至7213億方，年均復合增速3.5%（200億方/年），占全球天然氣產量比重由15%增長至18%。展望未來，沙特阿拉伯與伊朗的國內需求以及以色列和卡塔爾出口需求都將促使中東產量持續增長。據IEA不完全統計，目前可以看到的2023-2026年間中東地區的產量增長計劃有：1）卡塔爾北方氣田擴容項目預計將于2026年投產，為卡塔爾帶來500億方/年產量增長；2）伊朗南帕斯氣田11期于2023年8月投產，產量為40-55億方/年并將于遠期達到200億方/年；3）以色列利維坦和卡馬爾氣田的擴展以及卡里什氣田的啟動將在2026年前帶來150億方/年的產量增長。俄羅斯：歐洲管道斷供降低俄羅斯產量，IEA預測2023-2026年間，俄羅斯天然氣產量年均增速將達到3%（約186億方/年）。2010-2021年，俄羅斯天然氣產量由5984億方增長至7021億方，年復合增速1.5%（94億方/年），占全球產量的比例從19%降低至17%。2022年，由于俄羅斯出口向歐洲的管道氣同比下降約813億方以及國內需求較為疲軟，其天然氣產量同比下降12%（約837億方），IEA預計其2023年天然氣產量或仍將同比下降8%（約500億方）。從中期來看，目前俄羅斯可以預見的增長來自于2023年底投運的“北極-1”LNG設施（89億方/年）、計劃2025年投運的“北極-2”、中俄東線管道氣（將由2022年的150億方提升至2025年的380億方），以及國內消費量的增長。新的貿易格局逐步形成，疊加超預期疲軟的消費量等因素，階段性緩解了歐洲供應難題。2011-2021年間，歐洲天然氣進口量從3236億方增長至3392億方，基本保持平穩態勢，其中LNG進口量由891億方增長至1075億方，管道氣穩定在2300億方左右7。俄烏沖突發生后，2022年歐洲天然氣消費量同比下降743億方（-13%）達到4988億方；進口量同比下降181億方達到3221億方，其中，歐洲對俄羅斯的管道氣采購同比降低813億方（-49%）達到854億方，進口LNG增長約627億方（+58%）達到1,702億方。截至2023年11月初，歐洲天然氣庫存量約為1130億方，庫容率達到99%，庫存量高于去年同期約7%（約74億方）。根據IEA預測，以當前的庫存水平，僅在冷冬與較為緊張的LNG供應情況下，歐洲存在天然氣供應風險；若冬季天氣較為緩和或LNG供應未受突發情況沖擊，歐洲天然氣供應風險較低。高氣價刺激上游液化產能投資，中長期看，LNG供應有所保障。根據IEA統計，2016-2017年全球LNG行業投資趨于冷淡，兩年間全球通過FID的產能分別僅為88和47億方/年，但2019年則呈現爆發性增長，當年累計通過FID的項目產能約1000億方/年；2020年受疫情影響，產能批準進度放緩至40億方/年；2021-2023年7月，共約1420億方/年的LNG產能獲批，液化產能建設重回增長軌道。根據4-5年左右的建設周期預計，2019年獲批的產能或將于2024-2025年陸續投產，而2021-2023年獲批產能或將于2026-2027年間陸續投產。據IGU預計，2022-2028年液化產能或將由約6650億方/年增長至約11120億方/年，年均復合增速或達9%。長期合同和靈活性條款占比的提高或將更有效的保障氣量供應，降低價格波動風險。從2022年新簽訂的LNG合約來看，更長的合約持續時間、更大的合約規模、更靈活的目的地條款成為主要趨勢。2022年全球LNG合約中8，持續時間超過10年的長期合約占比達到88%。此外，由于美國新批準的LNG液化項目支持靈活目的地條款（FOB），2023年上半年全球新簽訂的合約中約76%為目的地靈活合約，在此條款下LNG購買方可以將購得的長約氣自行轉賣，減少全球市場中由于供需錯配帶來的氣價大幅波動。