广汇能源（600256）2023年年度董事会经营评述内容如下：

　　一、经营情况讨论与分析

　　（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。

　　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，依托丰富的资源优势，以天然气业务为主业，平衡发展煤炭和煤化工两个板块，着力在清洁能源（氢能）、碳捕集与利用、现代煤化工等方面培育新的增长点，积极构建产业链、价值链、供应链互相融合的生态体系，推动形成天然气、清洁能源（氢能）、碳捕集与利用、煤炭、煤化工五大产业协同并进的发展格局，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，重点打造传统煤化工向现代煤化工、现代煤化工向新能源和氢能“两个耦合”发展的新局面，为保障国家能源安全、满足国内日益增长的绿色能源需求做出贡献。

　　（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、驻淖企业协调保障中心及驻淖企业财务管理中心十二个职能部室，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。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，公司充沛的煤炭储量为公司煤化工业务的持续增长提供了有力支撑。

　　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生产主要采用两种方式：一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；二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：

　　◆120万吨甲醇联产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、液化等流程处理产出甲醇、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。

　　◆荒煤气综合利用年产40万吨乙二醇项目：项目主要以广汇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）等产品。

　　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；液进气出方式主要通过将LNG气化还原后进入管道。通过启通天然气管线，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。依托区位及运输通道双重优势，公司近年来除在新疆、甘肃等传统煤炭市场之外，积极开拓宁、川、渝、云、贵、鲁等地煤炭市场，进一步扩大公司的煤炭销售半径；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。

　　CCUS业务：公司首期建设10万吨/年示范项目，以广汇能源控股子公司新疆广汇新能源有限公司煤制甲醇低温甲醇洗装置高浓度二氧化碳尾气为原料，生产液体二氧化碳产品。目前，公司产品通过槽车运输的模式销售至吐哈油田三塘湖采区进行驱油。

　　

　　二、报告期内公司所处行业情况

　　能源在国民经济中具有特别重要的战略地位，而能源安全则是国家安全的重要组成部分，当前世界格局和国际秩序加速调整演变，作为世界能源消费大国，如何挖掘增产增供潜力，有效保障国家能源安全，成为我国能源发展的首要任务。国家《扩大内需战略规划纲要（2022－2035年）》中明确强调“优化建设蒙西、蒙东、陕北、山西、新疆五大煤炭供应保障基地”“推进液化天然气接收站和车船液化天然气加注站规划建设”。未来，煤炭、石油、天然气等传统能源在很长一段时间内仍将占据主导地位。

　　2023年作为实施“十四五”规划承上启下的关键之年，立足我国能源资源禀赋，深入推进能源革命，夯实化石能源兜底保障基础，着力增强能源供给弹性和韧性，有序推进能源产业现代化升级，充分发挥能源稳投资促增长的重要作用，为我国经济社会发展提供坚实的能源保障成为关键。2023年全国能源工作会议提出，我国要全力提升能源生产供应保障能力，发挥煤炭兜底保障作用，加快实施“十四五”煤炭规划，积极推进智能化煤矿核准建设，推动在建煤矿尽快投产达产，全面增强煤炭安全增产保供的能力和韧性；推动煤矿、油气田和新能源融合发展。

　　2023年，国内能源供给保障能力稳步提升，绿色低碳转型和高质量发展向纵深推进，全国能源供需总体平稳有序。我国原煤、原油、天然气产量稳步提高，经国家统计局初步核算，2023年一次能源生产总量48.3亿吨标准煤，较上年增长4.2%；工业用能整体延续增长态势，国内成品油市场需求恢复性增长，煤炭、天然气市场消费量较快增长。

　　1.天然气业务

　　天然气是一种优质、高效、清洁的低碳能源，是能源供应清洁化的最现实选择。随着我国加快推动能源结构转型，新型城镇化建设进程不断提速，天然气产业正迎来新的发展机遇。2023年以来，国家《关于进一步深化石油天然气市场体系改革提升油气安全保障能力的实施意见》和《加快油气勘探开发与新能源融合发展行动方案（2023—2025年）》等政策的出台，将有效促进天然气资源自由流动和市场竞争，助力行业高质量发展。

