（报告出品方/分析师：安信证券 周喆）
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。
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 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%。
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。
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%。
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。
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。
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%。
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。
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。
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 2022-2023 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，2022 年-2023 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 2010 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 2020 年的拉尼娜现象将持续至 2022 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 2022 年底至 2023 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《2022 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，2022 年上半年全国 LNG 市场均价约为 6853 元/吨，按照 LNG 1 吨约等于 1434.4 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，2022 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，2004 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。
据公司官网披露，公司长输管道分输气量占据河南省首位。截至目前，公司共拥有四条高压天然气长输管道：豫南支线、南驻支线、博薛支线分别于 2004 年、2011 年、2015 年建成通气，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 442.81 公里；同时公司还拥有许禹支线以及驻东支线(驻马店市至周边区县)、新长输气管道(卫辉首站至长垣、原阳、封丘、延津)两条地方输配支线，全长约 302.63 公里。
南驻支线与豫南支线在驻马店分输站实现对接，与西气东输一线以及西气东输二线两大气源实现互联互通、互补互济；博薛支线与豫南支线在薛店分输站实现对接，使公司长输管网覆盖区域延伸至豫中和豫北地区，为公司增加了来自山西的低价煤层气气源；此外，公司通过中石化中原天然气有限责任公司的中原-开封输气管道、河南省发展燃气有限公司的中薛线管道实现向中石化采购天然气。
根据年报披露，公司目前除了稳定地采购来自中石油的天然气外，还与中石化、中联煤层气、河南安彩能源、漯河中石油昆仑燃气、新郑中石油昆仑燃气、中裕（河南）能源贸易等多家公司签署了天然气采购协议。
随着南驻支线和博薛支线的建成，近年来公司对中石油气源的依赖度逐年降低，据招股书披露，公司向中石油采购的天然气量占采购总量的比重从 2017 年的 91.33%降低至 2020 年上半年的 82.63%，且近两年仍维持下降趋势。
因此，今年以来，在中石油缩减合同气量、合同外气价不断攀升的背景下，公司仍可依靠中石化、煤层气等多类气源，而避免以较高价格参与合同外气量竞拍，维持气源成本低价与稳定供应。
2）长输管道行业的区域垄断性叠加第二大主业城燃加持，公司客户资源优势显著。
一方面，在第二大主业城燃加持下，公司对下游客户需求变化具备较强洞察力。城市天然气销售为公司的第二大主业，拥有多家城燃子公司，在长输管道覆盖区域的多个县市向终端用户供应天然气。因此，公司对于下游终端用气的需求变化以及天然气进口的供给变化具备非常及时的感知能力，从而能在合适时机购入天然气。
