（报告出品方/分析师：德邦证券倪正洋）
1.LPG+LNG双轮驱动，打造一流综合能源服务商
1.1.LPG起家，深耕清洁能源30余年
公司主营业务为液化石油气（LPG）和液化天然气（LNG）以及甲醇、二甲醚等化工产品的生产、销售，是国内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。
九丰集团创立于年，以经营液化石油气起步，随后进入液化天然气、二甲醚等清洁能源领域。目前集团已实现国际采购、仓储、加工、生产、物流、销售等全产业链业务覆盖。经过30年的发展，公司已经在逐渐成为综合大型清洁能源服务商，并于年5月登陆上交所。此外，公司通过整合方式积极布局“陆气气源”，并适时布局氢能等新赛道业务，业务规模稳步提升。
上市以来股权结构稳定，创始人夫妇持股超50%。公司实际控制人为张建国、蔡丽红夫妇，截至年一季报，张建国先生直接持有公司11.71%股权，蔡丽红女士直接持有公司5.02%股权，二人通过九丰投资控股有限公司间接持有32.35%股权，通过盈发投资间接控制公司3.42%股权，共计持股51.94%。
回购方案落地，彰显管理层信心。年5月25日，公司发布回购公司股份方案的公告，公司拟以不低于人民币15,万元（含），不超过人民币30,万元（含），回购价格不超过人民币29.92元/股（含），回购公司股份，全部用于后期实施员工持股计划或股权激励计划，充分展现管理层对公司未来发展前景的信心和公司价值的认可。
1.2.市场波动下业绩底部探明，盈利能力改善未来可期
受国际天然气价格波动，公司近年来营收、归母净利润均有波动，年Q1业绩大增，全年盈利有望修复。
受需求增长、地缘政治、极端天气、欧洲天然气库存处于低位及风光发电量供给不足、“北溪-2”通气受阻等因素影响，年以来，国际天然气供需结构性错配推动价格攀升，对公司经营造成较大挑战。
年，公司实现营业收入.88亿元，同比增加.42%，主要系公司LNG与LPG产品销售量价齐升；归母净利润6.20亿，同比下降19.27%，主要由于国内外LNG价格非对称性波动压缩毛利空间；毛利率为6.5%，处于历史低位。年Q1业绩大幅改善，实现营业收入70.2亿，同比增加.18%；归母净利润3.9亿元，同比增加40.66%；毛利率8.77%，盈利能力大幅改善。
公司毛利率及净利率近两年受到国际天然气价格震荡影响波动较大，预计随着公司产业链布局完善、及时调整营销策略，公司盈利有望修复。
LNG和LPG是公司占比最大的业务。公司年LNG和LPG业务分别占总收入比为53.43%，42.22%。依托东莞立沙岛综合能源基地，建立起完善的LPG储备与销售网络，以年进口量计算，公司是我国第四大LPG进口商，是华南地区第一大LPG进口商。年，公司位于东莞的LNG接收站开始投产，目前成为华南LNG流通市场的重要补充。
从地区分布看，公司主要业务集中在华南地区，-占比维持在60%以上，境内其他地区业务占比约为15%，境外业务占比随着国际采购价格波动，年由于国际LNG价格波动，公司加大了国际业务比例充分释放“长约气+现货气”优势，平滑业务波动风险，展现公司良好的资源潜力。
期间费用率方面，公司整体费用率呈现下降，期间费用率年为5.12%，年下降为2.10%，年Q1进一步下降到1.78%，显示了公司优秀管控能力，未来盈利空间有望继续扩大。资产负债率呈现逐年下降趋势，由年的55.53%下降至年的23.49%。（报告来源：远瞻智库）
2.能源结构低碳化转型，天然气需求旺盛
2.1.天然气全球分布不均，产销量总体呈现上升趋势
