2024年九丰能源研究报告：一主两翼完善布局，综合能源服务商扬帆起航

一、立足清洁能源产业，综合能源服务商扬帆起航

（一）深耕清洁能源，一主两翼构建综合业务体系

公司于 1990 年成立，2018 年正式变更为股份有限公司，并于 2021 年在上交所 A 股上 市。公司早前是一家专注于燃气产业中游的公司，深耕华南 30 余载，以 LPG 业务起步， 逐步发展至从事 LPG、LNG、甲醇及二甲醚等产品的资源整合流通及终端运营服务工作； 上市以来，公司资源池布局进入新阶段，伴随 2022 年收购四川森泰及华油中蓝，2023 年 收购河南中能、正拓气体及湖南艾尔希，公司业务布局日臻完善，逐步实现综合能源“端 到端”的全产业链布局。

经过 30 多年的发展，公司通过清洁能源产业链的横向和纵向延伸，目前已逐步构建起了 “一主两翼”的业务发展格局，形成“清洁能源—能源服务—特种气体”三大板块高效 协同发展的业务体系，核心竞争力持续增强。其中： 1）清洁能源业务：主要由 LNG 与 LPG 构成，是公司大力发展的核心主业，通过布局“海 气+陆气”双资源池，以长约及现货采购方式锁定上游资源，为终端客户提供用气保障能 力强、具有成本竞争力的 LNG、LPG 产品及服务。 2）能源服务业务：主要由能源作业（回收处理+辅助排采）与能源物流（接收站、船舶 等）构成，为清洁能源业务的延伸，其中能源作业服务系通过能源作业及运营服务方式， 为上游资源方提供天然气回收处理配套服务及低产低效天然气井增产服务，借此获取陆 气资源；能源物流服务主要通过 LNG 船运、LNG 接收与仓储、LNG 槽运等方式为自身 及客户提供综合基础设施服务。 3）特种气体业务：主要通过“自主生产+销售”的模式布局氦气及氢气，是当前公司积 极布局和重点发展的新赛道业务。其中氦气通过内蒙森泰 LNG 工厂 BOG 提氦及进口液 氦槽罐的模式，实现国产气氦+进口液氦的双资源保障；氢气通过现场制气和零售供气的 模式为客户提供综合供气方案；下游终端方面拓展区域零售气站、商业航天配套特气项 目。未来在特气环节，公司将锚定发展航空航天特气，并积极布局其他气体资源。

（二）股权结构稳定，外延并购拓展终端业务版图

张建国和蔡丽红夫妇为公司实控人。公司前身广东九丰投资有限公司由蔡丽红、蔡建斌 （姐弟）于 2008 年 2 月。2013 年 4 月，九丰有限新增加股东张建国，并实现第一次增 资。2018 年 2 月，九丰有限整体变更为股份公司。截至 2023 年年报披露，公司第一大股 东为九丰控股。张建国和蔡丽红夫妇直接持有公司 11.48%和 4.92%的股权，通过九丰控 股间接持有公司 31.7%股权，通过盈发投资控制公司 3.35%股权，合计控制公司 51.45% 的股权，为公司实际控制人。

实施中长期激励计划绑定核心骨干，业绩完成情况较优。公司滚动实施中长期激励计划， 根据 2022 年-2024 年发展经营规划，公司于 2022 年 9 月推出第一期员工持股计划，深度 绑定公司核心管理层及业务骨干，实现公司与员工的目标统一与利益共享。一期持股计 划对应公司股票数量 700 万股，购买价格为 10.77 元/股。

公司层面业绩考核指标为 2022-2024 年归母净利润分别不低于 9.5、12、15 亿元（或 2022- 23 年累计 21.5 亿元、22-24 年累计 36.5 亿元）。从过去 2 年经营业绩来看，公司均超额 完成考核目标。其中 2022 年实现归母净利润 10.90 亿元，实际完成度约 114.7%；2023 年 实现归母净利润 13.06 亿元，实际完成度约 108.8%。

公司通过外延并购逐步布局能服、气体销售终端业务。公司于 2022 年 3 月、4 月分别收 购四川森泰 100%股权、华油中蓝 28%股权，切入井上回收处理作业服务，并于 2023 年 12 月将华油中蓝持股比例提升至 40%，成为华油中蓝控股股东；于 2023 年 8 月收购河 南中能 70%股权，切入井下辅助排采作业服务。至此公司构建起井上、井下的全产业链 能源服务体系。同时，公司于 2023 年陆续收购北京正拓气体、湖南艾尔希，在特气板块 逐步布局零售终端销售业务，产业链完整性及盈利能力进一步增强。

（三）财务情况向好，盈利能力有望实现稳步提升

营收迈入新平台，净利润保持高增长。2018 年以来，公司利润稳步增长；2020 年因疫情 影响，营收有阶段性承压，但净利润受益于 LNG、LPG 吨毛利提升而实现增长。2021 年， 随着长协资源的落地，公司 LNG 销量大幅提升，营收实现快速增长，净利润受全球天然 气价格极端波动影响略有下滑。2022 年公司积极优化一体化顺价模式，伴随着四川森泰 与华油中蓝的收购完成，公司成功打造“海气+陆气”双资源平台，资源供应格局整体优 化，营收及利润得以进一步增厚。进入 2023 年，虽有全球天然气价格下跌的不利影响， 但公司凭借三大业务板块的协同发力，实现经营业绩的稳步增长，23 年实现营收 265.66 亿元，同比+11%；能源服务与特种气体业务持续发力，成为新的利润增长点，推动公司 利润稳步增长，23 年实现归母净利润 13.06 亿元，同比+20%。

