事件:公司发布2019年三季报,前三季度实现营业收入134.1亿元,同比下降8.4%;归母净利润25.2亿元,同比增加731%;扣非归母净利润-2.9亿元,同比减亏35%; 经营活动净现金流7.7亿元,同比增长35%;基本每股收益 1.33元,同比增加730%。具体点评如下:非经常性损益主要来自高家庄煤矿探矿权转让收益2019Q1-Q3公司实现扣非归母净利-2.9亿元,非经常性损益高达28.1亿元,第三季度公司与潞安集团就高家庄煤矿探矿权转移一案达成正式和解,公司确认探矿权转让收益42亿元,扣除成本税费等,增加归母净利润约29亿元,考虑公司目前在扩张煤矿和电解铝产能,该笔资金将有助于改善现金流和降低财务费用。 第三季度单季经营性业绩为负,主要是计提了存货跌价准备和资产减值准备 第三季度,公司实现扣非归母净利润为-0.47亿元,同比增亏16.4%,低于市场预期,主要是因为该季度计提了存货跌价准备和资产减值准备,合计约5.3亿元。一方面,考虑氧化铝行情低迷,公司对控股子公司河南有色汇源铝业有限公司的铝土矿石等计提存货跌价准备1.75亿元,另外一方面公司对全资子公司永城市神火示范电站有限公司的2×135MW机组计提资产减值准备0.50亿元,对控股子公司神火新材料(从事氢氧化铝业务,已经破产清算)全部固定资产计提了资产减值准备3.1亿元。 第三季度新疆电解铝盈利能力突出 前三季度,由于氧化铝价格下降,公司新疆地区电解铝产品的完全成本同比减少367.92元/吨,同比增加利润总额2.27亿元;电解铝价格同比下降123.78元/吨,减少利润总额0.75亿元,合计实现利润总额4.16亿元,同比增加1.54亿元。其中,第三季度新疆电解铝实现利润总额2.58亿元,环比增加0.82亿元,假设单季产出20万吨(产能80万吨/年),则该季度吨铝税前净利润高达1300元/吨,盈利能力突出。 公司看点:资产质量优化提升,盈利转折点即将到来 从煤矿资产来看,公司明年产量增量主要来自改扩建项目梁北煤矿(也是非公开募投项目),从90万吨/年升级到240万吨,该煤矿煤种为贫瘦煤,盈利能力较好,产能释放将有利于提升板块的盈利水平。从电解铝资产来看,新疆电解铝项目(80万吨/年)电力成本低的优势依然明显,公司高成本的永城本部产能已经全部停产,产能指标转移至低成本的云南神火项目(公司持股32.22%),云南神火项目(合计产能90万吨)目前在积极推进中,一期45万吨预计今年年底可部分投产,该项目电价成本较低(初始电价0.25元/度,5年内涨至上限0.3元/度),具有较强的竞争优势。可以看出,公司煤和铝资产质量都在优化提升,我们判断盈利转折点很快到来。 盈利预测:2019~2021年EPS为1.40、0.34、0.49元 预测公司2019-2021年实现营业收入190.5/247.5/298.2亿元,同比分别+1.2%、+29.9%、+20.5%,实现归属于母公司股东的净利润分别为26.6/6.38/9.3亿元(前述为3.24/6.38/9.3亿元),同比分别+1014%、-76%、+46%,折合EPS分别是1.40/0.34/0.49元/股(未考虑非公开发行),当前股价(4.66元/股)对应PE分别为3/14/10倍,维持“买入”评级。 风险提示:在建项目不及预期风险;煤矿安全风险;电解铝行业持续低迷风险。

公司披露 2019年三季度报告:前三季度,公司实现营业收入 1506.1亿元(+26.4%) ,归属于上市公司股东净利润 69.8亿元(+26.9%),扣除非经常性损益后的归母净利润为 66.5亿元(+13.0%),每股收益为 1.42元/股(+26.9%) ,加权平均 ROE 为 10.7%(+1.2个 pct) 。 前三季度业绩同比上升原因:与管理费用、财务费用、所得税等同比下降有关。前三季度,公司主营业务煤炭毛利额为 185.1亿元(-10.8%),甲醇毛利额为 4.4亿元(-54.4%) ,业绩上升主要与管理费用、财务费用、所得税等同比下降有关。前三季度,管理费用 31.4亿元(-13.7亿元或-30.3%),主要系上年度社保费用一次性计提了 10.06亿元所致。财务费用 19.5亿元(-13.2亿元或-40.3%),主要系利息支出减少 3.4亿元以及汇兑损失减少 7.6亿元所致。所得税费用 21.5亿元(-13.7亿元或-38.9%),主要系确认收购联合煤炭公司所形成的递延税款及应纳税所得额变化所致。 第三季度业绩环比下滑与所得税率环比上升、自产煤业绩环比下滑等有关。 第三季度,公司实现归母净利润 16.2亿元,环比下降 14.3亿元,下滑幅度较大,我们认为业绩环比下滑主要由以下因素造成: (1)所得税率环比上升。第二季度,公司确认了收购联合煤炭公司所形成的递延税款(2.19亿澳元,约为人民币 10.5亿元),造成该季度所得税费用率大幅下降。 (2)产量、售价下滑导致自产煤业绩环比下滑。Q3公司商品煤产量 2238万吨,环比下滑 142万吨,自产商品煤销量 2146万吨,环比下降 138万吨,预计由于煤层、安监等原因导致自产煤量环比小幅下滑。第三季度,自产煤销售均价为 507.5元/吨,环比下降 26元/吨,自产煤单位成本为281.5元/吨,环比上升 30元/吨,自产煤单位毛利 226.1元/吨,环比下降57元/吨。 煤炭业务毛利同比下滑原因:自产煤量、价都有所下滑。前三季度,公司商品煤产量 6938万吨(-2.3%) ,自产煤销量 6633万吨(-5.2%) ,自产煤产销量下滑主要是因为菏泽能化旗下的赵楼煤矿(390万吨/年)核减20%产能以及地质条件复杂导致的,前三季度菏泽能化商品煤产量 187.5万吨(-73万吨),与此同时,我们也应该看到内蒙地区鄂尔多斯能化和昊胜煤业随着证照办理齐全,三季度都加快了产量释放,二者第三季度商品煤产量分别为 276.2万吨(+12.1%) 、137.5万吨(+108%)。前三季度,自产煤销售均价 536.6元/吨(-0.9%),显著低于动力煤市场价 8%以上的跌幅,这与公司精煤洗选率提升等有关。 第二大业务甲醇价格下跌导致盈利能力同比下滑。前三季度,公司甲醇产/销量分别为 127/129万吨,同比增加 2.9%、4.0%,销售均价 1619元/吨,同比下降 24.4%,平均销售成本 1281元/吨,同比下降 6.4%,单位毛利338元/吨,同比参加 56.1%,毛利率 21%,同比下降 15个 pct。第三季度来看,产销量分别为 42/46万吨,环比+8%/+23%,销售均价 1466元/吨,环比下降 14%,平均销售成本 1209元/吨,环比下降 17%,单位毛利257元/吨,环比增加 2%,毛利率 18%,环比提升 3个 pct。 盈利预测与估值:我们预计公司 2019-2021年归属于母公司的净利润分别为88.3、90.2、92.9亿元,折合 EPS 分别是 1.80、1.84、1.89元/股,当前 10.93元的股价,对应 PE 分别为 6.1/6.0/5.8倍,维持公司“买入”评级。 风险提示:经济低迷造成煤炭需求不及预期;行业行政性调控的不确定性; 新能源持续替代等。

