事件: 公司发布2018年年报,全年实现营业收入111.39亿元,同比增长15.42%;实现归母净利润0.46亿元,同比增长175.76%,符合申万宏源预期。 投资要点: 售气量稳步增长,下游价格传导基本顺畅。受益于山西省煤改气推进,公司2018年实现销气量48.58亿方,较2017年同期增长6.49%。2018年5月国家发改委发文理顺居民用气门站价格,将居民用气由最高门站价格管理改为基准门站价格管理,允许供需双方在上浮20%、下浮不限的范围内协商确定具体门站价格,实现与非居民用气价格机制衔接。我们判断省级管网企业可以将门站价上调部分顺价转移给下游燃气公司,受居民用气价格并轨影响较小。公司2018年燃气管输业务营收同比增长13,79%,营业成本同比增长13.28%,毛利率同比提升0.38个百分点,价格传导基本顺畅。 期间费用高企拖累业绩,债务置换有望减轻财务负担。为支付在建工程开支,公司负债规模继续扩大,截至2018年底公司负债合计244亿元,同比增长约30亿元。受此影响公司2018年财务费用高达7.32亿元,同比增长31.27%。同时,受工资、折旧上涨的影响,公司2018年销售费用、管理费用(含研发费用)合计同比增长约1亿元,三项期间费用基本吞噬公司售气量增长带来的毛利。公司公告拟发行16亿元短融及30亿元定向债务融资工具,用于补充营运资金及偿还债务,债务置换有望减轻财务负担。 油气体制改革将推进油气管网独立,公司或迎来发展机遇。近日中央召开全面深化改革委员会,推动石油天然气管网运营机制市场化。油气管网独立的主要思路在于:中石油、中石化、中海油等国有大型油气企业的管道资产将被剥离重组,实现管输和销售分开。 当前我国天然气产业从价格链上看,中石油等油气生厂商出厂气经过跨省跨区长输主干网,到各省门站后,以发改委规定的门站价,销售给省网运营公司,门站价相当于“出厂价+长输主干网管输费”。新管网公司成立后,成本监审深入推进,跨区域管输最高收益率限制政策得到进一步贯彻执行,更进一步向“管住中间,放开两头”发展模式靠拢。公司近年来多与中石油合作,依托陕京一线、陕京二线、陕京三线、“西气东输”线等跨区干线获得气源,未来若跨区管输费用下降,公司获得气源价格有望同步降低,毛利率有望大幅提升。 盈利预测与估值:当前山西省天然气消费量平稳增长,我们维持公司19-20年归母净利润预测为1.47、2.23亿元,新增21年归母净利润预测2.88亿元,当前股价对应PE分别为42、28和22倍,维持“增持”评级。

山西省“煤改气”驱动公司售气量大幅提升,气价下调叠加折旧增加导致公司毛利率下滑。受益于山西省加速推进“煤改气”,2017年公司销售天然气及煤层气45.62亿方,同比增长37.41%。2017年7月1日起气价整体下调0.1元/方,部分抵消销气量增长带来的收入增加,公司全年营收同比增长37.84%。公司在建工程较多,其中在建长输管线于2016Q4转固并于2017年全年计提折旧,叠加2017年部分在建工程转固导致公司折旧增加。2017年公司计提折旧5.45亿元,同比增长56.61%。在气价变动、折旧增加的综合影响下,2017年公司综合毛利率16.73%,同比减少4.99个百分点。 借款规模增加带来财务成本上涨,工资、折旧增加导致期间费用率同比提升,公司归母净利润大幅下降。为支付在建工程开支,公司借款规模大幅上涨,截至2017年底公司长期借款112.36亿元,较上年同期增长33.51%。借款增加导致公司利息支出增加,2017年公司财务费用同比增长2.07亿元。 截至2017年底,公司在职员工合计5279人,同比增加71.23%。受工资、折旧上涨的影响,2017年公司销售费用同比增长3.15亿元,管理费用同比增长0.88亿元。综合来看,2017年公司实现期间费用率16.81%,同比增加2.31个百分点。