九丰能源2023年半年度董事会经营评述
发布时间：2023-11-24 作者: 产品中心
天然气行业分为上游、中游、下游三个核心领域。其中上游主要涉及国内天然气勘探、开采等，具有资金规模大、技术密集、投资风险高等特点，国内常规天然气及非常规天然气（如页岩气、煤层气、煤制气等）开采主要由中石油、中石化、中海油等央企参与。近年来，在非常规天然气开采方面，非公有制企业参与度持续提升；除上述常规气和非常规气开采外，PNG进口和LNG进口是我国能源供给的重要补充。中游主要涉及天然气输送领域，随着我们国家油气行业“X+1+X”模式的推进及“全国一张网”改革思路的确立，预计在未来较长时期内，我国将逐渐形成以国家管网公司为核心的主干管网资产运营主体，与省级管网公司、区域管网公司并存的局面，一同推动中游天然气输配设施的高效率运营；在产业中游领域，进口LNG相关的船舶和接收设施，以及天然气储气设施等是重要的核心资产。下游主要涉及天然气的应用，包括城镇燃气、工业燃料、化工原料、燃气发电、交通燃料等，参与主体最重要的包含城市燃气公司、燃气运营商、LNG汽车加气站等，市场之间的竞争较为充分。
近年来，随着我们国家对环境保护和碳排放的日益重视，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持续健康发展的一项重要课题，国家及地方各级政府相继出台了鼓励使用天然气等清洁能源的有关政策：对新上工业项目优先使用天然气等清洁能源；在重点用能领域（如居民用能、工商业用能等）实施“煤改气”，用天然气替代煤、重油等高污染燃料；在交通燃料领域，推广液化天然气重型货物运输车辆的使用，推进沿海、内河液化天然气动力船舶的应用；加快构建以绿色能源为主体的新型电力系统的同时，因地制宜建设天然气调峰电站等。
受上述因素影响，国内天然气需求呈现持续增长态势。2010年-2022年，天然气表观消费量复合增长率达10.75%；天然气占我国能源消费总量的比重从4.0%增长至8.4%。2022年，国际及国内天然气价格持续高企，叠加疫情影响，国内需求相对疲软，全国天然气表观消费量为3,663亿立方米，同比下降1.7%。
2023年上半年，虽疫情影响消退，国内宏观经济持续复苏，天然气消费量恢复稳定增长态势。依照国家能源局统计数据，2023年上半年全国天然气消费量为1,941亿立方米，同比增长5.6%。
根据国家统计局、华经产业研究院数据，我国LNG表观消费量从2015年的2,479.6万吨增长至2022年的8,029.5万吨，复合增长率达18.28%。未来随着清洁能源的推广使用，LNG消费量有望进一步提升。
受制于我国“富煤、缺油、少气”的能源国情，天然气消费增长与国产天然气增长长期错配，需求缺口持续扩大。2010年-2022年，国内天然气产量的复合增长率为7.01%。2022年度，我国天然气产量为2,178亿立方米，同比增长6%，增量大多数来源于于鄂尔多斯、塔里木、四川等主要产气盆地；2023年上半年，我国天然气产量为1,155亿立方米，同比增长5.4%。近年来我国天然气的对外依存度持续攀升，从2010年的10%快速上升至2022年的41.17%。2022年，受海气价格持续高企影响，进口LNG规模同比下降；2023年上半年，国际天然气价格大大回落，海气成本优势逐渐恢复，1-6月LNG进口462亿立方米（折合约3,348万吨），同比增长5.9%。
目前，我国已形成了国产天然气、PNG进口、LNG进口等多元化供应格局。2010年以来，我国天然气进口规模持续提升。2017年开始，我国LNG进口量首次超过PNG进口量，并在我国天然气供应中占比慢慢的升高。依照国家能源局统计数据，2022年度和2023年上半年，我国天然气进口量分别为1,503亿立方米、794亿立方米，其中PNG进口量分别为627亿立方米、332亿立方米，LNG进口量分别为876亿立方米、462亿立方米，LNG进口量占比均为58%。
国产LNG方面，随着LNG液化工厂产能逐步释放，国产LNG产量实现稳步增长。根据国家统计局数据，2015-2022年，我国LNG产量逐年递增，2022年我国LNG累计产量为1,742.7万吨，同比增长12.8%；2023年上半年我国LNG累计产量为926.7万吨，同比增长7.3%。
进口LNG主要是采用长约或现货方式在境外直接采购LNG产品，通过国际LNG船运，进入国内沿海地区的LNG接收站卸载并存储，以“液进液出”或“液进气出”的方式输送到终端市场，该市场以城镇燃气、工业燃料、化工原料、燃气发电需求为主，交通燃料需求为辅。在市场区域分布方面，进口LNG市场大致上可以分为槽运市场和管道气市场，其中槽运市场主要分布在沿海接收站码头经济运输半径范围内。在市场之间的竞争方面，该领域主要涉及境外LNG供应、国际结算、远洋运输、接收与仓储、下游输配等环节，业务链条较长，具有一定的进入壁垒，市场之间的竞争相对较为缓和。
国产LNG主要以井口气或管道气为原料，通过液化工厂分离、净化、液化等工序生产LNG产品，应用市场以LNG汽车加气站、船舶加气等交通燃料市场为主，以城镇燃气、工业燃料、化工原料、燃气发电市场为辅。在市场区域分布方面，国产LNG市场主要分布在原料气资源丰富的西北、华北、西南地区；在市场之间的竞争方面，该市场之间的竞争较为充分，但在特定区域内，受LNG运输半径影响，先进入企业凭借先发优势，在市场之间的竞争中会占据相对有利的竞争地位。
