2024年广汇能源研究报告：煤炭新矿获批兑现在即，铸就高股息、高成长兼具标的

1. “气煤油”齐具赋予稀缺属性，战略性布局绿能着眼未来

广汇能源创始于 1994 年，于 2000 年 5 月在上交所上市。2002 年，公司开始进行产 业结构调整，2012 年剥离了全部非能源业务，成功转型为专业化的能源开发上市公司， 是目前在国内外同时拥有“气、煤、油”三种资源的民营企业。 公司立足于“气、煤、油”等能源资源，深耕天然气、煤炭和煤化工三大板块，布 局 CCUS、氢能，逐步向绿色能源转型。2012-2020 年期间，公司完成了第一次战略转 型目标，走绿色开发、低碳利用、清洁发展之路，“气、煤、油”三大资源板块协同发展。 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）， 围绕现有产业格局，集中优势力量，实施“一二三四”战略，重点突出天然气业务，平 衡发展煤炭和煤化工板块，战略布局二氧化碳捕集封存（CCUS）及驱油、氢能等绿色 能源板块，计划转型为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。截至 2023 年 9 月 30 日，公司总股本 65.66 亿股，其中控股股 东新疆广汇实业投资集团持股 34.23%，实际控制人为孙广信先生。

2021 年以前，公司历史业绩相对平稳。2014-2016 年，受经济增速放缓、能源结构 调整等因素影响，下游需求低迷，公司业绩随之下降。2017 年，行业供给侧改革叠加需 求恢复，能源价格一路上行，公司业绩拐点初步显现；但 2018-2020 年受大宗商品价格 下行影响，公司煤化工产品盈利能力下降，造成归母净利润下滑。 2021-2022 年，全球能源供需偏紧背景下，行业景气度高，叠加公司各项业务的持 续扩张，公司业绩大幅提升。2021 年公司实现归母净利润 50.03 亿元，同比增长 274%。 2022 年，公司在 21 年高基数的基础上，业绩再创新高，实现归母净利润 113.38 亿元， 同比增长 127%。 2023 年以来，受全球能源景气度回落影响，公司业绩同比下滑。2023 年前三季度 公司实现归母净利润 48.51 亿元，同比降幅 42%。

天然气、煤炭和煤化工是公司三大主要业务板块，贡献主要营收和利润。2022 年， 公司天然气、煤炭、煤化工三大板块营收占比分别为 58.01%、25.62%、14.77%，合计占 比达 98.40%；天然气、煤炭、煤化工毛利占比分别为 42.28%、39.55%、17.92%，合计 占比达 99.74%。 增速方面，天然气与煤炭板块表现亮眼。2022 年公司天然气与煤炭业务分别实现收 入 344.63 亿元、152.18 亿元，同比增长 190.66%、76.16%；毛利润 71.92 亿元、67.27 亿 元，同比增长 93%、84%，贡献重要业绩增量。

公司管理水平逐渐提高，三项费用率下降，盈利能力提升。2017 年以来，随着公司 成本控制能力逐步增强，公司三项费用率整体呈下降趋势。2022 年，销售费用率、管理 费用率、财务费用率分别为 0.53%、1.08%、1.69%，均较 17 年有明显下降。毛利率方 面，2021-2022 年能源行业高景气下，公司盈利能力显著提升，2022 年公司毛利率达到 28.63%，净利率达到 18.78%。

2. 煤炭资源丰富外运突破，政策加持产量有望高成长

2.1. 国内煤炭供给偏紧，保供政策促进疆煤产能释放

能源供给不足衍生能源安全担忧，煤炭保供势在必行。近年“碳中和”政策压制全 球煤炭行业投资意愿，造成供给端相对刚性，而需求端用电需求稳步增长，使煤炭供需 趋紧。2021 年以来，极端天气、俄乌冲突等多重因素进一步加剧了煤炭等基础能源供给 不足的问题，供需矛盾激化使得全球范围内煤价大幅上涨，影响了居民日常用电和工业 平稳运行。因此，在能源安全要求下，我国煤炭增产保供成为必然趋势。 东部煤炭资源逐渐枯竭，西部地区成为煤炭增产保供核心。我国煤炭资源分布总体 呈“西多东少，北富南贫”的特点，面对东部地区中小煤矿资源逐渐枯竭、落后产能加 速退出的现状，西部地区尤其是新疆地区承担着稳固能源供给，保障经济平稳运行的重 要任务。 新疆煤炭储量全国第三，且资源禀赋优异，开采成本和开采难度低。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 2070.12 亿吨，其中新疆地区储量达 342 亿吨，占比 16.51%，是我国第三大煤炭资源储藏地，具 有埋藏浅、地质构造简单、开发条件良好、开采成本低等优势，开发潜力较大。此外， 新疆煤类资源从褐煤到无烟煤均有分布，总体上以低变质程度的烟煤（长焰煤、不粘煤 和气煤）为主，发热量高，具有低硫、低磷、低灰的特点。

