1.1深耕能源领域，天然气业务上中下游协调发展

(资料图片仅供参考)

新奥股份是贯通天然气上中下游的一体化智能生态运营企业。公司前身为河北威远实 业股份有限公司，于 1994 年在上交所上市。2004 年，新奥集团入主，开辟业务多元化发 展道路。公司先后通过并购新增二甲醚、煤炭及甲醇等能源化工业务，并在 2014 年起逐渐 拓展在 LNG 和能源工程业务的布局。2020 年，公司进行战略调整，剥离生物制药业务， 同时完成重大资产重组，收购新奥能源获得天然气上下游资源，对天然气主业聚焦发展。 2022 年，公司完成对新奥舟山的并购，置入 LNG 接收站资源，完成天然气全产业链上中 下游一体化布局。2022 年，公司销气量达 362 亿立方米，约占全国市场份额的 10%。

聚焦天然气，产业链整体协同发展。上游方面，公司同三桶油持续发展战略合作关系， 并在新疆、内蒙、山西等地获得非常规气源。目前公司海外长协资源为 944 万吨/年，其中 与切尼尔能源签订的 FOB 长协已经于 2022 年 7 月开始执行。通过夯实存量资源并积极取 得增量资源，公司不断发挥天然气的成本优势与规模优势。中游方面，依托国家管网基础 设施与自有管道资源，具备陆上管输网络跨省交付能力。2022 年，公司将 LNG 舟山接收 站注入上市公司，并获取包括文 23 储气库等资源，不断拓宽公司天然气仓储转运能力。下 游方面，公司完成对新奥能源的收购之后，业务覆盖天然气零售、天然气批发、安装业务 等下游业务，战略转型为天然气智能生态运营商。

公司实际控制人为王玉锁。公司背靠新奥集团，实际控制人为公司及集团董事长王玉 锁。在增发股份完成对新奥舟山的并购后，公司股本总数由 28.46 亿股增加至 30.98 亿股。 资产重组后新奥科技成为公司第三大股东，上市公司控股股东仍为新奥国际，持股比例为 44.24%。王玉锁及其一致行动人通过新奥国际、新奥控股、新奥科技等公司合计控制上市 公司 72.34%股份。

1.2资产重组注入优质天然气资产，公司业绩快速增长

注入新奥能源和新奥舟山，完成天然气全产业链拼图。2019 年前公司主要业务包括能 源生产、工程施工与安装与生物制药。2020 年，公司战略聚焦天然气主业，置出农兽药业务并注入优质天然气资产，带领公司实现营收与利润爆发式增长。在 2020 年公司完成并购 新奥能源后，公司获得天然气批发、天然气零售业务以及综合能源销售服务，天然气在主 营业务收入占比由 2019 年的 2.52%激增至 2020 年的 74.30%，同时毛利占比由 1.95%激 增至 52.29%。自此，天然气成为公司的支柱产业与最重要的盈利来源。2022 年，舟山接 收站资产也注入上市公司体系，补全了中游 LNG 储存转运能力，进一步完善公司天然气全 产业链一体化的布局。

天然气主业带动公司整体业绩大幅增长。受天然气销售量价齐升、煤炭价格提升和综 合能源业务发展迅速等因素推动，公司近两年财务表现较为亮眼，营业收入和归母净利润 不断攀高。2022 年公司主营业务收入达 1530.02 亿元，同比增长 32.74%，实现归母净利 润 58.44 亿元，同比增长 26.17%。扣除衍生品公允价值变动及汇兑损益等项目影响后，公 司全年实现归母核心利润 60.67 亿元，同比增长 69.85%。2023 年一季度，受益于直销气 业务维持高盈利以及城燃销气量稳健增长，公司实现营业收入 343.51 亿元，同比下降 2.95%，实现归母净利润 14.56 亿元，同比增长 70.04%。

零售业务为天然气核心，直销业务发展迅速。2022 年，天然气零售业务占公司天然气 业务的 58%，为天然气业务的主体。天然气批发和天然气直销业务分别占公司天然气业务 的 28%和 14%。近年来公司积极发展国内液厂及国外 LNG 长协资源，带动天然气直销业 务高速发展。2022 年 7 月，公司与切尼尔签订的 FOB 长协正式执行。公司灵活匹配国际、 国内资源，充分利用 LNG 运力及长协资源，带动直销气营收及利润大幅上涨。2022 年下 半年，公司直销气营收达131.58 亿元，环比2022 年上半年增长317%。直销气毛利达26.16 亿元，环比 2022 年上半年增长 433%。随着公司 LNG 长协未来持续落地，接收站周转能 力逐渐扩张，天然气直销业务有望保持高速发展。

