2023年石油天然氣行業(yè)分析報告

2023年石油天然氣行業(yè)分析報告目錄一、行業(yè)發(fā)展格局：央企三大集團繼續(xù)主導 PAGEREFToc372829611\h41、全球經(jīng)濟繼續(xù)復蘇，石化行業(yè)利潤有望穩(wěn)中有升 PAGEREFToc372829612\h42、央企管理目標的巨大轉變 PAGEREFToc372829613\h83、行業(yè)改革前瞻 PAGEREFToc372829614\h10二、陸上油服板塊的分化和整合 PAGEREFToc372829615\h131、陸上資源市場開放時間表和方式不明朗 PAGEREFToc372829616\h142、兩大集團可能壓縮上游投資，縮減外包規(guī)模，刺激內部油服企業(yè)降低成本 PAGEREFToc372829617\h143、中國壓裂服務能力建設可能已超前，未來可能出現(xiàn)利用率階段性下滑 PAGEREFToc372829618\h154、2023年中國陸上新鉆井總量可能微降，但水平井和針對致密油氣資源的新井數(shù)量有望持續(xù)提升 PAGEREFToc372829619\h185、民營油服企業(yè)國內主戰(zhàn)場或從長慶油田轉向塔里木和四川盆地 PAGEREFToc372829620\h196、民營油服企業(yè)戰(zhàn)略差異化 PAGEREFToc372829621\h207、國企和民企間的扶持和競爭 PAGEREFToc372829622\h21三、中國近海油服和工程行業(yè)景氣延續(xù) PAGEREFToc372829623\h221、全球市場，高端鉆井船供應偏緊，自升式退役壓力加大，半潛式需求上升 PAGEREFToc372829624\h222、全球海洋工程行業(yè)的景氣度仍然較高，海外市場或為中國公司提供新增長機會 PAGEREFToc372829625\h253、中國近海的發(fā)展仍將持續(xù)支持中海油服和海油工程的業(yè)務增長 PAGEREFToc372829626\h27四、城市燃氣：市場化改革的長期受益者 PAGEREFToc372829627\h291、管網(wǎng)改革的實際切入點可能是LNG進口渠道的放開、管輸費調整和省網(wǎng)建設 PAGEREFToc372829628\h302、天然氣需求的增長點 PAGEREFToc372829629\h353、區(qū)域間分化逐漸明晰 PAGEREFToc372829630\h374、燃氣公司的生命周期分析 PAGEREFToc372829631\h425、六維度建立燃氣公司的評價體系 PAGEREFToc372829632\h45五、行業(yè)重點公司簡況 PAGEREFToc372829633\h471、上海石化：成品油“優(yōu)質優(yōu)價”是未來看點 PAGEREFToc372829634\h472、中國石油：降本增效 PAGEREFToc372829635\h483、中海油：勘探發(fā)現(xiàn)成果豐厚，增產(chǎn)基礎鞏固 PAGEREFToc372829636\h494、中海油服：盈利增長確定，未來可能超預期 PAGEREFToc372829637\h505、華油能源：塔里木區(qū)域可望長期持續(xù)增長 PAGEREFToc372829638\h516、海隆控股：增長前景明朗 PAGEREFToc372829639\h537、安東油田服務：超前布局，利好長期 PAGEREFToc372829640\h548、惠博普：海外總承包業(yè)務已現(xiàn)端倪 PAGEREFToc372829641\h559、中國燃氣：進入內生成長加速期 PAGEREFToc372829642\h5610、新奧能源：地域優(yōu)勢明顯，高增長仍可持續(xù) PAGEREFToc372829643\h5711、京能清潔能源：燃氣發(fā)電新范例 PAGEREFToc372829644\h5812、北京控股：增長確定性強 PAGEREFToc372829645\h5913、昆侖能源：新戰(zhàn)略醞釀期 PAGEREFToc372829646\h6114、恒泰艾普：收購能力無虞，整合是關鍵 PAGEREFToc372829647\h6215、通源石油：收購貢獻增長 PAGEREFToc372829648\h6316、海油工程：未來看點在海外和深水 PAGEREFToc372829649\h6417、吉艾科技：LWD和并購可能是未來亮點 PAGEREFToc372829650\h6518、港華燃氣：增長平穩(wěn)，擴張審慎 PAGEREFToc372829651\h6719、華潤燃氣：外延擴張或放緩，內生增長看天津 PAGEREFToc372829652\h67一、行業(yè)發(fā)展格局：央企三大集團繼續(xù)主導在全球經(jīng)濟和中國消費復蘇的帶動下，我們看好石化行業(yè)2023-15年的盈利趨勢。同時，我們認為，央企三大集團可能是明年啟動的行業(yè)改革的受益者，投資者可能分享改革帶來的效益提升、融資渠道拓寬和資產(chǎn)重組等方面的積極成果。在行業(yè)環(huán)境改善、績效考核體系變革和外部競爭加強的多重刺激下，三大央企石油集團可能實現(xiàn)超出市場預期的盈利提升，并改善現(xiàn)金流和遏制股權回報率長期下滑的不利局面。1、全球經(jīng)濟繼續(xù)復蘇，石化行業(yè)利潤有望穩(wěn)中有升全球宏觀背景。據(jù)中金公司宏觀經(jīng)濟研究團隊預測，2023年全球經(jīng)濟可望在發(fā)達地區(qū)拉動下走出底部，增速由今年的3.1%提升至3.7%。其中，美國可能穩(wěn)健增長（預計從今年1.7%提升至2.8%）；歐元區(qū)可能走出衰退，實現(xiàn)1.2%的正增長；日本安倍政策提振效果可能持續(xù)顯現(xiàn)；東南亞經(jīng)濟受益于外需改善，也可能出現(xiàn)反彈；金磚國家經(jīng)濟企穩(wěn)。我們預計美聯(lián)儲貨幣政策仍然保持寬松，目前的低利率將至少保持到2023年4季度。預計明年中國GDP增長達7.6%，同2023年持平。2023年人民幣兌美元中間價可能升值1.5%左右，全年假設均值6.05。上調原油價格預測。中金公司大宗商品研究團隊對明、后兩年布倫特原油價格的預測，分別從100美元/桶和95美元/桶小幅上調至102美元/桶和97美元/桶。預計布倫特在2023二季度可能下探至100美元/桶，年底回升到102美元/桶，全年均價102美元/桶，低于2023年均價108美元/桶。我們預計，全球供應增產(chǎn)潛力高于需求的回升。美國頁巖油、加拿大油砂、巴西的超深水以及墨西哥灣深水項目，使得非OPEC產(chǎn)量回歸快速增長。同時，OPEC剩余產(chǎn)能也可能快速增長。2023年頻頻出現(xiàn)問題的利比亞、伊拉克供給預計在明年得到恢復。而需求未來將隨全球經(jīng)濟溫和復蘇而平穩(wěn)增長。油價的下行風險可能來自伊朗核談判進展超預期。而上行風險可能包括需求增長超預期和不可預見的地緣政治沖突。多個中國新建和擴建煉油項目投產(chǎn)時間推遲，明年亞洲煉油毛利壓力或低于預期。2023-15年間，來自中國可能上線的新增總產(chǎn)能將達100萬桶/天。國內多家新煉廠已經(jīng)處于“伺機”投產(chǎn)狀態(tài)，這將是未來亞洲煉油毛利的主要利空因素。我們預計今年四季度亞洲煉油毛利有望在三季度均價5.5美元/桶的基礎上反彈至7美元/桶左右。進入明年，隨著新產(chǎn)能逐步投產(chǎn)，煉油毛利可能再次承壓，年內最低可能跌至4美元/桶。由于國內市場可能開放進出口權，我們預計中國新產(chǎn)能對國內批零市場的沖擊可能有限。而對亞洲地區(qū)市場的沖擊，取決于需求復蘇的強度和各項目投產(chǎn)時間的集中程度。2、央企管理目標的巨大轉變2023年新一版的國資委央企管理層考核體系中，年度經(jīng)營業(yè)績考核指標包括利潤總額（扣除通過變賣主業(yè)優(yōu)質資產(chǎn)等非經(jīng)常性收益）和經(jīng)濟增加值；任期經(jīng)營業(yè)績考核包括國有資本保值增值率（以國資委確認結果為準）和總資產(chǎn)周轉率（三年平均）。十年來，央企考核制度經(jīng)歷四次修訂，指標體系發(fā)生了重大變化。規(guī)模指標在最新一版中已經(jīng)完全消失。這將刺激三大集團降本增效，可能帶來超預期的盈利提升。過度投資導致的目前窘態(tài)。