**公司及行业** Sempra (NYSE: SRE) 及其子公司 Sempra Infrastructure 专注于能源基础设施和公用事业业务 涉及液化天然气（LNG）出口设施开发、公用事业运营和资本回收策略 [1][4][12] **核心交易与战略举措** - 公司签署最终协议向 KKR 出售 Sempra Infrastructure 45%股权 交易价格约100亿美元 企业价值近320亿美元 对应13.8倍EBITDA倍数 股权价值222亿美元 [5] - 交易后 Sempra 保留25%股权 KKR 持股增至65% 阿布扎比投资局（ADIA）保留10%股权 [5] - 交易预计2026年第二季度完成 将使公司解除对 Sempra Infrastructure 的财务合并 包括约100亿美元债务 并采用权益法核算剩余投资 [6][9][43] - 交易预计从2027年起实现年均每股收益（EPS）增厚0.20美元 且具信用增值效应 [7][9][41] **Port Arthur LNG 二期项目进展** - 公司就 Port Arthur LNG 二期项目做出最终投资决策（FID） 与贝克特尔签订固定价格EPC合同 计划2030年和2031年分别投产3号和4号生产线 [11][12] - Sempra Infrastructure 保留项目层面50.1%股权 公司整体间接持股12.5% 黑石信贷和保险领投 consortium 持有49.9% [12] - 项目资本支出预计约120亿美元 另需20亿美元收购一期共享设施50%权益 预计税后无杠杆回报率超13% [12] - 与康菲石油（ConocoPhillips）签订20年液化天然气购买协议（SPA） 降低项目风险 [13][62] **财务与资本规划** - 交易现金收益近50%预付 剩余部分40%以上按7.5%计息（2027年支付） 余额按8.5%计息至2030年 之后10%至2033年到期 [7] - 交易预计减少对普通股发行的依赖 消除2025-2029年原计划中的股权融资需求 [10][27][31] - 公司预计近期监管业务收益占比从2024年81%提升至95% 强化资产负债表并改善FFO/债务指标 [9][43][44] - 税收影响约为交易价格20% 可通过净经营亏损（NOL）、税收抵免和分期付款方式管理 [57][58] **长期价值创造与战略聚焦** - 过去五年通过出售 Sempra Infrastructure 股权累计筹资超150亿美元 股权价值年复合增长率约20% [14] - 公司战略聚焦美国领先公用事业增长业务 重点发展德州市场 并通过资本回收计划支持高回报投资 [4][15][76] - 重申2025年和2026年调整后EPS指引 以及长期EPS增长目标 [16][24] - 保留25%股权提供持续增长机会 如墨西哥资产（ECO Gas）出售计划预计2026年第二至三季度完成 [87][88] **其他关键信息** - 公司获得德州统一追踪机制（UTM）和加州野火立法支持 改善监管环境 [27][89] - 管理层强调交易具信用评级机构支持 目标在2020年代末维持稳健财务指标 [40][44][46] - 公司预计2026年第四季度更新资本计划 待德州基础费率审查完成 [16][49] - 管理层结构暂不变更 Sempra Infrastructure CEO Justin Bird 预计交易完成后全职回归 Sempra [101][102]

核心观点 - 中国LNG进口量环比下降 当周进口14船约84万吨 较前值92万吨减少8万吨[1] - 下周进口量预计大幅增长 预计进口25船约182万吨 环比增长116.7%[4] 进口量分析 - 9月8日-14日实际进口14船LNG 总量约84万吨[1] - 进口量较前值92万吨下降8.7%[1] - 卡塔尔为最大进口来源国 进口3船约26万吨 占总进口量31%[4] - 进口来源国共7个 包括卡塔尔、马来西亚、俄罗斯等[4] 区域分布 - 华南地区接卸8船LNG 数量最多[4] - 长三角地区接卸5船[4] - 环渤海地区接卸1船[4] - 莆田LNG接收站到港2船约15万吨 为单站接收量最大[4] 进口来源 - 主要来源国包括卡塔尔(3船)、马来西亚(4船)、澳大利亚(3船)、俄罗斯(2船)[3][4] - 其他来源国包括印尼、巴布亚新几内亚、新加坡[3] 下周预测 - 预计进口25船LNG 总量约182万吨[4][6] - 来源国更加多元化 包括卡塔尔、澳大利亚、俄罗斯等11个国家[6] - 澳大利亚成为最大来源国 预计进口8船[6]

