煤層氣“十二五”規劃將出 勘探開發兩翼齊飛
由國家能源局牽頭制定的《煤層氣（煤礦瓦斯）開發利用“十二五”規劃》（下稱《規劃》）將擇日發布，煤層氣的勘探開發、抽采利用水平有望大幅提升。
《規劃》提出，2015年煤層氣產量達到210億立方米，其中地面開發90億立方米，基本全部利用；煤礦瓦斯抽采120億立方米，利用率60%以上；瓦斯發電裝機容量超過285萬千瓦，民用超過320萬戶。
“十二五”期間，我國將新增煤層氣探明地質儲量8900億立方米，建成沁水盆地、鄂爾多斯（600295）盆地東緣兩大煤層氣產業化基地。
勘探開發兩翼齊飛
《規劃》詳細介紹了“十二五”期間煤層氣勘探、開發、輸送和利用以及科技攻關等四方面內容。其中，煤層氣勘探和開發分別詳細列出了“十二五”期間具體的實施表。
《規劃》指出，在煤層氣勘探方面，將以沁水盆地和鄂爾多斯盆地東緣為重點，加快實施山西柿莊南、柳林、陜西韓城等勘探項目，為產業化基地建設提供資源保障。推進安徽、河南、四川、貴州、甘肅、新疆等省區探勘，實施宿州、焦作、織金、準噶爾等勘探項目，力爭在新疆等西北地區低階煤煤層氣勘探取得突破，探索滇東黔西高應力區煤層氣資源勘探有效途徑。到2015年，新增煤層氣探明地質儲量8900億立方米。
煤層氣開發包括地面開發與井下抽采兩方面。
在地面開發方面，“十二五”期間，重點開發沁水盆地和鄂爾多斯盆地東緣，建成煤層氣產業化基地。而在井下抽采方面，2015年煤礦瓦斯抽采量將達到120億立方米。到2015年，我國將建成36個年抽采量超過1億立方米的規模化礦區，工程總投資562億元。
除此之外，在煤層氣輸送和利用方面，《規劃》要求在沁水盆地、鄂爾多斯盆地東緣及豫北地區建設13條輸氣管道，總長度2054千米，設計年輸氣能力120億立方米。在煤礦瓦斯輸送與利用上，《規劃》鼓勵大型礦區瓦斯輸配系統區域聯網，集中規模化利用。
加大煤層氣勘查資金投入
目前，我國埋深2000米以淺煤層氣地質資源量約36.81萬億立方米，居世界第三位。據記者了解，“十一五”期間，我國煤層氣開發從零起步，施工煤層氣井5400余口，形成產能31億立方米。2010年煤層氣產量15億立方米，商品量12億立方米。
“十一五”期間，國家陸續出臺了多項煤層氣產業優惠政策，例如企業開發利用煤層氣，中央財政每立方米補貼0.2元。數據顯示，2007年以來，中央已經累計補貼7.2億元。
《規劃》指出，在保障措施上，將加大煤層氣勘查資金投入。繼續安排中央預算內投資支持煤礦安全改造及瓦斯治理示范礦井建設。鼓勵民間資本參與煤層氣勘探開發、煤層氣儲備及長輸管道等基礎設施建設。
國家能源局局長劉鐵男指出，要大力推進煤層氣開發，實現規模化產業化，加強對外合作管理，吸引有實力的外資企業參與煤層氣勘探開發。拓寬企業融資渠道，支持符合條件的煤層氣企業發行債券、上市融資。
記者注意到，《規劃》還詳細列出了《煤層氣勘探“十二五”規劃表》、《煤層氣開發“十二五”規劃表》、《煤礦瓦斯抽采利用“十二五”規劃表》、《煤礦瓦斯抽采利用重點礦區建設“十二五”規劃表》等四個具體規劃。
目前國內上市公司中從事煤層氣相關業務的公司有梅安森等。
煤層氣產能十二五醞釀大擴張探明儲量須達8900億方
據經濟之聲報道，由國家能源局牽頭制定的煤層氣開發利用“十二五”規劃即將印發。規劃提出2015年，煤礦瓦斯事故起數和死亡人數比2010年下降40%以上。新增煤層氣探明地質儲量8900億立方米，滿足未來10年煤層氣產能建設需要。