公司经营与盈利效率提升，资产负债率稳中有降。2017 年以来，随着公司优质天然气 的注入和自身经营效率的稳步提升，公司 ROE 及 ROA 近年来稳步提升，2022 年达 33.2% 及 8.1%。负债方面，由于公司近年来积极扩张天然气产业链，债券以及融资租赁规模较大， 公司资产负债率整体处于较高水平。但自 2020 年起，公司资产负债率逐渐下滑，2022 年 为 62.19%。包括穆迪在内的国内外评级机构对公司的信用评级稳定提升。截至公司在手现 金突破 80 亿元，未动用信贷融资额度达 151 亿元。公司财务整体稳健，融资能力较强， 偿债风险可控。

2.1需求拉动，全球LNG贸易升温

俄乌战争前地缘及经济因素决定天然气区域市场特征。东北亚与欧洲地区天然气消费 水平较高，但受资源禀赋限制，自产气不足，为全球最重要的两大天然气进口市场。其中 亚洲市场由于与供给国物理距离较远，天然气进口以 LNG 形式为主，辅以中亚、俄罗斯管 道气。2021 年亚洲 87%的天然气以 LNG 形式供给，主要进口来源包括澳大利亚，卡塔尔， 印尼及美国等国。而欧洲受益于距离供给国较近、管道铺设及管输成本低等优势，2021 年 欧洲 77%的天然气以管道气形式供给，主要供给国包括挪威、俄罗斯及北非国家，LNG 在 冬季消费旺季时进口，作为资源补充。

俄乌战争后欧洲对 LNG 的需求由柔性转为刚性。政策层面，欧洲主动削减对俄天然气 依赖程度。2022 年 5 月，欧盟启动 REPowerEU 计划，计划增加可再生能源投资并至 2027 年彻底摆脱对俄气的依赖。现实层面，俄罗斯管道大范围停运，尤其是在 2022 年上半年供 给基本保持稳定的北溪管网遭遇损毁目前无限期停运，而其他主要干线也仅以极低运力运 行，俄管道气恢复前景不容乐观。为了弥补俄管道气缺口，欧洲在 2022 年全年保持 LNG 高位进口。自 2022 年 9 月起，LNG（包括欧盟国家及英国）已超越挪威管道气，成为欧 洲天然气最大的供给来源。

LNG 贸易强化各区域市场价格联动性。不同于传统管道气传输路线供需双方相对固定， LNG 交易具有更为显著地跨区域特性。受益于买方和卖方具有更多的选择权，LNG 交易更 为灵活，且供给渠道更加广阔。在全球对 LNG 需求激增的背景下，各区域市场对 LNG 资 源竞争性加强。由于市场参与者可以进行跨区比价及竞价，以往主要受单一区域供需影响 的、独立性较强的定价模式在全球天然气市场逐步融合的情况下受到挑战，各区域市场的 价格联动性大幅增强。2022 年，欧洲 LNG 需求激增带动天然气价格屡创新高，荷兰 TTF 近月期货价格一度超过$75/mBtu。尽管同时期东北亚供需格局相对宽松，但高昂的欧洲气 价仍带动东北亚 LNG 价格大幅上涨。

2023 年欧洲与中国 LNG 需求均有望进一步提升。欧洲方面，2022 年上半年北溪一 号的供给大部分时间保持稳定，但下半年受北溪管网损毁及其他干线管网低运力运行影响， 俄管道气供给下滑显著。2022 年欧洲约向俄进口 600 亿 m³管道气，其中 70%集中于上半 年。考虑到欧洲对LNG 的依赖长期将持续加强，2023 年上半年LNG 进口量有望大幅提升。 中国方面，2022 年海外 LNG 价格高企叠加终端需求被压制，导致 LNG 全年进口量下滑19.5%。2023 年一季度全球气价回落，叠加考虑全国经济复苏带动工商业用气量恢复，在 价格和终端需求的双重刺激下，我国对 LNG 进口需求有望回暖。

