2022年九丰能源研究报告 产业链一体化的LNG 与LPG清洁能源供应商

1. 产业链一体化的清洁能源供应商

1.1 深耕清洁业务三十年 LNG 与 LPG 双轮驱动

公司是华南地区燃气产业清洁能源综合供应商。九丰集团创立于 1990 年，以 LPG 业 务起步。 2008 年，九丰能源成立，主营产品包括液化石油气（LPG）、液化天然气（LNG） 等清洁能源以及甲醇、二甲醚（DME）等化工产品。公司 LNG 中下游产业链建设完善，实 现“国际采购—远洋运输—码头仓储—加工生产—物流配送—终端服务”的一条龙服务的 产业链布局。LPG、LNG 业务受仓储、运输经济、运输半径限制，具有明显的地域特征。 而公司地处珠江三角洲的中心地带，水路交通便捷，毗邻广州、深圳、珠海等重要能源消 费城市，充分发挥其区位优势。 公司业务从华南沿海地区向西南内陆扩展。公司享有稳定优质的国际气源采购渠道和 较高的市场知名度。同时，公司积极扩张 LNG 业务，通过并购华油中蓝和远丰森泰进入西 南地区，获得国内陆气资源，延伸经营链条，实现经营区域与气源的全面扩张。

公司实际控制人为张建国、蔡丽红夫妇，合计持股超 50%。截至 2022 年 5 月，公司 实际控制人张建国、蔡丽红夫妇直接控制公司 11.71%和 5.02%股权；同时二人通过九丰 投资控股间接持有公司 32.35%股权，并通过盈发投资间接持有公司 3.42%股权。两人合 计控制股权超过 50%，蔡丽红之姐蔡丽萍也持有公司 4.46%的股份。公司通过旗下多家子 公司，开展包括 LPG、LNG 等业务以及供应链等配套服务。

1.2 LNG 业务贡献主要利润和增量

2021 年 LNG 业务超过 LPG，营收占比过半。公司以 LPG 业务发家，在 2020 年以前， LPG 为公司最大业务，收入规模在主营业务收入占比中稳定在 50%以上。2021 年，受需 求增长、地缘政治等因素影响，国际天然气供给趋紧，公司 LNG 业务实现量价齐升，跃居 公司第一大业务。但是受到全球能源价格高企影响，公司签订的长协价格与布伦特原油价 格挂钩，导致进气成本大幅度增加，使公司 LNG 毛利受损，LNG 毛利率由 2020 年 21.54% 下降至 2021 年 5.21%。2022 年随着公司产业链布局完善、海外销气规模提升，公司有望 平抑国际天然气价格高企带来的经营波动，LNG 盈利能力有望得到修复。

量价齐升助推公司上半年财报表现亮眼。2021 年，公司营业收入达到 184.88 亿元， 同比增长 107.42%，主要得益于公司 LNG 业务销售数量及销售单价以及 LPG 销售单价较 上年同期大幅提升；同年公司实现净利润 6.20 亿元，同比下降 19.27%，主要原因在于国 际 LNG 价格涨幅较大，与国内 LNG 价格出现非对称性波动，从而导致 LNG 单吨毛利空 间缩小。整体来看，公司营收和利润体量可观，但年度波动较大。2022 年 H1 公司业绩大 幅改善，实现营业收入 129.59 亿元，同比增加 95.36%；归母净利润 6.42 亿元，同比增 加 61.54%，盈利能力大幅改善。

2. LNG 成为天然气贸易主流发展方向

2.1 LNG 在天然气供给结构中地位提升

天然气清洁高效，在全球能源绿色低碳转型中发挥重要作用。天然气相比于煤炭石油 等传统化石能源在单位碳排放量具有显著优势，在释放热量相同情况下，天然气的二氧化 碳排放量仅为煤炭的 51%、石油的 54%。同时天然气的燃烧效率也在传统化石能源中位列 榜首，为煤炭燃烧效率的 181%。目前，减少碳排放已经成为全球共识，并成为各国发展 能源经济时的首要考量因素，全球多个国家已经规划于本世纪中叶实现净零排放目标。天 然气在全球能源转型中凭借其清洁、高效等特点成为理想的过渡能源，补充以煤炭为代表 的传统能源退坡所留下的能源缺口，为全球进入光伏、风力等可再生能源的时代提供坚实 保障。