據了解，目前初定的2015年煤層氣（煤礦瓦斯）年抽采量目標為210億立方米，這一目標還存在上調的可能性。
因為煤層氣勘探風險大、投入高、回收期長，目前我國煤層氣的勘探程度很低。探明地質儲量2734億立方米，僅為預測資源總量的0.74%，難以滿足大規模產能建設的需要。
國家能源局局長劉鐵男劉鐵男：大力推進煤層氣開發，實現規模化產業化。提高煤層氣勘探投入最低標準，促進煤層氣企業加大勘探投入。吸引有實力的外資企業參與煤層氣勘探開發，多渠道籌集資金，加大煤層氣資源勘探投入。
按照規劃，在地面開發方面，“十二五”將加快沁水盆地和鄂爾多斯盆地東緣產業化基地建設，增加儲量、擴大產能。而在井下煤礦瓦斯抽采方面，將在山西、遼寧、安徽、河南等省市33個煤礦企業、8個重點產煤市（區）重點實施煤礦瓦斯抽采利用規模化礦區建設。
劉鐵男：到2015年建成36個年抽采量超過1億立方米的規模化礦區。
隨著煤炭需求持續增長，地質條件更趨復雜，“十二五”煤礦瓦斯防治工作形勢依然嚴峻。據劉鐵男介紹，“十一五”期間瓦斯事故死亡人數仍高居不下，五年共發生重特大事故88起，其中100人以上事故2起。瓦斯事故起數和死亡人數分別占煤礦重特大事故比例的45.8%和41.3%。
劉鐵男：盡快出臺煤礦企業瓦斯防治能力評估管理辦法，定期評估煤礦企業瓦斯防治能力。對不具備瓦斯防治能力的煤礦企業，不得從事高瓦斯和煤與瓦斯突出礦井的建設和生產。
煤層氣"十二五"規劃將展宏圖
在我國天然氣消費缺口巨大的情況下，煤層氣作為非常規天然氣將是非常重要和現實的戰略替代資源。
國家能源咨詢委專家、中聯煤層氣公司總顧問孫茂遠近日在2011中國國際石油石化暨海洋工程技術大會上透露，由國家能源局牽頭制定的煤層氣開發利用"十二五"規劃已經制定完畢并報國家發改委，近期將由發改委對外發布。該規劃提出的"十二五"煤層氣產量為215億至235億立方米，為"十一五"規劃的100億立方米的兩倍多。
"十二五"規劃目標翻番
據孫茂遠透露，該規劃提出，到2015年，新增煤層氣探明地質儲量8500億立方米，地面煤層氣產量90億至110億立方米，井下抽采煤層氣產量125億立方米。地面開采將以管輸為主，就近利用，余氣外輸，井下瓦斯利用量79億立方米，利用率60%。瓦斯民用260萬戶，發電裝機總容量300萬千瓦以上。
在煤層氣勘探方面，將繼續以沁水盆地和鄂爾多斯盆地東緣為重點，加快實施山西柿莊南、柳林、陜西韓城等22個勘探項目，推進新疆、河南、安徽、貴州等省區勘探，實施準噶爾、焦作、宿州、織金等10個勘探項目。
在煤層氣地面開發方面，開展新疆、安徽、河南等省區煤層氣開發試驗。
井下抽采方面，推進重點礦區瓦斯抽采規模化，實施煤礦瓦斯治理示范礦井和瓦斯抽采利用示范基地建設。
在煤層氣產業化基地建設方面，重點建設沁水盆地和鄂爾多斯盆地兩大煤層氣產業化生產基地。
"到2020年，預計全國煤層氣產量將達500億至600億立方米，占天然氣產量的20%左右，將形成我國煤層氣勘探、開發、生產、輸送、銷售、利用等完整的一體化產業。"孫茂遠說。
產業前景美好
煤層氣，俗稱煤礦瓦斯，屬于非常規天然氣。和天然氣一樣，燃燒后很潔凈，幾乎不產生任何廢氣。煤層氣的開發利用具有一舉多得的功效，作為一種高效、潔凈能源，大規模商業化能產生巨大的經濟效益。
