（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
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，示范期为年底年底四年。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。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-年数据，全国氢燃料电池汽车（FCV）销量为辆，其中广东省为辆，占比36%，居全国第一；而后依次为北京（辆，11.1%）和上海（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，年10月份全国氢燃料电池上线车辆为辆，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km、km，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辆，制氢能力超过20,标方/小时，配送能力超过,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-年电堆累计市占率为国内第一，年产能超过2万台电堆和5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。-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5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，年燃料电池系统有望进入4元/w的时代，此时搭载kw燃料电池系统的重型卡车售价最低可到万元左右，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（.8-.8）最高可以拿到万元左右的补贴，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：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，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，仅佛山市就规划到年推广00辆燃料电池汽车，预计随着其他8座城市规划的出台，到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，预计年实际推广数量也有望达到5万辆，满足政府规划。
1.2年广东制氢市场空间近亿，公司具备资源与地理位置优势
年广东制氢市场空间近亿。根据我们上文预测，广东省年FCV保有量有望达5万辆，假设氢气售价取加氢站终端价格，年广东省氢气市场空间将高达亿，年均复合增速达%。
公司附近高纯氢供不应求，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，截至年12月，深圳和广州FCV数量分别为辆和辆位居前两名。当前氢气最经济的运输方式为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。
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：年广东省焦炭产量达万吨，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，截至年12月，全国建成加氢站座，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~0kg之间，总计年供氢量约为~吨/年，当前广东省全部辆FCV耗氢量约为14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，年收入或达2.4亿，年收入有望达6.5亿。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年四季度建成投产，年销量或达3万吨。巨正源二期PDH副产氢项目已于年3月开工，根据一般的丙烷脱氢项目建设周期，我们预计最快年底建成，顺利达产后年副产氢产能将达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年四季度建成。巨正源二期项目我们预期年底建成，年产2.5万吨高纯氢，年巨正源副产氢产量有望达5万吨。2）从销量角度考虑：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3吨副产氢；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（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，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，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0Nm3/h，固定成本投资在万元，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%。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，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，-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。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）
2.2LNG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，年，公司LNG业务线实现销量万吨，同比去年增长14%。-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，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%，在、年均实现归母净利润翻倍增长。公司年前三季度营收实现高增长，前三季度共实现.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-年趋势来看，LNG权重呈持续上升状态，到上半年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-年期间逐步超过LPG板块毛利占比，LNG毛利占比从年37%大幅提升至年60%，而LPG业务线毛利占比在此期间由59%明显缩减为31%，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-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。年公司实现毛利率14.8%，同比提高4.8个百分点。在-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。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，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。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-℃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/，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.，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，年全球天然气产量近十年首次不增反降。根据BP数据显示，年至年，全球天然气产量稳步上升，由年的3.15万亿立方米提高到年3.98万亿立方米，复合增速2.6%。年，全球天然气产量为3.85万亿立方米，同比下降3.1%。
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，年至年，全球天然气消费量稳步上升，由年的3.16万亿立方米提高到年3.90万亿立方米，复合增速2.4%。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+在年7月确定的由年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，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。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-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年的36亿吨标准煤稳步上升至年的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，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-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（）》，年1-6月中国天然气消费量同比增长20%以上。此外，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（-）》、《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年天然气在一次能源消费结构中占比达15%的目标，比年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（）》指出，通过合理引导和市场建设，年天然气消费规模达到4亿～4亿立方米，年达到5亿～6亿立方米，其后天然气消费稳步增长，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，年，我国天然气消费量亿立方米，增量约亿立方米，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。
-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，年我国天然气产量为亿立方米，增量约亿立方米（低于天然气需求增量亿立方米），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年的15%迅速提高到年的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（）》指出，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，-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
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，年我国进口LNG增速首次超过进口管道气增速，由此带来年中国LNG进口量首次超过管道气进口量；~年，进口LNG继续保持高速增长，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《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，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。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。前述项目于年底开始试运行，并从公司采购了少量LNG；年年初正式投产，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。该客户于年、年分别为公司第6大和第9大客户。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：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km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管道产能预计于年完成扩建，吞吐量将达到万吨/年；3）持股江门接收站：公司持有30%的江门接收站有望于年建成投产，吞吐量为万吨/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，码头岸线米。码头包括14.4万mLPG/DME储罐、年产20万吨二甲醚（DME）生产装置和16万mLNG储罐，LPG吞吐量达万吨/年，LNG吞吐量达万吨/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运输船于年中投入运营，中型LNG运输船计划于年初投入运营。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，即年至年，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，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，到年，全省城市居民天然气普及率达到70%以上，年用气量达到亿立方米以上，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）。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）、PAVILIONGASPTE.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
4.1LNG全产业链布局，生产销售一条龙
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%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。
4.2LNG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，年产能将达80万吨，年产能继续扩充至万吨，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，预计年盈利能力继续维持高位。森泰年业绩同比波动巨大，扣非归母净利润同比增长%，主要原因为：1）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。
4.3BOG直接压缩+再冷凝法提取氦气，LNG资源再利用
BOG（BoilOffGas）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0Nm3/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%股份，森泰年度的净利润规模为3.3亿（未经审计），预计年国内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%。
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，在年消费总量占比重达44.7%。根据Wind数据显示，从年到年，国内LPG消费总量从年的近2万吨，到年的约6万吨，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，国家于年发布《石化和化学工业发展规划（-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。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产量已从年的.4万吨增长到年的万吨，年复合增长率达8.7%，在年上半年，国内产量为.3万吨，同比增长12.8%。但截止到年，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的消费总量在年达6万吨，国内LPG的缺口量在年达近万吨，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对外依存度已从年的6.31%增长到年的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
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