全球天然气探明储量分布不均，富煤贫油少气是我国国情。根据英国石油公司（BP）出具的年《bp世界能源统计年鉴》中指出，截至年底，全球探明的天然气储量为.1万亿立方米，超过70%位于独联体国家（主要为俄罗斯联邦）和中东地区，其中俄罗斯以37.4万亿立方米占比为19.88%，我国年天然气探明储量为8.4万亿立方米，占比为4.47%。
全球天然气需求旺盛，产销量总体呈现上升趋势。从供给端看，-年全球天然气产量年复合增速为2.03%，年受到疫情和油价下降双重影响，全球天然气产量十年来首次出现下滑，同比下滑3.08%，产量为3.85万亿立方米，其中美国产量最大，占比23.73%，俄罗斯占比16.57%。
从需求端看，-全球天然气消费量稳步上升，年复合增长率为1.92%，略低于供给端复合增速。年消费量同比下降2.08%，也是十年来的首次下滑，下降幅度低于供给端。预计未来随着疫情好转，全球天然气产销量将有所恢复。
2.2.我国天然气消费量不断增长，进口依存度提升
我国天然气消费量保持高增速，国内产能不足进口占比上升。
受到“煤改气”、供给侧改革等多重政策因素推动，我国天然气需求量显著上升。一方面，我国天然气表观消费量由年的.74亿立方米，增加至年的亿立方米，年复合增长率达11.03%，但同时年国内产量仅为.6亿立方米，产量缺口不断扩大，由年.85亿立方米扩大至年的.4亿立方米，进口占比约为45%。
另一方面，由于我国天然气网管建设速度放缓，互联互通程度不够等因素进一步限制我国天然气资源调配能力，导致我国天然气进口量不断走高，年同比增长20.66%，是全球第一大天然气进口国。
分类型看，LNG占比超50%。我国进口天然气分为管道气和液化天然气（LNG），进口管道气主要来自土库曼斯坦、乌兹别克斯坦、缅甸等国，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。LNG通过海运以液态形式运输，到达港口后重新气化进入管道，较管道天然气更具灵活性，因此我国进口天然气以LNG为主，年LNG占比为65.37%。
天然气在我国能源消费中占比仍低，增长空间广阔。根据《中国天然气发展报告》，年我国天然气消费量占一次能源消费总量的8.4%，同比增加0.3pct，但仍低于年全球24.2%的平均水平。天然气作为能源清洁化进程中最重要的过渡能源，其在能源消费结构中占比的提升具有战略性作用。
国家发改委年发布的《加快推进天然气利用的意见》进一步明确，到年力争将天然气在能源消费中的占比提高到15%左右。“十三五”期间，我国进一步完善天然气多元供应体系，新增LNG接收能力万吨/年，累计建成长输管道4.6万千米，全国天然气管道总里程达到约11万千米。未来随着城镇化推进、管网设施完善、天然气替代煤、发电和交通等领域持续加大应用规模，我国天然气消费量增长空间仍广。
2.3.大力发展核心主业LNG，不惧市场波动展现全产业链优势
“长约气+现货气”提供稳定气源和灵活价格双保险。公司的LNG以境外采购为主，采取长约气+现货气模式。长约气保证气源稳定：主要供应商为马来西亚石油公司和意大利埃尼集团（ENI），双方通过签订附有照付不议条约的长约采购合同，最大程度保证公司资源池稳定性。
合约定价上也随着国际惯例变动和行业变化不断更新，公司于年在与马石油和ENI的LNG定价公式中引入JKM指数（日韩综合到岸价格指数），将马石油定价公式中原有的仅挂钩布伦特原油期货价格（Brent）改为同时挂钩Brent和JKM价格；将ENI原本与JCC（日本原油清关价格指数）挂钩改为与JKM挂钩，保证采购定价的灵活性高，有效降低原油价格波动带来的采购成本影响。现货气提供足够灵活性：公司与诸多国际知名LNG供应商达成框架合作协议以灵活采购LNG国际现货。