2023-2023年間，中石油的凈資產(chǎn)回報率從28%降至11%，總資產(chǎn)回報率從19%降至6%；中石化集團的凈資產(chǎn)回報率從20%降至13%，總資產(chǎn)回報率從8%降至5%；中海油的凈資產(chǎn)回報率從39%降至22%，總資產(chǎn)回報率從24%降至15%。上一任期內，主要考核指標均出現(xiàn)下滑，壓力顯現(xiàn)。我們的計算顯示，2023-2023年間三大央企集團的利潤總額，經(jīng)濟增加值，資產(chǎn)周轉率（以單年記）都出現(xiàn)了下滑。3、行業(yè)改革前瞻要改什么？三中全會公報沒有提及能源行業(yè)的改革，但強調了“加強國有經(jīng)濟活力、控制力和影響力”。同時，公報提出實現(xiàn)“消費者自由選擇”，“商品、要素自由流動”等市場化目標。目前見諸媒體的“383”改革方案全文中，與油氣行業(yè)相關的內容主要包括：放寬非常規(guī)油氣資源勘探開發(fā)市場的準入和退出，以及完善礦權出讓和轉讓；設立頁巖氣等非常規(guī)資源為獨立礦種，鼓勵開發(fā)等；建立以中國原油為標準產(chǎn)品的現(xiàn)貨和期貨市場；放開對進口原油、成品油、天然氣的限制；政府有關部門不再直接規(guī)定成品油價格，改為在石油價格出現(xiàn)較大幅度波動時采取臨時性干預措施；將石油天然氣管網(wǎng)業(yè)務從上中下游一體化經(jīng)營的油氣企業(yè)中分離出來，組建若干家油氣管網(wǎng)公司，并建立對油氣的管網(wǎng)政府監(jiān)管制度等。討論改革路徑，可能要從明辨改革目標入手。我們認為，這份改革建議的核心目標是打破現(xiàn)有利益格局，優(yōu)先消費者利益，優(yōu)先供應多元化。具體到各個環(huán)節(jié)，我們的解讀是，改革新政試圖：實現(xiàn)油氣資源的多渠道供應，進一步向民營和外資開放上、下游市場（含資源勘探區(qū)塊準入和原油、成品油及天然氣進出口權等）；緩解長期以來中國能源供給緊張局面（可能間接降低社會消費成本）；促進主要供應商降本增效；開放油氣管網(wǎng)和設施，限制國企一體化公司的壟斷地位；鼓勵資本流向目前處于瓶頸環(huán)節(jié)的行業(yè)板塊，主要可能是技術密集和天然氣相關行業(yè)，如天然氣支線建設，省級管網(wǎng)建設等；鼓勵民營和社會民營資本投資海外上游資產(chǎn)?？赡艿穆窂健Ｓ?、氣資源市場的開發(fā)是大勢所趨。國家資源策略的制定，最優(yōu)情形是建立鼓勵資源信息透明和多渠道供應的激勵體系，讓欲進入的各類投資者，能夠在獲得評估風險的知情權前提下，做出投資決策，并可能找到分散風險的手段。在投資期滿或勘探失敗時，投資者自愿承擔損失并向國家退還區(qū)塊。由于現(xiàn)有體制制約，我們認為油、氣資源市場的開放，可能難以完全擺脫三大集團。地方國企、非油國企、民企和外資更可能獲得參與三大集團作業(yè)區(qū)塊合作分成的機會。在石油貿易領域，政府放開原油、成品油進出口，對大油集團的沖擊可能有限。在開放進口權的同時，我們預計政府可能同時開放出口市場和減少出口配額限制。這種雙向開放有其合理性，給各類煉油企業(yè)參與國內和國際兩個市場的公平機會。同時，出口機會的增大能幫助緩解國內產(chǎn)能過剩局面。另外，央企大油集團還可能要求政府嚴格執(zhí)行油品質量升級的監(jiān)督，防止地煉不達標產(chǎn)品的上市流通，來鞏固自身的競爭優(yōu)勢。大油公司還可能敦促政府取締進口走私和逃稅，從而減小國內市場供應過剩風險。在油氣管道領域，改革的實際切入點可能是LNG進口渠道的放開、管輸費調整和加快省網(wǎng)建設。開放進口渠道，將給下游帶來更多的選擇機會，有利于制衡上游的壟斷。而有效的切入點是目前存在富余產(chǎn)能的環(huán)節(jié)，比如利用三大集團旗下已建成的液化氣碼頭，為下游用戶或燃氣商代理進口。而天然氣省網(wǎng)在今后的建設中，只有先統(tǒng)籌未來氣源，預留能力，才可能真正賦予下游用戶購氣的選擇權。當然，再進一步的改革應該就是天然氣進口權的開放。天然氣定價改革將持續(xù)推進。國家發(fā)改委和能源局近日發(fā)布的天然氣迎峰度冬的工作通知中，鼓勵推行季節(jié)性差價、居民階梯氣價，和可中斷氣價等差別性價格政策，促進移峰填谷，引導合理消費。我們認為，如果差異化定價模式同時在門站和終端層面同時推行，則有利于穩(wěn)定燃氣公司利潤率，同時進行有效的需求側管理。除了上述領域，我們估計煉化、油品批零以及海外投資，都可能成為三大國企向各類社會資本開放的領域。但某些關乎國家安全的戰(zhàn)略性領域，可能仍將保持三大集團的控股地位和運營資格。改革政策的輿論誤區(qū)。我們不認為削弱央企大油公司的利益是改革的終極目標。更多民營企業(yè)進入油、氣領域也不一定解決行業(yè)現(xiàn)有諸多問題和提升消費者權益。表面的資產(chǎn)剝離，不論上游油氣資源還是下游管網(wǎng)設施，并不能創(chuàng)造更公平和對投資者更有吸引力的市場環(huán)境，同時令供應方和消費者"雙輸"的局面也難以完全避免。國家資源策略的制定，最優(yōu)情形是建立鼓勵資源信息透明和多渠道供應的激勵體系，讓欲進入的投資者能夠獲得評估風險的知情權，而非預設似是而非的零和結局，進行表明的利益再分配。油、氣資源領域，高風險和信息不對稱是投資者的致命問題。而油氣管網(wǎng)改革的當務之急，在于鼓勵省網(wǎng)的建設和對多方供應商的開放使用。我們認為，改革措施仍在討論設計階段。預計各項措施的推出可能要歷經(jīng)較長的醞釀過程，目前預判改革結論為時尚早。二、陸上油服板塊的分化和整合看好具有一體化服務能力，并在國際市場已有良好布局的港股民營油服公司，如海隆控股、華油能源；安東油服由于公司發(fā)行2.5億美元債券，我們預計所得款項可能用于償還原有有息債務、資本開支和一般企業(yè)用途。為了推進一體化服務，公司目前正在加大戰(zhàn)略性投資和布局，導致短期盈利承壓。由于各類不明朗因素，公司短期增長超預期的可能性下降，股價短期可能保持震蕩。A股油服和設備公司短期更依賴收購，普遍缺乏內生增長?；莶┢諊鴥葮I(yè)務主要包括油氣環(huán)保、自動化和天然氣運營，受行業(yè)不明朗因素影響較小；公司在10月底增加了EPC工程承包業(yè)務相關的會計處理政策，我們判斷公司的新業(yè)務可能已現(xiàn)端倪，未來海外油氣EPC工程總承包，將可能成為業(yè)績增長點。1、陸上資源市場開放時間表和方式不明朗十一屆三中全會之后，政府可能會進一步針對油氣資源市場的準入放開，討論醞釀改革措施，但時間表并不明朗，進度可能緩慢。近期由能源局制定的《頁巖氣產(chǎn)業(yè)政策》，鼓勵包括大油公司在內多種資本，特別是屬地地方企業(yè)，進入頁巖氣產(chǎn)業(yè)，強調建立勘探開發(fā)一體化示范區(qū)，強調聯(lián)合投資，強調專業(yè)資質。這些鼓勵和強調背后，可能預示能源局在促進產(chǎn)業(yè)發(fā)展的手段上和國土部此前的主張有微妙的不同。短期內，中國頁巖氣主要的投資和運營主體，仍可能是兩大石油集團。中石油在長寧、威遠和昭通等國家級頁巖氣示范區(qū)，計劃在2023-15年間鉆水平井122口；中石化涪陵頁巖氣開發(fā)也取得重大進展。兩大石油集團計劃2023年頁巖氣產(chǎn)量合計可望達45億立方米。2、兩大集團可能壓縮上游投資，縮減外包規(guī)模，刺激內部油服企業(yè)降低成本在目前國有油公司現(xiàn)金流普遍趨緊的大背景下，兩大集團可能更加注重效率和投資回報，壓縮粗放式經(jīng)營。具體措施可能包括削減上游的低效資本開支。我們估計，塔里木和四川盆地的資本開支仍可能穩(wěn)步增長，但長慶等區(qū)域市場的投資存在下滑風險。在低產(chǎn)低效油氣區(qū)，增產(chǎn)和降低成本往往是一對矛盾。目前的壓裂增產(chǎn)作業(yè)，對油藏的影響，仍在摸索階段，油公司自身仍可能缺乏經(jīng)濟性的判斷依據(jù)，往往導致產(chǎn)量成為短、中期單一壓倒性目標。未來，兩大集團可能會加強油藏研究并提升績效管理水平。此外，兩大集團還可能考慮調整服務商的準入資質以縮減外包規(guī)模，節(jié)約成本。兩大集團體系內的油服公司，也可能主動推行降本增效、甚至率先削減服務費率，幫扶油公司共渡難關。我們認為，部分單項服務提供商可能面臨產(chǎn)能過剩、價格下滑的壓力。相對而言，具有總包能力或者一體化服務能力的供應商可能受到的影響較小。