根據國際能源機構（IEA）估計，全球埋深淺于2000米煤層氣資源總量可達260萬億立方米，是常規天然氣探明儲量的兩倍多。我國煤層氣資源豐富，僅次于俄羅斯、加拿大，列全球第三，未開發儲量逾31萬億立方米。但截至2010年10月，全國煤層氣探明可采儲量僅為938億立方米。
據介紹，美國是全球煤層氣商業化開發最成功的國家，其經驗證實，煤層氣勘探開發可獲得明顯的經濟效益。一是勘探費用低，獲利大，風險小，煤層氣勘探比常規油氣勘探耗資低；二是生產成本低，生產周期長。
在日本震后核電發展受到質疑的背景下，作為清潔煤產業的一種新能源形式，煤層氣的發展被提到了一個空前的高度。
政策方面，煤層氣產業也頻頻獲得"政策紅包"。煤層氣發電不僅優先上網，同時享受0.25元/千瓦時上網電價補貼；對煤層氣開采按0.2元/立方米進行補貼；對煤層氣抽采企業實行增值稅先征后退政策，進口設備免征關稅和進口環節增值稅等。
技術投入成制約因素
但盡管如此，煤層氣在過去5年中，并未如預期那樣呈現出欣欣向榮的發展態勢。"十一五"末，我國煤層氣開采總量僅86億立方米，利用總量更低至34.06億立方米。
分析人士指出，我國煤層氣發展緩慢原因主要來自兩個方面，一是氣權分離，中石油、中石化是我國最主要的煤層氣權擁有者，但是專業進行煤層氣勘探開發的中聯煤層氣公司所控制氣權范圍卻明顯偏小。另外，管網建設不發達是造成中國煤層氣產業落后的一大因素。
孫茂遠認為，影響我國煤層氣開發利用主要有三大因素。第一是我國地質條件復雜，煤層氣地面勘探開發沒有形成適用的系列技術工藝，難采煤層氣田尚需加大攻關。
第二是勘探投入不足。近十年，企業勘探投資不足，投融資渠道不暢，國家用于煤層氣勘探的資金偏少。
第三是扶持政策需要進一步落實。孫茂遠指出，現有煤層氣利好政策有些并未完全落實到位。煤層氣法律法規和標準規范尚不完全。煤炭與煤層氣協調開發機制不完善，煤層氣開發利用補貼標準偏低。為此孫茂遠建議，將煤層氣抽采利用財政補貼提高到0.4元/立方米左右。孫茂遠說，雖然中石油、中石化和中海油三大石油公司"大踏步介入了煤層氣開發"，但投入資金仍不夠，需要民營資本的介入，以進一步調動全社會開發煤層氣的積極性。
煤層氣行業報告：行業迎來黃金五年
國內煤層氣資源豐富，為未開發的“寶藏”。中國煤層氣資源量達到37萬億立方米，當中很多地區的資源極具商業開發的潛力，比如：鄂爾多斯盆地和沁水盆地（其合共資源量占了全國總量的27%，其熱值相等于170億噸的原煤）。該區塊煤儲層含氣量高，滲透性良好，能發展成一個具規模和商業化的生產基地。如按照年產量200億立方米計算，整個市場規模在2015年將能達到400億人民幣。
需求將保持高速增長。為提高能源利用效率、減低單位GDP耗能及二氧化碳等污染物的排放，大力發展天然氣是必需的。天然氣的潛在需求在2015年將達到2500億立方米，是2010年的一倍多，當中將有900萬立方米的供應缺口。煤層氣可和天然氣混運混用，其地面抽采產量在2015年將達到100億立方米，這將有助緩減天然氣供不應求的局面。
天然氣價格將有望提升。國內天然氣現在的價格明顯偏低。為了提高天然氣資源有效利用，天然氣價格改革勢在必行。
政策的支持。國家對煤層氣開發企業實行各種的優惠政策，當中包括：
1）增值稅實行先征后退的征收方式；
2）中外合作開采煤層氣的企業的所得稅實行二免三減半的政策；
3）企業進口規定的設備可免征進口關稅和進口環節的增值稅；
4）不征資源稅；
5）煤層氣民用燃氣每立方米補貼0.2人民幣，瓦斯發電每千瓦時補貼0.25人民幣。