公司披露 2019三季度报告: 实现营业收入 74.07亿元(+13.66%),归属于上市公司股东净利润 9.82亿元(+33.23%),公司扣除非经常性损益后的归母净利润为 8.64亿元(+18.35%),每股收益为 0.63元/股(+31.25%),加权平均 ROE 为 8.12%(+1.28pct) 。 归母净利润和扣非净利润差值主要系子公司南纺新材取得土地处置收益。 受三季度水电出力不理想影响, 六枝电厂发电量提升明显。 公司三季度火电发电量共计 44.64亿千瓦时, 同比上升 20.36%。其中鸿山热电完成发电量 20.21亿千瓦时,同降 0.88%;晋江气电完成发电量 9.13亿千瓦时(不含替代电量),同增 63.62%;六枝电厂完成发电量 14.67亿千瓦时,同增 39.18%,主因三季度来水情况欠佳导致水电出力不理想,对火电挤占效应减弱。公司前三季度火电发电量共计 125.21亿千瓦时,同增 8.6%。其中鸿山热电完成发电量53.52亿千瓦时,同增 6.52%;晋江气电完成发电量 12.05亿千瓦时(不含替代电量),同增 3.6%;六枝电厂完成发电量 48.73亿千瓦时,同增 13.7%。 除晋江气电燃气价格下降外(0.5957元/千瓦时降至 0.5906元/千瓦时),其他各分公司上网电价情况均与 18年相同。 前三季度公司完成替代电量 21.78亿千瓦时(全年额度为 24.9亿千瓦时, 去年同期完成替代电量 15.58亿千瓦时) 。 三季度风电发电量大幅增加,石城海风项目部分装机投产贡献发电量。 公司三季度(平风期)风电发电量为 4.78亿千瓦时,同增 51.75%。其中,福能新能源实现发电量 4.51亿千瓦时,同增 48.84%;晋江气电实现风电发电量 0.19亿千瓦时,同增 58.33%。公司前三季度风电发电量为 13.74亿千瓦时,同增11.89%。其中, 福能新能源实现发电量 13.01亿千瓦时,同增 11.01%;晋江气电实现风电发电量 0.65亿千瓦时,同增 16.07%。 各公司风电上网电价与 18年持平。 三季度末公司石城海上风电项目投产部分机组贡献海风发电量 0.08亿千瓦时,上网价格为 0.85元/千瓦时(含税) 。 石城项目余下机组、平海湾 F区海上风电项目装机预计将于今、明两年继续分批投产,增厚风电业务业绩。 前三季度公司供热业务量价齐升。 公司三季度供热量为 167.3吨,同增 25.4%,增量主要来自鸿山热电。其中, 鸿山热电实现供热量 124.85吨,同增 33.57%; 龙安热电实现供热量 42.46吨,同增 6.28%。 鸿山热电供热均价为 151.74元/吨,同增 0.54%;龙安热电供热均价 195.49元/吨,同增 1.45%。公司前三季度供热量为 460.82吨,同增 23.39%。其中, 鸿山热电实现供热量 342.87吨,同增 29.23%;龙安热电实现供热量 117.95吨,同增 9.07%。 鸿山热电供热均价为 152.35元/吨,同增 1.3%;龙安热电供热均价为 193.7元/吨,同增 0.58%。 宁德核电股权收购有序推进。 2019年 8月 1日, 公司发布公告称拟向福能集团以发行股份购买资产的方式购买其持有的宁德核电 10%股权。 由于宁德核电资产较为优质以及此次收购价格较为合理(溢价 23.47%) ,因此此次收购在增厚公司业绩的同时对 EPS 基本不存在消极影响。 2019年 10月 8日公司收到中国证监会出具的《中国证监会行政许可申请受理单》, 决定对该行政许可申请予以受理。 盈利预测与估值: 随着宁德核电股权收购有序推进、海上风电(石城、平海湾 F 区)项目陆续投产以及煤价下行为火电业务带来的弹性,我们预计未来三年内公司业绩会迎来持续大幅增长,预计公司 2019-2021年实现净利润 13.93、 16.31、 19.08亿元,考虑收购宁德核电定增后对应 EPS 为0.90、 0.93、 1.09元,维持公司“买入”评级。 风险提示: 原材料价格不确定性; 风电补贴政策不确定性等。

公司披露2019年三季度报告:实现营业收入49.4亿元(+11.3%),归属于上市公司股东净利润8.96亿元(+23.4%),其中Q1、Q2、Q3分别为3.0、3.32.7亿元,扣非后归属于上市公司股东净利润为8.3亿元(+19.3%)。实现基本每股收益为0.54元/股(+23.2%),加权平均ROE达到13.2%(同比增长2.4个pct)。 业绩增长原因:自产煤销量上升叠加精煤价格上涨,推动煤炭毛利率提升 报告期内,公司生产原煤563万吨(+16.9%),销售商品煤611万吨(+14.2%),其中自产商品煤销售562万吨(+16.4%)、外购煤销售49.2万吨(-7%)。 吨煤均价为777.5元/吨(-2.3%),其中自产精煤均价1268元/吨(+5.1%)、自产混煤均价274元/吨(-13%)。吨煤销售成本490元/吨(-6.6%),其中自产精煤单位成本751元/吨(+0.1%)、自产混煤单位成本157元/吨(-15.4%)。 自产煤销量上升叠加精煤价格上涨推动煤炭业务盈利能力增强,煤炭业务收入47.5亿元(+11.5%),营业成本30.0亿元(+6.6%),毛利率为37%,同比增加3个百分点。 业绩环比下降原因:煤价环比下滑所致 公司Q2、Q3归母净利润分别为3.3、2.7亿元,环比下降约0.6亿元,根据业务拆分来看,主要是由于行业价格环比下滑所致,西南地区主焦煤均价为1487元/吨,环比下降3%。具体从公司来看,Q3公司公司煤炭销量212.6万吨(+5%),单位售价744.6元/吨(-4.4%),单位成本453.9元/吨(-9.2%)。 