广汇能源重大利好（立足煤气）

广汇能源重大利好（立足煤气）煤炭方面，2021 年开始推进白石湖露天煤矿的手续办理及产能建设，截止目前已在哈密淖毛湖和阿勒泰富蕴两大煤区拥有伊吾、白石湖、黑顶山、淖东、淖西、阿勒安道六大煤田，勘探储量累计超过 180 亿吨；天然气方面，2013 年 6 月哈萨拉布雷克-吉木乃天然气管道正式通气，同时“150 万 Nm3/d 液化天然气项目”也正式进入全面调试与试生产阶段，2017 年、江苏南通港吕四港区 LNG 分销转运站项目一期日正式试运行，2019 年启东 LNG 接收站二期 1#16 万立方米储罐投入运行，公司 LNG 周转能力大幅提升，也标志着其从“天然气生产供应商”向“天然气运营贸易商”的转变，实质性地打开了公司战略部署中的海运能源通道； ➢ 2000-2012：登陆资本市场，剥离其他业务，确立以能源产业为中心。2002 年开始共同投资设立“新疆广汇液化天然气发展有限责任公司”，进军天然气行业，并分别于 2

（报告出品方/分析师：国盛证券 张津铭 孙琦祥）

1. 深耕传统能源一体化，布局新能源战略转型

1.1 立足传统能源，布局新能源转型

立足“煤、油、气”资源禀赋，成为集上游能源勘探生产，中游能源运输中转，下游销售于一体的大型能源上市公司。公司始创于 1994 年，原名称为新疆广汇实业股份有限公司，2000 年 5 月在上海证券交易所成功挂牌上市。

纵观公司发展历程，可以分为 3 个阶段：

➢ 2000-2012：登陆资本市场，剥离其他业务，确立以能源产业为中心。

2002 年开始共同投资设立“新疆广汇液化天然气发展有限责任公司”，进军天然气行业，并分别于 2006 年、2007 年分别通过股权收购获得天然气公司 67%和 24.99%股权；同时，煤化工领域，2007 年与控股股东"新疆广汇实业投资（集团）"共同投资建设年产 120 万吨甲醇/80 万吨二甲醚（煤基）项目，此项目于 2011 年全面投产。2012 年成功转型为专业化的能源开发上市公司，同年 6 月 5 日正式更名为广汇能源股份有限公司。

➢ 2012-2021：积极拓展“煤、油、气”布局，深耕传统能源一体化。

天然气方面，2013 年 6 月哈萨拉布雷克-吉木乃天然气管道正式通气，同时“150 万 Nm3/d 液化天然气项目”也正式进入全面调试与试生产阶段，2017 年、江苏南通港吕四港区 LNG 分销转运站项目一期日正式试运行，2019 年启东 LNG 接收站二期 1#16 万立方米储罐投入运行，公司 LNG 周转能力大幅提升，也标志着其从“天然气生产供应商”向“天然气运营贸易商”的转变，实质性地打开了公司战略部署中的海运能源通道；

煤炭方面，2021 年开始推进白石湖露天煤矿的手续办理及产能建设，截止目前已在哈密淖毛湖和阿勒泰富蕴两大煤区拥有伊吾、白石湖、黑顶山、淖东、淖西、阿勒安道六大煤田，勘探储量累计超过 180 亿吨；

石油方面，取得原油非国营贸易进口资质，在哈萨克斯坦共和国境内已获取丰富的油气资源储备，气源独家供应吉木乃工厂；一体化方面，公司同时拓展下游煤化工、中游能源运输和物流中转，规模化发展如火如荼。

➢ 2021-至今：启动以“绿色革命”为主题的第二次战略转型升级。

2021 年，设立新疆广汇碳科技综合利用有限公司，拟投资建设二氧化碳捕集（CCUS）及驱油项目，以及氢能布局，致力于成为集“新 旧”能源一体的综合化大型能源公司。

公司股权结构清晰。

根据 2022 年半年度报告，公司控股股东为新疆广汇实业投资（集团）有限责任公司，持股比例为 38.93%，实际控制人为孙广信先生。子公司以天然气、煤炭、煤化工、石油以及新能源等五个主营业务板块布局，结构清晰，协同发展。

