高气价下天然气产业链不可忽视一环——长输管网

河南天然气长输管网稀缺标的，低估值高成长，业绩向好：蓝天燃气主要经营河南省天然气长输管网，拥有豫南支线、南驻支线、博薛支线三条高压天然气长输管道，分别于2004年、2011年、2015年建成通气，年设计输气能力分别为16亿方、4.9亿方、4.8亿方，三条支线总长度合计700多公里；同时，公司拥有驻东支线、新长输气管道两条地方输配支线以及在长输管网沿线的部分城市燃气公司。根据公司公告，自2021年1月上市以来，公司业绩全面向好，2021年实现扣非归母净利润4.14亿元，同比增长27.8%；2022年前三季度预计实现扣非归母净利润4.7-5.1亿元，同比增幅高达57.92%-71.36%。 市场化天然气“量增价涨”，中游长输管网凭借客户资源优势、多气源优势及储气能力尽享涨价红利：2022年，全球天然气价格大幅上涨，“三桶油”为疏导成本压力，对下游城燃企业显著降低低价合同气量，合同外气量进入市场拍卖，整体气源价格较去年同期显著提升。我们根据2022年上半年全国市场化LNG价格推测，合同外气量价格或高达4.78元/方，相比2021年上半年的2.78元/方，上涨2元/方（同比增长72%）。公司作为中游长管道商，能最及时地获取下游城燃客户的用气需求，同时具备包括煤层气、煤制气等非常规气在内的多气源保障；凭借其拥有输管网天然储气能力，公司可实现较大的输气价差。 我们根据典型煤层气企业的气价测算，2022年上半年平均售价2.09元/方，较2021年上半年的1.63元/方，上涨0.43元/方（同比增长28%）。 因此，中游长输管网环节截留了约2.69元/方的价差，尽享涨价红利。 公司长输管网业务毛利率从2020年的7.81%，提升到2021年的12.5%和2022H1的19.52%。我们认为随着冬季来临，天然气价格将维持高位振荡、市场化天然气比例进一步提升概率较高，中游长输管网业绩向好趋势有望持续。 抓住历史机遇，加速下游城燃并购，奠定长期成长空间：河南省为用气大省，2021年河南省天然气消费量达131亿方，在全国各省份中排名第九。公司长输管网沿线有大量中小型城燃客户，在气价高涨背景下，城燃企业经营困难，出售意愿增强，公司有望抓住历史机遇，加速下游城燃并购，打造长输管网和城市燃气一体化布局，奠定长期成长空间。2022年，公司先后完成了对麟觉能源、万发能源和长葛蓝天的并购，一体化战略初见成效。 投资建议：通过横向对比与公司业务相似的可比公司以及同样具备气价弹性的气源标的后，我们发现目前公司估值处于较低水平。我们预计公司2022年-2024年的营业收入分别为50.80亿元、56.33亿元、59.78亿元，增速分别为30.2%、10.9%、6.1%，净利润分别为6.76亿元、8.08亿元、9.03亿元，增速分别为60.6%、19.5%、11.8%，成长性突出；首次给予买入-A的投资评级，6个月目标价为18.0元。 风险提示：天然气价格波动风险、天然气行业政策变化风险、气源紧张风险、管道安全事故风险等。 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，2002年12月，豫南管道由中原气化（于2003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。2008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”。2009年南阳-驻马店天然气管道工程开工建设，2010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。2011年南阳-驻马店天然气管道工程全线建成通气，2012年博爱-郑州-薛店天然气管道工程开工建设，于2015年9月全线贯通，同期许昌-禹州天然气管道工程开工建设。2021年1月，公司在上海证券交易所挂牌上市。 图1：公司发展历程图 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。 图2：公司股权结构图 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2017年的65.98%下降至2022H1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2017年的21.17%上升至2022H1的34.65%；燃气安装工程2022H1营收占比为6.22%。 图3：公司近五年主要产品营收（亿元） 根据公司公告，截至2022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。 表1：公司主要控股子公司情况 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2017-2021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2022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%。 图4：公司近五年营业收入（亿元） 图5：公司近五年归母净利润（亿元） 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2017年的18.10%、8.58%增长至2021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2017年的2.33%下降至2021年的0.54%。2022H1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。 图6：2017-2022H1公司毛利率及净利率 图7：2017-2022H1公司期间费用率 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2022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2017年的57.34%下降至2021年的43.46%，2022H1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。 图8：公司近五年经营性现金流量净额及净现比 图9：公司近五年资产负债率 高股息率下投资价值凸显。公司2021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。2022年9月公司发布未来三年分红汇报规划（2022-2024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%。 表2：2021年可比公司分红情况对比 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，2022年1-8月，我国液化天然气（LNG）的进口平均单价高达756美元/吨，相比于去年同期的435美元/吨涨幅高达73.8%，其中1月、4月、5月涨幅分别高达153%、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。 图10：2021年、2022年1-8月我国LNG进口均价对比（美元/吨） 根据海关总署数据，2022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4064万吨，较2021年同期减少1100万吨，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，2021年我国天然气消费量为3726亿立方米，产气量仅为2096亿立方米，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6808元/吨，较2021年同期增长53%，较2020年同期增长131%，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。 图11：2021年、2022年1-8月我国LNG进口数量对比（万吨） 图12：2020-2022年10月全国LNG市场价（元/吨） 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2021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，2021年9月后平均交易价超4元/方，2022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2022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