隨著天然氣供不應求的局面逐漸加大、管網建設逐步的完善和國家對資源勘探開發力度的加強，我們相信“十二五”期間煤層氣產業將有較快發展。
煤炭行業深度研究報告：煤層氣開發將進入快速發展期
中國的經濟發展必將以清潔能源的大規模使用為特征。21世紀是清潔能源的時代，全球正在出現以天然氣代替石油為主要能源的又一次能源消費結構變革，天然氣在世界能源結構中將逐漸取代原油成為第一大能源，是為第三次能源革命。目前世界天然氣占能源比重的25%，自1990年以來每年以23%的速率增長。中國的經濟起飛發生在人類第三次能源革命時期，中國的經濟發展必將以清潔能源的大規模使用為特征。
我國煤層氣儲量位于俄羅斯、加拿大之后列全球第三位。世界上目前有74個國家發現蘊藏有煤炭資源，同時也賦存著煤層氣資源。根據國際能源機構（IEA）估計，全球埋深淺于2000m煤層氣資源總量可達260萬億m3，是常規天然氣探明儲量的兩倍多。我國煤層氣儲量位于俄羅斯、加拿大之后列全球第三位，未開發儲量達31.5萬億立方米。
我國煤層氣開發利用進入開發初期階段。山西省煤層氣資源儲量占到全國已探明儲量的三分之一，其中沁水盆地和河東盆地是我國煤層氣資源富集程度較高，比較適宜進行規模開發生產的地區，山西省因此成為國內煤層氣開發的主戰場。目前，地面煤層氣開發規模較大的國內企業主要有中聯煤、中石油、中海油、晉城煤業集團藍焰煤層氣公司等。先后有沁南潘莊、沁南潘河、沁南棗園和遼寧阜新4個煤層氣示范項目進入商業化開發階段。山西煤層氣外輸線通向西氣東輸主干線的管道已經開始將山西的煤層氣經由沁水壓氣站注入西氣東輸主干線。
在一般情況下，煤層氣開采成本較常規天然氣要高兩倍。根據美國經驗，煤層氣井口價至少要達到每立方米1.3~1.5元才可能盈利，這是常規天然氣盈利區間的2倍。我國沁水盆地晉城地區資源條件優越，預計每口煤層氣井的勘探、開發、生產平均費用為人民幣230萬元，煤層氣成本僅為每立方米0.25元。
晉煤集團煤層氣抽采利用能力全國領先。集團現有生產礦井大多數位于沁水煤田，多屬高瓦斯礦井，十分有利于規模性開發利用。2010年，晉煤集團煤層氣抽采量達到15.73億立方米，利用量10.13億立方米，煤層氣利用率達64.4%，煤層氣抽采利用能力全國領先。
根據規劃，未來五年煤層氣產業有望步入快速發展期。國家能源局正在組織編制的《煤層氣開發利用“十二五”規劃》提出，“十二五”末，我國煤層氣產量將達200~240億立方米，其中，地面開采煤層氣100~110億立方米，井下瓦斯抽采量110~130億立方米。
梅安森：采煤安全投入增長可期公司持續成長看得見
事件：2011年11月3日晚間，河南義煤集團千秋煤礦發生沖擊地壓事故，事故造成8名礦工遇難。我們對事故中受難礦工及家屬帶去祝福，同時希望采煤企業加強安全管理投入，技術企業加強安全產品研發，確保采煤安全生產零事故。
點評
采煤安全形勢嚴重，安全監控投入有望持續增加
受國內采煤地質條件及采掘深度的增加，國內采煤安全事故形勢較為嚴重，今年以來共發生19起相關事故，其中因瓦斯、透水原因導致事故17其，沖擊地壓等引起事故2起。在安全事故頻發、采煤集團化及政府重視等多重因素推動下，加上煤炭企業盈利能力較強，未來持續安全投資增長可期。
梅安森是國內領先的瓦斯等安全監控信息化提供商
公司從事煤礦安全生產監測監控設備及安全保障系統，產品有煤礦安全監控、人員定位管理、瓦斯抽放及綜合利用、煤與瓦斯突出實時診斷系統、監控設備及零部件。08-10年營收、凈利潤復合增長率分別為32%和53%。公司安標量和營收規模在國內居前，預計在民企靈活機制推動下，未來發展前景可期。
