宝丰能源股票股吧(今日贵州茅台股票收盘价是多少)宝丰能源股票股吧同花顺
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格隆汇3月9日丨宝丰能源(600989.SH)公布2021年年度报告，2021年，公司实现营业收入232.999亿元，同比增长46.29%；归属于上市公司股东的净利润70.70亿元，同比增长52.95%；归属于上市公司股东的扣除非经常性损益的净利润73.36亿元，同比增长51.33%；基本每股收益0.97元。
公司2021年年度利润分配方案为：以公司总股本扣除公司回购股份后的总股数7,313,816,494股为基数，拟派发现金股利20.48亿元，其中，无限售条件股份每股派发现金股利0.3210元(含税)，有限售条件股份每股派发现金股利0.2648元(含税)。
因公司2021年向宁夏燕宝慈善基金会以现金方式捐赠3亿元，用于以捐资助学为主的公益慈善事业，为了维护无限售股股东的利益，公司按照无限售股东持股比例计算了无限售股东分担的捐赠额，并由限售股股东以其现金股利全额予以补偿。
本文源自格隆汇
12月8日，整体白酒板块大幅度增长，其中迎驾贡酒、老白干酒均实现涨停。值得注意的是，贵州茅台以2043元/股收盘价位居白酒板块榜首，并再次站上2000元股价大关。
据界面记者整理资料发现，截至目前，2021年贵州茅台股价峰值出现在2月10日，当日收盘价报2581.71元/股，总市值达3.267万亿元，实现高光时刻。此后，小幅震荡在2000元/股大关徘徊。
直至今年7月8日，贵州茅台以1985元/股的收盘价结束了2000元高位徘徊，持续下跌。8月30日，贵州茅台以1586元/股的价格收盘，这也是自2月摸高至今，股价*值。此后，贵州茅台股价触底反弹，波动式上涨。
对此，中原基金董事、执行合伙人晋育锋向界面记者指出，单日资本市场价格变动并不具备规律研究性，若深挖背后原因以及影响，仍需长期关注。
事实上，尽管如今贵州茅台重新站上2000元大关，但从整体市值层面来看，贵州茅台自2月10日3.267万亿元的总市值已下跌至2.57万亿元，在10个月内蒸发近0.7万亿元。
对此，业内人士指出，从去年年末开始，白酒股上行趋势明显，主要由于优质资本较少原因所致。不仅如此，对于白酒板块的领头企业，资本市场对于贵州茅台未来的预期仍然信心十足。
除资本市场外，贵州茅台在终端市场价格方面相较于去年而言也有所平稳。近日，界面记者以走访、电话咨询等多种方式，采访了北京部分终端烟酒店发现，目前53度散瓶飞天茅台终端市场价格在2700元-2800元之间，相交于去年突破3000元大关相比有所回落。
对此，中信证券在近期发布的研报中曾指出，贵州茅台12月公司给传统经销商额外投放800吨配额(不同渠道再分配，并非公司计划销量增加)，打款价1479元。此次计划外发货效果较为理想，经销商拿货价格实现提升，但茅台供不应求背景下经销商积极增量；同时，缓解供需矛盾，茅台批价有所回落(目前散/箱茅批价约2600/3500元、较中秋前回落约400/300元)。
业内人士指出，随着即将到来的元旦、春节两大用酒高峰，贵州茅台能否将终端价格控制在理想范围内，仍具有一定挑战性。
（报告出品方/分析师：开源证券 张绪成）
1、深耕布局多产业链，做强能源化工领域
1.1、能源多产业布局，打造煤&气核心优势
广汇能源股份有限公司（简称“广汇能源”，股票代码“600256”）成立于1994年，原名为新疆广汇实业股份有限公司，2000年正式在上海证券交易所挂牌上市。
公司目前拥有总股本67.54亿股，其中新疆广汇实业投资（集团）有限责任公司持股比例37.39%，是公司第一大股东。
公司拥有子公司150余家，重点包括天然气业务相关的广汇能源综合物流、广汇国际天然气贸易和新疆广汇液化天然气；煤炭业务相关的伊吾广汇矿业和伊吾广汇能源开发；煤化工业务相关的新疆广汇煤炭清洁炼化、新疆广汇陆友硫化工和新疆信汇峡清洁能源等，此外还有涉及铁路业务的新疆红淖三铁路。
公司于2002年开始进行产业结构调整，并于2012年成功转型为专业化的能源开发上市公司。
自上市以来，公司立足于新疆本土及中亚，面向全球，获取丰富的天然气、煤炭和石油资源，确立了以能源产业为经营中心、资源获取与转换为方向的产业发展格局。
公司目前在能源领域已具备完整、配套的全产业链布局，上游拥有对疆内煤炭、境外油气等资源的权属，多项投资建设已见成效；中游将原有物流业务与能源产业发展相结合，采取复合供应模式，市场规模不断扩大；下游通过建设终端市场销售网络（城市管网建设、LNG、L-CNG 加注站等），大力开发民用、车用、工业等应用领域，终端市场规模不断扩大。
截至2021年中，公司天然气板块拥有自产气产能88万吨/年，其中吉木乃LNG工厂和哈密新能源工厂产能分别为39万吨/年和49万吨/年；贸易气产能以启东LNG 接收站周转能力计算，目前为300万吨/年，计划2022年扩建至500万吨/年，2025年扩建至1000万吨/年。