煤炭供应保障政策持续发力，疆煤产能持续释放。2022 年 5 月，新疆维吾尔自治区 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》， 强调加快新疆大型煤炭供应保障基地建设。《方案》中提到，“十四五”时期，新疆地区 将以增产增供为基本原则，预计 2025 年新疆地区达成年产能 4.6 亿吨以上、产量 4 亿吨 以上的总量任务；预计将新增产能 1.64 亿吨，增幅超 60%。 疆煤开发中吐哈地区占有重要地位。“十四五”期间吐哈地区新增批复矿井和规划 储备产能均超过新疆地区的 50%。现有在产煤矿产能 6760 万吨/年，占新疆在产煤矿总 产能的 28.14%；“十四五”新增批复矿井产能 8600 万吨/年，占新疆新增批复矿井总产 能的 52.38%；“十四五”规划储备产能 4940 万吨/年，占新疆储备煤矿项目的 59.02%。

2.2. 公司煤炭资源丰富，新增产能高速成长

公司煤炭资源地处哈密，储量丰富、禀赋优异。公司煤炭资源总量约 65.97 亿吨， 可采储量达 60.03 亿吨，主要分布在新疆哈密淖毛湖矿区，包括白石湖煤矿、马朗煤矿、 东部煤矿。公司主要煤种为长焰煤和不粘煤，属单一中厚近水平煤层，开采条件优越， 具有固定碳含量高、产气量高、热值高、内含水和含氧量低的特点，属于高质量的气化 原料煤和动力煤。

公司煤炭资源主要集中于新疆哈密伊吾县淖毛湖周边，拥有以下三处矿区： （1） 白石湖煤矿：为公司目前唯一在产矿井，2020 年核定产能 800 万吨。2022 年 6 月，新疆自治区发改委出具了《关于淖毛湖矿区白石湖二号露天煤矿 等 2 处煤矿生产能力的批复》，生产能力由 800 万吨/年核增至 1300 万吨/ 年，2022 年 12 月产能进一步核增至 1800 万吨，目前公司正在推进白石湖 矿区的核增工作，远期产能有望达到 4000 万吨。 （2） 马朗煤矿：公司控股子公司伊吾矿业于 2020 年获得详查探矿权，并于 2021 年获取探矿权证。马朗露天煤矿所产煤炭热值在 6300 大卡左右，为优质不 粘煤，主要作为化工原料煤，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。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，预计 2024 年一季度进入试运转 生产状态。 （3） 东部煤矿：位于新疆伊吾县淖毛湖煤田东部地区，目前东部矿区相关手续 仍在办理中，规划在“十四五”末投产，规划设计产能 2000 万吨/年。 保供政策加持下，公司煤炭增产潜力巨大。预计后续随着马朗矿区和东部矿区的投 产，“十四五”期间公司煤炭总产能将增长至 8500 万吨。

煤炭销售立足新疆，向外拓展甘肃、川渝市场。公司的煤炭销售采取直销模式，销 售市场主要集中在哈密淖毛湖周边（客户为矿区周边兰炭厂）、兰州河西走廊一带（客户 为当地发电厂和钢铁厂）和云贵川地区（客户为当地钢铁厂）。其中淖毛湖周边市场较 小，2022 年市场销售占比约 20%，疆外市场中甘肃市场销售占 60%，云贵川占比约 20%。 当前甘肃、云贵川等地区煤炭供给缺口较大，外调煤炭需求稳中有升，为公司后续 煤炭市场销售打开成长空间。甘肃市场需求较为稳定，2018-2022 年净调入量维持在 3100 万吨-3500 万吨；而云贵川地区近年来煤炭供需缺口持续扩大，净调入量从 2016 年 1751 万吨增长至 2020 年 6041 万吨，对外省煤炭依赖度持续提升，有望为公司后续煤炭销售 注入增长动能。

