[中报]广汇能源(600256):广汇能源股份有限公司2022年半年度报告
原标题:广汇能源:广汇能源股份有限公司2022年半年度报告 重要提示 一、 本公司董事会、监事会及董事、监事、高级管理人员保证半年度报告内容的真实性、准确性、完整性，不存在虚假记载、误导性陈述或重大遗漏，并承担个别和连带的法律责任。 二、 公司全体董事出席董事会会议。 三、 本半年度报告未经审计。 四、 公司负责人韩士发、主管会计工作负责人马晓燕及会计机构负责人（会计主管人员）虎晓伟声明：保证半年度报告中财务报告的真实、准确、完整。 五、 董事会决议通过的本报告期利润分配预案或公积金转增股本预案 无 六、 前瞻性陈述的风险声明 √适用 □不适用 本半年度报告载有若干涉及本公司财务状况、经营成果及业务之前瞻性声明。由于相关声明所述情况之发生与否，非为本公司所能控制，这些前瞻性声明在本质上具有高度风险与不确定性。 该等前瞻性声明乃本公司对未来事件之现有预期，并非对未来业绩的保证。实际成果可能与前瞻性声明所包含的内容存在差异。 七、 是否存在被控股股东及其关联方非经营性占用资金情况 否 八、 是否存在违反规定决策程序对外提供担保的情况？ 否 九、 是否存在半数以上董事无法保证公司所披露半年度报告的真实性、准确性和完整性 否 十、 重大风险提示 公司已在本半年度报告中详述经营活动可能遇到的风险，具体参见“第三节管理层讨论与分析”之“五、其他披露事项”之“（一）可能面对的风险”部分。 十一、 其他 □适用 √不适用
第二节 公司简介和主要财务指标 一、 公司信息
二、 联系人和联系方式
三、 基本情况变更简介
四、 信息披露及备置地点变更情况简介
五、 公司股票简况
六、 其他有关资料 □适用 √不适用
(二) 主要财务指标
公司主要会计数据和财务指标的说明 □适用 √不适用 八、 境内外会计准则下会计数据差异 □适用 √不适用 九、 非经常性损益项目和金额 √适用 □不适用 单位:元 币种:人民币
将《公开发行证券的公司信息披露解释性公告第1号——非经常性损益》中列举的非经常性损益项目界定为经常性损益项目的情况说明 □适用 √不适用 十、 其他 □适用 √不适用 第三节 管理层讨论与分析 一、 报告期内公司所属行业及主营业务情况说明 （一）公司介绍 广汇能源股份有限公司（简称“广汇能源”,股票代码“600256”）创始于1994年，2000年5月在上海证券交易所上市，2012年转型为专业化的能源开发企业，是目前在国内外同时拥有“煤、油、气”三种资源的民营企业。公司依托丰富的天然气、煤炭和石油资源，建成了以液化天然气（LNG）、甲醇、煤炭、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。 广汇能源依托丰富的资源优势，现已形成天然气液化、煤炭开采、煤化工、油气勘探开发四大业务板块，是集上游煤炭开采、油气勘探生产，中游资源清洁转化高效利用，下游物流运输与终端市场于一体的大型能源上市公司。 在我国“碳达峰、碳中和”的战略背景下，公司积极推进以“绿色革命”为主题的第二次战略转型升级，围绕现有产业发展格局，集中优势力量，以天然气业务为主业，平衡发展煤炭和煤化工两个板块，加快实现成为全球领先的二氧化碳捕集封存（CCUS）及驱油企业、国内领先的氢能源全产业发展企业及传统化石能源与新型能源相结合的能源综合开发企业。 （二）经营模式 1.内控管理模式 按照《公司法》《证券法》《上市公司治理准则》及相关法律法规要求，公司结合产业布局和经营特点，建立了股东大会、董事会、监事会、经营管理层的法人治理结构，制定了健全有效的内部控制体系和制度汇编；设立了财务部、运营投资部、人力资源部、证券部、审计部、安全环保部、招投标采购中心、法律事务部、综合办公室、驻哈密办事处及驻淖企业协调保障中心十一个职能部室，明确了职责权限及运作流程。各层级间管理、监督体系横纵有序，职责清晰，关键风险点防范到位，日常业务操作管理规范。 