陸上油服民企加速分化的趨勢，可能愈發(fā)明顯。行業(yè)內的整合也可能隨之展開。3、中國壓裂服務能力建設可能已超前，未來可能出現(xiàn)利用率階段性下滑壓裂可以經(jīng)濟有效地提高儲層的滲透率和產(chǎn)量，是常規(guī)油氣田增產(chǎn)，致密油氣、煤層氣和頁巖氣等非常規(guī)資源開發(fā)的核心技術。隨著我國常規(guī)油氣開發(fā)難度的加大，致密油氣資源占比的提升，以及未來煤層氣和頁巖氣較大的開發(fā)潛力，中國壓裂需求不斷增加。我們預計，2023年中國直井和水平井壓裂的需求分別同比增長20%和30%。為了滿足壓裂增產(chǎn)，開發(fā)難動用儲量，中國壓裂泵送服務能力大幅擴張，預計從2023年底的70萬水馬力已經(jīng)增加到2023年底的240萬水馬力，壓裂車組平均產(chǎn)能利用率也從2023年的100%下滑到2023年的65%左右。雖然2023年壓裂能力增長幅度可能明顯低于2023年下滑至50萬水馬力，全國平均利用率可能僅維持目前的水平。我們認為，產(chǎn)能超前建設，可能主要由于大油公司以壓裂車組進入常規(guī)和致密油氣領域進行增產(chǎn)保供，和民間對頁巖氣開發(fā)的樂觀預期。這可能導致1-2年之內的階段性供過于求，壓裂泵送服務價格也可能有所下降。我們絲毫不懷疑“中國制造”降低工具采購成本的空間很大，目前國際一流油服公司無不對中國市場采取高價政策，力圖賺取高出本土（北美）市場的超額利潤。但我們也注意到，北美油服市場存在過剩產(chǎn)能的同時，作業(yè)效率仍在不斷提升，費率趨勢仍有向下的壓力。我們因此不禁要問，在海內外市場互動的過程中，中國本土制造的工具雖能避免高額的采購成本，但能否在規(guī)模和研發(fā)上達到或超過北美地區(qū)，實現(xiàn)更低的制造成本和更高效的作業(yè)呢？就國內目前有限的作業(yè)量和超前的產(chǎn)能投入而言，中國的油服企業(yè)，包括民企，可能還在學習曲線上爬坡，成本下降和效率提升均可能有較大空間。4、2023年中國陸上新鉆井總量可能微降，但水平井和針對致密油氣資源的新井數(shù)量有望持續(xù)提升近年來，中國陸上新增鉆井數(shù)量一直穩(wěn)中有升，徘徊在23,000-24,000口。隨著兩大石油集團削減低效資本開支，2023年國內新增鉆井數(shù)量可能略微下滑到23,000口左右。預計，致密油氣井占新增鉆井數(shù)量的比例，有望提升從2023年22%，提升到2023年的27%和2023年的32%。水平井與直井相比，不僅可以解決致密油氣藏、枯竭油氣藏等難動用儲量的問題，而且長期效益也比較明顯，可以實現(xiàn)“少井高效”。水平井可以大幅提高采收率和單井產(chǎn)量，節(jié)省占地面積、站點和管線數(shù)量，減少后期運營成本，是中國陸上油氣勘探開發(fā)走向非常規(guī)資源，實現(xiàn)較高效率和回報的必然選擇。中國陸上水平井占新鉆井數(shù)量的比重，已經(jīng)從2023年的6%提高到2023年的16%。我們預計2023年水平井占比有望達到22%，在3-5年后有望達到30%。技術領先的民營油服公司，如安東、華油和百勤油服等仍可能在這一過程中持續(xù)受益。5、民營油服企業(yè)國內主戰(zhàn)場或從長慶油田轉向塔里木和四川盆地長慶油田在2023年，將實現(xiàn)5,000萬噸的油氣產(chǎn)量，未來將可能以穩(wěn)產(chǎn)為主，我們預計長慶油田的投資可能出現(xiàn)一定程度放緩。塔里木油田2023年油氣產(chǎn)量為2,119萬噸油當量，2023年計劃達到3,170萬噸，2023年計劃達到5,000萬噸，油氣產(chǎn)量和投資仍處于上升通道。四川盆地以天然氣為主，包括頁巖氣等非常規(guī)油氣資源，未來投資的增長，主要集中在天然氣和非常規(guī)領域。6、民營油服企業(yè)戰(zhàn)略差異化很多投資者可能注意到，民營油服企業(yè)的發(fā)展戰(zhàn)略，差異似乎正在加大。隨著上市后資金實力的充實和技術力量的提升，我們在全球視野下看中國民營公司的發(fā)展前景仍是相當遼闊，各家不同的發(fā)展道路都可能有足夠的成長空間。下面我們分別談談幾個主流的發(fā)展方向。?一體化？我們眼中，安東是“一體化”戰(zhàn)略的真正代表。管理層看到上游開放的機會和國企大油公司增產(chǎn)降本的壓力，力圖和斯倫貝謝一道打造出不同于國營油服的一體化服務模式，在國內各大油氣區(qū)拓展業(yè)務。但趕在安東增大資本支出購進重型設備之前，兩大油旗下的油服企業(yè)就已經(jīng)開始了和壓裂相關重型設備的超前投入。明年“一體化”策略能否見效，很大程度上取決于政府開放資源市場的決心、大油國企的讓步和產(chǎn)能過剩的控制。?“打游擊”還是“陣地化”精耕細作？華油是“陣地化”經(jīng)營策略的典型代表，其海外戰(zhàn)略都帶有鮮明的“扎根”和“精耕”色彩。我們認為這是穩(wěn)健的發(fā)展道路。百勤作為規(guī)模較小的民營企業(yè)，目前在國內外多重發(fā)展機遇面前似乎多面進軍，主次戰(zhàn)場可能不斷更替。?國際化？雖然2023年國內收入貢獻仍達56%，海隆是我們眼中國際化的典型代表。海隆的優(yōu)勢，建立在其對用戶需求變化的前瞻性把握，和對脫離本土“紅海”，發(fā)現(xiàn)外部“藍?！笔袌隹臻g的追求。我們認為，中資油服企業(yè)，不論國企、民企，都有比較明朗的海外掘金前景。?收購兼并？A股的油田服務和設備公司，在普遍缺乏內生增長的情況下，選擇以收購或兼并的方式，沿產(chǎn)業(yè)鏈擴張。我們認為，在原有業(yè)務缺乏增長的情況下，依賴收購實現(xiàn)增長，前提之一是管理層能有效整合并控制被收購公司。在2023的大背景下，以收購實現(xiàn)增長，創(chuàng)造價值，投資者可能需要不斷驗證：1)收購者的在手現(xiàn)金情況；2)被收購公司業(yè)績能否彌補原有業(yè)務可能的下滑；3)被收購方的業(yè)績承諾能否兌現(xiàn)。更長遠的問題，可能是多方管理層之間的磨合，技術人才的穩(wěn)定，企業(yè)文化的融合等等。7、國企和民企間的扶持和競爭國企大油公司或旗下油服公司，為何需要民企的扶助呢？我們認為，國企隊伍一定程度上落后是現(xiàn)狀；體制制約集團內部有效調配資源，往往也是地方油田管理者的苦惱，不得不借助外援；另外就是勘探的風險問題，油氣行業(yè)的高風險勘探和國企追求穩(wěn)健經(jīng)驗的作風有天然的抵觸，探路人如是非國企單位，風險可以得到分擔或分散。當然，除了這些國企不得已的因素，大油公司對油服企業(yè)，不論其出身，都有十分清晰的普遍性要求。那就是增產(chǎn)、縮短建井周期，降低成本。這些訴求，也可能推動兩大集團體系內的油服公司，主動降本增效、甚至削減服務費率，幫扶兄弟油公司，同時給民營企業(yè)帶來競爭壓力。對安東、華油這類綜合實力較強的民企，他們往往扮演引領國企效率提升的先鋒和受益人。但實際上，他們的增長，一部分來自開放，一部分來自對其他小型民企的擠出。很多小型民企所擔憂的，其實是“一體化”趨勢帶來的單井總服務收入下降、分項服務利潤空間難免被壓縮，甚至是在整合過程中失去分包作業(yè)機會的風險。三、中國近海油服和工程行業(yè)景氣延續(xù)我們判斷，中國近海的油氣勘探和開發(fā)資本支出在2023年有望保持穩(wěn)健增長，2023年可能保持在較高水平。預計國內海上油服和工程行業(yè)工作量飽滿的狀態(tài)在2023年有望延續(xù)；海外業(yè)務也在擴張，未來深水勘探也有可能取得突破。1、全球市場，高端鉆井船供應偏緊，自升式退役壓力加大，半潛式需求上升2023年初以來，全球自升式鉆井船的使用率逐步回升，目前普遍回到80-100%的區(qū)間。350英尺水深以上，以及高端自升式鉆井船，利用率更普遍超過90%。全球半潛式鉆井船利用率一直維持在80%以上，7,500英尺以上水深鉆井船的使用率始終接近100%，而5,000-7,500英尺的使用率在90%徘徊，5,000英尺水深以下的也在80%左右。新船費率顯著高于舊船。由于新投產(chǎn)鉆井船的設備更為先進，使用效率較高，而且可以適應更惡劣的環(huán)境，日費率均高于舊船。2023年以后投產(chǎn)的自升式鉆井船日費率15萬美元，比2023年以前投產(chǎn)的高約15%。2023年之后投產(chǎn)的半潛式鉆井船日費率普遍超過50萬美元，但2023-2023年和2023年以前投產(chǎn)的半潛式日費率，分別為40萬美元和45萬美元左右。