2023年九丰能源研究报告 深耕天然气产业，打造“具有价值创造力的清洁能源服务商”

深耕天然气产业，打造“具有价值创造力的清洁能源服务商”

专注燃气综合服务，国内领先清洁能源服务商

江西九丰能源股份有限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，并为客户提供优质的国际能源供应及整体应用解决方案，业务布局涵盖国际采购—远洋运输—码头仓储—加工生产—物流配送—终端服务等全产业链。公司于 2021 年5 月25 日于上交所上市，定位为“具有价值创造力的清洁能源服务商”。 国内领先的清洁能源服务商，海陆双资源池优势明显。九丰能源2008 年成立，深耕 LPG 终端业务，立足华南，并进军 LNG 行业。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。公司积极打造“海气+陆气”双气源资源池，确保供应链安全及价格竞争力。

转型能源服务前公司主要从事 LNG、LPG 贸易。2022 年前，公司主要是单一的LNG、LPG 贸易公司，LNG、LPG 以境外采购为主，包括长约采购与现货采购。公司以长协价格买入，以欧洲现货 TTF 价格卖出，同时与国际市场诸多知名能源供应商达成合作协议，凭借良好的国际信用，根据国内外气价变动及需求缺口，灵活进行国际现货采购。公司拥有自主控制的运输船，能够满足LNG、LPG 贸易运输需求，可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。

整合能源服务业务和特种气体业务，形成“一主两翼”发展格局。2022 年公司在LNG、LPG 清洁能源业务基础上，提出能源服务和特种气体业务发展战略，纳入公司核心主业。能源服务业务分为能源物流业务和能源作业业务，能源物流业务依托公司自有 LNG 运输船、接收站等核心资产，面向第三方提供能源基础设施服务；能源作业服务主要以通过投资建设整套天然气分离、建设、提取装置并长期运营，为资源方提供井口天然气回收利用配套服务并扩充公司天然气资源池。特种气体业务主要涉及氦气和氢气的自主生产及销售，氦气业务背靠天然气资源供应，利润弹性大；积极布局氢气业务布局氢能源市场。业务转型后，公司以清洁能源业务为主，横向和纵向延伸延伸至能源服务业务和特种气体业务，形成“一主两翼”的发展格局，成长属性初显。

公司股权结构稳定，实际控制人为张建国、蔡丽红夫妇。截至2022 年年底月，张建国直接持有 11.61%的股份，蔡丽红直接持有 4.98%的股份；张建国分别持有九丰控股和盈发投资 91%和 82.6%的股份，蔡丽红分别持有九丰控股和盈发投资9%和 1%的股份，张建国、蔡丽红夫妇通过九丰控股间接控制九丰能源32.07%的股份，通过盈发投资间接控制上市公司 3.39%的股份，合计持有九丰能源52.05%的股份。

清洁能源业务抗周期能力强，能源服务业务和特种气体业务拓展助力业绩提升

2021 年以来，国际天然气供需结构性错配问题凸显，推动价格持续震荡攀升。在此背景下，公司及时调整优化，最大程度降低市场波动影响，经营业绩稳步上升。2022 年，公司实现营业收入 239.54 亿元，比上年同期增长了29.56%，实现归母净利润 10.90 亿元，比上年同期增长了 75.87%。公司收入和净利润增长的原因在于，公司积极构建“海气+陆气”双资源池，提升资源配置效率，同时拓展LNG船运、LNG 槽运、码头仓储等，整合资源与开拓市场并重。LNG、LPG业务快速增长。2022年，公司天然气相关业务收入125.68亿元（+27.23%），占总营业收入比重的 52.47%。公司 LNG 相关业务收入由2018 年的46.42亿元增至 2022 年的 125.68 亿元，期间年均复合增长率 28.27%。2022 年，公司LPG相关业务收入 103.67 亿元，比上年同期增长 32.80%，占总营业收入的43.29%。公司LPG 业务收入由 2018 年的 62.84 亿元增至 2022 年的103.67 亿元，期间年均复合增长率 13.33%。

净利率和毛利率趋势同步，分业务毛利率出现明显回升。受国际天然气行业波动影响，近几年公司毛利率有所波动，随着“海气+陆气”双资源池的构建，公司应对国际不利环境的能力增强。2022 年，公司毛利率为6.50%，与2021 年保持一致。净利率与毛利率变动趋势同步，2022 年净利率为 4.56%，同比增长1.16pct。分业务来看，2022 年 LNG 相关业务毛利率 6.93%，同比增长1.72pct，甲醇及其他相关业务毛利率 15.53%，同比增长 4.13pct，主要系公司新增业务LNG 船运、LNG槽运和码头仓储等较高的毛利率水平所拉动，2022 年物流相关业务毛利率达到36.32%。 管理能力及资本实力增强，费用率呈下降趋势。费用率方面，公司三项费用率均呈下降态势，其中销售费用率、管理费用率下降较为显著，分别由2017 年的3.45%、1.37%降至 2022 年的 0.85%、0.70%，分别下降 2.60pct、0.67pct，主要系公司客户关系管理能力提升和上市后资本实力增强。

