（报告出品方/分析师：东吴证券 袁理 任逸轩）
1.1资产重组打造上下游一体化产业链，股份回购激励核心人才
两次资产重组完成，天然气产业全场景布局建立。新奥股份成立于1992年，前身为河北威远实业股份有限公司。
自2011年起，公司大力拓展业务范围，主要聚焦能源化工领域，产品包括天然气、煤炭、甲醇等。2018年，国内首个大型民营LNG接收站——舟山LNG接收站一期顺利投产；次年，公司剥离农药、兽药业务；2020年公司进行资产重组，收购新奥能源32.8%股份并获得控股权；2022年8月收购完成新奥舟山LNG接收站90%股权；至此公司已完成分销、贸易、储运、生产、工程在内的天然气产业全场景布局。
资产重组前，公司业务主要集中在煤炭、甲醇和工程业务；两次资产重组后，公司借助新奥股份和舟山接收站获取了强大的资源调配能力、天然气分销渠道和下游客户资源，实现了全产业链整合协同，公司定位转向“创新型的清洁能源上下游一体化领先企业”。
实控人行业经验丰富保障公司稳健发展，股份回购激励核心人才。
截至2022年10月，王玉锁为公司实际控制人，通过新奥国际、新奥控股、河北威远、廊坊合源投资和新奥科技发展合计持有公司45.69%的股份。
王玉锁先生在燃气业务投资和管理方面拥有30余年经验，2008年11月起任公司董事长，实控人行业经验丰富，保障公司稳健发展。2022年3月底，公司公告拟使用1-2亿元资金回购股份，用于股权激励，充分调动公司中高级管理人员、核心骨干人员的积极性，助力公司长远发展。
1.2.天然气主业地位凸显，盈利能力稳定
收购新奥能源后公司业务结构改变，天然气成为主业。
2019年，公司收入占比最大的三项业务为：化工贸易、工程和能源化工，合计占比77%，同年公司出售农兽药资产，剥离生物制药业务。
2020年，公司收购新奥能源，拓展下游天然气分销渠道及综合能源业务。
2021年，公司营业收入为1160亿元，同比增加31.7%，其中天然气业务（零售、批发和直销）营收占比高达75%，成为公司主业。
2021年，公司归母净利润为41亿元，同比增加94.7%，主要系天然气直销业务、煤炭业务等利润贡献同比增加较多。天然气销售业务历年毛利率保持在10%以上，占公司总毛利比例逐年升高，2021年达到公司总毛利的46%；公司煤炭业务及工程施工与安装业务的毛利率一直保持在50%以上，2021年二者毛利之和占公司总毛利的36%。
新奥能源2011年以来营收及利润稳步增长，2011-2021年十年收入&归母净利润CAGR均为20%，外延&内生增长并重，新奥能源收购完成后，公司天然气主业地位稳固。
费用管控卓有成效，盈利能力稳中有增。
近三年公司毛利率在17%上下波动，净利率略有提升，2021年公司净利率为9.1%。2020年，财务费用大幅降低，拉低期间费用率大幅下降至5.6%，主要系人民币汇率升值公司美元债务汇兑收益增加所致。
2020、2021年公司ROE水平上升显著，分别为25.9%、27.7%，根据杜邦分析，主要系公司提高资产周转能力，整体运营效率提升所致。
现金流良好匹配资本开支，推动公司稳健发展。
2020年公司购买新奥能源32.8%股份打通天然气上下游产业链，2021年收购新能凤凰82.5%股权，降低公司外购甲醇物流成本，有效降低销售与管理费用，2020-2021年保持20亿元以上的资产重组资本开支；此外公司持续进行能源分销业务（管网建设、城燃收购、泛能业务）的资本开支，2020-2021年保持在80亿元左右的水平。
新奥能源优质燃气业务的并表为公司带来充足经营活动现金流，2020-2021年经营活动现金流保持在120亿以上水平，略高于资本开支，实现现金流与资本开支的良好匹配，推动公司稳健扩张。
国内外气价波动，龙头公司经营稳健性突出。
2021年新冠肺炎疫情和国际贸易逆全球化双重冲击，能源价格波动；2022年，全球疫情持续反复，受供需错配、极端气候、能源转型等因素影响，能源价格剧烈波动，国际气价大幅上涨，与国内陆气出现倒挂。
国际价格上涨带动国内价格上涨，城燃公司气源成本上涨；而销售价受到政府管控，难以及时调整，致使部分城燃公司业绩受损；而新奥股份等行业龙头公司保持了天然气价差的相对稳定，国内五大城燃公司2018-2021年的零售气价差平均缩窄12%，新奥股份价差缩窄10%，优于行业龙头平均水平。
新奥股份作为天然气龙头，上下游一体化优势明显，在当前气价波动形势下具备独特的投资价值。
新奥股份天然气气源丰富，下游客户多元。