2010年以来，我国液化石油气（LPG）表观消费量保持稳步增长趋势，2010年-2022年年均复合增长率为10.36%。2022年，我国LPG表观消费量7,494万吨，同比增长7.23%。
我国LPG的主要用途包括化工原料、民用燃料、商用燃料、工业燃料和车用燃料。目前，化工原料用气已成为占比最高的LPG消费用途，亦为我国LPG消费市场的主要增量。近年来，受我国化工原料向轻质化方向发展的影响，LPG作为化工原料，比传统的石脑油和煤炭等原料具有更优的经济性和环保性被大量应用；随着LPG深加工装置产能的逐步扩大，用于化工原料的LPG需求量得以持续增长。此外，随着我们国家城镇化和乡村振兴战略的稳步推进，LPG民用气消费量预计将保持基本稳定。
我国LPG供给来源主要为国产和进口，其中国产LPG大多数来源于于石油炼厂，主要成分包括丙烷、丁烷、丙烯、丁烯等；进口LPG通常以丙烷和丁烷成分为主，纯度高、杂质少，并可根据实际的需求进行不同比例配比。
近年来，随着国内LPG深加工装置产能的不断扩张，诸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进行填补；此外，以PDH为主的深加工项目产能逐步释放，需要大量进口LPG作为原料气，故国内LPG需求对进口气依赖度逐渐提升。根据卓创资讯（301299）数据，2022年我国LPG进口总量2,692.01万吨，同比增长19.68%，对外依存度达36%。根据申银万国期货研究数据，2023年1-6月我国LPG进口总量为1,560.84万吨，LPG进口保持快速增长。
公司能源作业服务系通过能源作业及运营服务方式，为上游资源方提供低压低效天然气井增产服务及天然气回收利用配套服务。
在国家提出能源资源安全及增储上产背景下，我国天然气开发力度持续加大，亟待提效的低压低效井数量将持续增加，为上述低压低效井提供全生命周期综合治理服务将进入发展的快车道，包括但不限于开展增压混输、循环气举、制氮气举、放空气回收等相关“救井”“复产”服务。
此外，天然气上游开采过程中涉及大量的边远井、零散井、试采井（以下简称“三类气井”），由于三类气井配套的天然气管网尚未建成、管网建设难度较大、相关气井远离天然气主管网及其联络线或铺设管网的经济价值不高等原因，井口天然气的回收利用配套服务应运而生，解决方案大致上可以分为压缩天然气（CNG）方式和液化天然气（LNG）方式。由于压缩天然气方式存在周转量小、运输成本高、运输半径小等不足，因此液化天然气方式成为井口天然气回收利用的主要方式。
综上，在能源作业服务模式下，上游公司可以提供低压低效井及原料气资源，作业者提供井下增产服务及天然气回收利用配套服务，并收取服务费或通过能源购销价差方式结算“服务费”。该服务模式以作业与运营结合的方式全流程地解决了上游资源方针对天然气零散资源的收集、销售难题，确保了天然气资源“颗粒归仓”，并实现较为稳定的经营回报。
公司能源物流业务主要涉及LNG船运、LNG接收与仓储、LNG槽运等领域。
LNG船运方面，LNG船舶是国际公认的高技术、高难度、高的附加价值的“三高”产品，是国际LNG运输的唯一载体，具有较强的稀缺性。公开信息数据显示，截至2022年底，全球LNG船舶总数为717艘，合计运力5,805万吨。克拉克森研究数据显示，2022年，全球LNG新船订单量超过170艘，较2021年激增95%，创下近十年来的新高。2022年，中国LNG船舶新接订单481万修正总吨，同比增长480%，创下历史上最新的记录，市场占有率从2021年的12%增长至超30%，沪东中华船厂、江南造船厂、大连重工（002204）成为具备大型LNG船舶建造能力的国内船企。2022年，受俄乌冲突、“北溪”管道泄漏、美国自由港LNG液等因素影响，国际LNG价格会出现剧烈波动、连创新高，受此影响，LNG船舶运费屡破纪录，日运价最高超过45万美元。2023年上半年，我国船企新承接大型液化天然气（LNG）船14艘，占全球总量的35%，市场占有率进一步提升。
LNG接收与仓储方面，LNG接收站是“海气登陆”的唯一窗口，因此对于我国进口LNG市场而言，LNG接收站是关键性基础设施和中转加工设施，LNG在接收站码头卸载并存储后，通过“液进气出”或“液进液出”方式输送到应用市场。公开信息数据显示，截至2022年底，我国已投运LNG接收站24座，年设计接收能力达10,957万吨，储罐规模达1,398万立方米。2022年，我国LNG接收站年设计接收能力新增600万吨，储罐规模新增128万立方米。近年来，由于我国LNG进口量持续增加，使得LNG接收站利用率长期处在高位。随着国家管网公司相关LNG接收站基础设施逐步向准入的托运商开放，LNG接收与仓储设施的市场化服务水平进一步提升。
LNG槽运方面，LNG槽车是LNG道路运输的载体。随着LNG行业的蓬勃发展，对LNG槽车的需求量持续不断的增加，截至2022年底，我国LNG槽车保有量约1.98万辆。LNG槽运主要涵盖进口LNG运输及国产LNG运输，其中进口LNG中约70%进行再气化并进入管道，约30%经由LNG槽车的形式运往下游消费市场；国产LNG预计全部由LNG槽车运往LNG加气站等下游市场。LNG槽运运费方面，一般划分为华北/东北区域、华东区域、华南区域、西南区域、西北区域等不一样的区域，并根据运距长短（如200公里以内、201-400公里、401-600公里、600公里以上），单位运费不一样，一般来说，运距越长，单位运费越低；2022年，受LNG价格上涨以及疫情反复期间车辆限行影响，LNG槽车运费均价在0.75元/吨/公里左右，较2021年同期提升0.1元/吨/公里。
