廣匯能源2023年半年度董事會經營評述（）2023年半年度董事會經營評述內容如下：一、報告期內公司所屬行業及主營業務情況說明（一）公司介紹廣匯能源股份有限公司（簡稱“廣匯能源”,股票代碼“600256”）創始于1994年，2000年5月在上海證券交易所上市，2023年轉型為專業化的能源開發企業，是目前在國內外同時擁有“煤、油、氣”三種資源的民營企業。公司依托豐富的天然氣、煤炭和石油資源，建成了以液化天然氣（LNG）、甲醇、煤炭、煤焦油、乙二醇為主要產品，以煤化工產業鏈為核心，以能源物流為支撐的綜合能源產業體系。在“雙碳”經濟背景下，公司緊跟國家能源結構調整步伐，依托豐富的資源優勢，積極推進以“綠色革命”為主題的第二次戰略轉型，推動形成天然氣、煤炭、煤化工、清潔能源（氫能）、碳捕集與利用協同發展的五大產業格局，加快實現成為傳統化石能源與新型能源相結合的能源綜合開發企業。（二）經營模式1.內控管理模式按照《公司法》《證券法》《上市公司治理準則》及相關法律法規要求，公司結合產業布局和經營特點，建立了股東大會、董事會、監事會、經營管理層的法人治理結構，制定了健全有效的內部控制體系和制度匯編；設立了財務部、運營投資部、人力資源部、證券部、審計部、安全環保部、招投標采購中心、法律事務部、綜合辦公室、駐哈密辦事處及駐淖企業協調保障中心十一個職能部室，明確了職責權限及運作流程。各層級間管理、監督體系橫縱有序，職責清晰，關鍵風險點防范到位，日常業務操作管理規范。2.采購模式LNG業務：公司主要通過自有油氣田開采、自有煤化工裝置生產以及外購等方式獲取天然氣資源，多種方式組合保障氣源供應。公司吉木乃LNG工廠氣源來自公司控股的TBM所擁有的哈薩克斯坦齋桑油氣田；哈密新能源工廠自產LNG所需原材料來自淖毛湖地區公司自有煤礦；外購氣主要依托江蘇南通港呂四港區LNG接收站開展LNG貿易，近年來外購氣比例逐步增加。煤炭業務：在新疆區域擁有充足的、高質量的煤炭資源，可作為優質的化工原料煤和動力煤，通過規模化開采，實現自給自足和對外銷售，保證內需外供。3.生產模式LNG業務：公司LNG生產主要采用三種方式：一是吉木乃LNG工廠所采用的，通過天然氣經深冷處理后生產出LNG產品；二是哈密煤化工項目所采用的，以煤炭為原料，經碎煤加壓氣化使煤轉化為天然氣，再通過液化處理形成煤制LNG產品；三是江蘇南通港呂四港區LNG接收站項目，通過海外貿易，引進海外LNG資源，進行LNG銷售，通過貿易價差，實現利潤。天然氣的液化及存儲技術主要系將天然氣冷凍至零下162℃，在飽和蒸汽壓力接近常壓的情況下進行儲存，其儲存容積可減少至氣態下的1/625、公司引進了德國林德公司的混合冷劑循環技術，使公司工藝技術和生產設備處于較為先進的水平。煤化工業務：120萬噸甲醇聯產7億方LNG項目：項目以煤炭為原料，主裝置采用了魯奇碎煤加壓氣化技術和魯奇低溫甲醇洗技術，其它裝置引進了五項國際專利，經氣化、凈化、合成、液化等流程處理產出甲醇、LNG和副產品。在工藝技術的選擇上優于國內同行業水平，是國內最大的以甲醇和LNG為主要產品的現代煤化工企業。公司以“倡導環保理念，奉獻清潔能源”為經營宗旨，在煤化工產品生產過程中積極引進國內外環保節能工藝技術，采用丹麥托普索公司濕法硫酸硫回收工藝，使硫的回收率超過99.2%；采用了中水回用、污水處理回用技術，實現了污水循環利用，減少了對原水的需求；在鍋爐煙脫硫方面，采用氨法煙氣脫硫技術，脫硫率大于99.8%。公司煤化工項目先進的環保節能工藝技術，不但持續保護了生態環境，也有效控制了公司煤化工產品的生產成本。1000萬噸/年煤炭分級提質清潔利用項目：項目以公司自有白石湖露天煤礦煤炭產品為原料，主要生產工藝是對塊煤進行分級提質、綜合利用，建立“煤-化-油”的生產模式，即塊煤經過干餾生產提質煤和煤焦油。其副產荒煤氣一是用作信匯峽公司投建的煤焦油加氫項目的制氫氣源；二是用作哈密環保“荒煤氣綜合利用年產40萬噸乙二醇項目”生產乙二醇，實現資源綜合利用。荒煤氣綜合利用年產40萬噸乙二醇項目：項目主要以廣匯清潔煉化公司副產的荒煤氣為原料，通過氣體凈化分離裝置提純獲得合格的一氧化碳、氫氣，再經草酸酯法生產乙二醇產品。