2024年广汇能源研究报告：聚焦能源主业，具有稀缺“成长”属性

1. 新疆能源巨头，全产业链布局

1.1. 致力于发展成为传统能源与新型能源相结合的能源综合开发企业

广汇能源股份有限公司（以下简称“广汇能源”或“公司”）创始于 1994 年， 2000 年 5 月在上海证券交易所上市，2012 年转型为专业化的能源开发企业，是 目前在国内外同时拥有“煤、油、气”三种资源的民营企业。 截止 2024 年一季报，新疆广汇实业投资（集团）有限公司（以下简称“广汇 集团”或“集团”）持有公司 34.72%股权，为公司第一大股东；公司实际控制人 为孙广信。

公司业务布局四大传统能源板块，并向氢能、碳捕集领域延伸转型。自上市以 来，公司立足于新疆本土及中亚，面向全球，获取丰富的天然气、煤炭和石油资源， 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。公司主营 业务包括天然气、煤炭、煤化工、油气开采四大传统能源板块，主要产品是天然气、 煤炭、甲醇、煤焦油及乙二醇。面临“碳中和”时代，公司在夯实传统能源主业的 基础上，积极进行能源转型，踏足 CCUS 和氢能领域。

1.2. 盈利规模逐年增长，整体财务状况良好

天然气、煤炭、煤化工是公司主要收入来源。近年来公司天然气、煤炭、煤 化工盈利不断增长。营业收入方面，2023 年天然气、煤炭、煤化工业务分别贡献 383.65、147.25、76.62 亿元，占主营收入比例分别为 63.2%、24.2%、12.6%。 毛利方面，2023 年天然气、煤炭、煤化工业务分别贡献 31.12、51.07、18.12 亿 元，占主营收入比例分别为 31.0%、50.9%、18.1%。

“十三五”以来，公司营收和利润规模持续增长。煤炭属于传统周期性行业， 价格变动对盈利的影响较大。“十三五”期间，国家开展执行供给侧改革，通过落 后产能出清、严控新增产能等措施，能源行业格局得到优化。随着行业格局的优 化和主营业务的深耕发展，公司营收和盈利规模逐年增长。截至 2022 年，公司实 现营收 594.1 亿元，同比增长 138.9%，2017-2022 年 CAGR 为 55.5%；实现归 母净利润 113.38 亿元，同比增长 126.6%，2017-2022 年 CAGR 为 95.1%；均创 造公司自上市后最佳水平。 全球经济放缓，能源行业景气回落，2023 年及 2024Q1 公司业绩同比下降。 2023 年全球天然气市场缓慢复苏，供需基本面趋于宽松，国际天然气价格宽幅震 荡下移。煤炭方面，在全球经济增长放缓的背景下，我国煤炭进口量大幅增长，市 场供需形势改善，煤价中枢回落。2023 年，公司实现营业收入 614.8 亿元，同比 +3.5%；归母净利润 51.73 亿元，同比-54.4%。2024H1，公司实现营业收入 172.5 亿元，同比-50.8%；归母净利润 14.55 亿元，同比-64.7%。

公司回款能力优秀，期间费用率持续下行。长期以来，公司的销售商品和劳务 收到现金/营业收入指标趋势性上升，2023 年达到 107.4%，彰显较强的回款能力， 现金流充沛。近年来公司经营保持高效，期间费用及费用率总体呈现下降趋势， 2023 年公司期间费用率为 3.4%，同比下降 0.6pct。

2. 煤炭业务：产能增量显著，业绩空间可期

2.1. 煤炭中期供给不足，疆煤战略地位举足轻重

煤炭依然是我国能源供应的压舱石。我国能源资源储备有着“富煤贫油少气” 的特点，煤炭是我国能源安全和经济安全的基础，丰富的煤炭资源能够为国家经 济的长期稳定增长提供保障。从我国能源消费结构来看，尽管近年来煤炭消费比 重持续下滑，2023 年比重达 55.3%，煤炭消费的绝对量仍处于高位，在能源供应 中作为压舱石的地位依然显著。