“欧洲溢价”成为新常态，跨区转售机遇或将长期存在。LNG 对欧洲目前承担保障能 源安全重任，成本不再是全部的考量因素。尽管目前欧洲与亚洲市场均对 LNG 有大量需求， 但两个地区的天然气采购方式存在一定区别：亚洲国家以稳定，波动较小的 LNG 长协为主， 而欧洲激增的市场需求主要靠 LNG 现货满足。相较于价格敏感的亚洲市场，欧洲对气价忍 耐度更高，因此在全球天然气市场中发挥定价主导作用，其支付的超额溢价也吸引 LNG 现 货资源转向欧洲，自俄乌冲突爆发以来欧洲气价长期高于亚洲。受欧洲较激进的环保政策 影响，欧洲企业对签署 LNG 长协态度更为谨慎。如欧洲长期以现货为主要采购手段，手握 低价 LNG 长协且具备远洋运力的企业 LNG 跨区转售机遇长期可持续。

2.2上游：多元资源公司占据气源优势

公司气源结构以国内为主，国际为辅，多种气源形式并存。2022 年，国内管道气、LNG 及其他非常规资源合计达 82%，其中国内气态资源达 66%，同比上升 7 个百分点。国内气源：公司夯实三桶油基本盘，通过非常规天然气灵活补充资源。三桶油方面， 子公司新奥能源通过签订照付不议、照供不误的长期供气协议锁定气源资源，三桶油合同 资源量基本量维持稳定。非常规气方面，公司拥有两座产能合计达 145 万方/年的 LNG 液 化工厂，分别是位于煤层气主产区的沁水 LNG 液化厂，及位于页岩气主产区的重庆龙冉 LNG 液化厂。公司还积极获取三方液厂资源，截至 2022 年公司国内 LNG 资源量可达 85万吨/年。同时，公司通过大规模聚合新疆庆华、大唐能源及煤层气、页岩气等非常规资源， 可实现 300 万方/天的供气量。

国际气源：持续推进 LNG 长协，未来将更加主动灵活。公司在收购整合新奥能源获得 部分 LNG 长协资源后，公司仍积极推进海气资源的获取能力。截至 2023 年 6 月，公司共 签署 9 个长约资源，合计 944 万吨/年的进口长约。尤其是 2022 年后开始供应的长协中， 以离岸价格（Free on board，以下简称 FOB）交付方式为主，即货物在装船港完成装载 作业后，货物即可任凭买方调动，因此公司将更为主动地将资源灵活匹配到国内外市场， 选择最有利的交易对手。长期来看，公司可持续优化运营空间，提高经营效率。从公司 LNG 协议的挂钩指数来看，大部分均与国际主要天然气价格指数挂钩，在海气价格高企时具有 降低采购成本和降低交易波动风险的作用，保证了公司盈利稳定性。

2.3输储能力持续提升，业绩增长潜力十足

2.3.1新奥舟山收购落地，实现全产业链贯通

LNG 已成为我国天然气进口主流，LNG 接收站资源价值凸显。我国天然气进口包括管 道气和 LNG 两种方式，其中 LNG 具有离主消费地近，贸易形式和条件灵活等优势，近年 来成为我国天然气进口主流形式。2017 年-2021 年，LNG 在我国天然气进口占比稳定在 60%以上。尽管 2022 年海外气价高企叠加疫情抑制国内需求导致 LNG 进口占比同比下降 9 个百分点至 58%，但 2023 年第一季度进口量已经同比转增。长期来看，随着全球 LNG 产能逐渐释放，叠加后疫情时代工商业需求恢复，我国 LNG 进口有望稳步增长。截至 2022 年底，我国在营 LNG 接收站 24 座，合计接收能力超 10000 吨/年。LNG 贸易量预期在未 来保持高位，接收站在产业链中的重要价值将不断提升。

舟山接收站正式注入，强化天然气全产业链布局。舟山 LNG 接收站是首个国家能源局 核准的由民营企业投资、建设和管理的大型 LNG 接收站。接收站目前一二期已建设完毕， LNG 年周转能力达 750 万吨/年，2025 年三期建成后处理能力预计可超过 1000 万吨/年。 2022 年，舟山接收站资产顺利并入上市公司体内，为后续长协落地和继续签订提供保障。 接收站可联系产业链上下游， 利于企业调峰保供、灵活配置资源，在落实企业社会责任的 同时，实现资源周转，稳固市场地位。