該項目實現了對低價值荒煤氣資源的最大化利用，把荒煤氣轉變為有效的合成氣資源，實現了公司經濟效益、環保效益雙贏。4萬噸/年二甲基二硫（DMDS）聯產1萬噸/年二甲基亞砜（DMSO）項目（一期規模1萬噸二甲基二硫聯產0.5萬噸二甲基亞砜）：項目采用國內首創的甲硫醇硫化法生產二甲基二硫（DMDS）聯產二甲基亞砜（DMSO），主要以公司哈密煤化工工廠供應的甲醇、尾氣硫化氫等為原料，產出二甲基二硫（DMDS）和二甲基亞砜（DMSO）產品。煤炭業務：公司白石湖煤礦采用露天方式開采，“單斗—卡車—半固定破碎站—帶式輸送機”半連續開采工藝，機械化程度較高，露天開采回采率達到98%以上。公司根據《安全生產法》《礦山安全生產法》等法規制定了一系列安全生產制度，并成立了煤礦安全生產委員會。公司嚴格執行安全生產責任制，明確安全生產職責，層層分解安全生產管理目標，確保公司煤礦生產安全。4.運輸、銷售模式LNG業務：在自有氣方面，依托自有加氣站及民用管網，公司建立了完善的銷售網絡，根據不同需求，一部分氣源通過槽車將LNG自工廠運輸至各加氣站點，實現LNG加注、CNG加注以及民用；一部分氣源直接市場化銷售。在外購氣方面，主要包括液進液出與液進氣出兩種模式。其中：液進液出方式主要是通過LNG槽車運輸，運至包括LNG氣化站、分布式LNG瓶組站以及加注站等終端供應站，滿足汽車用氣、工業用氣和民用氣的需求；液進氣出方式主要是通過將LNG氣化還原后進入管道。隨著啟通天然氣管線與國家西氣東輸管線連接，以及后期與江蘇省沿江管線連接，實現氣化天然氣通過管網向各燃氣公司、電廠等供氣。公司LNG銷售的定價模式主要為：工業用氣、商業服務用氣結合市場供需情況由供需雙方協商確定；車用LNG主要根據市場情況并結合成品油的銷售價格波動綜合定價。煤化工業務：公司生產的煤制油品、甲醇、乙二醇等煤化工產品主要采取客戶自提和第三方物流運輸的方式進行銷售，目前以公路及鐵路運輸為主。公司煤化工產品作為大宗化工原料，客戶群體定位于工業企業，主要采取向客戶直接銷售的模式。公司產品的銷售定價策略是以市場需求為導向，結合產品成本、產品質量和市場競爭力等因素定價，追求長期合作與利潤最大化。煤炭業務：公司的煤炭銷售業務主要采用直銷模式，以鐵路和公路相結合的運輸方式，通過自建淖柳公路、紅淖鐵路及柳溝物流中轉基地，降低了運輸和倉儲成本，具備較強的成本競爭優勢。其中，紅淖鐵路投運后，隨著逐步上貨提量，有效降低了公司的煤炭運輸成本，進一步擴大公司的煤炭銷售半徑。公司近年來在新疆、甘肅等傳統煤炭市場之外，積極開拓寧、川、渝、云、貴等地煤炭市場，并加強無煙噴吹煤及高熱值動力煤銷售，實現煤炭銷售業務多元化，同步建立了動態的煤炭銷售價格體系，實施產品差異化的定價策略，取得了穩定的經濟效益。（三）公司所處行業情況能源是人類社會賴以生存和發展的物質基礎和強大動力，在國民經濟中具有非常關鍵的戰略地位。當前世界格局和國際秩序加速調整演變，作為世界最大的能源消費國，如何挖掘增產增供潛力，有效保障國家能源安全，成為我國能源發展的首要任務。國家《擴大內需戰略規劃綱要（2023－2035年）》中明確強調“優化建設蒙西、蒙東、陜北、山西、新疆五大煤炭供應保障基地”，“推進液化天然氣接收站和車船液化天然氣加注站規劃建設”。未來，煤炭、天然氣等傳統能源在很長一段時間內仍將占據主導地位。2023年作為實施“十四五”規劃承上啟下的關鍵之年，面對嚴峻復雜的國際能源形勢和國內日益增長的能源需求，立足我國能源資源稟賦，需進一步夯實化石能源兜底保障基礎，大力提升能源安全穩定供應水平，有效應對能源市場波動和風險挑戰。有序推進煤礦先進產能核準建設，充分發揮煤炭兜底保障作用；加強煤炭清潔高效利用推動現代煤化工與可再生能源、綠氫、二氧化碳捕集利用與封存（CCUS）等耦合創新發展，將成為服務和保障國家能源安全、構建新型能源體系、全面推動我國經濟高質量發展的重要著力點。2023年以來，世界經濟復蘇乏力，全球通脹水平依然較高，主要經濟體貨幣政策緊縮外溢效應突出。