$新奥股份(SH600803)$ $华软科技(SZ002453)$ $云南能投(SZ002053)$
资产重组打通天然气全产业链
1.资产重组打通天然气全产业链
1.1.资产重组打造上下游一体化产业链，股份回购激励核心人才
两次资产重组完成，天然气产业全场景布局建立。新奥股份成立于 1992 年，前身 为河北威远实业股份有限公司。自 2011 年起，公司大力拓展业务范围，主要聚焦能源 化工领域，产品包括天然气、煤炭、甲醇等。2018 年，国内首个大型民营 LNG 接收站 ——舟山 LNG 接收站一期顺利投产；次年，公司剥离农药、兽药业务；2020 年公司进 行资产重组，收购新奥能源 32.8%股份并获得控股权；2022 年 8 月收购完成新奥舟山 LNG 接收站 90%股权；至此公司已完成分销、贸易、储运、生产、工程在内的天然气产 业全场景布局。资产重组前，公司业务主要集中在煤炭、甲醇和工程业务；两次资产重 组后，公司借助新奥股份和舟山接收站获取了强大的资源调配能力、天然气分销渠道和 下游客户资源，实现了全产业链整合协同，公司定位转向“创新型的清洁能源上下游一 体化领先企业”。
实控人行业经验丰富保障公司稳健发展，股份回购激励核心人才。截至 2022 年 10 月，王玉锁为公司实际控制人，通过新奥国际、新奥控股、河北威远、廊坊合源投资和 新奥科技发展合计持有公司 45.69%的股份。王玉锁先生在燃气业务投资和管理方面拥 有 30 余年经验，2008 年 11 月起任公司董事长，实控人行业经验丰富，保障公司稳健发 展。2022 年 3 月底，公司公告拟使用 1-2 亿元资金回购股份，用于股权激励，充分调动 公司中高级管理人员、核心骨干人员的积极性，助力公司长远发展。
1.2.天然气主业地位凸显，盈利能力稳定
收购新奥能源后公司业务结构改变，天然气成为主业。2019 年，公司收入占比最大 的三项业务为：化工贸易、工程和能源化工，合计占比 77%，同年公司出售农兽药资产， 剥离生物制药业务。2020 年，公司收购新奥能源，拓展下游天然气分销渠道及综合能源 业务。2021 年，公司营业收入为 1160 亿元，同比增加 31.7%，其中天然气业务（零售、 批发和直销）营收占比高达 75%，成为公司主业。2021 年，公司归母净利润为 41 亿元， 同比增加 94.7%，主要系天然气直销业务、煤炭业务等利润贡献同比增加较多。
天然气 销售业务历年毛利率保持在 10%以上，占公司总毛利比例逐年升高，2021 年达到公司总 毛利的 46%；公司煤炭业务及工程施工与安装业务的毛利率一直保持在 50%以上，2021 年二者毛利之和占公司总毛利的 36%。新奥能源 2011 年以来营收及利润稳步增长，2011- 2021 年十年收入&归母净利润 CAGR 均为 20%，外延&内生增长并重，新奥能源收购完 成后，公司天然气主业地位稳固。
费用管控卓有成效，盈利能力稳中有增。近三年公司毛利率在 17%上下波动，净利 率略有提升，2021 年公司净利率为 9.1%。2020 年，财务费用大幅降低，拉低期间费用 率大幅下降至 5.6%，主要系人民币汇率升值公司美元债务汇兑收益增加所致。2020、 2021 年公司 ROE 水平上升显著，分别为 25.9%、27.7%，根据杜邦分析，主要系公司提 高资产周转能力，整体运营效率提升所致。
现金流良好匹配资本开支，推动公司稳健发展。2020 年公司购买新奥能源 32.8%股 份打通天然气上下游产业链，2021 年收购新能凤凰 82.5%股权，降低公司外购甲醇物流 成本，有效降低销售与管理费用，2020-2021 年保持 20 亿元以上的资产重组资本开支； 此外公司持续进行能源分销业务（管网建设、城燃收购、泛能业务）的资本开支，2020- 2021 年保持在 80 亿元左右的水平。新奥能源优质燃气业务的并表为公司带来充足经营 活动现金流，2020-2021 年经营活动现金流保持在 120 亿以上水平，略高于资本开支， 实现现金流与资本开支的良好匹配，推动公司稳健扩张。