期间费用大幅上涨拖累公司盈利,2017年公司归母净利润同比减少95.4%。 持续受益“气化山西”,加速LNG业务布局。公司将打造长输管道、城市燃气、液化工厂、燃气电厂、LNG加气站建设运营等五个专业化板块,全力推进全产业链发展。目前公司年管输能力超过255亿方,形成“两纵、十五横”覆盖全省11市的网络化供气格局。公司建成和在建11座液化工厂、近200座CNG/LNG加气站、3座燃气热电联产工厂,延伸发展燃气产业体系。随着“气化山西”战略逐步推进,公司有望充分获益。 “十三五”期间山西省煤层气发展空间广阔,未来有望优化公司气源结构提升盈利能力。山西省煤层气资源丰富,其地面抽采量占全国总量的90%以上。2017年8月印发的《山西省煤层气资源勘查开发规划(2016—2020年)》中指出,到2020年力争煤层气抽采量达到200亿立方米,煤层气勘探、抽采、运输、转化全产业链条产值达到1000亿元左右。目前公司所建设管道已覆盖省内主要煤层气气源地,并在中石油煤层气公司、中石油华北油田煤层气公司和晋煤集团所属的9大煤层气区块接气。未来随着煤层气并网能力提升,有助于进一步摊薄购气成本、减少对常规天然气供应商的依赖,提高公司盈利能力。 盈利预测与评级:我们下调公司盈利预测,预计18-20年公司归母净利润为0.52、1.47、2.23亿元(调整前18、19年归母净利润预测分别为2.96、4.9亿元),当前股价对应PE分别为122、44和29倍。下调评级至“增持”。

公司日前公告2017年三季度报告,公司前三季度实现营收68.17亿元,同比增加45.67%,主要受煤改气带来的天然气需求爆发式增长;实现归母净利润629万元,同比下降98.26%。 点评:在建项目支出、管输费调整影响公司利润。公司前三季度在建工程累计达58.82,同比去年增加了51.41%;并且受工资、折旧费与利息支出增加的影响,前三季度销售费用和财务费用达到4.84,3.66亿元,分别同比增加了41.54%,66.43%。此外,公司管输费微降2分/方,叠加向发电大用户让利0.1元/方,前三季度公司毛利率同比下降9.54个百分点,仅为15.56%。当前多重因素导致公司归母净利润出现大幅度的下降,但考虑公司项目建设的高峰期已近尾声,管输费价格风险已经充分释放,我们看好公司业绩在建设项目投产贡献收益的支撑下环比改善的可能性。 公司为山西燃气管输龙头,气化山西给公司带来高增长。随着环境监管力度加大,新常态下能源结构双重更替的特征将更加明显,“十三五”时期,天然气消费需求将保持较快增长。预计我国2020年天然气消费量可达3250立方米。山西省作为京津冀周边地区,以气代煤将是政府提高空气质量的重点政策之一。公司占山西天然气管输市场约90%,竞争格局稳定,将长期受益于气化山西带来燃气需求增长。 上下游同时布局,打造一体化的天然气业务全产业链。公司上游气源较为依赖中石油,目前也正在考虑进入产业链上游,择机参与山西省内煤层气源的开发。公司在中游管道天然气、下游LNG加气站和燃气发电机组多个领域均有布局,未来有望打造打造一体化的天然气业务全产业链,提升业绩增长空间。 盈利预测与估值:预计公司2017~2019年EPS分别为0.08、0.17和0.33元,对应2017年PE为96.59倍,首次覆盖,给予“增持”评级。 风险提示:天然气管输费下调风险,气荒风险等。

