2022年九丰能源研究报告 清洁能源综合服务提供商，LNG和LPG双轮驱动

一、清洁能源综合服务提供商，LNG 和 LPG 双轮驱动

（一）深耕清洁能源行业 30 余年

公司是国内专注于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，经营产品 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。1990 年九丰集团成立，以 LPG 业务起步，在 1995 年实现连续四年 LPG 进口量全国第一； 2008 年九丰能源成立，深耕 LPG 终端业务，立足华南，并进军 LNG 行业；2012 年立沙岛 LNG 储备库项目投产运营，并于 2013 年开始进口马来西亚液化天然气，开创开创国内民企海外进 口 LNG 先河。此后数年间，公司不断深化下游合作，深耕 LNG 服务终端。 2021 年公司成功登陆上交所 A 股；2022 年初步形成“海气+陆气”双气源格局，并推动 氢能业务布局。2022 年 1 月，公司拟收购森泰能源 100%股权，并于 9 月 27 日发布修订稿， 收购完成后将正式形成“海气+陆气”的双气源格局；2022 年 4 月，公司公告拟购买华油中蓝 28%股权，进一步完善陆气资源布局；根据半年报披露，公司积极推动与巨正源 PDH 工业副产 提纯氢项目的合作，并择机推进天然气重整制氢、电解水制氢等不同制氢方式项目的落地，实 现在制氢领域的突破；同时，根据下游终端用户氢气需求情况，加强与燃料电池行业的紧密合 作，甄选合适位置，加快加氢站或加气/油站改装加氢站的落地。

张建国和蔡丽红夫妇是公司实际控制人，股权结构稳定。截至 2022 年三季度末，董事长 张建国直接持有 11.71%的股份，蔡丽红直接持有 5.02%的股份；张建国、蔡丽红通过九丰控股 间接控制上市公司 32.35%的股份，通过盈发投资间接控制上市公司 3.42%的股份，合计支配上 市公司 52.50%的股份。

（二）LNG 营收占比不断提升，资产负债和现金流状况良好

营收和归母净利润稳中有升，2022 年前三季度营收和归母净利润实现高增长。2017-2021 年间，公司营收和归母净利润波动上升，实现营收复合增速 15.3%，归母净利润复合增速 18.3%。 2022 前三季度公司营收 202.08 亿元，同比增长 73.6%；实现归母净利润 9.41 亿元，同比增长 54.5%。2022 年前三季度面对上游资源价格高位运行的不利环境，公司通过“压力测试”，盈 利稳定性得到验证。同时公司积极推进能源服务型业务拓展，较上年同期实现大幅增长，且公 司持有的美元资产在报告期内实现汇兑收益。

LNG 和 LPG 是主要营收来源，LNG 营收占比不断提升。从 2017-2022 上半年公司营收构成 来看，LNG 和 LPG 两大支柱业务在营收中占绝对主导，其中 LNG 营收占比由 2017 年的 28.3% 提升至 2022 上半年的 53.3%，在 2021 年首次超过 50%。2022 上半年 LNG、LPG、甲醇及二甲醚 业务分别占营收的 53.3%、42.2%、3.0%。

各业务板块盈利能力受能源价格波动影响，其中 LNG 业务毛利率波动较大。由于公司业 务以能源贸易为主，因此毛利率易受能源价格波动影响。2017-2021 年间，LPG 业务毛利率相 对稳定，在 4.35%-7.08%之间；LNG 业务毛利率波动范围较大，在 5.21%-21.56%之间。2021 年公司主要业务毛利率均出现一定程度的下降，其中 LNG 毛利率下降最多，同比减少 16.35pct， 主要由于国际 LNG 价格涨幅较大，与国内 LNG 价格出现非对称性波动，2021 年 LNG 单吨毛利 空间缩小所致。随着公司陆气资源布局，可以有效抵御海气价格大幅波动的风险，提高盈利能 力稳定性。

