18年前三季度营收+23.58%;归母净利润+50.81% 公司2018年前三季度营收14.18亿元,同比+23.58%;归母净利润4.78亿元,同比+50.81%,位于业绩预告4.5-5.0亿元的区间中点以上。公司前三季度业绩增速超出蓝焰煤层气资产18年30%的业绩承诺备考增速。 气价上行,工程量增加,判断工程收入占比同比提升 公司业绩增长,主因一方面是受油气市场利好影响,煤层气售价同比有所提升;另一方面本年度公司工程施工量同比增加。公司毛利率40.44%,同比+3.12pct;18H1售气毛利率同比+5.98pct,高于综合毛利率的提升幅度,且三季度售气毛利率可能由于气价上行而进一步提升;故综合判断前三季度工程收入占比可能同比去年出现了进一步提升。 财务费用下行,经营现金流上行,母公司未分配利润负数扩大 前三季度公司期间费用率13.67%,同比-5.23pct,主因是财务费用下降2076万元,原因是报告期偿还了部分到期借款及融资租赁款,负债总额-3.61亿元。资产减值损失5.57亿元,同比+5.88亿元,主因是计提坏账。所得税率17.57%,同比-4.22pct。经营现金流净额8.54亿元,同比+5.9%,低于净利润增速。母公司报表未分配利润-12.60亿元,环比-0.10亿元。资产负债率50.0%,环比半年度末-2.0pct,体现公司资产负债结构改善。 今冬用气缺口超过去年,中石油超额涨价,看好四季度气价上行 供暖季开始在即,近日官媒报道,中石油测算今冬明春我国天然气用气缺口约228亿方,超出我们回溯测算的上年约100亿方缺口。山西、河南周边18年煤改气推进力度略大于17年。中石油今冬管道气各段气量的价格涨幅均超越去年。上述因素意味着公司今冬明春销售价格有望同比进一步提升。 期待气量上行,维持“买入”评级 我们认为公司是煤层气行业远期气量增长最具潜力的标的,短期内期待柳林石西区块产气进度,并期待今冬气价上行与新区块招标。预计18-20年业绩为6.43/8.06/10.24亿元,对应动态PE为20/16/12,维持“买入”评级。 风险提示:气量不达预期,气价涨幅低于预期,工程确认不达预期

2018H1营收增长24.74%,归母净利润增长31.83% 公司发布2018年中报,实现营收10.03亿元,同比+24.74%;归母净利润3.29亿元,同比+31.83%,略高于此前业绩预告2.9-3.5亿元的区间中点;全资子公司蓝焰煤层气归母净利润3.46亿元,略超该公司业绩承诺6.9亿元的50%。 气量小幅增长,成本下行带动售气毛利率上升 公司煤层气抽采量7.24亿方,+3.13%;利用量5.55亿方,+3.74%;销售量3.52亿方,+8.31%,排空率-2.7pct至36.6%。销气收入5.39亿元,+6.75%;售气均价1.53元/方,-0.02元/方。平均利用成本0.52元/方,-0.04元/方。售气毛利率46.19%,+5.98pct。确认煤层气补贴1.23亿元,平均0.35元/方。 新建气井工程翻倍增长,工程利润占比提升至39%。 气井建造收入2.92亿元,+107%,毛利率-2.76pct至39.06%。瓦斯治理收入1.41亿元,与上年相同,毛利率+1.34pct至35.20%。上半年工程业务合计毛利润+4pct至39%,贡献业绩增量的49%;售气业务贡献46%。公司8月上调18Y气井建造关联收入指引至4.45亿元,略低于17Y实际4.70亿元的收入。 期间费用率显著下行,新债利率上升1.05pct 期间费用率-4.0pct至13.7%,主因是财务费用率下降3.4pct至7.0%,平均融资成本2.54%,同比+0.01pct。5月31日7亿元公司债上市,利率6.55%,较其置换的2010年公司债利率+1.05pct,预计将导致下半年融资成本上行。 新区块进展顺利,柳林石西点火,10月底管道修通 7月31日,柳林石西区块一号勘探井成功点火,成为山西省首批公开出让的十个煤层气勘探区块中首个勘探施工点火的区块;柳林石西煤层气管线工程已完成招标,正在施工,预计10月底建成。目前4个区块地质填图工作量完成88%。 看好今冬量价齐升,维持买入评级 预计公司18-20年归母净利润6.4/8.1/10.2亿元,对应动态PE17.2/13.7/10.8,今冬中石油管道气涨幅超出去年20pct以上,或将带动煤层气气价进一步上涨。若冬季新区块顺利产气,则有望实现量价齐升格局。维持“买入”评级。 风险提示:新区块气量不及预期,气价涨幅不及预期,排空率上升。

