半岛体育app新奥股份2022年年度董事会经营评述

　　半岛体育app2022年国际关系复杂多变、世界局势波翻浪涌，俄乌冲突掀起地缘政治动荡，震动世界能源格局，大宗商品价格高位波动，全球经济负重前行。中国面对复杂严峻的国内外形势和风险挑战，以系统观念统筹谋划经济社会发展，以稳增长、调结构、促转型为核心，全年实现GDP增速达3%。与此同时，中国继续深入推进能源市场化改革，坚定推进能源绿色低碳转型，加快设施投资建设，提升科技创新能力，不断强化产业链发展的韧性和弹性。

　　不断变化的外部环境和能源发展改革的新形势、新要求，在带来挑战的同时，也为中国天然气发展带来新的历史发展机遇。国家持续强化天然气市场化建设，不断推动天然气管网设施互联互通，并向各类市场主体高质量开放，促进天然气在市场的自由流动和灵活调配，这些均为天然气行业大发展奠定了基础。

　　在此大背景下，公司把握历史机遇，坚决落地全场景战略，加速数智转型，在打造“天然气产业智能生态运营商”的道路上蹄疾步稳，发挥天然气产业最佳实践优势，加速推进产业互联网平台建设，生态链接多元伙伴，聚合优质资源和设施，拓展和高质量地服务客户。

　　自2022年2月俄乌冲突以来，世界地缘政治发生巨变，对全球经济发展、能源价格等带来巨大冲击。全球主要液化天然气市场的价格屡创新高，欧洲提出“REPowerEU”的能源独立计划，希望加速摆脱对俄罗斯的天然气依赖，同时俄罗斯实行反制裁措施，对欧管道气量大幅下降。为弥补管道气量的缺口，欧洲以溢价吸引全球LNG资源加速流向欧洲。同时，各国政府在不断平衡工业发展和控制排放的关系，针对性的推出更有效的节能减排政策，实现能源稳定供应和经济长远健康发展。

　　为了保障天然气安全稳定供应，国家加速推进天然气产业基础设施建设，全年全国重点能源项目完成投资2万亿元左右，国家全力推动石油天然气增储上产(数据来源：国家能源局)。截至2022年底，国内天然气管道总里程约为11.6万公里，天然气“全国一张网”初步形成，根据《中长期油气管网规划》，预计到2025年中国国内天然气管道总里程将增加至16.3万公里，增长前景广阔。在储气设施方面，全国储气能力约270亿立方米。根据“十四五”规划到2025年，全国集约布局的储气能力达到550亿～600亿立方米，占天然气消费量的比重约13%。此外，氢能、生物质天然气等公司重点开拓领域也迎来快速发展阶段。自2021年9月以来，全球新增10个发布国家级氢能战略的国家，目前总数达到了27个。中国将氢能发展写入“十四五”规划后，各类支持政策密集出台，我国已成为世界上最大的制氢国，年制氢产量约3300万吨，已建成加氢站超270座，位列世界第一。生物天然气集清洁能源、负碳排放、防治农业面源污染、有机废弃物资源化利用、生产有机肥以及发展乡村工业等功能于一身，也是具有重要战略意义的新能源。国家发改委和农业农村部持续投资，先后支持了64个规模化生物天然气试点项目和1400多个规模化大型沼气工程项目建设。

　　工程安装方面，根据国家统计局数据显示，2022年末中国常住人口城镇化率为65.22%，比上一年末提高0.5%，城镇常住人口达到9.21亿人，人口持续向沿江、沿海地区和内地城区集聚。随着城镇化水平的不断提高，天然气使用人口也在不断提升，根据国家应急管理部数据，用气人口目前全国已经超过6.67亿人，目前住宅和商业用户天然气安装总体保持稳定增长。

　　国家的双碳政策为综合能源业务快速发展带来新机遇。2022年8月，工信部、国家发改委、生态环境部发布《工业领域碳达峰实施方案》，提出深入推进节能降碳，鼓励企业、园区就近利用清洁能源。增强源网荷储协调互动，推进多能高效互补利用，促进就近大规模高比例消纳可再生能源。

　　在储能方面，新能源的大规模并网未来将带来不同时间的电力供需平衡问题，新型储能不仅可促进新能源大规模、高质量发展，助力实现“双碳”目标，未来新型储能将会成为能源革命核心技术和战略必争高地。2022年5月，《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》的发布进一步明确了新型储能的市场定位，助力产业体系及商业模式的逐步成熟。根据中关村储能产业技术联盟预测来看，预计2026年新型储能累计规模将达到48.5GW，市场将呈现快速增长的趋势。

　　LNG接收站作为中国LNG进口的唯一窗口，在整个天然气产业链中具有接收、气化和调峰功能，是产业链上的重要基础设施。2022年内中国新增投产LNG接收站2座，已投产LNG接收站达到24座，设计接收能力近1.1亿吨。同时，在建LNG接收站项目共有34座，其中，扩建项目6座，新建项目28座，预计投产后新增接收能力约1.4亿吨。随着中国经济逐步走出低谷，工业部门的天然气需求必将驱动沿海LNG接收站利用率稳步提升。同时，海外LNG作为未来中国快速天然气消费增速的重要来源，LNG接收站在稳定天然气能源供应方面的作用也将愈加突出。

