2022年九丰能源发展现状及竞争优势分析 九丰能源积极布局专用船运市场

1. 九丰能源：LPG+LNG 双轮驱动，打造一流综合能源服务商

1.1. LPG 起家，深耕清洁能源 30 余年

公司主营业务为液化石油气（LPG）和液化天然气（LNG）以及甲醇、二甲 醚等化工产品的生产、销售，是国内燃气产业中游及终端领域的大型清洁能源综 合服务提供商。九丰集团创立于 1990 年，以经营液化石油气起步，随后进入液化 天然气、二甲醚等清洁能源领域。目前集团已实现国际采购、仓储、加工、生产、 物流、销售等全产业链业务覆盖。经过 30 年的发展，公司已经在逐渐成为综合大 型清洁能源服务商，并于 2021 年 5 月登陆上交所。此外，公司通过整合方式积极 布局“陆气气源”，并适时布局氢能等新赛道业务，业务规模稳步提升。

上市以来股权结构稳定，创始人夫妇持股超50%。公司实际控制人为张建国、 蔡丽红夫妇，截至 2022 年一季报，张建国先生直接持有公司 11.71%股权，蔡丽 红女士直接持有公司 5.02%股权，二人通过九丰投资控股有限公司间接持有 32.35% 股权，通过盈发投资间接控制公司 3.42%股权，共计持股 51.94%。

回购方案落地，彰显管理层信心。2022 年 5 月 25 日，公司发布回购公司股 份方案的公告，公司拟以不低于人民币 15,000 万元（含），不超过人民币 30,000 万元（含），回购价格不超过人民币 29.92 元/股（含），回购公司股份，全部用于 后期实施员工持股计划或股权激励计划，充分展现管理层对公司未来发展前景的 信心和公司价值的认可。

1.2. 市场波动下业绩底部探明，盈利能力改善未来可期

受国际天然气价格波动，公司近年来营收、归母净利润均有波动，2022 年 Q1 业绩大增，全年盈利有望修复。受需求增长、地缘政治、极端天气、欧洲天然气 库存处于低位及风光发电量供给不足、“北溪-2”通气受阻等因素影响，2021 年以 来，国际天然气供需结构性错配推动价格攀升，对公司经营造成较大挑战。2021 年，公司实现营业收入 184.88 亿元，同比增加 107.42%，主要系公司 LNG 与 LPG 产品销售量价齐升；归母净利润 6.20 亿，同比下降 19.27%，主要由于国内 外 LNG 价格非对称性波动压缩毛利空间；毛利率为 6.5%，处于历史低位。2022 年 Q1 业绩大幅改善，实现营业收入 70.2 亿，同比增加 126.18%；归母净利润 3.9 亿元，同比增加 40.66%；毛利率 8.77%，盈利能力大幅改善。公司毛利率及净利 率近两年受到国际天然气价格震荡影响波动较大，预计随着公司产业链布局完善、 及时调整营销策略，公司盈利有望修复。

LNG 和 LPG 是公司占比最大的业务。公司 2021 年 LNG 和 LPG 业务分别 占总收入比为 53.43%，42.22%。依托东莞立沙岛综合能源基地，建立起完善的 LPG 储备与销售网络，以 2020 年进口量计算，公司是我国第四大 LPG 进口商， 是华南地区第一大 LPG 进口商。2012 年，公司位于东莞的 LNG 接收站开始投 产，目前成为华南 LNG 流通市场的重要补充。从地区分布看，公司主要业务集中 在华南地区，2018-2020占比维持在60%以上，境内其他地区业务占比约为15%， 境外业务占比随着国际采购价格波动，2021 年由于国际 LNG 价格波动，公司加 大了国际业务比例充分释放“长约气+现货气”优势，平滑业务波动风险，展现公 司良好的资源潜力。

