本文来自格隆汇专栏：中金研究 作者： 严蓓娜 李唐懿等
受益于顺价政策实施和增值业务占比提升，中金研究看好城燃企业估值中枢自当前的8-10x P/E修复至15x P/E上下，此外，城燃企业短期基本面仍在上行，且中长期业绩增长中枢仍有望维持在10-15%。
摘要
增速放缓，商业模式火电化，2H21起城燃企业估值承压。2H21起城燃企业估值自15-20x P/E系统性下修至8-10x P/E，中金研究认为主要原因在于过去5-10年市场交易的成长性逻辑在中国天然气消费增速放缓的大背景下难以持续。加之2H21起上游开始持续调升天然气批发价格，因成本传导不畅，市场预期城燃企业商业模式逐步开始类比火电，盈利周期性加剧，成长性减缓及周期性加强的直接导致城燃企业估值下修。
公用事业属性回归，消费属性加强，燃气公司估值有望开始修复。站在当前时点，中金研究认为受益于顺价政策的实施及气价回归常态，城燃企业的公用事业属性有望开始回归，天然气销售业务的盈利稳定性及增长能见度有望明显提升；此外，近年来城燃企业大力布局的C端增值业务正迎来收获期，中金研究预期未来3-5年内大型城燃企业增值业务收入规模或提升至100亿元上下，成为燃气公司重要盈利贡献点；中金研究认为公用事业属性回归和消费属性加强有望驱动燃气公司估值中枢修复至15x P/E上下。
短期基本面改善趋势未变，且2-3年业绩中枢有望维持在10-15%。展望2H23，中金研究认为前期市场担忧的气量/毛差/接驳三个不确定性因素均有望逐步好转，2H23城燃企业基本面改善趋势未变。中长期看，中金研究认为顺价政策的实施有望在3年内驱动燃气公司的毛差自22年约0.45-0.5元/方修复至0.55-0.60元/方，驱动未来2-3年城燃企业业绩增速中枢维持在10-15%间。
风险
成本传导进度不及预期，房地产行业超预期下行，产能投放不及预期。
正文
城燃板块1H23行情回顾：走势反复，预期不明
1H23城燃板块走势反复，板块于1月随恒指继续反弹，但2月起市场开始担忧22年年报业绩，板块整体回调至3月，4月后个股表现开始分化，受派息提升及国企治理改善等预期催化，北京控股及昆仑能源股价较为强势，但过去市场的主流交易标的华润燃气，新奥能源，中国燃气等企业股价仍维持底部震荡。中金研究认为市场主要的担忧主要集中在四个维度。
图表：燃气板块于1-2月跑赢大盘后走势出现分化
注：统计时间截至2023.8.18 资料来源：Wind，中金公司研究部►工商业气量需求修复不及预期。基于22年的低基数效应，市场前期预期各燃气公司的工商业气量增速于2Q23起快速反弹，驱动整体气量增速上行。但从实际情况看，虽然商业需求增速确有明显修复（中金研究判断各燃气公司2Q23商业气量增速有望超过15%），但因下游工业企业景气度下行，工业气量增速持续低于预期，导致气量增长整体低于预期。
►采购成本仍在上行，毛差预期悲观，公用事业属性减弱。23年以来国际能源价格持续下行，市场前期预期上游企业或将下调其管道气批发价格，城燃企业的成本压力有望减轻，但年初中石油仍上调其管道气批发价格，加之上半年居民顺价进度较慢，工业需求疲软，市场预期23年城燃企业毛差可能难以修复。此外，市场仍担忧今冬若天气偏冷，欧洲采暖需求提升可能驱动现货气价从当前约10美元/MMBtu上行至20美元/MMBtu上下，对城燃企业采暖季毛差带来更大的压力。
图表：23年中石油管道气价格较门站价上浮比例进一步上调
注：上浮比例为较门站价上浮比例，均衡量=全年合同总量/366天*当月天数*1.08 资料来源：思亚资讯，中金公司研究部►地产下行，接驳继续承压。1H23房地产行业下行趋势未得到显著改善，新房开工面积同比仍下滑，考虑到燃气接驳业务和地产行业的关联度（各城市燃气企业当期新增接驳户数和滞后两年的房屋新开工面积具有一定相关性），地产行业下行导致市场对未来2-3年城市燃气板块接驳业务预期较为悲观。
