投资要点
煤炭新产能投放在即，板块毛利将进一步提升。马朗煤矿建设持续推进，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，同比2022年分别增长83%和317%。假设马朗煤矿2024年投产，则预计 2023-2025年公司煤炭销量分别为 3250、4250、4750 万吨；同比2022年分别增长21.7%、59.2%和77.9%。若马朗矿4季度部分投产，则预计贡献产量500万吨，2023年煤炭销量3750万吨，同比增长40.4%。安监趋严叠加国际煤价反弹，我们预计中期国内煤炭供需紧平衡，年内及2024年煤价将维持相对高位，产销量的高增长将为公司带来高盈利弹性。
原油价格重回90美元上方，煤化工或将盈利修复。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%。同时，疆内煤炭市场走势相对独立，哈密动力煤价格7月以来维持在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公司煤化工产品竞争力，下半年煤化工板块或将迎来盈利修复。
LNG贸易规模持续扩大，气价回升或将带来毛利率修复。自产气产量稳定，受益于自产原料煤成本优势，毛利率维持高位，我们预计2023-2025年产量稳定在7亿方左右，毛利率维持在50%以上。随着启动LNG接收站的扩能，贸易气成为公司天然气板块重心。我们预计2023年LNG贸易规模全年达到102亿方左右，同比+71%；后期随着启东接收站能力扩容有望进一步增长。公司灵活采取境内贸易、接卸服务及国际贸易三种盈利模式。上半年国家天然气价格回落至2019年水平（也是近五年低位）的情况下，毛利率有所下降，但7月以来国内外天然气价格反弹，公司长协、小长协天然气价格优势体现，预计下半年贸易业务毛利率或恢复。
盈利预测、估值分析和投资建议：
预测公司2023-2025年EPS分别实现1.29、1.92、2.44 元，按10 月 12日收盘价7.62元/股计算，当前市值对应 2023-2025年 PE 分别为 6.0倍、4.1 倍和3.2 倍。公司兼具高成长和低估值属性，因此继续给予“增持-A”评级。
风险提示：煤炭下游需求不及预期风险，煤炭项目投产进度不及预期风险；煤化工产品下游需求及价格不及预期风险；LNG贸易量及价格不及预期风险等。
财务数据与估值
资料来源：最闻，山西证券研究所
【煤、油、气全面布局的能源龙头】
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。
图1：广汇能源股权结构（截止2023年6月30日）
资料来源：Wind，山西证券研究所
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。
图2：广汇能源的能源、资源、生产基地分布图
资料来源：广汇能源《2022年社会责任报告》第5页，山西证券研究所
图3：公司发展战略规划
资料来源：广汇能源《2021年社会责任报告》第11页，山西证券研究所
图4：公司营收结构(2023年中报)
资料来源：Wind，山西证券研究所
图5：公司毛利结构(2022年报)
资料来源：Wind，山西证券研究所
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。
图6：2013-2023H1营业总收入及增速
资料来源：Wind，山西证券研究所
图7：2013-2023H1归母净利润及增速
资料来源：Wind，山西证券研究所
图8：2014-2023H1年分板块营业收入及增速
资料来源：Wind，山西证券研究所
图9：2014-2022年分板块毛利率
资料来源：Wind，山西证券研究所
图10：2014-2023H1期间费用率
资料来源：Wind，山西证券研究所
图11：2013-2023H1净利率及加权ROE
资料来源：Wind，山西证券研究所
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。
【煤炭：增量产能保障板块利润】
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%。
图12：全国煤炭保有储量前十的省份（亿吨）
资料来源：《2022 年全国矿产资源储量统计表》、山西证券研究所
图13：主要产煤省份煤炭产量历年变化
资料来源：Wind，山西证券研究所
备注：传统产煤大省是指除晋陕蒙贵新以外的产煤大省山东、河南、河北、安徽、辽宁
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%。
图14：新疆煤炭产量及消费量增速
资料来源：Wind，山西证券研究所
图15：新疆固定资产投资增速高于全国
资料来源：Wind，山西证券研究所
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。
图16：疆煤外运市场格局及占比（2021年）
资料来源：《疆煤外运相关问题分析及对策研究》（中国铁路规划研究院李华）、山西证券研究所
图17：甘肃煤炭产量、消费量及煤炭缺口
资料来源：Wind，山西证券研究所
图18：宁夏煤炭产量、消费量及煤炭缺口
资料来源：Wind，山西证券研究所
图19：川渝地区煤炭产量、消费量及煤炭缺口
资料来源：Wind，山西证券研究所
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。
图20：哈密、鄂尔多斯及榆林煤炭坑口价
资料来源：Wind，山西证券研究所
图21：哈密煤炭在银川竞争力分析（元/吨）
资料来源：Wind，山西证券研究所
图22：哈密煤炭在兰州竞争力分析（元/吨）
资料来源：Wind，山西证券研究所
图23：哈密煤炭在成都竞争力分析（元/吨）
资料来源：Wind，山西证券研究所
表1：哈密煤炭在成都竞争力分析（元/吨）
资料来源：资料来源：wind、火车Wiki-客里表、新华社、广汇能源《关于红淖铁路开通试运营的公告》、山西证券研究所