LNG 为目前公司最大的营收及毛利贡献来源。从营收构成来看：2018 年以来，LNG 和 LPG 营收占据公司总体营收的 95% 以上，随着 2022 年国内能源市场的需求增长以及国 际 LNG 价格走高，LNG 营收快速增长，2022 年 LNG 业务营收占公司总营收的比重达到 52%，23 年进一步提升至 61%（包含能源作业业务贡献）。从毛利构成来看：LNG 目前 仍是公司主要的盈利产品，2023 年毛利占比约 65%；两翼中的能源物流及能源作业板块 毛利占比快速升至 5%，特气及化工产品毛利占比增至 6%。后续随着能服及特气业务的 快速发展，其收入及毛利占比有望持续提升，公司经营业绩有望实现高质量增长。

费用控制水平优异，盈利能力稳步回升。从产品盈利来看：剔除掉 2021 年因现货流通量 明显扩大影响，2018 至 2023 年间，公司总体盈利水平均较为稳定，总体销售毛利率约 7%-15%左右，销售净利率维持在约 2-9%。从费用控制来看：公司费用管理水平优异，期 间费用率呈现波动性下降的趋势，其中销售费用率下降最为明显。2023 年公司总体期间 费用率仅约 1.8%。

现金获取能力出色，开启并购整合新周期。基于公司销售收入及盈利能力的持续提升， 自 18 年上市以来，公司经营性现金流净额已实现转正；且除 2021 年之外，其他年份均 实现经营性现金流净额超过当年净利润，公司现金获取能力出色，盈利质量较优。截至 2023 年年报，公司实现经营性现金流量净额 21.58 亿元，拥有货币资金超 54 亿元。 从负债率水平来看，公司资产负债率总体呈波动上升趋势，2022 年以来随着华油中蓝、 四川森泰收购项目的推进，公司资产负债率上升至 37%。2023 年，公司进一步在并购端 有所动作，接连收购河南中能、湖南艾尔希等项目，资产负债率上升至 43%。

二、清洁能源：立足主业，能源转型趋势赋予时代机遇

（一）全球天然气消费稳步增长，LNG 驱动流通规模扩张

天然气全球一次能源消费占比稳步提升，我国较全球仍有显著差距。随着全球能源转型 的持续推进，天然气在全球一次能源消费比例稳步提升，过去 20 年间，天然气消费占比 由 22%提升至 25%。后续随着碳中和在全球范围内的稳步实施，天然气作为过渡阶段的 关键石化能源品种，其消费占比有望继续提升。 与全球主要经济体相比，我国天然气消费占比明显偏低。过去 20 余年间，我国天然气消 费占比由 2%快速提升至 9%，但与美国 33%、欧洲 22%-25%，日韩 18-20%相比仍明显 偏低，预计后续我国天然气一次能源消费占比仍有较大的提升空间。

天然气在新型能源体系建设中具有显著优势。相较于石油和煤炭传统化石能源，天然气 拥有显著的减碳排放优势，可较石油、煤炭分别减少约 24%、42%的碳排放量。在后续全 社会节能降碳实施改造中，天然气或可实现更高的消费份额。同时，天然气亦为构建以 新能源为主体的新型电力系统的关键支撑电源，可以作为承接高碳燃料退出的关键补位 能源，进而推动能源转型。从全球主要国家气电占比来看，全球平均天然气发电装机占 比达 23%，而我国目前仅有 3%左右，拥有较大的提升空间。

全球油气资本开支仍处相对低位，天然气产量逐步进入稳态区间。2015 年巴黎气候协议 实施以来，全球油气上游资本开支出现断崖式下滑，全球能源巨头企业逐步剥离部分油 气资产，并将重心转移至能源转型及新能源项目投资。2021 年以来随着油价上行及需求 修复，资本开支有所扩张。据 IEA 预计，2023 年全球油气上游资本开支约实现 5280 亿 美元，同比增加 11%，约为 2014 年峰值水平的 68%左右。资本开支的长期低位或将进一 步影响能源供给，目前全球天然气钻机数量虽有回升但总体仍处于相对低位，尚未恢复 到疫情前水平，短期天然气新增产量或仍较为有限。 从过去几年产量情况来看，全球天然气产量增速已逐步放缓，2022 年产量约 40438 亿立 方米，同比基本持平，自 15 年来的年均复合增速约 2%。其中，美国及中东贡献全球约 42%的天然气产量，且当前全球天然气钻机主要位于北美及中东地区，后续产量贡献占比 有望继续提升。

我国天然气消费占比稳步提升，22 年已达 10%以上。从消费端来看，全球天然气消费量 稳步提升，2022 年因俄乌冲突影响部分地区天然气消费量有所下滑，2023 年起已开始逐 步修复。亚太及美国为主要消费地区，2022 年合计需求占比约达 45%以上，其中我国消 费占比稳步提升，由 2000 年的 2%提升至 10%。欧洲则由 2015 年的 15%下降至 13%左 右，预计后续影响将持续减弱。

LNG 驱动全球天然气流通体量扩张，前三大出口国占全球出口的 61%。从全球天然气 流通方式来看，随着液化设施、运输船舶、再气化设施配套的逐步完善，全球天然气流 通逐步转为 LNG 驱动。2022 年全球天然气进出口总量约 9685 亿立方米，其中 LNG 方 式占比超 56%。卡塔尔、澳大利亚及美国为全球主要 LNG 出口国，2022 年合计出口占 比达 61%。据新浪财经援引财联社数据，2023 年美国共出口 9120 万吨 LNG，已超越卡 塔尔和澳大利亚，跃升成为全球最大的 LNG 出口国。

全球天然气液化设施保持高增长，我国 LNG 流通占比稳步提升。全球液化设施（衡量出 口能力）保持高增长，据 IGU，2023 年全球液化设施产能约 480 百万吨/年，预计 2028 年将提升至 800 百万吨/年以上，增量主要由美国贡献。从进出口流向来看，欧洲、中国、 日韩为全球主要 LNG 出口目的地。2022 年受俄乌冲突影响，欧洲进口管道气大幅下滑 的同时对 LNG 的依赖度快速增长，2022 年全球流通占比达 31%，较 21 年提升约 10pct。 我国近年来基本流通比重稳定在 22%~25%左右，且占比保持稳步提升。