舟山 LNG 接收站市场化前景良好。2020 年 10 月，隶属国家管网的接收站率先实现 定期向社会开放剩余管输和储存能力。LNG 接收站逐步实现市场化有助于我国上游气源资 源多元化发展，有利于提升接收站利用率，并降低下游用户用能成本。2022 年 5 月，国家 发改委印发《关于完善进口液化天然气接收站气化服务定价机制的指导意见》，明确了气 化服务价格定义及内涵，将气化服务价格由政府定价转为政府指导价，实行上限价格管理， 利好第三方以较为公允合理的价格使用 LNG 接收站。目前，我国仅有受国家管网集团掌控 的 7 座接收站完全对第三方开放，以新奥舟山 LNG 接收站为代表的民营主体未来还有很大 的对第三方开放空间。

舟山接收站利用率提升空间较大，对外用户的盈利能力增强。2022 年全国接收站平均 利用率下滑至 62%，而舟山接收站 2022 年全年处理量 153.26 万吨，利用率低于全国平 均。长期来看，舟山 LNG 接收站地理位置优越，与浙江省天然气管网联通，随着工商业对 LNG 需求恢复，LNG 接收站增长空间广阔。考虑到目前舟山接收站的主要客户为上市公司 及其关联方，关联交易占比较高，向第三方开放剩余容量将是提升 LNG 接收站业绩的关键。随着舟山接收站市场化程度提升，公司有望发挥向第三方销售服务价格更高优势，叠加包 括储罐等设施的新产品，长期提振公司基础设施运营业务业绩。

2.3.2国家管网自有+自有资源，筑牢管道气输配优势

公司通过自有管线与申请国家管网管道资源，强化天然气输配能力。截至 2022 年末， 公司拥有天然气中高压管道超过 7 万公里，低压管道超过 11 万公里，管线遍布全国。此外， 公司充分利用国家管网公司剩余管道运力，2022 年推动国网 21 个项目开口，获批西一线、 冀宁线入皖、入苏等核心管段，开始布局川气东送反输路径，进一步织密交付网络，成为 少见的具备陆上规模性管输网络的托运商。2023 年一季度，公司共使用国家管网公司 4.25 亿 m³运力，与自有燃气管线共同构建全国天然气托运网络。

公司多措并举，稳步提升储气能力。截至 2022 年末，公司自有储气能力约 5 亿 m³， 同时获取国网文 23 储气库、广州储气通、中石油虚拟储气库等储气能力约 1.5 亿 m³， 合并储气能力 6.5 亿 m³，占公司 2022 年售气量的 1.8%。储气库保证了公司应对客户需 求变化的反应能力，有效实现淡旺季调峰、落实企业保供责任，为公司打造具有竞争力的 天然气资源池。

2.4下游：齐头并进，海内外市场确保迎盈利机遇可持续

公司天然气销售业务可分为直销、零售及批发。2022 年天然气总销售气量达 362.04 亿 m³，约占中国天然气表观消费量 10%。其中直销气量 35.07 亿 m³，零售气量 259.41 亿 m³，批发气量 67.56 亿 m³。在 2022 年国际气价高企的背景下，公司抓住国际转售机 遇，直销气量在仅占总销气量 10%的情况下，毛利在天然气整体销售业务占比达 24%，直 销业务毛利率高达 19%。

数智化支撑实纸结合、资源互动的销售模式。公司依托天然气产业智能生态平台，实 现国际国内供需互动，根据下游销售计划，优化上游气源调配方案，并通过实纸结合方式 平抑盈利波动。实纸结合是公司对已计划采购天然气进行套期保值：当价格低于实货盈亏 平衡价格时，公司依托大宗商品能源贸易风险管理系统(ETMO)等数智化产品，逐日盯市， 灵活调整实纸货布局。当价格高于实货盈亏平衡价格时，公司选择国际贸易，保障实货端 盈亏平衡的同时，扩大纸货盈利。长远发展中，公司致力升级为“家庭品质生活和企业安 能碳管理的数智城市服务商”，依托产业互联网平台，融合城市其他智能基础设施，打造 “智家业务”和“智企业务”，协助地方政府创建数智城市。

