2022年广汇能源研究报告 深耕石油、天然气和煤炭主业，布局新能源

一、广汇能源：强能源资源禀赋，启动二次战略转型升级

（一）深耕“煤、油、气”主业，布局新型能源

公司兼具“煤、油、气”资源属性，正积极推进第二次战略转型升级，努力打造具有国际 竞争力的能源公众公司。公司成立于 1994 年，立足于新疆本土及中亚丰富的石油、天然气和 煤炭资源，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。整体来看， 公司发展历经三个阶段。

第一阶段（1994-2011 年）：登录资本市场，逐步开展能源业务。公司前身新疆广汇石材 股份有限公司成立于 1994 年，并于 2000 年在上海证券交易所挂牌上市。2002 年，公司建设 鄯善液化天然气工厂，正式挺进液化天然气领域；2007 年，全面启动哈密伊吾淖毛湖煤化工 项目；2009 年，完成对哈萨克斯坦 TBM 公司 49%股权收购，正式进入石油、天然气上游开发 领域。公司在构建能源业务版图时，开始逐步剥离石材、塑钢门窗、房地产等非能源业务。

第二阶段（2012-2020 年）：实现第一次战略转型升级。2012 年，公司正式转型为专业化 能源开发上市公司。随着启东 LNG 接收站、白石湖煤矿、1000 万吨/年煤炭分级提质清洁利 用、红淖铁路等项目陆续投产，公司逐步形成以能源物流为支撑的天然气液化、煤炭开采、煤 化工转换、油气勘探开发四大业务板块，是集上游煤炭开采、油气勘探生产，中游资源清洁转 化高效利用，下游物流运输与终端市场于一体的大型能源上市公司。

第三阶段（2021 年-至今）：积极推进第二次战略转型升级。2021 年，公司启动了以“绿色 革命”为主题的第二次战略转型升级。2021-2025 年，公司将重点突出天然气业务，平衡发展 煤炭和煤化工板块，布局二氧化碳捕集封存（CCUS）及驱油项目、氢能项目，计划转型为传 统石化和新型能源相结合的能源综合开发企业。

公司股权结构和业务版图清晰。股权方面，2022 年半年度报告显示，公司控股股东为新 疆广汇实业投资（集团）有限责任公司，持股比例为 38.93%；实际控制人为孙广信先生。基 于能源综合开发企业型企业的目标，公司下属天然气、煤炭、煤化工、石油以及新型能源五大 板块协同发展。

（二）业务扩张叠加能源景气，公司业绩高速增长

2012 年，公司开启第一次战略转型升级，正式剥离非能源板块业务，转型为专业化能源 开发上市公司。2014-2021 年，公司营收和归母净利润年均复合增速分别为 20.6%、17.3%。特 别是 2021 年以来，受益于能源高景气东风以及各项业务的持续扩张，公司业绩大幅提升。22H1 公司实现营收 213.2 亿元、归母净利润 51.3 亿元，同比分别增长 111.5%、264.6%。

天然气业务贡献主要业绩，煤炭业务打开成长空间。受益于启东 LNG 接收站周转能力逐 年提升以及“2+3”灵活运营模式，天然气业务成为公司营收和毛利的主要来源。2021 年，公司 天然气业务收入 118.6 亿元，占营业收入比重为 47.7%；毛利和毛利率分别为 37.3 亿元、31.5%。 未来随着启东 LNG 接收站周转能力以及启通天然气管线输气量的进一步提升，在公司“2+3” 灵活运营模式下，天然气业务量将维持稳步增长。此外，后续随着马朗煤矿和东部矿区煤矿的 放量，公司煤炭业务成长空间将进一步打开。

期间费用率逐步下降，盈利能力逐步抬升。2017 年以来，公司成本控制能力逐步增强， 期间费用率趋于下降。2021 年公司销售费用率、管理费用率、财务费用率和研发费用率分别 为 1.3%、3.4%、5.7%和 1.4%，期间费用率合计 11.7%，较 2016 年下降了 15.0 个百分点。2021 年以来，在能源价格高企以及公司主营产品销量上涨共振背景下，公司盈利能力大幅提升。2021 年公司销售净利率达 19.5%，创下 2015 年以来新高；22H1 更是高达 23.9%。

