1. 清洁能源服务商，天然气为未来重要战略方向
新奥股份以农兽药起家，2003年新奥集团入股公司后通过资本运作，陆续将集团旗下二甲醚、甲醇、煤炭、LNG、能源工程等业务注入上市公司，使公司业务完成向清洁能源方向转型。目前，公司形成了以能源化工、天然气、能源工程为主的产业布局。其中，天然气产业链是公司未来重要战略发展方向。
天然气：国内、海外双线布局。国内方面
：（1）沁水新奥以煤层气制LNG，一期处理LNG 15万立方米/日，二期处理30万立方米/日；（2）收购中海油新奥45%股权，在北海设立LNG工厂，加工中海油海上石油伴生气；（3）煤制气方面，新能能源在建20万吨稳定轻烃项目，增设加氢气化和催化气化核心自有煤气化技术产业示范工程，项目建成后副产2亿立方米/年天然气。海外布局方面，公司战略投资澳洲油气上市公司Santos 10.07%股权，为其第一大股东，获取长期稳定气源，丰富上游气源供应。
能源工程业务。
公司工程业务主要由新地工程承接，以“技术+设备”为牵引，主要从事天然气、节能环保及新型化工等领域的技术研发、工程设计、设备制造与集成、项目管理与工程建设等的一体化服务业务，在天然气净化、液化，煤基催化/气化、甲烷化，系统能效及超临界危废处理等方面拥有自主产权工艺技术和装备集成技术。
能源化工业务：煤制甲醇、甲醇制二甲醚。
公司全资子公司新能矿业负责开展煤炭开采业务，旗下王家塔煤矿为新能能源煤制甲醇提供动力煤原材料，甲醇产品下游客户主要面向烯烃、甲醛、二甲醚等终端生产企业及部分贸易客户。甲醇制二甲醚业务由公司旗下的新能（张家港）开展，二甲醚主要用于清洁燃料以及部分气雾剂、制冷剂。
生物制药：传统农兽药业务。
农兽药业务为公司传统业务，主要由威远生化、威远动物药业、新威远三家子公司开展。以阿维菌素系列产品为代表的杀虫剂、以草铵膦为代表的除草剂、以嘧菌酯为代表的杀菌剂等是公司主要的农药产品。
截至2016年底，公司参股的澳洲气田Santos拥有油气1P储量4.85亿桶油当量，新能矿业王家塔煤矿拥有煤炭资源储量10.4亿吨（其中可采储量5.9亿吨）。产品方面，公司参控股甲醇总产能120万吨/年（其中权益产能67万吨/年），参控股天然气液化能力93万立方米/天（其中权益产能67万立方米/天），拥有二甲醚产能20万吨/年（其中权益产能15万吨/年）、草铵膦产能1450吨/年。2016年，公司煤炭、甲醇、LNG的产量分别为590.64万吨、73.75万吨、1.5亿立方米。
公司业绩贡献主要来自能源工程、煤炭、甲醇和农兽药，2016年四项业务收入与毛利分别占公司整体93%和97%。
其中，能源工程、煤炭、甲醇、农兽药营业收入占比分别为31%、15%、27%、20%，毛利占比分别为32%、30%、22%、13%。
2016年，公司实现营业收入63.96亿元，实现归母净利润5.19亿元。
2017年上半年，Santos因调整油价等假设，计提税后减值损失6.89亿美元，导致最终净利润为-5.06亿美元，公司因持有其10.07%股权，确认投资损失3.5亿元；但同时甲醇、煤炭价格上涨，公司甲醇、煤炭贸易业务、能源工程业务量也均有不同程度增长，因此公司业绩仍实现较快增长。2017年前三季度公司实现营业收入70.12亿元，同比+75.40%；实现归属母公司净利润3.84亿元，同比大幅增长97.02%。公司预计全年实现归母净利润6.02~6.74亿元，同比增长16%~30%；扣非后归母净利润为5.66~6.38亿元，同比增长198%~237%。
2. 天然气产业链持续快速发展
2.1 国内天然气供需快速增长，但在能源消费结构中占比较低
