2023年广汇能源研究报告：气煤油综合能源龙头，高分红兼成长标的

1 资源属性突出的民营能源综合开发龙头

1.1 民营综合能源龙头，高分红保障股东权益

广汇能源股份有限公司是目前同时拥有“煤、油、气”三种资源的民营企业。公司创 始于 1994 年，2000 年 5 月在上交所上市，2012 年转型为专业化的能源开发企业。公司依 托丰富的天然气、煤炭和石油资源，建成以液化天然气（LNG）、甲醇、煤炭、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，具 有产、供、销一体化优势。同时，公司拓展交通用能、化工用氢、绿色电力替代的绿色能 源方向以及发展 CCUS 清洁能源业务，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。

大力提升能源发展质量，向绿色清洁能源转型。公司于 2012 年,成功转型为专业化的 能源开发上市公司，完成第一个（2012-2020 年）战略转型的目标。总体的发展思路是：依 托自有气、煤、油三种资源，走绿色开发、低碳利用、清洁发展之路。在双碳大背景下， 公司推动煤炭绿色开发利用，2021 年公司第二次战略转型启动。公司第二次（2021-2025 年）战略转型升级以“绿色革命”为主题，实施“一二三四”战略：一个天然气主业，公司计 划超过 70%的收入来自天然气；两个发展板块，平衡发展煤炭和煤化工板块；三个加速转 型，CCUS 和驱油行业领先，氢能源全产业链领先，能源综合开发；四个场景叠加优势， 拥有最佳的原料供应、生产制造、市场需求和终端应用场景。 股权结构清晰，高分红回馈股东。截至 2023 年 6 月 30 日，公司总股本为 65.66 亿 股，其中新疆广汇实业投资(集团)有限责任公司持股 34.23%，其实际控制人为孙广信先 生。公司于 2022 年通过“2022-2024 年度，现金分红比例大幅度提高”的决议。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 0.7 元/股（含税），以 2023 年 11 月 28 日收盘价 7.32 元/股计算，公司最低分红率达 9.56%。公司 2022 年度实施差异化分红方 案，向全体股东每 10 股派发现金红利 8 元（含税）。公司在 2022 年度利润分配资金总额 59.94 亿元，占公司 2022 年度归属于上市公司股东的净利润比例为 52.87%。

1.2 受益于能源高景气，近两年公司利润实现高增长

公司业务扩张，营收、毛利双增长。公司主要业务：天然气、煤炭、煤化工、绿色环 保项目。在“双碳”经济背景下，公司紧跟国家能源结构调整步伐，在 2021 年公司进行“绿 色革命”第二次战略转型，业务与产能扩张，营收与毛利显著增长。2021 和 2022 年公司 营收分别达到 248.65 亿元、594.09 亿元，同比增长为 64.3%、138.93%；天然气营收占比超 5 成，实现营收 37.33 亿元和 71.92 亿元。2021 年和 2022 年公司归母净利润分别为 50.03 亿 元、113.38 亿元，两年同比增长 274.40%、126.61%。2023 年年初以来全球能源景气度高位 回调，公司 2023 年前三季度实现归母净利润 48.51 亿元，同比降幅 42%。

天然气和煤炭是公司利润的主要来源。公司 2022 年天然气、煤炭和煤化工板块营收占 比分别为 58.01%、25.62%、14.77%，共占总营收的 97.85%。公司毛利达到 170.11 亿元， 三大板块毛利润占比为 42.28%、39.55%、17.92%，共占总毛利的 99.75%。2023 年前三季 度公司实现营业收入 495.69 亿元，同比增长 32.97%，毛利润 83.55 亿元。

全面深化精细管理，期间费用率明显下降，盈利能力提升。公司精细化管理水平不断 创新突破，自 2017 年以来，公司三费率大幅下降，尤其财务费用率变化显著，公司盈利能 力稳步提升。2023 年前三季度三费率分别为 0.4%、1.05%、1.67%。同时，公司盈利能力 与资源价格密切相关，2022 年公司毛利率与净利率分别达到 28.63%与 18.78%，2023 年上 半年公司毛利率、净利率有所回落分别为 18.76%与 11.54%。