近年我国出台多项政策推动天然气市场整体持续发展。2017 年 7 月，国家发改委公布 的《加快推进天然气利用的意见》设立天然气消费目标，《意见》计划到 2030 年将天然气 在一次能源消费中的占比提高 15%左右。2021 年 10 月，国务院正式印发《2030 年前碳 达峰行动方案》，明确到 2025 年非化石能源消费比重达到 20%左右，2030 年达到 25% 左右，实现碳达峰目标。各项政策出台引领，推动燃气下乡，加速天然气建设，带动各省 地区提高天然气需求，并完善终端销售价格与采购成本联动机制。

全球天然气需求总体呈上升趋势。2010-2019 年间全球天然气消费量稳步增长，2020 年新冠疫情导致天然气消费量下降 1.80%。2021 年，疫情形势好转后，全球天然气消费迅 速反弹，同比上升 4.57%。2022 年由于俄乌战争导致全球天然气供给趋紧，天然气价格飙 升，预计全年天然气消费量将小幅下降。 LNG 成为天然气贸易主要形式。在过去几十年中，管道天然气凭借较低的运输成本成 为国际天然气贸易的主流，但随着天然气液化技术以及 LNG 长途海运技术的发展，LNG 运输成本逐渐下降。2020 年，LNG 首次超过了管道气成为国际天然气最为重要的贸易途 径。近年来管道天然气的供给受国际局势影响不确定性加剧，尤其是自 2021 年下半年以来， 俄罗斯通过三大管道对欧洲天然气供给量显著下降。在俄乌冲突爆发后，欧盟推出 REpowerEU 计划，提出到 2027 年底完全摆脱对俄罗斯天然气的依赖。进口 LNG 承担弥 补俄气缺口的重任，目前已经成为欧洲最重要的天然气供给来源。2022 年 6 月，欧陆各国 及英国进口的 LNG 占欧洲天然气总进口量的 36%。LNG 凭借其灵活，供给较为稳定，可 远洋运输等优势在未来全球天然气贸易中会发挥更加重要的作用。

LNG 甲烷成分含量更高。在 LNG 液化生产过程中可以将主要成分甲烷进行进一步的 提纯，因此 LNG 中的甲烷含量高达 95%，然而管道气中仅为 82%，因此 LNG 在热值和品 质方面都要优于管道天然气。 长距离运输上，LNG 更具经济优势。管道天然气的运输费用与前期管线建设价格直接 相关，不同地形气候区域的陆上管线的建设费用存在巨大差异。LNG 运输费用主要由液化 费用（约 2.25-3.5 美元/MMBtu）、LNG 船运输费、再气化费用（约 0.4 美元/MMBtu） 三部分构成，成本构成相对稳定。尽管有额外的费用构成部分，但 LNG 船运单位成本远低 于陆上管线单位成本，约为 0.05 美元/ MMBtu /1000km。 在假设井口气 1 美元/MMBtu 而液化费和气化费合计为 2.8 美元/MMBtu 的情况下： 情况①：不利于管线铺设的地区，管道气单位运输成本 2.5 美元/ MMBtu /1000km， LNG 在 2000 公里以上运距成本更低；情况②：地理气候适宜铺设管道的地区，管道气单位运输 成本 0.5 美元/ MMBtu /1000km，LNG 在 7000 公里以上的运距仍具备成本优势。

2.2 我国天然气对外依存度上升，LNG 发挥重要作用

天然气在我国能源消费占比低，仍具有较大增长空间。2020 年天然气在我国一次能源 消费结构中仅占比约 9%，远低于 25%的世界平均水平。但在近年来我国“煤改气”及“双 碳”等政策的支持下，我国天然气表观消费量保持高速增长。2015-2021 年间，我国天然 气表观消费量增长 93%，复合年增长率达 11.6%。同期我国天然气产量增速相对较缓， 2015-2021 年间复合年增长率仅约为 7.3%。在国内天然气产量基数和增速均低于我国表 观消费量的情况下，我国对海外天然气依赖程度逐渐增加，2021 年进口天然气已占全年总 消费量的 45%。