　　2023年，全球天然气市场缓慢复苏，供需基本面趋于宽松，库存、气温等因素影响导致全球天然气消费“底气”不足，受地缘政治和供应链风险扰动，全球主要市场天然气价格高频宽幅震荡，价格同比大幅下移。东北亚LNG全年均价16.13美元/MMBtu，同比下降52.91%。

　　国内受益于经济持续恢复向好、扩内需政策效果不断显现等因素，天然气消费恢复向好。据国家统计局、发改委公布数据，2023年国内天然气表观消费量3945.3亿立方米，同比增长7.6%。其中天然气产量2324.3亿立方米，同比增长5.6%；天然气进口量1679.58亿立方米，同比增长9.9%。国内LNG出厂均价4861.48元/吨，同比下降28.38%。

　　进入2024年，全球LNG或将进一步回归理性，价格中枢仍存下行预期。但受检修、运输、地缘政治等因素影响LNG价格或出现阶段性宽幅震荡局面。中国天然气市场具备较强的周期性增长韧性，随着国内经济景气度回升仍将支撑天然气市场持续复苏，车用需求、公共服务和发电用气仍将成为重要支撑。

　　2.煤炭业务

　　煤炭是我国的主体能源和重要工业原料。近年来，我国煤炭行业供给质量稳步提升，优质产能得到有效释放，煤炭有效发挥了“稳定器”“压舱石”的作用，长期来看煤炭仍然是我国确保能源稳定供应和产业链、供应链安全的根基。国家能源局发布的《2023年能源工作指导意见》指出，有序推进煤矿先进产能核准建设，推动在建煤矿尽快投产达产，增强煤炭增产保供能力。

　　2023年，全球煤炭产业发展及贸易流向发生深刻变化和格局重塑，亚太市场对世界煤炭贸易的拉动作用进一步显现。在全球经济增长放缓、主要资源国煤炭产量保持高位、天然气价格回归等因素共同作用下，部分国家对煤炭的需求有所回落，叠加供应相对充足、物流费用回落等因素，国际煤炭价格呈现弱势运行。2023年末，澳大利亚纽卡斯尔港5500大卡动力煤离岸价94.35美元/吨，同比下降31.38%；印尼加里曼丹港3800大卡动力煤离岸价46.8美元/吨，同比下降35.89%。

　　2023年，我国经济企稳回升，支撑煤炭需求继续增加，在煤炭保供工作推动下，煤炭产能持续释放，但整体增速同比放缓，全年煤炭产量47.1亿吨，同比增长3.4%，较去年同期收窄7.1个百分点；煤炭进口大幅增长，进口煤炭约4.74亿吨，同比增长61.8%；市场供需形势有所改善，社会主要环节存煤处于高位，煤炭价格中枢整体回落，国内煤炭秦皇岛5000大卡动力煤全年平仓均价847.57元/吨，同比下降18.79%。

　　2023年原煤产量超亿吨省份共有7个，其中，山西、陕西、内蒙古、新疆四省份原煤产量占全国的81.3%。目前，新疆已成为我国煤炭生产力西移的重要承接区和战略性储备区，在国家能源发展格局中的战略地位和作用日益凸显，2023年新疆煤炭优质产能加速释放，全区煤炭产量4.57亿吨，同比增长10.7%，增速位居主要产煤省区第一；疆煤外运突破1亿吨，已经成为全国煤炭供应新的增长极。

　　2024年我国经济持续回升将拉动能源需求增长，煤炭需求有望实现平稳增长，而供给弹性偏弱，煤炭安全生产面临一定挑战。在平衡保供和安全生产过程中，供给阶段性扰动预期仍存，不排除出现阶段性供需趋紧局面，预计国内煤炭价格在相对偏高水平波动运行。

　　3.煤化工业务

　　基于我国“富煤贫油少气”的基本国情，为缓解原油和天然气的进口压力，煤化工已成为国内化工行业的重点发展领域，正在向高端化、多元化、低碳化方向迈进，产业集聚化、园区化、基地化、规模化发展格局初步形成。国家“十四五”规划纲要提出，稳妥推进内蒙古鄂尔多斯、陕西榆林、山西晋北、新疆准东、新疆哈密等煤制油气战略基地建设，建立产能和技术储备。根据中国煤炭工业协会数据显示，截至2023年，煤制油、煤制气、煤（甲醇）制烯烃、煤制乙二醇产能分别达到931万吨/年、74.55亿立方米/年、1872万吨/年、1143万吨/年。

