【华创证券】深度研究报告：河南城燃龙头，主业稳健高分红.pdf

2024-03-31

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一、高分红河南城燃龙头，业务布局产业链中下游

（一）深耕河南市场的地方城燃龙头

河南省燃气龙头，兼并收购不断发展壮大。公司是河南省城燃龙头，在省内支干线管网覆盖范围较广，输气规模较大。公司自成立以来，先后收购豫南燃气、新长燃气、长葛蓝天等，参股成立河南华润蓝天清洁能源、兴港燃气等公司，不断发展壮大。截至2022 年，公司天然气销量达17.10亿方（含管道天然气、城燃天然气及代输），约占河南省天然气消费总量的13.36%。

公司股权结构相对集中，李新华为实控人。蓝天燃气的股权结构相对集中，实控人李新华直接及间接持有公司 35.63%的股份，长葛市宇龙实业股份有限公司直接持有公司 6.5% 的股份，其他投资者持有公司 37.56%的股份，主要是个人投资者。2023 年 9 月，公司控股股东河南蓝天集团股份有限公司引入河南省天然气管网有限公司作为战略投资者，持有集团股份11.02%。河南省天然气管网有限公司统筹河南省“三纵六横”管网建设工作，打通西北、西南、东北、东南等四大外气入豫通道，多元化引入国内常规气、新疆煤制气、山西煤层气、进口中压管道气、中俄东线气等资源，或将与公司在管道及气源方面产生一定的协同效果。

（二）具备核心管网资产，业务布局产业链中下游

公司拥有核心管网资产，燃气业务布局产业链中下游。在河南省内，公司拥有西气东输一线豫南支线、西气东输二线南驻支线、博薛支线等多条高压天然气长输管道，拥有驻东支线、新长输气管道两条地方输配支线。公司通过豫南支线和南驻支线可连接西气东输一线、西气东输二线气源，博薛支线为公司增加了山西煤层气气源。公司燃气业务布局产业链中下游，借助核心管道资产深耕豫南地区，并逐渐向豫中及豫北地区扩张。

中游：长输管道业务。中游输送指将天然气由净化厂通过长输管道输往下游分销商指定的输送点。公司中游长输管道业务依托于现有的省内支干线管网，向沿线城燃公司及工商业用户等销售天然气。中游长输管道业务是公司销气利润的重要组成部分，受益于管道资产分布具有一定的垄断性，同时为下游城市燃气业务提供了稳定的气源保障，有利于下游市场的培育和开拓。下游：城市燃气业务。公司下游城市燃气业务是指将天然气分销给特许经营权内的居民及工商业用户。目前公司已在驻马店市城区及下辖9个区县、新郑市部分地区、新乡市部分区县等取得了特许经营权。下游城市燃气业务在特许经营权的保障下有一定的垄断性，下游城燃业务发展促进和扩大了天然气市场，进一步提升了公司天然气销售总量。

（三）主业经营稳健，分红派息慷慨

公司主业经营稳健，近年来营收及利润迅速增长。2018-2023 年公司营业总收入复合增长率为9.06%，归母净利润复合增长率为15.33%。公司营收及利润的迅速增长主要受益于销气业务的迅速发展，2018-2022 年公司管道天然气和城市天然气业务营收合计复合增长率为 11.3%；毛利合计复合增长率为 21.2%。公司销气业务经营稳健，在上游成本波动的情况下实现了价差的逆势增长，是公司近年来营收及利润规模迅速增长的重要原因。2023年，公司销气业务营收及利润有所收窄，但受益于公司乡镇利用工程完工、疫情管控解除等因素，公司燃气安装业务放量推动营收及盈利持续增长。

公司具有良好的费用控制能力，期间费用率优于行业平均水平。公司费用控制水平良好， 2023Q1-Q3公司销售费用率/管理费用率/财务费用率分别为0.79%/3.24%/0.61%，三费率合计为4.64%，在可比公司中位于中等水平。2018-2023Q3，公司三费率合计由6.12%逐渐下滑至4.64%，反映公司费用控制能力亦在逐渐改善。