2.3. 将淖红铁路协同改变供应格局，降本增效彰显运输优势

公司采用公路和铁路相结合的运输方式，保障煤炭销运。公司煤炭基地位于新疆“东 大门”哈密地区，在疆内具有相对区位优势，但仍然面临距离煤炭消费终端市场较远， 运输成本高等问题。为了降低运输成本，解决煤炭外运难题，公司自建淖 矿用公路和 红淖铁路，采用公路和铁路相结合的方式进行煤炭运输。在红淖铁路开通之前，煤炭外 运主要通过淖 公路。 淖 公路起于哈密淖毛湖，终于甘肃 沟，全长 409 公里，2010 年 9 月正式通车， 运力 3000 万吨以上，打通了淖毛湖煤矿连接甘肃河西煤炭市场的通道，使淖毛湖煤矿 大规模开发步入实质性阶段。

与公路运输相比，铁路运输具有运距长、运量大等特点，是实现疆煤外运的主要运 输方式。公司建设的红淖铁路（新疆红 河 -淖毛湖）是国家铁路路网规划中“北翼通道” 的重要组成部分，也是疆内资源实现外运的重要通道。当地货物从这里出发，分别与兰 新铁路和哈临铁路相连，进而到达河西走廊、川渝、内蒙及京津冀等地区，是连接南北 翼运输通道的重要纽带，有助于推进“疆煤东运”，促进资源优势转化为经济优势。红淖 铁路于 2019 年 1 月开通试运营，2020 年 11 月投产转固，铁路全长 435.6 公里，初期年 运力 3950 万吨，远期有望达 1.5 亿吨。 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 92.7708%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 41.76 亿元。 广汇能源作为业绩承诺方承诺铁路公司 2022 年度、2023 年度和 2024 年度扣非净 利润不低于 1.59 亿元、3.51 亿元和 4.96 亿元。本次交易进一步优化了主营业务结构， 提升公司在能源领域的业务专注度，与公司 2021-2025 向绿色能源方向战略转型目标相 协同，也有助于消除公司与广汇物流之间潜在的同业竞争问题。

将-淖-红铁路协同发展，外运优势凸显。2022 年 10 月，红淖铁路股权转让交易交 割完成，广汇能源控股子公司广汇物流拥有红淖铁路控制权。同时，广汇物流 2020 年 6 月参股建设的将淖铁路（持股比例 18.92%）已于 2024 年 1 月 15 日正式通车。 将淖铁路全长 431.67 公里，设计初期运能 2200 万吨，远期运能 7000 万吨。线路东 端自红淖铁路白石湖南站引出，沿天山北麓向西，经巴里坤县、木垒县、奇台县三县北 部地区，西端与乌将铁路相接，连通兰新铁路、额哈铁路，形成出疆北部新通道。将淖 铁路建成后，将-淖-红铁路将协同发展，缩短煤炭运输距离和时间，显著提升公司货运 量，改变区域煤炭供应格局，凸显疆煤外运优势。

公司自建物流基地，构筑产运销体系，进一步保障煤炭外运出疆。公司自建物流基 地，通过在资源紧缺地区布局储运基地从而将煤炭进行销售前移，将其作为煤炭销售的 前置仓，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。此外，通过 “点对点”运输，提高铁路运输效率，提升疆煤外运量，进一步保障公司煤炭外运出疆。 （1） 甘肃 沟能源物流基地： 2011 年，公司在淖 矿用公路终点投资建设煤炭 综合物流园，占地面积 90 万平方米，总投资 2.87 亿元。截至 23 年 3 月， 沟物流园年煤炭运营量达 1200 万吨（其中铁路 1000 万吨，公路 200 万 吨），2023 年规划改造后年运营量将达 3000 万吨。目前 沟物流园是淖毛 湖煤炭基地向东运输进入河西走廊的重要集散基地，主要辐射甘肃全域及 青海以西。 （2） 四川广元综合能源物流基地：22 年 7 月，广汇集团与四川广元市政府签署 了《广汇四川广元综合物流基地项目投资合作协议》，就新建广元物流基地 项目达成战略合作。根据规划，项目一期计划于 24 年 12 月底前投运，煤 炭运营能力不低于 1000 万吨。二期计划 27 年 6 月底前投运，预计实现煤 炭运营能力 2000-3000 万吨，该物流基地将辐射川渝云贵，项目建成后将进 一步提升公司物流和储运优势，填补川渝煤炭需求缺口。（3） 宁夏宁东综合能源物流基地：23 年 2 月，控股股东广汇集团与宁东管委会 签署了合作协议，公司拟在宁东设立子公司广汇能源宁夏煤炭销售中心，主 要从事疆煤以及甲醇、煤焦油等化工产品在宁东煤炭储运基地及周边区域 销售。宁东管委会将积极协调国铁和各地方铁路局以保障运力，争取煤炭通 过铁路从新疆“点对点”运至广汇宁东基地及周边直接用户，填补宁夏地区 用煤需求缺口。