1.2 能源价格高位，业绩增长强劲

2021 年，公司营业收入增至 248 亿元，年复合增速=23.5%（2012-2021）；公司归母净利润增至 50 亿元，年复合增速=20.1%（2012-2021）。

2021 年开始，能源行业进入高景气时代，在海内外天然气价格及煤炭价格持续创新高且迎来中长期历史高位的预期下公司业绩增长显著可期，2022 年 Q1-3，公司营业收入增至 373 亿元，同比 126%；归母净利润增至 84 亿元，同比 204%。

天然气业务为营收主要增量，煤炭业务“量价”齐升。

➢ 天然气板块：2021 年公司天然气业务收入 118.6 亿元，占营业收入比重为 47.7%；毛利和毛利率分别为 37.3 亿元、31.5%；2022 年 H1 天然气业务收入 108.5 亿元，占比 50.9%。随着启东物流公司 1#码头扩建，2#码头新卸船泊位建成，公司 LNG 转运能力预期极大提升，天然气板块业绩贡献可期；

➢ 煤炭板块：公司白石湖矿区已拥有 2000 万吨年核定产能，2021 年公司煤炭业务收入 86.4 亿元，占营业收入比重为 34.7%；毛利和毛利率分别为 36.5 亿元、42.2%；2022 年 H1 煤炭业务收入 61.5 亿元，占比 28.9%。

随着东部矿区和马朗矿区的逐步投产，以及白石湖矿区的扩建，预计至 2025 年煤炭产能增至 7500 万吨，在长期煤价高位时代，公司未来煤炭板块业绩将显著增加。

1.3 “分红承诺 股权激励”，公司发展信心十足

2022 年 4 月 25 日，公司发布《关于提高公司未来三年（2022-2024）年度现金分红比例的公告》，以及《2022 年员工持股计划（草案）》公告，其中表示：

➢ 公司计划 2022-2024 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）；

➢ 拟授予符合持股条件员工的股份总数合计 4548.75 万股，转让价格为回购成本均价 2.84 元/股。持股计划股票来源为公司回购专用证券账户中已回购的股份，考核年度为 2022-2024 年三个会计年度，业绩考核目标第一个年度归母净利润增长率不低于 100%，第二个年度归母净利润增长率不低于 200%，第三个年度归母净利润增长率不低于 300%。

2. 天然气：贸易气需求高增，天然气业务强势增长

广汇能源“自产 贸易”的采购模式，使得其长期气源供应充足得以保障，多元化并进的销售网络，也成为公司长期业绩韧性的基础。

对于公司天然气板块业绩未来增量，最重要的是其同时拥有“量 价”的双重动力，“量”主要来自启东 LNG 接收站的扩容增量，在“2 3”模式灵活运营下，2025 年启东接收站周转能力预计可扩容至 1000 万吨/年；

“价”方面，一是采购成本优势明显，公司拥有稀缺的自产气资源，且贸易气签约长协价格不受市场价波动，二是在全球天然气需求增长确定性较强的现状中，俄乌博弈带来的欧洲天然气供应不足及传导至全球天然气市场贸易重塑下的气价高企，是公司赚取行业高景气周期中，高价韧性对营收业绩的红利。

叠加欧亚大陆天然气价差阶段性倒挂，公司天然气“海外灵活转售”对业绩的贡献，业绩长虹可期。

2.1 板块灵活运营，业务扩容布局

业务模式灵活，多元化发展。

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。

公司自产气资源丰富，通过控股 TBM 公司拥有哈萨克斯坦斋桑油气田，同时淖毛湖地区自有煤源可以提供哈密新能源工厂自产 LNG。

2019 年 4 月，广汇能源与道达尔签署《LNG 购销协议》。根据合同，道达尔以长期合同和现货销售的方式通过广汇启东接收站，每年向广汇供应 70 万吨 LNG，合同期为 10 年。可见公司拥有较强的外购气长协价格气源，且不限制气源结构，故在全球天然气价格高景气赚 取海内外天然气价差。

外购气贸易，是公司天然气业务主要增长点。

近些年，随着启东 LNG 接收站建立，公司天然气业务量扩容显著。2022 年 10 月 10 日，公司公告发布表示“启东 LNG 接收站项目“四期工程（5#20 万立方米 LNG 储罐）竣工，并计划近期开展首次船舶接液工作。