优异的国际能源接收码头与储备库资源。进口LNG主要通过海上LNG船运输，拥有位置优越的码头一方面方便货物运输转送，一方面能够灵活与国际大型能源供应商合作。
公司在华南地区拥有一座由5万吨级综合码头、14.4万立方米LPG储罐和16万立方米LNG储罐组成的综合能源基地，其中LNG储备罐采用被列为重点的天然气应急调峰和储气设施建设项目，是华南地区重要的能源供应基地。
充足自有船运资源实现成本可控。在运输方面，公司积极布局专用船运市场，目前自主控制8艘运输船，其中5艘LNG运输船（3艘自有，2艘租赁），1艘LPG运输船（租赁），并利用募投资金在建2艘运输船（1艘LNG船，1艘LPG船），在建的LPG运输船货物仓容为9.3万立方米，高于传统的8.4万立方米，单次运货量提升约10%，且两艘运输船均配备了BOG再液化装置，再液化后可以用作运输燃料，同时有效降低货损，实现经济、环保的远洋运输。
在建船只交付后，公司船只资源能够完全满足公司LNG及LPG产品的周转与运输，能够有效避免船运市场供给和船运价格波动带来的的成本端压力，根据年公司年度报告，在正常的海运假设条件下，自有LNG运输船的单位运输成本较租赁方式降低约37%。
客户结构优质，直接终端用户销量占比70%。公司LNG销售以境内销售为主，同时通过转口贸易形式进行境外销售；销售类型包括批发及终端零售。
根据公司年年报，公司客户中工业（园区）用户、燃气电厂、大客户等直接终端用户销量占公司国内销量的比重超过70%；同时，以城市燃气、贸易商为代表的中间商客户成为销售重要补充，公司客户结构与质量有显著优化与提升。
由于天然气价格联动机制未完善，当天然气价格上涨时，多数地区的最终销售价不能覆盖企业上涨的购气成本，而解决燃气行业困境的关键在于理顺价格传导机制。
由于工商业用户用气价格已部分市场化，对天然气价格波动承受能力较强，因此公司高比例的工商业用户能够较好保障价格传导机制。此外，公司将继续提升直接终端用户销售规模，力争用3年左右时间，将国内直接终端用户销售比重提升至90%以上。
2.4.拓展陆气资源池，打造“海陆双气源”优势
2.4.1.两大项目落地后陆上LNG资源有望翻倍
收购远丰森泰，LNG产能或将翻倍。公司于年1月公告购买四川远丰森泰%股权，远丰森泰具有LNG全产业链布局能力，在四川盆地和鄂尔多斯盆地已投产4家LNG生产加工厂，年产约60万吨LNG，销售区域辐射西南、西北多个省份，自建多个LNG/L-CNG加气站；二期产能逐步释放，年满产后总产能将达到万吨/年。
收购完成后，公司LNG国内供给产能能够扩张一倍。公司4月份完成华油中蓝28%股权收购。华油中蓝位于四川东北部，是西南地区目前单体规模最大的天然气液化工厂，建有3万立方米LNG储罐，一期运行产能约为30万吨/年，二期产能30万吨/年，目前已完成征地、公用辅助工程建设等。公司目前已形成稳定可靠的“海气资源池”，两项目落地后陆气资源池将进一步扩大，形成“海气+陆气”双资源池格局，从源头保证供应链稳定。
2.4.2.积极利用主业优势，拓展汽车加气和氦气市场
切入汽车加气提高终端用户占比。公司拟通过收购远丰森泰和华油中蓝切入汽车加气市场。根据四川发改委和能源局发布的《四川省天然气汽车加气站布局方案（-年）》，到年，四川省规划新建加气站座，其中LNG加气站座，四川省加气需求市场将迎来爆发式增长，公司终端需求用户能够得到有效拓宽。我国95%以上的氦气依赖于进口，提前布局氦气丰富公司业务布局。
远丰森泰是国内目前少数具备LNG项目提氦技术和运营能力的公司，已建成一套BOG提氦装置，提取氦气纯度高达99.%。年一季度，我国氦气市场整体消费量约吨，同比增长27%，进口量共.71吨，占比95.56%，同比增长24.44%，国产资源仅占不足5%。