　　公司主要业务包含天然气销售业务、工程建造及安装业务、能源生产业务、综合能源业务及增值业务、基础设施运营。

　　根据天然气资源采购、客户结构、商业模式等要素的区别，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。

　　公司以采购国际天然气资源为主，配合国内自有和托管LNG液厂资源及非常规资源等，向国内工业客户、城市燃气运营商、电厂、交通能源运营商、国际贸易商等客户销售天然气。在国际采购方面，公司通过长期购销协议及现货采购的方式，向国际天然气生产商或贸易商采购天然气。目前公司已与道达尔、锐进、雪佛龙、切尼尔、诺瓦泰克、EnergyTransfer、NextDecade合计签署了764万吨/年的长期购销协议。在现货采购策略上，公司会根据下游客户需求、国内外天然气市场形势等因素，灵活进行现货的招标及采购。公司的国际天然气资源与JCC、Brent、HenryHub等国际主流能源指数挂钩，以达到分散价格风险的目的。在国内资源方面，公司通过权益投资、代加工等方式获取煤制气、煤层气、散井气、页岩气、LNG液厂资源。直销气销售定价较为灵活及市场化，根据客户的类型和需求不同，采用浮动价格或固定价格。

　　公司天然气零售业务为采购天然气，经过气化、调压、除杂、脱水、加臭等环节后，通过管网输送给工商业、居民、交通运输等终端用户。

　　现有上游气源供应企业包含中石油、中石化、中海油，非常规气以及海外LNG资源商。同时，公司会结合下游客户需求、国内外天然气市场形势等因素，采购LNG现货资源进行补充。

　　在采购定价方面，非管道气（以LNG为主）采购价格为市场化定价，主要受国内以及全球供需关系影响。管道气价格正处于由国家发改委制定并调整各省门站价向灵活的价格形成机制过渡。2016年以来，随着国内天然气行业市场化改革的推进，国家正在逐步放宽门站价格管制，采取国家发改委制定基准门站价格，上游气源供应单位根据供需情况在此基础上在一定比例内上浮，下浮不限。

　　在销售价格方面，原则上执行采购成本+配气价格方式核定，城镇燃气配气价格按照《关于加强配气价格监管的指导意见》执行，配气价格按照“准许成本加合理收益”的原则制定，校核周期原则上不超过3年。工商业用户的销售价格采取政府指导价，目前各城市已经基本建立非居民用气销售价格联动机制，在上游门站价格变动时，公司可依据变动幅度申请非居民用户燃气销售价格调整。居民用户销售价格采取政府定价的方式。

　　作为零售气业务的气源补充，公司从国内上游天然气生产及销售主体采购气源后，通过自有和第三方气源运输网络，批量向自有经营区管网未覆盖的客户或贸易商等进行天然气销售。

　　工程建造主要涉及天然气基础设施工程、市政工程、新能源工程、数智化四大工程领域。公司以竞标形式获取项目，为客户提供技术研发、咨询与规划设计、采购、装备制造与撬装集成、项目建造与数字化交付在内的项目全生命周期整体解决方案。截至目前，公司参与的工程项目包含3座LNG接收站，10余座LNG液化工厂，30多座焦炉气综合利用项目，超过2500公里长输管线公里中高压管网。同时，公司自2011年起承接氢能相关工程项目，经过10余年积累，目前已拥有成熟的氢能制取及加氢站工程项目建设经验，参与的氢能相关工程项目达到40余个，覆盖煤制氢、天然气制氢、电解水制氢等主流氢能制取路径。未来，工程建造业务将通过自主研发及合作的方式获取更多绿氢制取、储能、CCUS、地热等方面的前沿低碳技术，以核心技术为牵引，依托行业领先的智能化项目管理和交付能力，为客户交付低碳工程设计、碳足迹追踪、碳交易、智慧安全生产运营、数字孪生工厂等全周期碳链贯通的智能工程项目。

　　公司面向居民用户和工商业用户，提供燃气使用相关的庭院管网敷设及设备安装、室内管道及设施安装、售后维保等服务。居民用户工程安装对象包括新建商品房、原有未安装管道燃气的居民住宅等，主要是对居民小区建筑红线内的庭院管网、设备及户内管道、设施进行安装建设，并收取工程安装费用。工商户工程安装业务是对工业、商业、福利性单位等客户进行管道燃气工程及相关设备安装。工程安装业务主要由通过招标方式选定工程承包及物资供应商。工程安装业务的定价在部分地区依据省、市级发改委有关工程安装费等有关政策法规执行，部分地区已建立市场化定价机制。

　　公司拥有王家塔煤矿采矿权，核定产能800万吨。煤炭的开采、洗选等均委托第三方运营。王家塔煤矿矿区地质构造简单稳定，煤质较好，主要煤种为不粘煤，极少数为长焰煤。公司主要煤炭产品包括混煤和洗精煤，其中混煤因灰分较高通常用作动力煤，洗精煤的灰分及其他杂质含量较低，适合作为一些专门用途的优质煤炭，可以作为煤化工、钢铁行业用煤。公司严格按照《国家发展改革委关于进一步完善市场价格形成机制的通知》向终端客户销售煤炭。

　　甲醇业务为甲醇的生产、销售业务。公司甲醇产品主要原料为煤炭，集中在内蒙古鄂尔多斯市及周边采购。公司目前共拥有两套生产装置，合计设计产能为120万吨/年。公司目前客户主要集中于大中型终端化工企业，并已逐步开拓精细化工、甲醇燃料等新兴下游客户。

　　在综合能源业务中，公司以泛能理念为牵引，从节能降本、低碳转型的客户需求出发，因地制宜融合天然气及生物质、光伏、地热等可再生能源，为客户量身定制冷、热、气、电综合能源供应及低碳智能解决方案，实现多能协同供应和能源综合梯级利用。同时，利用泛能站集成技术，形成多个泛能站之间的能源调配，以最优的运行和控制策略来满足用户安全、高效、清洁、经济的能源需求，实现能效提高和排放下降。

　　在增值业务中，公司以客户为中心，聚焦安全、低碳、舒适、个性需求，打造增值服务平台，聚合并赋能生态伙伴，为家庭客户提供安全佑家、低碳爱家、智联优家三大核心服务产品，满足客户更加多元化和个性化的需求，成为“安全、低碳、智能”家庭美好生活的生态运营商。