煤炭板块在白石湖矿区拥有原煤产能800万吨/年，根据新疆自治区十四五规划将在现有产能基础上新增产能1200万吨/年，未来还将在马朗矿区规划建设1500万吨/年露井联采；拥有提质煤产能500万吨/年。
煤化工板块拥有甲醇、煤焦油和乙二醇产能分别为120、100 和40万吨/年。
1.2、天然气业务带动业绩显著提升，公司经营日趋稳健
公司营收与利润显著提升，天然气业务贡献主要业绩增长。公司业务主要分为三大板块：天然气销售、煤炭销售及煤化工产品销售，自2015年以来，公司天然气销售对营收贡献稳定在 50%以上，对毛利贡献稳定在 48%以上。
近年来公司天然气业务的快速发展带动公司整体显著业绩，2020 年，公司实现营收 151.34 亿元，其中天然气销售业务实现营收 83.84 亿元，占总营收 55.12%；公司实现毛利 42.63 亿元，其中天然气销售业务实现毛利 42.63 亿元，占总毛利 65.66%。
2021H1 公司实现营收 100.83 亿元，其中天然气销售业务实现营收 52.46 亿元，占总营收 52.03%；2021H1 公司实现毛利 32.02 亿元。
三费控制能力增强，销售净利率整体有所提升。
财务费用和管理费用为公司主要的费用支出，2015-2017年费用化利息支出增加导致公司财务费用率大幅上涨，公司财务费用率超 12%，三费合计超 20%。此后，公司积极降低费用率，2018年以来，公司财务费用率、管理费用率及销售费用率均明显下降。
2018-2020年，公司销售净利率分别为 12.60%、10.32%和 7.34%， 2020 年销售净利率下降主要系受新冠疫情影响，运输受阻，销售价格降低所致，2021年上半年，公司销售净利率回升至13.68%。
资产质量向好，现金流大幅增长。
2017年之后，公司前期投资的多个天然气、煤炭和煤化工项目相继落地，逐渐进入业绩兑现期，2018-2021H1公司固定资产周转率分别为 0.80、0.75、0.63 和 0.72 次，ROE 分别为 11.50%、10.01%、7.96%和 15.39%，较前期明显提升。
2020 年，公司固定资产周转率和 ROE 有所下降主要系疫情影响所致，2021H1 随着疫情好转如期反弹。同时随着经营情况好转，公司现金流大幅改善，自 2017 年起公司经营性活动现金流大幅增长，基本能够覆盖投资活动现金流。
2、天然气业务：供需错配致行业高景气，量价齐升提升业绩
2.1、天然气业务规模稳步增长，为公司贡献主要盈利
天然气产业链共分为三个部分：上游勘探生产、中游运输以及下游分销。
上游勘探生产主要指天然气的勘探开发，由三桶油为主的油气公司主导；中游运输包括通过长输管网、省级运输管道、LNG 运输船和运输车等；下游为分销公司，主要由全国性或地方性燃气公司组成，终端消费领域为居民燃气、工业燃料、发电、化工等行业。
按照天然气资源的获取方式可将公司的天然气业务分为两大板块，分别为自产气和贸易气，其中自产气主要来自吉木乃LNG工厂和哈密煤化工项目，贸易气主要通过南通启东港吕四港区LNG接收站引进海外LNG资源。
吉木乃 LNG 工厂：
气源来自公司控制的 TBM 公司所拥有的哈萨克斯坦斋桑油气田，通过自有油气田开采获得天然气产品，经深冷处理后生产出 LNG 产品，拥有产能约 39 万吨/年，生产成本较为固定，终端销售以车用 LNG 为主。
哈密新能源 LNG 工厂：
生产原料主要为来自淖毛湖地区煤矿的自产煤炭，经化学加工使煤转化为煤制天然气，再通过液化处理形成煤制 LNG 产品，目前拥有产能约 49 万吨/年，生产成本较为可控，终端销售亦以车用 LNG 为主。
南通启东港吕四港区 LNG 接收站：
通过海外贸易，引进海外 LNG 资源，进行 LNG 的境内销售，通过赚取贸易价差实现利润。
目前该接收站共完成三期建设，一期设计周转量 60 万吨/年，二期提升至 115 万吨/年，三期提升至 300 万吨/年。
天然气业务规模稳步增长，盈利能力不断增强。
近几年公司重点布局天然气业务，板块业务规模逐年稳定增长。2013-2020 年公司天然气销量由 6.43 亿方/年增加至 37.34 亿方/年，C*R 为 28.57%；其中外购部分由 0.97 亿方/年增加至 28.13 亿方/年，C*R 为 61.80%。2021H1 公司天然气销量为 21.11 亿方/年，同比增加 46.46%；外购部分销量为 16.60 亿方/年，同比增加 76.08%。
与此同时，公司天然气业务的营收亦稳步增长，2013-2020 年公司天然气业务营业收入由 20.89 亿元增加至 83.42 亿元，C*R 为 21.87%。2013-2020 年公司天然气业务毛利在 32%-40%之间波动，毛利率高且稳定性较好。
2.2、供需错配致行业高景气，贸易气套利空间有望扩大
2.2.1、能源结构调整持续推进，天然气消费量有望长期增长