按收货地来看，年一季度和年一季度氦气进口主要收货地是江苏省、上海市、广东省以及浙江省，占比为89%。其中江苏省年一季度共进口氦气吨，同比增长18.74%，排名第一，占总进口量的33%。
手握优质氦气项目，为公司业绩贡献新动能。年中国氦气市场主要参与者为进口企业，占比超82%，以林德公司、法国液化空气集团、空气化工产品等公司进口占比最大。近年来国内随着下游需求带动和技术升级，国产氦气产能逐渐增加。
根据公司投资者关系活动记录，年，森泰能源氦气销售量为8.61万方，销售收入.20万元，毛利率为68.80%；截至年5月，森泰能源氦气产销量已接近去年全年水平，销售价格较去年涨幅较大。
森泰能源已规划投资建设“内蒙古森泰天然气液氦生产项目”，包括m3/h氦气装置、50m3/h氦气液化装置及储存、充装系统，进一步丰富公司业务布局。（报告来源：远瞻智库）
3.LPG竞争优势持续走强，未来发展空间仍广
3.1.我国LPG进口依存度高，化工原料需求旺盛促LPG需求提升
化工原料是LPG最主要应用，亦为我国LPG市场的主要增量。
液化石油气（LPG）是石油炼制或者油气田开采中产生的伴生气体通过加压或降温后形成的液态产品，主要成分是丙烷和丁烷，一般有两种存在形式：纯气，即气体中仅含有丙烷或者丁烷的单一成分；另一种是混气，以丙烷、丁烷为主并混有少量烯烃类成分。
LPG主要有两大用途：燃料与化工，用作燃料的LPG对气体纯度要求不是很高，一般为混气；但化工原料用途中需要纯度高的LPG，根据金联创数据，化工原料需求成为我国LPG消费占比最大环节，年占比约为44.7%。
我国LPG进口依赖度高。一方面，近几年随着国内LPG深加工装置产能扩张，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，丙烷脱氢制丙烯（PDH）等LPG深加工装置需要进口纯度较高的LPG作为原料气，因此国内对进口气需求量上升较快，从年的.62万吨增加至年的.49万吨，年复合增长率19.69%，相比之下国内产量CAGR仅为7.67%，国内供给缺口逐渐增大。
年LPG产量分布主要集中在北美、亚太以及中东。根据中国海关统计，我国从年开始从美国大量进口LPG，年我国LPG主要从美国、阿联酋、阿曼、卡塔尔进口，分别占比34.34%、16.69%、12.65%与11.9%。
从我国各省市LPG进口量来看，浙江省最大，其次是广东省、山东省。随着化工原料轻质化发展、PDH等LPG深加工装置的扩展，预计我国进口LPG需求量将进一步提高。
3.2.华南地区最大LPG进口商，多重优势保证盈利水平
LPG是公司稳定发展的传统业务。公司已在华南地区LPG市场深耕30余载，按照年LPG进口量计，公司是华南地区最大、全国第四的LPG进口商，业务主要由采购、生产加工、仓储物流、销售等环节组成。
年LPG业务占营收比为42.22%，公司LPG销售量整体维持在万吨/年以上水平，展现出稳定的业务贡献能力，毛利率整体呈现上升趋势。年LPG业务毛利率为6.33%，同比下降2.17pct，主要是由于国际LPG价格波动频繁，采购价和销售价呈现非对称波动导致。
图34：公司LPG业务模式
良好资信及丰富贸易经验，保障长期稳定优质国际气源。
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，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。