　　新奥舟山LNG接收及加注站项目是国家能源局核准的第一个由民营企业投资的大型LNG接收站。一期项目于2018年10月正式投运，二期项目于2021年6月投产，核准设计处理能力500万吨/年，实际处理能力可达750万吨/年，管道输配能力达80亿方/年。三期项目新增设计处理能力350万吨/年，已经浙江省发改委核准并开工建设，建成投用后接收站实际处理能力可超过1000万吨/年。舟山LNG接收站助力公司提升天然气市场份额，更好地发挥天然气供应和应急储备作用，助力清洁能源转型。

　　舟山LNG接收站高效运营基础设施，向使用方提供LNG接卸、储存、槽车充装、气化外输、船舶加注/转运和应急调峰保障服务，收取加工服务费。同时，解读行业政策，洞察市场机遇，积极推动多元创新业务，实现能源全场景价值最大化。主动链接生态伙伴，向第三方客户开展资源串换和代加工服务，进一步释放基础设施能力，充分发挥“战略强支点、业务主枢纽、资源大通道”作用。

　　资源聚合方面，国内资源夯实并扩大三大油基本盘，同时大规模聚合新疆庆华、大唐能源、山西煤层气、重庆页岩气等各类非常规资源，实现稳定供气约300万方/日。国际资源方面，公司抢抓长协签署窗口期持续优化国际资源池，年内与NextDecade和EnergyTransfer等国际资源商签订长协，新增挂钩HenryHub兼具灵活性与经济性的长期资源530万吨，累计签属长协资源共764万吨；从“0”到“1”构建国际LNG运力池，以具有竞争力的价格获取10艘LNG船运力资源。在全球天然气价格剧烈波动的背景下，公司灵敏响应国际、国内市场变化，实现国际国内两种资源、两个市场灵活互动，以数智风控产品ETMO为支撑，做优国际销售业务，实现了国内外高效联动创值。

　　设施聚合方面，一是快速推动构建全国托运网络。突破西一线、冀宁线入皖、入苏等核心管段能力限制，布局川气东送反输路径，进一步织密交付网络，成为三大油以外唯一具备陆上规模性管输网络的托运商；2022年推动国网21个项目开口，首年预计实现下载气量约5亿方。二是虚实结合获取储备能力。公司自有储气能力5亿方，同时获取国网文23储气库、广州储气通、中石油虚拟储气库等储气能力约1.5亿方，有效的保证了客户需求变化。三是舟山基础设施稳定精益运营，发挥支点作用。年内公司完成新奥舟山LNG接收站的置入工作，新奥舟山将从传统接收站运营模式升级为新奥股份天然气全场景数智化建设的重要场景，沉淀行业最佳实践，以智能产品对天然气全产业链进行高效赋能，提升产业整体能力。同时舟山接收站2号码头正式启用并开拓LNG船加注业务。“新奥普陀号”建成后与中石油开展船舶燃料加注合作，首次实现海上船舶LNG同步加注作业。

　　需求聚合方面，公司拥有非常强大的下游分销能力，截至2022年12月底，共有254个城市燃气项目，覆盖全国20个省份，且大部分位于东南沿海经济发达地区，共有2,792万个居民用户及22.45万个工商用户。2022年，公司总销气量达362.04亿方，约占全中国天然气表观消费量的10%，随着双碳政策的深入推进，市场占比将进一步扩大。同时，公司依托庞大的客户基础大力发展综合能源业务和增值业务，满足客户多元化、低碳绿色能源产品及服务需求。

　　氢能方面，公司始终重视清洁能源技术的研究与应用，多年来布局氢能全产业链并积极投入研发，在制氢工艺研究和生产、氢储运、氢能项目工程建设等方面都取得了一定的成果。在产业链上游，以技术研发、工艺设计及装备制造为牵引，形成不同规模不同工艺的高效氢气制备解决方案。尤其在天然气制氢领域进行了大量技术探索，2022年在前期技术成果基础上，启动了天然气撬装制氢装置开发，重点完成高效重整反应器和高强度催化剂，完成系统集成及控制优化设计，形成了500kg/d撬装天然气制氢整体解决方案。在中游输储及下游应用环节，公司进一步发挥管网资源优势，积极跟进并参与天然气管道掺氢领域的科研和示范项目，力争形成领先的天然气掺氢技术能力，借机拓展管道掺氢相关的业务机会。同时公司发挥强大市场优势和泛能业务专长，挖掘客户用氢场景，发掘副产氢资源，为客户提供氢能、天然气等综合用能解决方案，目前示范项目已完成当地政府审批，正在开展天然气管网掺氢应用示范项目可研、设计等工作。

　　在能源应用领域，公司依托自身拥有的丰富天然气资源，瞄准固体氧化物燃料电池（SOFC）这一国内技术短板，牵头负责的科技部国家重点研发计划《固体氧化物燃料（SOFC）电池热电联供关键技术研究》取得中期阶段性突破，2022年完成了8kwSOFC原理样机的技术开发、建造和性能测试。测试结果显示，系统发电功率平均8.89kw，发电效率达62%，系统热电联供总效率达90%，整体系统运行平稳，测试数据均优于科技部项目任务书要求指标。目前，项目组正在开展30kwSOFC工程样机的开发，并完成了系统集成。2023年将完成系统试运行及性能考核验收。SOFC作为第三代先进燃料电池技术之一，具有发电效率高、燃料来源广（可使用氢气、天然气、沼气、生物质气、焦炉气、煤制气等作为燃料）、绿色低排放等优点。SOFC技术在冷热电联供、分布式能源、船舶电源、沼气垃圾填埋气发电、煤气化发电等领域具备巨大的应用前景，是燃料清洁高效利用的有效途径。

