2022年广汇能源（600256）研究报告 天然气、煤炭、煤化工及CCUS与氢能专题分析

一、广汇能源：产业链协同发展，战略转型开拓成长空间

（一）战略转型正当时，产业链一体化优势显著

公司为专业化的综合能源开发企业。广汇能源成立于 1994 年，于 2000 年 5 月在上海证 券交易所挂牌上市，2002 年开始进入产业结构转型期，并于 2012 年成功转型为专业化 的综合能源开发企业。目前公司下设 150 余家子公司，重点涵盖一个主业（天然气业 务）、二个板块（煤炭、煤化工板块）、三个转型（CCUS、氢能、传统化石能源与新型 能源相结合）相结合的产业布局。截至 2022 年一季度末，新疆广汇实业投资（集团） 有限责任公司持股 32.41%，为公司控股股东，公司实控人为孙广信先生。

公司已开启第二次战略转型，未来将成为传统能源与新型能源一体化的综合能源企业。 公司凭借自有气、煤、油资源，通过资源的清洁利用与产业延伸，完成了第一个 （2012-2020 年）战略转型的目标。随着国家双碳政策的逐步落地与新型能源需求的快 速增长，公司于 2021 年启动第二次战略转型，依托自身资源禀赋及新疆区位优势，规 划建设 300 万吨/年二氧化碳捕集、管输及驱油一体化（CCUS）项目并提前布局氢能项 目，积极探索能源产业发展新形式。公司紧跟全球能源结构转型步伐，在保证原有传统 能源业务竞争优势的基础上，践行绿色能源发展战略，持续拓展产业链向减碳、绿氢、 光伏及风电等新能源应用延伸，未来将逐步转型成为传统能源与新型能源一体化的综合 能源企业。

煤、油、气产业链一体化布局，产品结构日趋完善。公司立足新疆，凭借特有的资源禀 赋，成为目前国内唯一一家同时拥有“气、煤、油”三种资源的民营企业，主营核心业 务包含天然气、煤炭、煤化工、油气勘探开发四大业务板块，形成涵盖上游开采生产、 中游转化利用、下游运输销售的全产业链布局。后续公司将向新能源领域切入，实现产 品布局和产业结构的持续完善，公司未来具备较为可观的成长性。

（二）项目进入收获期，经营业绩有望持续提升

公司营收和净利润跨入新平台，天然气贡献占比预计将持续提升。自 2012 年战略转型 以来，随着前期投资项目的逐步落地，公司营收及净利实现大幅增长。2021 年实现营收 248.65 亿元，同比增长 64%，2012-2021 转型以来 CAGR 达 24%；实现归母净利润 50.03 亿元，同比增长 274%，转型以来 CAGR 达 20%。22 年一季度公司实现归母净利 润约 22.13 亿元，预计 22 上半年可实现盈利 50 亿元以上，盈利中枢显著提升。

得益于启东 LNG 接收站周转能力的逐年提升与煤制气产量的稳定，天然气业务营收占 比已稳定在 50%左右，为公司毛利的主要贡献来源。2021 年，公司天然气销售实现营 收 118.57 亿元，同比增长超 42%，收入占比近 48%；实现毛利 37.33 亿元，同比增长超33%，贡献毛利占比降至 39.10%，主要系马朗煤矿产销量大幅增加。据公司战略转型规 划，未来 4-5 年内天然气业务营收占比将进一步提升至 70%以上。

盈利能力稳定提升，期间费用率持续下行。受益于主要产品量升价涨，2021 年公司销 售毛利率回升至 36%，较 2020 年提升近 10 个 PCT；净利率大幅增至 19%，较 2020 年 提升 12 个 PCT，22Q1 进一步升至 23%。公司转型阵痛期影响逐步消退，成本控制已显 成效，期间费用率逐年降低，2021 年四费率达 10%，较 20 年减少 3 个 PCT，22Q1 进一 步降至 7%。与此同时，公司不断优化工艺研究及技术改进，持续加大研发投入力度， 2021 年研发费用 3.44 亿元，同比增长 105%。