2.4. 产量高增提供业绩弹性，成本优势铸就护城河

保供政策下公司煤炭产能持续释放，产销量进入高速增长期。2022 年公司实现煤炭 产量 2406.3 万吨，同比增长 72%，23 年前三季度实现产量 1942.57 万吨，同比增长 14%； 2022 年公司实现煤炭销量 2670.30 万吨，同比增长 34%，23 年前三季度实现煤炭销量 2288.99 万吨，同比增长 19.29%。

2021-2022 年行业高景气下煤价明显上涨，公司煤炭板块业绩大幅增长。以新疆哈 密地区 6000 大卡动力煤坑口均价为例，2020、2021、2022 年均价分别约为 251 元/吨、 369 元/吨、769 元/吨，2021 年和 2022 年分别同比增加 47%和 108%。煤价上涨叠加销 量增加，驱动公司煤炭板块业绩大幅提升，2021-2022 年公司煤炭板块实现毛利 36.48 亿元和 67.27 亿元，同比增长 345%和 84%。 2023 年国内供需实际偏紧，国际进口冲击导致煤价中枢下。截至 23 年 12 月底， 煤炭社会库存较年初增加 4637 万吨左右，而在此期间，我国煤炭进口数大幅增长，2023 年全年较去年同期累计多进口 18108 万吨左右。据此推算，2023 年我国国内煤炭供给缺 口约 13471 万吨左右。因此我们分析认为，2023 年国内煤价受进口煤冲击承压回落，但 供需状况实际偏紧。截至 23 年 12 月，哈密地区 6000 大卡动力煤坑口均价为 640 元/吨， 相较于年初，降幅达 20.99%。

中长期来看，未来随着部分资源枯竭型产能逐步退出，国内煤炭供给情况预计仍然 偏紧，煤价中枢将维持相对高位，而公司新投产煤矿产能稳定释放，有望大幅增加利润 弹性。

公司马朗煤矿预期将于 2024 年一季度顺利投产，2024 年将带来煤炭产量增量约 2000 万吨，叠加白石湖矿区扩产，预计 2024 年全年煤炭总产量（含自用）将提升至 5000 万吨；同时马朗矿区出产煤炭平均热值高达 6000 大卡/kg，较白石湖矿区煤炭平均热值高出 1000 大卡/kg，较高的热值将使其单位售价比白石湖矿区煤炭高，受益于此，公司 煤炭单位毛利也将有所上升。 经测算，假设 2024 年公司煤炭销售均价持稳于 440 元/吨，单吨净利润 100 元/吨， 同时预计 2024 年公司煤炭总销量 5200 万吨，中性情况下，预计 2024 年煤炭板块将带 来税后净利润 52 亿元。

即便后续悲观情况下，国内煤炭供需宽松预期得到进一步增强，考虑到公司煤炭的 成本优势，在疆外市场有较强的价格竞争力，预期也不会影响公司煤炭外销。煤炭外运 总成本主要由开采成本与运输成本两部分组成。公司煤矿属于优质露天煤矿，2023 年开 采完全成本约 130 元/吨，远低于陕蒙地区 260-320 元/吨水平，开采成本优势显著。但 由于地处新疆位置偏远，运输成本较高，以往对于疆煤外运形成较大制约，不过通过将 淖红铁路的协同，公司煤炭出疆运费明显下降，成功打破疆煤外运瓶颈。 经测算，以 5500 大卡动力煤为例，目前公司煤炭在甘肃和四川市场的总成本分别 约为 446 元/吨和 536 元/吨，较陕蒙地区煤炭已经有总成本优势；而在宁夏市场的总成 本约为 445 元/吨，仅略高于内蒙古鄂尔多斯煤炭，较陕西地区煤炭仍有总成本优势。因 此，总体上看在西部地区煤炭市场已经具备较强的成本优势。