　　甲醇：甲醇是结构最为简单的饱和一元醇，是无色有酒精气味易挥发的液体。甲醇下游应用广泛，可用于生产烯烃、甲醛、二甲醚、冰醋酸以及溶剂、燃料等多个领域，是重要的基础化工原材料之一。其中煤（甲醇）制烯烃消费占比高达50%以上，占据绝对主力，得益于新兴材料的发展，BDO、氯化物以及碳酸二甲酯等小众下游行业，未来的需求将持续处于扩张状态。截至2023年底，我国甲醇总产能约10801万吨，同比增加6.19%；产量7877.32万吨，同比增长3.36%；进口量约1455.29万吨，同比增长19.35%；下游需求量9336.24万吨，同比增长5.82%。

　　2023年，受国家政策影响，国内甲醇供需增速有所放缓，甲醇行业处于阶段性供大于求的市场格局，全年甲醇价格先跌后涨，整体有所回落。2023年甲醇期货全年均价为2414.77元/吨，同比下降10.42%。

　　2024年国内经济增速5%的发展目标下，国内经济持续修复将为甲醇下游需求增长带来一定支撑。同时，随着部分经济体可能进入降息周期，全球经济有望逐步修复，预计2024年甲醇价格重心或将持稳运行。

　　煤焦油：煤焦油是煤干馏过程中得到的一种高芳香度的碳氢化合物的复杂混合物，中温煤焦油是由煤经中温干馏而得的油状产物，用于制液体燃料和化学工业原料等。国内中温煤焦油产能整体呈上涨趋势，随着煤焦油加氢项目的兴起，中温煤焦油也从低廉的烧火油，逐步转变为生产成品油的重要原料。截至2023年底，我国中温煤焦油总产能约1572万吨，同比增加9.02%；产量682万吨，同比下降0.73%；下游消费量769万吨，同比下降9.91%。

　　2023年国内中温煤焦油价格整体呈高开低走态势，价格同比虽有回落，但仍维持在5年内高位。隆众资讯数据显示，陕西市场（密度1.04-1.05）全年均价为3835.78元/吨，同比下降13.04%。

　　预计2024年，新疆部分装置投产，煤焦油产量将有所增加，下游加氢企业受国际油价高位震荡支撑，开工积极性或有所提升。在供需双增格局下，国内中温煤焦油价格或将以区间偏强震荡运行为主。

　　乙二醇：乙二醇是重要的化工原料和战略物资，我国约95%的乙二醇用于生产聚酯。以石油为基础原料的合成纤维约占90%，生产原料高度依赖石油资源，而我国石油对外依存度高达70%。基于我国“富煤、缺油、少气”的能源结构，开发利用煤化工保障化纤原料的供应，是保障化纤产业安全的一种有效途径。推动化纤原料多元化，实施煤基化纤原料示范工程意义重大。

　　截至2023年底，我国乙二醇总产能约2497.2万吨，同比增加15.22%；产量1345.64万吨，同比增长20.94%；进口量约714.8万吨，同比下降4.83%；下游消费量2357.56万吨，同比增长14.02%。2023年，乙二醇延续供需宽松格局，价格重心有所下移，华东乙二醇全年均价4084.42元/吨，同比下跌10%。

　　预计2024年乙二醇在原油相对高位成本支撑以及供需结构改善的基本面因素推动下，乙二醇市场价格将维持宽幅震荡运行，价格重心存小幅上行预期。

　　4.绿色能源业务

　　①二氧化碳捕集（CCUS）及驱油

　　CCUS是我国实现碳达峰、碳中和目标技术组合不可或缺的重要构成部分。近年来，我国高度重视CCUS技术发展，相关技术成熟度快速提高，系列示范项目落地运行，呈现出新技术不断涌现、效率持续提高、能耗成本逐步降低的发展态势。《“十四五”规划和2035年远景目标纲要》明确将CCUS技术作为重大示范项目进行引导支持，未来CCUS技术在我国实现碳中和目标、保障国家能源安全、促进经济社会发展全面绿色转型、推进生态文明建设的过程中将会发挥更为重要的作用。