LPG方面，公司与Chevron（雪佛龙）、Vitol（维多）、Trafigura（托克）等国际知名能源公司建立了长期的合作关系。
公司在国际能源贸易领域积累起来的品牌资信优势也有利于提升公司在国际采购环节上的议价能力。同时，公司多年参与国际能源采购，对能源价格的走势判断以及采购时点的把握已积累了丰富经验，能够协助公司更好地进行存货管理和采购成本控制，有利于保障公司的长期稳定经营。
多领域应用需求旺盛，预计行业利润规模整体呈现稳定增长。
公司目前在民用LPG市场具有较大优势，但长远看，民用燃料市场会受到LNG普及的挤压而有所减少；由于我国LPG在化工原料领域的应用低于世界平均水平，随着化工原料的轻质化发展，LPG深加工装置的蓬勃发展将推动LPG在化工原料领域需求的增长，化工燃料市场是未来LPG应用的重点领域，预计LPG行业的利润规模整体较为稳定的增长。
4.搭乘氢能高速发展快车，提前布局氢能业务
4.1.氢能是我国清洁能源体系重要组成部分，发展前景广阔
氢能在终端能源体系占比提升空间广阔。年3月，国家发改委与国家能源局联合发布《氢能产业发展中长期规划（-年）》中提出了氢能产业各阶段发展目标：
到年，基本掌握核心技术和制造工艺，燃料电池车辆保有量约5万辆，部署建设一批加氢站，可再生能源制氢量达到10-20万吨/年，实现二氧化碳减排-万吨/年。
到年，形成较为完备的氢能产业技术创新体系、清洁能源制氢及供应体系，有力支撑碳达峰目标实现。
到年，形成氢能多元应用生态，可再生能源制氢在终端能源消费中的比例明显提升。根据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》数据，若在年实现碳中和，我国氢气的年需求量将从的万吨增加至1.3亿吨，在终端能源体系中占比由目前的不足5%增加到20%，氢能在我国发展空间广阔。
据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》，目前我国氢气制取主要有三种途经：
一是用煤炭、天然气为原料的化石能源重整制氢：目前煤制氢技术最为成熟高效，成本最低，原煤约占制氢总成本的50%，以技术较成熟的煤气化技术为例，每小时产能为54万方合成器的装置，在原料煤（6大卡，含碳量80%以上）价格元/吨的价格下，制氢成本约为8.85元/公斤。
天然气制氢中，主流制氢方式是甲烷水蒸汽重整制氢；
二是以焦炉煤气、氯碱尾气、丙烷脱氢为代表的工业副产气制氢：目前考虑副产气体成本后综合制氢成本为10-16元/公斤。
三是电解水制氢，主要有碱性水电解槽（AE）、质子交换膜水电解槽（PEM）和固体氧化物水电解槽（SOE）法，制取成本受电价影响较大，若采用“谷电”电价，成本接近传统化石能源制氢。
4.2.广东省氢能发展基础良好，公司积极布局氢能全产业链
全国氢能供需结构失衡，氢能缺口巨大。我国氢气年产量预计超万吨，是世界上氢气产量最多的国家。
但从供需结构看，我国氢气供需错位情况凸显，化石能源制氢为主使得我国产氢主要地在西北和华北地区，而用氢地集中在工业发达的华南、华东地区，氢气气态下运输半径一般仅为km，且运输损耗和成本较高。
短期看，管道输氢，液氢等技术难以大规模运用，推广工业副产氢、天然气产氢和电解水制氢是解决目前用氢紧张的关键因素，能够在华南、华东等工业密集地区推广。
广东省是我国氢能产业发展先行区。
氢能产业发展呈现区域产业聚集效应，我国氢能产业以广东、北京、河北、江苏、山东上海六省市发展最为领先，据中国《氢能源及燃料电池产业白皮书》显示，年相关企业合计全国规模以上企业总数的51%。
