一、九丰能源：民营LNG龙头，迈向综合能源大平台

（一）华南地区民营LNG+LPG龙头，自有“站+船”优势显著

30余年不断夯实清洁能源业务，积极布局能源服务+特种气体。九丰集团成立于1990 年、2021年上市，是国内领先的LPG和LNG等清洁能源的综合供应商，2022年收购 重组森泰能源100%股权、华油中蓝28%股权构建LNG“海气+陆气”双资源池，同 时向上游延伸能源服务，向下游拓展天然气制氢、制氦，目前已形成清洁能源、能源 服务、特种气体“一主两翼”业务格局。2022年公司营收239.54亿元（同比+29.6%）、 归母净利润10.9亿元（同比+75.9%），2018-2022年业绩复合增速高达58%，2023Q1 实现4.52亿元归母净利润（同比+15.0%）。公司依靠自有立沙岛综合能源码头（华 南唯一民营LNG接收站）和运输船等稀缺资产以及多气源调配能力建立竞争壁垒。

(资料图片仅供参考)

公司自主运营立沙岛综合能源基地并控制8艘运输船，保障气源稳定同时提供基础设 施服务。公司主要经营LPG（液化石油气）、LNG（液化天然气）等清洁能源以及甲 醇、DME（二甲醚）、氦气、氢气等化工产品，应用于燃气发电、工业燃料、城镇 燃气等领域。公司业务主要依托于自主运营的东莞立沙岛综合能源基地以及自主控 制的8艘运输船，其中基地拥有16万立方米LNG储罐、14.4万立方米LPG储罐及12.5 万立方米甲醇储罐等，LNG和LPG周转能力分别为150万吨，为华南地区第一大LPG 进口商和LNG流通市场的重要供应商，在保障气源稳定的同时可以提供能源基础设 施服务。

LNG业务为重点，气源端海气+陆气并举、销售端提高终端客户占比。公司LNG业务 覆盖采购-运输-分销全产业链，采购海外长协和现货气源进行海外转口销售和境内销 售。气源端，公司通过收购森泰能源、华油中蓝拓展70+30万吨/年陆气等方式，建 立起多气源组合策略应对天然气价格波动，2023年有望持续放量；销售端，根据2021 年年报，公司力争2021年起的3年内终端客户比例将从70%不断提升至90%，通过多 气源组合策略在保供气量的基础上提升盈利水平。此外公司通过森泰能源布局天然 气伴生气氦气，并从氢气的气体属性、能源属性进行布局，特种气体业务打开成长 天花板。

公司实际控制人为张建国、蔡丽红夫妇，合计控制公司52%的表决权。公司前身九 丰有限由蔡丽红、蔡建斌成立。截至2022年3月底，公司第一股东为九丰控股，张建 国和蔡丽红夫妇直接持有公司11.61%和4.98%的股权，通过九丰控股间接持有公司 32.07%股权，通过盈发投资间接控制公司3.39%表决权，合计控制公司52.05%的表 决权，为公司实际控制人。

公司实施第一期员工持股计划，彰显发展信心。2022年公司开展第一期员工持股计 划，参加对象包括高管、各事业部总经理及部分核心骨干共23人，受让价格为10.77 元/股，截至2023年3月底员工持股占总股本的1.12%。公司层面业绩考核指标为 2022-2024年归母净利润不低于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），彰显公司发展信心。其中2022年公司实际实现10.9亿元归母 净利润，已顺利完成考核指标。

（二）高气价下采取多气源组合策略，助力2022年业绩增长76%

高气价+多气源调配助力2022年业绩增长76%，5年营收、业绩复合增速达20%、58%。 公司主营LNG和LPG销售，历史采销量相对保持稳定，营收和业绩主要受国际油气 价格影响。2021年开始国际天然气价格持续攀升，海气价格与国内气价形成大幅倒 挂，对公司业绩造成不良影响。为应对海气价格在国内的劣势，公司通过收购森泰 能源、华油中蓝实施“海气+陆气” 多气源策略，并向上游拓展能源服务发挥“稳 定器”作用，2022年实现239.54元营收（同比+29.6%）和10.90亿元归母净利润（同 比+75.9%），2018-2022年公司营收、归母净利润复合增速达20.15%、58.09%， 2023Q1实现64.74元营收（同比-7.7%）和4.52亿元归母净利润（同比+15.0%）。