　　公司依托自身在能源全场景中沉淀的产业经验和海量数据（603138），结合行业发展趋势，持续推进构建天然气产业数智生态平台，打造以数据驱动的“智能交易+交付”为核心的数智产品，提供多样化“能+碳+服务”产品组合，同时以“智能交易+产业积累”的最佳实践链接生态伙伴，提供多样化平台交易服务、SaaS产品、解决方案、信息咨询、运营服务及其他衍生服务等，提高行业运营效率。

　　报告期内，基于终端客户、城市燃气、贸易商、资源商、接收站等产业生态供应链协同场景，公司开发和升级需求预知、智能匹配、智能交易、智能交付、好气网用能服务客户端、接收站运营、网络设计平台等数智产品，赋能天然气产业生态高效协同，取得良好示范效果，并成功举办首届11.28好气节，活动以在线直播形式开展，本次活动创新了LNG和PNG预售、竞拍等多种交易模式，当日舟山交易大厅LNG成交总量达3600余吨，获得行业广泛关注。同时，公司持续开拓外部客户，2022年度，好气网实现新增注册企业用户1542余家，累计服务客户8270家，服务接收站8座，液化工厂3座，物联槽车9000多台，约占行业槽车运力总量的80%以上。

　　未来公司将继续以构建天然气产业智能生态为目标，加快数智产品迭代，引流客户上线交易，通过“需求预知+智能匹配+智能交易+智能交付”，实现天然气产业生态伙伴智能协同与优化创值；同时继续加快推进安全运营数智化全面推广落地，以物联为基础，沉淀产业智能，完善数智安全防控体系，打造行业安全品牌，赋能生态伙伴安全运营。

　　公司积极响应国家低碳能源转型，秉持可持续发展的经营理念，精益完善治理架构与执行体系，持续提升ESG表现。

　　公司将“安全稳定运营、节能减排、可持续发展”等ESG指标与管理层绩效挂钩，切实保障ESG管理融入日常运营。公司大力强化安全管理，依托安全数智化，实现全业务场景下“看得见、知重点、有人管”的安全智慧运营管理体系。同时积极开展范围三碳排放计算，夯实在碳排放管理与披露方面的行业领导地位。此外，公司积极推动ESG数智化建设，开发使用ESG数智小程序-“智览ESG”，实现公司ESG目标和工作进展的可视化展现，为公司持续对ESG量化指标进行追踪分析和提升奠定基础。

　　在资本市场上，公司的ESG管理水平及长期投资价值获得了ESG评级机构的充分肯定。年内，公司获MSCI评级提升至BBB级，并被纳入恒生A股可持续发展企业指数，跻身A股ESG表现最优的30家公司之一；此外，公司首次主动回应Sustainaytics及DJSI评级，分别获32.4分及50分，均为A股燃气行业领先水平。

　　随着双碳政策深入推进，政府重点突出绿色低碳发展，深化大气污染防治，加速各领域绿色转型，国内的大型工业、电厂等直销气客户对更加清洁的天然气、灵活的供气和资源匹配有很强的需求。年内，公司依托上下游一体化战略布局和天然气全场景服务的优势，前瞻布局、高效联动创值。全年直销气量达35.07亿方。

　　公司紧抓行业整合的机遇，凭借敏锐的市场洞察力、卓越的安全运营管理及领先的泛能理念，夯实了天然气零售业务发展，实现逆势增长。截至2022年末，公司在全国拥有254个城市燃气项目，地域覆盖包括安徽、福建、广东、广西、河北、河南、湖南、江苏、江西、辽宁、山东、浙江、上海、天津等20个省市及自治区。2022年度，天然气零售气量达259.41亿立方米，同比增长2.7%。其中，工商业用户气量达203.75亿立方米，同比增长2.4%，占天然气零售气量的78.5%；居民用户的零售气量达51.51亿立方米，同比增长9.5%，占天然气零售气量的19.9%。

　　工程建造方面，公司持续探索高增长新赛道，2022年公司成功签约山西金烨焦炉煤气、碳捕集制液化天然气联产氢气EPC总承包项目、河北新彭楠251万吨/年焦化产能整合及减量项目、剩余焦炉气制液化天然气(LNG)联产氢气等大型综合项目以及华丰制氢、加氢、加油、加气、充电一体化的能源综合服务项目，累计签约金额达47亿元，其中氢能相关签约金额达14亿元。以山西金烨项目为例，建成后年产液化天然气14.88万吨，氢气1600万立方米，同时包括碳捕集、焦炉煤气净化、压缩、SNG合成、液化、PSA提氢等主要生产装置，该项目将有力推动当地焦炉煤气的综合利用，通过利用焦炉煤气中一氧化碳、氢气等有效成本，同时脱除焦炉煤气中硫等有害成分，实现“双向减排”，为焦炉煤气制氢行业打造标杆项目。

　　燃气安装方面，2022年公司新开发22,003个工商业用户（已装置日设计供气量2,050.4万立方米的燃气器具）。截至2022年底，公司服务的工商业用户累计达到224,462个（已装置日设计供气量1.83亿立方米的燃气器具）。受房地产政策调控及国内经济下行等因素影响，公司区域内的燃气安装施工进度有所放缓，年内公司共完成208.6万户新开发家庭用户的工程安装。截至2022年底，公司累计已开发2,792万个家庭用户，平均管道燃气气化率为62.9%。

　　2022年，公司通过精益运营充分释放资源价值，年内实现商品煤销量524万吨，甲醇销量141万吨。

　　综合能源业务方面，公司把握碳中和、产业转移、清洁供热、能源体制改革推进等多重机遇，充分运用数智技术，强化泛能理念牵引，紧抓政府、客户绿色低碳需求，聚焦低碳园区、低碳工厂、低碳建筑、低碳交通四大类客户，迭代升级光伏、售电、配网、燃气蒸汽锅炉运营等泛能产品，实现快速落地，有力支撑综合能源业务大幅增长。2022年，公司共有60个综合能源项目完成建设并投入运营，累计已投运综合能源项目达210个，为公司带来冷、热、电等总共222.4亿千瓦时的综合能源销售量，同比增长16.6%。另有在建综合能源项目54个，当在建及已投运项目全部达产后，综合能源需求量可达417亿千瓦时。全年签约客户项目年用能规模180亿千瓦时，这些项目的逐步落地将为2023年综合能源业务收入的持续增长奠定坚实基础。

