2023年广汇能源研究报告：疆煤外运龙头，成长空间广阔

1、 公司概况

广汇能源股份有限公司（简称“广汇能源、公司”，下同）始创于 1994 年，于 2000 年在上海证券交易所上市，2012年成功转型为专业化的能源开发上市公司。截至 2023 年9月，公司第一大股东为新疆广汇实业投资（集团）有限责任公司，持有公司 34.23% 股份，公司实际控制人为孙广信（间接持股 17.1%）。 公司的核心产品为煤炭、LNG、煤化工产品等，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、油气勘探开发的四大业务板块，成为集上游煤炭开采、 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，并依托企业特点和当地区位优势设立多家全资或控股子公司。

2021 年以来公司营收增长十分强劲，2023 前三季度毛利率有所走低。2021 年国际 能源形势变化，公司利用国内管输市场窗口期的机会，创新引入国际转口贸易和代 接卸业务模式，以及在启东 LNG 接收站的码头扩建升级、国内煤炭价格上涨等其他 有利因素叠加下，2021 年以来公司营业收入大幅提高。2022 年营业收入实现 594.1 亿元，同比大幅增长 139%。2023 年公司主业规模不断扩大，营收持续增长，前三 季度实现营业收入 495.7 亿元，同比增长 33%，但受到海外气价跌落、国内煤价回 调影响，公司总体毛利率下降至 16.9%，较 2022 年减少约 11.8pct。

2023 年上半年公司各业务收入均出现大幅增长。2023 年上半年，受益天然气、煤炭 业务销售量增长，公司各业务收入均出现上涨，其中天然气、煤炭、煤化工业务分 别实现 217.0 亿元、72.2 亿元以及 60.0 亿元，同比分别上涨 100.0%、17.3%以及 67.4%；从收入结构上看，2023 年上半年，公司主要收入来源于天然气，占比达到 61.9%， 而煤炭业务、煤化工业务收入占比分别为 20.6%、17.1%。盈利方面，2022 年，天然 气、煤炭以及煤化工分别贡献毛利71.9亿元、67.3亿元以及 30.5亿元，分别占比 42.3%、 39.6%以及 17.9%，毛利率分别实现 20.9%、44.2%以及 34.7%，同比分别变动-10.6pct、 2.0pct 以及-16.2pct。

费用管理能力逐步提升，期间费用率不断下降。自 2018 年以来，公司在费用控制方 面不断优化，期间费用率逐年下降，从 2018 年 13.56%下降至 2022 年的 4.64%，下 降 8.9pct。2023 年前三季度期间费率持续下降至 3.97%，其中销售费用率、管理费用 率以及财务费用率分别为 0.40%、1.47%以及 1.67%，分别较 2022 年变动-0.13pct、 -0.28pct 以及-0.02pct。 债务负担持续减轻。期间费用中财务费用占比高，近年来下降也最为显著，主要得 益于公司不断优化债务结构，公司资产负债率自 2016 年的 70%下降至 2023Q3 的 52.7%，减少 17.3pct，财务负担减轻有利于公司经营保持稳健。

2023 年前三季度公司业绩回落。2018-2020 年，公司归母净利润总体保持平稳，维 持在 13-18 亿元区间内，2021 年随着收入提升叠加费用控制改善，公司归母净利润 大幅增长至 50 亿元，同比增长 274%，2022 年业绩延续高增长态势，实现 113.4 亿 元，同比增长 127%。2023 年前三季度，公司主要产品价格回调、天然气价差缩窄 等因素拖累业绩，归母净利回调至 48.5 亿元，同比下降 42%。 具备高股息率特征，与股东共享发展成果。近年来，广汇能源经营性净现金流不断 增长，从 2016 年的 13.8 亿元增长至 2022 年的 101.5 亿元，CAGR 为+39.5%，其中 2022 年同比增长 67.7%。虽然 2023 年前三季度现金流回调至 40.0 亿元，但预计全 年净现金流仍将维持在历史中高位水平，为公司未来持续分红提供保障。据广汇能 源 2022 年 4 月 25 日发布公告称，公司预计 2022-2024 年连续三年以现金方式累计 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），若以公司 2023 年 10 月 27 日收盘价计算，每股分红 0.7 元时，股息率约为 9.1%。

2、 煤炭板块：疆煤外售条件趋向成熟，量增逻辑不 断演绎

2.1、 新疆煤炭资源禀赋优异，产能持续扩张

新疆地区矿产资源丰富。新疆是我国煤炭生产力西移的重要承接区和战略性储备区， 也是我国第 14 个现代化大型煤炭基地，煤炭资源丰富且分布范围广，储量大、埋藏 浅、开采条件好、煤炭种类齐全。据《新疆煤炭资源分布特征与勘查开发布局研究》 表明，新疆地区预测储量 2.19 万亿吨，占全国的 39.3％，累计探明煤炭资源储量 4225.58 亿吨，其中保有资源储量为 4102.77 亿吨，已占用资源储量 847.54 亿吨，尚 未利用资源量 3255.23 亿吨。 新疆地区的煤质主要以低变质的烟煤（长焰煤、不粘煤以及气煤）为主。按地理环 境，可分为准噶尔盆地赋煤区和塔里木盆地赋煤区两大赋煤区，并逐步形成吐哈、 准噶尔、伊犁、库拜四大煤田。

准东基地，预测煤炭资源储量 3900 亿吨，累计查明储量 2747 亿吨，主要煤种为长 焰煤、不粘煤和弱粘煤，资源丰富、煤种齐全，主要用于煤电、煤化工项目；吐哈 基地，预测煤炭资源储量 5700 亿吨，累计查明储量 1407 亿吨，主要煤种为长焰煤、 不粘煤，出疆区位优势明显，致力于疆煤、疆电外运项目；伊犁基地，预测煤炭资 源储量 3000 亿吨，累计查明储量 273 亿吨，主要煤种为长焰煤、不粘煤，煤质优越、 满足煤化工项目用水条件，主要用于煤化工项目；库拜矿区，预测煤炭资源储量 1370 亿吨，累计查明储量 46 亿吨，主要煤种为气煤、瘦煤、焦煤，煤质齐全，主要用于 煤电、现代煤焦化项目。