公司看点一:煤矿产能有一定的增长空间 公司是贵州省煤炭行业的龙头企业,为西南地区最大的煤炭生产企业,所处矿区煤炭资源储量丰富,当前在产矿井5座,合计产能910万吨,未来金佳矿佳竹箐采区(90万吨/年)、马依西一井项目一期(240万吨/年)、发耳二矿西井一期(90万吨/年)等三座矿井,产能合计420万吨,有望逐步释放产量,新增产能比例为46%。 公司看点二:持续高分红,煤炭股中股息率最高 2001年上市以来,公司已经累计分红17次,现金分红57.9亿元,占累计实现归母净利润58.9%,高分红政策一直延续。2018年,公司现金分红6.62亿元,占当期归母净利润的70.1%,以截至2019年8月27日收盘后87.9亿元市值计算,公司股息率高达7.5%,在煤炭股中属于最高。 盈利预测与估值:我们预测公司2019-2021年实现归属于母公司的净利润分别为10.5/11.1/11.7亿元,同比增长11%、6%、6%,折合EPS分别是0.63/0.67/0.71元/股,当前股价5.31元对应PE分别为8.4/7.9/7.5倍,维持公司“买入”评级。 风险提示:宏观经济低迷;行政性调控的不确定性。

事件: 公司发布2019年三季报,实现营业收入1778亿元,同比下降8.4%;归母净利润371亿元,同比增长5.1%;扣非归母净利润354亿元,同比下降1%;经营性净现金流568亿元,同比下降16.3%;基本每股收益1.87元。 点评: 2019前三季度业绩同比大增,主因与国电合资公司的投资收益 公司2019前三季度归母净利润371亿元,同比增长5.1%,但扣非归母净利润354亿元,同比下降1%;非经常性损益17.2亿元,其中11.21亿元是与国电组建合资公司完成资产交割而确认的一次性投资收益,5.6亿元为理财产品投资收益。 煤炭板块业绩小幅下降,主因产销量和价格小幅下降 公司2019前三季度煤炭板块的毛利为416亿元,同比下降3.1%,主要原因包括:一是产销量同比下降,当期商品煤产量214百万吨,同比下降2.7%,销量332百万吨,同比下降2.4%,主要是一季度多发矿难使得青龙寺和郭家湾煤矿阶段性停产以及外购煤销量大幅下降所致,三季度胜利一号露天矿和万利一矿分别受到征地进度和生产证件续办进度影响至产量下降较多;二是销售价格小幅下降,平均销售价格426元/吨,同比下降1.2%。 电力板块业绩下降,主因部分资产不再并表,但度电盈利能力增强 公司2019前三季度电力板块的毛利为100.5亿元,同比下降29.6%,主要原因是与国电组建合资公司,1月31日完成资产交割,相关的收入和成本不再纳入合并报表,同时相应的经营数据也不再纳入统计范围,从而使得发电板块的经营数据和实际盈利大幅下降,如:发电量和售电量同比大幅下降,当期总发电量117十亿千瓦时,同比下降45.4%,总售电量109十亿千瓦时,同比下降45.5%。然而,从板块的盈利能力来看实则是增强的,当期发电板块毛利率为26.2%,同比上升4.3个百分点;此外,从度电盈利水平来看,度电销售价格333元/兆瓦时,同比上涨18元/兆瓦时,度电成本257.3元/兆瓦时,同比上涨3.6元/兆瓦时,价格领先成本,使得度电毛利同比上涨14.4元/兆瓦时。 运输板块业绩基本持平,铁路稳定增长但航运大幅下降 公司2019前三季度铁路、港口、航运板块合计总毛利216亿元,同比微增0.6%。三板块经营收益分别为186亿元、26.5亿元、3.05亿元,同比变动幅度分别为3.1%、-0.2%、-58%。铁路板块业绩大幅增长主要是由于为外部客户提供的煤炭及非煤运输服务量持续增长;港口板块业绩同比下降主要是由于下水煤销量减少所致;航运板块大幅下降,主要由于是海运费大幅下降。 未分配利润和货币资金丰厚,支持稳健分红 公司截止三季报未分配利润达到2268亿,为历史最高水平,较2016年底特别派息预案时间点高出15.2%。货币资金为959亿元,也为历史高水平位。公司近年来实际分红比率稳定在40%水平,当前财务现状支持公司稳健的分红政策。 盈利预测:2019-2020年EPS为2.31、2.36、2.41元我们预计未来随着煤炭价格的走势、哈尔乌素矿产量提升、其他煤矿的复产复工以及公司新项目的陆续投产,公司未来业绩或将进一步改善。单三季度公司归母净利128亿元,环比增长10%,超出预期,主要是由于所得税率下降所致,由此提高2019~2021年盈利预测,从455/465/475亿元调整至458/469/480亿元,增速分别为0.83%/0.84%/1.1%,对应2019-2021年EPS分别为2.31、2.36、2.41元,当前股价18.26元,对应年PE分别为7.9X/7.7X/7.6X,维持对公司的“买入”评级。 风险提示:宏观经济不及预期,供给侧改革不及预期。

楷公司披露 2019三季度报告: 实现营业收入 62.1亿元(-2.2%),归属于上市公司股东净利润为 5.9亿元(-35.7%),其中 Q1、 Q2、 Q3分别为 1.46、2.47、 2.0亿元, 归属于上市公司股东的扣除非经常性损益的净利润为 5.0亿元(-40.3%),每股收益为 0.88元/股(-35.3%),加权平均 ROE 为 11.5%(同比下降 9.9个 pct)。 业绩下滑主要是由于毛利率下滑所致。 报告期内, 公司实现营业收入 62.1亿元(-2.2%) ,营业成本 53.0亿元(+5.4%) , 毛利率为 14.6%,同比下滑 6.2个百分点, 三项期间费用率 4.7%,同比略增 0.42个百分点。 综合来看,公司业绩下滑主要是因为产品价格下滑以及原材料成本上涨导致毛利率下滑所致。 公司主要产品中焦炭产量同比上涨 7.3%,炭黑同比上涨 18%。 2019前三季度, 焦炭产量 159.8万吨(+7.3%) , 销量 160.3万吨(+8.9%) , 产销量上涨主要由于政府环保政策调整所致。 炭黑产量 20.5万吨(+18%) ,销量 20.5万吨(+24%) 。 白炭黑产量 2.5万吨(-21%) ,销量 2.5万吨(-21%) 。甲醇产量 12.1万吨(+16%) ,销量 12.2万吨(+14%) 。 山梨酸(钾)产量 1.0万吨(+8%) ,销量 1.0万吨(+10%) 。 对甲基苯酚产量 0.93万吨(+26%) ,销量 0.93万吨(+30%) 。 公司主要产品中焦炭价格同比下降 1.2%,炭黑同比下降 13%。 