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。