1.1.3、供需再平衡下國際天然氣價格高位回落，未來或震蕩下行2022年俄烏沖突推動“亞洲溢價”向“歐洲溢價”轉變。由于市場結構和定價機制不同，三大市場價格存在明顯差異，大部分情況下JKM>TTF>HH，“亞洲溢價”是東北亞進口LNG面臨的長期問題。一方面是由于東北亞進口LNG價格多與JCC價格掛鉤，原油溢價聯動LNG溢價；另一方面是亞洲市場高度依賴LNG進口，資源缺乏靈活性，市場定價權較弱。2021年以來，歐洲由于自身的能源轉型和供應形勢變化，天然氣價格不斷攀升，2022年的俄烏沖突進一步加劇了供需緊張，使得歐洲TTF價格由2022年初的28美金/百萬英熱增長至2022年8月的69美金/百萬英熱，高于亞洲JKM同期54美金/百萬英熱的價格水平。“歐洲溢價”疊加需求超預期縮減，國際天然氣價格高位回落。2023年上半年，國際LNG供應量同比增長約3%（約90億立方米），歐洲暖冬帶來的超預期需求縮減，以及經濟疲軟導致工業用氣需求抑制，使得國際天然氣市場供需再平衡，TTF/HH/JKM氣價于2023年11月底已回落至14/2.6/17美元每百萬英熱附近，雖較2023年5月低點7.7/2.1/9.3美元每百萬英熱有所回升，但較2022年同期37.3/6.0/33.1美元每百萬英熱的高點已回落62%/57%/49%。需求增速平平，但LNG液化產能持續增長，我們預計未來氣價在維持震蕩后或有下行趨勢。從供給端來看，根據IEA預測2022-2026年，全球產量年均增速或達到1.4%。另外，IGU根據已經進入FID與pre-FID的液化產能估算，認為2022-2028年全球液化產能將由約6650億方/年增長至約11120億方/年，年均復合增速達到9%。從需求端來看，2024年全球天然氣需求受亞洲、中東等地區驅動將恢復溫和性增長；2025-2026年，在LNG液化產能供應穩健增長的支持下，需求將有進一步提振。根據IEA預測，2022-2026年間，全球天然氣需求年均增速或將達到1.6%（約660億方/年）。基本穩定的需求盤，疊加LNG供應的產能和靈活性不斷提升，我們認為中長期來看，國際氣價或將保持震蕩走勢，隨著供需格局改善和基礎設施的完善，價格有望趨勢向下。1.2、“X+1+X”行業改革規范利潤分配，城燃成本拐點或已出現1.2.1、油氣價格下行抑制上游漲價動能，城燃成本拐點或已出現成立國家管網公司負責中游管輸，規范產業鏈利潤分配。2019年12月，國家管網公司掛牌成立，收購部分管網、儲氣庫、LNG接收站等資產，按照管輸服務合同公平向上下游企業提供日常管輸服務，將管輸和銷售分開，此前，我國天然氣上中游為三桶油產（進口）運儲銷一體化的模式。2020年，中石油完成相關管道資產交割后，其國內油氣管道總長度為3.12萬公里，同比減少5.60萬公里（-64%）。截至2022年底，國家管網公司在役管道總里程已達到9.6萬公里。“三桶油”負責國內天然氣上游的大部分供給，近年其連續調漲天然氣售價，加大了城燃公司的成本壓力。2022年，中國石油股份、中國石油化工股份和中國海洋石油（本文簡稱“三桶油”）天然氣銷氣量占國內天然氣消費量的比重達到88%；華潤燃氣、新奧能源、港華智慧能源的氣源結構中分別有88%、80%和93%的天然氣采購來自“三桶油”。2021采暖季和2022年全年，“三桶油”對居民檔位的定價均較基準門站價上漲5%，2023年淡季則較基準門站價提漲15%；2021-2023年，其對非居檔位的定價也較基準門站價上浮40%-80%左右。2022年，華潤燃氣、新奧能源、中國燃氣、昆侖能源、港華智慧能源的綜合采購成本分別同比上漲0.66、0.46、0.45、0.40、0.60元/方至3.07、3.06、2.90、2.36和2.99元/方，毛差則分別同比下降0.07、0.03、0.08、0.02和0.01元/方至0.45、0.48、0.42、0.50和0.50元/方。