特种气体可分类为电子特种气体、高纯气体和标准气体等，为高技术及高的附加价值产品，在半导体、光伏、光纤光缆、生物医药、航空航天、高端装备等新兴领域中应用广泛。特种气体生产的全部过程涉及合成、纯化、混合气配制、充装、分析检测、气瓶处理等多项工艺技术，对纯度、品种、性质有特别的条件（纯度不小于99.999%），具有较高的技术、人才、资金、资质等壁垒。
随着我国产业逐步升级及技术进步，特种气体市场规模持续迅速增加，品种不断丰富，国产替代加快。根据亿渡数据信息数据显示，2016年-2021年期间，我国特种气体市场规模复合增长率达17%；2021年，中国特种气体市场规模达到342亿元，较2020年增加了60亿元，同比增长21.28%；预期未来五年行业复合增速达到19%，即到2025年，特种气体规模将增加至691亿元。
氦是一种无色无味、不可燃的稀有气体，也是已知沸点最低的气体，其具有不易液化、稳定性高、扩散性强、溶解度低等特点。由于其特殊的物理化学性质，氦气是一种无法替代、关系国家资源安全和高新技术产业高质量发展的重要稀缺战略资源，被称为“气体芯片”、“气体黄金”。氦气的生产方法有天然气提氦，空气分离法、合成氨尾气分离法和铀矿石法，其中前两者应用较多。氦气被大范围的应用于受控气氛领域（如光纤、半导体、光伏等）、低温应用领域（如核磁共振、低温超导、国防军工等）、焊接保护气领域、检测气体领域等。
天然气中氦含量最高可达7.5%，是空气中氦含量的1.5万倍，目前全球已发现的规模氦气储量均为天然气伴生气，因此天然气提氦是当前商业氦获取的唯一来源，解决方案最重要的包含BOG提氦、管道气提氦等。由此可见，氦气具有较强的资源属性，拥有BOG资源或富氦天然气资源是氦气获取的关键。
根据美国地质调查局对氦资源的估计，全球氦气资源总量约519亿立方米。其中，美国拥有206亿立方米、卡塔尔拥有101亿立方米、阿尔及利亚拥有82亿立方米、俄罗斯拥有68亿立方米，该四国资源量总和占全球总量的88%。中国氦气资源量为11亿立方米，占全球氦气资源总量的2.12%。因此，我国是氦资源量短缺严重的“贫氦”国家。
中国工业气体协会、中国海关总署、华经产业研究院数据显示，2014-2018年，中国氦气消费量迅速增加，平均增速为11%。近几年，我国氦气年消费量均在3,570吨（折合2,000万方）以上，较为稳定，占全球氦气消费总量的11%左右，并与2.12%的全球氦气资源占比形成鲜明对比。根据卓创资讯有关数据，2022年，我国氦气消费量约4,250吨（折合2,380万方），较2021年增长6.25%，其中国产氦气约286吨（折合160万方），进口氦气为4,010吨（折合2,246万方），对外依存度高达92.87%，主要进口国为卡塔尔、美国、澳大利亚。
近年来随技术进步国产替代加快，我国提氦项目逐步进入投产期。根据卓创资讯数据，截至2022年底中国提氦产能达到582吨（折合326万方），较2021年增长41.22%，2022年提氦产量348吨（折合195万方），较2021年增长50%，但依然存在着氦产量相对氦需求量较小、进口依赖度极高的问题，未来进口替代空间大。2023年国产氦气产能继续释放，但考虑到下游需求持续增长，作为“少气”的“贫氦”国家，氦气高进口依赖度的现状较难得到一定效果缓解。
目前我国已变成全球上最大的氢气生产国，根据中国煤炭工业协会数据，2022年我国氢气产量达4,004万吨，同比增长32%，占2021年全球氢气产量的28%；根据中商产业研究院预计，2023年我国氢气年产量将达到4,575万吨，预计同比增长14%。此外，我国可再次生产的能源装机量全球第一，在清洁低碳的氢气供给上具有巨大潜力。
从制氢技术来看，主要区分为三种技术路线，包括灰氢、蓝氢、绿氢。其中灰氢主要利用石油、天然气、煤等化石能源重整制氢；蓝氢是在灰氢制备的基础上进行碳捕捉、利用、封存，可有实际效果的减少制氢过程中的碳排放。两种制氢技术较为成熟，并得到较多应用。绿氢主要利用光伏、风电、水电等可再次生产的能源发电，进行电解水制氢，在制取过程中基本不会产生碳排放，实现“零碳氢气”，电解水制氢技术路线最重要的包含碱性水电解制氢技术（ALK）、质子交换膜水电解制氢技术（PEM）、阴离子交换膜水电解制氢技术（AEM）、固体氧化物水电解制氢技术（SOEC）等，并在材料、性能、效率和成本方面不断取得突破，技术进步较快。
现阶段，在全世界内，天然气制氢、煤制氢、工业副产氢是氢气制取的主要方式。我国制氢则主要依赖化石能源以及工业副产氢，其中通过煤化工制取氢气的比例达到61%，天然气制氢比例约19%。
氢气兼具气体属性和能源属性，并大范围的应用于半导体、化工、冶金、轻工业、航空航天、交通等领域。在半导体领域，高纯度氢气作为半导体材料、电子材料、集成电路及电真空器件生产的全部过程中的还原气、携带气和保护气；在化工领域，氢气是合成氨、甲醇等的主要的组成原材料之一，并被大范围的使用在对石脑油、粗柴油、燃料油、重油的脱硫、石油炼制、催化裂化以及不饱和烃等的加氢精制以提高油品的质量；在冶金领域，氢气作为有色金属（如钨、钼、钛等）生产和加工中的还原剂和保护气，同时，在硅钢片、磁性材料和磁性合金生产中，也需要高纯氢气作保护气，以提高磁性和稳定能力；在轻工业领域，氢气作为石英玻璃、人造宝石制造和加工、浮法玻璃生产中的燃烧气或保护气，也可作为汽轮发电机的冷却剂；在航空航天领域，氢气是重要燃料和推进剂；在交通领域，氢气被应用于加氢站为燃料电池汽车加注能源。
