广汇能源研究报告：持续扩产拥抱行业高景气

立足天然气、煤炭、煤化工、油气勘探开发四大业务板块。广汇能源成立于 1994 年，2012 年转型为专业化的能源开发企业，发展至今已形成天然气、煤炭、煤化工、油气勘探开发四大业务板块，是国内同时拥有煤、气、油三种资源的民营企业之一。公司第一大股东为新疆广汇实业投资集团，持有 38.93%股份，实控人为孙广信。2021 年，公司 LNG、煤炭、煤化工营收占比分别为 48%、35%、17%，毛利占比分别为 39%、38%、22%。

立足主业同时向绿色新型能源企业转型。公司目前在 LNG 领域拥有自产气产能 17 亿方/年（120 万吨）。启东接收站周转能力达到 300 万吨/年，未来将扩建至 1000 万吨/年；在煤炭领域，2021 年公司煤炭产能为 2000 万吨/年，十四五期间将扩产至 7500 万吨/年；在煤化工领域，公司目前拥有甲醇产能 120 万吨/年。2022 年，40 万吨乙二醇项目已正式投产，将逐渐贡献业绩。公司在立足主业同时向绿色新型能源企业转型，布局二氧化碳捕集及驱油（CCUS）项目和氢能源全产业链项目，目前 CCUS 首期 10 万吨/年示范工程已开工。

1.2、2021年业绩实现增长，股权激励彰显发展信心

2021 年受益产品价格上涨和接收站负荷提升，公司业绩显著增长。2021 年，公司实现营业收入 248.65 亿元，同比增长 64.30%，实现归母净利润 50.03 亿元，同比增长 274.40%，主要系主营产品价格及销量增长以及启东 LNG 接收站负荷增加所致。主营业务表现良好，毛利率有所提升。分结构看，2021 年公司煤炭业务实现营收 86 亿元，同比增长 135.50%，天然气业务实现营收 119 亿元，同比增长 42.13%，煤化工业务实现营收 41 亿元，同比增长 85.74%。毛利率方面，2021 年受益于产品价格上涨，煤炭和煤化工业务毛利率均显著增长，天然气业务受启东 LNG 外购成本增加影响，毛利率略有下降。

成本控制能力增强，三项费用率下降。2017-2021 年，公司三项费用率呈现下降趋势，2021 年，公司销售费用率为 1.25%，管理费用率为 2.04%，财务费用率为 5.68%。毛利率方面，我们认为受益于一体化布局以及海外 LNG 气源成本优势，公司毛利率和净利率较高。2021 年，公司毛利率达到 38.41%，净利率达到 19.49%。

在建工程陆续投产，产能扩张支撑业绩增长。2017 年以来，红淖铁路、清洁炼化项目等陆续投产转固，助力公司业绩增长。2022-2025 年，公司乙二醇项目将投产，煤矿将扩产，接收站将扩容，预计业绩仍有较大增长空间。

股权激励凝聚核心骨干，彰显公司长期发展信心。2022 年 4 月 25 日，公司发布 2022 年员工持股计划草案。拟授予员工股份总数合计 4548.75 万股，转让价格为回购成本均价 2.84 元/股，参加人员为公司本部副部级以上、一级子公司正部级以上及二级子公司经营管理层（经营班子成员）级别以上的管理人员及核心骨干人员，以及经公司董事会下设的薪酬与考核委员会提名认定的公司其他员工。业绩目标为以 2021 年业绩为基准，2022、2023、2024 年归母净利润增速不低于 100%/200%/300%，即 2022- 2024 年归母净利润分别不低于为 100 亿元/150 亿元/200 亿元。

提高分红比例，增加股东回报。2022 年 4 月 25，公日发布了关于提高公司未来三年年度现金分红比例的公告，承诺 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 0.7 元/股（含税）。