另一方面，天然气长输管道行业具备区域垄断性与市场分割的特点，公司业务连接了上游产气单位和下游区域小型城燃公司。
在公司长输管网的覆盖区域，存在众多区域型的小型城市燃气公司，产气单位无法一一与其 对接，而公司对其覆盖区域的客户建立了较好的关系，对客户的需求具备及时的洞察力。
3）公司高压管网具备天然的储气调峰能力，参股区域型储气中心，有利于其承接不太稳定的低价气源。
目前城市燃气储气调峰方式主要包括地下储气库储气、液化天然气储气、储气罐储气、天然气管道储气、天然气固态储存等，其中天然气管道储气分为长输管道末端储气和城市高压管道储气。
长输管道末端储气是指利用长输管道最后一个压气站的出口到管道末端之间的输气管段进行储气，由于管道末端一般直接与城市配气站相连，其储气能力对于供气系统调峰的影响远大于其他管段。
当城市用气量小于最后一个压气站的输送量时，将富余气体储存在末端管道中；当城市用气量变大时，释放之前储存的气体作为补充。城市高压管道储气则是指依靠长输管道末端较高压力和城市中压管网之间形成的压力差进行储气调峰。高压管网储气适用于短期城市用气调峰。
公司铺设的三条长输管网叠加多路城市高中低压管道，具备储气调峰能力。
以公司在建的驻马店乡镇天然气利用项目为例，据公司招股书披露，各县域的储气调峰功能由高压管线承担，例如南驻支线负责确山县、泌阳县等地的储气调峰。
此外，根据官网披露，公司参股 30%的驻马店市天然气储运有限公司，是河南省 6 大区域性天然气储气中心之一以及省级储气设施平台，满足豫南漯河、许昌、驻马店、信阳、平顶山、新蔡、固始等多个城市的天然气供气调峰需求。
因此，公司面对产气和用气需求的波动性，能更有效地进行储气调峰，有利于其拿到一些稳定性较差的低价气源，或在价格位臵较低时储存更多天然气。公司管道天然气销售板块盈利能力显著提升。
近年来随着公司长输管道输气量的稳步提升，天然气销售板块收入整体呈现稳中有增的态势，2020 年略有下降主要由于疫情下天然气消费量增速显著放缓。
2021 年，公司管道天然气销售收入为 23.1 亿元，同比增长 8.7%； 2022 年上半年收入达 13.93 亿元，同比增速高达 27.2%。
此外，从毛利率端看，2017-2020 年，公司管道天然气销售业务的毛利率维持在 7%-9%左右水平；2021 年以来，凭借其气源成本优势与客户资源优势，气价高涨背景下该板块业务的盈利能力提升明显，毛利率从 2020 年的 7.81%提升至 2022 年上半年的 19.52%。上半年的业绩印证了公司长输管道业务在高气价下红利释放。
3.1. 河南省用气市场广阔，天然气消费量稳步增长
河南省天然气消费量稳步增长，位于全国前列。
从用气人口方面看，根据中国能源统计年鉴，近年来河南省天然气城市用气人口稳健增长，2016-2020 年复合增长率为 7.7%，2020 年达 2220 万人，在全国排名第五。
近年来县城与村庄天然气用气人口数量呈现快速增长的态势，根据住房和城乡建设部披露，2020 年河南省县城与村庄用气人口合计达 2104 万人，同比增速高达 31%，天然气消费市场下沉进程加速。
从天然气消费量方面看，据北极星能源网披露，2021 年河南省天然气消费量达 131 亿方，较 2020 年增长近 20%，在全国各省份中排名第九，为天然气用气大省之一。
未来随着城镇化进程的推进以及能源消费结构的升级，河南省用气市场空间将更为广阔。
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)》中预测，到 2025 年、2030 年、2035 年，河南天然气用气人口将分别增至 5000 万人、6000 万人、7000 万人，天然气需求量将分别提升至 200 亿方、250 亿方、300 亿方。
3.2. 打造城燃第二主业，与长输管道协同优势凸显
公司凭借主业长输管道，向下游产业链条延伸，目前城市天然气销售业务已成为公司第二大主业，公司通过自建及经营的城市天然气管道向居民、工商业企业等终端用户销售天然气。
根据公司年报披露，下属豫南燃气、新郑燃气、新长燃气、长葛蓝天、万发能源城市燃气子公司目前在河南多个县市拥有城市燃气独家特许经营权，包括驻马店市城区及下辖九县、新郑市、长垣县、延津县、封丘县、原阳县、长葛市、尉氏县等区域，未来随着自建与收购进程加速，覆盖区域有望进一步扩张。
从收入与盈利情况来看，刨除 2020 年疫情影响，2017-2021 年，公司城市天然气销售收入整体呈现稳步增长的态势，2021 年收入规模达 11.73 亿元；毛利率水平稳定在 18%-19% 左右。
2022 年以来，由于上游气源供给出现“价增量减”的局面，公司城燃业务成本提升明显，毛利率下滑至 13.46%；然而 2022 上半年城燃板块收入依然保持高增，达到 8.48 亿元，较 2021 年同期增长 50.6%。
长输管网+城燃，产业上下游协同优势凸显。