2 煤炭行业有望维持紧平衡，产量高速放量保障利润成长

2.1 国内煤炭供需紧平衡，新疆煤炭为主要增长点

我国煤炭供需未来有望维持紧平衡。煤炭企业的生产能力和意愿是煤炭供应的核心， 主要受到政策驱动影响。近些年的“双碳”政策，一定程度压制煤炭行业的投资与供给， 造成煤炭供给端偏紧，2021 年以来，极端天气、俄乌冲突等多重因素进一步加剧煤炭等基 础能源供给不足的问题。煤炭需求与经济周期高度关联，今年上半年，宏观经济政策效应 持续显现，经济运行总体呈现回升向好态势状态，煤炭需求稳步增长。今年前三季 度，我国煤炭供应能力增强，我国煤炭行业总库存为近几年同期最高，但相较于夏季库存高位，目前去库存顺利。但随着安检形势趋严，且东部省份的剩余产能在 2021 和 2022 年 得到较多的释放，未来东部省份可供释放的产能有限，预计未来几年煤炭供给端较难出现 大幅增长，而随着稳增长经济政策持续推进，地产政策放开，煤炭需求端持续向好，中期 来看，煤炭行业供需维持有望维持紧平衡。

新疆煤炭资源丰富、种类齐全，且埋藏浅、易开采。新疆煤炭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，这类煤占比约 80%，灰分低于 15%的煤 约占预测资源总量的 47%，硫分低于 1%的约占 80%。根据自然资源部发布的《2022 年全 国矿产资源储量统计表》，截至 2022 年底，我国煤炭储量达到 2070.12 亿吨。其中，新疆 地区的煤炭储量达到 342 亿吨，占比 16.51%，仅次于内蒙古和山西，是我国第三大煤炭资 源储藏地。广汇能源所属的矿区主要位于哈密地区，煤炭质量优异。

政策推动新疆大型煤矿产能保持净增长。根据《新疆维吾尔自治区国民经济和社会发 展第十四个五年规划和 2035 年远景目标纲要》，新疆地区将大力发展煤炭产业链，建设国 家大型煤炭煤电煤化工基地。以准东、吐哈、伊犁、库拜为重点推进新疆大型煤炭基地建 设，实施“疆电外送”、“疆煤外运”、现代煤化工等重大工程。建设准东、哈密、吐鲁番能 源化工产业集聚区。重点布局煤电、煤化工、新能源、新材料、矿产资源深加工、装备制 造、固体废物综合利用等产业，加快建设兵团准东工业园、乌鲁木齐准东工业园，建设国 家煤电油气光储一体化基地；2022 年 5 月，维吾尔自治区人民政府发布《加快大型煤炭供 应保障基地建设服务国家能源安全的实施方案》，强调要加快大型煤炭供应保障基地的建 设。《方案》指出：“十四五”时期，新疆地区将以增产增供为基本原则，预计到 2025 年， 地区的煤炭年产能将达到 4.6 亿吨以上，产量将达到 4 亿吨以上。此外，预计将新增产能 1.6 亿吨。

2.2 公司煤炭资源丰富，未来产能高速放量

公司煤炭储量丰富，可支持煤炭产量快速增长。广汇能源的矿区主要位于新疆淖毛湖 周边，现有煤炭可采储量近 60 亿吨，资源量近 66 亿吨，后备煤炭储量丰富。其中白石湖 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；马朗煤矿以不粘煤为主，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。从整体煤炭资源储量来 看：白石湖露天矿煤炭资源储量 17.73 亿吨，马朗煤矿煤炭资源储量 18.09 亿吨，另有东部 勘查区煤炭资源储量 30.15 亿吨（尚未开采），以上合计 65.97 亿吨。

过去六年公司煤炭产销量持续增长。2022 年公司实现煤炭产量 2406 万吨，同比增长 72%。23 年以来，公司持续推进白石湖煤矿产能核增和马朗煤矿手续办理工作，确保优质 产能稳定释放。2023 年前三季度，白石湖露天矿实现原煤产量 1630 万吨，同比增长 14%；煤炭销售总量 2289 万吨，同比增长 19%。

