1.1、 起步于 LPG，深耕能源贸易 30 年
深耕能源贸易 30 年，成为国内首个民营 LNG 接收站运营商。九丰集团成 立于 1990 年，起步于 LPG 贸易，于 1997 年在珠海港投建中国第一座 LPG 浮 仓码头。2008 年，九丰能源成立，进军 LNG 行业。2012 年东莞九丰 LNG 接收 站完工为公司重要节点，公司成为我国首个民营 LNG 接收站运营商，步入能源 贸易新阶段。在能源贸易领域发展近 30 年后，公司已发展成为国内大型清洁能 源综合服务供应商，并于 2021 年 5 月成功登陆上交所。
自有东莞立沙岛综合能源基地，储备库资源丰富、地理位置优越。目前，公 司自主运营的综合能源基地主要由 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 储罐组成，其中 LNG 储备设施被《广东省能源发展“十 二五”规划》列为重点的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。 该基地位于东莞立沙岛，地处珠江三角洲中心地带，水陆交通便捷，毗邻广州、 深圳、珠海等重要能源消费城市，是华南地区主要的能源供应基地，目前公司 LNG 接收站的 LNG 年周转量超过 100 万吨/年。
张建国、蔡丽红夫妇为公司实际控制人，共计持股超 50%。截止 2021 年 9 月，董事长张建国直接持有公司 11.71%股份，其妻蔡丽红直接持有公司 5.02% 股份，二人通过九丰控股间接持股 32.35%，同时两人通过盈发投资间接控制公 司 3.42%股权，合计控股九丰能源 52.50%，为公司实际控制人。
1.2、 盈利水平持续提升，LNG 板块比重稳步增长
疫情缓解需求复苏 LNG 销量大幅增长，公司 21 年 H1 业绩实现高增长。营 收端，公司整体营收规模较为稳定，20 年实现营收 89 亿元，同比-11.1%，主 要由于疫情背景下需求萎靡带来的量价齐跌。利润端，公司 19、20 年归母净利 润均呈现翻倍增长，核心原因在于成本端国际油气价格的降低，公司整体盈利水 平得到显著提升。21 年以来，随着疫情缓解下游需求持续复苏，公司 LNG 销量 大幅增长，21 年 H1 公司营收、归母净利润分别同比+74.6%、+12.9%。
LNG、LPG 为两大业务支柱，长约+现货业务模式保证灵活调配。公司是国 内专注于燃气产业中游及终端领域的大型清洁能源综合服务提供商，经营产品包 括液化石油气（LPG）、液化天然气（LNG）等清洁能源以及甲醇、二甲醚（DME） 等化工产品，其中主营产品为 LNG、LPG，2020 年营收占比分别达到 50.0%、 45.2%。公司采购以境外为主，LNG 方面长约与现货灵活调配，其中长约价格挂 钩 Brent 和 JCC，现货价格参考 JKM；LPG 方面采取年度合约和现货的方式， 价格主要与 CP 或 FEI 指数挂钩。
LNG 营收、毛利占比持续提高。营收结构方面，公司 LNG 业务在 LNG 销 量持续增长及 LPG 销量规模维稳的情况下，其营收占比持续走高，从 2015 年 的 20%提升至 2020 年的 41%；毛利占比方面，LNG 销量的增长叠加其盈利水 平高于以批发为主的 LPG，公司 LNG 业务毛利占比自 2015 年的 35%大幅提升 至 2020 年的 60%。
公司毛利率、净利率水平与国际油气价格整体呈负相关。受国际油气价格高 位运行影响，公司 2016-2018 年 LPG 与 LNG 业务的毛利率水平均有下滑；2019 年，国际油气价格开始回落，并在 2020 年疫情冲击下加速走低，公司成本端优 化明显，整体毛利率水平大幅提升；而 2021 年初以来，国际油气价格持续上行， 增大公司成本端压力，21 年 H1 公司毛利率为 10.4%，较 20 年下跌 4.4pct，净 利率 6.0%，较 20 年下跌 2.7pct。但受益于公司 LNG 业务销量的大幅提升以及 LPG 业务盈利水平的提升，21 年上半年净利润达 3.97 亿元，同比+12.9%。（报告来源：未来智库）