（二）我国天然气增量空间可观，进口渠道有望继续多元化

国内天然气消费量保持高增长，对外依存度仍在较高水平。过去 20 年间，国内天然气消 费量保持高速增长，22 年受海外气价波动影响有所下滑，23 年以来随着气价趋稳而快速 提升，2023 年国内表观消费量约 3900 亿方，同比+7%，2020-2023 年间表观消费量 CAGR 达 13%。相比而言，我国天然气产量保持相对平稳，2023 年产量约 2300 亿方，同比+5%。 近年来产量增速已逐步放缓，且落后于消费量增速，因而对外依存度在过去 10 年间有明 显抬升，2023 年进口依赖度达 43%。

从天然气进口构成来看，我国天然气进口来源逐步多样化，2023 年 LNG、管道气进口占 比分别约 60%、40%。来源分布上，天然气进口地区较为集中，其中澳大利亚、卡塔尔、 俄罗斯为我国主要 LNG 进口国，CR3 进口占比达 69%；土库曼斯坦、俄罗斯及哈萨克斯 坦为我国主要管道气进口国，CR3 进口占比达 91%。 从天然气进口能力来看，我国现有进口设施尚未达到满负荷周转状态，仍拥有较大的提 升空间。根据全国党媒信息公共平台转引人民日报新闻，截至 2023 年底，我国拥有 LNG 接收站共 28 座，进口能力约 1.16 亿吨/年。根据上海石油天然气交易中心及 23 年利用率 约 61%，较 22 年逐步修复；拥有天然气进口管道 5 条，进口能力约 1050 亿方/年（对应 约 0.76 亿吨/年），23 年利用率约 64%。

国内人口城镇化率仍有提升空间，并带来能源消费量的进一步提升。据《天然气发展“十 三五”规划》，国内城镇化率每提高一个百分点，每年将增加相当于 8000 万吨标煤（约 700 亿立方米天然气）的能源消费量。2023 年我国人口城镇化率 66.2%，较 2000 年提升 约 30pct。但相较于全球主要发达国家，当前我国城镇化水平仍然偏低，且结构方面仍存 在较大的不均衡性。而新型城镇化对高效清洁天然气的需求预计将不断增长，按照 2040~2050 年中国城镇化水平达到 75%~80%之间的水平来测算，预计国内天然气需求规 模有望持续扩容。

中国天然气需求预计将在 2040 年前后达峰，峰值达 6100 亿方。天然气在碳达峰阶段预 计将会成为推动经济社会清洁低碳发展的主体能源，在碳中和阶段亦是支撑可再生能源 跃升发展的可靠伙伴。结合中石油与中石化经济技术研究院的预测，我国天然气需求在 2035 年前有望保持年均 160 亿立方米的较快增长，之后于 2040 年前后达峰，峰值接近 6100 亿方，占一次能源的比例将近 13%；而后平稳下降，2060 年维持约 3700 亿方的需 求规模。

发电预计将成为后续国内天然气需求增长的核心驱动力量。据国家能源局石油天然气司 等发布的《中国天然气发展报告（2023）》，2022 年我国天然气消费结构中，城燃、工业、 发电及化工用途占比分别约 33%、42%、17%、8%，近年来基本维持比例稳定。后续最 有发展潜力的天然气消费部门或将来自于发电部门，尤其在天然气需求达峰之间，天然 气在终端能源结构改善中的作用预计将有所减弱，而在电力系统优化中的作用将持续增 强。这一时期，随着国内工业转型升级以及工艺提升，电力需求比化石燃料更加旺盛， 同时对电力系统的清洁性、稳定性要求也将提升。根据中国石油预计，后续发电部门预 计将贡献约 1470 亿方的天然气需求增量，占全部增量的约 55%左右。

（三）海内外价差逐步修复，LNG 盈利或回归合理稳定状态

海内外价差逐步修复，现货流通或逐步回归合理盈利状态。1）从现货方面来看：21 年之 前，海内外价差基本稳定，海气进口到国内可获取正常流通利润。21 年下半年以来，随 着天然气现货供应趋紧及俄乌冲突导致的能源危机，海外现货价格快速上涨，国内外价 差开始出现倒挂，即现货利润或将受到一定程度影响。进入 23 年，海外气价大幅回落， 现货价差开始回升；24 年以来，随着海外供需关系的逐步稳定，目前国内外现货价差已 实现明显修复。2）从长协方面来看：根据目前主流的 LNG 长协价格公式来看，PLNG= 权重 1*斜率*Brent 油价+权重 2*JKM 气价+常数。根据公司招股说明书引述中国海油 《LNG 流通合同的发展趋势及其启示》数据，亚太地区的斜率区间通常在 11%~14%，我 们假定斜率为 11%，油价与气价的权重均为 50%，常数为 0.15~0.20，则我们得到模拟的 LNG 长协成本曲线。从成本曲线可以看到，绝大多数情况下长协仍较现货有价格优势， 且长协价格波动区间更小，有望进一步平缓利润。

往后来看，我们预计随着全球 LNG 供给端的逐步宽松、运输端的运力提升及运费下降， 以及需求端接收站能力的快速扩容，LNG 销售及资源匹配业务预计将逐步进入景气上行 周期。这里的景气上行判断，主要是基于正常的海内外价差范围内，LNG 能源服务商通过匹配好上游资源与下游终端的供需关系，利用自身的资源池及物流优势，强化国际、 国内业务的顺价能力，降低 LNG 价格波动本身对盈利能力的影响，进而通过终端销量的 提升获取稳健的经营业绩。

