【申万宏源】“疆煤外运”行业深度报告：供需端错配，从能源安全与通道能力角度重新审视“疆煤外运”.pdf

2023-12-13

27页

1MB

一、“气煤油”多种资源并具，打造特色能源公司品牌

1.1 立足新疆资源优势，形成以能源为核心的五大产业格局

广汇能源股份有限公司创始于 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。

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，控股股东是新疆广汇实业投资集团，控股比例 34.23%，实际控制人是孙广信先生，控股比例 17.14%。公司是集上游煤炭开采、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。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）、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。

以“一二三四“战略为导向，转型成为新能源与传统能源相结合的综合开发企业。 2021 年，启动以“绿色革命”为主题的第二次战略转型升级，重点突出天然气业务，兼顾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。

2022-2027 年，公司将继续围绕煤炭、煤化工、天然气、启东码头等项目进行产业产能升级；积极布局清洁能源和二氧化碳捕集与利用产业，以价值链为纽带建成生产安全稳定、产品品质优、市场前景好、协作紧密、环境友好的现代煤化工产业集群和新能源基地。

1.2 业绩增长显著，煤炭业务为利润端主要贡献

公司营业收入持续增长。2013 年-2020 年，公司营业收入平稳增长，天然气业务为公司营收的主要贡献。2021 年-2022 年，受煤气等化石能源价格上涨影响以及煤、气业务扩张，公司营收显著增长。2023 年，能源价格回落，公司净利润同比下降。煤炭业务为利润端占比增长明显。2021 年以来，煤价大幅上涨，煤炭业务毛利率大幅增长，毛利占比由 19%（2020 年）增长到 38%（2021 年）。天然气业务由于贸易量占比提升，毛利率有所下降。煤化工业务毛利率呈现周期波动特征，2022 年毛利率为 34.7%，同比下降 16.2pct。

成本控制能力稳健，费用率持续下降。公司坚持推进精细化管理工作，推动各项措施向基层班组延伸融合，制定了有效的内部控制体系和制度汇编。在公司健全科学的管理模式下，各项费用率稳步下降，截至 2023 年 9 月 30 日，公司各项费用率为 3.1%，较 2013 年下降 14.1pct。盈利方面，2023 年受主要产品价格同比下跌影响，公司销售毛利率和净利率均有所小幅下降，截至 2023 年 9 月 30 日，公司销售毛利率为 16.9%，同比下降 16.3pct，销售净利率为 9.5%，同比下降 12.8pct。

二、煤炭业务：构建产运销体系，产能增长空间广阔

2.1 新疆煤炭资源丰富，国内生产重心向新疆集中

新疆矿产资源丰富，且埋藏深度较低易于开采。根据 2022 年全国矿产资源储量统计表，新疆煤炭可采储量为 342 亿吨，占全国可采储量 17%，居于全国第三位。根据《新疆维吾尔自治区矿产资源总体规划（2021-2025 年）》，新疆是我国重要的矿产资源接替区，查明煤炭资源储量 4500 亿吨，位列全国第二。新疆煤炭资源的埋深较浅，地质构造较为简单，开发条件良好，开采成本低。300 m 以浅煤炭预测资源量达到 2497 亿吨，占全疆 1000 m 以浅预测总量的 20%。

疆内煤炭主产区可分为四大矿区，以动力煤为主。新疆煤炭资源具有煤层厚度大、煤层多、地质构造简单等特点，主要集中在吐哈煤田、准东煤田、伊犁煤田和库拜煤田。其中，吐哈和准东煤田查明储量较多，多以电煤为主。吐哈煤田虽然查明储量低于准东煤田，但区位优势优于准东煤田，出疆运距比准东近 500-600 公里。

