新潮能源(600777)跟踪报告：页岩资产优势凸显，风险管控稳步推进

公司2019H1产量、营收、净利润分别同比+31%、+24.32%、+53.68%，均大幅增长。公司在Permian同类企业中具备储采比优势，实现油价行业领先，综合成本与平均水平相当，盈利能力领先，市值相对低估。套保工具有助于抵御油价波动，但同时对净利润影响较大，需持续关注。当前公司管理层变更风险较小，正采取措施积极管控遗留问题。预计公司业绩仍将持续增长，维持“买入”评级。

▍产量持续增长，页岩油增产迅速，上半年营收净利均大幅增长。公司19H1生产和销售原油及天然气854万桶油当量，同比增长约31%，增幅全部来自Moss Creek页岩油田，该油田19Q1、Q2产量分别为45600、47400桶油当量/天，符合我们此前全年生产油气1700万桶油当量的预期。19H1营业收入26.7亿元，同比增长24.32%，符合预期;归母净利润3.71亿元，同比增长53.68%，低于此前预期，其中套期保值工具的公允价值变动收益为-4.56亿元，大幅拖累公司净利润。

▍公司在同类企业中具备储采比优势，实现油价行业领先，成本、费用与行业平均水平相当，盈利能力领先，市值相对低估。公司当前为立足Permian Midland盆地的小型页岩油企业，与Permian的其他独立页岩油生产商相比，公司剩余储量可采年限为18.39年，含油比高达90%左右，实现油价稳定在45美元/桶油当量以上，作业费用与财务费用位居行业前列，但油气资产折耗成本和管理费用均高于行业平均水平，导致成本费用端整体与行业平均水平相当，盈利能力处于行业前列。根据可对标公司的市值EV/EBITDAX平均倍数，公司的企业价值应为33亿美元左右，当前公司市值明显偏低。

▍套保工具有助于抵御油价下行风险，但其对净利润影响仍应予以关注。美国商业银行贷款要求页岩油企必须对近12个月产量的50%和未来12个月预期产量的25%进行套期保值。套保工具的对冲保证了公司在油价下跌时期净利润的波动幅度远小于油价的波动幅度，增强页岩油企对油价波动风险的抵御能力。但2019年以来，套保工具的公允价值收益波动成为净利润波动的主要影响因素，预计19年10月公司持有的Collar和SWAP合约将达600~735万桶，合约平均价格波动1美元，所产生的净利润波动将达4200~5145万元，相当于公司2018年全年净利润的7.0%~8.6%，预计未来套保工具的公允价值收益波动将成为影响公司净利润波动的主要因素。

▍公司管理层变动可能性较小，现任管理层积极管控遗留问题及风险事项。7月11日通过匿名邮件提议罢免公司部分董、监事的议案已经法律认定无效，由于部分参与提案的股东已处于被托管、拍卖状态，因此无法满足持股占比达10%的要求，当前公司管理层变动的风险较小。现任管理层上任以来，通过计提减值准备、诉讼等手段积极管控遗留问题所导致的风险。此外，2019年5月13日公司有11.57%的股份集中解除限售，目前已部分减持，短期内公司不存在限售股份继续解禁的风险。

▍风险因素：行业：国际油价大幅波动的风险;中美贸易冲突导致的汇率波动风险。公司：页岩油气产量不及预期的风险;套保工具公允价值大幅波动的风险;公司前管理层任期内积累的风险事项尚未完全披露;公司控制权发生变化的风险。

▍投资建议：由于国际油价预期下调，因此下调公司2019-21年营收、净利润预期，但预计公司业绩仍将持续增长。2019年无涉诉事项减值计提拖累，预计公司净利润将大幅增长。预计2019-21年归属上市公司股东的净利润为11/13/15亿元(原预测为15.6/17.9/19.4亿元)，对应EPS预测分别为0.17/0.20/0.23元，当前股价对应PE分别为13/11/9倍。在此基础上，我们按照2020年15倍PE、1.2倍PB估值(取均值)，给予公司目标价3.00元，维持“买入”评级。

▍ 中报业绩：公司2019上半年营收净利大幅增长

公司营收净利均大幅增长，但净利增长不及预期，主要受套保工具拖累。公司发布2019年中报，19H1生产和销售原油及天然气854万桶油当量，同比增长约31%，其中Hoople常规油田产量稳定在700桶油当量/天，Moss Creek(Howard & Borden郡)页岩油田Q1、Q2产量分别为45600、47400桶油当量/天，依然保持较高速增长。公司19H1营业收入26.7亿元，同比增长24.32%，符合预期;归母净利润3.71亿元，同比增长53.68%，低于我们此前预期。其中套期保值工具导致的公允价值变动收益为-4.56亿元，大幅拖累公司净利润。