1、供给端：美国出口产能快速释放，24 年起或迎来海外气价中枢下行

截至 23 年末，美国共有 7 处天然气液化项目设施用于 LNG 出口，合计基准出口能力约 8680 万吨/年，峰值出口能力达到 1.04 亿吨/年。根据目前在建及已通过 FID 拟建的 LNG 出口设施产能预计，后续美国 LNG 出口能力有望持续扩张，其中 24 年新增约 990 万吨， 25 年新增约 3030 万吨，26 年新增约 520 万吨。现有项目全部投产完毕后，美国将具备 约 1.55 亿吨的基准出口能力，峰值出口能力则有望达 1.64 亿吨/年，较 23 年增长近 60%， 出口端的持续宽松预计将驱动海外 LNG 价格中枢回落。

2、运输端：全球 LNG 船舶陆续交付，LNG 船租金已显著下滑

运输端来看，全球 LNG 运输船数量快速增长，2023 年末合计运营中的 LNG 运输船达 746 艘，较 22 年增加 32 艘。全球 LNG 船舶总运力已达 1.1 亿立方米以上，约合 5000 万 吨 LNG。在经过 20-22 年间 LNG 船舶的大量订单确认后，24 年起全球 LNG 船舶将陆续 进入交付周期。23 年全球约交付 LNG 船约 39 艘，预计 24-26 年均将交付 80 艘以上，有 望极大缓解全球 LNG 船舶运输能力的限制。同时，23 年中以来，LNG 船舶租金快速下 滑。进入 24 年初，14.5/16/17.4 万立方米储存船多月租金已下滑 4.5/6/7.5 万美元/天。我 们预计 LNG 的运力宽松及运费下降将显著助力全球 LNG 流通规模持续增长。

3、需求端：预计未来 2-3 年国内将迎来接收站项目周转能力的快速提升

根据全国党媒信息公共平台转引人民日报新闻，截至 2023 年底，我国已建成投运 LNG 接收站共 28 座，总周转能力已达 1.16 亿吨/年。从后续在建及已批复拟建项目来看，目 前国内已开工扩建的接收站项目合计接收能力约 3975 万吨/年，已批复新建的接收站项 目合计接收能力约 7160 万吨/年，在建及拟建项目全部投运后，我国 LNG 接收能力将实 现翻倍增长，预计将达 2.3 亿吨/年左右。

（四）资源+配置+顺价，构建公司清洁能源核心竞争力

公司清洁能源业务的主要经营模式为“一体化顺价模式”，经过多年的上下游一体化布局， 已逐步形成以中游核心资产链条为中轴，资源端、客户端有机成长的“哑铃型”业务发 展模式。公司核心竞争力具体体现在完善的资源池布局、高效的资源配置、稳定的顺价 能力三个方面。

1、资源布局完善，气源稳定保障公司经营能力提升

目前公司资源池包括海气和陆气，其中海气资源主要由长约采购和现货采购构成，陆气 资源由能源作业项目及 LNG 液化工厂贡献。在海气方面，公司与马石油和 ENI 签订 LNG 长约采购合同，现有 LNG 合约有效期最长至 2026 年一季度，续签及新签工作将逐步择 机启动。长约气源来自马来西亚及印度尼西亚本土井口气，可最大程度保证公司能源供 应的稳定性；同时公司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情况及需求缺口，灵活进行 LNG 与 LPG 的国际现货采购。 海气长约为公司的核心资源：公司与马石油和 ENI 签订了附照付不议条款的长约采购合 同，以保证能源供应的稳定性，每年协议量总计约 100 万吨左右。LNG 长约采购价格挂 钩国际原油指数 Brent 和国际 LNG 价格指数 JKM，引入油价参数后成本波动范围将进一 步收窄，长协资源具备显著的成本优势。

海气现货为主要的调节资源：根据市场需求、销售情况及价格走势情况，灵活进行现货 采购。目前公司已与国际市场诸多知名的能源供应商达成合作协议，进行 LNG、LPG 现 货采购，如马石油、卡塔尔液化天然气有限公司、Vitol（维多）、Glencore（嘉能可）、Marubeni （丸红）、Pavilion（兰亭）、Chevron（雪佛龙）、韩国 SK 燃气等。

2、客户高效匹配，终端核心客户销售占比稳步增长

在下游客户方面，公司实行不同资源匹配不同客户的业务逻辑，逐步形成从资源端到直 接用户终端的“端到端”的产业链格局，海陆互补、高效配置。在核心资源方面，用海气 长约匹配国内直接终端用户，主要包括工业企业（如陶瓷厂、玻璃厂、食品厂、五金厂 等）、工业园区、大客户等，并在工业园区或客户现场投资建设 LNG 终端设施并开展稳 定供气；用自产 LNG 匹配 LNG 加气站客户。在调节资源方面，一方面为上述核心客户 做资源补充，另一方面匹配国际、国内的分销客户。公司存量用户规模稳定提升，后续 将继续拓展新增直接终端用户，提升终端用户销售比重。

3、顺价能力稳定，高毛利市场布局逐步进入收获期

在顺价能力方面，鉴于公司对核心资源与目标客户进行了针对性匹配，公司利用产业链 一体化的优势，持续提升资源配置效率，并通过价格联动、背靠背交易、成本加成、协议 顺价等方式，实现稳定的顺价能力，并在兼顾客户利益与自身顺价收益方面取得平衡。 从上文分析来看，单纯长协可获得较稳定的毛利中枢；而通过长协与现货资源的合理搭 配，可实现整体销量的提升并进一步平滑毛利。公司 2016-2023 年间，如剔除掉 21 年因 加大现货贸易导致的毛利波动较大之外，其余年间的 LNG 吨毛利约稳定在 560 元左右； 即使考虑 21 年极端情况，过往 8 年的平均吨毛利依然有 520 元左右，体现了公司在气源 调配及顺价能力方面的竞争优势。如后续现货资源具备价差改善基础，则公司有望实现 更稳定的 LNG 吨毛利。从 LPG 来看，其量价情况更为稳定，公司销量稳定在 190-200 万 吨左右，而吨毛利基本稳定在 230 元左右。

