1.1. 与时俱进，围绕清洁能源，布局氢能&氦气发展
深耕能源贸易 30 年，国内首个 LNG 接收站运营商。九丰集团成立于 1990 年，以 经营液化石油气起步，1995 年进军清洁能源行业，在珠海实现 LPG 海上过驳，连续四 年 LPG 进口量全国第一；2005 年，为广汽丰田汽车提供 LNG，成为华南首家运营 LNG 企业。2008 年九丰能源成立，全力进军 LNG 业务，2013 实现海外进口，2020 年配置完 全套接收站设备。2021 年 5 月登陆上交所。2021 年 12 月，公司与巨正源签订合作协议， 布局氢能发展；2022 年 1 月，拟收购远丰森泰 100%股权， 5 月发布收购草案，远丰森 泰承诺 2022-2024 年归母净利润累计不低于 4.76 亿元，LNG“海陆双气源”布局完善， 向氦气业务进发；2022 年 4 月，公司拟购买华油中蓝 28%股权，陆气布局进一步完善。
张建国&蔡丽红夫妇是公司实控人，共计持股 51.9%。截至 2022.3.31，董事长张建 国直接持股 11.71%、蔡丽红直接持股 5.02%，二人通过广东九丰投资有限公司间接持股 32.35%，通过盈发投资间接持股 2.86%。公司作为大型控股集团，主要通过参控股公司 开展 LPG、LNG 等相关业务。
1.2. 业务模式清晰，盈利能力提升空间大
两大支柱产业 LPG、LNG 业务模式清晰，长约+现货灵活调配。公司专注于提供大 型清洁能源综合服务，经营产品包括液化石油气(LPG)、液化天然气(LNG)以及甲醇、二 甲醚(DME)等，主营产品 LPG、LNG，2021 年营收占比分别为 53%、42%；2021 年毛 利占比分别为 43%、41%。公司 LNG&LPG 的业务模式包含采购、生产加工、仓储物流、 销售等环节。采购以境外采购为主，LPG 的采购定价与 CP 或 FEI 等国际指数挂钩；LNG 的采购模式主要为长约+现货，长约采购价格与 Brent 和 JKM 挂钩，现货采购价格与供 应商协商定价。
2016-2021 年公司收入、归母净利润波动，2022 年 Q1 盈利能力恢复。从营收端看， 公司营收规模受国际油气价格波动以及公司采购及销售量变动的共同作用，2021 年收 入翻倍增长，达到 184.88 亿元，主要原因为 2021 年国际油气价格大涨；从利润端看，
公司归母净利润规模存在波动，2019 和 2020 年归母净利润均实现同比翻倍增长，核心 原因在于采购价格随国际油气价格下降而下降，提升了整体盈利水平，2021 年国际油气 价格上行，公司净利润承压，公司及时调整优化，最大程度降低市场波动影响，取得较 为稳健的经营业绩，2021 年实现归母净利润 6.2 亿元。2022 年一季报，公司盈利能力已 恢复，归母净利润同增 40.7%，达到 3.93 亿元。
LNG 业务营收毛利占比提升，业务重要性逐步体现。LNG 销量稳步提升，LNG 营 收占比从 2016 年的 26%提升到 2021 年的 53%；LNG 销量增长叠加高毛利水平，LNG 毛利占比从 2016 年的 50%提升到 2020 年的 60%，2021 年 LNG 业务因油气价格上涨， 毛利占比下滑至 43%。LNG 业务仍为重要发展业务方向。
公司的毛利率、归母净利率随成本存在波动，LNG 业务毛利率较高。2016-2018 年， 公司气源成本承压，主营业务 LNG 及 LPG 毛利率受损；2018-2020 年，压力逐渐释放， 毛利率呈现上升趋势；2021 年气源成本上行毛利率承压，2022 年 Q1 已好转；2018-2020 年，接收站的建立使得长约与现货的调配更加灵活，LNG 毛利率增长迅速，从 2018 年 低点 12.71%回升至 2020 年 21.56%，毛利率水平高于 LPG、甲醇等业务。