▍ Permian盆地页岩油产量将持续增长

美国页岩油产量持续增长，以Permian盆地为主力

美国页岩油气产量仍将持续增长。受益于美国国内政策与技术进步，预计未来美国页岩油气产量将持续增长。EIA预测美国页岩油产量将在2030年前后达到顶峰，从目前的700~800万桶/天增至2030年的1000万桶/天以上，占全美原油产量的比例将达70%以上。页岩气年产量从当前的26~27Tcf增长至2050年的38~39Tcf，占据全美近90%的天然气产量。页岩油气产量仍有巨大的增长空间。

Permian盆地是美国最重要的页岩油产区。自2014年低油价时期以来，美国主要的页岩油企业均将开采的重心转向储量巨大、成本低廉的Permian盆地。Permian盆地的页岩油、气产量占全美总量的比例已分别从2014年的18%、7%增长至当前的35%、13%，已成为美国最主要的油气产区和油气增量贡献区。

Permian盆地页岩厚度大，资源禀赋优异。美国页岩油气主要产自七大盆地，目前主要页岩盆地均有2~4套页岩为主要生产层，但Permian盆地除以3套Wolfcamp页岩(Wolfcamp A-C)为主要产层以外，还有2~3套Spraberry/Bone Spring页岩和1套Clear Fork/Avron Shale)页岩，含油气页岩的总厚度为其他盆地的2~4倍。

此外，Permian盆地的页岩分布范围广，相当于2~3个Bakken或3~4个Eagle Ford盆地。美国地质调查局(USGS)认为Permian盆地内Wolfcamp页岩的可采储量超过200亿桶原油、16万亿立方英尺天然气和16亿桶天然气凝析油，USGS预测Permian盆地所有页岩层系的潜在储量高达1400亿桶，与沙特Ghawar并列为全球油气储量最多的两个盆地。

目前Permian盆地的油气主要开采自Wolfcamp页岩。Permian盆地自东向西可划分为Delaware盆地、中央台地和Midland盆地三个次级单元，其中Wolfcamp页岩遍布整个Permian盆地，其余Spraberry等页岩主要分布在西部的Delaware和东部的Midland盆地内。目前Permian盆地绝大多数的页岩油气开采活动集中在Wolfcamp中上段(80%左右)和Spraberry中下段(20%左右)页岩中，其中西部的Delaware盆地内Wolfcamp页岩相对更厚，而Midland盆地内Wolfcamp页岩埋藏深度较小，更易开采。

公司核心资产位于Permian Midland盆地

公司油气资产均位于Midland盆地。目前公司的油田资产包括Midland盆地东部的Moss Creek页岩油田和东北部的Hoople常规油田。其中Moss Creek为公司的核心资产，18、19H1油气产量分别为4.56、4.65万桶油当量/天。Hoople油田为注水开发的常规油田，18年、19H1油气产量均约为700桶油当量/天。

公司产量与储量均持续增长。公司2017年10月并表Moss Creek页岩资产，近年来公司油气产量与1P储量均持续增长，2018年以来实现油价与桶油净利润分别维持在45~47美元/桶油当量、6~6.5美元/桶油当量的水平。

▍ 同业对比：实现油价与盈利能力领先，市值相对低估

规模及储量：公司是Permian盆地小型页岩油企，储采比位居行业前列

公司目前为小型页岩油生产企业。当前Permian盆地的页岩油生产商可根据钻机数、产量、矿权区面积等指标对其规模进行分类，其中新潮能源属于小型企业。目前Permian盆地与公司规模大致相当的美股上市公司包括Callon、Centennial、Jagged Peak和Laredo等公司，其中Centennial的产量、矿权面积、储采比等指标与公司最为接近，而Laredo与新潮能源同为专注于Midland盆地的页岩油生产商。

公司储采比位居同类公司前列。2019H1公司产量约47100桶油当量/天，较2018H1同比增长30.7%，公司属于Permian盆地的小型页岩油生产商。截至2018年底，公司1P储量为27076.5万桶油当量，比上期增加1014.2万桶油当量，公司剩余储量可采年限为18.39年，位居同类公司前列。