LNG为公司业绩主要推动力，2022年毛利率小幅回升至6.9%。分业务来看，2022年 公司销售146.35万吨LNG和197.90万吨LPG，分别贡献125.68亿元和103.67亿元营 收，占主营业务收入的52.5%和43.3%；分别贡献8.72亿元和5.26亿元毛利，占主营 业务收入的56.1%和33.8%。2021年LNG业务毛利率大幅下滑，主要系2021年起全 球气价大幅上涨下公司加大海外LNG转口贸易规模，2022年起公司布局“海气+陆 气”多气源组合，并拓展LNG作业，毛利率已回升至6.9%，2022年贡献8.72亿元毛利，占比已达到56.1%。

公司营业成本中采购成本占90%左右，采购端运输费用波动明显。从成本端来看， 公司各项业务中采购成本均占据90%左右。从单吨成本来看，销售端单吨运输成本 较为稳定，2017-2020年保持在36元/吨左右；而采购端海运费用受油价、汇率影响 较大，呈现一定的波动变化。其中： （1）LPG业务成本中采购成本占99%，运输成本占比极低主要由于LPG采购以目的 港交货、运费由卖方承担的DES/DAP模式为主，海运运费包含在采购成本中； （2）LNG采购则以装运港交货、运费由买方承担的FOB模式为主，2020年LNG营业 成本中运输成本占比达10.1%。

（三）2022年经营性现金流恢复，低负债率扩表仍大有可为

2022年汇兑收益影响下期间费用率下降至1.1%，净利率回升至4.6%。2020年公司 将运输费用作为合同履约成本计入营业成本、2021年国际气价飙升下公司一举扩大 海外转口业务、2022年公司持有美元资产实现汇兑收益，近年来公司期间费用率呈 现不断下降趋势。2022年公司期间费用下降至2.56亿元，期间费用率下降至1.1%， 其中销售和管理费用基本与2021年持平。2022年气价极端上涨下公司依托多气源优 势将毛利率稳定在6.5%左右，净利率回升至4.6%，2023年以来伴随国际天然气价格 大幅下降，同时公司拓展利润率稳定的能源作业服务，2023Q1毛利率、净利率进一 步回升至10.2%、7.0%。

截至2023Q1资产负债率为43%，低负债率扩表仍大有可为。公司资产以固定资产和 货币资金为主，截至2023Q1资产规模已上升至134亿元，由于经营性现金流充足货 币资金已增加至60亿元（占比45%），伴随森泰能源收购完成固定资产增加至22亿 元（占比16%）并增加9.2亿元商誉。公司凭借稳定获取现金的能力，近年来资产负 债率始终处于低位，截至2023Q1资产负债率为43%，扩表仍大有可为。

2022年经营性现金流恢复，近5年收现比均在1以上。过去公司经营性现金流主要来 自LPG和LNG销售，其中2018年经营性现金流较差主要由于套期保值损失，2021Q4 公司进行冬季补库，此外一笔3.69亿元交易出现跨期回款，导致2021年经营性现金 流大幅下降至0.90亿元，2022年已恢复至16.96亿元，净现比达156%。此外，公司 LPG与LNG销售回款情况良好，2018-2022年现金收现比均维持在1以上。