2.国内天然气龙头，上下游一体化优势显著
国内外气价波动，龙头公司经营稳健性突出。2021 年新冠肺炎疫情和国际贸易逆全 球化双重冲击，能源价格波动；2022 年，全球疫情持续反复，受供需错配、极端气候、 能源转型等因素影响，能源价格剧烈波动，国际气价大幅上涨，与国内陆气出现倒挂。 国际价格上涨带动国内价格上涨，城燃公司气源成本上涨；而销售价受到政府管控，难 以及时调整，致使部分城燃公司业绩受损；而新奥股份等行业龙头公司保持了天然气价 差的相对稳定，国内五大城燃公司 2018-2021 年的零售气价差平均缩窄 12%，新奥股份 价差缩窄 10%，优于行业龙头平均水平。新奥股份作为天然气龙头，上下游一体化优势 明显，在当前气价波动形势下具备独特的投资价值。
新奥股份天然气气源丰富，下游客户多元。公司将天然气销售业务进一步划分为天 然气直销、天然气零售及天然气批发。其中，天然气零售对接终端用户（工商业、居民、 汽车加气站），气源以三大油为主，运营主体为新奥能源；天然气直销气源来自国外长 协/现货、国内液厂和非常规资源，对应的客户为工业、电厂等直供客户，无需特许经营 权，为新奥股份运营，在世界各国价格差异较大的情况下，公司增加了直销气的海外转 售；天然气批发为零售气业务的补充，气源来自接收站和液厂，客户主要为贸易商等。
在全球气价上涨背景下，公司借助强大的上游气源获取、中游储运资源调配以及下 游优质分销渠道优势，稳健发展天然气业务。天然气销量逐年扩大，零售价差略有缩窄， 直销价差稳中有增。新奥能源 2011-2021 年零售气量均以高于行业的增速稳健增长，十 年 CAGR17.3%，全国表观消费量十年 CAGR9.8%；公司市占率从 2011 年的 3.9%提升 至 2021 年的 7.6%；总体售气量保持稳步增长，2021 年达到 372 亿方，同比增长 22%； 2022H1 达到 188 亿方，同比增长 7.4%。在 2022 年能源价格波动、国内用气量下降的情 况下，公司的售气量仍然稳健增长，行业地位进一步提升。
2019-2021 年天然气零售价 差均稳定在 0.5 元/方之上，在海外气价飞涨的情况下，2022H1 仍能保持 0.5 元/方的价 差；天然气直销的价差从 2020 年度的 0.16 元/方逐步升高，受益于世界各国价格分化， 公司加强海外转售，2022H1 直销气价差增至 0.35 元/方。
2.1.上游庞大资源池使得公司能够灵活采购，保持成本的相对稳定
公司深化国内气源方合作，国内资源池可达 300 亿方/年，2021 年占公司总资源 84%。 在管道气资源方面，公司加强与中石油、中石化、中海油的战略合作，获取合同内气及 增量气，气量可达 200 亿方/年。在国内液态及非常规气源方面，公司通过自有、权益投 资及代加工等模式锁定内陆液厂 40 万吨；通过与新疆、内蒙、川渝等非常规资源商形 成稳定合作，新增超过 200 万方/日非常规资源；通过国内 19 个接收站、近百家内陆液 厂获取液态资源 600 车/天（20 吨/车），国内液态及非常规气源气量合计可达 100 亿方/ 年。