年，广东省发布《广东省能源发展“十四五”规划》明确指出，要“打造氢能产业发展高地、多渠道扩大氢能应用市场、聚焦氢能核心技术研发和先进设备制造加快培育氢气制储、加运、燃料电池电堆、关键零部件和动力系统集成的全产业链布局电解水制氢、天然气制氢、工业副产氢提纯装备制造产业，推进高密度储氢装备制造短期加强高压气态储氢建设长期布局低温液氢、低压固态储氢产业利用低温氢燃料电池产业区域先发优势形成广州－深圳－佛山－环大湾区核心区燃料电池产业集群。”后续各城市也相继出台氢能产业规划，广东省未来氢能发展潜力巨大。
公司与巨正源和国鸿氢能合作，布局氢能全产业链。
巨正源股份成立于1年，主要业务涵盖成品油及化工品贸易、仓储、聚丙烯的研发、生产和销售。子公司巨正源科技于年投产了“丙烷脱氢制高性能聚丙烯”一期项目，目前年产60万吨聚丙烯、2.5万吨氢气和LPG。二期丙烷脱氢装置项目已在建设中，预计年产能约为2.5万吨氢气。
公司年12月与巨正源达成框架协议，双方以成立合资公司形式，合作开展氢能产业，巨正源PDH装置生产的氢气是合资公司主要氢气来源，业务范围主要涵盖东莞-广州-佛山-深圳等地区。
根据高工氢电，目前广东省用氢主要供应商为中石化和巨正源，巨正源一期产能已经成为东莞辐射圈内主要供应商。此外，年1月，公司与广东国鸿氢能签署《战略合作框架协议》，公司未来作为氢能提供方，与国鸿氢能共享其下游信息资源，进一步扩大公司在氢能产业链影响力。
5.盈利预测与估值
5.1.盈利预测
将公司业务分为LNG、LPG、甲醇+二甲醚及其他、氢能和其他，根据公司当前项目储备情况及规划，对公司做出如下核心假设：
1）LNG：从LNG成本看，公司长约采购与JKM和Brent价格挂钩，现货采购与JKM指数挂钩，目前由于俄乌战争，天然气价格仍维持高位，预计年后有望缓解；
从消费端看，公司客户70%以上为工业（园区）用户、燃气电厂、大客户等直接终端用户，并计划三年内将直接终端用户提升至90%，预计销售价格有所提升。
年公司LNG销量为.58万吨，同比增长55.77%，结合近期LNG需求仍维持在高位的情况以及公司收购的项目进展（假设远丰森泰于年四季度并表，目前远丰森泰年产能为60万吨，年可达万吨），我们假设公司-年LNG销售量分别为、、万吨（包含远丰森泰销售量）。
预计-年，LNG销售量收入增速分别为35.9%、6.8%、17.7%，毛利率分别为6.8%、8%、8%；
2）LPG：预计未来LPG销售量维持在万吨左右，-年收入增速分别为4.57%、3%、3%，毛利率维持在7%；
3）甲醇、二甲醚及其他：该部分业务占比较低，因此假设营收基本维持不变，毛利率维持在13%；
4）其他业务：假设-年其他收入增速保持在10%，毛利率假设维持在50%；
5.2.估值
公司当前传统业务底部探明并积极布局氢能业务，作为清洁能源先行者，在“双碳”目标的背景下，未来成长性高。
我们预计公司年-年的收入分别为.26亿元、.14亿元、.39亿元，增速分别为21.3%、5.3%、12%，归母净利润分别为11.01亿元、12.94亿元、15.17亿元，增速分别为77.6%、17.6%、17.3%。
6.风险提示
1）上游采购价格波动风险：公司主营产品为LPG、LNG，采购主要来源于国际市场，采购定价主要挂钩国际市场指数。若LPG或LNG市场指数或原油市场指数剧烈波动，公司上游国际采购价格也将随之波动，公司将面临采购成本波动风险。
2）项目推进不及预期：公司新建项目较多，包括远丰森泰中新建项目、与巨正源合作的氢能项目等，项目建设周期仍然存在一定不确定性。
3）政策推进不及预期：广东省政府
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