2018H1营收-3.96%,归母净利润-5.43% 公司发布2018年半年报,营业收入3.38亿元,同比-3.96%;归母净利润11.63亿元,同比-5.43%;符合此前业绩快报预期。 国电大渡河延迟分红,雅砻江退税减少,投资收益下滑 报告期内,公司归母净利润同比下滑约0.67亿元,主因是投资收益下滑0.58亿元。本期参股10%的国电大渡河公司尚未分红,去年同期该公司分红0.47亿元。18H1国电大渡河发电量168.34亿千瓦时,同比+24.31%,业绩增长为未来年度分红打下基础。参股48%的雅砻江公司18H1发电量299.06亿千瓦时,同比+3.08%;上网电价0.281元/千瓦时,同比+0.72%;但收到增值税返还减少2.04亿元至0.69亿元,导致净利润同比下滑0.24亿元。考虑到增值税退税政策到期,我们预计雅砻江业绩在2018年仍将受到退税减少的影响。 雅砻江中游机组建设,提升远期装机、发电量预期 报告期内,公司对雅砻江投出资本金5.76亿元,并持续推进发行不超过40亿元可转债,用于增资推进杨房沟水电站建设。雅砻江下游已建成装机1470万千瓦,中游规划装机约1184万千瓦,其中杨房沟300万千瓦与两河口150万千瓦已在建,预计2021年首台机组投产。中游前期配套工程卡杨公路建设已处于尾声;2018年4月雅中-江西±800千伏特高压直流输电工程完成线路开工图设计,额定输送容量1,000万千瓦,每年可外送水电约450亿千瓦时。 参股三峡新能源,拓展新增长点 报告期内公司对三峡新能源投资8.6亿元,成功参与三峡集团全资子公司三峡新能源增资引战项目,直接和间接持有其2.025%股权;对该项目的成功增资拓展了公司在风电、太阳能等新能源领域发展的机会。 看好水电业务价值与雅砻江远期装机增长,给予“增持”评级 我们预计公司2018-2020年归母净利润31.99/32.00/33.18亿元,对应动态PE11.3/11.3/10.9。看好水电业务稳定及强现金流的价值,看好雅砻江装机远期增长,长江电力截至8月9日已增持至6.92%,后续或推动雅砻江及三峡电力机组联合调度。首次给予“增持”评级。 风险提示:雅砻江来水&电价不及预期,融资进度不及预期。

2018H1营收增长27.38%,归母净利润增长15.71% 公司发布2018年半年报,营收177.86亿元,同比+27.38%;归母净利润15.71亿元,同比+21.74%。加权平均ROE4.94%,同比+0.54pct。 量价齐升带动业绩反转,火电贡献主要增量 上半年公司发电量651.52亿千瓦时,同比+19.52%,远高于8.3%的全国增速。平均上网电价0.322元/千瓦时,同比+5.91%。火电量价齐升是营收增长的主要因素。火电发电量因湄洲湾二期17Q3投产而增发48.83%至294.06亿千瓦时;其中存量机组发电量+23.68%,远高于8.1%的全国增速。火电上网电价因17Q3标杆电价提升以及市场化竞价趋于理性而增长6.27%至0.377元/千瓦时。此外,雅砻江发电量同比+3.18%,上网电价同比+0.002元/千瓦时。 增值税退税政策到期,经营现金流增速放缓 18H1公司经营现金流净额+75.49亿元,同比+8.71%,低于营收增速。其主因是本期雅砻江与大朝山增值税退税仅确认8877.74万元,同比减少76.19%。受此影响,公司受到的税费返还同比减少3.13亿元,现金流增速放缓。 雅砻江季节性偏枯&电价环比下行,18Q2业绩环比减少 18Q2公司业绩5.81亿元,环比-41%,符合公司业绩的季节性特点,公司17Q2增速环比17Q1曾减少61%。