启东 LNG 接收站项目背靠江苏南通港区得天独厚的地理优势，以 LNG 仓储、分销、转运为一体的能源物流基地，截至四期工程（5#20 万立方米 LNG 储罐）竣工，公司启东 LNG 周转能力大幅提升，可具备 5 座合计 62 万立方米 LNG 储罐的储存能力，年周转能力可超过 500 万吨/年。

根据公司公开平台的投资者问答结果，五期项目建设投产，2025 年启东接收站周转能力预计可扩容至 1000 万吨/年。

2021 年，公司实现 LNG 产量 8.84 亿方、外购 LNG 36.55 亿方，分别同比增加-4.71%和 22.47%，2022 年 Q1-Q3，公司实现 LNG 产量 5.62 亿方、外购 LNG 34.76 亿方，分别同比增加-14.93%和 37.62%。

2021 年，公司实现 LNG 销量 45.66 亿方、同比增加 22.28%，2022 年 Q1-Q3，公司实现 LNG 销量 41.63 亿方，同比 24.76%。

根据 LNG 销量及天然气项目营收计算，2021 年公司 LNG 单位售价约 2.6 元/方，单位成本约 1.8 元/方；2022 年 H1 公司 LNG 单位售价约 4.4 元/方。

天然气营业机制灵活，业绩增长显著。

“2 3”模式是天然气业务亮点，即两条输气途径和三种盈利模式。

公司在基础的“液进液出”模式下，增加“液进气出”的布局，销售模式从传统境内贸易、接卸服务，增加国际转货贸易等形式。

2020年底公司“液进气出”全面实现，实现气化天然气通过管网向各燃气公司、电厂等供气，从而大幅提升公司 LNG 分销转运站的运行周转能力，增加公司收益。

2021年，启东接收站通过“液进气出”方式，实现 LNG 销售量 80.67 万吨，同比增长 1540%。受俄乌博弈影响，2022 年海外天然气价格高企，亚太地区与欧洲地区气价差异化出现，公司通过国际转货贸易盈利丰厚。

2.2 “气价”高位延续，业绩长虹可期

中长期供需紧张，高价韧性仍存。

世界各国都处于新旧能源过度的转型期，天然气作为一种清洁能源，在新旧能源转型中，需求增量明显。2021 年全球天然气供应 145.3EJ，同比 4.5%；需求 145.3EJ，同比 4.5%。

欧洲是全球天然气需求中心之一，天然气消费占能源总消费 25%，且欧洲能源自给率较低，三大传统能源主要依靠俄罗斯，2021 年欧洲石油、天然气、煤炭对俄罗斯依存度（自某国进口量/总进口量）分别为 29.6%、38.6%、48%。

故随着 7 月底北流管道天然气流量下降到管道容量 20%，并在 9 月初完全停止，2022Q3 俄罗斯对欧盟的管道气出口同比下降 70%至 100 亿立方米以下，为 20 年来最低水平。

虽然欧盟已经采取行动措施，从美国、挪威等国增加 LNG 进口补充（2022 年 Q3 欧盟 LNG 进口超过 110bcm，同比 65%），但考虑到欧盟地区 LNG 接收站存量瓶颈及建设周期较长，预计在未来一至两年新的天然气贸易格局重塑且稳定前欧洲天然气供应不足现状仍将延续，高价格韧性仍存。

国内天然气供应紧张，高价支撑依旧。

俄乌博弈带来的天然气价格持续高位，使得亚太地区 LNG 进口在高价格及供应紧张格局中承压，根据 IEA 最新月报数据，2022 年 1-8 月，亚洲现货液化天然气进口量同比下降 28%，2022 年上半年，全国天然气累计生产 1095.8 亿立方米，同比 4.9%；全国天然气表观需求累计 1813.39 亿立方米，即使在高价格压力下，国内天然气需求仍维持稳定。

近几年，随着煤改气政策、清洁能源发电不断推进，能源转型周期中天然气需求韧性持续，结合 IEA 最新月报，及海外交易所天然气期货价格情况，我们预计俄罗斯然气供应的不确定性和天然气季节性需求的持续高位将为 2022/23 年供暖季以及 2023-2024 年欧洲、亚太地区天然气市场价格提供支撑，TTF 价格 2022/23 年冬季或将再创新高，2023 年-2024 年亚洲天然气价格预计将维持 50-55$/MBtu 高位。