2.1、 全球天然气需求保持快速增长，供需总体有望延续 宽松态势
天然气是指天然蕴藏于地层中的烃类和非烃类气体的混合物，其主要用途是 作燃料，可制造炭黑、化学药品和液化石油气，由天然气生产的丙烷、丁烷是现 代工业的重要原料。如今，全球主要的天然气产品分为两类：液化天然气（LNG）、 管道天然气（气态）。
全球天然气需求保持快速增长
随着全球环保低碳发展日益受到关注，天然气作为清洁的化石能源，在全球 能源结构转型中发挥了重要作用，2016-2020 年，全球天然气需求持续较快增长， 天然气消费量由 2016 年的 3.56 万亿立方米增至 2020 年的 3.81 万亿立方米， 年均增速 1.4%，高于 2011-2015 年 1 %的平均增速，是增长最快的化石能源。
发电和工业是推动天然气需求增长的主要部门。从消费结构看，发电和工业 用气是全球天然气市场消费的主要部门。多数天然气消费国出于环保和碳减排考 虑，“弃煤”行动逐步盛行。2016-2020 年，全球发电用气需求由 1.2 万亿立方 米增至 1.33 万亿立方米，年均增速为 1.5%，占比由 37%上升至 40%，发电用 气在天然气消费结构中排名第一。其次是工业用气，消费量由 8990 亿立方米增 至 9770 亿立方米，年均增速 1.7%，占比由 27.6%升至 30%。
全球天然气消费增量主要来自亚太地区。亚太地区是全球主要天然气消费 区，天然气消费量占全球的比重从 2016 年的 20.7%上升至 2020 年的 24%。天 然气资源除了区域内主要国家自产气外，主要依靠管道气和液化天然气 LNG 进 口。2016-2020 年，亚太地区天然气消费保持较快增长，消费量从 7375 亿立方 米上升至 8740 亿立方米。除 2020 年受新冠疫情影响外，年均增速保持在 3% 以上，是推动全球天然气消费增长的重点地区。
全球天然气生产及供应保障能力持续增强
上游产量持续增长。2016-2020 年，全球天然气产量快速增长，由 3.54 万 亿立方米上升至 4.03 万亿立方米，年均增速 2.7%，高于 2011-2015 年平均 1.5% 的速度，全球天然气供应安全保障能力持续提升。美国是全球最大天然气生产国， 2020 年产量已突破 1 万亿立方米大关，年均增速 5.0%，占全球比重约 25.3%， 并实现 LNG 出口，供应能力快速增长，对全球 LNG 供应格局重塑起到较大影响。
新增液化天然气产能主要集中于美、俄、澳三国。全球 LNG 供应能力持续 提升，天然气液化产能由 2016 年的 3.42 亿吨/年提升至 2020 年的 4.58 亿吨， 年均增速 6.0%，高于 2011-2016 年年均 4.7%的增速。其中，2019 年新增天然 气液化产能约 3880 万吨/年，创历史新高，同比增长 9.2%。新增能力主要集中 在美国、俄罗斯和澳大利亚。截至 2020 年底，美国天然气液化产能达到 7400 万吨/年，占全球比重超过 16%，仅次于澳大利亚（8780 万吨/年）和卡塔尔（7740 万吨/年），是全球天然气液化产能第三大国。
未来 5 年全球天然气需求有望快速增长，供需总体延续宽松态势
受宏观经济增长、环保政策推进等因素拉动，中国石油集团经济技术研究院 预计 2021-2025 年全球天然气需求将保持 1.5%-2.0%的增速，高于过去 5 年， 天然气将是需求增长最快的化石能源。从地区和国家看，全球需求增量近一半来 自亚洲。中国、印度及亚洲新兴国家是需求增长的主要动力。从需求部门看，全 球需求增量主要来自发电和工业部门，工业用气增速有望达到 3%，超过 2.8% 的发电用气增速。
2021-2025 年，受碳排放达峰和碳中和目标、国际油价水平、成本上升等因 素影响，全球天然气产量增长或将趋缓，中国石油集团经济技术研究院预测其年 均增速约 1.5%-1.7%，低于过去 5 年平均增速，但天然气整体供需仍趋宽松， 局部短期或将收紧。全球天然气产量增长主要仍来自美国、俄罗斯，占全球比重 将达 45%。综合来看，需求增长快于产量增长。中国石油集团经济技术研究院 预计全球天然气供需差由 2021 年的 700 亿立方米降至 2025 年 120 亿立方米， 供需宽松逐步转化为供应趋紧。
