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1、 国海证券研究所 请务必阅读正文后免责条款部分 2023 年年 11 月月 08 日日 公司公司研究研究 评级:买入评级:买入(维持维持)研究所 证券分析师:陈晨 S0350522110007 证券分析师:王璇 S0350523080001 证券分析师:李永磊 S0350521080004 疆煤疆煤外运外运龙头,龙头,成长空间广阔成长空间广阔 广汇能源(广汇能源(600256)公司深度研究)公司深度研究 最近一年走势 相对沪深 300 表现 2023/11/07 表现 1M 3M 12M 广汇能源-3.0%7.7%-25.6%沪深 300-1.9%-9.3%-4.1%市场数据 2023/11/
2、07 当前价格(元)7.41 52 周价格区间(元)6.40-11.35 总市值(百万)48,652.25 流通市值(百万)48,652.25 总股本(万股)656,575.51 流通股本(万股)656,575.51 日均成交额(百万)478.75 近一月换手(%)1.31 相关报告 广汇能源(600256)三季报点评报告:主业销量下滑,Q3 业绩环比承压,Q4 有望明显改善(买入)*炼化及贸易*陈晨,王璇,李永磊 2023-10-27 广汇能源(600256)2023 半年报点评:短期价格承压,主业延续扩张(买入)*炼化及贸易*陈晨,王璇,李永磊2023-08-21 广汇能源(600256)
3、2022 年报&2023 一季报点评报告:煤炭天然气双主业扩张,具备成长属性的能源股(买入)*炼化及贸易*陈晨,李永磊2023-04-18 投资要点投资要点:广汇能源是一家拥有天然气液化、煤炭开采、煤化工转换以及油气勘探广汇能源是一家拥有天然气液化、煤炭开采、煤化工转换以及油气勘探开发四大业务板块的大型能源上市公司,实际控制人为孙广信(间接持开发四大业务板块的大型能源上市公司,实际控制人为孙广信(间接持股股 17.1%,截至,截至 2023 年年 9 月月),核心产品为煤炭、),核心产品为煤炭、LNG、煤化工产品、煤化工产品。2022 年天然气、煤炭以及煤化工分别贡献毛利 71.9 亿元(42
4、.3%)、67.3亿元(39.6%)以及 30.5 亿元(17.9%)。2021-2022 年公司各业务规模持续扩张,公司营收规模不断提升,同时费用控制方面不断优化,资产负债结构持续优化,业绩增长可观。公司地处新疆,当地矿产资源丰富,公司地处新疆,当地矿产资源丰富,外运条件逐步成熟外运条件逐步成熟。储量方面,储量方面,新疆地区预测煤炭储量 2.19 万亿吨,占全国的 39.3,累计探明煤炭资源储量 4225.58 亿吨,主要以低变质的烟煤(长焰煤、不粘煤以及气煤)为主。原煤产量不断提升,从 2018 年的 1.9 亿吨提升至 2022 年的 4.13亿吨,CAGR 为+21.4%,2022 年
5、同比+28.6%,预计未来产量仍将持续增长。生产成本方面,生产成本方面,新疆地区煤炭开发条件好,开采成本低,吨煤完全成本(开采成本+财务管理+销售费用)在 60-180 元/吨区间,为疆煤外运提供经济可能性。铁路铁路运输方面,运输方面,当前出疆铁路运输以兰新线为主,南北分别建设库格线以及临哈线,形成一主两翼格局,2021 年煤炭运输量分别为 3367 万吨、273 万吨以及 47 万吨,未来煤炭运力分别可增长至 5000 万吨/年、2000 万吨/年以及 3000 万吨/年,合计接近亿吨。疆外疆外市场需求逐年扩大,市场需求逐年扩大,出疆主要市场在甘肃、宁夏以及川渝地区,2021年,甘肃当地煤炭
6、供需缺口接近 4000 万吨,川渝地区缺口已接近亿吨,宁夏地区缺口也达到 6300 万吨左右,未来主要外部市场的供应缺口仍在逐步扩大。公司煤炭公司煤炭产量提升在即,具备产量提升在即,具备低成本低成本+运输协同优势。运输协同优势。公司占据“疆煤东运”的有利区位,煤炭储量丰富、热值高,可采储量 59.49 亿吨(2022年底),开采成本低,且未来产能增量空间广阔,其中白石湖煤矿(当前产能 1800 万吨/年,规划 3000 万吨/年)、马朗煤矿(规划 2500 万吨/年)、东部矿区(规划 2000 万吨/年),当前马朗矿随时具备煤炭生产加工条件,有望在四季度贡献产量。且公司煤矿可走红淖铁路(390
7、0 万吨/年)+淖柳公路(2000+万吨/年),合计运力或超 5900 万吨/年,外运有所保障。当前全球天然气局部供应失衡,供给端扰动仍将推高价格当前全球天然气局部供应失衡,供给端扰动仍将推高价格。近年来全球-0.3302-0.2401-0.1499-0.05980.03040.1206广汇能源沪深300证券研究报告 请务必阅读正文后免责条款部分 2 天然气供需维持紧平衡,2022 年供需虽略偏宽松,但结构失衡问题凸显,今年 6 月份以来出现挪威管道频繁检修、荷兰政府计划关停格罗宁根气田、雪佛龙澳大利亚工厂工人罢工以及巴以冲突等事件,供给端可能存在的冲击一定程度打开气价的上涨空间,供给端风险或
8、将重新被计价。此外欧洲地区冬储需求旺季来临在即,预计四季度有望支撑气价。天然气天然气长协成本优势明显,规模持续扩张长协成本优势明显,规模持续扩张。公司天然气业务体系完善,坚持利润导向,拥有两种气源供应渠道(自产+外购)、两种输气途径(液进液出与液进气出)以及三种盈利模式(境内贸易、国际贸易以及码头带接卸)。自产气部分,新能源工厂 7 亿方产能维持稳定;贸易气部分,周转能力持续提升,据公司公告,未来计划达到 1000 万吨/年,其中外购部分主要采取长协+现货模式,与道达尔气电亚洲私人有限公司签订为期十年的长协条款,约定每年供应 70 万吨天然气,成本相对稳定优势明显。煤化工煤化工业务:自供煤彰显
9、成本优势业务:自供煤彰显成本优势+产能规模扩张。产能规模扩张。公司煤化工业务主公司煤化工业务主要包括要包括 LNG、甲醇、提质煤、煤焦油、乙二醇等、甲醇、提质煤、煤焦油、乙二醇等,截至截至 2023 年年 6 月,月,权益产能分别为权益产能分别为 6.9 亿方亿方/年年、118.8 万吨万吨/年年、510 万吨万吨/年年、100 万吨万吨/年年以及以及 38 万吨万吨/年年,分别由新能源公司、清洁炼化公司以及哈密环保科技公司三家子公司负责生产,公司提质煤、煤焦油等项目所需原料煤来自公司内部,成本优势大,盈利可观。当前公司乙二醇项目仍处爬坡阶段,斋桑油气项目稳步推进,煤化工业务规模持续扩张。盈利
10、预测和投资评级盈利预测和投资评级:考虑三季度海外气价有所回落,我们下调盈利预测,预计 2023-2025 年归母净利润分别为 71.1/89.3/124.6 亿元,同比-37%/+26%/+39%;EPS 分别为 1.08/1.36/1.90 元,对应当前股价 PE 为6.84/5.45/3.91 倍。公司规划于 2025 年末马朗煤矿(2500 万吨/年)、东部矿区(2000 万吨/年)达产,产能空间提升大,天然气启东码头项目不断建成,公司预计 2025 年周转能力或将达到 1000 万吨/年,主业规模稳步扩张,公司未来成长空间可期,同时高股息(公司 2022-2024 年每股分红不低于 0
11、.7 元,当前股价对应股息率 9.1%)彰显投资价值,维持维持“买入”评级“买入”评级。风险提示风险提示:1)煤价超预期下跌风险;2)安全生产风险;3)公司矿井投产不及预期风险;4)新疆地区运输能力风险;5)海外气价波动风险。2VwUwVdWeXmUnRqMaQ8Q7NsQnNtRpMeRnMpOkPnNvM9PmNnMNZnRnOuOnMtQ证券研究报告 请务必阅读正文后免责条款部分 3 预测指标预测指标 2022A 2023E 2024E 2025E 营业收入(百万元)59409 60913 72319 88180 增长率(%)139 3 19 22 归母净利润(百万元)11338 711
12、3 8934 12458 增长率(%)127-37 26 39 摊薄每股收益(元)1.73 1.08 1.36 1.90 ROE(%)39 22 24 28 P/E 5.22 6.84 5.45 3.91 P/B 2.05 1.48 1.29 1.09 P/S 1.00 0.80 0.67 0.55 EV/EBITDA 4.47 4.89 3.74 2.52 资料来源:Wind 资讯、国海证券研究所 证券研究报告 请务必阅读正文后免责条款部分 4 内容目录内容目录 1、公司概况.7 2、煤炭板块:疆煤外售条件趋向成熟,量增逻辑不断演绎.11 2.1、新疆煤炭资源禀赋优异,产能持续扩张.11 2
13、.2、新疆铁路外运运力仍有增长,未来铁路煤炭运量接近亿吨.16 2.3、主要疆外市场供需缺口持续扩大.19 2.4、公司煤炭产量持续提升,马朗煤矿当前已具备随时生产条件.23 3、天然气板块:坚持利润导向战略,规模不断扩张.26 3.1、多种盈利模式灵活调整,实现利润导向发展战略.26 3.2、全球供需整体紧张格局有所缓解,当前主要矛盾在局部供应失衡.31 3.3、2023 年供给端扰动是推升气价回升的主旋律.36 4、煤化工业务:产量仍具增长空间,四季度受益国际油价高位业务盈利预计改善.41 5、盈利预测与评级.43 6、风险提示.46 证券研究报告 请务必阅读正文后免责条款部分 5 图表目
14、录图表目录 图 1:公司实控人为孙广信,实际持股 17.1%(截至 2023 年 9 月).7 图 2:公司自成立以来业务不断扩展.8 图 3:2021 年以来公司营业收入大幅上涨.8 图 4:公司 2023 年前三季度毛利率为 16.9%.8 图 5:2023 年上半年公司各业务收入均出现增长.9 图 6:2023 年上半年公司天然气为主要收入来源,占比约 61.9%.9 图 7:2022 年煤炭和天然气贡献公司主要利润.9 图 8:2022 年煤炭毛利率有所提升,天然气、煤化工毛利率小幅下降.9 图 9:近年来公司费用持续走低.10 图 10:公司资产负债率不断降低.10 图 11:202
15、3 年前三季度公司归母净利润小幅回调.11 图 12:公司不断增长的现金流为分红提供保障.11 图 13:新疆地区煤炭资源分布广、储量高.12 图 14:新疆四大煤炭基地分布.12 图 15:新疆四大煤炭基地储量及煤种情况(亿吨).12 图 16:哈密地区分矿区储量情况(亿吨).13 图 17:新疆地区开采成本低,坑口价低于其他主产区.14 图 18:自治区生产产能及新增产能分地区情况.15 图 19:自治区原煤产量不断提升.15 图 20:兰新线、临哈线以及库格线形成“一主两翼”的出疆铁路格局.17 图 21:三条出疆主线路未来煤炭外运能力预计达到近亿吨.17 图 22:红淖铁路未来运力不断
16、上涨,或将提升公司煤炭外运能力.18 图 23:淖毛湖地区拥有淖柳公路和红淖铁路两条运输通道连接兰新铁路,当前运力或超 5900 万吨.18 图 24:2022 年疆煤外运量上涨明显.19 图 25:疆煤主要外运至甘青宁地区.19 图 26:2016-2021 年期间内,甘肃省原煤消费量整体呈现提升态势.20 图 27:2018-2022 年期间内,甘肃原煤产量同步提升.20 图 28:2015-2021 年期间内,四川、重庆两省煤炭产量逐年下滑.20 图 29:川渝两省合计煤炭供需缺口逐年放大.20 图 30:相较其他地区,疆煤外运至甘肃、青海的距离劣势不明显.21 图 31:当前时点来看(
17、港口价格在 983 元/吨时),疆煤在川渝地区销售具备价格优势(元/吨).22 图 32:2017-2021 年期间内,宁夏地区原煤缺口呈现扩大趋势.23 图 33:2021 年宁夏地区原煤消费结构.23 图 34:公司拥有三大煤矿开采区.24 图 35:公司三大煤矿矿区资源储量丰富,热值在 5000-6000 大卡之间,未来增量空间大.24 图 36:2023 年上半年公司实现煤炭销量约 1614 万吨.25 图 37:2022 年公司煤炭单位售价约为 570 元/吨.25 图 38:公司煤炭出疆主要市场在甘肃、宁夏以及川渝.25 图 39:经我们测算,2022 年公司煤炭吨煤税后净利为 1
18、80 元/吨.26 图 40:公司天然气业务拥有两大生产工厂+物流码头.27 图 41:利润导向下,多盈利模式灵活调整.27 图 42:2018 年以来哈密工厂项目自产气生产供应稳定.28 图 43:2020 年以来新疆自产气合计销量有所下滑.28 图 44:当前新疆地区柴油价格处于相对高位.28 证券研究报告 请务必阅读正文后免责条款部分 6 图 45:预计 2024 年启东板块年周转能力或达到 1000 万吨/年.29 图 46:启东港口接卸数量不断上升.29 图 47:启东 LNG 贸易量持续增长.29 图 48:2021 年以来海外天然气价格上涨明显,公司引入转口贸易新模式以提高盈利能