资产周转率较高，ROE 基本在 15%以上。公司资产周转率较高，基本在2.5次以上。公司 ROE 除 2018 年为 10.80%，其他年份均值 15%以上，2020 年达到34.25%，净资产收益率处于较高水平。2022 年，公司 ROE 为 17.19%，同比增加2.17pct，主要系公司“海气+陆气”双资源池建立及船运业务拓展使盈利能力提升所致。

资产负债率下降后小幅回升，经营性净现金流波动较大。受2021 年上市影响，公司在 2021 年以前资产负债率大幅下降，2022 年由于公司业务拓展需要，公司收购森泰能源、华油中蓝等，资产负债率开始回升。2022 年，公司资产负债率为36.50%，较 2021 年底的 23.49%增加 13.01pct。现金流方面，公司整体现金流波动较大，2022 年，公司经营性净现金流为 16.96 亿元，经营活动产生的现金流量净额增长主要系公司实现盈利且收到上年末跨期应收账款。

俄乌冲突使天然气价格震荡攀升，频繁资本运作开拓业务领域

俄乌冲突导致国际天然气价猛增。2022 年 2 月，俄乌冲突成当年最大的“黑天鹅”事件，俄乌冲突中“北溪-1”和“北溪-2”号管道被毁导致俄罗斯对欧天然气供应下降超过 80%。由于欧盟约有 40%的天然气进口来自俄罗斯，对外依存度高达90%，欧洲无法在短时间内找到替代俄罗斯的天然气来源，导致能源供应出现较大缺口。在欧洲天然气危机的带动下，全球气价出现同步上涨，刷新数年来的新高。冲突使天然气市场重新洗牌，国际市场资源竞争加剧。欧盟与俄罗斯决裂而导致的全球天然气市场重新洗牌，俄罗斯将目标从洲欧转向亚洲，欧盟向北美、中东等地寻求合作，欧洲国家更加依赖 LNG 资源，对 LNG 进口需求的大幅增长，将加剧国际市场的 LNG 资源采购竞争。尽管近期气价已经显著回落，且各地库存也保持在较高水平，但天然气在能源结构中的重要性愈加凸显，冬天仍将面临挑战。俄乌冲突之后，欧洲成为全球 LNG 贸易的一个新增变量。

资本运作频繁，收购森泰能源、华油中蓝。2022 年，公司开始进行战略转型，并快速布局中上游资源领域。公司发行股份支付 1.2 亿、现金6 亿、可转债10.8亿收购森泰能源 100%股份，2022 年 11 月 30 日，泰森能源成为公司全资子公司。2022 年 4 月 11 日，公司以 2.26 亿元收购华油中蓝28%股权。公司拟参与中国油气控股重组交易收购油气控股 50%-75%的股份。 业务结构改变，确立“一主两翼”的格局。公司 LNG 和LPG 业务形成“海气+陆气”双资源池，形成清洁能源业务；基于自有 LNG 船运、接收站、槽运等核心资产提供能源物流服务，基于森泰能源和华油中蓝 LNG 液化厂提供能源作业服务，形成能源服务业务；依托森泰能源 BOG 提氦装置布局氦气业务，并规划氢气战略，形成特种气体业务。三大业务形成“一主两翼”格局，基本面已发生较大变化。

员工持股计划出台，保障业绩稳健增长

员工持股计划出台，绑定核心骨干员工利益。为健全公司中长期激励约束机制，吸引和培养优秀人才，公司计划滚动实施中长期员工持股激励计划。2022年12月，公司发布第二次股份回购计划，通过集中竞价方式回购公司A 股股份1.5-3亿元。2022 年 6 月 6 日，公司首次实施回购股份，截至2023 年2 月15 日，公司已完成回购，实际回购合计 671 万股，占公司总股本1.07%，回购均价22.36元/股，已支付的资金总额为 1.50 亿元。 第一期员工持股计划启动，彰显未来发展信心。2022 年9 月，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%，彰显公司未来发展信心。

海气+陆气双资源池，顺价能力持续优化

全产业链顺价能力充分体现，LNG 业务持续增厚

天然气行业上游主要涉及国内天然气勘探和开发，PNG 和LNG 进口构成天然气供应的重要补充，具有资金规模大、技术密集、风险高等特点。国内天然气开采主要由央企参与，近年来，民营企业在非常规天然气开采参与度持续提升。中游为天然气输送领域，随着我国油气行业“X+1+X”模式推进及“全国一张网”改革思路的确立，我国将逐渐形成以国家管网公司为核心的主干管网资产运营主体与省级管网公司、区域管网公司并存的局面。此外，进口LNG 相关的船舶和基础设施、天然气储气设施和 LNG 槽运等也是中游环节重要的核心资产。下游主要涉及天然气的应用，包括城镇燃气、工业燃料、化工原料、燃气发电、交通燃料等，参与主体主要包括城市燃气公司、燃气运营商、LNG 汽车加气站等，市场竞争较为充分。

清洁能源需求增长，LNG 消费量预增。随着“双碳”政策的推行和建设清洁低碳、安全高效的现代能源体系要求的提出，各级政府相继出台了鼓励使用天然气等清洁能源的相关政策：对新上工业项目优先使用天然气等清洁能源；在重点用能领域实施“煤改气”；因地制宜建设天然气调峰电站等。国内天然气需求持续增长，2010 年-2022 年天然气表观消费量复合增长率达 9.8%；2015 年-2021 年LNG表观消费量由 2480 万吨增长到 9536 万吨。2022 年，国内天然气价格持续高位运行，叠加疫情影响下需求疲软等因素的影响，全年天然气表观消费量3663 亿m³，同比下降 1.7%；LNG 表观消费量 8030 万吨，同比下降15.79%。随着清洁能源的推广使用，LNG 消费量有望进一步提升。