（三）“高分红承诺+股权激励”彰显公司发展信心

2022 年 4 月 25 日，公司发布《关于提高公司未来三年（2022-2024）年度现金分红比例 的公告》。基于对未来发展前景的良好预期，公司宣告连续三年（2022-2024）以现金方式累计 向普通股股东分配的利润不少于最近三年实现的年均可供普通股股东分配利润的 90%，且每 年实际分配现金红利不低于 0.70 元/股（含税）。大幅提高现金分红比例，不仅与公司经营性 现金流日益充沛有关，同时彰显了公司对未来的发展信心。 同期，公司公告了《2022 年员工持股计划（草案）》。根据公告，持股计划的股票来源为 公司回购专用证券账户中已回购的股份，拟授予符合持股条件员工的股份总数合计 4548.75 万 股，转让价格为回购成本均价 2.84 元/股。员工持股计划的考核年度为 2022-2024 年三个会计 年度，2022-2024 年归属于股东的净利润分别不低于 100 亿、150 亿、200 亿。

二、煤炭：政策驱动稳价保供，公司产量释放极具弹性

（一）保供稳价背景下，疆煤开发潜力巨大

我国能源结构呈现“富煤、贫油、少气”的特征，2021 年煤炭消费占能源总消费量的 56%， 以煤为主是我国基本国情。受煤炭进口政策、疫情、地缘政治冲突等影响，2021 年以来，国 内外煤炭价格大幅上涨。为引导煤炭价格在合理区间运行，通过稳煤价来稳电价，国家多部门 陆续发布相关保供稳价政策。

新疆煤炭储量充足、品质优异、开采成本低。据自然资源部统计数据显示，2020 年我国 煤炭保有储量合计 1622.88 亿吨，其中山西、陕西、内蒙古和新疆储量分别为 507、294、194 和 190 亿吨，占比分别为 31%、18%、12%和 12%。新疆煤炭资源储量丰富，具有巨大开采潜 力。同时，新疆煤炭品质优良，总体以低煤化度的低灰、低硫、低磷的长焰煤、不黏煤和弱黏 煤为主，约占 80%，是现代煤化工产业的优质原料。此外，新疆煤炭资源具有煤层厚度大、 煤层多、单位面积产能高、地质构造简单、瓦斯等有害气体含量低、地下水少等特点，适合建 设大型、特大型现代化安全高效矿井（露天），开采成本低。 保供政策积极推动疆煤放量。新疆维吾尔自治区人民政府于 2022 年 5 月 24 日发布了《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》，方案中明确了“十四五”期 间自治区煤炭产业的发展目标，即煤炭产能 4.6 亿吨/年以上，煤炭产量 4 亿吨以上，较“十三五”期间新增产能 1.6 亿吨/年。在政策的积极推动下，新疆当地煤炭产能有望加快释放。

（二）公司三大矿区储量丰富，煤炭产量有望加速释放

公司三大矿区煤炭储量丰富。公司煤炭资源全部分布在新疆淖毛湖矿区，包括白石湖煤 矿、马朗煤矿、东部矿区。其中伊吾广汇矿业有限公司负责开发白石湖煤矿和马朗煤矿，伊吾 广汇能源开发有限公司负责开发东部矿区。公司煤炭资源一部分通过淖柳公路、红淖铁路销售 至终端市场；一部分自供下游煤化工板块。

