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广汇能源研究报告：广开四路_汇力八方_多元绿能平台蓄势而动1. 聚焦核心能源，多板块布局，行业景气带动盈利大幅增加1.1. 国际形势与政策面支持显著上扬，能源行业着重发力在传统能源行业方面，煤炭石油始终是政策关注的重点。十三五初期，政策一方面 关注煤炭行业一方面承担生产力保障的角色，另一方面引导行业高质量转型与摆脱 低端过剩产能的压力，煤炭行业得以良性发展。在 2020-2021 年，疫情带来的影响导 致产能不足，煤炭行业又一次承担起了能源供给主力军的角色，随之而来的煤价走 高以及“3060”目标的转型压力使得政府出台大量政策校正煤炭行业运行状态，提 高行业效率，这一阶段煤炭行业政策支持度居高不下。火电行业与石油行业与煤炭 行业的发展趋势类似，政策支持度稳中有升；受到国际天然气市场波动影响，天然 气行业政策支持度在 2020 年初显著上升后略有下降，2021 年逐渐回温。1.2. 气、煤、油产业链完整，资源优势显著广汇能源股份有限公司（简称“广汇能源”,股票代码“600256”）始创于 1994 年， 原名称为新疆广汇实业股份有限公司，2000 年 5 月在上海证券交易所成功挂牌上市。 2002 年开始进行产业结构调整，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。公司立足新疆本土及中亚丰富的石油、天然气和煤炭资源，确立了以能源产业为经 营中心的产业发展格局，做强资源获取与资源转换，发展成为国内经营规模最大的 陆基 LNG 供应商，成为国内唯一一家同时具有煤、油、气三种资源的民营企业。公 司东联内地、沿海开拓市场，在甘肃、宁夏、江苏、中原、西南等区域构建能源物 流中转基地，形成了较完善的中游能源物流通道及“疆煤东运”产、供、销体系， 确保了产品畅通有序均衡生产，最大程度实现资源、产能间的效率与效益，促进广 汇能源可持续发展。公司承担“国家 863 计划中重型 LNG 运输车辆开发项目”，加 快推进 LNG、L-CNG 加气站及配套服务体系建设，利用科技创新优势率先在中重 型货运卡车上推广使用公司生产的 LNG 环保燃料，形成了 LNG 燃料中重型车辆的 产业化推广路径，为中国清洁能源汽车产业发展和地区节能减排发挥重要作用。 目前，公司已形成以煤炭、LNG、醇醚、煤焦油、石油为核心产品，以能源物流为 支撑的天然气液化、煤炭开采、煤化工转换、油气勘探开发四大业务板块，成为集 上游煤炭和油气勘探生产，中游能源运输和物流中转，下游销售于一体的大型能源 上市公司。公司采取“大能源、大物流、大市场”战略，凭借在能源领域深耕近 20 年的经验， 目前已具备完整、配套的全产业链布局：上游资源获取及投资建设工厂已见成效， 中游投资建设公路、铁路和物流中转基地积累了丰富的经验，下游通过大力开发民 用、车用、工业等应用领域扩大了终端市场规模。在国家“一带一路”倡议指引下，广汇能源今后战略发展方向是致力于能源开发全 产业链经营模式，稳定发展中亚市场，积极开拓北美市场，重点做好“四个三工程”： （1）三种资源：煤炭、天然气、石油；（2）三个基地：煤炭清洁高效利用转化基地、 中亚油气综合开发基地、北美油气综合开发基地；（3）三个园区：江苏启东园区、 甘肃酒嘉园区、宁夏中卫园区；（4）三条物流通道：出疆物流通道（含铁路和公路）、 中哈跨境管道、海运油气接收通道。1.3. 产销两旺，公司业绩创历史最佳公司于 2022 年 1 月 5 日发布 2021 年度业绩预增公告，预计全年实现归母净利润 49.0-50.5 亿元，同比增长 267%-278%，创造自公司上市以来历史最好业绩。预计 2021 年第四季度实现归母净利润 21.4-22.9 亿元，同比增长 241%-265%，环比第三季度增 长 58%-69%，刷新公司单季度业绩新高。根据广汇能源发布的 2021 年第三季度报，公司 2021 年前三季度营业收入 164.69 亿 元，同比+65.66%；归母净利润 27.60 亿元，同比+289.47%；扣非净利润 27.44 亿元， 同比+247.55%；基本每股收益 0.4087 元，同比+291.85%，平均毛利率 20.66%。