受制于我国“富煤、缺油、少气”的能源国情，国产天然气无法自给自足，需求缺口持续扩大。2010 年-2022 年，国内天然气产量的复合增长率为7.01%，其中2022 年度，我国天然气产量为 2178 亿立方米，比上年同期增长6%。但近年来我国天然气的对外依存度依旧持续攀升，从 2010 年的10%上升至2021 年的45%；2022年，受海气价格持续高企及进口 LNG 规模下降影响，我国天然气对外依存度为41.17%。 目前，我国已形成了国产天然气和进口天然气互补的多元化供应格局。随着LNG液化工厂产能逐步提升，国产 LNG 产量实现稳步增长。根据国家统计局数据，2015-2022 年，我国 LNG 产量逐年递增，2022 年我国LNG 累计产量为1742万吨，同比增长 12.8%。进口 LNG 主要采用长约或现货方式在境外直接采购LNG产品。2010 年以来，我国天然气进口规模持续提升，2022 年度，我国天然气进口量合计达 1508 亿立方米，其中 PNG 进口 635 亿立方米，LNG 进口873 亿立方米，占比分别为 42%及 58%。

进口 LNG 具有重资产和资源性属性，上中游形成资源壁垒。进口LNG 通过自有或租用的国际 LNG 船运，进入国内沿海地区的 LNG 接收站，在接收站码头卸载并存储，以“液进液出”或“液进气出”的方式输送到应用市场。进口LNG 涉及境外LNG 供应的稳定性、国际结算、远洋运输、接收与仓储、下游客户等环节，业务链条较长，具有一定进入壁垒，市场竞争相对较为缓和。形成资源端到用户终端一体化全产业链格局，顺价能力充分体现。在资源端，公司持续优化“海气+陆气”双资源池，提升资源安全性，降低单一气源波动风险。在运营端，公司形成以工业（园区）用户、燃气电厂、大客户等直接终端用户为主，以贸易商为代表的中间商客户为辅的客户结构，对核心资源和目标用户进行针对性匹配，提升资源的配置效率，满足客户用能需求。2022 年，受地缘政治、欧洲天然气短缺等因素影响，国际天然气供需结构性错配，天然气价格高企，市场震荡剧烈，公司海气长约核心资源单吨毛差保持整体稳定，全年平均单吨毛差596 元/吨，顺价能力得到充分体现；LNG、PNG 等产品销量达146.35 万吨，实现销售收入 125.68 亿元，比上年同期提高 27.23%。

LPG 需求量快速增长，单吨毛差保持相对稳定

LPG 应用领域广泛，需求量持续增长。2010 年-2022 年我国LPG 消费量年均复合增长率为 10.36%。2022 年，我国 LPG 表观消费量7494 万吨，同比增长7.23%。我国 LPG 的用途包括化工原料、民用燃料、商用燃料、工业燃料和车用燃料，目前，化工原料用气占比最高，也是 LPG 行业主要增长点。我国化工原料轻质化发展背景下，LPG 因其比石油脑、煤等原料经济性及环保性更优被广泛应用，LPG深加工产能提高，需求量持续增长。此外，随着我国城镇化和乡村振兴战略的稳步推进，LPG 民用气消费量将保持基本稳定。 需求增速超过产能增速，对外依存度较高。国产 LPG 主要来自于石油炼厂，主要成分包括丙烷、丁烷、丙烯、丁烯等；进口 LPG 通常以丙烷和丁烷成分为主，纯度高、杂质少，并可根据实际需求进行不同比例配比。随着国内LPG 深加工装置产能提升，液化气大量用于 LPG 深加工领域，导致国内燃料用气供应下降，需要进口 LPG 补充，国内 LPG 需求对进口气依赖度逐渐提升。根据卓创资讯数据，2022年我国 LPG 进口总量 2692 万吨，同比增长 19.68%，对外依存度达36%。

拓展地区市场和终端应用，LPG 业务持续稳定增长。在市场拓展方面，公司以码头及库容为依托，积极开拓湖南、广西、江西等周边市场，国际业务规模也实现稳步提升。在终端应用方面，公司巩固民用气消费市场，布局化工原料用气市场。公司拟投资建设 5 万吨液化烃码头项目及配套 LPG 仓储基地，打造“码头+库区”一体化服务模式；为埃克森美孚乙烯项目、湖南宇新化工可降解塑料项目等提供 LPG 一体化配套服务。2022 年度，公司 LPG 产品销量达197.90 万吨，实现销售收入 103.67 亿元。毛差保持相对稳定，2022 年度LPG 产品毛差266元/吨，比上年同期降低 4.52%。

延伸能源服务业务创造附加价值，摆脱资源周期性波动风险

九丰能源在清洁能源业务的发展现状之上，将 LNG 船运、接收与仓储、槽运等具有公有事业的资产向第三方全面开放，形成能源物流服务业务。同时，随着森泰能源的并购和整合，将井口天然气回收利用配套作业纳入能源作业服务业务。能源物流服务和能源作业服务统称为能源服务业务，并纳入公司核心主业。