盈利能力边际改善明显，成本控制能力良好。2022 前三季度整体毛利率 6.74%，同比减 少 1.89pct，整体净利率 4.66%，同比减少 0.59pct，主要是由于上游资源价格大幅上涨,导致 LNG 和 LPG 毛差下降所致。相较于 2021 年全年毛利率 6.50%，净利率 3.40%的水平，2022 年前 三季度盈利能力仍有明显边际改善。从费用率来看，2017-2022 前三季度期间费用率整体呈波 动下行趋势。2022 前三季度期间费用率 1.11%，同比减少 1.04 个百分点，其中财务费用率 -0.53%，同比减少 0.67 个百分点，主要是由于公司持有的美元资产实现汇兑收益增长，体现 了较好的成本控制能力。

资产负债率处于低位，现金流整体较为充裕。2017-2022 前三季度，公司资产负债率呈波 动下降趋势，其中 2019 和 2021 年降幅较大。2019 年末资产负债率 38.03%，同比减少 16.05pct， 主要是由于公司清偿了较多短期银行贷款，短期借款余额从 2018 年末的 11.85 亿元下降至 2019 年末的 5.52 亿元，整体杠杆率下降；2021 年末资产负债率 23.49%，同比减少 14.66pct， 主要是由于 IPO 融资所致。截至 2022 前三季度公司资产负债率仅为 39.04%，未来有较大的债 务融资空间。公司现金流整体较为充裕，截至 2022 前三季度公司流动比率、速动比率、现金 比率分别为 2.11、1.96、1.34，现金流可以满足日常经营需求。

经营性净现金流年度有波动，近年来体现出较高的收益质量。经营性现金净流量与盈利 水平、库存水平、回款情况等因素密切相关。2021 年公司经营性净现金流 8950.84 万元，同 比下降 89.15%，主要由于第四季度末公司 LNG、LPG 进行冬季补库，期末存货账面余额较期初 增加 3.09 亿元，以及期末一笔销售交易（金额为 36,870.17 万元，2021 年 12 月收到信用证） 出现跨期回款所致。如果扣除上述因素影响，公司 2021 年经营性现金净流量与全年盈利水平 保持一致。2017-2022 前三季度，公司净利润合计为 29.66 亿元，经营性净现金流合计为 38.29 亿元，多年来经营性净现金流明显高于净利润水平，体现了较高的收益质量。

员工持股计划提升积极性，彰显未来发展信心。2022 年 9 月 6 日公司公布首期员工持股 计划，规模不超过 7539 万元，涉及股票规模不超过 700 万股，参与人员预计为 23 人，包括部 分管理层及业务骨干人员。持股计划的股票解锁期与公司业绩挂钩，2022-2024 年归母净利润 目标为 9.5 亿元、12 亿元、15 亿元，较 2021 年分别增长 53.3%、93.6%、142.0%，体现了公 司对于未来发展的信心。

二、天然气在能源结构中占比有望提升，LNG 进口需求持续旺盛

（一）能源转型推动全球天然气需求持续增加

天然气是最清洁的化石能源。天然气的主要成分是甲烷，含量高达 99%以上。甲烷具有很 高的热稳定性和热值当量，与煤炭、石油等能源相比，天然气具有使用安全、热值高、洁净等 优势。根据中国能源报数据，产生相同单位热量，天然气排放的二氧化碳仅为石油产品的 67%， 为煤炭的 44%；与煤排放的污染物相比，灰分为 1/148，二氧化硫为 1/2700，氮氧化物为 1/29， 符合京都议定书减少温室气体排放量的要求。 能源转型大背景下，预计全球天然气消费量仍有较大提升空间。天然气是最清洁的化石 能源，且能够弥补风能、太阳能等可再生能源不易存储、供应不稳定的缺点，可在能源主体由 化石能源向非化石能源过渡的过程中积极发挥桥梁作用。根据美国能源署(EIA)在 2021 年 10 月发布的《世界能源展望 2021》，预计 2020-2050 年间，全球可再生能源占一次能源消费的 比重将由 15%大幅提升至 27%，天然气的比重将由 24%小幅下降至 22%。考虑到新兴经济体带动 全球能源消费总量持续增长，预计 2020-2050 年间，全球天然气消费总量仍将增加 31%。2050 年前，风电、光伏、储能技术将得到有力发展，但无法支撑全球能源系统安全稳定运行，因此 仍需要包括天然气在内的多种传统能源与可再生能源共同发展。