极端悲观情况下，即使国内环渤海港口煤价大幅下跌至 500-700 元/吨低位水平，我 们测算下公司煤炭外运仍然具备经济性。其中在甘肃和宁夏市场，港口煤价跌至 600 元 /吨时，公司煤炭总成本仍低于当地售价；在四川市场，港口煤价跌至 500 元/吨时，公 司煤炭销售仍有明显利润。

综上所述，公司煤炭在西部市场具有显著成本优势，这在一方面赋予了公司煤炭板 块高盈利弹性，另一方面也有力保障了后续新增产能在疆外市场的扩展和销售，长期来 看有助于公司煤炭业绩的持续释放。

3. LNG 自产+贸易并举，构筑天然气核心竞争力

3.1. 天然气业务稳步扩张，业绩再破前高

公司于 2002 年 6 月开始涉足液化天然气领域，于 2004 年 9 月正式投产天然气项 目。2009 年，公司完成对哈萨克斯坦 TBM 公司 49%的股权收购，正式介入石油和天然 气上游开发领域。近十年来，随着吉木乃 LNG 工厂、哈密新能源工厂、启东 LNG 接收 站等项目陆续投产，公司天然气业务发展迅速。

按照天然气获取方式划分，公司天然气板块业务主要包括生产和贸易两部分。其中， LNG 生产包括利用自有油气田开采和利用自有煤炭通过煤化工生产两种方式。目前自 产气主要来自哈密新能源工厂，对应项目为哈密新能源 7 亿方/年的煤制 LNG 项目，产 能合计 50 万吨。 其中，哈密新能源工厂以淖毛湖矿区自有煤炭为原料，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。这些煤制 LNG 的原料为公司自有矿区开 采的煤炭，具有成本低、供应稳定的优势。

贸易气方面，公司是国内最早从事 LNG 进口的民营企业之一，2017 年 6 月开启 LNG 全球贸易业务，主要通过启东 LNG 接收站引进国外 LNG 资源至国内销售，通过 贸易价差实现利润。

总体来看，近年天然气板块蓬勃发展，营收再度大幅突破。2016 年以来，公司天然 气销量稳步增长，并带动营收逐年攀升，从 16 年的 22.07 亿元增长到 22 年的 344.63 亿 元，2016-2022 年 CAGR 高达 48.08%。2023 年上半年，公司天然气板块实现营业收入 217.02 亿元，同比增长 99.98%。

3.2. “2+3”模式灵活创收，启东站扩建释放产能

启东 LNG 接收站项目是公司在天然气板块的重要布局点，开创了“2+3”的灵活运 营模式。“2+3”指液进液出和液进气出等两种输气途径，以及境内贸易、接卸服务和国 际贸易等三种盈利模式。一方面，公司通过外购 LNG 销往境内或转口销售境外获取贸 易利差；另一方面，接收站码头也能够获取接卸和仓储服务的稳定收益。 LNG 接收站逐步扩建，周转能力持续扩张。启东 LNG 接收站一期和二期项目分别 于 2017 年和 2018 年投产运行，设计周转量分别为 60 万吨/年和 115 万吨/年。2020 年 三期项目投产运行后，设计周转量提升至 300 万吨/年。22 年 10 月，四期 5#20 万方储 罐项目进入试运营阶段，23 年正式投产运行，目前 LNG 接收站设计周转能力高达 600 万吨/年。公司 6#20 万立方米储罐项目也已完成内罐安装工作，储罐于 23 年 7 月底开 始水压试验；同时，2#泊位建设项目已完成可研报告编制。待全部规划项目完成，预计 到 2025 年周转能力将提升至 1000 万吨/年，较 2021 年底 300 万吨涨幅约 233%。

境内贸易方面，启通线入网带来增量需求，预计“液进气出”周转需求提升。2018 年，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签订《启通天然气管 线项目投资协议书》，共同投资建设启通天然气管线项目。 该项目属于广汇能源 LNG 接收站规划外输管线的一部分，全长 160km，主线线路 总体呈东南走向，设计运量 40 亿方/年，已于 2020 年 12 月投入试运行。启通线现已完 成与中石油西气东输南通站的互联互通，未来还将与江苏省重点推动的沿海管线相连接， 届时可通过沿海管线、启通天然气管道向苏南市场供气，预计可通过国家管网西气东输 南通分输站日均进气 400-800 万标方。 加强多方优势整合，输气协议保障输运。公司与南通天生港发电公司等多家公司达 成多项协议，供给规模合计达 30.5 亿方/年，此后又与中石化签署为期五年的《合作框 架协议》，协议暂定 2021 年合作天然气量合计 12 亿方，未来合作天然气气量将逐年增 至 25 亿方，达到启通天然气管线设计输气能力的 62.5%。