哈密地区作为新疆东大门，地理位置优越，也是新疆大型煤炭供应保障基地的重要 组成部分。其中哈密北地区以淖毛湖矿区、巴里坤矿区、三塘湖矿区为代表，是国 家重要的能源储备基地和大型煤炭供应保障基地，截至 2022 年 5 月，合计煤炭预测 储量 853 亿吨，探明储量约 476 亿吨，可采储量 308 亿吨，煤炭资源非常丰富，具 有埋藏浅、易开采、生产成本低等优势。

新疆地区煤炭开发条件好，开采成本低。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），资源优势突出，开采成本低。根据 新疆采矿权出让收益评估报告可知，新疆地区吨煤完全成本(开采成本+财务管理+销 售费用)在 60-180 元/吨区间。同时，坑口价格一定程度也能映射出新疆当地的低生 产成本，四大主产区中，新疆地区的坑口价格最低，当前价格在 403 元/吨左右（截 至 11 月 3 日），低于同期陕西（744 元/吨）、内蒙（734 元/吨）以及山西（715 元/ 吨）的坑口价格，较低的生产成本也是疆煤外运的前提。

新疆自治区提出 4.6 亿吨/年产能目标。“十四五”时期，新疆自治区全面加快推进国 家给予新疆的“十四五”新增产能 1.6 亿吨/年煤矿相关项目建设，煤炭先进优质产能充 分释放，力争实现煤炭产能 4.6 亿吨/年，产量 4 亿吨/年目标，考虑新疆当地能源开 发进度快，未来实际产量可能高于规划。 生产产能方面，据自治区发改委公告，截至 2022 年 6 月底，新疆维吾尔自治区合法 生产煤矿 66 处、产能 31273 万吨/年，据 4.6 亿吨/年产能目标仍有一定空间。其中， 首次公告生产煤矿 4 处、产能 1740 万吨/年；重新公告生产煤矿 1 处、产能 70 万吨/ 年；取消公告生产煤矿 3 处、产能 241 万吨/年；变更生产能力煤矿 12 处、增加产能 5650 万吨/年；建设产能方面，建设煤矿 29 处、产能 5435 万吨/年，其中，新建煤 矿 15 处、产能 3295 万吨/年；改扩建煤矿 14 处、产能 2140 万吨/年。首次公告建设 煤矿 5 处、产能 540 万吨/年；由原公告建设煤矿转为公告生产煤矿 4 处、产能 1740 万吨/年；由原公告生产煤矿改扩建转为建设煤矿 2 处、产能 105 万吨/年；调整建设 规模煤矿 1 处、调增产能 600 万吨/年。 分地区来看，截至 2022 年 6 月，自治区生产产能主要集中在昌吉州、哈密市以及伊 犁州，分别为 15250、7240 以及 2590 万吨/年，前两个地区也是新增产能主要贡献地 区，新增产能分别为 2173、1251 万吨/年。

自治区原煤产量呈加速增长态势。近年来随着国内大企业、大集团入驻新疆积极参 与新疆煤炭工业开发建设和重组改造，新疆产能不断释放，同时内地部分地区煤炭 面临枯竭，也促使煤炭资源开发重心向新疆等地转移，综合影响下自治区原煤产量 不断提升，从 2018 年的 1.9 亿吨提升至 2022 年的 4.13 亿吨，CAGR 为+21.4%，且 近年来产量呈现加速增长态势，2022 年同比增速达到 28.6%，新疆原煤产量占全国 总产量的比重也在不断提升，2022 年占比达到 9.2%，较 2018 年提升 3.8pct，疆煤正 逐步发挥对全国煤炭市场的重要影响。据广汇能源相关信息，预计 2023 年新疆全域 产量或将达到 5 亿吨。

2.2、 新疆铁路外运运力仍有增长，未来铁路煤炭运量接 近亿吨

当前出疆铁路形成“一主两翼”格局，保障疆煤外运能力。出疆铁路运输以兰新线 为主，南北分别建设库格线以及临哈线，形成一主两翼格局。 兰新线，自兰州西站引出，途经青海省西宁、甘肃省张掖、酒泉、嘉峪关、新疆维 吾尔自治区哈密、吐鲁番，西至新疆维吾尔自治区阿拉山口市，线路横跨新疆、甘 肃、青海三省区，全长 2423 公里，通车时间为 1990 年 9 月，是疆煤外运的主干道， 2021 年煤炭实际运量 3367 万吨/年。未来通过加大分流和转移既有线旅客运输，同 时增加集装箱运煤车开行数量、提高列车牵引质量、压缩列车运行间隔时分等扩能 措施，煤炭运力有望达到 5000 万吨/年。

临哈线，东起内蒙古自治区包兰铁路上的临河站，向西经过乌兰布和沙漠，深入阿 拉善盟居延海北，经额济纳旗，沿中蒙边界巴丹吉林沙漠北缘，经甘肃省肃北县进 入新疆维吾尔自治区，与兰新铁路的哈密站相接，全长 1327 公里，通车时间为 2015 年 12 月。2021 年煤炭实际运量 47 万吨/年，“十四五”初期至中期，临哈铁路内蒙 古段计划进行扩能改造工程项目，初期运力可达到 1743 万吨/年，预计运输能力在 近期和中期分别达到 1994 万吨/年和 2465 万吨/年，项目建成后运输能力提升 45% 左右，据《疆煤外运相关问题分析及对策研究》预计，未来煤炭运力理论上有望达 到 3000 万吨/年。 库格线，东起青海省格尔木市，沿昆仑山麓、柴达木盆地南缘西行，进入新疆境内 穿越阿尔金山，抵达库尔勒市，全长 1214 公里，通车时间为 2020 年 12 月，2021 年煤炭实际运量 273 万吨/年，格库铁路未来规划扩能改造工程（青海段）项目，计 划在青海省境内 20 处预留会让站，运输能力提高 1757 万吨至 3357 万吨/年，截至 2023 年 2 月，青海段扩能改造工程各项可研批复前置要件全部办理完成，建设工期 计划 1.5 年；截至 2023 年 8 月，格库铁路（新疆段）扩能改造工程初步设计获国铁 集团批复；综合来看，未来运煤能力有望达 2000 万吨/年。