公司负债率稳步下降，ROE 提升空间大。在增资及偿债作用下，公司负债率水平 趋降， 从 2016 年的 73.0%降至 2021 年 23.5%；净利率随油气价格变动，2018 年降至 1.5%后触底回升，2020 年升至 8.6%；利润率和负债率的双重下降导致 2016 至 2018 年公司 ROE（摊薄）走低，随着 2018-2020 年油气价格逐渐降温，负债率企稳，公司 ROE（摊薄）于 2018 年开始触底反弹，2020 年 ROE（摊薄）提升至 30.6%；2021 年 油气价格波动，公司盈利能力下降，ROE（摊薄）降至 2018 年同等水平。公司资产负债 率低，未来 ROE（摊薄）提升空间较大。
2.1. 天然气需求 2011-2021 年 CAGR10.7%，进口 LNG 供给地位突显
我国天然气依赖进口，进口 LNG 供给地位突显。从我国天然气的消费结构来看， 进口依赖程度逐年提升，2021 年进口依赖度达到 45%；从我国天然气进口结构来看，液 化天然气（LNG）逐渐成为主要方式，占总进口数量的 65%。进口结构变化的原因主要 有两点：1）我国天然气需求总量在政策推动下逐年提升，2011-2021 年，十年 CAGR10.7%，未来天然气进一步替代煤和石油，需求将持续增长；2）由于国内产量（由 气田储量和开采技术&进度决定）和气态天然气（存在管道建设期，受地缘政治因素影 响较大）供给相对刚性，国内天然气需求浮动主要靠 LNG 进口补齐；以上两点原因促 成了进口 LNG 在我国天然气消费中的地位提升。
2.2. 2025 年规划气量翻两番，“海气+陆气”双气源有效降低经营波动
2.2.1. 海陆双重气源，2025 年规划气量翻两番
收购陆气+新建码头，2025 年接收能力翻两番。公司依托东莞立沙岛的综合能源基 地（一座 5 万吨级泊位、两座 3 千吨级泊位、14.4 万立方米 LPG 储罐、16 万立方米 LNG 储罐）和 8 艘运输船（6 艘运行、2 艘在建），总接收能力 300 万吨。2021 年销售量大幅 增长，LNG/LPG 销售量 203/177 万吨。截至 2022 年 4 月，公司公告两例陆气收购事件：
2022 年 1 月 17 日，公司发布公告称购买四川远丰森泰能源集团股份有限公司 100%股份，标的公司在四川、内蒙古已建成投产 4 家 LNG 液化工厂，具备年 产近 60 万吨 LNG 的液化生产能力，二期产能逐步释放，2024 年满产后翻倍 达到 120 万吨/年；且已具备 LNG 项目 BOG 提氦的关键技术和运营能力， 为国内少有的具有高纯度氦气生产能力的企业之一。2022 年 5 月 23 日发布收 购草案，远丰森泰承诺 2022-2024 年归母净利润累计不低于 4.76 亿元。
2022 年 4 月 13 日，公司公告拟购买华油中蓝 28%股份，标的公司在四川巴中， 一期运行 LNG 液化产能 30 万吨/年；二期产能 30 万吨/年，已完成征地、公 用辅助工程建设。
此外，公司计划在江门新建广海湾码头，2022 年底开工，我们预计 2025 年码头建 成将新增 LNG 300 万吨/年处理量，整体处理量翻两番，公司计划通过国家管网公司的 接收站码头实现 LNG 异地上岸，走出华南市场，接收量将有更大提升空间。
2.2.2. 长期来看海气具备价格优势，陆气+海气共同平稳进价；