►汇兑因素。主流燃气公司均在H股上市，且部分企业使用了港币报表，1H23人民币贬值，市场担忧港币报表企业因汇兑因素导致报表业绩不佳。
估值：回归公用事业本质，消费属性增强
2H21起商业模式受到质疑，估值下修至类比火电。国内上游天然气市场改革深化，2021年采暖季起上游企业显著上调了天然气批发价格以降低自身天然气销售亏损规模，据此市场预期未来上游企业为改善自身天然气批发业务盈利情况，或继续提升批发价格以传导国际能源价格上行带来的成本压力；加之上游企业同城燃公司签订的天然气供应合同的定价公式中也逐步开始加入了布伦特原油/JKM现货等波动性较大的能源价格指数，市场预期城燃企业采购成本波动性将显著加强，由于城燃企业终端销售价格，特别是民用气销售价格相对较为稳定，上游价格波动幅度放大或为城燃企业过去较为稳定的毛差带来一定的不确定性，加之中国天然气消费量增速正逐步下台阶，过去市场广泛交易的成长逻辑也在逐步消散。换言之，市场预期城市燃气企业商业模式正向火电靠拢，即需求增速相对平稳，油气价格下跌带动盈利改善，油气价格上行带动盈利承压，据此，燃气公司估值开始承压。
站在当前时点，市场核心关注要点在于，燃气企业的估值自2H21由15-20x P/E起系统性下修至当前的8-10x P/E后，估值能否再度回到15x P/E上下。在中金研究看来，受益于天然气价格传导机制的建立，城市燃气企业公用事业属性正在回归；此外，增值服务等消费类业务盈利占比正逐步提升，城燃企业的消费属性正同步增强。受益于公用事业属性回归和消费属性增强，中金研究认为城燃公司的估值修复逻辑或开始逐步兑现。
价格联动机制出炉，城燃业务公用事业属性正在回归
各省价格联动政策已逐步公布，公用事业属性料将回归。23年以来河北，湖北，内蒙古等省/自治区发改委均已出台了天然气价格联动政策。以湖北省政策（见附录）为例，其对联动范围，联动周期，联动公式，联动方式，联动幅度限制，联动程序等做出了较为详细的规定。并要求原则上市（州）于2023年底前、县（市）于2024年6月底前建立健全联动机制。中金研究认为湖北省价格联动政策若在全国进一步铺开，或可以解决城燃企业目前面临的两个主要经营问题。
1）居民成本疏导困难且时间滞后。历史上看，城燃企业工商业客户成本传导一直相对顺畅，但民用户传导较为滞后。以新奥能源综合销售价格/采购成本为例，2022年新奥能源天然气综合采购成本分别为3.06元/方，较2017年上涨约0.82元/方，但居民/工商业天然气综合销售价格上调了0.58/0.73元/方，居民用户价格速度传导滞后，盈利压力相对较大。考虑到湖北省政策中提出“居民用气终端销售价格联动周期原则上不超过一年，用气淡旺季价差较大的可按半年或区分淡旺季联动”。中金研究认为居民端成本疏导困难的现状有望得到较好的缓解。此外，过去居民价格调整需要召开居民听证会，时间相对较长，湖北省政策中提出完成价格联动机制建立后，后续价格调整不需再次听证，中金研究认为这也有望缩短居民用气价格调整的时间。
2）配气回报率过低。2017年发改委印发《关于加强配气价格监管的指导意见》[1]，提出核定价格时，配气业务全投资税后内部收益率不超过7%，基于22年毛差情况，我们估计部分企业配气业务的回报率已不足3%，中金研究认为价格联动机制的实施，或逐步推动各地开始单独核定配气费用，使得配气业务回报率有所修复。