　　二氧化碳驱油一是可以帮助煤化工企业降低碳排放，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。

　　《中国二氧化碳捕集利用与封存（CCUS）年度报告（2023）》指出，随着碳达峰碳中和“1+N”政策体系的建立，我国已发布70余项与CCUS相关的政策文件，CCUS政策体系初具雏形；并提出，“双碳”背景下CCUS技术正在被重新定位，已经成为中国碳中和技术体系的重要组成部分，是化石能源近零排放的唯一技术选择、钢铁水泥等难减排行业深度脱碳的可行技术方案、未来支撑碳循环利用的主要技术手段；预测中国CCUS减排需求到2025年约为2400万吨/年，到2060年将达到23.5亿吨/年，前景广阔。

　　②氢能

　　氢能源被誉为21世纪最清洁能源，具有元素资源丰富、储能时间长、能量质量密度大等诸多优点。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，我国氢气供应量3541万吨，其中，煤制氢占比64.6%，电解水制氢占比不足0.5%。但制氢技术正在由化石能源制氢和工业副产氢向更清洁的电解水制氢方向过渡。由于绿电成本逐步下降，电解槽技术向更适用清洁能源的质子交换膜方向迭代。未来，绿色能源电解水制氢实现与化石能源制氢平价可期。

　　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。氢能产业链以其清洁化的优势，正处于从导入期过渡到发展期的上升阶段，未来有望在诸多清洁能源的技术路线中脱颖而出，成为我国实现能源清洁化的关键环节。

　　

　　三、报告期内公司从事的业务情况

　　2023年，公司坚持以经营业绩为导向，牢牢把握市场机遇，以“构建五大产业协同发展新格局”为指引，坚持“以稳促进、以进固稳”工作基调，紧扣“凝心聚力、笃行实干、守正创新、绿色发展”工作主线，全面推动精细化管理末端融合，坚定不移地实施绿色能源发展战略，推进公司绿色、协调、可持续高质量发展。

　　报告期内，公司总资产58,563,493,722.06元，同比下降4.91%；实现营业收入61,475,131,175.08元，同比增长3.48%；归属于上市公司股东的净利润5,173,297,761.78元，同比下降54.37%；归属于上市公司股东的扣除非经常性损益的净利润为5,541,459,693.69元，同比下降49.95%；经营活动产生的现金流量净额6,597,701,021.75元，同比下降34.97%。

　　（一）天然气板块

　　2023年，在高库存、需求较为疲弱以及地缘政治影响减弱等因素的共同作用下，国际气价回落明显，受此影响，国内天然气价格承压下行。公司天然气板块紧跟市场变化，灵活调整策略，持续优化国际、国内业务。

　　1.自产气方面：报告期内，广汇新能源公司全力推进精细化管控工作，全面实施“降消耗、保质量、增效益、促安全”的质量管控模式，科学组织设备检维修，平衡发展技术攻关与创新，坚持通过技术革新助推降本减耗、提质增效，完成为期20天年度检修，受蒸汽锅炉轮检影响，实现LNG产量58,039.70万方（合计41.46万吨），同比下降19.87%。

　　2.外购气方面：紧盯LNG市场变化，合理调整长协窗口期，创新求变激发内生动力，与时俱进拓展国际市场，多元引进海外天然气资源。坚持实施“2+3”运营模式，两种输气途径（液进液出、液进气出），三种盈利方式（境内贸易、接卸服务及国际贸易），统筹安排长协、短协、现货等国际资源，做大业务规模，优化采销策略，实现公司利润最大化。