短期供需错配导致海气价格高涨，长期来看海气仍具价格优势。从 2017 年 8 月至 2021 年 12 月的海气&陆气价格走势来看，海气在 2021 年 1 月和 6 月-12 月出现了价格 倒挂的现象，与之前海气价格一向较低的情形相反。通过分析原因，我们认为倒挂的原 因主要在于短期供需错配：1）供给端，①疫情期间全球天然气投资强度下降，天然气生 产和出口大国（美国、加拿大）天然气钻机数下降；②美国天然气库存低位，供需紧张， 出口潜能低；③北溪二线尚未通气，拉低俄罗斯出口潜能。2）需求端，①双碳政策持续 推动天然气需求增长，天然气和清洁能源逐步取代煤和石油；②极端天气导致用气需求 增加；我们认为，长期来看海气有价格优势：1）天然气出口大国早已碳达峰，天然气进 口数量有保障；2）疫情情况转好，美国、加拿大钻机数逐步恢复；3）北溪二线开通后 550 亿立方米/年的输气能力将大幅缓解欧洲用气压力，进而缓解中国 LNG 到岸价高涨 局面。海气价格倒挂在 22 年 4 月底已有消失迹象。
“海气+陆气”双气源格局形成，有效降低经营波动。远丰森泰主要向中石油采购 天然气原料气，在自有液化厂进行脱硫、脱碳、脱水、脱汞等净化处理，并通过混合制 冷循环或高压引射循环工艺加工成 LNG 后，通过自有槽车或客户自提等销售模式向下 游客户销售 LNG 产品并实现收入，销售网络覆盖四川、云南、贵州、内蒙古、宁夏、 山西等地区。通过对比公司陆气采购价格（四川省门站价最大上浮 20%）和海外天然气 采购价格（与布伦特原油指数和 JKM 指数挂钩）。我们发现从 2018 年初以来，陆气的 价格波动可控制在±20%以内；而 JKM 价格最大上浮 300%，最大下调 80%；布伦特原 油价格最大上浮 30%，最大下调 70%，远丰森泰项目能够起到平稳成本的作用，推动公 司稳健发展。
2.3. 工商业用户占比 70%，顺价能力有保障
客户结构优质，工商业用户占比 70%。公司的 LNG 销售量主要包括国外转口和国 内上岸销售两部分，国内上岸销售又可分为贸易和零售两种模式；其中，国外转口客户主要为国外天然气贸易商，国内零售客户主要为大型工商业用户，国内批发客户主要为 城燃公司。公司动用码头、运输船和储罐资产，可根据对进口 LNG 价格变化的判断灵 活调整 LNG 国外/国内销售结构，由于没有保供压力，公司的三种 LNG 销售模式均可 实现顺价，但顺价程度有所不同，不同销售模式毛差水平为国内零售>国内贸易>国外转 口。2021 年年报披露，公司工商业客户售气量占国内销售量的 70%，公司提出用 3 年左 右时间，提升终端用户比例至 90%以上，由于工商业用户具有很高的价格承受能力，可 以接受较大的顺价程度，因此公司的高工商业用户销售比例能够较好保障顺价能力。（报告来源：未来智库）
3.1. 广东、川渝两地政策空间达 132 亿元，重卡经济性逐步体现
政府计划 2025 年在广东和川渝地区分别实现一万辆和一万一千辆燃料电池汽车推 广目标，并建成配套加氢站，制氢、加氢产业急需落地。从经济性和技术可行性来看， 推广车辆会以重卡为主，根据重卡相关行驶参数，我们认为，依托广东和川渝地区氢燃 料电池汽车的大力推广，广东加氢市场空间为 76.2 亿元/年，川渝氢能市场空间为 55.9 亿元/年，两地合计加氢市场空间达 132.1 亿元。