收支对比：高含油率带来高实现油价，综合成本略低于行业平均

公司当前实现油价还是行业领先。公司自2017年以来实现油价均保持在45美元/桶油当量以上，位居同类公司顶尖水平。高实现油价主要来自于较高的采出物含油率，18H1公司产品含油率高达86.7%，至18Q4公司含油率升至89%以上，位居Permian盆地页岩油生产商第1位。

公司含油比仍将维持高位，预计将维持较高的实现油价。2019年以来美国天然气价格持续下跌，7月Henry Hub天然气均价为2.37美元/百万英热，较6月-0.03美元/百万英热，EIA预计19H2、20年天然气均价分别为2.36、2.75美元/百万英热，将长期处于较低位置。而Permian盆地由于运力限制导致气价严重贴水，先锋能源(Pioneer，PXD)19Q2的天然气实现价格仅为0.89美元/百万英热。因此当前Permian盆地的页岩油生产商倾向于获取较高的采出物含油率，公司及部分企业计划将采出的天然气注回地层，以增加地层压力，换取原油增产。预计公司未来1-2年内含油比仍将维持在85%左右的高水平，实现油价有望保持行业领先。

油气运营成本略低于行业平均。页岩油企业的运营成本主要包括油气资产折耗成本(占总运营成本的60%~70%)、作业费用(20%~30%)、和油井维修费用(2%~5%)。18年公司油气资产折耗成本为14.47美元/桶油当量，高于13.54美元/桶油当量的行业平均水平。公司折耗成本较高主要是由于公司分别于2018年1月和2019年5月发行7亿美元(固定利率7.5%)、5亿美元(固定利率10.5%)的8年期高收益债，债券利息全部计入油气资产折耗，该部分债券利息对18、19、20年及以后的油气资产折耗成本的贡献分别为3.56、4.78、5.68美元/桶油当量。公司18年桶油作业费用为6.33美元/桶油当量，低于7.94美元/桶油当量的行业平均水平，位居同类公司前列。Permian盆地的油井维修一般通过外包给专业的油服企业完成，各页岩油气的维修成本大致相当。总体来看，公司在作业费用端的优势被较高的油气折耗成本部分抵消，油气运营总成本略低或基本持平于行业均值。

公司当前不产生销售费用。Permian盆地石油开采行业的分工与专业化程度较高，公司开采出的原油和天然气根据和中游采集销售商签订的中长期采集销售合同完成销售回款，采集销售合同覆盖公司油气资产100%的权益面积。合同约定基于WTI国际油价，按照当期升贴水计算交割时的销售价格，双方依据销售凭证和其他记录进行结算支付，结算期间一般为30至60天，因此，公司油气产销无库存压力，且不产生销售费用。

公司管理费用较高，财务费用远低于行业平均水平。公司19Q1、Q2桶油管理费用分别为3.52、3.53美元/桶油当量，较18年下降0.6美元/桶油当量(-14%)，但仍高于3.11、2.78美元/桶油当量的行业均值。由于公司美元债的利息直接摊销进油气折耗成本，因此公司19Q1、Q2财务费用仅分别为0.12、0.16美元/桶油当量，远低于1.86、1.87美元/桶油当量的行业均值。管理费用的溢出小幅拖累财务费用优势，公司费用端整体低于行业平均水平。

盈利水平：公司净利润整体位居行业前列，但受套保影响较大

受益于行业顶尖的实现油价、平均水准的油气运营成本和较低的费用，公司净利润整体位于行业前列。刨除2018年公司因诉讼计提的减值准备、归还借款的罚息和债券发行费用一次性摊销，公司2018、2019Q2的桶油当量净利润分别为19.62、18.07美元/桶油当量，远高于同期行业平均水平;但19Q1因受套保合约大幅减值的影响，导致其桶油净利润为-5.79美元/桶油当量，与同期行业均值(-5.70美元/桶油当量)基本相当。

公司净利润受套保合约的影响较大。去除套保合约导致的公允价值变动影响后，公司的各期净利润产生了较大的变化，其中18年净利润降至12.7美元/桶油当量，低于同期行业平均水平(16.09美元/桶油当量)。而19Q1、Q2的净利润则大幅上升，均高于行业平均水平。