二、构建海+陆多气源策略，延伸综合能源服务

（一）整合100万吨/年LNG陆气资产，构建多气源组合策略

为平抑单一气源带来的价格波动，公司收购森泰能源100%股权和华油中蓝28%股权， 获得70万吨/年+30万吨/年陆气资源，形成海气+陆气双气源布局，同时借助森泰能 源切入加气站终端销售领域。 公司以18亿元收购森泰能源，扩展LNG陆气气源供应。公司向森泰能源股东发行股 份、可转债及支付现金购买森泰能源100%股份，交易价格为18亿元，其中现金支付 6亿元，发行股份525.6万股（发行价22.83元/股）支付1.2亿元、可转债支付10.8亿 元。同时向6家机构投资者非公开发行可转债募集12亿元，用于森泰能源项目建设等。

2022年森泰能源年产能近70万吨LNG，未来三年内仍有50万吨扩产计划。森泰能源 从事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，2022年产能近70万吨LNG，预计2023-2024年森泰能源还将扩展合计50 万吨/年产能。森泰能源主要从中石油西南油气田等采购天然气原料，在自有液化厂 进行脱硫、脱碳等净化处理并加工成LNG后，通过自有槽车或客户自提运输向下游 能源、交通领域等客户。2022年国际LNG价格持续高位，国内LNG行情持续向好， 森泰能源通过稳定的陆气气源实现31.02亿元营收（同比+32.4%）和3.02亿元归母净 利润（同比-9.4%）。

收购森泰能源助力公司打造海气+陆气双气源，同时切入加气站等终端销售。森泰能 源助力公司实现 “上陆地、到终端、出华南”的战略规划： （1）前端气源环节：森泰能源将为公司带来西南地区的稳定陆气来源，协同打造海 气+陆气双气源，降低单一气源带来的成本波动； （2）中端生产环节：森泰能源的4家LNG加工厂位于四川和内蒙古，市场区域涵盖 四川、云南、贵州、内蒙古等区域，推动全国性布局；

（3）后端销售环节：森泰能源布局LNG/L-CNG加气站销售，随着《四川省天然气汽 车加气站布局方案（2021-2025年）》下加气站空间不断释放，四川省规划2025年将 新建500座加气站（其中LNG加气站401座），森泰能源将帮助公司快速切入LNG汽 车加气市场，拓宽终端应用领域，进一步助推公司“到终端”布局。此外，森泰能源 与中石油、中石化签订长期销售协议，2022年1-5月协议覆盖31%营收。

收购华油中蓝28%股份，进一步增强西南地区陆气气源优势。根据公司2022年4月 12日公告，公司以2.26亿元收购华油中蓝28%股份，成为其第一大股东，进一步布 局西南地区陆气气源。华油中蓝是西南地区单体规模最大的天然气液化工厂，气源 来自元坝气田，通过川气东送联络线4号阀室同凯门站下载，一期液化产能达150万 方/天（折合30万吨/年），主要供应LNG加气站等终端客户 。受益于单体规模大带 来的成本优势，2022年华油中蓝实现19.53亿元营收和2.69亿元归属于全体股东净利 润。此外二期液化项目已完成征地、公用辅助工程建设，预计建成后将额外新增30 万吨/年产能。

（二）采购端海气+陆气、长协+现货灵活调配，销售端侧重终端客户

业务模式：海气与陆气、长协与现货、国内与海外灵活调配。公司LNG业务主要由 采购、仓储物流、销售等环节组成：过去公司LNG采购以境外长协气和现货气为主， 境内依托东莞立沙岛码头接收站进行LNG卸货和分销，2022年收购森泰能源、华油 中蓝后公司新增自产气源，通过槽车和管道输送至终端客户和中间商客户。境外进 行转口销售，在中国台湾、韩国、印度等区域实现异地上岸。未来公司LNG业务将 呈现海气与陆气、长协与现货、国内与海外灵活调配的模式。

采购：采购模式主要分为长约采购和现货采购，2022-2024年均103万吨长协提货量 确保气源稳定。LNG采购采用现货和长约灵活调配，根据2022年报披露，公司已与 马来西亚国家石油公司和国际七大石油巨头之一的意大利埃尼集团（ENI）签订了附 照付不议条款的长约采购合同，2022-2024年均103万吨长协提货量确保LNG气源供 应稳定性。同时公司随时根据市场需求、销售情况和价格走势进行现货采购，供应 商包括世界主要的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。

