煤炭产量超预期快速增长，广汇能源战略性布局绿能着眼未来

　　（报告出品方/分析师：申万宏源研究 孟祥文 宋涛 施佳瑜）1.＂气煤油＂齐具赋予稀缺属性，战略性布局绿能着眼未来
　　广汇能源创始于 1994 年，原名为新疆广汇实业股份有限公司，2000 年 5 月在上交所上市。公司于 2002 年开始进行产业结构调整，2012 年剥离了全部非能源业务，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，是目前在国内外同时拥有＂气、煤、油＂三种资源的民营企业。
　　公司立足于＂气、煤、油＂等能源资源，深耕天然气、煤炭和煤化工三大板块，布局 CCUS、氢能，逐步向绿色能源转型。
　　2012-2020 年期间，公司完成了第一次战略转型目标，走绿色开发、低碳利用、清洁发展之路，＂气、煤、油＂三大资源板块协同发展。
　　2021 年，公司启动了以＂绿色革命＂为主题的第二次战略转型升级（2021-2025 年），围绕现有产业格局，集中优势力量，实施＂一二三四＂战略，重点突出天然气业务，平衡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。
　　公司股权结构清晰。截至 2022 年 9 月 30 日，公司总股本 65.66 亿股，其中控股股东新疆广汇实业投资集团持股 38.15%，实际控制人为孙广信先生。
　　2021 年以前，公司历史营收相对平稳。2014-2016 年，受经济增速放缓、能源结构调整等因素影响，下游需求低迷，公司营收随之下降。
　　2017 年，行业供给侧改革叠加需求恢复，能源价格一路上行，公司业绩拐点初步显现；但受 2018-2020 年大宗商品价格下行影响，公司煤化工产品盈利能力下降，造成归母净利润下滑。
　　2021 年起，全球能源供需偏紧背景下，行业景气高企，叠加公司各项业务的持续扩张，公司业绩大幅提升。
　　2021 年公司实现营业收入 248.65 亿元，归母净利润 50.03 亿元，同比分别增长 64.3%、274.48%。
　　根据 2022 年业绩预增公告，公司在 2021 年高基数的基础上，业绩再创新高，2022 年预计营业收入中枢 592.5 亿元，归母净利润中枢 114 亿元，同比分别增长 138.29%、127.86%。
　　天然气、煤炭和煤化工是公司三大主要业务板块，贡献了主要营收和利润。2021 年，公司天然气、煤炭、煤化工三大板块营收占比分别为 47.68%、34.74%、16.52%，合计占比约 98.95%；天然气、煤炭、煤化工毛利占比分别为 39.09%、38.21%、21.89%，合计占比达 99.19%。
　　增速方面，煤炭与煤化工板块表现亮眼。2021 年公司煤炭与煤化工业务分别实现收入 86.39 亿元、41.08 亿元，同比增长 136%、86%；毛利润 36.49 亿元、20.91 亿元，同比增长 345%、473%。
　　公司管理水平逐渐提高，三项费用率下降，盈利能力提升。
　　2017 年以来，随着公司成本控制能力逐步增强，公司三项费用率整体呈下降趋势。2021 年，销售费用率、管理费用率、财务费用率分别为 1.25%、2.04%、5.68%，均较 17 年有明显下降。
　　毛利率方面，能源行业持续景气下，公司盈利能力显著提升，2021 年公司毛利率达到 38.41%，净利率达到 19.49%。
　　＂员工持股计划+高分红承诺＂彰显公司长期发展信心。
　　公司于 2022 年 4 月 25 日发布《2022 年员工持股计划（草案）》，拟授予 198 名员工（初始创立时）4548.75 万股，转让价格为回购成本均价 2.84 元/股。
　　业绩考核目标以 2021 年业绩为基准，2022 年-2024 年归母净利润增速分别不低于 100%、200%、300%，即归母净利润分别不低于 100 亿、150 亿、200 亿元。
　　同时，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》，拟将 2022-2024 年度的现金分红比例大幅度提高为：＂连续三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）＂。