　　报告期内，广汇能源实现天然气销量合计868,426.24万方（合计615.26万吨），同比增长30.99%。

　　（二）煤炭板块

　　2023年，矿业公司坚持以“安全生产、高效管理、绿色开采、可持续发展”为核心，全力以赴做好区域煤炭稳产稳供工作，有序释放煤炭先进产能，“产、运、销、储”各环节安排井然有序；坚持以“增客户、拓区域、提质量”为目标，积极挖掘新客户需求，加速煤炭辐射区域及市场占有率；实现了公铁联发有序衔接，形成多向互济互补的煤炭发运新格局。同时，公司持续提升“智慧矿山”建设水平，不断加大新技术、新装备、新工艺投入力度，形成覆盖全矿各环节的安全屏障。报告期内，实现原煤产量2,231.29万吨，同比增长9.13%；煤炭销售总量3,099.46万吨，同比增长16.07%。

　　（三）煤化工板块

　　公司煤化工板块坚持产业链一体化协同发展，科学统筹技改攻坚和生产经营活动，着眼夯实本质安全，加强内控管理，深化双防双控，企业经营管理水平进一步提升。

　　1.广汇新能源公司

　　公司将安全环保摆在首位，科学统筹、合理施策，力保装置系统稳定；成立专项小组，聚力解决瓶颈问题；坚持降本减耗、提质增效；优化研发渠道，不断突破技术壁垒；持续强化创新内生动力，全面夯实高质量发展根基。报告期内，公司完成为期20天年度检修，受蒸汽锅炉轮检影响，实现甲醇产量91.09万吨，同比下降19.13%；实现煤化工副产品产量31.00万吨，同比下降20.35%。

　　2.广汇清洁炼化公司

　　公司坚持精细算账搞生产、降本增效促经营；不断优化运行工况，电耗、能耗指标均有下降；持续加强科技创新平台建设，积极组织科技成果转化，向科技要效益、以创新求发展。报告期内实现煤基油品产量65.02万吨，同比增长4.40%。

　　3.哈密环保

　　公司科学统筹技改攻坚和生产经营活动；全力推进技改消缺，紧盯单耗指标，狠抓节能降耗，顺利通过中国石化联合会组织的应用工业装置72小时运行考核。报告期内，实现聚酯级乙二醇产量12.58万吨，同比增长24.92%。

　　4.广汇硫化工

　　公司紧盯国际市场，积极抢占先机；多措并举，狠抓精细化管理与生产经营，注重提升装置生产运行效率，实现了原材料消耗新低，推动公司生产技术步入行业尖端水平。报告期内，实现二甲基二硫醚产量1.15万吨，同比增长3.50%。

　　5.化工销售公司

　　公司抢抓市场机遇，持续优化销售及定价策略，实现了产品的全产全销、优价销售。积极拓展进出口业务，甲醇进口业务实现“零”的突破，公司自产二甲基二硫出口量稳中有增。报告期内，实现煤化工产品销售269.65万吨，同比下降12.55%。

　　（四）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，紧跟发展趋势、超前谋划布局，重点项目取得新的突破。

　　1.在建项目

　　（1）马朗煤矿建设项目

　　项目配套设施建设已基本完成，满足目前生活、生产需要。

　　手续办理方面，2023年7月24日公司马朗煤矿取得了国家能源局产能置换批复，8月1日取得项目代码，8月14日取得哈密市自然资源局土地预审和选址意见，9月15日项目核准报告完成上会评审，并根据专家意见修改后上报；9月21日安全核准报告完成上会评审，并根据专家意见修改后上报至国家矿山安全监察局审批；环评报告受理单已报送至生态环境部，正在审批中；10月17日，自治区矿产资源储量评审中心出具关于《新疆巴里坤—伊吾县淖毛湖煤矿区马朗一号井田勘探报告》矿产资源储量评审意见的函，同意报告通过评审；11月3日取得空白区探矿权证。

　　（2）江苏南通港吕四港区LNG接收站及配套项目

　　6#20万立方米储罐：项目于2023年11月15日完成装置联调联试、干燥置换，项目竣工验收，2024年3月19日完成试生产手续办理工作。2024年4月1日公司组织预冷，4月9日预冷完成，4月10日进入试运行阶段。

　　2#泊位建设项目：工可报告已编制完成，通航评估、安全预评价、海域使用论证、海洋环评等专项报告已编制完成。其中：安全预评价已通过评审，正在向省交通局申请批复阶段；海洋环评等待上会评审阶段。