二季度业绩偏少的主因是雅砻江Q2发电量较Q1环比减少13%,且上网电价下滑14%至0.258元/千瓦时,导致营收同比-11%。同时,在期间费用绝对值基本稳定的情况下,营收基数的减少导致18Q2期间费用率较18Q1环比上升3.03pct至18.47%。 看好水火并济投资价值,首次覆盖给予“增持”评级 我们预计公司2018-2020年营业收入372.38/395.64/417.48亿元,归母净利润37.26/39.23/41.13亿元,对应同比增速15.3%/5.3%/4.9%,对应动态PE13.3x/12.6x/12.0x。截至8月7日收市,测算长江电力累计持股已达8.17%。看好公司火电业绩持续修复,水电受益于雅砻江中游装机远期增长,合理估值8.67元,首次覆盖给予“增持”评级。 风险提示 电价下行,发电量不及预期,增值税退税减少,装机容量增速不及预期。

2018H1营收+169.20%,归母净利润+175.91% 公司发布2018半年报,实现营收22.82亿元,同比+169.20%;归母净利润5.02亿元,同比+175.91%;归母扣非净利润4.52亿元,同比+148.75%。 内生区域受益于农村煤改气收入确认,成为业绩高增主因 报告期内,公司河北项目受益于农村煤改气收入确认,合计贡献净利润4.56亿元,同比增长125.74%,贡献了业绩增量的79.38%。公司账面尚有预收款项9.27亿元,较期初减少3.11亿元,主要是燃气具预收款减少1.65亿元;接驳预收款项4.51亿元,较期初下降2790万元。应收账款12.86亿元,大部分为地方政府接驳款。我们判断下半年仍有相当部分接驳收入待确认。由于17H1基本无农村煤改气收入,农村接驳毛利率低于城市接驳,报告期内综合毛利率下滑14.37pct 至26.40%,属于业务结构变化带来的合理现象。 并购荆州燃气与国祯燃气,贡献业绩额外增速 公司17年11月收购荆州燃气并表,18H1贡献业绩4576万元,占业绩增量的14.3%,接近18年业绩承诺9200万元的一半。公司7月公告拟以13.44亿元现金收购国祯燃气100%股权,标的17年归母净利润1.05亿元,对应并购PE12.8x,位于城燃并购常见区间。公司连续落地亿元级别利润的并购,体现了较强的项目获取能力与并购运作能力。后续并购有望助力业绩持续成长。 继续推进投建LNG 接收站,拓展上游气源格局远大 公司计划建设总投资额35亿元、年周转量260万吨的绥中LNG 接收站项目,报告期内项目前期审批和准备工作持续推进。在北方工商业煤改气与清洁取暖大势下,我们认为冬季的区域性供需紧张仍将持续数年,自有上游气源将有助于城市燃气公司控制购气成本、充分满足下游需求。 维持买入评级 维持公司18-20年业绩预测为10.1/11.4/12.7亿元,对应动态PE 为13.3x/11.8x/10.6x。最新期权激励行权价格 15.16元/股,高于报告发布日收盘价。参考行业可比公司,给予18年16xPE,目标价16.84元,维持“买入”评级。 风险提示 内生气量增长不达预期,并购进展不达预期

2018H1营业收入增长15.36%,归母净利润增长170.29%公司发布2018年半年报,营业收入824.05亿元,同比+15.36%;归母净利润21.29亿元,同比+170.29%;归母扣非净利润19.36亿元,同比+200.21%。 发电量持续增长,电价提升,燃煤成本小幅上行18H1,公司发电量2081.67亿千瓦时,同比+11.51%,高于全国8.3%的增速。 营收增速高于发电量增速,得益于平均上网电价418.57元/兆瓦时,同比+11.08元/兆瓦时或2.72%,主因是17年7月1日起全国燃煤标杆电价调升。营业成本+13.19%,高于电量增幅,主因是单位燃料成本+5.84%,燃料成本+75.99亿元。毛利率+1.67pct 至13.15%;净利率+1.93pct 至3.38%;加权ROE+1.72pct 至2.80%,仍显著低于16H1的7.6%。 二季度电价与度电利润环比下滑,期间费用率环比上升18Q2归母净利润9.10亿元,环比-25%,跌幅超出0.24%的发电量环比跌幅。 