　　大幅提高现金分红比例不仅彰显了公司对未来的发展信心，也提高了公司的长期投资价值。按 2023 年 1 月 16 日收盘价计算，保底分红 0.7 元/股对应当前公司 22 年保底股息率约 6.8%，投资确定性赋予了公司较强的避险属性。
　　2. 煤炭资源丰富外运无忧，政策加持产量高成长
　　2.1 国内煤炭供给偏紧，保供政策促进疆煤产能释放
　　能源供给不足衍生能源安全担忧，煤炭保供势在必行。
　　近年＂碳中和＂政策压制全球煤炭行业投资意愿，造成供给端相对刚性，同时需求端用电需求稳步增长，煤炭供给情况趋于紧张。2021 年以来，极端天气、俄乌冲突等多重因素进一步加剧了煤炭等基础能源供给不足的问题，供需矛盾激化使得全球范围内煤价大幅上涨，影响了居民日常用电和工业平稳运行。因此，在能源安全要求下，我国煤炭增产保供成为必然趋势。
　　东部煤炭资源逐渐枯竭，西部地区成为煤炭增产保供核心。
　　我国煤炭资源分布总体呈＂西多东少，北富南贫＂的特点，面对东部地区中小煤矿资源逐渐枯竭、落后产能加速退出的现状，西部地区尤其是新疆地区承担着稳固能源供给，保障经济平稳运行的重要任务。
　　新疆煤炭储量全国第二，且资源禀赋优异，开采成本和开采难度低。
　　根据自然资源部发布的《2021 年全国矿产资源储量统计表》，截至 2021 年底，我国煤炭储量达 2078.85 亿吨，其中新疆地区储量达 365 亿吨，占比 17.53%，是我国第二大煤炭资源储藏地，具有埋藏浅、地质构造简单、开发条件良好、开采成本低等优势，开发潜力巨大。
　　此外，新疆煤类资源从褐煤到无烟煤均有分布，总体上以低变质程度的长焰煤、不粘煤和气煤为主，发热量高，具有低硫、低磷、低灰的特点。
　　煤炭供应保障政策持续发力，疆煤产能持续释放。
　　2022 年 5 月，《加快新疆大型煤炭供应保障基地建设服务国家能源安全的实施方案》，强调加快新疆大型煤炭供应保障基地建设。
　　《方案》中提到，＂十四五＂时期，新疆地区将以增产增供为基本原则，2025 年新 疆地区预计达成年产能 4.6 亿吨以上、产量 4 亿吨以上的总量任务；预计新增产能 1.64 亿吨，产能增幅 60%以上。
　　疆煤开发中吐哈区占有重要地位：＂十四五＂期间新增批复矿井和规划储备产能均超过新疆地区的 50%；现有在产煤矿产能 6760 万吨/年，占新疆在产煤矿总产能的 28.14%；＂十四五＂新增批复矿井产能 8600 万吨/年，占新疆新增批复矿井总产能的 52.38%； ＂十四五＂规划储备产能 4940 万吨/年，占新疆储备煤矿项目的 59.02%。
　　2.2 公司煤炭资源丰富，新增产能高速成长
　　公司煤炭资源地处哈密，储量丰富、禀赋优异。公司煤炭资源总量约 65.97 亿吨，可采储量达 60.03 亿吨，主要分布在新疆哈密淖毛湖矿区，包括白石湖煤矿、马朗煤矿、东部煤矿。
　　公司主要煤种为长焰煤和不粘煤，属单一中厚近水平煤层，开采条件优越，具有固定碳含量高、产气量高、热值高、内含水和含氧量低的特点，属于高质量的气化原料煤和动力煤。
　　保供政策加持下，公司煤炭增产潜力巨大。
　　白石湖矿区为公司目前唯一在产矿井，2020 年核定产能 800 万吨，2021 年因新疆十四五规划而核增产能至 2000 万吨。
　　2021 年底，白石湖露天矿被纳入国家发改委保供煤矿，产能进一步核增至 2500 万吨。截至 2022 年底，白石湖矿区产能约 3000 万吨，实际产量约 3500 万吨。预计后续随着马朗矿区和东部矿区的投产，＂十四五＂期间公司煤炭总产能将增长至 8500 万吨。
　　公司的煤炭销售采取直销模式，销售市场主要集中在哈密淖毛湖周边（客户为矿区周边兰炭厂）、兰州河西走廊一带（客户为当地发电厂和钢铁厂）和云贵川地区（客户为当地钢铁厂）。其中淖毛湖周边市场较小，2022 年市场销售占比约 20%，疆外市场中甘肃市场销售占 60%，云贵川占比约 20%。
　　当前甘肃、云贵川等地区煤炭供给缺口较大，外调煤炭需求稳中有升，为公司后续煤炭市场销售打开成长空间。甘肃市场需求较为稳定，2018-2020 年净调入量维持在 3100 万吨以上；而云贵川地区近年来煤炭供需缺口持续扩大，净调入量从 2016 年 1751 万吨增长至 2020 年 6041 万吨，对外省煤炭依赖度持续提升。
