（報告出品方/作者：東吳證券，袁理、谷玥）
1. 價格改革動因
價格改革動因1：資源價值回歸
長期次元美國民用氣價顯著跑赢CPI 0.26pct，中國2013年以來氣價顯著跑輸CPI 0.22pct，期待“均值回歸”。
2021-2022年海外氣價上漲，傳導至國内，國内氣源成本上升。2021年四季度以來，國外氣價在疫情帶來的供需錯配、俄烏沖突等影響下劇烈波動，歐洲的能源制裁舉措帶來氣價高漲局面，歐洲成為全 球天然氣貿易價格的“引擎”。 2023年，随歐洲主動削減消費量、儲氣接近尾聲、加大其他地區的進口，歐洲天然氣價受俄烏沖突的影響基本消化，氣價回落。
2021-2022年海外氣價上漲，傳導至國内，國内氣源成本上升；2023國内氣源價格提升，上遊盈利理順。中石油天然氣平均成本可以代表國内整體天然氣成本水準，2020-2022年成本持續上行。 2018-2023年，中石油的産量和消費量均占到國内整體天然氣産量和消費量的50-60%，中石油天然氣經營情況一定程度上代表了中國天然氣市場狀态。 2020-2022年中石油天然氣售價持續提升，平均銷售價格由2020年的1.49元/方提升至2022年的1.99元/方，而成本以更大的幅度上漲，導緻平均經營 利潤縮窄，平均經營利潤由2020年的0.29元/方降低83%至2022年的0.05元/方。 中石油2023年新簽合同氣價上漲，呈現壓量+漲價趨勢，2023年中石油單方經營利潤修複。 2023年初以來，各地天然氣價格普遍下行，進口價格回落，氣源端成本壓力緩解。中石油售氣價格通過合同方案自2023年4月起開始提升，2023售氣 平均價格與2022年全年相比增加0.06元/方；2023售氣平均經營利潤0.16元/方，同比+0.11元/方，盈利能力修複。 2024年1~4月氣油比（JKM與布倫特的機關熱值價格比）均值0.67，較21-23均值1.29回落48%，氣價回落有望催生需求長期增長。
價格改革動因2：存在交叉補貼問題
美國實作民用價更高，國内交叉補貼待解決。美國作為全球最大的天然氣消費國和生産國，天然氣自給率高，市場機制建設最為完善，從價格承受能力以及氣量占比來看，居民用氣較少，理應 售價更高。美國的氣價順序為民用>商業>工業；按規模效應，美國居民氣價為工業氣價的2.8倍。 大陸民用價偏低，交叉補貼問題待解決。居民用氣占到大陸整體消費量的20%以下，但用氣價格卻顯著低于用氣占比71%的工業用氣。出于民生保 障考慮，目前民用氣價偏低，交叉補貼問題待解決，本次民用氣順價政策對于交叉補貼的消除有推動作用。
2. 價格改革影響
穩定盈利機制保障投資回報确定性，促1.8倍氣量空間釋放
采購成本：中石油2024年管道氣定價平穩，考慮市場價下行，城燃公司有望受益成本下降。
居民氣量與非居民并軌，管制氣比例下降，非管制氣比例上升。本次合同有四點重要變化： 1）居民與非居民氣量并軌。本次定價方案取消了居民用天然氣的單獨定價，管制氣價格統一上浮18.5%，在2023年定價方案中，管制氣居民/非 居民用氣上浮15%/20%。 2）管制氣比例下降，非管制氣比例上升。淡季管制氣占比合同總量由70%降至65%。非管制氣占比合同總量由27%升至32%。 3）内陸非管制氣降價。本次非管制氣區分了内陸和沿海，内陸非管制氣價格在門站基礎上上浮70%，較上一年度降低了10%。 4）3%原與JKM挂鈎現與上海石油天然氣交易中心釋出的月度進口現貨LNG到岸均價關聯。中石油對國内天然氣價格指數的關注度增加。
不考慮3%的市場化挂鈎比例，2024年城燃采購成本與2023年相當；考慮與市場價挂鈎的3%，預計2024年市場價下行，城燃公司有望受益成本下行。1）不考慮3%的市場化挂鈎比例，淡季漲價、旺季降價、内陸降價、沿海漲價，2024年城燃整體采購成本與2023年相當，均為2.42元/方。按照居民用 氣占比20%（參考五大龍頭城燃居民用氣占比）、權重平均門站價格1.746元/方（計算各省門站價平均值，使用2021年各省用氣量進行權重）、淡季用 氣占比56%（2022.4-2022.10用氣量占2022.4-2023.3用氣量比例）、沿海省份用氣占比51%（各省2021年的用氣量中沿海11個省份的用氣量占比）進 行測算，2024年淡季由2023年的2.35元/方漲價0.03元/方至2.38元/方，旺季由2023年的2.51元/方降價0.04元/方至2.47元/方，内陸由2023年的2.42元 /方降價0.03元/方至2.39元/方，沿海由2023年的2.42元/方漲價0.03元/方至2.45元/方。 2）考慮與市場價挂鈎的3%，在2024年市場價下行的現狀下，城燃公司有望受益成本下行。2024/3/15，美國HH/歐洲TTF/東亞JKM/中國LNG出廠/中 國LNG到岸價年同比-30.4%/-33.0%/-37.1%/-18.8%/-34.0%至0.4/2.2/2.2/2.9/2.2元/方。
