1.1 围绕“煤、油、气”资源，布局五大产业
广汇能源成立于 1994 年，2000 年 5 月在上交所上市，2012 年转型成为专业化能源开发企业。截至 2023 年中报，公司总股本为 65.66 亿股，其中广汇集团持有22.79 亿股，占比34.72%，公司实际控制人为孙广信先生。广汇集团是大型综合性企业集团，现已形成“能源开发、汽车服务、现代物流、置业服务”四大产业板块并进的格局，控制有广汇能源、广汇汽车、广汇宝信、广汇物流、合金投资 5 家上市公司。
广汇能源是广汇集团的能源开发板块主体，同时拥有“煤、油、气”三种资源。公司地处新疆，新疆是 2022 年国务院印发的《扩大内需战略规划纲要（2022－2035 年）》明确的五大煤炭供应保障基地之一，也是重要的原油、天然气生产基地之一。2023 年新疆维吾尔自治区政府工作报告提出，新疆将培育壮大特色优势产业，加快打造以“八大产业集群”为支撑的现代产业体系，其中就包括“油气生产加工、煤炭煤电煤化工、绿色矿业、新能源新材料等战略性新兴产业集群”。依托丰富的天然气、煤炭和石油资源，公司建成了以煤炭、液化天然气（LNG）、甲醇、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。公司规划显示，未来将继续围绕煤炭、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，形成天然气产业、清洁能源（氢能）产业、碳捕集与利用产业、煤化工产业、煤炭产业（含煤炭销售物流基地）协同发展的的五大产业格局。
1.2 煤炭增产叠加启东扩能，公司仍具高成长性
产销同升叠加行业高景气，公司业绩呈现高成长属性。近年来公司主营业务处于高速成长期，2022 年实现原煤产量 2045 万吨，比 2019 年增长 276%，年化复合增速55.49%；2022年实现天然气销量 66.30 亿方，相对 2019 年增长 128%，复合增速31.6%；公司业务高速增长与 2016 年开启的供给侧改革开启的国内能源行业的高景气度重叠，量价同升带来了公司业绩的大幅增长。2019-2022 年广汇能源分别实现营业收入 140.42、151.34、248.65 和594.09亿元，年化复合增速 61.73%；归母净利润分别实现 15.97、13.36、50.03 和113.38 亿元，年化复合增速 92.20%。其中煤炭业务 2019-2022 年分别实现营收 32.55、36.68、86.39 和152.18亿元，年化复合增速 67.26%；天然气销售业务分别实现营收 76.49、83.42、118.57 和344.63亿元，年化复合增速 65.21%；煤化工业务分别实现 26.94、22.12、41.08、87.73 亿元，年化复合增速 48.22%；
2023 年 H1 受价格回落影响，业绩同比有所下滑，但 Q3 以来煤炭、天然气价格回升，预计下半年业绩恢复增长。2023 年 H1，公司实现原煤产量1188.12 万吨，同比+34.23%；原煤销量 1381.12 万吨，同比+40.77%。其中 Q1 煤炭销量 788.89 万吨，同比+59.38%；Q2销量592.23，同比+21.82%，环比-24.93%，主要是因为上半年安检趋严，尤其Q2 疆内安全巡检等影响，Q2 煤炭产量环比下滑；同时，上半年煤炭需求受地产等影响，疆煤目标市场甘肃、宁夏和川渝地区火电企业增加检修，发电量减少等导致公司煤炭销量下行。天然气方面，2023H1 公司累计实现天然气销量 50.66 亿方，同比+107.44%；扣除自产气销售，我们测算公司的天然气贸易量约为 47.57 亿方，同比+137.71%。但欧洲经济复苏不及预期，叠加气温偏高，天然气库存同比高位，国际天然气价格下行，亨利港天然气现货1-6 月均价2.55美元/百万英热单位，同比-57.66%；LNG 到岸价与国内出厂价价格平均-275.41 元/吨，上半年天然气国内贸易利润空间较差。公司接收站通过境内贸易、接卸服务及国际贸易三种盈利方式灵活经营，总体实现了盈利，天然气贸易子公司广汇国际天然气贸易有限责任公司2023H1实现营收 117.98 亿元，同比+42.29%；实现净利润 10.81 亿元，同比-7.28%，贸易规模扩大弥补了价差缩小对利润的侵蚀。总体来看，公司 2023 年前半年营业收入350.86 亿元，同比增长64.56%；归母净利润 41.22 亿元，同比增长-19.67%；扣非后归母净利润40.99 亿元，同比增长-19.58%。受产品价格下行影响，利润有所降低。但 Q3 以来，煤炭价格受地产政策改善，国际煤价上行等影响持续反弹，目标市场煤价也有所上涨，预计下半年煤炭板块业绩改善。天然气方面则因澳大利亚罢工等影响，价格也有所上涨，公司下半年LNG贸易利润有望提高。