自升式老船退役壓力加大，新船將投產(chǎn)較多。目前全球自升式鉆井船約496條，扣除有意閑臵的45條鉆井船，以及非競爭性市場的鉆井船，全球實際使用率可能高達94%。自2023年至今，隨著市場需求的不斷恢復，自升式船的合約期限也在增加。其中，標準自升式船平均合約期限，已經(jīng)從2023年的0.6年提高到2023年的1.2年；高端自升式平均合約期限，已經(jīng)從2023年的1年提高到2023年的1.8年。目前船齡超過30年的自升式鉆井船占比約54%。1995-2023年間，全球僅報廢了22條自升式鉆井船，報廢船只的平均船齡達28年；而2023-12年間，全球共報廢了24條自升式鉆井船，報廢船只平均船齡達31年。由于目前全球自升式船齡偏大，高于30年船齡的船只數(shù)量超過全球總數(shù)一半，鉆井服務商還將不斷建造新船。我們估計，2023-15年間新船投產(chǎn)在30-50條之間。深水勘探開發(fā)需求不斷增加，帶動全球半潛式鉆井船需求持續(xù)提升。根據(jù)Seadrill預計，2023年全球半潛式鉆井船的需求總量可能高達455條?？紤]到目前運營的256條，新建的102條，以及可能退役的約50條，屆時全球半潛式船的供需缺口仍有約147條。另一值得關注的趨勢是超深水半潛式鉆井船在新船中的占比不斷提升。目前工作水深在7,500英尺以上的鉆井船占比僅約16%，而在新建鉆井船中，這一規(guī)格占比約達87%。2、全球海洋工程行業(yè)的景氣度仍然較高，海外市場或為中國公司提供新增長機會自2023年以來，全球海洋工程行業(yè)逐步復蘇，海洋工程(包括海底設施)EPCI(設計、采購、建造、安裝)金額從2023年的471億美元，增加到2023年的710億美元。根據(jù)McDermott的預計，全球海工行業(yè)EPCI投資在2023-18年間的年均復合增速近8%，其中海底設施投資的年均復合增速可能達到10%，而淺水海洋工程投資的年均復合增速約6%。未來5年全球海洋工程行業(yè)可望保持較高的行業(yè)景氣度，其中淺水EPCI投資有可能在2023-16年見頂，而深水EPCI投資則可能繼續(xù)增長。中國海洋工程公司，特別是海油工程（600583.CH），在經(jīng)歷中海油2023-2023年投資周期后，開始逐步開拓海外市場，尋找新的增長點。由于成本優(yōu)勢，且進入門檻相對不高，建造和海上安裝等業(yè)務是海油工程進入海外市場的首選。海油工程在殼牌淺水模塊建造業(yè)務取得突破。2023年底，海油工程與殼牌簽署了淺水模塊建造合作框架協(xié)議，標志著海油工程成為國際高端客戶認可的模塊建造承包商之一。2023年10月底，海油工程取得突破，獲得殼牌Nyhamna項目合同，工作范圍包括陸上氣站設施的模塊建造工作，總重約1960噸。3、中國近海的發(fā)展仍將持續(xù)支持中海油服和海油工程的業(yè)務增長中國近海油氣儲量和產(chǎn)量的快速提升，奠定了海上油服和工程公司穩(wěn)健增長的基礎。《中國海洋經(jīng)濟發(fā)展“十四五”規(guī)劃》提出：到2023年，實現(xiàn)新增海上石油探明地質儲量10-12億噸，新增海上天然氣探明地質儲量4000-5000億立方米；海上油氣產(chǎn)量從2023年5000萬噸上升到6000萬噸油當量。為實現(xiàn)“十四五”的產(chǎn)量目標，我們預計中海油一方面將堅持對外招標合作，另一方面在2023-2023年將加大勘探力度，加快新項目的開發(fā)和建設。中海油在2023年的國內勘探開發(fā)資本支出，同比大幅增長24-44%至478-558億人民幣，2023年可能保持穩(wěn)健增長，2023年仍有望保持在較高水平。中國海上油氣產(chǎn)量也可望在2023-15年間重新提速。在此期間，油田服務和工程業(yè)務的作業(yè)量有望穩(wěn)步提升?？碧桨l(fā)現(xiàn)和新增儲量是關鍵。得益于渤海和南海東部的勘探發(fā)現(xiàn)和儲量確認，中海油在中國近海的儲量壽命在2023年已經(jīng)企穩(wěn)回升，有望在2023年回升到10年。中海油近三年在國內的勘探成果豐碩，累計新增探明儲量已超過2023-2023期間總和。如果假設未來兩年儲量替代率為100%，我們預計十四五期間的累計新增探明儲量可達到十一五期間的1.7倍。而如果公司未來儲量替代率維持在近年170%左右的高水平，累計儲量發(fā)現(xiàn)將可能達前期的2.2倍。持續(xù)的勘探進展和儲量增長將為釋放中國海上資源潛力和中海油的中長期增長提供保障。四、城市燃氣：市場化改革的長期受益者近期，發(fā)改委和能源局在《天然氣基礎設施建設與運營管理辦法》征求意見稿中，鼓勵、支持各類資本參與天然氣基礎設施投資。能源局在《油氣管網(wǎng)設施公平開放監(jiān)管辦法（征求意見稿）》中，油氣管網(wǎng)設施運營企業(yè)在油氣管網(wǎng)設施有剩余能力的情況下，應與第三方市場主體平等協(xié)商開放，鼓勵分屬不同市場主體的上游用戶向下游用戶直銷油氣。日前，國務院發(fā)展研究中心公布的“383”改革方案中，提出了多項與天然氣行業(yè)改革相關的措施，其中包括進口權放開，管道資產(chǎn)重組等提案。發(fā)改委和能源局近日發(fā)布的天然氣迎峰度冬的工作通知中，也包含了很多在我們看來代表未來改革方向的舉措，包括委托上游代理采購LNG，交易所公開交易LNG，煤制氣直供和季節(jié)性價差等。我們認為，未來的改革重點將在LNG碼頭、省網(wǎng)及長輸管線等領域進行，長期來看，天然氣進口渠道開放及省網(wǎng)、長輸管線的改革，有利于打開供氣多元化格局，幫助下游公司制衡上游的壟斷。我們預計2023年/20年中國天然氣消費將達到2220/3890億立方米，低于我們之前的2410/4000立方米的預測，小幅下調交通、電力的天然氣需求，而對供熱領域的需求更加樂觀。我們看到區(qū)域性分化已經(jīng)逐漸明晰，東部地區(qū)將有望呈現(xiàn)量價齊升，而西部地區(qū)則可能會在上游持續(xù)提價的壓力下增速放緩。京津冀、東南沿海等地在不斷增強的環(huán)保壓力下，有望成為天然氣消費量增長的重點地區(qū)。我們認為，中國的城市燃氣公司目前仍處于發(fā)展周期的前半程，潛力巨大，通過六個維度的衡量，我們更加看好中國燃氣，新奧能源和北京控股的持續(xù)發(fā)展前景。1、管網(wǎng)改革的實際切入點可能是LNG進口渠道的放開、管輸費調整和省網(wǎng)建設開放LNG進口渠道，將給下游帶來更多的選擇機會，有利于制衡上游的壟斷。天然氣迎峰度冬的工作通知中，提到供需矛盾突出的內陸地區(qū)可委托上游公司采購LNG，在高峰時段可采取第三方代理氣化運輸?shù)姆绞?，就近下載管道氣。這一措施意味著大油公司今后可以只作為進口的代理商，收取合理的氣化和管輸費，不再承擔門站價與進口價倒掛而產(chǎn)生的虧損。下游用戶/燃氣公司實際上也通過上述方式實現(xiàn)了“進口”LNG，向實現(xiàn)進口完全放開邁出了重要一步。對于大油公司而言，LNG代購可能意味著對于其碼頭專用權的逐步取消。我們預計全國范圍內LNG接收站接收能力在2023年將會達到6080萬噸/年，而根據(jù)Bloomberg上的LNG合同，已簽訂的15年的供氣合約為4260萬噸/年，碼頭仍有剩余產(chǎn)能未被利用。進口權開放或短期代購，有利于充分利用大油公司閑臵產(chǎn)能。我們判斷，亞洲LNG價格在今冬明春保持強勢，東北亞地區(qū)的冷冬將支撐需求。短期來看，雖然“代購”措施使城市燃氣公司將要承擔進口LNG帶來的更高成本，但是卻向“自主進口”的改革方向邁進了重要一步，若高額的成本可以通過峰谷差價等更靈活的價格方式轉嫁給下游，則燃氣公司利潤率不會受到負面影響。我們同時看到，亞洲LNG的一個季度和兩個季度的遠期價格則呈下降趨勢，若LNG價格在迎峰度冬過后走弱，進口放開則有利于下游企業(yè)捕獲國際市場上的有利價格趨勢。長期來看，開放天然氣進口渠道，將有利于形成供氣多元化的格局，增強下游的議價能力。我們看到，下游民企已經(jīng)在通過各種方式爭取LNG進口權。東莞九豐能源在東莞的碼頭于今年9月迎來了首船馬拉西亞的進口LNG，成為首個完成LNG進口的民企。根據(jù)息旺能源報道，其LNG出站價在6000元/噸，每噸理論利潤可達853元。新奧能源也在舟山開建LNG碼頭，已拿到加拿大的氣源合同，計劃主要為遠洋LNG貨輪提供燃料加注。除此之外，廣匯能源也在籌建LNG碼頭。管輸費調整存在可能性。