九丰能源研究报告：盈利周期底部已探明，有望成为广东制氢龙头

（报告出品方/作者：国金证券，姚遥、高明宇）

一、凭借氢源优势，公司有望成为广东制氢龙头

1.1 燃料电池示范群正式启动，广东城市群基础最好

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、广东三座示范城市群正式落地，示范期为 2021 年底2025 年底四年。国家初步选择了北上广三个城市群进行燃料电池的示范应 用，一方面是考虑城市群的经济实力，另一方面也考虑了各城市群燃料电 池产业链的成熟度，三座城市群在行业公司数量、人才和技术等方面也是 全国领先的。2022 年 1 月，五部委又批复了河北省、河南省为第二批燃料 电池汽车示范应用城市群，至此五大燃料电池示范城市群的格局形成。

广东城市群：运营效果全国最好，产业链最完善，具备放量基础

广东省推广 FCV（燃料电池汽车）一马当先，销量高居全国榜首。统计 2018-2021 年数据，全国氢燃料电池汽车（FCV）销量为 7402 辆，其中 广东省为 2666 辆，占比 36%，居全国第一；而后依次为北京（820 辆， 11.1%）和上海（778 辆，10.5%）。

广东城市群 FCV 运营数量最多，上线率仅次于京津冀城市群。根据新能源 汽车国家大数据联盟数据显示，2021 年 10 月份全国氢燃料电池上线车辆 为 5025 辆，全国 FCV 上线率为 72%。而三大城市群整体上线率为 69.8%。 其中广东城市群上线 FCV 车辆为 1772 辆，居全国第一，上线率为 71.6%， 仅次于京津冀城市群。

广东城市群 FCV 单车日均行驶里程最高，且高于纯电动汽车。根据新能源 汽车国家大数据联盟数据显示，广东城市群的 FCV 客车和专用车单车日均 行驶里程分别为 188km、309km，高于其他两大城市群以及纯电动汽车日 均行驶里程。燃料电池客车及专用车的日均行驶里程均优于纯电动客车及 商用车，也体现出燃料电池汽车在长途重载领域的优势。

广东省产业链十分完整，龙头企业众多，产能可支撑起 5 万台以上的燃料 电池车产量。广东省从氢气的制、储、运、加，到燃料电池系统各零部件 的研发制造，最后到整车的生产都有众多企业布局，最终形成全国最成熟 的燃料电池产业链。

上游：氢气的制、储、运及加氢站的建设汇聚了中石化等大型化工国 企以及九丰能源、佛燃能源等上市燃气公司，此外还有诸如联悦氢能 等上游全产业链覆盖的气体公司。仅联悦氢能当前氢气管束车已超过 100 辆，制氢能力超过 20,000 标方/小时，配送能力超过 300,000 标方 /天，约可满足 30 座加氢站的供氢需求。

中游：广东燃料电池系统及核心零部件生产企业众多，系统、电堆环 节汇集了国鸿氢能、雄韬氢雄等龙头企业。根据 TrendBank 统计，国 鸿氢能 2018-2020 年电堆累计市占率为国内第一，年产能超过 2 万台 电堆和 5000 套系统，电堆可满足“十四五”期间约 5-10 万辆燃料电 池汽车的需求。

下游：整车制造环节广东省拥有诸如飞驰汽车、深圳开沃等整车企业。 2018-2021 年飞驰汽车累计全国市占率 11%，目前其在广东佛山(云浮) 产业转移工业园的生产基地已具备 5000 台/年新能源商用车产能，仅 其一家就可满足“十四五”期间 2.5 万台燃料电池车的生产需求。

考虑燃料电池补贴及氢气补贴后，燃料电池汽车已和柴油车使用成本相等， 市场化订单将开始涌现。1）购置成本：根据我们测算，2022 年燃料电池 系统有望进入 4 元/w 的时代，此时搭载 120kw 燃料电池系统的重型卡车售 价最低可到 100 万元左右，倘若按照《燃料电池汽车城市群示范目标和积 分评价体系》进行补贴测算，考虑国家补贴和地方补贴按 1：1 实施，一台 31 吨以上的燃料电池重卡第一年度（2021.8-2022.8）最高可以拿到 110 万元左右的补贴，补贴金额足可覆盖购置燃料电池车的成本，使用燃料电 池汽车将具备经济优势。2）氢气成本：2021 年广东省氢气售价大致在 50-60 元/kg 之间。因为当前省级氢能规划暂未发布，我们参考《广州市黄 埔区广州开发区促进氢能产业发展办法实施细则》的补贴标准，考虑 2021 年氢气补贴为 20 元/kg，加上补贴后实则用氢成本已降至 30-40 元/kg 之间， 和柴油使用成本接近。且根据我们测算未来随着规模效应制、储、运成本 会继续降至 2025 年的 30-40 元/kg 之间，燃料电池汽车全生命周期使用成 本将具备经济性，市场化订单将开始涌现。

随着政策陆续出台及需求的上升，2025 年广东省保有量有望达 5 万台。广 东示范城市群由佛山市牵头，此外还有广州市、深圳市、东莞市、珠海市、 中山市、阳江市、陕西渭南市、宁夏宁东、山东淄博等 12 个城市组成（示 范城市群由不同省市组成）。截至目前已有 4 座城市发布了燃料电池产业规 划，仅佛山市就规划到 2025 年推广 10000 辆燃料电池汽车，预计随着其 他 8 座城市规划的出台，到 2025 年总规划数量有望达 5 万辆。从需求侧 角度考虑，由于燃料电池汽车在补贴之后已经具备使用经济性，我们预计 市场化订单将逐渐增多，预计 2025 年实际推广数量也有望达到 5 万辆， 满足政府规划。

1.2 2025 年广东制氢市场空间近 200 亿，公司具备资源与地理位置优势

2025 年广东制氢市场空间近 200 亿。根据我们上文预测，广东省 2025 年 FCV 保有量有望达 5 万辆，假设氢气售价取加氢站终端价格，2025 年广 东省氢气市场空间将高达 190 亿，年均复合增速达 230%。

公司附近高纯氢供不应求，2025 年预期可实现满产满销

公司高纯氢生产基地位于主要 FCV 运营中心地带，车用高纯氢需求旺盛。 广东省 FCV 车辆集中分布于东莞市周边，截至 2021 年 12 月，深圳和广 州 FCV 数量分别为 1291 辆和 810 辆位居前两名。当前氢气最经济的运输 方式为 200 公里范围内的气氢拖车运输，而公司所在的东莞市恰好位于广 东省主要的几大 FCV 消费城市中心，地理位置得天独厚。