采购：LNG长约采购价格挂钩国际原油指数和JKM指数，体现市场化价值。LNG现 货采购主要参考S&P Global Platts公布的LNG价格指数JKM（日韩综合到岸价格）； 历史上LNG长约采购定价主要挂钩国际原油价格指数Brent和JCC，近年来为了更好 地体现LNG的市场化价值而引入JKM指数。公司与供应商马石油及ENI于新签合同中 即引入了JKM的最新发展趋势，提高了长约履行的顺畅度。公司采购LNG目前主要 通过自有东莞码头上岸，同时公司签订TUA协议通过国网码头上岸，进一步提升海 气的多元化供应能力。

销售：扩张终端用户提升价格弹性与顺价能力，三年内终端比例将从70%上升至90%。 LNG广泛应用于燃气发电、工业燃料、城镇燃气和交通燃料等领域，公司境内销售 渠道主要为终端客户，包括工业园区客户、燃气电厂等，2021年终端客户比例达70%， 提供价格弹性与顺价能力，未来公司将进一步践行“到终端”战略，根据2021年报 披露，公司计划在3年内将终端客户比例提升至90%。销售价格方面主要以国际指数 和码头挂牌价为基础协商确定，实现部分上游价格顺价。同时公司为大型工商业客 户等提供整体应用解决方案，提高业务排他性和客户粘性以稳定LNG销售量；通过 设立LNG汽车加气站和供气设施，就近为客户提供服务以获取更广泛区域的新客户。

借助国家管网实现异地上岸，LNG气源进一步多元化。2021年10月26日，公司与国 家管网粤东公司签订了接收站中长期协议（LNG接收站使用协议），2022年开始公 司可利用国家官网接收站窗口期实现LNG异地上岸，助力公司走出华南、实现全国 性布局。 公司气化项目可通过长输管道供气，预计将进一步扩大公司天然气输送半径。根据 官网数据，公司气化扩能项目已于2021年9月完成机械竣工，该项目将东莞立沙岛能 源基地的LNG气化后通过城市管网输送至下游客户，总气化规模为40万方/小时，主 要为东莞市立沙岛热电联产项目和东莞市城市管网供气，远期可通过省级管网及国 家管网供气向异地供气。该项目建成后将扩大公司的天然气输送半径，进一步完善 公司全国布局。

（三）清洁能源经验丰富，价格波动周期下仍保持稳定单吨盈利

公司历经LNG海气价格大幅波动周期，及时构建多气源组合策略。过去公司主要采 购海外气源，挂钩Brent指数和JKM指数，低于国内LNG出厂价格。然而2021年9月 起国际天然气产生结构性错配，JKM指数震荡上行至历史最高位，2022年JKM价格 平均高达34.16美元/MMBtu（合11101元/吨），远高于国内LNG出厂价。为应对海气价格在国内的劣势，2022年公司整合森泰能源和华油中蓝，布局70+30万吨陆气气 源，未来公司将根据天然气价格走势及时调整长协与现货、海气与陆气采购策略， 为客户提供用气保障能力强、具有成本竞争力的LNG产品及服务。2023年以来伴随 国际天然气价格大幅回落，海气成本优势恢复，对国内顺价有望得到修复。

公司清洁能源采销经验丰富，LNG单吨盈利水平较为稳定。复盘2016-2022年公司 LNG的平均毛差、毛利率与JKM价格指数的对应关系，我们发现LNG毛利率与JKM 指数呈现一定负相关性，而毛差则与价格指数无显著相关性。在近两年JKM指数极 端上升的情况下，公司通过多气源调配仍能保持较高LNG毛利率及毛差。除2021年 公司大幅扩大转口贸易规模、毛差较低以外，LNG毛差基本稳定在450~600元/吨左 右。