期间费用率方面，公司整体费用率呈现下降，期间费用率 2017 年为 5.12%， 2021 年下降为 2.10%，2022 年 Q1 进一步下降到 1.78%，显示了公司优秀管控 能力，未来盈利空间有望继续扩大。资产负债率呈现逐年下降趋势，由 2016 年的 55.53%下降至 2021 年的 23.49%。

2. 能源结构低碳化转型，天然气需求旺盛

2.1. 天然气全球分布不均，产销量总体呈现上升趋势

全球天然气探明储量分布不均，富煤贫油少气是我国国情。根据英国石油公 司（BP）出具的 2021 年《bp 世界能源统计年鉴》中指出，截至 2020 年底，全 球探明的天然气储量为 188.1 万亿立方米，超过 70%位于独联体国家（主要为俄 罗斯联邦）和中东地区，其中俄罗斯以 37.4 万亿立方米占比为 19.88%，我国 2020 年天然气探明储量为 8.4 万亿立方米，占比为 4.47%。

全球天然气需求旺盛，产销量总体呈现上升趋势。从供给端看，2010-2020 年 全球天然气产量年复合增速为 2.03%，2020 年受到疫情和油价下降双重影响，全 球天然气产量十年来首次出现下滑，同比下滑 3.08%，产量为 3.85 万亿立方米， 其中美国产量最大，占比 23.73%，俄罗斯占比 16.57%。从需求端看，2010-2020 全球天然气消费量稳步上升，年复合增长率为 1.92%，略低于供给端复合增速。 2020 年消费量同比下降 2.08%，也是十年来的首次下滑，下降幅度低于供给端。 预计未来随着疫情好转，全球天然气产销量将有所恢复。

2.2. 我国天然气消费量不断增长，进口依存度提升

我国天然气消费量保持高增速，国内产能不足进口占比上升。受到“煤改气”、 供给侧改革等多重政策因素推动，我国天然气需求量显著上升。一方面，我国天 然气表观消费量由 2011 年的 1308.74 亿立方米，增加至 2021 年的 3726 亿立方 米，年复合增长率达 11.03%，但同时 2021 年国内产量仅为 2052.6 亿立方米， 产量缺口不断扩大，由 2011 年 281.85 亿立方米扩大至 2021 年的 1673.4 亿立方 米，进口占比约为 45%。另一方面，由于我国天然气网管建设速度放缓，互联互 通程度不够等因素进一步限制我国天然气资源调配能力，导致我国天然气进口量 不断走高，2021 年同比增长 20.66%，是全球第一大天然气进口国。 分类型看，LNG 占比超 50%。我国进口天然气分为管道气和液化天然气 （LNG），进口管道气主要来自土库曼斯坦、乌兹别克斯坦、缅甸等国，进口 LNG 主要来自澳大利亚、卡塔尔、马来西亚、印度尼西亚等国。LNG 通过海运以液态 形式运输，到达港口后重新气化进入管道，较管道天然气更具灵活性，因此我国 进口天然气以 LNG 为主，2021 年 LNG 占比为 65.37%。

天然气在我国能源消费中占比仍低，增长空间广阔。根据《2021 中国天然气 发展报告》，2020 年我国天然气消费量占一次能源消费总量的 8.4%，同比增加 0.3pct，但仍低于 2019 年全球 24.2%的平均水平。天然气作为能源清洁化进程中 最重要的过渡能源，其在能源消费结构中占比的提升具有战略性作用。国家发改 委 2017 年发布的《加快推进天然气利用的意见》进一步明确，到 2030 年力争将 天然气在能源消费中的占比提高到 15%左右。“十三五”期间，我国进一步完善天 然气多元供应体系，新增 LNG 接收能力 4920 万吨/年，累计建成长输管道 4.6 万 千米，全国天然气管道总里程达到约 11 万千米。未来随着城镇化推进、管网设施 完善、天然气替代煤、发电和交通等领域持续加大应用规模，我国天然气消费量 增长空间仍广。