全球天然气消费量稳中有升，北美和亚太地区是天然气消费前两大市场。2021 年全球天 然气消费量为 40375 亿立方米，2011-2021 年复合增速为 2.2%。过去 10 年间，除了 2020 年因 为疫情和油价下降的影响，全球天然气消费量同比下滑，其余年份均实现正增长。从市场分布 来看，消费量占比较高的地区是北美、亚太、中东和欧洲地区，2021 年占比分别为 25.6%、22.7%、 14.3%和 14.1%。

由于天然气的全球资源分布不均衡,从产出情况看,美国和俄罗斯是全球天然气的主要供 给方。2021 年全球天然气总生产量为 40369 亿立方米，每年全球天然气总生产量与总消费量 大致均衡。从各国产量分布来看，2011-2021 年，美国和俄罗斯始终是全球天然气第一和第二 大生产国，2021 年美国和俄罗斯的产量分别占全球的 23.1%和 17.3%。其余国家中，伊朗、中 国、卡塔尔、中国、澳大利亚等国也有较高产量。

（二）全球贸易增量主要由 LNG 拉动，今年以来价格波动较大

全球天然气贸易量稳中有升，贸易增量主要由 LNG 拉动。由于全球天然气消费量持续增 加，以及产销区域分布不均的原因，全球天然气贸易保持高景气度。根据 BP 能源的数据，2021 年全球天然气贸易量为 10219 亿立方米，其中管道气和 LNG 分别为 5056 亿立方米和 5162 亿立 方米。2011-2021 年间，全球天然气贸易量复合增速为 2.5%，其中管道气和 LNG 贸易的复合增 速分别为 0.8%和 4.6%，LNG 贸易增速明显快于管道气。全球天然气贸易中 LNG 比例不断增加， 自从 2020 年起首次超过 50%。

全球天然气贸易流向反映各大区域供需形势。从 2021 年全球天然气主要贸易流向来看： （1）美国进口以管道气为主，出口以 LNG 为主，其中欧洲是第一大客户，另外有大量 FOB 可 供灵活调配；（2）俄罗斯出口以管道气为主，其中绝大部分出口欧洲；（3）澳大利亚、印尼 主要向东亚地区出口 LNG，主要原因是大量货源以长协形式被亚洲买家提前锁定，可出口至欧 洲的富余货源较为有限；（4）欧洲主要进口美国 LNG 和俄罗斯管道气，并且从中东、南美等 全球其他区域灵活补充 LNG;（5）东亚进口以澳大利亚、印尼、中东 LNG 为主，以中亚和俄罗 斯管道气为辅。

中国大陆 LNG 进口量保持高增速，2021 年进口量超过日本，位居全球首位。在下游旺盛 需求的拉动下，近年来中国大陆 LNG 进口维持高增速，2011-2021 年复合增速 16.8%，远超同 期全球 LNG 进口复合增速 5.6%。从全球 LNG 进口市场份额来看，中国大陆、日本、韩国、印 度、台湾等亚洲经济体对 LNG 需求量最大，2021 年 LNG 进口市场份额分别为 21.2%、19.6%、 12.4%、6.5%、5.2%,CR5 达到 65%。

澳大利亚和美国近年来 LNG 出口维持高增速，目前和卡塔尔共同成为 LNG 出口三寡头。 近年来随着多个大型天然气开采和液化项目投产，澳大利亚和美国的 LNG 出口维持高增速， 2011-2021 年复合增速分别为 15.3%和 49.1%，远超同期全球 LNG 出口复合增速 4.6%。从全球 LNG 出口市场份额来看，澳大利亚、卡塔尔、美国占据绝对寡头地位，2021 年出口市场份额占 比分别为 20.9%、20.7%和 18.4%，CR3 接近 60%。