面對復雜嚴峻的外部環境，政府加大宏觀政策調節力度，在前期積壓需求釋放、政策性力量支撐和低基數效應的共同作用下，中國宏觀經濟恢復性增長態勢明顯，需求收縮、供給沖擊、預期轉弱三重壓力得到不同程度的緩解。國內能源供給保障能力穩步提升，能源綠色低碳轉型加快推進，全國能源供需總體平穩有序。國內原煤、原油、天然氣產量穩步提高，工業用能整體延續增長態勢，煤炭、天然氣消費量平穩增長，成品油消費量呈現較快增長水平。1.天然氣業務當前我國正處于實現“雙碳”目標和能源結構轉型的關鍵時期，天然氣作為最清潔的化石能源是我國新型能源體系建設中不可或缺的重要組成部分，在當前及未來一次能源消費結構中的占比將保持穩步增長態勢。在推動我國能源綠色低碳轉型大背景下，國家相繼出臺《“十四五”節能減排綜合工作方案》《工業領域碳達峰實施方案》等多項政策，在工業、建筑、交通、電力等多領域有序擴大天然氣利用規模，是我國穩步推進能源消費革命，助力能源碳達峰，構建清潔低碳、安全高效能源體系的重要實現途徑之一2023年上半年，國際天然氣市場受采暖季氣溫偏暖、歐美儲氣庫庫存高位、全球經濟增速放緩等因素影響，供需緊張形勢顯著緩解，烏克蘭危機等地緣政治對國際能源市場影響的邊際效應減弱，主要地區天然氣價格重心明顯下移。根據標普數據顯示，2023年6月東北亞現貨均價11.049美元/百萬英熱，較2023年1月均價33.443美元/百萬英熱下降了22.394美元/百萬英熱，降幅66.96%。預計下半年，歐洲市場供需再平衡仍是影響全球市場走勢的關鍵所在。上半年，我國天然氣市場回暖并回歸理性，天然氣供需兩端實現雙增長，天然氣表觀消費量維持樂觀表現。經濟形勢向好帶動工商業、交通、發電等用氣需求增長，但經濟復蘇速度相對緩慢，下游需求增幅有限，價格承壓下行，2023年6月下旬國內LNG市場價格為4182.0元/噸，較2023年1月上旬價格6842.4元/噸下降了2660.4元/噸，降幅38.88%。報告期內，根據國家能源局數據顯示，國內表觀消費量1941億立方米，同比增長5.6%；國內生產天然氣1155億立方米，同比增長5.4%。天然氣進口量5663萬噸，同比增長5.8%，其中，液態天然氣進口3344萬噸，同比增長7.2%；氣態天然氣進口2319萬噸，同比增長3.9%。2.煤炭業務基于我國“富煤、貧油、少氣”基本國情，決定了未來較長時期內，煤炭仍將繼續保持我國的主體能源地位。全力提升能源生產供應保障能力，充分發揮煤炭兜底保障作用是我國能源工作的重點任務。《國家中長期能源發展戰略規劃綱要（2023-2025）》《國家“十四五”現代能源體系規劃》《國家“十四五”煤炭清潔開發與利用規劃》明確統籌推進蒙西、蒙東、陜北、山西、新疆五大煤炭供應保障基地建設。新疆作為我國大型煤炭供應保障基地，“十四五”期間將充分發揮煤炭資源富集優勢，統籌服務國家能源安全和新疆自身發展對煤炭的需求，著力建設成為全國煤炭增產保供的主要省份之一2023年以來隨著國際煤炭貿易格局的重塑，國際天然氣等能源產品價格大幅回落，疊加海外衰退風險再現，加深了市場對煤炭需求的擔憂，歐洲煤炭、天然氣庫存持續高位，短期進一步壓制煤炭價格下行，國際港煤價回歸至兩年來的低位。截至6月下旬，澳大利亞紐卡斯爾港5500K動力煤6月均價報收于88.9美元/噸，較1月均價134.07美元/噸下降了45.17美元/噸，降幅33.69%；南非理查茲港5500K動力煤6月均價報收于86.26美元/噸，較1月均價113.86美元/噸下降了27.60美元/噸，降幅24.24%；歐洲三港6000K動力煤6月均價報收于120.06美元/噸，較1月均價166.22美元/噸下降了46.16美元/噸，降幅27.77%。2023年上半年，隨著我國煤炭保供穩價工作政策持續推進，煤炭產能繼續釋放，煤炭產量穩定增長，煤炭進口量持續大幅增長，煤炭供應水平創歷史新高。然而，國內煤炭需求增長不及預期，各環節煤炭庫存持續攀升，短期煤炭市場價格弱勢運行。2023年6月，CCTD秦皇島5500K、5000K動力煤平倉價平均價格指數分別為801元/噸、703元/噸，較2023年1月的1155元/噸、1046元/噸分別下降了354元/噸、343元/噸，降幅分別為30.65%、32.79%。