煤炭销售业务实现“量、价”齐增，2022 年创造历史最好业绩。公司大力开拓川渝、 湖南、湖北、山东及河南等远端市场，2022 年公司煤炭板块实现营业收入 152 亿元，同比 增长 76%，实现毛利 67 亿元，同比增长 84%，业绩再创新高。23 年 Q1-Q3 以来，煤炭等 能源产品在供应收缩因素驱动下，价格重心有所上移，同时，疆外煤炭销售至宁夏、甘肃 的数量增多。长期来看，随着国内外宏观经济的恢复向好，煤炭供给偏紧、趋紧形势或将 持续整个“十四五”乃至“十五五”。在煤炭布局加速西移、资源费与吨煤投资大幅提升 背景下，经济开发刚性成本的抬升有望支撑煤炭价格中枢保持高位。

公司所属的矿区主要位于哈密地区，是新疆特高热值及高热值煤炭占比最高的地区， 煤炭质量优异。广汇能源目前拥有的煤炭资源全部位于新疆吐哈煤田的淖毛湖矿区，共拥 有白石湖矿区、马朗矿区、东部矿区三大矿权。维吾尔自治区人民政府发布的《加快大型 煤炭供应保障基地建设服务国家能源安全的实施方案》，规划淖毛湖矿区白石湖二号露天 矿产能核增 900 万吨/年，三号露天矿产能核增 500 万吨/年；马朗一号煤矿一期 500 万吨/ 年，马朗一号煤矿二期储备 500 万吨/年产能。这些措施将有助于提高地区的煤炭生产能 力，为国家能源安全做出更大贡献。

白石湖矿区：哈密淖毛湖白石湖露天煤矿开采主要采用“单斗电铲—卡车—半固定破 碎站—带式输送机”半连续开采工艺，机械化程度较高，露天开采回采率达到 95%以上。 公司白石湖露天煤矿地处新疆“东大门”哈密，占据“疆煤东运”的有利区位，公司还同时拥 有淖柳公路和红淖铁路两条能源出疆物流通道，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 2025 年十四五期间新增产能中，白石湖露天矿 3000 万吨达产， 主要为热值 5000-5500 大卡的优质原煤，主要市场为化工用煤和动力用煤； 马朗矿区：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，根据《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 大卡），煤层埋藏较 浅，开采成本低，具有较高的开发利用价值。同时，马朗煤矿所产原煤可通过红淖铁路销售到全国区域，经济价值潜力巨大。截止 23 年 10 月 27 日，马朗煤矿建设项目配套设施建 设已基本完成，满足目前生活、生产需要，随时具备煤炭生产加工条件。根据公司公告， 马朗煤矿已取得国家能源局产能置换批复及全国投资项目统一项目代码。后续公司将进一 步加速推进马朗一号煤矿井田项目必要的手续办理及开发进展，尽早实现煤矿优质先进产 能的释放。 东部矿区：位于新疆伊吾县淖毛湖煤田东部，目前东部矿区相关手续仍在办理中，预 计 2025 年东部矿区 2000 万吨/年达产，主要为热值 5000-5500 大卡的优质原煤，主要市场 为动力用煤。

2.3 自营铁路及储配基地助力外运疆煤

公司的煤炭销售业务采用直接销售模式，主要通过铁路和公路相结合的运输方式。公 司通过自建淖柳公路、红淖铁路及物流中转基地，降低运输和仓储成本，其中，红淖铁路 通过连接兰新铁路构建“疆煤东运”的战略通道。 红淖铁路的建成带动铁路板块的净利润增加并扩大公司销售半径。公司自营红淖铁路 项目位于新疆哈密地区，是国内第一条由国家批准、民营企业控股修建并纳入国家中长期 路网规划的铁路。新疆红柳河至淖毛湖铁路项目于 2012 年 3 月开工建设，线路全长 438 公里，于 2019 年 1 月 1 日进入试运营，“红柳河站-淖毛湖站（含货场）-白石湖东站段”已 于 2020 年 11 月 30 日起投入转固正式运营。该铁路的建成将降低公司的煤炭运输成本，进 一步扩大公司的煤炭销售半径，为公司煤炭的疆外销售提供便利。红淖铁路自兰新铁路红 柳河车站引出，终点为伊吾县淖毛湖镇，线路全长 435.6km，沿线共设 27 个车站。其中红 柳河至淖毛湖段正线全长 313.09km，淖毛湖矿区段全长 122.51km。红淖铁路的电气化改造 工作 2023 年 6 月底完成，通过电气化改造和增加会让站，可以提高单列火车的运载能力、 列车运行密度，进而整体提升铁路运行效率。红淖铁路运力从 3950 万吨/年提升至 6000- 8000 万吨/年，预计 2024 年公司将启动复线修建，完成后预计达到 1.5 亿吨/年货运能力。 作为民营资本控股铁路，按照国家和自治区相关规定，红淖铁路运价在不超过 0.40 元/吨公 里范围内可自主定价。 转让铁路股权，优化业务结构。2022 年 5 月 31 日，广汇能源发布公告将所持有的新 疆红淖三铁路有公司 93%的股权全部以现金方式转让给控股子公司广汇物流，交易对价 42 亿元。本次转让铁路公司股权，主要意义为：优化业务结构，集中资源聚焦主营业务；有 效解决广汇物流与公司之间的潜在同业竞争问题。

