新奥能源(02688)：背靠集团全产业链布局，城燃业务拉动下，各维度竞争力凸显

公司成立于 1992 年，从事城市管道燃气业务。2001年5月10日在香港联交所创业板上市，2002年6月3日转主板。2006年业务升级取得天然气、液化石油气、甲醇、二甲醚等清洁能源的进出口权，成为国内继三大油之后第四家获得天然气进出口权的企业。2010年公司发展分布式能源业务、泛能业务，为客户提供清洁能源整体解决方案，新奥燃气更名为新奥能源。公司经过持续的战略升级，形成了城市燃气、综合能源、能源贸易、能源输配四大核心业务。

（1）城市燃气：

新奥能源在全国17各省、直辖市、自治区成功运营187个城市燃气项目，为1852万居民用户和12.1万家工商业用户提供城市燃气及各类清洁能源产品与服务，铺设管道超过46397公里，投资、运营606座天然气汽车加气站。在北美、欧洲从事交通清洁能源业务。

（2）综合能源：

根据客户用能需求,提供电力业务咨询、工程设计建设、电力系统运维、电能销售、用能大数据、售电金融、能源托管等服务。2018年内投运31个, 累计投运62个、正在建设35个综合能源项目。新签约257个综合能源项目，潜在规模超过每年1,000亿千瓦时，在建及已签约项目增加至323个。在17个省市相继成立了30余家售电公司，在广东、广西、云南、内蒙、等电改试点省份首批开展交易。

（3）能源贸易：

能源生产方面拥有多家LNG工厂，年生产能力达13亿方。同时努力探索非常规资源开发，利用新奥自主研发技术，率先成为国内焦炉煤气制LNG产业化的民营企业。
能源贸易方面拥有中国商务部批准的天然气、液化气、甲醇、二甲醚等重要能源进出口权，与上游客户长期保持着良好的联盟合作关系，为全国30个省、自治区、300余家城市燃气及车船用项目提供服务，历年LNG贸易处于行业领先地位。

（4）能源输配：

利用先进的信息技术，实现“气、电、热、冷”综合能源基础网络的智慧化运营；以储能为支撑，运用泛能技术，实现多能互补、供需匹配，为客户提供“清洁、高效、安全、优质”综合能源服务。

公司的最大股东为新奥国际，而新奥国际由实际控制人王玉锁、赵宝菊夫妇各占50%的股权。新奥国际近几年所持股权均保持在30%左右，股权结构相对稳定。

新奥国际是新奥集团的子公司，新奥集团成立于1989 年，已经形成了贯穿下游分销、中游贸易储运和上游生产开采的完整清洁能源产业链，以及覆盖：文化、旅游、地产等领域的大健康产品链。业务覆盖中国20余个省、市、自治区的170多座城市，以及东南亚、大洋洲等地区。集团现有员工近5万名，年经营收入超过千亿元人民币，旗下拥有新奥能源、新奥股份（600803.SH）、新智认知（603869.SH）三家上市公司。新奥集团的产业布局主要涉及能源、科技、环保、文化、健康领域五大领域。

新奥集团在清洁能源产业链的上、下游均有布局，对新奥能源控股起到协同发展的作用。

集团上游的新奥股份实现自有技术产业化投资的同时打通了公司煤清洁化利用、煤制天然气的循环经济通道，还进行了天然气战略投资，即成为澳大利亚第二大油气上市公司Santos的第一大股东。Santos的天然气储存量丰富，且具有领先的开发生产技术，其在印度尼西亚和越南亦设有石油和天然气生产设施，并且运营了多个开发项目和开采投资项目，拓展了在亚洲的业务。未来公司将有机会与 Santos 在全球范围的能源业务布局展开合作，有助于完善新奥集团的天然气全产业链布局。

另外集团于 2014 年收购了中海油北海 45%股权，中海油北海 LNG 工厂设立于北海涠洲岛，LNG 加工的原料气为中海油海上石油伴生气，产品主要销往珠三角地区；2018年8月集团的LNG舟山接收站已投产，上游气源布局进一步丰富。