LNG 为我国天然气进口主要来源。我国管道气主要进口来源国为中亚国家及俄罗斯， 距离我国东南沿海用气终端运输距离长、成本高，因此 2021 年我国三条主要天然气进口管线利用率均不超过 50%。相比于管道气，LNG 进口自 2017 年增长趋势明显，2018 年同 比增长达 41%。2018-2020 年连续三年 LNG 进口量的年同比增速皆远超管道气，LNG 在 我国天然气进口结构中从 2017 年的 56%上升至 2021 年的 66%。目前，国内在营 LNG 接收站 22 座，年气化输送能力约为 1431.4 亿 m³，产能利用率约为 77%，远高于全球平 均水平。

3. “上岸+入川”拓展 LNG 海陆双格局

3.1 LNG 全产业链布局，一体化具备成本优势

3.1.1 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%。

3.1.2 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，公司高比例的终端客户结构有助于取得更高毛利的同时抵御气价波动带 来的影响。

3.2 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。

2022 年 4 月 13 日公司发布公告，将以约 2.26 亿元的价格通过收购四川华油中 蓝 28%的股权。华油中蓝于四川东北地区拥有 LNG 产能约 35 万吨/年，且二期 项目规划 LNG 产能约 30 万吨/年，目前已完成征地、公用辅助工程建设。

2022 年 5 月 23 日公司发布公告，将以约 18 亿元的价格 100%收购四川远丰森 泰。截至目前，远丰森泰于内蒙、四川两地拥有 LNG 产能约 60 万吨/年。此外， 远丰森泰在叙永正东、古蔺公司、川西名山、川南能源储备调峰等 LNG 项目将于 2022-2024 年中陆续投产，预计至 2025 年可以形成 60 万吨/年的产能增量。

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。

4. LPG 盈利能力稳定，拓展产业链扩展规模

4.1 终端消费结构转型拉升 LNG 对外依存度

我国 LPG 消费量持续走高，集中于华南、华东、华北区域。我国 LPG 发展历程可分为 四个阶段。整体上我国 LPG 表观消费量处于稳步上升通道，2012-2021 年 CAGR 为 12.26%。 我国 LPG 消费量主要集中于华南、华东和华北地区，各区域的经济发展程度与消费结构紧 密相关。2018 年，三个地区 LPG 总消费量 3016 万吨，占全国的 69%。其中广东省是我 国最大的 LPG 消费省份，2018 年消费量达到 834.85 万吨，其商品供应量约占全国 30%， 消费量约占全国 20%。

LPG 终端消费结构转型，化工原料用气成为市场增长主动力。我国 LPG 消费需求主要 有两大领域，一是燃料用气，包括民用燃料、商用燃料、工业燃料等；二是化工原料用气， 包括烷基化和丙烷脱氢（PDH）等。化工原料用气需求占比从 2000 年的 19%逐年增长至 2020 年的 45%。其迅速增长的推动力在于两个方面，一是近年来我国化工原料向轻质化 方向发展，LPG 作为比石油、煤等经济性及环保性更优的原料被大量运用；二是 LPG 深 加工装置产能投放加快，带动 LPG 需求量的持续增长。未来随着 PDH 等深加工装置在建 和拟建项目的投放，相关领域的用气需求将进一步拉动 LPG 消费需求提升。

LPG 对外依存度呈上升趋势｡2012-2021 年，我国 LPG 净进口量由 206.32 万吨增长 至 2351 万吨，年均复合增长 31.04%。我国 LPG 需求快速增长，对外依存度连年处于高 位，2021 年我国 LPG 对外依存度达到 33.6%。从进口来源国来看，2021 年，美国是最大 进口来源国，进口量占比达 34.3%；其次主要为油田资源较丰富的中东地区国家。前五大 来源地占我国 LPG 进口总量的 86.4%。