将-淖-红铁路贯通将改变区域煤炭供应格局。将淖铁路于 2021 年 4 月开工建设，目前 已经建成，即将通车。铁路全长约 432 公里，设计时速 120 公里，东起哈密市红淖铁路， 西至昌吉州乌将铁路，与兰新线和临哈线等国家铁路网干线相连。将淖铁路是“十四五” 后新疆首条新建铁路，填补沿途地区铁路网络空白；将淖铁路全线通车后，将-淖-红铁路 的贯通将改变区域煤炭供应格局，成为推进准东、吐哈工业基地建设、实施疆煤外运战略 主要通道，原准东地区货物从将军庙绕道乌将线、兰新线经红柳河出疆的货物运距从 1080 公里缩短到 780 公里，直接减少 300 公里，缩短近 28%的运输距离，节约 26%的运输成 本，同时缩短 30%的运输时间，大幅提升运输效率，将-淖-红铁路将成为该区域范围的最 佳运输通道。

铁路运量不断创出新高。2022 年上半年在兰新线检修 50 天的情况下，仍然实现装车 1496 列，实现运量 506.3 万吨；2023 年 Q1-Q3 公司完成货物运输量 2652 万吨，装车 2286 列。随着将淖铁路即将通车，红淖铁路电气化改造完成，过自建淖柳公路、红淖铁路打通 出疆路线，铁路运量将进一步提升。

公司煤炭外运，在西部地区具有较强的价格优势。疆煤外运总成本主要由开采成本与 运输成本两部分组成。公司新疆煤炭的优势在于开采成本较低，劣势为新疆地处偏远，运 输距离较长，运输成本较高。以 6000 大卡的动力煤为例，哈密地区坑口价为 438 元/吨， 低于陕西、内蒙等地。疆煤外运在四川和宁夏的总成本为 783 元/吨和 652 元/吨，较西部地 区优势明显。

公司在下游积极利用综合能源物流基地实现业务延伸。一是通过在资源紧缺地区布局 储运基地从而将新疆优势能源产品尤其是煤炭产品进行销售前移，将其作为煤炭产品销售 的前置仓；二是通过淡储旺用进行煤炭战略储备，调节季节差异带来的市场需求；三是通 过“点对点”运输，提高铁路运输效率，提升疆煤外运量，增强疆煤在终端市场的竞争力； 四是将运营的综合能源物流基地编织成网，充分发挥基地的节点辐射效应，相互之间形成 物流支撑，提高能源物流的响应效率，扩大终端市场份额，夯实主业发展基础，增厚能源 物流主业收益。 广元综合能源物流基地：2022 年 8 月，公司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。一期计划 2022 年 10 月开工建设，2024 年 12 月 底前建成投运，一期投运后，年煤炭运营量达到 1000 万吨和百万吨级铝锭运营交易能力； 一期投产年煤炭运营量达到 1000 万吨后开始二期建设，计划 2025 年 5 月动工，2027 年 6 月底前建成投运，二期投运后，年实现煤炭运营能力 2000-3000 万吨。