企业价值：公司市值相对低估

盈利能力位居行业前列，公司市值相对可对标企业明显低估。公司2018年EBITDAX Margin位居Permian盆地所有独立页岩油生产商第1位。据公司公告披露，2019年1季度末公司可对标企业组(CPE、CDEV、JAG、LPI和MTDR)的市值EV/EBITDA平均倍数为5.6倍，以可对标组平均倍数计算，公司的企业价值预计至少为31.86亿美元。此外，据Ryder Scott出具的SEC标准的储量报告显示，公司1P储量油气资产的净现值(NPV，贴现率10%)为33.1亿美元。当前公司市值在135~145亿人民币(约合19.5~21亿美元)区间内，相对于美股市场的可对标企业被明显低估。

发展战略：运营步入正轨，公司或谋求下一个成长期

中等规模的页岩油企更具竞争优势。Parsley Energy(PE)根据钻机数将Permian盆地的页岩油企业划分为小型(钻机数≤5部)、中型(6~20部钻机)和大型企业(钻机数>20部)，并认为中等规模的企业相对小型企业具有更强的市场议价能力和成本优势，同时比大型企业具有更快的市场感知速度，策略调整更为灵活。

公司或将谋求扩大规模以提升竞争力。当前公司在运行5部钻机，规模介于小型和中型页岩油企之间。2018年以来，美国页岩油公司发生多起并购：国际石油巨头通过并购进入Permian盆地，原有的页岩油公司则通过并购以扩大规模、获取成本优势。例如Encana收购Newfield Exploration、Concho收购RSP Permian、Cimarex收购Resolute Energy等。公司2018、2019年在美分别成功发行7亿、5亿美元8年期高收益债，当前循环信贷借款基础为12亿美元，可动用流动资金充裕，且预计未来2~3年公司无经营性融资需求，若择机收购公司现有区块附近的优质页岩资产以扩大规模，将明显增加自身竞争力。

▍ 套保工具有助于抵御油价下行风险，但其对净利润的影响仍应予以关注

套期保值工具有助于抵御油价波动风险

套期保值合约数量为贷款必要条件。根据美国商业银行的贷款要求，页岩油企业必须对油田未来12个月产量的50%和未来13-24个月预期产量的25%做套期保值。套期保值未实现损益受原油远期价格波动产生，美国油田作为合约卖方，远期价格上升会产生未实现套保损失，远期价格下降会产生未实现套保收益，远期价格平稳不变则不会产生未实现套保损益。

套保工具主要包括Puts(延期付费权)、Basis SWAP(贴水套保)、Collar(领式期权)和SWAP(掉期)四种。其中Puts在价格上涨时可以不行使，不会产生实现或未实现损失，而在油价下跌时行使期权可以弥补下跌造成的损失，其损失为购买期权的手续费;Basis SWAP是锁定了WTI的贴水价格，但是并不锁定销售价格本身，其对于未实现损益的影响很小。Collar和SWAP对未实现损益的影响较大，若其持仓量为n桶，则远期合约各期平均每上涨1美元，会产生未实现损失n美元，远期合约各期平均每下降1美元，会产生未实现收益n美元;若远期价格平稳，不产生未实现损益。

套保工具帮助公司有效抵御了油价下行风险。套保工具的实质是在油价下跌时为利润和现金流提供保护，有助于帮助页岩油企抵御油价波动的风险。18Q4国际油价大幅下跌，导致公司套期保值合约平均价格高于市场价格，同期套保工具产生的公允价值变动收益大幅上涨，抵御了油价下跌带来的风险。19Q1公司套期保值合约平均价格低于市场价格，形成本期账面资产公允价值的下降，但账面盈亏并不影响公司当期现金流。套保工具的对冲保证了公司在油价下跌时期净利润的波动幅度远小于油价的波动幅度，确保了业绩的稳定性。

套保工具对公司净利润影响较大，应予以关注

套保工具公允价值的波动对净利润影响较大。公司自2018年以来，各季度主营业务毛利润均在5~8亿元之间，但公司净利润却呈现较大的波动幅度。18Q1因发行债券而提前归还长期借款产生的罚息及一次性摊销债券发行费用2.33亿元，18Q2因诉讼事项计提减值损失1.94亿元，18Q4因诉讼事项再次计提减值准备9.02亿元。除以上事项以外，公司净利润的波动主要由套保工具公允价值的波动所导致。其中，18Q4国际油价大幅下行，套保工具公允价值变动收益9.2亿元，对冲了公司计提的减值损失和营业利润的大幅下降;19Q1由于公司套保工具锁定价格较低，国际油价上行导致公允价值变动收益-6.3亿元，大幅拖累公司净利润。