今年上半年，產煤省區和煤炭企業扎實推進煤炭保供工作，繼續保持增長態勢，實現原煤產量23.0億噸，同比增長4.4%；進口量2.2億噸，同比增長93.0%。新疆全力推進國家“三基地一通道”建設，持續深化煤炭行業供給側結構性，煤炭優質產能不斷釋放。上半年，新疆原煤產量21151.12萬噸，同比增長16.5%。“疆煤外運”（鐵路發運量）2652.1萬噸，同比增長13.8%。長期來看，隨著國內外宏觀經濟的恢復向好，煤炭供給偏緊、趨緊形勢或將持續整個“十四五”乃至“十五五”。在煤炭布局加速西移、資源費與噸煤投資大幅提升背景下，經濟開發剛性成本的抬升有望支撐煤炭價格中樞保持高位。3.煤化工業務現代煤化工是指以煤為原料，采用先進技術和加工手段生產替代石化產品和清潔燃料的產業，依靠技術革新，現代煤化工產業可實現對石油、天然氣資源的補充和部分替代。加強煤炭清潔高效利用，提高煤炭作為化工原料的綜合利用效能，拓展和延伸產業鏈，探索新形勢下煤化工產業發展戰略和創新方向，積極引導煤化工產業高端化、多元化、低碳化發展成為當前產業的重點任務和目標。國家出臺了《關于推動現代煤化工產業健康發展的通知》，進一步明確了產業發展思路，對推動現代煤化工產業實現高質量發展具有重要意義。目前我國推動新型煤化工產業和石油代替戰略，已成為保障國家能源安全和維持經濟穩健發展的重要抓手。在此背景下，未來相當一段時期仍是現代煤化工產業可持續發展的戰略機遇期。甲醇：甲醇是結構最為簡單的飽和一元醇，下游應用廣泛，可用于生產烯烴、甲醛、二甲醚、冰醋酸以及溶劑、燃料等多個領域，是重要的基礎化工原材料之一、其中：甲醇制烯烴消費占比高達50%以上，占據絕對主力；除甲醇制烯烴以外，1,4-丁二醇、碳酸二甲酯等小眾下游領域的需求也有不同程度的增長。在生產工藝中，我國的資源結構決定了煤制甲醇一直占據絕對主力。2023年上半年，國內甲醇行業部分新增產能投產運行，進口甲醇有所增長，終端需求不佳向上游傳導，國內甲醇市場價格偏弱運行。根據隆眾資訊數據顯示，太倉甲醇6月均價2094.52元/噸，內蒙古6月均價1774.05元/噸，分別較1月份下降599.09元/噸、327.62元/噸，降幅分別為22.24%、15.59%。上半年，國內甲醇行業平均開工負荷67.33%，同比減少4.58個百分點；產量約為3762萬噸，同比減少1.90%。進口量約為663萬噸，同比增長10.32%；表觀消費量約為4418.68萬噸，同比減少約0.16%。煤焦油：煤焦油是煤干餾過程中得到的一種高芳香度的碳氫化合物的復雜混合物，用于制液體燃料和化學工業原料等。2023年上半年，國際原油受經濟擾動因素影響，價格重心有所下移。加氫油在國內成品油價格回落及經濟弱復蘇背景下，需求壓力向上傳導，疊加國內動力煤價格弱勢運行，國內中溫煤焦油價格承壓下行。根據隆眾資訊數據顯示，截止2023年6月，陜西市場均價3369.29元/噸，新疆市場均價3297.62元/噸，分別較1月份下降888.49元/噸、466.27元/噸，降幅分別為20.87%、12.39%。乙二醇：乙二醇是重要的化工原料和戰略物資，我國約95%的乙二醇用于生產聚酯。目前，以石油為基礎原料的合成纖維約占90%，生產原料高度依賴石油資源，而我國石油對外依存度超70%，長遠來看，化學纖維原料高度依賴石油資源存在產業安全隱患。立足我國能源“富煤、貧油、少氣”的基本特征，開發利用煤化工保障化纖原料的供應，是保障化纖產業安全的一種有效途徑。推動化纖原料多元化，實施煤基化纖原料示范工程意義重大。2023年上半年，中國經濟弱復蘇、海外經濟疲弱，導致下游終端需求恢復不及預期。受原料端原油、煤炭價格持續走弱及新增裝置陸續投產等方面影響，國內乙二醇市場價格低位震蕩運行。根據隆眾資訊數據顯示，2023年6月華東乙二醇均價3907.71元/噸，較1月份下降259.85元/噸，降幅6.24%。截至2023年6月，我國乙二醇總產能約2747.5萬噸，較年初增長9.05%；進口量約為309.24萬噸，同比減少23.1%；預計上半年產量約775萬噸，同比增長12.32%。4.