1、量：城燃售气量保持高增，工业端实力强劲

公司的营业收入主要由城燃分销、接驳、加气站、燃气批发综合能源销售及服务、材料销售、燃气具销售六部分组成。2018收入年高速增长25.8%至607亿元，其中城市燃气业务占比52%仍是拉动收入增长的最重要力量，另外贸易业务受益于2018年天然气行业的量价齐升占比提升至30%，而综合能源服务业务在低基数下实现3倍以上增长，2018年收入占比约2%；2018年归母净利润虽受可转债和商品对冲工具公允价值变动损益、汇兑损益等一次性影响同比基本持平，但是反映核心业务的扣非归母净利润增长加速，较2017年增长19.8%至44.71亿元。

公司燃气项目主要分布在福建、河北、山东、河南、湖南、江苏等煤改气重点地区和东部发达地区。受益住宅用户和工商业用户需求拉动，公司近年特许经营权覆盖范围的扩大，2018年公司共收购了 23个新项目及 34个现有项目外围的经营区域，项目总量达187个，覆盖可接驳人口达9457万人。扩张项目中既有现有强势区域如河北、湖南、山东等，也包含了部分项目规模相对较小的区域，一方面乘现有管网的协同效应，降低了扩张的成本，另一方面随着规模的提升，对周边区域上下游的议价能力也有望进一步增强。

城燃售气量稳健增长，保障收入维持高增速。城市燃气部分收入（管道燃气销售+接驳） 2018年同比增长24.7%至373亿元，占比超六成，其中管道气销售量2018年同比增长23%至161亿方，售气量高增拉动管道气收入同比增长31.1%至314亿元（其中2016年受民用气售气量和油价下跌后工商业售气价下调影响，收入有所下降）。而接驳业务基本代表了近年公司燃气项目的扩张步伐，在接驳单价略降的背景下收入基本维稳。

1、工商业与民用双管齐下，售气量保持高增

（1）工商业用户据地利保持高增长

公司工商业城燃项目同样位于燃气需求旺盛的重点区域，售气量占城燃分销售气总量八成以上，而其中工业售气量又占工商业售气量的80%以上，是售气量和收入的拉动主力。2017、2018工业售气量分别同比增长41.3%、21.6%至90亿和110亿方；商业售气量分别同比增长20.4%、18.1%至18.9亿、22.3亿方。

（2）居民用户受益煤改气仍保持高增，户均售气量提升利好长期增长

煤改气推进+城镇化共助民用气量提升。2017年煤改气推行以来，公司煤改气新增用户的占比有所提升。2018年民用售气量同比大幅增长34.3%至28.9亿方。

户均售气量提升利好长期发展。2018年天然气居民用户同比14.3%至1852万户，售气量增速远高于用户数增长，户均售气量同比提升而当年民用售气量增速达34.3%至28.9亿方，户均燃气销售量近年均保持提升。在用户数和户均消费量双提升的拉动下，公司2018年末覆盖区域气化率同比进一步提升1.3pct至58.8%。

2、未来售气量增长点：现有区位布局成熟有助项目拓展，各地渗透率仍存空间

（1）外生驱动：清洁能源替代政策深化

中短期来看，煤改气的纵深和扩维共同推进仍是需求的重要拉动力量。华北重点区域民用/工业煤改气2018年仍保持相对较强力度，而2019年作为重点区域散煤替代的收官前夕，需求端在规划指引下仍能保证增量。而东部南部地区近年在清洁能源替代方面同样有强政策不断出台，尤其是公司所在重点区域福建、广东、江苏等地，其约束性目标并不比华北地区低，有助于更稳妥地接过华北重点地区的接力棒，使整体需求保持较为稳定的高增长。