我国天然气在一次能源使用中仅占6%。
根据BP能源统计，我国2016年一次能源消费量为30.53亿吨油当量，占世界能源消费的23%。但在能源结构上仍以煤炭为主，占比62%，天然气在一次能源使用中占比6%，远低于俄罗斯的52%和美国的32%，不及世界平均水平24%和亚太地区的12%。
我国天然气资源储量潜力巨大。
根据全国油气资源动态评价（2015），我国常规天然气（含致密气）地质资源量为90.3万亿立方米，可采资源量50.1万亿立方米。截至2016年底，我国累计探明常规天然气地质储量11.7万亿立方米，探明程度13.0%；累计产量1.4万亿立方米，探明储量采出程度12.0%，剩余可采储量5.2万亿立方米。非常规天然气方面，我国煤层气累计探明储量6928.3亿立方米，探明程度2.3%；累计产量241.1亿立方米，探明储量采出程度3.5%，剩余可采储量3344.0亿立方米。页岩气累计探明储量5441.3亿立方米，探明程度仅0.4%；累计产量136.2亿立方米，探明储量采出程度仅2.5%，剩余可采储量1224.1亿立方米。目前，我国天然气资源探明率和探明储量采收率均较低，具有较大资源潜力，其中非常规天然气有望成为未来增产主力。
我国天然气供给能力快速增长，天然气进口格局基本形成。
2016年我国天然气产量达到1369亿立方米，近15年复合增速超过10%。其中煤层气抽采量45亿立方米，同比略有增长；页岩气产量约79亿立方米，同比增长72%。由于国内消费量剧增，我国天然气对外依存度由2008年的2%提高到2016年的34%，进口气已经形成管道气和LNG多渠道供应格局，主要资源进口国约10个。2016年天然气进口量721亿立方米，其中管道气383亿立方米，LNG338亿立方米。
我国天然气需求量增长迅速，主要需求来自工业燃料和城市燃气。
2016年我国天然气消费量达到2058亿立方米，近15年复合增长14%，天然气在一次能源消费比例由2005年2.4%上升到2016年6.2%，人均年用气量140立方米。根据《中国天然气发展报告(2017)》，我国天然气消费需求主要来自城市燃气和工业燃料，分别占比35.4%和34.6%，其余需求来自发电和化工用气，分别占比17.8%和12.2%。2016年城镇燃气和天然气发电消费增长明显，消费占比分别同比提高2.9和3.1个百分点。
2.2 顶层政策密集出台，明确行业发展目标
近年来天然气政策密集出台，《天然气发展十三五规划》为我国天然气发展提供明确指南。
自2004年以来，为了实现低碳经济转型，国家先后出台了一系列政策规范和发展天然气行业，国家对天然气的支持在短期内不会改变。2016年12月国家发改委、能源局印发《天然气发展十三五规划》，指出我国天然气行业正迎来新的发展机遇，并从上游资源勘探、中游基础设施建设和下游需求等方面提出了明确的发展目标，为我国未来几年天然气发展提供行动指南。根据“十三五”规划，2020年天然气占一次能源消费比例力争达到8.3%-10%，天然气产量力争达到2070亿立方米，其中页岩气产量达到300亿立方米。
2.3 气价改革、煤改气政策刺激下游需求增长
2.3.1 气价改革稳步推进
目前国内气价较高，天然气经济性不足。从历史数据来看，我国天然气价格相比国外价格以及国内煤炭价格均较高，经济性较为缺乏。以2017年9月为例，我国华东地区居民用天然气均价3.35元/立方米，工业用天然气价格3.72元/立方米，远高于天然气进口均价1.62元/立方米。另一方面，9月我国无烟煤均价1048元/吨，按照等热值换算，相当于天然气价格1.42元/立方米，因此相比替代能源煤炭，国内天然气经济性也仍然不足。