疆煤产量显著增长，供给比重持续提升。2016 年供给侧改革后，新疆煤炭产量增速维持在两位数以上的增长。2023 年新疆煤炭产量为 4.57 亿吨，同比增长 10.6%，增速位居主要产煤省区第一。疆煤占全国煤炭产量的 9.8%，是我国能源安全以及经济发展的重要保障。

政策端加快新疆煤矿建设，十四五规划中期调整新增 1.4 亿吨产能指标。新疆作为我国重要的能源储备基地，政府强调保证煤炭供应确保国家能源安全，产能指标持续加码。截至 2023 年 12 月，新疆已初步完成年产量 4 亿吨以上的总量任务。根据新疆发改委资料，国家十四五规划中期调整新增 1.4 亿吨产能指标，拟全部安排给新疆。

2.2 公司煤矿位于吐哈矿区，产能释放空间大

公司煤炭资源集中在哈密淖毛糊地区，储备丰富煤质优。公司拥有白石湖、马朗和东部三大矿区，集中在哈密市伊吾县。该地区主要有两类煤种，第一类吨煤含油、气比例高于国内平均水平一倍以上，属于罕见的“油气煤”，第二类煤质具备低灰、低硫、低磷、低铝、发热量高，属于优质的动力煤和化工用煤。在公司主要的三大矿区中煤炭资源量超过 60 亿吨，其中东部矿区煤炭可采储量超过 30 亿吨，在现行的建设规划下可采年限超过 200 年；白石湖煤矿和马朗煤矿可采年限均超过 40 年。

马朗煤矿投产在即，公司产能有望进一步释放。2021 年以来，公司所属白石湖煤矿作为目前唯一在产煤矿，被纳入国家发改委保供名单，产能得到两次核增。2023 年，白石湖矿区已具备年产 3000 万吨能力。同时公司积极推进白石湖煤矿核增工作，紧抓国家释放优质产能政策“窗口期”，预计 2024 年产能核增取得新突破，相关核增手续在持续办理过程中。根据公司 2023 年三季报公告，马朗煤矿各项已取得国家能源局产能置换批复，项目配套设施建设已基本完成，随时具备煤炭生产加工条件。此外，根据关于 2024 年度投资框架和融资计划的公告，公司规划广汇马朗煤矿有限公司 2024 年投资支出 16.76 亿元，主要用于马朗煤矿产能购置费、采矿权收益金、用地收益金缴纳，以及煤矿基建剥离工程、地面生产系统和各项配套保障设施项目建设。

增产保供背景下，公司煤炭产量增长显著。得益于白石湖煤矿两次产能核增，公司煤炭产量持续增长，2023 年前三季度公司煤炭产量为 1942.57 万吨，同比增长 14.13%，其中原煤产量为 1630.52 万吨，同比增长 12.90%，提质煤产量为 312.05 万吨，同比增长 21.19%。

2.3 依托红-淖-将铁路，出疆运力无忧

公司煤炭主要销往疆外地区，以甘肃和川渝地区为主。公司煤炭销售业务主要采用直销模式，以铁路和公路相结合的运输方式，扩大公司销售半径。2023 年 1-9 月，公司煤炭销售市场主要分为疆内地销（15%），甘肃市场销售（50%），其他地区例如宁夏、川渝市场销售占比（35%）。

疆外需求高涨带动公司煤炭销量持续增长。在公司疆外主要销售的地区中，甘肃省原煤净调入量稳定在 3000 万吨水平，2022 年甘肃省原煤净调入量为 3162 万吨，同比下降 15%.川渝地区原煤净调入量持续增长，2021 年川渝地区原煤净调入量为 1.06 亿吨，同比增长 15%。受疆外需求增长影响，公司煤炭销量持续增长。根据公司动态月报披露的数据，2023 年，公司煤炭销量为 3130.84 万吨，同比增长 17.24%。