同时，考虑到能源使用的经济性，LPG、LNG 均具有一定的经济运输半径，具有明显的 地域性特征。当前公司接收站及业务布局重点辐射华南地区，公司建成了华南地区第一 个 LNG 气化站，亦为华南地区第一家提供 LNG 终端服务的企业。而华南属于天然气资 源贫乏地区，管道天然气供给主要来源于西气东输二线长距离输送，末端环节的管道气 价格普遍较高，且需求缺口较大，主要通过海气 LNG 进行补充。因此，作为国内 LNG 顺价机制最为市场化的区域之一，华南地区的工业平均气价、居民平均气价均领先于全 国其他地区，公司可获取更为丰厚的资源匹配价差。

三、能源服务：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。

四、特种气体：高壁垒终端应用，提供未来成长新动能

公司特种气体业务锚定为航空航天特气，目前主要涉及氦气、氢气及其他特种气体，通 过“现场制气+零售气站”方式加快布局。其中业务前端连接国产+进口氦气资源、清洁 能源氢气产业链、航空航天特气生产；业务后端匹配区域零售气站、商业航天配套项目 等，形成高效的“资源+终端”业务链条。

（一）氦气：自主可控优势明显，产业延伸构建增量

1、氦气性质优点突出，全球资源分布集中

氦气性质优点突出，应用领域不断拓展。氦（He）在常温下无色、无味，是除氢气以外 密度最小的气体（0.1786g/L），同时也是已知熔点和沸点最低的元素，其液化温度接近绝 对零度，同时具有高导热率、强化学惰性等特殊的物理和化学性质，是一种不可再生资 源。因其独特性能，氦气被广泛应用于航空航天、潜艇、尖端科研、高端制造、医疗交通 等领域，是国防军工和高科技产业发展不可或缺的战略性物资。

全球氦气资源分布集中，我国氦气资源相对贫乏。全球氦气资源分布极不平衡，绝大部 分分布在美国、卡塔尔、阿尔及利亚、俄罗斯及波兰等 5 国（俗称“氦五国”）。空气中 的氦气稀少，绝大部分氦气来源于富氦天然气藏中，根据美国地质调查局报告，截至 2021 年末，全球氦气资源量约 519 亿立方米，其中美国资源量约 206 立方米，占比达 40%， 美国、卡塔尔、阿尔及利亚及俄罗斯四国合计占比达 88%。我国约有氦气资源量 11 亿立 方米，占比仅约 2%。

全球氦气产量震荡下降，美国及卡塔尔占据全球约 84%的市场份额。1921 年，美国在沃 斯堡建造了全球第一个商业氦气厂用于处理 Petrolia 油田的含氦天然气，之后全球氦气产 量稳步增长。2012 年之后，受美国关键供给端资源量减少和法定最低库存限制拍卖量的 影响，美国氦气产量逐年下滑，导致全球氦气供应量呈震荡下降趋势。2022 年全球氦气 产量约 1.6 亿立方米，较 21 年减少约 400 万方，其中美国氦气产量约 7500 万方，占比 约 47%，但较 2012 年 76%的全球产量占比下降约 30pct；卡塔尔产量快速增长至 6000 万 立方米，占比提升至 38%。

富氦气田提取、LNG-BOG 提氦为主要氦气生产来源。富氦天然气和 LNG 闪蒸汽（BOG） 提氦是工业氦气生产的两大主要来源。美国和俄罗斯主要通过富氦天然气的分离和提纯 生产氦气，深冷法是目前氦气的主要提纯途径，天然气中氦含量（体积分数）达到 0.1% 即可进行工业利用，实际工业利用的多数在 0.3%左右。卡塔尔、阿尔及利亚和澳大利亚则主要通过 LNG-BOG 方式进行工业制氦，BOG 提氦所需的天然气氦品位更低，卡塔尔 天然气含氦仅 0.04%左右，远低于氦气工业标准，但对原料气规模和提取技术装备有较 高要求。目前商业氦气的技术、生产设备主要掌握在法液空、德国林德及美国空气化工 等海外氦气产业公司手中。

2、生产工艺逐步完善，供应安全重要性凸显

我国氦气消费量快速复苏，后续具备较大增量空间。2020 年以来，随着疫情影响的逐步 消退，我国氦气消费量快速复苏，2022 年国内氦气消费量约 2380 万立方米，同比+12%。 我国氦气需求主要在受控气氛（光纤、半导体、光伏）、低温应用（核磁共振、低温超导、 国防军事、大科学研究）、检测气体及焊接保护气等，其中 2020 年在光纤/半导体领域的 需求占比达 56%。 往后看，氦气主要下游应用有望快速扩张，我国氦气消费量预计将持续提升。1）半导体： 晶圆的生产对于气体纯度和品质稳定性要求极高，需要氦气作为生产保护气及封装检漏 气体；2）光纤光缆：光纤由光纤预制棒拉制而成，氦气在制棒和拉丝工序中起到重要作 用，后续是千兆光网和 5G 发展的关键期，光纤光缆行业对于氦气需求有望持续增长；3） 低温应用：我国医疗行业发展迅速，核磁共振成像仪逐步普及，其制造所需的液氦量呈 逐年递增状态；4）航空航天：氦气在航天领域环节主要用于火箭液体燃料的压送剂和增 压剂，在航天飞行中用于净化氢系统，随着航空航天发射规模及商业化程度的进一步提 升，氦气需求拥有较大的增量空间。