2.采购模式 LNG业务：公司主要通过自有油气田开采、自有煤化工装置生产以及外购等方式获取天然气资源，多种方式组合保障气源供应。公司吉木乃LNG工厂气源来自公司控制的TBM公司所拥有的哈萨克斯坦斋桑油气田；哈密新能源工厂自产LNG所需原材料来自淖毛湖地区公司自有煤矿；外购气主要依托江苏南通港吕四港区LNG接收站开展LNG贸易，近年来外购气比例逐步增加。 煤化工业务：公司煤化工生产所需的原材料主要来源于自产煤炭，公司充沛的煤煤炭业务：在新疆区域拥有充足的、高质量的煤炭资源，可作为优质的原料煤和动力煤，通过规模化开采，实现自给自足和对外销售，保证内需外供。 3.生产模式 LNG业务:公司LNG生产主要采用三种方式：一是吉木乃LNG工厂所采用的，通过天然气经深冷处理后生产出LNG产品；二是哈密煤化工项目所采用的，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；三是江苏南通港吕四港区LNG接收站项目，通过海外贸易，引进海外LNG资源，进行LNG销售，通过贸易价差，实现利润。 天然气的液化及存储技术主要系将天然气冷冻至零下162℃，在饱和蒸汽压力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技术，使公司工艺技术和生产设备处于较为先进的水平。 煤化工业务： ◆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，其它装置引进了五项国际专利，经气化、净化、合成、液化等流程处理形成甲醇、LNG和副产品。在工艺技术的选择上优于国内同行业水平，是国内最大的以甲醇和LNG为主产品的现代化工企业。公司以“倡导环保理念，奉献清洁能源”为经营宗旨，在煤化工产品生产过程中积极引进国内外环保节能工艺技术，采用丹麦托普索公司湿法硫酸硫回收工艺，使硫的回收率超过99.2%；采用了中水回用、污水处理回用技术，实现了污水循环利用，减少了对原水的需求；在锅炉烟脱硫方面，采用氨法烟气脱硫技术，脱硫率大于99.8%。公司煤化工项目先进的环保节能工艺技术，不但持续保护了生态环境，也有效控制了公司煤化工产品的生产成本。 ◆1000万吨/年煤炭分级提质清洁利用项目：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。 ◆荒煤气综合利用年产 40 万吨乙二醇项目：项目主要以清洁炼化公司副产的荒煤气为原料，通过气体净化分离装置提纯获得合格的一氧化碳、氢气，再经草酸酯法生产乙二醇产品。该项目实现了对低价值荒煤气资源的最大化利用，把荒煤气转变为有效的合成气资源，实现了公司经济效益、环保效益双赢。 ◆4万吨/年二甲基二硫（DMDS）联产1万吨/年二甲基亚砜（DMSO）项目（一期规模1万吨二甲基二硫联产0.5万吨二甲基亚砜）：项目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。 煤炭业务：公司白石湖煤矿采用露天方式开采，“单斗—卡车—半固定破碎站—带式输送机”半连续开采工艺，机械化程度较高，露天开采回采率达到98%以上。公司根据《安全生产法》《矿山安全生产法》等法规制定了一系列安全生产制度，并成立了煤矿安全生产委员会。公司严格执行安全生产责任制，明确安全生产职责，层层分解安全生产管理目标，确保公司煤矿生产安全。 4.运输、销售模式 LNG业务：在自有气方面，依托自有加气站及民用管网，公司建立了完善的销售网络，一部分气源通过槽车将LNG自工厂运输至各站点，根据不同需求，实现LNG加注、CNG加注以及民用；一部分气源实现市场化销售。在外购气方面，主要包括液进液出与液进气出两种模式。其中：液进液出方式主要是通过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；液进气出方式主要是通过将LNG气化还原后进入管道。