2023年广汇能源研究报告：新疆民营能源巨头，煤、气、油核心资源快速扩张

公司概况：同时布局煤、油、气的民营巨头，发展战略明确

公司是国内目前唯一同时具有煤、油、气三种资源的民营企业

公司成立于 1994 年，前身为新疆广汇实业股份有限公司。2000 年于A 股上市，2002 年开始进行产业结构调整，正式进入液化天然气领域；2012 年剥离了石材、塑钢门窗等非能源业务，成功转型为专业化的能源开发上市公司。公司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。

地处新疆，公司依托丰富的天然气、煤炭和石油资源，建成了以液化天然气（LNG）、煤炭、甲醇、煤焦油、乙二醇为主要产品，以煤化工产业链为核心，以能源物流为支撑的综合能源产业体系。广汇能源依托丰富的资源优势，现已初步形成天然气、煤炭、煤化工、清洁能源、碳捕集与利用协同发展的五大产业格局，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。

以长期可持续发展为目标，战略布局新型能源

2020 年公司成功转型为专业化能源开发上市公司，2021 年始在我国“碳达峰、碳中和”的战略背景下，依托公司资深特点，结合新疆区位优势，公司积极推进以“绿色革命”为主题的第二次战略转型升级，围绕现有产业发展格局，集中优势力量，实施“一二三四”战略：以天然气业务为主业，平衡发展煤炭和煤化工两个板块，加快实现成为全球领先的二氧化碳捕集封存（CCUS）及驱油企业、国内领先的氢能源全产业发展企业及传统化石能源与新型能源相结合的能源综合开发企业。

公司股权结构清晰稳定，员工持股计划+高分红凸显投资价值

公司股权结构清晰，实控人深耕实业。截止至 2023 年9 月，公司控股股东为新疆广汇实业投资（集团）有限责任公司，持有 34.23%的股份；公司实控人为孙广信，现任新疆广汇实业投资（集团）有限责任公司董事长，孙广信先生自1989年创办新疆广汇实业集团前身，投身实业，经验丰富。广汇实业投资（集团）有限责任公司现为“世界 500 强”企业集团，经过三十多年的发展，广汇实业投资（集团）有限公司形成了“能源开发、汽车服务、现代物流、置业服务”等四大产业并进的发展格局。

2022 年公司公布了员工持股计划，拟授予 198 名员工4548.75 万股回购股份，转让价格为回购成本 2.84 元/股。本期员工持股计划的考核年度为2022-2024年三个会计年度，每个会计年度考核一次。以 2021 年度经审计归属于上市公司股东的净利润作为初始基数。当 2023 年及 2024 年归母净利润分别不低于150 亿元及200亿元时触发解锁条件，较此前员工持股计划相比，本次考核目标显著提高，彰显管理层信心。

2017 年以来，随着公司产能不断建成，公司经营性现金流不断上升。2022年得益于资源价格上涨，公司经营性现金流达到 101.46 亿元，现金流十分充沛；与此同时公司资产负债率明显下降，资产负债结构愈发健康，为公司未来分红奠定了坚实基础。2022 年公司发布了《关于提高公司未来三年（2022-2024）年度现金分红比例的公告》，公告中公司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)。以 2023 年 11 月30 日广汇收盘价7.26元计，股息率高达 9.64%。员工持股计划及大比例分红体现了公司对未来发展的确定性，也体现了公司长期投资价值。

能源景气度维持高位，公司业绩不断提升

公司业绩与大宗商品价格关联度较高，2021 年以来营收增速可观。2017年始，我国进行供给侧改革，能源品价格开始上行，带动公司业绩提升。但随后由于2018-2020 年大宗商品周期下行，公司煤化工产品盈利有所下滑导致盈利有所下滑。2021-2022 年能源品价格大幅提升，叠加公司各项业务持续扩张，带动公司业绩大幅提升。2023 年前三季度由于能源价格回调，公司归母净利润同比减少42.27%，但公司以量补价，煤炭产量、天然气贸易量持续提升，公司营收同比增长 32.97%。

天然气、煤炭和煤化工贡献公司主要营收。2022 年三大板块分别贡献营收为344.63、152.18 和 87.73 亿元，合计占比 98.39%；毛利分别为71.92、67.27和30.48 亿元，合计占比 97.14%。天然气板块方面公司启东LNG 接收站储罐建设稳扎稳打，5#20 万 m³储罐 2022 年 10 月投入使用，6#LNG20 万m³储罐2023年底前有望投入使用，最终在 2025 年前周转能力提升至 1000 万吨/年。伴随储存能力的提升，公司 LNG 接卸和周转能力大幅提高，天然气板块业绩提升确定性较强。煤炭板块，公司在产的白石湖煤矿于 2022 年 12 月核增产能至1800 万吨/年，当前具备 2000 万吨/年的生产能力。在建的马朗煤矿将于2025 年达到2500 万吨产能，煤质优良，根据公司三季报，2023 年 9 月 21 日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，环评报告受理单已报送至生态环境部，正在审批中，目前项目配套设施建设已基本完成，具备随时生产加工煤炭条件。东部矿区的建设也在稳步推进，预计未来能达到2000万吨/年产能。煤化工板块，装置高效运行，自产原料煤显著降低成本，产品价格与国际油价相关度较高，在高油价背景下，煤化工板块有望保持稳健运营。