我們看到，7月份天然氣提價后，部分省份通過下調省網(wǎng)管輸費緩解漲價壓力。其中，江西省省網(wǎng)管輸價格由每立方米0.50元下調至0.40元，山東省也下調省內各管線管輸費0.04~0.12元/立方米。我們判斷，在“凈回值”門站定價方法逐步推廣到位的過程中，管輸費的調整可能會從省網(wǎng)向長輸管道推進，縮小目前不合理成分，消除臨近城市間的套利利差。有媒體報道，監(jiān)管部門正研究制定相關辦法，進一步規(guī)范天然氣管輸收費，明確天然氣管網(wǎng)的收益水平和計量方法，新增的長輸管線核準的內部收益率均為8%，低于西二線的12%，若管輸費下調繼續(xù)向已建成的長輸管線推行，則有利于降低城市燃氣商和用戶的購氣成本，緩沖今后上游提價幅度。省網(wǎng)改革的延續(xù)是當務之急。廣東省網(wǎng)改革的設計值得全國借鑒，但推進中遇到的阻力和挫折也令人惋惜。目前，省內主干管網(wǎng)的投資和運營，由多由上游油氣公司主導，上游企業(yè)必然爭取專建專用。省網(wǎng)一旦轉為地方政府主導建設運營，將對產(chǎn)能設計超前留有余地，確保對多方上游供氣商開放使用，刺激供應競爭。地方政府還可以邀請上游供應商參股投資。我們認為，這仍是最深刻的行業(yè)改革試點，目標是建立一張“開放+保民生+有競爭的管網(wǎng)”，促進天然氣供給多元化，降低省內中小城市拿氣難度。我們認為，目前媒體中涉及管網(wǎng)拆分重組的報道較多，但少有談及如何推動省網(wǎng)建設的方案。產(chǎn)業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀，也許很難接受由中央組建新的全國性公司負責各省內的省網(wǎng)建設。即便組建新公司，全面負責全國性長輸和省內網(wǎng)絡的建設和運營，新公司的局部利益和自然壟斷地位，是否會增加全行業(yè)組織成本和給最終消費者帶來額外負擔，是我們難以預判的問題。“新粵浙”管線有望建立長輸管線投資運營新范例。中石化“新粵浙”管道有望成為國內首條以“代輸”形式運輸天然氣的長輸主干管道。新粵浙管道運營公司在以“無歧視”原則運輸天然氣的同時，只向用戶收取核準的管輸費。我們認為，這種模式，意味著跨省長輸管道的開發(fā)使用。同時，下游用戶將有機會越過管道公司，直接與上游氣源供應商談判確定采氣量、價格和對應時間，開創(chuàng)性的形成“輸氣”和“售氣”的分離。差異化定價改革將持續(xù)推進。國家發(fā)改委和能源局近日發(fā)布的天然氣迎峰度冬的工作通知中，鼓勵推行季節(jié)性差價、居民階梯氣價，和可中斷氣價等差別性價格政策，促進移峰填谷，引導合理消費。我們認為，如果差異化定價模式同時在門站和終端層面同時推行，則有利于穩(wěn)定燃氣公司利潤率，同時進行有效的需求側管理。2、天然氣需求的增長點我們更新了對于天然氣需求的預測，在基準情形下，我們認為中國天然氣15/20年需求量在2023/20年將達到每年2220/3890億立方米，略低于我們之前的2410/4000億立方米的預測。我們認為，交運和電力、熱力供應行業(yè)仍然是需求增長的主要動力。在調低燃氣電廠天然氣消費假設的同時，我們提高了對供熱領域天然氣需求增長的預測。我們還小幅下調了交運領域2023年的用氣量預測。高效的熱電聯(lián)產(chǎn)機組和分布式能源是供熱和燃氣發(fā)電的未來發(fā)展方向。在本次天然氣提價后，燃氣電廠順價并不順利。大部分燃氣電廠的采購氣價在7月10日已經(jīng)執(zhí)行上調，而目前只有浙江省相應地提高了上網(wǎng)電價，其他省份的順價機制仍不明朗。在利潤壓力和供氣緊張的背景下，部分在建電廠有可能推遲工期。我們相應調低了2023/2023年燃氣電廠裝機容量假設由原來的75/150GW至60/100GW。供熱方面，我們看到北方各省市已經(jīng)加快鍋爐煤改氣的步伐，大氣污染防治計劃指出，到2023年，地級及以上城市建成區(qū)基本淘汰每小時10蒸噸及以下的燃煤鍋爐，禁止新建每小時20蒸噸以下的燃煤鍋爐。供熱領域將為燃氣分銷商帶來可觀的售氣量增長潛力。以北京為例，目前已經(jīng)完成了80%的供熱鍋爐改造，2023年用氣量已經(jīng)達到34億方氣，占北京地區(qū)天然氣消費總量的40%。今后，北京地區(qū)供熱的燃氣需求，將隨鍋爐改造的全面完成，可能進一步上升到接近50億方。而天津的供熱鍋爐消費也有望從目前不到4億方，在2023年達15億方氣的用量。隨著政府環(huán)保壓力的不斷升級，北方城市燃氣項目占比大的中國燃氣、北京控股、新奧能源有望在這一過程中受益。交運需求前景中，看好CNG，觀望LNG。我們下調2023年車用氣消費預測由390億方至320億方，主要源于我們對于LNG車的發(fā)展和推廣相對更加謹慎。相比于LNG，我們相對看好CNG的發(fā)展?jié)摿?，原因在于：氣源供應保障角度，因為CNG加氣站均建設在城區(qū)內，燃氣公司利用自己的特許經(jīng)營權優(yōu)勢可以保證氣源供應；經(jīng)濟性角度，CNG車油改氣轉化相對方便，與油的價差大，改裝費回收期快；加氣站盈利角度，CNG加氣站售氣價差高于LNG，通常在1元/立方米以上，刺激下游公司建站積極性。燃氣公司中，新奧能源、中國燃氣和華潤燃氣都在已有燃氣項目中大力發(fā)展CNG加氣站。而昆侖能源則由于LNG工廠/加氣站的建設過于激進，對上下游議價能力有限，且下游用戶發(fā)展需要一個過程，利潤釋放可能還需時日。3、區(qū)域間分化逐漸明晰我們看到，過去幾年中國東、西部的天然氣消費增長趨勢已經(jīng)呈現(xiàn)分化，在今年7月份價改后顯得更為明朗。我們判斷，東部地區(qū)在未來很可能持續(xù)天然氣消費的“量價齊升”，而西部地區(qū)可能會在上游持續(xù)提價的壓力下增速放緩。京津冀、東南沿海等地在不斷增強的環(huán)保壓力下，有望成為天然氣消費量增長的重點地區(qū)。在這些地區(qū)燃氣項目集中的北京控股、新奧能源和京能清潔能源有望成為主要的受益者。過去10年，東部地區(qū)消費量增速明顯快于西部。由于西部地區(qū)離傳統(tǒng)氣源較近，使用天然氣較早，在2023年西氣東輸一線投產(chǎn)前就已經(jīng)形成了較大的天然氣消費量基數(shù)。廉價的天然氣成本刺激了大量以天然氣為化工原料的企業(yè)落地，成為早期天然氣消費的主力。隨著氣價不斷提升，一些價格承受能力差的企業(yè)可能不堪重負。而東部地區(qū)則在過去幾年受益于新氣源到來，加上環(huán)保壓力以及較強的價格承受力，天然氣消費呈現(xiàn)爆發(fā)增長。以華東地區(qū)為例，2023年到2023年消費量的復合增長率達到24%，遠高于西北/西南地區(qū)的11%/8%。值得注意的是，同期華東地區(qū)工業(yè)用戶天然氣價上漲1.3元/立方米，高于西北的0.5元/立方米和西南的1.0元/立方米。未來東部地區(qū)繼續(xù)“量價齊升”，而西部地區(qū)則可能增速放緩。我們判斷，東部地區(qū)在新氣源的到來及環(huán)保壓力的推動下，有望形成天然氣量價齊升的格局。通過人均GDP和天然氣滲透率兩個維度的衡量，東部地區(qū)普遍具有等具有高收入，低普及率的特點，廣東，福建，山東，江蘇有望成為未來天然氣普及速度最快的地區(qū)。2023年消費量結構中，西部地區(qū)仍有很大氣量來自于化工用戶和LNG工廠，這類用戶利潤率對于天然氣價格最為敏感，在提價過程中會有更多的討價還價，增加燃氣分銷商的順價難度和摩擦成本，氣量增速也可能在用戶的抵觸情緒中有所放緩。今年7月全國推動天然氣價改以來，東部地區(qū)的提價幅度普遍高于西部，而根據(jù)我們了解，氣量增速也相對穩(wěn)健。而西部的部分省份，在價改執(zhí)行階段頗為不暢，陜西、內蒙的部分LNG工廠對增量氣價抵觸情緒較大，上下游矛盾加劇，目前仍沒看到這兩個省份主要城市終端價提價通知。我們判斷，未來幾年，東、西部的分化將會引導天然氣資源的分配，更多的氣源將被輸往需求增長強勁，價格承受能力高的東部地區(qū)。京津冀或將迎來氣量增長的爆發(fā)期。在東部地區(qū)的天然氣普及過程中，政府對于環(huán)保的決心和補貼力度是其中關鍵因素之一。我們看到，京津冀的污染問題愈發(fā)凸顯，在環(huán)保部公布的2023年3季度十大污染城市的名單中，京津冀共占8席。隨著近期一系列環(huán)保政策的出臺，京津冀地區(qū)再度成為污染整治的重點對象。9月12日國務院發(fā)布的“大氣污染防治行動計劃”中提出目標，到2023年京津冀細顆粒物濃度下降25%，比長三角/珠三角的20%/15%要求更加嚴格。