公司煤炭矿区拥有两条运输通道连接兰新铁路，当前运输能力或超 5900 万吨，未来 仍有增长空间。公司主要矿区均位于新疆伊吾县淖毛湖地区，拥有红淖铁路、淖柳 公路两条对外运输通道，可以直达兰新铁路干线。 淖柳公路于 2010 年完工，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；红淖铁路全线长 435.6 公里，北起淖毛湖矿区，自伊吾县淖毛湖 站引出，至终点甘新交界处的红柳河站，与兰新铁路接轨，为淖毛湖等矿区煤炭资源出疆提供运输条件。红淖铁路初期（2020 年前）设计运量为 3900 万吨，近期（2025 年前）设计运量为 5000 万吨，远期（2035 年）设计运量为 10300 万吨，公司两条运 输通道都能连接兰新铁路，当前运力或超 5900 万吨，实际运输方面，2021 年红淖 铁路实际完成运输量 1179.37 万吨。

多通道运输保障疆煤外运数量的大幅上涨，据中国能源网数据，2021 年新疆铁路、 公路共计运输煤炭数量 4000 万吨，同比增长 130%（2020 年为 1741.4 万吨，来自新 疆统计局数据），2022 年实现外运量 8000 万吨，同比上涨 100%。 分地区来看，2021 年疆煤主要外运至甘青宁地区，占比约为 59%，其次是云贵川渝地区，占比为 33.4%，剩余运往至东部地区，合计占比约为 7.5%。

2.3、 主要疆外市场供需缺口持续扩大

甘肃市场：地理优势最为突出，成为疆煤主要市场

甘肃省能源种类齐全、资源丰富，立足西部、着眼全国，是国家重要的综合能源基 地和陆上能源输送大通道，在国家能源发展战略中占有重要地位。“十三五”以来， 甘肃省深入实施“四个革命、一个合作”能源安全新战略，综合性能源通道能力不 断加强，多元能源安全供应体系基本建成，能源消纳能力显著提升。 得益于与新疆位置相邻，运输成本低，甘肃成为疆煤外运的主要省份。以广汇能源 相关数据为参考，2022 年煤炭主要外售省份为甘肃、宁夏以及川渝地区，其中甘肃 地区销量占比 66.97%，位列第一。 2016 年开始，甘肃省原煤消费量不断提升，从 6091 万吨提升至 2021 年的 8022 万吨， 2016-2021 年 CAGR 为+5.7%。同期，当地原煤产量也在不断攀升，2022 年提升至 5352 万吨，同比 23.2%。综合来看，甘肃地区煤炭供需缺口近年来不断扩大，2015 年缺口大约为 1970 万吨，这一数值在 2021 年扩大到 3871 万吨，接近 4000 万吨。

未来煤炭需求仍在持续扩张。《甘肃省“十四五”能源规划》提出，全省要在煤电一 体化发展和资源综合利用取得重大突破，到 2025 年，全省能源生产总量达到 12447 万吨标准煤，电力装机规模达到 12680 万千瓦，较 2020 年提升 7060 万千瓦，年均 增长 17.67%。煤炭消费总量也将从 2020年的 7245万吨提升至 2025年的 9000万吨， 年均增长 4.43%。

川渝地区煤炭供需缺口逐年扩大，进一步打开疆煤销售市场。 近年来，四川持续整顿小煤矿，对年产 30 万吨以下的煤矿进行分类处置，一批小煤 矿由此被关停。截至 2020 年底，四川年产 30 万吨及以上的煤矿数量只占 14%，产 能占 44%，同时重庆地区为减少煤炭事故的发生，多年来坚持去产能工作，两省的 煤炭产量也因此持续减少，据统计局数据，2021 年重庆市已停止煤炭生产，四川省 产量也减少至 1953 万吨，仅为 2016 年产量的 32%。 在需求稳定增长情况下，两省煤炭减产扩大了当地市场的供需缺口，据统计局数据， 2016 年川渝地区煤炭合计缺口为 3714 万吨，随后逐步扩大至 2021 年的 9827 万吨， 同比+19.1%，CAGR 为+22.5%，进一步打开疆煤在川渝地区的销售市场。

疆煤外运至川渝地区具备明显价格优势。（1）疆煤外运确实存在运距上的劣势，表 现为运费相较其他煤炭主产区高。以运往重庆地区为例，新疆地区煤炭运费分布在 370-490 元/吨区间内，而陕西地区对应运费仅为 160-240 元/吨区间内，约低于新疆 地区运费的 210-250 元/吨，蒙西地区也只用 240 元/吨。但值得注意的是，疆煤外运 至甘肃、青海及宁夏地区距离劣势相对不明显，据《新疆煤炭外运及相关产品产业 链竞争力评价》数据，新疆运至甘肃、青海及宁夏地区的距离与其他主产区到上述 终端市场的距离的差值，明显小于其他终端市场，运输成本劣势相对不明显；（2） 运费劣势可由生产成本弥补。新疆地区多为露天矿，开采成本低，坑口价格明显低 于其他主产区，可以弥补运费上的劣势。截至 2023 年 9 月 28 日，新疆哈密动力煤 （6000K）坑口含税价为 440 元/吨，远低于陕西以及内蒙主产区坑口价（776-904 元 /吨）。综合考虑产地价格及运费后，当前节点来看（港口价格在 983 元/吨），我们测 算出疆煤外运至终端市场价格（重庆市场）为 770-910 元/吨，明显低于其他主产区 运至重庆的终端价格（970-1070 元/吨）。