公司 2021 年前三季度销售/管理/研发费用分别为 2.16/2.95/1.00 亿元，同比-0.49%/- 2.99%/+878.80%。1.4. 能源成强势赛道，公司政策响应及时2022 年 3 月 4 日，布伦特原油现货价突破 117 美元/桶，WTI 原油现货价突破 110 美 元/桶，该情景上次出现还是在 2011-2014 年的高油价时代。这轮国际原油价格快速 摸高，直接原因是俄乌战争和美欧对俄实施的经济制裁，导致全球市场普遍担心原 油供应中断。从过往的经验来看，战争因素对油价的影响具有“剧烈”但“短暂” 的特地点。因此俄罗斯乌克兰战争局势的变化仍将主导油价，油价可能仍将继续上 涨或高位宽幅震荡。在各项业务稳步推进的同时，公司积极响应双碳政策，着手布局了规划投资建设 300 万吨/年二氧化碳捕集（CCUS）、管输及驱油一体化项目。广汇能源 2012-2020 年各 产品营业收入：从 2012 年至今，广汇能源三大产品（天然气销售；煤炭销售；煤化 工产品销售）稳步增长；其中，天然气销售量从 2012 年的 13.45 亿元上涨到 2020 年 的 82.42 亿元，涨幅达到了 500%；煤炭销量从 2012 年的 13.73 亿元上升到 2020 年的 36.68 亿元；煤化工产品销量上涨较为稳健，2020 年销售额为 22.11 亿元。占比方面 天然气产品业务销售占比 2012 年约为 49%，随后逐步上升，2020 年占总销售量的69%；煤炭业务占比同比从 2012 年的 50%占比下降到 2020 年 30%占比；煤化工产 品则基本持平。2. 天然气业务：量价齐增，构建主营业务核心竞争力2.1. 天然气业务贡献主要盈利公司产业链完整，气、煤、油资源齐全，自产气、贸易气双管齐下。广汇能源是国 内目前唯一一家同时具有煤、油、气三种资源的民营企业，其中天然气业务在 2020 年为公司贡献 55%的营收。天然气业务主要分为自产气和贸易气两种。从盈利增长 点来看，加注站标杆站建设，非气增值、贸易及外采等业务，使公司的终端盈利能 力得到显著提升。目前公司在建项目主要有哈萨克斯坦斋桑油气田开发、启东 LNG 接收站扩建等。广汇能源公司 LNG 业务模式多样化，生产贸易整合境内外资源。其中自产气主要 是深冷和煤制天然气，结合 LNG 接收：一是吉木乃 LNG 工厂：利用天然气经深冷处理后生产出 LNG 产品。天然气的液化 及存储技术主要系将天然气冷冻至零下 162，在饱和蒸汽压接近常压的情况下进 行储存，其储存容积可减少至气态下的 1/625。公司引进了德国林德公司的混合冷 剂循环的技术，使公司工艺技术和生产设备处于较为先进的水平。二是哈密煤化工项目：以煤炭为原料，经过化学加工使煤转化为煤制天然气，再通 过液化处理形成煤制 LNG 产品。三是南通港吕四港区 LNG 接收站项目：通过海外贸易，引进海外 LNG 资源，进行 LNG 的境内销售，通过贸易价差，实现利润。天然气业务贡献公司主要营收。公司 2020 年天然气的营业收入为 83.42 亿元，同比 增长 9%。而根据 2021 年业绩预增报告，2021 年天然气的营业收入预计为 158.77 亿 元，同比增长 90.3%；天然气业务的主营收入占整体收入的 50%以上。2.2. 天然气行业景气度高，价格持续走高天然气在世界能源结构中占比升高。根据 BP 公司 2021 年出版的世界能源年鉴， 2020 年全球的一次能源消费总量达到 556.63 艾焦，即 5500 万亿焦耳，约合 189.93亿吨标准煤。石油、煤炭分别占 31.2%、27.2%。天然气和可再生能源的份额分别上 升至 24.7%和 5.7%，创下历史新高，展现了世界能源的低碳发展趋势。全球能源生 产消耗所的二氧化碳排放总量约为 315 亿吨；其中与煤炭相关的 CO2 排放量约占 47%，但与天然气相关的 CO2 排放量仅相当于煤炭的 50%。天然气作为未来能源结 构中不可或缺的部分，在能源“去煤化”进程中起到了有效替代作用，是能源转型 过渡期的重要支撑。事实上，从 1995 年到 2020 年，天然气和可再生能源的比例一 直呈上升趋势，而石油则逐步下降，2012 年后煤炭比例也在下降。天然气在中东地区和独联体国家占据主导地位，在这两个地区的能源占比中超过一 半。煤炭则是亚太地区的主要能源。