天然气相较石油、煤炭碳排放水平更低，是清洁能源的发展方向。根据联合国政府间气候变化专门委员会（IPCC）的假定，以碳排放系数衡量能源燃烧过程中产生的碳排放量，则天然气、原油和焦炭分别为 0.4483、0.5857 和 0.8550。
在碳中和背景下，各国都需致力减少碳排放，优化能源结构是其中关键的一环，即通过提高碳排放水平更低的天然气在能源结构中的占比，从而控制和减少温室气体排放。
全球一次能源消费结构中天然气占比逐年提升。
根据 BP 统计，截至 2020 年，全球一次能源消费结构中仍以石油为主，占比为 31.20%；其次为煤炭，占比为 27.2%；天然气占比为 24.7%，排在第三位。
过去十年，石油、煤炭和天然气的消费平均增速 分别为 0.07%、0.01%和 1.92%，天然气消费增速整体大幅领先石油和煤炭。
2020 年受疫情影响，全球一次能源消费量同比均出现下滑，石油、煤炭和天然气的消费增速分别为-9.46%、-3.95%和-2.08%，天然气消费表现更具韧性。
2.2.2、行业供需错配突出，海外天然气价格淡季强势上行
2020 年全球天然气已探明储量下降。2020 年受疫情影响，全球经济重创，供应端投资受限，天然气公司资本开支下降，天然气探明储备自 2015 年来*下降。
2020 年全球天然气已探明储量 188.1 万亿立方米，其中 40.3%分布在中东，30.1%分布在 CIS 地区，亚太地区和北美的占比则分别为 8.8%和 8.1%。
油气企业投资意愿低，2021年全球天然气供应复苏进程缓慢。
全球天然气的产量主要集中在北美和 CIS 地区，2020年两地区产量分别为1109.9Exajoules 和802.4Exajoules，分别占全球总产量的23.3%和16.8% 。
其中，美国产量为914.6Exajoules，占北美地区产量 82.4%，占全球产量23.7%，是世界第一大天然气产国；俄罗斯产量为638.5Exajoules，占 CIS 地区产量 79.6%，占全球产量 16.6%，仅次于美国位列世界第二。
2020年受疫情冲击，油气价格持续走低，油气企业业绩受创纷纷下调资本开支。
2021年，尽管油气价全面恢复，但上游企业投资依然谨慎，根据加拿大皇家银行资本市场（RBC Capital Markets）对全球 190 家油气企业投资预算统计数据，2021 年其总投资预算为 3480 亿美元，较 2020 年增加 4%，较 2019 年 的 4617 亿美元低 25%。
根据 Baker Hughes 统计数据，2021 年 1-8 月美国活跃钻井平台平均数为 94.76 台，较 2020 年同期仅增加 4.31 台，较 2019 年同期减少 90.25 台。
上游油气企业投资意愿不足使得天然气供给恢复缓慢，这是 2021 年全球天然气供应偏紧的最主要原因。
供需两端恢复速度不匹配，国际天然气价格淡季强势上涨。
在供给端，由于油气企业投资意愿持续低迷，天然气供给恢复缓慢。2021 年上半年美国天然气日平均供给量为 17.1 百万桶/天，同比减少 6.32%；俄罗斯天然气日平均供给量为 10.6 百万桶/天，同比减少 2.30%。
在需求端，受经济活动持续恢复及多地极端天气影响，天然气需求持续旺盛。美国方面，2 月德州罕见寒潮造成市场对加热燃料需求激增，住宅部门天然气消费量同比大幅增长；4 月起受益于国内经济活动的恢复，工商业部门天然气消费增速由负为正；进入夏季，持续极端高温天气再次带动天然气需求走高。
欧洲方面，根据 Platts，欧盟 Q1 天然气消费量因供暖和电力需求同比上涨 7.6%，高达 141.8Bcm；夏季持续高温天气进一步推升天然气消费需求。
在此背景之下行业供需矛盾突显，国际天然气价格大幅攀升。
截至 9 月 21 日，NYMEX 天然气期货收盘报价 4.8 美元/MMBtu，同比上涨 155.43%；IPE 英国天然气期货收盘报价 182.2 便士/色姆，同比上涨 500.33%。
全球主要消费地区天然气库存低位运行。
通常情况下，冬季取暖需求使 11 月至次年 4 月为天然气消费旺季，从 11 月起进入去库存阶段，直至次年 4 月开启补库区间。
2021年由于经济活动持续恢复及夏季多地高温，淡季补库节奏被打乱，全球主要消费地区天然气库存低位运行。
根据 EIA 数据，截至9月10日，美国地下储气设施中天然气库存量为3006 Bcf，同比减少 16.82%。
根据*SI+数据，截至9月19日，欧洲地区天然气库存量为799.5 TWh，同比减少23.61%。
各方补库存在刚需，后续价格易涨难跌。
美国方面，受制于油气企业投资意愿低迷，预计后续产量难有明显增长，补库速度提升有限。
俄罗斯方面，根据 Gazprom 9 月 3 日消息，若要满足俄罗斯冬季供暖需求，需在供暖季到来之前实现 72.6 BCM 的国内天然气库存，这一目标意味着Gazprom 需在 2 个月内每天向俄罗斯的地下储藏库注入8000万立方米天然气，相当于其对西欧每日出口量的80%左右，补库需求强劲。