公司资产周转能力强，应收账款周转率优于同行，存货周转率较高。公司具有较强的资产周转能力，应收账款周转率方面，2022年，公司应收账款周转率为46.6次，虽较前几年有所回落，但仍远高于17.75的板块水平。公司应收账款周转率较高或因与下游客户的结算周期较短，且客户需支付一定的预付款所致。存货周转率方面，2022年公司存货周转率为22.57次，且2018-2022年始终高于板块水平。公司存货周转率低于部分可比公司，或因为可比公司主营天然气销售业务，接驳占比较小。

公司财务状况良好，自由现金流充裕。凭借着。好的盈利能力和营运水平，公司自由现金流较为充裕。2021-2022年公司购建固定资产与长期资产支付的现金较多，主要或因为长葛蓝天、尉氏万发等股权的收购行为。目前公司前期管网铺设已经完成，且后续暂无明确的股权收购计划，公司资本开支有望维持低位，后续自由现金流或较为充裕。

公司分红力度慷慨，承诺未来3年股利支付率不低于70%。公司分红力度较大、分红意愿强烈。2020-2023 年，公司股利支付率分别为 69.5%/55.0%/83.6%/97.1%。2023 年 11 月，公司发布未来三年股东分红回报规划（2023-2025 年），提出如无重大投资计划或重大现金支出等事项发生，公司每年应当采取现金方式分配股利，2023-2025 年度现金分配的股利应满足“每年度以现金方式分配的利润不低于当年度实现的合并报表归属母公司所有者净利润的70%”的条件。

二、行业：河南天然气市场兼具增长的潜力及动力

（一）潜力：城镇化率较低，内生增长潜力大

我国城乡燃气普及水平存在较大差异，城镇化进度或对燃气行业发展有较大影响。我国城乡燃气普及率存在较大差异，目前燃气在城市中被广泛用于居民及工商业领域，成为城市生活的重要组成部分；而农村能源消费涵盖煤炭、汽柴油、液化石油气、薪柴等多种形式，天然气占比较低。据公开数据显示，2022 年我国城市燃气普及率为 98.06%，已经达到较高水平；而村庄公共设施燃气普及率仅为39.93%，远低于城市水平。

河南省城镇化率较低但提升速度较快。河南省农村人口众多，城镇化率较低。据第一财经数据，2022年河南省城镇化率仅为57.07%，在全国31个省市中位列第26位，较全国平均 65.22%的水平仍有一定差距。但河南省城镇化率提升速度较快，2012-2022 年，河南省城镇化率提高15.08%，提升速度在全国31个省市中位列第4位，高于全国平均12.1% 的增速。

其中，公司特许经营权内城镇化率或较河南平均水平有一定差距。据公司年报披露，截至 2022 年末，公司特许经营权主要分布在驻马店市城区及下辖九县、新郑市部分地区、新乡下辖四县部分区域、长葛市部分区域、尉氏县等地。2022年，上述地区平均城镇化率或约 44.57%/45.19%/66.8%/57.69%/44.34%，较河南省 57.07%的城镇化率水平仍有一定差距。

河南农村人口基数大、城镇化率较低，随着城镇化率的提升，河南天然气接驳和用气需求或有较大提升潜力。同时，农村燃气普及程度相对较低，随着农村基础设施建设的不断完善，农村接驳及用气需求或亦有较大的提升空间。目前，河南省将乡村燃气发展作为乡村振兴的重点工作之一。2023年3月中共河南省委、河南省人民政府发布《关于做好2023 年全面推进乡村振兴重点工作的实施意见》指出要“推动乡村基础设施建设”、实施“气化乡村”工程，为农村地区燃气普及率提高提供了政策支持。