以铁路和公路相结合的运输方式，保障疆煤外运。公司煤炭生产基地位于哈密地区，距离终端销售市场面临着运距长、运费高的问题。公司通过自建淖柳公路、红淖铁路，以以铁路和公路相结合的运输方式，降低了公司的煤炭运输成本，进一步扩大公司的煤炭销售半径，具备较强的成本竞争优势。 1) 淖柳公路西起哈密淖毛湖，东到甘肃柳沟，全长 480 公里，2010 年 9 月正式通车，总运输能力超过 2000 万吨，是新疆首条投入运营的“疆煤东运”公路专线，运距较之前缩短 240 公里。 2) 红淖铁路西与将淖铁路相接，东与兰新铁路相接实现出疆，全长 435.6 公里。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。2020 年红淖铁路投产转固，设计运能近 4000 万吨，完成双线电气化改造后，远期运能将达 1.5 亿吨。

优化自身业务结构和资本结构，剥离铁路股权。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限公司 92.7708%的股权全部以现金方式转让给集团控股子公司广汇物流，交易对价 41.76 亿元。公司此举不仅为了优化主营业务结构，集中资源聚焦能源开发，也有效解决广汇能源与广汇物流之间潜在的同业竞争问题，同时优化公司自身资产负债结构，提升持续盈利能力。公司作为业绩承诺方承诺 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。

“将-淖-红”铁路有力保障疆煤外运，公司成本优势凸显。2024 年 1 月 15 日，将淖铁路正式通车运营。将淖铁路全长 431.7 公里，自淖毛湖地区白石湖南站接轨引出，向西途径伊吾县、巴里坤哈萨克自治县、木垒哈萨克自治县后，抵达乌将铁路将军庙站后连接乌准铁路，向东连接红淖铁路进而实现与兰新铁路和临哈铁路相连，打通出疆北部通道。将淖铁路设计运能 4800 万吨，二线完工后将达到 1.5 亿吨以上。“将-淖-红”铁路将有力保障新疆两个最主要的煤炭基地——哈密地区和准东地区煤炭外运力度，同时实现哈密地区和准东地区诸多储量丰富的矿区有效串联。“将-淖-红”铁路整体建成贯通后将改变区域煤炭供应格局，将新疆资源优势转化为经济优势。

集团自建物流基地，以产运销储一体化进一步保障煤炭出疆。集团控股公司广汇物流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。 1) 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。 2) 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。 3) 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。 4) 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，调节季节差异及市场需求。

四大综合能源物流基地建成后，通过与上游铁路连接，形成完整的能源物流体系，大力支持新疆安全、智能、绿色的先进优质煤矿进一步释放产能，大幅延长疆煤辐射范围，提升新疆煤炭价值，推动新疆能源优势转换，为增强全国煤炭安全供应保障做出贡献。

2.4 产能释放构造业绩弹性，成本优势竞争力凸显

高煤价带动疆外需求高涨，公司煤炭销量增长显著。2021-2022 年，煤炭需求旺盛叠加去产能超预期完成，港口煤价持续上涨并维持高位。而疆煤由于开采难度低，机械化程度高具备成本优势。受高煤价的推动，疆煤需求量高涨，根据新疆发改委消息，2023 年疆煤外运量达 1.1 亿吨，同比增长 28.2%。公司由于地处新疆“东大门”的哈密地区，较于疆内具备区位优势，煤炭销量持续高速增长。2023 年前三季度，公司煤炭销量为 2288.99 万吨，同比增长 19.29%，其中原煤销量为 1874.34 万吨，同比增长 13.33%，提质煤销量为 414.65 万吨，同比增长 56.55%。

2021-2022 年量价齐升带动煤炭板块业绩显著增长，2023 年上半年营收主要靠销量驱动。2021-2022 年，公司煤炭单位价格分别为 433 元/吨、570 元/吨，同比分别增长 23%、32%，公司营收分别为 86.39 亿元、152.18 亿元，同比分别增长 136%、76%。 2023 年，受进口煤大量涌入冲击，煤价回落。2023 年上半年，公司煤炭单位价格为 447 元/吨，同比下降 80 元/吨。但由于煤炭销量同比增长 446 万吨，煤炭板块营业收入 72.22 亿元，同比增长 10.65 亿元。