18Q1上网电价423.55元/兆瓦时,高于18H1,体现18Q2电价环比下滑。18Q2度电毛利5.10分,环比-14%;度电净利1.08分,环比-39%。18Q2期间费用率环比+1.5pct 至9.2%,主因是财务费用率环比+1.1pct 至6.8%。 拟受让山东关联资产,装机容量持续增长截至18H1,公司可控装机容量104,425MW,权益装机容量91,894MW;期初可控装机容量104,321MW,权益装机容量92,003MW。公司今日公告,控股子公司山东公司拟以18.0002亿元受让泰山电力拥有4个项目权益。公司6月收到证监会核准批文,拟发行股份募集50亿元用于建设6个项目。公司装机容量因而有望持续稳步增长。 看好火电盈利修复,给予“增持”评级我们看好火电行业利用小时数持续修复与电价企稳。7月至今煤价跌幅明显,有望利好三季度火电业绩。公司承诺18-20年70%保底分红率,带来高股息预期。预计18-20年业绩45.6/64.5/82.7亿元,对应动态PE25.2/17.8/13.9,对应PB1.49/1.46/1.41,首次给予“增持”评级。 风险提示电价超预期下行,煤价超预期上涨,电量增速不达预期。

公司简介:坐拥水电核心资产,乌白注入彰显成长性 公司是全球最大的水电上市公司,控股股东为三峡集团,拥有全国第一和第三的金沙江(下游)与长江上游两大水电基地开发权,运行管理三峡、葛洲坝、溪洛渡、向家坝4座巨型电站,总装机容量4549.5万千瓦,占全国水电装机的13.33%。三峡集团拟于2021-22年底投运金沙江下游乌东德、白鹤滩电站,并于此后注入上市公司,潜在新增装机2620万千瓦,测算EV或提升35-40%。 财务分析:现金牛驱动的长期价值投资标杆 公司体现出典型的大水电现金牛财务特征:利润率常年稳定;营业成本中折旧占比高达63%,可变成本波动小;经营现金流高度充沛。受此影响,公司得以维持较高的分红水平,最新股息率4.01%。同时,公司得以持续降低资产负债率,逐年降低财务费用,并为后续资产注入预留杠杆空间。公司还得以持续进行投资运作,以占比较高的投资收益平滑发电主营的业绩波动。 电量电价:核心资产带来核心竞争力 公司手握水电核心资产,且装机具备成长性,奠定了在政策支持、联合调度、电能消纳、电价谈判、业绩成长等多方面的核心竞争力。电量方面,公司已建立起金沙江下游-长江上游4座巨型水电站之间的区域联合调度机制,未来通过投建自有电站与参股相关流域水电,有望进一步扩大联合调度范围,持续提升发电量。电价方面,近年来燃煤标杆电价预期企稳,公司议价能力强,上网电价波动风险较小。公司发电成本低,长期在电改中可能受益于售电份额扩张。 产业链延伸,拓展配售电业务 公司自2017年以来密集发力打造重庆区域配售电平台,我们认为未来可能以此为基础,在全国多点发力拓展,使配售电成为公司及集团新的业绩增长极。 首次覆盖给予“增持”评级 预计公司18-20年营收502.53/517.65/530.86亿元,归母净利润223.55/226.16/229.71亿元,对应动态PE16.2x/16.0x/15.7x。参考相对估值与绝对估值结果,给予合理估值区间20.32-21.66元。首次覆盖给予“增持”评级。 风险提示 来水波动,电价波动,增值税退税政策到期,川云公司税率提升

发布2017年报及2018年一季报,年报业绩低于预期 2017Y公司营收19.04亿元,同比+52.18%;归母净利润4.89亿元,同比+27.30%。全资子公司蓝焰煤层气营收19.04亿元,归母扣非净利润5.34亿元,完成5.32亿元的业绩承诺。公司年报业绩低于预期,主因是母公司额外发生5177.88万元的期间费用。2018Q1,公司营收3.46亿元,同比-4.64%;归母净利润1.09亿元,同比+46.24%。 采销两端气量均现瓶颈,期待在手区块进展 2017Y,公司煤层气抽采量14.33亿方,同比+0.0%;利用量10.9亿方,同比+4.8%;销售量7.0亿方,同比+1.3%。