（报告出品方/作者：东吴证券，袁理、谷玥）
1. 价格改革动因
价格改革动因1：资源价值回归
长期维度美国民用气价显著跑赢CPI 0.26pct，中国2013年以来气价显著跑输CPI 0.22pct，期待“均值回归”。
2021-2022年海外气价上涨，传导至国内，国内气源成本上升。2021年四季度以来，国外气价在疫情带来的供需错配、俄乌冲突等影响下剧烈波动，欧洲的能源制裁举措带来气价高涨局面，欧洲成为全 球天然气贸易价格的“引擎”。 2023年，随欧洲主动削减消费量、储气接近尾声、加大其他地区的进口，欧洲天然气价受俄乌冲突的影响基本消化，气价回落。
2021-2022年海外气价上涨，传导至国内，国内气源成本上升；2023国内气源价格提升，上游盈利理顺。中石油天然气平均成本可以代表国内整体天然气成本水平，2020-2022年成本持续上行。 2018-2023年，中石油的产量和消费量均占到国内整体天然气产量和消费量的50-60%，中石油天然气经营情况一定程度上代表了中国天然气市场状态。 2020-2022年中石油天然气售价持续提升，平均销售价格由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涨，导致平均经营 利润缩窄，平均经营利润由2020年的0.29元/方降低83%至2022年的0.05元/方。 中石油2023年新签合同气价上涨，呈现压量+涨价趋势，2023年中石油单方经营利润修复。 2023年初以来，各地天然气价格普遍下行，进口价格回落，气源端成本压力缓解。中石油售气价格通过合同方案自2023年4月起开始提升，2023售气 平均价格与2022年全年相比增加0.06元/方；2023售气平均经营利润0.16元/方，同比+0.11元/方，盈利能力修复。 2024年1~4月气油比（JKM与布伦特的单位热值价格比）均值0.67，较21-23均值1.29回落48%，气价回落有望催生需求长期增长。
价格改革动因2：存在交叉补贴问题
美国实现民用价更高，国内交叉补贴待解决。美国作为全球最大的天然气消费国和生产国，天然气自给率高，市场机制建设最为完善，从价格承受能力以及气量占比来看，居民用气较少，理应 售价更高。美国的气价顺序为民用>商业>工业；按规模效应，美国居民气价为工业气价的2.8倍。 大陆民用价偏低，交叉补贴问题待解决。居民用气占到大陆整体消费量的20%以下，但用气价格却显著低于用气占比71%的工业用气。出于民生保 障考虑，当前民用气价偏低，交叉补贴问题待解决，本次民用气顺价政策对于交叉补贴的消除有推动作用。
2. 价格改革影响
稳定盈利机制保障投资回报确定性，促1.8倍气量空间释放
采购成本：中石油2024年管道气定价平稳，考虑市场价下行，城燃公司有望受益成本下降。
居民气量与非居民并轨，管制气比例下降，非管制气比例上升。本次合同有四点重要变化： 1）居民与非居民气量并轨。本次定价方案取消了居民用天然气的单独定价，管制气价格统一上浮18.5%，在2023年定价方案中，管制气居民/非 居民用气上浮15%/20%。 2）管制气比例下降，非管制气比例上升。淡季管制气占比合同总量由70%降至65%。非管制气占比合同总量由27%升至32%。 3）内陆非管制气降价。本次非管制气区分了内陆和沿海，内陆非管制气价格在门站基础上上浮70%，较上一年度降低了10%。 4）3%原与JKM挂钩现与上海石油天然气交易中心发布的月度进口现货LNG到岸均价联动。中石油对国内天然气价格指数的关注度增加。
不考虑3%的市场化挂钩比例，2024年城燃采购成本与2023年相当；考虑与市场价挂钩的3%，预计2024年市场价下行，城燃公司有望受益成本下行。1）不考虑3%的市场化挂钩比例，淡季涨价、旺季降价、内陆降价、沿海涨价，2024年城燃整体采购成本与2023年相当，均为2.42元/方。按照居民用 气占比20%（参考五大龙头城燃居民用气占比）、加权平均门站价格1.746元/方（计算各省门站价平均值，使用2021年各省用气量进行加权）、淡季用 气占比56%（2022.4-2022.10用气量占2022.4-2023.3用气量比例）、沿海省份用气占比51%（各省2021年的用气量中沿海11个省份的用气量占比）进 行测算，2024年淡季由2023年的2.35元/方涨价0.03元/方至2.38元/方，旺季由2023年的2.51元/方降价0.04元/方至2.47元/方，内陆由2023年的2.42元 /方降价0.03元/方至2.39元/方，沿海由2023年的2.42元/方涨价0.03元/方至2.45元/方。 2）考虑与市场价挂钩的3%，在2024年市场价下行的现状下，城燃公司有望受益成本下行。2024/3/15，美国HH/欧洲TTF/东亚JKM/中国LNG出厂/中 国LNG到岸价年同比-30.4%/-33.0%/-37.1%/-18.8%/-34.0%至0.4/2.2/2.2/2.9/2.2元/方。