公司国际气源丰富，2021 年占公司总资源 16%。长协挂钩低价&低波动指数降低 气源成本，FOB 交付模式增强气源灵活性；同时，公司积极对接国外现货。2021 年公 司国外长协供应量为 144 万吨（约 20 亿方），国外现货约 40 亿方。2022 年公司新签多 单长协，目前累计在手年度长协达 714 万吨，合同年限为 10~20 年，保证公司国际资源 池的稳定；交付方式上， FOB 方式 510 万吨，DES 方式 204 万吨，使得公司能够灵活 选择交付地，便于海外转售；公司长协合约挂钩 HH/JCC/Brent 指数，均为价格低且波 动小的指数品种，在降低气源成本的同时，保证了整体采购价的稳定性。
公司能够灵活应对各类气价局面，保证价差稳定。2021~2022 年，全球疫情持续反 复，受供需错配、极端气候、能源转型等因素影响，能源价格波动剧烈。国际气价大幅 上涨，海气与陆气出现倒挂的同时国际价格上涨带动国内价格上涨。公司积极调整气源 采购策略，自 2021 年起减少海气的采购，增加国内气源的布局，国内气源占比从 2020 年的 5%大幅提升至 2021 年的 84%，使得公司零售气的价差始终保持在 0.5 元/方以上 的水平。由于国内气价被海外带动上涨，自 2021 年起，中石油每半年度的销售价格涨 幅均超过 20%，2022H1 涨幅超过 45%；而公司通过三大油的管道气、液厂和非常规气 的配合，实现了更小的成本波动，半年度天然气采购价涨幅控制在 15%以内。
公司紧跟海外气价局势，抓住机遇开展海外转售业务，直销气气量&价差齐升。公 司通过国外长协资源快速发展直销气业务，同时合理把握全球天然气价格局势，借助 2022 年海外出现的区域价差进行天然气转售。2022 年直销气量&价差齐升，直销气量稳 步增长，2022Q1-3 直销价差同比增加 85%至 0.41 元/方。
2.2.中游储配基础稳固，行业地位进一步加强
申请国家管网份额+自有资产建设并行，筑牢公司中游储运资源优势。2021 年 3 月 31 日，国家管网集团全面完成中国油气主干管网资产整合，基本形成“全国一张网”的 格局。中游储运资源全面向第三方公平开放，国家管网开启管线托运、文 23 储气库库 容和 LNG 接收站窗口申请机制，中游储运资源长期受三大石油公司掌控局面有所缓解。 公司属于跨区域经营管理的五大燃气集团一员，具备产业链优势，当前申请配额占比较 高，结合自身中游设施建设，行业地位稳固。
国家文 23 储气库服务量申请&自有储气能力建设，增强公司核心竞争力。按照国 家管网集团公布的 2022 年 Q3 储气库获批情况，公司获批服务总量 1784 万方，占比 3%， 位列行业第 4，将三大油剔除后，位列第 3；同时，公司自有储气能力逐步增加，截至 2022Q3 已达 6.5 亿方，占公司 2021 年售气量的 1.75%。储气库可以解决天然气输送环 节时间维度问题，提升储气调峰能力，助力公司构建稳定且有价格竞争力的资源池，进 一步增强公司核心竞争力。
获批国家管网接收站使用权&建设自有舟山接收站，公司气源调配更加通畅。按照国家管网集团公布的 2022 年 Q3LNG 接收站使用情况，公司享有国家管网深圳 LNG 接 受站（迭福）使用权，服务总量 2.05 万吨，占比 0.67%，在行业中排名第 5，将三大油 剔除后，位列第 2。截至 2021 年底，国家管网集团内 LNG 接收能力达 3064 万吨/年， 占全国 31%，且均被三大油操作；从全国范围 LNG 接收站来看，有 79%接收能力由三 大油操作。公司是三大油之外拥有 LNG 接收站操作能力的六大公司之一，且公司拥有 的舟山接收站处理能力逐年增长，一期 500 万吨于 2018 年投产，二期 250 万吨自 2021 年 6 月开始试运行，三期项目于 2022 年 3 月 15 日完成核准，远期整体处理能力有望超 1000 万吨，我们预计三期将于 2025 年建成投产，届时接收站接收能力将为 2021 年底的 133%。
