九丰能源能源服务领域布局进展如何？

稀缺优质资产，提升综合能源服务商价值创造力。

一、能源物流：依托核心资产，资源优势显著

天然气产业链主要由上游勘探生产、中游运输存储以及下游销售应用三个部分构成。其 中中游环节为目前我国油气行业改革重点，随着“X+1+X”模式的推进及“全国一张网” 改革思路的确立，进口 LNG 相关的船舶、接收存储设施和运输渠道等，预计将成为产业 中游领域的核心资产。

船舶+接收站+槽运，构成公司能源物流板块核心资产。公司能源物流服务的主要经营模 式为“窗口期+运力+智慧仓储”服务，主要涉及接收站窗口期、船舶&槽车运力以及储罐 仓储等领域。鉴于接收站、船舶等核心资产具有一定稀缺性，公司提出能源物流服务“资 产+服务”的发展战略，其中在资产方面，公司适度加强 LNG、LPG 船舶等核心资产布 局，不断提升资产质量，优化运力水平；在服务方面，公司持续推动经营与合作模式创 新，强化专业化服务能力。

1、LNG 窗口期服务：华南唯一民营接收站，窗口期业务有望贡献增量

LNG 接收站重要性凸显，民营企业有望发挥更大作用。对于我国进口 LNG 市场而言， LNG 接收站是关键性基础设施和中转加工设施，其作为“海气登陆”的唯一窗口，LNG 在接收站码头卸载并存储后，通过“液进气出”或“液进液出”方式输送到下游应用市场。为加速推进天然气调峰储备等基础设施建设，在清洁能源快速发展的大背景下，国 家于 2014 年开始鼓励引导民营企业参与 LNG 产业链竞争。2019 年国家石油天然气管网 公司的成立，标志着我国天然气市场化改革逐步进入深水区。随着国家管网公司相关LNG 接收站基础设施逐步向准入的托运商开放，LNG 接收与仓储设施的市场化服务水平进一 步提升，而其中民营接收站有望扮演更加重要的角色，在补充流通资源、开放窗口期租 赁等方面有望实现进一步的增量成长。 截至 2023 年底，我国已建成投运 LNG 接收站共 28 座，其中华南地区共 11 座，合计接 收能力约 2947 万吨。公司位于东莞的 LNG 接收站于 2012 年正式投产，目前为华南地区 首家、亦为唯一一家民营接收站。

区位优势显著，窗口期业务规模有望稳步增长。公司东莞码头及库区位于粤港澳大湾区 核心位置，码头岸线 301 米，海域面积 16.59 公顷，共设有 3 个泊位，可实现 LNG 年周 转能力 150 万吨，LPG 年周转能力 150 万吨。同时，公司接收站服务半径覆盖了较密集 的用能群体，包括各类工业企业、发电企业及民用燃料、交通燃料用户，是华南地区第 一大 LPG 进口商以及 LNG 流通市场的重要供应商。在新项目方面，公司在积极推动惠 州 LPG 码头及库区仓储等配套设施的建设，除自用外，后续向第三方开放接收、周转、 仓储等基础服务的规模有望持续增长。

服务内容方面，公司向下游客户提供船货接卸、船货仓储、气化输出等服务。服务期限 方面，公司根据客户需求，并匹配公司接收站窗口期动态情况，对外提供长期约定服务 （一般为 1 年以上），或按次提供服务。价格及结算方面，服务费定价主要参照周边接收站窗口期服务费标准、接卸量、合作期限等因素综合协定，结算通常采取单船卸载前预 收款方式，按次结算。根据国家管网数据，全国 LNG 接收站服务价格介于 0.18～0.34 元 /方之间，具体差异与接收站的位置、建设和运行成本及负荷率等因素有关。根据广东省 发改委，广东省内各接收站（除大鹏外）最高气化服务价格为每立方米 0.26 元（含税）， 各接收站可在不超过最高气化服务价格的前提下，结合自身建设运营成本和市场供需情 况自主确定具体价格。2023 年 7 月，公司与粤文能源达成 LNG 接收站窗口期综合服务 合作，为其提供 LNG 接卸、仓储、气化输出等服务，后续有望获取稳定收益回报。