19、力.30 图 49:公司天然气业务收入保持可观增长.31 图 50:天然气业务毛利实现同步上涨.31 图 51:2022 年天然气国际贸易子公司盈利提升明显,2023 年上半年同比略有回落.31 图 52:2022 年全球天然气供需呈现“总体略宽松、局部失衡严重”特征.32 图 53:近三年全球天然气资本开支不足.32 图 54:预计 2023 年全球天然气液化装置产能仅提升约 108 亿方.33 图 55:2022 年北美、中东地区天然气产量同比上涨,而中亚地区有所回落.33 图 56:2021 年全球产量分地区分布.34 图 57:2022 年全球产量分地区分布.34 图 58:近年来北美
20、地区需求增速放缓,亚太地区有所加速.34 图 59:2021 年全球需求量分地区分布.35 图 60:2022 年全球需求量分地区分布.35 图 61:2022 年年中全球天然气市场出现区域性供需失衡,TTF、JKM 价格明显上涨.35 图 62:2023 年供需偏紧,供给端冲击多次推升气价.37 图 63:美国天然气现货价.37 图 64:美国天然气总需求量.37 图 65:美国天然气钻机数量.38 图 66:美国天然气总供给量.38 图 67:欧洲 TTF 现货价.39 图 68:欧洲主要国家居民用气.39 图 69:欧洲主要国家工业用气.39 图 70:欧洲主要国家发电用气.39 图 7
21、1:挪威输往西北欧气量.39 图 72:英国/荷兰输往其他欧洲地区气量.39 图 73:俄管道气进口量.40 图 74:北非管道气进口量.40 图 75:阿塞拜疆进口量.40 图 76:欧洲 LNG 进口量.40 图 77:欧盟国家天然气库存量绝对值.41 图 78:公司煤化工产能情况.42 图 79:2023 年前三季度公司主要煤化工产品销量同比上涨.42 图 80:煤化工业务营收情况.43 图 81:煤化工业务毛利情况.43 图 82:2023 年三季度以来布伦特原油价格震荡走强.43 图 83:公司主要业务拆分表.45 证券研究报告 请务必阅读正文后免责条款部分 7 1、公司概况公司概况
22、 广汇能源股份有限公司(简称“广汇能源、公司”,下同)始创于 1994 年,于 2000年在上海证券交易所上市,2012年成功转型为专业化的能源开发上市公司。截至截至2023年年9月月,公司第一大股东为新疆广汇实业投资(集团)有限责任公司,持有公司,公司第一大股东为新疆广汇实业投资(集团)有限责任公司,持有公司34.23%股份,公司实际控制人为孙广信(间接持股股份,公司实际控制人为孙广信(间接持股 17.1%)。)。公司的核心产品为煤炭、LNG、煤化工产品等,形成以能源物流为支撑的天然气液化、煤炭开采、煤化工转换、油气勘探开发的四大业务板块,成为集上游煤炭开采、油气勘探生产,中游资源清洁转化高
23、效利用,下游物流运输与终端市场于一体的大型能源上市公司,并依托企业特点和当地区位优势设立多家全资或控股子公司。图图 1:公司实控人公司实控人为孙广信为孙广信,实际持股,实际持股 17.1%(截至(截至 2023 年年 9 月月)资料来源:Wind、企查查、公司公告、国海证券研究所 证券研究报告 请务必阅读正文后免责条款部分 8 图图 2:公司自公司自成立以来业务不断扩展成立以来业务不断扩展 资料来源:公司公告、公司官网、公司公众号、集团公众号、上海证券报、同花顺财经新闻、新浪财经、华夏能源网、中国新闻网、国海证券研究所 2021 年以来公司年以来公司营收营收增长十分强劲增长十分强劲,2023
24、前三季度前三季度毛利率有所走低毛利率有所走低。2021 年国际能源形势变化,公司利用国内管输市场窗口期的机会,创新引入国际转口贸易和代接卸业务模式,以及在启东 LNG 接收站的码头扩建升级、国内煤炭价格上涨等其他有利因素叠加下,2021 年以来公司营业收入大幅提高。2022 年营业收入实现 594.1亿元,同比大幅增长 139%。2023 年公司主业规模不断扩大,营收持续增长,前三季度实现营业收入 495.7 亿元,同比增长 33%,但受到海外气价跌落、国内煤价回调影响,公司总体毛利率下降至 16.9%,较 2022 年减少约 11.8pct。图图 3:2021 年以来公司营业收入大幅上涨年以
25、来公司营业收入大幅上涨 图图 4:公司公司 2023 年年前三季度前三季度毛利率为毛利率为 16.9%资料来源:Wind、国海证券研究所 资料来源:Wind、国海证券研究所 2023 年上半年年上半年公司各业务收入均出现大幅增长。公司各业务收入均出现大幅增长。2023 年上半年,受益天然气、煤炭业务销售量增长,公司各业务收入均出现上涨,其中天然气、煤炭、煤化工业务分别实现217.0亿元、72.2亿元以及 60.0亿元,同比分别上涨 100.0%、17.3%以及 67.4%;594.1 372.8495.733%0%20%40%60%80%100%120%140%160%0
26、0500600700营业收入(亿元)同比增速(%,右轴)36.331.728.238.428.616.905540452002120222023Q1-3毛利率%证券研究报告 请务必阅读正文后免责条款部分 9 从收入结构上看,2023 年上半年,公司主要收入来源于天然气,占比达到 61.9%,而煤炭业务、煤化工业务收入占比分别为 20.6%、17.1%。盈利方面盈利方面,2022 年,天然气、煤炭以及煤化工分别贡献毛利71.9亿元、67.3亿元以及30.5亿元,分别占比42.3%、39.6%以及 17.9%,毛利率分别实现 20.9%、44.2%以及
27、34.7%,同比分别变动-10.6pct、2.0pct 以及-16.2pct。图图 5:2023 年年上半年上半年公司各业务收入均出现增长公司各业务收入均出现增长 图图 6:2023 年上半年公司天然气为主要收入来源,占比年上半年公司天然气为主要收入来源,占比约约 61.9%资料来源:Wind、国海证券研究所 资料来源:Wind、国海证券研究所 图图 7:2022 年年煤炭和天然气贡献公司主要利润煤炭和天然气贡献公司主要利润 图图 8:2022 年年煤炭煤炭毛利毛利率有所提升,天然气、煤化工率有所提升,天然气、煤化工毛毛利利率小幅下降率小幅下降 资料来源:Wind、国海证券研究所 资料来源:W
28、ind、国海证券研究所 217.072.260.0005006007002002020212022 2022H2023H天然气销售煤炭销售煤化工产品其他收入亿元天然气销售,61.9%煤炭销售,20.6%煤化工销售,17.1%其他收入,0.4%天然气销售煤炭销售煤化工销售其他收入71.967.330.502040608002002020212022天然气销售煤炭销售煤化工产品其他亿元20.9%44.2%34.7%0%10%20%30%40%50%60%2002020
29、212022天然气煤炭煤化工证券研究报告 请务必阅读正文后免责条款部分 10 费用管理能力逐步提升,期间费用率不断下降。费用管理能力逐步提升,期间费用率不断下降。自 2018 年以来,公司在费用控制方面不断优化,期间费用率逐年下降,从 2018 年 13.56%下降至 2022 年的 4.64%,下降 8.9pct。2023 年前三季度期间费率持续下降至 3.97%,其中销售费用率、管理费用率以及财务费用率分别为 0.40%、1.47%以及 1.67%,分别较 2022 年变动-0.13pct、-0.28pct 以及-0.02pct。债务负担持续减轻。债务负担持续减轻。期间费用中财务费用占比高
30、,近年来下降也最为显著,主要得益于公司不断优化债务结构,公司资产负债率自 2016 年的 70%下降至 2023Q3 的52.7%,减少 17.3pct,财务负担减轻有利于公司经营保持稳健。2023 年年前三季度前三季度公司业绩公司业绩回落回落。2018-2020 年,公司归母净利润总体保持平稳,维持在 13-18 亿元区间内,2021 年随着收入提升叠加费用控制改善,公司归母净利润大幅增长至 50 亿元,同比增长 274%,2022 年业绩延续高增长态势,实现 113.4 亿元,同比增长 127%。2023 年前三季度,公司主要产品价格回调、天然气价差缩窄等因素拖累业绩,归母净利回调至 48
31、.5 亿元,同比下降 42%。具备高股息率特征,具备高股息率特征,与股东共享发展成果。与股东共享发展成果。近年来,广汇能源经营性净现金流不断增长,从 2016 年的 13.8 亿元增长至 2022 年的 101.5 亿元,CAGR 为+39.5%,其中2022 年同比增长 67.7%。虽然 2023 年前三季度现金流回调至 40.0 亿元,但预计全年净现金流仍将维持在历史中高位水平,为公司未来持续分红提供保障。据广汇能源 2022 年 4 月 25 日发布公告称,公司预计 2022-2024 年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%,
32、且每年实际分配现金红利不低于 0.70 元/股(含税),若以公司 2023 年 10 月27 日收盘价计算,每股分红 0.7 元时,股息率约为 9.1%。图图 9:近年来公司费用持续走低近年来公司费用持续走低 图图 10:公司资产负债率不断降低公司资产负债率不断降低 资料来源:Wind、国海证券研究所 资料来源:Wind、国海证券研究所 0.40%1.47%1.67%0%1%2%3%4%5%6%7%8%9%2002120222023Q1-3销售费用率管理费用率财务费用率52.7%0%10%20%30%40%50%60%70%80%资产负债率(%)证券研究报告 请务必阅读正
33、文后免责条款部分 11 图图 11:2023 年年前三季度前三季度公司公司归母净利润小幅回调归母净利润小幅回调 图图 12:公司不断增长的现金流为分红提供保障公司不断增长的现金流为分红提供保障 资料来源:Wind、国海证券研究所 资料来源:Wind、国海证券研究所 2、煤炭板块煤炭板块:疆煤外售条件趋向成熟,量增逻辑不:疆煤外售条件趋向成熟,量增逻辑不断演绎断演绎 2.1、新疆煤炭资源禀赋优异,产能持续扩张新疆煤炭资源禀赋优异,产能持续扩张 新疆新疆地区地区矿产资源丰富矿产资源丰富。新疆是我国煤炭生产力西移的重要承接区和战略性储备区,也是我国第 14 个现代化大型煤炭基地,煤炭资源丰富且分布范
34、围广,储量大、埋藏浅、开采条件好、煤炭种类齐全。据新疆煤炭资源分布特征与勘查开发布局研究表明,新疆地区新疆地区预测储量预测储量 2.19 万亿吨,占全国的万亿吨,占全国的 39.3,累计探明煤炭资源储量累计探明煤炭资源储量4225.58 亿亿吨吨,其中保有资源储量为其中保有资源储量为 4102.77 亿亿吨吨,已占用资源储量已占用资源储量 847.54 亿亿吨吨,尚,尚未利用资源量未利用资源量 3255.23 亿亿吨。吨。新疆地区的煤质主要以低变质的烟煤(长焰煤、不粘煤以及气煤)为主。按地理环境,可分为准噶尔盆地赋煤区和塔里木盆地赋煤区两大赋煤区,并逐步形成吐哈、准噶尔、伊犁、库拜四大煤田。准
35、东基地准东基地,预测煤炭资源储量 3900 亿吨,累计查明储量 2747 亿吨,主要煤种为长焰煤、不粘煤和弱粘煤,资源丰富、煤种齐全,主要用于煤电、煤化工项目;吐哈吐哈基地基地,预测煤炭资源储量 5700 亿吨,累计查明储量 1407 亿吨,主要煤种为长焰煤、不粘煤,出疆区位优势明显,致力于疆煤、疆电外运项目;伊犁基地伊犁基地,预测煤炭资源储量 3000 亿吨,累计查明储量 273 亿吨,主要煤种为长焰煤、不粘煤,煤质优越、满足煤化工项目用水条件,主要用于煤化工项目;库拜矿区库拜矿区,预测煤炭资源储量 1370亿吨,累计查明储量 46 亿吨,主要煤种为气煤、瘦煤、焦煤,煤质齐全,主要用于煤电、
36、现代煤焦化项目。113.4 84.048.5-100%-50%0%50%100%150%200%250%300%020406080100120归母净利润(亿元)同比增速(%,右轴)101.570.740.0-60%-40%-20%0%20%40%60%80%100%020406080100120经营性净现金流(亿元)右:同比(%)证券研究报告 请务必阅读正文后免责条款部分 12 图图 13:新疆地区煤炭资源分布广、储量高新疆地区煤炭资源分布广、储量高 图图 14:新疆四大煤炭基地分布新疆四大煤炭基地分布 资料来源:新疆煤矿区域水文地质结构主要模式研究古丽波斯坦、国海证券研究所 资料来源:掌上煤
37、焦 图图 15:新疆四大煤炭基地储量及煤种情况新疆四大煤炭基地储量及煤种情况(亿吨)(亿吨)资料来源:新疆煤炭资源分布特征与勘查开发布局研究霍超、新疆自治区人民政府、国海证券研究所 注:累计查明储量数据截至 2022 年 5 月 哈密地区作为新疆东大门,地理位置优越,也是新疆大型煤炭供应保障基地的重要组成部分。其中哈密北地区以淖毛湖矿区、巴里坤矿区、三塘湖矿区为代表,是国家重要的能源储备基地和大型煤炭供应保障基地,截至 2022 年 5 月,合计煤炭预测储量 853 亿吨,探明储量约 476 亿吨,可采储量 308 亿吨,煤炭资源非常丰富,具有埋藏浅、易开采、生产成本低等优势。证券研究报告 请