公司管理水平不断提高，各项费率不断下降。公司三项期间费用率自2016年开始大幅下降。2023 年前三季度销售费用率仅为 0.40%，管理费用为1.47%，财务费用为 1.67%，体现出公司出色的管理能力。公司作为传统能源生产企业，主要重点为保证生产正常进行，研发需求相对较少，多为生产过程中的改进创新，采用职工兼职研发的模式，在保证正常生产的同时可兼顾研发，公司研发费用较为适度。公司毛利率和净利率波动较大，主要与能源价格波动相关，今年能源价格回调、天然气价差缩窄，一定程度上影响了公司盈利情况。

煤炭：产能释放叠加外运能力提升，业绩有望快速提升

煤炭能源基石位置不变，新疆煤炭资源开发前景良好

我国“富煤、缺油、少气”的能源结构决定了煤炭依然是我国最重要的一次能源。根据 2022 年我国能源消费结构看，煤炭消费量达到44.1 亿吨，占比达到56.20%；供应端来看，能源主管部门通过加快煤矿建设项目核准速度，新增产能6200万吨/年，我国全年生产原煤 45.6 亿吨，同比增长 10.52%。煤炭工业“十四五”高质量发展指导意见指出到 2025 年，煤炭产能 45 亿吨左右，煤炭产量41 亿吨左右，煤炭消费量 42 亿吨左右；通过加快大型现代化煤矿建设，做好煤矿技术改造、开续推进安全高效现代化煤矿建设，计划到 2025 年我国煤矿数量将控制在4000处左右，大型煤矿产量占 85%以上，大型煤炭基地产量占97%以上。

近年来内地煤炭资源面临枯竭，产量面临下滑压力。而新疆随着国内诸多企业积极参与煤炭开发项目，投建了一批千万吨级煤矿，新疆煤炭产能开始逐步释放。2018-2022 年间新疆原煤产量从 2018 年的 1.90 亿吨增长到2022 年的4.13亿吨，年均复合增速达 15.36%，新疆原煤产量占全国原煤总产量的比重由2018年的5.37%提高到 2022 年的 9.18%，成为全国第四大产煤省区，2022 年新疆产量增速达 28.60%，远超其余产煤大省。

新疆地域辽阔，煤炭资源丰富，煤炭资源查明保有储量3915亿吨，占全国的24.5%，煤炭远景储量 2.19 万亿吨，约占全国资源总量的40%。新疆煤炭资源极其丰富，主要分布在准噶尔盆地及周边的准东煤田，吐鲁番－哈密盆地的吐哈煤田，伊犁盆地的伊犁煤田，塔里木盆地北缘的库拜煤田。2022 年5 月，新疆维吾尔自治区人民政府印发的《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》指出“十四五”时期，新疆全面将加快推进国家给予新疆“十四五”新增产能 1.6 亿吨/年煤矿项目建设，充分释放煤炭先进优质产能，力争2025年全疆煤炭产量达 4 亿吨以上，新疆煤炭产业发展前景广阔。

新疆煤电、煤化工不断发展，煤炭消费量不断增加

新疆煤炭消费主要集中在煤电和煤化工领域，合计消费量占煤炭消费量的70%以上。2014 年 12 月 3 日，国务院办公厅印发《能源发展战略行动计（2014-2020年）》中计划推进建设 9 个千万瓦级大型煤电基地，其中新疆哈密、准东两大煤电基地入选。目前新疆已经拥有四条外送电通道，有利保证了东部地区的能源安全。新疆作为我国重要能源基地，电力行业快速发展，2015-2022 年新疆火电装机容量从 3768 万 kW 增长到 5858.6 万 kW。新疆火力发电量及发电用煤炭量也保持高速增长。2010 年为疆电外送元年，随着特高压输电工程的不断建成投运，“疆电外送”规模不断增长，2022 年新疆全年累计外送电量1257 亿kWh。目前新疆已经建成四条特高压输电线路，哈密北-重庆±800kV 直流输电工程建成后，预计每年可增加 400 亿千万 kWh。

