信达证券发布城燃行业购销价差修复空间研究报告。2021-2022年国际气价大涨期间，全国性城燃公司购气成本累计上升0.85元/方，购销价差累计缩水0.09元/方。2023-2024H1成本仅下降0.12元/方，价差仅修复0.02元/方，远未恢复至2021年前水平。未来2-3年城燃购气成本仍有较大下行空间。
2021-2022年城燃价差严重缩水，至今修复有限
2021年四大全国性城燃公司购气平均成本同比上涨0.36元/方（+18%），2022年继续上涨0.49元/方（+21%），两年累计上升0.85元/方。上游采购成本大幅上涨叠加下游顺价不畅，售气价差严重缩水，2021年同比下滑0.05元/方（-8.3%），2022年同比下滑0.04元/方（-7.7%），累计缩水0.09元/方。
2023年伴随国际气价中枢下降及居民顺价推进，购气成本有所下降，售气价差小幅修复。但2023-2024H1城燃平均购气成本累计仅下降0.12元/方，售气价差累计仅上升0.02元/方。采购成本及购销价差远未恢复至2021年之前水平，反映出上游成本下降向城燃采购端的传导不畅。
制约价差修复的三重因素
城燃采购成本降幅有限主要有三方面原因。一是油价走势依旧坚挺，2023年布油均价仍在80美元/桶以上，油气资源品价格变动与挂钩长协价格间存在时滞，成本下降传导缓慢。二是中石油合同气价降幅较小，非管制气定价综合考虑资源池综合成本、交叉补贴、盈利平衡等多种因素，并非简单跟随气价波动。
三是三大油非管制气资源池中高成本进口气占比高。三大油2018年前签订且在执行的LNG长协总量约3775万吨/年（约529亿方/年），早年签订的长协多与布油挂钩且斜率较高，布油70美元/桶时对应终端成本约3元/方。中石油非管制气资源池中还有大量俄罗斯进口管道气，2023年227亿方，终端成本同样较高。高成本进口气对非管制气售价形成支撑。
表4：三大油2018年前签订且在执行的LNG长协| 公司 | 长协量（万吨/年） | 约合（亿方/年） |
|---|
| 中国石油 | 1025 | 144 |
| 中国石化 | 1110 | 155 |
| 中国海油 | 1640 | 230 |
| 合计 | 3775 | 529 |
市场化气源占比高的城燃受益更显著
对于非管制气中顺价及市场化定价部分，信达证券判断若未来2-3年国内外天然气供需格局持续宽松、国际油气价格中枢趋于下行，该部分气源售价有望随之下降。采购顺价或定价更为市场化的气源对城燃成本改善幅度更大，购气结构中市场化资源占比较高的城燃公司受益有望更加显著。
与中石油合同内非管制气对比，若中石油非管制气上浮比例降至60%（华东售价3.2元/方），HH气价在4.8美元以下或油价在70美元以下时，HH挂钩及早期油价挂钩长协采购成本更低。若上浮比例降至50%（华东售价3.0元/方），HH气价在3.5美元以下或油价在65美元以下时，长协成本优势更显著。
价差修复空间约0.07元/方，资源池多元化是关键
从2021年前正常水平看，城燃购销价差较当前仍有约0.07元/方的修复空间（0.09元缩水-0.02元修复）。信达证券认为，随着全球油气价格中枢下移及下游顺价持续推进，城燃公司购气成本仍有较大下行空间，价差有望继续修复。
从采购策略看，资源池相对多元、市场化气源占比高、对三大油合同气依赖度较低的城燃公司，有望更显著地享受成本下降带来的盈利改善。拥有多元化资源池优势的全国性城燃公司（新奥股份、新奥能源、中国燃气）以及背靠央企集团的上游资源型城燃公司（昆仑能源、华润燃气）具备更强气源成本优势。