柳沟综合能源物流基地：2022 年 9 月，公司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。目前年煤炭运营量达 1200 万吨，2023 年规划改造后 年煤炭运营量达 3000 万吨，主要辐射甘肃全域及青海地区，是公司作为疆煤东运的第一 站。 宁东综合能源物流基地：2023 年 2 月，公司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。一期计划 2023 年初开工建设，设计年煤炭运营量 1000-3000 万吨、煤炭储存能力 100 万吨；一期年煤炭运营量达到 3000 万吨后开始二期建设，二期投 运后，将实现设计年煤炭运营量 3000-5000 万吨、煤炭储存能力 200 万吨。 甘肃明水能源物流基地：2023 年 7 月，公司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、宁夏等地区，调节季节差异及市场需求。一期投资 7.1 亿元，静态储煤能力 35 万 吨，建设用煤公路 25 公里，计划 2024 年初动工建设，年底建成投用;二期投资 4.8 亿元， 静态储煤能力 70 万吨，计划 2025 年开工建设。

3 LNG 业务稳定贡献业绩，油田创造新利润增长点

3.1 公司 LNG 业务：自产与贸易互为补充

公司 LNG 板块的业务主要分为自产气以及贸易气两部分。公司自产气项目分别为 7 亿立方米/年的哈密新能源工厂和设计产能为 5 亿立方米/年的吉木乃 LNG 工厂。哈密新能 源工厂则是通过公司自有的淖毛湖片区的煤炭为原料，将碎煤气化再加压，使煤转化为天 然气，最后深冷液化处理形成 LNG；吉木乃能源工厂气源来自于公司控股的 TBM 公司下 属的哈萨克斯坦斋桑油气田，主要通过将从油气田里开采出的天然气深冷处理生产 LNG。 公司贸易气业务主要依托启东 LNG 项目，通过修建港口，储罐，管道等基础设施以开展 LNG 贸易。目前公司启东 LNG 接收站具备 500 万吨/年的周转能力，待全部规划项目完 成，2025 年公司 LNG 周转能力有望提升至 1000 万吨/年。

公司 LNG 板块营收近五年保持快速增长态势。公司 LNG 板块营收从 2018 年的 65.91 亿元增长到 2022 年的 344.63 亿元，年均复合增长率达 52.8%，2023 年上半年公司 LNG 板块营收为 217.02 亿元，同比增幅约为 100%。LNG 板块销量构成方面，外购 LNG 销量占比 逐年攀升，今年前三季度公司外购 LNG 销量达到 60.44 亿方，从 2018 年的 49%上升到 目前的 93%，成为公司 LNG 板块营收主要来源。

3.2 自产 LNG 业务：哈密 LNG 工厂产量稳定，自产基本满销

公司哈密 LNG 工厂产量稳定，自产 LNG 产品基本满销。公司自产 LNG 近五年总产 量不断下滑，这主要受吉木乃工厂气源哈萨克斯坦斋桑油气田由供气向供油转型，导致吉 木乃工厂产量逐年下降影响，今年前三季度吉木乃工厂 LNG 基本停产；哈密新能源工厂 L 利用自产煤，经气化、净化、液化等工艺产出甲醇、LNG 及多种副产品，经济效益较高。 哈密新能源工厂煤制 LNG 产量近些年来产量稳定在 7 亿立方米/年的产能附近。公司依托 自有加气站及民用管网，建立完善的销售网络，近年来公司自产 LNG 产品基本可以实现满 销，为 LNG 板块提供业绩支撑。

3.3 外购 LNG 业务：启东 LNG 接收站持续扩建，“2+3”模式助力发展

公司启东 LNG 接收站持续推进建设。公司外购 LNG 业务主要通过江苏启东 LNG 接 收站开展，坚持“2+3”运营模式，即通过液进液出，液进气出两种模式向外输气，依靠境内 贸易，接卸服务以及国际贸易三种方式获取利润。2017 年 6 月启东 LNG 接收站一期 2*5万方储罐顺利投产，二期、三期、四期分别于 2018、2020、2022 年顺利投产，目前已具备 500 万吨/年周转能力，五期 6#20 万方储罐预计于今年年底投产，随着 2025 年公司六期 20 万方储罐投产后，公司将具备 1000 万吨/年 LNG 周转能力。在储罐设施顺利建设的支持 下，公司外购 LNG 业务发展迅速。外购 LNG 销量从 2018 年的 11.54 亿方上升到 2021 年 的 36.75 亿方，年均增长率达 34%。