氢燃料重卡经济性逐步显现，我们预计 2024 年经济性将高于柴油机。1）购车价格 方面，考虑政策驱动下的增产放量，单车成本有望下降。我们认为，氢燃料重卡整机售 价将在 2023/2024/2025 年分别下降 14.9%/26.5%/35.4%，达到 119/103/90 万元/辆。2） 购车补贴方面，考虑政策提到的国家补贴和地方政府设置的地补/国补比例，并借鉴新能 源汽车的退坡进度，我们预计 2022/2023/2024/2025 年氢能重卡总购车补贴为 92/76/67/59 万元/辆。3）加氢价格方面，考虑广东省发改委提到的到 2025 年末，车用氢气终端售价 降到 30 元/公斤以下，我们预计 2022/2023/2024/2025 年的加氢价格将分别降至 53/45/38/30 元/千克。未来氢燃料汽车将迎来销量扩大&售价下降、购车补贴刺激消费以 及终端加氢价格下降的局面，总使用成本持续降低，制氢、加氢市场进一步打开。
氢 能 重 卡 售 价 2023/2024/2025 年 分 别 下 降 14.9%/26.5%/35.4% ，达到 119/103/90 万元/辆。截至 2021 年 12 月，我国氢 燃料车累计产量 8340 辆，累计销量 8077 辆；按照政策计划，2025 年全国要达 到保有量 92000 辆，尚有超 8 万辆产量空间。年产放量将 带来规模效应，降低电池和电堆系统成本；燃料电池系统/储氢 系统/蓄电池系统成本分别占整车成本的 53%/17%/10%，我们假设燃料电池系 统/储氢系统/蓄电池系统成本年均降幅分别为 25%/7%/5%。因此我们认为，氢 燃料重卡整机售价将在 2023/2024/2025 年分别下降 14.9%/26.5%/35.4%，达到 119/103/90 万元/辆。
考虑国补退坡和地补/国补比例，我们预计 2022/2023/2024/2025 年氢能重卡总 购车补贴为 92/76/67/59 万元/辆。借鉴《燃料电池汽车城市群示范目标和积分 评价体系》的补贴（包含国家和地方）方式以及退坡进度，我们假设 1）国家 针对氢能重卡的补贴将逐步下调，2022/2023/2024/2025 年将在补贴系数分别为 1.1/0.9/0.8/0.7；2）地方补贴与国家补贴的比例为 1：1；考虑以上两个因素， 我们预计 2022/2023/2024/2025 年氢能重卡总购车补贴为 92.4/75.6/67.2/58.8 万 元/辆。
在加氢价格方面，我们预计 2022/2023/2024/2025 年的加氢价格将分别 降至 53/45/38/30 元/千克。《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）》征求意见稿提到，到 2025 年末，车用氢气终端售价降到 30 元/公斤以下；我们假设按照 2021 年 60 元/千克的价格线性下降至 2025 年的 30 元/千克，2022/2023/2024/2025 年的加氢价格将分别降至 53/45/38/30 元/千克。
3.2. 公司锁定广东 2.5 万吨/年制氢产能，二期翻倍
合作巨正源，分享广东燃料电池用氢市场。化石燃料制氢与工业副产制氢凭借较低 的成本占据制氢结构的主体地位，而工业副产氢能够提高资源有效利用率和经济效益， 在碳排放量方面比化石燃料制氢具有相对优势，将是氢能产业发展初期和中期的主要氢 气来源之一；其中的丙烷脱氢制丙烯副产氢气纯度高，发展迅速，将会成为新增的氢源 供应主力军。2021 年 12 月，公司发布公告称全资子公司 “九丰集团”拟与 “巨正源” 成立合资公司，开展氢能产业发展合作。合作协议锁定了巨正源丙烷脱氢制丙烯（PDH） 副产 2.5 万吨/年氢气产能，二期工程建成后产能翻倍至 5.0 万吨/年。考虑广东省内其他 PDH 产能（东华能源预计 2022 年建成 2.5 万吨/年，揭阳巨正源 3.8 万吨/年已签约），基 本满足广东省燃料电池用氢量（根据前文测算，2025 年广东省氢能重卡氢气需求量达 12.7 万吨），地理位置分别分布在东莞、茂名和揭阳，公司分享燃料电池车带来的制氢行 业市场空间值得期待。