2019前三季度, 公司焦炭平均综合售价 1967元/吨(-1.2%) ,焦炭价格下跌与下游钢铁价格下滑等有一定关系; 炭黑均价 5527元/吨(-13%) , 炭黑价格下滑主要是由于下游轮胎产业低迷所致; 白炭黑均价 4395元/吨(-7%) , 甲醇均价 1850元/吨(-22%) ,山梨酸(钾)均价 26315元/吨(+7%) ,对甲基苯酚均价 18270元/吨(-6%) 。 主要采购原材料中煤炭、煤焦油等价格同比皆有上涨。 公司外购原材料主要有煤炭、煤焦油和蒽油等, 报告期内公司采购的煤炭价格(一、 二、三季度算数平均值,下同) 为 1231元/吨(+10%) , 煤焦油价格 2816元/吨(-3%) ,蒽油价格 2964元/吨(+0%) 。 主要产品价格同比下降, Q3归母净利润同比下降约 50%。 Q3公司实现归母净利润为 2.0亿元, 同比下降约 50%,业绩同比下降主要与主要产品价格同比下降、 煤炭成本同比上涨有关。 第三季度,公司焦炭售价为 1926元/吨, 同比下降 11%,炭黑售价 5493元/吨, 同比下降 11%,从主要原料成本来看, 第三季度煤炭价格 1223元/吨, 同比增加 9.0%,煤焦油价格 2575元/吨, 同比下降 13%。 未来成长点:青岛 90万吨/年丙烷脱氢和 8x6万吨/年绿色炭黑循环利用项目。 该项目一方面将公司业务延伸至石油化工领域, 优化公司产品结构, 另一方面有利于扩大炭黑产品现有产能, 提高市场占有率。该项目已于 2018年 12月 26日在青岛董家口经济区开工奠基, 建设期预计 2年, 概算总投资 68.4亿元。 根据测算,该项目满产后预计实现年净利润约 10亿元,具有良好的盈利能力。 盈利预测与估值: 我们预计公司 2019/2020/2021年实现归属于母公司股东净利润分别为 8.4/8.9/14.2亿元,折合 EPS 分别是 1.24/1.31/2.10元,当前 10.53元股价对应 PE 分别为 8.5/8.0/5.0倍, 维持公司“增持”评级。 风险提示: 下游钢铁、轮胎等行业需求不及预期风险; 青岛新建项目不及预期风险等;原始股减持风险。

公司披露2019年三季度报告:前三季度实现营业收入174.1亿元(+0.5%),归属于上市公司股东净利润21.1亿元(-5.2%),EPS为0.71元/股(-5.3%),加权平均ROE为8.5%(同比下降1.6个百分点)。 吨煤售价同比下降,第三单季净利润同比下降。第三单季长治屯留地区动力煤(Q5800)和喷吹煤(Q6800-7000)含税车板价平均分别为678元/吨、886元/吨,同比下降4%和1%。受累于第三季度商品煤售价同比下降,公司Q3毛利率水平环比下降2.4pct至36.5%,Q3净利环比下降27.2%至6.1亿元。 吨煤售价环比下降,第三单季净利润环比下降。从环比角度来看,第三单季长治屯留地区动力煤(Q5800)和喷吹煤(Q6800-7000)平均含税车板价环比下降7%和8%。受累于第三季度商品煤售价环比下降,公司Q3毛利率水平环比下降3.3pc,Q3净利环比下降3.6%。 得益于销售费用和财务费用下降,期间费用率有改善。前三季度,公司销售费用1.1亿元(-54%),主要是由于一口价销售结算减少所致;管理费用12.2亿元(+1.7%),表现较为稳定;财务费用6.5亿元(-12.3%),利息收入增加比较明显。前三季度,公司期间费用率由上年同期的15.6%降至14.1%,费用控制能力较强。 集团旗下资产丰富,证券化率有望提升。根据2019年7月份公告,公司拟现金收购集团慈林山煤业下辖三座在产煤矿,合计产能540万吨,使得上市平台产能增加约13%,该事项仍在持续推进中。潞安矿业集团旗下约有50%煤矿资产未上市,证券化率水平有进一步提升空间。 盈利预测与估值:我们预计公司2019/20/21年实现归属于母公司股东净利润分别为29.9/33.9/34.2亿元,折合EPS分别是1.00/1.13/1.14元/股,当前7.30元股价,对应PE分别为7.3/6.4/6.4倍,维持公司“买入”评级。 风险提示:下游需求低迷;行业行政性调控的不确定性。

事件: 公司发布2019年三季报,实现营业收入942亿元,同比增长22%;归母净利润57.6亿元,同比增长41.8%;扣非归母净利润55.7亿元,同比增长35.2%;经营性净现金流169亿元,同比上涨0.8%;基本每股收益0.43元。 点评: 2019前三季度业绩同比大增,主因煤炭盈利显著增强、投资收益和营业外收入大幅增加 公司2019前三季度归母净利润57.6亿元,同比增长41.8%,主要原因包括:一是煤炭行业板块盈利增强,当期毛利为224亿元,同比上涨56亿元,涨幅23%;二是投资收益大幅增加,当期为20.3亿元,同比增加7亿元,涨幅53.4%,主要是参股公司净利润增加;三是营业外收入2.86亿元,同比增长598%,主要是由于富余煤炭产能指标转让。 煤炭板块盈利大幅上涨,主因商品煤产销量大幅上涨 公司2019前三季度煤炭板块的毛利为224亿元,同比上涨56亿元,涨幅23%,主要原因包括:一是自产煤的产销量同比大幅增长,商品煤产量7716万吨,同比上涨38.1%,主要原因是纳林河二号煤矿、母杜柴登煤矿顺利投产、小回沟煤矿试运转以及山西平朔矿业恢复生产;二是买断贸易煤销量上涨,当期销量为8046万吨,同比上涨31.1%。公司自产商品煤单位销售成本213元/吨,比上年同期增加4.6元/吨,涨幅2.2%,主要由于露天矿剥离和井工矿掘进,矿务工程量和材料消耗量同比增加、单位折旧及摊销成本上涨等;自产商品煤售价当期为498元/吨,同比下跌16元/吨,跌幅3.1%。公司贸易煤销售价格455元/吨,同比下跌49元/吨,跌幅9.6%。综合来看,自产商品煤成本上涨、价格下跌导致毛利率降低,但销量大幅上涨弥补了毛利率降低带来的缺口。 煤化工板块盈利微增,主因尿素销量大幅增长且价格小幅提升 公司2019前三季度煤化工板块聚烯烃和尿素两个主要产品毛利为33亿元,同比上涨1.6亿元,涨幅5%,其中聚烯烃毛利同比小幅下降4.8%,尿素毛利同比大增24.2%。公司聚烯烃当期销量107万吨,同比下跌2.2%;尿素当期销量187.5万吨,同比增长21.2%。公司2019前三季度聚烯烃单位售价为7350元/吨,同比下跌709元/吨,跌幅8.8%,聚烯烃单位成本当期为5508元/吨,同比下跌658元/吨,跌幅10.7%;尿素单位售价为1795元/吨,同比增长9元/吨,涨幅0.5%,尿素单位成本当期为1095元/吨,同比下降8元/吨,跌幅0.7%。