公司长协合同将创造可观利润。2019 年公司与美国道达尔公司签订为期十年的 LNG 长协合同，规定公司每年以固定价格公式向道达尔采购 12 船 LNG，约折合 80 万吨/年采购 量，自 2020 年开始执行。该合同类似看涨期权，帮助公司锁定该部分进口成本。由于公司 签订合同时属于国际油气市场价格低迷时期，因此确定的长协价格较低，在目前 LNG 价格 仍处于高位的情况下公司可以按照前期长协合同确定的较低价格买入 LNG，在市场上以较 高价格出售，从而在当下以及未来为公司持续增加盈利。 除长协合同外，其他贸易气依靠国内市场价与进口价之间价差套利。公司 LNG 板块 除长协合同外其他贸易气主要依靠在国外以国际市场价低价进货 LNG 随后在国内以国内市 场价高价转手销售的方法获利。同时公司利用自身转运站基础设施优势积极探索采用“淡储 旺销”以及推广码头接卸服务业务等方法以提高盈利水平。在国内市场价高于外贸进口价的 2018-2020 年，公司 LNG 板块毛利率较高，而 2021 年和 2022 年由于国际 LNG 价格大幅冲 高，而国内 LNG 市场价上升幅度较小，导致价差转为负值，公司 LNG 板块毛利率随之下 降。因此总体上在目前国内天然气市场价格波动不大的情况下，公司其他贸易气收益有 限。

3.4 斋桑油气田：原油创造新的利润增长点

斋桑项目原油有望成为公司下一个利润增长点。2023 年 10 月 24 日，公司发布公告， 表示公司下属全资子公司新疆广汇石油有限公司持股 52%的控股子公司 TBM 所投建的斋 桑油气项目区块新油井 S-1002 已于近日顺利开钻，取得实质性的开发进展。这标志着油田 正式进入到试开采阶段，未来创造业绩的进度大大提前。根据先前勘探结果，斋桑油气项 目区块已发现 5 个圈闭构造，具有 Sarybulak Main 和 Sarybulak East2 个油气区带。主区块 原油 C1+C2 原油储量达 2.58 亿吨、C3 级储量近 4 亿吨，主+东区块原油 C1+C2 级储量达 4336 万吨，项目区块原油储量巨大，未来有望建成年生产能力 300 万吨以上的规模级油 田。

未来斋桑原油项目利润可观，有望成为公司未来五年内的新增长点。根据我们测算， 假设原油未来价格分别为 20-100 美元/桶，公司开采成本 10-50 美元/桶，假设 1 美元=7.33 人民币，2025 年公司可实现 300 万吨/年产量，在此假设条件下，斋桑油田可创造 8-139 亿 元人民币利润。此外中性条件下，即油价维持 70 美元/桶，公司完全成本为 40 美元/桶的情 况下，斋桑油田完全投产后该项目的毛利润中枢约为 46 亿元。

4 基于自有煤炭业务，煤化工盈利能力稳健

4.1 一体化铸就低成本核心竞争力

公司基于自有煤炭业务，致力于现代煤化工一体化建设。公司目前煤化工主要产品有 甲醇、提质煤、煤焦油以及相关副产品，其业务包括： （1）120 万吨甲醇、7 亿方 LNG 项目：项目以煤炭为原料，主装置采用鲁奇碎煤加 压气化技术和鲁奇低温甲醇洗技术，经液化处理形成甲醇、LNG 和硫化氢（副产品）。该 项目 2013 年投产转固，后续甲醇产量逐步增加，于 2016 年达产。 （2）1000 万吨/年煤炭分级提质清洁利用项目：根据工艺设计，该项目共分为三个系 列，其中炭化二系列、一系列和三系列装置分别于 2018 年 6 月、2018 年 12 月和 2019 年 11 月投产转固。项目以公司白石湖露天煤矿自产的煤炭产品作为原料，主要通过对块煤进 行分级提质、综合利用，从而建立“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煤焦油加氢项目的制氢气源；二是用作环保科技 公司“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。 （3）荒煤气综合利用年产 40 万吨乙二醇项目：该项目是分级提质利用项目的产业链 延伸项目，于 2022 年 6 月投产转固，主要以清洁炼化公司副产的荒煤气为原料，生产乙二 醇。 （4）4 万吨/年二甲基二硫（DMDS）联产 1 万吨/年二甲基亚砜（DMSO）项目：该 项目于 2020 年 12 月投产转固，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。（5）60 万吨/年煤焦油加氢项目：该项目 2020 年 1 月投入试运行，属于煤炭分级提质 利用项目的产业链延伸项目。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。