依托核心资产提供物流服务，形成清洁能源业务资源壁垒

公司能源物流业务主要涉及 LNG 船运、LNG 接收与仓储、LNG 槽运等领域。公司自有 LNG 船舶、LNG 接收站及仓储设施、LNG 槽车等核心资产，自用之余为客户及第三方提供运输、物流、周转、仓储等能源基础设施服务，按量结算相应服务费。

强化清洁能源业务顺价能力，船运和接收站成为海气资源壁垒。公司清洁能源业务对核心资源与目标客户进行针对性匹配，自有能源物流业务将进一步优化成本控制和配置效率，贯通 LNG、LPG 业务上下游，强化顺价能力。另一方面，LNG接收站是海气登陆的唯一窗口，自有 LNG 接收站保障海气资源池自主性和灵活性。除此之外，预计 2023 年现货市场 LNG 船运紧张，公司自有LNG 运输船保障海气资源安全性。

LNG 船运

LNG 运输船作为特种船只，是以高难度，高技术，高附加值著称的“三高船”，和航母、大型游轮并称为“造船工业皇冠上的三颗明珠”，代表了造船工业的最高水准。目前国际上只有韩国、中国、日本和美国等国具备实力建造LNG运输船，2022 年 1-8 月全球 111 艘 LNG 运输船订单全部由中国和韩国获得，中国和韩国分别拿到 28 艘和 83 艘订单。一艘 LNG 运输船的平均交付期达到30-50 月，在目前订单众多的情况下，新船生产日期可能继续延后。截至 2022 年底，全球 LNG 船舶总数为 717 艘，合计运力5805 万吨。克拉克森研究数据显示，2022 年，全球 LNG 新船订单量创新高，合计超过170 艘，较2021年提高 95%。中国 LNG 船舶新接订单 481 万修正总吨，同比增长480%。目前九丰能源自主控制 8 艘运输船，其中 4 艘 LNG 船舶（2 艘自有，1 艘待交付，1 艘在建），4 艘 LPG 船舶（2 艘租赁，2 艘在建），经测算，全部LNG、LPG 船舶投运后，年周转能力预计达 400-500 万吨。

LNG 运输船运力达到上限，现货市场用船紧张。2022 年，受地缘冲突影响，全球化石能源供应链和国际天然气贸易格局重构，欧洲LNG 现货市场超额溢价吸引大量 LNG 资源。预计 2023 年全球 LNG 船舶增速在 6%以下，年末LNG 船舶可交付量仅有 66 艘，考虑延期交付及拆解情况，LNG 船舶运力短期无法快速增加，船舶供给紧张。除此之外，部分 LNG 船用作浮舱，周转放缓。目前，长期租船市场中出现 10 年期租船合同，过去最长只有 5 年期，部分 LNG 船舶绑定长期项目，且船舶租金上行后部分船舶转入期租市场，可供现货运输的LNG 船舶偏紧。船运价格有望维持高位，能源物流业务高收益。2022 年，受俄乌冲突、“北溪”管道泄漏、美国自由港 LNG 液化工厂爆炸等因素影响，国际LNG 价格波动剧烈，受此影响，LNG 船舶运费居高不下，日运价最高超过45 万美元。根据上海石油天然气交易中心的预测，2023 年运输船运费高位震荡，即使出现下跌，16 万立方米LNG 运输船现货运费有望维持在 15 万美元/日左右。

LNG 接收站及仓储

LNG 接收站是接收并储存海运液化天然气，对外输送天然气的设施，一般包括LNG码头和 LNG 储罐区。LNG 接收站是“海气登陆”的唯一窗口，是进口LNG市场关键性基础设施和中转加工设施。LNG 在接收站码头卸载并存储后，通过“液进气出”或“液进液出”方式输送到应用市场。 LNG 接收站利用率高，全国 LNG 接收能力持续增长。由于我国LNG 进口量持续增加，LNG 接收站利用率居高。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。截至2022 年底，我国已投运 LNG 接收站 24 座，年设计接收能力达1.10 亿吨，储罐规模达 1398 万立方米。除此之外，北燃天津南港LNG 项目2023 年1 月11日已竣工验收、曹妃甸新天 LNG 项目进入收尾阶段。国家发改委已批准了7 座LNG接收站项目，总设计产能达 3775 万吨/年，储罐达到716 万立方米。

公司在东莞市立沙岛拥有一座 LNG、LPG 接收站，码头岸线301 米，海域面积16.59公顷，3 个泊位最大可靠 5 万吨级船舶；配套 16 万立方米LNG 储罐、14.4万立方LPG 储罐、12.5 万立方米甲醇储罐等，可进行 LPG、LNG、DME、甲醇以及油品的装卸船作业，库区配备槽车类装卸平台，针对 LPG，DME 还可进行装瓶作业。LNG、LPG 年周转能力 150 万吨。