　　2.3 将淖红铁路协同改变供应格局，降本增效彰显运输优势
　　公司采用公路和铁路相结合的运输方式，保障煤炭销运。
　　公司煤炭基地位于新疆＂东大门＂哈密地区，在疆内具有相对区位优势，但仍然面临距离煤炭消费终端市场较远，运输成本高等问题。为了降低运输成本，解决煤炭外运难题，公司自建淖柳矿用公路和红淖铁路，采用公路和铁路相结合的方式进行煤炭运输。
　　在红淖铁路开通之前，煤炭外运主要通过淖柳公路。淖柳公路起于哈密淖毛湖，终于甘肃柳沟，全长 409 公里，2010 年 9 月正式通车，运力 3000 万吨以上，打通了淖毛湖煤矿连接甘肃河西煤炭市场的通道，使淖毛湖煤矿大规模开发步入实质性阶段。
　　与公路运输相比，铁路运输具有运距长、运量大等特点，是实现疆煤外运的主要运输方式。
　　公司建设的红淖铁路（新疆红柳河-淖毛湖）是国家铁路路网规划中＂北翼通道＂ 的重要组成部分，也是疆内资源实现外运的重要通道。
　　当地货物从这里出发，分别与兰新铁路和哈临铁路相连，进而到达河西走廊、川渝、内蒙及京津翼等地区，是连接南北翼运输通道的重要纽带，有助于推进＂疆煤东运＂，促进资源优势转化为经济优势。
　　红淖铁路于 2019 年 1 月开通试运营，2020 年 11 月投产转固，铁路全长 435.6 公里，初期年运力 3950 万吨，远期有望达 1.5 亿吨。
　　转让铁路股权，优化业务结构。
　　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控股子公司广汇物流，采用收益法评估后股权评估值 45.02 亿元，评估增值 5.58 亿元，增值率 14.15%，最终交易对价 41.76 亿元。
　　广汇能源作为业绩承诺方承诺铁路公司 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。
　　本次交易旨在聚焦主营业务，进而优化主营业务结构，提升盈利能力，与公司 2021-2025 向绿色能源方向战略转型目标相协同，也有助于消除公司与广汇物流之间潜在的同业竞争问题。
　　将-淖-红铁路协同发展，外运优势凸显。
　　2022 年 10 月，红淖铁路股权转让交易交割完成，广汇能源控股子公司广汇物流拥有红淖铁路控制权。同时，广汇物流 2020 年 6 月参股建设的将淖铁路（持股比例 18.92%）将于 2023 年第三季度完工并投入运营。
　　将淖铁路全长 431.67 公里，设计初期运能 2200 万吨，远期运能 7000 万吨。线路东端自红淖铁路白石湖南站引出，沿天山北麓向西，经巴里坤县、木垒县、奇台县三县北部地区，西端与乌将铁路相接，连通兰新铁路、额哈铁路，形成出疆北部新通道。
　　将淖铁路建成后，将-淖-红铁路将协同发展，缩短煤炭运输距离和时间，显著提升公司货运量，改变区域煤炭供应格局，凸显疆煤外运优势。
　　公司拟建设四川广元物流基地，进一步保障疆煤入川。
　　2022 年 7 月，广汇能源控股股东广汇集团与四川广元市政府、四川广元经开区管委会共同签署了《广汇四川广元综合物流基地项目投资合作协议》，就新建广汇四川广元综合物流基地项目达成战略合作。
　　根据规划，该项目计划分两期建设，一期计划于 2024 年 12 月底前建成投运，煤炭运营能力计划不低于 1000 万吨。二期计划 2027 年 6 月底前建成投运，预计实现煤炭运营能力 2000~3000 万吨，项目建成后将进一步提升公司物流和储运优势。
　　2.4 产量高增提供业绩弹性，成本优势铸就护城河
　　保供政策下公司煤炭产能持续释放，产销量进入高速增长期。2021 年公司实现煤炭产量 1395.35 万吨，同比增长 53.01%，22 年 1-9 月实现产量 1701.74 万吨，同比增长 81.79%；2021 年公司实现煤炭销量 1994.91 万吨，同比增长 91.19%，22 年 1-9 月实现煤炭销量 1918.79 万吨，同比增长 36.64%。
　　2021 年以来行业高景气下煤价明显上涨，公司煤炭板块业绩大幅增长。