国际 LNG 贸易主要采用离岸价 FOB（Free On Board）、船上交货 DES（Delivered Ex-Ship） 和到岸价 CIF(Cost，Insurance and Freight）三种交易方式。在 DES 和 CIF 条款下，长协合 同由于锁定了目的港，因此转售比较困难；而 FOB 条款下，买方可以自由选择交付地点，因此 可以灵活在市场上转卖。

当今全球天然气定价模式可分为 8 类，其中 OPE、GOG、BIM、NET 可以广义的描述为“市 场”定价；RCS、RSP、RBC、NP 可以广义的描述为“受监管”定价。目前，主流的定价模式为 OPE 模式和 GOG 模式。其中 OPE 模式通过基准价格和变化条款与竞争性燃料挂钩来决定交易价 格，通常挂钩原油、柴油或燃料油，在某些情况下，可挂钩煤价、电价，而 GOG 模式更多是由 天然气自身供需决定。根据华经产业研究院统计，2020 年 GOG 和 OPE 模式分别占全球天然气 消费量的比重为 49.3%和 18.6%。

国际天然气价格已大幅回落，国内天然气价格仍处于高位。目前欧盟各国天然气平均储 量已超过容量的 90%，TTF 期货近月合约已从 8 月末最高点超过 300 欧元/MWh，跌至 109.7 欧 元/MWh，回落幅度超过 2/3。国内天然气价格目前仍处于高位，根据国家统计局数据，10 月中 旬全国 LNG 价格 7319.9 元/吨，2022 年以来处于震荡上行趋势。

（三）我国明确“十四五”天然气发展目标，消费量预计稳中有升

2022 年 3 月《“十四五”现代能源体系规划》发布，明确我国天然气“十四五”发展总 体目标和重点建设内容。在发展目标方面，规划提出到 2025 年，国内天然气年产量达到 2300 亿立方米以上;全国集约布局的储气能力达到 550 亿-600 亿立方米，占天然气消费量的比重约 13%;全国油气管网规模达到 21 万公里左右。在重点建设内容方面，规划主要强调天然气管道、 储气库、LNG 接收站等基础设施建设，以及天然气交易平台的建设。同时，还要稳步推进天然 气价格市场化改革，重点发展天然气水合物、生物天然气等新兴领域。

“十四五”以来，我国发布多项涉及天然气行业的国家级政策，促进天然气产业健康有 效发展。政策主要内容涵盖范围全面，包括夯实国内产量基础，保持天然气稳产增产；加快建 设天然气主干管道，完善油气互联互通网络;做好煤制油气战略基地规划布局和管控；扩大油 气储备规模；推动天然气在交通、电力、工业等领域应用等。

天然气在我国能源结构中占比不断提升。天然气是最清洁的化石能源，且能够弥补风能、 太阳能等可再生能源不易存储、供应不稳定的缺点，可在能源主体由化石能源向非化石能源过渡的过程中积极发挥桥梁作用。根据国家统计局数据，2021 年全国能源消费总量 52.4 亿吨标 准煤，其中天然气消费占比达到 8.9%，创历史新高。2010-2021 年间，我国天然气消费总量复 合增速达到 11.3%，远超同期能源消费总量复合增速 3.5%。“双碳”目标下能源转型持续加速， 预计十四五期间天然气在我国能源结构的占比仍将持续提升。

全国天然气消费量稳中有升，预计 2022-2025 年年均增长 3.5-5%左右。天然气利用途径 主要是作为城市燃气、工业燃料、发电和化工用气等。城市燃气主要用于居民生活、采暖，以 及车用压缩天然气（CNG）等；天然气的工业应用主要包括冶金、建材和化工领域；天然气发 电主要用于调峰电厂和分布式热电联产。2021 年全国天然气消费量为 3726 亿立方米，同比增 长 12.7%（注：发改委 2021 年根据新增市场主体情况，调整了年度统计口径）。国家能源局 预测到 2025 年天然气消费量将达到 4300-4500 亿立方米，2030 年达到 5500-6000 亿立方米。 2022-2025 年年均复合增速在 3.5-5%左右，保持平稳增长态势。

