九丰能源LNG业务布局情况如何？

上岸+入川拓展 LNG 海陆双格局。

1.LNG 全产业链布局，一体化具备成本优势

上游海气供应稳定，运输成本可控

公司与多家海外LNG生产商拥有长期供气协议，保证海外气源供应。公司于 2010 年 开始探索 LNG 的国际采购，从事能源贸易 20 余年，积累了丰富的国际贸易经验，与国 际能源供应商常年保持良好的合作关系。通过公司已披露信息知，公司目前与马来西亚石 油公司和意大利埃尼均签有中长期 LNG 供气协议，每年协议量总计约 100 万吨，其中与 马来西亚石油公司的协议可持续至2026年。2021年全年，九丰能源LNG销量总计202.58 万吨，100 万吨的长协占其总销量的约 50%。除稳定的长协气外，公司在海外拥有运营 团队，可以迅速锁定并收购低价海外天然气现货，为 LNG 业务打下了坚实的海外货源供 应基础。

LNG 运输船队保证物流运输通道，控制运输成本。目前公司可控制船只共六艘，其 中五艘为 LNG 船（三艘为自有，两艘为租赁），一艘为 LPG 船（租赁）。目前，公司利用 募投资金在建 1 艘 LNG 运输船与 1 艘 LPG 船。由于全球天然气贸易结构向 LNG 方向发 展，LNG 全球需求激增导致运力较为紧张。根据 Poten & Partners 数据显示，1.6 万 m³的 LNG 货轮平均现价租金已从 2016 年的 1.8 万美元/天上涨至 2021 年的 7.06 万美 元/天。同时 LNG 货轮资本投入要求高，建造周期长，短期内难以形成巨大的运力增量， 因此旺盛的 LNG 需求预计推动船运成本不断走高，增加 LNG 的海运成本。公司自有的 LNG 运输船在全部运营后预期将为公司提供良好的降本提效空间。根据公司测算，自有 LNG 运输船较租赁方式单位成本可下降 37%。

码头配套设施完善，运输直达终端客户

公司拥有优良的国际能源接收码头与储备库资源。目前公司于广东东莞拥有一座 5 万 吨级综合码头，其中配套有 2 座 LNG 储罐共计存储能力 16 万 m³，LNG 周转能力达 150 万吨每年。同时公司码头也配套有 LNG 再气化设施，输出能力约为 20.7 亿 m³每年，并联 通东莞市城市管网，可实现气态产品的高效输送。

LNG 周转能力有望在 2025 年翻两番，过渡期签订 TUA 保证海外 LNG 周转能力。公 司目前除正在运营的接卸量达 150 万吨/年的东莞立沙码头外，还投资建设接卸量 300 万 吨/年的广海湾码头项目，预计至 2025 年公司 LNG 码头的周转能力可达 450 万吨/年。在 广海湾码头建设的过渡期，公司与国家管网粤东公司签署 TUA 协议，可以通过国家管网的 LNG 接收站进行接卸，保证了公司 LNG 资源的周转能力。同时，在我国 LNG 市场高增长 的预期下，码头资源的扩张有利于公司在 LNG 接收业务中进一步拓展盈利空间。

B2B 形式，70%产品直达终端客户。截至 2021 年底，公司拥有槽车近百台，较 2020 年增长接近一倍。公司 LNG 产品可通过车队直达 LNG 业务下游客户，节省运输成本。目 前我国陆上天然气仍然实施门站价，价格联动机制尚未完善，居民用户的价格传导尤为不 畅，而工商业终端客户顺价更为容易，对价格波动接收能力更强。2021 年公司终端用户销 量比重超过 70%，客户主体包括工业（园区）用户、燃气电厂等大型客户，此外公司天然 气还向以城市燃气、贸易商为代表的中间商客户进行销售。在我国工商业天然气市场化程 度加深的情况下

2.拓展西南陆气市场，切入加气站业务

拓展西南液场资源，实现国内陆气布局。公司依托东莞立沙岛的综合能源基地，LNG 处理能力达到 150 吨/年，2021 年海气价格高企导致公司毛利下降，单一气源给公司带来 较大的经营风险。因此公司积极拓展国内气源，在西南地区收购远丰森泰与华油中蓝，布 局国内 LNG 液场，未来公司将形成“海气+陆气”的双重供应体系。收购完成后，国内 LNG 产能由 150 万吨/年增加至 240 万吨/年，随着后续项目的推进，2025 年公司 LNG 海气 与陆气总处理能力有望达到 650 万吨/年。

切入加气站业务，拓宽终端用户范围。公司现有终端市场以工业（园区）用户、燃气 电厂、大客户为主，完成收购后公司可以依托于远丰森泰和华油中蓝成熟的 LNG 营销渠道 与 LNG 物流配送能力进一步拓展大型用户市场，同时也可以获得 LNG 汽车加气站资源， 拓展终端客户的应用范围。根据四川省发改委、能源局于 2021 年 11 月 30 日发布的《四 川省天然气汽车加气站布局方案（2021-2025 年）》，到 2025 年四川省规划新建加气站 500 座。截至 2020 年底，四川省内天然气加气站数量仅为 319 座，因此汽车加气市场需 求将迎来爆发式增长，提前切入加气站业务将拓展公司的终端应用领域。

打通长协气源和运输环节，锁价提升盈利稳定性。LNG 贸易的盈利痛点在于上游气源 价格的波动，以及中间运输环节成本的变化，影响毛差的稳定性。公司通过上游签订长期 稳定的长协气合同，打造自有船舶锁定中间运输环节成本，平抑国际 LNG 价格的波动。我 们对比国内 LNG 出厂价、综合进口价格（含现货和进口）和现货进口价格发现，现货价格 大幅波动时，综合进口价格相对更为平稳，并能相对于国产气具有低价优势。佐证了公司 通过长协、自有船舶来稳定长期盈利能力的前景。因此公司在完成布局西南液场的陆气资 源后，在海气高企的背景下可以更有效地满足国内市场需求。

灵活布局海内外气源，多元化价格组合保障公司盈利空间。公司通过签订更为灵活的 FOB 协议，相较于主流的 CIF 协议降低了运输成本，且具备向海外市场转运的能力。目前 公司已逐渐实现天然气的“异地上岸”，将 LNG 出售到中国台湾、韩国、印度等市场价格 相对较高的非内地市场。在“海陆双气”格局形成后，公司可通过对国内气源价、海外现 货价、海外长协价三种价格与国内外两个市场的结合，通过上游签订长期稳定的长协气合 同，打造自有船舶锁定中间运输环节成本，有效抵御价格波动带来的经营风险，并在不同 的市场中寻找到最优销售策略，毛利水平有望得到大幅修复。