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.docx

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1、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

2、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%

3、。 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

4、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

5、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 1

6、00 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

7、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

8、 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

9、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

10、，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

11、 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 5001000kg 之间，总计年供氢量约为 72207950 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

12、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 202

13、2 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

14、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，

15、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

16、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%

17、，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

18、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

19、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）

20、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

21、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

22、人合计支配公司 52.50%表决权股份，为公司实际 控制人。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

23、 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

24、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

25、%。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

26、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

27、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

28、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

29、、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

30、 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

31、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

32、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- 2

33、020 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

34、 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

35、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

36、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

37、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；20172020 年，进口 LNG 继续保持高速增长，2020 年进口 LNG 占天然气进口

38、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

39、 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 LN

40、G 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

41、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

42、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 L

43、NG 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

44、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

45、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

46、括 14.4 万 m LPG/DME 储罐、年产 20 万吨二甲醚（DME）生产装置和 16 万 m 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

47、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+

48、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

49、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