事件: 公司发布2016年三季报。前三季度公司实现营收46.33亿元,同比减少3.31%;归母净利润3.7亿元,同比增长2.06%,符合申万宏源预期。 投资要点: 气价下调导致营收同比下降,以及毛利率提升。2015年11月气价整体下调0.7元/m3后,抵消了销气量增长带来的营收增长,因此营收整体略有下滑。因2015年4月上调了存量气门站价,成本基数高于今年二、三两个季度同期,前三季度公司毛利率同比增加2.1个百分点。 布局五大专业板块,持续推进“气化山西”。公司在“十三五”开局之年将打造长输管道、城市燃气、液化工厂、燃气电厂、LNG加气站建设运营等五个专业化板块,全力推进全产业链发展。目前在省内已实现气化全省119个县中的104个县,城市燃气业务气化县区数的比例超过80%。 山西省鼓励煤层气开采,公司气源持续优化,提高自身盈利能力。公司天然气主要来自中石油的西气东输线、陕京一、二、三线等主干管道,气源点达到9个。10月山西省发文明确,在煤炭远景规划区(后备区)以及取得煤炭探矿权,尚未取得煤炭采矿权的矿区,实施先采气、后采煤,促进煤层气发展。公司已建成管网覆盖省内主要煤层气气源地,形成8个煤层气并入点。随着煤层气并网能力的提升,将有助于进一步摊薄购气成本、减少对常规天然气供应商的依赖。 盈利预测与投资评级:参考公司三季报业绩情况,我们下调公司16~18年净利润预测为6.08、7.37和8.84亿元(调整前分别为6.58、7.96和9.45亿元),对应EPS分别为0.56、0.68和0.81元/股,对应当前估值分别为21、17和14倍。我们认为2015年天然气价格下调后促进燃气消费增速增长,且“气化山西”规划刺激市场需求,公司有望成为山西省燃气资产整合平台,“五大专业板块”布局有望显著提升公司销气规模,维持“买入”评级。

事件: 公司发布半年报,2016年上半年实现营收33.09亿元、同比降1.15%,归母净利2.92亿元、同比增10.99%,每10股派发现金红利1.5元(含税)。 投资要点: 下游需求提振、成本下降,致国新能源综合毛利率提升、销气量增加,归母净利同比有较大幅度增长。2015年国家发改委在4月、11月两次下调各省上游非居民气门站价,公司15年上半年1-4月每方购气成本是按存量气2.57元/m3、增量气3.50元/m3的采购比例加成,4-6月存量、增量气价格并轨后每方采购成本统一成2.61元/m3,而16年上半年公司的每方购气成本是15年第二次降价后的1.91元/m3。公司的销气价格是在购气成本上每方加成0.37元,在销气量同比增加的情况下,天然气与煤层气板块业务成本下降9.30%,该板块业务毛利率增加3.1%至24.97%,带动公司整体成本下降5.34%,综合毛利率提升2.45%至25.61%,归母净利同比增加10.99%。 “气化山西”主力军,集管网、气源、政策优势于一身。2014年山西发改委发布《山西省应对气候变化规划》,规划2020年前工业领域完成“煤改气”用燃气锅炉替代燃煤锅炉,民用领域气化人口全覆盖,完成十三五内整体用气需求达到360亿立方米的目标,将天然气在一次能源消费占比提升至12%。全省2014年消费天然气50.35亿立方米、15年省人口气化率52%,整体消费十二五期间少于150亿立方米。目前政策对应的各项工作正逐步部署落实,若达标规划,公司将是直接受益者。 国新能源是省“气化山西”战略实现的主要载体。公司目前已建成贯通全省南北、连接“西气东输”国家级气源的省级天然气管网4000余公里,年输气量超过200亿立方米;拥有城市天然气管网6500多公里,覆盖全省119县(市、区)中的104县,比例超过87%,2014年经公司输送的天然气占全省消费量超85%。 公司外部气源供给稳定,并积极开拓煤层气等新气源、同时加大自有气源的投资优化供气结构,提高输气毛利。公司外部气源主要来自中石油的“西气东输”线、陕京一线、陕京二线、陕京三线、中石化榆济线等多条国家主干天然气输送管道、气源数量达到9个,能自如应对下游需求增长,供给不受限制。同时公司管网已覆盖省内主要煤层气产地, 形成了8个煤层气接入点。公司本身也加大了对自有的煤层气源的开发力度,形成了天然气为主,煤层气为辅的气源结构,自有气相对外购气的比例也逐步提高。