备注：上述煤炭价格为2023年9月均价，且均为含税价格；运距测算为站到站距离，具体始发站：吐哈矿区为淖毛湖站，准东矿区为将军庙站；柳林矿区为神木站；鄂尔多斯市为东胜站；终点站分别为银川站、格尔木站、兰州站和成都站；同时假设疆煤外运的平均运价0.22元/吨公里，鄂尔多斯和榆林平均运价0.2元/吨公里
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%。
图24：新疆煤炭基地布局及煤炭外运主要铁路运输线路
资料来源：兰图绘、山西证券研究所
表2：新疆煤炭铁路运输线路布局
资料来源：《新疆煤炭外运铁路运输增量对策探讨》（程大龙，国铁集团运输调度中心）、《疆煤外运相关问题分析及对策研究》（李华，中国铁路经济规划研究院有限公司）、广汇物流《关于新疆红淖铁路重大资产重组说明会召开情况的公告》、证券日报网、新疆自治区政府官网、甘肃发布、山西证券研究所
图25：疆煤煤炭外运量（不含公路运输）
资料来源：煤炭视界、山西证券研究所
图26：新疆重点煤矿运量及铁路货运量
资料来源：Wind，山西证券研究所
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%。
图27：公司煤炭产业链示意图
资料来源：广汇能源2022年年报、山西证券研究所
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。
表3：公司煤炭资源分布、储量、产能及产量情况
资料来源：公司2022年报，山西证券研究所测算
图28：公司煤炭产销量变化
资料来源：公司公告，山西证券研究所
图29：公司可采储量排主要煤炭上市公司第四位
资料来源：wind、公司公告，山西证券研究所
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。
图30：公司及广汇物流煤炭储配基地分布
资料来源：广汇能源《关于签署广汇四川广元综合物流基地项目投资合作协议的公告》、兰图绘、山西证券研究所
图31：红淖铁路实际货运量逐步提高
资料来源：Wind，山西证券研究所
表4：公司及广汇物流布局下游综合能源物流基地情况
资料来源：广汇物流公司官网、广汇能源2022年报、2022-059公告，山西证券研究所
【煤化工：低成本原料煤护航，盈利能力稳健】
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。
图32：公司煤化工产业链示意图
资料来源：公司2022年度报告、山西证券研究所
表5：公司煤化工项目布局及生产情况
资料来源：公司2022年报，2023年半年度报告，山西证券研究所
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。
图33：公司煤化工产品销量及增速
资料来源：公司2019-2022年报、2023年中报，山西证券研究所
图34：公司历年煤炭销售及煤化工产品毛利率
资料来源：Wind，山西证券研究所
图35：新疆煤价与内地煤价比较
资料来源：Wind，山西证券研究所
图36：新疆煤化工产品价格
资料来源：Wind，山西证券研究所
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。
图37：原油、天然气对外依存度
资料来源：Wind，山西证券研究所
图38：国际原油价格中枢维持高位
资料来源：Wind，山西证券研究所
【油气板块：启东扩能助力LNG贸易，原油开发提供新的增长点】
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。
图39：公司天然气板块产业链示意图
资料来源：广汇能源《2022年度报告》、山西证券研究所
表6：公司天然气产业布局及生产情况
资料来源：公司2022年报，山西证券研究所
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%。
图40：天然气产量构成及历年数据
资料来源：公司历年年报、山西证券研究所
图41：天然气销量构成及历年数据
资料来源：公司历年年报、山西证券研究所
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。
图42：公司煤制LNG单位售价、成本及毛利率
资料来源：公司历年年报、山西证券研究所
图43：新疆LNG出厂价格指数
资料来源：Wind，山西证券研究所
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、henry hub 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。
图44：LNG定价公式挂钩的价格指数
资料来源：Wind，山西证券研究所
图45：公司天然气板块收入、毛利及毛利率
资料来源：Wind，山西证券研究所
图46：中国LNG出厂价与到岸价及价差
资料来源：Wind，山西证券研究所
图47：2022年公司转口销售规模提高
资料来源：Wind，山西证券研究所
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。
图48：欧盟2021-2023年周度天然气库存(百万方)
资料来源：Brugel、山西证券研究所
图49：国际天然气价格展望
资料来源：Wind，山西证券研究所
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60.1×108t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。
图50：中国天然气消费量、产量及增速
资料来源：Wind，山西证券研究所
图51：预测2030年我国一次能源消费结构
资料来源：《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）、山西证券研究所