LNG 槽运

LNG 槽车是 LNG 道路运输的载体，随着 LNG 行业的蓬勃发展，对LNG 槽车的需求量不断增加，截至 2022 年底，我国 LNG 槽车保有量约1.98 万辆。LNG 槽运主要涵盖进口 LNG 运输及国产 LNG 运输，其中进口 LNG 中约70%进行再气化并进入管道，约 30%经由 LNG 槽车的形式运往下游消费市场；国产LNG 预计全部由LNG槽车运往 LNG 加气站等下游市场。 LNG 槽运能力较高，槽运运费稳中有升。截至 2022 年末，公司在运LNG 槽车超过百台。运费方面，根据华北/东北区域、华东区域、华南区域、西南区域、西北区域等不同区域和运距长短确定单位运费。2022 年，受LNG 价格上涨以及疫情反复期间车辆限行影响，LNG 槽车运费均价在 0.75 元/吨/公里左右，较上年同期提升0.1 元/吨/公里。

能源作业服务摆脱市场价格波动影响，补充清洁能源核心资源池。

天然气上游开采过程中涉及大量的边远井、零散井、试采井（以下简称“三类气井”），配套天然气管网尚未建成、建设难度较大或经济价值不高，需要以压缩天然气或液化天然气的方式回收利用。由于压缩天然气方式存在周转量小、运输成本高、运输半径短等不足，液化天然气成为井口天然气回收利用的主要方式。随着我国天然气开发速度的加快，三类气井数量及相关资源量将持续提升，能源作业服务行业发展前景广阔。 公司能源作业服务在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，并长期运营，为上游资源方提供井口天然气回收利用配套服务，收取服务费或通过能源购销价差方式结算服务费。能源作业服务打通天然气零散资源收集与销售环节，具有节约资源、保护环境等社会效益。

价价联动机制收益稳定，LNG 资源具有自主销售权。根据公司加工处理的LNG资源量（LNG 回收利用量）以及与上游资源方建立价价联动机制或地板价机制计算能源作业服务费。价价联动机制，即在一定的市场价格之上，以稳定的单位加工成本收益为标准，进行资源购销结算。价价联动机制下，服务费单价不受市场价格周期性波动影响，公司收益仅与 LNG 回收利用量挂钩。除此之外，公司加工处理的 LNG 资源，具有自主销售权，纳入公司核心资源池。能源服务业务初启动，预期业务规模快速增长。截至2022 年底，公司能源作业服务产能达 40 万吨，全年实际处理量约 30 万吨。此外，公司正推动叙永天然气应急储气调峰 12 万吨/年能服作业项目建设，预计 2023 年投产；推动川西名山首期20 万吨液化天然气清洁能源基地能服项目立项、环评、审批等前期准备工作。

自主可控的氦气壁垒高，利润弹性大

氦气是一种无色无味的稀有气体，化学式为 He，也是已知沸点最低的气体，具有不易液化、稳定性好、扩散性强、溶解度低等性质。氦气用途广泛，适用于各种行业，小到气球充气，大到航空航天、电子半导体，具有不可替代的作用，关系到国家安全和高新技术产业发展。

全球氦气资源分布不均匀，国内资源量不足

氦气资源在全球范围内的分布极不均匀。2020 年全球氦气资源量为519 亿立方米，其中美国、阿尔及利亚、卡塔尔和俄罗斯拥有全球88%的氦气资源。美国是全球氦气资源最丰富的国家，虽然已大规模开采超过 60 年，其氦气储量仍占全球总储量的 40%，氦气资源量预计 206 亿立方米，主要氦气气田可采储量约为39亿立方米。中国氦气资源量仅占 2%，约为 11 亿立方米。进口氦气资源主要由美国资本掌握，氦气供应集中度高。全球超过95%的氦气供应依赖于美国、卡塔尔和阿尔及利亚等 7 个国家或地区，其中美国氦气产量占比最高，2020 年约为 50%。国际上氦气供应实行配额制，除俄罗斯外，大部分国家国际气体公司的氦气资源分配话语权由美国资本掌握。

我国氦气资源量少，天然气氦含量低。天然气分离法是目前唯一工业化获取氦的方法。天然气中氦含量最高可达 7.5%，目前全球已发现的规模氦气储量均为天然气伴生气。目前已知我国渭河、四川、塔里木、柴达木、松辽、渤海湾、苏北、海拉尔等 8 个盆地发现有含氦天然气。其中四川盆地威远气田是我国首个实现氦气商业化利用的气田，也是目前我国唯一进行工业开采的氦气田，天然气中氦气平均浓度 0.2%，探明储气量 0.8 亿立方米，年产氦气5 万立方米。塔里木盆地的和田河气田氦气含量 0.30%-0.37%，氦气资源量约为1.96 亿立方米，是我国第一个特大型富氦氦气田。我国氦气资源量较少，天然气中氦含量偏低，开发成本较高。

我国氦气提纯起步较晚，产量无法自给自足。20 世纪70 年代威远气田建立了中国第一套天然气提氦装置，氦气年产量仅 3 万 m³。由于技术问题、气源因素等条件限制，2020 年以前国内新增提氦项目产量相对较低。2020 年氦气产量53万m³，远远无法满足 2130 万 m³的消费量需求。随着提氦技术的发展，尤其是BOG提氦装置建设和投产，预期中国氦气产量将持续增长。