4.2 煤化工盈利向好，成本优势助力煤化工产业

公司煤化工板块营业收入和毛利润在 2021、2022 年显著增加。煤化工产品中甲醇占比 最高，近几年甲醇产销量增长较大，2022 年销售 138.48 万吨，同比增长 21.03%，煤基油 品产销量也有所增长，2022 年销售 66.49 万吨，同比增长 8.91%。

煤化工板块毛利营收与原油价格关联性较高。2019-2020 年原油价格走低，公司煤化 工板块毛利率随之走低，2021 年以来，国际能源供应紧张，需求端增量，原油价格总体呈 上涨趋势，公司营收及毛利率随之增长。此外公司煤化工毛利率与甲醇、煤焦油等产品价 格变动相关性较高，近两年甲醇等产品市场价格走高，公司毛利率也有进一步增长。

公司煤化工生产原料自给自足，煤化工毛利率高于同行业，盈利增长稳健。煤化工产 品生产原材料主要来源于自产煤炭，公司充沛的煤炭储量为公司煤化工业务的持续增长提 供有力支撑。同时生产及运输成本低，使得公司煤化工板块综合毛利远高于行业甲醇毛利 水平。2021 年和 2022 年，公司煤化工毛利率达到 50.9%、34.74%，凸显出巨大盈利优势。 近年来，甲醇销量一路上涨，2022 年、2023 年前三季度销量达到 138.48 万吨、150.12 万 吨。随着煤化工产量扩张，公司以市场需求为导向结合产品成本、产品质量和市场竞争力 等因素定价，追求长期合作与利润最大化。

煤基油品盈利较为稳健。2022 年煤基油品产量和销量分别为 62.28 万吨和 66.49 万 吨，同比分别增长 3.96%和 8.91%，公司对淖毛湖煤炭资源进行分级提质、综合利用，建 立“煤-化-油”的生产模式，主要产品为煤焦油及提质煤，其副产的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，在提升原材料利用率的同时又实现资源的综合利 用，降低整体生产成本。同时煤基油品价格与原油价格走势较为一致，2023 年 6 月以来国 际油价中枢明显上移，对煤焦油价格支撑明显。

5 布局绿色能源板块，拓宽长期成长空间

5.1 构建氢能全产业链布局，加快新旧动能转换

公司致力于创建特色的氢能产业集群，带动新疆区域清洁低碳新型产业的高效发展。 广汇氢能产业链规划将充分发挥氢能同时具备能源和储能两重属性的特点，结合伊吾县淖 毛湖地区用能企业减碳的需求，以现有的化工制氢（灰氢）为基础，把新能源（风间带光 伏）发电——电解水制氢（绿氢）作为突破口，培育并带动制氢、输氢、储氢、用氢以及 相关业务的快速发展。通过“交通用能替代、化工用氢替代、绿色电力替代”三条路径， 全面开展绿色能源应用端建设：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。

公司绿氢发展计划稳步推进。在 2022 年发布《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”期间逐步发展氢能源，形成 对已有旧能源的替代。2022 年为示范应用阶段，公司控股子公司伊吾广汇矿业有限公司的 运输路线具备示范推广氢燃料重卡的基础条件，示范项目可先投放 50 辆氢燃料重卡车替代 现有矿区--淖毛湖镇（短线）运输线路牵引重卡。2023 年-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。 2026 年-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。