欧洲是世界上最大的天然气市场，有着活跃的竞争定价机制，也是全球液化天然气 （LNG）市场平衡者。欧洲的天然气竞争是管道天然气（PNG，主要来自于俄罗斯） 和液化天然气（LNG，主要来自于美国）之间的竞争。俄罗斯的管道天然气，从 2019 年的 35%降至 2020 年的 31%。近年来，俄罗斯天然气工业股份公司（俄气）和五家 欧洲公司合作，计划开工建设“北溪二号”天然气管线铺设项目，将修建两条从俄罗斯海岸穿越波罗的海通往德国海岸（绕过乌克兰）的管线，年输气量为 550 亿立 方米。今年以来，俄乌紧张局势升级，引起市场恐慌情绪，导致原油价格增强，提 振天然气、煤炭、煤化工的价格。2 月 22 日，德国宣布冻结“北溪二号”项目认证 审批程序。2 月 24 日，欧洲天然气期货价格连续第三天上涨；截至 3 月 3 日，欧洲 天然气期货价格上涨至 197.91 欧元/兆瓦时。全球天然气的市场价格也存在地区不平衡性，国内外天然气价格挂钩效应不强。2010 年以后，美国大量生产天然气导致美国天然气价格下跌；另一方面，由于油价处于 较高水平，导致与石油挂钩的亚洲 LNG 价格持续上涨。价格曲线的升降波动也是 各种因素叠加的结果。2007-2008 年，石油价格飙升，布伦特原油价格曾触及每桶 150 美元的创纪录高点，随后需求锐减，油价在全球经济衰退中暴跌，天然气价格也下 跌。2011 年日本福岛核事故以后，日本天然气的价格是美国天然气价格的 8 倍；而 21 世纪初以前，美国亨利港天然气价格都高于日本进口 LNG 到岸价格。近年来 LNG 供应过剩，以及 2020 年新冠疫情导致全球天然气需求疲软、油价下降，导致 2020 年 天然气价格处于下降趋势。2021 年前三季度，国内国外天然气价格齐上涨，天然气走出一路飙升行情。天然气 市场呈现出明显的“淡季不淡”特征，“反季节”、“高位”成为 2021 年天然气的关 键词。2021 年 12 月上旬国内现货气价较 2020 年同期上涨 80%左右，之后适当回落， 2022 年天然气价格又走出上涨行情。根据西南石油大学中国天然气行业景气指数研 究中心发布的报告显示：2021 年第三季度中国天然气行业景气指数为 202.96，处于 很景气状态。但是 2022 年一季度后，随着北方供暖结束，天然气价格是否能维持持 续上涨趋势，仍未可知。天然气作为优质、高效、洁净的能源，近年来由于天然气清洁低碳以及国内“煤改 气”转型持续推进，国内天然气消费量维持长期快速增长态势。结合我国力争 2030 年前实现碳达峰、2060 年前实现碳中和的目标，国家大力推行天然气的使用将助力 建立清洁低碳、智慧高效、经济安全的能源体系。“十三五”以来，中国天然气消费 量年均增长超过 200 亿立方米，年均增速大于 10%。中国能源统计年鉴数据显示： 2019 年我国天然气可供量为 3057.5 亿立方米，生产 1761.7 亿立方米，进口 1331.8 亿立方米，消费量为 3059.7 亿立方米。2020 年中国天然气消费 3238 亿 m，同比增长 5.5%，规模较 2015 年增长约 66%，天然气已逐步成为中国主体能源之一。我国天然气仍有较大的进口依赖性，2021 年 46%的天然气消费量为国外进口，且进 口额增长迅速。根据国家发改委公布数据，2021 年全国天然气表观消费量 3726 亿 立方米，同比增长 12.7%。而 2021 年我国天然气产量为 2075.8 亿立方米。根据海关 总署 2022 年 1 月 14 日发布的数据，2021 年我国共进口天然气 12135.6 万吨（1699 亿方），同比增加 2012.8 万吨（281.8 亿方），增长 19.9%。累计进口额为 3601.0 亿元， 同比增加 1296.7 亿元，增长 56.3%。2.3. 启东 LNG 接收站，多措并举提升经营效益我国已成为世界上最大的 LNG 进口国，且增速较快。能源咨询机构（IHS Markit） 于 2022 年 1 月 6 日发布的2021 的 LNG 贸易：失控与复苏报告显示：中国自 20 世纪 70 年代初以来首次成为全球最大 LNG 进口国，超越日本。2021 年中国进口 LNG 达 8140 万吨，同比增长 18%；日本 LNG 进口量为 7500 万吨；韩国 LNG 进口 量为 4640 万吨，同比增长 13.6%，位居世界第三。 