新疆维吾尔自治区地处我国西北内陆，远离东部煤炭消费区，受制于超长的运输距离，其煤炭资源无法有效发挥价值，就地转化为高附加值、便于运输的能源化工产品向东部输送，可有效发挥其资源价值。作为丝绸之路经济带核心区以及实施西部大开发战略的重点地区，国家在政策层面大力支持新疆经济社会高质量发展和“三基地一通道”建设，加快推进大型煤炭、煤电、煤化工基地等建设。在国家层面明确提出，要做好煤制油气战略基地规划布局和管控，推动现代煤化工产业示范、技术升级及化工新材料等高端产品发展；并稳妥推进内蒙古鄂尔多斯、陕西榆林、山西晋北、新疆准东、新疆哈密等煤制油气战略基地建设。自治区政府在加快推进现代煤化工产业发展的同时，重点推进准东国家现代煤化工产业示范区、哈密新型综合能源基地和现代煤化工产业示范区建设，将准东、哈密经济开发区打造成为优势能源有效利用示范区，推动煤炭从燃料转为原料的高效清洁利用。 十三五”期间，新疆构建了以煤制天然气、煤制烯烃、煤炭分级分质利用等为主的现代煤化工产业发展格局。截至 2020 年底，新疆煤制天然气产能达33.75亿立方米/年，占全国 66%；煤制 1,4-丁二醇产能达 50 万吨/年，占全国28%。

“十四五”时期，新疆将继续推动现代煤化工产业绿色、低碳高质量发展，重点发展准东、哈密地区的煤制油、煤制气、煤制烯烃、煤炭分质综合利用、煤制乙二醇等现代煤化工产业及下游延伸产业；其他地区重点实施产业升级改造，实施延链、补链项目，补强产业链及下游延伸产业；强化技术和装备创新，持续推动现代煤化工产业低碳、清洁、高效、可持续发展。

西北、西南煤炭缺口日益增加，疆煤外运是弥补缺口重要来源

随着我国中东部煤炭资源枯竭和产能的退出，我国煤炭布局不断西移，新疆煤炭产量快速提升，目前成为我国第四大产煤省份。随着国家“西煤东运”战略实施的深入，新疆煤炭外运量不断提升，2022 年新疆铁路原煤调出量达5521.4万吨，经不完全统计 2022 年疆煤外运超 8000 万吨。2023 年上半年新疆煤炭运输量继续上升，达 6274 万吨，随着疆煤“一主两翼”通道运力提升，全年力争疆煤外运8800 万吨。

目前甘肃省特别是河西走廊地区是疆煤外运最稳定和成熟的市场，宁夏区发展潜力巨大，西南地区的市场也有较大的发展空间。2021 年经铁路出疆煤中，到达西北地区甘肃、宁夏和青海三省总量为 2174 万吨，占出疆总量的59%，到达西南地区重庆、四川、贵州和云南四省市为 1231 万吨，占出疆总量的33%其余去往中东部地区仅占 7%。 甘肃省：随着河西走廊各地区承载东部地区产业转移规模扩大，以及在酒泉至湖南特高压输电项目建成后，为实现以风电和太阳能新能源外送为主而配置的稳峰火电厂煤炭消耗量将逐步增加，该区域煤炭消费量仍将呈稳定增长态势，成为促进疆煤外运规模不断扩大的核心要素。 宁夏：宁夏自治区是我国重要的能源化工基地。受区内资源逐渐枯竭影响，全区煤炭产能快速下降，自 2015 年起已成为煤炭净调入省份。在相继布局大批西电东送电源项目，以及宁东化工基地煤炭转化等相关产业快速发展的共同作用下，区内煤炭供需矛盾不断加剧，特别是动力煤缺口快速增长。预计全区煤炭缺口将进一步扩大至近 1 亿吨左右。 西南地区：受资源衰减、国家宏观政策调控和环境等因素约束，西南地区煤炭产量快速下降，区内各省市均为煤炭净调入省份，区外调入量不断增加，为疆煤持续拓展本地区市场创造有利条件。

“一主两翼”铁路建设，疆煤外运渠道通畅

“疆煤外运”已成为新疆煤炭工业发展战略的重要组成部分。作为疆煤外运的主要方式，铁路通道包括中通道、北通道南通道，呈现“一主两翼”格局，现有合计货物运输能力 1.02 亿吨/年（其中煤炭运输能力4000 万吨/年）。其中，“一主”是中通道，由兰新铁路、 陇海铁路、兰渝铁路构成，现有运输能力约1亿吨。两翼分别是北通道和南通道：北通道由乌鲁木齐—将军庙铁路、淖毛湖—将军庙铁路（计划 2023 年建成）、临河—哈密铁路构成，现有运输能力1400 万吨；南通道由南疆铁路、格尔木—库尔勒铁路、青藏线西宁—格尔木段、兰青铁路西宁—兰州段、兰渝铁路以及格尔木至成都铁路（尚未列入“十四五”规划）构成，现有运输能力 1300 万吨。2021 年，疆煤外运量完成4100 万吨，占全疆煤炭产量的 12%，出疆煤中铁路外运 3687 万吨，占比 90%，其余为公路运输。通过充分挖掘既有线路运输潜力，推进铁路规划项目建设等手段可有效提高疆煤外运能力，提高疆煤辐射范围。