广州发改委提高非居民管道燃气销售最高限价，下游顺价有望提升公司盈利能力。 受制于全球气价上涨，气源价格与销售价格呈现倒挂，为应对全球气价上涨带来的 下游顺价困难，广州市发改委于2022年4月启动非居民管道燃气气源与销售价格上 下游联动机制，将气源基准价从2.46元/方提升至至2.80元/方，最高可上浮20%，最 高限价为3.36元/方，叠加1元/方配气价格非居民管道燃气销售最高限价可达4.36元/ 方。广州市终端提价有望带动广东省气源成本全面向下游顺价，进一步恢复公司盈 利能力。

（四）依托自有核心资产，积极开拓综合能源服务

公司稳定的LNG气源和周转能力来自于接收站和运输船等，并依托稀缺资产开展能 源物流服务。公司自有LNG接收站支撑公司直接面向海外LNG生产商或贸易商采购， 增加气源采购确定性。此外公司购建运输船保障远洋物流运输能力，利于公司根据 天然气价格变动及时调整策略、灵活调配，同时降低运输成本。基于核心资产+服务， 公司积极开展能源物流服务。

接收站：公司凭借华南地区唯一民营LNG接收站增强气源稳定性并降低成本。接收 站决定了LNG周转能力，国际供应商必须确保买家在岸线码头、接收站等方面有强 大支撑。截至2021年底，我国建成投产的接收站仅有22家，公司2012年投产的东莞 立沙岛综合能源基地接收站是华南地区唯一的民营接收站，合计拥有300万吨/年的周转能力。东莞接收站进口的LNG通过槽车和管网等运输方式可以直接进入流通应 用市场，经营方式更为灵活，是华南地区LNG流通市场的重要补充。

运输船：高壁垒稀缺资产，控制4艘LNG运输船以满足周转运输需求。LNG运输船是 在约-162ºC低温下运输LNG的专用船舶，是国际公认高技术、高难度、高附加值的 高壁垒稀缺资产，仅有少数船厂有建造能力。为进一步构建LNG自有运输能力、降 低运输成本，根据2022年报披露公司通过购买+自建合计控制4艘LNG运输船，其中 公司全资子公司和谐船运负责的1艘LNG运输船正在建造中，形成了远洋船队+仓储 基地+码头岸线的全物流通道布局并降低运输成本。根据2021年报披露，在正常的海 运假设条件下，自有LNG运输船的单位运输成本低于租赁方式约37%。

能源物流：依托LNG船舶等核心资产，持续优化运力。能源物流业务主要包括LNG 船运、接收与仓储、槽运，其主要经营模式为“核心资产+服务”。公司依托自有LNG 船舶、接收站、仓储设施、槽车等核心资产，为第三方提供运输、物流、周转等服务， 定量收取相应服务费，受国际LNG价格大幅波动影响2022年日运价最高已超过45万 美元，2022年共实现2.69亿元能源物流收入，2023Q1已实现0.65亿元营收。伴随“木 兰运输号”建设投产，未来公司将重点推进自主LNG船运及出租业务，持续优化运 力及货物周转效率。

能源作业：切入上游井口天然气回收利用配套服务，并将适时延伸至井下辅助排采 领域。公司在天然气井周边投建整套天然气分离、净化、液化整套装置并长期运营， 通过“技术+投资+运营”模式为上游提供能源作业服务，与上游资源方建立价价联 动机制实现稳定的服务性质收益。截至2022年底公司能源作业产能已达到40万吨， 实际处理量30万吨，2023Q1作业量已达9万吨。此外公司在建叙永12万吨/年项目（预 计2023年内投产），筹建川西名山20万吨项目。未来，在井口天然气回收基础上， 公司将适时将业务延伸至井下辅助排采服务领域（如增压混输、循环气举、射流泵 等），打通天然气井上到井下、排采到回收利用全生命周期服务。