在2017年冬季山西省天然气严重供不应求、政府一度指引煤层气销售不出省的情况下,公司售气量增长大幅低于预期,体现存量区块可供销售气量或已出现瓶颈。2018年公司气量增速将很大程度依赖子公司区块(阳泉、左权等)及17年新中标4个区块的采气进展。 售气价格上行,行业大逻辑持续向好 2017Y,公司平均销气价格(不含税)1.60元/方,较2016Y的1.49元/方提升7.5%,高于2017H1的1.55元/方,测算2017H2销气均价在1.64元/方。 以抽采量为基数的平均采气成本0.50元/方,同比下降7.4%。我们持续看好煤层气行业持续受益于天然气市场供需紧平衡带来的价格上行。技术和管理的进步有望带动开采成本持续下行。矿权改革也利好公司持续竞标获取新区块。 工程利润占比38%,18年关联工程指引显著下调 2017Y,公司气井建造与瓦斯治理工程业务实现收入7.52亿元,低于当年约10亿元的关联交易指引;气井建造工程毛利率下滑6.18pct至35.68%;合计毛利占比37.8%。2018Y,公司工程业务关联交易收入指引4.12亿元,较上年指引显著下调,其中新建气井指引收入约7000万元,占比明显缩小。 看好行业长期逻辑,关注公司气量进展,维持“买入”评级 我们预计18-20年实现归母净利润7.2/8.8/10.7亿元,对应动态PE16/13/11倍,看好煤层气行业长逻辑,持续关注公司区块气量进展,维持“买入”评级。 风险提示 气量增长不达预期,2018年15个新区块中标不达预期,国企改革不达预期。

2018年一季度营收增长216%,归母净利润增长250% 公司发布2018年一季报,实现营业收入15.97亿元,同比+215.72%;归母净利润2.93亿元,同比+249.53%;扣非归母净利润2.71亿元,同比+223.69%。 煤改气接驳户数持续确认,连带提升销气规模 报告期内公司营收同比+215.72%,主因为销气业务与接驳业务的大幅增长。 农村煤改气户均年用气量可达城市建成区用户的6-8倍,在贡献接驳业绩的同时亦连带推动了销气量提升。我们判断一季度以农村煤改气为主的接驳户数确认较多,主要为2017年完工但未及确认的约15-18万户煤改气接驳收入部分确认所致。预计18H1该部分延迟确认的接驳户数将基本完成确认。 农村接驳与冬供采购LNG影响利润率,后续利润率仍有下行空间 报告期内公司综合毛利率22.64%,同比-6.49pct,分析主因包括①农村地广人稀,接驳利润率低于城市内生接驳;②供暖季少部分气量采购高价LNG摊低售气利润率。我们预计公司2018年售气利润率有望随今冬天然气市场供需缺口的缩窄而有所改善。但由于公司当前处于快速确认农村接驳时期,利润结构中超过80%为高毛利率的接驳业务贡献,伴随后续农村接驳新增业务量递减,公司综合毛利率或仍面临下行压力。 煤改气补贴回款顺利,综合税率持续走低 公司报告期内经营现金流净额1751.38万元,实现扭亏,同比+133.45%,判断主因为农村煤改气相关的政府补贴款持续流入,体现河北煤改气核心地区政府补贴支付能力符合此前的乐观预期。由于煤改气相关收入不征税,且煤改气补贴形成递延收益增加递延所得税资产,公司综合所得税率同比下降14.69pct至11.68%,且低于17年报的12.39%,进一步推升业绩增速。 看好销气持续增长与接收站布局,维持“买入”评级 我们维持公司2018-2020年盈利预测为10.1/11.4/12.7亿元,对应动态PE为12/11/10倍,公司当前估值低于同业,当前股价低于定增价格13.05元与员工持股成本价14.85元,看好销气增长与LNG接收站布局,维持“买入”评级。 风险提示 外延扩张不达预期,LNG接收站进展不达预期,2019年起接驳量快速下行。