长期来看，十三五规划城镇居民气化率在2020年达到50%-55%，2030年达到65%-70%，而根据天然气发展白皮书披露，2016年国内城镇居民气化率仅为40%仍较目标值有较大差距，且与西方发达国家85%以上的气化率对比长期空间更为广阔。公司所在主要区域的多省均在近年对气化率方面提出规划和要求，有效拉动了现有项目内用气居民户的内生增长。以河北省为例，十三五规划到2020年城镇居民气化率超过50%，而河北定州市项目2016年当年仅有592户燃气用户，而到2017年居民用户迅速增加到11584户，增长近20倍。因此在城镇化率等长期规划和地方清洁能源替代的短期政策驱动下，公司已获取区域用气量的内生增长可期。

（2）内生驱动：项目积极拓展，新老项目共促用户数量增长

需求增长转化为公司售气量的增长还与气源供应、管理扩张的竞争实力等因素相关。气源方 面，由于2018年新增集团接收站的LNG，东部和中部地区项目在价格方面具有相对优势，进而保障旺季需求增长的承接。同时全国供需形式的好转也有利于各省项目的气源保障。项目扩张方面，公司所在区域内燃气分销集中度仍相对较低，地级市和县级特许经营权的整合近年已在不断推进，同时经历2018年旺季门站价大幅上浮后的盈利压力，中小城燃企业生存状况恶化，被收购意愿进一步增强。

目前在手项目高增是短期售气量增长的重要保障。2018-2019Q1收购23个新项目（其中2018年18个、2019Q1已收购5个项目）及34个现有项目外围的经营区域，新增可接驳人口325万人，预计增加超25亿方天然气销量。公司2019年针对天然气业务提出要深挖存量、做大增量的经营思路，加大并购优质城市燃气项目力度，从而促进售气量的持续提升。

1、城市燃气气源受益集团LNG接收站进一步丰富，成本端提价影响有限

公司近年综合售气毛差有所下降，但随着各项负面因素逐步落地和消除，未来毛差有望保持稳定。具体来看，公司毛差2018年同比下降0.02元/方至0.61元/方，售气业务毛利率同比下降0.6pct至15.0%。主要负面因素包括1）中石油供暖季门站价上浮力度提升；2）各省民用气门站价并轨且公司民用气售气量占比有所提升；3）各省城燃配气费核准后部分地区终端售价降低。公司2018年整体盈利能力下降的趋势已经放缓，我们认为经历价格改革后2019年终端售气价格的政策风险已经基本消除，而随着供需的进一步好转，旺季天然气采购的成本价有望稳中趋降。

（1）政策风险基本消除

城燃部分的主要价格改革基本完成。民用气门站价的提升和城燃配气费的核准是以前年度城燃公司价格端的主要风险，2018年民用气门站价并轨和终端顺价基本完成，同时大部分地区城市燃气配气费核准在2018年完成，因此整体政策对终端价格的影响已经基本消除。

同时2019年4月起城燃企业的增值税率进一步1pct下调至9%，各省门站价于同期下调，不含税门站价基本保持稳定，而下游的终端调价仅部分省份推进，且价格理顺拥有1-3个月的滞后，因此整体来看，不含税成本端维稳售价略升，考虑到上年同期民用气门站价并轨后终端顺价滞后的影响，我们预计公司全年毛差同比仍相对维持稳定。

（2）供需优化，调峰气高溢价有望降低

2018年在民用保供压力下，中石油在与下游签订2018年冬季天然气保供合同时，对东部、西南和南方地区的用气量在基准门站价的基础上浮20%-40%，其中非民用的调峰用气涨价幅度较大。我们以公司披露的各地区天然气用户数量和户均售气量测算，2018-2019供暖季中石油涨价拉低的毛差约为0.050元/方。

而2019年以来，供需格局进一步好转，2019H1产需缺口显著缩小，进口依赖度在持续上升后首次出现下降，同时截至7月的LNG价格的同比下降也一定程度上反映了市场供需同比向宽松方向发展，因此预计2019年旺季中石油对门站价的上浮力度有所减小，同时在管网假设推进的背景下，气源拓宽下企业对合同外额外气的依赖程度也有望降低。

（3）集团接收站丰富气源降成本

新奥集团LNG接收站的投产有望丰富公司的气源结构，进一步降低购气成本。公司2018年9月已于新奥集团签订LNG采购协议，2018Q4起到2028年将通过新奥集团舟山LNG接收站进口LNG，框架协议中年协议采购量约为144万吨（约19.87亿方）。