氦气对外依存度高，价格波动明显

氦气在半导体等行业应用广泛，预期需求量增长。2014-2018 年中国氦气消费量平均增速 11%，2019 年和 2020 年受管束氦气市场缺货、公共卫生事件等因素的影响，需求有一定回落。氦气用户领域主要为受控气氛（光纤、半导体等）、低温应用（核磁共振、低温超导等）等应用场景。双碳政策下，光伏建设和半导体生产增速，预期氦气需求量将进一步提升。

对外依存严重，进口企业以外资企业为主。由于我国氦气消费量高，产量不足，氦气供应严重依赖进口，对外依存度最高达 98.5%（2018 年），供应安全面临极大风险。随着中国氦气资产量提升，进口量有所下降，但对外依存度仍居高不下。中国氦气进口来源主要为卡塔尔、美国和澳大利亚，现有氦气进口企业中，外资企业占比高达 82%。

氦气价格居高，受国际形势影响波动剧烈。2015 年-2017 年5 月，管束高纯氦气价格维持 60-65 元/m³，2017 年 6 月卡塔尔断交事件后，管束氦气价格最高涨至120-150 元/m³。2022 年 2 月俄乌冲突爆发，氨气市场价格一度涨至500-535元/m³，较上年同期增长 450%-500%。随后价格虽然有所回落，2022 年底基本稳定在380-400 元/m³，但仍远高于过往价格。

蒸发气提氦技术投产，上游对含氦天然气的需求形成资源壁垒

我国氦气供应分为进口氦气和自产氦气。进口氦气通过海运液氦罐箱至港口，办理入关手续后分装和销售。自产氦气的制备方法主要有4 种，分别为天然气分离法、合成氨法、空气分流法和铀矿石法，其中天然气分离法是我国目前唯一工业化获取氦的方法。 氦气产品的储存和销售一般分为气氦和液氦两种形式，气氦使用高压管束车储运，液氦则分装入液氦杜瓦或氦气瓶拉运至用户端。中国氦消费量中，气氦占比达70%。气氦的运输成本较高，宜用于短距离分销；液氦适用于远距离大规模储运。目前中国气氦储运技术成熟，但尚无国产化液氦储罐。

液化天然气蒸发气（LNG-BOG）是 LNG 受热汽化的气体，对天然气伴生氦气有自然提浓作用。BOG 的组成主要取决于 LNG，一般含氮气约20%，甲烷约80%，和微量乙烷，氦气含量相对较高，一般可达 1%以上，满足提氦原料气需求。BOG主要组成成分与天然气基本一致，可使用现有天然气提氦技术实现BOG 提氦。天然气和BOG 提氦技术主要包括低温法、膜分离法和 PSA 法，以及多种技术结合的复合方法。

BOG 提氦对含氦天然气的需求形成资源壁垒。目前全球已发现的规模氦气储量均为天然气伴生气，天然气分离法是目前唯一工业化获取氦的方法。2020 年我国首套 LNG-BOG 低温提氦装置建成投产后，随着 BOG 提氦技术的推广和成熟，掌握天然气资源的企业将在氦气生产行业中具备优势，形成资源壁垒。我国天然气氦气含量低，贫氦天然气提氦技术难度较大。贫氦天然气提取粗氦技术已具备工业化应用条件，但膜材料等关键材料仍依赖进口，自产氦气成本仍存在优化空间，提高与进口氦气的竞争力。除此之外，氦气行业从业人员需要相关危化品从业资质。目前仅有少数公司投建高纯提氦项目。

天然气资源深厚，具备全产业链运营能力

九丰能源收购森泰能源后具备氦气全产业链运营能力。上游优化“海气+陆气”双资源池提供天然气资源供应；中游通过内蒙森泰掌握BOG 提氦技术，已建成产能达 36 万 m³，且具备压力容器充装资质；下游自有能源物流业务，实现储运和分销，主要销售对象为终端客户和气体供应/代理商。 内蒙森泰已建成年设计产能 36 万方（50 吨）的 BOG 提氦装置，2021 年5月起试生产，提取氦气纯度达 99.999%。规划投资建设“天然气液氦生产项目”，包括50m³/小时氦气装置及储存、充装系统。

氦气价格居高，毛利涨幅较大。内蒙森泰 2021 年实际产量8.63 万m³，实际销量8.61 万 m³，平均单价 88.29 元/m³，实现收入 760.20 万元，毛利率68.80%。2022年 2 月俄乌冲突爆发后，氦气价格高涨，2022 年 1-5 月实际产量6.73 万m³，平均单价 297.06 元/m³，实现收入 1944.88 万元，毛利率90.93%。整合森泰后有望推进氦气直销。森泰的氦气销售方式以经销商分销的方式为主，而九丰能源具有多年工业直销服务经验，因此未来有望突破单一的经销商分销模式，部分实现氦气直销。

积极布局现场制氢，实现氢气在工业侧直销

氢气是一种常温常压下无色无味极易燃烧，难溶于水的气体，是世界上已知密度最小的气体。氢气是一种良好的化工原料，约 60%的氢气用于合成氨，也可用于合成甲醇、盐酸和多种有机产品，可替代碳作还原剂用于金属冶炼，还可用于光导纤维生产、金属切割焊接、防氧化等用途。由于氢气可与氧气生成水并释放大量热量，是一种无污染的绿色燃料，可用于储能、发电、交通燃料、家用燃料等场景，氢能是目前备受关注的清洁二次能源。但由于氢气着火点低，爆炸区间范围宽，沸点很低，液化工艺复杂，还会造成多种金属“氢脆”现象，存储罐和管道需要使用特殊材料，储运难度较大，制备方法成本较高等问题，氢能的应用和推广受限。