随着启通天然气管线项目以及公司LNG气化装置投入运行，在现有LNG液进液出业务量的基础上增加液进气出周转量，实现气化天然气通过管网向各燃气公司、电厂等供气。公司LNG销售的定价模式主要为：工业用气、商业服务用气结合市场供需情况由供需双方协商确定；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。 煤化工业务：公司生产的煤制油品、甲醇、乙二醇等煤化工产品主要采取客户自提和第三方物流运输的方式进行销售，目前以公路及铁路运输为主。公司煤化工产品作为大宗化工原料，客户群体定位于工业企业，主要采取向客户直接销售的模式。公司产品的销售定价策略是以市场需求为导向，结合产品成本、产品质量和市场竞争力等因素定价，追求长期合作与利润最大化。 煤炭业务：公司的煤炭销售业务主要采用直接销售模式，以铁路和公路相结合的运输方式，通过自建淖柳公路、红淖铁路及柳沟物流中转基地，降低了运输和仓储成本，具备较强的成本竞争优势。其中，红淖铁路投运后，随着逐步上货提量，有效降低了公司的煤炭运输成本，进一步扩大公司的煤炭销售半径。公司近年来在新疆、甘肃等传统煤炭市场之外，积极开拓川、渝、云、贵等地煤炭市场，并加强无烟喷吹煤及高热值动力煤销售，实现煤炭销售业务多元化，同步建立了动态的煤炭销售价格体系，实施产品差异化的定价策略，取得了稳定的经济效益。 （三）公司所处行业情况 能源是现代化的基础和动力，能源供应和安全事关我国现代化建设全局。经过多年的发展，世界能源转型已由起步蓄力阶段转向全面加速期，正在推动全球能源和工业体系加快演变重构。我国能源结构持续优化，形成了多轮驱动的供应格局。当前，世界政治、经济格局深刻调整，能源供求关系深刻变化，我国能源资源约束日益加剧，能源发展面临一系列新问题、新挑战。面对严峻复杂的国际能源形势和国内日益增长的能源保供压力，“十四五”时期我国将继续推进能源革命，加快构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系，提高能源供给保障能力。2022年以来，俄乌冲突成为全球焦点事件,对国际能源形势产生了重大影响。我国把能源安全保供放在首位，妥善应对 疫情影响和国际能源市场变化，持续加强能源产、供、储、销体系建设，多措并举增 加供应能力，有力有效支撑了经济社会发展。 （行业所涉信息摘自国家能源网、卓创资讯、中宇资讯、Wind资讯等公开资讯， 仅作参考。） 1.天然气业务 在“碳达峰、碳中和”的战略目标下，天然气作为最清洁的化石能源，在我国能 源结构转型中起到桥梁和支撑作用。在实现碳达峰的冲刺阶段，随着在工业、交通运 输业、生活用气等方面需求的不断增长，天然气行业发展空间和潜力巨大。根据国家 能源局《“十四五”现代能源体系规划》及相关机构预测，预计到 2025 年，我国天 然气消费量将达到4300-4500亿立方米，而天然气自产量仅为2300亿立方米，国内 天然气供需缺口或将持续扩大。 2022年上半年，全球主要天然气市场价格屡创新高，国际各主要天然气市场在俄 乌冲突影响下，供应紧张进一步加剧。俄乌冲突改变了欧洲能源供应结构，欧盟试图 摆脱对俄能源依赖，加大LNG进口力度，欧亚竞购进一步加剧，不断支撑LNG欧洲价 格和东北亚到岸价格上涨且刷新历史记录。美国，在俄乌冲突影响下，虽然LNG出口 保持强劲，叠加国内电力需求大幅走高，但是其产量却因气井封冻及维护恢复缓慢， 造成了供需紧张加剧。 今年以来，我国天然气市场表现出与以往截然不同的“供需两弱”局面，受国际 局势影响，国内LNG进口减量明显，天然气表观消费量基本持平，而国内天然气市场 价格却表现出非同寻常的高价行情，反常态市场行情的背后是国际、供需、成本等多 因素推动的结果。2022年上半年，我国天然气产量为1096亿立方米，同比增长4.9%； 天然气表观消费量1818.5亿立方米，同比下降0.47%。LNG进口量为5357万吨，同 比下降10.0%；天然气出口量为157.94万吨，同比增长1186.16%。 