2017年营收增长73%,归母净利润增长56%,股息率3.62%。 公司发布2017年年报,实现营业收入29.72亿元,同比+72.82%;归母净利润8.58亿元,同比+55.67%,略高于8.26-8.81亿元的业绩预告区间的中位数。公司指引2018年目标收入40亿元,净利润10亿元;2020年净利润12亿元。公司拟每10股派息4.5元,分红率54.1%,对应4月13日收盘价股息率3.62%。 煤改气收入大量延迟确认,接驳毛利率小幅下行。 公司接驳业务营收11.34亿元,同比+44.30%,考虑到该项收入中尚有城市内生接驳贡献,我们判断公司或有约15-18万户煤改气接驳收入延迟至2019年确认。报告期内公司经营现金流净额8.79亿元,同比+204.26%;递延收益3.13亿元,同比+88.32%或1.46亿元;接驳收入的税收优惠使综合所得税率大幅下降13.1pct至12.39%。接驳业务分项毛利率78.14%,同比-3.17pct,体现出农村地区燃气基础设施偏弱、房屋相对分散导致的户均成本偏高。 销气业务快速增长,毛差微小幅度缩窄。 报告期内公司售气业务营收10.9亿元,同比+67.47%;毛利率13.07%,同比-1.10pct。我们认为售气业务体量的高增长主要体现了公司自有项目销气量增长以及荆州天然气并表(营收4.0亿元、净利润8056万元)的双重贡献。毛利率下滑幅度相比港股大型城燃甚微,显示配气环节监管政策以及冬季气荒对公司负面影响有限,判断主因是公司所处项目毛差基数偏低,下滑压力较小。 拟建LNG接收站,利好自有气源置换与天然气贸易。 公司拟于辽宁绥中建设一期260万吨、三期合计500万吨规模LNG接收站。若公司能顺利向国家发改委获批建成码头,我们认为公司将受益于自有气源的低成本置换,以及接收站富余气量贡献的贸易利润,利好公司业务前景。 看好销气持续增长与接收站布局,维持“买入”评级。 我们预计公司2018-2020年净利润为10.1/11.4/12.7亿元,对应动态PE为12/11/9倍,公司当前估值低于同业,当前股价低于定增价格13.05元与员工持股成本价14.85元,维持“买入”评级。 风险提示。 外延扩张不达预期,LNG接收站进展不达预期,2019年起接驳量快速下行

评论: 重组方案初步落地,晋煤主导略超预期。 2017年11月,媒体报道传闻称,山西省拟成立省燃气集团,将晋煤集团(下属山西上游煤层气开发商蓝焰控股)、国新集团(下属山西中游省网上市公司国新能源)及部分其他省属燃气、煤层气资产统一整合,当时蓝焰控股曾公告初步确认存在该事项。本次蓝焰控股公告,确认山西省的重组方案落地。尽管方案细节尚未公布,但蓝焰控股的控股股东晋煤集团确认将成为省燃气集团100%的控股股东,在重组过程中有望成为主导方,略超市场预期。 山西省燃气重组、改革决心凸显。 2017年以来,山西省燃气、煤层气产业链频频释放重组、改革信号,体现出打破省内“一煤独大”格局,打造强势燃气产业的决心。2017年8-10月,山西省国土资源厅主导并完成中国史上首次煤层气探矿权公开招标,10个区块中,蓝焰控股中标4个,国新能源中标1个。2017年11月,媒体报道山西省拟重组成立省燃气集团,2018年2月,晋煤集团收到批复。改革力度与速度均快于市场预期,凸显山西省的坚定决心。 重组细节未定,协同效应可期。 本次山西省拟成立省燃气集团,方案细节尚不得而知,蓝焰控股、国新能源上市公司体内外、以及此前报道涉及的晋煤集团、国新集团以外其他省属资产如何协调股权权属,尚存在一定的不确定性。总体我们研判,重组有望在一定程度上消化山西省燃气产业链上、中、下游资产经营过程中天然的相互博弈情形,提升产业链不同环节之间的协同效应,并对相关公司在矿权获取、资产注入、业务协同、业务量提升等层面带来潜在利好。 掌握上游气源,长线看好公司前景。 今冬以来山西省因煤改气力度空前,面临严重气荒问题,省内煤层气一度被要求概不外输,优先保供省内,上游气源长期战略价值凸显。公司作为国内开采量仅次于中石油的煤层气龙头,掌握上游气田区块,并有望通过招标等形式持续获取新区块,有望在天然气供需紧张的大格局下持续享受销气业务的价稳量增。我们预计公司17-19年归母净利润5.6/7.9/10.0亿元,对应动态PE19x/13x/11x,维持“买入”评级。

