供给流动性释放需求放量、顺价推进，接驳结构性影响减弱，双综业务成为新增长点
　　LNG释放流动性，供给侧促天然气经济性提升，需求放量
　　LNG产能建设加快，释放资源流动性，供给宽松。2021年四季度起，国外气价在疫情带来的供需错配、俄乌冲突等影响下高涨，2023年，随欧洲主动削减消费量、加大其他地区的进口，影响基本消化、气价回落。根据IEA预测数据，2024-2026年天然气产量与需求增长CAGR均为2.0%，供需平衡。按照全球液化产能投产计划，至2026/2028年底，与2023年相比LNG液化能力增幅22%/40%，增加的液化能力占到2023年贸易量的15.7%/28.8%，占到2023年LNG贸易量的26.9%/49.2%，占到2023年供给的3.6%/6.6%，释放资源流动性，产能弹性得以释放，全球供给宽松。特朗普重新执政或意味着更宽松的化石能源政策，天然气勘探、液化项目审批趋于加快，进一步增加天然气供应。
　　新增LNG供给为低价资源，有望降低国内用能成本。新增LNG液化能力主要来自美国等地，美国LNG长协具备成本优势，经我们测算，22-24年到中国口岸价格比到岸均值低5.58/1.62/1.42元/方，有望降低国内用能成本；2024年美国LNG长协到达沿海地区的终端成本为2.10元/方，与中石油2.60元/方的合同价相比具备成本优势。按照2024M1~10气、煤、油价进行测算，天然气涨价幅度不超过26%的情况下均比石油具备经济性，降价52%（-1.50元/方）即比煤炭具备经济性；在碳价300元/吨时，天然气降价19%（0.56元/方）即比煤炭具备经济性。低价长协供给增加，有效提升天然气经济性。
　　供应+顺周期+清洁价值，驱动持续成长，2023-2030年消费量复增9.0%。燃气下游以工商业为主，具备顺周期属性。展望2030年，城燃、工业、发电用气复增6.3%/10.8%/10.6%，用气渗透率提至17.6%/13.3%/5.8%。
　　降本趋势+顺价机制持续落地，盈利能力修复
　　降本促顺价；龙头城燃普遍未达政策规定的7%收益率，配气费存在提升空间，估算合理值在0.6元/方以上，价差存10%+提升空间。2023年气源端（2023售气平均经营利润0.16元/方，同比+0.11元/方）、城燃端（2023价差同比+0.02-0.04元/方至0.50-0.52元/方）盈利能力均有修复迹象，天然气产业链各环节盈利理顺。2022~2024年11月，全国共有165个（占比57%）地级及以上城市进行了居民用气的顺价，提价幅度为0.21元/方。参考ROA7%的标准，合理价差为0.6元/方+，价差存10%+提升空间。对比国外案例，顺价政策在美国获得良好实践，通过将ROE控制在一定范围实现价差稳定。
　　风险提示
　　经济增速不及预期：天然气消费量与经济发展速度密切相关，如未来经济增速不及预期，将对国内天然气消费量增长产生不利影响。
　　极端天气：如遇极端天气，各地气价可能会产生较大变动，对国外转口业务以及国内天然气供应商盈利能力造成影响；城燃终端价格调整仍存在时滞，对当期盈利水平造成不利影响，长时间维度来看影响可控。
　　国际局势变化：如国际局势变动进而出现针对天然气的能源制裁等情况，将对全球天然气供需产生扰动，各地气价可能会产生较大变动，对国外转口业务以及国内天然气供应商盈利能力造成影响；城燃终端价格调整仍存在时滞，对当期盈利水平造成不利影响，长时间维度来看影响可控。
　　安全经营风险：天然气易燃易爆，如在储配过程中发生爆炸等安全事故，将对业内公司生产经营产生影响。