公司定位为“具有价值创造力的清洁能源服务商”，立足于天然气、石油气等清洁能源产业，经过30多年的发展，目前已涵盖清洁能源业务、能源服务业务、特种气体业务等三大业务板块，形成“一主两翼”的业务发展格局。其中清洁能源业务是公司全力发展的核心主业，通过布局“海气+陆气”双资源池，为广大新老客户提供用气保障能力强、具有成本竞争力的LNG、LPG产品及服务；能源服务和特种气体业务是公司积极布局和重点发展的新赛道业务，也是清洁能源业务的延伸，对实现公司持续高水平质量的发展意义重大。
公司清洁能源业务主要经营模式为“购销顺价模式”，具体体现在资源池、下游客户、资源配置、顺价能力等四个方面。
公司资源池包括海气和陆气。海气资源大致上可以分为长约采购和现货采购，公司与马石油和ENI已签订LNG长约采购合同，约定年度基础提货量、计量方式、价格计算公式、结算方式等，LNG气源为供应商所属的马来西亚及印度尼西亚本土井口气，能最大限度保证公司能源供应的稳定性；同时公司与国际市场诸多知名能源供应商达成合作协议，凭借良好的国际信用，根据国内外气价变动情况及需求缺口，灵活进行LNG与LPG的国际现货采购。陆气资源最重要的包含自产LNG和外购气，目前公司通过布局能源作业服务项目及传统LNG液化工厂，可以自主控制的LNG产能规模达到70万吨；外购气方面，公司依据需求缺口及价差，灵活采购部分LNG及PNG作为补充。根据资源的保障程度和成本优势差异，海气长约和自产LNG为公司资源池的核心资源，海气现货和国内外购气为公司资源池的调节资源。
在下游客户方面，公司实行不同资源匹配不同客户的基本业务逻辑。在核心资源方面，首先长约气匹配国内直接终端用户，主要包括工业企业（如陶瓷厂、玻璃厂、食品厂、五金厂等）、工业园区、燃气电厂、大客户等；其次，自产LNG匹配LNG加气站客户，包括控股、参股、承包、保供、协议合作等方式供应诸多LNG加气站。在调节资源方面，一方面为上述核心客户做资源补充，另一方面匹配国际、国内的中间商客户。此外，公司LPG资源主要匹配国内客户，以终端居民用气为主，化工原料用气占比预计未来将持续提升。
在资源配置方面，由于天然气为标准的能源产品，LNG与PNG、进口气与国产气在用户端使用方面基本没有差异，公司在上述资源与目标客户匹配的基础上，对核心资源与调节资源进行持续优化，内外互补、高效配置，进一步降低公司资源综合成本，确保在客户端供应的稳定性和成本竞争力。在顺价能力方面，鉴于公司对核心资源与目标客户进行了针对性匹配，公司通过成本控制、配置效率、一体化模式、自持终端、价价联动、背靠背交易、协议顺价等方式，在兼顾客户利益与自身顺价收益方面取得平衡，不断提升客户黏性。自2018年以来，国际LNG价格出现了较大的周期性波动，但公司海气长约核心资源单吨毛差保持整体稳定，顺价能力得到充分体现。
公司能源作业服务包括井上作业服务及井下作业服务。公司通过能源作业及运营服务方式，为上游资源方提供低压低效天然气井增产服务及天然气回收利用配套服务，并收取增产服务费或通过能源购销价差方式结算“服务费”。作业与运营结合的方式全流程地解决了上游资源方针对天然气零散资源的收集、销售难题，确保了天然气资源“颗粒归仓”，积极实现的“安稳长满优”较高运营水平进一步构筑了公司能源作业服务业务的全链条壁垒，并实现较为稳定的经营回报。
井上作业服务方面，主要经营模式为“技术+投资+运营”。公司利用长期在混合制冷领域沉淀的技术和工艺，在天然气井周边（主要为边远井、零散井等）投资建设整套天然气分离、净化、液化整套装置及附属设施，并长期运营，为上游资源方提供井口天然气回收利用配套服务。
井下作业服务方面，主要经营模式为“技术+设备+投资+数字化运营”。公司通过自主研发设计并生产相应设备对天然气气井开展增压混输、循环气举、制氮气举、放空气回收等相关“救井”“复产”工作，协助气井解决气源压力衰减及效率下降问题，体现为对其后续的全生命周期综合治理，旨在促进天然气的回收利用，实现天然气稳产增产、颗粒归仓。
公司通过购建/租赁LNG、LPG船舶，并逐步建立起经验丰富的船舶运营团队，为客户提供船舶货物装卸、运输执行、船务沟通协调、航线规划与执行、维护保养等一体化运营管理服务；同时，公司密切跟踪船舶租赁市场动态及客户需求，对外出租自有船舶，通过运营服务、租赁等方式为客户提供最优的能源物流综合解决方案。此外，公司把船舶的购建和优化（出售）作为能源物流服务的基础支撑，并进行动态常态化管理，不断优化核心资产质量，强化运力水平。
该模式下，公司依托于自身LNG船舶、LNG接收站及仓储设施、LNG槽车等核心资产，除自用外，为境内外客户及第三方提供运输、物流、周转、仓储、租赁等能源基础设施服务，并根据服务的具体内容，如LNG载重量及航距、LNG接收窗口及卸载量、LNG槽运距离、船舶租赁市场变化等，定量结算相应服务费。
LNG与LPG船舶方面，截至本报告期末，公司自主控制8艘运输船，其中4艘LNG船舶（3艘自有，1艘在建），4艘LPG船舶（2艘租赁，2艘在建），经测算，全部LNG、LPG船舶投运后，年周转能力预计达400-500万吨。
LNG接收站与仓储方面，公司在东莞市立沙岛拥有一座LNG、LPG接收站，码头岸线万立方米LNG储罐、14.4万立方米LPG储罐、12.5万立方米甲醇储罐等，可实现LNG年周转能力150万吨，LPG年周转能力150万吨。