2021 年公司业绩预增报告预计全年 LNG 销量同比增长约 22%，其中启东贸易气销 量同比增长 25%。广汇能源是中国第一个大型陆基 LNG 生产供应商，第一个在国 外获得油气资源、第一个建设运营跨境天然气管道的民企。2014 年广汇启东 LNG 接收站项目获得核准并开工建设，目前工程已完成投资 40 亿元，陆域建成 2 座 5 万 立方、2 座 16 万立方 LNG 储罐，接收能力已提升至 300 万吨/年。“控制上游资源，自主发展”：通过自有油气田开采、煤化工产气及外购等方式，保 障公司液化天然气气源。2021 年前三季度，哈密新能源公司实现 LNG 产量 5.42 亿 立方米（合计 38.69 万吨），同比增长 10.88%。贸易气方面，2021 年前三季度，启东 LNG 接收站实现接卸及贸易 LNG 船 29 艘，LNG 周转量达到 182.56 万吨（合计 26.68 亿立方米），同比增长 49.5%。2021 年全年启东 LNG 分销转运站累计靠泊 LNG 船 37 艘，LNG 周转量达到 220.1 万吨，应税销售额超过百亿元。近年来，国内的 LNG 接收站建设进入高峰期，长期须警惕供需失衡。2022 年 2 月 16 日，国家发改委公布两份核准文件，同意建设广东惠州和福建莆田哈纳斯两 LNG接收站项目。两座获批 LNG 接收站合计年接收能力超 1100 万吨。据有关机构统计， 2020 年我国 LNG 的年接收能力就已达到 11390 万吨。2021 年我国 LNG 接收能力已 完全能够满足进口量需求，到 2023 年或许将出现 LNG 接收能力过剩的态势。LNG 项目建设也需考虑供需平衡。2.4. 在建项目推动，预期效益积极哈国斋桑油气与启东 LNG 扩建，保障公司 LNG 生产气源供应充足。公司控制通过 控股子公司哈萨克斯坦 TBM 公司，利用哈萨克斯坦斋桑油气田的油气资源为吉木 乃 LNG 工厂供气。而哈密新能源工厂自产 LNG 所需原材料，则主要来自淖毛湖地 区煤矿。此外，通过运营和扩建位于江海之滨的江苏南通港吕四港区 LNG 接收站， 使得公司国际贸易外购气比例逐步增加。启东 LNG 是公司“三条物流通道”之一 的海运油气接收通道重要节点，有助于强化东部长三角地区的资源辐射与终端供应。南通港吕四 LNG 接收站积极扩建，完善“西气东输”格局及海上油气供给长三角。 预计 LNG 接收站转运能力将从 300 万吨/年，提升至 600 万吨/年，远期 1000 万吨 /年。公司计划在启东建设 1 座 20 万立方 LNG 储罐，计划于 2022 年年内建成投产。 此外，计划 2022 年开工建设 6#、7# 20 万立方储罐及配套项目，2025 年建成投运， 预计 2025 年建成后接收站周转能力将达到 1000 万吨，前景可期。斋桑油田原油储量巨大，可望建成年生产能力 200 万吨以上的规模级油田。2021 年 12 月 28 日，公司发布公告，其控股子公司哈萨克斯坦 TARBAGATAY MUNAY LLP （简称“TBM”）与安徽光大矿业投资有限公司签署了斋桑区块操作协议。光大 矿业拥有较强的科研勘探开发能力和完备的油田钻井、作业、施工等专用设备。双 方充分发挥各自优势，有助于尽快实现原油区块勘探目标并快速进入开采阶段。目 前该区块已发现 5 个圈闭构造，落实了 2 个油气区带。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。3. 煤炭业务：“淡季不淡、旺季更旺”，宽幅震荡，盈利可观3.1. 国内煤炭价格持续上涨，产量稳步提升2021 年以来，国际原油价格从底部回升，带动煤炭、煤化工市场价格逐步上涨。整体上，2021 年我国煤炭市场价格也处在高位。以秦皇岛港山西产动力末煤(Q5500)平 仓价为例，2020 年 12 月至 2021 年 1 月，价格由 600 元/吨涨至 1000 元/吨；经历短 暂回调后，2021 年 3 月初至 2022 年 2 月底，煤炭价格由 600 元/吨持续上涨至 1100 元/吨。 整体看来，2021 年国内煤炭市场总体呈“淡季不淡、旺季更旺”的大幅震荡趋势， 价格整体上涨。2021 年 3 月以来，煤矿安全和超产检查趋于严格。能耗双控政策及 煤炭消费旺季等因素导致国内煤炭供需偏紧，煤炭价格持续强势上涨。