（二）动力：政策支持天然气发展，气价回落有望刺激需求增长

1、各级政策充分支持，长期看河南天然气替代空间广阔天然气清洁低碳，国家对天然气发展给予充分肯定。天然气主要成分为甲烷，比煤炭燃烧更加充分，同时二氧化碳排放系数普遍低于各类燃料，仅为燃料油的 73%、煤炭的 60%。作为我国能源转型的重要桥梁，国家对天然气发展给予了充分肯定。“十四五” 全国城市基础设施建设规划提出到 2025 年大城市及以上规模城市管道燃气普及率不低于85%，中等城市不低于75%，小城市不低于60%。在顶层规划下，近年各类政策文件的出台已经为天然气的发展提供了良好的政策环境。

参考河南省发改委规划，河南省燃气需求仍有较大提升空间。根据河南省发改委发布的《河南省中长期天然气管网规划纲要（2020-2035年）》预测，2025年河南省天然气需求将增加至200亿立方米，气化人口达5000万人；2030年天然气需求达到250亿方，气化人口达6000万人；2035年天然气需求达到300亿立方米，气化人口达7000万人。而据隆众资讯，2022年河南天然气消费量仅128亿方，按照河南省发改委规划，截至2025 年河南省天然气消费量仍有较大增长空间。

2、气价回落+工商业持续修复，天然气需求有望持续增长经历高气价及疫情扰动后，2023年全国天然气消费量再次回归正增长。“十三五”以来，我国天然气消费量保持较高的增长速度，2015-2021年复合增速高达12.4%。2022年，受疫情因素扰动，同时成本端上涨对燃气需求形成一定抑制，天然气消费量首次出现下滑。2023年伴随国内生产生活秩序恢复，天然气消费量同比增长7.2%，再次回归正向增长。

气价回落有望刺激需求增长，工商业修复或可增加增长动能。在海外LNG价格回落及进口管道气价格下滑等因素的影响下，我国天然气上游资源综合成本或有所下降，对终端需求或起到一定的刺激效果。一方面，上游资源综合成本回落或可减轻公司及客户的采购压力，从而促进终端需求增长；另一方面，上游综合成本回落后供给或更加宽松，为需求的增长提供更多的空间。此外，2024 年我国经济有望持续修复，河南省 GDP预期增长目标为 5.5%，规上工业增加值预期增长目标为 6.5%，工商业修复或亦将增加天然气需求增长动能。

三、公司：中游经营稳健，下游增量可期

（一）中游：管道及气源优势加持，毛差稳健无惧成本波动

1、中游业务毛差稳健，成本疏导能力较强 2021-2022 年，上游气价大幅上涨，城燃公司采购端普遍承压。2021 年以来，受地缘政治冲突影响，上游天然气综合成本大幅上涨，2021-2022 年中石油平均实现价格上涨 48%/55%（2022 年涨幅较大有海外转口贸易价格大幅上涨影响，国内天然气平均实现价格同比上涨27.6%），城燃公司采购端承受一定压力。根据公司年报及可转债募集说明书（注册稿）披露信息推算，2020-2022 年公司管道天然气业务平均采购成本为 1.89/2.03/2.45 元/方，2021-2022年同比增长 8%/21%。

公司中游业务价差不降反增，或反映出公司具有较强的成本疏导能力。根据公司可转债募集说明书（注册稿）披露信息，2020-2022 年公司管道业务销售价差为 0.16/0.29/0.45 元/方，在燃气采购成本显著承压的情况下，公司管道天然气业务价差不降反增，反映出公司良好的价格传导能力。我们认为，公司在燃气产业链中具有较强的成本疏导能力，即使天然气采购成本有所波动，也有能力向下游进行传导，这是公司主业经营稳健的重要保障。

2、强疏导能力或源于管道及气源优势，煤层气复供有望增厚公司利润我们认为，公司在产业链中较强的成本疏导能力或来自于管道运输业务的垄断性及气源优势加持。强议价能力来源一：管道运输业务的垄断性。正如前文所述，公司较早在河南省内建设天然气支干线，并已拥有多条高压天然气长输管道，具有区域先发优势。由于管道运输行业的重资产特点及垄断特性，竞争者进入同一区域开展天然气运输及销售业务的难度较大，相对垄断的地位或使得公司在产业链中具有较强的议价能力。强议价能力来源二：丰富的气源优势。  采购结构多元化：公司除稳定向中石油进行天然气采购外，还与中石化、安彩能源、中联煤层气、中裕能源等企业签署天然气采购协议。2017-2022 年，公司天然气总采购金额中中石油占比由91.33%降低至73.8%，多元的采购结构丰富了公司天然气采购来源，一定程度上降低了公司对于单一供应商的依赖。