外资厂商占据我国主要氦气市场，氦气供应安全可控势在必行。据张阳等《我国氦气资 源开发利用迫在眉睫》，美国作为全球最大的氦气资源国和产气国，早在 1925 年就颁布 了《氦保护条例》，并将其定位为联邦储备资源；1960 年，通过氦法修正案，由美国内政 部统筹全国氦气提取、储存及运输，规定了氦气含量高于 0.3%的天然气必须提氦；1996 年，美国国会通过了《氦私有化法案》，要求政府使用严格的价格公式出售其氦储备；2013 年，美国国会通过《2013 年氦气管理法案》，限制氦气生产。国外氦气分离、提纯、液化 储存等技术装备相对成熟，但基本掌握在空气化工、液化空气和林德等少数外国公司手 中，世界大型提氦厂投资建设、配额分配、关键装备制造及认证等均由其垄断，并且根 据张哲等《浅谈中国氦气供应链技术壁垒与发展方向》，部分液氦罐箱和氦气液化器制造 商，为了便于垄断气源和制造能力有限等原因而限制供货。 受中美流通摩擦等因素影响，自 18 年起我国从美国进口的氦气量呈快速下滑趋势，2022 年进口量约 425 吨，占进口总量比例约 10%。2022 年我国氦气进口企业市场中，德国林 德、法液空、美国空气化工、日本岩谷 4 家厂商占据 71%的市场份额，全部外资企业供 应占比高达 82%。

我国氦气产量稳步增长，对外依存度已有所降低。我国氦气勘查、提纯起步较晚，且资 源较为匮乏，氦气产量远不能满足国内需求，氦气资源大部分依靠进口。2020 年之前， 我国氦气年进口量达 2000 万立方米以上，对外依存度达 98%。2021 年以来随着国内大 型提氦设施的逐步落地，我国氦气自产量快速扩张，2023 年氦气产量近 300 万立方米， 对外依存度降至约 88%。 同时，氦气作为战略物资，部分氦气出口国家有明确的氦气限制政策，据张哲等《浅谈 中国氦气供应链技术壁垒与发展方向》，美国商务部制定的《出口管理条例》规定 20K 以 下制冷机及核心部件禁止出口中国且在认为遭受中国严重挑战时禁止合作和交流；欧盟 要求低温设备对中国出口必须报最终用户，近年来屡次禁止中国相关公司参观其工厂。 自 2019 年以来，我国自美国及澳大利亚进口氦气比例快速降低，目前国内 85%的氦气进 口来自于卡塔尔，美国进口占比已降至 11%。

我国已掌握较为成熟的天然气粗氦提取、粗氦精制及气氦储运技术。全球氦气产业链主 要分为资源勘探开发、粗氦提取及精制、氦气液化及储运、流通及应用等环节。目前我 国已经掌握了较为成熟的天然气粗氦提取、粗氦精制、气氦储运技术，基本满足规模建 设提氦工程的需要，而大型氦气液化和液氦储存技术目前尚处于攻关阶段。 粗氦提取有深冷法和常温法两种。深冷法提氦一般由预处理工艺、提粗氦工艺（氦含量 60%~70%）和粗氦精制工艺（带压钯催化氧化脱氢）组成，主要包括闪蒸分离、精馏分 离和闪蒸精馏分离等工艺，目前该工艺技术及设备已实现国产化。 氦气储运和销售一般分为气氦和液氦两种形式，我国氦气消费结构中，气氦与液氦消费 量分别占比约 70%和 30%。其中，气氦运输成本约为液氦的 4 倍，适用于短距离市场销 售；规模大且距离氦气消费市场较远的提氦厂，则宜采用液氦形式进行产品储运。目前 我国的气氦储运技术已基本成熟，但液氦储罐尚未实现完全国产化。

相较于低含氦天然气，BOG 提氦更加经济高效。据张丽萍等《天然气及液化天然气蒸发 气提氦技术研究进展》，目前商用的氦气主要从天然气中提取，传统的提氦技术主要有低 温法、膜分离法和变压吸附（PSA）法等，但考虑到提氦单位能耗和经济成本等方面的因 素影响，目前逐渐出现由传统提氦技术中的两种甚至三种技术结合的提氦方法。得益于 液化天然气蒸发气（LNG-BOG）的含氦量体积分数较高，一般可达到 1%及以上，满足 提氦原料气要求，加上 BOG 主要组成成分几乎与天然气相同，因此可利用现有天然气提氦技术实现 BOG 提氦。

3、资源成本优势显著，公司氦气产业布局逐步进入兑现期

公司氦气产量快速提升，自产+合作+进口保障资源稳定供应。公司全资子公司森泰能源 为国内少数掌握提氦技术的企业，目前已在内蒙古鄂尔多斯建成一套 BOG 提氦装置，运 行情况良好，项目提取的氦气纯度高达 99.999%。公司利用 LNG 生产过程中的 BOG 气 体对天然气伴生氦气进行自然提浓，收集 LNG 生产过程伴生的氦气，经过净化去除杂质 后得到合格的纯氦，再提纯至高纯度氦气，经充装压缩机增压排充入钢瓶组，并向下游 终端用户及中间商进行销售。 截至 2023 年末，公司高纯度氦气设计产能为 36 万方/年，23 年产销量达 30 万方，同比 增长近 67%。目前公司正在推进新提氦工厂的建设以提升产能，并积极布局进口液氦槽 罐等资产，后续有望实现“国产气氦+进口液氦”的双资源保障。

公司氦气生产成本稳定，价格平稳预计带来更稳定利润贡献。在经过 2022 年全球氦气供 给不足后，氦气价格自 23 年起逐步回归平稳区间。进入 24 年，管束氦气价格回落至约 100 元/方左右。根据公司 2021、2022 年 1-5 月、2023 年的氦气毛利率测算可得，公司单 方氦气成本约在 25~28 元/方以内，考虑到公司上游 LNG 资源供应稳定，BOG 氦气生产 成本亦较为稳定，预计后续仍将实现较好的盈利水平。

（二）氢气：氢能行业蓄势待发，气站布局占得先机

1、特性优势突出，氢能行业有望迎来快速发展期

氢能性能优势突出，构成国家能源体系重要组成部分。氢能作为二次能源，正凭借其零 排放、高热值、易获取、应用广的特性，逐步成为全球能源转型发展的重要载体之一，对 氢能的高效利用预计将成为达成碳中和的关键路径。与传统化石能源相比，氢能燃烧热 值高，且燃烧产物是水，可以实现净零排放；同时，氢能的应用可解决光伏、风力等可再 生能源的波动性，实现电网大规模调峰和储能。我国于 2022 年发布氢能产业发展中长期 规划，氢能及其相关产业有望成为未来国家能源体系的重要组成部分。