管输价格新规出台。
2016年10月，国家发改委印发《天然气管道运输价格管理办法（试行）》和《天然气管道运输定价成本监审办法（试行）》。根据新规规定，天然气管道运输价格按照“准许成本加合理收益”原则，实行政府定价。政府通过核定管道运输企业的准许成本，监管准许收益，在考虑税收等因素的基础上确定年度准许总收入，最终核定管道运输价格。其中，准许收益按照有效资产乘以准许收益率（管道负荷率不低于75%时，准许收益率为8%）计算确定。在每年计提折旧的情况下，管输企业有效资产减少，管输费率长期存在下行趋势。
配气价格监管意见出台。
2017年6月22日，国家发改委印发了《关于加强配气价格监管的指导意见》（下称意见）。意见指出，燃气管网属于网络型自然垄断环节，配气价格应受到政府严格监管。意见提出配气价格按照“准许成本加合理收益”的原则制定，准许成本引入标杆成本，激励燃气公司降本增效，准许收益率为税后全投资收益率，按不超过7%确定。意见要求严格取消没有实质性服务的延伸服务收费项目，新建住宅燃气工程安装费等纳入房价。此次配气价格监管政策配合管输价格管理办法，实现了2015年发改委下发的《关于推进价格机制改革的若干意见》所提出的“尽快全面理顺天然气价格，加快放开天然气气源和销售价格，政府只监管具有自然垄断性质的管道运输价格和配气价格”，是“管住中间、放开两端”的重要举措，是天然气价格体制改革的又一重大进程，至此，天然气价格体制改革全面展开。气价改革有望推动天然气价格下行，从而刺激国内天然气消费增长。
2.3.2 “煤改气”政策成效初现
“大气十条”首提“煤改气”政策。
2013年9月，为进一步改善空气质量，国务院印发《大气污染防治行动计划》（又称“大气十条”），提出推进“煤改气”工程建设，全面整治燃煤小锅炉，到2017年除必要保留的以外，地级及以上城市建成区基本淘汰10蒸吨/小时及以下的燃煤锅炉。同时提出控制煤炭消费总量，加大天然气供应，到2017年煤炭占能源消费总量比重降低到65%以下。此后北京、天津、山东等省市也相应制定了“煤改气”实施方案，主要包括农村地区“煤改气”工程以及燃煤小锅炉淘汰两方面。
收官之年发布攻坚行动方案。
2017年是“大气十条”第一阶段的收官之年，近年来大气污染治理初见成效，整体空气质量持续改善，但京津冀及周边地区秋冬季空气质量改善不明显。为了全力抓好京津冀及周边地区秋冬季大气污染治理，2017年8月环保部联合多部委共同发布了《京津冀及周边地区2017-2018 年秋冬季大气污染综合治理攻坚行动方案》，提出全面完成以电代煤、以气代煤任务，2017年10月底前“2+26”城市完成以电代煤、以气代煤300万户以上，同时全面完成燃煤小锅炉“清零”任务，进一步扩大燃煤小锅炉淘汰范围，2017年10月底前淘汰清单里的4.4万台燃煤锅炉全部“清零”。同时，2017年北京、天津、河北分别实现压减煤炭消费量260万吨、260万吨和600万吨以上，山东完成“大气十条”减排任务，河南和山西大气污染传输通道城市实现煤炭消费总量负增长。
京津冀及周边地区省市煤炭消费量降低。
近年来，在国家控制煤炭消费量、实现清洁能源转型的相关政策驱动下，全国部分城市煤炭消费量开始回落。“2+26”城市所在省市煤炭消费量稳中有降，天然气消费量快速提升（2005年以来复合增速达到18%）。
居民散煤“清零”，拉动天然气需求。
自执行全面完成以电代煤、以气代煤任务以来，2017年 “2+26”城市需要完成以电代煤、以气代煤约388.82万户。其中，北京市30万户、天津市28.7万户、河北省211.39万户、山西省39.8万户、山东省40.93万户、河南省38万户。京津冀主要城市在2017年10月底前完成“禁煤区”建设任务，散煤彻底“清零”。农村散煤彻底清零，“以气代煤”有望拉动2017年天然气需求增长38.88亿立方米（以每户冬季用气约1000 立方米计算）。
