2023年蓝天燃气分析报告：管网+城燃优势突出，业绩优+高分红价值凸显

河南区域燃气龙头，业绩稳健增长&资产回报突出

主要从事管网+城燃业务，输气量多年位居省内首位

公司最早成立于 2002 年，初始名为“河南省豫南燃气管道有限公司”，主要从事于 天然气管道运输业务。2008 年 12 月，公司整体更名为“河南蓝天燃气股份有限公司”。 2010 年 6 月，公司全资收购大股东河南蓝天集团下属的豫南燃气，开始进入下游城燃业 务。2021 年 1 月，公司在上海证券交易所挂牌上市。目前公司主要在河南省内从事管道 天然气、城市燃气等业务，位于燃气产业链中下游，其中在燃气管网方面，作为河南省 天然气支干线管网覆盖范围较广的综合性燃气企业，公司目前拥有豫南支线、南驻支线、 博薛支线、许禹支线等多条高压天然气长输管道和地方输配支线，2022 年输气能力达到 30.6 亿方，输气量多年位于河南省第一；在下游城燃业务方面，随着资本市场融资渠道 的打通，公司上市后先后进行了麟觉能源、万发能源、长葛蓝天三家城燃公司的收购， 获得了省内多个城市燃气特许经营权，进一步强化了公司在省内的燃气龙头地位。

控股股东为河南蓝天集团，实控人持股较为集中。截至 2023 年 6 月 30 日，公司控 股股东为河南蓝天集团，持有公司 49.19%的股权。公司实际控制人为李新华，直接持有 公司 6.75%股份，并通过河南蓝天集团间接持有公司 49.19%的股份，合计持股 55.94%

发展较为稳健，资产回报率持续位居高水平

公司营业收入主要来源于管道天然气销售、代输天然气、城市天然气销售以及燃气 安装工程，管道和城燃业务贡献公司整体约 90%的收入和 60%的毛利。近年来，公司通 过不断收并购下游城燃公司，使得城燃销售业务收入和利润占比稳步提升，城燃销售业 务收入占比从 2018 年 21%上升至 2022 年 39%，毛利占比从 2018 年 21%上升至 2022 年 33%。

公司收入及利润随着输气量的上升以及下游城燃业务不断拓展而稳步增长。 2017~2022 年，公司的营业收入复合增速为 14%，期间归母净利润复合增速为 22%。其 中 2022 年收入和归母净利润增速较快，分别为 22%和 41%，系公司当年收并购三家城 燃公司，且公司在高气价环境下能较好管理毛差并实现毛差的扩张。

净资产回报率较为稳定，经营性现金流充沛。2018~2022 年，公司净资产回报率稳 定在 15%~20%区间内。公司经营性现金流充沛且逐年增长，从 2017 年 5.25 亿元增加至 2022 年 8.30 亿元，而且始终保持在净利润的 1.4 倍以上。

国内燃气消费触底回升，民用气顺价推进修复城燃 盈利

气价冲击正边际减弱，国内燃气综合进口成本下行可期

预计 2023 年俄罗斯向欧洲供应管道天然气量将同比减少约 353 亿方。根据 Global Energy Monitor，目前俄罗斯通向欧洲的四大天然气管网只有土耳其管网仍在正常运行， 其余管网中只有联盟线以约正常运力的 10%低位运行。2022 年 9 月，北溪 1 号和 2 号管 线被破坏，修复重启至少需要一年以上的时间，而目前暂无修复重启计划。我们假设下 半年管道按照目前情况继续运行，暂不修复或重启，预计俄罗斯向欧洲 2023 年全年供应 管道天然气量约为 501 亿方，同比 2022 年减少 353 亿方。