公司现有供气比例中2015年有20%来自煤层气,这部分气源的采购成本即使在不计算补贴的情况下,仍然低于常规天然气的1.91元/m3。如考虑到补贴,十三五中央财政对煤层气采购补助0.3元/ m3,地方省级财政补助0.1元/ m3,则公司采购煤层气的每方成本比常规天然气至少低0.4元/ m3,这使国新能源能有效摊薄购气成本。根据其规划2020年煤层气比重将升至50%,看好气源结构的持续优化对盈利能力的改善。今年国土资源部发布的《关于委托山西省国土资源厅在山西省行政区域内实施部分煤层气勘查开采审批登记的决定》,将部分煤层气矿业的审批登记权下放到省国土资源厅,这一举措为公司建设自有煤层气气源提供了便利。 纵向打造上下游全产业链,拓展新盈利增长点。公司不仅积极介入上游气源的勘探开发与深加工,下游也全面布局走专业化分工的道路。打造长输管道、城市燃气、LNG工厂、燃气电厂、LNG加气站建设运营等五个业务板块,2016年五大板块的在建项目涉及长输管道的3个,城市燃气34个,燃气液化、CNG与LNG工厂14个,热电厂2个,LNG与CNG加气站6个。截至2016年上半年,这些工程项目账面价值62.34亿元,公司力争打造上下游一体化的天然气业务全产业链。其中关于投产时间临近的项目:华能90万千瓦热电厂今年已投产(未计入上述在建项目),昔阳和保德各12万千瓦机组预计2017年投产;按照公司《燃气产业发展规划》2017年末将建设LNG与CNG加气站数量达到300座,目前已有163座;未来几年其他项目的陆续投产也将有效增厚公司业绩。公司业务延伸至产业链下游,不仅丰富了收入结构,降低收入波动风险,也为现有主业销气量的持续增长提供了充足动力。 盈利预测和投资评级:预计公司2016-2018年EPS 0.59元,0.70元,0.84元。对应2016年-2018年PE 分别是19.81、16.52、13.90倍,维持“增持”评级。公司为地域输气龙头,具有相当的垄断优势。在我国进行天然气价改、整体用气价格下行,政策鼓励消费天然气提高一次能源消费占比的大背景下,看好公司长期受益于下游用气需求的增长。 风险提示:大盘系统性风险;国家管输收费核定政策变化的风险;“气化山西”推进进度不达预期;下游行业需求持续低迷;公司各项目进度不达预期。

投资要点: 气价下调导致营收同比下降,以及毛利率提升,现金流进一步改善。2015年天然气门站价经历了两次调整。一方面15年11月气价整体下调0.7元/m3后,抵消了销气量增长带来的营收增长,因此H1营收整体略有下滑。因2015年4月上调了存量气门站价,成本基数高于今年二季度同期,上半年公司毛利率同比增加3.1个百分点。公司上半年发行短融9亿元,票面利息3.6%进一步置换原有高息负债,现金进一步回流,现金较同期提升约9亿元,应收账款较同期减少近8千万。公司经营性净现金流同比略有下滑是因为集团关联交易导致,预计三季度将恢复正常。 “十三五”布局五大专业板块,持续推进“气化山西”。公司在“十三五”开局之年将打造长输管道、城市燃气、液化工厂、燃气电厂、LNG加气站建设运营等五个专业化板块,全力推进全产业链发展。目前在省内已实现气化全省119个县中的104个县,城市燃气业务气化县区数的比例超过80%。 气源持续优化,提高自身盈利能力。公司天然气主要来自中石油的西气东输线、陕京一、二、三线等主干管道,气源达到9个。此外公司已建成管网覆盖省内主要煤层气气源地,形成8个煤层气并入点。随着煤层气并网能力的提升,将有助于进一步摊薄购气成本、减少对常规天然气供应商的依赖。 盈利预测与投资评级:参考公司中报业绩增长情况,我们下调公司16~18年净利润预测为6.58、7.96和9.45亿元(调整前分别6.95、9.24和12.75亿元),对应EPS分别为0.61、0.73和0.87元/股,对应当前估值分别为19、16和13倍。我们认为2015年天然气销量受油价下跌和经济疲软的双重负面影响,但天然气处于价格下降通道,且“气化山西”规划刺激市场需求增长,公司有望成为山西省燃气资产整合平台,“五大专业板块”布局有望显著提升公司销气规模,维持“买入”评级。