积极布局氢能产业链。公司遵循从试点示范到规模推广再到大规模商用的规律，依托 公司所在哈密淖毛湖区域氢源及应用场景优势，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。公司目前氢能项目进展：首期示范项目于 2022 年 10 月正式启动，项目计划投资 1.335 亿元人民币建设风光发电装机容量为 6MW，其中 风电装机容量为 5MW，光伏装机容量为 1MW；制氢规模为“绿氢”400 吨/年（电解水制 氢）+“蓝氢”700 吨/年（工业提纯制氢）；加氢站 1 座：氢气加注规模为 2000kg/d。 2023-2024 年为氢能产业试点示范、布局阶段，建设“绿氢+工业副产氢”+储氢+加氢站+氢 能燃料重卡应用示范工程，开展氢能成本控制及氢能交通应用的示范研究。2023 年第三季 度已成立合资公司，在氢资源获取、氢能产业开发、新能源开发及配套装备制造方面进行 合作，其中公司在建的首期“氢能示范项目”已纳入合资公司；2025-2027 年为氢能交通运输 产业快速发展阶段，在淖毛湖地区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。

绿色能源规划为公司带来额外收益。公司新能源规划能够有效减少公司“十四五”至 “十五五”期间的碳排放量，经我们测算公司“十四五”期间能减少碳排放 588 万吨， “十五五”期间减少碳排放 1433 万吨。按照碳排放交易的平均价格计算，“十四五”期间 仅碳排放一条可为公司增加收益 4.97 亿元，“十五五”期间可达 14.33 亿元。

5.2 CCUS 助力碳中和，公司 CCUS 及驱油项目稳步推进

CCUS 技术发展势头迅猛。二氧化碳捕集利用与封存技术(CCUS)作为一种大规模的温 室气体减排技术，近年来在生态环境部、科技部、发改委等部门的共同推动下，CCUS 相 关政策逐步完善，科研技术能力和水平日益提升，试点示范项目规模不断壮大，整体竞争 力进一步增强。二氧化碳（CO2）捕集利用与封存(CCUS)是指将 CO2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 CO2永久减排的过程。 CCUS 是我国实现碳达峰、碳中和目标技术组合不可或缺的重要组成部分。二氧化碳 驱油可以帮助煤化工排放企业降低碳排放，腾出环境容量指标。并且能够提高区域油气田 的油气采收率，实现油田增产增效的同时保障国家能源安全。该技术还可以替代现有的水 驱工艺，实现节水，生态效益显著。近年来，我国高度重视 CCUS 技术发展，相关技术成 熟度快速提高，系列示范项目落地运行，呈现出新技术不断涌现、效率持续提高、能耗成 本逐步降低的发展态势。

CCUS 在工业领域应用空间广泛。2023 年作为实施“十四五”规划承上启下的关键之 年，面对严峻复杂的国际能源形势和国内日益增长的能源需求，公司加强煤炭清洁高效利 用推动现代煤化工与可再生能源、绿氢、二氧化碳捕集利用与封存（CCUS）等耦合创新 发展，将成为服务和保障国家能源安全、构建新型能源体系、全面推动我国经济高质量发 展的重要着力点。根据《中国碳捕集利用与封存年度报告(2023)》预测显示，在碳达峰碳 中和目标下中国 CCUS 减排需求 2025 年约为 2400 万吨/年，2030 年将增长到近 1 亿吨/ 年。随着碳捕集技术的成熟、成本的下降以及国家相关政策的支持，CCUS 产业将迎来快 速发展。中国已投运或建设中的 CCUS 示范项目约为 40 个，主要分布在东部地区。多以石 油、煤化工、电力行业小规模的捕集驱油示范为主，缺乏大规模的多种技术组合的全流程 工业化示范。

广汇能源 300 万吨/年 CCUS 项目建成以后，将会成为中国目前为止单体体量最大的 CCUS 项目。公司具备实施大型 CCUS-EOR 项目得天独厚的条件，即源汇匹配条件最佳。 一是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；二是公司周边油田 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。源汇匹 配性良好，具备开展大型 CCUS-EOR 项目的巨大优势。公司 10 万吨/年 CCUS 示范项目已 于 2023 年 3 月 17 日一次性投产开车成功,并于 3 月 28 日实现产品首发销售出库,目前装置 满负荷稳定运行。其中产能因 5 月受新能源公司公用工程年度检修影响，导致低于正常产 出水平。同时公司正在积极推进 300 万吨/年 CCUS 项目论证等各项前期工作,项目实施主要 统筹考虑市场需求、工艺路线及产品价格等因素综合确定。

（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。）