2.2、 成本支撑叠加“煤改气”政策推进，我国天然气市 场长期向好
我国天然气定价以政府指导为主
天然气的主要存在形式可分为液化气（LNG）和管道气（PNG）两大类；按 照来源分为贸易气和自产气；按照开采手段可分为常规气和非常规气，包括煤层 气、页岩气等。天然气的定价分为三部分：天然气开采方的开采成本加上利润形 成的井口价，以及贸易商的贸易成本加上利润形成的到岸价；井口价/到岸价加 上管输费称为门站价；门站价格基础上加上城市配气费即为终端价。（报告来源：未来智库）
国内终端价格受政府指导
目前，我国 LNG、非常规气价格机制已全部实现市场化，而管道气井口价、 管输费和配气费受到政府指导价管制。
井口价：目前国内气田井口价的决定机制为“净回值法”，选取上海市场（中 心市场）作为计价基准点，中心市场天然气门站价格按照略低于等热值可替代能 源价格的原则确定。可替代能源品种选择燃料油和液化石油气（LPG），权重分 别为 60％和 40％。
管输费：管道运输价格实行政府定价，按照“准许成本加合理收益”的方法 制定，即通过核定准许成本、监管准许收益确定准许收入，核定管道运价率。准 许收入=准许成本+准许收益+税金；准许收益=有效资产×准许收益率，准许收 益率按 8%核算；运价率=准许收入÷总周转量，总周转量为价区内所有管道周 转量之和。单条管道周转量=管道运输合同约定路径的距离×结算气量。区管道 负荷率（总结算气量除以总设计输气能力）低于 75%时，按 75%负荷率对应的 气量确定周转量。
配气费：配气价格按照“准许成本加合理收益”的原则制定，即通过核定城 镇燃气企业的准许成本，监管准许收益，考虑税收等因素确定年度准许总收入， 制定配气价格。年度准许总收入由准许成本、准许收益以及税费之和扣减其他业 务收支净额确定。配气费的决定机制与管输费基本相同，但是准许收益率为 7%。
进口天然气长协定价为主
国际贸易天然气价格一般都采用“照付不议”长期合同，一般与国际原油价 格或石油产品价格联动。我国进口天然气的长期合同价格都与石油或油品等替代 能源挂钩联动，中亚天然气管道进口天然气价格（土库曼斯坦离岸价）与新加坡 的燃料油等油品价格挂钩联动中缅管道天然气价格与国际原油价格挂钩联动。
我国进口 LNG 价格采用与日本 JCC 挂钩联动的方式。例如 2006 年中海油 广东大鹏与澳大利亚西北大陆架液化天然气有限公司签订的 25 年长期“照付不 议”合同中，规定的 LNG 基准气源价格公式如下：
P＝[(0.0525 × JCC＋1.535)× 汇率/1.0551]×(1＋0.3 %)
式中，P 为基准气源单价，元／GJ；JCC 为日本原油进口 CIF 均价，其中 15≤JCC≤25，美元／bbl；汇率为即期人民币兑换美元的汇率；1.0551 为 MMBtu 与 GJ 的转换系数，0.3 %为保险费率。
我国天然气需求快速增长
能源清洁化趋势推动我国天然气消费量快速增长。随着对环境保护日益重 视，加快建设清洁低碳、安全高效的现代能源体系成为当前社会发展的一项重要 课题。为了实现低碳经济转型，国家陆续出台了《大气污染防治行动计划》、《“十 三五”生态环境保护规划》等环境保护的纲领性文件，各地相继出台了与大气污 染治理和“煤改气”相关的政策，鼓励企业使用清洁能源替代煤、重油及低品质 柴油等污染较严重的燃料。在我国能源消费结构转型升级背景下，我国天然气需 求保持快速增长势头，2011-2020 年我国天然气表观消费量复合增长率为 10.6%。
发电和工业用气快速增长，气电灵活性优势彰显。受“煤改气”政策推动等 多重因素影响，2020 年我国工业、发电用天然气的需求增长显著，工业用气全 年用气量达到 1290 亿立方米，增幅为 9.3%。2020 年中国发电用气量为 571 亿 立方米，增幅为 7.7%，天然气发电在极端情境下发挥了重要的灵活优势：一季 度疫情导致经济停滞，公路封锁，部分煤电厂难以获得足够的煤炭进行发电，而 天然气主要通过管道运输，可根据下游需求及时调整供应量。