2、LNG 运力服务：高壁垒稀缺资产，自用+租赁灵活调配增强盈利能力

LNG 船舶高壁垒，公司自有船舶数量稳步增长。LNG 船舶是国际公认的高技术、高难 度、高附加值的“三高”产品，是国际 LNG 运输的唯一载体，具有较强的稀缺性。LNG 船通常造价高且建造周期长，一般需要 2-3 年的建造周期，且建造难度较大，仅有少数国 家具备建造能力。规模较大的 LNG 运输需求叠加 LNG 运输船建造的高难度，使 LNG 运 输船成为 LNG 行业的核心资产。 公司通过购建/租赁 LNG、LPG 船舶，并逐步建立起经验丰富的船舶运营团队，合理协调 自用与对外租赁的资源调配，强化运力保障能力的同时实现最优的盈利能力。当前公司 自主控制 8 艘运输船，其中 4 艘 LNG 船舶（3 艘自有，1 艘在建），4 艘 LPG 船舶（2 艘 租赁，1 艘自有，1 艘在建）。据公司预计，后续在建 LNG、LPG 船舶全部投运后，年周 转能力预计将达 400-500 万吨。

自建 LNG 船的经济效益显著优于租赁。运输成本为公司主营业务成本中第二大成本来 源，运输成本主要系国际采购的船舶运输成本。根据公司招股书披露，新建 LNG 运输船 投入运营后所产生的折旧、维护等运营成本将明显低于租赁的中型 LNG 运输船的租金成本。此外，公司新购建的 LNG 运输船相比目前租赁的 LNG 运输船，将拥有更先进的技 术设施与设备条件，根据测算，在假设其他条件不变的情况下，公司自建 LNG 运输船的 单位运输成本将较租赁成本明显降低，从而优化公司成本结构，促进盈利能力提升。

公司综合运用船舶及槽车运力，为客户提供最优的海上与陆上能源物流综合解决方案。 船舶方面：服务内容主要包括资产出租、船务管理、运输执行等，2023 年公司自有 LNG 船舶 Energy Spirit 号常年对外提供运力服务，全年总航次 44 次；Pioneer Spirit 号除自用 外，对外提供临时性运力服务，全年对外总航次 3 次。公司船舶资产的基础服务期限通 常为 3 年，较为固定；参照相应船型的国际运力服务价格水平进行定价，确定后通常 3 年内保持不变，并以月度作为结算周期收取相应期间服务费。 槽车方面：服务内容主要包括路线规划、物流执行等，2023 年公司在运营的 LNG 槽车 已超百台，除自用外，可利用部分运力开展槽车市场化服务。公司槽车服务基本是按年、 月或次开展，并在执行过程中灵活调整；并根据实际运输距离及不同区域的价格差异确 定服务费标准，结算周期与服务期限保持一致。

二、能源作业：契合天然气发展趋势，构建全生命周期竞争壁垒

公司能源作业服务包括回收处理服务及辅助排采服务。公司通过能源作业及运营服务方 式，为上游资源方提供井口天然气回收处理及低产低效天然气井增产服务，通过能源购 销价差方式及收取增产服务费的形式实现较稳定的利润回报，进而构筑公司能源作业板 块的全产业链资源优势。

1、回收处理业务：受益于天然气增储上产浪潮，陆气资源布局持续完善

增储上产稳步实施，油气行业高资本开支预计仍将延续。2016 年开始，受海外低油价冲 击，国内油气勘探开发投资持续下降，原油及天然气产量增速下滑，能源对外依存度攀 升，加剧国家能源安全隐患。2019 年，国家能源局正式实施油气行业增储上产“七年行 动计划”，明确要提高原油、天然气储量及产量规模，国内石油企业逐步加大上游勘探开 发的资本开支投入，油气产量实现稳步增长。以天然气为例，2019-2023 年天然气产量 CAGR 达 7%以上，对外依存度已基本稳定在 40%-45%范围区间。其他能源来看，2023 年我国原油仍保持约 70%以上的进口依赖度，煤炭进口量亦有所提升。考虑到我国能源 的对外依存度总体较高，预计后续油气企业仍将保持较高的上游勘探开发资本开支力度。