宁夏地区是重要能源化工基地，近年来原煤需求增长近 3000 万吨，供需缺口仍 在扩大。 宁东能源化工基地位于宁夏中东部，是国务院批准的国家重点开发区，也是国家重 要的大型煤炭生产基地、“西电东送”火电基地、煤化工产业基地和循环经济示范区。 宁东能源化工基地自 2003 年开发建设以来，先后被确定为国家 14 个亿吨级大型煤 炭基地、9 个千万千瓦级煤电基地、4 个现代煤化工产业示范区。“十三五”期间内， 建成全球单套装置规模最大的 400 万吨/年煤炭间接液化示范工程、全球单套装置规 模最大的 220 万吨/年煤制甲醇装置等重大项目，煤制油生产能力达到 400 万吨/年、 煤基烯烃生产能力达到 320 万吨/年，成为全国最大的煤制油和煤基烯烃生产基地。 与此同时，国家大型煤电基地建设成效显著，建成宁东至浙江±800 千伏特高压直流 输电工程及配套电源点项目，新增火电装机容量 796 万千瓦、外送电能力 800 万千 瓦。

煤电与煤化工行业的大力发展，拉动了当地原煤需求的增长，2018 年以来宁夏地区 原煤消费量从 1.21 亿吨提升至 2021 年的 1.50 亿吨，增长近 2850 万吨。从结构上看， 当地煤炭主要用于发电和煤化工，据统计局数据，2021 年宁夏地区原煤消费中，41.2% 来自制造业，54.3%来自电力、热力生产。而宁夏地区生产供应端却保持相对稳定， 分布在 7800-8700 万吨/年之间，因此宁夏当地煤炭供需缺口也在不断扩大，从 2018 年的 4300 万吨提高至 2021 年的 6300 万吨。 据《宁夏回族自治区能源发展“十四五”规划》指出，“十四五”期间，宁夏地区将 落实国家战略定位，高质量提升宁东国家大型煤炭基地、“西电东送”电源基地、宁 东现代煤化工基地、清洁能源制造及服务基地四大基地，到 2025 年，煤炭消费基本 目标 1.67 亿吨，弹性目标 1.85 亿吨。同时，合理提升煤炭供应能力，建成韦二、宋 新庄、红一、红二、红四等已核准煤矿，加快推进惠安、新乔、双马二矿、月儿湾等煤矿核准建设，到 2025 年，全区煤炭产能达到 1.4 亿吨/年，在建规模 2000 万吨， 力争煤炭产量达到 1 亿吨，由此推测 2025 年，宁夏地区煤炭供应缺口理论值在 6700-8500 万吨。

2.4、 公司煤炭产量持续提升，马朗煤矿当前已具备随时 生产条件

公司煤炭储量丰富、热值高。公司主要煤炭矿井均位于新疆伊吾县淖毛湖地区，主 要煤种为长焰煤，其他如不粘煤等，同时公司占据“疆煤东运”的有利区位，具备 建设 3000 万吨/年及以上超大规模露天矿山的有利条件。截至 2022 年 12 月，公司共 有煤炭资源量 65.97 亿吨，其中可采储量 59.49 亿吨。 公司煤炭板块主要分为三大矿区，分别为白石湖煤矿（伊吾广汇矿业有限公司）、马 朗煤矿（巴里坤广汇马朗矿业有限公司）、东部矿区（伊吾广汇能源开发有限公司）。 煤质方面，白石湖露天矿主要煤种为特低硫、特低磷、高发热量的富油、高油长焰 煤，是非常理想的化工和动力用煤；马朗煤矿以长焰煤为主，特低灰、高挥发份、 特低硫、特低磷、发热量高于白石湖露天煤炭，是优质的动力和化工用煤，也可做 工业锅炉用煤。

公司煤炭产能未来增长可观。白石湖煤矿方面，截至 2022 年 12 月，自治区应急管 理厅批复同意白石湖露天煤矿由 1300 万吨/年核增至 1800 万吨/年，当前具备 2000 万吨/年的生产能力；马朗煤矿方面，公司已于 2023 年 9 月 21 日将马朗煤矿相关安 全核准报告已上会评审，根据专家意见修改后的安全核准资料已上报至国家矿山安 全监察局审批。据公司 2023 年三季报披露，该矿相关的环评报告受理单已报送至生 态环境部，正在审批中。项目配套设施建设也已基本完成，满足目前生活、生产需要，随时具备煤炭生产加工条件；东部矿区仍在有序推进前期工作，计划在 2023 年 年底前完成主要手续办理，2024 年后逐步释放产能。据公司预计，未来白石湖煤矿、 东部矿区以及马朗矿区产能分别达到 3000 万吨/年、2000 万吨/年以及 2500 万吨/年， 增量空间大，在行业内较为稀缺。

近五年公司煤炭产销量保持快速增长。随着白石湖露天矿逐步投产放量，公司近五 年产销量持续增长，产量从 2017 年的 378.5 万吨提升至 2022 年 2406.3 万吨（含提 质煤，下同），CAGR 为+44.8%，销量从 2017 年的 634.3 万吨提升至 2021 年 2670.3 万吨，CAGR 为+33.3%。2023 年上半年延续高增长态势，公司产销量分别实现 1399.8 万吨和 1614 万吨。值得注意的是，公司白石湖露天矿有部分原料煤供应哈密新能源 公司煤制甲醇项目等煤化工项目（不计入公司产量），产业链一体化增强公司成本优 势。 从销售形式以及销售地看，2023 年上半年销量中，地销接近 280 万吨,占比约为 17.35%，剩余全部在疆外进行销售。在疆外销售的煤炭中，通过铁路销售 727 万吨， 占比约 45%，自提 598 万吨，占比约 37%。在铁路外售中，其中甘肃区域占比 64.36%， 宁夏区域占比 8.11%，川渝地区占比 12.39%，剩余的在全国其他 20 余个省区进行销售。 近年来煤炭业务盈利能力走强。2017-2022 年期间内，公司煤炭单位综合售价整体呈 现上涨趋势，从 2017 年的 234.1 元/吨提升至 2022 年的 569.9 元/吨，同期公司毛利 率由 19.2%提升至 44.2%，增长约 25.1pct。