通过提前储气、主动减少需求，俄气供给减少对欧洲供气冲击正在边际减弱，高库 存下欧洲燃气冬季价格涨幅相对可控。从多年欧洲天然气库存水平看，当前库存规模已 基本恢复至高气价前水平。根据 Refinitiv，截至 2023 年 9 月底，欧洲天然气库存量约为 1,076 亿方，同比增储 103 亿方（同比+10.6%），2023 年前三季度，欧洲天然气消费量 同比减少 319 亿方（同比-9.0%）。通过上述措施，目前俄罗斯管道天然气减供压力已基 本消化。与此同时，欧洲天然气库存水平处于多年高位也意味着欧洲市场已经为满足 2023~2024 年冬季需求做了充分准备。

较为充足的储量和宽松的供需关系使得欧洲天然气价格处于下行周期，根据 Refinitiv， 11 月 6 日，欧洲 TTF 天然气现货价格已经跌至 41.3 欧元/兆瓦时，约为去年最高点的七 分之一，比去年同期价格下降约 30%。

疫情结束后的今年国内经济复苏势头相对平淡，下游工商业用气需求积极性相对有 限，天然气市场供需紧张的局面已经有明显缓解，进口 LNG 及管道气价格相比本轮价格 高点均已出现一定程度的回落。从海关数据看，2023 年 9 月的 LNG 及管道气进口月均 价已经回到 2021 年中的价格水平。根据海关总署，2023 前三季度，国内进口管道气均 价为 2.05 元/方，同比上涨 17%；进口 LNG 均价为 3.16 元/方，同比下降 16%。考虑采 暖需求带动冬季燃气价格通常相比年内淡季出现一定程度的上涨的季节性因素，以及综 合前三季度燃气市场进口形势以及天然气市场供需环境正持续向宽松演化，我们预计 2023 年国内进口 LNG 均价为 3.40 元/方，同比下降 14%；预计 2023 年进口管道气均价 为 2.15 元/方，同比上涨 14%。

我们预计国内 2023 年上游燃气综合进口成本相比 2022 年将有一定程度的下降。根 据国家能源局，在国内的燃气供给结构中，国产气量通常占比 55%~60%，进口管道气量 通常占比 15%~18%，进口 LNG 通常占比 25%~30%。尽管我们预计 2023 年进口管道气 价格和进口 LNG 价格的涨跌幅均为 14%，但考虑进口 LNG 气量在国内燃气供给中权重 明显高于进口管道气，我们预计 LNG 价格下跌的影响能够覆盖管道气上涨的影响，即全 年国内的燃气综合进口成本相比 2022 年将有一定程度下降。

国内燃气需求触底回升，预计 2023~2025 年复合增速 6.2%

国内燃气消费和工业增速呈现高度正相关，高气价对于需求的抑制作用较为明显。 从多年历史数据看，宏观经济以及燃气价格是影响国内燃气消费量的两个核心变量。 2003 年以来，用工业增加值表征的宏观经济强度和燃气消费量波动高度正相关；此外， 随着经济增速的趋势性下滑，国内燃气消费增速也呈现趋势下降态势。根据国家能源局， 从下游行业看，目前工业燃料、发电以及化工用气占到国内燃气消费的 60%~70%，因此 也导致国内下游燃气消费对于气价较为敏感，燃气价格与燃气消费量增速高度负相关， 即高气价对于燃气消费具有明显抑制作用，而低气价对于燃气消费有刺激作用。

2022 年国内燃气消费量首次出现下滑，其中燃气发电及化工用气下滑幅度更大。受 疫情期宏观经济增长乏力以及国际气价处于异常高位等一系列因素的影响，根据国家能 源局统计，2022 年国内天然气消费量 3,646 亿立方米，同比下降 1.2%，为 2000 年以来 国内首次出现年度天然气消费量下滑。从下游行业实际用气量情况看，2022 年国内城镇 燃气及工业燃料需求略有增长，而对价格相对更加敏感的燃气发电及化工用气需求则有 明显下滑。