2.3. 大力发展核心主业 LNG，不惧市场波动展现全产业链优势

“长约气+现货气”提供稳定气源和灵活价格双保险。公司的 LNG 以境外采 购为主，采取长约气+现货气模式。长约气保证气源稳定：主要供应商为马来西亚 石油公司和意大利埃尼集团（ENI），双方通过签订附有照付不议条约的长约采购合同，最大程度保证公司资源池稳定性。合约定价上也随着国际惯例变动和行业 变化不断更新，公司于 2020 年在与马石油和 ENI 的 LNG 定价公式中引入 JKM 指数（日韩综合到岸价格指数），将马石油定价公式中原有的仅挂钩布伦特原油期 货价格（Brent）改为同时挂钩 Brent 和 JKM 价格；将 ENI 原本与 JCC（日本原 油清关价格指数）挂钩改为与 JKM 挂钩，保证采购定价的灵活性高，有效降低原 油价格波动带来的采购成本影响。现货气提供足够灵活性：公司与诸多国际知名 LNG 供应商达成框架合作协议以灵活采购 LNG 国际现货。

优异的国际能源接收码头与储备库资源。进口 LNG 主要通过海上 LNG 船运 输，拥有位置优越的码头一方面方便货物运输转送，一方面能够灵活与国际大型 能源供应商合作。公司在华南地区拥有一座由 5 万吨级综合码头、14.4 万立方米 LPG 储罐和 16 万立方米 LNG 储罐组成的综合能源基地，其中 LNG 储备罐采用 被列为重点的天然气应急调峰和储气设施建设项目，是华南地区重要的能源供应 基地。

充足自有船运资源实现成本可控。在运输方面，公司积极布局专用船运市场， 目前自主控制 8 艘运输船，其中 5 艘 LNG 运输船（3 艘自有，2 艘租赁），1 艘 LPG 运输船（租赁），并利用募投资金在建 2 艘运输船（1 艘 LNG 船，1 艘 LPG 船），在建的 LPG 运输船货物仓容为 9.3 万立方米，高于传统的 8.4 万立方米， 单次运货量提升约 10%，且两艘运输船均配备了 BOG 再液化装置，再液化后可 以用作运输燃料，同时有效降低货损，实现经济、环保的远洋运输。在建船只交付 后，公司船只资源能够完全满足公司 LNG 及 LPG 产品的周转与运输，能够有效 避免船运市场供给和船运价格波动带来的的成本端压力，根据 2021 年公司年度 报告，在正常的海运假设条件下，自有 LNG 运输船的单位运输成本较租赁方式 降低约 37%。

客户结构优质，直接终端用户销量占比 70%。公司 LNG 销售以境内销售为 主，同时通过转口贸易形式进行境外销售；销售类型包括批发及终端零售。根据 公司 2021 年年报，公司客户中工业（园区）用户、燃气电厂、大客户等直接终端 用户销量占公司国内销量的比重超过 70%；同时，以城市燃气、贸易商为代表的 中间商客户成为销售重要补充，公司客户结构与质量有显著优化与提升。由于天 然气价格联动机制未完善，当天然气价格上涨时，多数地区的最终销售价不能覆 盖企业上涨的购气成本，而解决燃气行业困境的关键在于理顺价格传导机制。由 于工商业用户用气价格已部分市场化，对天然气价格波动承受能力较强，因此公 司高比例的工商业用户能够较好保障价格传导机制。此外，公司将继续提升直接 终端用户销售规模，力争用 3 年左右时间，将国内直接终端用户销售比重提升至90%以上。（报告来源：未来智库）