当秦港煤价在 700 元/吨时，疆煤仍具外运基础。根据中国铁路总公司的运费数据，截至 2024 年 3 月 13 日，榆林至重庆的煤炭铁路运费在 220 元/吨左右，新疆哈密地区至重庆的煤炭铁路运费在 370 元/吨左右，根据我们的测算，当秦皇岛港下水煤价格在 700 元/吨以上时，疆煤销往川渝地区较于榆林煤更有竞争力。截至 2024 年 3 月 13 日，乌海至甘肃靖远的煤炭铁路运费在 96 元/吨左右，新疆哈密地区至甘肃靖远的铁路运费在 216 元/吨左右，当秦皇岛港下水煤价格在 520 元/吨以上时，疆煤销往甘肃地区较于内蒙煤更有竞争力。

公司在产煤矿为露天矿，开采成本较低。根据公司 2023 中报，公司白石湖煤矿采用露天方式开采，“单斗—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 98%以上。与动力煤主要生产煤企比较，2022 年广汇能源吨煤完全成本约为 177 元/吨，显著低于晋陕地区所产多数煤种的开采成本。而电投能源由于自身煤质较低，热值在 3900 大卡左右，开采成本最低。通过集团自建的公、铁路运输到终端市场，将进一步降低运输成本，公司煤炭出疆更具竞争力。

2024 年煤炭业务持续放量，公司煤炭业务利润有望持续增长。2024 年随着马朗煤矿投产以及白石湖煤矿产能顺利核增，公司煤炭销量有望继续维持高增长，我们预计公司 2024 年煤炭总销量（不含自用）为 4640 万吨。考虑到马朗煤矿煤种热值高于公司目前在产煤矿，马朗煤矿投产后，公司煤炭综合售价将进一步上涨，我们预计 2024 年公司煤炭综合售价为 450 元/吨，经我们测算吨煤净利润为 113 元/吨，带动煤炭板块净利润为 52.3 元。悲观情景下，如果煤炭供给持续超预期，公司煤炭售价跌至 410 元/吨，经我们测算吨煤净利润为 82 元/吨，对应煤炭业务净利润为 38.2 亿元。

更进一步，我们对马朗煤矿投产进度和煤价进行敏感性计算，假设马朗煤矿投产进度不及预期，在公司煤炭均价 410 元/吨的悲观情景下，马朗煤矿仍有望会为公司带来 8.4 亿的净利润增量。在中性情景假设下，马朗煤矿若按计划投产，则有望会为公司带来 17.3 亿的净利润增量。

综上所述，我们认为港口煤价中枢居于高位为公司煤炭出疆提供量的保障，另一方面公司煤炭低成本与产运销一体化优势放大公司煤炭业务的盈利性，随着马朗煤矿和白石湖煤矿产能持续释放，我们看好公司煤炭板块业绩将进一步增长。

三、天然气业务：自产与贸易齐头并进

3.1 我国天然气对外依存度较高，消费量持续增长

我国天然气对外依存度上升，LNG 进口量持续增长。2023 年我国天然气表观消费量为 3900 亿立方米，同比增长 7.2%，天然气进口量为 1.2 亿吨，同比增长 9.8%，按照一个标准大气压下折算，我国进口天然气 1764 亿立方米，占消费量 45.2%。在进口天然气中，LNG 因其具备经济高效、安全可靠的特点进口量持续增长。2023 年，我国进口 LNG 为 7132 万吨，同比增长 12.4%。天然气作为一次能源中唯一的清洁能源，在双碳背景下，其能源替代的作用愈发重要，下游需求释放仍有较大空间。