我国天然气仍有较大的增产需求，配套服务业务预计将迎来快速发展。油气田在开采过 程中，通常会有地层内伴生的天然气随着产油而一并溢出，对于油井密集区域所溢出的 伴生天然气，油田公司通常自行建设大型净化回收厂进行回收。但对于位置偏远、铺设 管网不经济或气量规模较小的边远井、零散井，无法采用大型净化回收工艺及设备，因 此过去通常对边远井、零散井所溢出的伴生天然气采用直接燃烧放空排放的处理措施。 对于新开发的气田在最初试采阶段也产出天然气，但因勘探开采初期产能不确定，采气 企业也不会在试采阶段就先行铺设管网，导致该试采井的天然气通常也采取直接燃烧放 空排放的措施，造成资源的浪费及环保方面的污染压力。 2023 年我国天然气产量约 2300 亿方，同比+5%；如果按照上文峰值消费量 6100 亿方以 及至少 50%的自给率来看，则至 2040 年我国天然气产量有望达到 3000 亿方以上。根据 LNG 行业信息数据，从我国主要油气田来看，中国石油长庆油田、中国海油渤海油田、 中国石油大庆油田、中国石油西南油气田、中国石油塔里木油田在 2023 年的油气产量当 量已超过 3300 万吨。预计后续我国天然气在实现“稳产”的基础上，仍有较大的“增产” 需求，随着天然气开发速度的加快，边远井、零散井、试采井等三类气井数量预计将持 续提升，与之对应的井口天然气回收处理配套服务业务预计将快速增长。同时，从油气 资源的分布看，存在明显的区域性，而油气田公司与区域性服务企业之间的固有联系， 亦会导致目前油气田服务行业仍存在明显的区域性特征。

公司通过并购切入回收处理作业赛道，资源池布局持续完善。公司在回收处理作业服务 的主要经营模式为“技术+投资+运营”，即由上游企业提供井口原料气资源，公司利用长 期在混合制冷领域沉淀的技术和工艺，在三类天然气井周边投资建设整套天然气分离、 净化、液化整套装置及附属设施，并进行长期运营，为上游资源方提供井口天然气回收 处理配套服务。商业模式方面，公司与上游资源方建立了价格联动机制，根据公司加工 处理的 LNG 回收量，依据月度上、中、下旬液态 LNG 平均销售价格（以重庆石油天然 气交易中心的每日 LNG 市场销售价格作为参照标准），抵扣双方确定的单吨加工服务收 益，获取较为稳定的加工服务收益。在该业务领域中，形成竞争力的核心要素包括：工 艺技术、设备集成、自动控制及现场运营管理经验，而公司在上述环节均具备较强的实 践能力。

公司于 2022 年以 18 亿元收购森泰能源 100%股权，于 2022、2023 年以合计 3.31 亿元收 购华油中蓝 40%股权，进入回收处理作业服务领域，使得“海气+陆气”资源池配置逐步 完善，并助力公司实现“上陆地、到终端、出华南”的业务发展目标。目前公司合计控制 的陆气 LNG 资源已近 100 万吨，其中：

1） 森泰能源：主要布局西南及西北区域，目前已在四川盆地和鄂尔多斯盆地建成投产 4 家 LNG 生产加工厂。其中西南区域目前布局筠连森泰、叙永森能、古蔺森能共 3 个 回收处理作业工厂，原料气主要来自中石油西南油气田及浙江油田，23 年末合计 LNG 产能已达 40 万吨/年；西北区域布局内蒙森泰 LNG 液化工厂，原料气来自中石油长 庆油田，LNG 液化加工能力约 28 万吨/年。

2） 华油中蓝：位于四川省巴中市，目前是西南地区单体规模最大的 LNG 液化工厂，原 料气来自中石化元坝气田，一期在运行 LNG 液化加工能力约 30 万吨/年，持续满负 荷运行，规模优势明显；二期规划 30 万吨 LNG 液化加工能力，目前已完成征地、公 用辅助工程等建设。值得强调的是，华油中蓝于 2023 年 7 月建成投产了国内第一条 零散天然气资源上载管道及川东北地区第一座零散气接收装置，可搜集周边零散气 资源并通过国家管网向川外市场销售管道气。目前上载量已超 10 万立方米/日（上载 设计产能 100 万方/日），后续上载量预计将逐步提升。