现有产能核增潜力基本挖掘，产量充分释放。2021 年开始，煤炭供需逐步失 衡，尤其下半年矛盾突出，煤价创历史新高。如果不考虑稳价政策，国家保供政策 的重心基本以促进产能核增、表外产能合法化等措施为主。2021-2023 年原煤产 量累计增速分别为 4.7%、9.0%、2.9%，新增产能产量充分释放。 高负荷生产带来安全事故频发。保供任务顺利完成，但高强度的生产活动也 带来了安全事故频发。根据《中华人民共和国 2022 年国民经济和社会发展统计公 报》，煤矿百万吨死亡人数 0.054 人，同比上升 22.7%。2022-2023 年全国煤矿 事故起数为 168、114 起，死亡人数分别为 245、272 人。2023 年 8 月以后，煤 矿安全事故频发，单月事故起数突破两位数，10 月安全事故多达 16 起。

安全检查趋严后，产能利用率存在隐形天花板。2023 年 9 月以来，国家陆续出台《关于进一步加强矿山安全生产工作的 意见》、《煤矿安全生产条例》、《安全生产治本攻坚三年行动方案（2024- 2026 年）》等政策以加强安监。2024 年 2 月 8 日，山西省应急管理厅、 国家矿山安全监察局山西局、山西省能源局印发《关于开展煤矿“三超” 和隐蔽工作面专项整治的通知》，决定立即在全省范围内开展煤矿“三 超”和隐蔽工作面专项整治。 2024 年 1-7 月我国原煤累计产量 26.57 亿吨，累计增速-0.8%。从日均 产量角度来看，2024 年 1-7 月全国煤炭日均产量为 1247 万吨，相较于 2023H1、2023H2 分别下降 24、34 吨/天，降幅分别为 1.9%、2.7%。

2024 年 Q2 煤炭行业产能利用率为 72.8%，同比下降 1.7pct。山西作为 我国煤炭主产省份之一，2021-2023 年产量占比分别为 29.3%、29.1%、 29.1%，产量增量占比分别为 57.2%、26.9%、30.4%，地位举足轻重。 2024H1，山西省原煤产量为 5.88 亿吨，同比下降 13.3%。

新矿批复规模下降，中长期产能增长或缺弹性。从本轮供给和过往供给比较 来看，差异体现在新矿批复数量上。根据发改委和能源局数据，新煤矿批复规模 自 2019 年以来出现下降，2020 年到 2024 年 4 月底新批建设煤矿产能 1.70 亿 吨，剔除未批先建煤矿后规模合计 1.60 亿吨，占 2023 年煤炭产量仅 3.4%，且建 设周期较长。

新疆地区煤炭资源丰富。新疆是国家确定的 14 个大型煤炭基地和 5 个大国 家综合能源基地之一，地区储量丰富。根据新疆早期地理和构造分布，地区煤炭 资源呈现出“北多南少”的趋势，按地理环境，可划分为两大赋煤区（噶尔盆地赋 煤区和塔里木盆地赋煤区）并逐步形成吐哈、准噶尔、伊犁、库拜四大煤田。

新疆预测资源量 2.19 万亿吨，占全国预测资源总量的 39.3%, 位居全国首位。 根据 2020 年霍超《新疆煤炭资源分布特征与勘查开发布局研究》表明，新疆累计 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（尚未利用 资源量 3255.23 亿吨）。从煤质上看，地区从褐煤到无烟煤均有分布，但不同煤 种主要以低变质烟煤（长焰煤、不粘煤）为主，中高变质程度的烟煤（肥煤、贫煤 和焦煤等）为辅。

