（报告出品方/分析师：开源证券 张绪成 薛磊）

1、背靠陕西燃气集团，省内唯一天然气长输管道运营商

1.1、国内优质的省属大型综合天然气供应商

陕西省天然气股份有限公司（以下简称“公司”或“陕天然气”）前身为陕西靖西天然气输气有限责任公司，成立于 1995 年 1 月。

2001 年 1 月，经股权重组后更名为陕西省天然气有限责任公司。2005 年经股份制改革，陕西省天然气有限责任公司更名为陕西省天然气股份有限公司。2008 年 8 月，公司于深交所挂牌，正式登陆 A 股市场。公司是国有控股上市公司，第一大股东为陕西燃气集团有限公司，持股比例 64.43%，公司实际控制人为陕西省国资委。

公司俨然发展成为国内优质的省属大型综合天然气供应商。

经过多年发展，依托陕西省丰富的天然气资源，公司已取得上游资源单位供气点 12 个，形成了分布陕北、关中、陕南的多资源供给格局。

公司建成投运靖边至西安一、二、三线，咸阳至宝鸡、西安至渭南、宝鸡至汉中、关中环线等天然气输气管道，总里程约 3833 公里，占陕西省自建长输管道总里程 85%以上，管网设施覆盖全省 11 个市（区），具备 165 亿立方米的年输气能力，实现了全省绝大部分地区双管供给、关中区域环网运行，形成了纵贯陕西南北、延伸关中东西两翼、全省“一张网”的绿色资源输配网络。

1.2、长输管道贡献主要业绩，输气规模逐年增长带动业绩提升

长输管道、城市燃气是公司营收、毛利来源。

公司主营业务处于天然气产业链的中下游，以天然气长输管网建设运营为核心，集下游分销业务为一体，二者贡献公司主要营收和毛利。

营收方面，2022 年 H1 长输管道和城市燃气分别实现 40.86、12.06 亿元，占比为 77.2%、22.8%。毛利方面，2022 年 H1 长输管道、城市燃气分别贡献毛利 6.83、1.91 亿元，占比为 78.2%、21.8%。

输气规模逐年扩大且代输模式占比提升，带动业绩增长。

随着多条管道建成投产，2015 年以来公司输气规模逐年攀升。

营业收入方面，2015-2019 年营收规模与输气量成正相关，2020-2021 年营收呈现下降趋势，主要原因：

（1）2020 年以前，公司主要经营模式为统购统销。自 2020 年 6 月起，陕西省内天然气行业运销模式改革，鼓励上下游直签合同，公司经营模式转化为统购统销+代输混合模式。统购统销价格是按照上游门站价顺加管输费执行，相较于代输模式，会更容易做大营收规模。根据 2022 年 11 月 17 日的公司投资者关系活动表，公司目前输气量中统购统销气量占 比 49%、代输气量占比 51%。

（2）长输管道的管输价格一般由省物价局制定，2021 年公司管输费核定为 0.289 元/方，较 2018 年下调 0.027 元/方。随着长输管网干、支线及互联互通等项目投运，2021 年公司输气规模大幅攀升，实现输气总量 68.53 亿立方米，同比增长 9.3%。

根据 2022 年 9 月 23 日的公司投资者关系活动表，2022 年 H1 公司销气增速超 40%，营收规模大幅增长，2022 年前三季度公司实现营收 65.1 亿元，同比增长 23%。

归母净利润方面，通过积极开拓下游城市燃气用气市场、发展工业用户、丰富增值业务等措施，2019 年后公司毛利率、净利率呈现上升趋势，2022 年前三季度公司实现归母净利润 6.05 亿元，同比增长 67.7%，创历史新高。

公司 2022 年前三季度资产负债率、期间费用率处于合理水平。

公司第一大业务为长输管道，处于天然气产业链中游，属于资本密集性行业，建设管道需要大额的资本开支。

2015 年以来，公司资产负债率基本维持在 46%-52%之间。2022 年前三季度，公司资产负债率为 48.6%，处于合理水平，较 2021 年同期下降 1.2pct。

长期以来，公司经营保持高效，期间费用率总体呈现下降趋势，2022 年前三季度公司期间 费用率仅为 3.2%，是八年来最低水平。

2、政策驱动下，“十四五”期间我国天然气供需格局向好

近年来我国天然气产量大幅增长，未来有望维持高增速。2015 年以来，我国天然气产量规模明显增加，尤其是在“十三五”期间，年均增长率高达 18.0%。

长期以来，我国天然气供给端进口依赖度较高，2022 年前三季度进口依赖度超过 40%。在此背景下，国家能源局于 2019 年提出“油气增储上产七年行动计划”，勘探开发持续发力，2021 年新增探明储量 16284 亿立方米，再创新高，同时我国天然气产量连续 5 年增产超百亿立方米，未来产量还会继续维持高增。