而隨后發(fā)出的“京津冀及周邊地區(qū)落實大氣污染防治行動計劃實施細則”更是強調，京津冀及周邊地區(qū)地級及以上城市建成區(qū)，在2023/17年前，淘汰每小時10/35蒸噸以下的燃煤鍋爐，改由燃氣鍋爐替代。2023年底，北京市、天津市、河北省和山東省壓減煤炭消費總量8300萬噸。我們測算，極端情況下，若減煤總量全部替換成天然氣，則將會帶來約350~400億方氣/年的增量。隨著北京、天津熱電聯(lián)產(chǎn)機組在未來兩年集中建成，以及河北供熱鍋爐煤改氣的加速推進，京津冀有望在未來幾年迎來氣量增長的爆發(fā)期。北京燃氣電廠產(chǎn)能將在2023年底達到8.4GW,年消耗氣量70億方，北京唯一的供氣商北京控股，以及燃氣發(fā)電市場占有率50%的京能清潔能源將成為主要受益者。天津2023年底也將有3.6GW的燃氣電廠投產(chǎn)，具有津燃華潤49%股權的華潤燃氣將有望受益。公司層面分化也逐漸顯現(xiàn)。從2023年上半年氣量增長來看，新奧能源和中國燃氣售氣量同比增速仍然維持在20%以上，而華潤和港華的內生增長則降至了15%以下。此次提價后，港股燃氣公司的順價均較為順利，其中北京控股，中國燃氣均已完成受影響氣量的完全順價。而氣量增長方面，北京控股由于氣量增長主要來自于電廠和供熱領域，需求剛性較強，提價后消費增長預計依然強勁；我們預計，新奧能源和中國燃氣在提價后均會感到部分已有用戶的抵觸，但是由于總體需求旺盛，售氣量增長仍能維持20%的同比增速；而華潤燃氣提價后的需求增速則可能在三季度放緩。天然氣定價改革也在穩(wěn)步推進，2023年提價仍有諸多不確定性，但對燃氣公司利潤率沖擊可能有限。根據(jù)發(fā)改委的價改思路，存量氣價將會在“十四五”末與增量氣價水平靠攏。假設油價不變，則意味著存量氣價每年平均上調0.3~0.4元/立方米。我們的壓力測試顯示，若2023年非居民存量氣價上調0.3元/立方米，90%的成本上升完成順價，城市燃氣公司的凈利潤將受到9%~13%的沖擊。而根據(jù)此次提價經(jīng)驗看來，實際利潤沖擊將比壓力測試更小。上游公司在未來幾年還可能會進一步推動居民門站價的上調，但由于對于大部分港股燃氣公司而言，居民售氣量占比不到四分之一，影響仍將有限。壓力測試顯示，若14年居民存量氣價上調0.3元/立方米，70%的售氣量完成順價，城市燃氣公司的凈利潤將受到2%~6%的沖擊。如果差異化定價模式同時在門站和終端層面同時推行，可望穩(wěn)定城市燃氣公司利潤率。而如果管輸費下調在部分省網(wǎng)和已建成長輸管線推行，則有利于降低城市燃氣商和用戶的購氣成本，緩沖今后上游提價幅度。4、燃氣公司的生命周期分析為了更清楚地研究城市燃氣的發(fā)展階段和各個財務/經(jīng)營指標的演化，我們模擬了燃氣消費從起步到飽和階段，在一座擁有50萬可接駁用戶的中等規(guī)模城市推廣的全過程。我們假設到成熟階段，大約75%的燃氣銷量來自工業(yè)用戶。我們發(fā)現(xiàn)，中國城市燃氣公司目前仍然處于發(fā)展周期的前半程，平均處于30年專營權的第6~7年的位臵，具體特點如下：居民滲透率35%~40%：當前大型燃氣公司居民用戶滲透率約為35%~40%，每年平均增長3~4個百分點。我們假設最終滲透率在第15年達到80%。售氣量處于高增速期：過去幾年城市燃氣公司的銷量增長迅速，新項目的開發(fā)和新氣源的獲得將繼續(xù)推動銷量增長。售氣/接駁毛利占比基本相當：當前的接駁費平均占總收入的~25%和毛利的~50%，未來將逐漸下降。自由現(xiàn)金流趨于平衡：隨著項目的成熟、經(jīng)營性現(xiàn)金流入的穩(wěn)定增長和資本支出的緩和，主要城市燃氣公司的現(xiàn)金流逐漸由負轉正。結合我們對標準城市燃氣消費增長過程的模擬，我們認為城市燃氣公司將經(jīng)歷以下發(fā)展趨勢：滲透率將以每年3~4個百分點穩(wěn)步上升，銷量/收入/毛利將在未來數(shù)年持續(xù)強勁增長；接駁費在收入/毛利中的占比逐漸下降，燃氣銷售逐漸成為占主要增長驅動力；工業(yè)用戶售氣量占比提升，抬升總體銷售毛利率；自由現(xiàn)金流的改善使派息率提高；由于接駁費的貢獻下降，利潤率將緩慢下滑，并在第10年趨于穩(wěn)定；資產(chǎn)回報率保持穩(wěn)定；凈現(xiàn)值在第15年之前將逐年上升，市盈率估值水平保持穩(wěn)定。主要燃氣公司在生命周期中的位臵：我們統(tǒng)計了各燃氣公司旗下項目的發(fā)展階段，按項目規(guī)模加權計算出在手項目平均所處的年份，從而描繪出燃氣公司在我們典型城市燃氣模型中的位臵。我們認為，中國燃氣由于小項目眾多，約有1/4的燃氣項目還未正式通氣，在發(fā)展周期中仍處于較早階段，售氣量和接駁費的增速均高于行業(yè)平均，爆發(fā)能力強，潛力大。華潤燃氣前幾年外延擴張勢頭很猛，也有很多項目處于前期開發(fā)階段，整體處于周期較早位臵，但從2023年氣量增速來看，內生增長方面已出現(xiàn)放緩勢頭；新奧能源處于第8~9年的位臵，目前售氣量貢獻最大的城市燃氣項目均是2023/03年拿到的，售氣業(yè)務進入收獲期，年增速穩(wěn)定在20%~25%；港華燃氣和新奧一樣，介入城市燃氣業(yè)務較早，內生售氣量增長穩(wěn)定在15%左右，略低于可比公司平均水平；北京控股則基本進入了居民接駁的尾聲，北京天然氣滲透率高達70%。其主要增長動力來自于北京的供熱鍋爐和燃氣電廠的改造，未來兩三年為煤改氣高峰期，高增長可見性強。5、六維度建立燃氣公司的評價體系我們從以下六個維度評價城市燃氣公司：內生增長潛力、外延擴張能力、順價能力、氣源鎖定能力、財務表現(xiàn)和接駁費風險抵抗力。內生增長潛力：我們認為，滲透率低，項目數(shù)量多，地理分布集中于京津冀、長三角、珠三角地區(qū)，新增非居民用戶潛力大的燃氣公司具有更強的內生增長潛力。中國燃氣由于小項目眾多，地理分布廣泛而具有很強的內生增長爆發(fā)力，新奧能源則坐擁大量東南沿海優(yōu)質項目，增長穩(wěn)健。外延擴張能力：負債率低，以往收購并購經(jīng)驗豐富，已有項目地理分布廣泛的燃氣公司具有更強的外延擴張能力。華潤燃氣依靠其母公司支持在過去幾年攻城略地，積累了豐富收購經(jīng)驗，具有最強的擴張能力。順價能力：對于居民，小城市順價相對容易；對于工業(yè)用戶，東部地區(qū)可能更為順利。氣源鎖定能力：北京控股，華潤燃氣依靠其國企背景和大城市布局，拿氣能力較強，而中國燃氣則是新氣源到來的最主要受益者之一。財務表現(xiàn)：從股權回報率，售氣毛利率和歷史增長記錄來看，新奧能源具有最優(yōu)秀的財務表現(xiàn)，有望繼續(xù)保持穩(wěn)健增長。接駁費風險抵抗力：北京控股由于收入結構中沒有接駁費，其風險敞口為零。華潤燃氣的接駁費收入占比較低，風險較小?？偨Y六個維度的測評，我們看好中國燃氣、新奧能源、北京控股的發(fā)展前景，他們均有較高的內生增長潛力，風險調整后的回報可能好于其他燃氣公司。五、行業(yè)重點公司簡況1、上海石化：成品油“優(yōu)質優(yōu)價”是未來看點我們預計，未來成品油優(yōu)質優(yōu)價，化工業(yè)務的溫和復蘇，以及公司對上海和周邊市場的整合控制，將推動盈利的復蘇。成品油“優(yōu)質優(yōu)價”政策利好煉油業(yè)務。上海石化完成煉油改造工程以后，原油加工能力提高到1,600萬噸/年，生產(chǎn)的汽油100%達到國V標準，國IV和國V標準的柴油各占50%。預計上海石化未來在江蘇、浙江等地的柴油月均銷售量在10萬噸以上，其余大部分在上海地區(qū)銷售，成品油“優(yōu)質優(yōu)價”政策，對公司2023年凈利潤增厚合計可能達5億元人民幣以上。煉油改造工程“一舉多得”。公司原油加工能力提高到1,600萬噸，加工低成本的高硫原油能力大幅增加，能耗和現(xiàn)金加工費降低到行業(yè)平均水平的2/3。同時，汽油收率從18%提高到26%，產(chǎn)品結構優(yōu)化增強盈利能力。化工業(yè)務溫和回升，未來延伸精細化工產(chǎn)品線。我們預計化工業(yè)務在明年可能溫和回升。新業(yè)務方面，精細化工產(chǎn)品線已生產(chǎn)出碳纖維(SCF30型號)，計劃繼續(xù)開發(fā)新產(chǎn)品；EVA項目，目前已經(jīng)與專利商簽署了技術合同，計劃今年第四季度開工建設，2023年中建成，預計EVA項目內部收益率約22%。