产能增长空间广阔，主要集中于昌吉州、哈密市等地。根据 2022 年 5 月自 治区印发的《加快新疆大新煤炭供应保障基地建设服务国家能源安全的实施方案》 中提出，“十四五”期间新疆煤炭产能要达到 4.6 亿吨/年以上，煤炭产量 4 亿吨 以上，其中大中型煤矿产能占比 95%。根据自治区发改委公告，截至 2022 年 6 月底，新疆生产煤矿 66 处、产能 3.1 亿吨/年，建设煤矿 29 处、产能 5435 万吨 /年（新建矿产能 3295 万吨/年；改扩建煤矿产能 2140 万吨/年）。从 2022 年上 半年产能来看，新疆地区距离 4.6 亿吨产能目标仍有约 1.5 亿吨产能缺口。同时， 新疆作为我国向西开放的前沿地区，在开放合作中，新疆聚焦油气生产、煤炭煤 电煤化工等特色优势产业集群，构建新疆特色化产业生态体系。在“一带一路”和 自贸区建设的加速推进下，中国与沿线国家能源合作将更加紧密，煤炭销售未来 成长空间广阔。 分地区来看，昌吉州、哈密市及伊犁州是新疆主要生产基地，截至 2022 年 6 月，三个地区分别拥有产能 1.5 亿吨、7240 万吨、2590 万吨，其中昌吉州、哈密 市同时贡献未来产能增量，新增待释放产能分别为 2173 万吨、1251 万吨。

煤炭产能向西转移，疆煤释放潜力可期。近年来随着中东部地区煤炭资源枯 竭、产量衰减，我国煤炭产能逐渐向西部转移。根据《“双碳”目标下我国煤炭资 源开发布局研究》中预测，预计 2025 年，西部地区煤炭产量占比将上升至 65%， 到 2035 年，西部地区煤炭产量占比将上升到 73%。 2016 年以来，晋陕蒙新原煤产量集中度持续提升。截至 2024 年 3 月，四省 原煤产量占全国总产量的比例达到 80.9%。从当前煤矿生产趋势来看，晋陕蒙煤 炭产量在“十四五”期间仍会有一定增量，此后将随资源消耗呈下降趋势，而疆 煤在“十五五”期间有望批量投产，产量将大幅提升。

2.2. 公司煤炭资源储量丰富，产能增量空间可观

公司煤矿地处吐哈煤田，资源禀赋条件优异。公司下属三座煤矿均位于吐哈 煤田的哈密淖毛湖地区，该地区煤层结构简单，矿井多为露天矿。公司煤炭资源 禀赋条件优异，煤种分为两类：（1）“油气煤”：吨煤含油、气比例要比国内其 他煤种含油气比例高出一倍以上；（2）优质动力煤和原料煤：煤质具有低灰、低 硫、低磷、低铝、固定碳高、发热量高、挥发分高等特点。截至 2023 年末，公司 煤炭资源总量达 65.97 亿吨，可采储量达 59.12 亿吨。

公司产能增量空间可观。公司目前拥有一座在产矿井白石湖煤矿，另外两座 煤矿正在积极推进开发工作。根据公司发展规划，远期有望形成 8500 万吨/年的 煤炭产能，增量空间较大。 白石湖煤矿：目前公司在产的主力矿井，于 2017 年取得国家发改委项目 核准批复，核定产能为 800 万吨/年。2022 年 12 月 6 日，白石湖煤矿取 得新疆自治区应急管理厅的手续批复，产能核增至 1800 万吨/年。2024 年 6 月 24 日，白石湖煤矿再次取得手续批复，产能核增至 3500 万吨/ 年。 马朗煤矿：是淖毛湖矿区总体规划中的煤矿之一，煤层埋藏较浅，开采成 本较低，同时原煤平均发热量可达 6132 大卡，属于稀缺的高卡煤，具备 较高的开发利用价值。2020 年底，广汇能源收购该矿的探矿权；2021 年 10 月，公司正式取得探矿权证。2024 年 6 月 4 日，国家能源局正式印 发文件，同意马朗一号煤矿以承诺方式实施产能置换，同时产能规模由 500 万吨/年新增至 1000 万吨/年。2024 年 8 月 30 日，国家发改委正式 核准批复马朗一号煤矿项目，项目将采用露井联采的方式。 东部矿区：该矿可采储量超 30 亿吨，目前正在积极推进前期工作，争取 在“十四五”期间贡献产能，产能规划 2000 万吨。