2.4. 拓展陆气资源池，打造“海陆双气源”优势

2.4.1. 两大项目落地后陆上 LNG 资源有望翻倍

收购远丰森泰，LNG 产能或将翻倍。公司于 2022 年 1 月公告购买四川远丰 森泰 100%股权，远丰森泰具有 LNG 全产业链布局能力，在四川盆地和鄂尔多斯 盆地已投产 4 家 LNG 生产加工厂，年产约 60 万吨 LNG，销售区域辐射西南、西 北多个省份，自建多个 LNG/L-CNG 加气站；二期产能逐步释放，2024 年满产后 总产能将达到 120 万吨/年。收购完成后，公司 LNG 国内供给产能能够扩张一倍。 公司 4 月份完成华油中蓝 28%股权收购。华油中蓝位于四川东北部，是西南 地区目前单体规模最大的天然气液化工厂，建有 3 万立方米 LNG 储罐，一期运行 产能约为 30 万吨/年，二期产能 30 万吨/年，目前已完成征地、公用辅助工程建 设等。公司目前已形成稳定可靠的“海气资源池”，两项目落地后陆气资源池将进 一步扩大，形成“海气+陆气”双资源池格局，从源头保证供应链稳定。

2.4.2. 积极利用主业优势，拓展汽车加气和氦气市场

切入汽车加气提高终端用户占比。公司拟通过收购远丰森泰和华油中蓝切入 汽车加气市场。根据四川发改委和能源局发布的《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，其中 LNG 加气站 401 座，四川省加气需求市场将迎来爆发式增长，公司终端需求用户能够 得到有效拓宽。 我国 95%以上的氦气依赖于进口，提前布局氦气丰富公司业务布局。远丰森 泰是国内目前少数具备 LNG 项目提氦技术和运营能力的公司，已建成一套 BOG 提氦装置，提取氦气纯度高达 99.999%。2022 年一季度，我国氦气市场整体消费 量约 1064 吨，同比增长 27%，进口量共 1016.71 吨，占比 95.56%，同比增长 24.44%，国产资源仅占不足 5%。按收货地来看，2021 年一季度和 2022 年一季 度氦气进口主要收货地是江苏省、上海市、广东省以及浙江省，占比为 89%。其 中江苏省 2022 年一季度共进口氦气 332 吨，同比增长 18.74%，排名第一，占总 进口量的 33%。

手握优质氦气项目，为公司业绩贡献新动能。2020 年中国氦气市场主要参与 者为进口企业，占比超 82%，以林德公司、法国液化空气集团、空气化工产品等公 司进口占比最大。近年来国内随着下游需求带动和技术升级，国产氦气产能逐渐增 加。根据公司投资者关系活动记录，2021 年，森泰能源氦气销售量为 8.61 万方， 销售收入 760.20 万元，毛利率为 68.80%；截至 2022 年 5 月，森泰能源氦气产销 量已接近去年全年水平，销售价格较去年涨幅较大。森泰能源已规划投资建设“内 蒙古森泰天然气液氦生产项目”，包括 100m3 /h 氦气装置、50m3 /h 氦气液化装置及 储存、充装系统，进一步丰富公司业务布局。

3. LPG 竞争优势持续走强，未来发展空间仍广

3.1. 我国 LPG 进口依存度高，化工原料需求旺盛促 LPG 需求提升

化工原料是 LPG 最主要应用，亦为我国 LPG 市场的主要增量。液化石油气 （LPG）是石油炼制或者油气田开采中产生的伴生气体通过加压或降温后形成的 液态产品，主要成分是丙烷和丁烷，一般有两种存在形式：纯气，即气体中仅含有 丙烷或者丁烷的单一成分；另一种是混气，以丙烷、丁烷为主并混有少量烯烃类 成分。LPG 主要有两大用途：燃料与化工，用作燃料的 LPG 对气体纯度要求不是 很高，一般为混气；但化工原料用途中需要纯度高的 LPG，根据金联创数据，化 工原料需求成为我国 LPG 消费占比最大环节，2020 年占比约为 44.7%。