接收站建成投产后，公司可将富余能力外租，更好地进行接收站之间的气源互换， 减少管输成本，发挥上下游一体化优势。
获批国家管网管道配额&自有管网占全国比例逐年提升，中游运输基础稳固。2022 年 Q3 公司获批西气东输一、二、三线，鄂安沧线，广东省天然气主干管网，陕京一、 二、三线等管道线路输送配额，服务总量达 51899 万方，占比 1.6%，在运输配额中排名 第 5，将三大油剔除后，位列第 2。同时，公司每年投入资本开支进行管网建设，2021 年末达到 72849 公里，自有管道占全国管道比例逐年增加，2021 年末达到 6.42%。公司 的中游运输基础稳固，产业链地位逐步加强。
2.3.下游客户优质，综合能源与工程建造业务协同下游开拓
公司客户类型&项目优质，顺价能力有保障。公司天然气零售业务主要面向工商业 用户、汽车加气站以及居民用户；其中，工商业与汽车加气站售气量之和占总售气量的 80%以上，此类型用户可以接受的售价较高，与居民用户相比政府限价更高，保证了公 司的下游顺价能力。将国内五大城燃公司进行横向对比，我们发现公司的非居民用户占 比仅次于昆仑能源，顺价优势明显。从项目质量来看，公司的单个城燃零售气量位列行 业第三，且单项目用气量呈现逐年增加趋势，项目优质。截至 2021 年底，公司有 49%、 64%的城燃项目分别位于我国 GDP 前五、前十地区；存量居民用户用气量较为稳定，持 续流入的人口又能够带来增量用气需求，随居民气化率提升以及工商业煤改气的推进， 单个城燃项目零售气量稳步增加。
公司积极布局综合能源业务，协同开拓天然气业务下游客户。在综合能源业务中， 公司秉承泛能理念，根据客户当地风、光、地源热、生物质等可再生资源禀赋，将天然 气与多种可再生能源相融合，打造产业协同，增加了天然气的潜在用户。2017-2021 年， 公司综合能源销量高速增长，四年 CAGR104%；截至 2022H1，累计投运项目已达 177 个。公司的综合能源业务聚焦重点业务场景，着力发展工业、园区、工厂等优质客户， 依托综合能源业务公司进一步提高非居民客户占比。公司以产业协同多能互补和优质客 户优先发展的理念，发挥综合能源业务的布局优势。
燃气安装业务协同主业，推动整体气量稳步提升。工程业务包括工程建造和燃气安 装；工程建造业务，即公司为天然气、氢能、化工、医药及低碳与数智化等领域客户提 供项目全生命周期建设整体解决方案；燃气安装业务为公司面向居民用户和工商业用户， 提供燃气使用相关设备的安装、管道建设服务，工商业用户一般会在第二年开始用气， 增厚公司销气量，而居民用户会在安装完成后即刻开始用气，推动公司售气量稳定发展。
2020-2022H1，公司工程业务中燃气安装收入占比较高，超过 70%；燃气安装业务由 2020 年新奥能源并表而来，由于燃气安装毛利率超过 50%，拉高了工程业务整体的毛利率水 平至 2021 年的 50.4%。2017-2021 年公司每年新增工商业和居民用户稳定增长，单位居 民用户安装费保持在 2500 元/户的水平，燃气安装业务在为公司创收的同时协同天然气 零售业务，增厚公司售气量。
工程建造布局氢能技术，实现产业链延伸&带动气源获取。公司参与的工程项目包 含 4 座 LNG 接收站，10 余座 LNG 液化工厂；同时，公司自 2011 年起承接氢能相 关工程项目，覆盖天然气制氢、电解水制氢等所有主流氢能制取路径，产业链延伸；工 程建设带动气源获取，公司通过新疆某 LNG 液化厂项目，获取气源 1300 万方，实现工 程建造的天然气业务协同及产业链延伸。
3.煤炭业务受益价格上涨，产能核增带来新增长