预计2020年全国农村居民用气量将达到337.20亿立方米。
为了加快推进生态文明建设，促进工业绿色发展，2017年7月工业和信息化部印发工业绿色发展规划（2016-2020年），规划指出要扎实推进清洁生产，大幅减少污染排放，在京津冀、长三角、珠三角等重点区域实施大气污染重点行业清洁生产水平提升行动。因此我们认为除京津冀及周边地区之外，长三角、珠三角等地区均是“煤改气”工程重点推进区域。未来随着煤改气政策的全面推进，其他省份也有望覆盖。据国务院印发国家人口发展规划（2016—2030年），2020年全国人口将达到14.2亿，城镇化率约为60%，结合各省人口十三五规划文件，预计2020年全国农村人口将达到5.68亿，农村家庭数约为0.95亿户（以一户六口人计算）。由于煤改气、煤改电工程共同实施，执行宜气则气，宜电则电策略，我们假设“2+26”城市所在省份平均煤改气工程占比为80%，长三角和珠三角地区占比60%，其他省份约为40%；在每户用气量方面，2+26城市省份约为1000立方米，其他省份约为500立方米，由此我们预计2020年全国农村居民用气量将达到337.20亿立方米。
淘汰燃煤小锅炉，推动天然气替代需求。
根据“攻坚方案”，在2017年10月底前，“2+26”城市将进一步扩大燃煤小锅炉淘汰范围。其中，北京市城六区及南部平原地区实现无煤化，其他区建成区全部淘汰35 蒸吨及以下燃煤锅炉，全市10 蒸吨及以下燃煤锅炉“清零”。天津市中心城区所有燃煤锅炉、滨海新区和环城四区35 蒸吨及以下燃煤锅炉、其他区10 蒸吨及以下燃煤锅炉实现“清零”。河北省各市和直管县建成区淘汰35蒸吨及以下燃煤锅炉；石家庄、保定、廊坊市行政区域内全部淘汰10 蒸吨及以下燃煤锅炉，其他城市县城和城乡结合部也要全部淘汰。山西省城市建成区淘汰20 蒸吨及以下、县城淘汰10蒸吨及以下燃煤锅炉。山东和河南省淘汰行政区域内10 蒸吨及以下燃煤锅炉。
根据方案，各地区制定本地区的淘汰计划，10月底前淘汰小锅炉4.3万台，共计超过5.9万蒸吨/小时。
按照1蒸吨60万大卡，锅炉年运行时间7000小时计算，10月底前淘汰的燃煤小锅炉有望新增天然气需求321亿立方米。
2.4 基础设施加快建设，保障天然气稳定供应
我国天然气主干网已初步形成。
根据油气管网的“十三五”发展规划，截至2016年底，中国除台湾省以外的所有地区在役油气长输管道总里程累计约为12.6万千米，其中天然气管道7.43万千米，原油管道2.62万千米，成品油管道2.55万千米。2016年新增油气管道线0.65万千米。其中，新建成天然气管道2883千米，同比减少125千米；新建成原油管道1200千米，同比增加594千米，大幅增长98%；新建成成品油管道2444千米，同比增加801千米，增幅为49%，天然气管道线增幅较大，目前已经形成了形成了以西气东输系统、陕京系统、川气东送、西南管道系统为骨架的横跨东西、纵贯南北、连通海外的天然气主干管网的建设。
城市天然气管道高速建设，气化人口不断增加。
根据国家统计局数据，2015年我国城市天然气管道长度达到49.8万千米，同比增长14.6%，近10年复合增速15.2%。气化人口达到3.3亿，同比增长10.0%，近10年复合增速15.0%。随着城镇化的不断进行，国家对天然气等清洁能源不断推广，以及天然气价格体制的改革不断深入，我们认为城镇居民天然气消费需求会进一步扩大，城镇天然气管道建设有望进一步加快，管道长度维持高速增长，气化人口进一步增加。根据《天然气发展十三五规划》，到2020年，我国城镇人口天然气气化率将达到57%，气化人口达到4.7亿，气化人口数量年复合增速10%。