马朗煤矿建设持续推进，油气生产及贸易规模扩大可期。1）根据公司2023-053《关于马朗煤矿项目进展情况的公告》，马朗煤矿露井联采项目（合计产能2500 万吨/年）必要手续批复取得进一步进展，作为优质高卡动力煤生产基地，一旦投产将为公司贡献利润增量；2）7 月以来国际天然气价格上涨，亨利港天然气现货价格 7 月以来均价2.64 美元/百万英热单位，环比+13.5%；LNG 到岸价于国内出厂价价差均值 310.7 元/吨，价差回正预示着国际LNG贸易利润空间加大；叠加启东接收站能力扩容，公司天然气贸易利润或将有所增加；3）斋桑油气田开采重心由气转油，公司 2023 年上半年采用新的技术“氮气加气溶胶”工艺完成对S-304 井的气溶胶注入；完成 6 口新钻井的地质设计资料，3 口井的工程设计和压裂设计，非国营贸易原油配额已完成自治区申报，并向国家商务部上报，原油开采有序推进中，根据哈萨克斯坦能源部长诺加耶夫回答记者提问时表示，当地原油开采成本在20-65 美元之间，以当前原油价格测算，未来将给公司贡献利润增量。
分红和补充股权激励计划及其解锁条件彰显经营信心。截至2022 年末，公司累计可供分配利润 209.33 亿元，公司向全体股东每 10 股派发现金红利 8 元（含税），共计51.96亿元，占 2022 年公司归母净利润比例为 45.83%，分红比例较往年有所提高。根据《关于2023年员工持股计划完成非交易过户的公告》，作为上期 2022 年员工持股计划的授予补充，司2023年员工持股计划实际参与认购的员工共 163 人，缴纳的认购资金为人民币12,815,500元，对应股数为 4,512,500 股，占公司目前总股本的比例为 0.0687%。根据《2023 年员工持股计划（草案）》，本次所授股票分两期解锁，解锁条件与 2023-2024 年业绩挂钩，当两年业绩分别不低于 150 亿元以及 200 亿元时，分别解锁所授股票总量的50%。公司上半年业绩与挂钩指标偏离，未来公司或将采取降本增效等策略提高业绩。
2.1 疆煤是我国未来煤炭保供的主要来源之一
新疆煤炭资源丰富，地质条件优越，开采成本较低。根据《2022 年全国矿产资源储量统计表》，新疆煤炭保有储量 341.86 亿吨，占全国第 3 位，且大多是整装待开发煤田，储量大、埋藏浅、开采条件好，已逐步形成吐哈、准噶尔、伊犁、库拜四大煤炭生产基地，是我国煤炭生产力西移的重要承接区和战略性储备区。同时，我国煤炭生产中心向西部地区的转移趋势日益明显，2000 年晋陕蒙贵新五地区煤炭产量合计 3.52 亿吨，占全国比例为40.06%；2022 年，晋陕蒙贵新合计原煤产量 37.68 亿吨，占比提高为83.82%；传统产煤大省（除晋陕蒙贵新以外的产煤大省山东、河南、河北、安徽、辽宁）2000 年煤炭产量合计3.55亿吨，占比 40.34%；2022 年合计产量 4.45 亿吨，占比下降至 9.9%；其他产煤省份2000 年合计煤炭产量 1.7 亿吨，占比 19.33%；2022 年产量合计 2.8 亿吨，占比下降至6.28%。单就新疆地区来看，2000 年新疆煤炭产量 2745.8 万吨，占比 3.12%；2022 年产量4.13 亿吨，占比提升至9.18%。新疆煤炭资源开发程度较低，煤层埋藏浅，以低成本的露天开采工艺为主。根据《新疆煤炭及煤化工产业发展现状与趋势分析》等报告计算，新疆300m 以浅的预测资源量占埋深 1000m 以下总资源量的 19.56%。
自用为基，外运空间逐步打开。新疆煤炭自用是疆煤开发的基础支撑。2021 年新疆煤炭消费量 2.93 亿吨，煤炭产量 3.20 亿吨，煤炭产量的 92%用于疆内自用；2022 年新疆煤炭产量 4.13 亿吨，根据新疆统计局数据，2022 年全年疆煤外运量8677 万吨，库存量比年初下降25.7%，推算 2022 年新疆煤炭消费量大于 3.26 亿吨，同比增速11.26%。2015 年以来新疆煤炭消费年化复合增速超过 9.14%，远超全国煤炭消费增速。新疆是我国“一带一路”战略核心区域，未来 “三基地、一通道”中大型煤炭、煤电、煤化工基地和国家能源资源陆上大通道建设持续推进，新疆煤炭自用量预计维持较大规模。同时，随着传统产煤省份煤炭产量下降，西南、西北地区煤炭缺口增大，新疆煤炭外运成为区域保供的主要力量，2022年新疆煤炭外运量 8677 万吨，同比增长 97.8%，占新疆煤炭产量的 21%。
周边地区煤炭缺口刚性是疆煤外运的核心逻辑。我国煤炭供需错配的格局逐步深化，其中新疆作为西北区域市场的供给中心地位日益明显。根据公开信息显示，新疆煤炭外运供应市场以西北和西南为主，以 2021 年为例，疆煤外运西北地区占比59%，西南占比33.4%，华中占比 3.6%，华北占比 2%，华东占比 1.9%，华南占比 0.1%，东北占比0.009%。西南和西北地区合计占比 92.4%，从行政区域来看，西北和西南地区主要指甘肃、青海、宁夏、云南、四川、重庆 6 省或自治区，这也是目前疆煤主要目标市场。2021 年6 省（自治区）均为煤炭净调入省份，合计煤炭产量 2.16 亿吨，合计煤炭消费量 4.69 亿吨，存在煤炭缺口2.53亿吨；其中宁夏、甘肃、青海、川渝地区的缺口分别为 6864 万吨、3924 万吨、681.97 万吨和11019万吨；在保供要求严格的 2022 年，上述省份煤炭产量分别增长722.5 万吨、1200.7万吨、-172.7 万吨和 316.8 万吨；距离覆盖缺口差距较大。且随着资源枯竭和开采深度加大，预计未来上述区域煤炭产量增长空间有限。从全国来看，晋陕蒙占大区间煤炭调出总量的80%，随着中部和东部煤炭资源的枯竭和新疆煤炭产量规模优势继续发挥，预计未来晋陕蒙地区煤炭调出将进一步向中部及沿海集中，西北和西南地区煤炭需求将依赖疆煤外运，新疆作为区域煤炭生产和供应中心的地位将日益明显。
