河南天然气长输管网标的,蓝天燃气加速并购

（报告出品方/分析师：安信证券周喆）

1.河南天然气长输管网稀缺标的，业绩持续向好

1.1.深耕多年的河南省长输天然气管网

蓝天燃气前身为河南省豫南燃气管道有限公司，年12月，豫南管道由中原气化（于年7月17日变更为蓝天集团）、驿光实业及36个自然人出资成立，经营范围为天然气管道。

年公司由“河南省豫南燃气管道有限公司”整体变更为“河南蓝天燃气股份有限公司”。

年南阳-驻马店天然气管道工程开工建设，年公司全资收购河南省豫南燃气有限公司，进入了城市燃气业务领域。

年南阳-驻马店天然气管道工程全线建成通气，年博爱-郑州-薛店天然气管道工程开工建设，于年9月全线贯通，同期许昌-禹州天然气管道工程开工建设。

年1月，公司在上海证券交易所挂牌上市。

控股股东为蓝天集团，管理层持股比例高。

公司控股股东为河南蓝天集团股份有限公司，持股比例为49.19%；股东李新华直接持有公司6.75%股权，间接持有公司32.46%股权，为公司实际控制人。

公司股权结构稳定，其中公司董事长李国喜直接加间接合计持有公司4.89%的股份；总经理兼董事陈启勇直接加间接持有公司1.26%的股份，高管持股有望促使管理层保持锐意进取的动力。

1.2.长输管网+城燃上下游双主业布局

公司主营业务为管道天然气及城市燃气业务，贯穿天然气产业中下游。

其中管道天然气业务板块公司从上游天然气开发商处购入天然气，通过自建及经营的长输管道输送到沿线城市及大型直供用户，或由下游客户直接从上游天然气开发商购入天然气，公司提供输气服务；城燃业务板块公司通过自建及经营的城市天然气管道，向城镇居民、工业及商业用户供气，同时提供燃气安装工程服务。

公司营业收入主要来源于管道天然气销售、城市天然气销售和燃气安装工程。其中，管道天然气销售营收占比最大，但近年来营收占比呈现逐年下降的趋势，从年的65.98%下降至H1的56.93%；城市天然气销售营收占比次之，近年来占比逐渐上升，从年的21.17%上升至H1的34.65%；燃气安装工程H1营收占比为6.22%。

根据公司公告，截至年6月30日，公司共计参控股公司15家，其中子公司9家，联营企业2家，孙公司4家，业务主要涉及管道天然气业务、城市燃气业务，辅以保险、设备安装维修业务等。其中，公司控股子公司豫南燃气、新郑燃气、新长燃气、长葛蓝天、万发能源的主业为城市燃气业务，海南新长和麟觉能源主要负责管道天然气业务。

1.3.业绩稳健增长，财务指标优秀

公司历年业绩增长稳健，今年气价上涨背景下业绩实现高速增长。

从-年公司营收从25.12亿元增长至39.01亿元，CAGR为11.6%；归母净利润从2.16亿元增长至4.21亿元，CAGR为18.2%。

根据公司年半年报披露，公司今年上半年实现营业收入24.47亿元，同比增长28.96%；归母净利润3.25亿元，同比增长68.24%，今年上半年业绩大幅增长主要受益于：

1）气价上涨背景下公司依靠自身丰富的低价气源优势，管道天然气板块盈利能力有所增强；

2）公司通过资产收购扩张城燃业务板块获得新增收入；

3）成本管控提效背景下净利率提升。

公司于10月11日发布三季度业绩预告，预计前三季度实现归母净利润4.8-5.2亿元，同比增长59.66%-72.96%。

毛利率提升，盈利能力显著增强。

近五年毛利率及净利率稳步增长，分别自年的18.10%、8.58%增长至年的19.23%、10.80%，盈利能力显著增强。今年上半年受益于管道天然气业务盈利能力进一步提升，公司上半年毛利率及净利率分别达到21.06%和13.29%。

期间费用率改善，成本管控良好。公司近五年期间费用率整体呈现逐年下降的趋势，其中，财务费用率降幅明显，从年的2.33%下降至年的0.54%。H1管理费用率大幅下降，仅为2.76%，期间费用率整体下降明显，成本管控成效显著。

充裕的现金流为后续扩张提供支撑，资产负债情况稳步改善。

公司现金流充沛，近5年经营性现金流量净额均在5亿元以上，根据年半年报，公司经营性现金流净额为2.24亿元，同比增长97.08%，同时，经营性现金流始终维持在净利润的1.5倍以上。

从资产负债率情况看，近年来公司资产负债率逐年下降，自年的57.34%下降至年的43.46%，H1为42.66%，充沛现金流及低资产负债率为公司后续发展提供支撑。

高股息率下投资价值凸显。

公司年现金分红总额2.31亿元，同期归母净利润4.21亿元，股利支付率为54.97%，股息率3.46%，在行业内属较高水平。

年9月公司发布未来三年分红汇报规划（-年），表示将在满足公司正常生产经营的资金需求情况下，如无重大投资计划或重大现金支出发生，主要采取现金分红的利润分配政策，每年以现金方式分配的利润不少于当年度实现的可分配利润的30%。

