天然气、煤炭、煤化工是公司主要收入来源。
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。
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。
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%。
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。
