广汇能源20260731

广汇能源：煤炭盈利中枢上移，疆内结构优化与外购气弹性释放 摘要 ·2026H1归母净利12.5亿元，预计2026H1同比增37%-54%,核心驱动力为产品价格改善及煤炭板块盈利大幅提升。●煤炭板块2026H1利润9.12亿元(+257.65%),吨煤净利由2025年不足20元升至Q2的50-60元，7月维持在60元左右。●销售结构向疆内倾斜，疆内销量占比由2025年的34%升至2026H1的40%,疆内吨煤净利比疆外高约20元以上。●外购气业务H1亏损0.58亿元，主因Q2长协受不可抗力影响；Q3随国际LNG价差扩大至约10美元/百万英热，盈利有望显著改善。●东部矿区规划1,500万吨/年，预计2027年核准，投产后吨煤成本不高于100元，净利预期接近100元/吨。●疆煤外运北翼通道(临哈线)预计2027年完成双线改造，届时运距缩短700-900公里，运费成本将降低几十至百元。 Q&A 请介绍一下公司2026年上半年的整体经营业绩、利润构成以及与去年同期的对比情况? 2026年上半年，公司预计实现归母净利润11.1亿至13.2亿元，均值在12.4亿至12.5亿元之间，初步财务数据显示实际情况与该水平相符。利润构成方面，煤炭板块贡献利润预计为9.12亿元，煤化工板块贡献利润预计为8.09亿元，而外购气业务上半年亏损0.58亿元。这三项业务合计利润约为16.5亿元。与12.5亿元的归母净利润之间的4亿元差额，主要由两部分构成：一部分是本部费用及红汇公司的亏损、减值计提和投资损失，合计约2.7亿元；另一部分是尚处于勘探投入阶段的石油公司亏损1.35亿元，以及民用气终端站点的天然气公司亏损0.23亿元。与2025年同期相比，2026年上半年业绩预计同比增长37%至54%,增长的核心原因在于产品价格的改善。 2026年上半年公司各主要业务板块，包括煤炭、煤化工和外购气的产销量及价格表现如何? 各业务板块的具体产销及价格情况如下：煤炭板块：2026年上半年总产量为2,647.7万吨，较2025年同期的3,434万吨减少22.91%;外销量为2,532.47万吨，较2025年上半年的2,764.44万吨减少8.39%。销量的降幅远小于产量的降幅，主要是因为在2026年消化了2025年底的数百万吨库存煤，这与公司从规模驱动向质量驱动的销售策略调整有关。得益于全国煤炭市场回暖和区域富油煤供需格局改善，吨煤盈利水平稳步提升。2025年全年吨煤净利不足20元，2026年一季度提升至23元左右，二季度综合净利已达到50至60元每吨。因此，煤炭板块利润达到9.12亿元，较2025年同期的2.55亿元大幅增长257.65%。煤化工板块：甲醇上半年产量56.07万吨，与去年同期基本持平，销售均价为1,861.24元/吨，同比增长8.59%。煤焦油产量29.18万吨，同比减少7.75%,销售均价2,567.41元/吨，同比下跌8.19%。乙二醇产量13.93万吨，同比增长243.95%,销售均价3,467.98元/吨，同比下降8.88%。自产煤制LNG产量3.64亿方，同比增长5.51%,销售均价3.12元/方，同比增长1.3%。提质煤产量与去年同期基本持平，但销价有明显改善。综合来看，煤化工板块上半年实现利润8.09亿元，较2025年上半年的4.7亿元增长72.13%。外购气板块：由于二季度中东阿联酋的长协货源受不可抗力因素影响未能供应，导致产生沉没成本，该业务由2025年上半年的盈利3.19亿元转为2026年上半年的亏损0.58亿元。业务规模方面，上半年外购气量为49.65万吨，较2025年同期的75.65万吨减少34.37%。 进入2026年第三季度以来，公司煤炭、煤化工及外购气业务的最新运营态势和展望是怎样的? 进入第三季度，各业务板块的运营情况如下：煤炭业务：销量在稳步恢复，6月份外销量为350万吨，7月份预计在400万吨规模，8月份预计将达到450万至500万吨的规模。