与陕西榆林、内蒙古鄂尔多斯煤炭比较，港口煤价只要在600 元/吨以上时疆煤在西北、西南目标市场有一定竞争力。由于地理位置临近，我国主要煤炭产区内蒙古、陕西与疆煤在宁夏、甘肃、青海、川渝等疆煤主要目标市场存在竞争关系。我们将吐哈矿区煤炭与内蒙古主要产区鄂尔多斯和陕西主要产区榆林在上述市场比较（见下表）。测算可知，当前疆内坑口价格疆煤在甘肃和青海具有明显的竞争力，在宁夏银川与鄂尔多斯和榆林竞争力相当。在川渝地区，当前煤价下，疆煤与鄂尔多斯和榆林煤炭的竞争力也相当。目标市场宁夏、甘肃和成都的煤炭 9 月出厂价均价折合 5500 大卡后分别为 799 元/吨、716 元/吨、1143元/吨，对应的秦皇岛港 5500 大卡动力煤港口 9 月均价 891 元/吨，吐哈矿区的成本+运费到上述地区分别为 498 元/吨、457 元/吨和 632 元/吨，坑口价+运费分别为696、656 和830 元/吨，无论从绝对利润还是从与目标市场当地煤炭销售价格相比，均有一定的利润空间。根据历史数据，假设后期港口煤价进一步回调，若回到 700 元/吨，根据历史数据对应上述地区当地出厂价分别为 524 元/吨，592 元/吨和 782 元/吨，吐哈矿区成本+运费到上述地区也低于当地煤价；回到 600 元/吨左右时，吐哈矿区煤炭理论上到上述地区的竞争力较弱。2023 年8 月以来，随着供需改善，陕煤和蒙煤价格上涨，神木 Q5500 动力煤坑口价9 月均价733.5 元/吨，环比8月上涨 6.34%；东胜 Q5500 动力煤坑口价 9 月均价 775 元/吨，环比8 月上涨15.57%，比年内低值的 6 月均价上涨 29.46%，而疆内煤炭价格基本稳定，相对而言疆煤的竞争力进一步提升。同时，值得注意的是，陕煤和蒙煤到西南地区的运力是有限的，随着上述地区煤炭缺口扩大，疆煤的补充作用将越来约明显。同时，当前疆煤外运铁路运价仍然偏高，后期随着运量增加的规模效应下，疆煤运价仍有下降空间，未来在区域市场的竞争力将进一步改善。
外运通道建设加速，疆煤东出运力将进一步提升。随着新疆“三基地一通道”战略的持续推进，疆煤外援通道建设取得了快速进展。近年来随着复线、联络线等扩能工程建设，“一主两翼”的铁路运输通道货运能力大幅提升。“一主”是指兰新铁路，该线路是疆煤外运的主要线路，通过与“北翼通道”临哈铁路配合，覆盖吐哈煤炭基地和准东煤炭基地。“南翼通道”是指格库铁路，从新疆库尔勒站到达青海格尔木站出省，主要覆盖库拜煤炭基地和伊犁煤炭基地。近两年，疆内煤炭外运铁路建设主要在北疆地区进行，继2019年红淖铁路通车后，根据公开信息，8 月 25 日将淖铁路进入调试阶段，预计9 月底能正式通车。随着北疆铁路建设的持续推进，准东矿区和吐哈矿区预计是未来疆煤东运的主要增量来源。2023年 1-6 月，新疆铁路外运煤炭达到 2652.1 万吨，同比增长 13.8%。
2.2 新产能投放在即，公司煤炭产业成长空间大
疆内比较来看，公司煤矿地理位置优越，外运竞争力也较强。公司所属煤矿均属于吐哈煤田淖毛湖矿区，吐哈矿区是疆煤四大生产基地中定位西煤东运的重点开发区域。淖毛湖矿区是优质的气化原料煤和动力煤，且该区域煤炭处于单一中厚近水平煤层，80%以上属于露天开采项目，总体呈现开采难度低、成本低的双低优势。同时，公司控制的淖柳公路（2011年 9 月投运，运力约 2000 万吨/年）和关联方广汇物流控制的红淖铁路（2020 年11月投产，全长 435.59 公里，运力 3950 万吨），通过与兰新线联接，是吐哈矿区煤炭外运的主要通道。淖毛湖矿区在吐哈矿区中位置相对优越，其所处新疆哈密市伊吾县距离疆外市场更近。疆内煤炭内部比较来看，即使将淖铁路修通，淖毛湖矿区相对准东煤田仍具备超过300公里的运距优势，在成本相差不大的情况下，公司煤炭产品外运的竞争力要高于准东煤田及其他疆内煤田。公司 2022 年煤炭销量 2670.30 万吨，其中疆外销量 2222.3 万吨，疆内销量448万吨，疆外销量占比约 83%，同比增长超过 85%。