2.3. 立足新疆辐射甘宁川渝，积极响应疆煤外运战略

公司煤炭产销两旺，稳步增长。2017 年以来，公司原煤产量每年保持持续增 长。2023 年公司实现原煤产量 2231.3 万吨，同比+9.1%；2024 年 H1 实现产量 976.67 万吨，同比-17.8%。销量方面，2023 年公司实现原煤销量 2588.3 万吨， 同比+13.3%；2024H1 实现销量 1338 万吨，同比-3.1%。

立足新疆，辐射甘肃，向外拓展宁、川渝、云贵等地。公司煤炭主要采用直 接销售模式，以铁路和公路相结合的运输方式，通过淖柳公路、红淖铁路及柳沟 物流中转基地，降低了运输和仓储成本，具备较强的成本竞争优势。同时依托区 位及运输通道双重优势，立足新疆、辐射甘肃等传统煤炭市场之外，积极开拓宁、 川、渝、云、贵、鲁等地煤炭市场，进一步扩大公司的煤炭销售半径；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，同步建立了动态的煤炭销 售价格体系，实施产品差异化的定价策略，取得了稳定的经济效益。根据 Wind 投 资者问答平台显示，以 2023 年 1-9 月销售数据来看，甘肃、宁夏、四川、重庆四 个市场的销售占比分别为 50.65%、12.21%、6.03%、6.99%。

辐射市场煤炭缺口较大，为今后产量释放提供销路。甘肃：根据 Wind 数据，截至到 2022 年，甘肃省煤炭净调入量达 3162.45 万吨，自身产量难以满足省内需求。2023 年 12 月 22 日，甘肃省发改委 发布《甘肃省 2024 年省列重大建设项目投资计划（草案）》，涉及 34 个能源项目。根据梳理，火电项目共有 10 个，总装机规模达到 18.72GW， 将在未来 2 年内建成投产，可以预见甘肃省煤炭缺口或将扩大，对煤炭 调入依赖性增强。 宁夏：2003 年宁夏自治区政府作出了开发建设宁东能源化工基地的重大 战略决策；2008 年国务院将宁东上升为“国家级重点开发区域”，要求 把宁东建设成为国家重要的大型煤炭基地、煤化工产业基地、“西电东 送”火电基地和循环经济示范区；2020 年宁东基地已经形成煤炭产能9215 万吨、煤化工产能 2450 万吨、火电装机规模 1695 万千瓦，其中 煤化工占全部工业的半壁江山，成为全国最大的煤制油、煤基烯烃生产 加工基地。根据宁夏《能源发展“十四五”规划》，到 2025 年煤炭消费 量基本目标 1.67 亿吨、弹性目标 1.85 亿吨，煤炭产量力争达到 1 亿吨。 综合来看，2025 年宁夏地区煤炭缺口保守预计在 6700-8500 万吨。 川渝：川渝地区的煤炭资源赋存条件相对较差，开采成本高、煤质差，导 致该地区是我国结构性缺煤的主要地区之一，年度煤炭缺口在 8000 万 吨以上。

淖毛湖矿区拥有两条出疆通道，未来运力持续提升匹配产量释放。目前淖毛 湖矿区主要有两条出疆通道，分别为红淖铁路、淖柳公路。其中，红淖铁路全长 435.59 公里，自淖毛湖镇引出，至兰新铁路红柳河车站。该铁路设计为国家 I 级 重型轨道电气化铁路，运力规划 2025 年达 5000 万吨、2035 年达 10300 万吨。