灵活转售成为另一贸易途径，行业景气周期推动业绩长虹。

根据 IEA 数据，2022 年 1-8 月中国实际提供的液化天然气销售投标比同期购买数量多 30%，亚洲液化天然气再装载量也处于历史最高水平，同比 48%，这反映了灵活的液化天然气供应转售至欧洲的动机，可见与广汇能源相似的中国天然气供应商，在拥有较市场低价且充足气源优势下，2022 年初至今开始了在现货市场上转售的尝试，并赚得丰厚的利润，预计在欧亚大陆天然气价差阶段性倒挂存在的市场中，拥有灵活转售市场的天然气贸易商将能更快更丰厚的获取创收红利。

3. 煤炭：“产能释放 需求韧性”，煤炭业务值得期待

广汇能源煤炭业务具有“产能释放 需求韧性”优势，量价齐驱下业绩快速增长。

“量”来自于公司即将投产的马朗煤矿 1500 万吨/年产能，以及在保供政策下，白石湖、马朗、东部三矿区均能按预期顺利投产、扩产，预计 2025 年公司煤炭年产能可增至 7500 万 吨。

“价”则是煤炭行业高景气的表现，去年至今全球煤价持续高位，中长期动力煤供需紧张格局延续，而公司拥有北疆煤炭资源，沿海地区煤炭价格高位下，手握自建铁路可实现疆煤外销业务的顺利扩容。

我们预计 2022 年公司煤炭销量增至 2500 万吨，2023 年增至 3800 万吨，2024 年增至 4500 万吨，“量” “价”优势凸显，板块业绩高增。

3.1 煤矿资源禀赋，一体化外运无忧

煤矿资源禀赋，产能增量持续释放。公司在新疆区域拥有充足的、高质量的煤炭资源，可作为优质的原料煤和动力煤，通过规模化开采，可以实现煤化工板块原料自给自足和对外销售：

➢ 白石湖矿区：资源储量 17.73 亿吨，可采储量 16.92 亿吨，主产热值 5000-5500 大卡的优质原煤，主要市场为化工用煤和动力用煤。白石湖露天煤矿不仅被国家自然资源部列入绿色矿山名录，实现公司走高质量发展的阶段性目标；也被列入国家发改委保供煤矿名单，优质产能释放很快。

➢ 马朗煤矿：资源储量 18.09 亿吨，可采储量 12.98 亿吨。目前年产能 1500 万吨计划于 2022 年下半年投产，2025 年马朗煤矿拟计划年产能增至 2500 万吨/年，主产热值 6000 大卡以上的超优质原煤，可直接作为喷吹煤销售，且马朗煤矿煤质优异稀缺，低灰、低硫，煤层埋藏较浅，开采成本低，具有较高的经济价值。

➢ 东部矿区：资源储量 30.15 亿吨、可采储量 30.13 亿吨。目前东部矿区尚未进行开发，2025 年拟计划 2000 万吨年产能达产，主产热值 5000-5500 大卡的优质原煤，主要用作动力煤。

保供政策持续发力，公司煤炭产销顺畅。

2021 年，公司实现原煤产量 1029 万吨、提质 煤产量 366 万吨，分别同比增加 76.8%和 11.05%，2022 年 Q1-3，公司实现原煤产量 1444 万吨、提质煤外产量 257 万吨，分别同比增加 117.02%和-4.8%。

2021 年，公司实现原煤销量 1503 万吨、提质煤外销量 492 万吨，分别同比增加 121.1%和 35.3%，2022 年 Q1-3，公司实现原煤销量 1654 万吨、提质煤外销量 265 万吨，分别同比 64.6% 和-33.7%。

2021 年公司煤炭单吨售价约 430 元/吨，单吨成本约 250 元/吨；2022 年 H1 公司煤炭单吨售价约 527 元/吨。在国家保供稳价政策的积极推动下，根据公司发展规划，若年末马朗煤矿可投产，预计 2022 年公司煤炭销量增至 2500 万吨，同比增加 500 万吨。