2.4.1零售端：销气量稳步增长顺价机制完善毛差有望修复

工商业用气为主体，天然气零售量稳定增长。截至 2022 年底，公司共拥有 254 个城 燃项目，共有 2792 万个居民用户及 22.45 万个工商用户，大部分位于东南沿海经济发达 地区。近年来公司零售气量稳定增长，2018-2022 年 CAGR 达 10.55%。尤其是在 2022 年全国天然气表观消费量同比下降 1.7%的背景下，公司积极克服疫情等不利因素影响，天 然气零售气量同比逆势增长 2.66％，达 259.41 亿 m³。工商业用气为公司零售气量的主体 部分，2022 年销气量为 203.75 亿 m³，占天然气零售气量的 78.5％。居民用户零售气量 51.51 亿 m³，占比 19.9%。随着全国经济逐渐复苏，我们预计高占比的工商业销气增速有 望进一步恢复，带动公司零售气量稳步增长。

居民端顺价不畅导致短期毛差下跌。2020 年前公司零售气毛差稳定在 0.6 元/m³左右， 但受国际气价大幅上涨，国内居民端顺价不力等因素影响，2021 年起公司零售气毛差出现 下滑，并在 2022 年公司进一步下滑至 0.48 元/方。在居民用气价格受政府管制的情况下， 公司综合采购成本走高，居民销气价上幅低于平均进气价格变动幅度拖累整体毛差。公司 在工商业端顺价相对顺利，2022 年工业气及商业气销气价差分别同比增加 0.48 元/方及 1.12 元/方，一定程度上缓解居民气顺价不畅带来的经营压力。

天然气价格上下游联动机制逐渐完善，居民气毛差有望纾困。居民用气顺价不畅是长 期以来影响城燃公司盈利的核心痛点之一，“保价稳供”及“价格联动”成为公司完善天 然气下游市场的主要发展方向。2023 年 1 月，国家发改委发布《关于组织签订 2023 年天 然气中长期合同的通知》，明确要求上游企业对居民与“煤改气” 用气量实现合同全覆盖。 此外在 2023 年两会上，国家发改委在《2022 年国民经济和社会发展计划执行情况与 2023 年国民经济和社会发展计划草案》中提到，要建立健全城镇燃气终端销售价格与采购成本 联动机制。近年来各地省、市政府逐渐完善包括居民用户在内的天然气上下游价格联动机 制，有望改善公司成本顺价难的经营痛点。

全国多地推进天然气上下游顺价机制，并逐渐加大落实力度。目前天然气上下游价格 机制正在全国多地广泛推进，尤其在 2021 年《关于“十四五”时期深化价格体制改革行动 方案的通知》下发后，全国多省、市政府按照各地区实际情况，制定了包含居民和非居民 用户的天然气价格上下游联动机制，允许上游涨价因素适度向下游传导，缓解价格倒挂压 力。同时，天然气顺价政策在市场端的执行力度也逐渐加强。以公司石家庄项目为例，4 月 20 日石家庄发改委发布天然气价格公告，在居民气采购价达到价格联动机制启动条件情 况下，拟对居民气顺价上调 0.37 元/m³。此前气价联动时往往工商业与居民并行且居民端 调价幅度偏小，此次石家庄单独对居民气顺价且调价力度较大，对进一步深化居民气下游 市场化程度做出表率。

顺价机制落地后市场调节作用将深化，有望进一步激发工商业市场活力。如天然气顺 价机制能在全国地区进行全面推广普及，目前行业突出痛点——居民气顺价不畅问题有望 改善，城燃企业可以更有效避免居民销气成本价格倒挂的问题。同时，为了弥补居民毛差 受损部分，公司在 2021-2022 年在将上游涨幅基本全额或超额传导至非居用户，交叉补贴 虽短期缓解公司经营压力，但高价天然气长期将抑制天然气消费主体工商业客户的市场活 力。如未来居民用户能与非居民用户共同分担上游涨价带来的成本负担，公司利用提升工 商业毛差补贴居民气毛差的情况有望减少，间接提升工商业用户天然气消费意愿。考虑到 公司 2022 年工商业占比零售气量近 80%，天然气工商业用户消费潜力有望长期释放。