　　（3）哈萨克斯坦斋桑油气开发项目

　　2.发展绿色能源业务

　　（1）二氧化碳捕集及驱油项目

　　一期建设10万吨/年示范项目

　　该项目已于2023年3月中旬机械竣工，于3月25日顺利产出合格液态二氧化碳产品，进入试运行阶段；于9月8日通过安全生产许可证首次取证核查，并于11月6日取得哈密市应急管理局颁发的安全生产许可证，目前装置稳定运行。

　　300万吨/年CCUS项目

　　该项目已于2023年11月1日取得入园通知书，11月9日取得项目备案；11月21日取得建设用地批复；截止目前，项目已完成水土保持报告的编制工作，水资源论证、社会稳定评价报告初稿已完成，正继续开展安评、能评、职评、环评等报告的编制；项目已完成产品工艺路线、市场规模等前提条件的复核论证，12月12日项目可研已定稿，初设及详设的招标文件已完成；逐步启动各类前期手续办理。

　　（2）绿电制氢与氢能一体化示范项目

　　在“碳达峰-碳中和”的大背景下，公司依托自身企业优势，积极主动适应国内外能源产业发展新形势，启动了以“绿色革命”为主题的第二次战略转型。除已推进实施的二氧化碳捕集、封存和驱油（CCUS）项目外，公司制定了《氢能产业链发展战略规划纲要》，明确了公司今后转型的另一重点方向是加速发展氢能产业。

　　公司遵循从试点示范到规模推广再到大规模商用的规律，依托公司所在哈密淖毛湖区域氢源及应用场景优势，按照“一年起步、三年打基础、五年初具规模”的发展思路，推动氢能产业落地发展。2023-2024年为氢能产业试点示范、布局阶段，建设“绿氢+工业副产氢”+储氢+加氢站+氢能燃料重卡应用示范工程，开展氢能成本控制及氢能交通应用的示范研究；2025-2027年为氢能交通运输产业快速发展阶段，在淖毛湖地区开展氢能交通运输领域大规模替代，通过交通运输场景应用实现氢能产业的综合利用。

　　项目手续：项目备案已取得；用地手续，制加氢部分建设用地规划已办理完成；绿电部分，光伏电场用地租赁合同已签订；风电场永久用地已完成政府批复；绿电并网意见已取得；安评、稳评、灾评、雷评、职评、能评、水土保持、水资源论证等报告均已完成；环评报告，新能源部分批复已取得；排污许可证登记办理已完成；气瓶充装许可证办理政府平台已受理，目前等待评审；消防验收审查意见住建局已发起审批。

　　配套氢能重卡：10辆氢能重卡牵引车已上牌；截止本报告披露日，已投入场景使用。

　　建设进度：设计全部完成，所有设备进场安装完成，项目建设基本完成，正在收尾消缺，全厂仪表系统调试完成，全厂电讯系统施工收尾；风电线路完成；目前正在进行管线吹扫；35KV外线具备送电条件；截止本报告披露日，加氢站已接收工业副产氢气进入试运行。

　　

　　四、报告期内核心竞争力分析

　　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，综合生产成本低。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

　　新能源煤制甲醇联产LNG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，运距短，综合成本低，采用碎煤加压气化生产工艺，生产出甲醇、LNG及十种以上副产品，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。

　　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、成本低以及安全程度高的“两低一高优势”，除此之外公司所拥有的煤矿资源地处新疆东大门，且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

　　-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，但消费总量在短期内仍将稳步增长。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，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。

　　4.新能源产业兼具资源及应用场景优势

　　-氢能：①氢源资源丰富，成本优势明显：公司所属的哈密淖毛湖地区风光热资源丰富，利用风光热发电并制绿氢区域优势明显，同时公司煤化工项目副产的荒煤气中有较高含量的氢，工业制氢成本优势显著。②应用场景优势：围绕公司在哈密淖毛湖地区的矿山开发、煤炭及煤化工产品中短途运输涉及大量的矿卡、重卡，交通运输应用场景广阔。

　　-二氧化碳捕集及驱油：公司具备实施大型CCUS-EOR项目得天独厚的条件，即源汇匹配条件最佳。一是公司淖毛湖煤化工装置副产大量高浓度的二氧化碳，捕集成本低；二是公司周边油田用二氧化碳驱油可明显提高石油采收率，且距离公司碳源点直线距离仅约70公里，源汇匹配性良好，具备开展大型CCUS-EOR项目的巨大优势。