疆煤优势集中，支撑公司销售半径扩大。

公司煤炭销售区域主要集中在疆外，2022 年前三季度疆外销售占比约 83%，疆内销售占比约 17%，公司煤炭外销至疆外具有诸多优势：

➢ 1）低成本优势，公司开采平均成本约 130 元/吨，远低于陕蒙地区露天矿开采完全成本 230-250 元/吨，虽然新疆运输距离较远成本大，但以目前公司煤炭运输至甘肃地区费用约 220 元/吨计算，至甘肃地区煤炭销售价格（850-900 元/吨）相比陕蒙煤炭在甘肃地区售价（1150 元/吨）大有优势；

➢ 2）低硫为川渝地区化工等下游刚需，川渝地区化工用煤多为陕煤，陕煤品质主要是高卡高硫，近年来随着国家和各地政府对化工厂环保的要求越来越严格，新疆煤高卡低硫的优势体现，成为下游刚需；

➢ 3）西部地区缺煤现况严重，随着甘肃等西部地区近年来化工行业蓬勃发展，耗煤需求逐年攀升，同时甘肃是我国西电东送的重要地区，煤电装机逐渐扩大对甘肃煤耗需求压力增强，叠加近几年甘肃省内煤炭供应已现瓶颈，煤炭供需缺口扩大，未来公司在甘肃地区煤炭销售绝对量级将逐渐增加。

一体化优势凸显，疆煤外运无忧。

在疆外地区煤价持续高位，疆煤外运空间逐渐扩大的条件下，通过自建淖柳公路、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，公司积极开拓川、渝、云、贵等地煤炭市场，加强无烟喷吹煤及高卡动力煤销售，取得了稳定的经济效益。

➢ 红淖铁路：初期运能为 3950 万吨/年，现运输能力已增至 6000 万吨/年，根据公司 公告数据，未来年运能可增至 1.5 亿吨/年。

红淖铁路始发于哈密地区甘新交界处的兰新铁路红柳河车站，终于伊吾县淖毛湖镇，可通过兰新铁路和哈临铁路延伸外运能力至河西走廊、川渝、华北地区，是煤炭和煤化工等业务的外运通道。

虽然 2022 年 5 月 30 日公司公告转让新疆红淖三铁路有限公司 92.77%股权，但不会影响公司煤炭外运稳定性，且仍可以低成本运价提供公司物流服务。

➢ 淖柳公路：年运能可达 1000 万吨/年，始发于伊吾县淖毛湖广汇新能源化工生产区，终于兰新铁路柳沟车站，柳沟站是西煤东运重要的节点，成功打通了疆煤与甘肃河西走廊的运输通道，解决公司煤炭外运销售的瓶颈，进一步扩大公司的煤炭销售半径。

随着红淖铁路逐步货运扩容，2021 年公司完成货物运输量 1179.18 万吨，同比增长 37.9%，未来在铁路扩容和疆煤外运需求增量的预期下，公司煤炭外运收益将愈发凸显。

3.2 煤价高位延续，煤炭业务值得期待

短期供应难现增量，中长期资本开支不足。

短期来看，增产保供政策在联合推动下，已取得明显效果，当前煤炭产量处于历史最好水平，原煤产量难现突破更多反应产能释放瓶颈已至，维持 2022 年动力煤月均产量 2.8-3.2 亿吨预期，四季度或小幅提高。

长期来看，在能源转型、“双碳”背景下，煤企出于对行业未来前景的担忧以及考虑到新建煤矿面临的较长时间成本和巨额的资金投入，普遍对传统主业资本再投入的意愿较弱，这也意味着我国未来新建煤矿数量有限。

此外，煤炭作为不可再生资源，随着开采年限的增长，亦面对资源枯竭、产量下滑的压力，因此从长周期角度而言，煤炭产量天花板逐步显现，煤炭资源将显得愈发稀缺。同时随着海外能源价格持续高位，我国在煤炭价格管控得当的条件下，海内外煤价倒挂或阶段性成常态，2021年创新高煤炭进口量难再现，预期中长期维持全年 1.4-1.7 亿吨进口动力煤补充。 供应增速不足需求，中长期高煤价延续。

在能源转型的周期中，双轨制市场结构下，动力煤需求以非电煤需求为核心，气温是需求高位的关键因素。

非电煤市场供需紧张，支撑动力煤价格维持高位，且带来煤价“淡季不淡”的逆季节性规律，而气温则会延后市场对煤炭达峰预期和旺季煤炭需求超预期对行业景气度的支撑。如果“极寒”和“极热”的天气延续，高温高日耗，会加速煤炭社会库存去化，同时能源供应脆弱，电源系统配置不足，煤电装机无法体现其灵活调峰能力，也带来了市场对煤炭达峰预期延后，中长期煤炭消费韧性依旧的预期。