我国氢气产量稳步增长，供氢来源将逐步转向绿氢。目前我国已成为全球最大的氢气生 产国，根据中商情报网引述中国煤炭工业协会数据，2022 年产量突破 4000 万吨。中商情 报网预测，2023 年产量预计进一步增长至 4500 万吨以上，同比增速超过 10%。据中国 氢能联盟白皮书预计，氢能市场发展中期（2030 年左右），我国氢气需求量有望达到 3500 万吨，终端能源体系占比 5%；而到氢能市场发展远期（2050 年左右），氢气需求量有望 进一步升至 6000 万吨，终端能源体系占比达到 10%。同时，可再生能源电解水制氢（绿 氢）预计将成为核心供氢主体。

工业用途占据主导，氢气需求结构有望持续多元化。目前全球氢气应用以石油炼化等工 业需求为主。据 IEA，2022 年全球氢气消费量达 9500 万吨，同比+3%，其中石油炼化、 合成氨及甲醇制备等合计占比超 90%。我国氢能应用处于相对起步阶段，在工业领域（炼 油、化工、钢铁等）和交通领域（燃料电池汽车等）中应用较多，而在电力、建筑等新兴 应用领域仍然处于探索阶段。据 KPMG 援引中国氢能联盟预测，预计到 2060 年我国工 业领域和交通领域氢气使用量占比分别将达 60%和 31%，电力领域氢气作为储能载体亦 有望迎来较快发展。

2、现场制气+零售气站综合布局，公司氢气业务具备盈利提升基础

公司通过合作开发、现场制气及零售气站模式，逐步布局氢气相关业务： 1）2021 年 12 月，公司与巨正源股份有限公司共同投资设立合资公司（其中九丰持股 60%），利用巨正源 PDH 项目的副产氢气，共同参与氢能市场开发与运营。截至 2023 年 末，据百川盈孚，巨正源拥有 PDH 产能 120 万吨，预计可年产 5 万吨氢气。 2）2023 年 4 月，公司完成对正拓气体 70%股权的收购，有效提升公司多种制氢技术实 力和氢气运营管理能力，并确保现有项目稳定运行。截至 2023 年末，公司氢气现场制气项目在运行产能规模达 2 万方/小时。 3）2023 年 9 月，公司完成对艾尔希 70%股权的收购，本次收购为正拓气体后，公司第二 个工业气体落地项目，也是工业气体零售领域首个项目。艾尔希是华中地区规模最大的 综合、高端气体生产及供应商之一，产品种类涵盖了普通工业气体（氧/氮/氩/二氧化碳 等）、特种气体（激光气等）、电子气体（超纯氦/超纯氢/超纯氪/超纯氯化氢/硅烷等）及 化学品（六氟化硫/三氟化硼等）等 40 多个品种。 我国氢气市场价格基本稳定，2022 年以来均价约 3 元/方左右。公司 2023 年实现氢气销 量约 5258 万方，销售均价（不含税）约 2.11 元/方，对应单方毛利约可达 0.46 元/方。随 着后续氢气产销规模的稳步增长，公司氢气业务或具有较好的盈利提升基础。

（三）航天特气：业务壁垒持续深化，资源+终端打开成长新路径

1、中美引领全球航天事业发展，低轨卫星竞争加剧

全球航天事业发展加速，23 年发射量再创新高。自 1957 年苏联成功发射首颗人造卫星 以来，全球航天发射技术水平快速提升，2023 年全球共进行航天发射活动 223 次（成功 213 次，失败 10 次）；发射航天器共 2945 个，研制发射航天器总质量达 1490 吨，发射次 数及发射质量均创历史新高。从全球发射火箭类型来看，入轨发射最多的火箭是 SpaceX 的猎鹰系列运载火箭，全年发射次数达 96 次，发射占比达 43%；排名第二位的则为我国 长征系列运载火箭，全年发射次数达 47 次且全部成功，发射占比达到 21%。

中美引领全球航天事业发展，低轨星座大规模部署。从发射数量来看，我国及美国占据 全球绝对市场份额，引领全球航天事业发展。2023 年美国共实施 116 次航天发射，发射 航天器总质量约 1214 吨，占全球总发射质量的 81%，共新增航天器 2248 个，占全球新 增数量的 76%。23 年我国共实施 67 次发射，发射航天器总质量约 160 吨，新增航天器 约 221 个，仅次于美国及欧洲。美国及欧洲新增航天器主要以商业通信卫星为主，低轨 大规模星座持续建设部署，其中美国“星链”计划、欧洲“一网”计划各新增航天器 1984、 132 个，占据主要的增量份额。

低轨卫星通信网络已成为全球各国的必争之地。卫星互联网传输速度快，可以满足用户 对大数据传输和高清视频等高带宽需求，提高信息获取和利用的效率。近年来以 SpaceX 的星链系统为代表的低轨卫星互联网发展迅速，低轨卫星组网数量多、发射频率高、需 持续补星（通常设计寿命约 5 年）的特征正持续催生全球商业卫星发射需求。从全球在 轨卫星情况来看，商业通信卫星数量自 2020 年起快速提升，2022 年商业卫星在轨运行 份额已达 63%；2022 年发射卫星类型中，商业通信卫星发射份额已达 84%。