公司利用LNG生产过程中BOG气体对天然气伴生氦气的自然提浓作用，收集LNG生产过程伴生的氦气，经过净化去除杂质后得到合格的纯氦，再通过提纯系统，提纯至高纯度氦气（纯度达99.999%），向下游直接终端用户及气体中间商销售，价格随行就市确定。
截至目前，公司高纯度氦气设计产能为36万方/年，报告期内氦气产销量约13万方。此外，公司正在推进新提氦工厂的建设以提升产能，并积极布局液氦槽罐等资产，实现“国产气氦+进口液氦”的双资源保障，同时大力拓展直接终端应用市场。
根据公司氢气短中长期发展规划，公司构建具有竞争力的“自主生产+销售”的氢气业务经营模式并持续整合、复制、优化提升。
公司采购天然气、氯碱尾气等原料，通过自主投建的制氢装置，实现天然气制氢、氯碱尾气提纯制氢，产出工业氢气和高纯氢，向化工、石油、医药、冶金等企业客户销售。按不同供气模式，公司氢气业务包括现场制气和零售供气。
现场制气模式下，公司在客户现场或临近位置投建制气装置并负责生产运营，产出氢气经管道向客户输配。公司与现场制气目标大客户签订10-20年的长期供应合同，约定最低用/供氢时间、年需求/供应量、价格升级条款等。
2023年上半年，国际天然气与国内天然气依然阶段性保持着价差不利的矛盾，国内天然气价格与宏观经济对需求交织影响的矛盾也依然显现，这两大外部因素严峻考验着公司的稳定经营能力。
年初以来，受海外地缘政治冲突影响转淡、北美等地区天然气供应增加、欧洲天然气库存处于高位等因素影响，国际天然气供需结构性错配问题明显缓解，推动天然气价格较2022年峰值水平大幅回落，海气相对陆气的定价也随之逐步优化，国内顺价问题较2022年得到显著缓解，顺价空间打开趋势较为明确，但现阶段依然存在价差不利波动的情况。
此外，尽管天然气价格回落刺激国内需求，疫情影响消退下消费需求也正逐步恢复，国内宏观经济持续改善趋势明朗，但天然气消费量的恢复速度仍将受短期的经济活跃度改善状况所制约。
外部形势严峻，公司凭借构建的海气一体化产业链条及国内陆气调节资源能力，紧贴终端、优化配置，同时在能源服务与特种气体方面延伸发展，并积极推动降本增效，基本实现了稳定经营。报告期内，公司清洁能源业务实现积极、稳健增长。其中，LNG业务方面，公司通过持续构建“海气+陆气”双资源池，调整和优化运营模式，提升资源配置效率，加快工商业直接终端布局，充分发挥海气长约核心资源成本优势，国内业务顺价得到明显修复、提升，盈利水平较去年同期实现较快增长；LPG业务方面，公司继续巩固华南区域优势，整合资源与开拓市场并重，顺价能力稳固，报告期内产品销量及盈利能力保持稳定。报告期内，公司在夯实清洁能源业务的基础上，能源作业服务业务发挥“稳定器”作用，单吨服务收益保持基本稳定；同时通过自主建设和整合并购两种方式加速布局特种气体业务，并取得阶段性成果，为未来持续稳健增长奠定了良好的基础。
2023年上半年，公司实现营业收入1,104,722.13万元，同比下降14.75%；实现归属于上市公司股东的净利润71,242.04万元，同比增长11.04%；实现归属于上市公司股东的扣除非经常性损益后的净利润77,414.90万元，同比增长19.94%。截至2023年6月30日，公司资产总额1,345,431.03万元，负债总额577,341.72万元，资产负债率42.91%；归属于上市公司股东的净资产740,107.51万元；2023年上半年，公司加权平均净资产收益率达9.91%，经营活动产生的现金流量净额为70,888.03万元，同比下降28.98%。
报告期内，公司确认员工持股计划相关的股份支付费用2,412.17万元，因发行可转换公司债券按照实际利率计提相关财务费用3,076.96万元，对报告期净利润产生一定程度影响。
随着公司整合发展步伐的加快，2023年度，公司经营发展的关键词为“融合”，积极推动公司与相关主体的业务融合、管理融合、团队融合、文化融合，实现取长补短、相得益彰，同时确保各业务板块关键经营指标的达成。
LNG业务方面：在资源端，海气方面，公司通过持续构建“海气+陆气”双资源池，调整和优化运营模式，提升海气长约核心资源配置效率，实现良好顺价，同时根据海气价格回落及上游资源投放情况，与多家国际知名能源供应商洽谈新的长约合作，积极推动公司核心资源量提升工作；陆气方面，公司能源作业服务项目及传统LNG液化工厂项目保持良好运营，报告期内自产LNG31万吨，并通过设立西南资源中心和西北资源中心，匹配具有成本竞争力的CNG资源、LNG资源、PNG资源，扩充陆气调节资源量。在市场端，一方面，在稳定存量用户的同时，继续拓展新增直接终端用户，提升直接终端用户销售比重，终端市场实现稳健发展；另一方面，践行“出华南”战略，进军华北市场、华东市场、华中市场，通过“资源+市场”模式实现异地拓展。
LPG业务方面：在采购方面，强化长约与下游保供客户的匹配关系，合理调节长约与现货采购。在终端市场方面，夯实在华南地区、港澳地区LPG市场的领先地位，并积极开拓湖南、广西、江西、湖北等周边市场，寻求在华东地区的化工原料用气市场的布局机会。报告期内LPG业务销量基本保持稳定。在国际业务方面，研判市场波动趋势，择机扩大国际业务规模，进一步做大资源池。在新项目方面，积极推动惠州LPG码头及库区仓储等配套设施的建设。