4. 煤化工：能源价格高位，一体化优势凸显

原材料自给自足，经济效益显著。

公司煤化工生产原材料主要来源于自产煤炭，能源价格高位下，公司煤炭自产不仅为煤化工业务的持续增长提供了有力支撑，更重要的是在煤化工品种因成本推动涨价的现状中，公司可以通过低成本竞争优势，获得业务高利润业绩。

2021 年煤化工业务营收 41.08 亿元，同比 85.74%，2022 年 H1 煤化工业务营收 35.84 亿元，同比 16.81%；2021 年煤化工业务营业成本 20.16 亿元，同比 9.24%，费控管控得当，成本增速逐渐放缓。

公司煤化工项目丰富，采取直销模式，同时结合产品成本、产品质量和市场竞争力等因素定价，可以追求长期利润最大化。

➢ 120 万吨甲醇、7 亿方 LNG 项目：以煤炭为原料，产出甲醇、LNG 和副产品，是国内最大的以甲醇和 LNG 为主产品的现代化工企业，同时环保节能高效，硫回收率超过 99.2%；

➢ 1000 万吨/年煤炭分级提质清洁利用项目：自有白石湖煤炭为原料，主要生产工艺是对块煤进行分级提质、建立“煤-化-油“生产模式，生产提质煤和煤焦油，副产荒煤气可作下游公司煤焦油加氢项目的制氢气源，也可以用作“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：以副产的品荒煤气为原料，生产乙二醇产品，2022 年已顺利投产；

➢ 4 万吨/年二甲基二硫（DMDS）联产 1 万吨/年二甲基亚砜（DMSO）项目：以公司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。

成熟的生产工艺及稳定的生产项目，使得公司煤化工各品种生产稳定，即使在设备检修，技改创新等工程影响下，仍能维持稳定产销业务工作安排。

2022 年 Q1-3，公司生产甲醇 82.6 万吨，同比-4%，销售甲醇 81.13 万吨，同比-5%；乙二醇产量 7.98 万吨，销量 7.87 万吨；煤基油品产量 44.58 万吨，同比 1.3%，销量 46.84 万吨，同比 4%。

煤化工产品价格高位延续。

2022 年上半年，俄乌战争导致石油和天然气供给进一步恶化，欧洲天然气化工产面临原料短缺等问题，能源价格居高不下，导致煤化工产品受成本推动的影响价格重心抬升且高位震荡。

2022 年 1-8 月，国内甲醇新疆现货均价为 2160 元/吨，同比去年同期 26.7%。

后市短期甲醇供应回归预期强于需求，供需边际转弱，但在能源强势成本支撑及金九银十旺季需求预期支撑下，预计甲醇市场或稳中偏强运行；2022 年上半年国内甲醇下游消费量约 4425.35 万吨，同比增长 8%，需求高增速延续，中长期来看全国甲醇需求韧性坚挺，支撑公司甲醇项目产销稳定。

除了甲醇，煤焦油产品 2022 年上半年价格重心大幅上移，成本面支撑明显。加之国内成品油价格连续上调，提振油品市场交投气氛，下游加氢企业需求旺盛。

而受环保等政策面影响，煤炭分质利用企业负荷相对较低，煤焦油供应维持偏紧局面，国内中温煤焦油市场整体呈现高位偏强运行。

根据《广汇能源 2022 年半年报》数据，2022 年上半年，陕西市场均价 4185.78 元/吨，同比增长 64.68%，新疆市场比重 1 以下煤焦油从年初 2700 元/吨最高涨至 4500 元/吨，涨幅高达 66.67%。

低成本竞争优势明显，支撑煤化工项目业绩稳定。

在甲醇价格高位震荡的市场中，公司甲醇生产原材料为自产煤，根据公司年报计算出公司吨煤开采成本平均约为 230 元/吨，相比之下，截止 2022 年 9 月末，全国甲醇/乙二醇原料煤平均价格分别约 1200 元/吨、800 元/吨，同比 2020 年同期高出 800 元/吨、500 元/吨，可见公司自产煤成本远低于行业平均水平。