开采成本优势显著。根据 2023 年报中披露的煤炭产品成本明细，运费及物流 服务费、外包费用、材料费用为主要成本，占比分别为 49%、23%、20%。考虑 到公司采取直接销售模式，且主要销售区域为河西走廊一带，运距较远，运费占 比自然较高。如果剔除运费，或可以更直观观察吨煤开采成本的变化。根据梳理， 剔除运费后，2019 年以来的吨煤成本随着产量的释放逐年下降，2023 年仅为 157.3 元/吨。新疆煤炭资源具有储量丰富、分布相对集中、赋存范围广、煤层厚 度大且煤层数目多、埋藏深度浅、煤质优良等特点。公司拥有的煤炭项目开采难 度低，低廉的开采成本是核心竞争力。

疆煤外运的终端成本主要包含坑口成本和运输成本两部分，运输成本与运输 距离相关。据我的钢铁及新疆煤炭交易中心公众号的数据，按照铁路货运单价 0.2 元/吨公里来计算运费，公司煤炭产品到达甘肃兰州、重庆、四川广元、宁夏银川 的运费分别为 270、421、358、343 元/吨。截至 2024 年 9 月 2 日，新疆哈密伊 吾县坑口 Q5500（折算）报价为 265 元/吨，如果想要获得与坑口相当的利润率， 对应到甘肃兰州、重庆、四川广元、宁夏银川的售价分别为 535、685、773、758 元/吨。

3. 天然气业务：灵活销售策略，业务规模持续扩张

按照天然气资源的获取方式可将公司的天然气业务分为两大板块：自产气和 贸易气。 自产气方面： 吉木乃工厂：产能 5 亿方/年，通过天然气经深冷处理后生产出 LNG 产品，气源来自公司控制的 TBM 公司所拥有的哈萨克斯坦斋桑油气 田。 新能源工厂（哈密煤化工项目）：产能 7 亿方/年，以自产煤为原料， 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。

贸易气方面：主要依托江苏南通港吕四港区LNG接收站开展LNG贸易。 以利润为导向，灵活制定销售策略，逐步形成“2+3”运营模式。公司充分利用罐容优势，开展“淡储旺销”业务，提高盈利水平，灵活运用“锁量、 锁价、锁汇”等方式，对冲市场风险，不断拓宽下游销售渠道，大力推进窗 口期码头代接卸服务，多措并举应对价格波动影响，实现公司利润最大化。 两种输气途径：液进液出和液进气出。（1）液进液出：通过 LNG 槽车 运输，终端销售以 LNG 气化站、加注站等为主。（2）液进气出：LNG 再气化之后通过启通天然气管线运输，实现管网的互联互通销售，终端 市场以工业用户为主。 三种盈利模式：（1）境内贸易；（2）国际贸易；（3）代接卸服务。

自产气产量有所下降，未来生产有望回归稳定。近年来，公司自产气规模有 所下滑，主因吉木乃工厂产量下降。根据 Wind 投资者问答平台信息，由于斋桑油 田逐步向原油开采为主过渡，当前仅生产少量天然气保障当地民用需求，吉木乃 工厂需寻找新气源来维持生产，目前公司正在积极推进相关工作。2023 年公司实 现 LNG 产量 5.8 亿方，同比下降 26.1%，主因哈密新能源工厂进行了年度大修。 2024 年 Q1，哈密新能源工厂实现产量 1.88 亿方，生产逐步回归稳定。 油价高位，盈利有保障。哈密新能源工厂所产 LNG 来自煤制甲醇项目，原料 煤由自有煤矿提供，综合生产成本低。2022-2023 年，自产气单位成本仅为 1.46 元/方，维持稳定。销售方面，公司依托自有加气站及民用管网，一部分气源通过 槽车将 LNG 自工厂运输至各站点，实现 LNG 加注、CNG 加注及民用销售；另外 一部分气源实现市场化销售。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，2024 年 5 月新疆乌鲁木齐车用 LNG 出厂均价、新疆柴油 零售均价分别为 3771、8780 元/吨，均处于历史高位。