　　以新疆哈密地区 6000 大卡动力煤坑口均价为例，2020、2021、2022 年均价分别约为 251 元/吨、369 元/吨，769 元/吨，2021 年和 2022 年同比分别增加 47%和 108%。
　　煤价上涨驱动叠加销量上升，2021 年公司煤炭板块实现营收 86 亿元，同比增长 136%，实现毛利 36 亿元，同比增长 345%。2022 年，根据公司业绩预增公告，预计销量同比增加 36%，全年煤炭销量约 2718 万吨。
　　预计未来国内煤炭供给情况仍然趋紧，煤价将高位震荡，同时公司新投产煤矿产能稳定释放，将大幅增加利润弹性。
　　公司马朗煤矿预期将于 2023 年顺利投产，带来煤炭产量增量约 3000 万吨，预计全年煤炭总产量（含自用）将从 3500 万吨提升至 6500 万吨，销量从 2718 万吨提升至 5600 万吨；同时马朗矿区出产煤炭平均热值高达 6000 大卡/kg，较白石湖矿区煤炭平均热值高出 1000 大卡/kg，较高的热值将使其单位售价高出白石湖矿区大约 200 元/吨，受益于此，单位毛利也将有所上升。
　　经测算，假设 2023 年公司煤炭售价维持在提质煤 858 元/吨、原煤 659 元/吨水平，同时预计 2023 年公司煤炭总销量 5600 万吨，其中提质煤 425 万吨、原煤 5174 万吨，中性情况下，预计 2023 年煤炭板块将带来税后净利润 101.15 亿元。
　　即便后续悲观情况下，国内煤炭供需矛盾得到一定程度缓解，考虑到公司煤炭的成本优势，在疆外市场有较强的价格竞争力，预期也不会影响公司煤炭外销。
　　煤炭外运总成本主要由开采成本与运输成本两部分组成。公司煤矿属于优质露天煤矿，开采完全成本约 130 元/吨，远低于陕蒙地区 260-320 元/吨水平，开采成本优势显著。
　　但由于地处新疆位置偏远，运输成本较高，以往对于疆煤外运形成较大制约，不过通过将淖红铁路的协同，公司煤炭出疆运费明显下降，成功打破疆煤外运瓶颈。
　　经测算，以 5500 大卡动力煤为例，目前公司煤炭在甘肃和四川市场的总成本分别约为 402 元/吨和 492 元/吨，较陕煤地区煤炭已经有总成本优势；而在宁夏市场的总成本约为 401 元/吨，仅略高于陕西地区煤炭。因此，总体上看在西部地区煤炭市场已经具备较强的成本优势。
　　极端悲观情况下，假设国内环渤海港口煤价从当前约 1200 元/吨大幅下跌至 500- 700 元/吨低位水平，我们测算下公司煤炭外运仍然具备经济性。
　　其中在甘肃和宁夏市场，港口煤价跌至 600 元/吨时，公司煤炭总成本仍低于当地售价；在四川市场，港口煤价跌至 500 元/吨时，公司煤炭销售仍有明显利润。
　　综上所述，公司煤炭在西部市场具有显著成本优势，这一方面赋予了公司煤炭板块高盈利弹性，另一方面也有力保障了后续新增产能在疆外市场的扩展和销售，长期来看有助于公司煤炭业绩的持续释放。3. LNG 自产+贸易并举，构筑天然气核心竞争力
　　3.1 天然气业务稳步扩张，业绩再破前高
　　公司于 2002 年 6 月开始涉足液化天然气领域，于 2004 年 9 月正式投产天然气项目。
　　2009 年，公司完成对哈萨克斯坦 TBM 公司 49%的股权收购，正式介入石油和天然气上游开发领域。近十年来，随着吉木乃 LNG 工厂、哈密新能源工厂、启东 LNG 接收站等项目陆续投产，公司天然气业务发展迅速。
　　按照天然气获取方式划分，公司天然气板块业务主要包括生产和贸易两部分。
　　其中，LNG 生产包括利用自有油气田开采和利用自有煤炭通过煤化工生产两种方式。自产气主要来自吉木乃工厂和哈密新能源工厂，对应项目分别是吉木乃 5 亿方/年的液化天然气项目和哈密新能源 7 亿方/年的煤制 LNG 项目，合计产能达 12 亿方/年。
　　其中，吉木乃 LNG 工厂气源来自公司控股的 TBM 公司所拥有的斋桑油气田，利用天然气进行深冷处理的方式产出 LNG 产品。哈密新能源工厂则以淖毛湖矿区自有煤炭为原料，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。这些煤制 LNG 的原料为公司自有矿区开采的煤炭，具有成本低、供应稳定的优势。
