煤层气“十二五”规划将出 勘探开发两翼齐飞
由国家能源局牵头制定的《煤层气（煤矿瓦斯）开发利用“十二五”规划》（下称《规划》）将择日发布，煤层气的勘探开发、抽采利用水平有望大幅提升。
《规划》提出，2015年煤层气产量达到210亿立方米，其中地面开发90亿立方米，基本全部利用；煤矿瓦斯抽采120亿立方米，利用率60%以上；瓦斯发电装机容量超过285万千瓦，民用超过320万户。
“十二五”期间，我国将新增煤层气探明地质储量8900亿立方米，建成沁水盆地、鄂尔多斯（600295）盆地东缘两大煤层气产业化基地。
勘探开发两翼齐飞
《规划》详细介绍了“十二五”期间煤层气勘探、开发、输送和利用以及科技攻关等四方面内容。其中，煤层气勘探和开发分别详细列出了“十二五”期间具体的实施表。
《规划》指出，在煤层气勘探方面，将以沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘为重点，加快实施山西柿庄南、柳林、陕西韩城等勘探项目，为产业化基地建设提供资源保障。推进安徽、河南、四川、贵州、甘肃、新疆等省区探勘，实施宿州、焦作、织金、准噶尔等勘探项目，力争在新疆等西北地区低阶煤煤层气勘探取得突破，探索滇东黔西高应力区煤层气资源勘探有效途径。到2015年，新增煤层气探明地质储量8900亿立方米。
煤层气开发包括地面开发与井下抽采两方面。
在地面开发方面，“十二五”期间，重点开发沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘，建成煤层气产业化基地。而在井下抽采方面，2015年煤矿瓦斯抽采量将达到120亿立方米。到2015年，我国将建成36个年抽采量超过1亿立方米的规模化矿区，工程总投资562亿元。
除此之外，在煤层气输送和利用方面，《规划》要求在沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘及豫北地区建设13条输气管道，总长度2054千米，设计年输气能力120亿立方米。在煤矿瓦斯输送与利用上，《规划》鼓励大型矿区瓦斯输配系统区域联网，集中规模化利用。
加大煤层气勘查资金投入
目前，我国埋深2000米以浅煤层气地质资源量约36.81万亿立方米，居世界第三位。据记者了解，“十一五”期间，我国煤层气开发从零起步，施工煤层气井5400余口，形成产能31亿立方米。2010年煤层气产量15亿立方米，商品量12亿立方米。
“十一五”期间，国家陆续出台了多项煤层气产业优惠政策，例如企业开发利用煤层气，中央财政每立方米补贴0.2元。数据显示，2007年以来，中央已经累计补贴7.2亿元。
《规划》指出，在保障措施上，将加大煤层气勘查资金投入。继续安排中央预算内投资支持煤矿安全改造及瓦斯治理示范矿井建设。鼓励民间资本参与煤层气勘探开发、煤层气储备及长输管道等基础设施建设。
国家能源局局长刘铁男指出，要大力推进煤层气开发，实现规模化产业化，加强对外合作管理，吸引有实力的外资企业参与煤层气勘探开发。拓宽企业融资渠道，支持符合条件的煤层气企业发行债券、上市融资。
记者注意到，《规划》还详细列出了《煤层气勘探“十二五”规划表》、《煤层气开发“十二五”规划表》、《煤矿瓦斯抽采利用“十二五”规划表》、《煤矿瓦斯抽采利用重点矿区建设“十二五”规划表》等四个具体规划。
目前国内上市公司中从事煤层气相关业务的公司有梅安森等。
煤层气产能十二五酝酿大扩张探明储量须达8900亿方