LNG接收站加速建设。
目前我国已经有14座LNG接收站处于运行期，总接受能力达到4160万吨（约582亿立方米）。预计到2020年，我国投运的LNG接收站达到21座，接收能力达到6880万吨（约963亿立方米）。LNG接收站的建设有助于保障天然气进口规模，补充国内天然气供给。
政府引导储气调峰气价市场化改革，鼓励城镇燃气企业建设储气设施。
目前我国有25座地下储气库，2016年调峰量60亿立方米，占天然气全年消费量3%，远低于美国的17.4%和俄罗斯的17.0%，也远低于世界平均水平的10%。据中国石油规划总院预测，到2020年中国的天然气调峰需求约占年消费量的11%左右，而储气库作为最主要的调峰方式，储气调峰规模至少应达到10%以上，才能基本满足调峰及保供需求。为鼓励储气库建设，2016年11月20日，国家发改委下发《国家发展改革委关于明确储气设施相关价格政策的通知》，明确提出1）储气服务价格由供需双方协商确定，经营企业根据储气服务成本、市场供求情况等与委托企业协商确定储气具体服务价格；2）储气设施天然气购销价格由市场竞争形成，储气设施经营企业可统筹考虑天然气购进成本和储气服务成本，根据市场供求情况自主确定对外销售价格，储气设施经营企业要与用气企业单独签订合同，约定气量和价格。3）鼓励城镇燃气企业投资建设储气设施，城镇区域内燃气企业自建自用的储气设施，投资和运行成本纳入城镇燃气配气成本统筹考虑，并给予合理收益。
3. 天然气布局日渐明朗，“气源+技术”布局上游产业链
3.1 投资澳洲气田Santos，拓展天然气上游
投资澳洲气田。
公司通过收购联信创投100%股权，持有澳大利亚上市公司Santos Limited 10.07%的股份，成为其第一大股东。作为澳大利亚领先的油气生产商，Santos具备丰富的地下作业项目、常规和非常规天然气勘探开发经验，公司与其进行合作有助于向天然气上游扩展，完善LNG全产业链。
Santos天然气资源丰富，产量大。
Santos总部位于澳大利亚，主要收入来源于澳大利亚及亚太地区，2016年度产量为 6160万桶油当量，同比增长7%，根据国际能源咨询机构Gas Strategies出具的《LNG Business Review》及Santos年报，澳大利亚2014年LNG产能约为4050万吨，Santos产能占澳大利亚LNG总产能的28%。截至2016年12月31日Santos权益下油气1P储量为4.85亿桶油当量，其中证实已开发储量为3.07亿桶油当量。
与Santos签署《股东协议》。
经第八届董事会第九次会议审批，公司与弘毅投资控制下的Well Honour Development Limited 签署了《一致行动协议》。依照《一致行动协议》约定，公司及其关联方、弘毅投资合计持有Santos15.1%的股权。为践行公司作为Santos第一大股东而实施的重大影响，并进一步加大公司与 Santos的战略合作，公司拟与Santos签署《股东协议》。
《股东协议》明确了公司战略投资者地位，有助于与Santos开展进一步合作。
《股东协议》的签署进一步确认了公司作为Santos战略投资者的地位，同时明确了将在天然气产业链的生产、加工、运输、港口设施、陆上存储、LNG 采购各个环节与Santos共同探索投资、合作的机会，为进一步推动公司向清洁能源产业链中上游的战略转型奠定了坚实的基础。此外，与Santos合作发掘投资机会和人员交流培训将促进公司在相关领域的技术和经验积累，增强公司在天然气产业链中上游的管理运营能力。