自建淖柳公路、红淖铁路及相关物流中转基地，降低运输和仓储成本，具备较强竞争优势

红淖铁路：全线长 435.6 公里，西端在白石湖南站与将淖铁路相接，东端在甘肃红柳河站与兰新铁路相接实现出疆。期间在镜儿井北站与临哈铁路柔远站交接，即将实现与临哈铁路贯通，成为同时连通出疆“主通道”和“北翼通道”的关键线路。红淖铁路当期设计运能为年 3950 万吨，目前正在进行电气化改造，改造完成后，红淖铁路年运能可达到 6000-8000 万吨；后续再通过复线建设等增产扩能措施，最终形成 1.5 亿吨年货运能力。为避免同业竞争，2022 年7 月公司将持有红淖铁路股权出售给关联公司广汇物流，但不会影响公司煤炭外运与正常经营。

淖柳公路：公路于 2010 年通车，淖柳矿用公路全长409 公里，西起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。在淖柳公路通车前，哈密煤田煤炭进入河西走廊是通过哈密进入兰新铁路，淖柳公路通车后运距缩短了 240 公里，运输成本大大降低。由于公路运费较铁路运费高，目前公司首选铁路运输煤炭。

公司关联公司广汇物流积极利用综合能源物流基地实现业务延伸，与公司实现协同发展。 各基地具体情况如下： 广元综合能源物流基地：2022 年 8 月，广汇物流在广元经济技术开发区空港物流产业园设立广元广汇宏信物流发展有限公司，主要从事铁路专用线及煤炭仓储建设、运营业务，通过“疆煤入川”填补川渝地区煤炭需求缺口。柳沟综合能源物流基地：2022 年 9 月，广汇物流全资子公司四川汇晟与广汇能源全资子公司瓜州物流签订《资产租赁协议》，租赁瓜州物流柳沟物流园的相关资产并进行运营。2023 年 3 月，公司设立瓜州汇陇物流有限公司，开展铁路运输及煤炭、煤制品、煤化工产品的仓储、装卸、抑尘等服务项目。宁东综合能源物流基地：2023 年 2 月，广汇物流在宁夏宁东能源化工基地设立广汇宁夏煤炭储配有限责任公司，主要从事铁路运输、煤炭掺配加工等业务，实施“疆煤外运”战略，填补宁夏地区用煤需求缺口。甘肃明水能源物流基地：2023 年 7 月，广汇物流在甘肃酒泉市肃北蒙古自治县设立甘肃广汇疆煤物流有限公司，主要从事铁路运输、道路货物运输、煤炭掺配加工、仓储服务等业务，为甘肃酒泉市肃北蒙古自治县马鬃山地区煤炭集散发运提供服务，经临哈铁路辐射至甘肃、宁夏及 冀中原等地区，调节季节差异及市场需求。

公司煤炭资源丰富，产能增量大

公司煤炭增量空间巨大。公司煤炭资源主要集中在白石湖矿区、马朗矿区和东部矿区，总资源量为 65.96 亿吨，可采储量为 59.49 亿吨，均处于新疆哈密伊吾县淖毛湖周边，主要为露天煤矿，机械化程度高，开采成本较低。目前有白石湖煤矿在产，具备 2000 万吨/年产能；马朗煤矿有望在2023 年四季度试生产；东部矿区有望在 2025 年释放产量，2025 年底公司煤炭总产能有望达到7500 万吨。

白石湖煤矿：白石湖矿区资源储量 17.73 亿吨，煤炭热值在5000-5500 大卡，2022年底，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，所产煤炭主要用于公司煤化工项目及部分外售动力煤。 马朗矿区：马朗矿区资源储量 18.09 亿吨，煤炭热值在6200-6500 大卡，为优质无烟煤，主要作为化工原料。马朗一号煤矿规划产能为1500 万吨/年，远期规划产能目标为 2500 万吨。马朗煤矿目前所有生产准备工作已经完成，取得相应手续后将立即进入试生产状态。 东部矿区：东部矿区资源储量 30.15 亿吨，煤炭热值在5300-5500 大卡。规划设计产能 2000 万吨，预计 2025 年释放产量。产品计划全部供应哈密北特高压发电输电园区的电力企业使用。

在产煤矿区域及成本优势显著。公司在产煤矿地处哈密煤田，较其他三个煤田距疆外市场更近，外运竞争力优于其他煤田。且公司煤矿均为露天开发，开发成本较低。马朗煤矿在建设过程中即有工程煤产出，覆盖部分建设成本，且马朗矿区煤炭热值在 6000 大卡以上，较白石湖矿矿区煤炭平均热值高近1000 大卡，销售价格预期较白石湖矿区煤炭高 20%。 公司煤炭产量持续增长。2022 年原煤产量 2044.64 万吨，提质煤产量361.66万吨，2023 年前三季度原煤产量 1630.52 万吨，同比增长12.9%；提质煤产量312.05万吨，同比增长 21.19%。随着马朗煤矿的投产，公司煤炭产量有望继续实现高速增长。