图1：中国LNG进口量及增长情况（2016-2022）图2：中国天然气月度表观消费量（2017-2022） 2.煤炭业务 全球“碳达峰、碳中和”及能源转型正在深刻影响全球地缘政治格局，俄乌冲突和地缘政治动荡改变了能源供需结构和贸易格局，进而导致全球煤炭需求仍处于增长态势。经济增长、高通胀及地缘冲突之间的结构性矛盾，不仅抬升了全球能源价格重 心，也增加了全球能源需求前景的不确定性，进而加剧了全球能源价格波动。基于我 国富煤贫油少气的资源禀赋，随着国内宏远经济的预期不断向好，在国际能源博弈和 地缘政治冲突不断加剧的背景下，煤炭依然是国家能源安全的“压舱石”，为稳定宏 观经济大盘，稳物价保民生作出贡献。 2022年上半年，随着国家保供稳价政策密集出台，在强政策调控下，原煤生产保 持较高增长水平，多地煤炭价格维持在限价合理区间运行。而受俄乌冲突影响，国际 煤炭价格大幅上涨，进口煤利润大幅倒挂，抑制国内进口。年初，国内煤炭延续供给 偏紧格局，煤炭价格整体小幅走高。3月中旬以来，受水电出力增加和疫情等影响， 叠加海外输入性通胀压力，经济增速放缓导致用电需求同比回落，整体呈现需求转弱 局面；进入六月，复工复产、天气转热，电厂补库增加，叠加化工、水泥等非电煤行 业的阶段性补库，煤炭需求进一步增加。煤炭价格整体呈现冲高回落后小幅区间震荡 走势。 在增产保供措施推动下，全国原煤产量快速增长的态势不变，日均产量连创新高。 2022年上半年，实现原煤产量21.9亿吨，同比增长11.0%；进口量1.15亿吨，同比 下降17.5%；其中，新疆原煤产量1.8亿吨，同比增长28.8%，增速较上年同期提升 23.8个百分点，高于全国17.8个百分点，“疆煤外运”2337.2万吨，同比增长78.8%。 图3：原煤产量走势图 图4：动力煤总消费量走势图 3.煤化工业务 现代煤化工是提高煤炭清洁高效利用水平，实现煤炭由单一燃料向燃料和原料并重转变的有效途径，对保障国家能源安全稳定供应具有重要的战略意义，而推动新型煤化工产业和石油代替战略，已经成为保障国家能源安全和维持经济稳健发展的重要抓手。在双碳背景下，国务院印发《“十四五”节能减排综合工作方案》中提出，原料用能不纳入国家及地方双控考核，不纳入能源消费总量控制，煤化工行业受到“能耗双控”的扰动变少，从而利好煤化工产业发展。此外，根据中国石油和化学工业联合会发布的《现代煤化工“十四五”发展指南》，国家“十四五”的发展目标是形成3000万吨/年煤制油、150亿立方米/年煤制气、1000万吨/年煤制乙二醇、100万吨/年煤制芳烃、2000万吨/年煤(甲醇)制烯烃的产业规模，煤化工仍有较大发展空间。 为此，加快布局和发展一批有质量、有水平、有效益的现代煤化工产业，将是我国现 代煤化工发展的又一难得机遇。 甲醇：2022年上半年，甲醇价格整体呈现冲高回落，高位震荡运行走势。年初受 到原油及煤炭上涨的提振，甲醇重心抬升。随着发改委对煤炭保供稳价政策作出明确 指示，煤价重心开始下移，同时国内疫情再度爆发终端需求受到压制，随后国内煤炭 施行双轨运行，甲醇在估值支撑以及弱供需博弈下宽幅震荡。 截至2022年6月底，国内甲醇装置有效产能合计9616万吨/年，同比增加50万 吨/年，同比增长0.52%；实际产量4117万吨，同比增加54万吨/年，同比增长1.33%； 进口量约为600.71万吨，同比增加17.35万吨，同比增长2.95%；国内甲醇下游消费 量约4425.35万吨，同比增长8%。 煤焦油：2022年上半年，受俄乌战争持续焦灼影响，国际油价及煤炭价格重心大 幅上移，成本面支撑明显。加之国内成品油价格连续上调，提振油品市场交投气氛， 下游加氢企业需求旺盛。而受环保等政策面影响，煤炭分质利用企业负荷相对较低， 煤焦油供应维持偏紧局面，国内中温煤焦油市场整体呈现高位偏强运行。上半年，陕 西市场均价4185.78元/吨，同比增长64.68%，新疆市场比重1以下煤焦油从年初2700 元/吨最高涨至4500元/吨，涨幅高达66.67%。 