4.2 LPG 价格联动强 稳定盈利能力

LPG 国内销售价与国际采购价联动性高，价格传导更为顺畅。公司国际采购定价主要 与 CP、FEI 等市场指数挂钩，通常采取加升､贴水的公式进行定价。LPG 价格受石油需求增 长、供需变化等因素影响，震荡幅度较大。2020 年 4 月以来，受国际油价不断上涨影响， LPG 也迎来涨价周期，两年间价格增长近 3 倍。国内销售价格主要与国际能源市场价格指 数挂钩或以码头附近石化炼厂挂牌价为基础计价。随着我国 LPG 进口量逐年增加，国内 LPG 市场价格受到国际市场价格的影响越来越大，与国际市场价格走势基本趋同。但由于 LPG 定价遵循市场化原则，上游涨价易于对下游进行传导，因此 LPG 业务的盈利较为稳定。

4.3 纵向一体化战略 持续拓宽盈利空间

公司是华南地区第一大 LPG 进口商，LPG 业务对稳定盈利具有关键作用。2021 年， 公司 LPG 产品销售量达 177.30 万吨，实现 78.07 亿元，同比增长 63.98%。尽管受价格锚 定机制及石油供需变化等因素影响，LPG 业务的毛利率在 2018-2021 年有所波动，但相较 于 LNG 业务则更为稳定。2020 年，公司 LPG 业务毛利率为 8.50%，显著高于行业平均毛 利率 5.67%；2021 年由于采购单价涨幅较大，毛利率下降至 6.33%。LPG 作为公司主体 业务之一，在支撑公司营收体量和盈利水平均有突出贡献。

自建 LPG 运输船和码头，优化成本的同时业务规模有望翻倍。公司液化石油气成 本主要由采购成本、运输成本以及关税等组成。其中，采购成本占 98.86%，运输成本仅占 比 0.55%。采购方面， LPG 目前以现货采购为主，针对价格相对变化情况实时抉择。运输 方面，公司已经租赁及在建 LPG 运输船各一艘，预计 2024-2025 年投入使用。自建 LPG 船仓容达 9.3 万 m³，高于传统的 8.4 万 m³，单次运货量能够提升约 10%。船舶配备的 BOG 再液化装置能够增加运输燃料，有效降低货损，进一步提高远洋运输的经济性。同时， 公司参股的惠州 LPG 码头在建，年周转能力预计可达 150 万吨。因此在 2025 年后，公司 的 LPG 的运输能力与周转能力相较于目前均有一倍的提升空间，LPG 业务具有广阔发展空 间。

通过加气站和化工业务拓展等方式拓展全产业链业务，增加收入与利润体量。公司 LPG 销售主要包括向化工和发电厂销售的批发模式以及向家庭用户和加气站等销售的终端零售 模式。公司快速布局化工原料用气市场，对 LPG 业务销售结构进行持续优化。2021 年 9 月，公司与 PDH 生产商巨正源签订关于低温丙烷互联互通项目的合作协议，实现两司管线 互通和码头库容资源共享，为化工用气市场布局奠定基础。此外，公司已在化工原料用气 市场成熟度较高的山东区域组建了专门的化工业务团队，并取得阶段性成果。未来，公司 有望在其他区域复制自身成熟的管理模式，帮助下游客户提供涵盖码头接收、装卸、仓储、 物流等服务，保障 LPG 业务的长期发展。

5. 氢氦合力，打造发展新翼

5.1 立足广东，抢占先机

氢能发展受到政策大力扶持，现已形成五大燃料电池示范城市群。近年来，国家多部 门出台政策扶持氢能发展。2022 年 3 月，国家发改委与能源局出台《氢能产业发展中长期 规划（2021-2035 年）》明确氢能产业阶段性发展规划目标。在氢能的先行应用方面，全 国现在已经形成了五大燃料电池示范城市群的格局。2021 年 8 月，五部门发布《关于启 动燃料电池汽车示范应用工作的通知》， 宣布北京、上海、广东三批示范城市群落地；2022 年 1 月，河北省、河南省成为第二批示范城市群、现有 5 个燃料电池汽车示范应用城市群 共涵盖 47 座城市，跨地域“合纵连横”，带动氢能全产业链布局发展。