煤炭比例下降，但主体能源地位目前不可撼动。虽然近几年煤炭在一次能源消费中 占比在逐渐下降，原煤生产量在一次能源生产量中占比也呈逐年微小下降趋势，清 洁能源消费量占能源消费总量逐年上升，但是煤炭仍然是我国能源消费结构的主体。 2021 年我国煤炭消费量占能源消费总量的 56.0%，比上年下降 0.9 个百分点。我国原煤产量在 2010-2015 年间呈先升后降趋势，在 2016-2021 年呈现上升趋势。 2020 年，我国原煤产量为 38.4 亿吨。2022 年 2 月 28 日，国家统计局发布中华人民 共和国 2021 年国民经济和社会发展统计公报。报告显示：2021 年我国原煤产量 41.3亿吨，比上年增长 5.7%。初步核算，全年能源消费总量 52.4 亿吨标准煤，比上年增 长 5.2%。煤炭消费量增长 4.6%。我国煤炭资源整体空间分布呈“西多东少、北多南少”的特点，煤炭主产区主要集 中在内蒙古、山西、陕西、新疆、贵州等省份。2019 年全国原煤总产量为 38.5 亿吨， 其中内蒙古自治区原煤产量为 10.9 亿吨，占当年全国原煤总产量的 28%；山西省原 煤产量达 9.7 亿吨，占比 25%；陕西省原煤产量为 6.3 亿吨，占比 16%。其中，山西 省煤炭资源具有分布广、品种全、煤质优、埋藏浅、易开采等特点，焦煤储量占全 国 60%。内蒙露天煤矿最多，且多优质动力煤，已煤炭探明储量中低变质烟煤占 53%， 褐煤占 45%。陕西以优质低硫动力煤为主。公司煤炭销售量价齐增，带来盈利结构大幅改善。2021 年公司业绩预增报告显示： （1）预计 2021 年全年公司煤炭销量同比增长约 91%，即达到 1975 万吨（包含原煤、 提质煤及部分外购煤）；（2）预计公司各细分品种煤炭市场销售价格同比上年增长约 60-100%不等。结合销量与煤价双上涨因素，预计公司 2021 年全年煤炭板块营业收 入 61.65 亿元，同比增长 243.8%，毛利率为 51%，煤炭业务盈利丰厚。3.2. 煤质优、成本低，保障内需外供公司在新疆区域拥有充足高质量煤炭资源，主要分布在吐哈煤田伊吾县的淖毛湖矿 区和阿勒泰富蕴地区。其中哈密淖毛湖地区的煤炭为高挥发度的低变质烟煤（长焰 煤），是稀缺的化工原料用煤，富含油气；富蕴地区的煤炭为中高挥发度的低变质烟 煤（不粘煤），可作为优质的动力用煤。通过规模化开采，实现自给自足和对外销售， 保证内需外供。尤其是淖毛湖地区的低硫、低灰、高挥发度的长焰煤，是公司的优 势煤炭资源。2021 年第三季度，广汇能源矿业公司紧抓煤炭价格走高机遇，多措并举保障内需外 供。通过发挥公司煤质优、成本低、物流配备全等竞争优势，合理统筹煤炭销售客 户端。前三季度实现原煤产量 665.59 万吨，同比增长 71.37%；煤炭销售总量 1404.26 万吨，同比增长 87.75%。3.3. 红淖铁路沟通产运销，效率持续提高广汇能源地处祖国边疆、深居内陆，通过投资自修建铁路，打通出疆通道，实现煤 炭资源高效转运。广汇能源是国内第一个修建国铁重轨电气化铁路的民营企业。在 广汇能源的“四个三工程”中，三条物流通道是保障油气产品出疆外输的重要渠道。 公司的出疆物流通道是三条物流通道的第一条，主要由红淖铁路和淖柳公路构成， 构建铁路和公路相结合的运输方式。红淖铁路全长 438 公里，是国内第一条由国家 批准、民营企业控股修建并纳入国家中长期路网规划的铁路；淖柳公路全长 480 公 里，是新疆首条投入运营的“疆煤东运”公路专线，年运输能力超 2000 万吨。公司通过自建淖柳公路、红淖铁路及物流中转基地，降低运输和仓储成本，具备较 强的成本竞争优势。铁路的建成有助于降低公司煤炭运输成本，进一步扩大公司的 煤炭销售半径。除了传统的新疆、甘肃销售市场，公司也积极开拓川、渝、云、贵 等地销售市场。红淖铁路通过连接兰新铁路构建“疆煤东运”的战略通道，“红柳河 站-淖毛湖站（含货场）-白石湖东站段”已于 2020 年 11 月 30 日起投入转固正式运 营。加强无烟喷吹煤销售，实现煤炭销售业务多元化。同时，建立煤炭动态销售价 格体系，实施产品差异化的定价策略，并充分利用红淖铁路的运输成本优势，取得 了稳定的经济效益。红淖铁路公司 2020 年实现装车 2462 列，货物发运量 856.07 万 吨，同比增长 37.33%。4. 