受益安全投入增長和延伸發展空間，成長看得見
我們認為，公司未來成長路徑清晰，在民企靈活激勵機制保障下，業績有望保持較高增速增長：
1）國內采煤集團化、煤企盈利能力高等推動采煤安全信息化投入持續增長，公司領先地位將充分分享行業快速增長喜悅；
2）產品線延伸空間大，目前主要瓦斯安全監控系統、人員定位系統、安全監控設備等，隨著采煤安全要求提升，社會對采掘領域安全事故容忍度降低，更多領域需要更新技術的安全信息化投入，如采用地理信息技術加強采煤綜合環境監測，全面預防瓦斯、地壓等事故；
3）市場占有率有望持續提升，目前公司市場占有率位居前三，未來將充分利用民企機制和管理層優勢，提升市場占有率提高增長確定性；
4）有采煤行業向采掘領域全面突破，除煤炭行業外，國內大部分金屬非金屬采掘行業都需要通過礦井方式生產，而露天采掘量少。因此，非煤采掘領域對人員定位管理系統、壓力探測系統、綜合環境監控系統需要較為迫切。
看好公司市場發展前景，首次給予“審慎推薦”
預計2011-2013年公司營業收入為1.84、2.51和3.38億元，歸屬母公司股東凈利潤分別為0.62、0.85和1.12億元，全面攤薄每股收益為1.05、1.46和1.90元。由于上市首日股價上漲幅度較大，目前股價（40.98元）對應2011-2013年動態市盈率分別為39、28和21倍。考慮到市場估值及國內煤炭行業安全信息化發展空間，首次給予“審慎推薦”評級。
風險提示：公司市場拓展低于預期、行業競爭加劇等
西山煤電：成本壓力凸顯關注遠期成長
2011年1-9月公司實現營業收入228.84億元，同比增長46.56%；歸屬于母公司的凈利潤25.05億元，同比減少2.6%；基本每股收益為0.79元（3季度實現EPS0.20元），凈資產收益率為18.07%，較去年同期下滑4.22個百分點。三季度公司營業總收入78.06億元，同比上升18.63%，但歸屬于母公司的利潤僅為6.4億元，同比減少26.16%，實現每股收益為0.20元，同比減少26.19%。成本和費用增加是盈利能力下滑的主要原因。
焦化營業成本和銷售費用大幅上漲：2011年1-9月公司營業總成本192.06億元，比去年同期119.16億元大幅增加61.18%，其中主要是因為報告期內公司新增吉唐焦化，焦化營業成本同期大幅增加33.77億元；2011年1-9月公司期間費用大漲，其中銷售費用、管理費用和財務費用分別比較上年同期增加了5.46億元、7.10億元和1.85億元，銷售費用大幅增加的主要原因是新縣項目費用和運費的增加。
稀缺煤種龍頭，產量持續增長。公司及其母公司山西焦煤集團坐擁山西省內大量的優質煉焦煤資源。目前公司產能將近2900萬噸，后期會隨著興縣2期和整合新建的礦井分別于2012年到2013年陸續達產，公司產能有望達到4500萬噸以上，遠期的成長性仍然可見。
投資建議：預計公司2011年-2013年EPS分別為1.19元、1.48元和1.76元，對應PE為15.98倍、12.85倍和10.81倍，短期估值低于行業平均水平。基于公司資源儲量豐富、焦煤行業龍頭以及焦煤價格上漲預期強烈，維持公司推薦評級。
潞安環能：煙煤噴吹提升價值十二五產能高增長
“十二五”噴吹煤需求旺盛，較目前增長50以上%