　　贸易气方面，公司是国内最早从事 LNG 进口的民营企业之一，2017 年 6 月开启 LNG 全球贸易业务，主要通过启东 LNG 接收站引进国外 LNG 资源至国内销售，通过贸易价差实现利润。
　　总体来看，近年天然气板块蓬勃发展，营收再度大幅突破。
　　2016 年以来，公司天然气销量稳步增长，并带动营收逐年攀升，从 16 年的 22.07 亿元增长到 21 年的 118.57 亿元，2016-2021 年 CAGR 高达 39.97%。
　　2022 年上半年，公司天然气板块实现营业收入 108.52 亿元，同比增长 106.85%。
　　3.2 ＂2+3＂模式灵活创收，启东站扩建释放产能
　　启东 LNG 接收站项目是公司在天然气板块的重要布局点，开创了＂2+3＂的灵活运营模式。＂2+3＂指液进液出和液进气出等两种输气途径，以及境内贸易、接卸服务和国际贸易等三种盈利模式。一方面，公司通过外购 LNG 销往境内或转口销售境外获取贸易利差；另一方面，接收站码头也能够获取接卸和仓储服务的稳定收益。
　　LNG 接收站逐步扩建，周转能力持续扩张。
　　启东 LNG 接收站一期和二期项目分别于 2017 年和 2018 年投产运行，设计周转量分别为 60 万/年和 115 万吨/年。2020 年三期项目投产运行后，设计周转量提升至 300 万吨/年。2022 年 10 月，四期 5#20 万方储罐项目进入试运营阶段，设计周转能力高达 500 万吨/年，待全部规划项目完成，预计周转能力到 2025 年将提升至 1000 万吨/年，较 2021 年底涨幅约 233%。
　　境内贸易方面，启通线入网带来增量需求，预计＂液进气出＂周转需求提升。
　　2018 年，子公司广汇综合物流与华电江苏公司、天生港发电公司等五方签订《启通天然气管线项目投资协议书》，共同投资建设启通天然气管线项目。该项目属于广汇能源 LNG 接收站规划外输管线的一部分，全长 160km，主线线路总体呈东南走向，设计运量 40 亿方/年，已于 2020 年 12 月投入试运行。
　　启通线现已完成与中石油西气东输南通站的互联互通，未来还将与江苏省重点推动的沿海管线相连接，届时可通过沿海管线、启通天然气管道向苏南市场供气，预计可通过国家管网西气东输南通分输站日均进气 400-800 万标方。
　　加强多方优势整合，输气协议保障输运。
　　公司与南通天生港发电公司等多家公司达成多项协议，供给规模合计达 30.5 亿方/年，此后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，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输气能力的 62.5%。
　　因此，公司启东接收站周转能力扩张与订单增长相互匹配，受益于此，近年其天然气贸易规模逐年增长。
　　2021 年，公司外购 LNG 销量从 2018 年的 11.54 亿方快速增长至 36.75 亿方，期间 CAGR 高达 47.12%。随着外购气销量快速增加，公司外购气销量占比逐年提高，由 2018 年的 49%提升至 2021 年的 80%，公司天然气板块发展模式实现由 ＂天然气生产供应＂到＂天然气贸易供应＂的转型。
　　3.3 全球气价维持高位，国际转售增厚盈利
　　全球天然气供给偏紧，高景气下价格中枢明显上涨。
　　与煤炭类似，碳中和以及 ESG 政策压制全球天然气行业历史投资，造成近年全球天然气供给较为刚性，但需求呈现稳中有升态势，供给偏紧格局下，2021 年上半年起天然气价格开始持续上行，2022 年俄乌冲突的发生更是进一步激化了供需矛盾。
　　以欧洲天然气价格为例，2022 年 8 月，一度从 2021 年初的 7.27 美元/百万英热涨至 78 美元/百万英热，涨幅高达 973%。
　　综合预计后续天然气供给趋紧格局难以扭转，价格将维持高位震荡。
　　即便不考虑俄罗斯与欧盟国家的政治关系因素，在北溪管道受到破坏需要维修的情况下，预期俄罗斯对欧洲的管道气供应量短期难以恢复；同时美国天然气供给量受制于其 LNG 出口能力，增量也较为有限。
　　天然气价格的上涨一方面大幅增厚了公司贸易长协气的利润，另一方面也使得公司的低成本自产气盈利提升。