（1）白石湖矿区。白石湖矿区主要煤种为长焰煤，资源量 17.73 亿吨、可采储量 16.92 亿吨，主产热值 5000-5500 大卡的优质原煤，主要为化工用煤和动力用煤。据公司《2021 年 度社会责任报告》显示，2021 年白石湖核准产能为 1300 万吨/年。目前白石湖矿区产能已达 2000 万吨/年，2025 年计划扩大至 3000 万吨/年。此外，白石湖露天煤矿已被列入国家发改委 保供煤矿名单，预计后续将加快放量，产量有望快速扩大至 3000 万吨/年。 （2）马朗煤矿。马朗煤矿主要煤种为长焰煤，资源量 18.09 亿吨、可采储量 12.98 亿吨。 马朗煤矿资源储量丰富，煤层总体属低灰分、高-特高挥发分、特低硫、特低磷、中-高热值的 煤质。据《马朗煤矿勘探煤质检测报告》，各可采煤层原煤收到基低位发热量为23.41-26.35MJ/kg， 平均发热量可达 25.64MJ/Kg（6132 千卡/千克），且煤层埋藏较浅，开采成本低，具有较高的 开发利用价值。2025 年公司计划马朗煤矿产能达到 2500 万吨/年。（3）东部矿区。东部矿区主要煤种为长焰煤-不粘煤，资源量 30.15 亿吨、可采储量 30.13 亿吨，主要为热值 5000-5500 千卡/千克的原煤，主要用作动力煤。目前东部矿区尚未进行开 发，2025 年公司计划产能将达 2000 吨/年。

公司煤炭产销两旺，保供政策下有望加快放量。近些年公司煤炭产销量持续增加。特别 是 2021 年，公司实现原煤销量 1502 万吨、提质煤外销量 492 万吨，分别同比增加 121.1%和 35.3%。在国家保供稳价政策的积极推动下，根据公司发展规划，预计 2022 年公司煤炭产量 将达 4000 万吨/年（含自用煤），较 2021 年同口径增加 1200 万吨。此外，在销售方面，公司 近年来在新疆、甘肃等传统煤炭市场之外，积极开拓川、渝、云、贵等地煤炭市场，并加强无 烟喷吹煤及高热值动力煤销售，实现煤炭销售业务多元化。在国家保供稳价政策的积极推进下， 公司三大矿区煤炭产量或加速释放。

（三）依托“铁路+公路”双通道，保障公司煤炭外运无忧

公司所有煤炭资源均处于哈密淖毛湖矿区，吐哈区是新疆最东边的煤矿区，具备出疆运距 最短的优势。公司可依托红淖铁路和淖柳公路两条出疆物流通道，为疆煤外运提供有力的物流 保障。

（1）红淖铁路。红淖铁路于 2019 年 1 月 1 日正式开通使用，全长 435.6 公里，是国内首 条国家批准、国网规划、国标设计、民企控股、民资兴建、联合运营的Ⅰ级重型轨道电气化铁 路（预留复线）。红淖铁路自甘新交界处的兰新铁路红柳河车站引出，经哈密市星星峡镇、双 井子乡，沿东天山边缘西行经伊吾县下马崖乡，至终点伊吾县淖毛湖镇。红柳河至淖毛湖段， 正线全长 313.09km；淖毛湖矿区段线路全长 122.51km，其中西部支线长 60.68km、东部支线 长 53.21km、煤化工专用线 8.61km。红淖铁路打通了新疆与甘肃河西走廊之间的煤炭运输通 道，其北端直接服务于淖毛湖、三塘湖、巴里坤等煤田，并延伸服务于中蒙边境老爷庙口岸； 中部与哈临线相连，大量疆煤可经大包线-大秦线下水供应东部沿海省份；南端通过兰新线可 将淖毛湖、三塘湖、巴里坤煤田的大量优质煤炭供应甘肃省及其以东各省。 （2）淖柳公路。淖柳公路全长 480 公里，是新疆首条投入运营的“疆煤东运”公路专线， 总运输能力超过 2000 万吨。其西起伊吾县淖毛湖镇广汇新能源公司煤化工基地，途经下马崖、 甘肃明水，最后到达终点站兰新铁路柳沟车站。柳沟站是兰新铁路与柳敦（柳沟-敦煌）铁路 的交会点，是西煤东运重要的节点。在路网上包含多条既有铁路及规划铁路，如兰新线、兰新 第二双线、柳淖线、柳敦线、哈临线等。淖柳公路可保证公司淖毛湖矿区煤炭顺利运输至柳沟 站，再通过兰新线、柳敦线、哈临线等线路进一步辐射疆外区域。