价格方面，由于国内液化气2018年全年的价格中枢远高于2017年，而2019年以来的均价同样处于高位，而对于进口起来说，亚洲溢价在多气源竞争主导下逐渐收窄，因此进口LNG成本相对趋于稳定。2018年10-次年3月供暖旺季国内进口平均LNG到货价（含运费、税金、码头使用费）约为3544元/吨，仍较浙江、江西、山东等地区的LNG平均到货价低1236元/吨，公司采用进口LNG替代以前年度在国内LNG的采购成本方面优势明显，同时公司贸易业务也显著受益接收站成本相对稳定的气价。

利用集团的接收站进口LNG不仅有利于公司成本的把控，还有利于公司进一步丰富气源，从而减少对单一气源的依赖提高议价能力。假设公司的进口LNG中80%用于城燃业务中原有LNG和中石油增量气采购的替代，并假设2019年供暖季公司进口LNG到岸价维持2018年旺季4443元/吨的水平，而国内液厂的LNG均价假设较2018年旺季4970元下降约5%至4721元/吨（由于中石油额外量同样采用市场价格，因此此处仅对LNG市场价差进行测算），若公司2019年城燃售气量实现同比约18%的增长，2019年进口LNG有望拉升公司毛差约0.015元/方。

整体来看，公司2019年毛差较2018年相比，售气结构和毛差有望基本维稳。其中LNG接收站进口气对毛差带来正面影响0.015元/方；增值税率下调带来正面影响约0.005元/方；中石油旺季价格上涨带来负面影响约0.035元/方，我们预计公司2019年毛差同比微降0.015元/方，维持在0.60元/方左右的相对稳定水平。

另外，为了避免出现2017年调峰储气能力不足而大额采购高价现货的情况发生，公司在保供方面充分布局，一方面在已经获取中海油等接收站的使用窗口期，在旺季的交易方面气源进一步得到保障。虽然国内长期产需矛盾仍将持续，但随着国内旺季调峰能力的提升，气源端为调峰而涨价的动力和幅度有望降低，因此预计未来毛差将进入缓降趋稳的状态。

2、接驳依赖度下降，政策风险影响有限

2019年4月初发改委就规范接驳费用下发征求意见稿，提出接驳费用的成本利润率不超过10%。我们认为，接驳费此次更偏重于规范，小散城燃公司的不合理高价和后续服务的低质量乃至缺失是此次监审的重点，叠加实施时间最快也会从2020年开始，因此接驳费用方面的风险会是一个持续缓释的过程。

从公司角度来看，公司的工程安装费整体水平趋降，但已经相对处于稳定区间。2018接驳费用同比下降9.1%至2522元/户。工商业方面，接驳费用与整体非居民天然气价格走势基本一致，2016年以来整体趋降，2018价格同比/环比均相对维稳。

盈利能力维稳的同时公司近年接驳的毛利依赖度下降。由于接驳业务毛利率相对较高，其成为了近年各大分销企业城燃业务的主要毛利来源，2018年受低毛利的煤改气增多的影响，接驳业务整体毛利率下降4pct至58.8%。但公司接驳毛利占比近年持续下降，由2015年50.4%的高点下降到2018的36.3%。相对降低的占比有助公司逐渐减少对一次性接驳业务的依赖，从而实现长期的盈利增长。

同时我们以2018年为基数，对接驳费用影响毛利的程度进行敏感性分析。假设其他收入不变，在现行约2500元每户的接驳费基础上，即使削减10%至2250左右的水平，公司整体毛利的影响也仅6.7%。

我们将公司与其他燃气公司进行了横向比较，认为（1）公司较高的售气增速和单方气盈利能力有助于公司的长期增长；（2）公司的高经营效率有望拉动未来扩张的边际收益；（3）公司现金流情况良好，稳定的高分红同样有利于股东回报。