隨著焦煤供需缺口的逐漸增大，行業噴煤比將逐漸上升。我們預測，“十二五”末生鐵產量將超過8億噸，屆時噴煤比將由目前的135kg/t提升到150kg/t左右，則噴吹煤需求量將達到1.2億噸，較目前增長50%以上。煙煤噴吹做為節能環保高新技術，是冶金行業的發展趨勢，潞安噴吹煤在在品種、性能、價格、技術、儲量等方面具有明顯的競爭優勢，市場份額將穩中有升。
公司噴吹煤產能未來增長200%，產品結構優化空間大
10年噴吹煤銷量1060萬噸，占比約為37%。而銷售收入占比達到了50%。公司現有噴吹煤產能1500~1600萬噸，“十二五”規劃產能3000萬噸，產品結構優化空間巨大，公司去年噴吹煤綜合價格為850元/噸，較普通煙煤高300元以上，如未來產能全部釋放，將大幅增厚公司每股收益。
整合煤礦12年后逐步釋放，新增權益產能近1500萬噸，較目前增長50%以上
公司原有五礦產能2800萬噸，基本保持穩定。整合煤礦預計將于12年后逐步釋放，完全釋放后新增權益產能近1500萬噸，較目前增長50%以上。新增產能煤質較好，盈利能力和公司本部相當。其中蒲縣煤礦多為主焦煤，目前價格超過1200元/噸，產能釋放后將顯著提升公司的盈利能力。
集團煤炭產能超4000萬噸，郭莊、司馬礦注入預期強烈
集團資產注入工作早于09年就已啟動，只是由于煤礦整合、領導換屆等原因而延遲。進入“十二五”，集團規劃投資2000億元，資金壓力大，預計“十二五”期間，集團將兌現承諾，逐步將符合條件的資產注入上市公司。
集團現有煤礦資產產能超過4000萬噸，其中司馬礦、郭莊礦為成熟在產煤礦，注入預期最為強烈。我們預測，上市公司很有可能于2012年以發行債券融資的方式收購集團在產的司馬礦、郭莊礦，兩礦2010年產量為510萬噸，盈利15~16億元左右，兩礦注入上市后，將增厚公司EPS0.5元以上。
分享焦化整合盛宴，化工板塊盈利能力增強
公司將參與山西省焦化行業整合，十二五規劃焦炭產能達到1200萬噸，公司將根據情況進行進一步的規劃，發展烯烴等新型煤化工業務，增強煤化業務的盈利能力。
盈利預測及投資建議
不考慮資產注入，預計公司2011~2013年每股收益分別為1.78元、1.98元和2.26元，對應2011~2013年PE分別為15倍、13倍和12倍，受外圍環境影響，近期公司股價波動較大，但公司未來產能的增長確定、產品結構的優化以及集團后續資產注入的預期，仍給予“強烈推薦”的投資評級。
陽泉煤業：煤炭產量基本穩定資產注入可期
1、公司煤炭產品以電煤（選末煤）為主，銷量占比為72%左右，其次為塊煤、噴粉煤，占比均為13%左右，煤泥占比2%。電煤貢獻主要營收，噴粉煤和塊煤貢獻主要利潤。公司發展煤炭貿易業務，盈利水平較低，貢獻較大比例的營收。
2、2011-2012年公司煤炭產量相對穩定，增量不多，成長性一般。公司旗下國陽天泰公司作為整合主體，在平定、翼城、蒲縣、寧武地區整合的煤礦預計2013年逐步投產，成長性將有所體現。
3、公司約有一半的煤炭銷量來自集團公司代銷煤炭，由于代銷業務僅象征性征收代銷費，因此公司整體盈利能力受代銷煤炭業務拖累。目前信達問題仍未有進展，未來若信達問題得到解決，集團公司煤炭資產注入問題獲得實質性進展，則公司煤炭業務盈利能力有望大幅提升。
4、預計2011-2013年公司每股收益為1.23、1.41、1.58元/股，對應2011、2012年估值為17、14倍。考慮到中長期公司存在資產注入預期，但短期煤炭產量增量有限，我們給予公司“增持”評級。風險提示：成本增長超預期、煤價漲幅低于預期、技改及整合礦進展存在不確定性、煤炭貿易業務盈利能力較低、大盤系統性風險。