据经济之声报道，由国家能源局牵头制定的煤层气开发利用“十二五”规划即将印发。规划提出2015年，煤矿瓦斯事故起数和死亡人数比2010年下降40%以上。新增煤层气探明地质储量8900亿立方米，满足未来10年煤层气产能建设需要。
据了解，目前初定的2015年煤层气（煤矿瓦斯）年抽采量目标为210亿立方米，这一目标还存在上调的可能性。
因为煤层气勘探风险大、投入高、回收期长，目前我国煤层气的勘探程度很低。探明地质储量2734亿立方米，仅为预测资源总量的0.74%，难以满足大规模产能建设的需要。
国家能源局局长刘铁男刘铁男：大力推进煤层气开发，实现规模化产业化。提高煤层气勘探投入最低标准，促进煤层气企业加大勘探投入。吸引有实力的外资企业参与煤层气勘探开发，多渠道筹集资金，加大煤层气资源勘探投入。
按照规划，在地面开发方面，“十二五”将加快沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘产业化基地建设，增加储量、扩大产能。而在井下煤矿瓦斯抽采方面，将在山西、辽宁、安徽、河南等省市33个煤矿企业、8个重点产煤市（区）重点实施煤矿瓦斯抽采利用规模化矿区建设。
刘铁男：到2015年建成36个年抽采量超过1亿立方米的规模化矿区。
随着煤炭需求持续增长，地质条件更趋复杂，“十二五”煤矿瓦斯防治工作形势依然严峻。据刘铁男介绍，“十一五”期间瓦斯事故死亡人数仍高居不下，五年共发生重特大事故88起，其中100人以上事故2起。瓦斯事故起数和死亡人数分别占煤矿重特大事故比例的45.8%和41.3%。
刘铁男：尽快出台煤矿企业瓦斯防治能力评估管理办法，定期评估煤矿企业瓦斯防治能力。对不具备瓦斯防治能力的煤矿企业，不得从事高瓦斯和煤与瓦斯突出矿井的建设和生产。
煤层气"十二五"规划将展宏图
在我国天然气消费缺口巨大的情况下，煤层气作为非常规天然气将是非常重要和现实的战略替代资源。
国家能源咨询委专家、中联煤层气公司总顾问孙茂远近日在2011中国国际石油石化暨海洋工程技术大会上透露，由国家能源局牵头制定的煤层气开发利用"十二五"规划已经制定完毕并报国家发改委，近期将由发改委对外发布。该规划提出的"十二五"煤层气产量为215亿至235亿立方米，为"十一五"规划的100亿立方米的两倍多。
"十二五"规划目标翻番
据孙茂远透露，该规划提出，到2015年，新增煤层气探明地质储量8500亿立方米，地面煤层气产量90亿至110亿立方米，井下抽采煤层气产量125亿立方米。地面开采将以管输为主，就近利用，余气外输，井下瓦斯利用量79亿立方米，利用率60%。瓦斯民用260万户，发电装机总容量300万千瓦以上。
在煤层气勘探方面，将继续以沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘为重点，加快实施山西柿庄南、柳林、陕西韩城等22个勘探项目，推进新疆、河南、安徽、贵州等省区勘探，实施准噶尔、焦作、宿州、织金等10个勘探项目。
在煤层气地面开发方面，开展新疆、安徽、河南等省区煤层气开发试验。
井下抽采方面，推进重点矿区瓦斯抽采规模化，实施煤矿瓦斯治理示范矿井和瓦斯抽采利用示范基地建设。
在煤层气产业化基地建设方面，重点建设沁水盆地和鄂尔多斯盆地两大煤层气产业化生产基地。
"到2020年，预计全国煤层气产量将达500亿至600亿立方米，占天然气产量的20%左右，将形成我国煤层气勘探、开发、生产、输送、销售、利用等完整的一体化产业。"孙茂远说。
产业前景美好