从2018年情况来看，新奥能源燃气分销量位居第二，仅次于华润燃气，而售气毛差维稳，仅低于高毛差的广东地区公司。由于前文已经提到过，公司在北方的重点煤改气地区以及南方均有所布局，因此售气量的增长短期靠强政策驱动确定性较高，而南方地区现有项目的布局也为长期售气量的增长打下了坚实基础。同时，受价格改革和内高外低的价差等因素影响，长期来看国内整体售气毛差仍将呈现收窄态势，而新奥集团拥有的LNG接收站资产则有利于减缓公司毛差收窄的速度与幅度。

从资产的运营和回报的角度来看，公司的总资产周转率和固定资产周转率均处于行业前列，主要由于公司的主要城燃业务运营经验丰富，同时现有地区项目无论管网设施还是运行都较为成熟。资产的高效周转之下，公司未来在现有项目的基础对周边进行拓展，则有望实现更高的边际收益。

公司近年资本支出主要用于燃气相关设备的购置且金额不大，而在不断扩张的城燃业务拉动下公司现金流保持良好，2018年末公司经营性净现金流82.94亿元，同比增长36.1%；期末在手现金79.2亿元，基本保持稳定。同时公司近年分红率整体保持上升，2018年实现派息率41.6%。

公司综合能源业务以天然气分布式为主，以因地制宜、清洁能源优先、多能互补的方式完成供能服务。其中天然气分布式相比传统的集中供能，具有小规模、模块化、分散式等特点，可独立地输出冷、热、电能的系统。由于传输距离短且采用梯次供能形式灵活，能量利用效率高于传统的单一集中式供能。

综合能源服务的对象一般是常年有供电、供热、制冷等稳定需求的工业园区和公共用户（如机场、医院、商场、数据中心等）。由于公共用户规模和发展程度差异较大，若仅考虑需求相对稳定的工业园区及开发区，2018年国家级、省级各类开发区2543个，参考新奥能源国家级余杭园区项目每年约10.4亿千瓦时的总用能规模，以及《关于推进多能互补集成优化示范工程建设的实施意见》中明确的“2020年30%的能源综合梯级利用改造比例和新建园区50%终端一体化集成供能系统”，假设当前80%园区达到30%的能源梯级利用且天然气分布式占比30%，仅园区天然气分布式的装机规模将达2141万千瓦，对应天然气需求量超130亿方，而对比2016年底天然气分布式1200万千瓦的装机规模，并考虑到综合能源服务还囊括了其他公共用户及各类清洁能源及服务系统，整体市场规模仍有巨大提升空间。

目前市场上的综合能源服务商主要有国网旗下的综合能源服务公司、以西门子、施耐德等为代表的传统电力及设备商、节能服务商和以新奥泛能为代表的能源服务商。由于综合能源服务的三大环节能源、设备和运维中，设备商拥有设备优势，但仍需要与能源企业进行供能的合作与谈判，整体来看对上游议价能力相对不强。运维商则主要通过系统升级、用能端改造等方式提升运维效率，但其更多的是在系统层面进行支持，其定位类似于咨询公司，垂直整合资源能力较弱。而能源供应商的节能角度更多是从整体的用能规划角度来提升能源使用效率，其整合能源服务的先天优势更有利于统筹规划和效率提升。

1、综合能源布局加速推进，协同效应明显

公司全力推动从能源分销商到综合能源供应商的转型，2018公司新签综合能源项目257个，潜在年达产综合能源销售规模1000亿千瓦时。新投运31个综合能源项目，累计投运项目62个，其中包括10个国家级/省级重点园区。

2018综合能源及服务实现营业收入10.05亿元，同比增长241.8%，扣除折旧及摊销的分类溢利1.43亿元。公司目前在建项目仍有35个，未来将陆续完工贡献收入，同时公司目前拓展的多个工业园区均位于现有项目周边，不仅在管网拓展、气源协同方面具有优势，还能够进一步提升公司对园区内企业的议价能力。