山西省:气化山西政策支持,2020年天然气消费占比目标12%。 近年来,山西省天然气消费量不断提升,增速见长,且城市天然气管道建设长度稳步提升。2014年,山西省全年天然气消费量达到50.35亿方,同比增长12%。山西省截至2014年已建成城市天然气管道6520.31公里。2015年,山西省实现气化覆盖率52%,2020年计划实现气化人口全覆盖,将实现复合增速近14%。 供给侧:气化山西主力军,垄断长输管网+多源气源。 国新能源是实现气化山西的主力军,公司代表山西省政府进行统一的燃气管网建设和运营。截至2014年末,公司建成省级天然气管网约4017公里,管输能力200亿立方米/年。公司的供气结构逐渐形成了以天然气为主、煤层气为辅的供气格局。2015年公司可实现的气源资源中,有20.3%来自煤层气,预计到2020年,煤层气占比将达到50%。 需求侧:热电项目与LNG布局刺激燃气需求。 公司积极布局建设热电联产项目,建设投资了三个大型热电联产项目,刺激了天然气需求的增长。公司为晋能嘉节燃气热电联产项目、华能太原东山燃气热电联产项目供气,成为公司又一大燃气销售渠道。此外公司积极布局液化气(LNG)的开发利用及CNG、LNG站的建设,计划2016年实现全年加气站个数达到100座,2017年达到300座。 集团获划拨燃气资源,开展产业宏图新规划。 2015年7月,晋能集团及其所属全资子公司山西国电和山西煤销的燃气产业板块的国有股权无偿划转给国新能源集团。一旦时机成熟,这三家公司将近70亿元的燃气资产有望注入上市公司,对于“气化山西”战略及公司综合实力的提升均有重大作用。 盈利预测和估值。 公司占据山西省内超90%燃气管网,在山西省具有垄断优势。未来几年受益“气化山西“政策,公司用气量将持续稳定增长。公司在LNG价格底部积极布局LNG加气站,为近几年业绩提供增量。去年11月以来天然气价格下调,公司煤层气成本下调幅度小于天然气成本下调幅度,因此今年1季度以来虽然用气量增长,但业绩基本去去年一季度持平。但长期来看,公司煤层气占比持续提高扔有利于整体用气成本的下降。我们预计公司16、17年净利润分别达到6.48、8.51亿元,折合EPS0.60、0.79元,17年估值仅15倍,在燃气企业中估值处于较低水平。公司16年仍需消化煤层气成本下降幅度较小影响的毛利率下滑,但我们认为从2017年起公司业绩将迎来较好增长。我们首次覆盖给予公司增持评级,目标价14元。

4月12日公司年报披露。2015年,公司实现营业收入67.64亿元,同比增长22.93%,归属于上市公司股东的净利润5.42亿元,同比增长24.62%。每股收益0.53元,分红预案为每10股派现金1.5元。 天然气销量增加带来收入快速增长。15年,国新能源实现营业收入67.64亿元,同比增长22.93%。其中,天然气及煤层气营业收入65.84亿元,同比增长23.68%。天然气及煤层气营业收入占公司收入的99%。收入增长主要是因为天然气销量的增长。 优化气源结构提升毛利率。2015年,公司综合毛利率23.22%,比上年增加2.83个百分点。毛利增加主要源于公司合理配置资源,优化气源结构,增加煤层气供气量,降低综合购气成本。 看点:天然气价改、业务拓展、财务结构优化。天然气价改:未来居民、非居民气若实现并轨,有望解决交叉补贴,利于非居民气价进一步下滑,提升天然气在非居民气领域的使用量,长期利于行业发展。全产业链业务拓展:公司打造长输管道、城市燃气、液化工厂、燃气电厂、LNG加气站建设运营等五个专业化版,拓展新的营业增长点。