煤层气，俗称煤矿瓦斯，属于非常规天然气。和天然气一样，燃烧后很洁净，几乎不产生任何废气。煤层气的开发利用具有一举多得的功效，作为一种高效、洁净能源，大规模商业化能产生巨大的经济效益。
根据国际能源机构（IEA）估计，全球埋深浅于2000米煤层气资源总量可达260万亿立方米，是常规天然气探明储量的两倍多。我国煤层气资源丰富，仅次于俄罗斯、加拿大，列全球第三，未开发储量逾31万亿立方米。但截至2010年10月，全国煤层气探明可采储量仅为938亿立方米。
据介绍，美国是全球煤层气商业化开发最成功的国家，其经验证实，煤层气勘探开发可获得明显的经济效益。一是勘探费用低，获利大，风险小，煤层气勘探比常规油气勘探耗资低；二是生产成本低，生产周期长。
在日本震后核电发展受到质疑的背景下，作为清洁煤产业的一种新能源形式，煤层气的发展被提到了一个空前的高度。
政策方面，煤层气产业也频频获得"政策红包"。煤层气发电不仅优先上网，同时享受0.25元/千瓦时上网电价补贴；对煤层气开采按0.2元/立方米进行补贴；对煤层气抽采企业实行增值税先征后退政策，进口设备免征关税和进口环节增值税等。
技术投入成制约因素
但尽管如此，煤层气在过去5年中，并未如预期那样呈现出欣欣向荣的发展态势。"十一五"末，我国煤层气开采总量仅86亿立方米，利用总量更低至34.06亿立方米。
分析人士指出，我国煤层气发展缓慢原因主要来自两个方面，一是气权分离，中石油、中石化是我国最主要的煤层气权拥有者，但是专业进行煤层气勘探开发的中联煤层气公司所控制气权范围却明显偏小。另外，管网建设不发达是造成中国煤层气产业落后的一大因素。
孙茂远认为，影响我国煤层气开发利用主要有三大因素。第一是我国地质条件复杂，煤层气地面勘探开发没有形成适用的系列技术工艺，难采煤层气田尚需加大攻关。
第二是勘探投入不足。近十年，企业勘探投资不足，投融资渠道不畅，国家用于煤层气勘探的资金偏少。
第三是扶持政策需要进一步落实。孙茂远指出，现有煤层气利好政策有些并未完全落实到位。煤层气法律法规和标准规范尚不完全。煤炭与煤层气协调开发机制不完善，煤层气开发利用补贴标准偏低。为此孙茂远建议，将煤层气抽采利用财政补贴提高到0.4元/立方米左右。孙茂远说，虽然中石油、中石化和中海油三大石油公司"大踏步介入了煤层气开发"，但投入资金仍不够，需要民营资本的介入，以进一步调动全社会开发煤层气的积极性。
煤层气行业报告：行业迎来黄金五年
国内煤层气资源丰富，为未开发的“宝藏”。中国煤层气资源量达到37万亿立方米，当中很多地区的资源极具商业开发的潜力，比如：鄂尔多斯盆地和沁水盆地（其合共资源量占了全国总量的27%，其热值相等于170亿吨的原煤）。该区块煤储层含气量高，渗透性良好，能发展成一个具规模和商业化的生产基地。如按照年产量200亿立方米计算，整个市场规模在2015年将能达到400亿人民币。
需求将保持高速增长。为提高能源利用效率、减低单位GDP耗能及二氧化碳等污染物的排放，大力发展天然气是必需的。天然气的潜在需求在2015年将达到2500亿立方米，是2010年的一倍多，当中将有900万立方米的供应缺口。煤层气可和天然气混运混用，其地面抽采产量在2015年将达到100亿立方米，这将有助缓减天然气供不应求的局面。
天然气价格将有望提升。国内天然气现在的价格明显偏低。为了提高天然气资源有效利用，天然气价格改革势在必行。
政策的支持。国家对煤层气开发企业实行各种的优惠政策，当中包括：
1）增值税实行先征后退的征收方式；