我国天然气供需缺口不断扩大，对外依存度波动上升。2010-2021 年，我国天然气产量复 合增速为 7.2%，低于同期天然气消费量复合增速 11.3%。因此，虽然近年来我国天然气产量呈 逐年上涨趋势，但在下游旺盛需求的驱动下，我国天然气供需缺口仍不断扩大。2021 年我国 天然气缺口达到 1673 亿立方米，同比增长 22.9%，并创历史新高。根据《“十四五”现代能源体系规划》以及国家能源局的预测，假设 2025 年我国天然气产量 2300 亿立方米，消费量 4400 亿立方米，则供需缺口将扩大至 2100 亿立方米。

进口天然气增长迅速，其中 LNG 比例不断增加，2021 年占比达到 2/3。中国大陆进口天 然气分为进口管道气（PNG）和液化天然气（LNG），目前管道气进口包括中亚、中缅、中哈等， 海上 LNG 则通过沿海地区的 LNG 接收站，主要气源地为澳大利亚、卡塔尔、印度尼西亚、马来 西亚等国。根据 BP 能源的数据，2011-2021 年间，中国大陆天然气进口量复合增速为 18.2%， 其中进口管道气和进口 LNG 复合增速分别为 14.6%和 20.6%。进口气中 LNG 比例不断增加，2021 年达到 67.3%。

LNG 进口需要依赖接收站，民营接收站较为稀缺。截止 2022 年 10 月 12 日，我国已建成 接收站 24 座，年设计接收能力达 1.0957 亿吨，储罐能力达到 1398 万立方米。其中，2022 年 我国新投两座 LNG 接收站，分别 100 万吨/年的杭嘉鑫 LNG 接收站和 300 万吨/年的中海油盐城 绿能港 LNG 接收站。在已投运的 24 座 LNG 接收站中，只有 3 座为民营企业所有，分别是九丰 广东东莞 LNG 接收站、广汇江苏启东 LNG 接收站和新奥浙江舟山 LNG 接收站，3 座民营接收站 总设计能力 1150 万吨，约占全国 LNG 总设计能力的 10.5%。

到 2025 年，我国 LNG 年接收能力有望达到 1.41 亿吨，较目前仍有近 30%的增长空间。根 据中国石化经济技术研究院预测，2020-2030 年间，我国进口 LNG 年均增速保持在 10%左右， 因此未来 10 年我国 LNG 接收站建设仍将持续增长。到 2025 年，我国在运行的 LNG 接收站能力 将合计达 1.41 亿吨；2025 年以后，国内 LNG 接收站的建设热度将下降，至 2030 年，国内 LNG 接收站的年接收能力将维持在 1.48 亿吨左右。

三、天然气“端到端”全方位布局，氢能打开新成长空间

（一）海陆双气源提升盈利稳定性，拓展市场辐射范围

1. 上游：海陆气源充足，LNG 液厂扩产后产能翻番

公司与马石油、ENI 签订了照付不议的 LNG 长约合同，保证海气供应稳定性。根据公司与 马石油最新签订的 LNG 长约采购合同补充协议及与 ENI 最新签订的新 LNG 长约采购合同，公司 需在 2021 年-2026 年 3 月内完成不少于 495 万吨的 LNG 长约采购量，每年长约量约 100 万吨， 长约合同定价挂钩国际原油价格指数 Brent 和国际 LNG 价格指数 JKM。2021 年全年公司 LNG 销量 202.58 万吨，长约占据公司 LNG 销量的 50%左右。

公司与多家知名 LNG 供应商达成框架合作协议，灵活采购现货。供应商包括世界主要的 LNG 生产商之一卡塔尔液化天然气有限公司、Trafigura（托克）、PAVILION GAS PTE.LTD.（新 加坡国有能源企业）等，公司可根据市场情况开展 LNG 国际现货采购，确保了国际优质气源的 稳定及灵活供应。