销售价格：顺价逐步落地价差修复。顺价政策逐步落地，2022~2024年4月，全国共有138个（占比48%）地级及以上城市进 行了居民用气的顺价，提价幅度为0.21元/方。大陆始终在推动天然气市场的改革，2007- 2016年处于探索阶段；2017年起非居民用气的上下游联动机制加速落地，居民用气的价 格联动较为克制；2023年起，大陆加大力度推动居民端上下游联动机制的落地，联动机制 更加完善。我们梳理了全国地级以上城市的气价政策，2022~2024年4月，全国共有138 个（占比48%）地级及以上城市进行了居民用气的顺价，提价幅度为0.21元/方。
联动机制的改进主要体现在联动范围扩大、联动周期缩短、联动公式挂钩价格由门站价改为综合采购价、联动程序简化等方面。2023年6月，湖北省发布了完整的天然气 价格联动政策文件《发改委关于建立健全天然气上下游价格联动机制的通知》，我们以湖北省为例，通过对比新旧政策发现新政策主要调整了以下四点： 联动范围：2023年新机制将居民用气新增纳入联动范围。 联动周期：非居民用气按照季度/月度联动（旧政策一年调三次，分别在旺季、淡季和平季）；非居民用气联动周期原则上不超过一年。 联动公式：联动挂钩价格从门站价变为采购价，仍然允许追溯调整。 联动程序：简化听证程序，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，价格主管部门可直接调整销售价格。
龙头城燃普遍未达政策规定的7%收益率，配气费存在提升空间，估算合理值在0.6元/方以上，价差存20%提升空间。2017年国家发展改革委印发《关于加强配气价格监管的指导意见》的通知，核定城镇燃气配气价 格时，按照全投资税后内部收益率不超过 7%来计算。从五大龙头的ROA数据来看，仅新奥能源 和中国燃气达到过该标准，且2022年行业价差走弱，ROA普遍回落至7%以下。因此我们判断在 收益率标准的指导下，各城燃公司的价差将有所提升，对应ROA进一步提升。 我们参考某上市公司城燃项目收购方案进行估算，认为城燃项目的合理配气费超过0.6元/方，且 随着采购价格的增加而增加。
能源结构改善天然气需求稳增。12月，国务院印发《空气质量持续改善行动计划》，强调保障天然气生产供应，行业持续发展。2016年12月，国家发改委、能源局发布的《能源生产和消费革命战略（2016— 2030）》中提到，2030 年天然气占能源消费总量达到15%左右。2023年12月，国务院印发《空气质量持续改善行动计划》提到持续增加天然气生产供应，新增天然气优先保障 居民生活和清洁取暖需求，积极稳妥推进以气代煤；进一步强调天然气在能源结构中的地位，政策利好下天然气具有良好的发展前景。根据《碳达峰碳中和愿景下中国能源需求 预测与转型发展趋势》的预测，大陆一次能源消费量2030年前后达峰，峰值约为60.1×108t标准煤；碳排放量2025年前后达峰，峰值约为107×108t；2030年天然气能源结构占 比为15.0%。按照1亿吨标准煤对应799亿方天然气进行换算，2030年天然气消费量为7203亿方，2023-2030年天然气消费量复合增速为9.0%，行业持续增长。 《计划》强调理顺价格机制，保障行业有序发展。《计划》提到，减少城镇燃气输配气层级，合理制定并严格监管输配气价格，建立健全终端销售价格与采购价格联动机制，落 实好清洁取暖气价政策。
驱动现金流价值重估，估值存提升空间
现金流持续良好且2023改善，分红存在提升空间。现金流表现良好，自由现金流持续为正。2023，燃气板块经营活动净现金流819亿元，同比增 加14.0%；净现比1.60，同比-0.01；现金表现良好；资本开支576亿元，同比提升9.8%。 2016-2023板块自由现金流持续为正。 分红存在提升空间。2021-2023年燃气板块自由现金流占归母净利润55.8%；2021-2023年板 块分红率42.7%，在稳健发展的基础上分红率尚有13.1pct的提升空间。未来顺价推进利润提升 、资本开支下降（仅进行管道维护性支出），分红能力将进一步提升。
对标水电龙头长江电力，燃气龙头PB-ROE比值偏低，估值存在提升空间。长江电力和燃气龙头的现金流普遍较好，2021-2022年由于价差受到挤压，燃气龙头现金流出现下滑；随顺价进行、成本回落，现金流有望好转。将五大龙头城燃公司的ROIC、ROE和长江电力作对比，华润燃气、中国燃气、新奥能源的ROIC&ROE一般在长江电力之上；昆仑能源、港华智慧能 源略低于长江电力。
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精选报告来源：【未来智库】。未来智库 - 官方网站