二、天然气：广汇能源产业链布局愈发完善

全球碳中和驱动能源结构转型加速。随着疫情影响的逐步消退，全球范围内的二氧化碳 排放量在经济快速复苏的背景下大幅反弹，据 IEA，2021 年全球二氧化碳排放量 363 亿 吨创历史新高，较 20 年增加 6%，全球减碳压力加大。另一方面，全球碳排放交易市场 制度及相关参与方进一步完善扩充，欧洲碳排放拍卖价格屡创新高，22 年均价近 83 欧 元/吨 CO2，较 21 年均价增长近 57%，我国也维持在 63 元/吨左右的较高价格。根据各 主要国家碳中和进度表，后续减碳及能源转型有望加速，全球碳中和将驱动能源消费向 更清洁、排放更低的结构转型，双碳仍将是未来主旋律。

天然气碳排放量更低，能源消费占比稳步提升。在获得等值热量的情况下，燃烧天然气 所产生的二氧化碳比燃烧石油低 30%，比煤低 45%。天然气作为清洁低碳的化石能源， 既可成为保障能源安全的压舱石，亦可凭借气电调峰成为以新能源为主体的新型电力系 统的重要组成部分，在全球能源转型中发挥重要作用。目前天然气在全球能源消费结构 中的占比持续提升，据 BP，2020 年全球一次能源消费结构中，天然气消费占比 24.7%， 过去十年间提升约 2.2 个百分点，未来仍有望保持增长。

（二）海外天然气供需错配，景气度持续走高

1、供给端：低资本开支下短期供给增量有限

全球油气资本开支下行趋势显著，短期天然气新增产能有限。自 2015 年《巴黎气候协 定》签署以来，全球碳中和进程加速，全球油气上游的资本开支自 2015 年以来下滑明 显，20 年叠加疫情影响，全球资本开支大幅降至 3260 亿美元。从全球主要能源巨头来 看，其面临的来自政策端的减碳压力以及自身转型的迫切性紧密交织，此前油、气价格 的长期低位也使得能源巨头对资本开支十分谨慎，部分企业已开始逐步分离部分油气资 产，并将重心转移至能源转型及新能源项目投资。20 年的疫情冲击加剧了上述现象，能 源企业的投资意愿进一步降低。全球石油巨头中，埃克森美孚计划在 2050 年实现零碳 排放目标，BP 计划在 2030 年将油气产量降四成，预计未来各巨头企业的油气资本开支 将长期处于较低水平。

2021 年全球预计实现累计资本支出 3510 亿美元，较 20 年增长 7%，较 2014 年高位减少 近 122%。油气供给是一个资本开支增加-产能扩张-产量提升-价格下行-缩减资本开支的 过程，2015 年起新旧能源博弈带来的油气价格下行制约了各厂商投资及扩产的意愿。目 前美国原油及天然气活跃钻井数总体维持低位，库存量随经济复苏及出口恢复显著下行， 考虑到天然气产量较钻机数量有约半年的滞后期，短期天然气新增产能释放有限。

天然气产量增速放缓，供给以美国、俄罗斯及中东为主。2020 年以来，在疫情及资本 支出不足的情况下，全球天然气供应端出现紧缩，产量增速逐步放缓。据 IEA，2020 年 全球天然气产量近 3.94 万亿立方米，同比下降 2.7%，为近十年来首次下降。供给结构 中，美国、俄罗斯及中东分别占比为 24%、19%和 17%，合计占比近 60%，构成全球天 然气的主要供给来源。

美国为全球最大天然气出口国，出口能力短期增量有限。页岩气革命以来，美国天然气 产量快速增长，并于 2010 年起超过俄罗斯成为全球第一大天然气生产国。随着高产量 生产状态及钻机数量的平稳缩减，美国页岩气产量亦逐步趋于稳定，2022 年 4 月干页岩 气产量达 76.9Bcf/d，较年初减少 0.5%。