聚烯烃价格领先成本下跌,且销量下跌,从而导致毛利率小幅下跌;公司尿素销售价格上涨而成本下降,且销量大幅增长,致使盈利上涨。 煤电和煤化持续推进产业结构优化,打造煤-电-化等循环经济新业态 据公司公告,煤矿方面大海则煤矿(1500万吨,权益100%)取得项目复工建设,母杜柴登煤矿(600万吨,权益51%)、纳林河二号煤矿(800万吨,权益66%)投产运营将进一步释放产量,小回沟煤矿(300万吨,权益100%)项目试生产良好并将于四季度正式投产,里必煤矿400万吨产能开工建设;煤化工项目方面,鄂能化公司合成气制100万吨/年甲醇技术改造项目已于2018年10月正式开工建设;同时,公司积极推进煤电一体化,上海能源2×350MW热电项目1号机组、新疆2×660MW电厂项目两台机组全部投产,平朔公司2×350MW、2×660MW低热值煤发电项目建设有序推进,电力业务有望成为公司新的业绩增长点。 盈利预测:2019-2021年EPS为0.49、0.51、0.54元我们预计未来随着供给侧改革的推进以及对煤价的走势判断,新项目的投产,公司未来业绩将继续改善,维持之前的盈利预测,对应2019-2021年EPS分别为0.49、0.51、0.54元,目前价格4.81元,对应PE分别为9.8X/9.5X/8.9X,维持对公司的“增持”评级。 风险提示:宏观经济不及预期,供给侧改革不及预期。

事件: 公司发布2019年三季报,报告期内公司实现营业收入507.5亿元,增长23.4%;实现归母净利润90.8亿元,同比增长2.47%;扣非归母净利润89.2亿元,同比增长0.58%;基本每股收益0.94元/股。 点评: 三季报业绩同比小幅增长,主因煤炭盈利能力增强以及少数股东损益下降 三季报业绩增长主要原因包括:一是煤炭盈利小幅上涨,当期煤炭板块毛利213亿元,同比增长7亿元,涨幅3.36%;二是少数股东损益下降,当期为40.4亿元,同比下降7%;三是公允价值变动收益和投资收益分别同比上涨1.5亿元。此外,税金及附加同比上涨23.6%,销售费用同比上涨6.7%,管理费用同比上涨15.5%,这三项均对业绩产生了负向影响。 三季报吨煤成本大幅增长致吨煤毛利大幅下降,但产销量上涨抵消负向影响 三季度煤炭板块毛利同比增长3.36%,主因产销量上涨,当期煤炭产量为8352万吨,同比增长4.3%,煤炭销量为12341万吨,同比增长21%,主要是代理集团的煤炭销售量大幅增长。然而,吨煤盈利方面却是负贡献:当期煤炭售价396元/吨,同比增长11元/吨,涨幅2.7%,吨煤销售成本为223元/吨,同比上升40元/吨,增幅22%,吨煤毛利173元/吨,同比下降29元/吨,降幅14.6%。综合而言,产销上涨冲抵了吨煤毛利下降的影响。吨煤成本上涨主要来自以下几个方面:一是资源税从6%上涨至9%致成本上涨约10元/吨,二是去年8月开始征收环境治理基金约9元/吨,三是小保当矿井投产后的折旧摊销增长约10元/吨。 国家产能政策支持,未来仍有产能拓展空间 小保当一号矿井国家核准产能提升至1500万吨(权益占比60%),目前已联合试运转,基本满负荷生产,全年有望贡献1500万吨产量。小保当二号矿井核准产能提升至1300万吨(权益占比60%),预计2020年投入生产。袁大滩矿500万吨(权益占比34%)预计2019年四季度投入生产,未来两年仍有千万吨的产销量增长空间。 2019年蒙华铁路开通,公司将进入华中销售市场 联通“三西”煤炭资源与华中消费地的蒙华铁路及重要支线靖神铁路已经开通,陕北矿区红柳林矿、张家峁矿、柠条塔矿三个千万吨级矿井以及目前在建小保当一、二号矿所生产的优质煤炭产品将进入川渝、鄂湘赣等地区市场。2019年上半年公司铁路运煤量3565万吨,占全年煤炭销售总量46%,汽运煤销售量则为54%,所以对于公司来讲,目前仍旧以周边区域的汽运为主。未来蒙华铁路开通,公司可将丰富优质的煤炭资源运往华中以及铁路沿线的主要消费地,公司销售市场有望逐步打开并多元化,议价能力有望逐步增强。 盈利预测:2019-2021年EPS为1.23、1.31、1.33元我们预计未来随着煤炭价格的走势、公司新矿井的投产、蒙华铁路开通拓展华中市场、以及产融结合的推进,公司未来业绩或将进一步改善。由于三季度业绩超预期,且煤炭销售价格和产销量均超预期,由此提高2019~2021年盈利预测,从114/119/123亿元调整至119/127/129亿元,增速分别为4.7%/7.1%/5.1%,考虑回购股份3.05亿股,则对应2019-2021年EPS分别为1.23、1.31、1.33元,当前股价对应年PE分别为6.8X/6.4X/6.3X,维持对公司的“买入”评级。 风险提示:宏观经济不及预期,供给侧改革不及预期。

公司简介:稀缺的水电龙头标的,兼具价值与成长。 公司主要从事水力发电业务, 截至 2018年底公司运行管理三峡、葛洲坝、溪洛渡、向家坝 4座巨型水电站,总装机容量 4549.5万千瓦,规模远超同行业其他上市公司。 上市以来公司,营收和归母净利润的增长与装机容量增长保持同步,并同时受长江流域来水影响围绕业绩中枢小幅波动。与此同时,公司盈利能力也稳定在较高水平。 稳定的盈利能力叠加高比例的分红,使得近年来公司股息率基本稳定在 3.5-4.5%,兼具价值性与成长性。 价值性:四因素为业绩稳健&高股息创造条件。 (1)收入端: 电力外送区域(广东、浙江、上海)均为东南沿海发达地区、电力消纳能力较强且水电本身作为清洁能源就存在优先消纳的权利,因此公司基本不存在下游消纳限制发电量形成弃水的问题。此外, 公司四库联调可以有效熨平来水波动,提高水资源利用率; 发改委最新文件指明当前外送水电站的落地省市燃煤标杆电价回推机制将改为落地省市燃煤基准电价回推机制。由于基准价与现行标杆电价一致,因此落地端回推电价也将维持稳定,由此消除了前期国常会上并未明确后续水电落地端回推电价如何改革的隐忧。此外,当前公司市场化交易电量仅占到公司总售电量的 11%,公司度电均价对市场化折价幅度不敏感; (2)成本端: 公司电站平均单位投资成本为 0.93万元/千瓦、 具备明显优势, 相应形成的单位折旧费用也较低。此外, 良好的信用等级使得公司具备显著的融资成本优势,还本付息压力较小; (3)投资收益: 公司可通过处置长期股权投资等手段平滑主营业绩波动。此外,公司参股多家水电上市公司,旨在通过股权纽带关系,建立利益分享机制,打造战略协同效应; (4) “集团注入”模式:使建设期较大的资本开支对公司自由现金流的影响最小化,保证了水电站注入后形成的充沛现金流可以立即用来进行还本付息,公司在不断阶段性成长的同时仍拥有极强的回报股东的能力。 