　　增值业务方面，公司坚持以客户为中心，一方面持续深化认知，大力推广安防、保险、供暖、厨卫等燃气强关联产品；另一方面建立了产品创新机制，鼓励企业因地制宜进行产品创新，涌现出了安全数智化、工商户燃气报警、清洁采暖、NFC卡、LoRa物联等系列产品，由点及面快速复制推广，在保障客户用气安全的基础上，实现广泛物联，为客户开启智能、低碳的美好家庭品质生活，进一步释放燃气用户的延伸服务价值。同时，借助线年重点推动私域运营及线上集市搭建，通过企业微信与客户建立连接，同步实现新渠道拓展及成本降低，企业微信总用户突破30万，目前增值业务在公司现有客群的渗透率仅为10.1%，而在年内新开发客户中的渗透率则有27.2%，业务增长潜力巨大。

　　舟山接收站地处东部沿海发达地区，背靠浙江、江苏等经济强省，随着国际天然气价格逐步回归理性以及国内下游需求恢复，周边地区旺盛的天然气需求将会有力支撑舟山接收站处理量大幅回升。根据十四五规划，浙江省天然气消费量就将由2021年的180亿方提升至2025年的315亿方。

　　2022年，受海外天然气价格高企及国内疫情抑制经济活动等多重因素叠加影响，国内沿海LNG接收站利用率普遍偏低。在此背景之下，舟山接收站依托公司能源全场景及时调整工作策略，稳定基本功能业务，最大程度释放舟山基础设施能力，全年共实现处理量153.26万吨。同时，舟山接收站积极开展罐容租赁、小船分拨、国际保税罐等多种业务模式服务生态伙伴。2022年舟山接收站向省内外23家城燃企业提供约2亿方储气能力服务，促进公司直销气业务全面快速开展。

　　公司主要资金来源包括经营所得、融资、投资所得及股本。经营收支、资本开支以及借贷偿还是影响公司未来货币资金的主要因素。

　　注1：公司执行企业会计准则解释第15号，将上市公司合并范围内的财务公司业务按照金融类企业的报表列报要求单独列示，部分货币资金重分类至拆出资金科目，该部分货币资金不受限。

　　注2：借贷总额剔除长期应付款及一年内到期的非流动负债中与融资行为无关的部分。

　　截至2022年12月31日，公司非受限货币资金合计109.56亿元，主要为经营所得。报告期内，公司合理高效的管理经营活动现金流并按规划使用银行信贷资源，在债务规模控制方面持续表现良好，借贷总额较年初增加11.43亿元，剔除汇率波动影响债务约14亿元，借贷总额较年初略有下降。同时储备未使用银行授信468.32亿元，较2021年末的增加43.72亿元，保障了公司各方面业务的融资授信需求。

　　公司持续控制短期债务规模，在借款期限与融资成本之间取得平衡。在管理借款时，按照还款时间分散贷款到期日，以降低短期流动性压力。报告期内，公司下属子公司新奥（中国）燃气投资有限公司兑付年内到期的21亿元公司债；公司下属子公司新奥能源在境外成功发行5年期美元债券5.5亿美元，用于置换短期美元债务。多措并举，公司期末短期债务较年初下降65.12亿元，短期债务占比由年初的46.16%下降至期末的26.67%，成果显著。此外，报告期内公司新增境内中长期银行借款部分采用固定利率计息，锁定低利率水平。2023年，公司将继续使用自有资金及银行信贷资源偿付到期债务。因此，公司充足的资金和信贷储备以及具有前瞻性的偿付规划足够支持债务偿付。

　　截至2022年12月31日，公司借贷总额361.23亿元，较年初增加11.43亿元，剔除汇率波动影响债务约14亿元，借贷总额较年初略有下降，反映了公司在债务规模控制方面的良好表现。其中，公司关注到美元加息及汇率波动的影响，积极管理美元借款，报告期内，公司通过境外美元收入净偿还美元债务6.97亿美元，有效控制了美元债务的规模和成本。公司会持续关注市场变化，规避汇率及利率风险，维持债务规模在一个合理水平。

　　截至2022年12月31日，公司以外币计价的融资金额为23.87亿美元（2021年年初为30.84亿美元），折合人民币165.89亿元（2021年年初折合人民币196.61亿元），其中长期债务占比86.72%（2021年为59.62%）。

　　公司合理使用外汇衍生产品对以美元计价的应付债券所面临的外汇风险进行套期保值，以此来规避公司承担的人民币对美元汇率波动的风险。鉴于人民币对美元的汇率波动风险仍在，公司将持续密切关注外汇市场走势，并适时采用外币衍生品合约来降低其对公司经营的影响，同时，使用境外美元资金偿还美元债务。

　　报告期内，公司国际评级取得提升，标普于2022年8月首次评定公司BBB-的国际评级，评级展望稳定；惠誉维持公司BBB-的国际评级，评级展望稳定；穆迪维持公司Ba1的国际评级，评级展望调整为正面。公司下属子公司新奥能源亦取得评级提升，惠誉于2022年1月将新奥能源BBB的国际评级上调至BBB+，评级展望稳定；标普亦于2022年8月将新奥能源BBB的国际评级上调至BBB+，评级展望稳定；穆迪维持新奥能源Baa1的国际评级，评级展望稳定。