中长期毛差有望维持在0.55-0.60元/方。若结合湖北省文件及2017年国家发改委印发的《关于加强配气价格监管的指导意见》，理想情况下，中金研究认为城燃企业的燃气价格形成机制或将逐步转变为类似于成品油，即以“资源成本+合理回报+税金”的方式随上游资源价格波动，如是，则市场担忧的毛差稳定性问题或有望得到较大幅度缓解，燃气行业毛差有望在中长期稳定在0.60-0.65元/方间，城燃企业天然气销售业务回报维持在合理稳定水平。参考价格联动机制较为完善的中国香港，即使在成本大幅波动的21-22年，香港中华煤气的香港本地业务税后营业利润规模仍维持稳健。
向上一体化，或有增量超额利润空间。面对国际天然气市场的波动和国内的天然气市场化改革，我们观察到城燃企业均在加大对上游资源（如国际LNG长协/国内非常规气资源）的布局，希望通过改善自身天然气资源池结构的方式满足调峰需求并借此拓展过去触及较少的大工业/电厂等直供客户。由于上游资源的价格大都和国际市场的油气价格挂钩（如挂钩油价/美国天然气期货价格），因此市场认为一体化布局也会给企业带来一定周期性问题。但考虑到，
1）自主资源仅是补充，三桶油仍是各家燃气公司的主要资源来源。目前中国天然气供应结构中，三桶油仍是主力供应商（22年三家企业市占率超过90%），考虑到三桶油在手的国产气资源及海外长协签署情况，我们认为三桶油作为国内天然气供应主体的地位在未来相当长的时间内或难以改变，在此基础上，我们认为城燃企业的自主资源占比或不会超过20%，自主资源池价格波动对城燃企业整体的资源池成本波动影响相对较小。
2）城燃企业有多种方式规避价格风险。我们认为城市燃气企业有多种方式平抑上游资源价格波动，一是可通过金融衍生工具的方式对冲；二是我们观察到有城燃企业已经开始和大型客户签订浮动价格合同，可将价格波动传导给下游，且价格联动机制的推出对城燃企业的成本传导也有帮助；三是考虑到大部分城燃公司的上游LNG资源履约时间都在2026年后，我们判断受益于新增LNG产能的释放，26年国际天然气供需关系或已回归常态，LNG现货价格有望维持相对低位，城燃公司也有望通过平衡现货-长协资源方式维持整体采购价格合理稳定。
据此我们认为，一体化布局不一定会强化燃气公司的周期属性，若通过金融工具对冲，价格传导，优化资源池等方式使得上游资源可为城燃公司提供一个稳定合理的增量利润空间。
增值业务占比提升，消费属性正在增强
我们认为城市燃气企业中长期气量增长路径大致可分为两类，即1）继续加大城市项目并购力度并提升存量项目气化率，提升民用/商业用户气量规模，配套提升增值业务收入体量；2）开拓特许经营区外的大工业直供客户，做大工业气量规模，配套拓展综合能源业务。
由于民用户天然气销售价格调整周期较长且存在交叉补贴现象，民用客户历史上回报率一直相对较低，加之22年上游价格上浮，成本传导滞后，民用客户盈利能力进一步压缩，因此前期市场主要将关注重心放在了工业客户增长之上。但站在当前时点，我们认为随着国内天然气价格传导机制的逐步建立，过去市场对居民业务无法传导成本的担忧有望逐步改善，居民业务盈利有望修复。此外，我们认为民用户配套的增值服务业务也有望进一步提升民用户整体的盈利情况。
围绕用气场景切入，增值业务消费属性较强。城燃企业的增值业务大都以厨房/采暖等用气应用场景切入，围绕用气具（如燃气灶，壁挂炉）销售，并提供配套1）燃气管材/安防报警装置等配件销售；2）燃气保险销售；3）工程安装改造服务；除此之外，部分企业也涉及烹饪课程，社区团购等更为多元化的领域，整体看具有较强的消费属性。
至2025年，我们估计全国城燃公司增值业务潜在收入空间或达约400亿元。我们预计至2025年，全国燃气公司增值业务潜在收入体量有望达到约400亿元，中长期看，随着单户收入规模的提升，我们认为增值业务潜在空间或达1000亿元左右（按单户收入500元测算，作为参照，2022年香港中华煤气于香港增值业务单户收入约1000港币）。