近两年伴随煤炭供给侧改革进一步强化，落后产能不断退出，煤炭进口也受到国际局势影响，煤炭价格进入上升通道。2022 年哈密6000 大卡动力煤坑口价长期维持在 810 元/吨。俄乌冲突以来，能源价格持续处于高位，在油价、气价处于历史高位的当下，煤炭价格难有大幅下降的基础，2023 年11 月24 日，哈密6000大卡动力煤报价 640 元/吨。2022 年公司煤炭板块销售收入达152.17 亿元，2023年上半年煤炭销售收入为 72.21 亿元，同比增速达17.3%。伴随着公司马朗煤矿产能即将释放，公司煤炭板块业绩有望迎来显著提升。

天然气：多种低价气源保证供应，稀缺接收站资源助力贸易量增长

“自产+贸易”优势明显，伴随高景气度业绩快速增长

公司天然气板块业务主要包含自产和贸易两部分。自产气主要有两个来源：一是吉木乃 LNG 工厂通过天然气经深冷处理后生产出 LNG；二是哈密煤化工项目以煤炭为原料，经碎煤气化加压使煤转化为天然气，再通过液化处理形成煤制LNG产品；贸易主要是依托江苏启东 LNG 接收站项目，通过海外贸易，引进海外LNG资源，进行LNG 销售，通过贸易价差，实现利润。

公司煤制 LNG 保持稳定生产，吉木乃工厂生产 LNG 逐渐停滞。得益于公司LNG新建储罐不断建成投产，公司 LNG 周转能力快速提高，公司外购LNG 销量快速增长。2022 年公司天然气销量 66.3 亿 m³，同比增长 45.2%；营业收入344.63 亿元，同比增加 190.7%，2023 年前三季度 LNG 销量 64.9 亿m³，同比增长65.62%。

自产气方面：煤制气项目运行稳定，鄯善项目整装待发

煤制 LNG 项目满产满销，吉木乃、鄯善项目可期。在自有气方面，依托自有加气站及民用管网，公司建立了完善的销售网络，一部分气源通过槽车将LNG自工厂运输至各站点，根据不同需求，实现 LNG 加注、CNG 加注以及民用；一部分气源实现市场化销售。 哈密煤制气项目：新能源公司推行内部市场化管理模式，提升精细化管理水平，实行“一炉一策”，制定单炉运行管控方案，严控开车过程，精准判断运行工况，最大限度挖掘装置潜能，2022 年实现 LNG 产量 7.24 亿m³（合计51.74 万吨）。吉木乃工厂：项目天然气源来自公司控制的 TBM 公司拥有的位于哈萨克斯坦的斋桑油气田，天然气通过管道运送至工厂，经加工后生产出LNG，由于斋桑油田保供当地用气原因，2023 年吉木乃工厂没有 LNG 产出。鄯善项目：LNG 产能约 5 亿 m³/年，目前处于停产状态。此项目已经纳入乌鲁木齐政府天然气调峰储备项目，装置改造已经完成，待有合适气源后即可投入生产。

外购气方面：储罐周转量大幅提升，长协低价气奠定利润基础

在外购气方面，公司采用“2+3”运营模式。“2”即指两种输气方式，主要包括液进液出与液进气出。其中：液进液出方式主要是通过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；液进气出方式主要是通过将LNG 气化还原后进入管道。随着启通天然气管线项目以及公司 LNG 气化装置投入运行，在现有LNG 液进液出业务量的基础上增加液进气出周转量，实现气化天然气通过管网向各燃气公司、电厂等供气。“3”指三种盈利模式，主要包括境内贸易、接卸服务及国际贸易公司，公司通过精准把握国际与国内市场动态，国际贸易“量、价、利”同增，实现公司利润最大化。 进口 LNG 逐步增长，接收站成为开展 LNG 业务重要基础设置。目前我国天然气消费处在快速发展期，预计 2030 年天然气消费量将达到6000 亿立方米左右，而我国自产天然气远远不能满足自身消费需求，增加天然气进口量成为必然选择。东南沿海省市，经济较为发达，天然气缺口较大，进口LNG 成为重要气源。目前国内已建成 LNG 接收站 27 座，总接收能力超过 1.2 亿吨/年，形成环渤海、长三角、东南沿海三大 LNG 接收站群，其中国家油气管网接收能力占比22%，中国海油接收能力占比 21%，中国石油接收能力占比 18%，中国石化接收能力占比15%。随着政策放开，民营企业经核准后可以投资 LNG 接收站，且政策对LNG 接收站有公平准入的要求，这极大的激活了资本对于 LNG 接收站建设的关注，目前我国仅有广汇能源、九丰能源和新奥股份三家民营企业建设有LNG 接收站。