天科股份：唐山佳華項目簽訂上調至推薦
事件：
公司于8月5日發布公告，與唐山佳華煤化工有限公司簽訂了20萬噸/年焦爐煤氣制甲醇工程長周期設備委托采購合同書”。雙方正在進行項目管理合同談判，以推進該項目的順利進行，使之按時投產。合同總價為人民幣8829.2萬元。
觀點：
1.分包向總包轉型之路已經開始公司于10年11月27日發布了與唐山佳華煤化工公司正在洽談20萬噸/年焦爐氣制甲醇項目工程總承包的提示性公告，該項目進展緩慢，我們在之前發布的報告中也沒有考慮總包項目對業績的貢獻，現在終于塵埃落定，雖然此次簽訂的只是設備采購合同，但我們認為公司已經成功進入了工程總包領域，由分包向總包的轉型之路已經開始，將對業績產生積極影響。
作為變壓吸附氣體分離行業龍頭企業，公司市場占有率在40%左右，但該領域市場空間已不大，增長可能會比較慢，因此公司自去年開始即積極向工程總包領域轉型，結合公司在變壓吸附氣體分離技術、合成甲醇催化劑、CO吸附劑上的市場與技術競爭優勢，唐山佳華項目將是公司轉型的良好開端。
2.在談總包項目投資額超去年營業收入，將顯著提升業績根據在建的河北某同等規模焦爐氣制甲醇項目的投資額5.8億推算，唐山佳華項目工程總包合同額預計在6億左右，目前工程總包毛利率在15%左右，估算可增厚EPS0.20元。
埃該項目建設成功后將形成成功的示范效應，目前此一個總包項目即已超過去年營業收入。公司在4月份公告的2011年計劃營業收入4.8億，利潤總額4400萬，很明顯可以得出結論，如果公司將來承接越來越多的總包項目，業績將得到顯著提升。
煤氣化中報點評：成長性高估值高
公司上半年營業收入15.7億，同比下降12.5%；營業利潤1.77億，同比下降39%；歸屬上市股東凈利潤0.96億，同比下降44.9%，EPS為0.19元。
主要觀點
焦炭、精煤銷量減少致營業收入降低，成本剛性致利潤大幅下滑。公司自產煤炭部分直接銷售給焦化廠，焦炭收入占公司營業收入超過63%。上半年，公司的焦炭和精煤銷量下降，使得收入同比下降。精煤毛利率同比上漲，意味著焦炭成本剛性增加，導致焦炭銷售毛利率同比下降。
期間費用幾無降低，公司利潤同比大幅下降44.91%。EPS為0.19元，同比大降。2012年煤炭產量逐步釋放，快速增長。整合煤礦、在建礦礦今后陸續釋放產量，預計2011-2013年產量分別為355、725、1005萬噸，增速分別為5.97%、104%、38.6%，平均為50%，2012年爆發式增長。權益產量分別為322、500、642萬噸，增速分別為6.6%、55%、28%，平均為30%。實際控制人變更，引致公司發展巨大想象空間。
晉煤集團成為公司的實際控制人，其在全國煤炭企業中排名第九，在優質無煙煤、煤層氣開發利用、煤化工方面均排名第一，這給公司未來發展提供了巨大的想象空間。
當然，和集團公司煤炭業務上的合作會遇到信達和國開行股權問題。公司成長性好，但估值較高。預計2011-2013年EPS分別為0.56、0.88、1.15元，增長率分別為23%、56%、31%，平均為37%，對應的PE分別為46、29、22倍。公司成長性好，但估值較高，暫不評級。風險提示在建、技改項目進展，在產煤礦產量波動，焦炭行業需求下滑。
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