氢气产能快速提升，短期内存在产能过剩风险。“双碳”目标提出后，我国氢能产业快速发展，已成为目前世界上最大的制氢国家。2021 年氢气产量达3342万吨，约占全球产量的 30%，其中约 1200 万吨达到工业氢气质量标准，总产能约4100万吨。根据中国煤炭工业协会数据，2022 年我国氢气产量达4004 万吨，同比增长 32%。有学者指出，我国氢能产业存在顶层设计滞后、标准体系薄弱、产业链不完善和地区产业同质化等问题，短时间内面临产能过剩风险。目前氢能多元化应用能力不强，已发布氢能产业政策的省市多数聚焦氢燃料电池汽车及其相关产业，较少提及其他领域的应用，不利于氢能发挥优势和开拓市场。现有产能以灰氢为主，氢气供给侧需结构性调整。我国是目前世界上唯一大规模使用煤炭制氢的国家，煤制氢占比超过 60%。虽然煤制氢技术成熟，可大规模稳定生产，原料来源广泛，是当前成本最低的制氢方式，但生产过程中产生二氧化碳，制取的氢气为灰氢，不符合“双碳”目标要求。电解水制氢无二氧化碳排放，被广泛认为是制氢技术的发展方向，将成为有效供氢主体，但目前电解水制氢存在电力成本过高，经济性差的问题，一般认为电价低于0.3 元/千瓦时才能接近传统化石能源制氢的成本。根据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》测算，使用弃风、弃水及弃核制氢经济性相对突出，可提供制氢量263 万吨/年。此外，按照当前中国电力平均碳强度计算，电解水制氢单位碳排放是传统化石能源重整制氢的 3-4 倍。

氢气在我国未来能源结构中占据重要位置，预计远期氢气需求量大幅提高。2022年 3 月 23 日，国家发改委、国家能源局发布《氢能产业发展中长期规划(2021-2035年)》，明确了氢能在能源系统中的定位和中长期发展目标，提出了构建氢能产业高质量发展体系。氢能是中国能源结构由传统化石能源为主转向以可再生能源为主的多元格局的关键媒介。根据中国氢能联盟的预测，2030 年中国氢气需求量将达到 3500 万吨，2050 年氢气需求量接近 6000 万吨，在终端能源体系中占比至少达到 10%。其中，交通运输是氢能消费的重点领域，将从辅助能源过渡为主力能源，预计占用能比例的 19%。 氢气价格波动幅度较小，市场供需关系相对平稳。2020-2022 年我国高纯氢价格呈现震荡下跌趋势，2022 年全年均价为 3.03 元/立方米。2023 年2 月21日，长三角氢价格 33.69 元/公斤，唐山氢价格 35.75 元/公斤。自2022 年9 月22日中国氢价指数体系发布至今，指数波动未超过 0.05 元/公斤。2023 年3 月3日16省 4N 氢气主流市场价中，陕西、浙江、天津、四川、辽宁比上年同期小幅上涨，其中陕西涨幅最高，达 9.38%；广东、北京比上年同期下降，其中广东跌幅为17.78%。地区氢价保持平稳，市场供求基本平衡。

积极布局氢气业务，实现工业侧制氢加氢一体化。中短期内，公司规划侧重于天然气制氢、甲醇制氢等化石能源制氢方式和氯碱尾气副产氢提纯、PDH 副产氢提纯等工业副产氢方式，为下游终端用户提供高纯度氢气。在长期，公司推动可再生能源电解水制氢技术研发和装备制造能力储备，实现工业侧用户现场直销业务模式。目前，公司加快广州市南沙区首座制氢加氢一体综合能源站项目建设。

氢气供给侧需结构性调整，各种制氢技术百花齐放

目前主要有三种较为成熟的制氢路线：化石燃料重整制氢、工业副产气制氢和电解水制氢。从碳排放角度分类，制氢技术可分为灰氢、蓝氢、绿氢三种技术路线。灰氢指化石能源重整制氢，蓝氢是在灰氢制备的基础上叠加碳捕集、利用、封存，减少之轻过程中的碳排放，绿氢一般指使用可再生能源进行零碳排电解水制氢。除此之外，生物质直接制氢和太阳能光催化分解水制氢等路线仍未达到工业规模制氢要求。目前我国以化石能源制氢为主，短期内，工业副产氢因成本较低，接近消费市场，将成为有效供应主体。随着电解水制氢技术改进并实现氢气长距离大规模运输，可再生能源电解水制氢将成为有效供氢主体。

化石能源重整制氢

化石能源重整制氢在我国氢气供给中占比超过 80%，根据使用原料主要分为煤制氢和天然气制氢。 煤炭主要以水煤炭或煤粉的形式，在高温条件下与气化剂（蒸汽/氧气）反应生成含氢合成气（氢气、一氧化碳），经过后续工艺流程得到高纯度的氢气。煤制氢工艺的优点是技术成熟、原料成本低、规模大，缺点是设备结构复杂、运转周期较低、投资高、配套装置多、碳排放强度高。

