投资要点 公司于11月3日发布《国新能源关于与山西新天能源股份有限公司签署<煤层气购销合同>的公告》:公司与新天能源签订为期5年的煤层气购销合同,供气量约为40万立方米/日,即1.4亿方/年。煤层气采购价为2.4元/方(含税),气源来自于鄂尔多斯盆地东喙的石楼西区块。我们认为此次签订煤层气购销合同对公司有两方面利好:(1)购气成本大幅下降。若去掉13%的增值税,此次煤层气采购成本约为税前2.09元/方,大幅低于发改委公布的非居民用气采购成本——存量气为2.68元/方、增量气为3.4元/方,且未来天然气仍有提价空间;(2)气源结构得到优化。目前公司气源95%来自于中石油、中石化长输天然气,此次签订煤层气采购合同可减少公司对“两桶油”的依赖,保证冬季及调峰的气源供应。 公司抓住天然气产业大发展的有利时机,主导山西天然气管输及销售,成为“气化山西”和“四气”发展战略的主要受益者。公司已建成包括主线、副线在内的天然气长输管线3647公里,城市管网3000公里,年管输能力超过200亿立方米。2011~2013年山西天然气公司的天然气及煤层气的采购总量,占全省天然气消费量的85%以上。按照山西省“四气”发展目标任务,相比2013年,2015年天然气及煤层气供应量有90%的增长空间,2020年有大约300%的增长空间。 山西省的管道气源较为多元化,包括过境国家天然气、煤层气、焦炉煤气制天然气、煤制天然气。中短期气源增长主要来自于过境天然气合同的增加,以及煤层气产能的释放。需求的增量主要来自于以下几块:一是居民用气量的增长,燃煤锅炉置换以及交通运输类汽车用CNG和LNG用量的增加。二是新增十个工业园区企业用气量将大幅增长;三是煤层气热电联产项目陆续投产。预计2014~2016年天然气及煤层气的采购量将达到28.5亿方、39.5亿方、47亿方,同比增长34%、39%、19%。 投资策略:我们预计公司2014~2016年归属于母公司股东的净利润分别为为亿元4.47、6.30亿元、8.43亿元,对应EPS分别为0.75元、1.06元、1.42元。驱动业绩增长因素包括:新建管道投产,天然气销量大幅增长;上游煤层气采购占比提升降低采购成本;下游城市管网的完善、CNG/LNG加气站投产、高级终端客户的拓展,产业链的延伸有助于提升天然气附加值。维持公司“买入”评级,目标价格区间:26.08~28.34元。 风险提示:股权再融资对EPS摊薄;天然气气源采购供应不足;煤层气采购低于预期。

公司于10月29日发布2014年三季报:报告期内,公司实现营业收入119.06亿元,同比下降14.8%;归属母公司股东的净利润6.35亿元,同比下降49.05%;每股收益0.28元,同比下降48.15%;净资产收益率3.60%,同比减少个3.73百分点。公司一、二、三季度EPS分别为0.10元、0.11元和0.07元。三季度业绩环比下滑的主要原因是煤价下跌导致煤炭业务盈利能力大幅下滑以及焦化业务亏损,煤炭销售均价较2014年中期下跌16.02元至446.25元/吨,降幅3.46%。 喷吹煤的龙头地位继续增强,除业内普遍采用的降本增效方法之外,未来仍有发展空间。公司的投资亮点来源于:(1)喷吹煤产量增加和平均洗出率上升提高公司的产品附加值。2013年喷吹煤产量接近1300万吨,平均洗出率70%左右,目前洗选能力是2100万吨,假设按照平均70%的洗出率,喷吹煤预期满产应能达到1500万吨。由于不再需要保电煤量,喷吹煤洗出率逐年提高,其中按原煤3700万吨计算,2013年达40%以上,2014年继续提高喷吹煤产量;(2)集团资产注入的预期仍然强烈,司马、郭庄、慈林山都是预期较好的标的;(3)成本进一步压缩,其中:营业成本同比下降7.32%;销售费用和管理费用分别同比下滑31%和24%。 投资策略:我们下调公司的盈利预测,预计2014年~2015年归属于母公司的净利润为10.28亿元和12.64亿元,对应EPS为0.38元和0.52元,按照目前的股价对应倍20倍PE。公司是对煤价弹性较大的品种,短期建议关注调控政策转向、产能行政收缩以及煤价反弹带来的估值修复机会。长期看公司新建产能投放所带来的业绩弹性及未来集团层面资产注入带来的持续扩张机会,我们维持公司“增持”评级,目标价9.78~10.51元。