2.4.2直销端：海外市场存长期机遇资源灵活匹配稳定高盈利

量价齐升，天然气直销规模快速增长。公司早在收购新奥能源前就通过国内液厂及海 外 LNG 资源开展天然气直销业务，近年来销气量及营收规模高速增长。公司 2022 年直销 气量 35.07 亿 m³，同比下跌 14.5%。但在全球气价高企的情况下，直销气营收同比高增 182%至 163.13 亿元。2022 年 7 月公司与美国切尼尔签约的 LNG 长协落地，低成本海外 气源助力公司快速提升直销气毛差，2022 年达 0.72 元/m³，至 2023 年第一季度进一步 增加至 0.76 元/m³，同比增加 0.41 元/m³。2022 年直销气业务毛利达 31.07 亿元，同比 高增 140.3%。

我们认为公司以欧洲为终点的国际 LNG 转售业务毛差伴随国际气价回落将收窄，但国 际 LNG 贸易机遇仍然可增厚公司业绩，叠加国内气源规模持续扩张，公司直销气业务长期 稳中向好。长协资源：考虑到欧洲与美国长协气源地距离较近，较短的运距将降低 LNG 运力 成本，叠加“欧洲溢价”进一步提升出口至欧洲 LNG 的盈利能力，我们预计 2023年公司长协资源的转售机遇仍持续。考虑到夏季到来后用气需求提升，有望带动 欧洲气价中枢再次上移，我们认为 2023 年 LNG 长协资源转售毛差约为 2500 元 /吨，考虑到 2023 年起公司 FOB 长协资源量将达 90 万吨/年，预计该部分毛利 约为 22.5 亿元。

国内资源：拥有 300 万方/天的大规模聚合非常规资源，以及生产能力达 85 万吨 /年的自有 LNG 液厂及三方液厂，两类气源合计提供 20 亿方以上的天然气资源 量，可直供国内下游客户。随着 2023 年国内经济复苏，工业生产需求提高，我 们预计该部分毛利约为 3 亿元。海外现货资源：考虑到海气价格持续回落，叠加公司与美国资源方合作基础深厚， 公司拥有 LNG 船运力资源及周转能力达 750 万吨/年的舟山 LNG 接收站，我们 认为公司拥有运力与接收能力充足，可充分发挥公司资源数智化匹配优势，2023 年大规模海气现货贸易规模有望大幅提升。我们预计公司 2023 年下半年起海气 现货资源向国内市场贸易机遇将增加，全年现货贸易额有望达 50 万吨，国内外 综合销售毛差预计可达 1000 元/吨，毛利总额有望达 5 亿元。考虑到公司运力出现闲置，在国际 LNG 交易量持续上涨的背景下，公司可以选择 灵活转租 LNG 船舶运力，进一步增厚公司业绩。长期来看，公司 10 艘 LNG 船 舶陆续投运（以年周转次数为 10 次计算，总运力有望达 700 万吨/年），保障公 司国际 LNG 贸易量长期快速提升。

3.1工程业务：燃气安装业务企稳工程建造业务驱动成长

公司工程业务主要包括燃气安装及工程建造业务。近年来公司积极开拓城燃项目，传 统燃气安装业务增长较为稳定，目前仍为公司工程业务收入的主体部分。同时公司积极拓 展包括天然气基础设施、市政工程、新能源及数智化在内的工程建造项目，业务范围主要 集中在天然气及氢能两大领域。2022 年，公司工程建造和安装业务收入 84.41 亿元，毛利 35.05 亿元。

3.1.1泛天然气项目：基础设施工程建设接力燃气安装业务

燃气安装业务短期回落，长期稳态运行。新增居民及工商业用户的燃气安装业务至今 为止仍是公司工程业务主体。截至 2022 年底，公司累计服务工商业用户 22.4 万个，开发 家庭用户 2792 万户。2021 年前公司新增接驳用户数总体稳中有升，但受房地产行业承压 及疫情冲击等因素影响，2022 年公司新增居民接驳量 208.6 万户，同比下降 53.6 万户。 尽管我国城市燃气发展水平走高，渗透率增速放缓，但考虑到我国宏观经济复苏，城镇化 水平不断提升及旧城改造工作持续推进，居民及工商业用户接驳量仍具有提升空间。我们 认为随着公司在全国范围内稳步推进燃气项目布局，公司新增居民接驳数量仍有望维持在 每年 200 万户左右，燃气安装业务将长期保持稳定发展态势。