2、LNG：启东接收站扩产空间广阔，将持续贡献业绩

2.1、启东接收站贡献天然气业务主要增量

广汇能源 LNG 获取渠道多元。广汇能源通过自有油气田开采、煤化工生产以及外购三种方式获取 LNG 资源。按照获取形式分类，又可分为自产气和贸易气。自产气来自新疆吉木乃工厂、鄯善工厂和哈密煤化工项目，合计产能约 120 万吨/年。贸易气来自启东 LNG 接收站，2021 年周转量达到 252 万吨，负荷为 84%，通过液进液出（通过 LNG 槽车将 LNG 运至客户）、液进气出（将 LNG 气化后通过管网运至客户）和海外转售三种方式销售 LNG。

启东接收站是公司 LNG 业务增长主要动力。2017-2021 年，公司哈密项目 LNG 产量保持稳定；吉木乃工厂受检修及上游供气量减少等因素影响，LNG 产量持续减少；启东 LNG 接收站持续扩容，利用海内外天然气价差盈利，周转量从 47 万吨增长至 252 万吨，推动公司 LNG 业务增长。2025 年启东接收站周转能力将扩张至 1000 万吨/年。目前公司启东 LNG 接收站项目一、二、三期工程及配套项目已投产运行，周转能力达到 300 万吨/年。公司计划扩建 5#20 万立方米储罐、6#20 万立方米储罐、1#泊位、2#泊位。根据公司在上证 e 互动 20211029 的投资者问答，预计 2025 年将达到 1000 万吨。

2.2、长三角LNG供需趋紧，接收站未来扩产空间较大

国内 LNG 进口需求持续增长。国内天然气需求增速长期高于产量增速，供需缺口不断扩大。由于进口管道气量较刚性，进口 LNG 成为弥补供需缺口的主要选择。 2015-2020 年，国内 LNG 进口量从 1966 万吨增长至 6713 万吨。根据周守为等《中国天然气及 LNG 产业的发展现状及展望》和国家能源局石油天然气司发布的《中国天然气发展报告（2021）》，预计 2025 年 LNG 进口量将达到 9879 万吨，2030 年将达到 16786 万吨。

长三角天然气需求较大，约 40%通过进口 LNG 满足。根据三航院徐鹏飞等在《水务工程》上发表的《长三角地区液化天然气接收站的发展前景》，长三角地区对天然气需求较大，2018 年三省一市消费量达到全国的 20%，约 4045 万吨，但当地油气田资源较少，管道气也仅能满足 60%左右需求，剩余 40%须通过进口 LNG 补充。

长三角 LNG 接收站未来有望保持高负荷。根据三航院徐鹏飞等在《水务工程》上发表的《长三角地区液化天然气接收站的发展前景》。2025、2030、2035 年长三角地区 LNG 消费量将达 3500/5043/6300 万吨，而当地 LNG 接收站较稀缺，考虑目前公布的改扩建情况，2025 年接收站平均负荷将达 66%。2030、2035 年，接收站平均负荷将达 95%、119%，现有及规划接收站难以满足需求，后续有进一步扩产空间。

投资建设启通管道，开拓启东 LNG 销售渠道。2018 年，公司与子公司广汇能源综合物流与华电国际等共同投资建设启通天然气管道（广汇能源综合物流持股 34%，为第二大股东），2020 年 12 月投入试运行。该管道设计输气量为 40 亿方/年，可打通进口天然气进入内陆的通道。根据公司披露的市场落实情况，公司与中石油、中石化及企业客户签订了供气框架协议，全部落实后可新增约 300 万吨 LNG 销售。

受益启通管道运行，2021 年公司“液进气出”业务增长显著。启通天然气管线项目投产转固后，联动运行安全稳定。国际贸易公司积极沟通获取国家管网管容，窗口期批发打开管输市场，取得丰硕成果。2021 年，启东接收站通过“液进气出”方式，实现 LNG 销售量 85.90 万吨，同比增长 1540%。