2023年，上游合同氣量覆蓋率提升，城燃公司綜合購氣成本保持相對穩定。2023年2月國家發改委發布《關于組織簽訂2023年天然氣中長期合同的通知》，明確要求上游供氣單位必須足額保供，對居民用氣和農村“煤改氣”用氣需求合同實現全覆蓋。雖然2023年城燃商向上游采購天然氣的單方價格仍有上漲趨勢，但合同氣量覆蓋率的提升有效穩定了其采購成本。2023年上半年，公司公告顯示，中石油天然氣平均銷售價格同比下降16.5%至2.105元/方，但天然氣銷售分部經營利潤同比增長3.5%至141.2億元。同期，華潤燃氣、新奧能源、昆侖能源和港華智慧能源的采購成本分別同比變動-0.02元/方、+0.05元/方、+0.08元/方、+0元/方，至3.08、3.00、2.38、2.94元/方。我們認為從中長期來看，海外氣價逐步回落或將抑制國內上游氣價持續上漲動能，中國海洋石油和中國石油化工股份的定價策略也有望更加獨立，更偏向于基于自己的資源池和綜合成本制定量價方案。1.2.2、城燃拓展氣源采購渠道，多元化降低成本“十二五”以來接收站投產迅速，城燃企業正在拓展海外資源接收能力。截至2022年底，我國共建成投產LNG接收站24座，其中“十二五”建設10座，“十三五”建設7座，接收能力達到約1487億方/年，配套儲罐容量為近1400萬立方米，折合儲氣能力約88億立方米。目前在城燃企業中，新奧舟山接收站處理能力或達到750萬噸/年，2026年三期擴建完成后預計達到1000萬噸/年；中國燃氣通過大股東北京控股已于2021年11月獲得北燃天津南港LNG窗口期；華潤燃氣如東LNG接收站于2023年6月開工建設，預計2026年首期建成投產后接卸能力可達650萬噸/年；港華智慧能源于2021在唐山LNG碼頭開工建設2座20萬立方米儲罐，預計2023年底建成投運。依托LNG接收站簽訂海外長協，獲取穩定低價氣源成本。為獲取穩定低價氣源，提升自有氣源的競爭優勢，近兩年全國性城燃公司已經或正在與國外供應商簽訂長協合約，與HH價格掛鉤的優勢在其較TTF和JKM更低且穩定，與布倫特油價掛鉤的長協也通常有封頂油價保護機制。另外，城燃公司可以利用套期保值鎖定采購價格區間，降低氣源成本波動風險。以HH長協合約為例，以2.5美元/百萬英熱9的現貨價格計算，假設簽約合約斜率為1.15，常數為2美元/百萬英熱，運費為2美元/百萬英熱，通過簡易價格公式計算得到簽約合約的長協價格約為1.62元/方，均低于2018年以來新奧能源、華潤燃氣、中國燃氣和昆侖能源實現的單方平均成本價格。華潤燃氣2026年投產接收站的產能為650萬噸/年（折合約90億方/年），滿產產能占其2022年銷氣量比重約25%。我們認為，未來國際天然氣價格震蕩下行，城燃公司通過采購現貨方式亦可降低氣源成本，而其LNG接收站投產后，無疑將為其帶來成本可控、氣量規模穩定的新氣源供給。2、順價政策逐步落實，城燃回歸“通道費”商業模式2.1、2021-2022年順價困難，城燃毛差承壓過去城燃公司購銷毛差相對穩定，2021-2022年面臨上下游兩頭承壓難題。2020年前，城燃公司購銷價差相對穩定，華潤燃氣、新奧能源、港華智慧能源2017-2020年毛差均維持在0.58-0.63元/方。2021-2023年受海外氣價等多重因素影響，上游對城燃商調整銷售價格。但下游居民價格仍受政府管控難以順價，導致城燃企業毛差大幅下降。2022年，華潤燃氣、新奧能源、中國燃氣和港華智慧能源的毛差分別同比下降7分、3分、8分和1分錢/方至0.45、0.48和0.42、0.50元/方；通過公開數據（居民售價減公司平均成本價）可計算其廣義的居民毛差分別為-0.66、0.18、-0.19和-0.28元/方10。2.2、2023年發改委牽頭落實順價，城燃毛差逐步改善國家發改委牽頭健全成本疏導機制，各地逐步落實順價緩解城燃困境。