2.天然气供需紧张背景下，中游长输管网业绩弹性不容小觑

2.1.市场化天然气“量增价涨”，天然气供需矛盾凸显

2.1.1.天然气进口量减少叠加欧洲转售潮，国内天然气供需紧张、价格攀升

受国际恶劣能源形势影响，全球天然气供应形势紧张，国际气价屡创新高。

我国天然气进口均价不断攀升，根据海关总署数据，年1-8月，我国液化天然气（LNG）的进口平均单价高达美元/吨，相比于去年同期的美元/吨涨幅高达73.8%，其中1月、4月、5月涨幅分别高达%、91%、95%，我国天然气进口成本大幅提升。同时，海外（尤其是欧洲）高气价带来国际贸易机会，转口贸易量增加使得LNG进口量下降。

根据海关总署数据，年1-8月，我国每月LNG进口量较去年同期均有所下滑，1-8月合计进口量为万吨，较年同期减少万吨，同比降幅达21.3%。然而我国天然气供应仍依赖进口，根据国家发改委与统计局数据，年我国天然气消费量为亿立方米，产气量仅为亿立方米，约有44%的天然气供应来自进口。

今年进口量的下降与进口价格的攀升在一定程度上导致了国内天然气供需偏紧、价格偏高的紧张局面。

根据国家统计局数据，今年1-9月，全国LNG市场均价达元/吨，较年同期增长53%，较年同期增长%，国内天然气价格处于高位且呈现上涨趋势，四季度冬季来临可能进一步给气价带来压力。

2.1.2.疏导成本上涨，“三桶油”合同内基础气量下降

基于天然气的物理特性，国内天然气交易分为管道天然气和液化天然气（LNG）两种。

我国东部沿海建有大量的LNG接收站，但大部分属于国家管网公司资产，因此尽管LNG进口比例已经较高，但其中很大一部分也是气化后入管网；另一部分则通过槽车方式“液来液走”。LNG槽车价格根据市场供需决定，但其市场交易量和流动性有限，管道气交易在天然气交易当中占比更高。

我国管道气交易模式分为合同内基础量交易以及竞价拍卖的合同外交易。不同供给来源的管道天然气定价模式不同，基本可分为合同内基础量交易与合同外交易。根据《中国国内天然气价格承受力研究》统计，合同内的交易量为基础量，一般在70%-80%左右，剩余部分则为合同外交易量；合同外交易价格可基于市场情况由买卖双方谈判而定，目前多数情况下，合同外气量需要通过高价竞拍来获得。

合同外气价远高于合同内气价。

根据《中国国内天然气价格承受力研究》中披露，以年为例，在华北管道气市场，合同内基础量的交易价格约为2-3元/方，其中淡季价格略高于2元/方，旺季价格接近3元/方。

合同外交易气价高于合同内基础量价格，年9月后平均交易价超4元/方，年3月一度高达6元/方；在华东市场，合同内基础量价格与华北类似，合同外交易价格比华北更高，在年1月后一度快速上升至超过8元/方。

由此可见，“三桶油”合同内基础气量是城市燃气公司成本端的保障，若无法获得足够多的低价合同气量，则需要再公开市场高价竞拍获得合同外气量。高气价背景下“三桶油”合同气价同比上涨幅度大。

下游天然气有一大部分来自于“三桶油”（中石油、中石化、中海油），“三桶油”在各省的价格上浮比例或定价方式差异较大，采取一省一价的方案，但据中国能源报报道，整体来看，去年“三桶油”的综合价格较基准门站价格的上浮比例约为5%-10%，今年可高达35%-70%，合同气价上涨幅度大。南方能源观察报道，城市燃气协会组织部分企业测算发现，今年非采暖季气源综合价格涨幅超2元/方，部分地区甚至超过3元/方。

参考中石油天然气销售河北分公司发布的《关于签订-年度合同的商议函》，在非采暖季，合同量的25%执行非管制气价格，在基准门站价格基础上的上浮比例达55%；在采暖季，合同量的45%执行“均衡二”，11月-次年2月的价格较基准门站价上浮比例高达70%，3月上浮45%。合同定价政策中较大的上浮比例给下游购气企业带来较大压力。

在价格上涨的同时，购气企业今年还面临着合同气量较上年用量“压缩”的现状。据气库咨询数据，年-年管道气供应合同量在多数地区或为去年同期的90%。我们从部分地区地方政府和城市燃气公司发布的“节约用气倡议书”中观察到了合同气量减少的现状。