　　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。

　　

　　五、报告期内主要经营情况

　　报告期内，公司总资产58,563,493,722.06元，同比下降4.91%；实现营业收入61,475,131,175.08元，同比增长3.48%；归属于上市公司股东的净利润5,173,297,761.78元，同比下降54.37%；归属于上市公司股东的扣除非经常性损益的净利润为5,541,459,693.69元，同比下降49.95%；经营活动产生的现金流量净额6,597,701,021.75元，同比下降34.97%。

　　

　　六、公司关于公司未来发展的讨论与分析

　　(一)行业格局和趋势

　　(二)公司发展战略

　　2022年，中共中央、国务院印发《扩大内需战略规划纲要（2022－2035年）》将新疆列为全国五大煤炭供应保障基地之一，夯实煤炭煤电兜底保障基础。2023年新疆维吾尔自治区政府工作报告提出，新疆将培育壮大特色优势产业，加快打造以“八大产业集群”为支撑的现代产业体系，其中就包括与公司紧密相关的“油气生产加工、煤炭煤电煤化工、绿色矿业、新能源新材料等战略性新兴产业集群”。

　　结合能源产业发展趋势及国家相关政策分析，立足公司资源禀赋、产业现状及应用场景等优势，结合地缘政治冲突背景下国际能源供需与贸易格局的改变，能源安全战略、双碳背景下我国能源结构调整及新疆“十四五”能源规划“三基地一通道”的战略定位，以推动实现碳达峰、碳中和为契机，加快调整优化产业结构和发展结构，公司明确了2022-2027年产业发展规划。

　　2025-2027年广汇能源将继续围绕煤炭、煤化工、CCUS、氢能、天然气、启东码头等项目进行产业产能升级，进一步加强煤炭板块产、运、销、储协同；适时推进清洁能源和二氧化碳捕集与利用产业规模化发展，加快推进煤炭分质分级利用后续项目建设，建成生产安全稳定、产品品质优、市场前景好、协作紧密、环境友好的现代煤化工产业集群和新能源基地；形成天然气、煤炭、煤化工、清洁能源（氢能）、碳捕集与利用五大产业协同发展的产业格局。

　　(三)经营计划

　　展望2024年，世界宏观经济仍面临诸多风险挑战，国际能源行业将加速变革转型，但中国长期向好的基本趋势不会改变，煤炭兜底保障作用依旧显著，天然气在国内能源消费占比将持续提升。对此，公司将坚持把高质量发展作为应对变局的硬道理，坚持稳中求进、以进促稳，以保障国家能源安全为己任，积极构建产业链、价值链、供应链互相融合的生态体系，重点打造传统煤化工向现代煤化工、现代煤化工向新能源和氢能“两个耦合”发展的新局面。

　　新的一年，公司将着力在清洁能源（氢能）、碳捕集与利用、现代煤化工等方面培育新的增长点，推动形成天然气、煤炭、煤化工、清洁能源（氢能）、碳捕集与利用五大产业协同并进的发展格局。一是加快推进马朗煤矿开发建设、白石湖煤矿产能扩增和东部矿区相关手续办理，坚决完成煤炭保供和销售任务。二是强化斋桑油气田稠油项目开发力度，扩大探明储量范围，做好下游对接，为后续将原油引入国内加工销售、建立全产业链开发运行模式闯出新路径；有序推进广汇综合物流公司2#码头项目核准，完成通航评估、安评等手续办理。三是实施广汇清洁炼化公司污水扩容改造、广汇新能源公司“燃煤锅炉使用高富含油煤种效能提升技术”研究攻关、矿业公司智能矿山和广汇硫化工二甲基亚砜项目建设。四是稳步推进绿色低碳转型。抓紧完成绿电制氢及氢能一体化示范项目建设收尾工作，尽快实现制氢、加氢等装置安全稳定运行；稳步推进300万吨/年液态二氧化碳捕集项目建设前期工作。