我们按照煤炭收入占总收入的比重，分摊税金及附加和期间费用，并根据销量（原 煤+提质煤）计算出单吨毛利，扣除所得税后得到吨煤税后净利润。 2018-2020 年吨煤毛利分布在 60-80 元/吨区间内，对应吨煤税后净利 10-20 元/吨，得 益于煤价上涨，公司盈利在 2021 年出现明显提升,2021-2022 年，吨煤毛利分别为 180 元/吨、250 元/吨，对应吨煤税后净利分别为 100 元/吨、180 元/吨。 考虑当前煤价较2022年有所回调，假设当前吨煤净利盈利在 100-130元/吨之间分布，同时假设马朗矿四季度能投产，并且销售 500 万吨煤炭，预计可贡献新增利润在 5.0-6.5 亿元区间，明年全年贡献利润增量在 20-26 亿元（假设明年能生产 2000 万吨）。

3、 天然气板块：坚持利润导向战略，规模不断扩张

3.1、 多种盈利模式灵活调整，实现利润导向发展战略

公司天然气业务体系完善，拥有两种气源供应渠道、两种输气途径以及三种盈 利模式

两种气源供应渠道，即自产与外购。自产气项目，主要集中在新疆地区，包括吉木 乃工厂和哈密新能源工厂两个项目，其中吉木乃 LNG 工厂项目引进公司自有哈萨克 斯坦斋桑油气田气源，再对引进气源进行深冷处理后形成 LNG 产品。斋桑油气田区 块位于哈萨克斯坦的东哈萨克州，紧邻新疆吉木乃县；哈密新能源工厂将自供煤炭 作为原料，经过碎煤气化加压等方式，使煤转化为天然气，再通过液化处理形成煤 制 LNG 产品；外购气项目，位于江苏启东，为南通港吕四港区 LNG 接收站项目， 可持续获取更多海外性价比较高的 LNG 资源。 两种运输方式，即液进液出与液进气出。液进液出通过 LNG 槽车运输，运至包括 LNG 气化站、分布式 LNG 瓶组站以及加注站等终端供应站，满足汽车用气、工业 用气和民用气的需求；液进气出通过江苏启通天然气管线项目（设计年输气能力为 40 亿方），将 LNG 气化还原后进入管道，实现气化天然气通过管网向各燃气公司、 电厂等供气。 三种盈利模式，即境内贸易、国际贸易以及码头带接卸。公司销售策略和决策机制 具备灵活优势，可根据境内外天然气价差自主选择境内贸易或国际贸易，当选择转 口贸易时，可利用空闲码头提供代接卸服务，实现以利润为导向的“一气多销”模 式，提升天然气业务稳定盈利能力。

新疆自产气板块供应有所下滑，终端价格处于相对高位

哈密工厂项目自产气供应稳定，吉木乃工厂产量有所下滑。公司现有哈密新能源工 厂、吉木乃 LNG 工厂设计产能均为 5 亿立方米/年，2020 年起哈密新能源工厂实际 LNG 生产能力已达 7 亿方/年。产量方面，2018 年以来，哈密新能源工厂产量保持 稳定，每年产量维持在 7 亿方左右，2023 年上半年产量达到 3.1 亿方；吉木乃工厂 受斋桑油气田逐步由天然气开采向原油开采过渡影响，产量自2020年以来持续下降， 目前仅生产少量天然气保障哈国民用需求。销量方面，新疆自产气合计销量自 2020 年以来出现相应下滑，2022 年合计销量为 7.8 亿方，同比下降 12.5%，2023 年上半 年合计销量为 3.1 亿方，同比下降 20.5%。

当地柴油价格处于相对高位。公司新疆自产气可应用于汽车领域，而车用 LNG 主要 根据市场情况并结合成品油的销售价格波动趋势最终定价，据 Wind 数据，截至 2023 年 10 月 11 日，新疆地区柴油零售价为 9215 元/吨，处于历史相对高位，有望保障公 司新疆自产气业务收入。

启东板块贸易周转能力持续提升，三种盈利模式灵活调整实现业务稳增长

2017 年以来公司启东板块储罐项目不断投运，未来仍有可观增长。2017 年 6 月，公 司首个储罐项目投产，建设 2 个 5 万方储罐，投产后周转能力达到 60 万吨/年；2018 年 11 月，公司二期扩建项目投产，建成 1*16 万方储罐，投产后周转能力达到 115 万吨/年；2020 年 6 月，公司三期项目投产，建成 1*16 万方储罐，投产后周转能力 达到 300 万吨/年；2022 年 10 月，公司四期项目投产，建成 1*20 万方储罐；截至 2022年底，公司启东板块储罐累计储量达到 62 万方，周转能力达到 500 万吨/年；未来 五期、六期项目各计划建设 1*20 万方储罐，分别预计于 2023 年底、2024 年底建设 完成，据公司预计，届时启东板块累计储量达到 102 万方，年周转能力或达到 1000 万吨/年。 启东 LNG 接收站存储及周转能力持续大幅提升。2017 年至 2021 年，启东接卸船舶 量不断增长，分别为 12、23、25、34、42 艘，2017-2021 年 CAGR 为+36.8%，天然 气贸易量同步提升，从 2017 年的 7.64 提升至 2022 年的 58.45 亿方，2017-2022 年 CAGR 为+50.2%。2023 年上半年，启东天然气贸易量实现 47.57 亿方，同比上涨 143.4%。