2、需求端：需求旺季将临，行业景气预计持续走高

天然气需求量维持高位，美国、欧洲及亚洲为主要需求来源。疫情后全球经济活动的复 苏，带动天然气需求稳步回升，据 IEA，2021 年全球天然气需求量 40970 亿立方米，较 20 年增长约 5%，预计 22 年整体需求量将维持稳定。美国为全球最大的天然气消费国， 21 年消费量约 8670 亿立方米，占比达 21%，同时也是全球第一大天然气出口国，21 年 出口量约 1008 亿立方米；欧洲与亚洲（含中国）需求占比分别约 14%与 22%，为全球 天然气的主要出口市场，二者对天然气出口资源的争夺亦构成全球天然气价上涨的核心 驱动力；其余消费市场中，中东及俄罗斯可实现国内自供，整体需求保持平稳，出口能 力较难扩张。我国已成为全球最大的天然气进口国，21 年进口量约 1675 亿立方米，整 体消费占比约 9%，预计后续仍将保持增长。

天然气需求旺季即将来临，主要消费国库存压力增大。天然气下游需求主要以电力及工 业需求为主，以美国为例，2021 年电力需求占比约 37%，工业需求占比 27%。天然气 下游需求有显著的季节性特征，6-8 月为北半球夏季用电高峰，相应天然气需求出现明 显回升；进入四季度后，冬季取暖需求将带动天然气用量大幅增长，直至次年 1 月份开 始用量逐步减少，进入新一轮累库周期。

（三）国内天然气消费量快速增长，再气化能力有望持续提高

我国天然气需求快速增长，进口依赖度较大。在低碳转型的背景下，我国天然气消费量 快速增长，2021 年国内天然气表观消费量约 3726 亿立方米，同比增长 16%，而产量仅 同比增长 8%，供需缺口进一步增至 1650 亿立方米，21 年进口依赖度达 45%以上。我 国天然气进口主要以 LNG 形式为主，相较于管道气，LNG 更加灵活且适合长距离运输， 近年来进口占比已稳定在 60%以上。2021 年我国 LNG 进口量达 7893 万吨，进口占比 升至 65%，未来 LNG 进口量仍有望维持高位。

我国再气化能力稳步提升，民营企业资质稀缺。国内天然气产业链主要由上游生产、中 游运输及下游分销三部分构成，其中上游气源主要来源于国内天然气勘探开发和国外 LNG 进口；中游运输涉及管道、LNG 运输船和运输槽车；下游分销多由全国性或地方 性燃气公司承担，终端消费领域涵盖工业燃料、城镇燃气、发电及化工等行业。

（四）公司优势：周转量规模稳步扩张，LNG 产业链布局趋于完善

公司天然气板块主要由自产气（吉木乃 LNG 工厂、哈密新能源工厂）及贸易气（启东 综合物流公司、广汇国贸公司）两大板块构成。其中吉木乃自产气来源为公司控股的 TBM 公司所拥有的哈萨克斯坦斋桑油气田，新能源工厂自产气原料主要来自白石湖自 有煤矿，贸易气销售主要依托启东接收站及国贸公司。公司目前拥有自产气合计约 12 亿方，启东接收站一、二、三期合计周转能力 300 万吨，当前正加快推进 5#20 万立方 米、6#20 万立方米 LNG 储罐建设，年内周转量有望增至 500 万吨。

三、煤炭：景气持续上行，广汇能源产能释放加速业绩无忧

（一）煤炭保供增产稳步推进，行业景气有望延续上行

立足以煤为主基本国情，煤炭消费占比仍将保持稳定。煤炭作为关系国计民生的重要初 级产品，其能源消费占比一度达到 70%以上，2021 年我国能源消费结构中，原煤占比 缩减至 56%。基于我国的资源禀赋，煤炭的能源主体地位预计仍将保持稳定。2021 年 以来愈演愈烈的全球能源危机，更加明确了我国要立足以煤为主的基本国情，能源转型 需先破后立、科学部署，发挥煤炭在能源系统中“压舱石”作用的同时，推动煤炭和新 能源的供给组合不断优化。

我国煤炭行业在经历 21 世纪初的黄金十年后，伴随经济增速的回落出现产能过剩现象， 2013 年全国原煤产量与进口量达到阶段性高点后，便开启了煤炭行业去产能与调结构的 转型周期。2016 年煤炭行业供给侧改革开启，全面促进化解过剩产能，全年原煤产量减 至 34 亿吨；2018 年开始，供给侧改革逐步由去产能向调结构转变，煤矿数量由 16 年的 7866 座大幅减少至 18 年的 5800 座，而千万吨级煤矿数量增加至 41 个。