盈利預測與估值風險政府放開油品進口，可能沖擊國內批、零市場，但在現(xiàn)行定價機制下對煉油業(yè)務可能影響有限；“優(yōu)質優(yōu)價”政策的執(zhí)行風險；明年可能出現(xiàn)的大修季節(jié)；國際油價大幅波動；成品油和化工產(chǎn)品需求進一步下滑；成本上升、煤化工的沖擊等。2、中國石油：降本增效我們認為，在明年全球經(jīng)濟增長提速的有利背景下，政府改革的組合拳，可能刺激中石油超預期降本增效，實現(xiàn)“意外”盈利回升。放寬原油、成品油進口，以及天然氣管道相關的改革，對中石油會產(chǎn)生一定負面影響，但可能被內部挖潛提效充分抵消。目前兩大油集團在產(chǎn)品質量、技術效率、規(guī)模經(jīng)濟、渠道網(wǎng)絡、市場布局等方面仍然優(yōu)勢巨大，在更開放的競爭環(huán)境下，仍有可能進一步擴大市場份額。我們認為，改革措施可能促進公司更有效的投資，更一致地把股東利益和管理層、員工利益結合起來，提高股東回報率。十年來，央企管理目標發(fā)生巨大轉變，考核體系中規(guī)模性指標目前已經(jīng)完全消失。2023年新一版的國資委央企管理層考核體系中，主要考核指標包括利潤總額、經(jīng)濟增加值、國有資本保值增值率和總資產(chǎn)周轉率。公司業(yè)績在這幾個關鍵新指標上已連年下滑，內部降本增效壓力大增，改善空間巨大。我們判斷，明年公司可能在壓低采油成本、人工成本、減少低效資本開支、降低庫存對資金的占壓、增加對外融資合作機會等方面付出努力。市場開放改革負面影響可能有限。即便原油、成品油進口權放開，政府對申請原油進口權的煉油企業(yè)，可能仍設有較高的資質門檻。同時，油品升級，預計政府會進一步嚴格市場準入和產(chǎn)品質量檢查，無形中可能拉高了行業(yè)門檻，導致部分地煉和民營批零企業(yè)可能失去市場份額。而“優(yōu)質優(yōu)價”政策，有利于升級準備較充分的大油集團。政府還可能開放成品油出口或減少出口配額限制，有利于大油公司評估國內外市場機會，獲取更高利潤。風險國際油價波動；能源和石化產(chǎn)品需求增長緩慢；人民幣升值趨勢放緩甚至貶值；成本增加；征收資源稅和碳排放稅；經(jīng)營風險；異常天氣等。3、中海油：勘探發(fā)現(xiàn)成果豐厚，增產(chǎn)基礎鞏固中國近海油氣產(chǎn)量，在2023年可能開始步入新一輪增長期，同時桶油成本可能開始下降。此外，中海油的勘探發(fā)現(xiàn)自2023年以來一直維持成果豐厚，為中長期產(chǎn)量增長奠定了基礎。中國近海油氣產(chǎn)量在2023年將重回增長軌道，桶油成本可能下降。中海油計劃“十四五”期間油氣產(chǎn)量的年均復合增速為6-10%（不含尼克森），其中中國近海的油氣產(chǎn)量復合增速在4-5%。中國近海油氣產(chǎn)量，在2023-13年的增長較為緩慢，但中海油新建項目的數(shù)量從2023年的16個，增加到2023年的24個，2023開發(fā)支出同比增加61%。預計2023年油氣產(chǎn)量將重回增長軌道，桶油成本也可能隨著產(chǎn)量增長而有所下降。勘探發(fā)現(xiàn)和新增儲量是關鍵。得益于渤海和南海東部的勘探發(fā)現(xiàn)和儲量確認，中海油在中國近海的儲量壽命在2023年已經(jīng)企穩(wěn)回升，有望在2023年回升到10年。中海油近三年在國內的勘探成果豐碩，累計新增探明儲量已超過2023-2023期間總和。如果假設未來兩年儲量替代率為100%，我們預計十四五期間的累計新增探明儲量可達到十一五期間的1.7倍。而如果公司未來儲量替代率維持在近年170%左右的高水平，累計儲量發(fā)現(xiàn)將可能達前期的2.2倍。持續(xù)的勘探進展和儲量增長將為釋放中國海上資源潛力和中海油的中長期增長提供保障。風險國際油價波動；新項目推遲；在產(chǎn)油氣田的衰減速度加快；經(jīng)營風險；收購風險；海外稅收風險；安全事故和異常天氣等。4、中海油服：盈利增長確定，未來可能超預期預計公司可能多渠道增加產(chǎn)能，盈利增長仍有超預期的可能。公司預期2023年國內日費率總體平穩(wěn)，國際高端鉆井船日費率將有所增加。國內日費率參照東南亞同等船型，有10-15%左右的折扣。2023-09年以來，國際市場日費率下跌較多，但公司與中海油的日費率一直比較穩(wěn)定。預計2023年國內部分低端鉆井船面臨降價壓力，但新增高端鉆井船日費率較高，總體費率可望保持穩(wěn)定。2023-15年的資本開支預算80-100億元，或根據(jù)市場需求，購買二手鉆井船。今年的資本開支預算從年初的40-50億元人民幣，提高到70-80億元人民幣。2023-15年的每年資本開支預算約80-100億元人民幣，主要用于一些在建船舶，以及未來根據(jù)市場需求，可能購買一些二手鉆井船。公司預期未來國內外市場保持強勁需求，計劃多渠道增加產(chǎn)能，滿足客戶需求。國內方面，中海油在中國近海的資本開支仍處于上升通道，國內老油田仍不斷有新發(fā)現(xiàn)，南海地區(qū)100-500米的鉆井需求較大，而且對深水勘探開發(fā)需求仍在不斷的增加。海外方面，公司在挪威北海、美國墨西哥灣、和東南亞等市場都可能獲得新業(yè)務機會。此外，中海油收購Nexen和其他海外資產(chǎn)，也將給中海油服在中長期拓展海外市場帶來機會。油田技術服務板塊毛利率，未來幾年可能逐步提升。中國近海油氣開發(fā)需要的先進技術，絕大部分分包給國外公司，公司目前技術服務業(yè)務中高毛利率項目較少。中海油服正在加強研發(fā)力度，在部分技術上已經(jīng)試驗成功，如LWD和旋轉導向設備，預計2-3年內可能會逐步商業(yè)化，板塊毛利率可能會相應提高。風險關聯(lián)交易風險；租賃和分包費用增加；營運資本管理風險；市場費率變化風險；油田服務作業(yè)失誤；氣候因素、政治因素等。5、華油能源：塔里木區(qū)域可望長期持續(xù)增長塔里木盆地2023-2023年的油氣產(chǎn)量復合增速可能達到11%，華油能源國內業(yè)務將長期受益?？紤]到中亞市場也有較大發(fā)展機會，公司2023/14年的收入增速指引仍為30%。塔里木一體化服務進展順利，未來增長可能多點開花。公司在塔里木地區(qū)的戰(zhàn)略方向包括綜合錄井、連續(xù)油管、壓裂總包、特殊技術的區(qū)塊總包服務等，增長不僅僅依靠IPM總包井服務。我們估計，中石油塔里木油田產(chǎn)量在2023年可能達到3,200萬噸，2023年達到5,000萬噸，該地區(qū)油氣產(chǎn)量和投資將保持長期上升。中亞市場仍有很大機會。管理層預計未來2年，在中亞市場的業(yè)務可以實現(xiàn)30%的年均復合增速。公司目前在4個主要區(qū)域有希望實現(xiàn)5000萬美元左右的收入。中國從中亞進口的天然氣，從初期的170億立方米/年，增加到2023年的650億立方米/年，氣田上產(chǎn)、增產(chǎn)仍需大量油服支持。公司已經(jīng)在主要市場完成布局，形成油藏、鉆井、完井、修井、采油和地面工程等一體化總包服務能力，具有較大競爭優(yōu)勢。管理層對大型設備投資比較慎重，堅持輕資產(chǎn)的服務模式。公司決策大型裝備投資，是在確認市場需求的情況下，依靠技術積累，判斷需求的可持續(xù)性；而不是先投資，再找市場。管理層認為，輕資產(chǎn)的模式風險小、轉型快。公司的核心是技術團隊。華油的技術團隊經(jīng)過了20年的積累，擁有真正核心的技術。在高端市場，華油能源是最早成立專業(yè)化的完井團隊，也是最早成立油藏科研和工程技術研究院的公司。風險中石油反腐事件影響投資情緒；單一客戶風險；價格競爭激烈；安全風險和作業(yè)事故；營運資本管理風險等。6、海隆控股：增長前景明朗考慮到海隆控股的鉆桿近期得到斯倫貝謝的進一步認可，以及未來在涂層、海底配重、油田服務等業(yè)務上的增長潛力，我們認為公司未來增長前景比較明朗，受未來行業(yè)改革帶來的不確定性較小。管理層執(zhí)行力強，開創(chuàng)未來多渠道增長機會。我們預計，公司在未來1-2年之內，新產(chǎn)品和業(yè)務將不斷取得進展。涂層方面，CRA的10-15萬噸的產(chǎn)能擴建已經(jīng)完成，CWC生產(chǎn)線在今年4月也已經(jīng)投產(chǎn)，未來將成為涂層板塊重要的增長點。油服業(yè)務方面，在發(fā)展高端鉆井業(yè)務的同時，加強一體化總包能力。產(chǎn)品得到國際客戶進一步認可。海隆與斯倫貝謝簽署了3年的主供應商協(xié)議，預計鉆桿銷售可因此增加約10,000噸，占公司今年鉆桿銷售量的25%左右。