2、国内商业航天迎来发展契机，文昌基地蓄势待发

政策驱动加快卫星部署，国内商业航天迎来新契机。由于卫星轨道和频谱资源有限，国 际电信联盟（ITU）卫星频率及轨道使用权采用“先登先占”原则。低轨空间只能容纳约 6 万颗卫星，到 2029 年近地轨道将部署总计约 5.7 万颗低轨卫星，若目前已获批准的通 信星座全数建设完毕，地球低轨的有效资源或将所剩无几。在此背景下，我国加快部署 相关战略规划：2014 年 11 月，国务院出台了《关于创新重点领域投融资机制鼓励社会投 资的指导意见》，打破商业航天政策门槛，国内商业航天事业正式起步；在“十四五”规 划和 2035 远景目标中，国家明确提出“打造全球覆盖、高效运行的通信、导航、遥感空 间基础设施体系，建设商业航天发射场”；2024 年 3 月，“商业航天”作为新增长引擎之 一首次被写入政府工作报告。商业航天正加快成为航天强国建设的重要力量。 从发射情况来看，我国商业火箭发射量自 2017 年起快速提升，2020 年因疫情影响整体 发射量较低，21 年来逐步恢复，23 年共计发射民营商业火箭 13 发，占全年发射总数的 比例已达 19%以上。参考美国 SpaceX 的猎鹰 9 号发射次数占比已达 83%，随着商业航 天的快速发展，后续我国商业火箭发射数量仍有较大提升空间。

液氧甲烷火箭逐渐成为主流，我国取得低成本液体火箭先发优势。根据发动机使用的燃 料不同，火箭可分为固体火箭和液体火箭。相较于固体火箭，液体火箭具备比冲高、推力可调、可多次启动等优点，是可回收运载火箭的更优选择，亦是全球商业航天降成的 必经之路。现有液体推进剂方案中，液氧液氢、液氧煤油、液氧甲烷 3 种低温推进剂均 满足发动机重复使用基本需求，其中液氧甲烷综合优势突出，成为后续发展趋势。液氧 甲烷由液态氧气和甲烷混合而成，具有较高比冲、燃烧效率高、绿色环保、成本低、易制 取等显著特点，且燃烧基本无积碳，可明显降低重复使用火箭的维护成本。 目前全球主要航天大国均在发力液氧甲烷火箭，以美国及中国企业技术优势最为领先， 其中美国 SpaceX 的星舰重型运载火箭首发于 2022 年，目前已进行 3 次试飞；我国蓝箭 航天旗下的朱雀 2 号运载火箭于 2023 年成功发射，成为全球首款成功进入预定轨道的液 氧甲烷火箭，标志着我国航天在新型低成本液体运载火箭应用方面的重大突破。

海南商发优势显著，国内商业航天即将进入“文昌时间”。海南国际商业航天发射中心位 于海南省文昌市，是我国首个开工建设的商业航天发射场，按照 2 个中型液体工位和 2 个固体小型工位进行规划。其中一号液体发射工位于 2023 年 12 月 29 日竣工，主要匹配 长征八号火箭发射）；二号液体发射工位计划于 24 年 5 月底完成设备现场安装调试、6 月 底形成发射能力，可兼容 10 家火箭公司共 19 个火箭型号，2 个工位每年各具备 16 发液 体火箭发射能力。2024 年起海南商业航天发射中心将逐步实现常态化发射，后续二期、 三期规划亦将逐步提上日程。 文昌位于北纬 19 度左右，是国内最低纬度的发射场，同型号火箭在文昌发射，运载能力 可以提升约 10%至 15%；且文昌濒临海洋，便于火箭重复使用，各级火箭落区均为海洋， 更适合开展火箭回收。目前国内各航天发射场的通用工位，均须优先保障国家重大发射 任务，仅在有余力的情况下满足部分商业火箭发射需求，随着海南国际商业航天发射中 心的建立，将进一步打破产业瓶颈，加速开启国内商业航天进入“文昌时间”。

3、公司布局海南商发特气项目，业务壁垒持续深化

布局商业航天发射场特气配套项目，卡位核心资源供给。2023 年 11 月，公司公告拟投资 4.93 亿元建设海南商业航天发射场特燃特气配套项目，将配套服务海南商业航天发射场 的特气需求，为国内第一个配套商业航天发射领域的气体项目。后续商发特气项目将为 海南文昌商业航天发射场配套提供液氢、液氧、液氮、氦气、高纯液态甲烷等特燃特气 产品，作为火箭发射燃料推进剂、氧化剂以及相关系统的置换、吹扫、净化等。后续公司 将视下游需求增长情况、特燃特气需求规划及项目实施条件，适时推进项目二期建设或 新增产能计划，确保配套保障能力。

资源保障能力突出，打造坚实航空航天特气业务壁垒。公司依托一主两翼的战略发展规 划，持续推进“资源+终端”模式的特气产品布局，从主要几种航天特气产品来看，公司 均拥有稳定的资源保障能力。氦气方面，公司利用内蒙古、四川液化工厂的 LNG-BOG 气 体进行提氦（纯度达 99.999%），并同步构建液氦槽罐进口资源，通过“自产气氦+进口液 氦”双资源池提供氦气资源保障；液氢方面，公司甲醇销量长期稳居华南前列，拥有华 南甲醇期货交割库，在甲醇采购、运输、保供等方面具有综合优势，拟采用甲醇制氢的 工艺路线供应液氢；高纯液态甲烷方面，公司拥有“海气+陆气”LNG 双资源池，并可通 过国家管网海南洋浦 LNG 接收站窗口期进行 LNG 周转，采用 LNG 提纯的工艺路线实 现甲烷的安全稳定供应。 海南商业航天发射场是目前我国唯一的商业航天发射场，公司拟建的商发特气项目亦为 国内第一个配套商业航天发射领域的气体项目，为后续公司持续深度参与航空航天特气 领域打造坚实基础及业务壁垒。同时，商发特气项目的实施可进一步提升公司相关特气 产品的附加值，预计将助力公司实现较好的利润回报。2024 年 4 月，公司已顺利摘得商发特燃特气配套项目土地，4 月 17 日已举行项目动工仪式，项目建设进度有望加速，以 满足后续逐步起量的航天发射需求。

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