政策与需求共振，天然气工程建设长期稳定向好。2020 年，《关于加快推进天然气储 备能力建设的实施意见》提出重点建设任务：优先建设地下储气库、北方沿海 LNG 接收站 和重点地区规模化 LNG 储罐。2022 年，发改委印发的《“十四五”新型城镇化实施方案》 也提出推进燃气管道老化更新改造推进地下管网建设。截至 2021 年，我国天然气管道长度达 92.91 万公里，2015-2021 年 CAGR 达 10.95%。随着我国城燃用气人口稳定增长，与 之配套的天然气基础设施需求持续增加。天然气基础设施及市政工程是公司工程建造业务 主体部分，我们认为在天然气高质量发展时代背景下，公司凭借自身丰富的项目经验与强 大的产业协同能力，在全国天然气储运设施的完善优化过程中将长期受益。

3.1.2氢能项目：厚积薄发未来可期

氢能发展方兴未艾，未来发展空间广阔。氢具有热值高、燃烧无污染等特性，其来源 多样，清洁低碳，灵活高效，应用场景丰富。未来氢能将在替代化石能源及减少碳排放中 将发挥重要作用，发展前景十分广阔。《氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年）》中 明确提出：到 2035 年，我国将形成氢能产业体系，构建涵盖交通、储能、工业等领域的多 元氢能应用生态。氢能在我国未来能源结构中的地位日益提高，多部门多措并举引导氢能 产业加速发展。

新型制氢技术将逐渐取代煤制氢成为主流制氢方式。煤制氢技术经济性突出，但碳排 量较高，且制得氢气提纯及去除杂质问题较严重。2019 年，我国煤制氢占比高达 60%以 上，而全球煤制氢仅占 13%左右，天然气制氢和工业副产制氢比例低于全球平均。短期来 看，天然气制氢技术已较为成熟、能源清洁性尚可，将在制氢工艺提升过程中发挥重要过 渡作用。工业副产制氢成本低廉，也可作为制氢的重要补充。长期来看，绿氢是成为氢能 供应终极发展目标，虽然利用绿电进行电解水制氢尚未能实现规模化应用，但我国煤制氢 向天然气制氢转变，进而向绿氢的发展目标基本确定。

公司在氢能制取技术和工程能力积累方面。公司拥有 14 项制氢专利技术，2011 年以 来，公司已参与超过 40 个氢能相关工程，覆盖煤制氢、天然气制氢、电解水制氢在内的所 有主流制氢路径。2022 年，公司获取多个大型综合项目建设工程，总金额达 47 亿元，其 中氢能订单达 17 亿元，占比已达 30%。公司积极发展核心制氢技术与装备，着力打造加 氢综合能源站一体化解决方案，并向输氢、加氢等领域进行产业链延伸，叠加全国氢能应 用场景逐渐丰富成熟，公司氢能建设业务潜力可观。2023 年 3 月 20 日，新奥股份、新奥 能源入选恒生沪深港通氢能主题指数。

3.2综合能源业务：放大公司资源整合优势未来加速布局

“双碳”和能源转型的背景下综合能源市场加速增长。长期以来，我国企业能源利用 效率偏低、能源成本居高不下。综合能源服务可增强源网荷储协调互动，为用户提供冷、 热、气、电一体化能源方案，具有提高能效、降低投资运营成本的特点。2022 年 1 月，国家发改委、国家能源局发布《“十四五”现代能源体系规划》，提出培育壮大综合能源服 务商、电储能企业、负荷集成商等新兴市场主体。随着“双碳”政策有序落地、能源转型 速度加快，综合能源市场空间有望进一步打开。

综合能源强调产业聚合，公司具有运营经验及客源双重优势。相较以往企业依赖电力 单一能源供给方式，综合能源全场景服务不仅包括电力源网荷储一体化特征，还包括对其 他类型能源的稳定供给，因而对输配企业的资源配置能力提出更高要求。考虑到公司已在 天然气领域建立全场景生态，通过高数智化水平具备高效资源获取及调配能力，新奥股份 可在综合能源业务复制在天然气业务的优势，实现绿电、冷、热等综合能源一体化的方案 设计和运营。同时，公司深耕燃气领域多年，已积累丰富的优质工商用户资源。在“双碳” 目标背景下，下游客户对实现节能减排的意愿日渐强烈，我们认为公司可以天然气为切入 点，综合发展全场景能源供应及分配体系，为用户量身打造综合能源解决方案。