天然气增储上产效果明显，天然气产量维持快速增长
增储上产计划持续推进，天然气产量增速逐步提升。自 2018 年国家发展和 改革委提出加快天然气产供储销体系建设，及 2019 年制定油气行业“增储上产 七年行动计划”以来，上游企业纷纷加大勘探开发力度，中国天然气产量增速已 连续两年超过消费增速。2020 年全国天然气产量为 1926 亿立方米，同比增长 8.4%。
我国天然气进口量持续攀升，对外依存度不断提高。尽管我国天然气产量增 速已连续两年超过消费需求的增长，但我国天然气行业仍处于供不应求局面，天 然气进口量持续增长，进口依赖度仍呈现不断增长态势。2021 年上半年，我国 天然气进口量同比增长 24%，其中 LNG 进口量占比达到 67%，同比增长高达 92%。此外，天然气进口量占消费量比例不断上升，由 2016 年的 36%逐渐增长 至 2020 年的 47%，我国天然气市场对外依存度上升，国际市场波动对于我国天 然气市场的影响逐渐增大。
配套设施建设逐步推进，LNG 接收能力持续提升。截至 2020 年 12 月，中 国天然气长输管道总里程近 8.3 万千米，其中中俄东线中段、新粤浙线潜江至郴 州段正式投产。青宁天然气管道全线贯通，中俄东线南段（永清-上海）开始建 设，同时省级管网、管网互联互通均如期推进。此外，2020 年中国共完成 4 座 LNG 接收站的扩建，分别为广西北海 LNG（二期）、浙江宁波 LNG（二期）、 江苏启东 LNG（三期）、天津 LNG（二期），合计新增 LNG 接收能力 1085 万 吨。截至 2020 年 12 月，全国已建成并投运 22 座 LNG 接收站，总接收能力达 8700 万吨/年。正在建设 10 座 LNG 接收站，一期接收能力为 3600 万吨/年；7 座接收站正在进行扩建，投产后新增接收能力 2090 万吨/年。预计到 2025 年， 全国 LNG 总接收能力将接近 1.8 亿吨/年。（报告来源：未来智库）
“十四五”期间天然气供需将持续较快增长
多因素推动 2021 年国内天然气消费较快增长。2021 年，中国天然气消费 增长潜力依然较大，主要原因：一是预计全球新冠肺炎疫情将持续好转，推动全 球经济和消费复苏，拉动全球产业链不断恢复；二是国家将继续推进扩大内需战 略，促进制造业升级，提升国内经济的活力；三是国家持续实施环保政策，继续 推进“2+26”重点地区清洁采暖改造工程，但考虑到地方政府因地制宜采取清 洁煤或电力取暖，燃气补贴受到限制，北方地区采暖用气增速将有所回落；四是 提高民生水平，长江中下游、华中等地推进冬季供暖，拉动南方地区居民和采暖 用气增长。中石油经济技术研究院预计 2021 年全国天然气消费量 3542-3640 亿立方米，比上年增长 8.6-11.5%。
2021 年国内天然气供应将较快增长。国内天然气生产商将继续增储上产， 但由于 2020 年天然气供需宽松，国产气受到压减和限产，预计 2021 年生产商 将对上游投资进行调整，国产天然气产量增速将有所下降。进口方面，中俄东线 天然气管道进口气量将快速增长，中亚天然气管道进口气量将有所回升，拉动管 道气进口总量较快增长。天津南港、江苏如东、浙江舟山等 LNG 接收站的扩建 将相继完工，江苏江阴和中天能源广东潮州等 LNG 接收站项目将持续投产，新 增 LNG 接收能力共计 2130 万吨/年，中国 LNG 总接收能力将超过 1 亿吨/年。 总体上看，中石油经济技术研究院预计 2021 年中国天然气进口量为 1585 亿立 方米，比上年增长 12.5%。
2.3、 受益于天然气行业景气度提升，公司 LNG 业务成 长空间广阔