3.3. 收购远丰森泰，公司具备四川制氢&加氢优势
3.3.1. 天然气重整制氢与主业高度协同，公司具备原料优势
天然气重整制氢与主业高度协同，公司凭借天然气原料优势制氢毛利率可达60%。 通过测算，我们认为天然气重整制氢+碳捕捉技术成本与天然气采购价格密切相关。公 司在国内即将拥有四川远丰森泰液厂，在国外与马来西亚和印度尼西亚国家天然气开采 公司签订气源采购协议，离天然气气源距离最近，便于获取低价制氢原料。按照森泰在 四川的液厂天然气采购价格 1.53 元/方上下浮动 20%的价格水平来计算，我们认为远丰 森泰使用天然气重整+碳捕捉技术制备氢气的成本在 11.32-13.62 元/千克，按照 2020 年 12 月 3 日隆众资讯的高纯氢报价（31.36-33.6 元/立方米），远丰森泰制氢毛利率可达 60%，远高于行业平均水平。
3.3.2. 补贴政策驱动加氢站快速放量，依托远丰森泰快速切入加氢终端市场
补贴政策驱动，加氢站有望快速放量。包括上海、重庆、广东、浙江在内的多省市 都明确提出对加氢站建设和运营环节进行补贴，补贴期限一般到 2023 年或 2025 年，并 逐步退坡。在建设环节，补贴金额数百万，具有高压强的固定式加氢站、混合加氢站可 以获得更高补贴，最高补贴比例一般限定在 30%-50%。在运营过程中，一般对不超过限 定售价的氢气进行补贴，同样具有补贴上限。对于川渝和广东地区，重庆新建加氢站首 年可以获得最高不超过 300 万元的建造补贴和 300 万元的运营补贴；成都新建加氢站可以获 得最高不超过 1500 万元的建造&运营补贴，广东新建加氢站可以获得最高不超过 250 万元建 造补贴，运营补贴可达 20 元/千克，加氢站有望在政策支持下快速放量。
远丰森泰布局四川省加气站，凭借天然气原料优势锁定更多加气站资源。全国加气 站数量自 2010 年以来快速提升，2020 年底已达 6000 座。远丰森泰下游端自有加气站 7 座，合作加气站 20 余座，总计约 30 座，加气站服务重卡，占省内 110 座加气站约 30%， 在省内终端的市占率较高。2021 年 11 月，《四川省天然气汽车加气站布局方案（2021－ 2025 年）》发布，提出到 2025 年，规划新建加气站 500 座（含高速公路服务区 141 座）, 远丰森泰依托自身天然气原料优势，通过合作方式锁定更多加气站资源，省内加气行业 地位将进一步提升。
加气/加氢站合建投资及运营成本减半，公司加气站优势有望向加氢站延伸。截至 2021/7/1，我国加氢站的数量共有 334 座，其中建成的有 146 座，广东占据 35 座，川渝 氢走廊仅占 8 座；广东尚有 27 座在建/拟建，川渝氢走廊加快加氢站布局，四川和重庆 共计 10 座在建/拟建。我国加氢站建设&运营成本较高，根据我们测算，新建一座日加 氢能力 500 公斤、加注压力为 35MPa 的固定式加氢站投资达 2440 万元（含土地费用）； 考虑设备维护、运营、人工等费用，运营成本为 162 万元/年；而加油/加氢/加气站合建， 可节约土地费用和运营成本中的人力成本，减少初始投资 1600 万元，减少后期运营费 用 81 万元/年。公司的加气站优势有望向加氢站延伸，享受四川省加氢市场空间。
（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。）