2022年 1-10 月，我国实现天然气产量 1784.9 亿立方米，同比增长 6%。根据《中国天然气发展报告 2021》，我国天然气产量在 2025 年将达到 2300 亿立方米以上，其后继续稳步增长，预计在 2040 年及以后较长时间内稳定在 3000 亿立方米以上水平。

天然气热值高、碳排低，契合能源转型发展。

天然气主要成分烷烃，其中甲烷占绝大多数，另有少量的乙烷、丙烷和丁烷等。天然气是一种洁净环保的优质能源，几乎不含硫、粉尘和其他有害物质，燃烧产物只有水和二氧化碳，污染水平较低。

碳排放方面，天然气单位热值含碳量仅为 15.3 吨碳/TJ，明显低于其他常见能源，仅为原油的 76.1%、原煤的 58.0%。2020 年 9 月，联合国大会上做出碳中和：力争二氧化碳排放量于 2030 年前达到峰值，努力争取 2060 年前实现碳中和。

长期来看，大力发展可再生能源（风电、光伏等）是实现“双碳”目标的主要路径，但当前及未来较长时期内，我国能源发展处于增量替代和存量替代并存的发展阶段，包括天然气在内的化石能源，既是保障能源安全的“压舱石”，又是电力安全的“稳定器。”天然气作为碳排放最低的化石能源，在能源转型背景下大有可为之处。

各省“十四五”规划有望驱动天然气消费量增长。

全国各地积极促进天然气领域发展，部分省市出台的“十四五”规划都涉及天然气领域。根据《中国“十四五”天然气消费趋势分析》，中性情况下，2021-2025 年我国天然气消费量年均增长率预计为 5.8%，其中陕西省年均增长率为 8.5%。

综合分析，我国天然气供需格局趋势向好。

基于供需基本面关键假设，我们对 2022-2025 年国内天然气供需平衡进行测算：

供给方面，预计 2022 年国内天然气总供应量将达 4043.1 亿立方米，其中国内产量 2175 亿立方米，管道气进口量 662.8 亿立方米，LNG进口量1205.3亿立方米；预计2025年国内天然气总供应量将达到4439.3 亿立方米，其中国内产量 2300 亿立方米，管道气进口量 729 亿立方米，LNG 进口量 1410.3 亿立方米。

需求方面，预计 2022 年国内天然气总需求量将达到 3981.9 亿立方米，分行业来看，随着城镇化进程继续推进，城市燃气需求预计稳定增长，居民生活及采暖用气是主要增长动力；夏天高温天气带动电力需求大幅提升，发电用气贡献较多增量；考虑国际进口现货 LNG 价格高企，资源成本边际提升，工业用气增速放缓。

2025 年总需求将达到 4408.4 亿立方米，其中城市燃气、工业用气、发电用气较 2021 年分别增加 295.3、217.0、156.6 亿立方米，而化工用气受到国家政策影响，增速较低。总体来看，“十四五”期间我国天然气供需均保持增长，格局趋势向好。

3、掌握燃气核心资产，深耕下游公司成长可期

3.1、长输管道纵贯南北东西，气源配置充足稳定

作为陕西省最主要的燃气供应商，掌握优质的燃气资产。

背靠陕西燃气集团，公司是陕西省天然气长输管道规划建设和运营管理企业，已建成的管网纵贯陕西南北、延伸关中东西，覆盖全省11个市（区），总里程约3833公里，约占全省自建长输管道总里程的85%以上。

公司管道具备 165 亿立方米/年的输气能力，同时建设投运 8 个 CNG 加气母站、天然气调控指挥中心等配套设施，形成了管道天然气、压缩天然气、液化天然气等多品种的供气保障格局，在陕西省内具有明显的区域竞争优势。

临近资源富产地，公司气源稳定。

陕西省拥有丰富的天然气资源，是全国天然气富产地之一。公司依托全国内陆第一大油气田—中石油长庆气田，及省内延长石油集团气田资源，在气源获得方面具有得天独厚的地理位置优势。2021 年我国前十大油气田天然气产量再创新高，其中长庆油田实现天然气产量 465.4 亿立方米，位居全国首位。

中石油、延长石油是公司的主要供应商，与公司建立了长期合作关系。“十四五”期间，随着延长石油集团 150 亿方/年天然气产能增能建设计划的启动，省内天然气资源保障能力将进一步提高。