启东项目建设稳步推进，未来周转能力有望提升至 1000 万吨/年。2014 年 3 月， 南通港吕四港区广汇能源 LNG 分销转运站项目取得江苏发改委的核准批复。2017 年 6 月，公司南通启东吕四港一期转运站正式投入试运行，项目设计 1# 、2# 5 万方储 罐投产，设计周转量达到 60 万吨/年。随后公司分别于 2018、2020、2022 年完成三次 扩建，新增 2 座 16 万方、1 座 20 万方储罐，罐容能力达到 62 万方，周转能力达到 500 万吨/年。截至 2023 年报，五期工程 6# 20 万方储罐正在建设，已于 2024 年 4 月 10 日试运行。未来规划方面，7# 20 万方储罐将于 2025 年前投资建设，2#卸船泊位正 在办理批复手续，总体罐容能力、周转能力将有望达到 102 万方、1000 万吨/年。

管网互联互通，进一步完善下游布局。2018 年 7 月，公司控股子公司广汇综合物 流与华电江苏公司、南通国投公司、天生港发电公司、聪蔚科技公司共同签订了《启 通天然气管线项目投资协议书》，投资建设启通天然气管线项目。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。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，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。 在市场落实方面，公司在项目成立之初便与南通天生港发电有限公司等多家公司 达成多项协议，共计供气规模 30.5 亿方/年。此后，公司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，计划之后合作天然 气气量将逐年增至25亿方/年，达到启通天然气管线设计40亿方/年输气能力的62.5%。

多元引进海外气源，大小长协、现货并举。在 LNG 进口采购环节，公司制定 了灵活的比价策略和模型，长协与现货不设定固定比例，以控制采购成本为基本 原则。大长协方面：2019 年，广汇国际天然气贸易有限责任公司与全球第四大国 际石油天然气公司和全球第二大液化天然气运营商道达尔签署了《LNG购销协议》， 以长期合同和现货销售的方式向中国供应液化天然气。根据协议，购销 LNG 数量 为 70 万吨/年，为期 10 年。小长协方面：公司在 2022 年签订 12 船短协作为资 源补充，采购成本与东北亚现货价挂钩。根据码头建设规划及进度，公司正积极 开展新签长协对外商务洽谈工作，计划新增 20%-30%LNG 长协比例来匹配码头 业务规模，未来会分批逐步增加。

4. 煤化工业务：产业协同成本优势显著，受益石油高景气

4.1. 大力布局现代煤化工，产业协同发展

大力布局现代煤化工，深挖自有煤炭资源价值。基于我国“富煤贫油少气” 的基本国情，为缓解原油和天然气的进口压力，煤化工已成为国内化工行业的重 点发展领域，正在向高端化、多元化、低碳化方向迈进，产业集聚化、园区化、基 地化、规模化发展格局初步形成。国家“十四五”规划纲要提出，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， 建立产能和技术储备。公司煤化工板块坚持产业链一体化协同发展，利用自产煤炭 资源，大力布局现代煤化工产业，目前主要产品有甲醇、煤焦油、提质煤、乙二醇、 轻质煤焦油、二甲基二硫、二甲基亚砜等。

120 万吨甲醇联产 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，经气化、净化、合成、液 化等流程处理产出甲醇、LNG 和副产品。

1000 万吨/年煤炭分级提质清洁利用项目：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。

荒煤气综合利用年产 40 万吨乙二醇项目：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。

4 万吨/年二甲基二硫（DMDS）联产 1 万吨/年二甲基亚砜（DMSO）项 目：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）等产品。

120 万吨/年煤焦油加氢项目（一期规模 60 万吨）：以清洁炼化公司生 产的产品为原料，同时利用清洁炼化公司副产的荒煤气生产氢气，对煤 焦油进行加氢，最终生产为下游产品，包括轻质煤焦油、改质萘油、改质 洗油、改质蒽油。其中，轻质煤焦油可以作为优质的低硫重整原料；改质 萘油、改质洗油、改质蒽油可通过进一步精加工产出白油产品。

4.2. 原料自供成本稳定，高油价下盈利高稳

煤化工产品产销稳定。公司生产的煤制油品、甲醇、乙二醇等煤化工产品主 要采取客户自提和第三方物流运输的方式进行销售，目前以公路及铁路运输为主。 公司煤化工产品作为大宗化工原料，客户群体定位于工业企业，主要采取向客户 直接销售的模式。2023 年，公司抢抓市场机遇，持续优化销售及定价策略，实现 了产品的全产全销、优价销售。