綠色能源業務①二氧化碳捕集（CCUS）及驅油CCUS是我國實現碳達峰、碳中和目標技術組合不可或缺的重要組成部分。二氧化碳驅油一是可以幫助煤化工排放企業降低碳排放，騰出環境容量指標；二是可以提高區域油氣田的油氣采收率，實現油田增產增效的同時保障國家能源安全；三是可以替代現有的水驅工藝，實現節水，生態效益顯著。近年來，我國高度重視CCUS技術發展，相關技術成熟度快速提高，系列示范項目落地運行，呈現出新技術不斷涌現、效率持續提高、能耗成本逐步降低的發展態勢。《“十四五”規劃和2035年遠景目標綱要》明確將CCUS技術作為重大示范項目進行引導支持，未來CCUS技術在我國實現碳中和目標、保障國家能源安全、促進經濟社會發展全面綠色轉型、推進生態文明建設的過程中將會發揮更為重要的作用。2023年，CCUS技術被首次寫入中國經濟社會發展綱領性文件《中華人民共和國國民經濟和社會發展第十四個五年規劃和2035年遠景目標綱要》。隨后，《中共中央國務院關于完整準確全面貫徹新發展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》《2030年前碳達峰行動方案》以及各部委和地方政府出臺的碳達峰碳中和相關政策文件，均對CCUS技術研發、標準和融資等方面做出了積極部署。2023年新疆維吾爾自治區發布《工業領域碳達峰實施方案》提出，推動先進適用低碳技術、碳捕集利用與封存技術,優先支持新疆油田、吐哈油田碳封存示范，建立一批百萬噸級以上的全流程試驗示范項目。根據《中國碳捕集利用與封存年度報告(2023)》預測顯示，在碳達峰碳中和目標下中國CCUS減排需求2025年約為2400萬噸/年，2030年將增長到近1億噸/年。在此背景下，隨著碳捕集技術的成熟、成本的下降以及國家相關政策的支持，CCUS產業將迎來快速發展。據不完全統計，截至2023年底，中國已投運和規劃建設中的CCUS示范項目已接近百個，其中已投運項目超過半數，具備二氧化碳捕集能力約400萬噸/年，注入能力約200萬噸/年，分別較2023年提升33%和65%左右。②氫能氫能源被譽為21世紀最清潔能源，具有元素資源豐富、儲能時間長、能量密度大等諸多優點。同時氫能的應用可以廣泛滲透到傳統能源的各個方面，包括交通運輸、工業燃料、發電等各領域的大規模深度減碳。氫能一直被視為全球能源向可持續發展轉型的主要路徑之一，氫能的利用符合我國碳減排大戰略，同時有利于解決我國能源安全問題。當前，傳統化石能源制氫仍是工業生產主要制氫方式，占全球氫氣產量的78%以上，但制氫技術正在由化石能源制氫和工業副產氫向更清潔的電解水制氫方向過渡。由于綠電成本逐步下降，電解槽技術向更適用清潔能源的質子交換膜方向迭代。未來，綠色能源電解水制氫實現與化石能源制氫平價可期。國家發展委、國家能源局聯合印發《氫能產業發展中長期規劃（2023-2035年）》中提到，到2025年，形成較為完善的氫能產業發展制度政策環境，初步建立以工業副產氫和可再生能源制氫就近利用為主的氫能供應體系。燃料電池車輛保有量約5萬輛，部署建設一批加氫站。可再生能源制氫量達到10-20萬噸/年，成為新增氫能消費的重要組成部分，實現二氧化碳減排100-200萬噸/年。再經過5年的發展，到2030年，形成較為完備的氫能產業技術創新體系、清潔能源制氫及供應體系，產業布局合理有序，可再生能源制氫廣泛應用，有力支撐碳達峰目標實現。到2035年，形成氫能產業體系，構建涵蓋交通、儲能、工業等領域的多元氫能應用生態。氫能源產業鏈以其清潔化的優勢,正處于從導入期過渡到發展期的上升階段，未來有望在諸多清潔能源的技術路線中脫穎而出，成為我國實現能源清潔化的關鍵環節。二、經營情況的討論與分析報告期內，公司堅持“凝心聚力、篤行實干、守正創新、綠色發展”的工作主線。堅決貫徹穩中求進總基調，牢固樹立安全發展理念，科學統籌生產經營活動，持續推進精細化管理工作，做好戰略落地和經營管理；搶抓市場機遇，著力推動高質量發展；加速推進項目建設，推動綠色產業轉型升級。