投资要点 公司于8月29日发布2014年三季报:报告期内,公司实现营业收入59.11亿元,同比下降20.52%;归属于母公司股东的净利润为3.94亿元,折合每股收益0.11元,同比下滑14.7%;扣非后的净利润为1.02亿元,同比下滑76.11%;净资产收益率3.95%,同比下降1.36百分点;公司一、二、三季度EPS分别为0.03元、0.09元和-0.01元,受煤价下跌影响公司三季度已经出现亏损。若去除掉公司收到的康伟公司业绩承诺补偿款2.25亿元和处置资产收益0.99亿元,1~9月份公司已接近亏损的边缘。 有效控制成本体现出公司作为民营企业机制灵活,对抗风险能力较强。1~9月份公司生产原煤830.53万吨,同比增长8.05%;煤炭贸易量182.3万吨,同比减少19.26%。在煤价下行的背景下,公司大幅压缩成本,其中销售费用和管理费用分别下滑71%和26%,但财务费用因融资收购大幅增加88%至16.86亿元,对利润影响较大。我们判断四季度动力煤价格将环比上涨10%左右,三季度为全年业绩低点,四季度有望实现单季度扭亏为盈。 公司加快推进由单一煤炭主业向“煤电一体化、能源物流仓储、新能源”多元化产业转型。在目前煤炭行业整体宽松以及停建在建矿井(包括重组整合和技改矿井)的背景下,公司煤炭价格和产销量均将受到较大影响。因此,公司在未来通过收购兼并的方式实施战略转型——从单纯的煤炭公司发展成“煤、电、气、新能源”多元经营——有助于增加公司抵御风险的能力。 煤电一体化。公司分别在江苏沛县(2×1000MW)、陕西靖边(6×1000MW)和新疆东部(4×150MW)推进煤电一体化,力争在2020年形成7000MW的发电能力。目前江苏沛县发电项目已通过江苏省发改委批准,正待国家能源局核准,预计年内将开工建设。 页岩气勘探开发。公司目前正在进行贵州永泰页岩气中标区块的前期勘探1030.4万平方公里,初步估算勘探区域内页岩气储量2000亿立方米。后续公司还将继续详查和勘探,按照正常的开发进度以及国家输气管道建成,预计16年可出气进入生产并贡献利润。 石油仓储物流。公司非公开增发收购华瀛石化100%股权进军石油仓储领域,目前收购公司的燃料油调和配送中心项目以及燃料油调和配送中心码头工程项目处于建设阶段,预计2015年将陆续投产。 新能源汽车。子公司永泰发展与泰坦能源子公司珠海泰坦共同出资成立合资公司(永泰主导),进入电动车充电桩领域,打造新能源汽车技术研发、生产制造、城市电动公交营运以及充放电基础设施等为一体的综合平台。 投资策略:公司煤炭主业受煤价下行冲击较大,而煤电一体化、页岩气等新业务短期内难以贡献利润。我们预计公司2014年~2015年归属于母公司的净利润为4.36亿元、4.82亿元,对应EPS分别为0.12元和0.14元。短期建议行业供给收缩、煤价企稳反弹和公司页岩气项目重大进展带来的估值提升机会,长期看公司在电力、页岩气等新能源领域的多元化发展,维持公司“买入”评级,目标价5.48~5.94元。

投资要点 公司于10月28日发布2014年三季报:报告期内,公司实现营业收入49.8亿元,同比下降11.33%;归属于母公司股东的净利润为-10.82亿元,每股收益-0.42元,同比大幅下滑;净资产收益率-13.24%,同比下降12.92个百分点。综合毛利率为1.44%,较去年同期下降15.83个百分点。公司一、二、三季度EPS分别为-0.08元、-0.17元、-0.17元,公司业绩大幅亏损的主要原因:(1)公司全部为动力煤矿井,煤炭业务量价齐跌;(2)公司煤矿地质条件复杂,生产成本较高,特别是老矿井新集一、二、三矿亏损严重,大幅拖累公司业绩;(3)神华等煤炭进入安徽对公司冲击较大。我们预计四季度煤价将环比反弹10%左右,公司业绩将有所好转,但依然以减亏为主。 公司作为第一批国企改革试点企业,且背靠大股东国投集团,资产注入预期强烈。公司于2013年8月份发布发行股份购买资产公告,新集公司规模将向大型能源集团迈进。虽然为了规避重大资产重组所带来的繁琐程序,导致资产注入规模低于预期,但这是国投集团煤炭平台整体上市的步伐走出的实质性第一步。而且主要选择的是四个比较成熟的资产,煤种也比本部单一的动力煤矿井要的多,有利于分散行业风险。在目前煤炭行业整体景气度向下的情况下,国投新集未来一段时间将持续亏损,若无其他动作,披星戴帽的可能性较大。我们判断,公司作为第一批6家央企改革试点之一,且背靠大股东国投集团,未来存在较强的资产注入预期,且公司承诺在未来将尽快把其余相关资产注入新集公司,最终实现上市公司的产品结构的多元化,以及盈利能力的大幅增强。 投资策略:我们下调公司的盈利预测,预计公司2014~2015年归属于母公司股东的净利润为-14.58亿元和-10.37亿元,对应EPS分别为-0.56元和-0.40元。短期建议关注调控政策转向、行业供给收缩、煤价反弹带来的估值修复机会,中长期关注公司资产注入进程和布局煤制气等非煤产业,维持公司“增持”评级,目标价:458~496。