　　公司外购的天然气贸易主要可以分为两类，一是采购价格相对固定的长协气，其成本相对较低，在天然气价格上涨时期利润大幅增长，盈利弹性较高；另一类贸易气成本随当期天然气售价变化，因而难以通过贸易实现套利，更多是通过收取港口接驳和仓储费用实现固定收益。
　　长协气源成本优势凸显，海外转售大幅增厚利润空间。
　　2019 年 4 月，公司子公司广汇国际天然气贸易公司与全球第四大石油天然气公司道达尔签订了为期十年的《LNG 购销协议》，协议约定道达尔以长期合同和现货销售的方式向公司供应液化天然气，供货量约 70 万吨/年。
　　由于该长协条款签订于 2019 年，正值国际油气市场低迷时期，故协议的 LNG 采购成本较低，在当前高气价背景下成为公司重要盈利增长点。
　　经测算，预计此部分低成本长协气 2022 年销售均价约 10374 元/吨，对应毛利约 41 亿元；中性情况下，假设 2023 年销售均价小幅回落至 9828 元/吨，同时销量有所上升，预计 2023 年将贡献毛利润约 42 亿元。
　　公司自产气近年产销量有小幅下滑，生产来源于哈密新能源及吉木乃工厂，其利润划归在煤化工板块。
　　分基地来看，哈密新能源工厂的煤制 LNG 产量维持在 7 亿方左右；而吉木乃 LNG 工厂的产量受哈国电力故障检修、项目设备检修及上游供气量减少等因素影响持续下滑。
　　综合来看，2021 年公司自产 LNG 产量为 8.84 亿方，同比下降 4.71%；2022 年前三季度产量为 5.62 亿方，同比下降 14.93%。
　　自产气生产成本低，高景气时期利润弹性较大。
　　假设 2022 年自产气产量小幅回落至 8.13 亿方（折 58 万吨），产销比为 100%，则自产气销量为 58 万吨，预计售价为 5895 元/吨，测算 22 年毛利约 17.93 亿元。
　　假设 23 年销量维持不变，中性情况下自产气价格 小幅上涨至 5730 元/吨，预计 2023 年自产气贡献毛利约 17.16 亿元。
　　码头租赁接卸收取固定服务费用，增厚公司收益。
　　码头建设与运营依托广汇综合物流发展有限公司，按照一、四旺季收取 650 元/吨，二、三淡季 550 元/吨的标准收取接卸费用。
　　预计 2022 年租卸量约 116 万吨，对应净利润约 3.5 亿元；随着后续启动接收站周转能力的持续提升，预计租卸规模将持续增长，未来此部分收益有望成为公司天然气板块稳定的利润来源。4. 煤化工成本优势凸显，利润贡献稳定
　　4.1 深度布局现代煤化工，油价上涨驱动景气回升
　　公司致力于现代煤化工建设，基于煤炭开采业务推动产业价值链延伸。公司目前煤化工主要的产品是甲醇、提质煤、煤焦油以及煤化工副产品，生产原料为淖毛湖矿区自产煤炭，供应稳定，成本优势显著。
　　公司煤化工产品种类丰富，主要项目包括：
　　（1）120 万吨甲醇、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，经液化处理形成甲醇、LNG 和硫化氢（副产品）。该项目 2013 年投产转固，后续甲醇产量逐步增加，至 2016 年达产。
　　（2）1000 万吨/年煤炭分级提质清洁利用项目：根据工艺设计，该项目共分为三个系列，其中炭化二系列、一系列和三系列装置分别于 2018 年 6 月、2018 年 12 月和 2019 年 11 月投产转固。
　　以公司白石湖露天煤矿自产的煤炭产品作为原料，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头肩的煤焦油加氢项目的制氢气源；二是用作环保科技公司＂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。
　　（3）荒煤气综合利用年产 40 万吨乙二醇项目：该项目是分级提质利用项目的产业链延伸项目，于 2022 年 6 月投产转固，主要以清洁炼化公司副产的荒煤气为原料，生产乙二醇产品。
　　（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：该项目于 2020 年 12 月投产转固，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）产品。