2023年6月國家發展改革委下發天然氣上下游價格聯動機制指導意見，明確要求加快推進并實施好價格聯動機制，深化石油天然氣市場體系改革。目前，部分省市已積極響應出臺上下游聯動政策，簡化調價流程。重慶發布聯動調整居民用氣終端售價政策解讀，明確提出今后城市配氣價格無變化、僅疏導購氣價格調整影響時，將不再召開價格聽證會，按照價格聯動傳導機制同步予以實施；內蒙古3月下旬通知中明確居民和非居民用氣價格將按氣源企業調價幅度進行調整，并且未對氣價聯動進行調價幅度和次數限制，意味內蒙古天然氣終端價格或已實現上下游實現完全聯動，同幅、同步無限制的調整。居民順價陸續開展，城燃公司毛差正在逐步改善。據中國燃氣2023年中期業績發布會上統計，截至11月26日，國內累計已有25個省級行政區發布了聯動機制文件或完成居民調價；已建立聯動機制的省自治區、直轄市共11個；已建立聯動機制或出臺調價文件的市縣共198個。已調價地區中，居民平均調漲0.28元/方。2023H1，華潤燃氣、新奧能源、中國燃氣和港華智慧能源的居民售價分別同比提升2毛、2分、4分和3分/方，至2.59、3.25、2.77和2.69元/方，毛差則分別同比+5分、+2分、+3分和+0分/方，至0.50、0.52、0.57和0.50元/方。隨著各省市終端售氣價格的理順，我們預計五大全國性城燃商氣價倒掛現象有望得到逐年的明顯改善，認為價差在今年恢復性增長至0.50元/方左右后，明后年仍有進一步提升的空間。長期來看“通道費”商業模式有望向香港看齊。香港地區居民燃氣費用由煤氣用量費+燃料調整費+每月基本收費+保養月費構成，其中燃料調整費根據生產煤氣原料的平均成本按月調整。在此價格機制下，上游成本的上漲將在1個月之內疏導至下游用戶，得益于較為合理的價格機制，2011-2022年，香港中華煤氣在香港本部業務的EBITADA年均復合增速為2.1%，該分部的EBITA與總資產比例則一直維持在26%左右，隨著天然氣價格聯動機制逐步理順，我們認為內地城燃企業盈利能力未來得到有效修復后保持平穩。3、雙碳目標疊加氣價下行背景，城燃多舉措提振銷氣量3.1、雙碳目標推進清潔能源轉型，氣價下行有望刺激消費量2010-2022年，中國天然氣消費量年均復合增速達到10.7%。雙碳目標推進清潔能源轉型，自2011年起，我國煤炭占一次消費總量比重開始呈現下降趨勢，由2011年的71%下降至2022年的55%，而天然氣作為過渡能源的占比由4.1%增長至8.5%。2010-2022年，我國天然氣消費量年均復合增速達到10.7%。其中，“十一五”、“十二五”、“十三五”的增速分別達到18.0%、11.5%和11.9%。2022年我國工業/發電/化工需求疲弱，但城燃需求仍有韌性。2022年在國際氣價大幅波動下，我國天然氣表觀消費量同比下降63億方（-2.7%）至3638億方。分結構來看，工業、發電、化工領域天然氣消費量分別同比減少45億方（-2.9%）、30億方（-4.5%）和5億方（-1.7%），但城燃部門在居民用氣、采暖剛性需求下仍保持了17億方的增長（同比+1.44%）。2023年天然氣消費迎來修復，雙碳目標下2022-2030年復合增速有望達到5-6%。2023年，在宏觀經濟穩增長和國際氣價回落的背景下，天然氣迎來需求復蘇，商服、發電用氣有突出表現。2023年1-11月，我國天然氣表觀消費量已同比增長7.2%達到3532億方。2022年，我國天然氣占一次能源消費總量比重僅為8.5%，同期世界平均水平為23.5%，國家能源局計劃到2030年，天然氣占一次能源消費比重達到15%左右。按照其對中國天然氣發展趨勢的預測，2030年中國天然氣消費量或將達到5500-6000億方左右，保守估計2022-2030年復合增速或將達到5-6%。3.2、龍頭城燃公司地理位置優越，內生氣量增速高于全國項目位置優越，龍頭城燃公司氣量增速高于全國水平。