因此，公司启东接收站周转能力扩张与订单增长相互匹配，受益于此，近年其天然 气贸易规模逐年增长。2021 年，公司外购 LNG 销量从 2018 年的 11.54 亿方快速增长至 36.75 亿方，期间 CAGR 高达 47.12%。随着外购气销量快速增加，公司外购气销量占比 逐年提高，由 2018 年的 49%提升至 2022 年前三季度的 86%，公司天然气板块发展模式 实现由“天然气生产供应”到“天然气贸易供应”的转型。

3.3. 长协锁定低价气源，国际转售具备高利润弹性

2021-2022 年，全球天然气供给偏紧，高景气下价格中枢明显上涨。与煤炭类似， 碳中和以及 ESG 政策压制全球天然气行业历史投资，造成近年全球天然气供给较为刚 性，但需求呈现稳中有升态势，供给偏紧格局下，2021 年上半年起天然气价格开始持续 上行，2022 年俄乌冲突的发生更是进一步激化了供需矛盾。以欧洲天然气价格为例，一 度从 2021 年初的 7.27 美元/百万英热涨至 2022 年 8 月的 78 美元/百万英热，涨幅高达 973%。 随着全球天然气回暖，供需基本面修复，价格高位回落。2023 年以来，国际天然气 市场受采暖季气温偏暖、欧美储气库库存高位、全球经济增速放缓等因素影响，供需紧 张形势显著缓解。叠加乌克兰危机等地缘政治事件对国际能源市场影响的边际效应减弱， 主要地区天然气价格重心明显下移。欧洲天然气价格由 23 年初的 20.18 美元/百万英热 回落至 2023 年 8 月的 11.19 美元/百万英热，降幅达 44.5%。 全球天然气供给较为刚性，中长期价格中枢有望抬升。与煤炭类似，碳中和以及 ESG 政策压制全球天然气行业历史投资，造成近年全球天然气供给较为刚性。俄罗斯管道气 对欧洲供应的大幅减少预计短期难以恢复，未来一旦供给出现扰动或者需求回暖，将迅 速带动价格中枢上移。

公司外购的天然气贸易主要可以分为两类，一类是采购价格相对固定的长协气，其 成本相对较低，在天然气价格上涨时期利润将大幅增长，盈利弹性较高；另一类是贸易 气，其成本随当期天然气售价变化，因而难以通过贸易实现套利，更多是通过收取港口 接驳和仓储费用实现固定收益。 长协锁定低价气源，海外转售具备高利润弹性。2019 年 4 月，公司子公司广汇国际 天然气贸易公司与全球第四大石油天然气公司道达尔签订了为期十年的《LNG 购销协 议》，协议约定道达尔以长期合同和现货销售的方式向公司供应液化天然气，供货量约 70 万吨/年。由于该长协条款签订于 2019 年，正值国际油气市场低迷时期，故协议的 LNG 采购成本较低，具备高利润弹性，在行业景气阶段价差走阔背景下成为公司重要盈 利增长点。

公司自产气近年产销量小幅下滑，生产来源于哈密新能源，其利润划归在煤化工板 块。分基地来看，受斋桑油气田逐步由天然气开采向原油开采过渡影响，吉木乃工厂目 前已停产，天然气产量大幅下降；哈密新能源工厂的煤制 LNG 年产量维持在 7 亿方左 右，而 23 年受到年度检修、蒸汽锅炉故障等因素影响，产量同比下滑。2022 年公司自 产 LNG 产量为 7.85 亿方，同比下降 11%。23 年上半年产量为 3.09 亿方，同比下降 20.52%。综合来看，公司自产 LNG 产量呈下滑趋势。 吉木乃工厂生产重心由天然气转向原油，项目建设进度稳步推进。吉木乃工厂的气 源主要依靠其自有的哈萨克斯坦斋桑油气田。根据公司公告，截至 23 年 8 月，该项目 区块现有油井 29 口，气井 25 口。目前公司正在稳步推进斋桑油气田稠油项目开发方案。 在相关油井项目建成投产后，公司或将受益于斋桑油气田丰富的原油资源，有望再添业 绩增长新动能。