38、务必阅读正文后免责条款部分 13 图图 16:哈密地区分矿区储量情况哈密地区分矿区储量情况(亿吨)(亿吨)资料来源:关于对广汇物流股份有限公司重大资产购买暨关联交易报告书(草案)的审核意见函、国海证券研究所 注:数据截至 2022 年 5 月 新疆地区煤炭开发条件好,开采成本低。新疆地区煤炭开发条件好,开采成本低。新疆煤炭资源具有煤层厚度大、煤层多、单位面积产能高、地质构造简单、瓦斯等有害气体含量低、地下水少等特点,适合建设大型、特大型现代化安全高效矿井(露天),资源优势突出,开采成本低。根据新疆采矿权出让收益评估报告可知,新疆地区吨煤完全成本(开采成本+财务管理+销售费用)在 60-180
39、元/吨区间。同时,坑口价格一定程度也能映射出新疆当地的低生产成本,四大主产区中,新疆地区的坑口价格最低,当前价格在 403 元/吨左右(截至 11 月 3 日),低于同期陕西(744 元/吨)、内蒙(734 元/吨)以及山西(715 元/吨)的坑口价格,较低的生产成本也是疆煤外运的前提。证券研究报告 请务必阅读正文后免责条款部分 14 图图 17:新疆地区开采成本低,坑口价新疆地区开采成本低,坑口价低于其他低于其他主产区主产区 资料来源:煤炭资源网、国海证券研究所 注:上述各地区煤种分别为哈密动力煤、鄂尔多斯伊金霍勒旗电煤、榆林烟煤末以及大同南郊弱粘煤,热值全部转化为 5500 大卡,数据截至
40、 2023 年 11 月 3 日。新疆自治区新疆自治区提出提出 4.6 亿吨亿吨/年年产能目标。产能目标。“十四五”时期,新疆自治区全面加快推进国家给予新疆的“十四五”新增产能 1.6 亿吨/年煤矿相关项目建设,煤炭先进优质产能充分释放,力争实现煤炭产能 4.6 亿吨/年,产量 4 亿吨/年目标,考虑新疆当地能源开发进度快,未来实际产量可能高于规划。生产生产产能方面,产能方面,据自治区发改委公告,据自治区发改委公告,截至截至 2022 年年 6 月底,新疆维吾尔自治区合法月底,新疆维吾尔自治区合法生产煤矿生产煤矿 66 处、产能处、产能 31273 万吨万吨/年年,据,据 4.6 亿吨亿吨/年
41、年产能目标仍有一定空间产能目标仍有一定空间。其中,首次公告生产煤矿 4 处、产能 1740 万吨/年;重新公告生产煤矿 1 处、产能 70 万吨/年;取消公告生产煤矿 3 处、产能 241 万吨/年;变更生产能力煤矿 12 处、增加产能5650 万吨/年;建设产能方面,建设煤矿建设产能方面,建设煤矿 29 处、产能处、产能 5435 万吨万吨/年,年,其中,新建煤矿 15 处、产能 3295 万吨/年;改扩建煤矿 14 处、产能 2140 万吨/年。首次公告建设煤矿 5 处、产能 540 万吨/年;由原公告建设煤矿转为公告生产煤矿 4 处、产能 1740万吨/年;由原公告生产煤矿改扩建转为建设
42、煤矿 2 处、产能 105 万吨/年;调整建设规模煤矿 1 处、调增产能 600 万吨/年。分地区来看,分地区来看,截至 2022 年 6 月,自治区生产产能主要集中在昌吉州、哈密市以及伊犁州,分别为 15250、7240 以及 2590 万吨/年,前两个地区也是新增产能主要贡献地区,新增产能分别为 2173、1251 万吨/年。020040060080000哈密坑口价内蒙古坑口价陕西坑口价山西坑口价元/吨证券研究报告 请务必阅读正文后免责条款部分 15 图图 18:自治区生产产能及新增产能分地区情况自治区生产产能及新增产能分地区情况 资料来源:新疆
43、自治区发改委、国海证券研究所 注:产能数据截至 2022 年 6 月 自治区原煤产量呈加速增长态势。自治区原煤产量呈加速增长态势。近年来随着国内大企业、大集团入驻新疆积极参与新疆煤炭工业开发建设和重组改造,新疆产能不断释放,同时内地部分地区煤炭面临枯竭,也促使煤炭资源开发重心向新疆等地转移,综合影响下自治区原煤产量不断提升,从 2018 年的 1.9 亿吨提升至 2022 年的 4.13 亿吨,CAGR 为+21.4%,且近年来产量呈现加速增长态势,2022 年同比增速达到 28.6%,新疆原煤产量占全国总产量的比重也在不断提升,2022 年占比达到 9.2%,较 2018 年提升 3.8pc
44、t,疆煤正逐步发挥对全国煤炭市场的重要影响。据广汇能源相关信息,预计预计 2023 年新疆全域年新疆全域产量或将达到产量或将达到 5 亿吨。亿吨。图图 19:自治区原煤产量不断提升自治区原煤产量不断提升 资料来源:新疆煤炭交易中心、国海证券研究所 0200040006000800040001600018000生产产能新增产能万吨/年4.1328.6%9.2%0.0%5.0%10.0%15.0%20.0%25.0%30.0%35.0%00.511.522.533.544.52000212022新疆原煤产量增长率占全国比重亿吨证券研
45、究报告 请务必阅读正文后免责条款部分 16 2.2、新疆铁路外运新疆铁路外运运力运力仍有仍有增增长长,未来,未来铁路铁路煤炭运量接煤炭运量接近亿吨近亿吨 当前当前出疆铁路出疆铁路形成形成“一主两翼”格局“一主两翼”格局,保障,保障疆煤疆煤外运能力。外运能力。出疆铁路运输以兰新线为主,南北分别建设库格线以及临哈线,形成一主两翼格局。兰新线兰新线,自兰州西站引出,途经青海省西宁、甘肃省张掖、酒泉、嘉峪关、新疆维吾尔自治区哈密、吐鲁番,西至新疆维吾尔自治区阿拉山口市,线路横跨新疆、甘肃、青海三省区,全长 2423 公里,通车时间为 1990 年 9 月,是疆煤外运的主干道,2021 年煤炭实际运量年
46、煤炭实际运量 3367 万吨万吨/年年。未来通过。未来通过加大分流和转移既有线旅客运输,加大分流和转移既有线旅客运输,同同时时增加集装箱运煤车开行数量增加集装箱运煤车开行数量、提高列车牵引质量、压缩列车运行间隔时分等扩能提高列车牵引质量、压缩列车运行间隔时分等扩能措施措施,煤炭运力有望达到,煤炭运力有望达到 5000 万吨万吨/年。年。临哈线临哈线,东起内蒙古自治区包兰铁路上的临河站,向西经过乌兰布和沙漠,深入阿拉善盟居延海北,经额济纳旗,沿中蒙边界巴丹吉林沙漠北缘,经甘肃省肃北县进入新疆维吾尔自治区,与兰新铁路的哈密站相接,全长 1327 公里,通车时间为 2015年 12 月。2021 年
47、煤炭实际运量年煤炭实际运量 47 万吨万吨/年年,“十四五”初期至中期,临哈铁路内蒙古段计划进行扩能改造工程项目,初期运力可达到初期运力可达到 1743 万吨万吨/年,预计运输能力在年,预计运输能力在近期和近期和中中期分别达到期分别达到 1994 万吨万吨/年和年和 2465 万吨万吨/年,项目建成后运输能力提升年,项目建成后运输能力提升 45%左右左右,据据疆煤外运相关问题分析及疆煤外运相关问题分析及对策研究对策研究预计预计,未来煤炭运力未来煤炭运力理论上理论上有望达有望达到到 3000 万吨万吨/年年。库格线,库格线,东起青海省格尔木市,沿昆仑山麓、柴达木盆地南缘西行,进入新疆境内穿越阿尔
48、金山,抵达库尔勒市,全长 1214 公里,通车时间为 2020 年 12 月,2021年煤炭实际运量年煤炭实际运量 273 万吨万吨/年年,格库铁路未来规划扩能改造工程(青海段)项目,计划在青海省境内 20 处预留会让站,运输能力提高运输能力提高 1757 万吨至万吨至 3357 万吨万吨/年年,截至2023 年 2 月,青海段扩能改造工程各项可研批复前置要件全部办理完成,建设工期计划 1.5 年;截至 2023 年 8 月,格库铁路(新疆段)扩能改造工程初步设计获国铁集团批复;综合来看,未来运煤能力有望达综合来看,未来运煤能力有望达 2000 万吨万吨/年年。证券研究报告 请务必阅读正文后免
49、责条款部分 17 图图 20:兰新线、临哈线以及库格线形成“一主两翼”的出疆铁路格局兰新线、临哈线以及库格线形成“一主两翼”的出疆铁路格局 资料来源:央视新闻 图图 21:三条出疆主线路未来三条出疆主线路未来煤炭外运能力预计达到近亿煤炭外运能力预计达到近亿吨吨 资料来源:疆煤外运相关问题分析及对策研究李华、额济纳旗人民政府、中新网、西安网、国家民委官网、内蒙古自治区“十四五”铁路发展规划、国海证券研究所 公司煤炭矿区拥有两条运公司煤炭矿区拥有两条运输通道连接兰新铁路,当前运输能力或超输通道连接兰新铁路,当前运输能力或超 5900 万吨万吨,未来,未来仍有增长空间仍有增长空间。公司主要矿区均位于
50、新疆伊吾县淖毛湖地区,拥有红淖铁路、淖柳公路两条对外运输通道,可以直达兰新铁路干线。淖柳公路淖柳公路于 2010 年完工,是新疆首条投入运营的“疆煤东运”公路专线,总运输能总运输能力超过力超过 2000 万吨万吨;红淖铁路红淖铁路全线长 435.6 公里,北起淖毛湖矿区,自伊吾县淖毛湖站引出,至终点甘新交界处的红柳河站,与兰新铁路接轨,为淖毛湖等矿区煤炭资证券研究报告 请务必阅读正文后免责条款部分 18 源出疆提供运输条件。红淖铁路初期(2020 年前)设计运量为 3900 万吨,近期(2025年前)设计运量为 5000 万吨,远期(2035 年)设计运量为 10300 万吨,公司两条运公司两
51、条运输通道都能连接兰新铁路,当前运力或超输通道都能连接兰新铁路,当前运力或超 5900 万吨,万吨,实际运输方面,实际运输方面,2021 年红淖年红淖铁路实际完成运输量铁路实际完成运输量 1179.37 万吨。万吨。图图 22:红淖铁路未来运力不断上涨,或将提升公司煤炭外红淖铁路未来运力不断上涨,或将提升公司煤炭外运运能力能力 资料来源:关于对广汇物流股份有限公司重大资产购买暨关联交易报告书(草案)的审核意见函 图图 23:淖毛湖地区拥有淖柳公路和红淖铁路两条淖毛湖地区拥有淖柳公路和红淖铁路两条运输通道运输通道连接兰新铁路连接兰新铁路,当前运力或超当前运力或超 5900 万吨万吨 资料来源:公
52、司官网、关于对广汇物流股份有限公司重大资产购买暨关联交易报告书(草案)的审核意见函、国海证券研究所 多通道运输保障疆煤外运数量的大幅上涨多通道运输保障疆煤外运数量的大幅上涨,据中国能源网数据,2021 年新疆铁路、公路共计运输煤炭数量 4000 万吨,同比增长 130%(2020 年为 1741.4 万吨,来自新疆统计局数据),2022 年实现外运量 8000 万吨,同比上涨 100%。分地区来看,2021 年疆煤主要外运至甘青宁地区,占比约为 59%,其次是云贵川渝证券研究报告 请务必阅读正文后免责条款部分 19 地区,占比为 33.4%,剩余运往至东部地区,合计占比约为 7.5%。图图 2
53、4:2022 年疆煤外运量上涨明显年疆煤外运量上涨明显 图图 25:疆煤主要外运至甘青宁地区疆煤主要外运至甘青宁地区 资料来源:新疆统计局、新疆政府网、中国能源网、国海证券研究所 资料来源:疆煤外运相关问题分析及对策研究李华、国海证券研究所 注:数据截至 2021 年 2.3、主要疆外市场主要疆外市场供需缺口持续扩大供需缺口持续扩大 甘肃市场:地理优势最为突出,成为疆煤主要市场甘肃市场:地理优势最为突出,成为疆煤主要市场 甘肃省能源种类齐全、资源丰富,立足西部、着眼全国,是国家重要的综合能源基地和陆上能源输送大通道,在国家能源发展战略中占有重要地位。“十三五”以来,甘肃省深入实施“四个革命、一
54、个合作”能源安全新战略,综合性能源通道能力不断加强,多元能源安全供应体系基本建成,能源消纳能力显著提升。得益于与新疆位置相邻,运输成本低,甘肃成为疆煤外运的主要省份。得益于与新疆位置相邻,运输成本低,甘肃成为疆煤外运的主要省份。以广汇能源相关数据为参考,2022 年煤炭主要外售省份为甘肃、宁夏以及川渝地区,其中甘肃地区销量占比 66.97%,位列第一。2016年开始,甘肃省原煤消费量不断提升,从 6091万吨提升至2021年的 8022万吨,2016-2021 年 CAGR 为+5.7%。同期,当地原煤产量也在不断攀升,2022 年提升至5352 万吨,同比 23.2%。综合来看,甘肃地区综合
55、来看,甘肃地区煤炭供需煤炭供需缺口缺口近年来不断扩大,近年来不断扩大,2015年缺口大约为年缺口大约为 1970 万吨,这一数值在万吨,这一数值在 2021 年扩大到年扩大到 3871 万吨,接近万吨,接近 4000 万吨。万吨。未来未来煤炭煤炭需求仍在持续扩张。需求仍在持续扩张。甘肃省“十四五”能源规划提出,全省要在煤电一体化发展和资源综合利用取得重大突破,到到 2025 年,全省能源生产总量达到年,全省能源生产总量达到 12447万吨标准煤,电力装机规模达到万吨标准煤,电力装机规模达到 12680 万千瓦万千瓦,较,较 2020 年提升年提升 7060 万千瓦,年均万千瓦,年均增长增长17
56、.67%。煤炭消费总量也将从。煤炭消费总量也将从2020年的年的7245万吨提升至万吨提升至2025年的年的9000万吨,万吨,年均增长年均增长 4.43%。-60%-40%-20%0%20%40%60%80%100%120%140%004000500060007000800090002015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022疆煤外运量同比万吨%甘青宁,59%云贵川渝,33.40%华中,3.60%华北,2%华东,1.90%其他,0.1%甘青宁云贵川渝华中华北华东其他证券研究报告 请务必阅读正文后免责条款部分 20 图图 26:2016-