天然气发展步伐加快，政策要求增强供应可靠性及灵活性。中国天然气发展报告（2021）指出，通过合理引导和市场建设，2025 年天然气消费规模达到 4300 亿～ 4500 亿立方米，2030 年达到 5500 亿～6000 亿立方米，其后天然气消费稳步可持续增长，2040 年前后进入发展平台期。

3.2 以量驱动业绩，管控成本构建盈利护城河

广汇能源于 2002 年起涉足天然气行业，先后构建了海外油气资源开发、天然气液化、煤制天然气生产、能源运输、终端销售、国际贸易等全产业链发展模式。公司主要通过自有油气田开采、自有煤化工装置生产以及外购等方式获取天然气资源，多种方式组合保障气源供应。其中，自产气方面，哈密新能源公司所产 LNG 来源煤制甲醇项目所需原材料来自淖毛湖地区公司自有煤矿；外购气方面，公司凭借江苏启东 LNG 接收站依托，拥有竞争力较强的长协气源，价格优势明显。

公司 LNG 供应来源主要有以下三种方式： 1) 吉木乃 LNG 工厂通过天然气经深冷处理后生产出 LNG 产品，具备 5 亿方/年产能； 2) 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，产能为 7 亿方/年； 3) 江苏南通港吕四港区 LNG 接收站通过海外贸易，引进海外 LNG 资源，进行 LNG 销售，年周转能力已达 700 万吨，折合在一个标准大气压下约为 103 亿方/年。天然气的液化及存储技术主要系将天然气冷冻至零下 162℃，在饱和蒸汽压力接近常压的情况下进行储存，其储存容积可减少至气态下的 1/625。公司引进了德国林德公司的混合冷剂循环技术，使公司工艺技术和生产设备处于较为先进的水平。

公司天然气业绩主要依靠销量驱动，毛利率由于贸易气占比提升而有所下降。随着启东 LNG 接收站 2017 年投入运行，2018、2020 年多个储气罐建成，公司天然气销量增长显著。2022 年，公司天然气销量为 66.3 亿立方米，同比增长 45.2%，营业收入为 344.03 亿元，同比增长 190.66%。毛利为 71.92 亿元，同比增长 92.61%，毛利率为 20.9%，同比下降 10.6pct。

3.3 自产气方面：产销稳定，静待斋桑油气田生产

公司哈密新能源工厂自产气产销稳定，吉木乃向原油开采过渡。截至 2023 年 9 月，公司自产气主要靠 120 万吨甲醇联产 7 亿方 LNG 项目，该项目以自产煤炭为原料，生产 LNG、甲醇及副产品。主装置采用了碎煤加压气化和鲁奇低温甲醇洗技术，同时引进甲醇合成、二甲醚合成、硫回收、空气分离、甲烷分离五项先进成熟的国际专利工艺技术。公司不断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。2023 年前三季度，由于 20 天年度检修，公司自产气销量为 4.45 亿方，同比下降 16.12%。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，目前仅生产少量天然气保障哈国民用需求。下一步，随着斋桑油气田原油的开发加快，所产原油将通过中哈萨拉布雷克——吉木乃管道输送到国内，保障国家能源安全。

根据公司 2023 年三季度公告，斋桑油气田项目区块现有总井数 54 口，其中：油井 29 口，气井 25 口。按照斋桑油气田稠油项目开发方案，已完成 7 口新钻井的地质设计及工程设计，现已选定钻井施工队伍，并完成 1 口井的动迁工作；完成 3 口浅层直井的政府备案工作。公司已在油田 Sarybulak 主区块浅层二叠系注采井网启动了新油井 S-1002 的开钻，同时深层二叠系油藏的水平井网也陆续开工，逐步推进形成深层以水平井井网+浅层注采井网勘探开发新布局。公司斋桑油气项目区块新油井 S-1002 前期已完成钻井，目前正在开展固井质量检测工作；新油井 S-1003 钻井相关准备工作也已完成，可适时启动开钻；油气项目已进入试开采阶段，整体将根据实际试采情况确定具体的投产计划。根据《商务部关于下达 2024 年第二批原油非国营贸易进口允许量的通知》，2024 年公司原油进口配额为 30 万吨。