報告期內，公司總資產58,479,025,099.63元，較上年末下降5.03%；實現營業收入35,086,425,533.33元，同比增長64.56%；歸屬于上市公司股東的凈利潤4,121,558,416.67元，同比下降19.67%；歸屬于上市公司股東的扣除非經常性損益的凈利潤為4,098,610,220.60元，同比下降19.58%；經營活動產生的現金流量凈額4,582,167,513.20元，同比下降27.59%。（一）天然氣板塊2023年上半年，公司進一步提升市場預判和風險管控水平，調整和優化運營模式，提升資源配置效率，積極開展LNG貿易業務、碼頭代接卸服務等，抓實推進區域市場供應及應急調峰需求保障，上半年LNG銷量增長明顯。同時，公司扎實推進“一站一策”，顯著提升天然氣加注站的管理水平。1.自產氣方面：報告期內，廣匯新能源公司狠抓過程管控，全面實施“降消耗、保質量、增效益、促安全”的質量管控模式，做實、做細設備專業管理，保障裝置系統產能最大化，在開展為期20天年度檢修的情況下，實現LNG產量30,915.54萬方（合計22.08萬噸），同比下降19.96%；吉木乃工廠受齋桑油氣田逐步由天然氣開采向原油開采過渡影響，目前僅生產少量天然氣保障哈國民用需求。下一步，隨著齋桑油氣田原油的開發加快，所產原油將通過中哈薩拉布雷克，吉木乃管道輸送到國內，保障國家能源安全。2.外購氣方面：啟東LNG接收站項目全面開展管理提升、技能提升及效益提升等工作，不斷加強各項成本管控，實施“2+3”運營模式，兩種輸氣途徑（液進液出、液進氣出），三種盈利方式（境內貿易、接卸服務及國際貿易），統籌安排長協、短協、現貨等國際資源，做大做強貿易業務，優化采銷策略，實現公司利潤最大化。報告期內，廣匯能源實現天然氣銷量合計506,588.17萬方（合計353.49萬噸），同比增長107.44%。（二）煤炭板塊2023年，伊吾礦業公司以煤礦安全生產、高效管理、綠色開采、可持續發展為目標，攻堅克難，狠抓安全管理，全力保障原煤生產，不斷提升長協合同履約率，持續優化市場結構，積極響應國家煤炭保供需求，確保優質產能穩定釋放。同時，公司持續提升“智慧礦山”建設水平，不斷加大新技術、新裝備、新工藝投入力度，形成了覆蓋全礦各環節的安全屏障，達到“監、管、控”一體化的目的。報告期內，實現原煤產量1,188.12萬噸，同比增長34.23%；煤炭銷售總量1,613.98萬噸，同比增長38.24%。（三）煤化工板塊2023年上半年，公司煤化工板塊堅持產業鏈一體化協同發展，進一步加強生產過程管控，提升裝置運行質量，嚴格控制工藝、能耗指標。立足轉型發展實際，在穩固基礎業務前提下，積極探索產業鏈延伸項目，探索新的盈利增長點，進一步實現產業效益最大化。1.廣匯新能源公司公司推行內部市場化，狠抓過程管控，保障裝置系統產能最大化；技術創新向生產力轉化成果優異，被認定為“國家知識產權優勢企業”；順利通過國家級“綠色工廠”認證，標志著公司基礎設施、管理體系、能源投入、環境排放等多個指標達到行業領先水平。報告期內，公司進行了為期20天的年度檢修，實現甲醇產量47.34萬噸，同比下降20.55%；實現煤化工副產品20.29萬噸，同比下降1.11%。2.廣匯清潔煉化公司公司從生產經營、財務管理等多個方面持續推進精細化管理，節支增收；持續推進“四標”體系運行管理，建設成效顯著；堅持創新工作方法，精細化管控生產經營成本，促進企業提質增效。報告期內，公司動態調整運行負荷，實現煤基油品產量33.29萬噸，同比下降2.24%。3.哈密環保公司深入研究、精準施策，持續推進技改消缺工作，于2023年4月初恢復開車并產出合格乙二醇產品，裝置負荷穩步提升。報告期內，實現聚酯級乙二醇產量4.94萬噸，同比下降8.12%。4.廣匯硫化工公司強化探索實踐、堅持創新驅動、培育發展新動能，將科研創新工作列為戰略布局核心，持續改善有利于創新工作開展的激勵環境，突破了多項生產工藝瓶頸技術，促進一期生產裝置高效穩定運行；通過“高新技術企業”“創新型中小企業”認定。報告期內，公司進行了為期20天的年度檢修，實現二甲基二硫醚產量0.51萬噸，同比下降18.30%，新增副產品二甲基硫醚產量0.08萬噸。5.