57、2021 年期间内,年期间内,甘肃省原煤消费量甘肃省原煤消费量整体呈整体呈现现提升提升态势态势 图图 27:2018-2022 年期间内,年期间内,甘肃原煤产量同步提升甘肃原煤产量同步提升 资料来源:Wind、国海证券研究所 资料来源:Wind、国海证券研究所 川渝地区煤炭供需缺口逐年扩大,川渝地区煤炭供需缺口逐年扩大,进一步打开疆煤销售市场。进一步打开疆煤销售市场。近年来,四川持续整顿小煤矿,对年产 30 万吨以下的煤矿进行分类处置,一批小煤矿由此被关停。截至 2020 年底,四川年产 30 万吨及以上的煤矿数量只占 14%,产能占 44%,同时重庆地区为减少煤炭事故的发生,多年来坚持去产能
58、工作,两省的煤炭产量也因此持续减少,据统计局数据,2021 年重庆市已停止煤炭生产,四川省产量也减少至 1953 万吨,仅为 2016 年产量的 32%。在需求稳定增长情况下,两省煤炭减产扩大了当地市场的供需缺口,据统计局数据,2016 年川渝地区煤炭合计缺口为 3714 万吨,随后逐步扩大至 2021 年的 9827 万吨,同比+19.1%,CAGR 为+22.5%,进一步打开疆煤在川渝地区的销售市场。图图 28:2015-2021 年期间内,年期间内,四川、重庆两省煤炭产量四川、重庆两省煤炭产量逐年下滑逐年下滑 图图 29:川渝两省合计煤炭供需缺口逐年放大川渝两省合计煤炭供需缺口逐年放大
59、资料来源:四川及重庆统计局、Wind、国海证券研究所 资料来源:四川及重庆统计局、Wind、国海证券研究所 8,022 11.6%-10%-5%0%5%10%15%20%00400050006000700080009000200001920202021甘肃原煤消费量同比万吨5,352 23.2%-20%-15%-10%-5%0%5%10%15%20%25%30%0040005000600020000
60、022甘肃原煤产量同比万吨7,796 1,953 3,983 0040005000600070008000900001920202021四川消费量四川生产量重庆消费量重庆生产量万吨9,827 19.1%0%10%20%30%40%50%60%0200040006000800000021川渝地区合计缺口增速万吨证券研究报告 请务必阅读正文后免责条款部分 21 疆煤外运至川渝地区疆煤外运至川渝地区具备具备明显明显价格优势价格优势。(1)疆煤外运确实存在运距上的劣势,表
61、现为运费相较其他煤炭主产区高。以运往重庆地区为例,新疆地区煤炭运费分布在370-490 元/吨区间内,而陕西地区对应运费仅为 160-240 元/吨区间内,约低于新疆地区运费的 210-250 元/吨,蒙西地区也只用 240 元/吨。但值得注意的是,疆煤外运至甘肃、青海及宁夏地区距离劣势相对不明显,据新疆煤炭外运及相关产品产业链竞争力评价数据,新疆运至甘肃、青海及宁夏地区的距离与其他主产区到上述终端市场的距离的差值,明显小于其他终端市场,运输成本劣势相对不明显;(2)运费劣势可由生产成本弥补。新疆地区多为露天矿,开采成本低,坑口价格明显低于其他主产区,可以弥补运费上的劣势。截至 2023 年
62、9 月 28 日,新疆哈密动力煤(6000K)坑口含税价为 440 元/吨,远低于陕西以及内蒙主产区坑口价(776-904 元/吨)。综合考虑产地价格及运费后,综合考虑产地价格及运费后,当前节点来看当前节点来看(港口价格在(港口价格在 983 元元/吨吨),),我们测我们测算出疆煤外运算出疆煤外运至终端市场价格至终端市场价格(重庆市场)(重庆市场)为为 770-910 元元/吨,明显低于其他主产区吨,明显低于其他主产区运至运至重庆重庆的终端价格的终端价格(970-1070 元元/吨)吨)。图图 30:相相较其他地区,疆煤外运至甘肃、青海较其他地区,疆煤外运至甘肃、青海的的距离劣势不明显距离劣势
63、不明显 资料来源:新疆煤炭外运及相关产品产业链竞争力评价邓艳梅,数据截至 2022 年 7 月 证券研究报告 请务必阅读正文后免责条款部分 22 图图 31:当前时点来看(港口价格在当前时点来看(港口价格在 983 元元/吨时)吨时),疆煤在疆煤在川渝地区川渝地区销售具备价格优势销售具备价格优势(元(元/吨)吨)资料来源:疆煤外运相关问题分析及对策研究李华、煤炭资源网、国海证券研究所 注:坑口价格截至 2023 年 9 月 28 日;不考虑站台费 宁夏宁夏地区地区是重要能源化工基地,近年来原煤需求增长近是重要能源化工基地,近年来原煤需求增长近 3000 万吨万吨,供需缺口仍,供需缺口仍在扩大在
64、扩大。宁东能源化工基地位于宁夏中东部,是国务院批准的国家重点开发区,也是国家重要的大型煤炭生产基地、“西电东送”火电基地、煤化工产业基地和循环经济示范区。宁东能源化工基地自 2003 年开发建设以来,先后被确定为国家 14 个亿吨级大型煤炭基地、9 个千万千瓦级煤电基地、4 个现代煤化工产业示范区。“十三五”期间内,建成全球单套装置规模最大的 400 万吨/年煤炭间接液化示范工程、全球单套装置规模最大的 220 万吨/年煤制甲醇装置等重大项目,煤制油生产能力达到 400 万吨/年、煤基烯烃生产能力达到 320 万吨/年,成为全国最大的煤制油和煤基烯烃生产基地。与此同时,国家大型煤电基地建设成效
65、显著,建成宁东至浙江800 千伏特高压直流输电工程及配套电源点项目,新增火电装机容量 796 万千瓦、外送电能力 800 万千瓦。煤电与煤化工行业的大力发展,拉动了当地原煤需求的增长,2018 年以来宁夏地区原煤消费量从 1.21 亿吨提升至 2021 年的 1.50 亿吨,增长近 2850 万吨。从结构上看,当地煤炭主要用于发电和煤化工,据统计局数据,2021 年宁夏地区原煤消费中,41.2%来自制造业,54.3%来自电力、热力生产。而宁夏地区生产供应端却保持相对稳定,分布在 7800-8700 万吨/年之间,因此宁夏当地煤炭供宁夏当地煤炭供需需缺口也在不断扩大,从缺口也在不断扩大,从 20
66、18年的年的 4300 万吨提高至万吨提高至 2021 年的年的 6300 万吨万吨。据宁夏回族自治区能源发展“十四五”规划指出,“十四五”期间,宁夏地区将落实国家战略定位,高质量提升宁东国家大型煤炭基地、“西电东送”电源基地、宁东现代煤化工基地、清洁能源制造及服务基地四大基地,到到 2025 年,年,煤炭消费基本煤炭消费基本目标目标 1.67 亿吨,弹性目标亿吨,弹性目标 1.85 亿吨亿吨。同时,合理提升煤炭供应能力,建成韦二、宋新庄、红一、红二、红四等已核准煤矿,加快推进惠安、新乔、双马二矿、月儿湾单位:元/吨单位:元/吨矿区矿区煤种煤种坑口价坑口价折算5500K折算5500K运输路径运
67、输路径里程里程(km)(km)运费运费终端市场价格终端市场价格新疆三道岭哈密(6000K)坑口含税价440403.3三道岭哈密兰州广元重庆2238379.1782.4大南湖哈密(6000K)坑口含税价440403.3大南湖哈密兰州广元重庆2228374.5777.8将军庙阜康(6500K)坑口含税价490414.6将军庙乌鲁木齐哈密兰州广元重庆2935490.1904.7淖毛湖哈密(6000K)坑口含税价440403.3淖毛湖红柳河兰州重庆2550457.3860.6三塘湖哈密(6000K)坑口含税价440403.3三塘湖淖毛湖红柳林兰州重庆2670483.9887.2陕西神府神木(6000K
68、)坑口含税价904828.7神木西安安康重庆1501237.01065.7榆神神木(6000K)坑口含税价904828.7大保当西安安康重庆1405227.21055.9彬长彬县烟末煤(5500K)坑口含税价810810彬县西安安康重庆953162.8972.8蒙西东胜东胜原煤(5200K)坑口含税价776820.8东胜西安安康重庆1598241.21062.0证券研究报告 请务必阅读正文后免责条款部分 23 等煤矿核准建设,到到 2025 年,全区煤炭产能达到年,全区煤炭产能达到 1.4 亿吨亿吨/年,在建规模年,在建规模 2000 万吨,万吨,力争煤炭产量达到力争煤炭产量达到 1 亿吨亿吨
69、,由此推测,由此推测 2025 年,宁夏地区煤炭供应缺口理论值在年,宁夏地区煤炭供应缺口理论值在6700-8500 万吨。万吨。图图 32:2017-2021 年期间内,年期间内,宁夏地区原煤缺口呈现扩宁夏地区原煤缺口呈现扩大趋势大趋势 图图 33:2021 年宁夏地区原煤消费结构年宁夏地区原煤消费结构 资料来源:宁夏统计局、国海证券研究所 资料来源:宁夏统计局、国海证券研究所 2.4、公司煤炭公司煤炭产量持续提升,产量持续提升,马朗煤矿当前已具备随时马朗煤矿当前已具备随时生产条件生产条件 公司煤炭公司煤炭储量丰富、热值高储量丰富、热值高。公司主要煤炭矿井均位于新疆伊吾县淖毛湖地区,主要煤种为
70、长焰煤,其他如不粘煤等,同时公司占据“疆煤东运”的有利区位,具备建设 3000 万吨/年及以上超大规模露天矿山的有利条件。截至 2022 年 12 月,公司共有煤炭资源量 65.97 亿吨,其中可采储量 59.49 亿吨。公司煤炭板块主要分为三大矿区,分别为白石湖煤矿(伊吾广汇矿业有限公司)、马朗煤矿(巴里坤广汇马朗矿业有限公司)、东部矿区(伊吾广汇能源开发有限公司)。煤质方面煤质方面,白石湖露天矿主要煤种为特低硫、特低磷、高发热量的富油、高油长焰煤,是非常理想的化工和动力用煤;马朗煤矿以长焰煤为主,特低灰、高挥发份、特低硫、特低磷、发热量高于白石湖露天煤炭,是优质的动力和化工用煤,也可做工业
71、锅炉用煤。公司煤炭公司煤炭产能产能未来未来增长可观增长可观。白石湖煤矿方面,白石湖煤矿方面,截至 2022 年 12 月,自治区应急管理厅批复同意白石湖露天煤矿由 1300 万吨/年核增至 1800 万吨/年,当前具备 2000万吨/年的生产能力;马朗煤矿马朗煤矿方面方面,公司已于 2023 年 9 月 21 日将马朗煤矿相关安全核准报告已上会评审,根据专家意见修改后的安全核准资料已上报至国家矿山安全监察局审批。据公司 2023 年三季报披露,该矿相关的环评报告受理单已报送至生态环境部,正在审批中。项目配套设施建设也已基本完成,满足目前生活、生产需满足目前生活、生产需00
72、4000500060007000020004000600080004000021原煤消费量原煤产量缺口(右轴)万吨万吨采矿业,4.5%制造业,41.2%电力、热力生产,54.3%采矿业制造业电力、热力生产证券研究报告 请务必阅读正文后免责条款部分 24 要,随时具备煤炭生产加工条件要,随时具备煤炭生产加工条件;东部矿区东部矿区仍在有序推进前期工作,计划在 2023 年年底前完成主要手续办理,2024 年后逐步释放产能。据公司据公司预计预计,未来白石湖煤矿、未来白石湖煤矿、东部矿区以及马朗矿区产能东部矿区以及马朗矿区产能分别达到分
73、别达到 3000 万吨万吨/年、年、2000 万吨万吨/年以及年以及 2500 万吨万吨/年,年,增量空间大,在行业内较为稀缺。增量空间大,在行业内较为稀缺。图图 34:公司拥有三大煤矿开采区公司拥有三大煤矿开采区 资料来源:公司公告、国海证券研究所 图图 35:公司三大煤矿矿区资源储量丰富,热值在公司三大煤矿矿区资源储量丰富,热值在 5000-6000 大卡之间,未来增量空间大大卡之间,未来增量空间大 资料来源:公司公告、国海证券研究所 注:数据截至 2022 年 12 月 近五年近五年公司公司煤炭产销量保持快速增长。煤炭产销量保持快速增长。随着白石湖露天矿逐步投产放量,公司近五年产销量持续
74、增长,产量从 2017 年的 378.5 万吨提升至 2022 年 2406.3 万吨(含提质煤,下同),CAGR 为+44.8%,销量从 2017 年的 634.3 万吨提升至 2021 年 2670.3万吨,CAGR 为+33.3%。2023 年上半年延续高增长态势,公司产销量分别实现 1399.8万吨和 1614 万吨。值得注意的是,公司白石湖露天矿有部分原料煤供应哈密新能源公司煤制甲醇项目等煤化工项目(不计入公司产量),产业链一体化增强公司成本优势。从从销售销售形式形式以及销售地以及销售地看看,2023 年上半年销量中,地销接近 280 万吨,占比约为17.35%,剩余全部在疆外进行销
75、售。在疆外销售的煤炭中,通过铁路销售 727 万吨,占比约 45%,自提 598 万吨,占比约 37%。在铁路外售中,其中甘肃区域占比在铁路外售中,其中甘肃区域占比 64.36%,宁夏区域占比宁夏区域占比 8.11%,川渝地区占比,川渝地区占比 12.39%,剩余的在全国其他 20 余个省区进行证券研究报告 请务必阅读正文后免责条款部分 25 销售。近年来近年来煤炭业务盈利能力走强。煤炭业务盈利能力走强。2017-2022 年期间内,公司煤炭单位综合售价整体呈现上涨趋势,从 2017 年的 234.1 元/吨提升至 2022 年的 569.9 元/吨,同期公司毛利率由 19.2%提升至 44.