投资要点 公司于 10月28日公布了2014年三季报:报告期内,公司实现营业收入41.91亿元,同比下降2.87%;归属于母公司股东的净利润为3.72亿元,EPS 为0.23元,同比增长4.17%;净资产收益率5.18%,同比增长0.18个百分点;毛利率为32.44%,同比增加0.26个百分点。一、二、三季度EPS 分别为0.06元、0.10元和0.07元,三季度环比下滑30%。成本方面,吨煤成本及三项费用基本与去年同期持平,未来成本下降空间已不大。1~9月份公司业绩虽然实现小幅增长,但考虑到去年同期因矿难事故导致利润基数较小,煤价下跌实际上已导致盈利能力大幅减弱。我们判断四季度煤价将较三季度反弹约10%,公司四季度业绩也将环比好转。 内生性、外延式增长较慢,未来关注集团资产注入及公司煤炭电商业务的拓展。受矿难事故影响,目前马依矿和发耳矿均处于停建状态,技改矿金佳和火铺处于正常调试生产中可贡献部分增量,但总体较小。公司在控股股东“贵州盘江煤电有限责任公司”股权结构清晰化后,大股东旗下的非证券化资产本来有望逐步注入上市公司,其中注入可能性最大的井响水煤矿一期已建成投产,但2012年该矿发生瓦斯爆炸,导致资产注入进程将被迫停止,从而影响整个公司的外延式扩张步伐。公司2013年参股(20%)成立的西部红果煤炭交易公司,整合贵州煤炭资源,建立开放的煤炭电商平台,目前日成交近1万吨。公司作为西南区域龙头焦煤企业,在业务转型方面受惠于政策扶持,估值溢价也将高于同行。 投资策略:我们小幅调整公司的盈利预测,2014年~2015年归属于母公司的净利润为5.35亿元和8.26亿元,对应EPS 分别为0.32元和0.50元。短期建议关注调控政策转向、产能行政收缩以及煤价反弹带来的估值修复机会,中期看贵州国资三年内完成“国有企业产权改革”对盘江股份经营效率的提升,长期可关注集团资产注入带来的持续扩张机会以及煤炭电商业务的拓展,维持公司“增持”评级,目标价8 58~9 06元。

投资要点 公司于10月27日发布2014年三季报:报告期内,公司实现营业收入36.34亿元,同比增长21.64%;归属于母公司股东的净利润为3.13亿元,折合EPS为0.53元,同比增长85.37%;一、二、三季度EPS分别为0.23元、0.15元和0.18元;净资产收益率18.06%,同比增长1.77个百分点。公司业绩实现快速增长的主要原因:(1)销气量的增长,燃气产业链的延伸以及气源结构趋于多元化;(2)收到股东的赔偿东山煤矿款3510万元,扣非后净利润同比增长66.6%。预计四季度旺季销量带动业绩环比提升。 公司抓住天然气产业大发展的有利时机,主导山西天然气管输及销售,成为“气化山西”和“四气”发展战略的主要受益者。公司已建成包括主线、副线在内的天然气长输管线3647公里,城市管网3000公里,年管输能力超过200亿立方米。2011~2013年山西天然气公司的天然气及煤层气的采购总量,占全省天然气消费量的85%以上。按照山西省“四气”发展目标任务,相比2013年,2015年天然气及煤层气供应量有90%的增长空间,2020年有大约300%的增长空间。 山西省的管道气源较为多元化,包括过境国家天然气、煤层气、焦炉煤气制天然气、煤制天然气。中短期气源增长主要来自于过境天然气合同的增加,以及煤层气产能的释放。需求的增量主要来自于以下几块:一是居民用气量的增长,燃煤锅炉置换以及交通运输类汽车用CNG和LNG用量的增加。二是新增十个工业园区企业用气量将大幅增长;三是煤层气热电联产项目陆续投产。预计2014~2016年天然气及煤层气的采购量将达到28.5亿方、39.5亿方、47亿方,同比增长34%、39%、19%。 投资策略:由于天然气7月提价对下游需求有所抑制,我们对公司的盈利预测进行小幅下调,预计2014~2016年公司归属于母公司股东的净利润分别为为亿元4.47、6.30亿元、8.43亿元,对应EPS分别为0.75元、1.06元、1.42元。驱动业绩增长因素包括:新建管道投产,天然气销量大幅增长;上游煤层气采购占比提升降低采购成本;下游城市管网的完善、CNG/LNG加气站投产、高级终端客户的拓展,产业链的延伸有助于提升天然气附加值。维持公司“买入”评级,目标价格区间:23.15~25.00元。 风险提示:股权再融资对EPS摊薄;天然气气源采购供应不足;煤层气采购低于预期。

投资要点 公司于 10月26日发布2014年三季报:报告期内,公司实现营业收入479.33亿元,同比增长15.63%;归属于母公司股东的净利润为19.55亿元,每股收益0.40元,同比扭亏为盈;净资产收益率4.89%,同比增长6.28个百分点;综合毛利率为18.73%,较去年同期下降2.98个百分点。公司一、二、三季度EPS 分别为0.05元、0.12元和0.23元。公司前三季度业绩扭亏为盈的主要原因:(1)通过压缩人工成本和动用维检费等方式致吨煤成本下降30.8%,大幅超过本期吨煤价格19.98%的降幅;(2)因2013年同期存在汇兑损失和资产减值损失,本期三项费用及资产减值损失同比减少37.71亿元,降幅为35.65%。 煤炭产销同比增长,煤炭主业表现抢眼,其他业务喜忧参半。