上游供气方稳步增产预计带来新增量，公司核心资源池规模有望扩张。森泰能源四家工 厂中，筠连森泰、叙永森能、古蔺森能主要为提供井口天然气回收处理配套服务的作业 商，其作业量也即代表“自产量”。从这三家的原料气供应商来看，中石油西南油气田 2023 年产量达 420 亿方，同比+10%，占中国石油天然气产量的比重已达 31%，占全国天然气 总产量的 18%。后续西南油气田计划达到 500 亿、乃至 800 亿的产量目标，预计将显著 拉动井口气回收处理服务的规模增长。 公司与西南油气田长期供应关系稳定，资源保障程度较强，并具有规模化采购成本优势。 目前公司运营中的天然气处理规模约 172 万方/天，2023 年井上回收处理业务作业量已达 38 万吨。且经公司加工处理的 LNG 资源，具有自主销售权，可纳入公司核心资源池。

从后续增量来看，森泰能源目前计划推动多个回收处理作业项目建设。2024 年，公司将综合评估资源保障情况、服务结算模式、立项审批及入园要求等关键环节，甄选新的回 收处理配套服务类优质项目，待条件成熟时积极投建，为未来增长奠定基础。后续预计 随着新产能的陆续落地，公司回收处理作业量有望实现台阶式增长。

2、辅助排采业务：低产低效气井治理空间广阔，打通全产业链布局关键

低产低效气井形势严峻，井下治理重要性凸显。随着气田开发的不断深入，气层的地层 能量将逐步衰竭，天然气井正常采气 5 年以后，一般均会面临不同程度的低压、低效、 低产情况。气井压力降低伴随产量下降，各气田低产低效井所占比例进一步上升。据中 国石化新闻披露，中国石化低压低产气井占比近 35%，生产及效益均面临巨大挑战。与 新气井相比，低产低效气井具有资源落实程度高、地面系统有依托、基础设施相对完善 等优势，依然存在开发潜力。因此要保持气田的长期稳产，除了新井开发的贡献之外， 低产低效气井治理的重要性日益凸显。

井下辅助排采业务市场空间较大且盈利较为稳定。对于低产低效气井，目前行业通常采 用注气手段进行增产增压，其主要将氮气或天然气等物质注入油气田的地层内，维持或 者增加地层内压力，从而提高油气田采收率。气井治理目前已经成为成熟油气田必备的 配套服务业务，根据九丰能源 2023 年报披露，目前我国天然气井数量约 6-8 万口，其中 低产低效井的数量亦快速增长，后续市场拓展空间较大。同时，辅助排采业务呈现技术、 资本、劳动密集型特征，主要参与者以中小型能服公司为主，竞争格局较为分散，而盈 利较为稳定。以新疆凯龙洁能的井下注气业务为例，2020-2022 年间均维持 51%以上的毛 利率，其边际成本较小，固定成本相对较高，因而可以实现较稳定的盈利水平。

井下业务布局加速，打造天然气全生命周期服务竞争壁垒。公司在井下辅助排采作业服 务的主要经营模式为“技术+设备+数字化运营”，公司于 2023 年 8 月完成对河南中能 70% 股权的并购重组，并顺利切入该业务领域。河南中能主要从事天然气辅助排采及低产低效天然气井增产服务，业务涵盖西北、川渝、贵州等区域，其通过自研自产相关设备为 中石油、中石化、中海油提供混输增压、循环气举、制氮气举、放空气回收回注、移动 LNG 等能源作业及运营服务。河南中能 2023 年 8 月在运营的天然气井超过 80 口，截至 2023 年报在运营的天然气井已快速增长超 110 口，运营数量快速提升。整合河南中能， 强化了公司在天然气辅助排采及低产低效井综合治理等方面的核心竞争力，从经营角度 看，井下辅助排采服务相比井上回收处理服务毛利率更高，且投资回收期更短，有助于 加快后续能源作业服务布局落地。 目前公司已构建起涵盖回收处理与辅助排采的天然气井全生命周期治理服务链条，构建 了产业链竞争壁垒，后续可系统性参与天然气的回收处理与稳产增产，在为客户提供综 合性服务解决方案的同时亦可实现自身的长期稳健经营。伴随国内天然气产业的持续发 展，公司能源作业板块有望实现快速增长。