76、2%,增长约 25.1pct。图图 36:2023 年上半年公司实现煤炭销量约年上半年公司实现煤炭销量约 1614 万吨万吨 图图 37:2022 年公司煤炭单位售价年公司煤炭单位售价约约为为 570 元元/吨吨 资料来源:公司公告、国海证券研究所 注:产/销量口径为原煤+提质煤 资料来源:公司公告、国海证券研究所 图图 38:公司煤炭出疆主要市场在甘肃、宁夏以及川渝公司煤炭出疆主要市场在甘肃、宁夏以及川渝 资料来源:公司公告、国海证券研究所 注:数据统计区间为 2023 年上半年 我们按照煤炭收入占总收入的比重,分摊税金及附加和期间费用,并根据销量(原煤+提质煤)计算出单吨毛利,扣除所得税后
77、得到吨煤税后净利润。2018-2020 年吨煤毛利分布在 60-80 元/吨区间内,对应吨煤税后净利 10-20 元/吨,得益于煤价上涨,公司盈利在 2021 年出现明显提升,2021-2022 年,吨煤毛利分别年,吨煤毛利分别为为 180元元/吨吨、250 元元/吨,对应吨煤税后净利吨,对应吨煤税后净利分别为分别为 100 元元/吨吨、180 元元/吨。吨。考虑当前煤价较考虑当前煤价较2022年有所回调,假设当前吨煤净利盈利在年有所回调,假设当前吨煤净利盈利在100-130元元/吨吨之间之间分布,分布,1399.81614.00%20%40%60%80%100%120%140%160%050
78、00250030002002020212022 2023H产量销量产量YOY销量YOY万吨569.90251.944.20%0%5%10%15%20%25%30%35%40%45%50%005006002002020212022单位综合售价单位毛利毛利率元/吨证券研究报告 请务必阅读正文后免责条款部分 26 同时同时假设假设马朗矿四季度马朗矿四季度能能投产投产,并且销售,并且销售 500 万吨万吨煤炭煤炭,预计可,预计可贡献新增利润在贡献新增利润在5.0-6.5亿亿元元区间区间,明年全年贡献利润增量在,明年
79、全年贡献利润增量在 20-26亿元亿元(假设明年能生产(假设明年能生产 2000万吨)万吨)。图图 39:经我们测算,经我们测算,2022 年公司煤炭吨煤年公司煤炭吨煤税后税后净利为净利为 180 元元/吨吨 资料来源:公司公告、wind、国海证券研究所 注:煤炭分部分摊的单位税金及附加和单位期间费用,是按照煤炭收入占总收入的比重计算。3、天然气板块天然气板块:坚持坚持利润导向战略利润导向战略,规模不断扩张,规模不断扩张 3.1、多种盈利模式灵活调整,实现利润多种盈利模式灵活调整,实现利润导向发展战略导向发展战略 公司公司天然气业务体系完善,天然气业务体系完善,拥有两种气源供应渠道拥有两种气源
80、供应渠道、两种输气途径两种输气途径以及以及三种盈三种盈利模式利模式 煤炭业务煤炭业务产量(万吨)产量(万吨)6198219121,3952,406销量(万吨)销量(万吨)8428901,0431,9952,670营业收入(百万元)营业收入(百万元)264632553668863915218占比(%)20.5%23.2%24.2%34.7%25.6%营业总成本(百万元)营业总成本(百万元)25252995339560809295营业成本(百万元)249908491税金及附加(百万元)6销售费用(百万元)59767010881管理费用(百万元)79109
81、127177165研发费用(百万元)22641119102财务费用(百万元)2257吨煤销售价格(元/吨)吨煤销售价格(元/吨)3570吨煤营业总成本(元/吨)吨煤营业总成本(元/吨)300337325305348吨煤营业成本(元/吨)吨煤营业成本(元/吨)250279273250318吨煤税金及附加(元/吨)775107吨煤销售费用(元/吨)79753吨煤管理费用(元/吨)9121296吨煤研发费用(元/吨)03464吨煤财务费用(元/吨)2627242510吨煤毛利(元/吨)吨煤毛利(元/吨)648779183252毛利率(%)20.3%23.7
82、%22.4%42.2%44.2%吨煤税前净利润(元/吨)吨煤税前净利润(元/吨)2所得税率所得税率18%18%30%19%19%吨煤所得税(元/吨)3582442吨煤税后净利润(元/吨)吨煤税后净利润(元/吨)02018A2019A2020A2021A2022A证券研究报告 请务必阅读正文后免责条款部分 27 两种气源供应渠道两种气源供应渠道,即即自产与外购。自产与外购。自产自产气项目气项目,主要集中在新疆地区,包括吉木乃工厂和哈密新能源工厂两个项目,其中吉木乃 LNG 工厂项目引进公司自有哈萨克斯坦斋桑油气田气源,再对引进气源进行深冷处理后形成 L
83、NG 产品。斋桑油气田区块位于哈萨克斯坦的东哈萨克州,紧邻新疆吉木乃县;哈密新能源工厂将自供煤炭作为原料,经过碎煤气化加压等方式,使煤转化为天然气,再通过液化处理形成煤制 LNG 产品;外购外购气项目气项目,位于江苏启东,为南通港吕四港区 LNG 接收站项目,可持续获取更多海外性价比较高的 LNG 资源。两种运输方式,两种运输方式,即即液进液出与液进气液进液出与液进气出出。液进液出液进液出通过 LNG 槽车运输,运至包括 LNG 气化站、分布式 LNG 瓶组站以及加注站等终端供应站,满足汽车用气、工业用气和民用气的需求;液进气出液进气出通过江苏启通天然气管线项目(设计年输气能力为40 亿方),
84、将 LNG 气化还原后进入管道,实现气化天然气通过管网向各燃气公司、电厂等供气。三种三种盈利盈利模式,即模式,即境内贸易境内贸易、国际贸易国际贸易以及码头带接卸。以及码头带接卸。公司销售策略和决策机制具备灵活优势,可根据境内外天然气价差自主选择境内贸易或国际贸易,当选择转口贸易时,可利用空闲码头提供代接卸服务,实现以利润为导向的“一气多销”模式,提升天然气业务稳定盈利能力。图图 40:公司公司天然气业务拥有两大生产工厂天然气业务拥有两大生产工厂+物流码头物流码头 图图 41:利润导向下,利润导向下,多盈利模式多盈利模式灵活调整灵活调整 资料来源:公司公告、国海证券研究所 资料来源:公司公告、国
85、海证券研究所 新疆新疆自产气板块自产气板块供应有所下滑供应有所下滑,终端,终端价格处于相对高位价格处于相对高位 哈密工厂项目自产气供应稳定哈密工厂项目自产气供应稳定,吉木乃工厂产量有所下滑,吉木乃工厂产量有所下滑。公司现有哈密新能源工厂、吉木乃 LNG 工厂设计产能均为 5 亿立方米/年,2020 年起哈密新能源工厂哈密新能源工厂实际LNG 生产能力已达 7 亿方/年。产量方面产量方面,2018 年以来,哈密新能源工厂产量保持稳定,每年产量维持在 7 亿方左右,2023 年上半年产量达到 3.1 亿方;吉木乃工厂吉木乃工厂受斋桑油气田逐步由天然气开采向原油开采过渡影响,产量自2020年以来持续
86、下降,目前仅生产少量天然气保障哈国民用需求。销量方面,销量方面,新疆自产气合计销量自 2020年以来出现相应下滑,2022 年合计销量为 7.8 亿方,同比下降 12.5%,2023 年上半年合计销量为 3.1 亿方,同比下降 20.5%。证券研究报告 请务必阅读正文后免责条款部分 28 当地柴油价格处于相对高位。当地柴油价格处于相对高位。公司新疆自产气可应用于汽车领域,而车用 LNG 主要根据市场情况并结合成品油的销售价格波动趋势最终定价,据 Wind 数据,截至 2023年 10 月 11 日,新疆地区柴油零售价为 9215 元/吨,处于历史相对高位,有望保障公司新疆自产气业务收入。图图
87、42:2018 年以来年以来哈密哈密工厂工厂项目自产气项目自产气生产生产供应稳定供应稳定 图图 43:2020 年以来新疆自产气合计销量有所下滑年以来新疆自产气合计销量有所下滑 资料来源:公司公告、国海证券研究所 资料来源:公司公告、国海证券研究所 注:2022 年以后销量数据用产量替代 图图 44:当前新疆地区柴油价格处于相对高位当前新疆地区柴油价格处于相对高位 资料来源:Wind、国海证券研究所 注:数据截至 2023 年 10 月 11 日 启东启东板块板块贸易周转能力持续提升,三种盈利贸易周转能力持续提升,三种盈利模式灵活调整模式灵活调整实现实现业务稳增长业务稳增长 2017 年以来公
88、司启东板块年以来公司启东板块储罐储罐项目项目不断投运不断投运,未来仍有可观增长,未来仍有可观增长。2017 年 6 月,公司首个储罐项目投产,建设 2 个 5 万方储罐,投产后周转能力达到 60 万吨/年;2018年 11 月,公司二期扩建项目投产,建成 1*16 万方储罐,投产后周转能力达到 115万吨/年;2020 年 6 月,公司三期项目投产,建成 1*16 万方储罐,投产后周转能力达到 300 万吨/年;2022 年 10 月,公司四期项目投产,建成 1*20 万方储罐;截至截至 20223.103.020202120222022H 2023
89、H哈密新能源工厂吉木乃工厂自产气(汇总)亿方3.10-25%-20%-15%-10%-5%0%024680022 2022H 2023H自产气合计销量同比增速亿方020004000600080006-0816-1117-0217-0517-0817-1118-0218-0518-0818-1119-0219-0519-0819-1120-0220-0520-0820-1121-0221-0521-0821-1122-0222-0522-0822-1123-0223-0523-08新疆柴油价格元/吨证券研究报告 请务必阅读正文后免
90、责条款部分 29 年底,公司启东板块储罐累计储量达到年底,公司启东板块储罐累计储量达到 62 万方,周转能力达到万方,周转能力达到 500 万吨万吨/年;未来年;未来五期、六期项目各五期、六期项目各计划计划建设建设 1*20 万方储罐,分别预计于万方储罐,分别预计于 2023 年年底底、2024 年底建设年底建设完成,完成,据公司据公司预计预计,届时届时启东板块累计储量达到启东板块累计储量达到 102 万方,年周转能力或达到万方,年周转能力或达到 1000万吨万吨/年。年。启东启东 LNG 接收站接收站存储及存储及周转能力周转能力持续大幅持续大幅提升。提升。2017 年至 2021 年,启东接
91、卸船舶量不断增长,分别为 12、23、25、34、42 艘,2017-2021 年 CAGR 为+36.8%,天然气贸易量同步提升,从 2017 年的 7.64 提升至 2022 年的 58.45 亿方,2017-2022 年CAGR 为+50.2%。2023 年上半年,启东天然气贸易量实现 47.57 亿方,同比上涨143.4%。图图 45:预计预计 2024 年启东板块年周转能力或达到年启东板块年周转能力或达到 1000 万吨万吨/年年 资料来源:公司官网、公司官方公众号、公司公告、国海证券研究所 图图 46:启东港口接卸数量不断上升启东港口接卸数量不断上升 图图 47:启东启东 LNG
92、贸易量持续增长贸易量持续增长 资料来源:公司公告、国海证券研究所 资料来源:公司公告、国海证券研究所 大小长协联动锁定成本优势。大小长协联动锁定成本优势。公司启东贸易板块采取长协+现货模式,拥有极具价格优势的 LNG 长协条款,可确保 LNG 采购价格远低于市场水平,有效控制上游采购成本,保障下游销售渠道的稳定供应。长协条款长协条款主要分为大、小长协两种,主要分为大、小长协两种,大长协大长协方面,方面,公司于 2019 年与道达尔气电亚洲私人有限公司签订为期十年的长协条款,约定每年供应 70 万吨天然气,协议价主要与布伦特原油价格等挂钩;小长协部分,小长协部分,2022年公司签订部分小长协作为
93、补充,大小长协合计每月进口 2 船 LNG,全年合计锁定项目名称项目名称建设标的建设标的投运时间投运时间累计储量(万方)累计储量(万方)投产后的年周转能力投产后的年周转能力一期2*5万方储罐2017年6月1060万吨/年一期扩建(二期)16万方储罐(全包容罐)2018年11月26115万吨/年三期16万方储罐2020年6月42300万吨/年四期20万方储罐2022年10月62超过500万吨/年五期20万方储罐计划2023年年底建成82超过500万吨/年六期20万方储罐计划2024年底前建成102预计达到1000万吨/年4223.5%0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%10
94、0%0554045200202021接卸船舶同比艘47.57143.4%0%20%40%60%80%100%120%140%160%0070200022 2022H2023H启东LNG贸易量同比亿方证券研究报告 请务必阅读正文后免责条款部分 30 24 船气,大小长协联动充分保障公司天然气业务的稳定供应。公司启东公司启东 LNG 接收站盈利模式经历了两个阶段:接收站盈利模式经历了两个阶段:(1)2017 年至年至 2020 年年采取内销采取内销+接卸模式。接卸模式。2017-2020
95、年,公司合理利用启东码头建设成本国内最低(折旧成本低)、海外长协采购成本低、国内周转效率最高(运营成本低)三大优势,开拓两种盈利模式:一是天然气国贸公司从海外采购 LNG,在国内进行销售后获取的贸易利差,二是接收站码头收取的接卸服务、仓储等费用。公司业务模式盈利稳定,即使 2020 年海外 LNG 价格暴跌到 3 美元/百万英热单位以下,公司启东 LNG 业务依然实现单吨净利润连续四年维持在 700-900 元/吨区间内。(2)2021 年以来年以来创新引入转口贸易创新引入转口贸易+代理接卸业务。代理接卸业务。2021 年以来,受国际诸多因素影响,海外市场 LNG 价格上涨明显,国内进口贸易利