2）中外合作开采煤层气的企业的所得税实行二免三减半的政策；
3）企业进口规定的设备可免征进口关税和进口环节的增值税；
4）不征资源税；
5）煤层气民用燃气每立方米补贴0.2人民币，瓦斯发电每千瓦时补贴0.25人民币。
随着天然气供不应求的局面逐渐加大、管网建设逐步的完善和国家对资源勘探开发力度的加强，我们相信“十二五”期间煤层气产业将有较快发展。
煤炭行业深度研究报告：煤层气开发将进入快速发展期
中国的经济发展必将以清洁能源的大规模使用为特征。21世纪是清洁能源的时代，全球正在出现以天然气代替石油为主要能源的又一次能源消费结构变革，天然气在世界能源结构中将逐渐取代原油成为第一大能源，是为第三次能源革命。目前世界天然气占能源比重的25%，自1990年以来每年以23%的速率增长。中国的经济起飞发生在人类第三次能源革命时期，中国的经济发展必将以清洁能源的大规模使用为特征。
我国煤层气储量位于俄罗斯、加拿大之后列全球第三位。世界上目前有74个国家发现蕴藏有煤炭资源，同时也赋存着煤层气资源。根据国际能源机构（IEA）估计，全球埋深浅于2000m煤层气资源总量可达260万亿m3，是常规天然气探明储量的两倍多。我国煤层气储量位于俄罗斯、加拿大之后列全球第三位，未开发储量达31.5万亿立方米。
我国煤层气开发利用进入开发初期阶段。山西省煤层气资源储量占到全国已探明储量的三分之一，其中沁水盆地和河东盆地是我国煤层气资源富集程度较高，比较适宜进行规模开发生产的地区，山西省因此成为国内煤层气开发的主战场。目前，地面煤层气开发规模较大的国内企业主要有中联煤、中石油、中海油、晋城煤业集团蓝焰煤层气公司等。先后有沁南潘庄、沁南潘河、沁南枣园和辽宁阜新4个煤层气示范项目进入商业化开发阶段。山西煤层气外输线通向西气东输主干线的管道已经开始将山西的煤层气经由沁水压气站注入西气东输主干线。
在一般情况下，煤层气开采成本较常规天然气要高两倍。根据美国经验，煤层气井口价至少要达到每立方米1.3~1.5元才可能盈利，这是常规天然气盈利区间的2倍。我国沁水盆地晋城地区资源条件优越，预计每口煤层气井的勘探、开发、生产平均费用为人民币230万元，煤层气成本仅为每立方米0.25元。
晋煤集团煤层气抽采利用能力全国领先。集团现有生产矿井大多数位于沁水煤田，多属高瓦斯矿井，十分有利于规模性开发利用。2010年，晋煤集团煤层气抽采量达到15.73亿立方米，利用量10.13亿立方米，煤层气利用率达64.4%，煤层气抽采利用能力全国领先。
根据规划，未来五年煤层气产业有望步入快速发展期。国家能源局正在组织编制的《煤层气开发利用“十二五”规划》提出，“十二五”末，我国煤层气产量将达200~240亿立方米，其中，地面开采煤层气100~110亿立方米，井下瓦斯抽采量110~130亿立方米。
梅安森：采煤安全投入增长可期公司持续成长看得见
事件：2011年11月3日晚间，河南义煤集团千秋煤矿发生冲击地压事故，事故造成8名矿工遇难。我们对事故中受难矿工及家属带去祝福，同时希望采煤企业加强安全管理投入，技术企业加强安全产品研发，确保采煤安全生产零事故。
点评
采煤安全形势严重，安全监控投入有望持续增加
受国内采煤地质条件及采掘深度的增加，国内采煤安全事故形势较为严重，今年以来共发生19起相关事故，其中因瓦斯、透水原因导致事故17其，冲击地压等引起事故2起。在安全事故频发、采煤集团化及政府重视等多重因素推动下，加上煤炭企业盈利能力较强，未来持续安全投资增长可期。
梅安森是国内领先的瓦斯等安全监控信息化提供商