“铁路+公路”双物流通道保障公司煤炭外运。红淖铁路投运以来发运量稳步提升。 2019-2021 年，公司经红淖铁路发运量分别为 623、856 和 1179 万吨，年均复合增速达 38%。 2022 年 5 月 30 日，公司宣布将红淖铁路 92.7708%股权外售，公司运力仍将得到有效保障。 一方面，随着电气化工程的完工，红淖铁路发运量将逐步释放；另一方面，铁路公司将优先保 证内部关联客户的外运需求。根据铁路公司《新疆红柳河至淖毛湖铁路可行性研究》报告显示， 红淖铁路初期（2020 年前）设计运量为 3900 万吨/年，近期（2025 年前）设计运载量为 5000 万吨/年，远期（2035 年）设计运量为 15000 万吨/年。红淖铁路运力的逐渐提升叠加淖柳公 路的运力辅助，将保障公司煤炭放量下的运输通畅。

三、煤化工：原料自给自足，一体化竞争优势突出

（一）依托煤炭资源纵向布局，一体化提高产业链附加值

煤炭资源禀赋突出，一体化提升公司核心竞争力。公司立足于新疆当地丰富的煤炭资源， 基于煤炭开采业务，向下延伸布局煤化工，不断提升产业链附加值。具体来看，公司煤化工产 业链主要包括资源获取、资源转化和资源销售三大环节。

（1）资源获取：公司依托上游煤炭开采业务，即通过伊吾广汇矿业有限公司对白石湖矿 区和马朗煤矿的开发，以及伊吾广汇能源开发有限公司对东部矿区的开发，获取原料煤炭资源。 根据地勘数据显示，淖毛湖区域煤炭葛金指数平均在 14%左右，高的可达到 17%，适合于分 质利用获取高的油收率；煤气收率可达 12%，油气综合收率可达 30%左右，是极佳的化工用 煤。

（2）资源转化：公司主要通过新疆广汇新能源有限公司（下称“新能源公司”）和新疆广 汇煤炭清洁炼化有限责任公司（下称“清洁炼化公司”）开展煤化工业务。其中，新能源公司通 过“120 万吨/年甲醇、7 亿方 LNG 项目”，以自有煤炭为原料，采用鲁奇碎煤加压气化技术和 鲁奇低温甲醇洗技术，生产 LNG、甲醇、硫化氢（副产品）等。其中，甲醇、硫化氢再通过“4 万吨/年二甲基二硫（DMDS）联产 1 万吨/年二甲基亚砜（DMSO）项目”，采用国内首创的甲 硫醇硫化法，进一步生产 DMDS、DMSO。清洁炼化公司主要通过“1000 万吨/年煤炭分级提质 清洁利用项目”，以白石湖露天煤矿煤炭为主要原料，对块煤进行干馏，生产提质煤、煤焦油、 荒煤气（副产品）。其中，荒煤气和煤焦油将通过“120 万吨/年煤焦油加氢项目”，分别经过制 氢、加氢环节，进一步生产 1#轻质煤焦油、改质萘油、改质洗油、改质蒽油等产品。此外， 荒煤气通过“荒煤气综合利用年产 40 万吨乙二醇项目”项目进一步生产乙二醇。

（3）资源销售：公司的甲醇、LNG、煤焦油、乙二醇等煤化工产品通过新疆广汇化工销 售有限公司进行销售，主要采取客户自提和第三方物流运输的方式进行销售，运输方式以铁路 和公路为主。

