一、全球供给格局与成本优势

1.1 2024E-2028年全球累计新增LNG液化能力

至2026/2028年底与2023年相比LNG液化能力增幅22%/40%，增加量分别占2023年LNG贸易量的26.9%/49.2%。新增产能主要来自美国、卡塔尔、俄罗斯，特朗普重新执政或加快液化项目审批，全球供给宽松趋势明确。

1.2 美国LNG资源到中国口岸价格低于平均到岸价

2022-2024年美国LNG长协到中国口岸价格比到岸均价低5.58/1.62/1.42元/方。美国LNG长协到达沿海终端成本约2.10元/方，低于中石油合同价2.60元/方，低价长协供给增加有望降低国内用能成本。

1.3 不同能源单位热值价格比与经济性敏感性测算

2024M1-10气煤比均值2.0较历史均值回落15.6%，气油比均值0.78回落10%。不考虑清洁价值天然气涨价不超过26%即比石油经济，降价52%（-1.50元/方）即比煤炭经济；碳价300元/吨时天然气降价19%（-0.56元/方）即比煤炭经济，清洁价值下天然气经济性显著。

1.4 2023年天然气产量及进口接收能力分布

国内天然气对外依存度保持40%以上，气源供应主要依赖三大油（产量占82.8%），进口LNG占比59%。中游管输按有效资产收益率定价（国家管网8%、省级7%），下游城燃配气费按税后全投资收益率7%定价，产业链定价机制逐步透明化。

二、国内需求与价格机制

2.1 2023-2030年天然气消费量复合增速9.0%预测

2030年天然气能源结构占比目标15%，对应消费量7203亿方，较2023年3939亿方增长1.8倍。城燃/工业/发电用气2023-2030年复增分别为6.3%/10.8%/10.6%，用气渗透率分别提至17.6%/13.3%/5.8%，行业持续成长空间充足。

2.2 2019-2024E五大龙头公司城燃价差

2022年城燃价差均值0.48元/方较2020年下滑20%。2023年顺价落地价差修复至0.50-0.52元/方，2024H1龙头修复幅度0.02-0.04元/方。2024-2025年价差仍有0.03-0.07元/方提升空间。

2.3 2022-2024M11居民调价情况

截至2024年11月，全国165个地级及以上城市（占比57%）已完成居民用气顺价，提价幅度0.21元/方。顺价政策从联动范围扩大、周期缩短、程序简化三方面推进，价差修复集中在政策落地后的下半财年。

2.4 龙头城燃ROA普遍未达7%标准

2017年发改委规定配气价格按全投资税后内部收益率不超过7%核定。仅新奥能源、中国燃气曾达该标准，2022年行业价差走弱后ROA普遍回落至7%以下。参考ROA 7%标准，城燃合理配气费在0.6元/方以上，当前价差存10%+提升空间。

2.5 配气费核定方式与合理价差估算

配气费=准许成本+准许收益+税金，准许收益=有效资产×准许收益率（7%）。参考某上市公司城燃项目收购方案估算，合理配气费随采购成本增加而增加，基准情景下超过0.6元/方。对比美国ONE Gas公司顺价实践（ROE稳定8.5%、单方差价稳定0.20美元/方），国内价差提升空间明确。

三、接驳与双综业务结构变化

3.1 龙头城燃2024H1居民接驳量及同比变化

2024H1龙头城燃接驳量下滑明显，新增居民户数下滑幅度10%-23%。根据全年指引，2024全年接驳量普遍下滑10%-20%（昆仑能源-7%、新奥能源-19%、华润燃气-14%、中国燃气-22%），地产周期拖累逐步见底。

3.2 五大龙头城燃接驳利润占比

2024E接驳利润占比普遍下滑至10%-25%（新奥能源12%、华润燃气22%、中国燃气18%），较2023年降低5-10pct。2025年接驳下滑对总利润影响在4%以内（新奥能源-1.8%、华润燃气-4.0%），结构性影响显著减弱。

3.3 综合能源与入户设备销售业务增速

2024H1燃气销售衍生业务低基数下高速发展，综合能源业务毛利增速华润燃气+78%、新奥能源+17%、港华智慧能源超50倍；入户设备/商品销售业务毛利增速华润燃气+22%、新奥能源+23%、中国燃气+15%。双综业务成为城燃新增长点。

3.4 新奥能源毛利结构变化

接驳毛利占比从2020年约25%降至2024H1约12%，天然气销售毛利占比提升至约50%，综合能源+智家业务合计占比升至约38%。城燃公司盈利结构从“接驳驱动”向“气量+服务驱动”转型，盈利稳定性增强。