能源作业服务业务方面，报告期内，公司现有能源作业服务项目运行良好，井口天然气回收利用配套服务作业量约19万吨，单吨服务收益保持基本稳定，发挥业绩“稳定器”作用。同时，公司积极推动川西名山首期20万吨液化天然气清洁能源基地能服项目投建，已完成项目立项备案，后续将继续推进环评、审批等前期准备工作，力争早日建设、投产。2023年8月，公司完成对河南中能重组并取得其70%股权，河南中能及其关联企业主要从事天然气辅助排采及低压低效天然气井增产服务，业务涵盖西北、川渝、贵州等区域，其通过自研自产相关设备为中石油、中石化、中海油提供混输增压、循环气举、制氮气举、放空气回收回注、移动LNG等能源作业及运营服务，目前在运营超过80口天然气井（近60个作业平台）。通过整合河南中能，将强化公司在天然气辅助排采及低压低效井综合治理等方面的能源作业服务技术实力和核心竞争力，加快能源作业服务业务布局落地。
能源物流服务业务方面，公司重点推进自主LNG船运及出租业务，根据市场需求及运输船市场变化，甄选购置合适的LNG船舶，持续优化运力。报告期内公司新购置的1艘LNG运输船完成交付；同时积极落实IPO募投项目运输船及自主购建运输船的投建进度，确保按时下水投运。此外，公司积极推进LNG接收站与仓储设施及LNG槽车市场化运行。
报告期内，东莞市粤文智慧能源有限公司与公司就码头综合服务开展全新合作模式。公司为其提供码头窗口期、卸船、仓储、气化等一系列能源物流服务，持续践行在清洁能源业务服务方面的转型，预计该项业务将继续实现稳步增长。
报告期内，公司通过整合和自主建设方式并行并进，加速推进氦气、氢气产业链及业务区域布局，并积极考虑向其他气体业务领域拓展的相关筹划工作。
氦气业务方面，公司持续布局高纯度氦气业务直接终端客户，构建良性业务发展生态，报告期内，实现高纯度氦气产销量约13万方，较上年同期增长51%。自建项目方面，公司以现有36万方/年BOG提氦项目为切入点，进一步提升BOG提氦的产能规模；另一方面，公司正在推进新提氦工厂的建设以提升产能，并积极布局液氦槽罐等资产以建立液氦进口业务全产业链，实现“国产气氦+进口液氦”的双资源保障，同时大力拓展直接终端应用市场。
氢气业务方面，报告期内，公司通过整合方式，完成对正拓气体重组并取得其70%股权，有效提升公司多种制氢技术实力和氢气运营管理能力，加速推进公司服务于工业、化工客户的现场制氢业务（并辐射周边加氢站用氢）落地；继续推进广州市南沙区首座制氢加氢一体综合能源站项目建设，开发珠三角区域潜在终端客户，并启动电解水制氢相关的技术储备工作，同时当选为广州市氢能和综合智慧能源产业发展联合会副会长单位；此外，公司参与投资设立氢能产业基金，将与氢业务领域的专业机构建立深度合作关系，强化公司在氢能产业方面的前瞻判断、信息获取、资源对接、落地布局，加快公司氢能板块产业化项目落地。
2022年11月10日，公司收到中国证监会下发的《关于核准江西九丰能源股份有限公司向New Sources Investment Limited等发行股份、可转换公司债券购买资产并募集配套资金的批复》（证监许可[2022]2827号），同意公司向不超过35名特定投资者发行可转换公司债券募集配套资金（不超过120,000万元），用于建设20万吨/年LNG产能项目、支付重组森泰能源100%股权的现金对价、补充流动资金及支付本次交易相关费用。
报告期内，公司已完成向“北京风炎投资管理有限公司－北京风炎增利二号私募证券投资基金”等六家发行对象发行可转换公司债券，合计发行1,200万张，初始转股价格25.26元/股（超出发行底价7.49%；因公司于2023年4月25日实施2022年年度权益分派，调整后最新转股价格为24.96元/股），募集资金总额为120,000.00万元，扣除发行费用后的募集资金净额为118,015.87万元，上述款项已于2023年2月28日全部到账。2023年3月10日，本次非公开发行的可转换公司债券登记手续已办理完成。
基于进一步提升上游直接气源的获取能力，公司于2022年10月启动实施参与中国油气控股有限公司（简称“中国油气控股”）（HK.702）项目重组交易。自签署《重组意向协议》后，公司与相关方积极推进本次交易所涉及的详细尽职调查并与相关方进行多轮磋商。在充分考虑公司战略规划、业务协同、交易细节、可能存在的风险等综合因素后，为维护公司与全体股东的利益，经审慎论证，公司决定终止本次意向重组交易，并于2023年3月24日与中国油气控股签署了《终止契约》。
“安全为基、价值为尊、和合为赢”是公司的核心经营理念，始终视安全生产为企业可持续发展的重要保障。2023年上半年，公司持续健全完善安全管理体系；严格落实安全生产责任制，完成单位、部门到个人的年度安全生产责任目标的确定，实现全员安全生产责任全覆盖；持续开发标准化培训课程，并建立、投用安全管理系统，促进安全管理信息化；组织开展一系列安全文化活动，参加活动人数达1300余人次；开展针对性的专项检查80余次，开展各层级培训活动517次、应急演练140余次。报告期内，公司实现安全生产“0”事故。
2023年下半年，公司将继续把安全管理作为核心工作，持续夯实全员安全生产责任，完善和升级安全管理体系，大力推进安全教育标准化工作，重点落实远洋运输安全、码头作业安全、能源服务作业安全、特种气体生产安全、仓储安全、输配安全等关键节点，确保安全生产“0”事故。