三、前瞻布局氢能+氦气等特种气体，打开成长天花板

（一）氦气：通过LNG伴生气提纯，积极探索管道气提氦+资源进口

氦气生产与LNG业务高度协同，对外依存度较高。氦气作为特种气体广泛应用于半 导体、化工、冶金、航空航天、交通等领域，为LNG生产过程中的伴生品，可以通过 BOG气体对天然气伴生氦气的自然提浓作用进行提纯，目前全球已发现的规模氦气 储量均为天然气伴生气，氦气业务与LNG业务存在高度协同。根据美国地质勘探局 数据，截至2020年中国氦气资源量仅占全球总量的2.12%，氦气进口量达2076万立 方米，对外依存度为97.5%，我国国内氦气供需缺口较大。

公司收购森泰能源为国内少数掌握提氦技术的企业之一，2022年产能已达到36万方 /年。目前利用国内LNG工厂BOG提取高纯氦气为提升国产率最有效的途径，公司旗 下森泰能源已掌握其关键技术和运营能力。内蒙古BOG提氦项目已于2021年5月正 式投产，纯度可达99.999%（5N纯氦），并持续布局直接终端客户，价格随行就市。 截至2022年底公司高纯度氦气产能已达到36万方/年，实际产量18万方，2023Q1氦 气产销量已超过5万方，同比增长超50%。此外公司规划建设50方/时液氦项目，预计 建成后氦气产能将达到72万方/年，特种气体业务将成为公司新主业。

未来公司将积极探索管道气提氦和液氦进口，多元化布局氦气资源。未来公司将以 当前BOG提氦产能为切入点，整合国内外先进管道气提氦技术（特别是膜技术）， 布局管道气提氦领域。同时基于我们国家“贫氦”现状，利用公司多年以来的清洁 能源采销经验，积极布局氦槽资产并推进液氦进口，多元化布局氦气资源。在销售 方面，公司将仿照LNG推动以长约销售、直供销售为主的销售策略，提升销售稳定 性及竞争力。

（二）氢气：合作巨正源、广东国鸿理顺产业链，侧重氢气能源布局

“双碳”背景下氢能受到国家的高度支持，未来发展空间巨大。在国家“双碳”政 策背景下，氢能作为清洁的低碳能源受到国家的高度支持，3月23日国家发改委、 能源局发布《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年），提出到2025年我国将初 步建立以以工业副产氢和可再生能源制氢就近利用为主的氢能供应体系，可再生能 源制氢量达到10-20万吨/年，未来不断完善氢能体系以支撑碳达峰目标。此外中国 氢能联盟预测2030年氢能在终端能源体系中占比为5%，2050年将进一步提升至 10%，创造年价值12万亿元的氢能产业链，氢能作为新兴清洁能源未来发展可期。

广东引领我国氢能发展，计划2025年末实现供氢超10万吨。广东为我国氢能发展的 “排头兵”，2021年底广东省发改委发布《广东省加快建设燃料电池汽车示范城市 群行动计划（2021-2025年）》（征求意见稿）催化广东省氢能发展，计划到2025年 末实现年供氢10万吨，随后2022年2月广东发布了全国首个省级加氢一体站地方标 准，加速氢能建设落地。

理顺氢能全产业链，合作巨正源获得氢气供应、通过广东国鸿拓展分销渠道。为把 握广东省氢能产业的发展前景，进一步提升公司整体盈利水平，2021年年底公司公 告与东莞巨正源成立合资公司（其中公司出资60%）获得氢气供应。目前PDH装置 （丙烷脱氢技术）年产2.5万吨氢气一期项目已经投产，二期项目同样规划年产2.5万 吨氢气。此外，根据2022年3月3日公告《投资者关系活动记录表》，公司与广东国 鸿就氢能信息共享及市场开发展开合作，向国鸿氢能及其下游终端用户提供完整氢 气供应解决方案，理顺氢能全产业链。2023年以来公司积极推进相关制氢标的收购， 将加速工业现场制氢业务落地。