2023 年，我们预计国内燃气消费量同比增长 7.9%至 3,925 亿立方米，2023~2025 年复合增速将达到约 6%。根据国家能源局，今年前三季度，全国天然气市场平稳运行， 消费量为 2,888 亿立方米，同比增长 7.0%。考虑燃气市场供给紧张的局面已经有明显好 转，且 2022 年四季度国内燃气消费量基础较低，我们预计 2023 年国内燃气消费量有望 同比增长约 8%。分终端用途看，展望 2023 年，我们预计城镇燃气在商业及交通在疫情 后恢复性增长、采暖用气需求在低基数基础上回升（2022~2023 冬季为暖冬）等带动下， 全年用气量有望增长 10%；发电用气在气电装机增长、我们预计新能源所需调峰需求不 断增加、迎峰度夏顶峰发电需求增加等带动下，全年用气量有望增长 10%，工业燃料和 化工用气增速在气价回落环境下有望修复。在城镇燃气、发电用气及工业燃料等终端需 求拉动下，国内燃气消费量有望逆转 2022 年的下滑态势并录得正增长。随着各下游领域 用气量不断修复且基数增长，我们认为 2023~2025 年复合增速将有望达到约 6%。

居民顺价机制正大范围推进，民用气毛差有望企稳修复

天然气的定价分为三个环节：上游勘探生产环节采用净回值法倒算出厂价，加上中 游管网运输环节形成的管输费为门站价，在门站价格基础上加上城市配气费即为终端销 售价。通常管网公司赚取的是运输环节的管输费，城燃公司赚取的为分销环节的配气费。

居民用气销售价格市场化程度低，高气价且顺价不畅致使城燃公司利润下滑。历史 上居民用气价格由各省市发改委制定，调整需要经过听证会，流程繁琐耗时较长。在过 去两年天然气价格高企、城燃采购成本攀升的环境下，各省市发改委对居民用气销售价 格调整节奏滞后、调整幅度较小，部分地区考虑民生保障甚至没有进行调价。2022 年， 各城燃公司利润大幅下滑，五大龙头城燃平均归母净利润同比下滑 22%，部分没有上游 资源调配能力的地方性城燃公司甚至面临巨额亏损。

政策确保民生气量足额签订，保供保价降低采购成本。2023 年 1 月中旬，国家发改 委发布《关于组织签订 2023 年天然气中长期合同的通知》，给上游供气企业设定了完成 时限，要求各级有关部门原则上于 2023 年 2 月月底前组织完成今年上下游天然气中长期 合同签订工作，并要求上游供气企业与城燃企业单独签订民生用气合同。对于城燃公司 而言，该通知一方面从价上明确要求了上游供气方要对“煤改气”用气须执行居民用气 价格；另一方面从量上明确了上游供气单位须足额保供，对居民用气和农村“煤改气” 用气需求合同实现全覆盖，这将有利于下游城燃公司改善过往采购高价工商业气量和 LNG 来补足低价居民用气的局面，将有效降低城燃公司的采购成本压力。

上下游联动调价政策虽有颁布，但仍存在居民联动机制缺失、调整时滞长、调价幅 度低和频率小等多重弊病。自 2012 年国务院印发《天然气利用政策》，要求建立并完善 天然气上下游价格联动机制以来，各地频繁研究论证以及出台城燃销售价格上下游联动 调价文件或联动机制。除西藏以外，各省或下属市级单位均颁布了城燃天然气销售价格 联动政策。然而，过往政策大多针对非居民用户，针对居民用户的价格联动调整时间相 对滞后、调整幅度较小且频次较低、联动机制启动程序繁琐且耗时较长。 今年来，国家积极推进天然气上下游价格联动机制的建立和完善。2023 年 1 月，国 家发改委向各省市下发了《关于提供天然气上下游价格联动机制有关情况的函》。在今年 两会中，国家发改委提到“要建立健全城镇燃气终端销售价格与采购成本联动机制”。今 年 7 月，中央全面深化改革委员会第二次会议中再次强调要进一步深化石油天然气市场 体系改革，天然气价格联动事项被视作今年重点工作。