欧洲方面，受制于自身资源禀赋不足，天然气供应长期依赖从俄罗斯、美国等国进口。2021 年以来俄罗斯为推进“北溪-2”项目减少对欧洲天然气供应，是造成本轮欧洲天然气短缺的主要原因。
管“北溪-2”项目已于2021年9月10日全面完工，但在启动正式输气程序之前还需取得德国监管机构的运营认证，预计耗时 4 个月，短期无法对欧洲市场天然气供应形成有效补充。
强劲的补库需求，加之供给弹性不足，预计后续国际天然气价格仍有一定抬升空间。
2.2.3、进口 LNG 到岸价格不断走高，贸易气套利空间提升
中国进口 LNG 长协价与日本进口原油加权平均价格（JCC）挂钩，且整体呈现出更高波动性。由于日本 LNG 贸易发展较早，亚太地区 LNG 进口长期协议价格主要与日本一揽子原油进口价格（JCC）挂钩。
同时，由于天然气在储存上难度高于原油，储存成本相对高昂，且受季节影响更为明显，因此供给与需求之间缓冲空间更为有限，反映在价格上即天然气价格较原油整体呈现出更高的波动性，由此也为天然气贸易业务创造出更大套利空间。
2021年全球经济进入持续复苏阶段，各国为提振本国经济施加利好政策，刺激原油需求快速上涨，国际原油价格持续上涨，叠加海外市场天然气价格持续走高，刺激我国天然气进口价格大幅上涨。
国内天然气储气调峰能力有限，紧供给格局有望持续。
在复工复产及能源转型政策的影响之下，2021 年我国天然气消费增速亦持续领先产量增速，行业呈紧供给格局。同时由于我国天然气储气调峰系统建设起步晚，目前调峰能力有限。
根据发改委数据，2020 年我国地下储气库有效工作量为 144 亿立方米，仅占全年消费量的 4.43%，低于全球平均水平 12-15%，更远低于发达国家。
随着四季度传统旺季的来临，预计紧供给格局难以改善，有望支撑国内气价持续高位运行。
公司有望受益海内外气价上涨，贸易气套利空间扩大。
受供给偏紧及油价上涨对价格拉动作用的影响，我国天然气进口价格及国内市场价格持续上涨。
对此，公司积极把握国内外 LNG 市场走势，利用仓储优势，合理安排长短协及现货采购比例，有效统筹“液进液出”和“液进气出”资源平衡，有望进一步打开贸易气业务套利空间。
2.3、启东 LNG 接收站业务盈利能力强，未来规模有望持续扩张
国内天然气供需缺口逐年扩大,对外依存度居高位。21 世纪以来，我国油气对外依存度大幅攀升，亟需提升国内油气开发力度，实现自主可控。
从消费上看，我国天然气表观消费增速连续两年低于产量增速，对外依存度有所下降，但供需缺口仍逐年扩大。
2020年我国天然气需求缺口为1325.37亿立方米，较2019年增加3.48%。我国为第一大天然气进口国，2020年天然气进口量为1413.52亿立方米，同比增加5.28%。
受益于“十三五”规划及近两年国内油企上产计划，天然气产量有较大提升，对外依存度逐渐改善，但仍保持在 40%以上的高位水平。
LNG 是我国进口天然气供应的主要途径。
进口天然气主要为管道气和 LNG 进口，由于进口 LNG 在价格及距离方面较进口管道气都存在一定优势，因此逐渐发展成为我国进口天然气的主要方式。
2020 年我国天然气进口量共计 1391 亿方，其中 LNG 进口量 940 亿方，占进口总量的 67.58%。
通过 LNG 接收站进口天然气优势显著，民企进入壁垒高。
国际 LNG 贸易通常通过海运送往各个进口国港口，LNG 运输船到达码头后通过装置运送至港口 LNG 接收站，后通过槽车或者管道运输等方式送至下游客户。LNG 接收站除接收海外进口天然气外，还配备 LNG 储罐用于储备调峰。
LNG 储罐具有一定的削峰填谷的作用，接收站也可根据实际消费情况适时调整船期到货。截至 2020 年底，我国共建成 LNG 接收站 26 座，在建一座，总接收能力共计 8480 万吨/年，大多数为国企所有。
尽管自 2016 年起国家为刺激天然气消费量的增长放开对天然气气源的管制，开放 LNG 接收站的建设，但由于项目涉及特殊危化品，审批门槛较高，加之前期投资金额较大，进入的民营企业寥寥无几。
启东 LNG 接收站规模稳步扩张，周转量持续增加。
2015 年，公司通过租用大连 LNG 接收站*切入 LNG 进口业务。2017 年 6 月，公司南通启东吕四港一期转运站正式投入试运行，项目设计 1# 、2# 5 万方储罐投产，设计周转量达到 60 万吨/年，公司分别于 2018 年及 2020 年完成两次扩建，设计周转量提升至 300 万吨/年。随着启东 LNG 接收站规模稳步扩张，周转量亦持续增加。
2017-2020 年启东 LNG 接收站周转量由 47 万吨上升至 205.85 万吨，同比增速均保持在 50%以上；2021H1 完成周转量 113.44 万吨，同比增加 56.94%。
根据公司披露，公司还计划在启东建设四期 5# 20 万方 LNG 储罐，目前已完成总工程量 30%，计划于 2022 年年内建成投产，届时接收站周转能力将达到 500 万吨。