大小长协联动锁定成本优势。公司启东贸易板块采取长协+现货模式，拥有极具价格 优势的 LNG 长协条款，可确保 LNG 采购价格远低于市场水平，有效控制上游采购 成本，保障下游销售渠道的稳定供应。长协条款主要分为大、小长协两种，大长协 方面，公司于 2019 年与道达尔气电亚洲私人有限公司签订为期十年的长协条款，约 定每年供应 70 万吨天然气，协议价主要与布伦特原油价格等挂钩；小长协部分，2022 年公司签订部分小长协作为补充，大小长协合计每月进口 2 船 LNG，全年合计锁定24 船气，大小长协联动充分保障公司天然气业务的稳定供应。

公司启东 LNG 接收站盈利模式经历了两个阶段： （1）2017 年至 2020 年采取内销+接卸模式。2017-2020 年，公司合理利用启东码头 建设成本国内最低（折旧成本低）、海外长协采购成本低、国内周转效率最高（运营 成本低）三大优势，开拓两种盈利模式：一是天然气国贸公司从海外采购 LNG，在 国内进行销售后获取的贸易利差，二是接收站码头收取的接卸服务、仓储等费用。 公司业务模式盈利稳定，即使 2020 年海外 LNG 价格暴跌到 3 美元/百万英热单位以 下，公司启东 LNG 业务依然实现单吨净利润连续四年维持在 700-900 元/吨区间内。 （2）2021 年以来创新引入转口贸易+代理接卸业务。2021 年以来，受国际诸多因素 影响，海外市场 LNG 价格上涨明显，国内进口贸易利润转负，公司积极把握国际市 场动态，及时高效调整采购和销售策略，率先引入国际转口贸易和代接卸业务模式， 并利用空闲码头提供代接卸服务，实现以利润为导向的“一气多销”模式，提升天 然气业务稳定盈利能力。 从海内外历史价差来看，2017-2020 年，国内价格高于海外，内销利润空间为正，尤 其在 2019-2020 年期间，内销利润维持在 1000-2000 元/吨，期间公司精准采取内销+ 接卸模式，实现天然气业务利润最大化；2021 年以来，海外气价上涨明显，内销利 润快速转负，海内外倒挂现象不断加剧，于 2022 年 8 月达到巅峰，海外价格约高出 14000 元/吨，此时公司选择转口贸易+代理接卸，充分利用了成本优势，全面提升天 然气业务的盈利水平。当前来看，海外价格仍高于国内，预计公司将持续进行转口 贸易，以实现利润最大化。

公司天然气业务营收快速提升。充分受益天然气业务规模扩张及业务模式多元发展， 公司天然气业务自 2017 年以来营收实现持续增长，2022 年达到 344.63 亿元， 2017-2022年 CAGR为+52.8%，天然气业务毛利保持同步上涨，2022年毛利实现71.92 亿元，同比上涨 92.7%。今年以来天然气业务收入持续攀升，2023 年上半年实现营收 217 亿元，同比增长 100%。 从国际贸易子公司盈利来看，2022 年盈利提升十分显著，实现 30.1 亿元，同比上涨 300.5%。2023 年上半年，海外气价缩窄，子公司盈利有所回落，上半年实现 10.8 亿 元，同比下降 7.3%。

3.2、 全球供需整体紧张格局有所缓解，当前主要矛盾在 局部供应失衡

近年来全球天然气供需维持紧平衡，2022 年呈现“总体略宽松、局部失衡严重”特 征。据 EI 数据，近十年来全球天然气供需缺口较小，多数年份缺口分布在 100-300亿方之间（供给-需求），其中 2019-2021 年平均缺口约为 256 亿方，且缺口呈持续缩 小态势，2022 年受欧洲、CIS 地区需求回落以及俄乌冲突下俄罗斯管道气中断等影 响，全球天然气供需双弱，格局略趋宽松，其中全球实现供给总量 40438 亿方，同 比下降 0.2%，需求总量为 39413 亿方，同比下降 3.1%。 近三年全球天然气资本开支不足，产能提升空间有限。据 IEA 数据，2020-2022 年 全球天然气平均资本开支为 2490 亿美元，低于 2015-2019 年资本开支水平。其中， 2022 年全球天然气资本开支为 2720 亿美元，同比增长 8.1%，仍未达到 2019 年以前 水平，仅为 2015 年水平（3510 亿美元）的 77.5%，资本开支不足也反映出未来天然 气产能提升空间有限。

2023 年全球天然气液化装置产能增长有限，增长主要集中在 2025 年及以后。2023 年，全球天然气液化装置新增产能分别为 Greater Tortue Ahmeyim Phase 1 项目以及 Tangguh LNG Train III 项目，我们预计合计新增液化能力为 108 亿方/年，低于 2022 年的 276 亿方/年。未来液化装置新增产能主要集中在 2025 年及以后，其中，2024 年预计新增液化产能约为 346 亿方/年，而 2025 年及以后新增液化产能合计达到 807 亿方/年；分国别看，液化装置新增产能主要集中在美国以及俄罗斯，在 2022-2027 年期间，美国和俄罗斯新增液化装置产能分别约为 620 亿方/年以及 210 亿方/年。 综合来看，据 EIA 预测，考虑到美国自由港液化能力恢复，2023 年美国液化天然气 出口量预计平均可达到 121 亿立方英尺/天，同比上涨 14%（约合 1251.1 亿方/年， 同比增加 153.6 亿方），再结合 2023 年新增液化装置产能的释放，预计全年全球实际 液化产能增加额将大于液化装置产能的增长。据 IEA 数据，2023 年全球液化天然气 供应能力或将增加 230 亿方/年。