报告期内，公司持续优化科学化集团组织管控模式，努力解决好分权与集权、激励与约束、利益分配、资源整合、信息沟通等核心问题，降低公司控制风险。在内部管理方面，公司将继续提高制度化、流程化、数字化管理水平，进一步完善战略规划、经营计划、全面预算、绩效管理、流程控制、信息化等重要体系，为高效管理提供抓手；同时，加快集团管控、风险管理的系统化建设，防范如衍生品投资、提供担保等关键领域风险；报告期内，公司建成数字化机房，为公司数字化、智能化的发展打下了良好的硬件基础。
公司全面推动智慧供应链建设项目，升级完成LNG、LPG业务智能管理系统，实现了业务开展便利性、业务响应及时性和管理精细化的深度融合。报告期内，公司数字化升级工作取得阶段性成果，仓储、物流、生产等全流程智能化程度得到极大提升，切实降低了安全生产风险，夯实了公司持续经营基础。未来，公司将继续加大对智慧供应链建设相关的人才、软件、硬件等投入，全面赋能重组、并购企业业务发展，打造便利、科学、高效的九丰智慧供应链服务“生态圈”。
公司所处的清洁能源领域与国民经济发展密切相关，一旦宏观经济出现波动或者宏观政策发生变化，则公司的经营及市场开拓可能受到不利影响。此外，如果因为地缘政治、军事冲突以及全球公共卫生事件等影响，或出现国际汇率波动、上下业供需波动等诸多不利影响，可能会对公司的经营带来一定不利影响。
对此，公司将及时调整优化，充分挖掘内生增长动力与发展潜力，最大程度降低经济波动冲击带来的影响。
公司LNG、LPG产品具有同质性，存在充分的市场竞争，虽然受产品销售运输半径的限制，同一经营区域内的竞争者数量相对有限，但若公司经营区域内出现新的竞争者，或现有竞争者的产品供应提升，或公司不能维持供应优势、价格优势和较高水准的运营管理服务，将可能在市场竞争中处于不利地位。
公司位于东莞市立沙岛能源基地具有一定区位优势和稀缺性，业务覆盖半径内优势较为明显；同时，公司通过“海气+陆气”双资源池，不断提升资源配置能力，降低资源综合成本；同时通过持续提高直接终端用户的销售规模与比重，强化客户黏性，提升顺价能力。
公司海气LNG、LPG采购主要来源于国际市场。在国际采购过程中，涉及到国际贸易多个环节，同时受国际政治环境、出口国对华贸易政策等方面影响，存在一定的境外采购风险。此外，公司采购定价主要挂钩国际市场指数，若LNG或LPG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。
公司一方面通过长约采购方式，确保海气采购量的稳定性和价格的合理性，平滑和降低采购环节的不可控因素影响，另一方面，公司积极补充国内气源采购渠道，构建“海气+陆气”双资源池，减低单一气源波动风险。此外，公司紧密跟踪国际市场价格走势，强化分析研判，通过金融工具对冲降低价格波动风险。
LNG、LPG销售价格及单吨毛差变化是决定公司销售毛利率的关键因素。近年来，国际及国内LNG、LPG市场价格波动较大，对公司销售毛利率水平产生重要影响。
对此，公司将通过优化资源池，提升资源配置和顺价能力，降低中间环节成本，提升直接终端用户比重等方式，在被动接收销售价格变化的基础上，最大程度保证单吨毛差的稳定性，降低公司清洁能源业务盈利的波动性。
上市以来，公司积极通过整合方式加速能源服务与特种气体业务布局。截至本报告披露日，森泰能源、正拓气体与河南中能等已成为公司的子公司，公司将在保持森泰能源、正拓气体与河南中能独立运营的基础上，与其实现优势互补，在资源、市场、管理、文化等方面进行整合，强化协同效应。但是能否顺利实现整合预期仍具有一定不确定性，存在整合进度、协同效果不达预期的风险。
为了应对上述风险，公司通过对森泰能源、正拓气体与河南中能开展多方位融合，实现业务融合、管理融合、团队融合、文化融合，取长补短、相得益彰，努力实现“1+1>
2”的协同效果。
上市以来，公司收购整合森泰能源、正拓气体属于非同一控制下的企业合并，根据《企业会计准则》规定，上述交易支付的成本与取得可辨认净资产公允价值份额之间的差额将计入交易完成后上市公司合并报表的商誉。截至报告期末公司已就上述收购事项确认商誉9.36亿元。交易所形成的商誉需在未来每年年度终了进行减值测试，若相关子公司未来不能实现预期收益，则商誉将存在减值风险，若未来出现大额计提商誉减值，将对公司的经营业绩产生较大不利影响。
对此，公司将持续加强森泰能源、正拓气体的经营融合与管理工作，激发增长动能，发挥协同效应，同时落实集团化风险控制措施，防范经营风险，最大限度降低商誉减值风险。
为减少上游采购价格、下游销售价格及汇率波动等因素对公司业务造成的影响，公司按照行业惯例通过金融衍生品进行套期保值并适度开展期货和衍生品投资，但若未来国际原油价格等价格指数及汇率因突发事件发生超预期的波动或公司业务操作不当，公司可能面临期货和衍生品投资业务出现大额损失的风险，进而影响公司的盈利能力和经营业绩。
对此，公司已建立《期货和衍生品交易业务管理制度》及相关内控制度，对公司期货和衍生品投资的决策权限、授权、及风险控制等进行明确规定，以有效规范期货和衍生品投资行为，控制投资风险。
公司经营的各类产品属危险化学品，公司产品的采购、运输、生产、储存、配送、销售过程对安全有较高要求。如果公司在产品流转环节中存在操作不当、管理不到位，则会形成安全隐患。
对此，公司始终把安全放在首位，为确保安全生产，公司建立了用于预防、监控、预警和减轻安全风险的完备体系，并制定了安全管理制度和操作规程，持续加强员工的安全管理培训。在日常经营中，公司严格按照国家法律法规以及公司的安全管理制度狠抓落实，定期排查安全隐患，发现问题立即整改。自公司成立至今，未发生过重大安全事故。