另外，国家管网集团西气东输一线、二线及陕京系统管道、中贵线等多条国家干线途经陕西，增加了省内过境管道资源下载点，提高了公司天然气调配供应的灵活性，增强了资源保障能力。

3.2、发展城燃业务，拓展盈利空间

大力发展城燃业务，积极开拓新市场。

2009 年公司开始涉足城燃领域，在咸阳、汉中、安康等地拥有城市燃气特许经营权。

2015 年公司与延安能源化工（集团）有限公司、延安民营联合投资股份有限公司合资设立“延安天然气管道有限公司”，并持有其 51%的股权。同时，公司参与延安市燃气总公司的增资扩股，持有其 49%的股权。

公司通过控股管道公司、参股燃气公司顺利切入延安市城燃领域，实现特许经营区域的拓展。随着公司长输管道的不断完善，输气能力大幅提高。

公司大力拓展城市燃气业务，以期望促进需求提升匹配管输能力的增长。截至 2022 年中报，公司建成中压及以上城市燃气管网里程超过 2200 公里，累计发展用户超过 65 万户。

根据 2021 年报，公司城燃业务销售量为 7.72 亿立方米，5 年 CAGR 为 24.0%，占公司输气总量的比例为 11.3%。

3.3、管网负荷率具备提升空间，未来公司业绩可期

在建工程明显减少，剩余投资规模仅 5.2 亿元。国内天然气产、需区严重分割，长距离运输都是依靠管道。由于长输管道属于资本密集型行业，建设需要大量的资本开支，输气成本是最重要的考量指标。建设以及发展天然气管道不仅需要稳定的气源，而且需要体量较大的消费市场做支持，特别是大用户群体，包括工业、原料、发电厂等。

公司长输管道分别在 2014、2019-2020 年这两个时间段密集投运，“气化陕西”规划的“七纵、两横、一环、两枢纽”项目建设完成。

目前，公司已经实现全省 11 个市区覆盖。考虑到建设的积极性，剩余未用管网覆盖到市、区，主要是一些偏远且需求较小的地区，因此近年来公司长输管道在建工程数量大幅减少，截至 2022 年年中，剩余投资规模仅 5.2 亿元。

公司管网负荷率具备提升空间，2020 年以来 ROIC、ROA 持续回升，未来可期。

公司具备 165 亿/立方米的输气能力，虽然近年来输气量逐年攀升，但 2021 年公司管道负荷率为 41.5%，总体利用率仍有很大提升空间。

未来，公司将以“做专长输”为目标，以“保障北气南下顺畅、消除输送瓶颈、加强互联互通、扩大市场覆盖”为重点，强化输气保障，提升调节能力。同时，公司将积极对接拓展上下游资源，形成多点多气源供给的局面，为下游燃气分销提供稳定的气源保障，助力下游市场的 培育和拓展，进一步巩固陕天然气在区域长输业务地位和掌控能力。

4、公司盈利具有稳定性，稳健基本面叠加高分红凸显价值

4.1、受益于天然气市场化改革，公司盈利具有稳定性

我国常规管道气为政府指导定价。中国天然气价格从出厂环节到零售环节分为出厂价、门站价、零售价。

其中，门站价为上游国产陆上或进口管道天然气的供应商与下游购买方在天然气所有权交接点的价格，主要由出厂价和管输费组成；出厂价和门站价的定价机制目前由国家发改委制定核准，门站价格以下销售价格则由省级价格主管部门核准。

气源定价“三足鼎立”存在市场衔接问题。

目前我国天然气来源为国产气、进口 LNG、进口管道气，其中国产气基于成本加成原则定价；进口 LNG 合同价格与原油价格（JCC）挂钩，并通过引入 S 曲线等封顶机制，规避一定的市场风险；进口管道气来自前苏联加盟共和国，其定价方法被国际天然气联盟描述为“双边垄断”的政府谈判价，具有很大的不确定性。

这三种定价机制缺乏统一的市场化标准，而进口气与国产气的价差也造成了一系列的市场衔接问题。天然气管网改革的根本意义在于促进市场化定价。

与天然气产业链上游勘探、生产、供应以及下游的贸易、零售已逐步放开，形成多元化竞争格局的市场化改革思路不同，中游管网设施的市场化改革主要是引入“第三方准入制度”，即强制管网运营商公平无歧视地向管网投资方、运营方之外的“第三方”提供管道运输服务。

通过向第三方开放管网设施，可以在天然气全产业链引入更充分的市场竞争，从而打破垄断、提高供应效率、降低服务价格。

管输、配气环节定价采取准许收益率模式。

2016 年，国家发改委印发《天然气管道运输价格管理办法(试行)》和《天然气管道运输定价成本监审办法(试行)》(以下简称“两个《办法》”)，改革天然气管道运输价格机制，加强价格监管。