公司从事煤矿安全生产监测监控设备及安全保障系统，产品有煤矿安全监控、人员定位管理、瓦斯抽放及综合利用、煤与瓦斯突出实时诊断系统、监控设备及零部件。08-10年营收、净利润复合增长率分别为32%和53%。公司安标量和营收规模在国内居前，预计在民企灵活机制推动下，未来发展前景可期。
受益安全投入增长和延伸发展空间，成长看得见
我们认为，公司未来成长路径清晰，在民企灵活激励机制保障下，业绩有望保持较高增速增长：
1）国内采煤集团化、煤企盈利能力高等推动采煤安全信息化投入持续增长，公司领先地位将充分分享行业快速增长喜悦；
2）产品线延伸空间大，目前主要瓦斯安全监控系统、人员定位系统、安全监控设备等，随着采煤安全要求提升，社会对采掘领域安全事故容忍度降低，更多领域需要更新技术的安全信息化投入，如采用地理信息技术加强采煤综合环境监测，全面预防瓦斯、地压等事故；
3）市场占有率有望持续提升，目前公司市场占有率位居前三，未来将充分利用民企机制和管理层优势，提升市场占有率提高增长确定性；
4）有采煤行业向采掘领域全面突破，除煤炭行业外，国内大部分金属非金属采掘行业都需要通过矿井方式生产，而露天采掘量少。因此，非煤采掘领域对人员定位管理系统、压力探测系统、综合环境监控系统需要较为迫切。
看好公司市场发展前景，首次给予“审慎推荐”
预计2011-2013年公司营业收入为1.84、2.51和3.38亿元，归属母公司股东净利润分别为0.62、0.85和1.12亿元，全面摊薄每股收益为1.05、1.46和1.90元。由于上市首日股价上涨幅度较大，目前股价（40.98元）对应2011-2013年动态市盈率分别为39、28和21倍。考虑到市场估值及国内煤炭行业安全信息化发展空间，首次给予“审慎推荐”评级。
风险提示：公司市场拓展低于预期、行业竞争加剧等
西山煤电：成本压力凸显关注远期成长
2011年1-9月公司实现营业收入228.84亿元，同比增长46.56%；归属于母公司的净利润25.05亿元，同比减少2.6%；基本每股收益为0.79元（3季度实现EPS0.20元），净资产收益率为18.07%，较去年同期下滑4.22个百分点。三季度公司营业总收入78.06亿元，同比上升18.63%，但归属于母公司的利润仅为6.4亿元，同比减少26.16%，实现每股收益为0.20元，同比减少26.19%。成本和费用增加是盈利能力下滑的主要原因。
焦化营业成本和销售费用大幅上涨：2011年1-9月公司营业总成本192.06亿元，比去年同期119.16亿元大幅增加61.18%，其中主要是因为报告期内公司新增吉唐焦化，焦化营业成本同期大幅增加33.77亿元；2011年1-9月公司期间费用大涨，其中销售费用、管理费用和财务费用分别比较上年同期增加了5.46亿元、7.10亿元和1.85亿元，销售费用大幅增加的主要原因是新县项目费用和运费的增加。
稀缺煤种龙头，产量持续增长。公司及其母公司山西焦煤集团坐拥山西省内大量的优质炼焦煤资源。目前公司产能将近2900万吨，后期会随着兴县2期和整合新建的矿井分别于2012年到2013年陆续达产，公司产能有望达到4500万吨以上，远期的成长性仍然可见。
投资建议：预计公司2011年-2013年EPS分别为1.19元、1.48元和1.76元，对应PE为15.98倍、12.85倍和10.81倍，短期估值低于行业平均水平。基于公司资源储量丰富、焦煤行业龙头以及焦煤价格上涨预期强烈，维持公司推荐评级。
潞安环能：烟煤喷吹提升价值十二五产能高增长