顺价机制更加完善，居民用气定价逐步市场化。今年以来多个地区已经上调了居民 用气价格，根据我们不完全统计各地发改委居民顺价政策，调价幅度在 0.13~0.40 元/方。 从各省市颁布的调价新政策来看，天然气上游联动机制更加完善，主要体现在以下几个 方面： 1） 联动周期缩短。过往居民气价一年内最多只能调价一次，非居气价一年内最多只 能调价四次。而近期政策指出居民调价可按淡旺季半年联动，非居调价可按月度 联动。 2） 联动范围扩大。过往终端销售价格与各地门站价格进行联动，而未考虑城燃公司 实际采购成本。现各地终端销售价格与燃气企业采购价格实行联动，原则上按照 同一区域内燃气企业采购的全部气源加权平均价格确定，包括管道天然气、液化 天然气和压缩天然气等。3） 取消联动启动条件。过往调价启动通常需要一定条件，例如门站价格上涨幅度超 过 10%，目前不设置启动条件。 4） 联动幅度限制放宽。居民用气原则上单次上调不超过每立方米 0.5 元，未调金额 纳入下一联动周期统筹考虑。过往各地每次上调幅度约 0.1~0.2 元/方，上调幅度 上限大幅放宽。 5） 联动程序简化。联动机制确立后，价格调整可不必开展听证会，由价格主管部门 按机制直接调整销售价格。

燃气涨价对居民可支配收入影响较小，政府顺价阻力较低。根据各城市燃公司历史 数据，一个三口之家全年生活燃气使用量约为 360 方，约为各地一阶梯使用量。按每方 上涨 0.3 元进行估算，全年一户多花燃气费约 108 元。我们认为顺价对终端居民用户可 支配收入冲击较小，政府顺价阻力较低。

管网+城燃模式优势突出，上市募资后发展明显提速

“气化河南”政策推动需求增长，省内中长期消费增长潜力空间充裕

河南省燃气消费量近年来呈现稳步增长态势，但受制于省内气源禀赋有限等因素， 省内燃气增速落后于全国整体增速。根据国家统计局《中国能源统计年鉴》，河南省燃气 消费量从 2010 年的 47 亿方增至 2021 年的 117 亿方，期间复合增速为 8.6%，相比同期 全国燃气消费量 12.0%的复合增速，省内消费增速落后于全国整体增速。省内燃气资源 禀赋有限是制约省内燃气消费的重要原因，河南省内缺乏燃气资源，气源主要依赖于中 石油西气东输和中石化大牛地气田的管道气；此外，山西通豫煤层气及义马煤制气等气 源也有少量补充，但规模近年来有逐步缩减的趋势。

“气化河南”政策目标的持续推进，为省内燃气消费增长提供支撑。多年来河南省 政府一直致力于推进“气化河南”的政策目标，在河南省发改委 2016 年发布的《河南省 天然气“十三五”规划》中，提出 2020 年河南省天然气气化人口将达到 4,000 万，城镇 气化率要达到 80%等政策目标。住建部发布的城乡统计年鉴数据显示，2020 年，河南省 用气人口约为 4,362 万，其中城市用气人口为 2,220 万，县城用气人口为 784 万，乡村 用气人口为 1,358 万；河南省整体气化率约为 46%，其中城市气化率为 97%，县城气化 率为 85%，乡村气化率为 21%。对比数据可以发现，“十三五”期间河南省气化人口及 用气率等气化目标已经顺利完成。

根据地方政府规划，河南省中长期燃气消费仍有较大的增长空间。根据国家统计局 《中国能源统计年鉴》，2021 年河南省天然气消费量为 117 亿方，在各省市燃气消费量 中排名第十一位，从省内 2020 年的城市、县城及乡村气化率数据看，提升现阶段相对偏 低的省内乡村气化率是扩张全省燃气消费量和提升消费量在各省市排名的重要手段。根 据住建部《城乡建设统计年鉴》，2020 年河南省乡村气化率排位全国第十九名，明显低于 全省消费量排名，省内乡村燃气消费市场发展明显滞后。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）》，2035 年河南省天然气需求将增加至 300 亿立方米，气化人口将达到 7,000 万人。以此推算，2021~2035 年期间河南省天然 气消费量复合增速将达到 6.9%。