煤化工业务：打开上涨空间，营收规模将迎来新一轮高峰4.1. 煤化工产业链一体化发展，充分发挥富煤优势我国资源上具有“富煤贫油少气”的特点，煤化工产业可以充分利用丰富的煤炭资 源，替代部分传统石油化工，补充能源不足。公司煤化工产业主要采用自给自足供 应模式，产业链“资源获取-资源转化-资源销售”一体化发展，将自有煤炭生产、提 质获得甲醇、煤焦油、提质煤，并延伸产业链继续加工得到乙二醇、轻质煤和 DMDS/DMSO 等，最终通过广汇化工销售有限公司进行运输和销售。公司煤化工业 务主要可分为三大项目：由哈密新能源公司负责的 120 万吨甲醇、7 亿方 LNG 煤化工项目：以煤炭为原料采用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 硫化氢等副产品。其中，煤化工产品生产过程中引入湿法硫酸硫回收工艺，实现超 过 99%的硫回收率，保证了生产的污染控制、成本控制。由清洁炼化公司负责的 1000 万吨/年煤炭分级提质清洁利用项目：产线投建于 2013 年，装置建设有 72 台碳化炉，以公司淖毛湖煤炭资源进行分级提质、综合利用，同 时对副产出荒煤气进行产业链延伸，由信汇峡公司负责“荒煤气+煤焦油、氢气”生 产轻质煤焦油，由环保科技公司负责以荒煤气为原料生产乙二醇。由陆友硫化工公司负责的 4 万吨 4 万吨二甲基联产 1 万吨二甲基亚砜项目：以哈密 煤化工厂供应的甲醇、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 DMDS 和 DMSO，产品广泛应用于石油、化工、医药、电子、合成纤维、塑料、 印染等行业。4.2. 项目全面投产，煤化工业务地位重塑业务修复，煤化工营收规模迎来新一轮扩张，2019 年甲醇、乙二醇和煤焦油等煤化 工产品价格处于历史低位，2020 年疫情爆发，煤化工产品价格持续下跌，同时公司 开工和产能扩建受到影响，整体 2019-2020 年公司煤化工业务营收萎缩，毛利率下 跌。2021 年半年报数据显示，煤化工业务营收规模和占比都有所好转，或将迎来新 一轮上涨。产能扩张叠加开工修复，煤化工产能利用率有望进一步提升。公司尚有 40 万吨乙二 醇项目在建，随着 2021 年在建产能完工，公司有望打开新的增长空间。同时，2021 年疫情修复，公司工人逐渐开工，清洁炼化公司和陆友硫化工公司产能利用率进一 步提升，随着项目全面投产，公司煤化工业务将持续增长。4.3. 煤化工产品产量稳中有升，国内供需格局向好随着公司产能释放以及煤化工产品价格不断上涨，公司煤化工业务或将形成量价齐 升情形，业务规模快速反弹。产量：公司煤化工业务板块甲醇、LNG 以及副产品产销量稳定，在 2018 年煤焦油 项目全面投产后，煤基油产销量不断提升，同时，公司 40 万吨乙二醇项目逐步投产， 公司煤化工产品产量全方位提高。在 2021 年业绩预告中，公司生产装置全年保持安 全稳定运行，甲醇预计全年销量同比增长 9%，煤基油品预计全年销量同比增长 13%。价格：自 2020 年起国际原油价格上涨带动煤焦油同步上涨，国内煤焦油供需维持较 为稳定的状态，于 2021 年下半年打开部分缺口，2021 年国内煤焦油产量 1.65 亿吨， 表观消费量 1.73 亿吨，国内煤焦油需求上升，这将进一步带动煤焦油价格上升，有助于改善公司煤焦油项目盈利水平。根据 2021 年业绩预告，公司煤基油品销售均价 同比上年增长约 59%。国内甲醇、乙二醇现货价格走势相近，于 2021 年呈现上涨趋势。国内甲醇、乙二醇 供需始终存在缺口，2021 年国内甲醇产量 7351 万吨，同比增长 6.88%，表观消费量 8434 万吨，同比增长 3.28%，国内甲醇需求增速激增，虽然相比过去 10 年增速仍处 于低位，但已有一定好转，公司煤化工醇类产品供需格局向好。根据 2021 年业绩预 告，公司甲醇市场销售均价同比上年增长约 72%。5. 绿色能源产业链布局：“双碳目标，绿色转型”背景下迎新业务增长5.1. “碳达峰 碳中和”目标下氢能产业发展趋势氢能具有清洁、高热量、零排放等优势特点，在国际上逐渐成为新能源的新焦点。 全球目前已经有超过 20 多个国家或联盟发布或制定了国家氢能战略，包括中国、 美国、欧盟、日本等主要经济体。