96、润转负,公司积极把握国际市场动态,及时高效调整采购和销售策略,率先引入国际转口贸易和代接卸业务模式,并利用空闲码头提供代接卸服务,实现以利润为导向的“一气多销”模式,提升天然气业务稳定盈利能力。从海内外从海内外历史历史价差来看,价差来看,2017-2020 年,国内价格高于海外,内销利润空间为正,尤其在 2019-2020 年期间,内销利润维持在 1000-2000 元/吨,期间公司精准采取内销+接卸模式,实现天然气业务利润最大化;2021 年以来,海外气价上涨明显,内销利润快速转负,海内外倒挂现象不断加剧,于 2022 年 8 月达到巅峰,海外价格约高出14000 元/吨,此时公司选择转口贸
97、易+代理接卸,充分利用了成本优势,全面提升天然气业务的盈利水平。当前来看,海外价格仍高于国内,预计公司将持续进行转口贸易,以实现利润最大化。图图 48:2021 年以来年以来海外海外天然气天然气价格价格上涨明显上涨明显,公司引入转口,公司引入转口贸易新贸易新模式模式以提高盈利以提高盈利能力能力 资料来源:Wind、国海证券研究所 注:数据截至 2023 年 10 月 20 日 公司天然气业务营收快速公司天然气业务营收快速提升。提升。充分受益天然气业务规模扩张及业务模式多元发展,公司天然气业务自 2017 年以来营收实现持续增长,2022 年达到 344.63 亿元,2017-2022年CAGR
98、为+52.8%,天然气业务毛利保持同步上涨,2022年毛利实现71.92亿元,同比上涨 92.7%。今年以来天然气业务收入持续攀升,2023 年上半年实现营-20000-15000-50000000250002017/82018/82019/82020/82021/82022/82023/8内销利润空间(右)国内LNG市场价LNG到岸价元/吨元/吨证券研究报告 请务必阅读正文后免责条款部分 31 收 217 亿元,同比增长 100%。从国际贸易子公司盈利来看,从国际贸易子公司盈利来看,2022 年盈利提升十分显著,实现 30.1 亿元,同比
99、上涨300.5%。2023 年上半年,海外气价缩窄,子公司盈利有所回落,上半年实现 10.8 亿元,同比下降 7.3%。图图 49:公司天然气业务收入公司天然气业务收入保持可观增长保持可观增长 图图 50:天然气业务毛利实现同步上涨天然气业务毛利实现同步上涨 资料来源:Wind、国海证券研究所 资料来源:Wind、国海证券研究所 图图 51:2022 年天然气国际贸易子公司盈利提升明显,年天然气国际贸易子公司盈利提升明显,2023 年上半年同比略有回落年上半年同比略有回落 资料来源:公司公告、国海证券研究所 3.2、全球供需整体紧张格局有所缓解全球供需整体紧张格局有所缓解,当前主要矛盾在当前主
100、要矛盾在局部供应失衡局部供应失衡 近年来近年来全球天然气供需全球天然气供需维持紧平衡维持紧平衡,2022 年年呈现“总体略宽松、局部失衡严重”特呈现“总体略宽松、局部失衡严重”特征征。据 EI 数据,近十年来全球天然气供需缺口较小,多数年份缺口分布在 .0100.0%0%50%100%150%200%250%0500300350400天然气销售收入同比亿元71.9292.7%0%20%40%60%80%100%120%0070802002020212022天然气销售毛利(亿元)同比(%)6.57.530.11
101、1.710.80552020202120222022H2023H国贸子公司净利润亿元证券研究报告 请务必阅读正文后免责条款部分 32 亿方之间(供给-需求),其中 2019-2021 年平均缺口约为 256 亿方,且缺口呈持续缩小态势,2022 年受欧洲、CIS 地区需求回落以及俄乌冲突下俄罗斯管道气中断等影响,全球天然气供需双弱,格局略趋宽松,其中全球实现供给总量 40438 亿方,同比下降 0.2%,需求总量为 39413 亿方,同比下降 3.1%。近三年全球天然气资本开支不足近三年全球天然气资本开支不足,产能提升,产能提升空间有限空间有限。据 IEA 数据,2020
102、-2022 年全球天然气平均资本开支为 2490 亿美元,低于 2015-2019 年资本开支水平。其中,2022 年全球天然气资本开支为 2720 亿美元,同比增长 8.1%,仍未达到 2019 年以前水平,仅为 2015 年水平(3510 亿美元)的 77.5%,资本开支不足也反映出未来天然气产能提升空间有限。图图 52:2022 年全球天然气供需年全球天然气供需呈现“总体略宽松、局呈现“总体略宽松、局部失衡严重”特征部失衡严重”特征 图图 53:近三年全球天然气资本开支不足近三年全球天然气资本开支不足 资料来源:EI、国海证券研究所 注:红色为供给短缺年份 资料来源:IEA、国海证券研究
103、所 2023 年全球年全球天然气天然气液化装置产能增长有限,增长主要集中在液化装置产能增长有限,增长主要集中在 2025 年及以后。年及以后。2023年,全球天然气液化装置新增产能分别为 Greater Tortue Ahmeyim Phase 1 项目以及Tangguh LNG Train III 项目,我们预计合计新增液化能力为 108 亿方/年,低于 2022年的 276 亿方/年。未来液化装置新增产能主要集中在 2025 年及以后,其中,2024年预计新增液化产能约为 346 亿方/年,而 2025 年及以后新增液化产能合计达到 807亿方/年;分国别看分国别看,液化装置新增产能主要集
104、中在美国以及俄罗斯,在 2022-2027年期间,美国和俄罗斯新增液化装置产能分别约为 620 亿方/年以及 210 亿方/年。综合来看,综合来看,据 EIA 预测,考虑到美国自由港液化能力恢复,2023 年美国液化天然气出口量预计平均可达到 121 亿立方英尺/天,同比上涨 14%(约合 1251.1 亿方/年,同比增加 153.6 亿方),再结合 2023 年新增液化装置产能的释放,预计全年全球实际液化产能增加额将大于液化装置产能的增长。据据 IEA 数据,数据,2023 年全球液化天然气年全球液化天然气供应能力或将增加供应能力或将增加 230 亿方亿方/年。年。-
105、00600800200025003000350040004500供给-需求(右轴)全球天然气供给量全球天然气需求量十亿立方米十亿立方米证券研究报告 请务必阅读正文后免责条款部分 33 图图 54:预计预计 2023 年全球天然气液化装置产能仅提升约年全球天然气液化装置产能仅提升约 108 亿方亿方 资料来源:各公司官网、国海证券研究所 注:上述液化能力经过单位换算,我们假设 1 Bcm=35.3 Bcf;1 亿方=7 万吨 近年来天然气主要生产地区产量呈上涨趋势近年来天然气主要生产地区产量呈上涨趋势。据 EI 数据,2016 年以来全球天然气产量主要集中在北美、中亚以及中东地区,产量分别从 2
106、016 年的 936.0、755.1 以及 624.3 Bcm提升至2022年的1203.9、805.9以及721.3 Bcm,2016-2022年CAGR分别为+4.3%、+1.1%和+2.4%,其中产量增长最为明显的是北美地区。2022 年,北美、中亚以及中东地区产量分别占全球产量的 29.8%、19.9%以及 17.8%,同比分别变动+1.3%、-2.1%以及+0.4%。图图 55:2022 年北美年北美、中东、中东地区地区天然气产量天然气产量同比同比上涨上涨,而中亚地区有所回落,而中亚地区有所回落 资料来源:EI、国海证券研究所 02004006008000201
107、62002020212022北美地区其他美洲地区欧洲地区中亚地区中东地区非洲地区亚太地区Bcm证券研究报告 请务必阅读正文后免责条款部分 34 图图 56:2021 年全球产量分地区分布年全球产量分地区分布 图图 57:2022 年全球产量分地区分布年全球产量分地区分布 资料来源:EI、国海证券研究所 资料来源:EI、国海证券研究所 近年来近年来多数区域多数区域天然气天然气需求保持增长,需求保持增长,2022 年年有所回落,有所回落,主要地区主要地区北美北美、亚太及亚太及欧欧洲洲需求涨跌不一需求涨跌不一。据 EI 数据,2016 年以来,北美以及亚太地区需求量分别从 20
108、16年的 937.3、733.5 Bcm 提升至 2022 年的 1099.4、907.1 Bcm,2016-2022 年 CAGR分别为+2.7%、+3.6%,整体保持增长态势;其中 2022 年,北美、亚太地区需求量分别同比变动+4.7%、-2.3%,分别占全球需求量的 27.9%、23.0%。欧洲地区为全球天然气的重要市场,在 2016-2021 年期间内,需求整体保持上涨,CAGR+1.3%,但在 2022 年受高气价影响,需求有所下降,全年实现 498.8 Bcm,同比下降13.0%,在全球市场的比重也从2021年的14.1%下降至12.7%,同比下降1.4pct。图图 58:近年来
109、北美地区需求增速放缓,亚太地区有所加速近年来北美地区需求增速放缓,亚太地区有所加速 资料来源:EI、国海证券研究所 北美地区,28.5%其他美洲地区,3.9%欧洲地区,5.2%中亚地区,22.0%中东地区,17.4%非洲地区,6.4%亚太地区,16.6%北美地区,29.8%其他美洲地区,4.0%欧洲地区,5.4%中亚地区,19.9%中东地区,17.8%非洲地区,6.2%亚太地区,16.8%020040060080062002020212022北美地区其他美洲地区欧洲地区中亚地区中东地区非洲地区亚太地区Bcm证券研究报告 请务必阅读正文后免责条款部分
110、35 图图 59:2021 年全球需求量分地区分布年全球需求量分地区分布 图图 60:2022 年全球需求量分地区分布年全球需求量分地区分布 资料来源:EI、国海证券研究所 资料来源:EI、国海证券研究所 2022 年全球天然气供需格局呈现“总体略宽松、局部失衡年全球天然气供需格局呈现“总体略宽松、局部失衡严重严重”特征。”特征。受欧洲地区天然气地缘风险持续增加影响,2022 年俄罗斯通往欧洲的“北溪 2 号”天然气管道投产搁浅、“北溪 1 号”管道因 9 月底在波罗的海海域爆炸而无限期停供。而欧洲正处于本土能源生产“去化石能源”转型的关键时期,当进口管道气供应稳定性出现显著下降后,欧洲为弥补
111、俄罗斯管道气量的缺口,以高溢价吸引全球 LNG 资源加速流向欧洲,由此引发局部失衡。据 EI 数据,2022 年欧洲地区进口俄罗斯管道气从 2021 年的 166.7 Bcm 减少至 85.4 Bcm,同比减少 48.8%,接近一半。为满足其天然气需求,欧洲在全球范围抢夺 LNG资源加大 LNG 进口,2022 年实现 LNG 进口 170.2 Bcm,同比增长 58.7%,由此全球天然气市场出现区域性供需失衡,这也推升了全球气价的大幅上涨。TTF 现货价从 2022 年 6 月的 25 美元/百万英热快速提升至 8 月底的 90+美元/百万英热,JKM 也出现同样涨幅。图图 61:2022
112、年年中全球天然气市场出现区域性供需失衡,年年中全球天然气市场出现区域性供需失衡,TTF、JKM 价格价格明显上明显上涨涨 资料来源:彭博、同花顺金融、国海证券研究所 注:数据截至 2023 年 10 月 11 日 北美地区,25.8%其他美洲地区,4.1%欧洲地区,14.1%中亚地区,15.2%中东地区,13.8%非洲地区,4.1%亚太地区,22.8%北美地区,27.9%其他美洲地区,4.1%欧洲地区,12.7%中亚地区,14.0%中东地区,14.2%非洲地区,4.1%亚太地区,23.0%00708090100TTF(美元/百万英热)JKM(美元/百万英热)HH(美元/百
113、万英热)证券研究报告 请务必阅读正文后免责条款部分 36 3.3、2023 年年供给供给端端扰动扰动是是推升气价回升的主旋律推升气价回升的主旋律 今年 6 月份以来多次供给冲击推升气价回升,供给扰动成为今年国际市场波动主旋律:1 月月-5 月月,市场供给改善,消费需求相对不足,气价回落;6 月月,挪威 Nyhamna 加工厂和 OrmenLange、AastaHansteen 两大气田将减产截止时间,从 6 月下旬延长至 7 月中旬(其中 Nyhamna 加工厂减产持续时间仍不确定),导致产量分别下降 79.8Mcm/天、24.2Mcm/天以及 25.8Mcm/天,合计 129.8Mcm/天;
114、荷兰方面:据财联社信息,荷兰政府将于 10 月永久关闭格罗宁根气田,因为多年来大量开采天然气,严重破坏了矿床上方的土地稳定,导致该地区地震频发。荷兰格罗宁根气田是欧盟最大的气田,储量约 4500 亿立方米(相当于欧洲自俄罗斯年进口量的 3 倍左右),据路透社预计,格罗宁根气田 2023 年产量仅为 28 亿方(2022 年产量 45 亿方),约占 2021 年荷兰天然气产量的 15.5%,占 2021 年欧洲自产气总量的1.3%;8 月,月,雪佛龙和伍德赛德能源集团澳大利亚工厂的工人投票决定罢工,据财联社信息,截至 8 月 15 日,工会代表未能就员工薪资问题与工厂达成协议。两家公司在当地共有
115、三个 LNG 工厂,合计约占全球 10%的 LNG 出口量,而欧盟作为全球 LNG 最大买家(2022 年进口 LNG 约 1.01 亿吨),对澳洲供应端风险的担忧,也推升欧洲 TTF价格短时间内骤升;10 月,月,(1)澳洲雪佛龙工厂再次罢工;(2)巴以冲突。当地时间 10 月 7 日,巴勒斯坦伊斯兰抵抗运动组织哈马斯宣布对以色列采取军事行动,巴以冲突由此爆发。截至 9 日晚,以色利宣布全面封锁巴勒斯坦的加沙地带。出于安全考虑,以色列已指示雪佛龙公司关闭 Tamar 天然气生产平台,该平台的天然气产量每天约为 710-850万立方米,2022 年产量为 102 亿方,全国总产量为 219 亿