任命非执行董事，增强对Santos的影响。
公司发布公告，Santos董事会于2017年6月26日任命史玉江先生为Santos非执行董事，该任命增强了公司对Santos的影响，为后续开展战略合作奠定了基础。
Santos产销稳定，LNG收入快速增长。
Santos 2017年总产销量分别为5950万桶油当量、8340万桶油当量，维持相对稳定；其中LNG销量310万吨，同比增长10%。总销售收入31亿美元，同比增长20%；其中LNG销售收入12亿美元，同比增长33%。2018年Santos计划实现产销量分别为5500-6000万桶油当量、7200-7800万桶油当量。
3.2 稳定轻烃项目聚焦天然气产业链，有望实现煤制气技术突破
配股募资，用于建设稳定轻烃项目。
公司按每10股配售2.5股的比例向全体股东配售股份，共完成配股2.44亿股，配股价格9.33元/股，募集资金22.7亿元用于投资年产20万吨稳定轻烃项目。
稳定轻烃项目副产2亿立方米天然气，预计2018年5月建成。
项目建于内蒙古达拉特旗新奥工业园区，以当地煤炭为原料，采用水煤浆气化、催化气化、加氢气化、变换、低温甲醇洗、稳定轻烃合成等技术共同生产20万吨/年稳定轻烃，同时副产2亿立方米/年LNG和4.4万吨/年LPG等产品。项目总投资42.63亿元，其中新能能源负责投资建设煤制甲醇及配套生产LNG部分、甲醇制稳定轻烃装置，投资37.63亿元；液空中国投资建设空分装置，投资5亿元；催化气化及加氢气化技术为新奥集团自主开发的新型气化技术，通过该项目实施完成技术的工业化示范。项目于2015年开始建设，预计2018年5月建成。我们认为项目建成后，公司煤制气技术有望实现突破，公司未来业务将进一步聚焦天然气产业。
根据可行性研究报告，项目预计消耗原料煤140.5万吨/年，燃料煤64.8万吨/年，主要产品包括20万吨/年稳定轻烃，2亿立方米/年LNG，4.4万吨/年LPG，1.17万吨/年石脑油等。其中，稳定轻烃是以戊烷及更重的烃类为主要成分的液态烃类产品，主要作为清洁油品添加剂和溶剂，在国家加快成品油质量升级的背景下，市场前景广阔。
煤制气为“十三五”期间我国能源重点发展方向之一。
根据国家能源局发布的《煤炭深加工产业示范“十三五”规划》，煤炭是我国的主体能源和重要原料，发展煤炭深加工产业、推进煤炭清洁高效利用为“十三五”期间的重要举措，其中煤制气是主要任务之一。截至“十二五”期末，我国已投产3个煤制气示范项目，总产能31万吨/年，2015年产量18.8亿立方米，到2020年我国煤制气产能目标为170亿立方米/年。根据煤化工网，目前几大煤制气示范项目平均成本约1.5元/立方米-2.5元/立方米，成本较高，而内蒙古最高门站价格仅1.24元/立方米；再加上开工不足，导致项目经济性不足。
煤制天然气工艺以煤气化为核心
，典型流程包括备煤、空分、气化、废水处理、变换、净化、硫回收、甲烷化、加压、SNG干燥、SNG输送等。其中，工业上较为成熟的煤气化技术目前主要包括固定床（移动床）、流化床和气流床技术等，催化气化、加氢气化仍处于小试或中试阶段。
催化气化、加氢气化技术优势明显，有助于降低成本，增厚公司业绩。