2021 年随着国 内经济增速的回暖和出口端的需求向好，煤炭需求持续回升，煤炭产量与进口量均达到2013 年以来的新高。然而前期的产能去化使得煤炭整体供给增量有限，叠加澳煤进口禁 令和蒙古口岸疫情反复影响，国内煤炭供给仍然偏紧，煤炭价格于 21 年下半年创历史 新高。随着 21Q4 保供稳价政策出台，煤炭库存稳步回升，供需错配得到缓解，价格开 始回落。

保供增产稳步推进，行业集中度持续提升。进入 2022 年，全球能源需求加速复苏，而 供给端受前期资本开支下滑制约供给弹性有限，叠加俄乌地缘冲突加剧，致使全球能源 供需结构性失衡，能源价格不断攀升并屡创新高，国内煤炭消耗亦呈快速增长态势。在 此背景下，国内各项煤炭稳产、增产措施持续推进，能源的保供稳价成为当前能源工作 的核心。据国家统计局，22 年前 4 个月全国煤炭产量快速增长，合计原煤产量同比增长 10.5%，日均产量已达到历史最高水平。按照国务院要求，今年将通过核增产能、扩产、 新投产等措施新增煤炭产能 3 亿吨，预计 22 年全年原煤产量将达 43 亿吨以上。

进口方面受国内疫情影响，22 年前 4 个月煤炭进口量同比减少 16%。目前我国已将 2022 年 5 月 1 日至 2023 年 3 月 31 日的海外煤炭进口税率由此前的 3%至 6%统一调整为 零，此举有望促进沿海地区加大煤炭进口力度，进一步提升煤炭资源的配置效率。 同时，煤炭行业结构及集中度不断优化。据中国煤炭工业协会，十三五期间，全国累计 退出煤矿 5500 座左右、退出落后煤炭产能 10 亿吨/年以上。21 年我国煤矿数量已由 16 年供给侧改革开启时的 7866 座大幅降至 4500 座，减少约 43%，至十四五末预计将控制 在 4000 座左右；而千万吨级煤矿数量已由 17 年的 36 座提升至 72 座，增加 100%，行 业集中度及产能结构持续优化。

火电需求快速回升，煤炭高景气有望延续。煤炭行业下游的前四大行业分别是电力、建 材、化工和冶金行业，合计煤炭消费量占总消费量的 80%以上，其中电力消费占比近 62%。据中电联数据，22 年 1-4 月国内用电量 26809 亿千瓦时，同比增长 3.4%；燃煤发 电装机容量达 11.1 亿千瓦，同比增长 2.1%，火电占比已回升至 72%。随着国内逐渐进 入夏季用煤旺季，叠加全国疫情好转、复工复产稳步推进，迎峰度夏用能仍存一定压力。 据中电联预测，2022 年全社会用电量将同比增长 5%至 6%，我们预计年内煤炭需求将 持续增长，供需紧平衡的现状或将带动煤炭景气维持高位。

（二）疆煤产能发力前景广阔，定价机制或将更为灵活

新疆煤炭产量加速释放，后续发力前景广阔。我国煤炭资源分布较为集中，据自然资源 部 2021 年度数据，目前我国合计煤炭储量约 1623 亿吨，其中山西、陕西、内蒙古和新 疆储量占比分别为 31%、18%、12%和 12%，四省份合计占比超 73%，2021 年四省份合 计原煤产量占比达 81%，国内煤炭生产重心加快向晋陕蒙新地区集中。

新疆煤炭种类齐全，主要以中低变质的长焰煤、不粘结煤和弱粘结煤为主，其次为中变 质的气煤、肥煤和焦煤，合计占煤炭资源比重近 81%，具有低灰、特低硫、特低磷、高 中发热量特点，是优质的动力煤和化工原料煤。新疆预测煤炭资源总量约 2.2 万亿吨， 占全国的 40%，且疆内煤矿多以露天矿为主，具有埋藏浅、易开采、成本低等特点，近 年来产量正快速提升。22 年 1-4 月，新疆规模以上企业原煤产量 11968 万吨，同比增长 29%，占国内煤炭产量比重进一步提升至 8.3%。新疆总体煤炭储量与内蒙古相近，后续 仍具备较为可观的产能释放空间。