2025 年广东 FCV 氢气需求量将达 50 万吨，多余副产氢潜力仅为 20 万吨 左右。根据云浮（佛山）氢能标准化创新研发中心统计，广东省目前炼油、 丙烷脱氢、烧碱以及炼焦等行业合计制氢潜力约为 21.64 万吨/年，相较 2025 年 50 万吨的燃料电池汽车氢气需求量尚有约 30 万吨的缺口，为公司 天然气制氢及电解制氢提供充足的需求。1）炼油：广东省目前多数化工厂 基本实现氢气平衡，副产物制氢资源多用于自身生产需求，实际制氢潜力 多为新建制氢装置中的富余量。截至目前，广东省的三家主要炼化厂投产 制氢装置产能约为 11.7 万吨/年；2）丙烯脱氧：深圳巨正源及湛江鹏尊能 源合计配备有 150 万吨/年产能丙烯脱氧设备，待巨正源二期项目投产预计 副产氢气量可达 5 万吨/年；3）炼焦：2020 年广东省焦炭产量达 597 万吨， 主要以宝钢湛江和韶关钢铁两大钢铁联合焦化企业为主，但实际制氢潜力 仅为 3.9 万吨/年；4）氯碱：目前广东省有氯碱企业 3 家，烧碱产量约为 33.16 万吨，预计其副产氢气量为 0.8 万吨。

广东省当前加氢站氢气供给不足，公司高纯氢可解燃眉之急。据不完全统 计，截至 2021 年 12 月，全国建成加氢站 177 座，其中广东省共有 31 座 加氢站位列全国第一。然而，广东省单个加氢站日供氢气量主要介于 500~1000kg 之间，总计年供氢量约为 7220~7950 吨/年，当前广东省全部 2666 辆 FCV 耗氢量约为 14500 吨/年左右，远高于现有加氢站供氢能力， 主要因为广东省氢气分布较为分散，偏远地区不具备运氢经济性，而广州、 佛山、深圳等城市氢气供给又比较紧缺，这也是制约广东省 FCV 上线率的 重大原因。而公司位于东莞的高纯氢供应可弥补这一缺口，公司有望在短 期内快速成为主要的高纯氢供应商。

公司布局氢能业务，2023 年收入或达 2.4 亿，2025 年收入有望达 6.5 亿。 2021 年 12 月 4 日，公司发布与巨正源签订《共同开发氢能的合作协议》 的公告，双方拟成立合资公司开展氢能业务，并计划在副产氢提纯、天然 气重整制氢、谷电电解制氢等方向布局。公司未来的氢气来源有三个，1） 副产氢：公司或其子公司预计持股合资公司 60%的股权，氢源来自巨正源 聚丙烯项目的副产氢。根据公告显示，巨正源一期项目年产能 2.5 万吨， 预计在合资公司设立后 6 个月内建成氢气供应装置并对外投运。一期我们 预期最快将于 2022 年四季度建成投产，年销量或达 3000 万吨。巨正源二 期 PDH 副产氢项目已于 2020 年 3 月开工，根据一般的丙烷脱氢项目建设 周期，我们预计最快 2022 年底建成，顺利达产后 2023 年副产氢产能将达 5 万吨，但由于公司氢产业链尚未成熟，我们保守预计 2023 年销量有望达 1.5 万吨；2）天然气制氢：公司进口 LNG 成本低，公司计划利用自身在 原料气端的优势开展天然气重整制氢，根据我们下文测算毛利率在 20%左 右，具备一定经济性，公司有望未来开展天然气制氢；3）电解水制氢：广 东支持加氢站内电解制氢，电价最低可到 0.15 元/kWh 左右，倘若采用电 解水制氢成本在 17 元/kg 左右，当前也具备经济优势。远期来看，广东省 氢气将持续处于供不应求状态，随着产业链逐渐成熟，公司出售的副产氢 预计 2025 年将实现“满产满销”，届时收入贡献有望达 6.5 亿元。

1.3 副产氢：公司与巨正源强强联手，年副产氢可达 5 万吨

公司副产氢收入测算：1）从产能角度考虑：巨正源一期 PDH 装置已投产， 可副产氢 2.5 万吨，合资公司的氢气供应装置预计 2022 年四季度建成。巨正源二期项目我们预期 2022 年底建成，年产 2.5 万吨高纯氢，2023 年巨 正源副产氢产量有望达 5 万吨。2）从销量角度考虑：2022 年投产时间及 销量还有一定的不确定性，我们预计年底或可销售 3000 吨副产氢；2023 年虽然产能已达 5 万吨，但当前公司还未有明确的氢气储运加规划，我们 中性预期销量或可达 1.5 万吨；到 2025 年公司商业模式逐渐成熟，销量在 广东高纯氢供不应求的背景下有望实现 5 万吨。副产氢出厂价取加氢站终 端售价（考虑补贴）减去运输及加氢站环节的费用，终端售价参考 2021 年广东加氢站氢气价格（50 元/kg 左右），运氢及加氢站费用参考之前我们 发布的报告并考虑规模化带来的降本，补贴参照广东黄浦区的补贴（2021 年为 20 元/kg）并考虑适当退坡。

满产时副产氢业务毛利率或高于公司主营业务。假设副产氢为公司利用等 热值的天然气与巨正源交换而来，采购成本即为天然气成本，氢气提纯项 目初始投入（用于土建、PSA 设备等）为 1.1 亿，产能为 1 万吨/年，提纯 耗电量为 4.5kWh/kg，电价按 0.6 元/kWh 算，当副产氢的采购价格为 10 元/kg，提纯成本 4 元/kg，2022 年高纯氢出厂价格取 27 元/kg，根据我们 的测算，高纯氢提纯项目的毛利率可高达 50%，高于公司历年公司 LNG 和 LPG 业务的毛利率。

1.4 天然气制氢：公司进口 LNG 价格低于国内，天然气制氢具备成本优势

公司具备天然气重整制氢潜力。天然气制氢成本高于副产氢，根据联悦氢 能数据，当前广东天然气制氢占比约为 60%，这也是当前广东氢气售价普 遍在 50-60 元/kg 之间的原因。此外根据我们前文测算，2025 年广东 5 万 的燃料电池汽车保有量将带来超 50 万吨的氢气需求，而东莞周边副产氢生 产潜力仅 20 万吨（且因为运输距离等问题未必能全部使用），缺口达 30 万 吨，天然气制氢及电解制氢有望占据较大市场份额。公司天然气主要为进 口，采购价低于国内，具备一定的经济优势。

天然气制氢成本测算。假设天然气制氢的规模在 1000Nm3 /h，固定成本投 资在 1528 万元，按照 10 年期折旧，同时按照制取 1Nm3 氢气需要 0.6Nm3 天然气以及相关的配套设施来计算，天然气价格取近三年来的平 均价格 2.5 元/Nm3，制氢成本为 21.27 元/kg，考虑 2022 年出厂价在 27 元左右，毛利率可达 20%，高于公司主营业务毛利率。

1.5 电解制氢：峰谷价差逐渐扩大，广东谷电制氢已具备经济性

峰谷价差扩大背景下谷电制氢已具备经济性：7 月国家发改委发布了《关 于进一步完善分时电价机制的通知》，要求进一步完善峰谷电价机制。随后 二十余省相继扩大了峰谷电差，大部分省份低谷时段价格较平段下浮超 50%，峰值时段价格较平段上浮超 50%，个别省份尖峰电价涨幅超 100%。 以广东省为例，低谷时间为 0-8 时，如果站内制氢免征基本电价且执行蓄 冷电价，电费有望降到 0.15 元/kWh，考虑设备、用地、人工、维护等成 本后，全生命周期的电解制氢成本可达到 17 元/kg 左右，已经具备经济性。