高油价时代，煤化工在较长时间内都具有成本优势。煤化工行业和石油化工 行业的部分产品有一定重合。以重要化工原料烯烃为例，其生产工艺主要可分为 原油制路线和煤制路线。从两种生产工艺的成本规模看，煤制烯烃的成本远低于 原油制烯烃。从两种生产工艺的成本结构看，原料在生产成本中占比有所不同。 原油制烯烃中原料（石脑油）成本占 75%，石油价格上涨对原油制烯烃成本影响 较大；煤制烯烃中原料煤成本仅占 22%，煤炭价格上涨对煤制烯烃成本影响相对 较小。公司煤化工生产所需的原材料主要来源于自产煤炭，运距短，综合成本低， 同时公司充沛的煤炭储量为煤化工业务的持续增长提供了有力支撑。 产品价格跟随油价维持高位，煤化工业务盈利稳定。2020 年以来，原油价格 持续走高，推动化工产品价格走强。受益于煤化工的成本优势，公司煤化工业务 毛利率总体与石油价格走势呈正相关性。截至目前，2024 年 9 月甲醇、煤焦油、 乙二醇平均价格为 2077.5、3700、4740.0 元/吨，同比增速分别为-14.8%、-7.4%、 14.1%。

5. 石油业务：开发工作稳步推进，有望成为公司新的利润 增长点

2008 年 12 月 19 日，公司与哈萨克斯坦 TBM 公司就天然气、石油进行上下 游一体化合作签署了《框架协议》。根据协议，公司拟以 4000 万美元为对价获取 TBM 公司所拥有天然气、原油资源许可证的 49%权益。2009 年 8 月、9 月，收 购事宜分别取得国家发改委与哈萨克斯坦能源矿产资源部的批准，公司正式持有 TBM 公司 49%股权，同时间接持有斋桑油气区块 49%权益。 2013 年 9 月 13 日，公司控股子公司新疆广汇石油下属全资荷兰子公司 Rifkamp B.V. 以现金对价 1500 万美元从荷兰 Cazol B.V. 收购其持有的 TBM 公 司 3%股权，并于 2014 年 3 月 27 日完成交割，至此公司实现对斋桑油田的控股， 持股比例达到 52%。 2021 年 4 月，广汇石油与安徽光大矿业投资有限公司签订《关于油气勘探开 发合作框架协议》，就 TBM 斋桑区块石油项目的勘探开发进行合作。根据协议， 合作模式将采用产品分成模式，双方约定在斋桑区块内开采出的油气，广汇石油 与安徽光大按照 28%：72%的比例对产品（原油）进行分配；在斋桑区块地下资 源使用合同期限内安徽光大完成全部投资成本回收后，广汇石油与安徽光大按照 40%：60%的比例对产品（原油）进行分配。2024 年 1 月 27 日，广汇石油取得 商务部批复，获得 2024 年原油非国营贸易进口允许量 30 万吨。

根据 Wind 投资者问答平台信息，截至 2024 年 5 月 21 日，公司已经完成 S1002 两口开发井的钻井工作，目前正在采用氮气（气溶胶）新型工艺开展注采试 验。公司年内计划完成 10 万吨左右原油产量，在此基础上加快开发节奏，尽快实 现百万吨级的原油生产规模。 斋桑油田储量丰富，有望建成产能 300 万吨的规模级油田。根据公司公告， 斋桑油气项目区块已发现了 5 个圈闭构造，落实了 2 个油气区带（Sarybulak Main 区和 Sarybulak East 区）。其中，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，未来 可望建成年生产能力 300 万吨以上的规模级油田。此外，公司正持续开展油田增 储工作，2024 年 4 月 S-308H 井钻机顺利开钻，标志着斋桑油气田 4000 米左右 的深层增储工作已正式启动。

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