全球天然气市场回稳与中国角色 - 2024年全球天然气市场在地缘冲突、价格波动与绿色转型挑战中逐步回稳 [1] - 中国作为全球最大天然气进口国和消费市场之一 在消费增长、供应保障、基建等方面取得显著成绩 [1] 消费增长与结构优化 - 2024年国内天然气消费量同比增长7.3% 在一次能源消费结构中占比提升至8.8% [2] - 城市燃气、工业燃料和发电用气三大板块协同发力 交通领域LNG重卡销量创新高 工业领域用气需求回升 气电装机容量年增量创历史新高 [2] 资源勘探与产量突破 - 国内天然气新增探明地质储量超1.6万亿立方米 产量达2465亿立方米 [2] - 非常规气产量首破千亿立方米 占比达44.5% 鄂尔多斯盆地深部煤层气、四川盆地深层页岩气等领域实现重大发现 [2] 基础设施建设进展 - 中俄东线全线贯通 西气东输四线等重点工程投产 储气能力新增80亿立方米 [2] - LNG接收站和地下储气库建设稳步推进 系统调峰与应急保障能力显著增强 [2] 技术创新与绿色转型 - 超万米深地钻探技术、175兆帕电动压裂装备等重大装备实现国产化突破 [3] - 人工智能与油气产业融合加速 推动行业智能化绿色化转型 [3] - "天然气+绿电""天然气掺氢"等多能协同模式在发电、工业等领域示范推广 [3] 市场化改革进展 - 上游矿业权竞争性出让制度深化 矿权登记企业数量增至70家以上 LNG进口主体数量较2017年翻倍 [4] - 国家管网集团成立后"全国一张网"架构基本建成 托运商数量大幅增长 省级管网融入国家管网取得实质性进展 [4] 价格机制改革 - 门站价格市场化范围扩大 多数气源实现市场化定价 终端销售价格联动机制逐步建立 [5] - 上海、重庆天然气交易中心交易规模持续扩大 LNG原料气线上交易等新模式不断探索 [5] - 《天然气利用管理办法》修订实施 引导天然气优先用于民生、高效工业和低碳领域 [5] 未来发展预期 - 2025年天然气消费量预计实现2%—3%同比增长 消费结构进一步优化 城市燃气和发电用气占比持续提升 [6] - 国内产量预计连续第九年增产超百亿立方米 非常规气占比继续提升 中俄东线管道气全面达产 [6] 深化改革方向 - 重点推进矿业权市场化流转、管网公平开放、省网融入国家管网、价格联动机制优化等改革 [6] - 推动天然气与电力市场衔接 探索调节性资源价格机制 支撑新型电力系统建设 [6] 绿色低碳转型 - CCUS、掺氢燃烧、生物天然气等技术将规模化应用 天然气与可再生能源融合发展模式创新 [7] - 基础设施智慧化建设和数字化转型成为提升运营效率和安全保障水平的关键 [7] - 中国积极参与全球天然气治理 推动长期协定签订和贸易多元化 增强国际资源掌控力 [7]

核心业绩表现 - 前7个月天然气供应量同比增长6% 在同期全国天然气表观消费量同比减少情况下实现逆势增长 [2] - 迎峰度夏期间累计为燃气电厂供气超100亿立方米 气电资源投放量实现1.8倍增长 [2] - 支持9家气电用户投产 精准满足重点时段顶峰用气需求 [2] 市场地位与客户覆盖 - 为全国31个省区市供应超六成天然气 市场主导地位稳固 [2] - 供气客户数量超3500家 以年均11%的增幅快速增长 [4] - 客户覆盖农业、电力、制造业等17个行业 客户基础持续扩大 [4] 资源调配与交易机制创新 - 全面开展年度合同转让交易 扩大LNG工厂原料气交易 [3] - 新增临时调节专场交易 推动资源向需求迫切领域流动 [3] - 7-8月试点开展日调峰机制和广东气电行业日交易机制 提升产业链月度调度运行水平 [3] 长期合作与供应保障 - 向上海市累计供气超过600亿立方米 合作历史达二十余载 [2] - 提前部署保供方案 积极衔接能源主管部门及电厂客户 [2] - 面对用电负荷激增紧急追加电厂合同量 保障能源安全供应 [2]