目前，全球氢气年产量 7000 万吨，根据国际氢能 委员会预测，到 2030 年全球氢能领域总投资将达到 5000 亿美元，同时减少 60 亿吨 二氧化碳排放并创造超过 2.5 万亿美元的市场价值。规划布局氢能产业链，发挥区位优势、复制 LNG 模式，推动氢气“制输储用” 一体。据中国氢能源及燃料电池产业白皮书 2020数据显示，我国氢气产能约 每年 4100 万吨，产量 3342 万吨，是世界第一产氢国。中国氢能联盟预测，到 2050 年氢能能源占比将提升至 10 以上，氢气需求量接近 6000 万吨，可减排约 7 亿吨二 氧化碳，产业链年产值约 12 万亿。“十四五”规划纲要指出将氢能设立为未来产 业，将实施未来产业孵化与加速计划。同时，各地也在抓紧布局氢能源产业建设。 目前，京津冀、长三角、珠三角等区域已有氢能发展规划。未来加氢站数量、氢燃 料电池汽车保有量也将快速上升。2022 年 1 月 25 日公司发布了关于氢能产业链发展战略规划纲要(2022-2030)，致 力于转型成为传统化石能源与绿色新型能源相结合的综合型能源企业。将新能源 （风间带光伏）发电与电解水制氢作为突破口，逐步实现氢能对于交通用能、绿色 电力、化工用氢的“三个替代”，推动氢气“制输储用”一体。“十四五”期间规划 建设 21 座加氢站、198 套 100Nm3 /h 制氢装置、新增 700 辆氢燃料重卡。5.2. 推动二氧化碳捕集(CCUS)及驱油项目，碳交易增收减排前景可期CCUS（Carbon Capture，Utilization and Storage）含义是“碳捕集、利用与封存”，指 将 CO2从工业过程、能源利用或大气中分离出来，直接加以利用或注入地层以实现 CO2永久减排的过程。CCUS 技术起源于上世纪 70 年代对于 CO2 的驱油运用，美国 是应用二氧化碳驱油试验的先驱者，把二氧化碳注入油田的同时，不仅可以实现驱 油的效果，而且可以实现二氧化碳的封存。国际能源署（IEA）在 2016 年报告中提 出解决全球气候变化的 3 个主要手段是：发展清洁能源(包括可再生能源和核能)， 提高能效(包括最终使用燃料和电力效率和最终使用燃料转换)和碳捕集与封存 （Carbon Capture and Storage，CCS）。CCUS 在 CCS 的理念基础上增加了“利用 （Utilization）”，这一理念是随着 CCS 技术的发展以及对 CCS 技术认识的不断深化，在中美两国倡导下形成的，得到了国际普遍认可。CCUS 主要分为 4 个阶段：CO2捕捉、输送、利用和封存。（1）CO2捕集是指将二氧 化碳从工业过程、能源利用或大气中分离出来，主要分为燃烧前捕集、燃烧后捕集、 富氧捕集和化学链捕集。（2）CO2输送是将捕集到的 CO2送到可利用或封存场地的 过程。可以分为罐车输送、船舶输送和管道运输。（3）CO2 利用是指通过工程技术 手段将 CO2实现资源化利用，分为地质利用、化工利用、生物利用。CO2的地质利 用主要是将 CO2注入地下，可以强化能源生产、促进资源开采，比如提高石油、天 然气的采收率，开采地热、咸卤水、铀矿等资源。（4）CO2 封存主要分为陆地封存 或海洋封存，咸水层封存或枯竭油气藏封存。尽管目前 CCS 技术已经可以应用于燃煤发电，但捕获二氧化碳的成本约为天然气发电的两倍。另外，由于燃煤发电每单位产生大约两倍的二氧化碳，所以存储燃煤发 电产生的二氧化碳所需的地质存储空间是燃气发电所需的两倍。2017 年，埃克森美 孚捕获了 660 万吨二氧化碳用于存储，相当于消除了每年超过 100 万辆乘用车的温 室气体排放量。该公司利用这一专业知识进行专有的基础研究，以开发突破性的碳 捕集技术，降低复杂性，以及降低成本并最终鼓励该技术能在全球范围内广泛推广。 二氧化碳强化采油技术（CO2-EOR，CO2 Enhanced Oil Recovery）发挥 CO2在采油中 的优势，兼具经济与环境效益。近年来，随着油气勘探的不断深入，我国低渗透油 藏比例逐渐增大，约占全国已探明油藏储量的 2/3。为解决低渗透油藏开发难度大、 开采效率低等问题，注气驱油技术越来越受重视。CO2-EOR 是我国利用 CO2的主要 方式，对于我国实现部分油田的稳产和增产具有重要意义。二氧化碳具有降低原油 黏度、膨胀原油等优势，使得 CO2-EOR 技术兼具经济与环境效益，能够在提高采收 率的同时实现碳封存。