“十二五”喷吹煤需求旺盛，较目前增长50以上%
随着焦煤供需缺口的逐渐增大，行业喷煤比将逐渐上升。我们预测，“十二五”末生铁产量将超过8亿吨，届时喷煤比将由目前的135kg/t提升到150kg/t左右，则喷吹煤需求量将达到1.2亿吨，较目前增长50%以上。烟煤喷吹做为节能环保高新技术，是冶金行业的发展趋势，潞安喷吹煤在在品种、性能、价格、技术、储量等方面具有明显的竞争优势，市场份额将稳中有升。
公司喷吹煤产能未来增长200%，产品结构优化空间大
10年喷吹煤销量1060万吨，占比约为37%。而销售收入占比达到了50%。公司现有喷吹煤产能1500~1600万吨，“十二五”规划产能3000万吨，产品结构优化空间巨大，公司去年喷吹煤综合价格为850元/吨，较普通烟煤高300元以上，如未来产能全部释放，将大幅增厚公司每股收益。
整合煤矿12年后逐步释放，新增权益产能近1500万吨，较目前增长50%以上
公司原有五矿产能2800万吨，基本保持稳定。整合煤矿预计将于12年后逐步释放，完全释放后新增权益产能近1500万吨，较目前增长50%以上。新增产能煤质较好，盈利能力和公司本部相当。其中蒲县煤矿多为主焦煤，目前价格超过1200元/吨，产能释放后将显著提升公司的盈利能力。
集团煤炭产能超4000万吨，郭庄、司马矿注入预期强烈
集团资产注入工作早于09年就已启动，只是由于煤矿整合、领导换届等原因而延迟。进入“十二五”，集团规划投资2000亿元，资金压力大，预计“十二五”期间，集团将兑现承诺，逐步将符合条件的资产注入上市公司。
集团现有煤矿资产产能超过4000万吨，其中司马矿、郭庄矿为成熟在产煤矿，注入预期最为强烈。我们预测，上市公司很有可能于2012年以发行债券融资的方式收购集团在产的司马矿、郭庄矿，两矿2010年产量为510万吨，盈利15~16亿元左右，两矿注入上市后，将增厚公司EPS0.5元以上。
分享焦化整合盛宴，化工板块盈利能力增强
公司将参与山西省焦化行业整合，十二五规划焦炭产能达到1200万吨，公司将根据情况进行进一步的规划，发展烯烃等新型煤化工业务，增强煤化业务的盈利能力。
盈利预测及投资建议
不考虑资产注入，预计公司2011~2013年每股收益分别为1.78元、1.98元和2.26元，对应2011~2013年PE分别为15倍、13倍和12倍，受外围环境影响，近期公司股价波动较大，但公司未来产能的增长确定、产品结构的优化以及集团后续资产注入的预期，仍给予“强烈推荐”的投资评级。
阳泉煤业：煤炭产量基本稳定资产注入可期
1、公司煤炭产品以电煤（选末煤）为主，销量占比为72%左右，其次为块煤、喷粉煤，占比均为13%左右，煤泥占比2%。电煤贡献主要营收，喷粉煤和块煤贡献主要利润。公司发展煤炭贸易业务，盈利水平较低，贡献较大比例的营收。
2、2011-2012年公司煤炭产量相对稳定，增量不多，成长性一般。公司旗下国阳天泰公司作为整合主体，在平定、翼城、蒲县、宁武地区整合的煤矿预计2013年逐步投产，成长性将有所体现。
3、公司约有一半的煤炭销量来自集团公司代销煤炭，由于代销业务仅象征性征收代销费，因此公司整体盈利能力受代销煤炭业务拖累。目前信达问题仍未有进展，未来若信达问题得到解决，集团公司煤炭资产注入问题获得实质性进展，则公司煤炭业务盈利能力有望大幅提升。
4、预计2011-2013年公司每股收益为1.23、1.41、1.58元/股，对应2011、2012年估值为17、14倍。考虑到中长期公司存在资产注入预期，但短期煤炭产量增量有限，我们给予公司“增持”评级。风险提示：成本增长超预期、煤价涨幅低于预期、技改及整合矿进展存在不确定性、煤炭贸易业务盈利能力较低、大盘系统性风险。