广东省政策支持下公司布局站内制氢已具备经济性。当前主流的电解槽主 要分为碱式电解槽、PEM 电解槽和固体氧化物电解槽，碱式电解槽因其购 置成本低、技术成熟，当前渗透率最高。倘若公司采用技术成熟的碱式电 解槽技术并配合自有的 LNG 加气站进行站内制氢，电费取 0.15 元/kWh， 忽略运费后毛利率可达 20%以上，具备经济性。

二、LNG/LPG 双轮驱动，公司盈利水平不断提升

2.1 公司为华南地区进口 LNG/LPG 重要供应商

公司的主营产品包括液化天然气（LNG）、液化石油气（LPG）等清洁能源 以及甲醇、二甲醚（DME）等化工产品，业务范围涵盖清洁能源产品贸易、 码头仓储、加工生产、物流配送以及清洁能源综合利用解决方案等全业务 链服务。公司 LNG、LPG 为两大收入支柱，2020 年分别占主营收入的 53.87%、41.48%，均以境外采购境内销售为主，2018-2020 年境外采购 金额分别占比 91%/72%/72%。

公司 LNG、LPG 商业模式：公司境外采购 LNG/LPG 产品后通过自有 或者租赁 LNG/LPG 运输船运至公司的码头接收站，之后再输送给下 游客户。公司客户主要为工业用户、燃气销售企业等，同时也会通过 转口或复出口形式进行境外销售。

公司是华南地区 LNG 流通市场的重要供应商以及我国第四大 LPG 进 口商，华南地区第一大 LPG 进口商，目前在东莞拥有一座 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。2021 年 5 月，公司成功登陆上交所 A 股，开启公司又一新篇章。

公司控股股东为九丰控股，实际控制人为张建国和蔡丽红夫妇。张建国先 生与蔡丽红女士分别为公司董事长兼总经理、公司董事。截止 2021 年 11 月，张建国直接持有公司 11.71%股权，蔡丽红直接持有公司 5.02%股权。 张建国夫妇通过九丰控股间接持有公司 32.35%股权，通过盈发投资间接持 有公司 3.42%股权，二人合计支配公司 52.50%表决权股份，为公司实际 控制人。（报告来源：未来智库）

2.2 LNG 业务营收贡献逐渐增加，公司盈利水平与国际油价具有强相关性

LNG 销量大幅上升，公司盈利水平持续上涨。随着需求端逐步恢复疫情前 水平，2020 年，公司 LNG 业务线实现销量 130 万吨，同比去年增长 14%。 2018-2020 年受成本方面国际油价降低影响，公司归母净利润明显增长， 盈利水平得以提升，2020 年公司实现营业收入 89.14 亿元，归母净利润 7.68 亿元，归母净利润同比增长 109%，在 2019、2020 年均实现归母净 利润翻倍增长。公司 2021 年前三季度营收实现高增长，前三季度共实现 116.4 亿元营业总收入，归母净利润同比-3.9%，与进口 LNG/LPG 价格上 涨有关。

LNG 收入结构占比稳步提升，毛利占比逐渐超半成。LNG 和 LPG 作为公 司主营产品，从 2015-2020 年趋势来看，LNG 权重呈持续上升状态，到 2021 上半年 LNG 提升至 50%，超过 LPG 板块营业占比。毛利方面，公 司 LNG 板块毛利占比在 2015-2020 年期间逐步超过 LPG 板块毛利占比， LNG 毛利占比从 2015 年 37%大幅提升至 2020 年 60%，而 LPG 业务线毛利占比在此期间由 59%明显缩减为 31%，2020 年仅占全业务线三分之一 比重，主要系 LNG 的毛利率大幅高于 LPG。

公司营收水平、毛利率和净利率水平与国际油价具有强相关性。受 2016- 2018 年国际油价大幅上涨影响，公司盈利水平呈下降趋势。国际油价从 2019 年开始回落，公司采购成本明显降低，整体毛利水平随之提升。 2020 年公司实现毛利率 14.8%，同比提高 4.8 个百分点。在 2018-2020 年 期间，公司业务毛利率都呈走高趋势，其中 LNG 业务毛利率明显高于 LPG 和甲醇业务线。2021 年国际油价持续上行，上半年毛利率降为 10.4%，但受益于产品销量的增加以及客户结构调整等因素，2021 上半年 归母净利润 4 亿，同比增长 13%。

对比历史国际原油价格高点时期，公司当前盈利能力已大幅改善，看好国 际油气价格回落后公司的业绩释放潜力。2018 年国际原油年均价格同比增 长 31%，达到 71 美元/桶，受此影响公司归母净利润同比下滑 45%。反观 2021 年前三季度，布伦特原油指数年均价格同比增长 62%，全年均价同 比增长 64%，反观公司前三季度归母净利润仅同比下滑 4%，公司通过调 整客户结构以及扩大转口贸易规模，实则抗国际油气价格波动的能力已大 幅提高。

三、LNG：进口 LNG 需求长期旺盛，公司 LNG 业务上涨动能充足

液化天然气（LNG）是气态的天然气在常压下冷却至约-162℃液化形成， 液化后的天然气可以大幅节约储运空间，其体积约为同量气态天然气体积 的 1/625，物理特性无色、无味、无毒且无腐蚀性，主要成分是甲烷，常 存在于气田、油田、煤层和页岩层。LNG 相较于煤炭、石油等能源有热值 大、性能高、安全环保等优势，广泛应用于城镇燃气、工业燃料、燃气发 电、交通燃料等领域。根据联合国政府间气候变化委员会（IPCC）测算， 天然气的碳排放系数仅有 0.4483，低于液化石油气、原油和焦炭等。

天然气的产业链大致可以分为三部分：上游产气、中游输气、下游消费。 上游：我国天然气的来源有三个，一是三桶油为主勘探开发的国产天然气， 二是来源于中亚、缅甸等的进口管道气（陆气），三是通过 LNG 船舶运输 的进口 LNG（海气）；中游：运输方式主要通过管网、槽车和 LNG 运输船； 下游：运输后的天然气一方面可出售给全国性或地方性燃气公司，然后再 用作居民燃气等，另一方面也可以直接出售给企业或者电厂。

3.1 短期全球天然气供需仍将维持偏紧状态

受新冠疫情与低油价的双重冲击，2020 年全球天然气产量近十年首次不增 反降。根据 BP 数据显示，2010 年至 2019 年，全球天然气产量稳步上升， 由 2010 年的 3.15 万亿立方米提高到 2019 年 3.98 万亿立方米，复合增速 2.6%。2020 年，全球天然气产量为 3.85 万亿立方米，同比下降 3.1%。