2.3、接收站运营灵活，通过海外转售应对海外LNG价格上涨

海外转售保障启东接收站高负荷。2021 年以来，受疫情后需求复苏以及俄乌冲突影响，海外 LNG 价格持续上涨，导致国内外价格倒挂。2022 年 7 月 22 日，海外 LNG 价格已比国内高 5498.59 元/吨，去年同期比国内低 83.74 元/吨，将进口 LNG 国内销售可能亏损。在此背景下，广汇能源利用国际现货价与长约低气源成本的价差，将长约气海外转售，保证接收站负荷。2022 年 Q1，LNG 总销售量达到 68.76 万吨，同比增长 16.74%，实现 LNG 海外转售 32.10 万吨，接近去年全年水平。

总结来看，LNG 接收站贡献了公司天然气业务的增长。我们认为未来中国天然气供需缺口持续扩大，对 LNG 进口需求将持续增加。长三角地区 LNG 需求旺盛，接收站资源稀缺，公司在原有“液体液出”销售模式的基础上，通过建设启通管道开拓“液进气出”市场，有望消化 1000 万吨/年的周转能力。短期来看，公司通过“海外转售” 模式，利用国际现货价与长约低气源成本价差，应对海外 LNG 价格上涨，保障 LNG 接收站高负荷运行，业绩受到的影响有限。

3、煤炭：云贵川市场将成为新增长极

3.1、公司煤炭资源丰富，“十四五”期间将持续扩产

公司煤炭资源丰富，未来将陆续开采。公司拥有白石湖、马朗和东部三大矿区，煤炭总资源量达到 30 亿吨。目前仅白石湖矿区在采，预计马朗矿区将于 2022 年开采，2025 年满产。东部矿区将在十四五期间开采。新矿区开采后煤炭产量、热值将提升。产量方面，2021 年，公司白石湖矿区产能约 2000 万吨，产量约 2800 万吨。预计 2022 年马朗煤矿开采后，原煤产量将达到 4000 万吨。2025 年，公司三大矿区全部达产后，总产量将达到 7500 万吨。热值方面，目前公司白石湖矿区的煤炭热值平均为 5000-5500 大卡/kg，将开采的马朗煤矿热值平均达到 6000 大卡/kg，单位售价将有所提升。

3.2、云贵川市场将成为公司煤炭业务新增长极

公司煤炭以疆外销售为主。公司煤炭除供应自有煤化工项目使用以外，外销三个重要市场：哈密周边市场（客户为淖毛湖周边兰炭厂）、甘肃及河西走廊市场（客户为当地发电厂和钢铁厂）和云贵川市场。其中哈密周边市场在煤炭业务中占比较小，更多煤炭通过兰新线出疆销售。

甘肃及河西走廊市场：公司煤炭营收主要来源，需求保持稳定。甘肃市场对煤炭需求较稳定，2018-2020 年煤炭调入量保持在 4800 万吨左右，调出量保持在 1600 万吨左右。公司与甘肃省内大唐燃料公司、酒钢集团、中国铝业等大型用煤企业建立了长期战略合作关系，保证了煤炭销售的稳定性。2018 年，公司煤炭前五大客户中有三位来自甘肃，营收占比超过煤炭业务总营收的 60%。

云贵川市场：打开公司煤炭业务成长空间。2016-2020 年，云贵川市场煤炭供需缺口持续扩大，当地煤炭调入量增长约 1800 万吨，达到 10826 万吨；调出量减少 2500 万吨，达到 4786 万吨，净调入量从 1751 万吨增长至 6040 万吨，CAGR 达到 36.29%，对外省煤炭依赖度持续提升。2022-2025 年，随着公司马朗煤矿、东部煤矿先后投产以及“疆煤入川”的推进，我们认为公司对云贵川市场的煤炭销售将有所提升。