公司情况更新:多元化发展的地方综合能源平台。 公司是总部位于上海的地方综合能源平台,主要从事电力、石油天然气的开发建设和经营管理,控股股东为申能集团,实际控制人为上海国资委。公司秉持“以电气产业为核心,金融产业协同发展”的产业格局,在能源板块正在积极调整结构,提升新兴能源占比,并构建综合能源服务体系。在金融板块,公司力图提升金融资产占净资产的比重,增强资产和业绩的安全边际。 中天合创煤化工项目近期投产,有望增厚投资收益。 公司投资12.5%的中天合创能源有限责任公司鄂尔多斯煤炭深加工示范项近期投产。项目位于内蒙古自治区鄂尔多斯市乌审旗图克镇,总投资591亿元,中煤、中石化、申能股份、内蒙古满世煤炭按照38.75%:38.75%:12.5%:10%的比例出资设立。项目设计产能:葫芦素、门克庆两座煤矿年产2500万吨煤炭;化工部分年产360万吨甲醇(中间产品)、137万吨聚乙烯、聚丙烯产品。项目投产后,计划部分煤炭用于煤化工生产,剩余部分对外销售。若项目进展顺利,我们初步预计可为公司增厚2018年投资收益约2.5-3.8亿元。 LNG价格暴涨对上海地区燃气业务影响有限。 公司控股的天然气管网公司(持股50%)负责投资建设和经营管理上海地区唯一的天然气高压主干管网系统,统一接收并配售各种气源。上海气源呈现”5+!”格局,包括洋山港LNG(长约为主),西一线、西二线、东海海气、川气东送,以及崇明岛接收的中石油如东海气。由于所有气源价格均较为稳定,上海地区及公司受今冬华北LNG暴涨的影响程度极为有限。18年随崇明热电项目投产,公司气量有望继续提升。 电力业务受益于潜在煤电联动预期。 公司权益装机容量939.58万千瓦,控股装机容量904.17万千瓦,其中控股燃煤机组704.4万千瓦。随着2017年下半年燃煤标杆电价调涨,公司电力业务料环比改善。后续公司还有望受益于2018年潜在的煤电联动。 维持“增持”评级。 预计公司2017-2019年营业收入301.3/327.9/355.0亿元,实现归母净利润20.2/24.0/27.6亿元,对应动态PE为14/11/10。更新报告维持“增持”评级。

立足上海的综合能源平台。 公司是总部位于上海的地方综合能源平台,主要从事电力、石油天然气的开发建设和经营管理。公司控股股东为申能集团,持股比例49.79%,实际控制人为上海国资委。2017前三季度公司营收236.71亿元,同比增长17.50%,归母净利润14.69亿元,同比下滑19.39%,主因是煤价大涨,电力主营下滑。 电力业务:火电见底,大力拓展清洁能源。 公司权益装机容量939.58万千瓦,控股装机容量904.17万千瓦,分布于煤电、气电、核电、风电等领域,近年来,公司在天然气发电、风电等清洁能源比重不断提高。2017H1,公司电力板块营收48.14亿元,同比+22.26%;毛利率14.58%,同比-12.20pct。随着2017年下半年燃煤标杆电价调涨,公司电力业务料将环比改善。后续公司还有望受益于2018年潜在的煤电联动。 油气业务:开采平稳,销气量上行。 公司控股子公司上海石油天然气公司(持股40%)负责东海平湖油气田的勘探、开采及销售。公司控股的天然气管网公司(持股50%)负责投资建设和经营管理上海地区唯一的天然气高压主干管网系统,统一接收并配售各种气源。 2017H1,公司油气业务营收87.52亿元,同比+5.59%;毛利率3.50%,同比+0.62pct。后续公司天然气销气量受益于气价中枢下行,有望持续增长。 对外投资:金融增厚业绩,煤化工蓄势待发。 公司的金融资产带来的投资收益显著增厚了公司业绩。2012-2016年,该部分投资收益的CAGR达到63.76%,2016绝对值达到7.90亿元,相当于公司2016年利润总额的36.89%。金融业务和对外投资煤化工板块的投资收益有望平滑公司业绩。 首次覆盖给予“增持”评级。 我们预计公司2017-2019年营业收入301.3/327.9/355.0亿元,实现归母净利润20.2/24.0/27.6亿元,对应动态PE为13/11/9x。给予2018年13倍目标PE,合理估值6.86元,首次覆盖给予“增持”评级。