2020 年全球天然气消费量出现近十年首次下滑，但天然气供给侧下滑幅度 更大，呈现供不应求状态。根据 BP 数据显示，2010 年至 2019 年，全球 天然气消费量稳步上升，由 2010 年的 3.16 万亿立方米提高到 2019 年 3.90 万亿立方米，复合增速 2.4%。2020 年，同样受新冠疫情影响，全球 天然气消费量为 3.82 万亿立方米，同比下降 2.1%，仍旧高于天然气供给 增速，全球各天然气期货价格开始上涨。全球天然气供给敞口与天然气期 货合约价格直接相关，而 2021 年全球期货合约价格大幅上涨的原因系欧 洲天然气供给出现短缺预期，导致全球天然气价格飙升。而公司海外 LNG 气源主要来自马来西亚、澳大利亚、卡塔尔等地，气源供应优质稳定，内 陆气源主要向中石化、中海油等资源方采购，已形成“海气+陆气”双气源 资源地，可以有效抵御海气价格大幅波动的风险。因此，尽管欧洲天然气 近期暴涨，公司依旧能够保证有效控制其采购成本，避免出现价格倒挂， 甚至实现逆势增长。

美国天然气产量不足、OPEC+增产计划偏保守、俄乌战争等是全球天然气 供给紧张的直接原因，预计 2022 年海外天然气价格依旧维持高位。根据 英国石油公司数据显示，近几年美国天然气产量的增加是全球天然气产量 边际增量的主要贡献，而美国近一年天然气产量增长缓慢，因此导致全球 天然气供给增速下降严重。另一方面，根据 OPEC+在 2021 年 7 月确定的 由 2021 年 8 月开始的原油产量调整量规定为每月增产 40 万桶/日，且 2021 年 9 至 10 月会议未更改这一计划，OPEC+将维持现有的原油增产计 划，即 2021 年 8 月至今持续按照每月增产 40 万桶/日的计划进行，增产计 划相较以往较为保守。此外俄乌战争造成的欧洲能源短缺也会推高全球天 然气价格。因此我们预计，2022 年全球天然气供给或将继续偏紧，价格依 旧维持高位。

全球天然气供给和需求中长期均有望实现快速增长

清洁低碳的天然气是实现“零碳”目标的重要过渡能源，天然气供需在中 长期内势必一路高歌。从世界能源结构的发展历史可以看出，天然气在能 源结构中的比重逐年递增，而近十几年碳排放量较高的石油及原煤占比则 逐年递减。2020 年由于新冠疫情影响，天然气产量不增反降，但整体能源 结构的发展趋势是明确的。受“双碳”目标的影响，世界各国纷纷调整自 身能源结构，而天然气作为碳排放量相对较低的化石能源，是实现长期碳 中和目标的重要抓手。因此我们预计 2022-2030 年全球天然气产量整体趋 势将继续稳步提高，同时天然气消费量亦将持续回暖。

3.2 我国天然气需求高速增长，供给缺口持续扩大，进口依赖已成定局

我国能源结构正朝着低碳排放转变，能源结构中天然气占比稳步上升。根 据国家统计局数据显示，我国能源消费总量由 2010 年的 36 亿吨标准煤稳 步上升至 2021 年的 52 亿吨标准煤，年均复合增速为 3.45%。我国作为世 界上最大的能源消费国，却主要依赖碳排放量极高的原煤作为主要能源， 2020 年煤炭消费量占能源消费总量的比例依然高达 56.8%。而经济发展与 环境问题日益突出，我国因此定下“双碳”目标，能源结构转型成为必然。 天然气作为碳排放量相对较低的清洁能源，是国家长期实现化石能源向非 化石能源的“零碳”目标的最佳过渡能源。根据国家统计局数据显示，天 然气消费总量由 2010 年的 1.4 亿吨标准煤快速增长至 4.2 亿吨标准煤，年 复合增长率高达 11.2%，远高于能源总量同期 3.3%的复合增速，且 2010- 2020 历年天然气增速均高于能源总量增速。根据《中国天然气发展报告 （2021）》，2021 年 1-6 月中国天然气消费量同比增长 20%以上。此外， 2020 年天然气在能源结构中的比例为 8.4%，虽然远低于全球 24%的平均 水平，但较 2010 年 4.0%翻了一番，这也体现出我国能源结构正朝着低碳 方向持续优化。

未来 10 年是我国天然气市场快速扩张时期，预计或将至少翻一番。在国 务院“四个革命，一个合作”能源安全新战略框架下，《能源生产和消费革 命战略（2016-2030）》、《关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》等相 继出台，国家发改委明确提出力争 2030 年天然气在一次能源消费结构中 占比达 15%的目标，比 2020 年 8.4%占比提高近一倍。同时根据国家能源 局《中国天然气发展报告（2021）》指出，通过合理引导和市场建设， 2025 年天然气消费规模达到 4300 亿～4500 亿立方米，2030 年达到 5500 亿～6000 亿立方米，其后天然气消费稳步增长，2040 年前后进入发展平 台期，因此预计未来 10 年我国将迎来天然气的高速增长时期，为整个行业 带来巨大的市场空间。

工业燃料和城市燃气用气增加是我国天然气消费量高速增长的主要原因。 根据 BP 数据显示，2020 年，我国天然气消费量 3306 亿立方米，增量约 222 亿立方米，同比增长 7.2%，占一次能源消费总量的 8.4%。从天然气 消费结构来看，工业燃料、城市燃气用气是推动天然气消费增长的主要驱 动力，分别占比 37.5%和 32.5%，其余需求来自发电和化工用气。

2010-2020 年，我国天然气供需缺口持续扩大，天然气需求严重依赖进口。 根据 BP 数据显示，2020 年我国天然气产量为 1940 亿立方米，增量约 164 亿立方米（低于天然气需求增量 222 亿立方米），同比增长 9.3%。可 见我国天然气需求高速增长的同时带来了天然气产量缺口持续扩大，进而 导致我国的天然气需求敞口依赖进口来满足。此外，我国天然气管网建设 速度放缓、互通互联程度不够等因素进一步限制了我国天然气资源的空间 调配，综合以上原因使得我国天然气进口依存度由 2010 年的 15%迅速提 高到 2020 年的 42%，我国天然气需求依赖于进口已成定局。另外，根据 《中国天然气发展报告（2021）》指出，2020 年是“十三五”规划收官之 年，5 年来天然气产供储销体系稳步推进，天然气储产量快速增长，“全国 一张网”基本成型，2019-2020 天然气产量增速高于需求增速，因此我国 天然气进口增速有所回落，天然气进口依存度或将进入平台期。

进口天然气类型改弦易调，液化天然气超过管道气

2017 年起，我国进口 LNG 数量首次超越进口管道气数量，逐渐成为天然 气进口的主要类型。我国进口天然气分为进口管道气和进口 LNG，进口管 道气主要来自土库曼斯坦、乌兹别克斯坦、哈萨克斯坦、缅甸等国家，进 口 LNG 主要来自澳大利亚、卡塔尔、马来西亚、印度尼西亚等国家。由于 LNG 进口主要依靠海上船舶以液态形式运输，相较于管道天然气具有贸易 方式灵活多样、供应较安全，同时液化天然气的高压缩性使得 LNG 近年来 逐渐崭露头角，成为我国进口天然气的主要类型。根据英国石油公司（BP） 数据显示，2016 年我国进口 LNG 增速首次超过进口管道气增速，由此带 来 2017 年中国 LNG 进口量首次超过管道气进口量；2017~2020 年，进口 LNG 继续保持高速增长，2020 年进口 LNG 占天然气进口总量的 67.6%； 而进口管道气增速逐渐下降至-6%，即进口管道气数量上从 2018 年开始逐 年减少。