（二）能源价格高企背景下，煤化工比较优势突出

公司煤化工板块的比较优势在于，原料煤炭自给，成本端基本不受扰动；产品售价受原油 价格支撑，在能源价格高企背景下，有望充分享受高景气周期。 公司煤炭自给自足，煤化工成本优势突出。2022 年 5 月 20 日，国家发改委明确了煤炭限 价的范围为国产动力煤，同时对动力煤予以界定。目前化工用煤价格并未受限，在煤炭价格高 企背景下，煤化工特别是外采原料煤、动力煤的企业面临较大的成本压力。公司煤化工原料直 接或间接来自于自有煤矿，成本优势突出。 原油价格高企，公司煤化工业务享受高额收益。公司煤化工主要产品包括甲醇、LNG、 煤基油品、乙二醇等。甲醇方面，国内甲醇生产以煤炭为主，下游 50%以上用于生产烯烃； 而烯烃的主要原料来源是石油，当原油价格上涨时，烯烃价格趋于抬升，从而带动甲醇价格上 涨。煤基油品方面，公司煤基油品以中低温煤焦油为主，可用于生产汽油、柴油等，从历史走 势来看，中温煤焦油与原油价格走势基本一致，油价高企推动煤焦油价格处在高位。公司 120 万吨/年甲醇保持高开工率，2021 年产量和销量分别达到 116.5 万吨和 114.4 万吨。煤基油品产 销量稳步增长，2021 年产销量分别为 59.9 万吨和 61.1 万吨，同比增长 5.6%和 14.7%，后续随 着煤炭分级提质清洁利用项目负荷提升产销量仍有上升空间。乙二醇方面，公司“荒煤气综合 利用年产 40 万吨乙二醇项目”于 2022 年 6 月正式投产转固。该项目一方面受益于荒煤气低原 料成本优势；另一方面，单吨投资成本低于同行。

四、天然气：“2+3”模式灵活运营，贸易气业务稳步扩张

（一）供应持续紧张，天然气价格高位运行

低碳转型背景下，全球油气投资不足。过去十余年间，全球范围内兴起绿色低碳转型思 潮，全球石油、天然气等石化能源的投资规模逐步下降。2010-2015 年，全球油气投资额超过 8000 亿美元/年；2016-2019 年，全球油气投资额在 6000-8000 亿美元/年之间；2020 年新冠疫 情致天然气需求大幅下降，价格大幅走低，面对未来需求以及政策指引的不确定性，全球油气 投资下降至 5110 亿美金，较 2019 年下降了 32.4%。2021 年全球天然气市场受碳中和下能源 持续转型、极端天气等因素影响，需求强劲复苏，超过新冠肺炎疫情前水平。

俄乌冲突加剧欧洲天然气供应紧张，天然气价格大幅上涨。据 IEA 数据显示，2001-2021 年，欧盟和英国对俄罗斯天然气依赖度整体趋于增加。2021 年俄罗斯天然气供应占欧盟和英 国总供应量的 32%，较 2001 年提高了 6 个百分点。俄乌冲突爆发后，欧盟对俄罗斯能源实施 制裁，导致天然气供应严重短缺、价格暴涨。7 月 25 日，俄罗斯天然气工业股份公司宣布停 止使用“北溪-1”的另一台涡轮机以展开维修，7 月 27 日开始，进一步削减天然气输送量至每日 3300 万立方米，相当于该工程最高输气量时的 20%左右。

（二）创新“2+3”模式，天然气板块运营灵活

自产气与贸易气结合。公司天然气气源包括自产气和贸易气。其中，自产气主要来自吉 木乃 LNG 工厂和哈密新能源工厂。吉木乃 LNG 工厂气源来自公司控股的 TBM 公司所拥有的 哈萨克斯坦斋桑油气田，通过“150 万 m³/d 液化天然气项目”，将天然气经深冷处理生产 LNG。 哈密新能源工厂以淖毛湖地区自有煤矿为原料，通过“120 万吨/年甲醇、7 亿方/年 LNG 项目”， 经碎煤气化加压，使煤转化为天然气，再通过液化处理生产 LNG。贸易气方面，公司引进海 外 LNG 资源，以利润为导向，通过南通港吕四港 LNG 接收站项目进行 LNG 境内销售、提供 接驳服务或进行国际贸易。