　　境内评级方面，2022年7月，中诚信国际信用评级有限责任公司首次给予公司AAA（稳定）评级，中证鹏元资信评估股份有限公司首次给予公司AAA（稳定）评级；联合信用评级有限公司维持公司下属子公司新奥（中国）燃气投资有限公司AAA（稳定）评级。

　　2022年7月欧洲议会将天然气归类为绿色能源，开放对其投资限度，这也意味着天然气在应对能源危机和能源绿色转型过程中的地位得到进一步强化。从国内形势来看，2023年随着疫情防控措施的持续优化以及国内市场需求和信心的修复，经济动力将持续恢复和增强，同时会带动能源需求增长。在国家强力推动双碳目标大背景下，天然气在“替煤”和“融合新能源”（提升电力系统灵活性）方面不可替代，在中国能源转型和能源安全两者的平衡中发挥着至关重要的作用。根据机构对2020-2030年中国天然气消费需求预测来看，到2030年我国天然气消费可达6000亿方左右，其后仍可稳步增长，空间巨大。此外，到2030左右年非化石能源和天然气等清洁能源需求合计占比估计将提高至40%以上，天然气依旧是我国能源消费结构中的主力军（数据来源：国务院发展研究中心资源与环境政策研究所）。随着中国双碳政策不断推进，公司直销气市场规模在未来也将有长足发展，预计在2030年前有超过1500亿方增量市场规模。

　　从供给方面来看，国内产量和已经锁定的进口协议量增长将对满足国内需求增长发挥重要作用。根据十四五规划，到2025年国产气产量将达2300亿方以上；管道气进口方面，主要增量将来自俄罗斯，预计到2030年管道天然气将占进口总量的40%-45%；LNG进口方面，中国在2021年和2022年签署了大量长期液化天然气合同，多数会在2025年前后开始执行。随着中国市场化改革不断深化，持续推进全国一张网建设，天然气基础设施更加公平开放，天然气行业仍将处于黄金发展期。

　　在中国天然气需求高速增长的前提下，优化天然气管网、储气库等天然气相关基础设施将变得尤为重要。在天然气管网方面，到2025年，国家管网公司计划实现输气干线全互联的目标，形成“四大（进口）通道”和“五纵五横”的干线管网格局。此外，还将规划实现区域用气负荷中心之间互联的干线管道双向输送，直辖市和省会城市双气源双通道供气，以及百万人或年供气3亿方以上地县级城市双通道供气。在储气设施建设方面，作为天然气调峰保供中不可或缺的一环，中国将加快建设，东北、华北两个百亿立方米级储气库基地、环渤海等重点地区LNG储运体系建设工程，为公司工程建造业务带来机会。氢能基础设施方面，国家发展改革委、国家能源局联合印发《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》指出，“十四五”时期，我国将初步建立以工业副产氢和可再生能源制氢就近利用为主的氢能供应体系；燃料电池车辆保有量约5万辆，部署建设一批加氢站；到2030年，形成较为完备的氢能产业技术创新体系、清洁能源制氢及供应体系，有力支撑碳达峰目标实现。生物质天然气方面，国家发改委在《关于促进生物天然气产业化发展的指导意见》中提出明确目标到2025年，形成绿色低碳清洁可再生燃气新兴产业，生物天然气年产量超过100亿立方米；到2030年，生物天然气年产量超过200亿立方米，规模位居世界前列。氢能、生物质天然气产业的高速发展也将在未来为公司持续带来新能源基础设施领域的业务机会。

　　数据作为新时代的重要生产要素，数智化转型也成为工程建造行业的大势所趋。根据国家工业和信息化部发布的《“十四五”大数据产业发展规划》，支持管网、危化品等企业综合运用设备物联、生产经营等数据，建立分析模型，提升全流程智能化，实现工艺优化、节能减排和安全生产。同时，在工信部发布的《“十四五”信息化和工业化深度融合发展规划》中提出，希望企业通过智能传感、物联网等技术推动全业务链数据的实时采集和全面贯通，构建数字化供应链管理体系，引导企业打造数字化驾驶舱。国家政策的有力引导将为公司工程建造业务数字化转型升级提供有力保障。

　　工程安装方面，从国家规划来看，我国未来城镇化仍有较大空间，未来中国城镇化水平仍将逐渐提高，带动天然气消费人口稳步增长。同时，根据《中国天然气发展报告（2021）》，2040年前，中国城镇燃气重点满足新型城镇化建设、北方清洁取暖推进、长江流域采暖需求释放等带来的城镇燃气用能缺口；稳步拓展工业“煤改气”，以打造低碳工业园区为着力点，助力重点工业领域碳达峰。清洁取暖及城镇化推进仍将进一步推动公司工程安装业务增长。

　　在国家能源绿色清洁低碳发展的大背景下，综合能源业务已经成为实现双碳目标、提升能源效率、降低用能成本的重要发展路径。《“十四五”现代能源体系规划》明确指出，“十四五”是碳达峰的关键期、窗口期，能源绿色低碳发展是关键，重点是做好增加清洁能源供应能力的“加法”和减少能源产业链碳排放的“减法”，推动形成绿色低碳的能源消费模式；大力发展风电、光伏等可再生能源，到2025年非化石能源消费比重提高到20%左右。目前已有江苏、湖南、安徽、山东等16个省份正式出台了碳达峰行动方案，推动低碳园区、低碳工厂、低碳建筑、低碳交通建设。国家及行业协会亦陆续发布工业领域及建材、有色金属、焦化等重点行业碳达峰实施方案，推动企业节能降碳。同时，绿电、绿证、碳交易等能碳市场化机制不断完善，推动可再生能源消纳。

　　伴随家庭品质生活需求升级，依托长期积累的客户粘性优势，打造家庭服务场景解决方案，助力家庭品质生活提升。二十大报告提出不断实现人民对美好生活的向往，我国消费水平持续升级，人均GDP已突破1万美元，人们更加注重追求高品质生活。同时数字经济蓬勃发展，智能家居需求空间巨大，国家大力推动智慧家庭、智慧社区打造，给增值业务发展带来新机遇。