近年来天然气主要生产地区产量呈上涨趋势。据 EI 数据，2016 年以来全球天然气产 量主要集中在北美、中亚以及中东地区，产量分别从 2016 年的 936.0、755.1 以及 624.3 Bcm提升至2022年的1203.9、805.9以及721.3 Bcm，2016-2022年CAGR分别为+4.3%、 +1.1%和+2.4%,其中产量增长最为明显的是北美地区。2022 年，北美、中亚以及中东 地区产量分别占全球产量的 29.8%、19.9%以及 17.8%，同比分别变动+1.3%、-2.1% 以及+0.4%。

近年来多数区域天然气需求保持增长，2022 年有所回落，主要地区北美、亚太及欧 洲需求涨跌不一。据 EI 数据，2016 年以来，北美以及亚太地区需求量分别从 2016 年的 937.3、733.5 Bcm 提升至 2022 年的 1099.4、907.1 Bcm，2016-2022 年 CAGR 分别为+2.7%、+3.6%，整体保持增长态势；其中 2022 年，北美、亚太地区需求量分 别同比变动+4.7%、-2.3%，分别占全球需求量的 27.9%、23.0%。 欧洲地区为全球天然气的重要市场，在 2016-2021 年期间内，需求整体保持上涨， CAGR+1.3%，但在 2022 年受高气价影响，需求有所下降，全年实现 498.8 Bcm，同 比下降 13.0%，在全球市场的比重也从 2021 年的 14.1%下降至 12.7%，同比下降 1.4pct。

2022 年全球天然气供需格局呈现“总体略宽松、局部失衡严重”特征。受欧洲地区 天然气地缘风险持续增加影响，2022 年俄罗斯通往欧洲的“北溪 2 号”天然气管道 投产搁浅、“北溪 1 号”管道因 9 月底在波罗的海海域爆炸而无限期停供。而欧洲正 处于本土能源生产“去化石能源”转型的关键时期，当进口管道气供应稳定性出现 显著下降后，欧洲为弥补俄罗斯管道气量的缺口，以高溢价吸引全球 LNG 资源加速 流向欧洲，由此引发局部失衡。 据 EI 数据，2022 年欧洲地区进口俄罗斯管道气从 2021 年的 166.7 Bcm 减少至 85.4 Bcm，同比减少 48.8%，接近一半。为满足其天然气需求，欧洲在全球范围抢夺 LNG 资源加大 LNG 进口，2022 年实现 LNG 进口 170.2 Bcm，同比增长 58.7%，由此全 球天然气市场出现区域性供需失衡，这也推升了全球气价的大幅上涨。TTF 现货价 从 2022 年 6 月的 25 美元/百万英热快速提升至 8 月底的 90+美元/百万英热，JKM 也 出现同样涨幅。

3.3、 2023 年供给端扰动是推升气价回升的主旋律

今年 6 月份以来多次供给冲击推升气价回升，供给扰动成为今年国际市场波动主旋 律： 1 月-5 月，市场供给改善，消费需求相对不足，气价回落； 6 月，挪威 Nyhamna 加工厂和 OrmenLange、AastaHansteen 两大气田将减产截止时 间，从 6 月下旬延长至 7 月中旬（其中 Nyhamna 加工厂减产持续时间仍不确定）， 导致产量分别下降 79.8Mcm/天、24.2Mcm/天以及 25.8Mcm/天，合计 129.8Mcm/天； 荷兰方面：据财联社信息，荷兰政府将于 10 月永久关闭格罗宁根气田，因为多年来 大量开采天然气，严重破坏了矿床上方的土地稳定，导致该地区地震频发。荷兰格 罗宁根气田是欧盟最大的气田，储量约 4500 亿立方米（相当于欧洲自俄罗斯年进口 量的 3 倍左右），据路透社预计，格罗宁根气田 2023 年产量仅为 28 亿方（2022 年产 量 45 亿方），约占 2021 年荷兰天然气产量的 15.5%，占 2021 年欧洲自产气总量的 1.3%；

8 月，雪佛龙和伍德赛德能源集团澳大利亚工厂的工人投票决定罢工，据财联社信息， 截至 8 月 15 日，工会代表未能就员工薪资问题与工厂达成协议。两家公司在当地共 有三个 LNG 工厂，合计约占全球 10%的 LNG 出口量，而欧盟作为全球 LNG 最大买 家（ 2022 年进口 LNG 约 1.01 亿吨），对澳洲供应端风险的担忧，也推升欧洲 TTF 价格短时间内骤升； 10 月，（1）澳洲雪佛龙工厂再次罢工；（2）巴以冲突。当地时间 10 月 7 日，巴勒斯 坦伊斯兰抵抗运动组织哈马斯宣布对以色列采取军事行动，巴以冲突由此爆发。截 至 9 日晚，以色利宣布全面封锁巴勒斯坦的加沙地带。出于安全考虑，以色列已指 示雪佛龙公司关闭 Tamar 天然气生产平台，该平台的天然气产量每天约为 710-850 万立方米，2022 年产量为 102 亿方，全国总产量为 219 亿方，主要出口至埃及。据 金联创分析，此次冲突对全球 LNG 市场影响较小，因为当前埃及 LNG 出口能力仅 为 1220 万吨/年（2023 年预计出口量为 750 万吨，约 107 亿方，仅为欧洲天然气全 部来源供应量的 2.5%，金联创数据）。

未来展望：

美国市场：四季度供需偏紧下价格预计震荡上行

今年以来美国市场供需双强，天然气价格保持中位震荡运行。展望四季度，供给方 面，天然气钻机数量从 5 月以来持续下降，预计未来或将对生产形成制约；需求方 面，冬季供暖季来临在即需求或将提升，预计四季度价格保持中位震荡偏强运行。