可获得低价山西煤层气源：公司于 2021年起向中联煤层气采购煤层气资源，当年采购金额占营业成本比例接近 5%。相较于其他天然气来源，煤层气成本或相对较低。根据公司披露信息，2019年公司向中石油天然气采购合同量各月均价为2.06元 /方，额外量/竞拍量各月均价为2.96元/方。而据亚美能源年报披露，2019年潘庄区块平均销售价格（井口）为1.69元/方，考虑到通豫管道运费约为0.3254元/方，煤层气采购价格或约2.0154元/方，相较于中石油的价格或有显著优势。

管道事故影响公司煤层气获取，恢复通气后有望进一步增厚公司利润。公司通过中联煤层气采购煤层气资源，2022年5月，通豫管道发生管道爆炸事故，后续暂停通气，考虑到通豫管道是沁水盆地煤层气向河南输送的主要管道，管道事故对公司煤层气采购或造成较大影响，目前通豫管道尚未通气。据金融界消息，通豫管道恢复通气工作正在推进过程中，若该管道恢复通气，公司利润有望进一步增厚。

考虑到相关管道存在恢复通气的预期，若管道恢复通气，则煤层气对公司常规气的采购将有一定的替代效果。我们对煤层气供气恢复给利润造成的影响进行敏感性分析，做出的假设如下：  参考公司披露2019年向中石油管道气采购情况、亚美能源披露2019年潘庄区块平均销售价格及通豫管道的运输费用，则煤层气较中石油合同量气价低 0.04 元/方，较中石油额外量/竞拍量低0.95元/方；将每年煤层气采购量作为敏感性分析自变量，假设其变动区间为0.5-2.5亿方；  将合同量及额外量/竞拍量占比作为敏感性分析自变量，假设其比例变化区间为 80%/20%-100%/0%。

根据上述测算，在恢复煤层气采购1.5亿方，替代管道气中合同量占比90%的中性假设下，煤层气恢复供应对公司利润的影响或约 0.2亿元；若恢复煤层气采购 2.5亿方，替代管道气中合同量占比80%，则煤层气恢复供应对公司利润的影响或约0.55亿元。

（二）下游：毛差存修复预期，项目投产有望带来新增量

1、顺价机制不断完善，下游毛差存修复预期理顺上下游价格联动机制是我国天然气价格改革的重点工作之一。2022年以来，国际天然气价格显著提升，我国 LNG 进口成本随之增加，理顺天然气价格联动机制对保障城燃企业合理收益的重要性不断凸显。2023年初，发改委向各省市下发《关于提供天然气上下游价格联动机制有关情况的函》，将天然气价格联动事项视作重点工作推进。6月国家发改委向各省发改委发布天然气上下游价格联动相关指导意见，意在健全上下游成本疏导机制，促使天然气终端价格及时反映市场与成本变化。

各地天然气上下游价格联动机制不断完善，居民气顺价阻力减轻，我们统计2023年第一档阶梯价格平均约上调0.26元/方（+9.77%，不完全统计）。我们统计2023年至少有 56个市、县等上调居民用气价格，统计范围内第一档阶梯价格平均上调0.26元/方，平均上调幅度为9.77%；其中河北、内蒙古等省份普遍调价。我们统计河北10个地区居民气第一档阶梯价格平均上调0.4元/方，平均上调幅度为14.27%；内蒙古6个地区居民气第一档阶梯价格平均上调0.142元/方，平均上调幅度为6.17%。