稳健的业绩叠加高比例的分红,公司股息率预计将长期稳定在 3.5%-4.5%区间内,极具吸引力。 成长性:乌、白注入装机量再上台阶,海外配电业务进一步打开成长。 自成立以来,长江电力的业绩实现了两次跨越式增长, 核心驱动力是装机量的增长。当前三峡集团在建的乌东德水电站(1020万千瓦)和白鹤滩水电站(1600万千瓦)首台机组将分别于 2020年和 2021年分别投产。 根据三峡集团避免同业竞争的承诺,两座巨型电站将在建成后择机注入上市公司,届时公司控股装机容量将大幅增长 57.6%至 7169.5万千瓦,发电量有望增长 47.04%至 3168.35亿千瓦时, 由此实现新一轮的跨越式增长。 此外, 在当前水电行业增长空间逐渐收窄的背景下, 公司积极向下延伸产业链,进军配售电业务。 2019年 9月 30日公司发布公告称拟竞标购买秘鲁配电资产,此次投资为公司实现向水、电两端延伸和国际化发展战略, 逐步形成发、配、售电产业链协同一体化优势奠定了坚实基础,同时也进一步打开公司未来的成长空间。 投资策略: 公司是 A 股市场中为数不多的兼具价值性和成长性的标的。存量方面,稳健的业绩叠加高比例的分红,未来公司股息率预计将长期维持在 3.5%-4.5%区间内,在国内利率趋势向下的背景下价值性愈发凸显。增量方面,乌东德、白鹤滩电站建设工作正有序进行,未来公司装机量和业绩有望再次得到大幅提升, 收购海外资产也将进一步强化公司成长属性。 我们预计 2019/20/21年实现归属于母公司股东净利润分别为 229.44/231.18/231.24亿元,折合 EPS 分别是 1.04/1.05/1.05元/股,当前 17.76元股 价,对应 PE 分别为 17.0X/16.9X/16.9X, 维持公司“增持”评级。 风险提示: 流域来水波动风险; 相关工程建设进程不及预期; 电价形成机制变动风险。

公司披露2019年前三季度经营数据:2019年三季度,公司各运行电厂按合并报表口径完成发电量49.55亿千瓦时,同比上升22.78%;完成上网电量47亿千瓦时,同比上升23.25%。2019年前三季度完成发电量139.32亿千瓦时,同比增长8.92%;完成上网电量132.07亿千瓦时,同比增加8.84%。 受三季度水电出力不理想影响,六枝电厂发电量提升明显。公司三季度火电发电量共计44.64亿千瓦时,同比上升20.36%。其中鸿山热电完成发电量20.21亿千瓦时,同降0.88%;晋江气电完成发电量9.13亿千瓦时(不含替代电量),同增63.62%;六枝电厂完成发电量14.67亿千瓦时,同增39.18%,主因三季度来水情况欠佳导致水电出力不理想,对火电挤占效应减弱。公司前三季度火电发电量共计125.21亿千瓦时,同增8.6%。其中鸿山热电完成发电量53.52亿千瓦时,同增6.52%;晋江气电完成发电量12.05亿千瓦时(不含替代电量),同增3.6%;六枝电厂完成发电量48.73亿千瓦时,同增13.7%。除晋江气电燃气价格下降外(0.5957元/千瓦时降至0.5906元/千瓦时),其他各分公司上网电价情况均与18年相同。前三季度公司完成替代电量21.78亿千瓦时(全年额度为24.9亿千瓦时,去年同期完成替代电量15.58亿千瓦时)。 三季度风电发电量大幅增加,石城海风项目部分装机投产贡献发电量。公司三季度(平风期)风电发电量为4.78亿千瓦时,同增51.75%。其中,福能新能源实现发电量4.51亿千瓦时,同增48.84%;晋江气电实现风电发电量0.19亿千瓦时,同增58.33%。公司前三季度风电发电量为13.74亿千瓦时,同增11.89%。其中,福能新能源实现发电量13.01亿千瓦时,同增11.01%;晋江气电实现风电发电量0.65亿千瓦时,同增16.07%。各公司风电上网电价与18年持平。三季度末公司石城海上风电项目投产部分机组贡献海风发电量0.08亿千瓦时,上网价格为0.85元/千瓦时(含税)。石城项目余下机组、平海湾F区海上风电项目装机预计将于今、明两年继续分批投产,增厚风电业务业绩。 前三季度公司供热业务量价齐升。公司三季度供热量为167.3吨,同增25.4%,增量主要来自鸿山热电。其中,鸿山热电实现供热量124.85吨,同增33.57%;龙安热电实现供热量42.46吨,同增6.28%。鸿山热电供热均价为151.74元/吨,同增0.54%;龙安热电供热均价195.49元/吨,同增1.45%。公司前三季度供热量为460.82吨,同增23.39%。其中,鸿山热电实现供热量342.87吨,同增29.23%;龙安热电实现供热量117.95吨,同增9.07%。鸿山热电供热均价为152.35元/吨,同增1.3%;龙安热电供热均价为193.7元/吨,同增0.58%。 宁德核电股权收购有序推进。2019年8月1日,公司发布公告称拟向福能集团以发行股份购买资产的方式购买其持有的宁德核电10%股权。由于宁德核电资产较为优质以及此次收购价格较为合理(溢价23.47%),因此此次收购在增厚公司业绩的同时对EPS基本不存在消极影响。2019年10月8日公司收到中国证监会出具的《中国证监会行政许可申请受理单》,决定对该行政许可申请予以受理。 盈利预测与估值:随着宁德核电股权收购有序推进、海上风电(石城、平海湾F区)项目陆续投产以及煤价下行为火电业务带来的弹性,我们预计未来三年内公司业绩会迎来持续大幅增长,预计公司2019-2021年实现净利润13.93、16.31、19.08亿元,考虑收购宁德核电定增后对应EPS为0.90、0.93、1.09元,维持公司“买入”评级。 风险提示:煤炭、天然气等原材料价格的不确定性;风电补贴政策的不确定性;风电利用小时数的不确定性。