广汇能源公司的 CCUS 项目具有得天独厚的优势。（1）整合国内工程设计力量完成 捕集、输送工作。（2）碳源稳定且排放源 CO2 的浓度高，原料气中 CO2 含量高于 80%，减少投资运行成本。（3）紧邻产品目标市场，市场竞争力强。（4）采用干法精 脱硫、吸附净化与液馏组合工艺，技术来源明确、先进可靠。 项目总投资 8013 万元，其中建设投资 7810 万元，建设期利息 150 万元，流动资金 53 万元。项目建设在公司 120 万吨甲醇/80 万吨二甲醚项目厂区的东北角区域。原 料气来自于公司低温甲醇洗装置等四个系列尾气，原料气年耗量 14.2 万吨。引入的 四个系列尾气管线设计联通，对尾气进行压缩、净化、液化和精馏提纯后，制取液 体二氧化碳用于驱油。CCUS 技术是能源行业实现碳中和的“关键一招”与“最后一公里”。能够有效实现 温室气体的减排及利用，是解决全球气候变化的重要手段之一，也是我国践行绿色 发展、低碳发展战略的重要技术选择。但总体而言目前 CCUS 技术尚处于初级阶段， 要达到碳中和目标任重道远。根据生态环境部环境规划院联合其他单位组织撰写的中国二氧化碳捕集利用与封存(CCUS)年度报告(2021)中国 CCUS 路径研究 报告：从实现碳中和目标的减排需求来看，依照现在的技术发展预测，2050 年和 2060 年，需要通过 CCUS 技术实现的减排量分别为 614 亿吨和 1018 亿吨二氧化碳。 2060 年生物质能碳捕集与封存（BECCS）和直接空气碳捕集与封存（DACCS）分别 需要实现减排 36 亿吨和 23 亿吨二氧化碳。从我国源汇匹配的情况看，CCUS 技 术可提供的减排潜力基本可以满足实现碳中和目标的需求（621 亿吨二氧化碳）。我国 CCUS 项目多集中在石油、煤化工、电力行业，主要是以小规模捕集驱油示范 项目为主。目前国内已经投运或者建设中的 CCUS 示范项目约为 40 个，捕集能力为300 万吨/年。，缺乏大规模的多种技术组合的全流程工业化示范项目。近些年来，我国 CCUS 各技术环节均取得了显著进展，部分技术已经具备商业化应 用潜力。第二代碳捕集技术已经处于研发或小试阶段，比如新型膜分离、吸收、吸 附、增压富氧燃烧技术等，有望比第一代技术降低成本 35%以上，2035 年以后有望 大规模应用。我国 CCUS 技术成本未来有较大下降空间。预期到 2030 年，我国全流 程 CCUS（按 250 公里运输计）技术成本为 310770 元/吨二氧化碳，到 2060 年，将 逐步降至 140410 元/吨二氧化碳。CCUS 是实现我国二氧化碳减排、能力达到“碳 达峰”和“碳中和”的关键支撑，前景可期。公司于 2021 年 5 月 20 日设立全资子公司广汇碳科技公司，拟规划分批建设 300 万 吨/年二氧化碳捕集、管输（CCUS）及驱油一体项目。经计算，在公司发布的氢 能产业链发展战略规划纲要支持下，到 2030 年底，广汇氢能产业链综合利用项目 每年可减少 CO2 排放量合计约 1782.63 万 t。根据北京市绿色交易所 2021 年全年碳 交易平均价格 44.89 元/t 计算，仅碳交易一项即可增加收益约 8 亿元。随着技术的 不断创新和变革，风光等清洁能源以及储能的成本正在不断下降，未来综合能源服 务行业的盈利模式将随着电力交易和碳交易两大市场的发展愈加清晰。在“碳中和， 碳达峰”背景下，公司积极规划第二次绿色转型，在碳减排交易领域前景可观。6. 盈利预测我们预计公司 2021-2023 年营业收入分别为 337.88/484.53/689.64 亿元，同比增长 123.26/43.40/42.33% 。 归 母 净 利 润 分 别 为 50.50/64.56/88.94 亿 元 ， 同 比 增 长 277.92/27.83/37.77%。就 细 分 营 业 结 构 而 言 ， 天 然 气 2021-2023 年 营 业 收 入 增 长 率 分 别 为 90.32/34.37/31.22%;煤炭 2021-2023 年营业收入增长率分别为 243.80/63.90/60.05%;煤 化工 2021-2023 年营业收入增长率分别为 83.15/17.00/17.00%;其他 2021-2023 年营业 收入增长率分别为 36.98/36.98/36.98%。