2022 年 5 月 20 日，新疆自治区人民政府印发《加快新疆大型煤炭供应保障基地建设服 务国家能源安全的实施方案》（简称“方案”）。方案提出要以需定产，最大程度提升生 产潜力与煤炭产量，有效支撑“疆煤外运”。根据方案目标，十四五时期新疆将核增 1.6 亿吨/年煤矿产能，至 2025 年全自治区煤炭产量将达 4 亿吨以上，届时占全国煤炭的产 量比重将进一步提升至 9%以上。

疆煤价格逐步实现市场化定价。历史上来看，由于新疆地理位置的特殊性，考虑到运费 等原因，外省的煤炭很难运往新疆进行销售，而此前煤炭出疆的产量占比亦较低，加之 总体产能供应稳定，因此过去的疆内煤炭市场往往自成体系，其价格涨跌较少受到其他 相近地区的影响。2021 年起随着新疆煤炭产量的提升以及铁路运输系统的完善，疆煤外 销量逐步提升，积极融入全国统一市场，疆内煤炭价格走势逐步与疆外市场趋同，愈发 体现市场化的定价机制。

疆煤后续或拥有更为灵活的定价机制。引导煤炭价格在合理区间运行是我国实现煤炭保 供稳价中的重要一环。据发改委，我国煤炭企业签订的中长期合同数量应达到自有资源 量的 80%以上，发电供热企业年度用煤中长期供需合同应实现 100%全覆盖。在稳价方 面，国家发展改革委等部门先后印发了《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》 和《关于明确煤炭领域经营者哄抬价格行为的公告》等文件，在提出煤炭中长期交易价 格合理区间的同时，明确了煤炭领域哄抬价格行为的具体认定标准，为相关市场主体依 法合规经营提供了明确指引。

（三）公司优势：产能加速释放，低成本+强运力保障业绩上行

公司煤炭板块主要由伊吾矿业和伊吾广汇能源开发两家子公司进行开展。公司通过自有 煤矿的规模化开采，一方面为自身煤化工业务的发展提供质优价低的原材料；另一方面， 公司利用自身煤炭资源具有的露天开采优势，向周边省市电力、钢铁等大型用煤企业以 及煤化工客户开展煤炭销售业务。

四、煤化工：资源利用拓展延伸，铸就广汇能源成本优势

（一）国内甲醇供给仍存缺口，疆内甲醇价格上涨弹性显著

我国甲醇供应仍有缺口，下游产品价格向好。2021 年国内甲醇消费量迅速回暖，据百 川，我国 2021 年甲醇表观消费量近 7500 万吨，同比增长 11%；产量 6410 万吨，同比 增长近 18%，供需缺口有所收窄但进口量仍超 1100 万吨。甲醇生产通常以煤炭、天然 气及焦炉气等能源制备为主，具备较强的能源属性，其中海外主要采用天然气制甲醇， 而我国煤制甲醇产能占比达 81%，生产区域以内蒙古、山西、陕西及新疆等产煤大省为 主。我国甲醇下游消费结构中，烯烃类产品占比达 64%，甲醛及甲醇汽油占比约 10%， 醋酸占比 6%。烯烃类产品价格与原油相关度较高，当前原油价格高位带动烯烃类产品 价格向好，并推动甲醇价格走高。

能源属性助推价格上行，疆内甲醇更具价格弹性。由于甲醇的能源属性较强，因而 2021 年以来原油价格的大幅上涨带动甲醇价格中枢上行。截至 6 月 17 日，22 年甲醇期 货合约结算均价近 2780 元/吨，较年初上涨近 12%。从过往来看，由于新疆地区煤炭价 格整体偏低，因而甲醇价格长期低于内蒙、陕西等主要产煤区，2021 年以来新疆地区煤 价与全国煤价走势逐步趋同，因而本轮新疆地区的甲醇价格上涨展示出更为显著的弹性。 截至 6 月 17 日，新疆地区甲醇主流价格 2490 元/吨，较年初上涨近 59%，与周边主要产 煤地区的甲醇价格已实现对标。