自产气生产成本低，高景气时期利润弹性较大。若假设 2024 年自产气产量小幅回 落至 5.85 亿方（折 42 万吨），产销比为 100%，则自产气销量为 42 万吨，预计 24 年全 年销售均价为 3900 元/吨，测算 24 年毛利约 7.94 亿元。

码头租赁接卸收取固定服务费用，增厚公司收益。码头建设与运营依托广汇综合物 流发展有 公司，按照一、四旺季收取 650 元/吨，二、三淡季 550 元/吨的标准收取接 卸费用。随着后续启动接收站周转能力的持续提升，预计租卸规模将持续增长，未来此 部分收益有望成为公司天然气板块稳定的利润来源。

4. 煤化工成本优势凸显，利润贡献稳定

4.1. 深度布局现代煤化工，油价上涨驱动景气回升

公司致力于现代煤化工建设，基于煤炭开采业务推动产业价值链延伸。公司目前煤 化工主要的产品是甲醇、提质煤、煤焦油以及煤化工副产品，生产原料为淖毛湖矿区自 产煤炭，供应稳定，成本优势显著。

公司煤化工产品种类丰富，主要项目包括： （1）120 万吨甲醇、7 亿方 LNG 项目：项目以煤炭为原料，主装置采用了鲁奇碎 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，主要生产工 艺是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 产乙二醇产品。 （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）120 万吨/年煤焦油加氢项目（一期 60 万吨/年）：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， 生产液化气、轻质煤焦油（石脑油）、粗白油（柴油）等主产品，兼顾尾油、干气、硫磺 等副产品。

煤化工板块毛利率与油价关联性强，营收及毛利随油价呈周期性波动。公司煤化工 业务生产采用自产煤炭，成本端较为固定，但产品价格受油价影响大，导致毛利率随油 价波动较为剧烈。 2019-2020 年，原油价格下跌背景下化工品价格持续走低，公司煤化工板块营收和 毛利随之下滑。2021 年以来，受需求端修复以及地缘政治影响下国际能源供应紧张等因 素，原油价格迎来高景气时代，公司盈利大幅提升，22 年全年煤化工业务实现营收 87.73 亿元、毛利 30.48 亿元，同比分别增长 113.57%、45.75%。

4.2. 产品价格有望维持高位，低成本带来稳定业绩支撑

受 OPEC+减产持续加码影响，23 年 6 月以来原油价格中枢一路抬升并站稳 80 美元 上方，油价上涨为煤化工产品提供了成本端支撑。综合来看，公司煤化工产品（包括甲 醇、乙醇、煤焦油及其他副产物）产销基本稳定，在当前原油价格中枢维持相对高位的背景下，受益于公司业务生产成本较低，预计将对业绩形成稳定支撑。

甲醇产销量保持稳定，预计价格高位延续。公司近年甲醇产品产销量稳步增长，2022 年实现产量 112.64 万吨、销量 138.48 万吨，同比分别增长 21.03%和 21.03%。同时价格 方面，石油等能源价格上涨推高甲醇价格，2021 年以来冲高后震荡回落，但整体价格中 枢仍居于相对高位，截至 2024 年 1 月，新疆地区甲醇市场均价约 2069.20 元/吨，同比 增长 7.78%。

煤基油品方面，公司煤基油品产销量稳步增长，2022 年产量和销量分别为 62.28 万 吨和 66.49 万吨，同比分别增长 3.96%和 8.91%。后续随着煤炭分级提质清洁利用项目 负荷提升，预计公司煤基油品产销量仍有上升空间。同时，公司煤基油品以中低温煤焦 油为主，中温煤焦油与原油价格走势基本一致，2023 年 6 月以来国际油价及煤炭价格中 枢明显上移，成本对煤焦油价格支撑明显。

公司依托 1000 万吨/年煤炭分级提质综合利用项目的副产品荒煤气作为原料制乙二 醇，由于原料煤属于自产，故成本相对较低。根据《广汇能源可转换公司债券反馈意见 回复》，公司乙二醇生产成本为 1533 元/吨，完全成本为 2357 元/吨，远低于行业煤制乙 二醇成本 3750-3950 元/吨水平，成本竞争优势明显，有望为公司带来新的盈利点。