LNG 接收站属于核心稀缺资源，目前达多数 LNG 接收站掌握在“三桶油”手中。公司掌握 LNG 贸易的关键设施与紧缺资源，通过不断新建储罐，周转能力不断扩张。启东接收一期项目于 2017 年投产运行，设计周转量为60 万吨。次年二期项目投产，设计周转能力达 115 万吨/年。2020 年三期项目投产，设计周转能力提升至 300 万吨/年。2022 年 10 月，四期项目开始试运营，设计周转能力达500万吨/年。预计 2025 年完成全部规划项目后，启东 LNG 接收站将拥有1000万吨的LNG 接收能力。接收站配套泊位 2#泊位正在积极规划建设。LNG 接卸能力未来会有较大提升空间。

低价长协气成为公司重要赢利点。2019 年公司与道达尔签署了一项为期10年的液化天然气(LNG)长期购销协议。根据协议，道达尔每年将向广汇供应70万吨液化天然气。目前长协气约占公司 LNG 周转量的 20%。长期LNG 合同价格与油价相关，亚太地区 LNG 长协价格主要参考日本进口原油价格和印尼出口原油价格。受到原油价格剧烈波动的影响，各国不断完善天然气定价公式，以规避价格风险。当前澳大利亚、日本、欧洲开始使用 S 定价曲线。公式为PLNG=APOIL+B+S。其中，POIL为原油价格，A 为相关系数，B 为常数以弥补通胀和运输成本，S 是当油价过低或者过高时的一个曲线公式，当油价过低时，S 为正值，LNG 价格高于APOIL+B，减少卖方的损失；当油价过高时，S 为负值，LNG 价格低于APOIL+B，保护买方的利益。在欧洲能源危机后，由于天然气供应短缺，LNG 长协贸易定价时相关系数A有了明显提高，且通胀和运输成本 S 也明显上升，所以目前签订的LNG 长协合同价格较欧洲能源危机前有了大幅提升。公司低价长协气成为公司重要盈利点。公司其余贸易气为现货或短协，采购成本变化较大。

2020 年由华电江苏公司、广汇能源、南通国投、天生港发电公司和徐州聪蔚新能源公司共同投建的启通天然气管线项目投入运行，启通天然气管线项目依托广汇启东 LNG 接收站资源，线路全长 160km（主线 95km，支线65km），主线线路总体呈东南走向；设计输量定位 40 亿方/年，适当考虑预留。除接收广汇启东天然气资源并与中石油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，届时可通过沿海管道、启通天然气管道向苏南市场供气，并与中石油南通分输站进行互联。

接卸费整体相对稳定，由于接卸业务的成本主要是以折旧和费用等固定成本，因此在接卸量减少的过程中，单吨利润下滑也会比较大，剔除这一因素的影响，公司整体单吨接卸利润基本维持在合理区间。即便未来贸易市场没有盈利空间，公司通过把周转能力开放给其他公司使用，按照当前300 元/吨左右的单吨利润，公司 LNG 接收站至少也有 30 亿的接卸利润。

煤化工：产业链一体化铸就低成本、高毛利

一体化布局煤化工，产品品种及产量持续增加

公司煤化工板块坚持产业链一体化协同发展，通过丰富煤化工产品，推动价值链不断延伸。目前公司煤化工板块主要以淖毛湖自产煤炭为原料，主要产品为甲醇、提质煤、LNG、煤焦油、乙二醇，并通过不断延伸产业链开始生产DMDS、DMSO等精细化工品，增加产品附加值。

公司煤化工板块主要分子公司及生产产品如下： 广汇新能源公司：该项目以淖毛湖自产煤炭为原料，采用鲁奇碎煤加压气化技术和鲁奇低温甲醇洗技术生产甲醇、LNG 和硫化氢，在工艺技术的选择上优于国内同行业水平，是国内最大的以甲醇和 LNG 为主产品的现代化工企业。组合经济效益较高，其中甲醇产能 120 万吨/年，LNG 产能 7 亿m3/年。2022 年年报显示广汇新能源公司甲醇产量 112.64 万吨，同比下降 3.31%，煤化工副产品43.79万吨，同比增加 8.81%。 广汇清洁炼化公司： 该项目以淖毛湖自产煤炭为原料，通过干馏生产提质煤和煤焦油，块煤经过干馏生产提质煤和煤焦油，提质煤用于电石、金属硅、铁合金、硅铁、铬铁、硅锰、碳化硅、化肥等产品的生产，煤焦油主要送下游信汇峡公司深加工；副产的荒煤气净化后一部分供炭化炉煤干馏所需热量，剩余部分经脱硫后一路供公司燃气锅炉和下游煤焦油加氢项目荒煤气制氢装置，另一路供下游荒煤气制乙二醇装置。2022 年实现煤基油品产量 62.28 万吨，同比增长3.95%。