2016年各板块拟投资共计36.81亿元。财务结构优化:2015年财务费用约为归属于上市公司股东净利润的54%。为有效解决公司发展资金需求,公司提出了2015年非公开发行A股股票计划,募集资金总额不超过10.1295亿元,资金全部到位后可以降低公司负债率约6个百分点。 盈利预测与估值。预计公司2016-2017年EPS分别为0.64元/股、0.73元/股,考虑到天然气价改及国新能源优质资产,参考同行可比估值,给予16年23倍动态PE,对应目标价14.72元,增持评级。 风险提示。经济下行,工业用户天然气需求存在下行风险,安全生产风险。

全年业绩增速较前三季度略有下滑。公司全年扣非后净利润同比增长24.62%,较前三季度的同比增长32%略有下滑。公司全年销售费用4.17亿元,较上年同期同比增长46.80%,主要原因是工资、折旧费及安全费增加所致。公司全年财务费用2.94亿元,较上年同期同比增长49.81%,主要原因是利息支出增加所致。 布局五大专业板块,持续推进“气化山西”。公司在“十三五”开局之年将打造长输管道、城市燃气、液化工厂、燃气电厂、LNG加气站建设运营等五个专业化板块,全力推进全产业链发展。2016年公司投资长输管线及联络线项目8.34亿元,液化、热电联产项目15.35亿元,加气站建设投资10.93亿元,城市居民用户项目0.26亿元,城市中压管道建设投资0.25亿元,公福用户与工业用户项目0.45亿元,信息化项目投入1.23亿元,共计36.81亿元。公司是山西省规模最大的天然气管网运营企业,未来最受益“气化山西”政策。 多气源供应优势显著,保障公司业务可持续发展。目前,公司已经形成以天然气为主力气源,煤层气、焦炉煤气甲烷化、煤制气等气源为补充的气源供给格局。下一步,将继续开展中石油煤层气、中海油蒙西煤制气、中联煤临兴区块等合作项目的对接,保障公司业务快速、健康、可持续发展。 估值与投资评级:我们下调公司16-18年净利润预测为7.16、9.24和12.75亿元(调整前16、17年分别为9.15和12.93亿元),对应EPS分别为0.66、0.85和1.18元/股,对应当前股价分别为21、16和12倍。我们认为2015年天然气销量受油价下跌和经济疲软的双重负面影响,但天然气处于价格下降通道,且“气化山西”规划刺激市场需求增长,公司有望成为山西省燃气资产整合平台,外延扩张预期升温,维持“买入”评级

公司动态: 2015年11月,非居民气最高门站价每千立方米降低700元。 点评: 1、公司为山西燃气管输龙头,气化山西给公司带来高增长, 低价煤层气比例提高增厚利润。 公司为山西省主要的管网建设和经营企业,以收取管输费为主要盈利模式。公司已建成天然气长输管线超4000公里,城市管网3000公里,年管输能力超200亿立方米,公司天然气和煤层气采购总量占山西天然气消费量的消费量85%以上。 山西省“十二五规划”提出气化山西,目标是到 2015年,山西“四气”供气量达到 150亿方,利用量达到 90亿方;到 2020年供气量达到 360亿方,利用量达到 280亿方。政策的落实将持续带动公司管输量高增长。 公司常规气源主要来自中石油,同时,公司还与新天源、中石油等生产商签订煤层气购销合同,未来还将扩大煤层气采购比例。一般煤层气成本较常规气低0.4元/方,采购比例上升将进一步增厚利润。 2、布局下游加气站和燃气电厂,拓展新增长点。 为扩大盈利业务范围,公司重点布局下游LNG 加气站和电厂。目前公司加气站仅30余座,按照公司《燃气产业发展规划(2015-2017)》,公司将用三年时间建成592座加气站和四支物流车队(205辆CNG/LNG 槽车)。 公司寿阳热电联产120MW 项目已投产,新增用气量约1.5亿方。在昔阳和保德建设的世行贷款的120MW 电厂项目投产将增加售气量。 