创新实施“2+3”运营模式，追求盈利最大化。在海外天然气价格大幅上涨的背景下，启东 LNG 接收站持续创新有效实施“2+3”运营模式，即两种输气途径和三种盈利方式。两种输气形 式指“液进液出”和“液进气出”两种输气方式，公司在原有“液进液出”业务量的基础上增加“液 进气出”业务量，将 LNG 气化还原后进入管道，进而实现气化天然气通过管网向各燃气公司、 电厂等供气。随着公司未来贸易气规模扩大，“液进气出”有助于公司进一步参与城市管网建设， 拓展多种运输与销售路径。三种盈利模式指境内贸易、接卸服务、国际贸易三种运营模式。公 司以利润为导向，结合国内外天然气价格走势，灵活选择将长短协气源在国内外市场间进行销 售分配。此外，启东 LNG 接收站码头可提供接卸服务，赚取可观的接卸服务费。 海外天然气价格大幅上涨，公司国际贸易盈利丰厚。2019 年公司子公司广汇国际天然气 贸易有限责任公司与道达尔签订了十年期长协，协议约定供货量 70 万吨/年，且不做气源地限 定。目前来看，在海外 LNG 价格高涨背景下，公司长协条款极具优势，可保证 LNG 采购价 远低于市场水平。从贸易气去向来看，公司 LNG 贸易面向国内市场和国外市场，可根据海内 外天然气价格表现，灵活调整各市场销售量。2022 年以来，受俄乌冲突影响，欧洲 LNG 供应 持续紧张，价格大幅上涨，国内外价格明显倒挂，公司持续开展国际贸易，盈利丰厚。

（三）启东贸易规模加速扩张，启通管线拓展终端销售

启东 LNG 贸易规模及占比显著提升。公司启东贸易量连年增长，增速维持在较高水平。 2021 年启东 LNG 接收站接卸及贸易共计 42 艘 LNG 船舶，周转量 252.09 万吨（折合 36.55 亿 方），同比增长 22.47%；实现贸易 LNG 销量 251.20 万吨（折合 36.75 亿方），同比增长 30.66%。 启东贸易 LNG 占总销量比重逐年提高，从 2017 年的 41%提升到 2021 年的 80%。

启东 LNG 接收站远期周转量有望达 1000 万吨/年。2017 年以来，启东 LNG 接收站项目 一、二、三期工程及配套项目陆续投产运行，目前周转能力达到 300 万吨/年。1#泊位已可顺 利接卸国际主流大船，公司正积极推进 2#泊位各项手续办理工作、5#20 万立方米储罐和 6#20 万立方米储罐的建设工作。预计 5#储罐将于年内投运，启东 LNG 接收站周转量有望从 300 万吨/年提升至 500 万吨/年；待全部规划项目完成后，周转量将提升至 1000 万吨/年。

投资启通天然气管线项目，助力拓展终端销售市场。2018 年公司控股子公司广汇综合物 流与华电江苏公司、天生港发电公司等五方共同投资建设了启通天然气管线项目。该项目依托 启东 LNG 接收站资源，线路全长 160km（主线 95km、支线 65km），输气量设计定位 40 亿 方/年，适当考虑预留。该管线除接收广汇启东天然气资源并与国家管网公司西气东输管道连 通外，还将与江苏省重点推动的沿海管道相连接，可通过沿海管道、启通天然气管道向苏南市 场供气，并与国家管网公司南通分输站进行互联。启通天然气管线于 2020 年试运行，2021 年 实现管道气销量 12.03 亿方（折合 80.67 万吨），同比增长 1539.67%。22Q1 实现管道气销量 3.44 亿方（折合 23.03 万吨），同比增长 38.89%。按照 22Q1 管道气销量计算，目前该项目只 发挥出了设计输气量的 34.40%；未来随着启东周转量的提升，输气量将大幅增加，助力公司 天然气业务规模进一步扩张。

五、石油：中高油价时代，斋桑油田将贡献业绩增量

（一）供应弹性释放缓慢，预计油价中高位运行

原油供应弹性释放缓慢。OPEC 方面，剩余原油生产能力不足限制产能释放空间。据 EIA数据显示，不考虑由于意外停产、中断或制裁的原油产量，预计 2022 年 OPEC 剩余原油生产 能力为 280 百万桶/日、2023 年将进一步下降至 261 百万桶/日，低于 2012-2021 年平均水平。 受低资本开支限制，预计美国原油产量缓慢增长，大幅增产空间有限。据 Rystad Energy 报告 显示，预计 2022-2026 年美国油气资本开支仍难以恢复至 2019 年前水平，同时受原料及人力 成本的抬升，实际资本开支效果存在折扣。截至 8 月 5 日当周，美国原油产量已回升至 1220 万桶/日，年初以来仅增加 40 万桶/日。俄罗斯方面，受俄乌冲突影响，6 月欧盟公布对俄罗斯 第六轮制裁措施，包括在6个月内停止购买俄罗斯海运原油，在8个月内停止购买俄石油产品。 基于以上石油禁令，IEA 下调俄罗斯原油产量，预计 2022 年和 2023 年俄罗斯原油产量分别为 1061 万桶/日和 874 万桶/日，同比将分别减少 26 万桶/日和 187 万桶/日。