公司向斯倫貝謝不僅提供API標準產(chǎn)品，還有高端、高毛利率的非API鉆桿，而且產(chǎn)品的使用地域包括北美、中東、非洲和俄羅斯等地，充分說明了公司鉆桿及相關產(chǎn)品的國際市場競爭力。風險業(yè)務進展低于預期；鉆桿業(yè)務競爭加?。缓Ｍ馐袌霰O(jiān)管風險；匯率風險；營運資本管理風險等。7、安東油田服務：超前布局，利好長期公司近期發(fā)行2.5億美元債券，可能造成利息費用顯著提高。我們預計發(fā)債所得款項可能用于資本開支（包括部分可能超前投入的項目和產(chǎn)能）、償還現(xiàn)有債務和一般企業(yè)用途。為了推進一體化服務，公司目前正在加快戰(zhàn)略性布局和相應的投資。我們對公司的長期戰(zhàn)略部署充滿信心，但公司短期盈利趨勢可能受行業(yè)改革和大油央企調整資本支出的影響。持續(xù)進行戰(zhàn)略性投資和業(yè)務布局。為了大力推進一體化服務，公司未來不僅繼續(xù)新增鉆機服務能力，還將管理其他公司的鉆機；此外，公司的壓裂設備投資也將可能持續(xù)。此外，針對鉆井提速和增產(chǎn)的需求，公司還進一步發(fā)展定向鉆井、完井等服務，并計劃進入環(huán)保服務領域。加大海外業(yè)務布局。除了原有中國石油公司的項目，公司在伊拉克成功進入國際油公司的市場。在南美，公司與國際完井工具制造商簽署了戰(zhàn)略合作協(xié)議，并開始全面布局。伊拉克和南美市場，有望成為公司未來重要增長點。大油集團可能削減上游勘探、開發(fā)低效資本開支，一體化服務公司受到的影響較小。由于國內陸上油氣行業(yè)在改革大潮下必然更加注重效率和回報，大油集團可能削減低效的資本開支，甚至可能調整服務商的準入資質以縮減外包規(guī)模，節(jié)約成本。國企內部油服公司，也可能主動推行降本增效、甚至率先削減服務費率，幫扶油公司共渡難關。我們認為，部分單項服務提供商可能面臨產(chǎn)能過剩、價格下滑的壓力，但一體化服務公司如安東可能受到的影響較小。風險行業(yè)不明朗因素的影響；資本開支下滑；作業(yè)風險；服務價格下滑；折舊、人工等成本上升等。8、惠博普：海外總承包業(yè)務已現(xiàn)端倪隨著公司EPC工程總承包業(yè)務的兌現(xiàn)，預計明年盈利存在超預期的可能性，維持“推薦”的投資評級。海外工程總承包業(yè)務將成為未來業(yè)績增長點。管理層預計，EPC工程總承包已成為業(yè)務拓展的重點，為了更好地反映公司的財務狀況和經(jīng)營成果，公司在10月底增加了EPC工程承包業(yè)務相關的會計政策。我們判斷，公司的新業(yè)務可能已現(xiàn)端倪，未來EPC工程總承包將成為業(yè)績增長點。公司跟隨中國三大石油公司，未來有望在中東、中亞等地逐步取得EPC業(yè)務的突破。油氣環(huán)保業(yè)務將繼續(xù)保持高增長。上半年環(huán)保業(yè)務收入同比增長112%，繼續(xù)保持迅猛發(fā)展勢頭。含油污泥處理業(yè)務經(jīng)過培育，逐步開始打開國內外市場；儲油罐清洗設備和服務，也進行了市場布局。預計公司將不斷拓寬產(chǎn)品線，擴大市場占有率，使環(huán)保業(yè)務繼續(xù)成為業(yè)績增長點。自動化和天然氣運營業(yè)務，未來將持續(xù)貢獻利潤增長。公司收購濰坊凱特，獲得了較為齊全的資質、人才隊伍，與公司原有市場網(wǎng)絡相結合，有利于捕捉國內外市場的機會。此外，公司在山西參股的天然氣項目已進入試運營階段，遼寧營口年底可能投產(chǎn)，未來幾年天然氣業(yè)務將持續(xù)貢獻利潤增長。公司公告，2023年歸屬于母公司股東的凈利潤，同比增長30-60%至1.24-1.53億元人民幣。我們預計，隨著在手訂單的交付，公司2023年的盈利增速可能接近預告的高端。風險海外項目的招標滯后，或者金額低于預期的風險；海外市場的政治動蕩風險；技術或者產(chǎn)品被仿制的風險；訂單或者收入季節(jié)性波動風險；天然氣和煤層氣項目資本開支超預期的風險；營運資本管理風險等。9、中國燃氣：進入內生成長加速期我們看好中國燃氣內生增長的后續(xù)發(fā)力。公司旗下小項目居多，北方項目眾多，是氣源瓶頸逐漸緩解和北方供熱鍋爐煤改氣的主要受益者。小項目居多，氣源瓶頸緩解的主要受益者：相比于其他燃氣公司，中國燃氣小項目居多，過去在氣源供應保障方面處于劣勢。隨著未來主干管線和省網(wǎng)的建設，以及市場開放改革的推進，氣源供給瓶頸有望得到緩解，小城市氣量增速后續(xù)可能發(fā)力。北方項目眾多，供熱鍋爐煤改氣潛力巨大：公司目前擁有約210個城市燃氣項目，為同類公司中最多，旗下的項目遍布全國22個省份，北方項目眾多。由于各地方政府大力發(fā)展供熱領域煤改氣，多地推動淘汰10蒸噸以下燃煤鍋爐，氣量增長潛力巨大。順價較為順利：管理層表示此次天然氣提價后，中國燃氣順價較為順利。目前幾乎所有受影響氣量部分完成順價，工商業(yè)用戶售氣業(yè)務毛利保持穩(wěn)定，提價后售氣增速保持強勁。完成對于百江燃氣和富地燃氣的收購:中國燃氣于9月份完成了對于百江燃氣51%股權以及富地燃氣的收購。基于富地石油對于富地燃氣2023/14年凈利潤2.0/4.0億元的業(yè)績承諾，我們預計并表后富地燃氣將在2023財年貢獻約1.5億元的凈利潤。2023上半財年業(yè)績有望靚麗：中燃發(fā)布盈利預增公告稱2023上半財年凈利潤預計大幅增長。我們預計其同期售氣量同比增速約在20%~25%之間，凈利潤同比增速在30%~40%，接駁費增速和利潤率有望超預期。風險上游提價超預期，接駁費增速放緩，液化石油氣業(yè)務盈利性波動10、新奧能源：地域優(yōu)勢明顯，高增長仍可持續(xù)我們上調新奧能源評級至“推薦“，并看好其長期發(fā)展?jié)摿?。新奧旗下項目地域優(yōu)勢明顯，售氣量增長穩(wěn)健，年內順價過程比預期順利。華東、華北項目眾多，增長潛力大：新奧能源目前在河北擁有15個城市燃氣項目，占工商業(yè)用戶總供氣能力的8%。河北政府計劃在2023年之前凈削減燃煤4000萬噸，推廣天然氣利用。新奧在華東擁有54個項目，多于同類公司。東部地區(qū)價格承受能力高，天然氣滲透率低，增長后勁強，也將是天然氣進口權放開的主要受益區(qū)域之一。順價進程較為順利：截止目前，新奧能源已經(jīng)完成了90%售氣量的順價。工商業(yè)用戶售氣毛利穩(wěn)定，而CNG加氣站毛利有小幅擠壓（0.07元/立方米）。由于CNG加氣站毛利通常都在1元/立方米以上，利潤擠壓影響有限。預計售氣量增長今后仍保持強勁。氣量同比增長維持25%目標：管理層維持全年氣量同比增長25%的目標不變。天然氣提價后部分用戶出現(xiàn)抵觸情緒。但環(huán)保壓力下，氣價承受能力高的新用戶也涌現(xiàn)出來，對售氣量形成支持。風險氣量增速低于預期；接駁收入增速放緩；上游提價超預期；順價不完全；天然氣市場化改革推行受阻。11、京能清潔能源：燃氣發(fā)電新范例京能清潔能源受益于今年燃氣和風電利用小時的顯著回升，以及今明兩年的產(chǎn)能集中投產(chǎn)，今明兩年凈利潤同比增速有望維持50%以上。清潔能源發(fā)電新范例:在減排的壓力下，北京政府對于推動發(fā)電領域煤改氣的決心不斷增強。相比于其他省份，北京為燃氣電廠提供更高的電價補貼和適中的天然氣采購價，使發(fā)電企業(yè)享受更高的點火價差。同時，在政府、電網(wǎng)、電企各方的協(xié)調下，北京的燃氣電廠可以獲得4,300小時左右的利用率，遠好于其他省份燃氣調峰電廠普遍不到2,000小時的尷尬情況。各方利益協(xié)調使北京的燃氣電廠享受了更有利的投資回報率和更有效運營環(huán)境。燃氣發(fā)電裝機容量增長提速：北京市政府規(guī)劃在2023年底前完成四大燃氣熱電中心的建設，京能的燃氣裝機容量將由目前的203萬千瓦提升至約440萬千瓦，兩年內翻倍。此外，公司還在北京鎖定了6個分布式能源項目，為2023年以后的增長鋪墊。2023年利用小時數(shù)顯著回升：2023年前三季度燃氣機組的利用小時改善，一方面緣于去年的低基數(shù)，另一方面緣于今夏旺盛的電力需求。風電機組也在風資源改善的同時，限電減少，前三季度利用小時同比上升約20%。我們預計，京能的燃氣電廠平均利用小時在2023/14年分別同比增長10%/4%,風電利用小時2023/14年分別同比增長25%/3%。風險上游氣價上漲后，順價不完全或時滯大于預期；利用小時數(shù)低于預期；政府補貼的不確定性；C