3、天然气门站价下调提振下游需求,降低加气站和电厂购气成本。 2015年11月,非居民气最高门站价每千立方米降低700元。发电、工业、车用等非居民用气经济性提升,将带动需求增加。2016年1-2月天然气消费量同比增长18%,燃气生产与供应行业利润同比增长33%,看好全年天然气消费增速反转至10% 以上,利润大幅增长。 山西门站价下降至1.91元/方,公司作为山西主要的管输公司, 管输收入将受益于降价带来的下游消费量增加。同时,购气成本下降将提高公司电厂和加气站的盈利能力。 4、 “增持”评级。预计公司2015-2017年EPS 0.52元,0.72元,0.97元。对应2015年-2017年PE 分别是26倍、19倍、14倍。我们看好公司受益于气化山西和天然气行业复苏,首次覆盖,给予公司“增持”评级。 5、风险提示:大盘系统性风险,气化山西推进进度不达预期,下游行业需求持续低迷,加气站和电厂建设进度不达预期。

天然气价改刺激销气量提升-利好中下游企业。2015年11月,国家发展改革委正式下调天然气门站价格,非居民用气价格统一下调0.7元/方,以上海地区门站价格为例(调价前为2.88元/方),调价幅度达24.3%。在价改刺激下,终端消费量大幅回升,2016年1月,全国天然气消费量同比增长17.6%,比去年同期10.2%的增速提高7.4个百分点。预计价格下调与能源结构调整会拉动2016年天然气需求量提升,利好中游及下游企业。 国新能源:定位天然气中游业务,“气化山西”主力军。公司主营业务为天然气输气管网建设及经营管理,由于管输费固定(每输气1立方米收取管输费0.37元),公司主业增长主要依赖于销气量增长。截至15年底,国新能源中游长输管网4000多公里,管输能力超过年200亿立方米,管网覆盖全省11市97县(市、区),成为山西省内规模最大的天然气管网运营企业,实现了国家级气源在省内的联通,确立和巩固了“气化山西”的主力军地位。 开拓下游市场-LNG加气站提升公司盈利能力。在天然气长输业务为核心的基础上,积极拓展下游天然气分销及LNG加气站业务,目前公司拥有LNG站30-40座,未来拟建设300余座重卡LNG加气站。一个LNG站投资额为2000-2500万元,预计1天可卖6万方气(1吨LNG对应1400方气),1吨LNG毛利大约在200-300元,从而一个LNG站一年净利润200-300万元。未来几年投资建设LNG加气站若达300座,粗略估计为公司带来6-9亿/年净收益。目前公司净利润为5-6亿/年,LNG投资可以使公司净利润提升1-1.5倍。 晋能集团燃气板块划拨-燃气资源未来存在整合的预期。晋能集团和其所属的国有全资投资形成的燃气产业板块的国有股权无偿划转给国新能源集团公司,为此国新能源制定了总投资234.8亿元的《燃气产业发展规划(2015-2017)》;拟规划完善17条长输管网,总长度1420公里,总输气能力125亿立方米,规划建设11座液化调峰项目、650座加气站、LNG和CNG车队4个(205辆),新增就业岗位12000余个。预计项目全部投产达效后将增加销售收入100亿元、实现利润5亿元。 盈利预测与估值。预计2015-17年国新能源归属净利润5.91、6.82、7.47亿元,EPS为0.54、0.63、0.69元,对应3月15日收盘价PE水平为20.38倍、17.65倍、16.11倍。考虑同行估值及国新能源优质资产,给予16年23倍动态PE,对应目标价14.47元,增持评级。 风险提示。经济下行,工业用户天然气需求存在下行风险,安全生产风险。