公司变废为宝用煤荒气制乙二醇，相比行业煤制乙二醇大幅降低成本，根据《广汇能源可转换债券反馈意见回复》数据，乙二醇生产成本为 1533 元/吨，完全成本为 2147 元/吨，相比之下，行业煤制乙二醇约为 3700-3800 元/吨。

故低成本在能源价格高位的市场中，可以获得竞争优势，同时产品定价的议价能力也会支撑公司销售市场的顺畅稳定。

5. 其他：清洁能源转型已规划，石油资源开发已布局

5.1 石油：持有斋桑区块油气权益，合作模式布局开采

油气资源禀赋，合作开采模式成功。

2009 年公司通过发改委核准批复，收购哈萨克斯坦 BM 公司 49%权益，进而间接持有摘桑油气区块 49%权益，根据最新公告数据，斋桑区石油储量约 2.58 亿吨，规划合计部署新井 128 口，产能规模 200 万吨/年。

2021 年 4 月公司全资子公司广汇石油与安徽光大矿业合作，对 TBM 斋桑区石油项目合作开发、互利共赢。

根据《广汇能源 2022 年半年报》数据，目前哈萨克斯坦斋桑油气开发项目主要处于稠油试采阶段，天然气正常生产并已产生稳定的现金流。现有总井数 54 口，其中：油井 29 口，气井 25 口。报告期内，安徽光大完成 2022 年斋桑油气田稠油项目开发方案，正在按照该方案有序推进。

5.2 清洁能源：CCUS 及驱油&氢能，转型布局稳中有进

碳中和目标重要技术部署，CCUS 快速发展。CCUS 即二氧化碳捕集、利用与封存，以实 现二氧化碳永久减排的过程。

根据《中国二氧化碳捕集利用与封存(CCUS) 年度报告(2021)》数据，我国已具备 CCUS 各技术环节均取得了显著进展，部分技术已经具备商业化应用潜力，且碳中和目标下的中国 CCUS 减排需求潜力巨大，2030年预计 0.2~4.08 亿吨，2050 年预计 6~14.5 亿吨，2060 年预计 10~18.2 亿吨；

分行业看，煤电行业预计 2025 年二氧化碳减排需求潜力 0.06 亿吨/年，2030 年增至 0.2 亿吨/年，钢铁行业预计 2025 年二氧化碳减排需求潜力 0.01 亿吨/年，2030 年增至 0.02-0.05 亿吨/年。

首期 CCUS 项目及驱油已开工，10 万吨/年预计 2023 年投产。2022 年 3 月 15 日公司发布《关于二氧化碳捕集、管输及驱油一体化（CCUS）项目正式开工建设的公告》，表示全资子公司广汇碳科技公司整体规划建设的 300 万吨/年二氧化碳捕集、管输及驱油一体化项目（首期建设 10 万吨/年二氧化碳捕集与驱油用示范工程）目前已正式开工建设，计划能够 2022 年 12 月结束建设周期，2023 年顺利投产。

根据公司公告中表明的业务需求布局，已经与新疆区域具有二氧化碳驱油需求的油田单位签署了《二氧化碳产品合作框架协议》，首期主要布局公司淖毛湖地区临近的高纯度二氧化碳吐哈油田，并以此为中心辐射新疆地区其他油田，预计采收率可提升 10-30%，目标同时实现二氧化碳减排和增加油田采收。

氢能规划已发布，三路径开拓公司节能减排目标。

2022 年初，公司发布《氢能产业链发展战略规划纲要（2022-2030 年）》，公司氢能产业链将计划充分发挥氢能的“供应”&“储能“双重特性，结合公司在伊吾县淖毛湖地区用能企业减碳的需求，以“化工制氢”为核心，同时寻求“新能源发电——电解水制氢”的突破，进而可实现氢能产能“从制到用”的布局。

根据发展战略纲要的需求应用规划，目前主要计划实现淖毛湖地区“三条路径”氢能应用的布局，即“交通用能（氢能重卡）替代、绿色电力替代、化工用氢替代”三条路径达到公司节能减碳目标。