一方面，公司长输管网具备一定的储气能力，为城燃板块终端天然气需求的波动性提供调峰功能。另一方面，公司下属城燃公司可直接购买自己长输管道的气源，因此具备一定的购气成本优势，尤其是在今年上半年气价攀升导致城燃公司普遍面临购销价格倒挂，合同气量不足的背景下，公司城市天然气销售毛利依然能实现 52%左右的高增，或可归功于自有长输管道带来的气源优势。
3.3. 城燃收购进程加速，募投项目投产有望增厚业绩
城燃板块迎来收购好时机，公司对优质标的具备强嗅觉。
河南省天然气终端销售市场竞争格局较为分散，存在很多小型城燃公司。今年高气价下城燃公司盈利能力普遍下降甚至亏损，经营情况糟糕，成为公司兼并收购的最佳时机，小型城燃公司迫于经营压力，出售意愿显著增强，公司借此机会以较低价格收购其长输管道覆盖区域内的城燃公司，提升其市场占有率。
此外，公司在长输管道业务上与覆盖区域内的下游城市燃气客户合作多年，对各公司的业务与经营情况有着较为全面的了解，因此在优质收购标的的选择上具备天然优势。连续收购多个优质城燃标的公司，板块规模扩张加速。
根据公司公告，上半年公司于 4 月、5 月、6 月分别完成了对麟觉能源、万发能源、长葛蓝天三家城市燃气公司的收购，麟觉能源和长葛蓝天成为全资子公司，万发能源成为控股子公司。 其中，长葛蓝天的收入与业绩规模最大。
根据公司公告，2022 年 1 月，公司现金收购了长葛蓝天 42%的股权；2022 年 4 月，公司通过股份增发的方式收购长葛蓝天剩余 52%股权，发行价格为 12.44 元/股。长葛蓝天拥有长葛市潩水路以西区域的特许经营权，已建成次高、中、低压各层级天然气管线，其中次高管线 10.65 公里、市区至各乡镇的中压管线 196.32 公里；在公司总销售气量中，工商业用户占比高达 95%，相比于居民用户，上下游价格传导更加及时且充分，盈利能力保障度高；2021 年长葛蓝天的净利润为 5192.28 万元，同比增速为35.07%。
根据公司公告，收购后三年为业绩承诺期，交易对方承诺长葛蓝天在2022-2024 年的净利润将分别达5697.49万元、6509.84万元、6617.64万元，增速分别为9.73%、14.25%、1.65%，此次收购标的质地优秀、业绩表现亮眼，有望增厚公司今年业绩。
公司把握合适时机加快收购，有利于其扩张业务规模，在河南省覆盖区域内更好的发挥上下游协同作用，加速向区域性天然气龙头迈进。
募投项目近期工程投产在即，业绩有望迎来稳步提升。
据招股书披露，公司两大募投项目驻马店乡镇天然气利用工程以及驻马店乡镇天然气利用工程(新蔡县)皆为城市燃气天然气管线工程项目，建设内容包括门站、高中压调压站、次高压中压调压站、高压管网、次高压管网、中压管网等。
其中驻马店乡镇天然气利用工程规划建设 34 座调压站、高压管道合计 81.2 公里、次高压管道合计 239.1 公里、中压管道合计 586.6 公里；驻马店乡镇天然气利用 工程(新蔡县)规划建设 3 座调压站、次高压管道合计 38 公里、中压管道合计 104.8 公里。
公司募投项目的近期工程建设周期为 2 年，预计将于今年年底或明年年初建成投运；远期工程建设周期为 4 年，有望于 2024 年建成投产。
根据公司招股书，两大募投项目将扩大公司燃气经营领域的覆盖面与业务规模，同时利于天然气资源在区域内的合理调配使用，从而增强公司的盈利能力，全部建成投运后，预计将合计为公司带来年收入 6.3 亿元左右、年利润总额 6291 万元。近期工程的建成投产有望提升公司明年业绩。
我们选取了与公司业务相似的可比公司陕天然气、皖天然气、天壕环境，以及同样具备气价弹性的气源标的新天然气、蓝焰控股进行估值对比，以 2022 年 10 月 21 日收盘价为基准，蓝天燃气的估值最低，目前 PE（TTM）仅为 11.05 倍，而皖天然气、蓝焰控股、天壕环境的 PE（TTM）可达 16.34 倍、16.16 倍、29.91 倍，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；6 个月目标价 为 18.0 元。
1）天然气价格波动风险：公司管道天然气与城市燃气业务对天然气价格依赖程度较高，若未来上游气源价格波动幅度较大，公司业务将受到影响。
2）天然气行业政策变化风险：若国家或河南省天然气行业相关政策出现较大改变，调整能源利用政策，调整天然气价格形成机制，都将影响公司现有竞争优势，从而对未来的经营效益产生影响。
3）气源紧张风险：河南省天然气消费量增速较快，若上游天然气供应难以确保充分满足下游市场的旺盛需求，公司存在业务发展受上游天然气供气量制约的风险。
4）管道安全事故风险：若管道设施落后老化、材料缺陷、施工缺陷等，易造成安全事故；同时，天然气管道还可能受暴雨、洪水、地震、雷电等自然灾害的影响。
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