(1)2014年1~9月原煤产量5469万吨,同比增长0.69%;生产商品煤5035万吨,同比增长3.1%;煤炭销量9058万吨,同比增长24.5%;煤炭销售均价下跌105.84元至486.88元/吨,降幅19.98%;吨煤成本下降83.03元至186.62元/吨,降幅30.8%。(2)煤炭运输完成货运量1241万吨,同比下降4.8%;(3)煤化工业务生产甲醇47万吨,同比增长6.5%;销售甲醇46万吨,同比增长4.1%;毛利率提升9.33个百分点至25.83%;(4)电力业务合计发电量8.68亿千瓦时,同比减少8.02%;合计售电量2.64亿千瓦时,同比减少61.17%。 公司整合的内蒙和澳洲煤矿将于14—15年陆续释放产能。目前,公司正在推进的内蒙的三个项目合计2700万吨——能化转龙湾(500万吨)、石拉乌素(1000万吨)和营盘壕煤矿(1200万吨)——于14年至15年贡献产能,兖矿澳洲的艾什顿、中山、莫拉本也有望在14-15年投产,届时外埠产量将超过山东本部。但是经过几年激进的扩张策略之后,公司因此有较大的前期投入,特别是高价介入的一些煤矿资产在景气下滑过程中可能无法产生预期的利润,这是公司存在盈利能力隐忧的一大原因。从近一年的经营情况看,降本增效成绩显著。而后备产能充足是公司业绩和股价具备较高弹性的驱动因素。 投资策略:我们上调公司盈利预测,预计公司2014年~2015年归属于母公司的净利润为33.21亿元和41.12亿元,对应EPS 分别为0.68元和0.84元。公司是对煤价弹性较大的品种,短期建议关注调控政策转向、产能行政收缩以及煤价反弹带来的估值修复机会,长期建议关注公司产能陆续释放带来的业绩弹性,维持公司“增持”评级,目标价9.70 ~10.32元。

投资要点 公司于10月24日发布2014年三季报:报告期内,公司实现营业收入1904.42亿元,同比下降4.64%;归属于母公司股东的净利润296.32亿元,每股收益1.49元,同比下降13.7%;净资产收益率10.45%,同比下降2.19个百分点。综合毛利率为34.02%,较去年同期下降0.94个百分点。公司一、二、三季度EPS分别为0.52元、0.56元、0.41元,三季度业绩下滑的主要原因为:(1)自7月下旬以来国家发布一系列限产救市政策,神华作为龙头企业首先响应,在其他企业“限产提价”跟进存在时滞的情况下,煤炭销售量受到较大影响;(2)公司发电业务虽然受益于原料煤价格下跌,但今年需求疲软——8、9月份全社会用电量连创年内新低,8月份更是出现-1.5%的负增长——导致公司售电量出现下滑。自9月1日起发改委对上网电价进行下调,预计四季度公司发电业务依旧不容乐观。 公司主要业务板块运营出现明显下滑,其中1~9月份:(1)商品煤产量2.34亿吨,同比减少1.2%;商品煤销量3.41亿吨,同比减少6.8%。(2)总发电量1604.5亿千瓦时,同比减少5.3%;总售电量1493.4亿千瓦时,同比下降5.5%。(3)港口下水煤1.78亿吨,同比增长10.1%。(4)自有铁路周转量1672亿吨公里,同比增长7.7%。(5)航运货运量6690万吨,同比减少19.8%。从三季度情况看,受限产及需求疲软的影响,煤炭销量和售电量均受到较大影响。公司依然采用外购低价原料煤的方式抵御煤价下跌的风险远高于同行。目前限产政策已经发挥作用,动力煤价格已连续两周反弹,预计公司四季度煤炭板块利润将环比回升。综合来看三季度为公司全年的业绩低点,预计四季度业绩将环比改善。 神华在生产成本、运输体系和一体化经营是最大竞争优势。在目前煤炭市场总体趋于宽松、景气下滑的背景下,中国神华作为煤炭龙头企业,煤炭主业也受到较大的冲击,但由于电力和铁路运输业务具备相对防御性,其总体业绩下滑幅度低于行业平均水平。目前,由于行业景气大幅下滑,煤炭深加工业务必将受到青睐,煤制油化工将和发电和铁路运输业务一起作为公司的“稳定器”及“增长极”,对冲煤价下跌的风险,实现公司业绩的稳健增长。 投资策略:我们下调公司的盈利预测,预计公司2014年~2015年归属于母公司的净利润为389.4亿元和413.95亿元,对应EPS分别为1.96元和2.08元。按照目前的股价对应14年~15年的PE为7倍,估值优势明显。短期建议关注调控政策转向、行业供给收缩、煤价反弹带来的估值修复机会,长期看公司煤-电-路-港-航一体化盈利模式优化并进入收获区,神华作为产业发展的标杆性企业,即使从其相对较高的股息率和防御性考虑也具备较好的配置价值,维持公司“买入”评级,目标价17.38~18.90元。