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。
表7：启东天然气接受站扩能进展
资料来源：公司2022年年报，2023年半年度报告，山西证券研究所
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。
表8：公司下游供气客户
资料来源：公司2018-074公告，山西证券研究所
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 Munay LLP 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。
【二次战略转型启动，布局CCUS和氢能】
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。
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。
表9：公司氢能建设项目规划
资料来源：广汇能源《氢能产业链发展战略规划纲要（2022-2030年）》，山西证券研究所
【盈利预测与投资建议】
关键假设
我们对公司各板块进行拆分，并做出以下假设：
煤炭业务：（一）产量：假设马朗矿投产后2023年贡献产量500万吨，则预计公司2023年产量达到2876万吨（不含自用煤，下同），同比增幅超过37%。2024-2025年产量超过3300、3800万吨，同比2022年增长61%、85%。（二）销量：当前煤价下我们测算公司煤炭外运仍有竞争力，假设公司维持疆内销售550万吨，其他新增产量进行疆外销售，同时假设马朗煤矿2023年不投产的中性预期下，预计 2023-2025年公司煤炭销量分别为 3250、4250、4750 万吨；乐观估计下2023年4季度马朗矿投产并贡献500万吨产量，则预计2023年销量3750万吨。（三）单位售价：海外能源价格共振，国内煤价反弹，下半年煤炭均价或有所回升，根据2023年半年报测算，上半年公司吨煤售价约448元/吨，鉴于7月以来国内煤炭价格持续上涨及2024、2025煤炭需求恢复预期，假设 23-25 年公司吨煤售价分别为489、512、518 元/吨。
表10：煤炭业务关键假设
资料来源：公司2022年度报告，山西证券研究所测算
煤化工业务：2023年上半年广汇新能源进行了为期20天的年度检修及哈密环保技改消缺工作，导致煤化工产品产量下降，后半年随着原油成本上升，煤化工利润改善，预计公司产销量恢复。假设 23-25 年主要煤化工产品甲醇销量（含贸易量）约为209万吨左右；煤基油品销量约为72万吨左右。售价受石油化工成本上涨带动，预计有所增长，预计甲醇2023-2025年平均售价分别为2204、2435、2508元/吨；煤基油品售价分别为3800、4100、4250元/吨左右。
表11：煤化工业务关键假设
资料来源：公司2022年度报告，山西证券研究所测算
天然气业务：自产气方面，斋桑油田开发转向以原油为主，吉木乃工厂天然气产量除少数民用外可忽略不计，自产气主要由广汇新能源公司煤制天然气项目提供，上半年在开展为期23天年度大修的情况下自产LNG实现3.09亿方，预计下半年随着利润恢复，产量有所上涨；我们预计自产气产量维持稳定，假设 2023-2025 年自产 LNG 的销量维持7亿方左右。贸易气方面，随着启东接收站能力的扩大及国际转口销售的灵活性，我们预计2023-2025 年销量（不含自产气）分别为95、110、150亿方，总销量分别为102、117、157亿方（710、815、1094万吨）；价格方面，受地缘政治危机延续，国际原油价格高位影响，预计下半年及后期 LNG 价格中枢有所恢复，假设2023-2025年公司LNG均价分别为6139、6240、6350元/吨。
表12：天然气业务关键假设
资料来源：公司2022年度报告，山西证券研究所测算
根据上述假设我们预计2023-2025年公司营业收入分别实现713.3、853.4、1074.8亿元，同比分别增长20.07%、19.64%、25.94%；毛利润分别实现148.93 、208.42 、259.55亿元，分别增长-12.45%、39.94%、24.54%；具体见下表。
表13：公司主营业务营业收入及毛利预测
资料来源：公司2022年度报告，山西证券研究所测算
盈利预测、估值及投资建议
公司全产业链专业化布局能源领域，煤炭板块未来成长空间较大，中性预测下（不考虑马朗煤矿四季度投产），我们认为2023年公司煤炭销量将突破3250万吨，同比增长21.7%，公司煤炭主要以疆外销售为主，随着内地煤炭价格反弹，预计下半年盈利改善。天然气方面，启东接收站持续扩能，公司LNG贸易规模仍有增长空间，公司采取的“2+3”运营模式相对灵活，当前随海内外LNG价格反弹，预计国内贸易及转口销售毛利率均价有所提高。基于上述假设，我们预测公司2023-2025年EPS分别实现1.29、1.92、2.44 元，按10 月 12日收盘价7.62元/股计算，当前市值对应 2023-2025年 PE 分别为 6.0倍、4.1 倍和3.2 倍。公司兼具高成长和低估值属性，因此继续给予“增持-A”评级。
表14：财务数据与估值
资料来源：最闻，山西证券研究所
【风险提示】
煤炭下游需求不及预期：受宏观经济下滑影响，煤炭下游存在需求下滑的风险，若保供限价政策持续加码，煤价可能不及预期；煤矿项目投产进度不及预期：公司白石湖矿区存在扩产计划，马朗、东部矿区未来具备投产规划，若未来投产进度延后，将影响公司煤炭产销量。煤化工产品下游需求及价格不及预期：煤化工产品需求受宏观经济影响较大，若国内经济增速不及预期或国际宏观经济下行，国内产品出口回落，则公司煤化工产品需求及价格可能不及预期；LNG 价格不及预期：国际地缘冲突下能源紧缺持续，但存在因天然气价格高企下游需求不及预期，使得 LNG 价格上涨不及预期的风险；
财务报表预测和估值数据汇总
资料来源：最闻，山西证券研究所