116、方,主要出口至埃及。据金联创分析,此次冲突对全球 LNG 市场影响较小,因为当前埃及 LNG 出口能力仅为 1220 万吨/年(2023 年预计出口量为 750 万吨,约 107 亿方,仅为欧洲天然气全部来源供应量的 2.5%,金联创数据)。证券研究报告 请务必阅读正文后免责条款部分 37 图图 62:2023 年供需偏紧,供给端冲击多次推升气价年供需偏紧,供给端冲击多次推升气价 资料来源:同花顺财经、时代周报、中国商务新闻网、国海证券研究所 注:数据截至 2023 年 10 月 25 日 未来展望:未来展望:美国市场美国市场:四季度供需偏紧下价格预计震荡上行:四季度供需偏紧下价格预计震荡上行
117、 今年以来美国市场供需双强,今年以来美国市场供需双强,天然气价格保持中位震荡运行。天然气价格保持中位震荡运行。展望四季度,供给方面,天然气钻机数量从 5 月以来持续下降,预计未来或将对生产形成制约;需求方面,冬季供暖季来临在即需求或将提升,预计四季度价格保持中位震荡偏强运行。图图 63:美国天然气现货价美国天然气现货价 图图 64:美国天然气总需求量美国天然气总需求量 资料来源:EIA、Wind、国海证券研究所 注:数据截至 2023 年 10 月 31 日 资料来源:EIA、Wind、国海证券研究所 注:数据截至 2023 年 11 月 1 日 0246810121月2月3月4月5月6月7月
118、8月9月10月11月12月200222023美元/百万英热506070809001401501月2月 3月4月5月6月7月8月9月 10月 11月 12月200222023Bcf/天证券研究报告 请务必阅读正文后免责条款部分 38 图图 65:美国天然气钻机数量美国天然气钻机数量 图图 66:美国天然气总供给量美国天然气总供给量 资料来源:EIA、Wind、国海证券研究所 注:数据截至 2023 年 11 月 3 日 资料来源:EIA、Wind、国海证券研究所 注:数据截至 2023 年 11 月 1 日 欧洲市场欧洲市场:需求
119、偏弱,价格更多反映供给端需求偏弱,价格更多反映供给端风险风险溢价溢价 今年以来,欧洲 TTF 价格保持在中位水平震荡,价格反弹多来源于供给端冲击,例如挪威气田关闭及管道检修、澳洲停产预期、巴以冲突等。基本面方面,需求基本面方面,需求方面方面,受宏观经济数据维持弱势拖累,欧洲地区天然气需求同比呈现弱势,无论是居民用气、工业用气还是发电用气,均处于历史的相对低位;供供给端方面给端方面,自产气供应波动大,今年以来挪威管道的频繁检修,导致挪威供应量在年内出现多次较大波动,而荷兰产量处于历史低位。进口气方面,当前北溪管道仍处于无限期停供状态,俄罗斯管道气出口量维持低位,北非、阿塞拜疆进口气量保持正常水平
120、,而为提前完成补库需求,欧洲在上半年加大了 LNG 进口,LNG 实际进口量为历史高位,5 月以来,随着库存逐渐接近目标水平,进口量有所下降,当前处于历史中位水平。展望四季度,展望四季度,当前欧洲库存已经达到目标水平,截至 11 月 4 日,欧盟国家天然气库存量绝对值为 1134.6 TWh,库存水平达到 99.6%,同时欧洲今年迎来异常温暖的 10月,供暖季开始时间有所推迟,以德国为例,当地温暖天气或将持续至 10 月 20 日,预计四季度欧洲地区整体用气需求将受到部分拖累,但未来冬储需求旺季来临在即,需求端仍有望支撑气价。供给方面,10 月 30 日雪佛龙发表声明,澳大利亚 Gorgon和
121、 Wheatstone 液化天然气出口设施的大多数员工投票支持薪酬协议,这意味着罢工事件暂时告一段落。考虑到供需偏弱,预计四季度天然气考虑到供需偏弱,预计四季度天然气价格震荡为主,中枢或有所回落。价格震荡为主,中枢或有所回落。虽然澳洲天然气工厂罢工风险暂时消除,但此次澳洲罢工以及巴以冲突等事件,更多反映的是供给端可能存在冲击,供给风险或将重新被市场进行计价,也打开了气价的上涨空间,未来应持续关注。05001月2月 3月4月5月6月7月8月9月 10月 11月 12月200222023部8085909551201月2月 3月4月5
122、月6月7月8月9月 10月 11月 12月200222023Bcf/天证券研究报告 请务必阅读正文后免责条款部分 39 图图 67:欧洲欧洲 TTF 现货价现货价 图图 68:欧洲主要国家居民用气欧洲主要国家居民用气 资料来源:同花顺 iFinD、国海证券研究所 注:数据截至 2023 年 11 月 6 日 资料来源:彭博、国海证券研究所 注:数据截至 2023 年 11 月 1 日 图图 69:欧洲主要国家工业用气欧洲主要国家工业用气 图图 70:欧洲主要国家发电用气欧洲主要国家发电用气 资料来源:彭博、国海证券研究所 注:数据截至 2023 年 11 月 1 日 资料
123、来源:彭博、国海证券研究所 注:数据截至 2023 年 11 月 1 日 图图 71:挪威输往西北欧气量挪威输往西北欧气量 图图 72:英国英国/荷兰输往其他欧洲地区气量荷兰输往其他欧洲地区气量 资料来源:彭博、国海证券研究所;数据截至 2023 年 11 月 6日 资料来源:彭博、国海证券研究所;数据截至 2023 年 11 月 6日 007080901001月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月2020202120222023美元/百万英热005006007008009001月2月3月4月5月6月7月8月9月 10月 11月 12月
124、200222023Mcm/d05003003501月2月 3月4月5月6月7月8月9月 10月 11月 12月200222023Mcm/d05003003501月2月3月4月5月6月7月8月9月 10月 11月 12月200222023Mcm/d05003003504001月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月2020202120222023Mcm/d05003001月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月20192
125、020202120222023Mcm/d证券研究报告 请务必阅读正文后免责条款部分 40 图图 73:俄管道气进口量俄管道气进口量 图图 74:北非管道气进口量北非管道气进口量 资料来源:彭博、国海证券研究所 注:数据截至 2023 年 11 月 4 日 资料来源:彭博、国海证券研究所 注:数据截至 2023 年 11 月 4 日 图图 75:阿塞拜疆进口量阿塞拜疆进口量 图图 76:欧洲欧洲 LNG 进口量进口量 资料来源:彭博、国海证券研究所 注:数据截至 2023 年 11 月 4 日 资料来源:彭博、国海证券研究所 注:数据截至 2023 年 11 月 4 日 0
126、05006001月2月 3月4月5月6月7月8月9月 10月 11月 12月200222023Mcm/d0204060801001201401月2月3月4月5月6月7月9月10月11月12月200222023Mcm/d055401月2月3月4月5月6月7月8月9月 10月 11月 12月202120222023Mcm/d005006001月2月3月4月5月6月7月8月9月10月 11月 12月200222023Mcm/d证券研究报告 请务必阅读正文后免责条款部分 41 图图 77:欧盟
127、国家天然气库存量绝对值欧盟国家天然气库存量绝对值 资料来源:彭博、国海证券研究所 注:数据截至 2023 年 11 月 4 日 4、煤化工业务煤化工业务:产量仍具增长空间,四季度受益国:产量仍具增长空间,四季度受益国际油价高位业务盈利预计改善际油价高位业务盈利预计改善 公司公司煤化工业务主要包括煤化工业务主要包括 LNG、甲醇、提质煤、煤焦油、乙二醇、煤焦油加氢等。、甲醇、提质煤、煤焦油、乙二醇、煤焦油加氢等。其中,其中,新能源公司主要生产煤制 LNG 和甲醇,其权益产能分别为 6.9 亿方/年和 118.8万吨/年(截至 2023 年 6 月,下同);清洁炼化公司主要生产提质煤和煤焦油,权益
128、产能分别为 510 万吨/年和 100 万吨/年;哈密环保科技公司主要生产乙二醇,权益产能为 38 万吨/年;信汇峡公司主要从事煤焦油加氢,权益产能为 20.4 万吨/年;陆友硫化工公司主要二甲基二硫和二甲基亚飒,权益产能分别为 2.6 万吨/年和 0.7 万吨/年。部分煤化工产品使用自有煤炭资源,成本优势明显。部分煤化工产品使用自有煤炭资源,成本优势明显。公司 1000 万吨/年煤炭分级提质清洁利用项目,以公司自有白石湖露天煤矿煤炭产品为原料,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投建的煤焦油
129、加氢项目的制氢气源;二是用作哈密环保“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,煤化工业务部分产品实现上下游一体化,成本优势明显。主要煤化工产品生产稳定。主要煤化工产品生产稳定。2019-2022 年期间,甲醇、煤基油品生产保持稳定,甲醇维持在 110 万吨左右,煤基油品维持在 50-60 万吨区间内。今年上半年公司开展为期20 天年度检修,导致甲醇产量有所下滑,2023 年前三季度实现产量 69.6 万吨,同比下降 15.8%,销量实现 150.1 万吨,同比上涨 85.0%;同期煤焦油产量实现 49.7 万吨,同比增长 11.6%,销量为 50.3 万吨,同比
130、上涨 7.3%。0200400600800100012001月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月2019-2021库存区间20222023TWh证券研究报告 请务必阅读正文后免责条款部分 42 图图 78:公司煤化工产能情况公司煤化工产能情况 资料来源:公司公告、国海证券研究所 注:数据截至 2023 年 6 月 图图 79:2023 年年前三季度前三季度公司主要煤化工产品销量同比上涨公司主要煤化工产品销量同比上涨 资料来源:公司公告、国海证券研究所 乙二醇产能仍在爬坡。乙二醇产能仍在爬坡。公司乙二醇项目于 2022 年 6 月投产转固,产能约在 40 万吨/年,2022 年产
131、量为 10.1 万吨,2023 年上半年产量为 4.9 万吨,预计未来产量将逐步提升。斋桑斋桑油气油气项目项目开发稳步推进,未来开发稳步推进,未来有望为盈利贡献新增长点有望为盈利贡献新增长点。公司正在积极推进哈萨克斯坦斋桑油气田的开发,该油田的原油该油田的原油 C1+C2 级地质储量为级地质储量为 25,866.70 万吨,万吨,C3 级地质储量为级地质储量为 37409.18 万吨,三级储量合计万吨,三级储量合计 63275.88 万吨万吨。公司计划于年内部署 3-5 口勘探井,对老油井采用“氮气加气溶胶”工艺进行优化,同时也在努力推进原油进口非国营手续的办理和国内销售流程的落地,以便于后续
132、的规模化开采和销售。斋桑油气田正在逐步由天然气开采向原油开采为主过渡,公司计划将斋桑油气田开发到百万吨规模。截至 10 月 13 日,新钻井的地质设计及工程设计已完成,政府备案工作也已完成,未来有望为煤化工板块贡献新盈利增长点。近年来近年来公司煤化工业务公司煤化工业务盈利提升明显。盈利提升明显。公司煤化工业务营收从 2020 年的 22.1 亿元提升至 2022 年的 87.7 亿元,2023 年上半年增长态势延续,公司煤化工业务营收实子公司名称子公司名称产品产品核定产能(万吨核定产能(万吨/年)年)权益占比权益占比权益产能(万吨权益产能(万吨/年)年)煤制LNG7(亿方)99%6.9(亿方)
133、甲醇12099%118.8提质煤510100%510煤焦油100100%100哈密环保科技公司乙二醇4095%38信汇峡公司煤焦油加氢120(一期60)34%20.4二甲基二硫4(一期1)65%2.6二甲基亚砜1(一期0.5)65%0.7清洁炼化公司陆友硫化工公司新能源公司69.6150.149.750.302040608002019A2020A2021A2022A2022Q1-32023Q1-3甲醇产量甲醇销量煤基油品产量煤基油品销量万吨证券研究报告 请务必阅读正文后免责条款部分 43 现 60.0 亿元,同比上涨 62.8%。毛利毛利方面,与营收同步增长方面,与营收同
134、步增长,2022 年煤化工板块毛利润已经达到 30.5 亿元,同比增长 45.9%,毛利率达到 34.7%。图图 80:煤化工业务营收情况煤化工业务营收情况 图图 81:煤化工业煤化工业务毛利情况务毛利情况 资料来源:Wind、国海证券研究所 资料来源:Wind、国海证券研究所 国际国际油价油价三季度以来三季度以来走强,以煤炭为原料的煤化工产品成本优势相对凸显走强,以煤炭为原料的煤化工产品成本优势相对凸显。煤化工行业和石油化工行业的部分产品有一定重合,例如公司生产的乙二醇,其生产工艺主要可分为石油制路线和煤制路线。2023 年三季度以来,国际油价持续震荡走强,以石油为原料的化工产品成本持续走高
135、,推升价格同样呈现震荡上行趋势。此时,以煤炭为原料的煤化工的产品成本优势在油价走强的情况下相对凸显,盈利也将会出现改善。若四季度油价维持高位,公司煤化工盈利预计有不错表现。图图 82:2023 年三季度以来布伦特原油价格震荡走强年三季度以来布伦特原油价格震荡走强 资料来源:Wind、国海证券研究所 5、盈利预测与评级盈利预测与评级 天然气业务:天然气业务:考虑前三季度公司天然气贸易量大幅上升,全年有望延续,预计 2023全年销量达到 102.2 亿方,未来随着储罐容量不断扩张,贸易量有望持续增长。价格方面,上半年海外需求较为疲软,天然气价格快速回落,价差缩窄,三季度价格有87.760.062.