坐拥优质长输管网资产，输气量长期位居省内首位

公司拥有四条省内高压长输管线，合计全长近 500 公里。公司拥有西气东输一线豫 南支线、西气东输二线南阳至驻马店支线、博爱至薛店支线以及许禹支线四条高压天然 气长输管道，全长 477.02 公里。此外，公司还有驻东支线、新长输气管道两条地方输配 支线，全长约 302.63 公里。

公司下属的燃气长输管网连通性较好，天然气长输管道连接西气东输一二线和端博 线多条主干线，属于河南省内核心管网且管网资产质量较为突出。公司经营的豫南支线 起于薛店止于驻马店，由薛店分输站连接西气东输一线；南驻支线起于唐河止于驻马店， 由唐河分输站链接西气东输二线；博薛支线起于博爱止于薛店，由博爱分输站连接端博 线；许禹支线起于禹州止于许昌，由禹州分输站连接西气东输二线。公司的长输管网承 接上游多个气源，实现了河南省南北区域天然气管道的互连互通，为公司未来扩展天然 气销售市场提供良好保障。

公司分输气量近年来持续居河南省首位，2022 年公司输气量规模达到 17.1 亿方。 随着许禹支线在 2021 年正式开工，公司长输管网的管道运输能力进一步提升至 30.6 亿 方。由于新投运的许禹支线运输能力并未充分释放且燃气上游资源自 2021 年以来呈现相 对偏紧的态势，这使得公司 2021~2022 年的管道利用率水平有所下降至 57%左右。根据 公司官网披露，公司近年来分输气量持续占据河南省内首位，拥有优质且大容量的长输 管网核心资产保证了公司在河南省内天然气行业的龙头地位。

管网+城燃一体化优势突出，下游城燃业务抗周期波动能力较强

中石油为公司核心上游燃气供应来源，但随着公司持续优化气源结构，来自中石油 的供应占比近年来有小幅下降趋势，已经自 2017 年的 93%将至 2022 年的 74%。公司 主要向中石油采购来自西气东输一线、西气东输二线的天然气资源，除中石油外，公司 还通过博薛支线采购中联煤层气，以及通过中原天然气的中原-开封输气管道、河南省发 展燃气的中薛线管道向中石化采购天然气，并与安彩能源、中裕能源、五洲能源、新奥 能源等小型供应商也签署了天然气采购协议。在持续优化气源结构的帮助下，公司对中 石油的气源依赖程度逐渐降低，采购金额占比占比已经由 2017 年的 93%下降至 2022 年 的 74%。

相对多元化的气源结构和多年深耕管输带来的稳定上下游关系，为公司带来了稳定 的气源供应和较强的输气业务盈利能力。在上游气价相对平稳的 2017~2020 年，公司管 道输气业务单方毛利稳定在 0.20 元/方附近；随着上游气价的上涨，相对多元化的气源和 稳定的上下游关系保证了公司输气量仍能保持稳定，且通过利用管网的调剂能力，公司 管网输气业务毛利也出现一定程度的扩张。在上游燃气资源供应极为紧张的 2022 年，公 司当年的管道天然气单方毛利同比上升 55%至 0.45 元/方。