投资要点 公司于 10月24日发布2014年三季报:报告期内,公司实现营业收入304.91亿元,同比增长8.18%;归属于母公司股东的净利润为9.23亿元,同比下降71.07%;净资产收益率为2.63%,较去年同期下滑7.67个百分点;每股收益0.09元,同比下降73.67%,Q1、Q2、Q3公司EPS 分别为0.06元、0.02元和0.01元,三季度业绩较二季度环比下滑50%。 煤价下行对公司影响较大,四季度业绩将环比改善。虽然公司整体煤炭销售均价降幅不大,但营业成本和销售费用大幅增加,主要原因是在煤炭市场不景气的背景下,客户要求公司承担运输费用,变相拉低煤价,致公司利润大幅下滑。在目前的时点上,我们判断煤炭行业因救市政策的陆续落地,产能行政收缩效果已在煤价上有所体现,环渤海动力煤价格指数企稳反弹。随着消费旺季的到来需求将好转,预计四季度煤价较三季度将有10%的涨幅,公司四季度业绩也将环比改善。 未来看铁路运能瓶颈突破带来公司煤价弹性的提升。受制于陕西省铁路运力瓶颈,公司煤炭销售多数采用省内地销(2014年上半年省内销售占比高达65%),售价比铁销净价(扣除铁路运输费用)低100-200元/吨。随着十二五期间陕西省“两纵五横八辐射一城际”铁路网的建成,陕煤的外运通道将被打开,有效延伸销售运距至中南和西南地区,届时公司省外销售比例有望大幅提高,从而抬升陕煤的综合售价。 投资策略:我们下调公司的盈利预测,预计2014年~2016年归属于母公司的净利润为11.1亿元、16.02亿元和20.18亿元,对应EPS 分别为0.11元、0.16元和0.20元。短期建议关注调控政策转向、行业供给收缩和煤价反弹带来的估值修复机会,长期建议关注陕西省铁路运能增加提升公司煤价弹性,维持公司“增持”评级,目标价6.24~6.96元。

公司于10 月23 日发布三季报:1-9 月份,公司实现营业收入520.79 亿元,同比下降12.63%;净利润6.59 亿元,折合EPS 为0.05 元,同比下降79.2%;净资产收益率0.76%,同比下降2.91 个百分点;综合毛利率为30.66%,较去年同期下降2.11 个百分点。公司一、二、三季度EPS 分别为0.04 元、0.01元、0 元,三季度出现亏损的主要原因是煤炭及焦炭价格下跌,导致盈利能力下降和焦化业务亏损。 成本控制对冲煤价下行,煤炭价格反弹确认三季度为业绩低点。2014 年1~9 月原煤产量8917 万吨,同比增长0.6%;商品煤销量11502 万吨,同比增长0.4%,其中自产商品煤销量8101 万吨,同比下滑5.3%。 煤炭销售均价下跌56 元至368 元/吨,降幅为13.2%;吨煤成本下降25.38 元至191.59 元/吨,降幅为11.7%。公司通过加强材料单耗管理和材料修旧利废力度来压缩成本,但其他成本继续压缩的空间已经有限,目前动力煤价格反弹确认三季度是全年业绩低点,预计公司四季度业绩将有所好转。 煤炭产量内生性增长加速,未来需要以需定产。目前公司拥有煤炭资源储量195.1 亿吨。分布在山西(79.2亿吨)、江苏(11.2 亿吨)、蒙陕(96.4 亿吨)、新疆(6.2 亿吨)及黑龙江(2.1 亿吨)等5 个生产基地。 未来公司商品煤增量主要来自于山西矿区、陕蒙矿区和新疆矿区。因受国家停建产能影响,山西和陕蒙矿区尚未拿到核准,未来增量主要来自于平朔东露天矿(2000 万吨/年)和禾草沟煤矿(300 万吨/年)。 投资策略:下调公司的盈利预测,预计2014 年~2015 年的净利润为9.65 亿元和17.37 亿元,对应EPS为0.07 元和0.13 元。煤炭需求大幅放缓对公司煤炭主业形成较大冲击,而开采成本相对刚性,成本继续压缩空间有限,中期业绩趋势难言乐观。短期建议关注调控政策转向、行业供给收缩和煤价反弹带来的估值修复机会;中长期可关注煤化工项目进展情况,维持公司“增持”评级,目标价5.08~5.46 元。 风险提示:宏观经济放缓导致煤价再次下行,行业供给增速超预期。

投资要点 公司于 10月21日发布三季度业绩报告:1-9月份,公司实现营业收入50.05亿元,同比增长44.97%;净利润15.53亿元,同比增长150.38%;扣非后净利润增长31%;每股收益0.30元,同比增长151.91%;净资产收益率15.41%,同比增长7.95个百分点;综合毛利率为32.39%,较去年同期下降6.4个百分点。 公司一、二、三季度EPS 分别为0.16元、0.07元、0.06元。三季度单季度净利润较二季度略有下滑,但考虑到二季度公司收到补贴1.48亿元,扣除补贴因素影响后三季度净利润实际环比增长45%。 煤炭地销应对行业低迷,LNG 需求旺盛量价齐升。(1)2014年1~9月份生产原煤978.97万吨,同比增长18.46%;煤炭销量743.17万吨,同比增长1.42%。其中:地销551.92万吨,铁销191.25万吨,两者占比分别为75%和25%。地销占比较去年同期提高9个百分点,地销的旺盛需求有效对冲了铁路售价的下滑。我们认为煤价已于三季度见底,四季度价格将有所好转。(2)LNG 呈现需求旺盛的局面,LNG销售量71923.63万方,同比增长111.81%。