公司 LNG 近三年销量规模略有波动，销售毛利率快速提升。2019 年公司 LNG 销量同比下降 13.9%，一方面由于国外天然气产量大幅增长，供给充足， 转口贸易客户有了更多的选择，导致公司转口业务量有所减少；另一方面境内市 场受国际原油价格变动影响，2019 年 LNG 价格下行，公司适当减少定价较低的 国内客户交易量。2020 年，公司 LNG 销量达 130.05 万吨，与 2018 年的 132.55 万吨水平相近。毛利率方面，公司 2018-2020 年 LNG 销售毛利率逐年上升，在 2020 年达到 21.6%。
采购端引入 JKM 市场化定价，绑定国际原油巨头保障原料供应。公司与马 来西亚国家石油公司（以下简称“马石油”）2020 年 11 月最新签订的 LNG 长 约采购合同补充协议中约定，2020 年 7 月-2026 年 3 月，马石油 LNG 长约采购 定价将部分挂钩 LNG 自身的国际价格指数 JKM。随着公司采购端引入 JKM，未 来公司 LNG 长约采购价格将更能反映 LNG 国际市场供需关系的变化，在保障 LNG 供应同时，提高了 LNG 采购定价市场化程度。此外，公司在 LNG 方面， 公司已与马来西亚国家石油公司及国际七大石油巨头之一的意大利埃尼集团 （ENI）签订了 LNG 长期采购协议，并与国际市场其他知名 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；凭借 优良的国际能源接收与储备库资源、良好的交易信用，公司与国际原油巨头深入 合作，保障自身原料供应。
自购运输船助力公司降本提效。公司于 2021 年 5 月上市，拟使用 21.27 亿 元募集资金购建 2 艘 LNG 运输船，建设期预计 3 年，完全达产后预计税后内部 收益率 10.66%，投资回收期 12.27 年。根据公司 2021 年中报，因公司主要向 境外供应商采购 LNG，为合理配置运力，公司增加全资境外子公司和谐船运为 项目实施主体，由九丰集团和和谐船运各负责购建 1 艘 LNG 运输船，募投项目 其他内容不变。而根据 2021 年 8 月 23 日发布公告，公司拟终止由九丰集团负 责购建的 1 艘 LNG 运输船，变更募集资金 4.6 亿元投入“购建 1 艘 LPG 运输船”项目。LNG 运输船为行业的核心资产，购建自有 LNG 运输船有利于掌握行业稀 缺资源，加强对 LNG 运输环节的自主性与控制力。
LNG 船运为 LNG 运输的主要方式，海上 LNG 运量占世界 LNG 运量的 80% 以上。此外，LNG 运输船是国际公认高技术、高难度、高附加值的“三高”产 品，被喻为世界造船业“皇冠上的明珠”。LNG 船通常造价高且建造周期长， 一般需要 2-3 年。目前只有美国、中国、日本、韩国和欧洲的少数几个国家的少 数船厂能够建造 LNG 运输船。规模较大的 LNG 运输需求叠加 LNG 运输船建造 的高难度，使 LNG 运输船成为 LNG 行业的核心资产。公司通过购建自有 LNG 运输船，有利于掌握行业稀缺资源，提升业务经营话语权，也有助于公司降低对 船舶租赁的依赖度和不稳定性。此外，公司目前租赁的 LNG 运输船的 LNG 单位 运输成本约为 0.83 美元/百万英热，而新购建 LNG 运输船的 LNG 单位运输成本 约为 0.52 美元/百万英热，因此公司通过购建 LNG 运输船能够有效降低单位运 输成本，提升盈利能力。
接收站为核心稀缺资产，江门接收站未来有望进一步提升公司 LNG 业务规 模。公司位于东莞的 LNG 接收站于 2012 年开始投产，系国内首个民营接收站， 发展至今已积累了稳定优质的国际气源采购渠道和较高的市场知名度。截止 2020 年底，华南地区仅有 10 座接收站，其中八座归属于中石油、中石化和中海 油，一座归属于国有企业深圳燃气，接收站资源对于民企而言极具稀缺性。规划 方面，公司 LNG 管道产能预计于 2021 年 10 月完成扩建，届时其流通量将达到 246 万吨/年；此外，公司控股 30%的江门接收站有望于 2024 年建成投产，其 年周转量为 300 万吨。配套天然气管道以及江门接收站的投产有望进一步提升 公司 LNG 业务规模。