全國性城燃公司早期借助資本、技術、資源等優勢在國內燃氣市場“跑馬圈地”，獲得了大量優質城燃項目，占據大部分直轄市、省會城市、地級市、大工業園區等優秀地理位置。大型跨區域城市燃氣龍頭公司過去銷氣量增速往往高于全國，2017-2022年四大全國性城燃商11銷氣CAGR增速達15.5%，而同期全國天然氣表觀消費量復合增速為8.7%，2022年，在全國天然氣表觀消費量下降2.7%的大背景下，華潤燃氣、新奧能源、中國燃氣、昆侖能源、和港華智慧能源的零售銷氣量仍然實現+5.3%、+2.7%、+5.0%、+8.0%和+2.8%的逆勢增長。3.3、一城一企整合提供外延式增長機會“一城一企”等政策利于龍頭城燃企業區域整合。考慮到讓城燃企業發揮規模優勢協調氣源，保障燃氣管道安全等因素，2022年5月10日，在國務院頒布的《城市燃氣管道等老化更新改造實施方案（2022—2025年）》，文中提到支持燃氣等行業并購重組，確保完成老化更新改造任務，促進燃氣市場規模化、專業化發展。各地政府積極落實并購重組，其中成都2022年6月發文要求，到2023年底之前中石油、中石化、華潤等企業集團及其控股管道燃氣經營企業完成整合，暫停新增特許經營權、搭建燃氣經營企業整合平臺，實現主城區天然氣供應“一張網”；2023年初，河南重申推進燃氣經營企業規模化、集團化整合，于2025年底基本形成“一城一企”的經營格局。我們認為城燃行業繼續整合是趨勢所在，部分龍頭企業市占率仍有提升空間。隨著城燃龍頭公司不斷并購下游項目及開拓新用戶，五家全國性城燃公司14天然氣零售氣量占全國天然氣表觀消費量比重由2017年的26%提升至2022年的34%，其中2022年，零售規模最大的華潤燃氣占全國表觀消費量比重達到10%。2021-2022年，華潤燃氣用于收并購的資本開支分別為48、85億港元，燃氣項目數分別增加9/7個，不斷鞏固公司在大型城市和發達區域城市燃氣市場優勢，通過內涵式增長及收購快速擴張。我們認為在燃氣項目并購整合背景下，部分龍頭城燃企業市占率有望持續提升，外延式并購將持續提供持續增量。4、接駁企穩，綜合服務與綜合能源開拓第二增長曲線4.1、接駁業務下滑已在預期內，存量資產滲透率提升仍存空間地產行業放緩對城燃公司接駁影響或已在預期內。城燃公司的天然氣接駁業務多指其居民用戶，而此前，其每年的新增民用戶中以新房用戶為主，地產景氣度對燃氣公司接駁業務有一定影響。2017-2022年，華潤燃氣、新奧能源、中國燃氣接駁業務占各自總利潤15的比重已由51%下降至38%、45%下降至19%、54%下降至25%。2022年，新奧能源、中國燃氣居民用戶新增接駁數分別同比下降20%和22%至209和230萬戶，華潤燃氣因工程結轉等原因同比上升16%至408萬，但2023年上半年，華潤燃氣新增接駁戶數同比下降22%達到134萬戶，新奧能源新增居民用戶同比微增1.9%達到100萬戶，中國燃氣則同比下降31%達到105萬戶。城鎮氣化率仍有提升空間，“瓶改管”有望帶來部分增量。過去十年，伴隨著城市改造規劃推進、老城區供氣管網改造，全國城鎮天然氣氣化率由2013年的32%提升至2022年的50%，每年氣化率提升幅度在1-3pct左右。截至2022年底，華潤燃氣、新奧能源、中國燃氣存量項目的滲透率分別為58%、63%、69%，老房接駁仍有望接替新房在未來為公司貢獻接駁增量。根據《中長期油氣管網規劃》，到2025年，全國50萬人口以上的城市將基本接入天然氣管道，全國城鎮天然氣人口或將從2015年的2.9億人增長至2025年的5.5億人。另外，2012-2021年城市/縣城液化石油氣人口呈長期下降的趨勢，瓶裝液化石油氣安全事故頻發也使得各地“瓶改管”進程有望提速。4.2、依托存量居民客戶，開拓綜合服務增值業務龍頭公司依托安全用氣切入綜合服務，營收與