其中:自产LNG 销售71093.08万方,外购LNG 销售7944.3万方。发改委于9月1日起上调居民用气0.4元/方,此次存量气价格调整是继2013年增量气价格调整后的理顺存量天然气价格的第二步,在2015年存量气调整到位前,天然气市场价格将稳健向上,广汇作为自有气源企业将直接受益,LNG 量价齐升的局面将持续。从公司各项业务的进展看,哈密煤化工项目开工率稳步提升、吉木乃LNG 项目的高负荷正常运转,但业绩提升幅度低于预期。 哈密新能源(5亿方煤制气+120万吨甲醇)项目:9月份开工率较8月份下滑8.2%。截止9月底,哈密新能源工厂气化炉运行9台(12台满产),当月生产甲醇超过62000吨,甲醇开工率达到62%。LNG 产量20000吨(折算2800万方左右),LNG 开工率67%,基本与8月持平。 随着四季度LNG 消费旺季的到来,预计开工率将进一步提升,保守估计全年贡献利润8亿元。吉木乃 LNG 工厂9月日均进气量保持115万方,环比增长9.69%,日均出成率达95%,较8月提升2.5个百分点; 哈密煤炭分质利用一期 1000万吨项目:项目总共涉及72台炉子(分成3个系列,每个系列24台),一期24台炭化炉刮焦、推焦、排焦系统一次联动试车成功,标志着该项目进入调试阶段。 目前项目整体装置已启动联动调试,9月19日开始带料试车。公司已与6家企业签订了100万吨煤焦油供需框架协议。 公司已于 8月28日收到原油进口批复,2014年原油贸易进口允许量为20万吨。广汇作为在海外拥有油气资源少数民营企业之一,在油气开采进度和和原油进口资质获取方面走在民企业内的前列。目前公司在哈萨克斯坦的斋桑油气田已经具备原油生产能力,原油进口资质的放开对公司意义重大,预计未来进口允许量将逐步增加,原油进口平稳有序放开是大势所趋。由于近期油价大幅下跌,若按目前布伦特原油85美元/桶测算,每桶稠油进口环节盈利在5美元/桶左右,原油进口量20万吨将为公司贡献4340万元利润。 公司的控股子公司广汇石油(99%)拥有:(1)哈萨克斯坦TBM 公司52%股权,其下属的斋桑油气田总面积8326平方公里,距新疆吉木乃口岸80公里,预测稠油储量11.639亿吨,天然气储量1254亿方。目前斋桑油气田已经具备原油和天然气生产能力。(2)哈萨克斯坦南依玛谢夫油气田51%股权,原油远景资源量2.1亿吨,天然气远景储量2682亿立方米。目前处于前期勘探状态。 截止 2014年三季度末,斋桑油气区块已部署钻井共计 49口,具备原油直接生产能力。14口井是天然气井(截止2014年2月,8口井已经对吉木乃供气达到满负荷状态)。目前公司正在积极推进原油进口方面的工作程序,未来将采取以销定产,参考国际定价。 我们预计公司 2014年~2015年归属于母公司股东的净利润为20.95亿元和34.39亿元,对应EPS 分别为0.40元和0.65元。公司作为成长较快的综合能源企业,在宏观经济下行的大背景下,其周期属性及前期项目的进展情况导致股价经历大幅调整,从公司的长期价值看,我们认为目前价位对应的估值和业绩增长仍有较强的吸引力,2014~2015年公司基本面预期逐渐好转:(1)哈密煤化工项目产能利用率逐步提升,煤炭分质利用投产、吉木乃LNG 项目盈利能力强劲;(2)天然气价格市场化,公司作为自有气源企业将直接受益;(3)公司在哈萨克斯坦的斋桑油气田已经具备原油生产能力,原油进口资质的放开将直接为公司贡献利润。我们认为后市股价驱动力主要来自于公司煤化工项目投产和开工率提升带来的业绩环比继续改善。维持“买入”评级,目标价9.76~10.56元。

公司于10 月21 日发布三季报:1~9 月份,公司实现营业收入164.81 亿元,同比下滑18.29%;归属于母公司股东的净利润为4.22 亿元,折合EPS 为0.18 元,同比下降44%,净资产收益率2.76%,同比下降1.94 个百分点;综合毛利率为14%,较去年同期增加8.89 个百分点。公司一、二、三季度EPS 分别为0.05 元、0.10 元、0.03 元。 三季度公司综合毛利率较二季度下滑4.19 个百分点至11.76%;期间费用率环比增长2.14 个百分点至9.36%(主要为管理费用增长0.84 亿元,系整合煤矿以及停产检修费用)。我们认为,受煤价下跌影响,公司三季度业绩虽然下滑明显,但与业内同类公司相比尚可,主要原因是无烟煤销售相对较好。目前行业限产、政策放松正在形成合力,我们判断煤价在四季度将迎来反弹,但受制于行业总量过剩,公司四季度业绩将好转幅度有限。 产量相对稳定,技改整合矿井难有利润贡献。本部矿井产量基本稳定,不考虑资产注入的情况下,2014年~2015 年产能的主要增长点来自于公司控股的平舒煤矿扩产、景福煤矿技改后达产的产能陆续释放。 但受国家限制新建、技改矿政策影响,景福煤矿技改进度缓慢,今年难有增量,国阳天泰整合矿井因技改资金短缺已停产,预计短期内难以贡献产能增量。目前整合矿井基本上处于亏损状态,利润主要来自于主力矿井。 我们下调公司盈利预测,预计公司2014 年~2015 年归属于母公司的净利润为5.25 亿元和7.33 亿元,对应EPS 分别为0.22 元和0.30 元。短期建议关注调控政策转向、行业供给收缩以及煤价反弹带来的估值修复机会,长期建议关注公司技改煤矿陆续投产所带来的业绩弹性及未来山西国企改革带来的估值效益提升预期,维持公司“增持”评级,目标价7.72~8.26 元。