公司定位为“具有价值创造力的清洁能源服务商”，立足于清洁能源产业，通过布局“海气+陆气”双资源池，逐渐形成“端到端”的一体化全产业链格局，清洁能源业务核心竞争力持续增强。在此基础上，公司通过清洁能源产业链的横向和纵向延伸，调整、优化、提升为“清洁能源—能源服务—特种气体”三大业务相互融合、相互促进的协同发展体系。
在海气方面，公司已与马石油和ENI分别签订LNG长约采购合同（合同有效期最长至2026年3月31日），进行按约长期采购；同时，与国际市场诸多知名能源供应商达成合作协议，进行LNG、LPG现货采购，如马石油、卡塔尔液化天然气有限公司、Vitol（维多）、Glencore（嘉能可）、Marubeni（丸红）、Pavilion（兰亭）、Chevron（雪佛龙）、韩国SK燃气等。在陆气方面，公司通过布局能源作业服务项目及传统LNG液化工厂，可以自主控制的LNG产能规模达到70万吨；同时公司依据需求缺口及价差，灵活采购部分LNG及PNG作为补充。因此，公司已形成核心资源为主，调节资源为补充的资源池，双气源保障能力持续增强。
公司实行不同资源匹配不一样的客户的基本业务逻辑，即长约气匹配国内直接终端用户、自产LNG匹配LNG加气站客户，调节资源作资源补充，并匹配国际、国内的中间商客户。在此基础上，公司通过成本控制、配置效率、一体化模式、自持终端、价价联动、背靠背交易、协议顺价等方式，在兼顾客户的利益与自身顺价收益方面取得平衡，不断的提高客户黏性。自2018年以来，国际LNG价格会出现了较大的周期性波动，但公司海气长约核心资源单吨毛差保持整体稳定，顺价能力得到充分体现。
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、充实的资金实力、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；此外，基于良好的国际贸易品牌资信，公司境外采购及交易获得了国家进出口银行、工商银行、农业银行、中信银行、中银香港、花旗银行、荷兰银行、华侨银行、大华银行、浦发银行等多家大型内外资银行的授信与融资支持。
公司从事清洁能源产业30余载，经历过产业多轮周期性波动，对产业发展有着深刻理解，特别是在海气方面，公司从过去的单一贸易商，逐渐发展成为纵向一体化的专业运营服务商，在趋势判断、交易策略、船贸结合、资金效率、代采代购、货物优化、LNG船运、锁价与套保、进口报关、一船多卸、信用增信、顺价模式等方面具有较强的专业能力，并逐渐形成业务发展的综合壁垒，驱动公司清洁能源业务稳健发展。
目前，利用国内LNG工厂BOG提取高纯度氦气，是短期内提升氦气国产率最直接、有效的方法。公司已拥有LNG年产能近70万吨，在获取BOG粗氦资源并供应保障方面具有先天优势，同时在成本端（主要为设备折旧和人工）优势明显，有利于提升公司氦气业务整体竞争力及抗价格波动能力。
公司坚持以持续为相关伙伴创造价值为先导，追求为股东创造价值、为客户提供价值、为员工实现价值、为社会贡献价值，以“推动低碳经济，共享丰盛未来”为企业使命，以“安全为基、价值为尊、和合为赢”为核心价值观，坚定理想，敢于创新。
九丰人勇于以创新驱动价值创造：1、公司早在20世纪90年代LPG行业发展早期就占据了华南地区LPG市场第一的地位；2、公司建成了国内第一个民营LNG接收站，也是目前华南地区唯一一个正式投产的民营LNG接收站，开启了国内民营企业进口LNG的先河；3、公司建成了国内第一个民营独立建设的2*8万立方米LNG储罐；4、公司在珠海实现国内首创的LPG STS（船对船）海上过驳作业；5、公司在菲律宾实现了亚太地区首个LNG STS商业海上过驳；6、公司建成了华南地区第一个LNG气化站，是华南地区第一家提供LNG终端服务的企业；7、公司在打造LNG自有船舶方面也走在国内前列；8、公司积极探索国家管网合作方式，更灵活地用好窗口期，创新探索资源调节策略；9、公司位于内蒙古的液化天然气闪蒸汽低温提氦装置是国内第二套上规模的产业化制氦项目；10、公司联营企业华油中蓝建成了国内第一条民营天然气上载管道（联结川东北-川西联络线、公司目前积极地推进广州市南沙区第一座制氢加氢一体综合能源站项目建设。
在战略选择上，通过多年探索和布局，在公司构建的海气一体化核心资产链条基础上，向上从清洁能源业务向能源服务业务布局，向下从工业天然气向工业气体方向拓展，践行着一条差异化自主创新发展道路。
证券之星估值分析提示大连重工盈利能力一般，未来营收成长性一般。综合基本面各维度看，股价偏高。更多
证券之星估值分析提示卓创资讯盈利能力优秀，未来营收成长性良好。综合基本面各维度看，股价偏高。更多
证券之星估值分析提示浦发银行盈利能力平平，未来营收成长性较差。综合基本面各维度看，股价偏低。更多
证券之星估值分析提示鄂尔多斯盈利能力优秀，未来营收成长性一般。综合基本面各维度看，股价偏低。更多
证券之星估值分析提示农业银行盈利能力良好，未来营收成长性良好。综合基本面各维度看，股价偏低。更多
证券之星估值分析提示工商银行盈利能力优秀，未来营收成长性较差。综合基本面各维度看，股价偏低。更多
证券之星估值分析提示中信银行盈利能力良好，未来营收成长性一般。综合基本面各维度看，股价偏低。更多
证券之星估值分析提示九丰能源盈利能力良好，未来营收成长性良好。综合基本面各维度看，股价偏低。更多
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