公司披露2019年中报:实现营业收入108.7亿元(+8.5%),归属于上市公司股东净利润7.22亿元(+24.1%),其中Q1/Q2分别为3.68、3.54亿元,扣非后为7.21亿元(+24%),折合EPS为0.46元/股。 2019H1煤炭板块利润贡献稳定,业绩增长主要来自于煤化工业务。 根据公司公告披露,未内部抵消前的煤炭业务实现利润总额为6.2亿元,同比减少737万元,降幅为1.2%,焦炭及深加工产品实现利润总额为4.2亿元,同比增长1.5亿元,增幅为54%,2019H1业绩增长主要来自于煤化工业务。 2019H1洗精煤价格有所上涨,洗精煤的毛利率有所提升 报告期内,洗精煤销售收入和毛利分别占煤炭板块94%、100%,是煤炭板块核心收入和利润来源。2019H1公司原煤产量387万吨(-4.9%),洗精煤产量148万吨(+1.3%),精洗率同比上升2 pct至36%,根据公司精煤外销数据来看,推算精煤销售均价1217元/吨(+5%)。量价齐升推动精煤收入有所增长,2019H1精煤销售收入为19.8亿元,同比增长8.6%,销售成本为11.0亿元,同比增长2.8%,毛利8.8亿元,同比增长17%,毛利率为44.5%,同比增加3.1个百分点。 2019H1焦炭涨价幅度大于成本上涨幅度,板块利润增加较为明显 2019上半年,公司焦炭产/销量375/379万吨,同比分别+8.1%/+9.7%。吨焦售价1863元/吨(+9.8%),吨焦成本1632元/吨(+5.6%),销价涨幅明显大于成本上涨幅度,焦炭业务毛利率同比上升3.4个pct至12.4%,毛利8.74亿元,同比大幅上涨66.5%。2019上半年唐山二级冶金焦(含税)均价同比上涨1.8%,我们判断公司焦价涨幅较高,一方面与增值税率下调有关(从16%降至13%),另一方面可能与公司焦炭产品结构优化有关。根据公司披露,三个焦化子公司净利润合计3.24亿元,同比大幅上涨1.27亿元,推算吨焦净利润86元/吨,同比增加29元/吨。 2019H1深加工产品价格均下跌,焦化深加工业务盈利下降明显 报告期内,公司主要的深加工产品甲醇(产能20万吨/年)产/销量10.8/9.2万吨,同比+27.1%/+31.4%,销售均价1913元/吨,同比-18.2%;纯苯(产能20万吨/年)产/销量8.7/3.1万吨,同比-4.4%/-13.9%,销售均价3633元/吨,同比-31.3%;己二酸(产能15万吨/年)产/销量7.7/7.9万吨,同比+8.5%/+16.2%,销售均价7117元/吨,同比-23.8%。聚甲醛项目(产能4万吨/年),实现产/销量1.8/1.7万吨,同比+17%/+15%,销售均价9720元/吨,同比下降22%。2019上半年,公司深加工业务收入合计33.3亿元(-8%),营业成本34.2亿元(-1.8%),毛利率-2.7%(-6.4pct),毛利贡献-0.91亿元(同比减少2.26亿元)。 盈利预测与估值:预计2019-2021年eps分别为0.84、0.87、0.89元/股 预计2019-2021年公司实现归属于母公司股东净利润为13.4/13.8/14.2亿元,折合EPS分别是0.84、0.87、0.89元/股,当前5.7元股价对应PE分别为6.8X/6.5X/6.4X,作为煤焦一体化龙头,低估值优势明显,维持“买入”评级。 风险提示:宏观经济低迷;行政性调控的不确定性;环保限产不及预期风险。

公司披露2019半年度报告:实现营业收入44.45亿元(+15.87%),归属于上市公司股东净利润4.96亿元(+21.61%),公司扣除非经常性损益后的归母净利润为4.73亿元(+17.34%),每股收益为0.32元/股(+23.08%),加权平均ROE为4.14%(+0.34pct)。 受水电挤占影响公司二季度火电发电量略有下降,上半年总体略有上升。公司二季度火电发电量共计43.83亿千瓦时,同降1.19%。其中鸿山热电完成发电量20.19亿千瓦时,同降2.09%;晋江气电完成发电量7.12亿千瓦时(不含替代电量),同降7.53%;六枝电厂完成发电量15.87亿千瓦时,同增2.59%。公司上半年火电发电量共计80.57亿千瓦时,同增3.06%。其中鸿山热电完成发电量33.31亿千瓦时,同增6.52%;晋江气电完成发电量12.05亿千瓦时(不含替代电量),同降11.66%;六枝电厂完成发电量34.06亿千瓦时,同增5.42%。除晋江气电燃气价格下降外(0.5957元/千瓦时降至0.5906元/千瓦时),其他各分公司上网电价情况均与18年相同。下半年火电数据表现仍需观察全社会用电量增速及水电对火电的挤占情况。 受一季度风况不佳影响,公司上半年风电发电量略有下滑,下半年静待石城、平海湾项目分批陆续投产。公司二季度(平风期)风电发电量为3.66亿千瓦时,同增6.71%。其中,福能新能源实现发电量3.49亿千瓦时,同增6.73%;晋江气电实现风电发电量0.17亿千瓦时,同增6.25%。受到一季度顺风期风况较差影响,公司上半年风电发电量为8.96亿千瓦时,同降1.86%。其中,福能新能源实现发电量8.5,同降2.19%;晋江气电实现风电发电量0.46亿千瓦时,同增4.55%。各公司风电上网电价与18年持平。今年下半年公司石城、平海湾F区海上风电项目预计将陆续分批投产,增厚风电业务业绩。 二季度+上半年公司供热业务量价齐升。公司二季度供热量为174.1吨,同增20.64%,增量主要来自鸿山热电。其中,鸿山热电实现供热量132.49吨,同增25.61%;龙安热电实现供热量41.61吨,同增7.16%。鸿山热电供热均价为152.79元/吨,同增3.45%;龙安热电供热均价为192.81元/吨,同增1.43%。公司上半年供热量为293.51吨,同增20.64%。其中,鸿山热电实现供热量218.02吨,同增28.85%;龙安热电实现供热量75.49吨,同增15.4%。鸿山热电供热均价为152.98元/吨,同增1.92%;龙安热电供热均价为192.7元/吨,同增0.09%。 宁德核电股权收购有序推进。2019年8月1日,公司发布公告称拟向福能集团以发行股份购买资产的方式购买其持有的宁德核电10%股权。截至目前,宁德核电总装机容量为435.6万千瓦,2018年利用小时数为7285h,较全国核电平均利用小时数7184h高出101h。2017、2018年ROE分别为13.46%和17.41%(中广核2018年ROE为12.71%),资产较为优质。 盈利预测与估值:随着宁德核电股权收购有序推进、海上风电(石城、平海湾F区)项目陆续投产以及煤价下行为火电业务带来的弹性,我们预计未来三年内公司业绩会迎来持续大幅增长,预计公司2019-2021年实现净利润13.43、17.61、20.20亿元,考虑收购宁德核电定增后对应EPS为0.87、1.00、1.15元,维持公司“买入”评级。 风险提示:煤炭、天然气等原材料价格的不确定性;风电补贴政策的不确定性;风电利用小时数的不确定性。