在此之后，6#、7# 20 万方储罐及配套项目计划于 2022 年开工建设，2025 年建成投运，届时接收站周转能力将达到 1000 万吨。
启东 LNG 接收站盈利能力强，规模扩张显著提升业绩。
启东 LNG 接收站的盈利主要分为两个部分：仓储服务收费和天然气贸易套利。仓储服务收费是接收站盈利的基础，收费标准受接收站的建设时间、建设位置、建设规模、建设成本以及市场规模等不同因素影响，但大多固定在某一区间范围。
仓储服务部分的盈利能力较为稳定，其收入的增长主要依靠接收站规模的扩张。
子公司广汇能源综合物流发展有限公司主要负责 LNG 接收站的仓储服务运营，随着接收站周转量不断增长，2017- 2020 年该子公司业务收入由 2.49 亿元提升至 12.30 亿元，涨幅高达 395.53%，净利润则由 1.20 亿元提升至 7.97 亿元，涨幅高达 565.34%，2019、2020 年该子公司净利润率分别高达 62.54%和 64.82%。
2021H1 该子公司盈利进一步提升，分别实现营收和净利润6.70亿元和4.01亿元，同比分别上涨56.24%和50.72%，净利润率为59.80%。
预计随着三期 4# 16 万方储罐持续投入使用，子公司广汇能源综合物流发展有限公司业绩将稳步上涨。
子公司广汇国际天然气贸易有限责任公司主要负责 LNG 接收站的天然气销售业务，利润来源主要为天然气贸易价差。
2020 年该子公司共实现营收 54.16 亿元， 占公司总营收 35.79%；实现净利润 6.52 亿元，占公司净利润 58.77%；净利润率为 12.05%。2021H1 该子公司共实现营收 42.16 亿元，占公司总营收 42.26%；实现净利润 4.36 亿元，占公司净利润 31.59%，占比下降主要系公司的煤炭及煤化工板块业务景气回暖盈利同比增强所致；净利润率为 10.22%，因收入规模快速扩大而略有下滑。
管网互联互通，进一步完善下游布局。
2018 年 7 月，子公司广汇综合物流与华电江苏公司、南通国投公司、天生港发电公司、聪蔚科技公司五方签订《启通天然气管线项目投资协议书》，共同建设启通天然气管线项目。
该项目属于广汇能源 LNG 接收站规划外输管线的一部分,线路全长 160km（主线 95km，支线 65km），主线线路总体呈东南走向；设计输量定位 40 亿方/年，适当考虑预留。
除接收广汇启东天然气资源并与中石油西气东输管道连通外，还将与江苏省重点推动的沿海管道相连接，届时可通过沿海管道、启通天然气管道向苏南市场供气，并与中石油南通分输站进行互联。
在市场落实方面，公司在项目成立之初便与南通天生港发电有限公司等多家公司达成多项协议，共计供气规模 30.5 亿方/年。
此后，公司又与中石化签署为期五年的《合作框架协议》，协议暂定 2021 年合作天然气量合计 12 亿方，计划未来合作天然气气量将逐年增至 25 亿方/年，达到启通天然气管线设计 40 亿方/年输气能力的 62.5%。
3、煤炭业务：市场高景气度运行，高价格低成本业绩值得期待
3.1、优质煤炭储量丰富，盈利稳定提升
公司的煤炭资源主要分布在哈密淖毛湖地区，截至2020年底，已探明六大煤田资源储量共计 65.97 亿吨，可采储量 60.11 亿吨，主要煤种为长焰煤，具有低灰、低碳、固定碳高、发热量高的特点，可作优质的动力煤和化工原料用煤。
公司煤矿主要为露天煤矿，采用“单斗电铲—卡车—半固定破碎站—带式输送机”半连续开采工艺进行露天开采，回采率达到95%以上，总体呈现开采难度低、成本低的双低优势。
2016年，国内煤炭行业供给侧改革不断深入，去产能力度加大，煤炭行业供需矛盾明显，行业内客户竞价间激烈，加之淖毛湖周边兰炭厂大面积停产等不利因素，煤炭板块业绩大幅下滑。
此后，公司积极整合资源、开拓外部市场，煤炭板块销量及营收逐年上涨。2020年公司共计煤炭销量1043.4万吨，同比上涨17.29%；实现销售收入36.68亿元，同比上涨12.69%；实现毛利8.20亿元，同比上涨6.62%；毛利率22.35%。
2021H1公司共计煤炭销量862.23万吨，同比上涨59.34%；实现销售收入28.89亿元。
3.2、紧供给造就煤炭行业强势格局，煤价中枢不断上移
去产能政策约束下行业资本开支大幅下滑，全国煤炭产量增速放缓。
2002-2011年为我国煤炭行业“黄金十年”，经济快速增长带动煤炭产能持续扩张。
2012年开始，国内经济增速放缓，煤炭行业产能飞速扩张造成煤炭供给严重过剩，行业发展经历“艰难时刻”。
2016年，煤炭行业开启供给侧改革，化解过剩产能成为行业发展重心，煤炭行业资本开支大幅下降。
2016年我国煤炭开采和洗选业共计完成投资额16,413亿元，同比减少27.45%。
2018年以后，供给侧改革重心由“去总量”向“调结构”转移，相关部门陆续发布政策支持新增优质产能，煤炭行业资本开支有所回升，但由于不少煤企对行业存悲观预期，行业资本开支仍远低于改革前的水平。