公司业务中游管网+下游城燃有机连接的一体化模式优势突出，有效帮助公司城燃业 务拓展和抗上游气价周期波动。在公司下属的城燃所覆盖区域中，除新乡市部分天然气 由安彩能源的豫北支线供应之外，公司绝大部分城燃气源来自于自有管道。公司从事的 中游长输管道业务为下游城市燃气业务提供稳定的气源保障，有利于下游市场的培育和 拓展；此外，公司下属的城燃公司的燃气供应主要通过旗下长输管道采购气源，一体化 的模式为公司城燃业务带来较强成本优势。 2021~2022 年的高气价环境下，公司城燃售气业务毛差并未受到高气价冲击，在行 业内表现较为突出。在气价高企的 2021~2022 年，从各家公司的经营数据看，下游城燃 企业的销气业务毛差普遍受到挤压。以新奥能源、中国燃气等国内五大城燃公司为例， 这些企业的平均综合采购成本由 2020 年前约 2.00 元/方快速上升至 2022 年 2.83 元/方的 高位；在气价大幅攀升挤压下，上述企业的平均综合毛差大幅收窄，从过去约 0.60 元/方 下降至 2022 年 0.47 元/方。上下游一体化为公司带来了明显的抗气价周期波动优势， 2021~2022 年，公司城市天然气销售毛差为 0.56/0.64 元/方，分别同比增长 2%/14%。

上市后打通融资渠道，公司业务发展提速显著

上市后公司加速收并购城燃项目，推动城燃业务快速增长。城燃业务由于其特许经 营属性，具有自然垄断性。公司近年来加快在省内居民燃气业务发展步伐，积极收购优 质城燃标的以扩展下游城燃业务运营范围。上市后公司先后收购了长葛蓝天和麟觉能源 全部股权以及万发能源 60%的股权，使得公司 2022 年城市燃气销售量同比高增 34%， 并为公司城燃业务后续发展打下坚实基础。

募投项目挖掘乡镇广阔市场，未来收入增长可期。河南省作为农业大省，其农村人 口较多。而根据住建部《城乡建设统计年鉴》，截至 2021 年，河南省乡村气化率仅为 24%，广阔的乡镇市场为公司城市燃气业务提供发展空间。2021 年，公司上市募集资金 投资驻马店乡镇天然气利用工程项目，目标建设驻马店辖区内八县一市共计 102 个乡镇 的天然气工程，为约 100 万户居民接驳和年均约 0.79 亿方天然气销售提供管网基础。 2023 年，公司发行可转债继续挖掘乡村市场，驻马店天然气管网村村通工程建成后预计 将为驻马店辖区内八县镇域周边乡村的 91 万户居民提和年均约 5.29 亿方天然气销售供 管网基础。长垣市天然气利用工程和新郑蓝天燃气有限公司次高压外环及乡村天然气管 网建设工程为改造工程，将提高该区域天然气输配能力以满足未来需求增长。

预计 2023~2025 年股息率为 6.4%/6.9%/7.7%

公司经营活动净现金流较为稳定，充足的经营性活动净现金流能较好满足公司资本 开支。2018~2022 年公司经营性活动净现金流逐年增长，从 2018 年 5.2 亿元增长至 2022 年 8.3 亿元，期间内净现比也高达 1.4 倍以上。充足的经营性活动净现金流能较好 满足公司资本开支需求，2018~2022 年，除 2021 年公司大规模收购致使资本开支较大， 其余年份公司自由活动现金流均为正并保持良好水平。我们预计未来三年公司经营性活 动现金流仍能维持过往良好表现，资本开支按募投项目规划保持温和支出，因而预计未 来三年（2023-2025 年）公司自由现金流分别为 5.4/3.6/6.4 亿元。

公司股息率和股息分派率较高，且股息分派率呈现上升趋势。公司坚持高派息与股 东分享价值，2018~2022 年，公司现金分红由 1.6 亿元稳定上升至 4.9 亿元；股息分派 率均在 50%以上且呈现上升趋势，2022 年股息分派率高达 84%。自上市以来，公司股息 率在 3%以上，维持较高水平，其中 2022 年股息率高达 7.2%。我们预计公司未来三年股 息分派率将维持在历史中上水平，若按 2023 年 11 月 7 日收盘价进行计算，我们估计未 来三年股息率有望保持在约 7%左右。

（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。）