华南地区煤改气提速，公司 LNG 板块或受益。在双碳背景下，华南地区工 业煤改气进程或有提速，根据《广东省加快推进城市天然气事业高质量发展实施 方案》：到 2025 年，广东省城市居民管道天然气普及率要达到 70%，用气量要达到 200 亿立方米以上，省生态环境厅表示下一步将继续推进工业煤改气工作。 煤改气政策的推进能够加大天然气在民用、工业、商业等领域的推广使用，在未 来进一步扩大公司 LNG 业务的盈利空间。
3.1、 化工领域需求强劲，支撑国内 LPG 需求持续上行
液化石油气 LPG，是丙烷和丁烷的混合物，通常伴有少量的丙烯和丁烯。 LPG 是在提炼原油时生产出来的，或从石油或天然气开采过程挥发出的气体。
LPG 消费总量持续高速增长，化工原料需求为未来 LPG 需求的主要增量。 我国 LPG 的用途包括化工原料、民用燃料、商用燃料、车用燃料和工业燃料。 目前，化工原料已成为占比最高的 LPG 消费用途，2020 年化工原料占 LPG 总 消费结构的 44.7%，化工原料需求也成为我国 LPG 市场的主要增量。受近年来 我国化工原料向轻质化方向发展，LPG 作为比石油脑、煤等经济性及环保性更 优的原料被大量运用；随着 LPG 深加工装置产能的不断扩大，用于化工原料的 LPG 需求量得以持续增长。2020 年，我国 LPG 表观消费量达 6319 万吨， 2011-2020 年年均复合增长率为 11.3%。
3.2、 未来国内 LPG 商品供应增量有限，LPG 进口依存 度将持续增长
国内 LPG 产量增长，但市场供应增量有限。2011 年来，我国原油加工量持 续上涨，按每桶原油 0.137 吨测算，2020 年我国原油加工量达 6.93 亿吨， 2011-2020 年年均复合增长率为 5.3%。中石化经济技术研究院预计 2020-2025 年我国原油加工量将增加 8400 万吨左右，相应 LPG 产量将增加 690 万吨。但 是，市场供应量预计仅增长 215 万吨左右，主要由于烷基化、C4 深加工等装置 用原料气大部分来自炼厂或者炼化一体化企业自用，导致可供市场流通的原料气 量增长有限。
供需缺口增大，进口量将持续突破新高。2020 年，我国 LPG 产量达 4448 万吨，2011-2020 年 LPG 产量复合增速达 8.2%。近几年随着国内 LPG 深加工 装置产能的不断扩张，很多石油炼厂将产出的液化气用于 LPG 深加工领域，导 致国内燃料用气供应下降，需要进口 LPG 进行补充；另一方面，PDH 等 LPG 深 加工装置的扩产也需要以大量的 LPG 作为原料气，故国内液化气市场对进口气 依赖度逐渐提升。我国 LPG 对外依存度从 2011 年 11.7%大幅提升至 2020 年 30.6%。（报告来源：未来智库）
中美关系走向未定，中东地区成为 LPG 重要进口来源地。中国从 2014 年 开始从美国大量进口 LPG，2017 年达到峰值 354 万吨；然而 LPG 进口量或许 受到中美贸易摩擦的影响，2019 年下降至 0.4 万吨；随着 2020 年中国实行对美 LPG 税收减免后，进口量超 400 万吨。可见，税收是影响中国自美国进口 LPG 的重要因素，未来中美关系不确定性较大，中东地区仍然是中国进口的重要来源 地。
3.3、 公司是华南 LPG 第一大进口商，聚焦提升 LPG 盈 利水平
公司是华南地区第一大 LPG 进口商。公司起家于 LPG，经过多年的发展， 依托东莞立沙岛综合能源基地，建立起强大的 LPG 储备和销售网络，已连续多 年成为华南地区主要的 LPG 进口商之一，位居国内前十大 LPG 进口商，在国际 采购市场上具有较高的知名度和一定的影响力。根据 2020 年进口量数据，公司 为华南地区第一、全国第四大 LPG 进口商。
公司在全球范围内建立了良好的合作关系。公司凭借优良的国际能源接受和 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，与国际能源供应商常年保持良好的 合作关系，形成了较为完善畅通及稳定优质的国际采购渠道。截至 2020 年底， 在 LPG 方面，公司与雪佛龙、维多、托克等国际知名能源公司建立了长期的合 作关系。