在此背景之下，近年来全国煤炭产量增速缓慢。
火电消费超预期，推升煤价上涨。
在我国煤炭的下游消费结构中，占比*的为电力行业，为59.5%，其余依次为钢铁、建材及化工行业，占比分别为16.88%、9.87%、7.79%。2021年上半年，宏观经济持续复苏背景下电力需求大幅增长。
根据国家发展改革委*数据，2021年1-8月全国规模以上工业发电量同比增长11.3%，较2019年同期增长11.6%，两年平均增长5.7%。其中火力发电38,703.90亿千瓦时，同比增长12.74%。
下游补库存在刚需，煤炭价格有望维持高位。
2021年上半年国内重点电厂煤炭库存量持续下降，2021年7月国内重点电厂煤炭库存量为 5067万吨，环比下降19.12%，同比下降42.60%；平均库存为11天，环比减少 7 天，同比减少 12 天。
供需错配支撑下动力煤价格不断攀升，2021H1秦皇岛 Q5500 动力煤均价为806.27元/吨，较 2020年同期均价上涨49.12%；三季度延续上半年涨势，报价接连创历史新高，截至9月 22 日，秦皇岛 Q5500 动力煤报价 1437.50 元/吨。
往后看，下游低库存压力下补库存在刚需，监管方面出于冬季能源稳定供应的考虑，对电厂安全库存要有较强要求，同时北方冬储需求也将陆续释放，预计紧供给格局将持续，煤炭价格继续高位运行。
3.3、红淖铁路通车增强疆煤外运能力，有望打开新市场空间
红淖铁路项目位于新疆哈密地区，由红柳河至淖毛湖及淖毛湖矿区铁路组成，线路总长 435.125 公里。
该项目由子公司新疆红淖三铁路有限公司投资建设，是国家核准的新疆首条地方铁路。2020 年 11 月 30 日起，红淖铁路项目“红柳河站-淖毛湖站（含货场）-白石湖东站段”实现投产转固。红淖铁路正式通车为公司煤炭及煤化工产品外运提供重要保障，进一步降低了产品的运输和仓储成本。
红淖铁路现由红淖铁路公司负责经营管理，同时与乌鲁木齐铁路局签订协议，将铁路设备设施运输管理相关业务委托给乌铁局管理，红淖铁路公司根据货物运输计划向乌鲁木齐铁路局申请调用货运列车，有效保障顺利接入兰新线铁路段。
自通车后，货运量不断提升，2020 年实现装车 2462 列，货物发运量 856.07 万吨，同比增 长 37.33%；2021H1 实现装车 1476 列，实现运量 524.07 万吨，同比增长 10.61%。
红淖铁路顺利通车为进一步打开川渝地区煤炭市场铺平道路。
根据规划，红淖铁路日后将与将淖铁路接轨，共同服务吐哈、准东两大新疆煤田矿区，向西向北分别与乌准铁路和阿富准铁路相连，向东分别与兰新铁路、哈临铁路相连，进而达到河西走廊、川渝、内蒙及京津冀地区。
川渝地区煤炭资源长期存在较大缺口，公司近年来在新疆、甘肃等传统煤炭市场之外，积极开川渝等地煤炭市场。红淖铁路建成通车后，有望为公司的煤炭业务带来可观的销售增量。
4、煤化工业务：景气上行业绩释放，布局乙二醇助力新成长
4.1、大力布局现代煤化工，深挖自有煤炭资源价值
对煤炭资源进行合理开发生产新型煤化工产品，具有较好的经济效益，是国家能源战略的发展趋势，亦是煤炭企业发展的重要方向之一。
公司利用自产煤炭，大力布局现代煤化工产业，目前已形成120万吨甲醇、100万吨煤焦油的生产规模，另有40万吨乙二醇于2021年9月份进入试生产环节，并将于10月正式投入量产。
煤化工业务规模逐年扩大，毛利率与油价关联性较强。
随着公司在煤化工板块不断加强投入，该板块营收规模不断扩大。2013年公司煤化工板块营收为5.60亿元，至2020年上涨至22.12亿元，C*R为21.68%。
公司煤化工业务生产采用自有煤炭，成本端较为固定，毛利率随油价波动较大，在油价上涨的年份，产品成本优势增强，盈利提升。
4.2、甲醇：原料端与需求端双支撑，驱动产品价格不断上涨
原材料成本抬升带动甲醇价格上涨。中国甲醇产量及消费量稳定增长，2013- 2020年全国甲醇生产总量由2852万吨/年增长至6357万吨/年，C*R为12.13%；2013-2020年全国甲醇消费总量由3338万吨/年增长至7657万吨/年，C*R为12.59%。
在我国，甲醇供应整体以煤炭为主（82.6%），其次为天然气（10.7%），2021年国内煤炭及天然气价格持续上涨带动甲醇价格大幅上涨。同时由于甲醇自身所具备的能源属性，原油价格回升进一步带动甲醇价格上行。
2021年上半年甲醇期货（活跃合约）结算均价为2400.9元/吨，较2020年同期上涨28.70%，三季度涨势延续，目前甲醇期货（活跃合约）结算价已突破3000元/吨大关。
下游烯烃同步涨价，对甲醇涨价提供空间。
2020年甲醇下游消费结构中，烯烃排第一位占比为60.5%，其余依次为甲醛（11.08%）、甲醇汽油（10.36%）和醋酸（5.54%）等。
在我国，烯烃的制备整体呈现“以油为主，以煤为辅”的特征，在油价高企背景下，烯烃价格走高，对甲醇涨价形成支撑。
公司甲醇业务有望受益产品涨价，盈利大幅提升。