　　（5）120 万吨/年煤焦油加氢项目（一期 60 万吨/年）：该项目 2020 年 1 月投入试运行，属于煤炭分级提质利用项目的产业链延伸项目。加氢装置以煤焦油及氢气为原料，生产液化气、轻质煤焦油（石脑油）、粗白油（柴油）等主产品，兼顾尾油、干气、硫磺等副产品。
　　煤化工板块毛利率与油价关联性强，营收及毛利随油价呈周期性波动。
　　公司煤化工业务生产采用自产煤炭，成本端较为固定，但产品价格受油价影响大，导致毛利率随油价波动较为剧烈。
　　2019-2020 年，原油价格下跌背景下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，受需求端修复以及地缘政治影响下国际能源供应紧张等因素，原油价格迎来高景气时代，公司盈利大幅提升，全年煤化工业务实现营收和毛利 41.08 亿元、20.91 亿元，同比分别增长 85.71%、472.88%。
　　4.2 产品价格有望维持高位，低成本带来稳定业绩支撑
　　综合来看，公司煤化工产品包括甲醇、煤焦油及其他副产物产销基本稳定，当前高油价支撑下价格预计将维持高位，同时生产成本相对较低，预计将对业绩形成稳定支撑。
　　甲醇产销量保持稳定，预计价格高位延续。公司近年甲醇产销量变化不大，2021 年实现产量 116.5 万吨、销量 114.42 万吨，同比分别增长 9.51%和 9.24%。同时价格方面，石油、天然气等能源价格上涨推高甲醇价格，2021 年以来冲高后震荡回落，整体仍居于相对高位，2022 年新疆地区甲醇市场均价约 2069 元/吨，同比增长 7.6%。
　　煤基油品方面，公司煤基油品产销量稳步增长，2021 年产量和销量分别为 59.91 万 吨和 61.05 万吨，同比分别增长 5.61%和 14.71%。
　　后续随着煤炭分级提质清洁利用项目负荷提升，预计公司煤基油品产销量仍有上升空间。同时，公司煤基油品以中低温煤焦油为主，中温煤焦油与原油价格走势基本一致，2022 年国际油价及煤炭价格中枢大幅上移，成本对煤焦油价格支撑明显。
　　公司依托 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，由于原料煤自产，故成本相对较低。
　　根据《广汇能源可转换公司债券反馈意见回复》，公司乙二醇生产成本为 1533 元/吨，完全成本为 2357 元/吨，远低于行业煤制乙二醇成本 3750-3950 元/吨水平，成本竞争优势明显，有望为公司带来新的盈利点。5. 布局 CCUS 和氢能，助力绿色能源转型
　　5.1 CCUS 及驱油项目稳步推进，成本优势明显
　　根据＂双碳＂目标，二氧化碳捕集利用及封存（CCUS）减排需求空间巨大。自 2015 年国际社会达成气候变化《巴黎协定》以来，世界各国陆续制定碳中和目标行动方案，我国也在 2020 年明确提出 2030 年＂碳达峰＂与 2060 年＂碳中和＂目标。各国碳中和方案的提出为碳中和技术发展提供了有利契机。
　　目前二氧化碳减排主要有三种途径，一是提高能源利用效率，二是开发清洁能源，三是进行二氧化碳捕集利用及封存即 CCUS。
　　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。
　　据我国生态环境部预测，2030 年、2050 年、2060 年我国减排需求潜力分别为 0.2-4.08 亿吨、6-14.5 亿吨、10-18.2 亿吨二氧化碳/年。
　　分行业来看，煤电行业二氧化碳减排需求潜力最大，预计 2030 年减排需求潜力 0.2 亿吨/年，2060 年增至 2-5 亿吨/年。
　　基于＂绿色革命＂为主题的第二次战略转型升级目标，公司引入国内领先的 CCUS 应用技术，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。
　　目前首期 10 万吨/年 CCUS 项目已于 2022 年 3 月开工建设，预计将于 2023 年投产。首期主要布局具有高纯度二氧化碳的吐哈油田，并以此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。