财务表现 - 1H25营业总收入660.15亿元，同比下降1.5%，归母净利润24.08亿元，同比下降4.8%，核心利润27.36亿元，同比增长1.4% [1] - Q2营业总收入322.75亿元，同比下降1.5%且环比下降4.3%，归母净利润14.31亿元，同比下降1.2%但环比增长46.6%，核心利润16.53亿元，同比增长2.2%且环比增长52.5% [1] - 小幅上调25-27年核心利润预测至52.65亿元、57.17亿元、62.70亿元，三年复合增长率7%，对应核心每股收益1.70元、1.85元、2.02元 [4] 平台交易气业务 - 1H25平台交易气量26.9亿立方米，同比微降0.6%，其中国内气量15.3亿立方米同比下降12%，国际气量11.6亿立方米同比增长20% [2] - Q2平台交易气量14.9亿立方米，同比增长0.1%，其中国内气量8.4亿立方米同比下降8%，国际气量6.6亿立方米同比增长13% [2] - 2025年8月与Chevron签订10年LNG长协，年合同量60万吨，预计2028年开始供应，长协挂钩JCC油价，预计25-26年平台交易气核心利润先降后升，同比变化-11%和+13% [2] 舟山接收站运营 - 1H25舟山接收站接卸量113.7万吨，同比增长11.7%，产能利用率30%，TK-04储罐成为舟山市首家LNG保税罐并于5月完成保税首船接卸 [3] - 舟山接收站三期项目于2025年8月投产，年周转能力提升至1000万吨，储气能力提升至10亿立方米以上，与舟山高新区在建电厂管网连接可支撑9亿立方米用气需求 [3] - 预计2025-26年新奥舟山核心利润同比增长25%和16% [3] 私有化与估值 - 私有化交易已完成反垄断商谈，获证监会国际司受理和国家发改委备案，当前股价隐含H股潜在折价比例36%，高于公用事业A+H平均折价率27% [3] - 给予公司2025年14倍PE估值，目标价上调至23.80元，基于Wind一致预期下可比公司2025年PE均值13.2倍 [4] - 当前股价对应2025年预期股息率6.1% [1]

事件概述 - 中海油江苏天然气公司高压压缩机突发安全隐患需停机维修 面临5天后LNG运输船到岸接船作业时间压力 [1] - 滨海县市场监督管理局紧急介入并全程护航抢修作业 仅用5天完成设备恢复 避免企业直接经济损失240万元 [1][5] 政府响应机制 - 市场监管局接到企业报告后立即打破常规流程 于周六(7月19日)组织专项工作组现场开通绿色通道 [2] - 特种设备安全监察科与特检所成立联合督导组 现场指导办理修理告知手续并同步制定安全保障方案 [2][3] 技术维修过程 - 企业联合制造单位和无损检测公司对裂纹部位进行打磨 无损检测 施焊等系列作业 [3] - 检验人员全程驻守并严格按照《固定式压力容器安全技术监察规程》对每道工序进行质量把控 [3] - 设备于7月22日下午完成回装与开机测试 一次测试成功 比原计划提前36小时完成维修 [3] 根本原因分析与预防措施 - 专家团队分析认定裂纹由压缩机运行时产生震动导致 [4] - 要求企业从管理机制 巡检标准 应急预案三方面进行系统性提升 [4] - 针对同类压力容器开展体检式排查 建立一设备一档案风险防控体系 [4] 经济与商业影响 - 及时维修避免了接船作业违约导致的巨额经济损失 具体金额为240万元 [1][5] - 维护了企业国际履约信誉 体现了监管部门从坐等审批到主动上门的服务模式转变 [5]

行业基础设施扩张 - 沿海LNG接收站通过集群效应提升储气调峰能力 成为全球资源进入国内市场的重要通道[1] - "十四五"期间天然气基础设施实现质变 多地接收站同步扩能带动储气能力跨越式提升[2] - 粤东LNG接收站新增3座22万立方米储罐 年处理能力将跃升至600万吨[2] - 新奥舟山LNG接收站三期投运 年接卸能力达千万吨级 总罐容从64万立方米提升至152万立方米[2] - 中国海油湄洲湾"绿能港"开建27万立方米储罐 预计2028年建成后储备能力提升30%[2] 技术突破与创新 - LNG接收站通过"液态储备＋气态外输＋液态装车"三保险模式提升保供能力[3] - 中国海油自主研发27万立方米全球单罐容量最大LNG储罐 实现自主设计建造[3] - 新奥舟山项目创新应用储罐拱顶气压顶升技术 完成全球首例"三罐同步升顶"[3] - 唐山LNG接收站首创储罐底板预埋冷却水管系统 实现高阻尼橡胶隔震垫国产化[4] - 数字化监测系统应用于高风险作业 通过远程控制精准调控参数[3] 运营效率与保障能力 - 福建LNG接收站17年累计接卸4900万吨LNG 外输天然气超700亿立方米 支撑福建省70%以上天然气供应[1] - 舟山接收站可满足长三角区域超3000万户家庭年用气需求[2] - 福建边检站通过智能查验实现LNG船舶到港"零等待"、离港"零延时"[4] - 国内LNG接收站平均负荷率处于合理水平 通过控制规划避免长期过剩[5] - 保持较低负荷率为储气调峰预留储罐空间[5] 战略布局与发展方向 - 接收站建设呈现大型化、集约化、智能化趋势 区域协同持续加强[5] - 舟山接收站定位为浙江LNG登陆中心 唐山接收站成为京津冀能源保障基石[5] - LNG接收站承担储气调峰责任 正编织覆盖全国的天然气应急保供网络[5]