4.3、 乙二醇：项目顺利投产有望为公司贡献可观的业绩增量
乙二醇是石油化工行业重要的基础有机原料，工业上采用天然气、原油和煤等原材料在一定条件下制得。乙二醇主要用于聚酯的生产，终端消费领域为纺织服装、包装材料、表面活性剂以及印刷等行业。
我国乙二醇消费进口量占比高，原材料价格上涨削弱进口价格优势。
我国乙二醇消费逐年增长，2010-2020年我国乙二醇表观消费量由918万吨/年增长至2019万吨/年，C*R为8.21%。
2010-2020年我国乙二醇进口量逐年增加，对外依存度整体呈下降趋势，但仍高于50%。
中东是我国乙二醇进口的第一大地区，其主要通过乙烷、丙烷裂解得到乙烯，进而制备乙二醇，在乙烷与丙烷价格较低的年份，乙二醇进口成本优势明显。
2021年以来，在国际原油涨价的带动下，乙烷与丙烷价格持续走高，进口乙二醇价格优势被大幅削弱。
国内聚酯行业消费量持续增长，为乙二醇需求提供有力支撑。
从乙二醇下游需求结构来看，聚酯行业为乙二醇*应用领域。2020年乙二醇的消费结构中，*的为涤纶长丝，占乙二醇总需求的64.2%，其余为PET瓶片（11.8%）、涤纶短纤（10.5%）等。
在人均购买力提升和消费升级的推动之下，中国聚酯行业需求稳定增长，2015-2020年国内涤纶长丝表观消费量由2008.51万吨增长至3046.94万吨，C*R为8.69%。
2020 年受疫情影响，聚酯市场需求疲软，需求增速大幅回落，2021年随着疫情好转，经济复苏，聚酯市场再度进入高增长，将带动乙二醇需求稳步提升。
乙二醇开工率走低，库存下降价格走高。
随着疫苗普及，全球经济恢复明显，化工品原料价格持续走高。原料成本压力持续上升致使国内乙二醇装置开工率出现明显下滑，供给端缩紧。
在库存方面，2021年8月华东地区乙二醇平均库存量为51.91万吨，相较2020年同期减少83.82万吨；浙江宁波港乙二醇平均库存量为 5.03 万吨，相较2020年同期减少11.94万吨；江苏张家港乙二醇平均库存量为18.69万吨，相较2020年同期减少59.65万吨。
供给端的明显紧缩带动乙二醇价格明显上涨，2021年三季度乙二醇华东地区市场价平均价为5214.9元/吨，较2020年同期上涨42.03%。
随着“金九银十”传统消费旺季的到来，乙二醇价格涨势延续，截至2021年9月12日，乙二醇华东地区市场价已上涨至5336.6元/吨。
乙二醇项目顺利投产，有望为公司贡献可观的业绩增量。
广汇乙二醇项目建设地位于新疆哈密市伊吾县淖毛湖工业园区，规划乙二醇产能40万吨/年，总投资35.6亿元。项目于2019年9月开工建设，2021年9月投入试生产。
广汇乙二醇项目依托1000万吨/年煤炭分级提质综合利用项目副产荒煤气为原料，与煤制乙二醇项目相比可节约项目建设投资30%以上，生产成本显著降低，同时可促进节能减排、推进生态环境保护。
广汇乙二醇项目的顺利投产将助力公司业绩增长，我们根据过去四年乙二醇的历史单吨年均价的*、*与均值进行乐观、中性与保守假设，以产销率 ***进行计算，预计乙二醇项目有望为公司带来乐观/中性/保守 16.3/10.4/2.9 亿元毛利。
5、盈利预测与报告总结
关键假设：
2021年天然气、煤炭及煤化工行业全面高景气，公司各产品价格均出现不同幅度的上涨，有望带动公司业绩提升。
南通启东吕四港三期 4# 16 万方 LNG 储罐于2020年11月正式建成投产，2021年产能全面释放，公司天然气业务体量有望大幅提升。
广汇乙二醇项目规划产能40万吨/年，2021年9月投入试生产，预计10月份正式进入量产阶段，也将贡献可观的业绩增量。
盈利能力方面，天然气板块得益于产品涨价，单位产品毛利显著提升；煤炭板块 2021 年有望迎来量价齐升，尽管售价更低的原煤销售占比有所提升，但其成本也更低，预计单位毛利及板块整体毛利率均明显提升；煤化工板块各产品价格大幅上涨，原材料自给造就显著成本优势，板块毛利率大幅提升。
我们预计，2021-2023年天然气板块单位产品毛利分别为1.43、2.14和2.16元/方，销量分别为54.17、58.13和80.27亿方，营收分别为273.50、381.55和542.62亿元，毛利率分别为28.22%、32.64%和31.99%；
煤炭板块单位产品毛利分别为115.81、167.62和180.26 元/吨，销量分别为1724.46、1731.77和1891.22万吨，营收分别为78.71、102.89和117.98亿元，毛利率分别为25.34%、28.21%和28.90%；
煤化工板块营收分别为40.30、49.72和49.04亿元，毛利率分别为41.78%、38.96%和37.49%。
核算后，2021-2023年公司营业收入为397/540/715亿元，增速为162%/36%/33%。
随着天然气、煤炭及煤化工行业景气持续攀升，加之多个高盈利项目产能全面释放，公司整体毛利率提升，2021-2023年整体毛利率分别为29.05%、32.47%、31.9%。
报告总结：