公司自有煤炭采矿权，产能核增稳步推进。公司全资子公司新能矿业拥有内蒙古王 家塔煤矿采矿权，煤炭的开采、洗选、外输等均委托第三方运营。公司根据市场情况拟 定隔日煤炭销售价格，以先款后货的交易模式为主。2019 年 5 月，内蒙古能源局批准公 司王家塔煤矿生产能力由 680 万吨/年核增至 800 万吨/年；据公司 2022 年前三季度业绩 材料披露，公司的煤炭产能核增稳步推进，我们预计 2025 年可提升至 1000 万吨/年。
公司煤炭销量稳步发展，能源安全背景下煤炭价格中枢提升。产销量方面，2021 年 销量降幅较大系井下环境变差叠加公司因安全原因停产所致，从公司披露的 2022H1 数 据来看，产量已基本恢复至 2020 年前水平。价格方面，1）2020 年煤炭价格受疫情影响 需求恢复缓慢而小幅下滑。
2）2021 年经济逐步恢复，全球能源需求大幅增加，煤炭需 求超预期增长；供给侧 2021 前三季度国内煤炭生产企业统筹疫情防控和增产保供，但受安全环保、产能监管政策收紧等因素影响，产量释放缓慢，煤炭市场和长协价格大幅提升，主要需求增长动力来源于发电。3）2021 年四季度，在能源保供政策下，主产区紧急扩能增产，煤炭产量快速增长，价格小幅回落。在增产保供、有序替代、合理定价的政策指引下，我们预计煤炭价格将维持高位的基础上小幅下行。煤炭在保障我国能源安全战略中持续发挥重要作用，整体价格中枢提升。
4.盈利预测
结合以上我们对行业和公司业务的判断，我们预计公司 2022-2024 年收入可达 1469/1589/1786 亿元，毛利率逐步恢复，分别达到 15.5%/17.3%/18.5%。 天然气销售：我们预计公司整体售气量 2021-2024 三年复合增速 11%。其中：零售 气量稳定增长，价差逐步恢复， 2022-2024 年销售量分别达到 272/305/346 亿方，价差 分别达到 0.50/0.51/0.52 元/方；当前国际气价波动较大&公司新长协开始执行，预计公 司直销气量增长较快，2022-2024 年分别达到 40/60/80 亿方，价差保持 0.38 元/方；批发 气量小幅增长，2022-2024 年分别达到 80/82/85 亿方，价差保持 0.05 元/方。 综合能源服务及销售：综合能源销量保持高速增长，2022-2024 年分别达到 248/372/558 亿千瓦时，2021-2024 三年复合增速 43%。
工程施工与安装：工商户和居民户接驳数延续历史数据，居民工程安装费保持在 2500 元/户左右水平。 煤炭：我们预计公司煤炭产能核增 2025 年完成，2022-2024 年公司煤炭产能仍为 800 万吨/年；煤炭销量逐步恢复至 2020 年水平，价格维持高位的基础上小幅回落，2022- 2024 年销量分别达到 520/570/600 吨，价格分别为 620/600/580 元/吨。 能源化工：公司甲醇产能为 120 万吨/年。公司运用泛能理念进行运营，将甲醇和天 然气等多种能源进行配合使用，缩窄甲醇业务亏损，我们预计 2023 年盈亏平衡，2024 年扭亏为盈。 舟山接收站：按照公司的业绩承诺进行保守预测，归母净利润 3.5/6.4/9.3 亿元。
公司已完成新奥能源和舟山接收站资产的注入，实现天然气全产业链布局；在全球 能源局势波动的情况下，公司借助强大的上游气源获取、中游储运资源调配以及下游优 质分销渠道优势，天然气业务稳健发展，龙头地位日益稳固。我们预计 2022-2024 年 公司归母净利润 44.39/56.01/69.52 亿元，同比 8.23%/26.17%/24.12% ， EPS 为 1.43/1.81/2.24 元，对应 PE 12.8/10.1/8.2 倍。
（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。）