3.4 外贸气方面：销量持续增长，年周转能力 2026 年有望达 1000 万吨

外购气方面，启东 LNG 接收站项目实施“2+3”运营模式。“2+3”运营模式，即两种输气途径（液进液出、液进气出），三种盈利方式（境内贸易、接卸服务及国际贸易）。其中： 1) 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。 2) 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。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、聪蔚科技公司共五方经友好协商，于 2018 年 7 月 5 日签署了投资协议共同建设启通天然气管线项目，并于 2020 年 12 月投入试运行。本项目依托启东 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。

公司积极与国内大型天然气供应公司和城市燃气公司展开合作，通过启东 LNG 接收站设备进行气化，由其配套的启通天然气管线代输至国家管网西气东输南通分输站，并共同负责协调国家管网西气东输具备接收能力。根据公司《关于启通天然气管线项目投入试运行的公告》公司与中石化签署为期五年的《合作框架协议》，暂定 2021 年合作天然气量合计 12 亿方，已实现日供气 300 万方/天，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 40 亿方年输气能力的 62.5%。通过双方优势整合，强化公司启东 LNG 接收站项目具有接收国际贸易气源的窗口优势，高度利用天然气全产业链协同效应,全面布局 LNG 下游市场。 6#20 万立方米储罐项目已经建成，公司贸易气销量大幅增长。根据公司 2024 年 2 月月报，2023 年 11 月 15 日项目完成装置联调联试，具备预冷条件。2024 年 2 月通过试生产评审。6#储罐项目投产后，公司启东 LNG 接收站周转能力达 700 万吨/年。2023 年 Q1-3，公司贸易气销量为 60.43 亿方（约为 411 万吨），同比增长 55.87%。

利用国际贸易窗口优势加紧项目建设，贸易气销量仍有增长空间。根据东方网，启东 LNG 接收站还在进行 7 号 20 万方储罐可研编制和 2 号泊位相关手续办理工作。整个泊位建设工期约两年，根据公司 2024 年 2 月月报，2#泊位项目可研报告已编制完成，安全条件审查已通过。届时公司将具备两个大型泊位，可接收国际主流船型，具备超 1000 万吨/年的周转能力。启东 LNG 接收站不仅能持续获取更多海外高性价比 LNG 资源，并为此提供仓储物流仓储服务，而且能够进一步发挥对区域终端市场供应、应急调峰及满足工业用气等综合性功能，助力广汇能源穿越能源周期，实现天然气业务的持续、稳步发展。

锁定低价长协气源，盈利弹性有保证。2019 年，公司与道达尔公司签订了 LNG 购销协议。根据双方协议中规定购销 LNG 数量约为 70 万吨/年，供货周期为 10 年。2019 年正值天然气价格低位震荡，荷兰 TTF 年均价为 4.4 美元/百万英热。而受制于碳中和目标和 ESG 政策影响，国际天然气资本开支不足，供给刚性突出，天然气价格自 2022 年俄乌冲突后大幅上涨再逐步回归理性，但中枢仍高于 2019 年。公司通过长协合同控制 LNG 上游采购成本，同时又在积极主动寻找国际低价气源，提升自身天然气贸易业务的盈利弹性。

四、煤化工业务：成本优势明显，持续贡献利润增长

4.1 煤化工产业链完整，产品种类丰富

公司煤化工板块坚持产业链一体化协同发展，强化安全生产管理、不断提升装置运行质量。截至目前，公司拥有资源获取、资源转化、资源销售三个板块相结合的完整的煤化工产业链体系。公司煤化工产品种类丰富，主要包括甲醇、提质煤、煤焦油和煤化工副产品，产品市场遍布全国各地。