　　(四)可能面对的风险

　　公司在生产经营过程中，积极采取各种措施规避各类风险，但在实际经营过程中仍有可能存在各类风险和不确定性因素的发生。

　　1.行业周期性风险

　　作为重要的基础能源和原料，煤炭行业已发展成为我国国民经济和社会发展的基础性产业，其与电力、钢铁、建材、化工等行业关联度较高，煤炭行业的景气度受国民经济发展周期和市场供求关系变化的影响较大。天然气行业是国民经济运行的基础性产业，其市场需求与国家宏观经济发展密切相关，经济周期的变化将影响天然气等能源的需求。如果国民经济对能源总体需求下降，将直接影响煤炭、天然气的销售。

　　2.行业监管及税费政策风险

　　政府对能源行业进行监管，其监管政策会影响公司的经营活动，且政府未来的政策变化也可能会对公司的经营产生影响。税费政策是影响公司经营的重要外部因素之一。目前政府正积极稳妥地推进税费改革，与公司经营相关的税费政策未来可能发生调整，可能对公司的经营业绩产生影响。

　　3.体制及审批风险

　　公司积极响应国家能源战略，坚持“走出去、拿回来”和“增产保供”的指导思想，率先完成了境外油气资源获取和煤炭产能核增等相关工作，完全符合国家总体政策要求和方向，但在具体实施过程中，却因无经验可循或受外部安全环境等相关因素影响，致使项审批过程中出现比预期计划有所延误。

　　4.市场竞争风险

　　煤炭行业：受国内经济需求不足、动能偏弱，各地加大安全环保治理、煤矿产能释放以及进口煤炭冲击等因素影响，导致煤炭供大于求、煤企库存上涨，价格出现较大波动，由此可能造成公司煤炭产品盈利水平下降的风险。

　　LNG行业方面：行业技术水平不断提高，竞争对手不断增多，受国际天然气价格低位震荡的影响，天然气需求增速放缓。公司将面临市场价格、产品质量、市场渠道等多方面更为激烈的市场竞争，由此可能造成公司LNG市场份额减少、盈利水平下降的风险。

　　煤化工市场：我国传统煤化工产业存在一定的产能过剩局面，随着技术水平的提高，更多竞争对手向新型煤化工领域发展，新型煤化工市场竞争将趋于激烈。

　　5.产品价格波动风险

　　公司项目陆续投产以后，产品销售包括煤炭、天然气、煤化工产品等多个能源产品，终端市场价格受全球经济及供需情况的影响而波动，走势往往难以准确判断，将会给公司的盈利能力带来较大的不确定性。

　　6.海外经营风险

　　公司在境外经营的油气业务，受项目所在国政治、法律及监管环境影响，在某些重大方面与发达国家存在差异。这些风险主要包括：政治不稳定、税收政策不稳定、汇率波动等。

　　7.汇率风险

　　公司在国内发展能源产业的同时，积极响应国家“走出去”战略，在境外开展油气开采业务，涉及货币兑换。目前国家实行以市场供求为基础、参考一揽子货币进行调节、有管理的浮动汇率制度，人民币在资本项下仍处于管制状态。人民币的币值受国内和国际经济、政治形势和货币供求关系的影响，未来人民币兑其他货币的汇率可能与现行汇率产生较大差异，可能影响公司经营成果和财务状况。

　　8.油气储量的不确定性风险

　　根据行业特点及国际惯例，公司所披露的原油和天然气储量数据均为评估数据。公司已聘请了具有国际认证资格的评估机构对公司所拥有的原油和天然气储量进行评估，但储量估计的可靠性取决于多种因素、假设和变量，其中许多因素是无法控制的，并可能随着时间的推移而出现调整。评估日期后进行的钻探、测试和开采结果也可能导致对公司的储量数据进行一定幅度的修正。

　　9.安全环保风险

　　公司从事的天然气、煤炭及煤化工等产品生产、加工和运输过程中存在不可预见的安全隐患及其他不确定因素，安全风险较高，安全管理难度较大。公司将不断完善安全管理和风险预控体系，持续抓好安全环保工作，强化红线意识，坚守底线思维。要对安全环保漏洞“零容忍”，确保安全环保工作“零事故”。

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