森泰能源和中石油建立了长期稳定的良好供应合作关系，气源保障程度较强。森泰能源 位于川南的 3 座 LNG 液化工厂（筠连森泰、叙永森能、古蔺森能）上游原料气来自于中石油 浙江油田和中石油西南油气田，气源已稳定供气多年，采暖季和非采暖季均能满足森泰能源川 南工厂满负荷生产需要；森泰能源位于内蒙的 LNG 液化工厂（内蒙森泰）上游原料气来自于 中石油长庆油田苏里格第四处理厂常规天然气，并通过苏 48-6 与长庆油田输气大管网西气东 输线联通，可长期满足内蒙森泰 125 万方/日的用气需求。2020 年全年至 2022 年 1-5 月，森泰 能源来自中石油的采购金额占比超过 80%，保证了主要气量的稳定供应。

森泰能源现有产能接近 60 万吨，2024 年底产能有望翻番至接近 120 万吨。森泰能源在国 内两大天然气资源丰富区域——四川盆地和鄂尔多斯盆地建成投产 4 家 LNG 生产加工厂，具备 年产 57.82 万吨 LNG 的生产能力，市场销售区域辐射西南、西北多个省份。此外，森泰能源以 液化工厂为中心，在四川省内的国道、省道沿线和内蒙古省道沿线等交通要道布局及合作经营 多家 LNG 加气站。根据公司规划，至 2024 年底共有 4 个 LNG 项目将分批次投产，新增产能超 过 60 万吨，全部投产后产能将达到 118.6 万吨。

华油中蓝与中石化、中石油保持资源供应关系，双气源保供优势明显。华油中蓝蓝地处 川东北区域，为国内天然气储量和开采量最丰富的区域之一，项目实施地邻近中石化元坝气田、 普光气田（两者皆为国内十大气田）及中石油龙岗气田、罗家寨气田，并与中石化、中石油保 持着稳定的资源供应关系。目前，华油中蓝上游天然气资源来源于元坝气田，通过川气东送联 络线 4 号阀室同凯门站下载（阀室距标的公司厂界约 70 米），具有充足的气源保障，并具备一 定的采购成本优势。 华油中蓝二期项目处于建设前期阶段，建成后 LNG 液化年产能将翻番至 60 万吨。华油中 蓝一期在运行 LNG 液化产能为 150 万方/天（折合 30 万吨/年），目前是西南地区单体规模最大 的天然气液化工厂，且目前处于满负荷运行状态。根据公司公告，华油中蓝二期规划 LNG 液化 产能为 150 万方/天，目前已完成征地、公用辅助工程建设，中国石化西南油气分公司已于 2021 年 7 月复函同意为华油中蓝二期项目提供气源保障。

公司拟参与中国油气控股（0702.HK）重组交易，获得上游煤层气资源。公司拟通过资本 重组、债务重组以及认购标的公司发行的新股，最终取得中国油气控股不低于 50%且不超过 75% 的股份。目前公司已与中国油气控股签署了《中国油气控股重组意向协议书》。中国油气控股 许可开采的矿山为山西河东煤田三交—碛口地区煤层气（三交项目），与中石油合作并享有 70% 的权益。三交项目矿区面积为 236.783 平方千米，生产规模 5 亿立方米/年（可申请调整整体 开发方案，年生产规模可进一步调增）。截至 2021 年末，三交项目已建成煤层气开发规模约为 2 亿立方米/年。长期来看，三交项目具有较大开发潜力。其探明煤层气地质储量为 435 亿立 方米，可开采储量 217 亿立方米，并具有煤层厚度大、连续稳定、资源丰度好、含气量高、水 文地质条件优越等特点。

2. 中游：自有稀缺接收站资源，广海湾接收站建成后进一步提升周转能力

自有船只有利于降低成本、抵御风险。目前公司自主控制 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），募投项目在建 2 艘运输船（1 艘 LNG 船，1 艘 LPG 船），能够完全满足公司 LNG 及 LPG 产品的周转与运输，可以有效避免船运市场 供给出现波动，及船运价格上涨对公司供应链造成的不利影响。根据年报披露，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%，在建 2 艘船投运之后能 够进一步降低运输成本，提高运输效率以及抗风险能力。