低获客成本+高成长空间，3-5年内大型城燃公司增值业务收入规模有望达50-100亿元。我们认为增值服务业务之于城燃企业类似于物业服务之于地产商，即城燃企业为增值服务业务提供了较低的获客成本及较高的成长天花板。其中，获客成本方面，城燃企业每年需要对燃气用户进行定期入户安检，为增值业务创造了和客户进行面对面沟通进行销售的机会，无形中降低了增值服务业务的获客成本；成长空间方面，目前主要燃气集团居民用户数均在三千万户-五千万户级别，若5年内单户收入能达到约300元，单个大型城燃公司增值业务收入有望达到约百亿元。
图表：进度相对较快的香港中华煤气中国内地延伸业务概况（财务数据为2022年）
资料来源：各地发改委，中金公司研究部业绩展望：短期业绩修复趋势持续，中长期增长中枢或仍在双位数
短期业绩修复趋势持续
站在当前时点，我们认为困扰市场的气量/毛差/接驳三个担忧均有望逐步好转（汇率主要是非现金影响，暂不讨论），2H23燃气公司核心经营业绩有望进一步向上。
►受益2H23低基数效应及工业需求修复，气量增速有望逐月向上。考虑到2H22各燃气公司气量增速较1H22有明显下滑，我们判断受益于低基数效应，2H23各燃气公司气量增速有望进一步反弹。此外，我们观察到6月中国工业增加值同比增速有回暖迹象，我们认为这可能也预示工业用气需求有望于2H23开始回暖。我们认为2H23各燃气公司零售气量增速或有望达到甚至超过10%。
图表：中国制造业工业增加值增速有所回暖
资料来源：国家统计局，中金公司研究部►顺价政策逐步实施/上游企业进一步上调天然气批发价格空间有限，毛差向上趋势有望延续。我们认为2H23行业毛差有望继续向上，2H23价差有望修复至0.53-0.55元/方，主要基于：
1） 各地政府正逐步调整居民用气价格，居民端毛差压力稳步减轻。2H21以来因上游气价上涨及居民用气传导滞后等原因，城燃公司毛差由约0.60元/方左右显著下滑至22年约0.45-0.50元/方。23年以来我们观察到多地发改委发布公告上调居民天然气价格，我们认为城燃企业居民端毛差压力或得到显著缓解，我们认为居民端价格调整或驱动城燃企业23年综合毛差同比改善0.03-0.05元/方。
图表：已实现居民天然气价格调整的部分地区（元/方）
资料来源：各地发改委，中金公司研究部2）上游企业进一步提升合同内天然气批发价格的空间实际可能有限。基于当前JKM现货价格，我们测算本年度中石油合同内非采暖季（23年4月-23年10月）气量价格同比略有上涨（5%以内），而对于沿海等挂钩JKM比例较高的省市，由于年内JKM价格维持弱势，价格上浮比例相对更低。向前看，我们预计若采暖季（23年11月-24年3月）JKM价格不出现大幅上行，则采暖季中石油供应城燃企业的天然气批发价格上浮比例也相对可控（同比或也在5%以内）。
展望24-26年，我们认为随着新增LNG产能的逐步释放，JKM价格可能逐步回到5-10美元/MMBtu的历史均值，为中石油的管道气价格定价带来更大的压力（若中石油定价高于JKM，燃气企业可以选择加大进口LNG比例以降低对中石油非居用气的需求）。换言之，我们认为上游企业或已不具备进一步上调天然气批发价格的能力，24-25年起城燃企业采购成本甚至可能开始逐步下行。
除采购成本上行幅度可控外，我们认为23年度中石油与下游签署的年度天然气购销合同更为关键的变化在于本年合同量比例达到了22年实际使用量的100%（vs 22年合同量为21年实际使用量的90%），合同量比例提升也有望减小供暖季期间城燃企业外采现货比例，减轻其成本压力。
图表：中石油价格测算