化工銷售公司公司繼續加大貿易業務，延伸貿易業務范圍，積極挖掘跨國、跨區域市場貿易套利機會；持續優化產品銷售策略，靈活統籌鐵路發運和公路物流運輸，確保以產定銷、全產全銷、優價銷售。報告期內，實現煤化工產品銷售200.79萬噸，同比增長50.82%。（四）加強項目前期管理，提高管理質量，科學把控建設節奏報告期內，公司統籌平衡生產運行和項目建設兩條主線，積極推進重點項目建設進展，全面落實安全管理要求，提升工程項目質量，拉動綠色升級轉型。1.在建項目（1）馬朗煤礦建設項目報告期內，馬朗煤礦采礦權已取得巴里坤縣、哈密市自然資源局“同意新立”的審查意見；已完成現場踏勘及環評報告的編制、完善等工作；正在國家發改委辦理審批手續。截止本報告披露日，項目已取得國家能源局產能置換批復及全國投資項目統一項目代碼。項目土地預審和項目選址意見、社會穩定性分析評估報告、項目核準申請報告等相關資料已準備齊全，下一步將加速推進土地預審、項目選址等各類手續辦理，盡早實現煤礦優質先進產能的釋放。（2）江蘇南通港呂四港區LNG接收站及配套項目6#20萬立方米儲罐：截止本報告披露日，項目內罐安裝工作已完成，儲罐已于2023年7月底開始水壓試驗；同步開展罐外工藝管道安裝、消防地管鋪設及儲罐配套電梯工程施工。2#泊位建設項目：截止本報告披露日，項目工可報告已編制完成；通航批復、安全預評價初稿完成內部審核；海域使用論證以及海洋環評報告已完成初稿編制；職業病預評價及社會穩定性評價編制，待通航、安全預評價及海洋環評等報告完成批復后啟動。（3）哈薩克斯坦齋桑油氣開發項目目前項目區塊現有總井數54口，其中：油井29口，氣井25口。報告期內，按照齋桑油氣田稠油項目開發方案，有序推進各項工作。2023年上半年采用新的技術“氮氣加氣溶膠”工藝完成對S-304井的氣溶膠注入；完成6口新鉆井的地質設計資料，3口井的工程設計和壓裂設計，收到了關于壓裂和中途測試方面的意見反饋；正在加緊選定鉆井施工隊伍；公司非國營貿易原油配額已完成向新疆維吾爾自治區商務廳申報，目前自治區商務廳已向國家商務部上報申請意見及整套申報資料，相關手續辦理正在有序推進中。2.發展綠色能源業務（1）二氧化碳捕集及驅油項目一期建設10萬噸/年示范項目該項目已于2023年3月中旬機械竣工，于3月25日順利產出合格液態二氧化碳產品，進入試運行階段。300萬噸/年CCUS項目目前，公司在對該項目的產品工藝路線、市場規模等前提條件做復核論證，同時正在推進該項目各類前期手續辦理工作。（2）氫能項目在“碳達峰·碳中和”的大背景下，公司依托自身企業優勢，積極主動適應國內外能源產業發展新形勢，啟動了以“綠色革命”為主題的第二次戰略轉型。除已推進實施的二氧化碳捕集、封存和驅油（CCUS）項目外，公司制定了《氫能產業鏈發展戰略規劃綱要》，明確了公司今后轉型的另一重點方向是加速發展氫能產業。公司遵循從試點示范到規模推廣再到大規模商用的規律，依托公司所在哈密淖毛湖區域氫源及應用場景優勢，按照“一年起步、三年打基礎、五年初具規模”的發展思路，推動氫能產業落地發展。2023-2024年為氫能產業試點示范、布局階段，建設“綠氫+工業副產氫”+儲氫+加氫站+氫能燃料重卡應用示范工程，開展氫能成本控制及氫能交通應用的示范研究；2025-2027年為氫能交通運輸產業快速發展階段，在淖毛湖地區開展氫能交通運輸領域大規模替代，通過交通運輸場景應用實現氫能產業的綜合利用。報告期內，公司與嘉興申能誠創、上海重塑能源共同簽署氫能業務相關《股權合作協議》，將成立合資公司，在氫資源獲取、氫能產業開發、新能源開發及配套裝備制造方面進行合作，并將公司在建的首期“綠電制氫及氫能一體化示范項目”（簡稱“氫能示范項目”）納入合資公司。項目手續：截止本報告披露日，項目已備案，制氫加氫部分已取得用地批復，正在開展新能源部分的用地及項目建設規劃手續辦理。加氫部分環評報告書內審修改中，新能源部分環評報告表、社穩評估報告已上報；水資源論證、節能評估、地質災害、職評報告編制完成；水土保持報告正在編制。建設進度：項目EPC合同已簽訂，設備已排產；截止本報告披露日，該項目已開工建設。三、風險因素公司在生產經營過程中，積極采取各種措施規避各類風險，但在實際經營過程中仍有可能存在各類風險和不確定性因素的發生。