公司新产能投放在即，未来煤炭产能增量空间仍然较大。截至2022 年末，公司煤炭资源量合计约 65.97 亿吨，可采储量为 59.49 亿吨，排 A 股煤炭板块上市公司可采储量第四位；2022 年公司实现原煤产量（不包含自用煤） 2044.64 万吨，同比增长98.73%，比2017年增长 4.4 倍；销售原煤 2284.38 万吨，同比增长 53.49%，比 2017 年增长3.21 倍。2023年1-6月，公司实现原煤产量 1188.12 万吨，同比+34.23%；原煤销量 1381.12 万吨，同比+40.77%。公司主力生产矿井白石湖煤矿核定产能 1800 万吨/年；2021 被列入保供名单，实际产量可达3500 万吨左右，未来或将继续通过产能核增落实。目前推进的基建矿井马朗煤矿远期设计规模可达 3500 万吨/年，其中露天开采阶段产能预计 1500 万吨/年，预计2023 年4 季度或2024年初投产，因为有部分露头煤（未销售工程煤）存在，预计2023 年可提供500 万吨产量。另外东部煤矿相关手续正在推进，根据公告预计十四五期间投产，远期产能可达2000万吨/年。即，马朗矿一期露天开采投产后公司核定的煤炭产能有望达到3300 万吨，远期（东部和马朗矿井工投产）或可达到 7500 万吨，公司煤炭业务未来成长空间较大。
2.3 目标市场建设储配基地，助力煤炭疆外销售
铁路扩能+物流基地建设将保障煤炭储运配售。相关铁路的运力扩能仍在持续推进，2023 年红淖铁路电气化改造工作完成后，运力有望从 3950 万吨/年提升至6000万吨/年；2024 年将启动复线修建，预计 2025 年完成后运能将达到 1.5 亿吨/年。2021 年红淖铁路实际货运量 1179 万吨，仍处于运力爬坡阶段。另外，6 月 26 日，广汇物流红淖铁路与临哈联络线项目顺利取得新疆维吾尔自治区核准批复。该项目建成投运后，红淖铁路后方通道由原先单一的兰新线变成兰新线和临哈线“双通道”，有望缓解兰新线后半段的运力瓶颈，提升后方通道货运能力。淖毛湖矿区地处将-淖-红铁路中段，相对准东地区运距更近，将从北翼通道铁路建设中持续获益。公司及关联方广汇物流围绕疆煤主要目标市场甘肃、宁夏、川渝，布局四大综合能源物流基地，合计规划建设规模 1.2 亿吨，建成后通过集团内部协同，通过调节季节差异弥补运距劣势，填补上述地区煤炭需求缺口，同时提高公司在相关地区煤炭市场竞争力。
3.1 公司煤化工产品线丰富，成本优势较强
公司以自产煤为原材料，建立丰富煤化工产品线。公司依托充沛的煤炭资源优势，以煤炭的清洁高效利用为核心，通过技改提升和产业链延伸，布局发展了精细硫化工、荒煤气制乙二醇等煤化工产业。具体来说，新能源公司以自产煤为原材料，生产甲醇、LNG及以化产尾气为主的其他副产品；清洁炼化公司以自产煤为原材料，生产提质煤、煤基油品（以煤焦油为主）和荒煤气；上述自产煤均来自公司白石湖露天矿煤炭产品；而哈密环保以清洁炼化公司副产品荒煤气生产乙二醇；广汇硫化工以新能源公司产品甲醇及硫化氢尾气等生产二甲基二硫和二甲基亚砜。公司煤炭资源储量丰富，未来产能空间大，为煤化工板块未来发展提供了有力支撑。
2023H1 煤化工产品产量下降。公司 2022 年生产甲醇 112.64 万吨，同比增长-3.31%；生产煤基油品 62.28 万吨，同比增长 3.96%；生产煤化工副产品43.79 万吨，同比增长8.82%。2022 年公司煤化工板块实现营业收入 87.73 亿，同比增长 113.58%；毛利率34.74%，同比2021 年减少 16.16 个百分点，主要是因为 2022 年原料煤价格整体较高，且公司煤化工产品贸易采购成本增加所致。2023 年 H1 甲醇产量 95.09 万吨，同比-20.55%；乙二醇产量4.94万吨，同比-8.12%；煤基油品产量 33.29 万吨，同比-2.24%；副产品产量22.48 万吨，同比-3.76%。甲醇和副产品产量下降的主要原因是广汇新能源公司上半年进行20 天的年度检修，乙二醇则是因哈密环保公司推进技改消缺工作，4 月初恢复生产。但公司通过销售公司扩大煤化工产品贸易规模，1-6 月实现煤化工产品销售 200.79 万吨，同比+50.82%。随着新能源公司检修结束及哈密环保恢复生产乙二醇，预计下半年公司煤化工产品产销将实现增长。
疆内煤价低位或有利于煤化工毛利率恢复。从公司历年煤炭销售及煤化工产品毛利率来看，2015-2018 年煤炭销售毛利率较低时，煤化工产品带来的附加值使得毛利率较高，对公司整体经营效益的提升是有利的，发挥了煤炭-煤化工的产业链一体化效应。煤化工业务成本构成中原料是主要因素，以公司为例，煤化工材料成本占比 75.69%，是影响煤化工业务毛利率的主要因素。价格方面，煤化工产品价格的地域差距不大，以甲醇为例，统计数据显示华北产地集中价格较低，华南消费集中价格较高，但整体价格与全国价格的差值维持在±200元/吨之内，这也是公司煤化工产品的毛利率比同行业公司较高的原因。7 月以来内地市场煤炭价格持续反弹，但疆内市场走势相对独立，哈密动力煤价格维持在440 元/吨左右，同期榆林、大同坑口价分别较 7 月底上涨了 17.5%和 8.6%，疆煤价格低位或将增强新疆煤化工产品竞争力。公司有丰富的自产煤资源，且煤化工基地围绕煤炭生产基地建设，原料煤开采成本较低，且荒煤气、煤焦油及其他副产品产业链深加工程度不断提高，后期随着二甲基二硫及二甲基亚砜项目的达产，预计煤化工板块的毛利率将有所提高。
3.2 原油天然气价格高位波动，煤化工发展空间仍存