油价有望在中高水平运行。OPEC 和美国石油产量仍趋增加，但增产空间受到剩余生产能 力和资本开支的限制，且俄罗斯产量受地缘政治冲突影响，面临下降的不确定性。需求端，美 联储激进加息，全球经济增速存放缓预期，或拖累远期原油消费增速。预计后续油价重心较前 期高点将有所回落，但整体有望维持中高水平运行。

（二）携手安徽光大，斋桑油田产量或逐步释放

斋桑油田石油储量丰富。公司于 2009 年取得收购哈萨克斯坦斋桑油气区块项目的核准批复，目前该项目已产出天然气，石油产品尚待开采。哈萨克斯坦斋桑油气项目原油区块已发现 5 个圈闭构造，落实了 2 个油气区带。主区块二叠系油藏 C1+C2 储量 2.58 亿吨、C3 储量近 4 亿吨，主+东区块侏罗系 C1+C2 储量 4336 万吨，原油储量巨大，有望建成 200 万吨/年以上 的油田。

携手安徽光大，联合开发斋桑油田原油区块。2021 年广汇石油间接持股 52%的控股子公 司哈萨克斯坦共和国 TBM 公司与安徽光大矿业投资有限公司共同签署了《斋桑区块操作协议》， 安徽光大将独立操作协议约定的油气项目并承担全部相关成本、费用和损失。在安徽光大投资 成本收回前，TBM 和安徽光大按照 28%、72%的比例对合同区生产的任何和所有油气应付的 收入进行分配；投资成本回收后，按照 40%、60%的比例进行分配。安徽光大致力于石油行业 已达多年，主要在吉尔吉斯斯坦、塔吉克斯坦、美国等国家进行石油天然气开采，具有丰富的 海外油气田勘探开发经验以及成熟的技术，有望帮助公司尽快实现斋桑油田的开采目标。目前 安徽光大在哈萨克斯坦能源部完成了项目承包备案，适时准备开工。 根据《斋桑区块操作协议》约定，公司此次与安徽光大合作将不会增加额外投资，因此石 油产量、分成比例、国际油价是决定公司斋桑油田收益的主要变量。其中，哈萨卡斯坦石油开 采成本和国际油价水平将决定安徽光大投资回收速度，从而间接决定公司的分成比例。

六、新型能源：布局 CCUS 和氢能项目，开启“绿色革命” 二次转型

（一）布局 CCUS 及驱油项目，实现经济与生态效益最大化

“双碳”目标下，CCUS 发展前景广阔。目前二氧化碳减排主要有三种路径，一是提高能 源利用效率，二是开发清洁能源，三是二氧化碳捕集利用与封存（CCUS）。CCUS 是指将二氧 化碳从工业过程、能源利用或大气中分离出来，直接加以利用或注入地层以实现二氧化碳永久 减排的过程，主要包括捕集、输送、利用与封存四大技术环节。据生态环境部预测，2050 年 和 2060 年，需要通过 CCUS 技术实现的减排需求潜力分别为 6-14.5 亿吨和 10-18.2 亿吨二氧 化碳。 近年来，随着油气勘探的不断深入，我国低渗透油藏比例逐渐增大，约占全国已探明油藏 储量的 2/3。为解决低渗透油藏开发难度大、开采效率低等问题，注气驱油技术越来越受重视。 其中，二氧化碳具有降低原油黏度、膨胀原油等优势，二氧化碳驱油作为 CCUS 的主要技术 方向，在提高采收率和实现碳封存方面有巨大优势。