銷售價格：順價逐漸落地價差修複。順價政策逐漸落地，2022~2024年4月，全國共有138個（占比48%）地級及以上城市進 行了居民用氣的順價，提價幅度為0.21元/方。大陸始終在推動天然氣市場的改革，2007- 2016年處于探索階段；2017年起非居民用氣的上下遊關聯機制加速落地，居民用氣的價 格關聯較為克制；2023年起，大陸加大力度推動居民端上下遊關聯機制的落地，關聯機制 更加完善。我們梳理了全國地級以上城市的氣價政策，2022~2024年4月，全國共有138 個（占比48%）地級及以上城市進行了居民用氣的順價，提價幅度為0.21元/方。
關聯機制的改進主要展現在關聯範圍擴大、關聯周期縮短、關聯公式挂鈎價格由門站價改為綜合采購價、關聯程式簡化等方面。2023年6月，湖北省釋出了完整的天然氣 價格關聯政策檔案《發改委關于建立健全天然氣上下遊價格關聯機制的通知》，我們以湖北省為例，通過對比新舊政策發現新政策主要調整了以下四點： 關聯範圍：2023年新機制将居民用氣新增納入關聯範圍。 關聯周期：非居民用氣按照季度/月度關聯（舊政策一年調三次，分别在旺季、淡季和平季）；非居民用氣關聯周期原則上不超過一年。 關聯公式：關聯挂鈎價格從門站價變為采購價，仍然允許追溯調整。 關聯程式：簡化聽證程式，依據已經生效實施的關聯機制制定具體價格水準時，可以不再開展定價聽證，價格主管部門可直接調整銷售價格。
龍頭城燃普遍未達政策規定的7%收益率，配氣費存在提升空間，估算合理值在0.6元/方以上，價差存20%提升空間。2017年國家發展改革委印發《關于加強配氣價格監管的指導意見》的通知，核定城鎮瓦斯配氣價 格時，按照全投資稅後内部收益率不超過 7%來計算。從五大龍頭的ROA資料來看，僅新奧能源 和中國瓦斯達到過該标準，且2022年行業價差走弱，ROA普遍回落至7%以下。是以我們判斷在 收益率标準的指導下，各城燃公司的價差将有所提升，對應ROA進一步提升。 我們參考某上市公司城燃項目收購方案進行估算，認為城燃項目的合理配氣費超過0.6元/方，且 随着采購價格的增加而增加。
能源結構改善天然氣需求穩增。12月，國務院印發《空氣品質持續改善行動計劃》，強調保障天然氣生産供應，行業持續發展。2016年12月，國家發改委、能源局釋出的《能源生産和消費革命戰略（2016— 2030）》中提到，2030 年天然氣占能源消費總量達到15%左右。2023年12月，國務院印發《空氣品質持續改善行動計劃》提到持續增加天然氣生産供應，新增天然氣優先保障 居民生活和清潔取暖需求，積極穩妥推進以氣代煤；進一步強調天然氣在能源結構中的地位，政策利好下天然氣具有良好的發展前景。根據《碳達峰碳中和願景下中國能源需求 預測與轉型發展趨勢》的預測，大陸一次能源消費量2030年前後達峰，峰值約為60.1×108t标準煤；碳排放量2025年前後達峰，峰值約為107×108t；2030年天然氣能源結構占 比為15.0%。按照1億噸标準煤對應799億方天然氣進行換算，2030年天然氣消費量為7203億方，2023-2030年天然氣消費量複合增速為9.0%，行業持續增長。 《計劃》強調理順價格機制，保障行業有序發展。《計劃》提到，減少城鎮瓦斯輸配氣層級，合理制定并嚴格監管輸配氣價格，建立健全終端銷售價格與采購價格關聯機制，落 實好清潔取暖氣價政策。
驅動現金流價值重估，估值存提升空間
現金流持續良好且2023改善，分紅存在提升空間。現金流表現良好，自由現金流持續為正。2023，瓦斯闆塊經營活動淨現金流819億元，同比增 加14.0%；淨現比1.60，同比-0.01；現金表現良好；資本開支576億元，同比提升9.8%。 2016-2023闆塊自由現金流持續為正。 分紅存在提升空間。2021-2023年瓦斯闆塊自由現金流占歸母淨利潤55.8%；2021-2023年闆 塊分紅率42.7%，在穩健發展的基礎上分紅率尚有13.1pct的提升空間。未來順價推進利潤提升 、資本開支下降（僅進行管道維護性支出），分紅能力将進一步提升。
對标水電龍頭長江電力，瓦斯龍頭PB-ROE比值偏低，估值存在提升空間。長江電力和瓦斯龍頭的現金流普遍較好，2021-2022年由于價差受到擠壓，瓦斯龍頭現金流出現下滑；随順價進行、成本回落，現金流有望好轉。将五大龍頭城燃公司的ROIC、ROE和長江電力作對比，華潤瓦斯、中國瓦斯、新奧能源的ROIC&ROE一般在長江電力之上；昆侖能源、港華智慧能 源略低于長江電力。
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精選報告來源：【未來智庫】。未來智庫 - 官方網站