当前日均外销量已达到14至15万吨，下游需求旺盛。吨煤净利略有改善，维持在60元以上。尽管7月末对部分煤种价格进行了调降，但由于时间点和仅涉及部分品种，对整体影响不大。预计随着淖毛湖周边新建煤炭分质利用项目在9月份左右投产以及现有企业年度大修完成，下游需求将获得进一步支撑，煤炭业务的量价将维持持续改善的态势。煤化工业务：7月份整体处于大修状态，装置在7月20日前后陆续完成检修并进入开车阶段。目前所有装置均已顺利完成检修并逐步产出产品。但由于检修，7月份的产出较少，对当月利润会形成拖累。外购气业务：第三季度计划交付的两船外购气将正常进行，其中8月份的一船已经完成销售。受国际地缘政治冲突影响，国际LNG价格持续上行，预计外购气业务将带来较好的收益。下半年总计还有五船外购气，其中三季度两船，四季度三船，随着价差扩大，该业务的收益有望进一步改善。 公司目前核心在建项目的最新进展情况如何? 目前核心推进的项目主要有两项：一是油田勘探项目：西油的勘探工作正在稳步推进，四个勘探井预计在9月至10月左右完成进一步勘探。在此基础上，将完成部分区块储量的证实和探采工作。二是富油煤高质化利用改造项目：该项目为清江炼化公司的提质增效项目，整体改造完成后，生产负荷可提升40%。目前一期已改造完成，二期正在招标过程中，整体项目预计在2028年完成。同时，年产1,500万吨的煤炭分级分质利用项目的手续也在稳步推进中。 考虑到2026年上半年煤炭产量和销量同比均有所下降，但7月份销量已出现环比回升，请问公司对下半年煤炭产销量的展望如何，是否会调整全年的生产及销售目标? 2026年上半年的产销量下降有其特定原因。展望全年，公司仍将努力实现约6,000万吨的生产目标和约5,000万吨的对外销售目标。从下半年的需求形势来看，这一目标有望实现，公司的产能也能够匹配，目前白石湖矿区产能为5,000万吨，马朗矿区为1,000万吨。为完成全年目标，下半年需要完成约3,300万至3,400万吨的产量。在销量方面，上半年已完成超过2,500万吨，预计下半年维持同等水平并无难度，甚至可能因市场持续好转和区域环境改善而有所增长。与2025年同期相比，全年销量可能会略有减少，这与国内对煤炭产能的严格控制以及公司自身销售策略的调整有关，公司当前以质量驱动和效益优先为考核原则。 关于煤炭业务的盈利能力，二季度及七月份的吨煤净利水平如何?疆内与疆外销售、公路与铁路运输这两种不同销售模式下的吨煤利润是否存在显著差异? 首先需要澄清，二季度的吨煤净利为一个50至60元/吨的区间值，并非固定值，因为二季度吨煤销售价格和净利均处于爬坡过程。7月份当前的吨煤净利维持在60元/吨以下。具体数据需待正式报告披露。其次，关于不同销售模式的盈利情况，当前疆内销售的吨煤盈利要高于疆外，且从二季度来看，这一优势有扩大的趋势，主要得益于疆内销量扩大和价格提升，核心原因是区域供需格局的改善。具体来看，2025年全年5,300万吨销量中，疆内销售为1,700万吨；而2026年上半年2,500万吨销量中，疆内销售已达1,000万吨，预计全年疆内销量将远超2000万吨。疆内销售以化工原料煤为主，其吨煤售价比疆外综合售价高出30至40元/吨不等，折算后净利高出约20元/吨或更高。这背后是区域销售逻辑的变化：随着另一家主要供应商焦煤企业为保障自身长期供应而减少市场流通量，而下游以富油煤为原料的分级分质利用项目需求持续增加，且对煤价承受能力较强，导致区域内富油煤售价和盈利能力均在改善。至于公路与铁路运输，疆内销售主要通过公路就近配送，运距仅几十公里。对于疆外运输，中远距离目前均采用铁路运输，而近端可依托柳格绕柳公路及重载运输，整体差异不大。 请问公司东部矿区和马朗矿区的目前建设进度及后续规划是怎样的? 东部矿区目前正处于推进纳入规划和项目核准的前期手续办理阶段。该矿区已于2025年11月获得国家生态环境部对环评总规的批复，开发属性从“适时开发”调整为“优先开发”,具备了纳入自治区“十五五”规划的条件。