市场空间广阔，公司综合能源项目处于高速发展期。2017-2022 年，公司综合能源业 务项目数量和销售量均呈现快速增长态势，CAGR 分别达 47%和 82%。2022 年，公司新 增 60 个综合能源项目，综合能源销售量达 222.4 亿千瓦时，同比增长 16.6%。综合能源 销售及服务收入 120.5 亿元，毛利率为 14%。近年来，青岛中德生态园、北京大兴机场临 空经济区、浙江余杭经济开发区等优质综合能源项目落地，公司因地制宜，涉足包括光伏、 光热、风能、生物沼气等多个泛能领域，不断验证自身设计并实现综合能源解决方案的能 力，并积累大量运营经验。截至 2022 年底，公司在建及已签约项目潜在用能规模合计超过 256 亿千瓦时，综合能源业务具有极强发展潜力。

4.1煤炭产量稳中有升有望长期增厚公司业绩

煤炭是我国能源压舱石，近期价格中枢上移。煤炭是我国一次能源的主体，近年来在 能源结构中占比整体呈下滑趋势，但整体消费量仍稳中有升。国产煤是我国煤炭行业供给 主体，自给率常年维持在 90%以上。受国内能源需求上涨，国际煤炭进口回落等因素影响， 2021 年 1-10 月我国煤价快速上涨。在政策出台强调保障动力煤供应后，主产区煤炭新增 产能快速释放导致价格出现回落，整体价格中枢仍上移。2023 年 4 月，国家能源局发布的 《2023 年能源工作指导意见》坚持把能源保供稳价放在首位。我们认为，在国家政策调控 背景下，煤炭价格未来有望进一步回落至合理区间。短期内，煤炭作为能源“压舱石”的 地位不会动摇，未来几年供需依然将保持稳中有增趋势。

煤炭业务 2022 年产销恢复，长期盈利能力稳定。公司煤炭业务运营主体为全资子公 司新能矿业。公司在鄂尔多斯拥有王家塔煤矿采矿权，核准产能 800 万吨/年，煤种主要 为不粘煤，常用作动力煤。2016-2020 年，公司煤炭销量基本维持在 600 万吨左右。2021 年，公司受矸石率增加及井下事故等因私影响，煤炭产销量大幅下滑，但在 2022 年业务恢 复情况较为良好。2022 年，公司煤炭销量 524 万吨，同比增长 34%。子公司新能矿业 2022 年营收 29.82 亿元，毛利 20.79 亿元。2023 年公司调整运营单位，一季度煤炭销量下滑 39%至 73 万吨，但 3 月份已基本恢复正常产量，全年销量有望达 550 万吨。在“保供稳 价”政策方针下，煤炭业务短期内受益于高价取得较高回报，长期则有望保持稳定产销量 为公司持续增厚业绩。

4.2甲醇稳健发展，与氢能布局可形成协同

公司甲醇业务产销稳定，盈利能力有望回升。公司在鄂尔多斯拥有两个煤制甲醇项目， 合计年产能达 120 万吨。近年来公司甲醇产销量基本维持稳定，2022 年公司甲醇产销量分 别为 153 万吨和 141 万吨。国内甲醇供需格局较为宽松，但 2021 年起上游原料包括煤炭， 天然气价格大幅上涨，压缩甲醇利润空间。2021 年公司甲醇业务收入 27.98 亿元，毛利 -0.72 亿元。2022 年起，公司不再披露细分行业营收情况。2023 年以来，煤炭、天然气 价格自高位回落，叠加考虑疫情后工业需求逐步恢复，我们认为原料成本下降及需求复苏 或将带动甲醇业务盈利能力回升。

公司甲醇业务契合氢能布局，长期凸显协同效应。甲醇除了作为极为重要的有机化工 原料之外，与氢能协同发展效应也十分显著。甲醇作为优质的高密度储氢材料，通过甲醇 和水通过催化重整制氢，实现氢气即制即用，能够有效解决氢气储运成本高、封闭空间易 爆炸的难题。随着氢能在下游应用逐渐普及，尤其是燃料电池发电领域高速发展，甲醇业 务具备新兴市场空间。我们认为公司在甲醇制备经验可帮助公司在氢能布局取得独特竞争 优势。在绿氢大规模普及后，二氧化碳加氢制绿色甲醇有望成为公司甲醇生产新路径。我 们认为公司氢能与甲醇业务有望互相赋能，未来将加速发展。

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