哈密环保：项目主要以广汇清洁炼化公司副产的荒煤气为原料，通过气体净化分离装置提纯获得合格的一氧化碳、氢气，再经草酸酯法生产乙二醇产品。该项目于 2022 年 6 月起正式进入投产转固阶段。2022 年年报显示该项目实现聚酯级乙二醇产量 10.07 万吨。 广汇硫化工：项目采用国内首创的甲硫醇硫化法生产二甲基二硫（DMDS）联产二甲基亚砜（DMSO），主要以公司哈密煤化工工厂供应的甲醇、尾气硫化氢等为原料，产出二甲基二硫（DMDS）和二甲基亚砜（DMSO）产品。2022 年年报显示该项目实现二甲基二硫产量 1.14 万吨，同比增长 8.57%。信汇峡公司：加氢装置以煤焦油及氢气为原料，在加氢精制、裂化及改质反应下，主要生产 1#轻质煤焦油、2#轻质煤焦油等主产品，兼顾LPG、沥青、酚油等副产品。

自 2013 年，公司煤化工项目逐渐投产，煤化工产品品种不断丰富，产量稳中有升。同时由于公司积极开拓煤化工产品贸易业务，公司煤化工产品销量较产量增幅更大。未来公司煤化工板块主要增量为清洁炼化项目及下游的煤焦油、乙二醇等产品。

公司富油煤禀赋优异，清洁炼化项目前景可期

富油煤指焦油产率大于 7%的煤炭资源，是集煤、油、气属性于一体的煤基油气资源。富油煤经过热解主要产生三种产物:煤焦油、荒煤气与提质煤。在新经济常态下，这三相产品均可作为下游生产链的原材料，也可作为清洁燃料使用。哈密的富油煤的煤焦油产率平均在 10%-15%，最高接近 20%，是世界上少有的特殊高-富油煤种。

公司清洁炼化项目装置为 1000 万吨/年块煤干馏装置，主要对资产白石湖长焰煤进行加工，生产提质煤、副产硫磺，并为下游装置提供粗芳烃和荒煤气。设计年产提质煤 510 万吨（总量），粗芳烃 100 万吨（煤焦油），外供煤气48.8亿标立方米。公司提质煤热值达 7000 大卡/千克，价格较普通煤碳高30%-50%，叠加煤焦油收益，较原煤直接销售有显著提升。 副产的荒煤气净化后一部分供炭化炉煤干馏所需热量，剩余部分经脱硫后一路供公司燃气锅炉和下游煤焦油加氢项目荒煤气制氢装置，另一路供下游荒煤气制乙二醇装置。公司首次将“ WHB 合成气制乙二醇技术”应用于荒煤气制乙二醇，年可有效利用荒煤气 30 亿立方米，有效节省标煤 60 万吨。产值达17 亿元，是同量荒煤气用于发电的 3 倍产值。荒煤气生产出的乙二醇品质可100%达到聚酯级，从而实现荒煤气生产乙二醇技术的革命性突破。该项目每年还可直接减排二氧化碳60 万余吨、二氧化硫 1286 吨，间接减排二氧化碳173 万余吨，有效推动了“双碳”目标的达成。 2022 年公司提质煤产量 361.66 万吨，煤基油品 62.28 万吨，乙二醇10.07万吨。公司荒煤气制备乙二醇项目是全球首套大型荒煤气综合利用项目。随着装置开工率的提升，煤化工板块盈利性有望继续提高。此外公司仍在规划二期工程，包括2000 万吨/年粉煤干馏装置、12 万标方/小时干馏气制氢装置（含LNG 装置）、160万吨/年粗芳烃加氢装置联合装置（含提酚装置）及相关配套工程。整体来看煤化工板块增量明显，前景可期。

煤化工产品价格与油价相关，保持高景气度

公司煤化工板块采用自产煤，成本低且较为固定，毛利率随国际油价变化而变化。公司煤化工采用白石湖煤矿自产煤炭，含硫、磷等有害元素低，为高发热量的富油、高油长焰煤，非常适合作为化工原料，且公司采用先进生产技术，故公司煤化工业务成本较低。煤化工主要产品甲醇、乙二醇等产品属于大宗石化产品，价格与国际油价联动性较强，导致公司煤化工板块毛利率受油价影响较为剧烈。2021年以来国际油价明显走强，公司煤化工板块盈利性明显增强，2022 年该板块营收达 87.73 亿元，同比增长 113.56%；毛利达 30.48 亿元，同比增长45.77%。