目前该规划正在等待国家发改委的批复，预计近期将完成。东部矿区作为大型露天矿，符合国家和地方战略定位，预计将被纳入首批次项目。公司计划在2027年完成项目核准，并正在为此准备相关前期手续。该矿区总规首期规模为1,500万吨/年，未来计划建成千万吨级矿山，其资源总量(含空白区)超过30亿吨。由于前期部分矿建工作已完成，一旦获得核准便可迅速投产，这将是公司“十四五”期间煤炭增量的重要战略支撑，并能满足周边煤炭分质利用企业的原料煤需求。马朗矿区目前正在推进矿建验收工作，完成验收后才能推进产能核增。公司对马朗矿区的远期规划是建成3,000万吨级别以上的矿山，但具体的核增进度取决于国家批复给自治区的产能指标以及国家整体的煤炭供需情况，目前尚无明确的时间计划。 东部矿区规划从初期的1,500万吨/年最终达到5,000万吨/年的产能，是否意味着后续产能扩张仍需国家发改委的额外批准? 是的。目前矿区的总规中包含了1,500万吨/年的指标。后续若要进一步核增产能，例如达到5,000万吨/年的规模，将需要国家向地方分配更多的产能指标。当前阶段主要是在等待国家对自治区“十五五”规划的批复，待规划批复后，公司即可在规划框架内推进项目核准工作。 根据可行性研究，东部矿区和马朗矿区的吨煤成本预计在什么水平? 根据可行性研究报告，东部矿区投产前三年的吨煤完全成本预计不高于100元/吨。若以当前白石湖矿区超过60元/吨的综合吨煤净利作为参考，在同等售价下，东部矿区的吨煤净利预计可接近100元/吨。相比之下，马朗矿区当前的完全成本在140至150元/吨。其成本较高的原因是煤层倾角较大，导致剥采比提升速度相对较快。不过，马朗矿区尚处于建设早期，未来随着开采的延伸，煤炭热值预计将逐步改善，目前其热值约为5,000至5,100大卡，与勘探报告数据尚有差距。 东部矿区和马朗矿区是否均为露天开采?未来东部矿区达到5,000万吨/年产能时，是否需要结合井工开采? 两个矿区前期均为露天开采。东部矿区的总规中采用的是“露井联采”模式，即使未来争取到5,000万吨/年的产能指标，初期也全部通过露天方式开采。只有在适合露天开采的资源枯竭后，才会转向井工开采。目前讨论的产能规模均指露天开采能力，其可持续开采年限在十年以上，因此距离转入井工开采还有很长时间。 疆煤外运在什么条件下具备市场竞争力?具体来说，在环渤海港口，5,500大卡的疆煤价格达到什么水平才能实现盈利? 疆煤外运的竞争力在动态变化中。以5,500大卡的疆煤为例，运往东部地区的综合运费大致在500元/吨上下。疆煤本身的成本约为150元/吨上下。因此，当环渤海地区5,500大卡煤炭价格达到650至700元/吨时，疆煤外运便具备了盈利空间。需要注意的是，新疆地域辽阔，运距差异很大，例如从哈密地区外运与从更远地区外运至广东，运费可能相差近100元/吨。以哈密为例，当港口5,500大卡煤价达到700元/吨时，外运是肯定能够实现盈利的。 在当前国际地缘政治不稳定、能源安全战略地位提升的背景下，新疆煤炭在全国市场中的长期竞争力如何?尤其是在运输距离较远的情况下，其竞争优势和未来发展趋势是怎样的? 新疆煤炭在全国市场中是不可或缺的。从宏观层面看，国际地缘政治的长期不稳定性、贸易困境以及核心交通枢纽的波动，使得能源作为核心战略的地位日益凸显。煤炭是我国能源安全的兜底保障和压舱石，虽然“十四五”规划中煤炭和石油消费将达峰，但在达峰前国内煤炭仍有增量空间，峰值后也将维持很长的平台期。与此同时，东部和中部地区的部分落后产能及小型井工矿将逐步退出，这部分市场缺口将主要由新疆的增量来补充。这正是国家将新疆定位为国家能源资源战略保障基地，并投建疆煤外运北翼骨干通道(临哈-骨干通道)的原因。新疆煤炭的核心优势在于其资源禀赋和低生产成本，而劣势在于运输距离远。然而，随着国内需求的维持、供给区域结构的调整以及疆煤外运北翼通道等交通大动脉的建成