许昌已率先上调居民用气价格，公司零售天然气售气毛差仍存改善预期。2023年8月21 日，许昌市发展和改革委员会印发《关于我市城区居民用管道天然气销售价格执行联动机制的通知》，自2023年9月1日起，居民用气一档和二档标准分别上调0.19元/立方米和0.24元/立方米。直接来看，公司全资子公司长葛蓝天或可直接受益于许昌市居民气调价政策（2022年公司完成长葛蓝天100%股权收购）；此外，许昌市居民用气价格上调反映了河南省下属市县亦积极响应天然气价格机制理顺，后续其他市县或仍存居民气价格上调预期，公司或有望从居民气顺价机制中进一步受益。

2、募投及可转债项目投产有望带来新增量募投项目已达预定可使用状态，接驳及销气增量有望兑现。公司募投项目包括“驻马店乡镇天然气利用工程”和“驻马店乡镇天然气利用工程（新蔡县）”，项目投产有望为公司贡献接驳及销气增量。根据公司招股说明书，项目投产后年均销售收入为6.32亿元，年均利润总额为7011万元。根据2023年半年度报告，公司募投项目“驻马店乡镇天然气利用工程”和“驻马店乡镇天然气利用工程（新蔡县）”大部分达到预定可使用状态； 2023 年年报中提及公司乡镇利用工程完工，乡镇市场安装业务大幅增加。公司接驳及销气增量有望兑现。

可转债项目进一步开发乡镇燃气市场，有望带来长期增量。2023年，公司已成功发行可转债，募集金额主要用于“驻马店天然气管网村村通工程”、“长垣市天然气利用工程”、 “新郑蓝天燃气有限公司次高压外环及乡村天然气管网建设工程”等项目并补充流动资金。根据可转债说明书披露的建设周期，上述项目预计于 2024-2025 年投产，有望为公司带来销气及接驳增量。

四、投资建议

我们对公司业务盈利进行预测，核心假设与预测如下：  管道天然气业务核心假设：考虑到在河南省对天然气发展的支持政策下天然气或仍有一定的替代空间，假设2024-2026年管道天然气销气量为9.5/10.0/10.5亿方。考虑到上游气价回落，管道天然气业务溢价效应减弱，价格及成本或均有所下滑，价差或有所收窄，假设2024-2026年管道天然气价格为2.52/2.49/2.49元/方，采购成本为2.20/2.19/2.19元/方。

城市天然气业务核心假设：考虑到在公司特许经营权内城镇化率较低，气量或有一定增长空间，假设2024-2026年管道天然气销气量为5.8/6.0/6.2亿方。考虑到上游气价回落，且终端存居民气价理顺预期，假设2024-2026年管道天然气价格为 3.47/3.47/3.47元/方，采购成本为2.85/2.84/2.84元/方。  燃气安装工程业务核心假设：考虑到接驳业务整体受房地产周期影响，同时公司特许经营权内城镇化率较低，募投项目放量有望带来一定的增量，假设2024-2026年公司接驳数量及毛利率水平与2023年持平。  代输及其他业务核心假设：代输及其他业务体量较小且波动较大，假设2024-2026 年代输业务营收增速为0%/5%/10%，毛利率与2023年一致均为67.0%；参考历史情况，假设2024-2026年其他业务营收增速均为30%，假设毛利率与2023年一致均为59.8%。

综合上述对各项业务的盈利预测，及对公司期间费用和成本的预期，我们对未来三年公司业绩进行预测，我们预计2024-2026年公司营业收入分别将达51.64/53.70/56.17亿元，同比增速达4.39%/3.98%/4.60%；预计 2024-2026 年公司归母净利润分别将达 6.65/6.88/7.25 亿元，同比增速达+9.73%/3.43%/5.37%。公司是河南省城燃龙头，我们选取佛燃能源和深圳燃气作为可比公司， 2024 年可比公司 PE 均值为 13.3x。考虑到公司主业经营稳健，强议价能力抵御成本波动风险，分红力度大并明确提出2024-2025 年高分红规划，且 2023年分红大超预期。我们给予公司 24 年15xPE，给予目标价14.40元。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）