领先的技术和长时间的运营经验的积淀保障了综合能源业务盈利能力。从项目布局来看，既有天然气分布式补贴的地区，也有未涉及天然气分布式补贴的地区，而园区位置更多的是与现有的工业用户所在地重合度较高的区域。同时，公司由于输出整套系统，虽然需要量身定制个性化项目，但目前系统的多场景多领域应用是对系统可复制性的较好验证。

2、收购集团优质综合能源运营商泛能科技

公司2018年4月增发3993万股，以每股约65.2元人民币的对价（总对价26.1亿元人民币，以 2017年净利润计PE为9.5倍）收购集团旗下综合能源服务商泛能科技。为城市/园区、工业用户及公共建筑等用户提供个性化的综合能源解决方案，重点开展咨询、规划、设计、运维等技术服务。2017年实现营业收入12.21亿元人民币，同比增长133.5%；净利润同比增长276.7%至2.75亿元人民币，2015-2017年收入和净利润的复合增速高达111%和128%。

公司此前通过关联交易与泛能科技共同推进综合能源业务，而此次收购不仅将优质资产注入体内提升管理效率和盈利能力，也有利于减少关联交易的服务费用从上市公司流出。

（1）技术领先

新奥泛能科技掌握在多种能源规划、设计、运维过程中涉及的核心技术，目前已取得66项专利、申报231项，并拥有46项软件版权，其负荷预测系统和量化筛选技术不仅能够对于供能规划和设计等进行精准和个性化的分析，还能够极大程度提高整个系统的自动化水平，降低人力成本。

（2）项目经验丰富

对比其他城燃公司在综合能源领域的布局，目前公司的在手项目和已有项目进展均处于较为领先的位置，截至2017年底，泛能科技已在50余座城市累计参与了225个综合能源项目服务，项目类型包括工业园区、旧城区改造、生态园区、交通枢纽和医院等各类综合能源项目。对比来看，目前公司在分布式能源以及综合能源项目数量方面同样处于行业前列，已有的成熟项目有望进一步打造公司的品牌力，与城燃业务共同促进综合能源业务的发展。

另外，通过模拟测算公司天然气分布式项目的收益以及气价-收益敏感性发现，在天然气分布式没有政府补贴的情况下，虽然需要较高的利用小时数和相对较高的售电/热价才能保障盈利，但单位燃气成本每下降0.01元/方，项目净利润显著提升超7%。考虑到2019年及未来燃气供需趋于宽松，未来用气成本大概率降低有望显著提升分布式的盈利能力，进而助增综合能源业务的收益体量。

ENGIE是全球领军的能源服务商，其前身是多家历史悠久的公用事业和工业企业，通过一系列并购和业务革新不断转型并成为当前覆盖70余个国家的跨国能源服务商。上世纪90年代初欧洲能源市场的放松管制促进了法国燃气公司和苏伊士公司的国际发展，使它们的活动逐步扩大到欧洲和国际上各自的传统市场以外，并于2008年7月22日合并为苏伊士环能集团。2015年4月24日，苏伊士环能正式更名为ENGIE，核心业务包括低碳发电、天然气销售和能源服务。

（1）在世界各地拥有并运营750家发电站，其大部分都利用零排放和低碳排放的发电手段，这些发电站在2016年就已经达到了加拿大全年的消费总量；

（2）天然气&液化天然气：既包括传统的天然气供应、配送、贸易、销售等业务，也包括新型燃气的使用，目前还融入了在天然气输送和储存领域的技术创新、生物沼气的开发以及储能制气等创新；

（3）能效服务：聚焦可持续交通、分布式能源、互联建筑物、城市解决方案、氢能和储能技术这六大战略领域，致力于提供综合能源效益解决方案。

ENGIE由供应商到服务商的转型为当前国内公用事业企业提供了发展的参考方向。ENGIE在早期作为天然气分销商，其天然气销售业务在法国燃气集团作为天然气的分销商，虽然手握部分气源和终端渠道，但随着燃气普及率的提升和上游气源企业向下游的渗透，燃气分销业务的发展空间受到挤压，因此公司通过战略转型，剥除传统的LNG销售业务，并积极进行国际收购和跨领域收购，使综合能源服务等成为持续增长的驱动因素。