资料来源：思亚资讯，中金公司研究部►地产政策调整或驱动接驳悲观预期改善。据新华社报道，住房和城乡建设部部长倪虹在近日召开的企业座谈会上讲到，要继续巩固房地产市场企稳回升态势，大力支持刚性和改善性住房需求，进一步落实好降低购买首套住房首付比例和贷款利率、改善性住房换购税费减免、个人住房贷款“认房不用认贷”等政策措施；继续做好保交楼工作，加快项目建设交付，切实保障人民群众的合法权益。中金公司不动产与空间服务组认为这是对7月24 日政治局会议中提出的“适应我国房地产市场供求关系发生重大变化的新形势，适时调整优化房地产政策，因城施策用好政策工具箱，更好满足居民刚性和改善性住房需求”的响应和落实，对行业基本面指标走势或有所提振。我们认为地产政策的调整有望驱动过去市场对接驳业务的悲观预期有所改善。
中长期业绩增长中枢有望维持10-15%
即使考虑到接驳业务下滑，但受益于气量增长，毛差改善及新业务发展加速，我们判断未来2-3年各燃气公司核心业绩增速仍有望维持在10-15%。
外延并购+内生增长，未来2-3年内龙头燃气企业气量增长中枢有望维持在10%。受益于1）低成本供应（国产气/进口管道气/进口LNG长协）增多；2）工业/公服/气电需求回暖，我们预计23-25年中国天然气表观消费量复合增速有望维持在约5.5%。从历史情况来看，各燃气企业天然气销售量增速一般比全国天然气表观消费量增速高3-5 ppt，据此我们判断，受益于全国天然气表观消费量增长速度回到5.5%左右，各大型城市燃气企业气量增长增速有望修复至双位数区间。
图表：中国天然气供需平衡表
资料来源：国家统计局，世创能源，中金公司研究部民用毛差改善/资源池结构优化，毛差有望修复至0.55-0.60元/方。我们认为未来2-3年各燃气公司毛差有望继续修复，自22年约0.45-0.55元/方提升至25年约0.55-0.60元/方，主要基于：
1） 民用气毛差改善。我们判断受益于居民价格调整逐步到位，城燃企业居民业务价差有望自22年0.10-0.20元/方逐步修复至历史平均约0.40-0.50元/方水平，按城燃公司民用气占比25%测算，居民毛差提升0.3元/方有望提升综合价差0.075元/方。
2）资源池结构优化。我们认为受益于26-27年各城燃企业自主LNG长协的履约及现货价格回归常态，城燃企业资源池结构或得到进一步改善，驱动采购成本稳步下行。
增值和综合能源业务大发展，潜在资本运作有望进一步释放企业价值。依赖城市燃气项目积累的居民及工商业用户，城市燃气企业近年来加速to C端增值业务及to B端综合能源相关业务发展，目前各家企业综合能源/增值服务业务发展已经初建成效。向前看，随着综合能源及增值业务的发展成熟，我们认为综合能源/增值业务有望为城市燃气企业提供新的成长动能，未来2-3年两项业务毛利复合增速有望达到20-30%。
风险提示
成本传导进度不及预期。天然气零售业务仍是各大城燃企业主要的收入及业绩贡献来源，天然气购销价差（毛差）受上游资源销售价格影响较大，若城燃企业无法顺利传导上游资源成本上行带来的采购成本压力，可能导致城市燃气企业天然气零售业务业绩低于我们的预期。
房地产行业超预期下行。接驳业务仍是城燃公司重要业绩组成部分，若房地产行业下行超预期，可能导致城燃公司接驳业务出现下滑，对城燃企业业绩造成不利影响。
产能投放不及预期。目前仍有较多拟于2026年投产的LNG液化项目尚未完成FID（最终投资决定），若其产能投放推迟，可能导致25-26年LNG供需关系仍趋紧。
附录：湖北省天然气上下游价格联动机制主要内容[2]
►联动范围。各地终端销售价格与燃气企业采购价格（含运输费用）实行联动。采购价格不区分气源价格形式，原则上按照同一区域内燃气企业采购的全部气源加权平均价格确定，包括管道天然气、液化天然气（LNG）、压缩天然气（CNG）等。当燃气企业采购价格明显高于周边地区采购价格或当地主要气源平均价格时，可不予联动或降低联动标准。当合同外气源采购价格对本地区终端销售价格影响较大时，可按照用户自愿委托的原则，对合同外购气量实行代购代销价格政策，其购销价差不得高于本地区配气价格。