公司于10月21日发布2014年三季报:2014年1~9月实现营业收入71.05亿元,同比增长14.31%,归属于母公司股东的净利润为5.83亿元,折合EPS0.29元,同比下滑3.33%。而扣非后净利润同比增长16.4%。主要原因是2013年同期存在处置房产收益0.93亿元所致,扣除去年的房产收益,2014年前三季度净利润实际同比增长16%。增长的主要原因是天然气和液化石油气销量均实现增长。 天然气销量继续稳步增长,特别是异地市场成长速度较快。随着公司大力发展工商业用户以及市场范围迅速扩大,天然气销售量达到11.28亿立方米,较上年同期10.33亿立方米增长9.20%,(其中电厂天然气销售量为3.28亿立方米,较上年同期2.87亿立方米增长14.29%;异地公司天然气销售2.77亿立方米,同比增长31.90%)。但由于经济下行和天然气调价等因素导致需求增速下滑——与去年前三季度23.86%的增长相比,同比增速下滑了14.66个百分点,而公司通过下游市场深度拓展和横向扩张仍实现销量稳健增长。此外,液化石油气批发销售收入为21.6亿元,上年同期17.2亿元增长25.23%。 西气东输二线保证气源供应,未来增量看电厂和异地扩张带来管道燃气的增长,以及LNG加气站销量的快速提升。西二线达产后,公司拥有40亿立方米的合同供气量,为下游客户拓展提供了充足的气源保障。环保政策明确深圳地区将不再新建燃煤电厂,天然气电厂将填补燃煤电厂停建带来的能源缺口,增量空间较大。目前公司积极拓展电厂、工商业、车船用LNG和异地市场扩张,推动管道燃气销量稳步增长。 需求仍然旺盛,价格调整将顺势传导。公司的气源主要来源于三部分:一是大鹏气源,价格为1.7元/方,目前价格不会上涨;西二线气源,发改委于9月1日上调居民用气0.4元/方;三是现货气随行就市。2014年存量气价格上调之后,将使公司管道燃气销量增速承压,预计下游居民用气将顺势调整,其他工商企业等市场化用户基本消化完毕。预计公司毛利率将基本保持稳定。 我们预测公司2014~2016年归属于母公司股东的净利润分别为7.67亿元、8.06亿元和8.67亿元,对应EPS分别为0.39元、0.41元和0.44元。公司业绩增速放缓的主要原因除需求放缓之外,主要考虑到上游气源采购成本上调的影响,同时没有考虑到异地项目超预期扩张。我们认为,发改委对存量气调价幅度低于预期且不涉及民用气,对公司形成利好,且公司存在异地外延式扩张的增长预期,维持“增持”评级,目标价:7.92元~8.66元。 风险提示:天然气消费需求受宏观经济增速放缓的影响;政策带来的管道燃气销量增速下滑的风险;异地市场扩张存在不确定性。

公司于10 月14 日发布《2014 年三季度业绩预增公告》:公司2014 年1~9 月实现归属于上市公司股东的净利润同比增长60%—100%,扣非后的净利润同比增长50%—90%,对应扣非后的EPS 为0.46 元~0.57 元,其中:一、二季度EPS 分别为0.23 元和0.15 元,预计三季度EPS 与二季度相当。公司业绩实现快速增长的主要原因是销气量的增长,燃气产业链的延伸以及气源结构趋于多元化。受宏观经济放缓以及7 月份燃气价格上调的影响,下游燃气需求增速回落,预计四季度旺季需求应有较好的表现。 山西天然气公司抓住天然气产业大发展的有利时机,主导山西天然气管输及销售,成为“气化山西”和“四气”发展战略的主要受益者。公司已建成包括主线、副线在内的天然气长输管线3647 公里,城市管网3000 公里,年管输能力超过200 亿立方米。2011~2013 年山西天然气公司的天然气及煤层气的采购总量,占全省天然气消费量的85%以上。按照山西省“四气”发展目标任务,相比2013 年,2015 年天然气及煤层气供应量有90%的增长空间,2020 年有大约300%的增长空间。 山西省的管道气源较为多元化,包括过境国家天然气、煤层气、焦炉煤气制天然气、煤制天然气。中短期气源增长主要来自于过境天然气合同的增加,以及煤层气产能的释放。需求的增量主要来自于以下几块:一是居民用气量的增长,燃煤锅炉置换以及交通运输类汽车用CNG 和LNG 用量的增加。二是新增十个工业园区企业用气量将大幅增长;三是煤层气热电联产项目陆续投产。