公司煤化工板块甲醇为主要产品之一。甲醇制烯烃消费占比高达50%以上，占据绝对主力；除甲醇制烯烃以外，BDO、碳酸二甲酯等小众下游领域的需求也有不同程度的增长。在生产工艺中，我国的资源结构决定了煤制甲醇一直占据绝对主力。甲醇作为一种大宗化工品，其价格与石油等能源价格相关性较高。今年甲醇价格先跌后涨，截止 2023 年 11 月 10 日中国优等甲醇报价2348 元/吨，保持相对高位。公司煤制甲醇装置保持稳定、高效运行，甲醇产量稳定。

煤焦油是煤干馏过程中得到的一种高芳香度的碳氢化合物的复杂混合物，中温煤焦油是由煤经中温干馏而得的油状产物，公司通过将生产提质煤过程中副产的煤焦油加氢生产轻质煤焦油等产品。2023 年煤焦油价格暴跌后快速反弹，截止2023年 11 月 15 日，煤焦油主流价格为 4400 元/吨，公司煤基油品利润空间较大。伴随公司煤炭分级提质清洁利用项目负荷率提升，公司煤基油品产销量也有一定上升空间。

油田生产指日可待，新能源产业转型先锋

斋桑油田已经试生产，贡献利益值日可待

2009 年控股子公司广汇石油（99％权益）以 4052 万美元收购哈萨克斯坦TBM公司 49％股权，间接拥有斋桑油气田 49％权益。斋桑油气田总面积8326 平方公里，距吉木乃口岸 80 公里，斋桑油气项目区块已发现了5 个网闭构造，落实了2个油气区带(Sarvbulak Main 区和 Sarvbulak East 区)主区块二盛系油撤C1+C2储量2.58 亿吨、C3 储量近 4 亿吨，主+东区块保罗系 C1+C2 储量4336 万吨，原油储量巨大，未来可望建成年生产能能力 300 万吨以上的规模级油田。公司与安徽光大签署合作协议，根据协议约定：1、安徽光大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；2、安徽光大为合同区生产的任何和所有油气应付的收入应按比例在双方之间分配，且该比例将作为各自一方的“经济利益”。自本协议生效日至成本收回日的前一日，TBM：28%,安徽光大：72%；成本收回日起至以后，TBM：40%,安徽光大：60%。在不额外增加公司对外投资的情况下，通过公司具备的资源优势、区位优势与管网优势，与安徽光大专业的勘探钻井队伍、丰富的油气田勘探开发经验及成熟的技术实现合作共赢，降低开采成本。

我们以斋桑油田满产 300 万吨，每吨原油折合 7.33 桶，假设实现油价75美元/桶，美元与人民币汇率为 1:7 进行估算，斋桑油田石油销售收入为：300×7.33×75×7=115.45 亿人民币，成本回收日前，公司将获得营收32.33 亿元，成本回收日后，公司至少获得 46.18 亿元；假设公司操作成本为11 美元/桶，DD&A为11美元/桶，对应利润分别可达约 27.49 亿元/41.34 亿元。

二氧化碳捕集及驱油项目已顺利生产

公司依托自身企业特点，结合新疆区位优势，设立全资子公司广汇碳科技公司，在哈密淖毛湖地区整体规划建设 300 万吨/年二氧化碳捕集、管输及驱油一体化项目，分期建设，其中：首期建设 10 万吨/年二氧化碳捕集与利用示范项目。2022年土建工作进入扫尾阶段，主要动静设备已全部就位，正在进行管道安装，整体完成 80%。2023 年 3 月 25 日顺利顺利产出合格液态二氧化碳产品，进入试运行阶段。 公司源汇匹配条件好，具备实施大型 CCUS-EOR 项目得天独厚的条件：首先公司淖毛湖煤化工装置副产大量高浓度的二氧化碳，捕集成本低；其次公司周边油田用二氧化碳驱油可明显提高石油采收率，且距离公司碳源点直线距离仅约70公里。

氢能项目稳妥推进

公司遵循从试点示范到规模推广再到大规模商用的规律，按照“一年起步、三年打基础、五年初具规模”的发展思路，推动氢能产业落地发展，在2022 年—2023年期间为氢能产业作试点示范、布局，搭建新能源发电+电解水制氢+储氢+加氢站+氢能燃料重卡应用示范工程，且同步开展绿氢成本控制及氢能交通应用的示范研究。未来，将根据氢能规划及市场发展需求在淖毛湖地区逐步开展氢能交通运输领域大规模替代，通过交通运输场景应用实现氢能产业的综合利用。公司氢源资源丰富，成本优势明显：公司所属的哈密淖毛湖地区风光热资源丰富，利用风光热发电并制绿氢区域优势明显，同时公司煤化工项目副产的荒煤气中有较高含量的氢，工业制氢成本优势显著。同时公司应用场景优势：围绕公司在哈密淖毛湖地区的矿山开发、煤炭及煤化工产品中短途运输涉及大量的矿卡、重卡，交通运输应用场景广阔。

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