4、煤化工：低成本乙二醇项目顺利投产

公司深耕绿色煤化工领域，注重尾气综合利用。广汇能源煤化工项目主要由广汇新能源、广汇清洁联化和广汇陆友硫化工三家子公司经营。其中广汇新能源拥有甲醇产能 120 万吨，副产品 21 万吨；广汇清洁炼化拥有煤基油品产能 100 万吨；广汇陆友硫化工拥有二甲基二硫产能 4 万吨，二甲基亚砜产能 1 万吨。2022 年，由广汇环保科技投建的 40 万吨乙二醇项目已经顺利投产。在煤化工项目的建设中，公司注重尾气回收利用，成功实现利用荒煤气生产乙二醇和利用硫化氢尾气生产二甲基二硫和二甲基亚砜，在产生经济效益的同时解决了环保问题。

投建二甲基二硫装臵，解决硫化氢尾气处理问题。公司以哈密煤化工工厂供应的甲醇、尾气硫化氢等为原料，采用国内首创的甲硫醇硫化法精细生产二甲基二硫 (DMDS)，联产二甲基亚砜(DMSO)，既产生了经济效益，又解决了哈密煤化工工厂硫化氢尾气的治理难题。变废为宝利用荒煤气生产乙二醇，为全国首例。荒煤气成分复杂，含氮量高，从中获得合格的合成气资源需通过一系列净化工序，难度极大。因此往往被直接燃烧放空，造成浪费和污染。广汇能源通过技术攻关，成功实现利用荒煤气生产乙二醇和煤基油品。根据化化网煤化工《国内首套荒煤气制乙二醇项目 EPC 总包签约》，该项目在显著降低成本同时每年可直接减排二氧化碳约 60 万吨，间接减排二氧化碳约 170 万吨，是典型的环保节能、工业尾气综合利用项目。

海外乙二醇生产具备成本优势，国内大量进口。根据卓创资讯，国内乙二醇生产以油头和煤头工艺为主，2021 年总产能达到 1761.2 万吨。由于沙特等国家乙烷资源丰富，生产乙二醇具备成本优势，国内企业对乙二醇大量进口，2016-2021 年，国内乙二醇行业进口依存度达到 50%-60%。受原料价格上涨影响，传统乙二醇项目陷入亏损。2021 年下半年以来，受能耗双控以及地缘政治等因素影响，原油和煤炭价格大幅上涨，导致煤头和油头乙二醇项目均进入亏损。根据 Wind，2022 年四月，煤头乙二醇成本达到 7492 元/吨，毛利为-2752 元/吨；油头乙二醇成本达到 6008 元/吨，毛利为-1043 元/吨。

荒煤气制乙二醇项目在初始投资和原料成本方面具备优势。广汇能源乙二醇项目成本优势来自两个方面:（1）初始投资, 根据广汇能源发布的环评公告，40 万吨乙二醇项目总投资 35.6 亿元，单位投资 8900 元/吨，低于煤头乙二醇（14650 元/吨），高于油头乙二醇（7500 元/吨）。（2）原料成本, 乙二醇项目投产前，公司生产过程中产生的富余荒煤气一部分外售给宣力公司作为燃料，一部分用于放散火炬，合计 39 万立方米，这部分荒煤气将在乙二醇项目投产后用于乙二醇生产，不再需要另外生产。

公司测算荒煤气制乙二醇生产成本为 1533 元/吨，完全成本为 2147 元/吨。根据《广汇能源可转换债券反馈意见回复》，公司以 2020 年原材料价格为基础，测算得到乙二醇生产成本为 1533 元/吨，完全成本为 2147 元/吨。根据 wind 数据，2020 年国内煤头乙二醇生产成本为 3868 元/吨，油头乙二醇生产成本为 3733 元/吨，显著高于广汇能源项目的生产成本。