（二）煤焦油加氢应用前景广阔，煤焦油高景气有望延续

煤焦油加氢产业稳步发展，煤焦油需求或将持续提升。煤焦油是煤炭在干馏过程中所得 到的一种液体副产物，煤焦油加氢是以生产清洁燃料油品为目的，将煤焦油在高温、高 压、临氢和催化剂的条件下，脱除硫、氮、氧和金属等杂原子，转化为较低分子量的燃 料轻油的过程，是实现煤的分质分级、清洁、高效利用的重要途径。2015 年以来，国家 先后发布多项政策文件，积极推进煤炭分级分质利用，煤焦油加氢产业得以稳步发展。

截至 2021 年底，我国已建成煤焦油加氢产能合计约 980 万吨，按照 85%的行业平均开 工率及 80%的油品收率，预计每年可生产清洁油品约 666 万吨，对我国能源结构的丰富 和完善起到积极作用。据周秋成《我国煤焦油加氢产业发展现状与展望》介绍，我国在 建和规划中的煤焦油加氢项目产能达 3200 万吨/年，若其中 30%可建成投产，则对煤焦 油需求量或将达到近 2000 万吨。

（三）国内乙二醇产品竞争力增强，价格有望稳步回升

乙二醇进口依赖度逐步降低，国内产品竞争力增强。我国乙二醇产量持续提升，2021 年国内乙二醇产量 1180 万吨，同比增长 21.6%，进口依赖度已由 2013 年的 74%降至 43%，国产化率持续提升。乙二醇下游以聚酯产品为主，其中涤纶长丝占比 64%，聚酯 瓶片、涤纶短纤占比分别约 12%、11%，终端消费领域为纺织服装、包装材料等。受疫 情影响，国内下游聚酯产品消费增速有所放缓，乙二醇需求增量亦保持平稳，21 年表观 消费量约 2052 万吨，同比增长约 6%。

我国乙二醇主要进口自沙特、中国台湾及伊朗，其主要通过乙烷裂解制得乙烯，进而通 过 SD 氧化法制取乙二醇。2021 年以来乙烷、丙烷价格持续上涨，海外乙二醇生产成本 走高，进口价格优势逐步收窄。我国主要采用煤制乙二醇，2021 年 10 月份开始在煤炭 保供稳价的政策作用下，乙二醇原料成本可控，产品竞争力正持续增强。

供给收紧叠加需求旺季即将来临，乙二醇价格有望稳步上行。2022 年 3 月份以来，在 疫情影响及原料成本上升的双重压力下，国内乙二醇装置开工率明显下滑，供给端持续 收紧。而下游聚酯产业亦因疫情影响开工率有所下滑，截至 6 月 16 日，华东地区乙二 醇库存上升至约 117 万吨，较年初增加约 47 万吨。我们预计当前乙二醇行业整体供应 仍然偏紧，因此近期库存的大幅增加并没有带来价格波动的加大，反而华东地区乙二醇 价格已稳定至约 5100 元/吨。后续随着下游聚酯行业“金九银十”传统消费旺季的到来， 我们预计乙二醇价格在供需改善的局面下有望稳步上行。

（四）公司优势：负荷稳步提升，产业链延伸铸就成本优势

公司煤化工板块主要由哈密新能源、煤炭清洁炼化、哈密环保科技、信汇峡清洁能源及 陆友硫化工等子公司进行开展。公司煤化工生产所需的原材料主要来源于自产煤炭，年 耗量约 1400-1500 万吨，凭借其低成本、易开采、短运距的煤炭供应，公司煤化工业务 得以快速发展壮大并拥有较强的成本优势。公司目前已形成年产 120 万吨甲醇、100 万 吨煤基油品、21 万吨副产品及 40 万吨乙二醇的煤化工产品产能，其中乙二醇项目于 2022 年 6 月起正式投产转固，22 年有望贡献 20 万吨产量。