公司作为国内能源领域的领先企业，目前已形成完整、配套的全产业链布局。在此基础之上，公司积极响应国家能源战略，大力布局现代煤化工，把握市场机会，不断扩大天然气业务经营规模，公司盈利能力将稳步提升。公司南通启东吕四港三期项目与广汇乙二醇项目的顺利投产，将给公司带来较大的营收增长。
我们预测2021-2023年，公司可分别实现归母净利润42.22、53.46 和71.87亿元，同比增 长 215.91%、26.63%和34.45%；公司EPS分别为0.63、0.79和1.06 元；以9月30日收盘价计算，对应PE分别为13.9、11和8.2倍。
我们选取以下两组上市公司作为可比公司：（1）天然气可比公司：新奥股份、深圳燃气、新天然气和九丰能源；（2）煤化工可比公司：华鲁恒升、宝丰能源。
公司2021年预测PE为13.9倍，低于天然气可比公司15.7倍平均PE，于煤化工可比公司13.7 倍平均PE持平；公司当前PB为3.2倍，低于天然气可比公司3.3倍平均PB和煤化工可比公司 4 倍平均PB。
6、风险提示
产品价格下跌风险：
公司主要产品包括 LNG、煤炭及煤化工深加工产品，价格价格受宏观经济、国内外市场供需平衡变化等因素影响较大。若上述因素导致公司 LNG、煤炭及煤化工产品出现不利变化，将不可避免地给公司的盈利能力和经营业绩带来不利影响。
新产品市场投放不及预期风险：
公司广汇乙二醇项目规划产能 40 万吨/年，2021 年 9 月投入试生产，预计 10 月份正式进入量产阶段。若产品投放市场后销量及价格低于预期，将对公司业绩产生影响。
在建项目不及预期风险：
公司南通启东吕四港四期 5# 20 万方 LNG 储罐目前正在建设阶段，建成后接收站周转能力将提升至 500 万吨/年，是公司业绩的主要增长点之一。若项目建设进度不及预期，将影响对公司的盈利预期。
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刚刚上市半年的宝丰能源(600989),股价已经跌破发行价超20%，就在市场普遍关注其股价是否还会下行之时，宝丰能源控股股东便释放增持信号，“护盘”意图明显。
宝丰能源11月15日发布关于公司控股股东及其关联方计划增持公司股份的公告，其中，宝丰集团拟增持金额不低于3亿元不超过6亿元；边海燕拟增持金额不低于2亿元不超过4亿元。
祭出增持大招
对于增持的原因和目的，公告显示，公司控股股东宝丰集团及其关联方边海燕坚定看好公司发展，认为公司业绩优良，产业发展空间巨大，但目前公司价值被严重低估。基于对公司价值的高度认可和未来持续稳定发展的坚定信心，结合对公司股票价值的合理判断，坚定投资者对公司未来发展的信心，决定进行本次增持。
不过值得注意的是，本次增持不设价格区间。宝丰集团及边海燕将基于对公司股价的合理判断，并根据公司股票价格波动情况及资本市场整体趋势，逐步实施增持计划。
同时，公司也提示了相关风险。本次增持计划实施可能存在因市场发生变化等因素，导致无法达到预期。
此外，公告还介绍了宝丰能源的新增产能进展情况。据披露，公司焦炭气化制60万吨/年烯烃项目后段产品端已于2019年10月顺利投产，2020年将实现120万吨/年聚烯烃（聚乙烯60万吨/年、聚丙烯60万吨/年）生产能力，产量实现翻番，能显著增强公司在煤基新材料领域的核心竞争力。
股价走低背后
宝丰能源主营业务为煤基新材料和化学品制造。公司于2019年5月16日在上交所正式挂牌交易，发行价为每股11.12元。
从二级市场走势来看，上市首日，宝丰能源涨幅43.97%，成交量为9.73万手；次日即打开涨停板，成交量也极具放大至314万手，最终收盘涨幅仅为5%。
此后的六个月里，公司股票成交量持续低迷，股价也一路震荡下行，上市两个月左右就跌破了发行价。截止11月15日收盘，每股报8.74元，距离发行价已下跌超20%。
从经营业绩看，宝丰能源三季报显示，2019年1月至9月，公司实现营业收入97.47亿元，同比增长4.92%；净利润28.33亿元，同比增长18.63%；基本每股收益0.41元。
那么，作为新股的宝能能源股价为何如此走势？根据宝丰能源招股书披露的同行业对标上市公司包括中煤能源、美锦能源、宝泰隆、潞安环能、金能科技。
从市场估值来比较，5家可比上市公司目前的市盈率分别为12.16倍、21.81倍、51.45倍、7.69倍和7.27倍，而宝丰能源盘中*价17.3元所对应的市盈率约30倍，处于同行业可比公司中第二位，估值相对偏高。
不过，从业绩增速而言，今年前三季度上述5家公司净利润增长率分别为41.8%、-30.14%、-75.27%、-5.23%和-35.74%，宝丰能源则为18.63%，净利润增速可谓逆势增长并处前列。
如今，宝丰能源估值指标已经降到15.48倍，公司控股股东宝丰集团也释放出增持计划，以示“护盘”之心。
来源: 证券时报e公司
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