拥有位置优越且周转良好的国际能源接收码头与储备库资源。良好的岸线码头和仓储设 施是从事进口 LPG、LNG 业务的重要前提条件。一方面由于进口 LPG、LNG 主要通过海上船舶运 输，需要有合适的码头进行接卸并具备相应储备设施进行仓储；另一方面拥有岸线码头及仓储 设备通常是能与国际大型能源供应商进行贸易合作的重要前提。公司自主运营的位于东莞立沙 岛的综合能源基地主要由一座 5 万吨级综合码头、14.4 万立方米 LPG 储罐以及 16 万立方米 LNG 储罐组成，LNG 和 LPG 年周转能力各为 150 万吨。

广海湾 LNG 接收站建成后进一步提升周转能力。公司的全资子公司参股广海湾 LNG 接收 站项目，持股比例 30%，接收站主体为广东广海湾能源控股有限公司。根据规划，广海湾 LNG 接收站项目一期规划 LNG 年周转规模达 300 万吨，预计 2025 年建成。公司具有明显的接收站 运营和管理经验优势，按照持股比例测算，预计一期建成后公司将至少增加 90 万吨的 LNG 年 周转能力。

3.下游：客户以直供气为主，价格弹性与顺价能力强

用户结构优质，终端销气规模超过 70%。国内业务按客户类型划分，又分为以工业（园区） 用户、燃气电厂、大客户为代表的直接终端用户，以及以城市燃气、贸易商为代表的中间商客 户。公司将直接终端用户作为 LNG 市场开拓的重中之重，为客户提供专业、灵活的定制化一站 式综合能源解决方案。截至 2021 年末，公司服务的直接终端用户超过 100 家。2021 年度，终 端销气规模占国内销售量的比重超过 70%，客户黏性不断增强，价格弹性与顺价能力持续优化。 根据公司规划，用 3 年左右将国内直接终端用户销售比重提升至 90%以上，价格弹性与顺价能 力有望进一步提升。

森泰能源四川 3 个液厂的下游客户以加气站为主，市场潜力大，并且市场化程度更高。 根据四川省发改委、能源局于 2021 年 11 月发布的《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（含高速公路服务区 141 座）。 加气站 LNG 售价为市场化定价，市场化程度高于城燃等受调控领域。根据公司公告，森泰能源 2020 年、2021 年、2022 年 1-5 月的 LNG 销售均价呈上升趋势，且浮动范围较九丰能源更大。 受益于良好的顺价能力，森泰能源在 2020 年、2021 年、2022 年 1-5 月的 LNG 业务毛利率波动 范围较小，在 13%-22%之间，体现出良好的盈利稳定性。

（二）氢能业务多点布局，有望打开新成长空间

氢能业务多点布局，打开新成长空间。氢能是公司积极布局的新赛道业务。2022 年以来， 公司按照氢能业务战略规划，积极推动相关氢能项目，并择机推进天然气重整制氢、电解水制 氢等不同制氢方式项目的落地，实现在制氢领域的突破；同时，根据下游终端用户氢气需求情况，加强与燃料电池行业的紧密合作，甄选合适位置，加快加氢站或加气/油站改装加氢站的 落地。

与巨正源开展合作，聚焦制氢业务。2021 年 12 月公司公告，以设立合资公司的形式与巨 正源开展氢能业务合作。公司在东莞立沙岛的码头仓储基地与巨正源聚丙烯项目实施地邻近， 具有较强的协同性，有利于合作项目的顺利开展与实施。依托巨正源 PDH 副产氢项目，合资公 司在氢气资源方面具有明显优势。

与国鸿氢能开展合作，布局终端加氢市场。2022 年 1 月，九丰集团与广东国鸿氢能科技 有限公司达成合作意向。公司作为氢气资源提供方，将向国鸿氢能及其下游终端用户，提供完 整的氢气供应解决方案；国鸿氢能则将依托其在氢燃料电池领域的优势及影响力，与公司共享 下游终端用户氢气需求信息。此外，双方业务团队也将展开全面合作，发挥各方在产业链中的 优势，积极开发广东氢能利用终端市场。公司与国鸿氢能互补优势明显（公司的资源优势，国 鸿氢能的市场和信息优势），双方通过紧密合作，有利于公司精准布局终端加氢市场。 借助原料成本优势以及加气站布局优势，森泰能源有望在制氢和加氢领域取得突破。随 着“成渝氢走廊”的正式启动，西南地区氢能产业发展有望迎来快速发展期。森泰能源在西南 地区拥有 3 家 LNG 液化工厂，该区域具有丰富的低成本水电资源，在利用自身原料气开展“天 然气重整制氢”方面具有较强的资源优势；同时，森泰能源在运营及合作经营多个 LNG 汽车加 气站，为公司未来氢能业务全产业链闭环发展提供重要的终端支持。