广东城市群氢燃料电车运营效果全国领先。根据新能源汽车国家大数据联盟数据显示， 2022 年广东省氢燃料电车接入量，累计行驶历程以及累计行驶时长三大指标均位列五大示 范城市群之首。4 月，广东城市群上线 1894 辆氢燃料电池汽车，占全国上线数量的 40.33%。 无论是在氢燃料电池客车还是在氢燃料电池专用车，广东省与其他城市群相比均有巨大优 势。尤其是专用车领域，截至 2022 年前四个月广东城市群氢燃料电车上线量为 3410 辆， 占五大城市群上线总量的 67%。

广东城市群氢产业链发展完备，加氢站数量全国领先。广东省氢能产业链条完整，从 上游氢气生产及储运，到中游燃料电池系统生产，以及下游整车制造环节均有众多企业参 与布局，推动广东氢能产业全向发展。截至 2022 年 4 月，全国累计建成加氢站 264 座， 广东省拥有其中 50 座，稳居全国首位。完善的产业链以及加氢站的普及有利于氢燃料电池 汽车的渗透率的不断提升，不断发挥“技术-生产-应用”上下联动的飞轮效应，让广东省 长期在国内占据氢能发展的领先地位。

5.2 制氢具有成本优势，打通上游供应

化石能源重制氢为主流制取途径。根据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书 2020》， 目前氢气主要有三种制取途径：1）使用煤炭、天然气为原料的化石能源重整制氢；2）以 焦炉煤气、氯碱尾气、丙烷脱氢为代表的工业副产气制氢；3）电解水制氢。目前重整制氢 为主流，2019 年占比 77%。此外，副产物氢也是目前氢气的重要制取途径，而电解水制 氢由于成本高昂暂时未成为主流的制氢方式。由于氢气储存条件要求较高，长距离运输仍 不成熟，所以区域内实现氢气自产自销为发展主流。

公司制氢具备成本优势。公司在东莞具备LNG码头资源，且掌握成本较低的海外气源， 在广东省开展天然气重整制氢业务具有得天独厚的成本优势。此外，公司在收购远丰森泰 与华油中蓝后获得西南地区资源，通过成本较低的井口气以及西南地区较低的电价，有望 在重整制氢以及电解水制氢进一步发展，实现氢气生产方式与地域的多元化。 与巨正源和国鸿氢能合作，打通氢能上游供应环节。2021 年 12 月 4 日，公司与巨 正源签订《共同开发氢能的合作协议》，九丰与巨正源共同成立合资公司深度合作开展氢 能产业发展，其中九丰及子公司占股 60%。目前，巨正源 PDH 装置一期已经投产，通过 丙烷脱氢装置年产 2.5 万吨副产物氢气，同时 PDH 装置二期已经进入规划，氢气年产量预 计为 2.5 万吨。依托巨正源的氢气资源，公司未来有望迅速成为重要的氢气供应商。此外， 公司与国鸿氢能合作，通过氢气的保供获得国鸿氢能的下游客户资源，了解到氢能直接用 户的运输轨迹与实际需求，为公司未来加氢站的精准布局做好铺垫。

5.3 制取高纯氦气，国产替代空间显著

我国氦气消费量持续增加，目前绝大多数依赖进口。氦气被誉为“黄金气”，凭借其 自身惰性、深冷的特点广泛应用于航天军工、半导体等领域。尽管氦气存在于空气之中， 但由于含量过低导致空气分离氦气缺乏经济性。目前，氦气唯一具备经济性的制取方式是 提纯天然气中所含有的氦气。我国天然气中氦气含量偏低，即使是含量偏高的产区平均含 量也仅有 550ppm，远不及俄罗斯、美国产区中约 2500ppm 的水平。因此我国氦气高度依赖于进口。根据隆众资讯数据，2021 年中国共进口氦气 3685 吨，对外依存度超过 95%。 2021 年，我国从卡塔尔进口氦气 3005.9 吨，占全部进口量的 82%。

远丰森泰已经实现氦气量产，纯度已经达到 5N 级水平。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，公司通过液化冷凝、BOG 提纯以及氦气收集等 过程，最终可以得到 99.999%的高纯氦气。2021 年，森泰销售氦气 8.61 万方，销售收入 为 760 万元，毛利率为 68%。同时，公司已规划投资建设“内蒙古森泰天然气液氦生产项 目”，有望进一步扩大氦气产业优势。

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