公司煤化工产品丰富，根据公司 2023 年三季报，公司的煤化工项目主要有： 1) 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，其它装置引进了五项国际专利，经气化、净化、合成、液化等流程处理产出甲醇、LNG 和副产品，该项目于 2013 年投产转固。 2) 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。该项目一期炭化炉共分三个系列，二系列于 2018 年 6 月投产转固，一系列于 2018 年 12 月投产转固，三系列于 2019 年 11 月投产转固。 3) 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。该项目实现了对低价值荒煤气资源的最大化利用，把荒煤气转变为有效的合成气资源，实现了公司经济效益、环保效益双赢。该项目于 2022 年 6 月投产转固。 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：项目采用国内首创的甲硫醇硫化法生产二甲基二硫联产二甲基亚砜，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，产出二甲基二硫和二甲基亚砜产品。该项目于 2020 年 12 月投产转固。 5) 120 万吨/年煤焦油加氢项目（一期规模 60 万吨/年）：该项目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。项目产品包括 1#轻质煤焦油、改质萘油、改质洗油、改质蒽油，其中：1#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。该项目 2020 年 1 月投入试运行。

4.2 主产品产销量稳定，板块业绩有望增加

公司注重精细化管理，甲醇产销量保持稳定。公司推行内部市场化，狠抓过程管控，保障装置系统产能最大化。2023 年上半年，由于公司开展为期 20 天的检修，甲醇产量为 47.34 万吨，同比下降 20.55%，甲醇销量为 95.09 万吨，同比增加 61.94%。

价格方面，2021 年甲醇价格达到峰值后回落，但总体价格仍居高位，截至 2024 年 3 月，新疆地区甲醇市场均价约为 1776 元/吨。煤单醇制法的甲醇占比高达 70%以上，因其具备成本优势占据绝对主力，而公司拥有低成本高质量的煤炭资源使得公司在市场竞争中更具成本优势。甲醇是重要的基础化工原材料之一，在化石能源总体供给有限的背景下，受原油价格影响，预计未来甲醇价格仍维持高位。

煤基油品方面，公司煤基油品产销量逐步增长。2022 年，公司煤基油品产销量分别为 62.28 万吨和 66.49 万吨，同比分别增长 3.96%和 8.91%。随着公司煤化工项目的持续推进，预计公司煤基油产销量会进一步增加。公司煤基油品与原油价格走势基本一致，原油价格走势平稳且有增长趋势，预计未来煤焦油产品价格在保持稳定的基础上略有增加。

2019-2020 年，原油价格下跌导致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，随着需求端以及国际背景的变化，公司盈利大幅提升，2022 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%。

4.3 油价中枢维持高位，拥有低成本优势

公司煤化工板块毛利率与原油价格关联性较强，毛利率随原油价格周期性波动。公司煤化工业务原料为自产煤炭，成本端波动较小，但公司产品价格受油价影响较大，所以毛利率随油价变化波动较大。

公司煤化工板块拥有天然的成本优势，单位成本远低于行业平均水平。公司利用 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，在保证质量的同时，有效降低了生产成本。根据 2020 年《广汇能源可转换公司债券反馈意见回复》，公司 2020-2025 年乙二醇生产成本有望保持在 1533 元/吨的水平，完全成本为 2249 元 /吨，而根据百川盈孚数据，2023 年行业煤制乙二醇平均成本约为 4800 元/吨水平，公司产品成本竞争优势明显，有望为公司贡献新的利润增长点。

五、创新业务：着眼未来，布局绿色能源

5.1 发挥自身优势，稳步推进 CCUS 项目

碳中和目标下，大力发展二氧化碳捕集利用与封存（CCUS）技术不仅是未来我国减少二氧化碳排放、保障能源安全的战略选择，而且是构建生态文明和实现可持续发展的重要手段。