传统的煤气化技术要求气化温度高达1100-1700℃，为了维持高温气化状态，需要消耗大量燃料煤。而催化气化通过催化剂的作用，能够使得气化温度降低（700℃左右），从而降低单位能耗；同时催化剂的加入能够提高煤气化反应活性，提高煤气中甲烷含量，产生的煤气中甲烷含量大于20%，能源转化率大于59%。加氢气化技术用氢气做气化剂进行煤气化，产生的煤气中甲烷含量能达到80%，同时副产芳烃类轻油，能源转化率高于60%。同时，与传统煤制天然气两步法工艺（以水蒸气为气化剂将煤转化为合成气，合成气再经甲烷化得到天然气）不同，催化气化和加氢气化技术同时进行气化和甲烷化反应，一步合成天然气，缩短了反应流程。甲烷含量的提升、单位能耗的降低以及反应流程的缩短，有助于降低煤气化成本，提高项目经济性。根据公司测算，稳定轻烃项目投产后能够实现年均利润总额6.67亿元（不含BOT模式空分），年均税后利润总额5.00亿元（不含BOT模式空分），项目税后内部收益率13.84%。
3.3 集团层面天然气全产业链布局完善
新奥集团天然气全产业链布局完善。
从集团层面来看，目前新奥集团天然气基本实现全产业链布局。（1）上游气源：新奥股份掌握上游资源。海外投资澳洲油气公司Santos，国内运营沁水、北海两个LNG工厂，同时推进煤制气项目建设；（2）中游：集团建设舟山LNG接收站。舟山LNG接收站项目由集团全资子公司新奥（舟山）液化天然气有限公司投资与运营，项目计划分三期建设，三期建成后总接收能力达1000万吨/年。其中，一期计划投资58.5亿元，LNG处理规模300万吨/年，主要建设内容包括2座16万立方米LNG储罐、1座可靠泊26.6万立方米LNG船舶的接卸码头、1座可靠泊3万立方米LNG船舶的码头（含2个装船泊位）、2个LNG槽车滚装船泊位。目前项目稳步推进中，预计2018年6月建成投产。（3）下游：新奥能源运营城市燃气分销及配送网络。新奥能源是国内规模最大的清洁能源分销商之一，截至2016年底，公司在国内累计拥有项目达160个，主要分布在安徽、广东、河北、江苏、山东、浙江等17个省和直辖市，天然气管道总长度达32921公里，经营区域覆盖可接驳人口达7742万，覆盖68679个使用管道燃气的工商业用户。
4. 盈利预测与投资建议
公司目前形成以能源化工、天然气、能源工程为主的产业布局，稳定轻烃项目的建成投产有助于公司进一步聚焦天然气主业。在上述分析的基础上，我们编制了新奥股份盈利预测表，我们的预测主要是建立在以下假设基础上的：
假设一：公司煤炭业务分为自产与贸易两种形式，假设2017-2019年自产收入占比75%，贸易收入占25%。其中，假设自产部分产销量相对稳定，假设2017-2019年自产煤炭产销量均为680万吨；煤炭行业维持景气，假设2017-2019年煤炭销售单价（不含税）分别为200元/吨、230元/吨、240元/吨，毛利率分别为52.07%、54.83%、55.39%。
假设二：公司甲醇业务分为自产与贸易两种形式，假设2017-2019年自产收入占比60%，贸易收入占比40%。其中，假设自产部分产销量相对稳定，假设2017-2019年自产甲醇产销量均为80万吨；甲醇行业维持景气，假设2017-2019年甲醇销售单价（不含税）分别为2300元/吨、2400元/吨、2500元/吨，毛利率分别为15.46%、16.39%、17.22%。
假设三：天然气产业链持续发展，能源工程业务稳定增长，预计2017-2019年收入分别为35.00亿元、43.75亿元、54.69亿元；毛利率稳定在20%。
假设四：稳定轻烃项目2018年建成投产，2019年贡献业绩，预计2019年实现收入22.63亿元，毛利率38.5%。
我们预计公司2017~2019年EPS分别为0.54、0.99、1.53元，维持“增持”投资评级。
5. 风险提示
甲醇、煤炭等主要产品价格大幅波动；稳定轻烃项目进展不及预期；油气价格大幅波动等。