LNG 进出口行业护城河较深，公司坐卧城内优质高地。根据中国石油集团 经济技术研究院发布的《2018 年国内外油气行业发展报告》，广东省作为我国能源消耗大省，是我国进口 LNG 最多的省份。另外，LNG 行业诸如 岸线码头接收资源、能源国际贸易资信、资金与建设周期及安全生产管理 等行业壁垒较高，尽管进口 LNG 市场行情一片光明，但由于壁垒高筑，未 来增长的行业空间将主要由现有 LNG 企业瓜分。目前，我国优良的码头岸 线资源较少，而公司在 LNG 进口大省的广东东莞立沙岛拥有一座 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，且其 LNG 储备设施是保障粤港澳大湾区工业及民生的天然气应急调峰储备库， 服务于国家能源革命的战略规划，背靠优势能源基地，且已经形成较为完 整的清洁能源产业链体系，在未来的 LNG 市场增长的机遇里具备很大优势。

3.3 公司客户结构不断优化，业务布局不断扩展，有望实现“量价齐升”

客户结构优化，盈利能力不断上升。公司的 LNG 客户主要分为三类，第一 类为终端客户，销售价采取市场化定价，公司顺价较为容易，毛利率最高， 是公司的重点开发客户，2021 占国内销量的 70%；第二类客户为燃气分 销商，其购买公司的 LNG 后再输送给终端客户，因为承担一部分居民保供 的压力，顺价能力较差，毛利率适中；第三类客户为国际客户，公司通过 LNG 运输船直接转口销售给国际用户而不经过国内码头，此种方式毛利率 最低，但也可以在极端情况如近期进口气与国产气价格发生倒挂时为公司 带来不错的利润，其营收占比与国际原油价格成正比关系。

终端用户销售额增加迅速，公司 LNG 毛利率不断提升。观察公司近三年 五大客户变化，LNG 客户中的终端用户销售额逐渐上升，江苏九鼎（销售 燃气给电厂）、中电九丰、永安电力三家天然气发电企业分别晋升为公司的 前三大 LNG 客户，公司的客户结构调整颇具成效，盈利水平逐渐提升。

江苏九鼎：业务范围涵盖危化品运输、天然气贸易等，其从公司采购 LNG 后主要销售给协鑫燃气等电厂用作发电燃料。2020 年，LNG 价 格整体走低，燃气电厂以 LNG 发电成本优势显著，对 LNG 的采购需 求增加，江苏久鼎基于下游客户需求增加而加大了公司的采购量，并 成为公司前五大客户。

中电九丰：公司从事热电冷联产项目，该项目为粤港澳大湾区发展提 供电力保障，同时可为园区数十家企业提供集中供热供冷服务。前述 项目于 2019 年底开始试运行，并从公司采购了少量 LNG；2020 年年 初正式投产，2020 年向公司的采购额大幅增加，成为公司的前五大客 户。

永安电力：主要从事电力、蒸汽的生产和销售，是广东省中山市规模 较大的供电供热企业。该客户于 2017 年、2018 年分别为公司第 6 大 和第 9 大客户。2019 年，LNG 价格整体呈下行态势，以 LNG 进行发 电的经营成本有所降低，永安电力增加了向公司的采购量，成为 2019 年前五大客户。

公司不仅为 LNG 贸易商，实则也为综合能源服务商。公司已经形成涵盖 国际采购、仓储加工、运输销售、终端应用解决方案等较为完整的清洁能 源产业链业务体系，除了为客户供应稳定优质的清洁能源产品外，还能提 供仓储、物流配送及一站式综合能源解决方案等全链条服务。目前拥有 LNG、LPG 运输车辆 70 余台，能够有效满足客户产品运输需求。

合作国家管网+扩建 LNG 管道+持股江门接收站，公司 LNG 销量有望迎来 爆发式增长。1）合作国家管网：2021 年 10 月九丰集团与国家管网集团粤 东 LNG 公司签订了接收站中长期 TUA，打破接收站 500km 左右的经济运 输半径限制。后续公司可利用自有或租赁的 LNG 运输船通过国家管网码头 实现跨区域客户销售。2）扩建 LNG 运输管道：公司 LNG 管道产能预计 于 2021 年完成扩建，吞吐量将达到 246 万吨/年；3）持股江门接收站： 公司持有 30%的江门接收站有望于 2024 年建成投产，吞吐量为 300 万吨/ 年。以上三点将为公司在中长期天然气供需向好的市场背景下带来更大的 盈利能力。

公司拥有自有码头、接收站以及运输船，重资产投资铸成高壁垒

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， 也是核心稀缺资源。一方面由于进口 LPG、LNG 主要通过船舶运输，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，已成为国际能源贸易市场具有良好声誉的重 要参与者。

公司拥有华南地区唯一运营中的民营接收站，是华南地区 LNG 流通市场 的重要参与者。截至 2020 年底，我国建成投产的 LNG 接收站为 22 座。 而华南地区仅有 10 座接收站，其中 8 座属于大型央企中石油、中海油和中 石化，1 座属于地方国企深圳燃气，而公司作为民营企业在其中也占得一 席之地，是国内首个民营接收站。中国石油、中国石化和中国海油的接收 站接收能力较强，但其作为大型央企承担着管道天然气保供的责任，进口 LNG 到岸后主要进入天然气管网，其余部分才通过槽车等方式进入流通市 场。而公司东莞接收站进口的 LNG 主要通过槽车等运输方式直接进入流通 应用市场，经营方式相对灵活，毛利率更高，是华南地区 LNG 流通市场的 重要补充。

坐拥 5 万吨级的综合油气石化码头，码头岸线 301 米。码头包括 14.4 万 m³ LPG/DME 储罐、年产 20 万吨二甲醚（DME）生产装置和 16 万 m³ LNG 储罐，LPG 吞吐量达 150 万吨/年，LNG 吞吐量达 150 万吨/年。其中 LNG 双层储罐采用进口工艺建造，单体存储能力国内排名第一，被《广东 省能源发展“十二五”规划》列为重点天然气应急调峰和储气设施建设项 目，是保障粤港澳大湾区工业及民生的天然气应急调峰储备库，发挥着重 要的天然气应急调峰作用。依靠完备的硬件条件，公司已成为中国华南地 区主要的 LPG、DME、LNG 供应商之一。

公司逐渐提高自有运输船比例。中型 LNG 运输船用于 LNG 采购，大型 LNG 运输船用于采购过驳（指大型 LNG 运输船将采购的货物对接装载给 中型 LNG 运输船）及转口销售以提高船舶周转效率与 LNG 国际贸易量。 公司积极构建自有运力，并于 2020 年 12 月购置了 1 艘大型 LNG 运输船 与 1 艘中型 LNG 运输船。大型 LNG 运输船于 2021 年中投入运营，中型 LNG 运输船计划于 2023 年初投入运营。公司原计划采用募投资金购置两 艘 LNG 运输船，但于 2021 年 8 月改为分别构建一艘 LNG 和一艘 LPG 船。 公司目前自有与租赁的运输船共 6 艘，在建 2 艘，未来三年，即 2021 年 至 2023 年，公司计划以租赁 LNG 运输船+自有 LNG 运输船进行 LNG 运 输。