公司将天然气销售业务进一步划分为天然气直销、天然气零售及天然气批发。
其中，天然气零售对接终端用户（工商业、居民、汽车加气站），气源以三大油为主，运营主体为新奥能源；天然气直销气源来自国外长协/现货、国内液厂和非常规资源，对应的客户为工业、电厂等直供客户，无需特许经营权，为新奥股份运营，在世界各国价格差异较大的情况下，公司增加了直销气的海外转售；天然气批发为零售气业务的补充，气源来自接收站和液厂，客户主要为贸易商等。
在全球气价上涨背景下，公司借助强大的上游气源获取、中游储运资源调配以及下游优质分销渠道优势，稳健发展天然气业务。
天然气销量逐年扩大，零售价差略有缩窄，直销价差稳中有增。
新奥能源2011-2021年零售气量均以高于行业的增速稳健增长，十年CAGR17.3%，全国表观消费量十年CAGR9.8%；公司市占率从2011年的3.9%提升至2021年的7.6%；总体售气量保持稳步增长，2021年达到372亿方，同比增长22%；2022H1达到188亿方，同比增长7.4%。
在2022年能源价格波动、国内用气量下降的情况下，公司的售气量仍然稳健增长，行业地位进一步提升。
2019-2021年天然气零售价差均稳定在0.5元/方之上，在海外气价飞涨的情况下，2022H1仍能保持0.5元/方的价差；天然气直销的价差从2020年度的0.16元/方逐步升高，受益于世界各国价格分化，公司加强海外转售，2022H1直销气价差增至0.35元/方。
2.1.上游庞大资源池使得公司能够灵活采购，保持成本的相对稳定
公司深化国内气源方合作，国内资源池可达300亿方/年，2021年占公司总资源84%。
在管道气资源方面，公司加强与中石油、中石化、中海油的战略合作，获取合同内气及增量气，气量可达200亿方/年。
在国内液态及非常规气源方面，公司通过自有、权益投资及代加工等模式锁定内陆液厂40万吨；通过与新疆、内蒙、川渝等非常规资源商形成稳定合作，新增超过200万方/日非常规资源；通过国内19个接收站、近百家内陆液厂获取液态资源600车/天（20吨/车），国内液态及非常规气源气量合计可达100亿方/年。
公司国际气源丰富，2021年占公司总资源16%。
长协挂钩低价&低波动指数降低气源成本，FOB交付模式增强气源灵活性；同时，公司积极对接国外现货。
2021年公司国外长协供应量为144万吨（约20亿方），国外现货约40亿方。
2022年公司新签多单长协，目前累计在手年度长协达714万吨，合同年限为10~20年，保证公司国际资源池的稳定；交付方式上， FOB方式510万吨，DES方式204万吨，使得公司能够灵活选择交付地，便于海外转售；公司长协合约挂钩HH/JCC/Brent指数，均为价格低且波动小的指数品种，在降低气源成本的同时，保证了整体采购价的稳定性。
公司能够灵活应对各类气价局面，保证价差稳定。
2021~2022年，全球疫情持续反复，受供需错配、极端气候、能源转型等因素影响，能源价格波动剧烈。
国际气价大幅上涨，海气与陆气出现倒挂的同时国际价格上涨带动国内价格上涨。公司积极调整气源采购策略，自2021年起减少海气的采购，增加国内气源的布局，国内气源占比从2020年的5%大幅提升至2021年的84%，使得公司零售气的价差始终保持在0.5元/方以上的水平。
由于国内气价被海外带动上涨，自2021年起，中石油每半年度的销售价格涨幅均超过20%，2022H1涨幅超过45%；而公司通过三大油的管道气、液厂和非常规气的配合，实现了更小的成本波动，半年度天然气采购价涨幅控制在15%以内。
公司紧跟海外气价局势，抓住机遇开展海外转售业务，直销气气量&价差齐升。
公司通过国外长协资源快速发展直销气业务，同时合理把握全球天然气价格局势，借助2022年海外出现的区域价差进行天然气转售。2022年直销气量&价差齐升，直销气量稳步增长，2022Q1-3直销价差同比增加85%至0.41元/方。
2.2 中游储配基础稳固，行业地位进一步加强
申请国家管网份额+自有资产建设并行，筑牢公司中游储运资源优势。2021 年 3 月 31 日，国家管网集团全面完成中国油气主干管网资产整合，基本形成“全国一张网”的格局。
中游储运资源全面向第三方公平开放，国家管网开启管线托运、文23储气库库容和LNG接收站窗口申请机制，中游储运资源长期受三大石油公司掌控局面有所缓解。公司属于跨区域经营管理的五大燃气集团一员，具备产业链优势，当前申请配额占比较高，结合自身中游设施建设，行业地位稳固。
国家文23储气库服务量申请&自有储气能力建设，增强公司核心竞争力。