国际油价与套保合约价格共同影响其公允价值变动。2018年底，纽约商品交易所各期期货合约的价格在45.41-51美元之间，公司套保合约的锁定价格多数高于这个价格，因此形成了套保工具公允价值的大幅增长，18Q4出现公允价值收益9.2亿元，全年6.9亿元(扣除前3季度损失)。2019年6月底，纽约商品交易所原油期货各期合约的价格在58.5-54.5美元之间，公司套保工具锁定的各期价格与其相近，因此，2018年底形成的预计收益(交易性金融资产)向下调整，导致19年一季报、中报分别录得-6.3、-4.56亿元的公允价值变动损失。

预计未来套保工具的公允价值波动仍为影响公司净利润的重要因素。预计19年9月-20年8月产量在1750万桶左右，20年9月~21年8月产量在1850万桶左右，则2019年10月套保数量需达到1338万桶，假定其中Collar和SWAP合约占比45%~55%左右，则预计2019年10月前公司的Collar和SWAP持有量将达到600~735万桶。若远期合约各期平均每上涨1美元，会产生未实现损失600~735万美元，合人民币4200~5145万元(以美元兑人民币汇率为7计)，相当于公司2018年全年净利润的7.0%~8.6%，预计未来套保工具的公允价值波动将成为影响公司净利润波动的主要因素。

▍ 管理层变更风险较小，公司积极管控遗留问题与风险

公司管理层变更风险较小

7月11日匿名邮件罢免公司董监事的提案无效，公司管理层变更风险较小。2019年7月11日，公司通过邮件收到金志昌盛、隆德长青等10家股东分别作出的《关于申请召开临时股东大会的提议》及罢免公司部分董事及监事的议案，截至7月20日，这10家股东合计持有公司11.37%的股份。但由于这10家股东中的部分古董存在问题，例如金志昌盛的重大事项决策需经其债权人及股份质押权人奥康投资书面通知，此次邮件未经奥康投资同意，因此其持股权重无法被计入，导致无法满足《公司法》及《公司章程》第四十八条向董事会请求召开临时股东大会的股权占比须达10%的规定。当前公司管理层变更的风险较小。

积极处理前任管理层遗留问题及风险事项

公司积极管控风险事项的负面影响。现任管理层自2018年5月上任以来，致力于公司核心业务的发展，并积极处理和管控前任管理层所产生的风险事项。现任管理层上任后，积极收集相关证据，并已向相关事项的主体、责任人等提出诉讼，多数案件仍处于审理过程中。公司于2018年针对涉诉的账面资产已全额计提减值准备10.87亿元，截至2019年6月30日被银行冻结货币资金2993.2万元。公司前任管理层累积的风险已基本解除，相关事项对公司未来业绩产生影响的风险较小。

短期内限售股份集中解禁风险基本释放

公司上半年部分限售股份集中解禁，目前已部分减持。公司2016年购买Hoople常规油田资产及配套融资时向8家投资者非公开发行股份共783,120,697股，占公司总股本的11.52%，该部分股份已于2019年5月13日解除限售。至2019年7月20日，其中6家投资者已部分减持，8家股东剩余在手股份占公司总股本的9.71%，占公司全部流通股的16.29%。

公司剩余限售股份将在2020年8月解禁。公司在油气资产并购及配套资金募集过程中发行了部分有限售条件的股份。目前，公司前十大有限售条件股东共持有公司39.14%的股份，所有股份将于2020年8月22日解禁。

▍ 风险因素

行业风险：

1、石油价格波动的风险;

2、中美贸易冲突导致的汇率风险。

公司风险：

3、公司页岩油气产量不及预期;

4、套期保值工具导致的公允价值变动收益大幅波动的风险;

5、公司前管理层任期内积累的风险事项尚未完全披露;

6、公司股权分散，控制权发生变化的风险。

▍ 关键假设

我们对公司盈利预测的关键假设如下：

产量假设

1、Moss Creek页岩油田经营假设

根据公司披露信息，Moss Creek页岩油田2019Q1、Q2产量分别为45600、47400桶/天，目前公司打井意愿和增产力度不变，预计未来2~3年内公司产量仍将持续增长。此外，由于美国天然气价格处于历史新低，且Permian盆地管道侧重原油运输，天然气价格仍存在贴水，二季度Henry Hub天然气均价2.64美元/百万英热，同处于Permian盆地的Pioneer(PXD)实现气价仅为0.89美元/百万英热。公司计划用天然气替代氮气，用以注气加压，因此公司有望保持较高的采出物含油率(85%左右)和实现油价(45美元/桶油当量以上)。