我国 LPG 进口依赖度高。一方面，近几年随着国内 LPG 深加工装置产能扩 张，很多石油炼厂将产出的液化气用于 LPG 深加工领域，导致国内燃料用气供应 下降，需要进口 LPG 进行补充；另一方面，丙烷脱氢制丙烯（PDH）等 LPG 深 加工装置需要进口纯度较高的 LPG 作为原料气，因此国内对进口气需求量上升较 快，从 2010 年的 319.62 万吨增加至 2021 年的 2308.49 万吨，年复合增长率 19.69%，相比之下国内产量 CAGR 仅为 7.67%，国内供给缺口逐渐增大。

2021 年 LPG 产量分布主要集中在北美、亚太以及中东。根据中国海关统计， 我国从 2014 年开始从美国大量进口 LPG，2021 年我国 LPG 主要从美国、阿联 酋、阿曼、卡塔尔进口，分别占比 34.34%、16.69%、12.65%与 11.9%。从我国 各省市 LPG 进口量来看，浙江省最大，其次是广东省、山东省。随着化工原料轻 质化发展、PDH 等 LPG 深加工装置的扩展，预计我国进口 LPG 需求量将进一步 提高。

3.2. 华南地区最大 LPG 进口商，多重优势保证盈利水平

LPG 是公司稳定发展的传统业务。公司已在华南地区 LPG 市场深耕 30 余 载，按照 2020 年 LPG 进口量计，公司是华南地区最大、全国第四的 LPG 进口 商，业务主要由采购、生产加工、仓储物流、销售等环节组成。2021 年 LPG 业 务占营收比为 42.22%，公司 LPG 销售量整体维持在 150 万吨/年以上水平，展现 出稳定的业务贡献能力，毛利率整体呈现上升趋势。2021 年 LPG 业务毛利率为 6.33%，同比下降 2.17pct，主要是由于国际 LPG 价格波动频繁，采购价和销售 价呈现非对称波动导致。

良好资信及丰富贸易经验，保障长期稳定优质国际气源。公司凭借优良的国 际能源接收与储备库资源、良好的交易信用、所处地区广阔的市场容量等优越条 件，与国际能源供应商常年保持良好的合作关系，形成了较为完善畅通及稳定优 质的国际采购渠道。LPG 方面，公司与 Chevron（雪佛龙）、Vitol（维多）、Trafigura （托克）等国际知名能源公司建立了长期的合作关系。公司在国际能源贸易领域 积累起来的品牌资信优势也有利于提升公司在国际采购环节上的议价能力。同时， 公司多年参与国际能源采购，对能源价格的走势判断以及采购时点的把握已积累 了丰富经验，能够协助公司更好地进行存货管理和采购成本控制，有利于保障公 司的长期稳定经营。

多领域应用需求旺盛，预计行业利润规模整体呈现稳定增长。公司目前在民 用 LPG 市场具有较大优势，但长远看，民用燃料市场会受到 LNG 普及的挤压而 有所减少；由于我国 LPG 在化工原料领域的应用低于世界平均水平，随着化工 原料的轻质化发展，LPG 深加工装置的蓬勃发展将推动 LPG 在化工原料领域需 求的增长，化工燃料市场是未来 LPG 应用的重点领域，预计 LPG 行业的利润规 模整体较为稳定的增长。

4. 搭乘氢能高速发展快车，提前布局氢能业务

4.1. 氢能是我国清洁能源体系重要组成部分，发展前景广阔

氢能在终端能源体系占比提升空间广阔。2022 年 3 月，国家发改委与国家能 源局联合发布《氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年）》中提出了氢能产业各 阶段发展目标：

到 2025 年，基本掌握核心技术和制造工艺，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，实现 二氧化碳减排 100-200 万吨/年。

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，有力支撑碳达峰目标实现。

到 2035 年，形成氢能多元应用生态，可再生能源制氢在终端能源消费中 的比例明显提升。

根据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书 2020》数据，若在 2060 年实现碳 中和，我国氢气的年需求量将从 2019 的 3342 万吨增加至 1.3 亿吨，在终端能源 体系中占比由目前的不足 5%增加到 20%，氢能在我国发展空间广阔。