天科股份：唐山佳华项目签订上调至推荐
事件：
公司于8月5日发布公告，与唐山佳华煤化工有限公司签订了20万吨/年焦炉煤气制甲醇工程长周期设备委托采购合同书”。双方正在进行项目管理合同谈判，以推进该项目的顺利进行，使之按时投产。合同总价为人民币8829.2万元。
观点：
1.分包向总包转型之路已经开始公司于10年11月27日发布了与唐山佳华煤化工公司正在洽谈20万吨/年焦炉气制甲醇项目工程总承包的提示性公告，该项目进展缓慢，我们在之前发布的报告中也没有考虑总包项目对业绩的贡献，现在终于尘埃落定，虽然此次签订的只是设备采购合同，但我们认为公司已经成功进入了工程总包领域，由分包向总包的转型之路已经开始，将对业绩产生积极影响。
作为变压吸附气体分离行业龙头企业，公司市场占有率在40%左右，但该领域市场空间已不大，增长可能会比较慢，因此公司自去年开始即积极向工程总包领域转型，结合公司在变压吸附气体分离技术、合成甲醇催化剂、CO吸附剂上的市场与技术竞争优势，唐山佳华项目将是公司转型的良好开端。
2.在谈总包项目投资额超去年营业收入，将显著提升业绩根据在建的河北某同等规模焦炉气制甲醇项目的投资额5.8亿推算，唐山佳华项目工程总包合同额预计在6亿左右，目前工程总包毛利率在15%左右，估算可增厚EPS0.20元。
埃该项目建设成功后将形成成功的示范效应，目前此一个总包项目即已超过去年营业收入。公司在4月份公告的2011年计划营业收入4.8亿，利润总额4400万，很明显可以得出结论，如果公司将来承接越来越多的总包项目，业绩将得到显著提升。
煤气化中报点评：成长性高估值高
公司上半年营业收入15.7亿，同比下降12.5%；营业利润1.77亿，同比下降39%；归属上市股东净利润0.96亿，同比下降44.9%，EPS为0.19元。
主要观点
焦炭、精煤销量减少致营业收入降低，成本刚性致利润大幅下滑。公司自产煤炭部分直接销售给焦化厂，焦炭收入占公司营业收入超过63%。上半年，公司的焦炭和精煤销量下降，使得收入同比下降。精煤毛利率同比上涨，意味着焦炭成本刚性增加，导致焦炭销售毛利率同比下降。
期间费用几无降低，公司利润同比大幅下降44.91%。EPS为0.19元，同比大降。2012年煤炭产量逐步释放，快速增长。整合煤矿、在建矿矿今后陆续释放产量，预计2011-2013年产量分别为355、725、1005万吨，增速分别为5.97%、104%、38.6%，平均为50%，2012年爆发式增长。权益产量分别为322、500、642万吨，增速分别为6.6%、55%、28%，平均为30%。实际控制人变更，引致公司发展巨大想象空间。
晋煤集团成为公司的实际控制人，其在全国煤炭企业中排名第九，在优质无烟煤、煤层气开发利用、煤化工方面均排名第一，这给公司未来发展提供了巨大的想象空间。
当然，和集团公司煤炭业务上的合作会遇到信达和国开行股权问题。公司成长性好，但估值较高。预计2011-2013年EPS分别为0.56、0.88、1.15元，增长率分别为23%、56%、31%，平均为37%，对应的PE分别为46、29、22倍。公司成长性好，但估值较高，暂不评级。风险提示在建、技改项目进展，在产煤矿产量波动，焦炭行业需求下滑。
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