能源新格局下，原油、天然气价格中枢提高。由于我国天然气化工占比较低，煤化工主要是对石油化工有效补充，与原油产量及价格息息相关。截止 7 月，由于资源禀赋限制，我国原油及天然气对外依存度仍然高达 73%和 40.07%；且受制于资源禀赋，我国原油产量增产进度较慢，2022 年原油产量20466.7万吨，同比增长 2.86%，比 2015 年还减少了 1007.5 万吨；但同期国内原油需求 70110.34 万吨，同比增长0.2%，比 2015 年增长 1.58 亿吨左右，年化增速 3.72%，即国内原油消费量增速远大于产量增速，原油对外依存度短期内难以下降。从价格上来看，截至 10 月 10 日布伦特原油现货价报 90.82 美元/桶，2023 年至今均价82.57 美元/桶，持续高于五年均值 72.3 美元/桶，与十三五期间平均水平 54.62 美元/桶相比高出51.17%。近期美国能源署等上调了 2024 年原油预期价格。预计由于近几年国际原油开采商资本开支扩张困难，国际原油进一步增产难度较大；同时，随着国际地缘政治演变，OPEC+对原油产能的控制力度增强，如近期的减产政策等对原油供应影响较大；美联储加息接近尾声，预计后期国际经济形式回暖，原油、天然气需求量提升，国际原油、天然气价格预计下降空间不大。
公司煤化工有望受益于新疆区域发展优势。新疆正加快建设“八大产业集群”，煤炭煤电煤化工产业集群作为其中之一。随着产能、产量的扩大，预计新疆地区煤化工产业的规模优势将逐步体现，且随着铁路、公路物流体系的建设，新疆地区煤化工外部市场空间巨大。同时，新疆建设煤化工具备后发优势，结合双碳目标，高标准建设现代新型煤化工产业，与新能源、氢能、CCUS 等实现耦合，将有效提高新疆煤化工产业的竞争力和成长空间。
4.1 自产外购两种气源保障，营收持续扩大
公司天然气产业链完善，盈利模式多元。公司目前天然气产业链主要围绕LNG的生产、运输、储存、销售各个环节布局，产业链完善且盈利模式多元。公司销售的LNG来源主要有两个：“自产气”和“外购气”。自产气经营模式为：生产方面一是通过吉木乃LNG工厂对天然气经深冷处理后生产 LNG 产品；二是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；同时依托公司自有加气站和民用官网进行销售。外购气经营模式为：国际贸易公司通过海外贸易采购LNG，通过海运进入公司启东 LNG 接收站，然后利用槽车或启通天然气管线等分别采取液进液出或液进气出运输方式，将 LNG 销售给下游客户。定价方面按照用途不同有所不同，工业用气和商业服务用气根据市场供需情况双方协商定价；车用 LNG 则根据成品油价格波动结合市场情况最终定价。
2022 年自产气产量下降但启东贸易量增加，公司天然气销售量大幅增长。2022年公司累计实现天然气产量 7.85 亿方，同比增长-11.16%；其中广汇新能源公司生产7.24 亿方，同比下降 1.71%；吉木乃 LNG 工厂生产 LNG 约 0.61 亿方，同比下降58.67%；2023H1受斋桑油气田逐步由天然气开采向原油开采过渡影响，公司吉木乃工厂现有天然气井几乎没有贡献产量（约 2.89 万方）；广汇新能源公司在开展为期 23 天年度大修的情况下自产LNG实现3.09亿方，同比-20.52%。但随着启东接收站能力持续扩大，公司天然气板块重心转向贸易业务，2023 年 1-6 月公司累计实现天然气销量 50.66 亿方，同比+107.44%；扣除自产气销售，估算天然气贸易量 47.57 亿方，同比+137.71%。
公司自产气成本较低，毛利率维持较高水平。自产气方面，哈密煤化工项目甲醇联产LNG 采用的原料煤均来自公司白石湖煤矿生产的原料煤，白石湖煤矿采用露天工艺开采，生产成本低廉，且资源储量丰富，供应稳定，因此公司煤制 LNG 成本相对较低。我们测算公司2022 年煤制 LNG 单位成本约 1904 元/吨，综合售价约 5429 元/吨，每吨毛利3525 元，毛利率64.93%，同比提高 7.3 个百分点。2023 年至今新疆 LNG 出厂价平均价格指数均价4528元/吨，同比降低 23.3%，与 2021 年持平；假设自产煤成本与 2021 年一致，则预计自产气毛利率降至约 58%左右，仍然处于历年高位。8 月以来，新疆 LNG 价格指数有所走高，广汇新能源产量恢复，自产气部分毛利预计改善。