基于转型能源综合开发企业的战略目标，公司拟规划建设 300 万吨/年二氧化碳捕集、管 输及驱油一体化项目。其中，首期 10 万吨/年二氧化碳捕集与利用示范项目已于 2022 年 3 月 开工建设，计划建设期 9 个月，生产液态 CO₂产品，用于油气田驱油，提高原油采收率。 公司 CCUS 及驱油项目碳源稳定，市场空间广阔。碳源方面，公司已在淖毛湖地区建设 了成熟的大型煤炭及煤化工基地。经测算，公司在淖毛湖地区已投产项目碳资源可满足 1000 万吨/年的需求。市场潜在需求方面，新疆石油资源量约 300 亿吨，占全国陆上资源储量的 1/4， 石油保有储量居全国第 3 位，未动用的石油储量居全国之首，主要分布在克拉玛依油田、吐哈 油田、塔里木油田三大油田。公司淖毛湖地区大量高纯度二氧化碳资源紧邻吐哈油田，具备开 展二氧化碳驱油的区位优势，并能够以此为中心向新疆其他油田辐射。在新疆大力推广二氧化 碳驱油技术，预计采收率可提升 10-30%，并可启动许多过去难以动用的非常规油藏，相当于 在实现二氧化碳减排目标的同时，不新增油田勘探和产能建设投入的情况下，再造一个新油田。 公司在新疆地区 CCUS 及驱油项目兼具经济效益和生态效益，发展空间广阔。

（二）加快发展氢能产业，探索新型能源

氢能具有巨大的减排效应。据国际氢能委员会预测，到 2050 年氢能将减少 60 亿吨二氧化 碳排放，在全球能源消费中所占比重可达到 18%。 公司具备发展氢能的原料供应、生产制造和终端运用优势。原料供应方面，公司在淖毛 湖地区拥有成熟的大型煤炭及煤化工基地，已投产 9 个煤化工项目，具有丰富的可利用工业富 余气体资源。此外，淖毛湖地区风、光资源丰富，地形平坦开阔，具备建设大型风光多能互补 项目的资源条件，可实现源、网、荷、储的深度协同，是“绿氢”生产与制造的最佳选择。生产 制造方面，煤化工生产基地园区内工业土地储备丰富，各项公用工程如交通、给水、排水、燃 气、供电等基础设施齐备，无须额外增加公用工程投入，有助缩短建设时间、节约投资成本。 终端运用方面，公司计划用氢能重卡替代淖毛湖地区营运重卡，实现交通用能替代；用绿电替 代工业园区内企业生产用电，实现绿色电力替代；用绿氢替代淖毛湖地区化工项目灰氢，实现 化工用氢替代。

分步、有序发展氢能产业。2022 年 1 月，公司制定了《广汇能源股份有限公司氢能产业链发展战略规划纲要（2022-2030 年）》，计划在“十四五”和“十五五”期间分步实现氢能产业布 局。其中，“十四五”期间，2022 年为示范应用阶段，2023-2025 年为产业持续导入阶段，开展 大规模可再生能源电解水制氢示范，逐步建立比较成熟的可再生能源电解水制氢供应体系，扩 大氢燃料重卡车替换规模。同时，扩展制氢产业的应用场景，利用公司现有及规划天然气加气 站，开展加气加氢站混建试点布局，发展低成本电解水制氢技术、高压储氢、运氢和加注技术； 实施绿电替代；开展绿氢替代灰氢示范项目，建设化工工艺配套绿氢。“十五五”期间，2026-2030 年为市场化初级阶段，属于产业快速成长阶段。扩大天然气加气加氢站合建范围，开展液氢工 厂、液氢运输加氢站的示范与建设；以电价为基准，扩大绿氢替代规模。

氢能项目减排二氧化碳经济效益可观。公司通过“交通用能替代、绿色电力替代、化工用 氢替代”三条路径，达到节能减碳目标。经测算，到 2030 年底，公司有望合计减排二氧化碳 1782.63 万吨/年；按照北京市绿色交易所 2021 年全年碳交易平均价格 44.89 元/吨计算，仅碳 交易一项即可增加收益约 8 亿元。

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