5、清洁能源：布局CCUS产业及氢能产业链

5.1、CCUS：10万吨示范项目开工建设，预计2023年投产

CCUS 技术有助于兼顾碳中和目标和能源安全。中国能源系统规模庞大、需求多样，未来化石能源仍将扮演重要角色。根据生态环境部环境规划院发布的《中国二氧化碳捕集利用与封存（CCUS）年度报告（2021）》，2050 年化石能源消费比例仍将达到 10%-15%，而 CCUS 是目前实现化石能源低碳化利用的唯一技术手段，既能帮助实现碳中和目标，又能保障国内能源安全，具备重要意义。国内 CCUS 潜在需求广阔。根据生态环境部环境规划院发布的《中国二氧化碳捕集利用与封存（CCUS）年度报告（2021）》，综合考虑中国实现 1.5℃目标、2℃目标、可持续发展目标、碳达峰碳中和目标，各行业 CO2 排放路径，CCUS 技术发展，以及 CCUS 使用情景等因素，预计 2030 年 CCUS 需求将达 2.3 亿吨，2050 年达 10.25 亿吨，2060 年达 14.10 亿吨。

CCUS 首期 10 万吨/年首期示范项目开工建设，预计 2023 年将投产。根据《广汇能源: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》，2022 年 3 月，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/年二氧化碳捕集与利用示范工程）已开工建设，计划 2022 年 12 月竣工，2023 年投产。公司已与周边油田单位签署《二氧化碳产品合作框架协议》，项目建成后双方将根据需要共同协商签订二氧化碳购销合同。合作期限至 2025 年。

5.2、氢能产业链：发布氢能规划纲要，通过三条途径布局绿氢

全球多国出台氢能顶层设计和战略路线。根据国际氢能委员会与麦肯锡公司合作发布的最新氢能洞察更新，截至 2021 年初，在全球已有 30 多个国家提出氢能相关战略。根据韩笑等《全球氢能产业政策现状与前景展望》援引国际氢能协会预测，到 2050 年氢能源将占全球能源消耗总量的 18%，全年的二氧化碳排放量较现在减少 60 亿吨，催生年产值 2.5 万亿美元的产业。

2050 年全球氢气需求将达 5-8 亿吨，绿氢将成主流。由于减碳需要，未来氢能将在化工、冶金等领域替代化石燃料。根据 IRENA 发布的《Geopolitics of the Energy Transformation: The Hydrogen Factor》中对 IRENA、IEA、BNEF 等权威机构预测的统计，2020 年，全球氢气需求约为 1 亿吨，全部来自化石燃料（灰氢）。2050 年氢气需求将达 5-9 亿吨，其中大部分来自电解水制氢，绿氢市场空间广阔。

广汇能源发布氢能产业链发展规划纲要，通过三条途径发展绿氢。2022 年 1 月，广汇能源发布《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，把新能源（风间带光伏）发电——电解水制氢作为突破口，培育并带动淖毛湖工业园内氢全产业链的快速发展。2022-2030 年，公司将从三条路径入手（用氢能重卡替代淖毛湖地区营运重卡，用绿电替代工业园区内企业生产用电，用绿氢替代淖毛湖地区化工项目灰氢），打造第二增长曲线。

6、石油：与安徽光大合作开发斋桑区块

斋桑区块油气资源丰富，公司间接持有 52%权益。公司全资子公司广汇石油主要从事石油产业投资、石油化工产品开发和石油工程技术服务，间接持有哈萨克斯坦 TBM 公司 52%股权。TBM 拥有哈萨克斯坦斋桑区区块的开采许可证，根据《广汇能源: 关于全资子公司广汇石油与安徽光大矿业投资有限公司签署油气勘探开发合作框架协议的公告》，斋桑区块石油储量达 2.58 亿吨，未来计划部署新井 128 口，产能规模达 200 万吨/年。

广汇能源将与安徽光大合作开发斋桑区块。根据广汇能源控股子公司 TBM 与安徽光大签署的《斋桑区块操作协议》，TBM 已聘请安徽光大作为斋桑区块项目操作者开展油气勘探，安徽光大承担斋桑区块开采过程中的全部相关成本、费用和损失。在协议生效至成本回收日之前，TBM 可分配项目 28%的油气收入；在成本收回日之后，TBM 可分配 40%的项目油气收入。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）

精选报告来源：【未来智库】未来智库 - 官方网站

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