据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书 2020》，目前我国氢气制取主要有三 种途经：一是用煤炭、天然气为原料的化石能源重整制氢：目前煤制氢技术最为 成熟高效，成本最低，原煤约占制氢总成本的 50%，以技术较成熟的煤气化技术 为例，每小时产能为 54 万方合成器的装置，在原料煤（6000 大卡，含碳量 80% 以上）价格 600 元/吨的价格下，制氢成本约为 8.85 元/公斤。天然气制氢中，主 流制氢方式是甲烷水蒸汽重整制氢；二是以焦炉煤气、氯碱尾气、丙烷脱氢为代 表的工业副产气制氢：目前考虑副产气体成本后综合制氢成本为 10-16 元/公斤。 三是电解水制氢，主要有碱性水电解槽（AE）、质子交换膜水电解槽（PEM）和固 体氧化物水电解槽（SOE）法，制取成本受电价影响较大，若采用“谷电”电价， 成本接近传统化石能源制氢。

4.2. 广东省氢能发展基础良好，公司积极布局氢能全产业链

全国氢能供需结构失衡，氢能缺口巨大。我国氢气 2021 年产量预计超 3300 万吨，是世界上氢气产量最多的国家。但从供需结构看，我国氢气供需错位情况 凸显，化石能源制氢为主使得我国产氢主要地在西北和华北地区，而用氢地集中 在工业发达的华南、华东地区，氢气气态下运输半径一般仅为 200km，且运输损 耗和成本较高。短期看，管道输氢，液氢等技术难以大规模运用，推广工业副产 氢、天然气产氢和电解水制氢是解决目前用氢紧张的关键因素，能够在华南、华 东等工业密集地区推广。

广东省是我国氢能产业发展先行区。氢能产业发展呈现区域产业聚集效应， 我国氢能产业以广东、北京、河北、江苏、山东上海六省市发展最为领先，据中国 《氢能源及燃料电池产业白皮书 2020》显示， 2019 年相关企业合计全国规模以 上企业总数的 51%。2022 年，广东省发布《广东省能源发展“十四五”规划》明 确指出，要“打造氢能产业发展高地、多渠道扩大氢能应用市场、聚焦氢能核心技 术研发和先进设备制造加快培育氢气制储、加运、燃料电池电堆、关键零部件和 动力系统集成的全产业链布局电解水制氢、天然气制氢、工业副产氢提纯装备制 造产业，推进高密度储氢装备制造短期加强高压气态储氢建设长期布局低温液氢、 低压固态储氢产业利用低温氢燃料电池产业区域先发优势形成广州－深圳－佛山 －环大湾区核心区燃料电池产业集群。”后续各城市也相继出台氢能产业规划，广 东省未来氢能发展潜力巨大。

公司与巨正源和国鸿氢能合作，布局氢能全产业链。巨正源股份成立于 1999 年，主要业务涵盖成品油及化工品贸易、仓储、聚丙烯的研发、生产和销售。子公 司巨正源科技于 2019 年投产了“丙烷脱氢制高性能聚丙烯”一期项目，目前年产 60 万吨聚丙烯、2.5 万吨氢气和 LPG。二期丙烷脱氢装置项目已在建设中，预计 年产能约为 2.5 万吨氢气。

公司 2021 年 12 月与巨正源达成框架协议，双方以成 立合资公司形式，合作开展氢能产业，巨正源 PDH 装置生产的氢气是合资公司主 要氢气来源，业务范围主要涵盖东莞-广州-佛山-深圳等地区。根据高工氢电，目 前广东省用氢主要供应商为中石化和巨正源，巨正源一期产能已经成为东莞辐射 圈内主要供应商。此外，2022 年 1 月，公司与广东国鸿氢能签署《战略合作框架 协议》，公司未来作为氢能提供方，与国鸿氢能共享其下游信息资源，进一步扩大 公司在氢能产业链影响力。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）