天然气制氢按照工艺路线可分为蒸汽重整制氢、绝热制氢、部分氧化制氢、高温裂解制氢和自热重整制氢等，目前国内外主流是蒸汽重整制氢。蒸汽重整制氢将天然气与水蒸气高温重整生成含氢合成气（氢气、一氧化碳），经过分离、提纯等工艺流程得到产品氢气。天然气制氢重整反应为强吸热过程，必须通过外界补热维持反应温度，因此制氢能耗升高。我国因富煤少气，天然气成本较高，原料成本站总成本 70%以上，天然气价格是决定制氢价格的重要因素。

工业副产提纯氢

工业副产氢主要包括炼厂的催化重整、丙烷脱氢（PDH）、焦炉煤气及氯碱化工等，其生产过程中会产生大量氢气，纯度不高，一般使用变压吸附（PSA）提纯。根据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》测算，考虑副产气体成本的综合制氢成本约 10-16 元/公斤。工业副产提纯制氢可提供百万吨级氢气供应，能为氢能产业就近提供低成本分布式氢源。但焦炉煤气等工业副产氢流程同样存在碳排，长期来看需要引入无碳制氢技术，从氢气供给方转为需求方。

电解水制氢

根据电解质的不同，电解水制氢技术可分为碱性水电解槽（AE）、质子交换膜水电解槽（PEM）和固体氧化物水电解槽（SOE）。电解水制氢全周期零碳排，具有绿色环保、氢气纯度高、副产高价值氧气等优点，但单位能耗在4-5 千瓦时/立方氢，成本主要由电价决定，一般认为电价低于 0.3 元/千瓦时，电解水制氢成本会接近传统化石能源制氢。此外，电解水制氢可作为一种长时储能技术，在谷电时段利用廉价且丰富的可再生能源制氢，在峰电时段通过氢燃料电池等方式发电，实现高渗透率可再生能源调峰。

目前，碱性水电解槽技术最成熟，成本较低，但能量转化效率较低，产气需要脱碱。质子交换膜电解槽技术流程简单，能量转换效率较高，电解效率高，响应时间短，且由于使用质子交换膜代替液态电解质和隔膜，产物氢气和氧气分离，保证了产物纯度。然而电极和催化剂含有贵金属成分，成本偏高，且国内质子交换膜初步实现量产，但竞争优势较弱，市场整体被外企占据。固体氧化物电解槽在高温环境下工作，能效最高，但尚处于研发阶段，并未实现商业化应用。

原料成本和用能成本占比较高，电解水制氢暂不具备比较优势

由于天然气价格较高，且天然气蒸汽重整制氢使用天然气作燃料气补热，天然气中成本明显高于煤制氢。当天然气价格降低至 1.6 元/m³时，天然气制氢成本与煤制氢成本一致。此外，由于煤制氢碳排强度约是天然气制氢的4 倍，“双碳”政策要求下，叠合 CCUS 技术或征收碳税将提高二者的成本，同时缩小天然气制氢与煤制氢之间的成本差距。

盈利预测

假设前提

我们的盈利预测基于以下假设条件： 1）清洁能源业务：公司优化“海气+陆气”双资源池配置后，LNG、LPG 气源安全性和灵活性较高，实现对终端用户进行针对性匹配，顺价能力较强。我们预计2023-2024 年市场有所回调，LNG 海气长约气毛差降低；2025 年，公司海气长约气中部分长协到期，销量有所降低，重新签约后毛差维持高位。随着国内LNG、LPG 需求不断增长和公司产能提高，LNG 海气现货气、国内批发气、自产气和LPG销量平稳增长，毛差基本保持稳定。

2）能源服务业务：能源物流服务方面，我们假设公司LNG 船运、LNG 接收站、LNG槽运利用率和费用保持稳定，随着公司产能和运力的提升，收入平稳增长；能源作业服务方面，随着公司叙永项目、川西名山项目等新产能的建设和投产，销量快速增长；得益于价价联动机制，能源作业服务营收能力摆脱市场价格波动影响，随着产能提升和技术迭代，新签约项目单吨收入有望提高，成本有所降低，毛利润稳定提升。

3）特种气体业务：由于氦气 2022 年未满产，预计2023 年氦气接近满产，销量达到 36 万方，同时预计 2024 年新的位于泸州的氦气项目投产，因此2023、2024、2025 年氦气销量分别为 30、60、80 万方。参考 2017 年6 月氦气价格高涨后维持高位的经验，假设未来三年氦气售价稳定在 280 元/方。综上，氦气利润较之前预测有较大提升。我们预计随着公司灰氢产能的建设和投产，三年内销量将有所增长；绿氢经济性尚不具备比较优势，短期内产能保持稳定；氢气市场供需关系平稳，我们假设灰氢和绿氢价格保持稳定。

未来 3 年盈利预测

按上述假设条件，我们得到公司 2023-2025 年收入分别为264.9、308.1、348.8亿元，归属母公司净利润 13.7、16.6、19.5 亿元，归母净利润年增速分别为25.5%、21.6%、17.0%。每股收益 2023-2025 年分别为 2.19、2.66、3.11 元。

（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。）