“煤改气”事业持续推进，公司 LNG 业务或将水涨船高

能源结构低碳化，公司业务布局顺水行舟。为加强城市天然气供应和管理， 构建体制更完善、供应更稳定、利用更广泛、运营更规范、安全更可靠的 城市天然气发展良好格局，2021 年 5 月，广东省出台了《广东省加快推进 城市天然气事业高质量发展实施方案》。提出的主要目标是，到 2025 年， 全省城市居民天然气普及率达到 70%以上，年用气量达到 200 亿立方米以 上，城市天然气利用规模进一步扩大；市县建成区供气管基本实现全覆盖， 城市天然气输配系统更加配套完善等。而公司无疑在业务上已经形成了涵 盖国际采购、仓储加工、运输销售、终端应用解决方案等较为完善的产业 链业务体系。除了能供应稳定优质的清洁能源产品外，公司还能利用城市 燃气管道经营、槽车及瓶装客户批发、汽车加气站、工业客户直供、工业 园建站等多种形态的终端进行能源分销，并且是保障粤港澳大湾区工业及 民生的天然气应急调峰储备库，以及拥有一站式综合能源解决方案等全链条服务等，这一系列均能为实现广东省天然气事业做出重大贡献，未来或 将极大受益于政策带来的市场空间，进一步提升盈利能力。

3.4 采购模式为长约采购与现货采购，方式灵活便于成本控制

采用长约及现货并行的采购模式，一方面长约能够提高 LNG 量与价的稳定 性，另一方面现货可以提供 LNG 采购的灵活性，当现货价格低于长约价格 时，公司可以提高现货采购比例。

长约：引入天然气 JKM 指数，有利于降低采购成本。公司长约采购方 为马来西亚国家石油公司（简称“马石油）和 ENI（意大利埃尼集团）。 2020 年 11 月公司与马石油签订的补充协议中约定 LNG 采购定价将部 分挂钩 LNG 自身的国际价格指数 JKM（普氏日韩标杆指数），此外与 ENI 于 2020 年 10 月签订的 LNG 长约采购合同也已约定采购定价与 JKM 挂钩。长约采购主要好处有两点：1）降低采购成本：当出现今 年国际现货价格猛涨倒挂国内 LNG 价格的特殊情况，较低的长约价格 可以保证一定的利润空间。在 LNG 供给宽松的背景下，挂钩 JKM 的 长约价格又明显低于对应的挂钩国际原油指数（Brent）的采购价格， 提升公司的盈利能力。2）引入 JKM 指数使履约便利性提高。先前与 马石油长约采购定价仅与国际原油价格挂钩，若出现国际原油价格与 LNG 现货价格明显偏离的情况双方需要不断协商调整，引入 JKM 指数 提升了履约的便利性。

现货：现货价格低于长约时可灵活提高现货采购比例。公司每个月会根据 销售预测、库存情况和对国际国内供求关系的分析判断及国际价格指数的 走势进行现货采购。公司与众多国际市场 LNG 供应商达成框架合作协议， 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，当现货 价格低于长约价格时可提高现货的采购量，增厚公司的利润。（报告来源：未来智库）

3.5 公司盈利底部已探明，天然气业务具备较强韧性

受多方面因素影响，全球天然气价格自进入 2021 年来持续走高，根据纽 约商品交易所显示当前天然气期货价格处于近十年来高位，LNG 进口贸易 差持续下行，公司毛利水平处于历史低位，底部已充分探明。公司未来 LNG 业绩向上潜能巨大，通过前文分析现总结如下：

公司发力拓展高毛利终端客户，盈利周期底部仍能保证良好的顺价能 力，未来随着天然气价格下降盈利水平将创新高。公司终端客户销售 价格采用市场化定价，顺价能力较强，且公司的长约采购量可匹配终 端客户的需求量，未来随着电价上涨及天然气价格下降，公司毛利率 预计快速增长。

自有码头、接收站及运输船是公司维持高毛利的保证。公司目前运营 华南地区唯一的民营接收站，自有或租赁的运输船共 6 艘，在建 2 艘。 通过自有运输船进行大量转口贸易，也是进口 LNG 价格高企时利润的 有效保障。

公司地处广东省具备区位优势，与国家管网合作有望扩大业务范围。 在双碳背景下我国天然气消费量预计未来将持续增长，广东省又为进 口 LNG 大省，公司需求侧稳定向好。此外公司与国家管网合作、扩建 LNG 运输管道、建设江门接收站，以上三点将为公司在中长期天然气 供需向好的市场背景下带来更大的盈利能力。

灵活的长约及现货的双采购模式便于成本控制。天然气价格处于高位 时，长约采购具备一定的价格优势，且大致与终端客户需求量相匹配， 反之现货采购具备一定的价格优势，双采购模式便于公司成本控制。

四、远丰森泰：收购完成后新增产能无异于再造一个九丰能源

4.1 LNG 全产业链布局，生产销售一条龙

2022 年 1 月 18 日，公司发布《发行股份、可转换公司债券及支付现金购 买资产并募集配套资金预案》，拟向远丰森泰的 53 名公司股东发行股份、 可转换公司债券及支付现金购买其持有的标的公司 100%股份。双方经过 协商，决定交易价格暂定不高于 18 亿元。其中上市公司以现金支付金额不 超过 6 亿元，以发行股份及可转换公司债券支付不低于 12 亿元（暂定以发 行股份的方式支付 10%，以发行可转换公司债券的方式支付 90%）。

远丰森泰主要业务板块为清洁能源，包含液化天然气（LNG）和高纯度氦 气的生产、物流配送、销售和 LNG 加气站、LNG/L-CNG 加气站零售业务， 主要产品为 LNG 和高纯度氦气。LNG 业务方面，远丰森泰拥有较为完善 的产业链，包括上游 LNG 生产、中游运输以及下游用户。

公司 LNG 商业模式：远丰森泰上游生产 LNG 的原料为天然气原料气， 目前远丰森泰已经与中石油建立较为稳定的供应关系，原料气来源均 为中石油相应范围内的油田。已有的四家 LNG 生产工厂中，三座位于 川南的生产 LNG 液化工厂原料气来自中石油浙江油田和中石油西南油 气田，气源采购价格以四川省天然气基准门站价为基础；一座位于内 蒙古的生产工厂原料气来自于中石油长庆油田，采购价格按照区域内 各期竞拍价加权平均定价。LNG 在生产之后通过自有槽车或客户自提 方式，由 LNG 槽车运输至客户指定地点。远丰森泰 LNG 客户包括工 厂和汽车使用者，工厂销售则在达成供气合同之后由车辆进行配送， 与汽车使用者之间的交易主要通过 LNG 加气站实现，根据加气量和价 格即时结算。