预计2014~2016 年天然气及煤层气的采购量将达到28.5 亿方、39.5 亿方、47 亿方,同比增长34%、39%、19%。 公司完成上市之后,借力资本市场,成为成长较快的区域天然气龙头公司。我们预计公司2014~2016 年归属于母公司股东的净利润分别为4.63 亿元、6.62 亿元、8.72 亿元,对应EPS 分别为0.78 元、1.10元、1.47 元。驱动业绩增长因素包括:新建管道投产,天然气销量大幅增长;上游煤层气采购占比提升降低采购成本;下游城市管网的完善、CNG/LNG 加气站投产、高级终端客户的拓展,产业链的延伸有助于提升天然气附加值。维持公司“买入”评级,目标价格区间:23.32~25.08 元。

投资要点 公司于9月23日发布三季度业绩预增公告:预计1-9月份归属母公司股东的净利润同比增长150%,约合净利润为15.51亿元,折合EPS为0.30元。三季度单季度EPS为0.07元,虽然与二季度持平,但考虑到二季度公司收到补贴1.48亿元,扣除补贴因素影响后三季度净利润实际环比增长68%。从公司各项业务的进展看,哈密煤化工项目开工率稳步提升、吉木乃LNG项目的高负荷正常运转,但开工率及业绩提升幅度略低于预期,经营数据喜忧参半。 哈密新能源(5亿方煤制气+120万吨甲醇)项目:8月份开工率较7月份略有下滑,降幅为0.63%。 截止8月底,哈密新能源工厂气化炉运行8台(12台满产),当月生产甲醇超过65321.71吨,创今年新高,甲醇开工率达到65%。LNG产量20000吨(折算2800万方左右),LNG开工率67%,较7月下滑8个百分点。今年上半年煤化工项目实现利润3.01亿元,随着四季度LNG消费旺季的到来,预计开工率将进一步提升,保守估计全年贡献利润8亿元。 吉木乃LNG工厂8月日均进气量保持104.84万方,环比下滑14.44%,日均出成率达92%;哈密煤炭分质利用一期1000万吨项目:项目总共涉及72台炉子(分成3个系列,每个系列24台),一期24台炭化炉刮焦、推焦、排焦系统一次联动试车成功,标志着该项目进入调试阶段。 目前项目整体装置已启动联动调试。公司已与6家企业签订了100万吨煤焦油供需框架协议。 公司已于8月28日收到原油进口批复,2014年原油贸易进口允许量为20万吨。广汇作为在海外拥有油气资源少数民营企业之一,在油气开采进度和和原油进口资质获取方面走在民企业内的前列。目前公司在哈萨克斯坦的斋桑油气田已经具备原油生产能力,原油进口资质的放开对公司意义重大,预计未来进口允许量将逐步增加,原油进口平稳有序放开是大势所趋。按目前布伦特原油100美元/桶测算,每桶稠油盈利在20美元/桶左右,原油进口量20万吨将为公司贡献1.6亿元利润。 公司的控股子公司广汇石油(99%)拥有:(1)哈萨克斯坦TBM公司52%股权,其下属的斋桑油气田总面积8326平方公里,距新疆吉木乃口岸80公里,预测稠油储量11.639亿吨,天然气储量1254亿方。目前斋桑油气田已经具备原油和天然气生产能力。(2)哈萨克斯坦南依玛谢夫油气田51%股权,原油远景资源量2.1亿吨,天然气远景储量2682亿立方米。目前处于前期勘探状态。 截止2013年年底,斋桑油气田打进34口,其中29口井有油气发现。14口井是天然气井(截止2014年2月,8口井已经对吉木乃供气达到满负荷状态);另外15口井全部是油井,具备生产能力,但因没有原油进口资质不能自主销售到国内,暂时还未投产,全部处于闷井的状态。因此,我们预计公司完全具备生产能力,未来将采取以销定产,参考国际定价。 公司是天然气价格市场化进程中的受益方。自2014年9月1日起非居民用存量天然气门站价格每立方米提高0.4元,此次存量气价格调整是继2013年增量气价格调整后的理顺存量天然气价格的第二步,在2015年存量气调整到位前,天然气价格仍有上调空间,广汇作为自有气源企业将直接受益。 考虑到三季度业绩低于预期,我们下调公司盈利预测,预计2014年~2015年归属于母公司股东的净利润为20.95亿元和34.39亿元,对应EPS分别为0.40元和0.65元。公司作为成长较快的综合能源企业,在宏观经济下行的大背景下,其周期属性及前期项目的进展情况导致股价经历大幅调整,从公司的长期价值看,我们认为目前价位对应的估值和业绩增长有较强的吸引力,2014~2015年公司基本面预期逐渐好转:(1)哈密煤化工项目产能利用率逐步提升,煤炭分质利用投产、吉木乃LNG项目盈利能力强劲;(2)天然气价格市场化,公司作为自有气源企业将直接受益;(3)公司在哈萨克斯坦的斋桑油气田已经具备原油生产能力,原油进口资质的放开将直接为公司贡献利润。我们认为后市股价驱动力主要来自于公司业绩的稳步提升,各项业务进展规模效应将显现,不确定因素逐渐减少。维持“买入”评级,目标价9.76~10.56元。