5. 布局 CCUS 和氢能，助力绿色能源转型

5.1. CCUS 及驱油项目稳步推进，成本优势明显

根据“双碳”目标，二氧化碳捕集利用及封存（CCUS）减排需求空间巨大。自 2015 年国际社会达成气候变化《巴黎协定》以来，世界各国陆续制定碳中和目标行动方案， 我国也在 2020 年明确提出 2030 年“碳达峰”与 2060 年“碳中和”目标。各国碳中和 方案的提出为碳中和技术发展提供了有利契机。

目前二氧化碳减排主要有三种途径，一是提高能源利用效率，二是开发清洁能源， 三是进行二氧化碳捕集利用及封存即 CCUS。CCUS 是指把 CO2 从工业或相关能源的排 放源中捕集分离出来，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。 据我国生态环境部预测，2030 年、2050 年、2060 年我国减排需求潜力分别为 0.2- 4.08 亿吨、6-14.5 亿吨、10-18.2 亿吨二氧化碳/年。分行业来看，煤电行业二氧化碳减排 需求潜力最大，预计 2030 年减排需求潜力 0.2 亿吨/年，2060 年增至 2-5 亿吨/年。

基于“绿色革命”为主题的第二次战略转型升级目标，公司引入国内领先的 CCUS 应用技术，拟整体规划建设 300 万吨/年二氧化碳捕集、管输及驱油一体化项目，采用分 期建设。 目前首期 10 万吨/年 CCUS 项目于 2022 年 3 月开工建设，已于 2023 年 3 月投产。 首期主要布局具有高纯度二氧化碳的吐哈油田，并以此为中心向新疆地区其他油田辐射， 在新疆地区大力推广二氧化碳驱油技术，预计采收率可提升 10-30%，在实现二氧化碳 减排目标的同时，不断增加油田采收。 公司发展 CCUS 项目在碳源、工艺、运输、初始投入等方面具有明显成本优势。碳 源方面，该项目拟采用子公司广汇新能源的低温甲醇洗排放尾气作为原料气，其中 CO2 超过 80%，可以简化捕集流程、降低捕集成本；工艺技术方面，采用干法精脱硫、吸附 净化与液化精馏组合工艺，在国内外已设计建设多套装置，工艺先进可靠；运输方面， 该项目生产的液体 CO2 产品拟用于周缘油气田驱油，产品生产地距使用地近，物流运 输成本低；项目投资方面，该项目公用工程无需新建，全部依托广汇新能源，故初始投 入较低。

5.2. 加速氢能产业布局，实现经济、社会效益双提升

氢能是一种清洁无碳、灵活高效、应用场景丰富的二次能源，可实现电、气、热等 不同能源形式的互相转化，减排效应十分显著。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 18%，成为全球未来能源战略结构转型的战略方向。 公司发展氢能具有原料供应、生产制造、终端应用等多场景优势：第一，由于新疆 有丰富的煤炭、油气、风、光等自然资源，在制氢方面有天然优势。第二，氢的生产、 储存、运输、配送和终端使用，与天然气产业链有极高相似度，公司可充分借力现有成 熟的天然气全产业链优势，为氢能产业链发展夯实基础。最后，高寒地区锂电性能大幅 下降，纯电动汽车优势不在，而传统燃油汽车会造成大量空气污染，因此新疆具备发展 氢能及氢能汽车的必要。

发布氢能规划，前瞻性转型升级。2022 年 1 月，公司发布《氢能产业链发展战略规 划纲要（2022-2030 年）》，将以现有的化工制氢（灰氢）为基础，通过新能源发电—电 解水制氢（绿氢）作为突破口，逐步实现交通用能替代、绿色电力替代和化工用氢替代， 将新能源建设规模从 100 万 kW 发展到 625 万 kW，二氧化碳减少量从每年 244.90 万 t 扩展到每年 1530.87 万 t，努力在 2022-2030 年实现向绿色新能源转型发展。 除制氢收益以外，节能减碳预计也将带来一定经济效益。根据公司公告，预计到 2030 年底，氢能产业链综合利用项目每年可减少二氧化碳排放量合计约 1782.63 万吨，仅碳 交易业务可增加收益约 8 亿元（根据北京市绿色交易所 2021 年全年碳交易平均每吨 44.89 元/吨计算），预计对公司未来的经营业绩与社会效益均将产生积极的正面影响。

（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。）