4.2 LNG 产能扩张迅速，LNG 价格上涨背景下有望实现量价齐升

LNG 产销业务为远丰森泰主要业务。公司虽已掌握 BOG 提氦技术，但因 为投产时间较短且能够使用该技术的工厂较少，氦气产销业务还未成为营 收的支柱项目，占比有限。

产能扩张迅速，无异于再造一个九丰能源。1）量：当前森泰产能总计 60 万吨/年，每年销量 50 万吨，产能利用率约 83%。未来随着叙永正 东（二期）、古蔺公司（二期）、川西名山（一期）、川南能源四个项目 投产，2023 年产能将达 80 万吨，2025 年产能继续扩充至 120 万吨， 已与当前母公司九丰能源 LNG 销量相当，无异于再造一个九丰。此外， 结合当前引导绿色清洁能源的政策以及 LNG 能源汽车的良好发展前景， 产能利用率也有望进一步提升。2）价：采购成本方面，虽然价格上升 带来成本增加，但是由于远丰森泰原料气主要来自中石化所属油田并 有长期合作关系，采购价为有涨跌幅限制的门站价，成本上升有限。售价则因工厂及加气站大多采取市场化定价，LNG 市场价格高企时公 司利差将显著增加。

21 年森泰业绩爆发，预计 2022 年盈利能力继续维持高位。森泰 2021 年 业绩同比波动巨大，扣非归母净利润同比增长 332%，主要原因为：1） 2021 年初大规模寒潮席卷全国，居民取暖需求大幅增加，LNG 市场开工 率不高，造成 LNG 价格上涨；2）全球“双碳”目标背景下天然气需求进 一步增加，国际能源价格上涨，导致 LNG 国内价格也大幅上涨，而公司原 料气为门站价涨幅有限，终端销售价格又根据市场化定价，造成利差增加， 公司盈利能力增强。进入 2022 年，全球天然气价格依然维持高位，倘若 全年 LNG 价格居高不下，森泰盈利能力将依旧强劲。此外，远丰森泰与公 司利润大致呈现反方向变动，公司收购完成后将增强自身的盈利稳定性。

4.3 BOG 直接压缩+再冷凝法提取氦气，LNG 资源再利用

BOG（Boil Off Gas）来自于原料气生产 LNG 过程中，也称气化产生 蒸发气。如果不进行处理，可能造成接收站超压引发安全事故，直接 以燃烧方式处理则会造成对能源的浪费和环境的污染。目前 LNG 生产 使用的 BOG 工艺主要有直接压缩工艺、再冷凝液化工艺、直接压缩+ 再冷凝工艺等。远丰森泰使用 BOG 技术提取氦气主要使用的是直接压 缩+再冷凝工艺，工艺结合了前两种工艺的优点。

BOG 技术攻关，高纯氦气营收注入新活力。远丰森泰 2021 年 5 月在位于 内蒙的内蒙森泰能源有限公司将 BOG 项目投产。作为 LNG 生产的副产品 工艺，内蒙古森泰能源天然气消耗量为 125 万方/天，据资料和已公开报告， 原料气中氦气含量最高可达 7.5%，后续只需要使用已有的 BOG 技术进行 提纯可得高纯度 3N 氦气。公司目前投产的 BOG 设备产能最高可达 1200Nm3 /天，具体产能随 LNG 进气量变化。且由于未来 LNG 规模将逐步 扩大，氦气产量也有望提升。

4.4 远丰森泰收购价格合理

预计未来天然气价格持续维持高位，公司收购远丰森泰价格合理。1）整 体估值：拟收购森泰能源 100%股份，森泰 2021 年度的净利润规模为 3.3 亿（未经审计），预计 2022 年国内 LNG 价格依然维持高位，公司利润具 备可持续性；交易价格暂定不高于 18 亿，交易的静态 PE 估值水平约为 5.3 倍，估值合理，且本次交易设置全面对赌，为交易的安全性提供保障。 2）股份摊薄较小：公司拟以发行股份、可转换公司债券及支付现金相结合 的方式向标的公司全体股东支付收购价款，其中上市公司以现金支付不超 过（含）人民币 6 亿元（自有或自筹资金），以发行股份及可转换公司债券 支付不低于（含）人民币 12 亿元（其中暂定以发行股份的方式支付 10%， 以发行可转换公司债券的方式支付 90%）；此外，通过定向可转换公司债 券方式募集配套资金，募集配套资金金额不超过本次交易中上市公司以发 行股份、可转换公司债券购买资产的交易金额的 100%。

五、LPG：国内市场供不应求，公司致力提升 LPG 盈利水平

LPG 为石油或天然气开采过程中副产出的气体，其价格与油价关联度高。 液化石油气，英文缩写称 LPG，是丙烷和丁烷的混合物，通常伴有少量的 丙烯和丁烯，是在提炼原油时生产出来的，或从石油或天然气开采过程副 产出的气体；根据同花顺 IFIND 上摘得的数据显示，LPG 的价格走势与原 油价格走势趋于一致，证明 LPG 作为石油提炼副产物，与油价具有强关联 性。

5.1 国内 LPG 供需偏紧，对外进口依赖度高

国内需求旺盛，化工行业为主要拉动点

国内 LPG 消费总量在近十年中的年复合增长率保持在 12%，化工行业为 需求重点领域，在 2020 年消费总量占比重达 44.7%。根据 Wind 数据显示， 从 2010 年到 2020 年，国内 LPG 消费总量从 2010 年的近 2500 万吨，到 2020 年的约 6300 万吨，年复合增长率达 12%。在我国的 LPG 消费结构 中，由于我国 LPG 在化工原料领域的应用低于世界平均水平，国家于 2016 年发布《石化和化学工业发展规划（2016-2020 年）》明确指出：调 和汽油的市场需求将持续增长，进一步提升烷基化、甲基叔丁基醚 （MTBE）等 LPG 深加工装置的投产。随着化工原料的轻质化发展，LPG 深加工领域的蓬勃发展将推动 LPG 在化工原料领域需求的增长。2020 年 化工原料在我国 LPG 消费总量中占比最高，达 44.7%，其次分别是民用燃 料（25.8%）、商用燃料（16.9%）及工业燃料（12.1%），由于政策上要求 化工原料多元化和轻质化的发展规划，未来化工原料的需求也将继续成为 LPG 市场的重要增量。

国内供给不足，对外进口依赖度高

国内 LPG 产量稳定增长，市场供给量有限。国内 LPG 产量已从 2015 年 的 2934.4 万吨增长到 2020 年的 4448 万吨，年复合增长率达 8.7%，在 2021 年上半年，国内产量为 2383.3 万吨，同比增长 12.8%。但截止到 2019 年，在国内产量中，主营炼厂中石油、中石化和中海油供应量约为 2250 万吨，占供应总量的 59.2%；而由地方炼厂及燃气深加工企业组成的 非主营炼厂液化气供应量约为 1551 万吨，占供应总量的 40.8%。后期随 着中石油中石化纷纷相继建设自身的 LPG 深加工装置，原料醚后碳四将以 自用为主，外放量将逐步减少，从而导致国内 LPG 供给受限。