2022 年 10 月 7 日，公司发布《关于投资建设“绿电制氢及氢能一体化示范项目”的公告》，项目拟计划建设风光发电装机 6MW（风电装机 5MW，光伏装机 1MW）、1000Nm3/h 制氢规模（电解水制氢）、以及加氢站 1 座（氢气加注规模为 2000kg/d），此示范项目预计 2023 年 6 月建设完毕，为后期公司更大规模推广氢能应用助力，同时氢能大范围“制储输用”长期应用也可为公司煤化工产业链碳减排作出积极贡献，助力实现碳达峰与碳中和。

6. 盈利预测与估值

6.1 核心假设

生产经营假设：

公司主营业务板块“自产气产能”、“LNG 业务”贸易气周转能力规划、煤炭矿区产能在建项目、煤化工各品种产能布局、以及清洁能源和油气项目在建规划均可以按预期顺利投产；

需求假设：

1）天然气行业、煤炭行业 2022-2024 年持续高景气周期；

2）煤化工业务能够稳定产销经营等；

费用假设：

1）营业费用参考近三年“营业费用/营业收入”几何平均值，假设 2022-2024 年分别为 9.3 亿元、12.0 亿元、13.9 亿元；

2）管理费用参考近两年“管理费用/营业收入”加权平均值，假设 2022-2024 年分别为 13.1 亿元、17.5 亿元、21.8 亿元；

3）研发费用参考近三年“研发费用/营业收入”几何平均值，假设 2022-2024 年分别为 5.6 亿 元、8.7 亿元、10.9 亿元。

综上假设，我们对公司未来年度主营业务板块销售与吨毛利预估如下：

➢ 天然气板块：

预计 2022-2024 年 LNG 销量分别为 525000 万方（同比 15%）、720000 万方（同比 37%）、880000 万方（同比 22%），其中预计 2022-2024 年自产气销量分别为 75000 万方、70000 万方、80000 万方；预计 2022-2024 年单位毛利分别为 1.85 元/方、1.91 元/方、2.13 元/方。

➢ 煤炭板块：预计 2022-2024 年煤炭销量（不含自用煤）分别为 2500 万吨（同比 25.3%）、3800 万吨（同比 52%）、4500 万吨（同比 18.5%）；预计 2022-2024 年单位毛利分别为 310 元/吨、310 元/吨、310 元/吨。

➢ 煤化工板块：预计 2022-2024 年甲醇销量分别为 115 万吨、115 万吨、115 万吨；乙二醇销量分别为 20 万吨、40 万吨、40 万吨；煤焦油销量分别为 65 万吨、65 万吨、65 万吨；预计 2022-2024 年板块毛利分别为 26 亿元、33 亿元、37 亿元。

6.2 盈利预测

基于以上假设，预计 2022年~2024年公司营业收入分别为 521 亿元、739 亿元、904 亿元，同比分别增长 109.7%、41.7%、22.3%；毛利率分别为 38.7%、39.7%、41.9%；归母净利润分别为 119 亿元、163 亿元、217 亿元。

6.3 报告总结

公司主营天然气销售，煤炭销售和煤化工销售。从主营业务类别与产业链位置特征进行综合考虑，我们选取天然气、煤炭、煤化工领域中的代表性公司三家公司新奥股份、九丰能源、兖矿能源作为对比，参考可比公司估值水平，其 2023 年一致性预期 PE 均值为 8.95 倍，我们预估公司 2023 年 PE 约 4.6 倍左右，显著低于可比公司。

公司立足“煤、油、气”资源禀赋，不仅能享受能源高景气周期中“价值”红利，煤、气产能的扩容也为公司能源开采业务带来“成长”属性，叠加公司灵活的天然气贸易机制，LNG 接收站持续扩建均助力公司业绩飞跃。

我们预计公司 2022 年~2024 年实现归母净利润分别为 119 亿元、163 亿元、217 亿元，对应 PE 分别为 6.3、4.6、3.4 倍。

风险提示

煤价大幅下跌。

受宏观经济下滑影响，煤炭需求下滑，煤炭市场出现严重供过于求现象，造成煤价大幅下跌。

在建矿井投产进度不及预期。

公司目前在建两座矿区及已有矿区存在扩产计划，若未来投产进度延后，将影响公司煤炭产销量。

LNG 价格不及预期。

受海外天然气需求下滑，及海外能源政策的影响，公司 LNG 贸易价格或超预期下跌，影响公司天然气板块业绩。

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