中短期侧重气体属性布局，长期侧重能源属性。根据《2023年3月9日投资者关系活 动记录表》，中短期内，公司将依托现有布局，通过天然气重整制氢等技术、现场制 氢或管道输氢模式，为下游半导体用户、工业用户等提供高纯氢气。而长期来看，公 司将更加侧重于氢气能源属性布局，开拓加氢站、制氢加氢一体站等项目建设，并 有望进一步拓展氢气能源物流领域，与公司LNG主业形成协同效应。

测算5万吨/年氢气产生收入后每年可贡献约4.9~13.5亿元营收。根据南方能源建设 《中国规模化氢能供应链的经济性分析》，车用能源氢对纯度要求高达99.99%，故 价格普遍高于燃料氢、化工氢和工业氢，当前最高可达到5元/方左右（合55.6元/千 克）。根据广东省发改委发布的《广东省加快建设燃料电池汽车示范城市群行动计 划（2021-2025年）》（征求意见稿），预计未来车用能源氢价格将不断下降，到2025 年降至30元/千克以下。我们对于5万吨氢气项目进行敏感性分析，测算氢气项目每 年可贡献4.9~13.5亿元营收。

四、盈利预测

公司主营业务分为LPG（液化石油气）/LNG、PNG等/甲醇、二甲醚及氦气/能源作 业/LNG船运、LNG槽运、码头仓储等，假设2023年起氢气业务正式产生收入，我们 分别对其做出核心假设测算未来三年营收及成本规模： LPG（液化石油气）：近两年LPG采购量保持稳定10%以上增长，假设2023-2025年 公司LPG采购量增速为10%。价格方面，2021年以来全球油气价格大幅上升，假设 2023年开始将逐步恢复理性，假设2023-2025年采购单价同比增速分别为-5%、-4%、 -1%，伴随油价逐渐恢复理性假设毛差有小幅下降、毛利率基本持平。

LNG、PNG及作业：采购方面，海外采购LNG分为境内上岸和转口销售，其中境内 上岸包括自有码头上岸和国网码头上岸，货源主要来自海外长协采购（部分现货调 配）；转口销售货源主要来自海外现货，不通过码头上岸，直接进行转口销售。国内 采购来源主要为中石化、中海油等，此外依托森泰自有气源进行国内销售。根据公司与马石油、ENI签署的长约，由于2021-2022年高气价下提货量较少，假设2023- 2025年公司海外长协提货量在110万吨左右，现货灵活调配下假设2023-2025年海外 现货采购30、50、70万吨，国内现货采购维持2022年水平。

自产方面，森泰能源2022年11月底并表，产能为70万吨/年（其中40万吨能源服务产 能，实际产能30万吨/年），根据古蔺二期项目预计2023年3月投产以及川南项目预 计2024年底投产，预计2023-2025年产能为40、60、60万吨/年，假设存在一定产能 爬坡周期，产能利用率假设为60%、60%、90%。根据上文分析，LNG毛利率与JKM指数呈现一定的负相关，伴随全球天然气价格逐 步恢复理性我们假设未来毛差小幅下降的同时毛利率有所回升，假设2023-2025年 毛利率为7.8%、8.3%、9.1%。

采购端： （1）长协采购价格按照公式（Brent*斜率*权重1+JKM*权重2+常数）进行计算： 斜率：根据中国海油旗下研究员于2020年12月在《天然气技术与经济》发表的《LNG 贸易合同的发展趋势及其启示》，亚太地区的斜率区间通常在11%-14%。 权重：2021年公司将天然气现货价格JKM指数引入长协采购价格计算公式，未来权 重将继续提升，假设2023-2025年JKM的权重（权重2）分别为70%、80%、80%。 Brent指数：2022年全球油价大幅上升，平均达到91.68美元/桶，2023年开始已经逐 渐重归理性，假设2023-2025年Brent指数增速为-15%、-5%、-5%。