136、8%-40%-20%0%20%40%60%80%100%120%140%00708090200222022H2023H营业收入同比亿元30.545.9%-100%0%100%200%300%400%500%0552000212022毛利同比亿元02040608000400600800020-0120-0320-0520-0720-0920-1121-0121-0321-0521-0721-0921-1122-0122-0
137、322-0522-0722-0922-1123-0123-0323-0523-0723-09乙二醇价格煤焦油价格布伦特原油期货价美元/吨美元/桶证券研究报告 请务必阅读正文后免责条款部分 44 所回升,预计下半年冬季取暖需求有望支撑气价,2023全年价格预计同比下降-34%;煤炭业务煤炭业务:考虑到白石湖煤矿提产增效效果明显,马朗矿当前已具备生产条件,预计四季度能开始生产销售,全年原煤产销量分别提升至 3010/3161 万吨,价格方面今年供需略微宽松,价格回落,预计全年煤价下调-10%;煤化工业务煤化工业务:2023 年上半年,因部分业务装置损坏产量有所下降,预计下半年恢复正常,但全年产量同
138、比略有下滑。销量方面,考虑上半年甲醇销售同比提升明显,其他煤化工销量相对稳定,预计全年煤化工销量有望提升,预计 2023 年达到 222/416万吨。价格方面,主要产品涨跌不一,新疆地区甲醇上涨明显,而煤焦油等其他产品出现不同程度降价,预计全年综合售价小幅上涨。盈利预测和投资评级:盈利预测和投资评级:考虑三季度海外气价有所回落,我们下调盈利预测,预计2023-2025 年归母净利润分别为 71.1/89.3/124.6 亿元,同比-37%/+26%/+39%;EPS分别为 1.08/1.36/1.90 元,对应当前股价 PE 为 6.84/5.45/3.91 倍。公司规划于 2025年末马朗煤
139、矿(2500 万吨/年)、东部矿区(2000 万吨/年)达产,产能空间提升大,天然气启东码头项目不断建成,公司预计 2025 年周转能力或将达到 1000 万吨/年,主业规模稳步扩张,公司未来成长空间可期,同时高股息(公司 2022-2024 年每股分红不低于 0.7 元,当前股价对应股息率 9.1%)彰显投资价值,维持“买入”评级维持“买入”评级。证券研究报告 请务必阅读正文后免责条款部分 45 图图 83:公司主要业务拆分表:公司主要业务拆分表 资料来源:Wind、国海证券研究所 2020A2020A2021A2021A2022A2022A2023E2023E2024E2024E2025E
140、2025E天然气业务天然气业务销量(亿方)销量(亿方)37.345.766.392.8114.2126.4销量同比(%)29.4%22.3%45.2%40.0%23.1%10.6%单位售价(元/方)单位售价(元/方)2.22.65.23.43.53.6价格同比(%)-15.7%16.2%100.2%-34.0%2.0%2.0%单位成本(元/方)单位成本(元/方)1.51.84.13.23.23.3成本同比(%)-17.1%19.8%131.2%-22.2%1.0%1.0%单位毛利(元/方)单位毛利(元/方)0.70.81.10.20.30.3提质煤提质煤产量(万吨)产量(万吨)330.0366
141、.5361.7408.0408.0408.0同比同比11.1%-1.3%12.8%0.0%0.0%销量(万吨)销量(万吨)363.9492.3385.9435.4435.4435.4同比同比35.3%-21.6%12.8%0.0%0.0%煤炭业务煤炭业务原煤产量(万吨)原煤产量(万吨)581.91028.92044.63010.03850.05650.0产量同比(%)6.9%76.8%98.7%47.2%27.9%46.8%原煤销量(万吨)原煤销量(万吨)679.51502.62284.43160.54042.55932.5销量同比(%)21.2%121.1%52.0%38.4%27.9%46
142、.8%产销率(%)116.8%146.0%111.7%105.0%105.0%105.0%原煤+提质煤产量(万吨)原煤+提质煤产量(万吨)911.931395.352406.303418.04258.06058.0原煤+提质煤销量(万吨)原煤+提质煤销量(万吨)1043.41994.912670.303595.94477.96367.9销量同比(%)17.3%91.2%33.9%34.7%24.5%42.2%单位售价(元/吨)单位售价(元/吨)351.54433.05569.89512.9523.2533.6均价同比(%)-3.9%23.2%31.6%-10.0%2.0%2.0%单位成本(元/
143、吨)单位成本(元/吨)273.0250.1318.0324.3330.8337.4成本同比(%)-2.2%-8.4%27.1%2.0%2.0%2.0%单位毛利(元/吨)单位毛利(元/吨)78.6182.9251.9188.6192.3196.2煤化工业务煤化工业务产量(万吨)产量(万吨)201.7217.7229.9221.9267.5267.5销量(万吨)销量(万吨)196.2216.8309.5416.1374.6374.6单位售价(元/吨)单位售价(元/吨)1127.41894.62834.92863.22920.52978.9均价同比(%)-15.3%68.1%49.6%1.0%2.0
144、%2.0%单位成本(元/吨)单位成本(元/吨)941.2930.21850.11868.61887.31906.2成本同比(%)9.5%-1.2%98.9%1.0%1.0%1.0%单位毛利(元/吨)单位毛利(元/吨)186.2964.4984.8994.61033.21072.7同比(%)-60.5%417.9%2.1%1.0%3.9%3.8%总销售收入(亿元)总销售收入(亿元)151.3248.7594.1609.1723.2881.8收入同比(%)7.8%64.3%138.9%2.5%18.7%21.9%总销售成本(亿元)总销售成本(亿元)108.7153.2424.0486.3575.4
145、685.9成本同比(%)13.4%40.9%176.8%14.7%18.3%19.2%总毛利(亿元)总毛利(亿元)42.695.5170.1122.8147.7195.9总毛利率(%)28.2%38.4%28.6%20.2%20.4%22.2%证券研究报告 请务必阅读正文后免责条款部分 46 6、风险提示风险提示 1)煤价超预期下跌风险,若煤价大幅下跌,可能会明显影响公司业绩;2)安全生产风险,公司所处的煤炭开采皆属于高风险行业,存在安全生产方面风险;3)公司矿井投产不及预期风险,公司马朗矿(2500 万吨/年)投产在即,东部矿区(2000 万吨/年)也在规划中,未来需持续关注投产进度;4)新
146、疆地区运输能力风险,未来新疆地区或将加大产地生产,外运主要采取铁路、公路多种方式,可能存在铁路运力提升不及时,制约疆煤外运风险;5)海外气价波动风险,国际天然气贸易业务是公司利润贡献的主要业务之一,当前海外供需格局局部偏紧,国际气价可能存在波动,需持续关注。证券研究报告 请务必阅读正文后免责条款部分 47 附表:广汇能源盈利预测表 证券代码:证券代码:600256 股价:股价:7.41 投资评级:投资评级:买入买入 日期:日期:2023/11/07 财务指标财务指标 2022A 2023E 2024E 2025E 每股指标与估值每股指标与估值 2022A 2023E 2024E 2025E 盈
147、利能力盈利能力 每股指标每股指标 ROE 39%22%24%28%EPS 1.73 1.08 1.36 1.90 毛利率 29%20%20%22%BVPS 4.40 4.99 5.74 6.78 期间费率 3%4%3%3%估值估值 销售净利率 19%12%12%14%P/E 5.22 6.84 5.45 3.91 成长能力成长能力 P/B 2.05 1.48 1.29 1.09 收入增长率 139%3%19%22%P/S 1.00 0.80 0.67 0.55 利润增长率 127%-37%26%39%营运能力营运能力 利润表(百万元)利润表(百万元)2022A 2023E 2024E 2025
148、E 总资产周转率 0.96 0.93 1.04 1.15 营业收入营业收入 59409 60913 72319 88180 应收账款周转率 31.03 33.70 40.00 33.90 营业成本 42398 48630 57544 68593 存货周转率 38.08 27.41 32.09 28.61 营业税金及附加 779 914 1085 1323 偿债能力偿债能力 销售费用 317 323 383 467 资产负债率 54%50%47%43%管理费用 642 895 1063 1296 流动比 0.69 0.78 0.93 1.13 财务费用 1005 1028 842 693 速动比
149、 0.49 0.57 0.70 0.88 其他费用/(-收入)397 407 484 590 营业利润营业利润 13737 8866 11134 15524 资产负债表(百万元)资产负债表(百万元)2022A 2023E 2024E 2025E 营业外净收支-6-6-6-6 现金及现金等价物 5333 9566 13142 17212 利润总额利润总额 13731 8860 11127 15518 应收款项 5650 4164 4273 6014 所得税费用 2574 1861 2337 3259 存货净额 1560 2222 2253 3082 净利润净利润 11156 6999 8791
150、12259 其他流动资产 3716 3960 4518 5122 少数股东损益-181-114-143-199 流动资产合计流动资产合计 16259 19913 24187 31430 归属于母公司净利润归属于母公司净利润 11338 7113 8934 12458 固定资产 25905 24721 23555 22422 在建工程 3832 3849 3937 4077 现金流量表(百万元)现金流量表(百万元)2022A 2023E 2024E 2025E 无形资产及其他 14128 14945 15762 16580 经营活动现金流经营活动现金流 10146 12656 11724 137
151、16 长期股权投资 1452 1763 2075 2386 净利润 11338 7113 8934 12458 资产总计资产总计 61575 65191 69516 76895 少数股东损益-181-114-143-199 短期借款 8671 7847 7024 6200 折旧摊销 1760 1629 1641 1655 应付款项 4417 6390 6717 8145 公允价值变动 9 0 0 0 预收帐款 0 0 0 0 营运资金变动-3943 3236 695-608 其他流动负债 10539 11223 12289 13427 投资活动现金流投资活动现金流 -383-1497-1541
152、-1564 流动负债合计流动负债合计 23627 25460 26030 27772 资本支出-1922-1454-1551-1646 长期借款及应付债券 7465 5465 4465 3465 长期投资-715-321-321-321 其他长期负债 1872 1872 1872 1872 其他 2255 279 331 404 长期负债合计长期负债合计 9337 7337 6337 5337 筹资活动现金流筹资活动现金流 -7815-6911-6591-8067 负债合计负债合计 32965 32797 32367 33109 债务融资-1763-2824-1824-1824 股本 6566
153、 6566 6566 6566 权益融资 0 0 0 0 股东权益 28611 32394 37149 43786 其它-6052-4087-4767-6243 负债和股东权益总计负债和股东权益总计 61575 65191 69516 76895 现金净增加额现金净增加额 1933 4233 3576 4070 资料来源:Wind 资讯、国海证券研究所 国海证券股份有限公司 国海证券研究所 请务必阅读正文后免责条款部分【化工小组介绍】【化工小组介绍】李永磊,天津大学应用化学硕士,化工行业首席分析师。7 年化工实业工作经验,8 年化工行业研究经验。【能源开采小组介绍】【能源开采小组介绍】陈晨,能
154、源开采行业首席分析师,南京大学商学院经济学硕士,7 年以上行业经验 王璇,能源开采行业分析师,上海财经大学硕士,2 年行业研究经验 【分析师承诺】【分析师承诺】陈晨,王璇,李永磊,本报告中的分析师均具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格并注册为证券分析师,以勤勉的职业态度,独立,客观的出具本报告。本报告清晰准确的反映了分析师本人的研究观点。分析师本人不曾因,不因,也将不会因本报告中的具体推荐意见或观点而直接或间接收取到任何形式的补偿。【国海证券投资评级标准】【国海证券投资评级标准】行业投资评级 推荐:行业基本面向好,行业指数领先沪深 300 指数;中性:行业基本面稳定,行业指数跟随沪深
155、300 指数;回避:行业基本面向淡,行业指数落后沪深 300 指数。股票投资评级 买入:相对沪深 300 指数涨幅 20%以上;增持:相对沪深 300 指数涨幅介于 10%20%之间;中性:相对沪深 300 指数涨幅介于-10%10%之间;卖出:相对沪深 300 指数跌幅 10%以上。【免责声明】【免责声明】本报告的风险等级定级为R3,仅供符合国海证券股份有限公司(简称“本公司”)投资者适当性管理要求的的客户(简称“客户”)使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户。客户及/或投资者应当认识到有关本报告的短信提示、电话推荐等只是研究观点的简要沟通,需以本公司的完整报告为准,本公司接受客户的
156、后续问询。本公司具有中国证监会许可的证券投资咨询业务资格。本报告中的信息均来源于公开资料及合法获得的相关内部外部报告资料,本公司对这些信息的准确性及完整性不作任何保证,不保证其中的信息已做最新变更,也不保证相关的建议不会发生任何变更。本报告所载的资料、意见及推测仅反映本公司于发布本报告当日的判断,本报告所指的证券或投资标的的价格、价值及投资收入可能会波动。在不同时期,本公司可发出与本报告所载资料、意见及推测不一致的报告。报告中的内容和意见仅供参考,在任何情况下,本报告中所表达的意见并不构成对所述证券买卖的出价和征价。本公司及其本公司员工对使用本报告及其内容所引发的任何直接或间接损失概不负责。本
157、公司或关联机构可能会持有报告中所提到的公司所发行的证券头寸并进行交易,还可能为这些公司提供或争取提供投资银行、财务顾问或者金融产品等服务。本公司在知晓范围内依法合规地履行披露义务。【风险提示】【风险提示】市场有风险,投资需谨慎。投资者不应将本报告为作出投资决策的唯一参考因素,亦不应认为本报告可以取代自己的判断。在决定投资前,如有需要,投资者务必向本公司或其他专业人士咨询并谨慎决策。在任何情况下,本报告中的国海证券股份有限公司 国海证券研究所 请务必阅读正文后免责条款部分 信息或所表述的意见均不构成对任何人的投资建议。投资者务必注意,其据此做出的任何投资决策与本公司、本公司员工或者关联机构无关。
158、若本公司以外的其他机构(以下简称“该机构”)发送本报告,则由该机构独自为此发送行为负责。通过此途径获得本报告的投资者应自行联系该机构以要求获悉更详细信息。本报告不构成本公司向该机构之客户提供的投资建议。任何形式的分享证券投资收益或者分担证券投资损失的书面或口头承诺均为无效。本公司、本公司员工或者关联机构亦不为该机构之客户因使用本报告或报告所载内容引起的任何损失承担任何责任。【郑重声明】【郑重声明】本报告版权归国海证券所有。未经本公司的明确书面特别授权或协议约定,除法律规定的情况外,任何人不得对本报告的任何内容进行发布、复制、编辑、改编、转载、播放、展示或以其他任何方式非法使用本报告的部分或者全部内容,否则均构成对本公司版权的侵害,本公司有权依法追究其法律责任。