两个《办法》要求企业获得 8%准许收益率对应的管道负荷率为 75%，意味着如果管道运输企业实际负荷率低于 75%，则实际收益率可能达不到 8%，只有加大向第三方开放力度、提 高负荷率，才能获得准许收益甚至更高的收益水平。根据陕西省发改委的政策，对于省内长输管网，合理收益率为 7%，对应的基准负荷率为 60%。

公司盈利能力与管输、配气价挂钩，不受天然气价格波动影响，具有较强稳定性。

根据前文，我国天然气价格改革目标是“管住中间，放开两边”，即气源和销售价格由市场形成，理顺产业链上中下游价格传导机制。

公司两大主业分别处于管网运输环节、城燃配气环节，盈利能力与管输价、配气价挂钩，不受天然气价格波动影响。

根据投资者关系活动记录表，公司管道的收益率基本可以达到或接近 7%。2016 年以来，公司的利润总额在 4-7 亿元的区间，盈利能力稳定。

4.2、高分红低估值标的，配置价值凸显

稳健基本面支持稳定持续高分红。截至 2022 年三季报，公司账面货币资金 11 亿元，未分配利润 31 亿元，对公司未来维持高水平分红奠定基础。

资本支出方面，近年来公司长输管道项目建设已陆续建成投运，固定资产投资增速持续放缓，2022 年 Q1-3 资本支出 3 亿元，同比减少 6.2%。

现金流方面，2022 年 Q1-3 公司经营性净现金流 8 亿元，支持稳定分红。

低估值、高股息率凸显配置价值。

参考陕天然气历史 PE Band，过去 10 年间公司的 PE 位于 11.97-28.66 倍之间，历史 PE 中位数为 20.32 倍，当前股价对应 2022 年的 PE 为 11.97 倍（基于 Wind 一致盈利预测），处于历史估值水平下限。

参考陕天然气历史 PB Band，过去 10 年间公司的历史 PB 位于 1.03-2.34 倍之间，历史 PB 中位数为 1.68 倍，当前股价对应 2022 年的 PB 为 1.32 倍（基于 WIND 一致盈利预测）， 位于历史估值低位水平。

根据 2022 年半年度权益分派实施公告，公司分红总额为 3.3 亿元，分红率为 54%。过去三年，公司平均分红率为 64%，高于 2022 年半年度分红率。

保守起见，我们假设公司 2022 下半年分红规模与上半年持平，则全年分红水平为 6.6 亿元，对应当前股价（12 月 20 日收盘价为 7.15 元/股），股息率为 8.3%，高股息率凸显配置价值。

5、盈利预测与估值

输气总量：根据《中国“十四五”天然气消费趋势分析》，中性情况下，2021-2025 年我国天然气消费量年均增长率预计为 5.8%，2025 年达 4200 亿立方米。其中，陕西省年均增长率为 8.5%，2025 年将达到 176 亿立方米。公司长输管网约占全省自建长输管道总里程的 85%以上，输气总量预计与陕西省消费量预测增速相当。

单位费率：根据《陕西省发展和改革委员会关于我省天然气价格管理有关事项的通知》要求，公司自 2021 年 9 月 22 日起对陕西省内天然气管道运输价格作相应调整。根据《陕西省天然气管道运输和配气价格管理办法》，管输和配气价格原则上每 3 年校核调整一次。同时，天然气供需格局持续改善，预计单位费率小幅上涨。

我们预计2022/2023/2024 年归母净利润 6.6/7.1/7.5 亿元，同比增长56.9%/7.0%/6.6%；EPS 为 0.59/0.64/0.68 元；对应最新股价 PE 为 11.7/10.9/10.2 倍。

相对估值方面，我们选取深圳燃气、新奥股份、九丰能源这三家天然气管输企业作为可比公司。公司 2022 年预测 PE 为 11.7 倍，低于可比公司 12.7 倍平均 PE；公司 PB 为 1.2 倍，低于可比公司 2.5 倍平均 PB。随着陕西省天然气消费量持续增长，公司输气量有望逐年增长，我们看好公司业绩提升潜力。

6、风险提示

天然气销量不及预期；管输价格大幅下调；城燃业务拓展不及预期；宏观经济增长不及预期。

——————————————————

报告属于原作者，我们不做任何投资建议！如有侵权，请私信删除，谢谢！

精选报告来自【远瞻智库】远瞻智库-为三亿人打造的有用知识平台|报告下载|战略报告|管理报告|行业报告|精选报告|论文参考资料|远瞻智库