（二）提氦项目顺利投产，国产替代空间广阔

全球氦气资源分布不均，我国氦气资源量仅占全球 2%。根据美国地质调查局对氦资源的估计，全球氦气资源总量约 519 亿立方米，存在形式均为天然气伴生气。其中，美国、卡塔尔、 阿尔及利亚和俄罗斯分别存有 206 亿立方米、101 亿立方米、82 亿立方米和 68 亿立方米，上 述四国资源量总和占全球总量的 88%，可见全球氦气资源分布极不平均。我国氦气资源量约 11 立方米，仅占世界 2%左右。

我国氦气对外依存度超过 90%。据中国工业气体工业协会统计，我国约有九成以上的氦气 需求依赖进口，主要原因是氦气资源存量较少，且从天然气中提取氦气的难度较大。目前，全 球范围内的氦气供应商被海外寡头垄断，主要企业包括德国林德集团、法国液化空气集团，美 国空气产品公司、德国梅塞尔、大阳日酸株式会社等，其在氦气供应行业及部分下游行业具有 较高的话语权。近年来，为打破我国氦气依赖进口的“卡脖子”局面，我国企业通过收购外资 气体巨头公司资产、研发可量产的高纯度提氦技术等，正逐渐打破氦气外资垄断局面,但短期 内国内自产产量仍旧无法满足国内需求。 森泰能源是国内少数掌握提氦技术的企业之一，在运一套 BOG 提氦项目。森泰能源已具 备 LNG 项目 BOG 提氦的关键技术和运营能力。2021 年 5 月，内蒙森泰 LNG 液化工厂建设的 BOG 提氦项目顺利投产，运行情况良好，提取的氦气纯度高达 99.999%，同时森泰能源已申请提氦 相关的 2 项发明专利，3 项实用新型专利。目前，森泰能源已规划投资建设“天然气液氦生产 项目”，进一步扩大氦气产业优势。

四、盈利预测

（1）LNG 业务：LNG 接收站年周转能力为 150 万吨，考虑到国家管网公司 TUA 协议以及海 外转口贸易，预计 2022-2024 年海气年销量为 200/210/220 万吨；森泰能源目前产能接近 60 万吨，考虑产能逐渐爬坡，2024 年产能接近 120万吨，预计 2022-2024年陆气年销量为 55/70/90 万吨；2022 年以来上游资源涨幅较大，预计后续有所回落，预计 2022-2024 年 LNG 单吨毛差 分别为 420/480/480 元。 （2）LPG 业务：预计 LPG 销售量和毛差保持稳定，2022-2024 年每年销量 180 万吨，单吨 毛差为 260 元。 （3）甲醇、二甲醚及其他：预计营收和毛利率保持稳定，2022-2024 年每年营收 5.5 亿 元，毛利率 12%。 （4）氢气业务：巨正源合作项目一期（已投产）年产 2.5 万吨氢气，二期项目规划年产 2.5 万吨。考虑到产能爬坡以及市场开拓进度，预计 2022-2024 年氢气销量分别为 0.5/1.5/2.5 万吨，每吨均价为 4 万元，毛利率 30%。 （5）氦气业务：森泰能源 BOG 提氦项目自 2021 年 5 月起试生产，年设计产能 36 万方， 2022 年 1-5 月实际产量为 6.73 万方。考虑产能利用率逐渐提升，预计 2022-2024 年氦气产量 为 15/17/20 万方，每方均价 180 元，毛利率 80%。

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