虽然欧洲的天然气供应环境远优于国内，相对较低的能源价格和较高的天然气管网普及率是ENGIE转型能源服务并保持健康发展的关键。虽然ENGIE难以直接在估值等方面作为对标企业，但从成长方向来看，天然气分销大格局的基本确定和供需紧平衡局面的改善已经可以预见，而在这之后，以公司为代表的拥有技术能力布局和强服务能力的公用事业企业则有望参照ENGIE的发展路线取得更为长期的持续增长。

我们预计居民用气在煤改气以及全国高温等因素的拉动下，2019年售气量仍有望保持约12%的增长，而销售价格受民用气并轨后的基本完全顺价和增值税率下调影响，预计收入增速略高于售气量增速。预计2019年不含税毛差略升0.01元/方，2020年售气量增速略降至10%，而毛差预计民用气价格顺价完成，有望进一步上升约0.02元/方。

工商业售气量在煤改气和现有项目周边积极拓展的驱动下实现约24%的售气量增长，2019年门站价上浮的顺价情况较好，加之接收站的增量气贡献，综合毛差在2018年低基数的基础上维稳在0.63元/方左右，而2020年随着民用保供压力的进一步减小，工商业仍具有扩张动力，预计售气量增速仍保持20%以上，毛差基本维稳，2019-2020毛利率基本维持20%以下水平。

加气站业务的售气量相对维稳，考虑到2019年气源端价格的上升和LNG价格中枢的下行，预计不含税毛差下降约0.09元/方，而2020年售气量和毛差有望保持稳定。

整体来看，城市燃气分销预计2019、2020年收入同比增长27%、19%至398亿、474亿元，2019年毛利率基本保持15.8%的稳定水平，2020年毛利率随工商业占比提升略增0.7pct至16.5%；加气站收入同比下滑7%、3%至26.4、25.7亿元。

考虑到公司主要项目地区的工业煤改气仍持续推进，预计工商业2019、2020年设计供气能力同比增长16.0%、13.5%，而居民用户接驳增速在2020年煤改气窗口期结束后放缓，2019、2020年接驳户数同比增长12%、10%。价格方面，工商业接驳均价相对维稳，民用接驳价格在工程安装费政策的导向下，我们保守预计含税价格下降至2400元以下，预计2019、2020年接驳总收入预计同比减少3.6%、6.1%至57亿、53亿元。工程安装毛利率下降至约57%的水平。

根据公司2018年泛能站35个在建和在手签约超200个项目，我们预计2019年及以后年度综合能源业务有望实现高速增长，假设当年在建项目次年全部投产，则2019、2020年综合能源服务供能量随泛能站数量一道保持增长，则对应收入同比增长159%、84%至26亿、48亿元。考虑到2019-2020年气源成本有望经历先增后降的状态，加之综合能源的运行效率有望随着项目数量增长而提升，因此预计未来两年毛利率稳步提升，2019-2020年分别较上年同期增长2.7pct、2.7pct至17.1%、20.8%。

我们假设公司燃气具、批发等业务规模和盈利能力维持稳定，整体来看预计公司2019-2020年实现营业收入733亿、866亿，同比增长20.7%、18.2%；归母净利润同比增长53.2%、21.5%至43.2亿、52.5亿元；对应EBIT同比增长49.5%、19.9%；对应PE为19倍、15倍。

对比目前港股龙头燃气企业，公司一方面在售气结构方面高盈利的工商业售气量和较低的工程安装盈利以来方面都处优势，另一方面公司在综合能源业务的早布局、高市占率为自身打开了明朗的增长空间。考虑到公司的龙头地位和未来业绩超25%的复合增长率，我们给予公司2019年21倍的目标估值，对应2019年目标价92.92港元；另外结合对未来十年的DCF估值，公司每股权益价值133.8元人民币，折合约181.6港元。首次覆盖，给予“推荐”评级。

售气量增长不及预期，上游门站价格大幅上浮，终端燃气销售价格大幅下调，调峰储气设施建设不及预期，综合能源业务拓展竞争加剧。