2022 年海外气价上涨，启东贸易气毛利率下降，但规模扩大保障盈利。启东贸易气的气源采购采取长短协及现货交易方式，其中长协供气资源保障度高，供应稳定，是LNG国际贸易的主要方式之一。公司目前采购总量中约 30%的长协，如2019 年与道达尔气电亚洲私人有限公司签署 LNG 购销协议，该协议约定供货周期为 10 年，购销LNG 数量为70 万吨/年；长协定价公式采取与原油及天然气现货指数同时挂钩的方式，挂钩指数包括布伦特原油、henryhub 指数等。与道达尔协议签署时期国际原油、天然气价格处于低位（2019 年LNG中国到岸价 5.49 美元/百万英热单位，比 2023 年至今均价 13.21 美元还低58%），2020-2021年7月天然气现货价格快速上涨，且原油涨幅不及天然气，所以公司长协气成本上涨幅度低于售价上涨幅度，公司贸易业务毛利率较高。2022 年后在俄乌地缘政治危机、疫情影响下的流动性泛滥导致供需错配等影响下，国际天然气现货价格快速上涨，但国内由于民生用气价格受限等影响，整体涨价幅度不及国际气价，天然气进口贸易业务毛利率走低。2023 年后由于天气相对温和，结构性供需矛盾缓解，欧洲天然气库存高位，天然气价格快速下跌，但原油由于OPEC+的限产等措施降幅不大，导致公司天然气采购成本较高，国内贸易毛利率下行，公司通过开展转口贸易维持了盈利。同时，公司依托启东 LNG 接收站扩能，天然气贸易规模持续扩大，2022 年毛利增长了 92.65%，2023H1 我们测算的天然气贸易量47.57 亿方，同比+137.71%。天然气贸易子公司广汇国际天然气贸易有限责任公司2023H1 实现营收117.98亿元，同比+42.29%；实现净利润 10.81 亿元，同比-7.28%，贸易规模扩大弥补了贸易价差缩小对利润的侵蚀。我们测算的 2022 年公司国外转口销售天然气收入99.31 亿元，占天然气销售的 28.8%；转口贸易毛利 11.2 亿元，占比 26.7%，毛利率 19.33%；2023 上半年测算的国外转口销售 11.22 亿元，占比 5.2%，转口规模较小，与国内贸易利润转好有关，也体现了公司LNG 贸易业务的灵活性。2023 年 7 月以来，国内外天然气价格反弹，公司长协及小长协货源价格优势有望发挥，LNG 贸易毛利率有望改善。
4.2 启东扩能贸易规模仍有增长空间，盈利模式多元化保障盈利
欧洲新一轮储库周期或将带来新的天然气价格高峰。2023 年后，俄乌地缘政治危机对大宗商品的影响开始减弱，一方面，欧洲地区国际采取主动削减消费量，天然气价格高位也影响需求；另一方面，主要生产国如美国、卡塔尔等积极出口，增加了市场供应，国家天然气价格快速回落，2023 年至今亨利港天然气现货均价 2.47 美元/百万英热单位，同比2022年降低 61.3%，与疫情前 2019 年接近，属于近十年来除 2020 年以外的最低位置。后期，我们认为天然气价格有向上修复的可能。第一，当前天然气价格低位是在欧盟国家主动削减天然气消费的基础上叠加气温等影响导致的（根据 Bruegel 数据，2022 年欧盟27 国天然气需求下滑12%，其中电力部门下滑 2%，工业用气和家庭供暖需求下滑15%；2023 年Q1、Q2欧盟27国天然气需求分别下滑 18%和 19%），但欧盟以天然气为主的能源消费结构注定了天然气消费弹性较大，随着欧美国家加息进入尾声，若 2023 年冬季气温不再偏暖，则天然气需求可能恢复增长；第二，截止到 9 月中旬（第 38 周），欧盟天然气库存量1045.16 亿m³，同比+16.33%，仍处于库存爬坡阶段，距离 2015-2020 最大库存仍有差距。第三，俄乌地缘政治危机仍未结束，根据 Bruegel 数据，截止 2023 年 8 月俄罗斯仍占欧盟LNG供应的10.5%，随着欧盟“2027 年消除所有俄罗斯化石燃料进口”目标的推进，预计国际天然气市场波动仍将活跃。美国能源署预测的 2023 年 4 季度天然气现货价约 3.03 美元/百万英热单位，环比3季度上涨 15.21%；2024 年均值 3.29 美元，比 2023 年上涨 25.57%。若后期天然气价格走高，则公司低价长协的转口贸易利润空间或增大。
国内双碳目标约束，天然气作为过渡能源的增长空间仍大。2022 年在国内能源增储上产保供、国际天然气价格高企及疫情影响消费等情况影响下，天然气消费量3638 亿立方米，同比增速-2.72%，出现近 10 年首次负增长。2023 年以来，随着疫情影响结束，经济恢复，国内天然气消费恢复增长，1-5 月份累计消费 1593 亿方，同比增速4.24%。天然气作为清洁能源，是我国实现双碳目标的重要过渡能源，2022 年天然气在我国一次能源消费中的比重8.5%，国家能源局提出到 2030 年达到 15%。而根据《碳达峰碳中和愿景下中国能源需求预测与转型发展趋势》（中石油集团匡立春等）的预测，我国一次能源消费量2030 年前后达峰，峰值约为60.1×10 8 t 标准煤；假设届时天然气消费占比为 12.0%，则按照1 亿吨标准煤对应799亿方天然气换算，预计到 2030 年我国天然气消费量将达到 5762 亿方，2022-2030 年天然气消费量复合增速达到 5.8%，未来需求增长空间仍大。另一方面，我国天然气消费进口依赖度仍然较高，截止 2023 年 5 月天然气进口依赖度为 40.39%，LNG 进口依赖度33.73%；从历史数据来看，近 10 年我国天然气产量年化复合增速为 7.39%，而表观消费量复合增速为9.67%，随着天然气需求扩大，预计我国对进口气源的依赖度维持高位，LNG 贸易空间仍然较大。