譬如湖北省随州市、阳新县、安徽宿州、池州陆续发布“节约用气倡议书”，提出今年合同气量下降明显，天然气保供形势异常严峻。

2.1.3.罕见的“三重”拉尼娜有望重现，冷冬概率偏高

今年寒潮提前冷冬概率偏高。

10月以来，我国北方地区就已经遭遇了比往年提前的寒潮。10月2日，中央气象台发布寒潮蓝色预警，这也是自年中央气象台正式启用预警发布机制以来，下半年最早发布的寒潮预警。10月2日14时至10月6日20时，中东部大部地区气温普遍下降8-12℃，内蒙古中东部、东北地区、陕西大部、黄淮、江淮等地降温12-16℃，局地降温幅度达18℃以上。

“三重”拉尼娜现象有望重现，常伴随极端低温。

近年来，全球极端天气事件等越来越频繁且剧烈。据美联社8月31日报道，联合国世界气象组织（WMO）预计，始于年的拉尼娜现象将持续至年底，这将是21世纪首次出现的“三重”拉尼娜现象。

据环球时报10月11日报道，国家气候中心最新监测结果显示，赤道中东太平洋拉尼娜事件依然进一步持续，预计会延续到年底至年初。拉尼娜是赤道太平洋东部和中部海表温度大范围持续异常变冷的现象，一般来说，每2-7年出现一次，每次持续不到一年。“三重”拉尼娜是指拉尼娜现象持续三年。

一般情况下，发生拉尼娜事件后的冬季有可能出现气温异常，其主要特征表现为全国大部地区气温较常年同期偏低，尤其是华北北部、东北南部、华南大部、西南地区东部和北部、西北地区大部等地。因此，我们预计今年冬季出现冷冬的概率偏高，但拉尼娜事件只是影响我国秋冬季气候重要因素之一，冬季气候北极海冰、欧亚积雪等因素的影响，大气环流系统内部自然变率也会起到重要作用，因此，也不能排除今年冬季为暖冬的可能性。

冬季是天然气需求旺季，过去几年我国大力推动“煤改气”，进一步加大冬季天然气需求。冬季天然气需求与气温高度相关，若今年出现冷冬，则天然气供需偏紧可能成为大概率事件。

2.2.保供压力下城燃企业高价购气，中游长输管道商获利空间大

国内天然气进口供应缩减下气价攀升，上游中石油等气源在上调批发价的同时缩减低价合同气量，合同气“量减价涨”，而市场化天然气“量增价涨”。下游城燃公司为保障居民端天然气供应，需要在合同气量外高价购买市场化天然气。根据上海石油天然气交易中心发布的《年天然气市场调研报告》，有超60%的城燃公司表示今年以来购气成本同比上涨30%以上。下半年随着冬季来临，居民端天然气保供压力将更大，气价预计持续维持高位。

市场气“量增价涨”的局面下，中游长输管网尽享红利。

市场气价涨所带来的红利，一部分被非常规气源赚走，一部分被中游长输管道截留。

我们按照全国LNG市场价以及上游天然气生产商的售价来测算中游管道运输储存商的获利空间。

全国LNG市场价格可反映下游城燃公司合同量外购买天然气的现货价格，根据国家统计局数据，年上半年全国LNG市场均价约为元/吨，按照LNG1吨约等于.4立方米换算，约为4.78元/方。

中游长输管道商在达到中石油等大型天然气供应公司的合同气量上限后，往往会优先寻求其他非常规低价气源以保障下游供应。

以煤层气为例，亚美能源、蓝焰控股作为煤层气供应商受益于下游气价上涨，年上半年，其煤层气平均销售价格分别达2.31元/方、1.87元/方，与去年同期相比增幅较大。

上半年LNG市场价与煤层气出厂销售均价之间仍有近2.69元/方的价差，扣除管输费等其他费用，我们估算仍有一大部分利益流向长输管道销售商。

2.3.河南省长输管道先行者，气源优势显著

河南省长输管道领军企业，区域性先发优势显著。

管道天然气业务作为公司第一大主业，为公司带来了近60%的营收。

公司从上游天然气生产开发商处购入天然气，通过自建的长输管网销售给下游城市燃气公司以赚取贸易价差，同时也为上游供气方或下游购气方代输天然气以赚取管输费。

天然气长输管网行业具备区域垄断性与市场分割的特点，其他竞争者难以进入公司覆盖区域。

根据公司公告，年8月，公司第一条天然气长输管网豫南支线建成通气，途经郑州市、许昌市、漯河市、驻马店市，并辐射平顶山市、信阳市等地区，作为在该区域内最早建设天然气支干线的企业，公司具备显著的先发优势，积累了一批稳定的下游购气客户。

高气价背景下，公司获取稳定且低价气源优势凸显，赚取较高差价主要受益于以下三方面因素：

1）公司三大长输管道互联互通，辐射范围较广、承接气源丰富。一方面，有利于公司实现区域与管道间气源的互补互济；另一方面，有利于公司向多类气源、多个供应商采购天然气，气源稳定性与成本优势凸显。

据公司

转载请注明：http://www.yangtuoa.com/zjxx/11865.html