图5：甲醇产业链利润对比图 图6：中温煤焦油月度产量与价格对比图 4.其他业务 （1）铁路业务 2022年上半年，铁路相关部门坚决贯彻落实党中央、国务院关于稳住经济大盘、做好物流保通保畅工作的部署要求，充分发挥铁路在综合交通运输体系中的骨干作用，积极服务经济社会发展大局，高效统筹疫情防控和铁路运输。国家铁路货物发送量持续保持高位运行，累计发送19.46亿吨，同比增加1.02亿吨、增长5.5%；国家铁路日均装车完成17.8万车，同比增加1万车、增长5.9%；货物发送量、装卸车数、集装箱装车量、货运周转量等多项指标屡创历史新高。 作为大宗物资运输主力，铁路部门持续开展电煤保供行动，用好北煤南运、西煤东运主要通道能力，加大陕西、山西、内蒙古、新疆等主产区煤炭外运力度，浩吉、唐包、瓦日铁路煤炭运量同比分别增长49.5%、13.6%、25.6%。针对部分地区电煤供应紧张情况，国铁集团先后下达15批电煤保供调度令，对13省270余家电厂实行精准保供，解燃“煤”之急。1月至6月，国家铁路发送煤炭10.4亿吨，同比增长7.9%，其中电煤6.9亿吨、同比增长9.1%。 （2）绿色能源业务 ①二氧化碳捕集（CCUS）及驱油 CCUS是实现碳中和目标的重要技术组合，是目前化石能源实现低碳化的重要技术选择。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)》，截至2020年底，我国己投运或建设中的CCUS示范项目约40个，碳捕集能力达 300 万吨/年。项目主要以石油、煤化工、电力行业小规模捕集驱油示范为主，重点开发二氧化碳驱油提高石油采收率项目。 二氧化碳驱油一是可以帮助煤化工排放企业降低碳排放，腾出环境容量指标；二是可以提高区域油气田的油气采收率，实现油田增产增效的同时保障国家能源安全；三是可以替代现有的水驱工艺，实现节水，生态效益显著。 2021年中国政府做出应对气候变化承诺：到2030年单位国内生产总值二氧化碳排放量比2005年下降60%-65%。同时，2022年2月，国家发改委、能源局下发《关于完善能源绿色低碳转型体系机制和政策措施的意见》，提出加强 CCUS 技术推广示范，扩大二氧化碳驱油计划应用，探索利用油气开采形成地下空间封存二氧化碳。在此背景下，随着碳捕集技术的成熟、成本的下降以及国家相关政策的支持，CCUS产业将迎来快速发展。 ②氢能 氢能是一种清洁、高效、安全、可持续的二次能源，可通过多种途径获取，同时氢能的应用可以广泛渗透到传统能源的各个方面，包括交通运输、工业燃料、发电等各领域的大规模深度减碳。氢能一直被视为全球能源向可持续发展转型的主要路径之一，氢能的利用符合我国碳减排大战略，同时有利于解决我国能源安全问题。 当前，传统化石能源制氢仍是主要制氢方式，占全球氢气产量的78%以上，但低碳制氢取代传统能源制氢的速度正在加快，包括“蓝氢”和“绿氢”在内的低碳制氢技术快速发展，全球各大能源公司多倾向将化石能源制氢和副产氢配备碳捕集、封存及利用技术（CCUS）作为向“绿氢”过渡阶段的主要制氢技术，在全球节能减排大背景下，“可再生能源+氢能”替代化石能源成为能源变革的重要方向。 按照发改委出台的《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，到2025年，形成较为完善的氢能产业发展制度政策环境，初步建立以工业副产氢和可再生能源制氢就近利用为主的氢能供应体系。燃料电池车辆保有量约5万辆，部署建设一批加氢站。可再生能源制氢量达到 10-20 万吨/年，成为新增氢能消费的重要组成部分，实现二氧化碳减排100-200万吨/年。再经过5年的发展，到2030年，形成较为完备的氢能产业技术创新体系、清洁能源制氢及供应体系，产业布局合理有序，可再生能源制氢广泛应用，有力支撑碳达峰目标实现。到 2035 年，形成氢能产业体系，构建涵盖交通、储能、工业等领域的多元氢能应用生态。