欧洲市场：需求偏弱，价格更多反映供给端风险溢价

今年以来，欧洲 TTF 价格保持在中位水平震荡，价格反弹多来源于供给端冲击，例 如挪威气田关闭及管道检修、澳洲停产预期、巴以冲突等。 基本面方面，需求方面，受宏观经济数据维持弱势拖累，欧洲地区天然气需求同比 呈现弱势，无论是居民用气、工业用气还是发电用气，均处于历史的相对低位；供 给端方面，自产气供应波动大，今年以来挪威管道的频繁检修，导致挪威供应量在 年内出现多次较大波动，而荷兰产量处于历史低位。进口气方面，当前北溪管道仍 处于无限期停供状态，俄罗斯管道气出口量维持低位，北非、阿塞拜疆进口气量保 持正常水平，而为提前完成补库需求，欧洲在上半年加大了 LNG 进口，LNG 实际 进口量为历史高位，5 月以来，随着库存逐渐接近目标水平，进口量有所下降，当前 处于历史中位水平。

展望四季度，当前欧洲库存已经达到目标水平，截至 11 月 4 日，欧盟国家天然气库 存量绝对值为 1134.6 TWh，库存水平达到 99.6%，同时欧洲今年迎来异常温暖的 10 月，供暖季开始时间有所推迟，以德国为例，当地温暖天气或将持续至 10 月 20 日， 预计四季度欧洲地区整体用气需求将受到部分拖累，但未来冬储需求旺季来临在即， 需求端仍有望支撑气价。供给方面，10 月 30 日雪佛龙发表声明，澳大利亚 Gorgon 和 Wheatstone 液化天然气出口设施的大多数员工投票支持薪酬协议，这意味着罢工 事件暂时告一段落。 考虑到供需偏弱，预计四季度天然气价格震荡为主，中枢或有所回落。虽然澳洲天 然气工厂罢工风险暂时消除，但此次澳洲罢工以及巴以冲突等事件，更多反映的是 供给端可能存在冲击，供给风险或将重新被市场进行计价，也打开了气价的上涨空 间，未来应持续关注。

4、 煤化工业务：产量仍具增长空间，四季度受益国 际油价高位业务盈利预计改善

公司煤化工业务主要包括 LNG、甲醇、提质煤、煤焦油、乙二醇、煤焦油加氢等。 其中，新能源公司主要生产煤制 LNG 和甲醇，其权益产能分别为 6.9 亿方/年和 118.8 万吨/年（截至 2023 年 6 月，下同）；清洁炼化公司主要生产提质煤和煤焦油，权益 产能分别为 510 万吨/年和 100 万吨/年；哈密环保科技公司主要生产乙二醇，权益产 能为 38 万吨/年；信汇峡公司主要从事煤焦油加氢，权益产能为 20.4 万吨/年；陆友 硫化工公司主要二甲基二硫和二甲基亚飒，权益产能分别为 2.6 万吨/年和 0.7 万吨/ 年。 部分煤化工产品使用自有煤炭资源，成本优势明显。公司 1000 万吨/年煤炭分级提 质清洁利用项目，以公司自有白石湖露天煤矿煤炭产品为原料，主要生产工艺是对 块煤进行分级提质、综合利用，建立“煤-化-油”的生产模式，即块煤经过干馏生产 提质煤和煤焦油。其副产荒煤气一是用作信汇峡公司投建的煤焦油加氢项目的制氢 气源；二是用作哈密环保“荒煤气综合利用年产 40 万吨乙二醇项目”生产乙二醇， 实现资源综合利用，煤化工业务部分产品实现上下游一体化，成本优势明显。 主要煤化工产品生产稳定。2019-2022 年期间，甲醇、煤基油品生产保持稳定，甲醇 维持在 110 万吨左右，煤基油品维持在 50-60 万吨区间内。今年上半年公司开展为期 20 天年度检修，导致甲醇产量有所下滑，2023 年前三季度实现产量 69.6 万吨，同比 下降 15.8%，销量实现 150.1 万吨，同比上涨 85.0%；同期煤焦油产量实现 49.7 万吨， 同比增长 11.6%，销量为 50.3 万吨，同比上涨 7.3%。

乙二醇产能仍在爬坡。公司乙二醇项目于 2022 年 6 月投产转固，产能约在 40 万吨/ 年，2022 年产量为 10.1 万吨，2023 年上半年产量为 4.9 万吨，预计未来产量将逐步 提升。 斋桑油气项目开发稳步推进，未来有望为盈利贡献新增长点。公司正在积极推进哈 萨克斯坦斋桑油气田的开发，该油田的原油 C1+C2 级地质储量为 25,866.70 万吨， C3 级地质储量为 37409.18 万吨，三级储量合计 63275.88 万吨。公司计划于年内部 署 3-5 口勘探井，对老油井采用“氮气加气溶胶”工艺进行优化，同时也在努力推 进原油进口非国营手续的办理和国内销售流程的落地，以便于后续的规模化开采和 销售。斋桑油气田正在逐步由天然气开采向原油开采为主过渡，公司计划将斋桑油 气田开发到百万吨规模。截至 10 月 13 日，新钻井的地质设计及工程设计已完成， 政府备案工作也已完成，未来有望为煤化工板块贡献新盈利增长点。 近年来公司煤化工业务盈利提升明显。公司煤化工业务营收从 2020 年的 22.1 亿元 提升至 2022 年的 87.7 亿元，2023 年上半年增长态势延续，公司煤化工业务营收实现 60.0 亿元，同比上涨 62.8%。毛利方面，与营收同步增长，2022 年煤化工板块毛 利润已经达到 30.5 亿元，同比增长 45.9%，毛利率达到 34.7%。

国际油价三季度以来走强，以煤炭为原料的煤化工产品成本优势相对凸显。煤化工 行业和石油化工行业的部分产品有一定重合，例如公司生产的乙二醇，其生产工艺 主要可分为石油制路线和煤制路线。2023 年三季度以来，国际油价持续震荡走强， 以石油为原料的化工产品成本持续走高，推升价格同样呈现震荡上行趋势。此时， 以煤炭为原料的煤化工的产品成本优势在油价走强的情况下相对凸显，盈利也将会 出现改善。若四季度油价维持高位，公司煤化工盈利预计有不错表现。

（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。）