按照国家管网集团公布的2022年Q3储气库获批情况，公司获批服务总量1784万方，占比3%，位列行业第4，将三大油剔除后，位列第3；同时，公司自有储气能力逐步增加，截至2022Q3已达6.5亿方，占公司2021年售气量的1.75%。储气库可以解决天然气输送环节时间维度问题，提升储气调峰能力，助力公司构建稳定且有价格竞争力的资源池，进一步增强公司核心竞争力。
获批国家管网接收站使用权&建设自有舟山接收站，公司气源调配更加通畅。
按照国家管网集团公布的2022年Q3LNG接收站使用情况，公司享有国家管网深圳LNG接受站（迭福）使用权，服务总量2.05万吨，占比0.67%，在行业中排名第5，将三大油剔除后，位列第2。截至2021年底，国家管网集团内LNG接收能力达3064万吨/年，占全国31%，且均被三大油操作；从全国范围LNG接收站来看，有79%接收能力由三大油操作。
公司是三大油之外拥有LNG接收站操作能力的六大公司之一，且公司拥有的舟山接收站处理能力逐年增长，一期500万吨于2018年投产，二期250万吨自2021年6月开始试运行，三期项目于2022年3月15日完成核准，远期整体处理能力有望超1000万吨，我们预计三期将于2025年建成投产，届时接收站接收能力将为2021年底的133%。
接收站建成投产后，公司可将富余能力外租，更好地进行接收站之间的气源互换，减少管输成本，发挥上下游一体化优势。
获批国家管网管道配额&自有管网占全国比例逐年提升，中游运输基础稳固。
2022年Q3公司获批西气东输一、二、三线，鄂安沧线，广东省天然气主干管网，陕京一、二、三线等管道线路输送配额，服务总量达51899万方，占比1.6%，在运输配额中排名第5，将三大油剔除后，位列第2。同时，公司每年投入资本开支进行管网建设，2021年末达到72849公里，自有管道占全国管道比例逐年增加，2021年末达到6.42%。公司的中游运输基础稳固，产业链地位逐步加强。
2.3 下游客户优质，综合能源与工程建造业务协同下游开拓
公司客户类型&项目优质，顺价能力有保障。
公司天然气零售业务主要面向工商业用户、汽车加气站以及居民用户；其中，工商业与汽车加气站售气量之和占总售气量的80%以上，此类型用户可以接受的售价较高，与居民用户相比政府限价更高，保证了公司的下游顺价能力。将国内五大城燃公司进行横向对比，我们发现公司的非居民用户占比仅次于昆仑能源，顺价优势明显。
从项目质量来看，公司的单个城燃零售气量位列行业第三，且单项目用气量呈现逐年增加趋势，项目优质。
截至2021年底，公司有49%、64%的城燃项目分别位于我国GDP前五、前十地区；存量居民用户用气量较为稳定，持续流入的人口又能够带来增量用气需求，随居民气化率提升以及工商业煤改气的推进，单个城燃项目零售气量稳步增加。
公司积极布局综合能源业务，协同开拓天然气业务下游客户。
在综合能源业务中，公司秉承泛能理念，根据客户当地风、光、地源热、生物质等可再生资源禀赋，将天然气与多种可再生能源相融合，打造产业协同，增加了天然气的潜在用户。
2017-2021年，公司综合能源销量高速增长，四年CAGR104%；截至2022H1，累计投运项目已达177个。
公司的综合能源业务聚焦重点业务场景，着力发展工业、园区、工厂等优质客户，依托综合能源业务公司进一步提高非居民客户占比。公司以产业协同多能互补和优质客户优先发展的理念，发挥综合能源业务的布局优势
燃气安装业务协同主业，推动整体气量稳步提升。
工程业务包括工程建造和燃气安装；工程建造业务，即公司为天然气、氢能、化工、医药及低碳与数智化等领域客户提供项目全生命周期建设整体解决方案；燃气安装业务为公司面向居民用户和工商业用户，提供燃气使用相关设备的安装、管道建设服务，工商业用户一般会在第二年开始用气，增厚公司销气量，而居民用户会在安装完成后即刻开始用气，推动公司售气量稳定发展。
2020-2022H1，公司工程业务中燃气安装收入占比较高，超过70%；燃气安装业务由2020年新奥能源并表而来，由于燃气安装毛利率超过50%，拉高了工程业务整体的毛利率水平至2021年的50.4%。
2017-2021年公司每年新增工商业和居民用户稳定增长，单位居民用户安装费保持在2500元/户的水平，燃气安装业务在为公司创收的同时协同天然气零售业务，增厚公司售气量。
工程建造布局氢能技术，实现产业链延伸&带动气源获取。