核心观点 - 中国8月18日-8月24日当周LNG进口量环比增长18.8%至152万吨，预计下周进口量将进一步增至156万吨 [1][3] - 卡塔尔是中国最大的LNG进口来源国，当周进口量占比30% [3] - 长三角地区是LNG接卸量最大的区域，当周接卸9船 [3] 进口量分析 - 8月18日-8月24日当周进口LNG共计22船，进口量约152万吨，前值为128万吨，环比增加24万吨 [1] - 预计8月25日-8月31日当周进口LNG23船，进口量约156万吨，环比增加4万吨 [3] 进口来源国分布 - 当周进口来源国有8个国家 [3] - 卡塔尔进口5船约46万吨，占总进口量30% [3] - 其他主要来源国包括澳大利亚、俄罗斯、马来西亚、巴布亚新几内亚等 [2] 区域接卸情况 - 华南地区接卸8船LNG [3] - 长三角地区接卸9船LNG [3] - 环渤海地区接卸5船LNG [3] - 如东LNG接收站到港3船约30万吨，数量最多 [3] 基础设施运营 - 涉及全国多个LNG接收站包括江苏如东、上海洋山、山东青岛、广东深圳等 [2] - 如东接收站当周接卸3船，下周预计继续接卸3船 [2][4] - 国家管网、新奥舟山、珠海金湾等重要接收站均保持活跃运营 [2][4]

核心观点 - 立陶宛能源部作为AB KN Energies控股72.47%的股东发布期望函 明确公司战略方向与绩效目标 涵盖能源安全、转型增长及财务纪律等核心领域 [1][5] 战略重点 - 保障能源安全：确保克莱佩达LNG终端持续运营至2044年 承担国家战略储备存储 维护基础设施可靠性与物理及网络安全 [5] - 推动转型增长：对接欧盟绿色协议 探索氢能衍生品、二氧化碳存储及能源存储服务等新兴价值链 扩展国际LNG业务 [5] - 强化客户导向：建立客户中心文化 提升服务质量并减少官僚壁垒 [5] - 严格财务纪律：达成盈利目标 维持稳定股息政策（2030年起年分红≥1200万欧元）并确保稳健投资实践 [5] 运营与管理 - 坚持企业治理：维持透明度与道德最高标准（A+成熟度等级） 优化成本结构并通过基准测试提升运营效率 [5] - 履行社会责任：支持能源教育与人才吸引计划 持续为乌克兰能源部门重建提供人道主义援助 [3] - 促进可持续发展：推动创新与负责任商业实践 加强集团所有实体的健康安全文化 [5]

核心数据 - 8月11日-8月17日当周中国LNG进口量约128万吨 较前值155万吨环比下降17% [1] - 预计8月18日-8月24日当周进口量将回升至145万吨 环比增长13% [4] 进口来源分析 - 当周进口来源国共8个 澳大利亚为主要供应国 进口8船约56万吨 占总进口量44% [4] - 卡塔尔供应3船 俄罗斯供应2船 巴布亚新几内亚/印尼/尼日利亚/阿曼/马来西亚各1船 [2][4] 区域分布 - 华南地区接卸8船LNG 长三角地区接卸5船 环渤海地区接卸5船 [4] - 深圳大鹏LNG接收站到港3船约20万吨 为数量最多接收站 [4] 船运明细 - 实际到港18船 涉及澳大利亚North West Shelf/Queensland Curtis等主要出口项目 [2] - 预计到港22船 澳大利亚仍占主导达8船 卡塔尔4船 马来西亚4船 俄罗斯3船 [5]