　　煤炭需求方面，用电总需求韧性仍存，叠加极端天气对能源安全的挑战，煤电为经济社会发展的托底保障作用日益凸显，煤电需求将保持增长态势；同时随着疫情防控措施进一步优化，地产基建已度过至暗时刻，钢铁等房地产相关耗材生产用煤或将成为2023年煤炭市场的最大变量。总体需求端增长率2023年预计将恢复至4-5%，煤炭市场供需间的结构性短缺仍将继续存在，刺激煤价维持在相对高位水平。供给方面，2023年煤炭供给端将保持增长，煤炭产能预计增长约2-2.5亿吨，主要来自新增产能，进口量有望恢复小幅增长。（数据来源：金联创）

　　甲醇需求方面，国内部分项目自2022年四季度以来停车至今，预计2023年烯烃生产项目整体开工率表现偏弱，占中国甲醇需求半壁江山的烯烃市场发展将延续放缓态势，一定程度上影响需求。总体来看甲醇市场2023年将继续维持宽松局面。供给方面，预计中国甲醇产业在2023年将继续深化调整，供需矛盾在部分阶段可能会有所放缓。供给端来看，中国产能将突破1亿吨（数据来源：金联创）。在十四五期间国家实施“双碳”战略的背景下，中国甲醇行业未来将会进入高质量发展的关键阶段。随着全球对碳排放问题的日益关注，甲醇生产来源也会更加广泛，二氧化碳加氢制甲醇将有所起步。

　　随着海外气价回落以及国内天然气市场需求拉动，叠加部分国际天然气长期购销协议的执行，我国LNG进口量有望恢复增长，靠近主要终端市场的沿海LNG接收站处理量将企稳回升。根据国际能源署预测，2023年中国天然气需求将出现较大幅度反弹，有望同比增长5.41%。此外，天然气发电需求的强劲增长也将进一步支撑海外LNG资源的进口。知名研究机构彭博新能源财经估计，我国正在新建的天然气发电装机已达到29GW。这将在未来为国内天然气需求的持续增长奠定良好的基础。

　　公司始终紧抓低碳发展、数智升级与天然气产业大发展的历史机遇，全方位夯实产业基础，充分运用数智技术，构建以产业互联网为支撑、以国内大循环为主体、国际国内双循环相互促进的新发展格局。同时充分发挥天然气产业链上下游一体化优势，深入推进清洁能源全场景布局，不断夯实天然气业务基础，线）并举，持续聚合需求、资源和基础设施生态，做大做强天然气产业智能生态。

　　2023年，公司将积极把握低碳发展和天然气市场化改革机遇，通过数智技术，加速聚合天然气产业生态。为确保上述目标达成，公司将重点做好如下工作：

　　在聚合需求方面，深化客户认知，创新合作模式，提供多元套餐，以满足大客户需求，以资源、设施优势支撑区域需求聚合。

　　在资源聚合方面，夯实基座，因地制宜，多源组合，国际/国内、全国/区域优化平衡，以优势资源支撑做强区域；夯实三油一网基本盘，实现全方位生态合作；深度认知区域资源商痛点，共建多维合作，动态平衡资源，支撑区域做强；在非常规资源方面，多元扩大非常规资源获取规模，实现梯级规模性增长；同时将线下销售平台化，逐步引流并网，由传统销售模式为核心转为服务链接生态为核心，以开放的平台链接全生态；在国际资源池搭建方面，研判国际市场变化，增加油价挂钩资源，补足国际资源池，形成国际、国内联动，做优直销气业务；

　　在输储聚合方面，通过国网交易+生态合作，全面布局沿海进口通道，搭建具备灵活调剂能力的规模性输储网络，产业数智融合打造低成本、有弹性的设施使用能力，实现资源与设施的高效匹配；紧抓接收站低负荷带来的洽谈机遇，打造低成本、有弹性的设施使用能力，获取先发优势，支撑国际优质资源配置各省资源池；广泛生态合作，推动数智产品共创；统筹规划管网通路，虚实储库结合，搭建低成本、具备灵活调剂能力的规模性输储网络；数实融合推动产品共创，强化生态链接。

　　公司将以客户需求为原点，聚焦用能服务、交易和供应链三大核心业务场景，以提升客户体验为目标，持续迭代能源客户认知、需供输储智能匹配、智能交易交付、城燃智能管网调度、接收站多用户运营、安全生产等核心数智产品。同时基于新奥自身业务场景，通过全场景数智产品应用，打通业务闭环，沉淀产业智能，提升客户用能服务体验，助推天然气产业转型升级。

　　随着中国“双碳”政策的密集推出，能耗双控日益严格，气、电、碳市场化改革深入推进，公司将精准把握低碳产业主动权，紧抓市场窗口期，因地制宜，从安全、热能、光伏、电能、碳、数智化等六个切入点加速拓展客户。新客户多点切入、灵活扩展，存量客户深耕细作、多维延伸，重点开发低碳工厂和低碳园区业务，培育低碳建筑业务，探索低碳交通业务。

　　低碳工厂业务以制造业、高耗能企业为重点，从热力托管向电能服务方向扩展、从运维向托管延伸，由点及面，逐步实现冷、热、气、电多能源协同、用供一体优化。园区作为节能减碳的主战场，公司将立足区域视角，因地施策，以低碳规划、低碳资源、用能侧服务等方式切入，实现高质量发展。同时公司将把握低碳、绿色发展契机，快速落地低碳建筑解决方案，既有建筑采用平台、方案、设施租赁等多点切入，新建筑从规划设计入手，向能源托管延伸，通过节能、低碳能源替代等拓展。对于低碳交通业务，公司将聚焦重点城市持续推动换电站布局，快速落地以换电为基础的交通泛能新模式。