自产气高毛利率有望延续，产量回升下仍有增长空间。2023 年至今新疆LNG出厂价格指数平均 4528 元/吨，虽然比 2022 年回落，但仍高于 2021 年及之前价格；同时，2023年煤炭价格回落，公司煤制 LNG 的原料煤成本也将有所下降，我们预计2023 年煤制LNG的毛利率与 2021 年相当，即 57%左右，仍然相当可观。后期随着启东码头的继续扩能，公司LNG转售贸易及整体销售量有望继续增加。2023 年后半年斋桑油气田恢复供应，吉木乃LNG产量有望恢复。 启东 LNG 接收站扩能，周转能力增量空间大。截至 2022 年底，我国建成投运的LNG接收站有 24 座，其中，包括广汇能源启东项目在内的民营企业控股的仅有3 个项目，公司接收站资产具备一定稀缺性。截止到 2022 年底，启东接收站共建设完成4 期储气罐建设，合计62 万方的罐容能力，LNG 周转能力超过 500 万吨/年。目前 6#20 万方储罐建设也正在有序进行，预计年底完成投运，公司计划 2025 年再投资一个 7#20 万方储罐，届时启东接收站LNG储存能力将达到 101 万方。另外，为匹配启东接收站的周转目标，公司正在积极推进2#泊位建设，计划 2023 年内完成水域和陆域布置方案，取得用海、通航、岸线等文件批复，到2025 年底，启东接收站 LNG 年周转能力将达到 1000 万吨。
依托启东接收站和启通线投运等，开启“2+3”运营模式。随着启东接收站能力的持续扩大，以及启通天然气管线的建成投运，启东接收站可以实施“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）。国内外天然气价差有利时，公司采购的海外 LNG 通过启东接收站以槽车运输LNG或气化后进入管道的模式向境内销售；国内外价差不利时，公司可以通过转口销售，将采购的LNG直接销往境外获取贸易利差。同时，随着启东接收站周转能力的扩大，公司通过向第三方提供接卸和仓储服务获得部分收益。气源方面，公司继续坚持长短协及现货贸易相结合的方式，新的长协合同正在谈判，规模将有所扩大，2025、2026 年以后供应；随着国际供应的增加，现货交易也比较活跃，气源相对有保障；国内贸易方面，2023 年以来，中国LNG国内出厂价与到岸价价差恢复为正，预示着国内贸易利差修复，且公司积极开展与下游企业的合作谈判，国内销售有望继续增长。海外贸易方面，欧盟库存据满足安全要求仍有近200 亿方的补库需要，且 2027 年切割俄罗斯化石能源的目标扰动，叠加俄乌争端仍在持续深化，目前国际天然气价格已经回到 10 年底部水平，后期预计国际天然气价格仍有向上动力，公司海外转口销售的盈利向好，且随着规模扩大有望持续贡献利润增量。接卸服务方面，公司预计2023 年启东接收站国内接卸约 150 万吨，对应净利润约 4 亿元左右，全年平均约267 元/吨，后期随着启东接收站周转能力的提升，接卸服务规模将持续增长，此部分收益仍有增长空间。
4.3 斋桑油气田原油复产后带来新的利润增长点
斋桑油气田油气资源丰富。公司 2009 通过收购控制哈萨克斯坦TMB 公司获得哈萨克斯坦斋桑油气田权益。斋桑油气田为整装油气田,该油田原油储量非常丰富,经哈萨克斯坦国家可利用矿藏储量委员会会议审核确认油气储量为:原油 C1+C2 级地质储量25,866.70 万吨,同时克拉玛依市丝路油气科学研究中心研究表明 C3 级地质储量37409.18 万吨,三级储量合计63275.88 万吨。根据公告，2021 年公司全资子公司新疆广汇石油、控股子公司TBM与安徽光大矿业投资有限公司签订了《关于油气勘探开发合作框架协议》、《Tarbagatay MunayLLP与安徽光大矿业投资有限公司之油气勘探开发合作协议》以及《斋桑区块操作协议》，根据协议约定：1、安徽光大独立操作协议约定的油气项目并承担全部相关成本、费用和损失；2、安徽光大为合同区生产的任何和所有油气应付的收入应按比例在双方之间分配，且该比例将作为各自一方的“经济利益”。自本协议生效日至成本收回日的前一日，TBM：28%,安徽光大：72%；成本收回日起至以后，TBM：40%,安徽光大：60%。公司后期对斋桑油田的资本投入不多，若投产将具有明显效益。
新技术驱动原油开发推进，有望成为未来利润增长点。截止2022 年底，斋桑油气田现有总井数 54 口，其中：油井 29 口，气井 25 口。下一步，公司计划加快原油开发进展：第一,2023 年部署 3-5 口勘探井,结合勘探井结果对勘探开发方案进行完善,并启动下一轮规模化勘探和部署。同时,对老油井采用“氮气加气溶胶”工艺进行优化,进一步提升采出效果, 目前对 3 口老井进行恢复试产效果良好。第二,同步推进原油进口非国营手续办理和国内销售流程落地,便于后续原油规模化开采进口到国内进行加工处理销售。第三,根据资源储量,公司计划将斋桑油田建设开发到百万吨规模,从而成为未来公司新的利润增长点。公司在互联网平台回答投资者提问披露，公司计划将斋桑油田建设开发到 200-300 万吨规模，而根据哈萨克斯坦能源部部长关于该国石油开采成本从 20 美元/桶到 65 美元/桶的信息，我们预计斋桑油田成本介于 20-65 美元/桶之间，假设未来布伦特原油维持 80 美元/桶以上，则斋桑油田项目未来有望成为公司新的利润增长点。