JKM指数：根据barchart网站公布的JKM期货价格数据，假设2023-2025年JKM指数为18.61、15和12美元/MMBtu。常数：根据长协价格相对稳定的特点，双方通过常数来调整最终长协采购价格，假设2023-2025年常数为-1、0和0。根据以上假设，2023-2025年长协采购单价为14.61、13.64和11.16美元/MMBtu。根据每千克LNG热值=54MJ和1MMBtu=1054MJ以及美元汇率进行换算预测2023-2025年长协采购单价为5189、4843、3962元/吨。

（2）现货采购价格根据JKM指数进行预测，假设2023-2025年JKM指数为18.61、15 和12美元/MMBtu，即为6005、4842、3873元/吨。 销售端：公司近年来不断践行“到终端”策略，进一步提升国内直接终端用气规模及 用户黏性，稳定顺价能力，假设2023-2025年公司终端销售占比为75%、80%、90%。 根据历史数据假设2023-2025年采销比为98%。

甲醇、二甲醚及氦气：根据历史增长情况假设公司2023-2025年甲醇、二甲醚及其他 销售量增速达10%，2023年起甲醇等工业产品呈现一定降价趋势，假设2023-2025 年产品单位售价增速为-5%、-1%、0%，假设甲醇、二甲醚及其他毛利率基本保持 2021年水平。从氦气销售来看，截至2022年公司依托森泰能源拥有36万方/年产能，实际产量为18 万方/年，此外公司拟建50方/时（合36万方/年）液氦项目，假设2024年投产并存在 一定产能爬坡周期，假设2023-2025年产能利用率为70%、70%、90%，假设氦气毛 利率为60%。

氢气：假设2023年5万吨/年氢气项目开始产生收入，假设2023-2025年产能利用率为 10%、50%、70%。根据南方能源建设《中国规模化氢能供应链的经济性分析》，当 前工业氢价格在33~44元/千克，伴随产能扩张预计未来将有所下降，假设2023-2025 年公司氢气售价为32、30、28元/千克。根据同业公司凯美特气氢气业务毛利率变化 情况我们可以看到伴随供需格局变化近年来氢气毛利率有所下滑，假设2023-2025 年公司氢气业务毛利率为22%、20%、19%。

能源作业：2022年年报起公司将能源服务列为三大主业之一，2022年公司产能为40 万吨，实际处理量为30万吨。叙永天然气应急储气调峰12万吨/年项目正在建设中， 预计2023年内将投产，此外川西名山20万吨液化天然气能服项目正在筹建中，假设 2025年投产。假设存在一定产能爬坡周期，假设2023-2025年产能利用率为70%、 90%、80%，假设单吨毛利为700元/吨，单位成本随行就市。 LNG船运、LNG槽运、码头仓储等：2022年年报起公司将能源服务列为三大主业之 一，预计未来几年将保持较快增速，其中预计2024年公司募投木兰号LNG运输船将 投运、带来较快增速，假设2023-2025年营收增速为20%、40%、30%，根据2022年 历史数据假设毛利率为36%。

预计公司2023-2025年收入分别为266.93、291.90、314.49亿 元，同比增长11.4%、9.4%和7.7%；预计2023-2025年实现归母净利润13.51、16.55 和19.37亿元，同比增长23.9%、22.5%和17.1%。考虑到商业模式、业务属性相似性 等因素，对应三大业务我们选取新奥股份、深圳燃气、天壕环境（清洁能源）、海油 发展（能源服务）、金宏气体和凯美特气（特种气体）为可比公司，目前三大业务可 比公司2023年PE估值分别为12.25、12.99、31.84倍。清洁能源业务方面，公司打造 海气+陆气LNG的多元化气源组合，大力开拓终端直销客户，此外向前延申能源服务 业务，向后前瞻布局氢能+氦气等特种气体。参考可比公司估值，给予公司2022年18 倍PE，对应合理价值为38.88元/股。

（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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