事件: 公司发布15年三季报。前三季度公司实现营业收入47.92亿元,扣非后归母净利润3.59亿元,分别同比增长31.86%、32.26%。基本每股收益0.36元/股,加权平均ROE为16.01%。 投资要点: 三季度增速较上半年持平。公司前三季度扣非后净利润同比增长32%,与上半年增速基本持平。从天然气表观消费量来看,今年前三季度我国天然气表观消费量为1322亿方,同比增长2.5%,大幅低于2014年同期6.8%。公司的销气量增速情况好于行业平均水平,但仍受制于经济景气度下降。 “气化山西”及煤层气入网放量推动公司进一步发展。“气化山西”政策规划每年可释放800亿方天然气需求,公司是山西省规模最大的天然气管网运营企业,最受益“气化山西”政策;低成本的煤层气入网量不断增加,公司的购气成本有望不断下降,有助于稳定公司的综合毛利率。 山西省燃气产业整合平台,集团燃气资产注入可期。15年7月晋能集团燃气板块无偿划拨给国新能源集团,重组提升山西省燃气产业集中度,加快推进气化山西战略。此外,集团在2013年承诺解决同业竞争问题,伴随着集团燃气资产发展和国企改革进程,未来资产注入预期强烈。 投资评估与估值:我们维持公司15-17年净利润预测分别为6.51、9.15和12.93亿元,考虑增发摊薄对应EPS分别为0.60、0.84和1.19亿元/股,复合增速超过40%。我们认为天然气处于价格下降通道,且“气化山西”规划刺激未来市场需求,公司未来还受益低成本煤层气入网量提升。公司有望成为山西省燃气资产整合平台,外延扩张预期有望升温,重申“买入”评级。

事件: 公司发布15年中报。上半年实现营业收入33.48亿元,扣非后归母净利润2.62亿元,分别同比增长31.48%、31.63%。基本每股收益0.2608元/股,加权平均ROE 为11.86%。公司年中拟每10股派息1元(含税)。 投资要点: 受经济景气度下滑影响,二季度增速较一季度有所回落。公司Q1扣非后净利润同比增长72%,上半年仅同比增长32%,Q2增速有所下滑。从客观环境来看,受经济增速下行、以及油价煤价比价优势影响,今年上半年我国天然气表观消费量为906亿m3,同比仅增长2.1%,大幅低于2014年同期8.9%。另外,公司下游用气大户嘉节电厂6月份检修停机也是导致销气量增速下滑的重要原因。 同时,业绩略低于预期的原因在于财务费用增长较快。公司上半年确认1.4亿元财务费用,同比增长37.26%,明显超过收入增速,我们预计下半年公司增发资金到手后财务费用有望明显控制。 “气化山西”、煤层气入网放量将推动公司进一步发展。我们估算“气化山西”规划每年可释放800亿方天然气需求,公司占据气化山西主导地位,有望成为省内管网资源的整合者。公司下半年年销气量仍有望迎来爆发式增长:嘉节电厂、华能东山电厂年需求量约10亿方;自建煤层气发电项目年需求量约5-10亿方;车用LNG 加气站也在加速推进。考虑低成本的煤层气入网量不断增加,预计公司的购气成本将不断下降,对冲电厂用户售价较低的影响,实现综合毛利率的稳定。 预计下半年全国天然气门站价将下调,公司销气量增速有望回温。根据发改委的天然气挂钩进口替代能源价格的调价公式测算,天然气门站指导价格较当前价位有0.88元/方的降价空间,我们预计此次降价空间在0.4-0.5元/方。随着油价下跌,天然气经济性下降,非居民气价有望于下半年出现调整。气价下行将推动燃气消费增长,预计下半年公司销气量在气化山西、门站价格下调的影响下恢复销气量及业绩的高增长。 投资评估与估值:我们下调公司15-17年净利润预测分别为6.51、9.15和12.93亿元(原来为7.96、11.54和15.4亿元),考虑增发摊薄对应EPS 分别为0.60、0.84和1.19元/股(原来为0.73、1.06和1.42元/股),复合增速超过40%。天然气价格进入下降周期,“气化山西”规划均刺激未来天然气市场需求。公司未来还会受益低成本煤层气入网量提升,山西大型燃气电厂、LNG 和下游分销业务加速。此外省内燃气整合有望加速,公司外延扩张预期有望升温,重申“买入”评级。