LPG 规模稳定，自有运输船带动盈利水平进一步提升。2018-2020 年，公 司 LPG 销量规模稳定在 155-165 万吨间，2020 年达 157.69 万吨；产品单位成 本显著下降，单位毛利及毛利率逐年上升，LPG 毛利率在 2020 年达 8.5%。同 时，公司于 2021 年 6 月，签订了购建 LPG 运输船的合同，预计公司 2024 年拥 有一艘自有的 LPG 运输船，在降低 LPG 业务对租赁船舶依赖的同时，也助力采 购端成本优化，带动 LPG 板块的盈利水平进一步提升。
部分老城区暂时不具备 LNG 管道改造条件，煤改气政策短期难以影响公司 民用 LPG 业务。公司 LPG 下游主要用于民用燃气领域。双碳目标下，华南地区 工业煤改气进程有所提速，发布了《广东省加快推进城市天然气事业高质量发展 实施方案》。然而具体实施过程中仍会有一定的阻碍：局部来看，目前广州居民 部分老城区并不具备改造条件，因此这块民用 LPG 领域短时间内并不会被 LNG 替代；整体来看，国内一线城市能源消费逐步向 LNG 转型，而二、三线城市目 前的经济实力并不足以支撑使用 LNG，故二、三线城市 LPG 需求随之提升。总 体上，公司 LPG 业务短期内不会受煤改气政策影响大幅波动，未来公司也在积 极拓展新的下游 LPG 客户群体，把化工原料需求客户作为 LPG 业务新的增长点。
关键假设
LNG 业务：随着全球能源结构转型升级，叠加国内双碳目标的提出，国内 外对于天然气这一清洁化石能源的需求不断提升，叠加公司规划扩建至 246 万 吨/年的 LNG 管道预计于 2021 年底投产，周转量为 300 万吨/年江门 LNG 接收 站也将于 2024 年建设完成，将带动未来几年公司 LNG 业务销量提升；公司天 然气下游主要是工业客户，价格承受能力较强，因此公司天然气销售价格有望随 着天然气市场价格上涨而上涨，此外凭借 LNG 一体化优势有望维持现有盈利水平，因此我们预计 2021-2023 年公司 LNG 销售量分别为 143、200、280 万吨， 平均单价分别为 3450、3600、3600 元/吨，毛利率分别为 21.6%、21.6%、21.6%。
LPG 业务：公司 LPG 下游主要用于民用燃气领域，在双碳目标下，华南地 区工业煤改气进程或有提速，发布了《广东省加快推进城市天然气事业高质量发 展实施方案》。然而具体实施过程中仍会有一定的阻碍，局部来看，目前广州居 民部分老城区并不具备 LNG 管道改造条件，因此这部分民用 LPG 领域短时间内 并不会被 LNG 替代。由于公司 LPG 板块业务较为稳定，且公司与上游 LPG 国 际供应商合作良好，LPG 业务板块盈利水平较为稳定，因此我们假设公司 LPG 业务销量、价格及毛利率与 2020 年持平，预计 2021-2023 年公司 LPG 业务销 量分别为 160、160、160 万吨，平均单价分别为 3800、3800、3800 元/吨，毛 利率分别为 8.5%、8.5%、8.5%。
甲醇及二甲醚业务：近三年公司甲醇及二甲醚业务的销量规模保持稳定，且 该板块对公司利润影响较小，因此我们假设公司甲醇及二甲醚业务销量、价格及 毛利率与 2020 年持平，我们预计 2021-2023 年公司甲醇及二甲醚业务销量分别 为 15、15、15 万吨，平均单价分别为 3500、3500、3500 元/吨，毛利率分别 为 15.8%、15.8%和 15.8%。
根据以上假设，我们预计公司 2021-2023 年公司营收分别为 116.27、 139.14、168.13 亿元，净利润分别为 10.38、14.03、18.18 亿元，对应 EPS 分 别为 2.34、3.17、4.10 元。
（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。）