美国钻机、钻井数下行，完井数增加，页岩油产量增速放缓。2月15日美国原油产量达12百万桶/日，但之后增长较为缓慢，至8月23日当周产量12.5百万桶/日，与5月末持平。美国七大页岩油产区的钻机数、钻井数今年以来已陆续转增为减，仅完井数保持同比增长。由于页岩油产量变化相对钻机变化存在3~4个月的滞后期，预计美国原油产量增速将持续放缓，并将在下半年逐渐显现。

8月EIA在STEO中预测2019年北美产量同比增长179万桶/日，较7月预测大幅下调7万桶/日，连续3个月下调对北美产量增速的预期。EIA预测本土48州陆上油田原油产量增速将放缓，从2019Q4至2020年底，平均月增量将为5万桶/天，较2018Q3-2019Q2期间11万桶/天的月增量大幅减少。

我们预计Moss Creek页岩油田2019年全年产量较2018年增长20%，日产原油46500~48000万桶;未来2~3年公司有望持续当前的打井速度，且单井产量仍将小幅提升，页岩油产量仍将持续增长。

2、Hoople常规油田经营假设

根据公司披露信息，Hoople油田2019年上半年产量为700桶/天，由于Hoople油田为注水开发的碳酸盐岩储层常规油田，开采成本较页岩油更高，当前油价水平下公司无继续投资增产意愿，因此我们预计Hoople油田2019年全年产量为700桶/天，且未来在不采取新增产措施的情况下，会以10%左右的速度逐渐递减。

实现油价与盈利能力。

公司19H1原油实现价格约49~51美元/桶，油气综合实现价格约为46美元/桶油当量，公司2017年含油比为87%，之后维持在较高水平，至2018Q4含油比已升至90%以上，由于公司资源禀赋优势以及倾向于将采出天然气注回地层已获取原油增产，预计2019年公司含油比将保持在85%左右，油气综合实现油价仍将维持在46美元/桶油当量及以上水平，净利润保持在6美元/桶油当量以上。

▍ 盈利预测及估值

盈利预测

公司营业收入假设。考虑到：1)公司常规油田及页岩油气开采成本稳定;2)公司常规油田产量保持稳定，页岩油气产量增速可预测，且有望持续增长;3)Midland盆地油价与WTI走势基本一致。我们判断公司营业收入2019年将较2018年增加10%~15%，随后营收将持续增长，2019-2021年营业收入预计达到54、57、58亿元。

毛利率假设。考虑到：1)公司业务结构单一，专注油气开采与销售;2)公司油气资产收购成本低廉，油气生产成本和实现油价均可较好预期。我们认为公司业务毛利率将持续提升，2021年有望达到60%以上。

根据以上主要假设，我们预计2019/20/21年归属上市公司股东的净利润为11/13/15亿元，对应EPS预测分别为0.17/0.20/0.23元。

估值

公司当前估值低于行业平均水平。当前石油与天然气开采及销售行业，A股中国石油的PE(2018)估值为22倍，PB(2018)估值为0.96倍;港股中国海洋石油PE(2018)估值均值为10倍，PB(2018)估值均值为1.09倍;美股Permian盆地相关的页岩油企平均PE(2018)为22倍，PB(2018)为1.03倍。当前公司2020年业绩对应PE估值为11倍，PB估值为0.84倍，低于同类页岩油企平均水平。

公司专注于油气开采及销售业务。公司油气资产收购成本低廉(Moss Creek页岩1P收购成本仅为6.81美元/桶)、储量规模可观、产量持续增长、实现油价领先、开采成本可控。我们预计公司2019、2020年营业收入将持续增长，净利润将大幅增长。

由于国际油价预期下调，因此下调公司2019-2021年营收、净利润预期，但预计公司业绩仍将持续增长。2019年无涉诉事项减值计提拖累，预计公司净利润将大幅增长。预计2019-2021年归属上市公司股东的净利润为11/13/15亿元，对应EPS预测0.17/0.20/0.23元，当前股价对应PE分别为13/11/9倍。在此基础上，我们按照2020年15倍PE、1.2倍PB估值(取均值)，给予公司目标价3.00元，维持“买入”评级。

文/中信证券：石化黄莉莉团队