公司披露2019年度半年报:实现营业收入165.3亿元(-18%),归属于上市公司股东净利润3.21亿元(-8.1%),其中Q1、Q2分别为2.38、0.84亿元,扣非后归母净利润为1.93亿元(-53.9%)。每股收益为0.32元(-8.1%),加权平均ROE为5.5%(同比减少1个pct)。 2019H1煤炭业务量减少导致销售收入下降,但成本下降幅度更大导致盈利能力提升。煤炭贸易是公司的绝对主导业务,2019H1收入占比高达81%,报告期内公司煤炭发运量2908万吨(-8.7%),其中实现境外销售超400万吨,同比增长58.05%,境外能源消费市场开拓取得阶段性突破。2019H1煤炭贸易销售收入133.3亿元(-15.0%),销售成本121.80亿元(-18.7%),毛利为11.5亿元(+64%)。煤炭吨煤价格458元/吨(-6.9%),吨煤成本419元/吨(-11.0%),吨煤毛利40元/吨(+79.9%),毛利率8.7%(+4.2%)。 2019H1非煤大宗贸易收缩明显。公司非煤炭大宗商品主要有石油化工产品等能源商品。主要操作模式以现货贸易为基础,辅以期货等金融衍生品工具,通过现货与期货的有机结合进行业务风险对冲,一方面为上下游产业链提供稳定的交易服务,另一方面规避了大宗商品价格波动风险,并赚取合理商业利润。根据公司战略调整,非煤大宗贸易在2018年基础上继续收缩,2019年上半年公司非煤大宗贸易销售收入2.86亿元(-29%),销售成本2.84亿元(-25%),毛利率0.8%(同比下降5.9个百分点)。 2019H1政策调控与结构优化并行,供应链金融业务规模下降。报告期内,国家实施“宽货币,紧信用”的宏观调控政策,民营企业信用贷款受限。为应对政策环境带来的资金压力,一方面,公司合理规划融资结构,降低部分融资成本较高的机构融资,同时积极尝试并创新融资方式,加大对低成本银行及其他金融机构融资业务的开拓力度;另一方面,根据实际经营需要,优化业务结构,适时调减商业保理等供应链金融业务规模,截至2019上半年末,公司应收保理款余额为68.3亿元,同比下降17.9%,2019H1供应链金融业务销售收入336百万元(-26%),销售成本178万元(+9%),毛利率47.0%(同比下降17个百分点)。 2019H1销售费用上升推动期间费用率上涨。2019年上半年,公司销售费用8.88亿元(+117.8%),系国际煤炭及煤焦业务规模增加所致;管理费用1.75亿元(+53.6%),系职工薪酬增长所致;财务费用2.48亿元(-37.3%),系融资规模较去年同期有所下降所致。三项期间费用率7.9%,同比上升3.4pct。 盈利预测与估值:我们预计公司2019/20/21年实现归属于母公司股东净利润分别为6.2/7.6/8.9亿元,折合EPS分别是0.61/0.74/0.87元/股,当前8.36元股价对应PE分别为14/11/10倍,给予公司“增持”评级。 风险提示:宏观经济低迷;利率市场偏紧。

公司披露 2019半年度报告:实现营业收入 1059.8亿元(+38.9%) ,归属于上市公司股东净利润 53.6亿元(+23.5%) ,扣非后为 50.2亿元(+10.8%) ,每股收益 1.09元(+23.5%) ,加权平均 ROE 为 8.36%(+0.72pct) 。报告期内一大亮点是,公司拟派发 2019年中期现金股利合计 49.12亿元,即每股派发现金股利为 1.0元(含税) ,对应 2019年 8月 30日收盘价 9.57元,股息率高达 10.4%。 2019H1营业收入增长主因是贸易业务大幅增长,净利润增长与管理费用以及所得税费用同比下降等有关。报告期内,非核心业务贸易业务等实现了收入 727.4亿元,同比大幅增长 65%,占总收入比重从上年同期的 58%提升至 69%,该项业务的大幅增长推动公司总收入实现了大幅增长。上年同期,公司社保费用一次性计提 10.16亿元,造成管理费用基数较高,本年度管理费用大幅降低11.7亿元,幅度为 37%。同时,公司确认了收购联合煤炭公司所形成的递延税款(2.19亿澳元,约为人民币 10.5亿元) ,使得本期所得税费用降低了 8.9亿元,幅度为 37%。 2019H1自产商品煤量产销量略有下滑, 主因内蒙地区新矿投产速度偏慢所致。 报告期内公司实现原煤产量 5249万吨(-1.6%) ,商品煤产量 4699万吨(-3.1%) ,商品煤销量 5529万吨(-0.4%),其中自产商品煤销量 4487万吨(-5.6%) 、外购商品煤销量 1042万吨(+31%) ,自产商品煤产销量下滑主因是内蒙地区新矿投产速度偏慢所致,内蒙地区商品煤合计产量 863万吨,同比下滑112万吨,降幅为 11.5%,内蒙地区合计产能 3120万吨,随着石拉乌素煤矿(1000万吨)进入联合试运转以及营盘壕煤矿(1200万吨)证照逐渐办理,未来产能仍有较大释放空间。分季度来看,Q2公司自产商品煤产/销量分别为2380/2284万吨,环比分别+3%/+4%。 煤炭单位售价有所上涨,但单位盈利能力有所下滑。2019上半年,公司实现吨煤销售均价 565元(+4.7%),销售价格上涨主要与本部的精煤价格上涨以及精煤洗选率提升有关,本部上半年销售均价达到 656元/吨(+11%) ,精煤销售占比达到 53%(同比增加 9个百分点) 。吨煤销售成本 320元(+12.8%) ,成本上涨与自产煤产销量下滑以及外购煤成本增加等有关。吨煤毛利 245元/吨(-4.3%) ,成本涨幅高于售价,吨煤盈利能力略有下滑。分季度来看,Q2公司吨煤售价 536元/吨(环比-59元/吨),吨煤成本 309元/吨(环比-22元/吨),成本下降幅度小于售价,使得吨煤毛利环比下降 37元/吨至 228元/吨。 甲醇业务量升价跌,盈利能力有下滑。报告期内,公司煤化工甲醇业务实现产销量 85/83万吨,同比+6.4%/+5.0%,甲醇单位售价为 1696元/吨(-19.6%),单位成本 1314元/吨(-3%),毛利率为 22%(-14pct)。该项业务共计实现营业收入 14.1亿元(-15.5%),毛利额 3.2亿元(-47%),占公司总毛利比重约2.2%(上年同期为 4%) 。 盈利预测与估值:我们预计公司 2019-2021年归属于母公司的净利润分别为88.3、90.2、92.9亿元,折合 EPS 分别是 1.80、1.84、1.89元/股,当前 9.57元的股价,对应 PE 分别为 5.3/5.2/5.1倍,维持公司“买入”评级。 风险提示:经济低迷造成煤炭需求不及预期;行业行政性调控的不确定性。