►联动周期。非居民用气终端销售价格原则上按季度或月度联动。此前联动周期为半年及以上的，应逐步过渡到按季度联动，有条件的地区可按月度联动。居民用气终端销售价格联动周期原则上不超过一年，用气淡旺季价差较大的可按半年或区分淡旺季联动。
►联动公式。
首次建立联动机制时，终端销售价格按以下公式确定：
终端销售价格= 加权平均采购价格+配气价格
联动机制建成后，调整终端销售价格按以下公式确定：终端销售价格= 上期终端销售价格+价格联动调整额度
其中：
价格联动调整额度=（本期加权平均采购价格-上期加权平均采购价格）/（1- 供销差率）±上期应调未调金额及偏差金额。供销差率原则上按照新建管网4.5%、运行3年（含）以上的管网3.5%确定。
►联动方式。终端销售价格根据采购价格变动相应调整，不设置联动启动条件。各地可结合实际确定终端销售价格与上期实际采购价格或当期预测采购价格进行联动。按实际采购价格联动时，应严格审核燃气企业购气合同和发票，根据企业实际发生的采购成本计算采购价格。同时缩短调价周期，促进价格反映灵活。按预测采购价格联动时，要根据燃气企业已签订合同明确的未来天然气采购量价情况和往年同期用气需求情况等，对采购价格进行合理预测。同时建立偏差校核机制，对预测采购价格与实际采购价格的差异部分，纳入后期联动统筹考虑。
►联动幅度限制。居民用气终端销售价格上调应坚持平稳从紧原则，设置幅度限制，避免过度增加居民用户负担。各地可考虑当地居民承受能力或参考往年调价情况，设定调价金额或幅度上限，原则上单次上调不超过每立方米0.5元，未调金额纳入下一联动周期统筹考虑。居民气价历史积累矛盾较大的，应明确调整目标，分周期逐步调整到位。当市场价格持续大幅上涨，可能对居民生活和经济平稳运行产生严重不利影响时，可暂时中止联动。
居民用气价格下调及非居民用气价格调整幅度不限。配气价格调整时，终端销售价格相应调整，不受联动机制限制；国家和省对天然气价格调整另有政策规定的，不受联动机制限制。
►联动程序。天然气上下游价格联动由各地按照价格管理权限实施。建立或调整居民天然气价格联动机制应严格履行听证程序，依据已经生效实施的联动机制制定具体价格水平时，可以不再开展定价听证。各地可综合考虑当地气源特点、用户结构和市场状况，合理优化实施联动的工作流程，报经当地人民政府同意后，可在规定调整金额或幅度内，由价格主管部门按机制直接调整销售价格。
►建立健全价格信息公开制度。燃气企业要按照当地价格主管部门要求，按时报送天然气采购量价情况，并在企业门户网站或营业场所定期公开购气来源、购气数量、采购价格等信息。对拒不公开或虚假公开的，可视情采取约谈、通报、减少价格上调或加大下调幅度等措施。各地制定和调整终端销售价格，应通过政府门户网站及时向社会公开。
►探索建立燃气企业激励约束机制。鼓励各地探索建立标杆采购价格等激励约束机制，推动燃气企业积极优化采购渠道、降低采购价格。当实际采购价格高于标杆采购价格时，高出部分不疏导；当实际采购价格低于标杆采购价格时，低于标杆采购价格部分由燃气企业与用户分享。
[1]https://www.gov.cn/xinwen/2017-06/22/content_5204625.htm
[2]https://fgw.hubei.gov.cn/fbjd/zc/gfwj/gf/202307/t20230713_4744690.shtml
注：本文摘自中金研究2023年8月21日已经发布的《城市燃气：回归公用事业本质，消费属性正在增强》，分析师：严蓓娜 S0080522110002；李唐懿 S0080523080003；裘孝锋 S0080521010004