5.1 CCUS 项目
CCUS 技术是实现“碳达峰，碳中和”的必要手段。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。为实现气候目标，世界主要国家均制定了“碳达峰、碳中和”技术路径，其中提高清洁能源占比和提高能源使用效率都是在碳的生产端做工作，而进行二氧化碳捕集利用及封存即CCUS项目，是在碳的排放端进行处理，在当前化石能源占比仍然较高，且较长时间内难以实质性改变的前提下，CCUS 项目是有效降低碳排放的重要技术和手段。近年来，CCUS发展态势迅猛，仅 2021 年各国就“官宣”约 100 个新 CCUS 项目，全球有25 个国家都运行或投建CCUS 项目。我国《“十四五”规划和 2035 年远景目标纲要》明确将CCUS 技术作为重大示范项目进行引导支持。
化工产碳，油田用碳，新疆具备发展 CCUS 项目的环境和条件。CCUS 用于驱替储藏油气或煤层气、深部咸水层高附加值资源或水资源等，实现减碳固碳的同时促进了油气增产及地层资源开发利用，是我国 CCUS 项目主要发展方向。2023 年两会上有代表介绍，我国新疆油田、西北油田、塔里木油田、吐哈油田均开启 CCUS/CCS 先导试验，将从炼化企业捕获来的二氧化碳注入地下油藏，驱动原油开采，在增油的同时实现二氧化碳地质埋存。依托准噶尔、塔里木、吐哈三大盆地油气田，在新疆开展 CCUS/CCS 有巨大潜力。数据显示，国内EOR 示范项目可实现 0.1-0.4 吨石油/吨二氧化碳换油率，在高油价下有正向投资回报率。未来随着 CCUS 减排量尽纳入中国自愿减排项目（CCER）以及全国碳交易市场的持续发展，CCUS 项目的经济性或将进一步提升。
公司发展 CCUS 项目具备成本低，见效快的特点。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，项目位于哈密淖毛湖区域，通过管道运输或槽车运输至区位毗邻乃至辐射周边的油田用以实施驱油生产，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。未来公司还将积极主导和推动周边的碳排放企业共同合作开发整体环新疆区域的二氧化碳捕集（CCUS）及驱油项目，预计可帮助新疆在产的煤炭及煤化工企业共同实现二氧化碳减排措施。
2023 年 3 月项目首期投产，未来逐步推进 300 万吨/年二氧化碳捕集、管输及驱油一体化项目建设。2021 年 5 月 20 日，广汇能源正式设立 100%全资子公司广汇碳科技公司，在哈密淖毛湖工业园区公司拟整体规划建设 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。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，用于油气田驱油，提高原油采收率。截至 2023 年 3 月，该项目已完成机械竣工，进入试生产阶段并产出合格二氧化碳产品，该项目为东疆范围内首个 CCUS 项目。未来公司以吐哈油田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。
5.2 氢能项目
氢能是未来能源转型重要方向。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、热等不同能源形势的互相转化，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。 公司具备发展氢能产业链的丰富的应用场景。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性。公司氢能源产业链规划将充分发挥氢能同时具备能源和储能两重属性的特点，结合在伊吾县淖毛湖地区用能企业减碳的需求，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。通过替代“交通用能、化工用氢、绿色电力”三条路径达到公司节能减碳目标。同时按照总体规划、分期建设的原则，在2022 年先行建设广汇氢能示范项目，科学推进制氢、加氢配套体系建设，逐步培育形成具有广汇特色的氢能产业集群，带动新疆区域清洁低碳新型产业的高效发展。
制氢收益叠加碳汇收入，公司氢能产业转型未来可期。根据 2022 年 1 月公司发布的《氢能产业链发展战略规划纲要（2022-2030 年）》，公司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。到2030年，公司规划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。
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