可再生能源制氢在终端能源消费中的比重明显提升，对能源绿色转型发展将起到重要支撑作用。 二、 报告期内核心竞争力分析 √适用 □不适用 1．充足的、低成本、高质量的能源资源储备优势 公司立足新疆本土及中亚，面向全球，获取丰富的煤炭、石油和天然气资源。在哈密地区拥有丰富的煤炭资源，为公司煤化工项目提供了坚实的原料保障；在哈萨克斯坦共和国境内已获取丰富的油气资源储备。 公司拥有的煤、油、气资源类比同行业呈现出数量充足、优质稀缺、成本低廉的优势。 ●天然气：自产气方面，哈密煤化工工厂所产LNG来源煤制甲醇项目副产品，综合生产成本低；吉木乃工厂的气源来自公司自有的哈萨克斯坦斋桑油气田，气源价格根据国际协议事先锁定，生产成本可控。外购气方面，公司拥有竞争力较强的长协气源，价格优势明显。 ●煤化工 哈密煤化工项目：生产原料煤主要来自公司自有的坑口煤矿，以露天开采方式，自给自足，成本低，运距短，采用碎煤加压气化生产工艺，生产出甲醇、LNG及九种以上副产品，组合经济效益较大。 清洁炼化项目：项目是对淖毛湖煤炭资源进行分级提质、综合利用，建立“煤-化-油”的生产模式，主要产品为煤焦油及提质煤。其副产的荒煤气一是用作信汇峡公司投建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。提质煤除广泛用于铁合金、电石、合成氨等行业外，还用于高炉喷吹、制作活性炭、吸油剂、脱硝剂及民用燃料等领域。 乙二醇项目：项目首次将“WHB合成气制乙二醇技术”应用于荒煤气制乙二醇，年可有效利用荒煤气 30 亿方，有效节省标煤 60 万吨，每年可直接减排二氧化碳 60万吨，间接减排二氧化碳170万吨，对促进节能减排，推进生态环境绿色发展，具有良好的示范效应和重要的社会效应。 硫化工项目：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），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。产品利用率高，成本低，出产精细有机硫化工产品，广泛供应于石油、化工、医药、电子、合成纤维、塑料、印染等行业，市场前景好，具有较强的产品竞争能力。 ●煤炭：公司拥有的煤炭项目总体呈现开采难度低、成本低的双低优势。公司同步自建淖柳公路、红淖铁路及柳沟物流中转基地，大大降低运输和仓储成本，具有较强的成本竞争优势。 2．需求巨大的能源市场空间 基于国家对新疆建设大型油气生产加工和储备基地、煤炭煤电煤化工基地、新能源基地及国家能源陆上大通道（“三基地一通道”）的战略定位，公司有序发展现代煤化工产业，大力推动煤炭清洁高效利用，积极推进二氧化碳捕集、管输及驱油一体化项目和风间光伏发电制氢项目，进一步优化能源结构，推动能源绿色发展。 ●天然气：天然气具有生产、运输、使用方便，安全性好等优点。目前，国内政策已明确要求充分发挥天然气清洁资源优势，提高其在一次能源消费中的比重，公司将产品定位于“西气东输”和“海气上岸”的服务和补充，与国内石油天然气大型企业采取错位竞争的方式扩大市场占有率。 ●煤炭及煤化工：随着能源结构不断调整，煤炭在国家一次能源结构的比例或逐步下降，但总量因市场所需稳步提升。煤制油、气、烯烃为代表的新兴煤化工产业大量涌现，煤炭由燃料为主向燃料、原料并重转变，呈现出多元化的利用方式，在我国能源的可持续利用发展中扮演着举足轻重的角色。 ●石油：石油堪称为“工业的血液”,在工业生产中发挥着重要的作用。由于我国石油消费需求依然保持较快增长，石油大量依赖进口,对外依存度不断提高，未来中国的石油总需求量依然强劲。 3．完整、配套的能源全产业链供应优势 公司具备从上游资源勘探开发、中游资源加工转换和物流中转运输，直至下游终端市场销售的完整、配套的全产业链供应格局。