根据《二氧化碳捕集利用与封存年度报告(2021)》，碳中和目标下中国 CCUS 减排需求为：2030 年 0.2~4.08 亿吨，2050 年 6~14.5 亿吨，2060 年 10~18.2 亿吨。分行业来看，煤电行业二氧化碳减排需求潜力最大，2030 年预计减排需求潜力为 0.2 亿吨/年， 2060 年预计减排需求潜力增加至 2-5 亿吨/年。

公司发展 CCUS 项目在技术、碳源、目标市场、工艺技术、公用工程等方面具有天然的优势。 1) 技术层面，支持本项目的建设将由新疆广汇碳科技综合利用有限公司负责实施，整合国内工程公司涉及工程设计力量完成捕集、输送工作。2) 碳源方面，碳源稳定且排放源 CO2 浓度高，有利于减少示范装置的投资和运行成本，本项目拟采用新疆广汇新能源有限公司低温甲醇洗排放的尾气作为原料气，原料气中 CO2 超过 80%，可以简化捕集流程、降低投资，大大降低捕集成本。 3) 市场方面，项目紧邻产品目标市场，市场竞争力强，本项目生产的液体 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。 4) 工艺技术方面，项目采用干法精脱硫、吸附净化与液化精馏组合工艺，该工艺在国内外已设计建设二氧化碳捕集液化装置多套。工艺技术来源明确，先进可靠。公用工程方面，本项目公用工程全部依托新疆广汇新能源有限公司，不需要新建公用工程设施。

广汇碳科技综合利用有限公司，通过引入国内领先的二氧化碳捕集(CCUS)应用技术，在哈密淖毛湖工业园区，2021 年整体规划建设 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，生产液态 CO2 产品，用于周缘油气田驱油，提高原油采收率。为大规模产业化方面提供全面的数据和经验支持，在此基础上，再投资建设规模化装置。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。根据《关于 CCUS 项目之首期“10 万吨/年二氧化碳捕集与利用示范工程”投入试运行的公告》预计可取得良好的经济效益，每年可实现减排二氧化碳 10 万吨，相当于植树近 90 万棵；同时，可通过周缘油田预计实现原油采收率提升 20%以上，预计未来 15 年实现增油 50 万吨以上，并实现节水 300 万吨以上。

5.2 围绕国家战略，部署氢能产业发展

氢能是一种清洁无碳、灵活高效、应用场景丰富的二次能源，是推动传统化石能源清洁高效利用和支撑可再生能源大规模发展的理想互联媒介，也是实现交通运输、工业用能、建筑热电联供等领域大规模深度脱碳的最佳选择。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，创造 2.5 万亿美元的市场价值，在全球能源消费中所占比重可达到 18%，成为全球未来能源战略结构转型的战略方向。广汇能源依托淖毛湖地区丰富的风能、太阳能和煤化工基地丰富的工业富余气体资源优势，以新能源（风光互补）发电—电解水制氢（绿氢）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，积极构建氢能生产—液化—运输—储存—市场应用全产业链布局，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。

公司在发展氢能产业方面同样具有天然的优势。在原料供应方面，新疆风能与光能资源蕴藏量极为丰富，是全国风、光资源最丰富的省区之一，是制氢、产氢的最佳选择；在生产制造方面，公司煤化工生产基地园区内基础设施齐备，无须额外增加公用工程投入。同时，公司已培养优质的专业技术研发人员，具备较强的研发能力；在市场需求方面，氢气的市场需求应用场景与天然气的应用高度相似，公司可充分借力现有成熟的天然气全产业链优势，为氢能产业链的发展夯实基础；在终端应用场景方面，公司在淖毛湖地区拥有 9 座加气站，均可作为氢能产业链中可充分利用的应用站点配置。 2022 年 1 月，公司发布《氢能产业链发展战略规划纲要（2022-2030 年）》，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。

（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。）