供需缺口量达 1852 万吨，对外依存度将维持高位。结合目前国内 LPG 的 消费总量在 2020 年达 6300 万吨，国内 LPG 的缺口量在 2020 年达近 1852 万吨，一方面，随着国内众多炼油厂自建 LPG 深加工装置，国内炼 油厂自产的 LPG 将投入其中；另一方面 PDH 等 LPG 深加工装置的扩展也 需要依赖大量的进口 LPG 作为原料气。总而言之，随着国家政策对化工原 料的规划导向，更多的 LPG 将应用于化工原料领域的深加工，未来国内燃 料用气供给量将会进一步减少，供需缺口量在未来有可能会进一步增大， 国内 LPG 的供需缺口部分将更多由国外进口 LPG 来实现供给，而我国 LPG 对外依存度已从 2011 年的 6.31%增长到 2020 年的 31%，年复合增 长率近 16%。

5.2 公司 LPG 业务贡献稳定，自营船运将助力成本优化

国际贸易品牌资信与经验保障优质上游供应，华南区第一大 LPG 进口商。 能源国际贸易的上游卖家通常关注买家在资信证明、货物周转等方面的能 力，同时在付款时间、付款方式上也会有较为严格的条件。公司依托 LPG 业务起步，目前已积累形成了一套行之有效的营运和管理系统，并依托东 莞立沙岛综合能源基地与背靠国内市场，具备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，在国际上， 公司与 Chevron（雪佛龙）、Vitol（维多）、Trafigura（托克）等国际知名 能源公司建立长期的合作关系；在国内，公司作为国内主要的 LPG 进口商 之一，并在 2020 年成为华南地区第一大 LPG 进口商，全国第四大 LPG 进 口商。

产业链布局完善，自营船运旨在优化成本。在 2021 年 4 月的招股说明书 中披露：公司已经形成涵盖国际采购、仓储加工、运输销售、终端应用解 决方案等较为完整的清洁能源产业链业务体系，除了为客户供应稳定优质 的清洁能源产品外，还能提供仓储、物流配送及一站式综合能源解决方案 等全链条服务。同时在 2021 年 6 月公告披露：公司将订购一艘总造价 7888 万美元的 LPG 运输船，于 2024 年 1 月交付。虽然在 LPG 成本构成 方面，液化石油气的成本主要以采购为主，占比为 98.86%，但实际上，由 于 LPG 采购以 DES/DAP 模式为主，运费由卖方承担，所以 LPG 的运输 成本包含在其采购成本中，而自营船运将减少 LPG 船舶租赁价格波动及其 他货运因素给公司带来的不利影响。

LPG 业务营收占比超总营收半成，毛利率呈上升趋势。2018-2020 年， LPG 业务对公司的总营收贡献超 50%，2021 年上半年由于 LNG 业务的扩 张占比下降为 45%左右；在销售量方面，三年来出货量一直稳定在 160 万 吨左右，说明 LPG 作为公司的起家业务，目前已成为其最稳定的主营业务； 2018-2020 年，公司近三年来与行业头部企业的对比中，毛利及毛利率持 续上升，LPG 业务所对应的毛利率分别为 4.35%、4.59%和 8.5%，其毛 利率高于同行业平均的主要原因：1）公司国内业务占比较高。一般来说， 在同等条件下，境外公司单次采购量较大，且境外具有较多大型的 LPG 综 合能源集团、贸易商，市场竞争更为激烈，使整体上 LPG 复出口、转口业 务毛利率会低于境内业务。以东华能源做对比，公司与东华能源在 2018- 2020 年的境内外 LPG 业务基本处于倒挂状态，但毛利率却相差在 2-7 个百分点；2）地处粤南地区，竞争对手少。相较于粤南地区，在槽船运输下， 粤东地区属于北方国产气源进入广东地区的最近入口，同时该地区具有较 多大型的 LPG 供应商供应进口气，如暹罗化工、欧华能源等，导致粤东地 区 LPG 业务竞争相对激烈。

盈利预测

氢能业务假设

高纯氢产销量：公司与巨正源合资的氢能公司有望 2022 年下旬实现氢 气外供，一期产能 2.5 万吨，销量有望达 3000 吨，毛利润贡献 2000 万；2023 年巨正源二期项目若建成，全年产能达 5 万吨，结合广东当 前氢气供不应求的情况并考虑基础设施的投运速度，销量有望达 1.5 万吨。

高纯氢毛利：公司与巨正源合作有望拿到低于市场价的廉价副产氢， 由于广东氢气大部分来源天然气制氢成本较高，我们预计 2022-2023 公司氢气出厂价分别为 27、26 元/kg，成本分别在 14、12 元/kg，预 计 2022-2023 年副产氢毛利率有望达到 50%和 54%，氢气毛利分别达 到 0.3 亿、1.3 亿。

LNG 业务假设

进口 LNG 成本：公司长约采购与 JKM 和 Brent 价格挂钩，现货采购 与 JKM 指数挂钩，2021 全年 Brent 指数同比增长 64%，日本 LNG 到 岸价涨幅在 300%左右，导致公司采购成本大幅上升。2022 年由于俄 乌战争导致欧洲天然气进一步短缺，虽冬季过后取暖、供电需求降低， 但预期天然气价格仍维持高位，2023 年才有望下降。

LNG 售价：2021 年国内 LNG 价格涨幅不及全球 LNG 价格涨幅， LNG 售价增速低于成本增速，毛利降低。2022 年之后我国天然气供需 缺口缓慢扩大，进口依赖度缓慢提升，预期毛利率仍维持低位，2023 年将逐步恢复。2021-2023 毛利率分别为 10.4%/11.3%/13%。

LNG 销量：2021 年受全球天然气价格高企促使公司增加转口贸易，全 年销量大幅提升。2022 年公司收购远丰森泰，LNG 管道扩建完成叠加 国家管网接收站的增量，预期销量超 250 万吨。

LPG 业务假设

进口 LPG 成本：公司 LPG 采购成本与 CP 指数有关，2021 年 CP 指 数平均值预计同比增长 50%，造成公司 LPG 采购成本增加。2022 年 下半年或随国际油价回落成本有所下降。

LPG 售价：国内 LPG 供需缺口较大，对外依存度处于高位，价格随全 球 LPG 价格变化。预计 2021-2023 毛利率分别为 5.9%/8%/9.1%。  LPG 销量：随着化工原料的轻质化发展，LPG 深加工装置的蓬勃发展 将推动公司 LPG 销量的增长。

甲醇及二甲醚业务假设

公司近三年甲醇及二甲醚业务销量稳定且营收贡献低于 5%，因此假设 销量及单价维持不变，毛利率维持在 15.8%。

费用假设

公司 2021 年营业收入大幅增长，因此销售费用率及管理费用率均大幅 度下降，我们预计公司未来营业收入将持续增长，参考公司 2021 年中 报及三季报的费用率，我们认为公司 2021-2023 年销售费用率均为 1.6%，管理费用率均为 0.7%。

（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。）

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