1.行業周期性風險作為重要的基礎能源和原料，煤炭行業已發展成為我國國民經濟和社會發展的基礎性產業，其與電力、鋼鐵、建材、化工等行業關聯度較高，煤炭行業的景氣度受國民經濟發展周期和市場供求關系變化的影響較大。天然氣行業是國民經濟運行的基礎性產業，其市場需求與國家宏觀經濟發展密切相關，經濟周期的變化將影響天然氣等能源的需求。如果國民經濟對能源總體需求下降，將直接影響煤炭、天然氣的銷售。2.行業監管及稅費政策風險政府對能源行業進行監管，其監管政策會影響公司的經營活動，且政府未來的政策變化也可能會對公司的經營產生影響。稅費政策是影響公司經營的重要外部因素之一、目前政府正積極穩妥地推進稅費，與公司經營相關的稅費政策未來可能發生調整，可能對公司的經營業績產生影響。3.體制及審批風險公司積極響應國家能源戰略，堅持“走出去、拿回來”和“增產保供”的指導思想，率先完成了境外油氣資源獲取和煤炭產能核增等相關工作，完全符合國家總體政策要求和方向，但在具體實施過程中，卻因無經驗可循或受外部安全環境等相關因素影響，致使項審批過程中出現比預期計劃有所延誤。4.市場競爭風險煤炭行業：受我國前期持續煤炭供給側使得煤炭產能受限，疊加俄烏沖突導致國際煤炭價格高位運行，進口倒掛等多方面因素綜合影響，目前我國煤炭供給端整體偏緊，價格持續高位。未來隨著國內煤炭先進產能的逐步釋放，公司煤炭產品在目標市場競爭有可能加劇，由此可能造成公司煤炭產品盈利水平下降的風險。LNG行業方面：行業技術水平不斷提高，競爭對手不斷增多，受國際天然氣價格持續高位的影響，天然氣需求增速放緩。公司將面臨市場價格、產品質量、市場渠道等多方面更為激烈的市場競爭，由此可能造成公司LNG市場份額減少、盈利水平下降的風險。煤化工市場：我國傳統煤化工產業存在一定的產能過剩局面，隨著技術水平的提高，更多競爭對手向新型煤化工領域發展，新型煤化工市場競爭將趨于激烈。5.產品價格波動風險公司項目陸續投產以后，產品銷售包括煤炭、天然氣、煤化工產品等多個能源產品，終端市場價格受全球經濟及供需情況的影響而波動，走勢往往難以準確判斷，將會給公司的盈利能力帶來較大的不確定性。6.海外經營風險公司在境外經營的油氣業務，受項目所在國政治、法律及監管環境影響，在一些重大方面與發達國家存在差異。這些風險主要包括：政治不穩定、稅收政策不穩定、匯率波動等。7.匯率風險公司在國內發展能源產業的同時，積極響應國家“走出去”戰略，在境外開展油氣開采業務，涉及貨幣兌換。目前國家實行以市場供求為基礎、參考一攬子貨幣進行調節、有管理的浮動匯率制度，人民幣在資本項下仍處于管制狀態。人民幣的幣值受國內和國際經濟、政治形勢和貨幣供求關系的影響，未來人民幣兌其他貨幣的匯率可能與現行匯率產生較大差異，可能影響公司經營成果和財務狀況。8.油氣儲量的不確定性風險根據行業特點及國際慣例，公司所披露的原油和天然氣儲量數據均為評估數據。公司已聘請了具有國際認證資格的評估機構對公司所擁有的原油和天然氣儲量進行評估，但儲量估計的可靠性取決于多種因素、假設和變量，其中許多因素是無法控制的，并可能隨著時間的推移而出現調整。評估日期后進行的鉆探、測試和開采結果也可能導致對公司的儲量數據進行一定幅度的修正。9.安全環保風險公司從事的天然氣、煤炭及煤化工等產品生產、加工和運輸過程中存在不可預見的安全隱患及其他不確定因素，安全風險較高，安全管理難度較大。公司將不斷完善安全管理和風險預控體系，持續抓好安全環保工作，強化紅線意識，堅守底線思維。要對安全環保漏洞“零容忍”，確保安全環保工作“零事故”。1．充足的、低成本、高質量的能源資源儲備優勢公司立足新疆本土及中亞，面向全球，獲取豐富的煤炭、石油和天然氣資源。在哈密地區擁有豐富的煤炭資源，為公司煤化工項目提供了堅實的原料保障；在哈薩克斯坦共和國境內已獲取豐富的油氣資源儲備。公司擁有的煤、油、氣資源類比同行業呈現出數量充足、優質稀缺、成本低廉的優勢。煤化工新能源煤制甲醇聯產LNG項目：生產原料煤主要來自公司自有的坑口煤礦，以露天開采方式，自給自足，運距短，綜合成本低，采用碎煤加壓氣