产业链的上游主要包括：对疆内煤炭、境外油气等资源的权属获取、勘探、开采；中游主要包括加工转换和物流中转运输（铁路、公路、油气管网、物流基地、中转码头），将原有物流业务与能源产业发展相结合，采用复合供应模式，扩大市场占有率；下游主要包括终端市场销售网络（城市管网建设、LNG、L-CNG加注站等）建设，为公司能源产业链持续盈利提供了重要保证。 同时，公司基于现有产业发展格局，集中优势力量，为发展新型绿色能源业务可提供优势叠加的“四个场景”，即最佳的原料供应场景、最佳的生产制造场景、最佳的市场需求场景、最佳的终端应用场景。 公司以上具有的独特优势决定了企业自身无法复制、难以超越的核心竞争力，为公司能源开发产业持续稳定发展提供了坚实基础。 三、 经营情况的讨论与分析 报告期内，公司坚持以经营业绩为导向，守牢安全红线和环保底线，紧抓市场机遇，灵活调整销售策略，产品产销量及价格上涨共振，极大增强了公司的盈利能力。 同时，公司坚持以创新突破谋发展，积极推进以“绿色革命”为主题的第二次战略转型，报告期内，首期10万吨/年二氧化碳捕集与利用示范项目已开工建设，荒煤气综合利用年产40万吨乙二醇项目正式投产转固，提高了公司的综合竞争力。 报告期内，公司总资产62,867,728,432.42元，同比增长5.29%；实现营业收入21,321,080,752.18 元，同比增长 111.45%；归属于上市公司股东的净利润5,130,512,521.06元，同比增长264.62%；归属于上市公司股东的扣除非经常性损益 的净利润为5,096,488,800.24元，同比增长260.90%；经营活动产生的现金流量净额 6,327,664,663.46元，同比增长175.83%。 （一）天然气板块 图7：天然气产业及市场布局示意图 2022年上半年，全球天然气产能恢复不及预期，供应紧张，国际天然气价格高位 震荡，推动国内天然气价格屡创新高，公司天然气板块紧抓国际天然气价差逐步拉大 的有利时机，积极开展LNG贸易业务，同步引入码头代接卸服务，盈利能力稳步提升。 报告期内，天然气板块具体生产运营情况如下： 图8：天然气板块产业链 1.自产气方面：报告期内，哈密新能源公司全面实施精细化管理工作，不断提高科技创新力度，着力优化装置系统运行条件，大力提升装置产能，实现经济效益、社会效益与生态环境效益的协调发展，实现LNG产量38,623.50万方（合计27.59万吨），同比增长4.82%。
（三）煤化工板块 图11：产品市场分布情况 2022年上半年，俄乌战争导致石油和天然气供给进一步恶化，欧洲天然气化工产 业面临原料短缺等问题，从而需求煤炭替代，导致煤化工产品价格维持高位震荡。公 司煤化工板块持续产业链一体化协同发展，坚持强化安全生产管理、不断提升装置运 行质量，紧抓市场良好机遇，实现利润最大化。报告期内，煤化工板块具体生产经营 情况如下： 图12：煤化工板块产业链 1.哈密新能源公司 公司精益求精、创新提质，多措并举稳定气化炉运行工况，保持日均 13 台气化炉在线；积极做好疫情防控工作的同时抢抓能源行业发展新机遇，持续优化生产系统，动态调整生产负荷，确保装置稳定运行；立足新形势，持续加强节能管理，全力推进节能技改项目，原料单耗创历史新低；全力压实压紧安全环保主体责任，严守底线、
（四）铁路板块 图13：红淖铁路平面示意图 公司不断优化货运组织，提前对接、加强协调，最大限度提高请车达成率。积极 组织上货，合理安排取送车计划，保证各装车点不间断装车，在车辆解体、编组、检 修、线路优化等环节综合施策，全力提高车辆利用率，增加货运量。报告期内，在兰 新线检修50余天的情况下，公司实现装车1496列，实现运量506.3万吨，同比下降 3.39%。 图14：铁路请车流程图 （五）加强项目前期管理，提高管理质量，科学把控建设节奏 报告期内，公司围绕生产运行和项目建设两条主线做好各项重点工作，加强项目全流程管理，同时积极响应防疫管控要求，精准有序采取系列防疫举措，确保后续各项工作安全平稳推进。 1.在建项目 （1）江苏南通港吕四港区LNG接收站及配套项目 5#20万立方米储罐：已完成储罐内罐施工，内罐进水完成50%。 