　　公司将从客户需求出发，通过整合全场景多能源供应链，提升绿色数智化转型，实现产业再发展。公司将强化全局经营意识耦合能源全场景，通过强化运营、落地智能矿山、技术降耗等举措，持续提升精益运营水平、稳产节能提效，深度挖掘资产价值；加大天然气、煤炭等多种能源获取力度，持续完善采销工贸一体策略，聚焦重点区域，聚合上中下游资源，构建全国输储网络，通过快速调配供应和资源互换的措施，实现创值最大化。同时公司将积极探索甲醇在交通、燃料、储能等领域潜在市场，进一步扩大能源产品供应规模，提升产品价值。

　　公司将发挥能源全场景优势，结合区域天然气规划，聚焦大型管网、储气、接收站等基础设施项目。紧抓数智物联机遇，为客户提供低碳、数智、全周期的专业建造支持，推动资源聚合。同时通过技术合作与获取，快速开拓生物天然气、氢能等新赛道业务。围绕客户低碳智能运营的需求，打造网络设计平台、工匠会等低碳数智赋能产品，为客户提供全周期低碳智能建造服务。

　　公司的天然气主要依靠国际采购和中石油、中石化、中海油的供应为主，对上游供应商的依赖性较强。若国内上游供应商供应波动或海外LNG发生不可抗力风险，则会对公司的经营产生不利影响。受国内外复杂经济形势影响，天然气价格近年来波动较大，公司天然气销售价格调整幅度不及采购价格调整幅度或滞后，天然气销售价格的调整幅度不能覆盖公司在管道及非管道气销售业务中所付出的原材料、劳动力等成本的变动幅度，原材料价格波动可能会影响公司的经营业绩。针对气源获取，公司不断深化与中石油、中石化、中海油的合作关系，夯实资源基础；大规模聚合国内各类非常规资源，与煤层气、煤制气、页岩气等相关资源供应商建立价格机制，实现稳定供气并依托弹付网络灵活串换、调剂；同时持续优化国际资源池，不断拓展长协规模力求实现资源组合丰富多样，从而降低对单一供应方的依赖性。针对价格波动风险，公司通过资源组合多样化、企业规模化运营实现采购端的成本降低，销售端公司建立了完善的价格联动机制，有效推动需求生态市场化。

　　天然气属于易燃、易爆气体，天然气的储存、配送对安全经营要求很高。尽管报告期内新奥能源没有因为储存、配送运输设备意外发生故障、员工操作不当等原因，导致发生火灾、爆炸等安全事故或者因为上述原因被有关部门要求停工、检修的情形，但未来如果由于储存、配送运输设备意外发生故障、员工操作不当或者自然灾害等原因，导致发生火灾、爆炸等安全事故，威胁生产人员的健康和安全，安监部门可能要求停工、检修，将会给生产经营带来损失，从而影响企业的日常经营。针对可能存在的安全经营风险，公司秉持：“看得见、有人管、知重点”理念，始终将安全合规运营放在企业发展的首位，通过建立安全数智化体系不断提升安全运营水平。公司全年建设完成44家智能运营中心；实现管网、厂站等物联接入5万余个，沉淀182项企业安全数智化标准和指引；3项安全数智化科技成果列入省部级项目或通过行业协会鉴定，安全数智工化工作成果显著。

　　截至本报告报出日，公司存续美元融资余额为23.87亿美元，随着人民币汇率形成机制的市场化程度不断提高，人民币的币值受国内和国际经济、政治形势和货币供求关系影响，未来人民币兑美元的汇率可能与现行汇率产生较大差异，公司可能面临一定的汇率波动风险。针对可能存在的汇率风险，公司拟通过加强汇率趋势研究、控制资金收付节奏、匹配资金收付币种，采取有利的币种和结算方式并根据汇率变动走势，适时利用金融工具进行套期保值、约定保护性合同条款等措施降低汇率波动对公司业绩的不利影响。

　　公司的利率风险产生于银行借款等带息债务。浮动利率的金融负债使公司面临现金流量利率风险，固定利率的金融负债使公司面临公允价值利率风险。公司根据市场环境来调整固定利率及浮动利率贷款的相对比例，并利用利率掉期等衍生产品进行套期保值。

　　公司的衍生产品是以降低外汇敞口和商品价格风险为目的，与若干金融机构签订的多份外币衍生合约和商品衍生合约。外币衍生合约允许公司在到期日以约定人民币/美元汇率购买美元，绝大部分该合约指定为套期工具；商品衍生合约则可以对冲与HenryHub、TTF、JKM等多种指数挂钩的LNG合约，以稳定其未来LNG采购成本并管理采购销售不匹配而产生的价格敞口风险，部分该合约指定为套期工具。公司衍生产品面对的风险主要为大宗商品价格变动带来的市场风险、流动性风险、信用风险、交易对手方风险与操作风险。公司设立风控与合规部门，对各类风险进行把控。针对信用及交易对手方风险，公司严格执行对手方交易风险限制、建立信用额度追踪监测模型，通过分析信用违约及各类财务指标等监控交易对手方风险变化；针对操作风险，公司设置《套期保值制度及细则》及交易授权制度，规范套保交易，明确交易方向与止损额度，并引入国际领先的大宗商品能源贸易风险管理系统（ETRM），自主研发了相应的移动端风控产品ETMO，逐日盯市及各项风险指标监控，通过衍生品业务的全流程数字化管理，减少了不适当的人工干预进行风险规避，最大程度提升风险管理精准度。

　　证券之星估值分析提示中 关 村盈利能力较差，未来营收成长性较差。综合基本面各维度看，股价偏高。从短期技术面看，近期消息面一般，主力资金有介入迹象，短期呈现震荡趋势，市场关注意愿一般。更多

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