五、CCUS 与氢能：应用前景广阔，广汇能源区位优势明显

（一）双碳目标驱动，CCUS 与氢能应用前景广阔

双碳目标驱动，CCUS 行业快速发展。目前全球对二氧化碳的捕获利用封存仍处于起步 阶段，2021 年之前全球工业部门只有不到 30 个 CCUS 成熟商业设备，2020 年 CO2捕获 量仅占能源相关二氧化碳排放量的 0.12%左右。2021 年以来，全球 CCUS 建设项目大幅 扩张，据 IEA，2021 年全球 CCUS 运行项目达 27 个，建设中项目 5 个，处于早期阶段 投建的项目高达 97 个。

目前全球有 25 个国家已运行或投建 CCUS 项目，若后续项目建设如期投放，2025 年全 球碳捕集能力有望从 2021 年的 0.4 亿吨增至 1 亿吨，2030 年将进一步增至 1.5 亿吨。 2021 年最新投产的 CCUS 项目中，美国、欧洲占比分别达 40.5%、35.7%，占据绝对优 势。我国投产项目占比约 6%，虽距离大规模商用仍缺少相关项目经验，但已逐步具备 开展百万吨级 CCUS 示范工程的技术储备与能力，并在 CO2-EOR、CO2-ECBM、咸水 层封存以及超临界二氧化碳运输等方面拥有成熟技术积累，后续将保持快速增长。

目前 CCUS 参与者以石油和天然气巨头厂商为主。目前 CCUS 领域最大的参与者是石 油和天然气巨头和液化天然气出口商，现有的 CCS 产能高度集中在天然气加工厂，其 捕获的 CO2 多用于生产液态 CO₂产品，进而用于油气田驱油，达到提高原油采收率 (EOR)的目的。

氢能行业热度渐起，能源需求比例有望大幅攀升。目前氢能行业热度渐起，产业正进入 快速发展期。我国是世界上最大的制氢国，年产量约 3300 万吨，国内氢能产业呈现积 极发展态势，产业产值与能源占比不断上涨，2050 年氢能源在我国终端能源体系中的占 比有望升至 20%。目前的氢气主要是化石燃料燃烧产生的灰氢，约占全球氢气产量的 95％。据 IEA 预测，CCUS 法生产的蓝氢、可再生能源法生产的绿氢未来在氢能行业中 的占比将持续升高，至 2030 年清洁氢气占比将达到 37%，2050 年有望升至 86%以上。

（二）公司优势：碳资源灵活运用，氢能转型打开未来成长空间

1、CCUS：碳资源充足，区位优势明显。公司能源开发业务的长期基础可为二氧化碳 捕集、管输和驱油提供原料供应、生产制造、市场需求等保障；公司淖毛湖地区大量高 纯度二氧化碳资源紧邻吐哈油田，能够以此为中心向新疆其他油田辐射，捕集后可通过 管道直接供给周边相邻油田，管输距离及原料成本优势明显。

目前 300 万吨/年二氧化碳捕集、管输及驱油一体化项目已正式开工建设。至 2030 年底， 公司产业链综合利用项目每年可减少 CO2 排放量约 1782.63 万吨，按北京绿色交易所 2021 全年碳交易平均价格 45 元/吨计算，仅碳交易一项即可减少 8 亿元成本。项目建成 后，届时将成为国内最大的 CCUS 项目。

2、氢能：技术驱动，供应链协同带来产业优势。公司新疆哈密伊吾县淖毛湖地区具有 丰富的可利用工业富余气体资源，具备建设大型风光多能互补项目的资源条件，适合 “绿氢”生产与制造；目前公司已申请技术研发专利 160 余项，拥有 9 家技能大师工作 室，其中 2 家为国家级，具备较强研发能力；淖毛湖地区现有两条公路运输线，9 座加 气站，均可作为氢能产业链中可充分利用的应用站点配置；氢气产业链与天然气产业链 高度相似，公司未来氢气产业链的构建，能够充分借力现已成熟的天然气产业链结构。

公司计划在 2030 年前配置 537 套 1000Nm3 /h 电解水制氢装置；180 台 1000m3 储氢罐 （1.6MPa）；汽车加氢站 46 座；氢燃料重卡替代 1565 辆； 2022-2030 年配套风间带光 伏新能源发电总装机规模 625 万 kW。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）