6#20万立方米储罐：承台浇筑完成，正在进行第一层混凝土管壁钢筋绑扎，施工进度完成42%。 2#泊位投建项目：工艺设计方面正在开展陆域管廊布局设计。手续办理方面完成安全预评价初稿，正在开展海域使用论证、海洋环评、职业病预评价、社会稳定性评价报告编制等工作。 （2）哈萨克斯坦斋桑油气开发项目 目前项目区块仍主要处于稠油试采阶段，天然气正常生产并已产生稳定的现金流。 现有总井数54口，其中：油井29口，气井25口。报告期内，安徽光大完成2022年斋桑油气田稠油项目开发方案，正在按照该方案有序推进。 2.发展绿色能源业务 （1）二氧化碳捕集及驱油项目 公司依托自身企业特点，结合新疆区位优势，设立全资子公司广汇碳科技公司，在哈密淖毛湖地区整体规划建设300万吨/年二氧化碳捕集、管输及驱油一体化项目，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。该项目已完成可行性研究报告的编制，取得《伊吾县企业投资项目登记备案证》，完成了《建设项目环境影响登记表》的备案，同时，与新疆区域具有二氧化碳驱油需求的油田单位签署了《二氧化碳产品合作框架协议》。（具体内容详见公司2021-046、106及121号公告） 报告期内，该项目已完成项目备案、用地规划许可证、工程规划许可证等相关手续的办理及主要设备的采购，已正式开工建设，标志着我区东疆范围内首个 CCUS 项目启动。（具体内容详见公司2022-014号公告） （2）氢能项目 报告期内，公司披露了《广汇能源股份有限公司氢能产业链发展战略规划纲要(2022-2030年)》。本纲要规划期限为2022-2030年，是公司今后一个时期向绿色新能源转型发展的指导性文件，是公司氢能产业链具体项目行动计划制定的基础依据。 同时，公司加入了以国网新疆电力有限公司牵头的新疆维吾尔自治区科技厅“区域综合能源系统的绿能协同技术及应用研究”重大科技专项小组，并签订了《项目合作协议书》，开启了制氢成本控制及交通领域碳减排应用效果的研究。 广汇氢能源产业链规划将充分发挥氢能同时具备能源供应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。应用端逐步实现在淖毛湖地区的三个替代： 用氢能重卡替代淖毛湖地区营运重卡，实现交通用能替代。 用“绿电”替代工业园区内企业生产用电，实现绿色电力替代。 用“绿氢”替代淖毛湖地区化工项目“灰氢”，实现化工用氢替代。
营业成本变动原因说明：营业成本较上年同期增长99.03%，主要系公司报告期内①启东LNG采购量增加及采购价格上涨所致；②煤炭产销量增加所致。 销售费用变动原因说明：销售费用较上年同期降低 5.44%，主要系本期职工薪酬及折旧费用减少所致。 管理费用变动原因说明：管理费用较上年同期增长56.90%，主要系本期职工薪酬、折旧费及中介咨询费增加所致。 财务费用变动原因说明：财务费用较上年同期降低17.87%，主要系本期汇率变动致汇兑收益增加所致。 研发费用变动原因说明：研发费用较上年同期增长91.41%，主要系本期公司对炭化炉工艺优化研究及应用项目和低温热解提质煤化工污水处理工艺等项目研发费用增加所致。 经营活动产生的现金流量净额变动原因说明：经营活动产生的现金流量净额较上年同期增长175.83%，主要系报告期内①主营产品销量、销售价格增加及增值税留抵退税增加所致；②支付LNG采购款及各项税费增加所致。 投资活动产生的现金流量净额变动原因说明：投资活动产生的现金流量净额较上年同期增长51.63%，主要系上年同期哈密环保乙二醇工程项目购建固定资产支出影响所致。 筹资活动产生的现金流量净额变动原因说明：筹资活动产生的现金流量净额较上年同期降低4218.35%，主要系本期支付2021年现金红利款所致。
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