　　公司发展 CCUS 项目在碳源、工艺、运输、初始投入等方面具有明显成本优势。
　　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，该项目生 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；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。
　　5.2 加速氢能产业布局，实现经济、社会效益双提升
　　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。
　　发布氢能规划，前瞻性转型升级。
　　2022 年 1 月，公司发布《氢能产业链发展战略规划纲要（2022-2030 年）》，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，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。
　　6. 盈利预测与估值
　　6.1 关键假设
　　公司立足于＂气、煤、油＂等能源资源，深耕天然气、煤炭和煤化工三大板块，能源需求偏紧、价格高位下迎来高速增长机遇。
　　我们对公司各板块进行拆分，并做出以下假设：
　　煤炭业务：公司煤炭资源丰富、运输条件良好，受益于保供政策下疆煤开发和疆煤外运的提速，公司马朗煤矿、东部煤矿预计于＂十四五＂期间逐步投产，煤炭产销量将持续增长，预计 22-24 年煤炭销量分别为 2718、5600、7178 万吨；
　　价格方面，预计国内煤炭供给维持偏紧，价格高位震荡，但受原煤销售占比提升影响，预计 22-24 年煤炭综合销售均价分别为 688、675、674 元/吨。
　　天然气业务：贸易气方面，启东 LNG 接收站在 2022 年的周转能力已达 500 万吨/年，并规划在 2025 年继续提升至 1000 万吨/年，预计公司 22-24 年贸易气销量分别为 370、500、700 万吨；自产气方面无新增产能计划，预计 22-24 年销量维持平稳，保持 58 万吨不变；
　　价格方面，受国际天然气供给偏紧影响，预计产地 LNG 价格仍处于高位，预计 22-24 年销售均价分别为 5713、5730、5742 元/吨。
　　煤化工业务：预计公司 22-24 年主要煤化工产品甲醇销量分别为 117、118、119 万吨，同时 23 年景气小幅回落，预计 22-24 年售价分别为 1862、1732、1749 元/吨；22-24 年煤基油产品销量维持 65 万吨水平，售价分别为 2811、2670、2697 元/吨。
　　6.2 盈利预测与公司估值
　　公司全产业链专业化布局能源领域，预计后续新增产能将稳步投产，但考虑到 2022 年国内疫情对需求端的影响，基于相对估值模型，下调公司 2022-2024 年 EPS 预测由 1.86 元、2.6 元、3.57 元至 1.74 元、2.52 和 3.2 元，按 1 月 16 日收盘价计算，当前市值对应 2022-2024 年 PE 分别为 6 倍、4 倍和 3 倍。
　　从主营业务分析，公司现阶段主营业务为天然气、煤炭和化工业务；中国神华、兖矿 能源的煤炭板块和化工业务同公司相近，恒力石化的化工和炼油业务可比，九丰能源的天 然气业务可比，故选择这四家能源行业公司为可比公司。
　　2023-2024 年行业平均估值 PE 分别为 8 倍和 7 倍，公司 2023-2024 年 PE 折价幅度分别为 85%和 105%。
　　给予公司 2023 年 8 倍 PE 目标估值，较现价约 85%的上涨空间。
　　7. 风险提示
　　1. 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。
　　2. 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。
　　3. 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。
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