公司参与的工程项目包含 4 座 LNG 接收站，10 余座 LNG 液化工厂；同时，公司自 2011 年起承接氢能相关工程项目，覆盖天然气制氢、电解水制氢等所有主流氢能制取路径，产业链延伸；工程建设带动气源获取，公司通过新疆某LNG液化厂项目，获取气源1300万方，实现工程建造的天然气业务协同及产业链延伸。
公司自有煤炭采矿权，产能核增稳步推进。
公司全资子公司新能矿业拥有内蒙古王家塔煤矿采矿权，煤炭的开采、洗选、外输等均委托第三方运营。公司根据市场情况拟定隔日煤炭销售价格，以先款后货的交易模式为主。
2019年5月，内蒙古能源局批准公司王家塔煤矿生产能力由680万吨/年核增至800万吨/年；据公司2022年前三季度业绩材料披露，公司的煤炭产能核增稳步推进，我们预计2025年可提升至1000万吨/年。
公司煤炭销量稳步发展，能源安全背景下煤炭价格中枢提升。
产销量方面，2021年销量降幅较大系井下环境变差叠加公司因安全原因停产所致，从公司披露的2022H1数据来看，产量已基本恢复至2020年前水平。
价格方面，1）2020年煤炭价格受疫情影响需求恢复缓慢而小幅下滑。
2）2021 年经济逐步恢复，全球能源需求大幅增加，煤炭需求超预期增长；供给侧2021前三季度国内煤炭生产企业统筹疫情防控和增产保供，但受安全环保、产能监管政策收紧等因素影响，产量释放缓慢，煤炭市场和长协价格大幅提升，主要需求增长动力来源于发电。
3）2021年四季度，在能源保供政策下，主产区紧急扩能增产，煤炭产量快速增长，价格小幅回落。在增产保供、有序替代、合理定价的政策指引下，我们预计煤炭价格将维持高位的基础上小幅下行。煤炭在保障我国能源安全战略中持续发挥重要作用，整体价格中枢提升.
结合以上我们对行业和公司业务的判断，我们预计公司2022-2024年收入可达1469/1589/1786亿元，毛利率逐步恢复，分别达到15.5%/17.3%/18.5%。
天然气销售：我们预计公司整体售气量2021-2024三年复合增速11%。
其中：零售气量稳定增长，价差逐步恢复， 2022-2024年销售量分别达到272/305/346亿方，价差分别达到0.50/0.51/0.52元/方；当前国际气价波动较大&公司新长协开始执行，预计公司直销气量增长较快，2022-2024年分别达到40/60/80亿方，价差保持0.38元/方；批发气量小幅增长，2022-2024年分别达到80/82/85亿方，价差保持0.05元/方。
综合能源服务及销售：综合能源销量保持高速增长，2022-2024年分别达到248/372/558亿千瓦时，2021-2024三年复合增速43%。
工程施工与安装：工商户和居民户接驳数延续历史数据，居民工程安装费保持在2500元/户左右水平。
煤炭：我们预计公司煤炭产能核增2025年完成，2022-2024年公司煤炭产能仍为800万吨/年；煤炭销量逐步恢复至2020年水平，价格维持高位的基础上小幅回落，2022-2024年销量分别达到520/570/600吨，价格分别为620/600/580元/吨。
能源化工：公司甲醇产能为120万吨/年。公司运用泛能理念进行运营，将甲醇和天然气等多种能源进行配合使用，缩窄甲醇业务亏损，我们预计2023年盈亏平衡，2024年扭亏为盈。
舟山接收站：按照公司的业绩承诺进行保守预测，归母净利润3.5/6.4/9.3亿元。
公司已完成新奥能源和舟山接收站资产的注入，实现天然气全产业链布局；在全球能源局势波动的情况下，公司借助强大的上游气源获取、中游储运资源调配以及下游优质分销渠道优势，天然气业务稳健发展，龙头地位日益稳固。
我们预计 2022-2024 年公司归母净利润44.39/56.01/69.52亿元,同比8.23%/26.17%/24.12%, EPS为1.43/1.81/2.24 元，对应PE 12.8/10.1/8.2 倍（估值日期2022/11/29）。
疫情持续影响经济活动风险：倘若疫情持续爆发，国内经济活动受限，能源下游需求低迷，公司售气量和煤炭销量或将下滑，工程建造及燃气安装业务进度或将放缓。
安全经营风险：如因防护措施不当导致公司煤矿发生安全事故，公司煤炭产量将大幅下滑，影响公司煤炭业务收入；天然气易燃易爆，如在储配过程中发生爆炸等安全事故，将对公司生产经营产生影响。
汇率波动风险：公司尚有存续美元债，受全球经济和政治形势影响，未来人民币兑美元的汇率可能会发生较大波动，存在一定汇率波动风险。
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