17年前三季度营收+33.12;归母净利润+9.88% 公司发布2017年三季报,前三季度营收5.71亿元,同比+33.12%;归母净利润4450.79万元,同比+9.88%,位于业绩预告5-30%范围的下半区间;归母扣非净利润4314.26万元,同比+22.81%。 烟气业务维持景气,助力现金流情况同比好转 我们注意到公司今年以来垃圾焚烧电站烟气治理业务订单规模与收入情况持续维持景气,报告期内公司综合毛利率由34.64%下滑至29.00%,判断是毛利率略低的烟气治理业务占比不断提升所致。前三季度公司回款情况好于预期,报告期内应收账款周转天数由去年同期的292天缩短至287天,经营现金流净额由-7463万元提升至-566万元,亦侧面体现了烟气业主的支付能力提升。此外,公司期间费用率由18.52%下降至15.52%,同样有助于业绩增长。 危废布局持续完善,后续项目培育注入可期 公司当前危废领域仅无锡工废一个项目贡献业绩,9月公司完成对上海长盈项目增资20%,项目拟建2.5万吨焚烧产能与1.6万吨一般工业固废处理产能;上市公司尚有宜兴、南京项目待推进并购。此外,公司大股东成立产业基金,分别于7月并购江苏爱科1.5万吨焚烧产能65%股权,8月并购连云港美旗环保15万吨危废资质20%股权,若后续注入上市公司,有望提升业绩预期。 非公开发行尚待完成,有望降低财务成本 公司非公开发行方案4月过会,拟募资3亿元,目前尚未获得批文。我们认为若公司后续顺利完成发行,有望有效降低融资压力和财务成本,有助于危废和烟气业务的持续开拓。 看好危废布局前景,维持“买入”评级 我们维持公司2017-19年归母净利润预测为1.1/1.8/2.8亿元,对应动态PE为37/23/15倍,非公开发行锁价29.595元,当前股价具备一定安全边际,维持“买入”评级。 风险提示 危废项目进展不及预期,现金流承压。

2017年前三季度营收增长27.78%,归母净利润增长79.63% 公司发布2017年三季报,17年前三季度营收合计11.47亿元,同比增长27.78%;归母净利润3.17亿元,同比增长79.63%,处于业绩预告3.05-3.25亿元的上半区间,业绩符合预期。三季度单季业绩增速略低,主因一是上年同期有确认的增值税退税,二是本季度工程未全部结算。 瓦斯治理业务推升业绩,期间费用率大幅下降 2017年前三季度,公司业绩增长的主因是新增瓦斯治理收入2.12亿元,且工程施工收入同比增加。公司综合毛利率由去年同期的23.85%上升至37.32%,主因是新增的工程业务毛利率相对原有的售气业务而言更高。经营活动产生的现金流量净额为2.65亿元,同比降低37.76%,主要原因是上年同期收到增值税退税2.16亿元。公司期间费用率由32.04%下降至20.32%,其中管理费用率下降6.98pct,体现了公司借壳上市之后对费用的有效管控。 山西省煤层气第一批探矿权招标大丰收,区块面积增长近三成 三季报发布当天,山西省国土资源厅公告了2017年山西省煤层气探矿权出让结果。在本次放出的10个区块中,蓝焰控股旗下的山西蓝焰控股股份有限公司和山西蓝焰煤层气集团有限责任公司合计中标4个区块,分别为柳林石西(50.52平方公里),和顺横岭(271.15平方公里),和顺西(91.18平方公里),武乡南(203.16平方公里)。合计中标616.01平方公里,约合上市公司在手煤层气区块面积的近30%。我们认为这一招标结果有望显著提升公司中长期的煤层气产量预期。根据山西省规划,2018年仍有10-20个区块有望进行探矿权招标,我们认为蓝焰作为省属国企、煤层气开发主力,中标预期依然强烈。 重申公司作为气改第一股的长期投资价值 我们重申蓝焰为天然气长线气改逻辑下的A股第一投资标的。气改指向上游开采、进口主体多元化,长期指向供需过剩,因此长期利好低成本气源的份额提升。煤层气受到国家和地方十三五规划的重点、可持续补贴,需求保持旺盛。公司内生业绩受益于排空率下行,区块外延随探矿权招标超预期落地,体现充足的长期价值。我们维持17-19年业绩预测为5.6/7.9/9.2亿元,对应动态PE为27/19/17倍,维持“买入”评级。