九万里风鹏正举，丰标不凡谱氢能序曲

深耕清洁能源30余年，LPG+LNG双轮驱动打造一流综合能源服务商。公司是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，经过30多年的发展，公司业务布局已涵盖国际采购—远洋运输—码头仓储—加工生产—物流配送—终端服务等全产业链，实现了清洁能源“端到端”（从资源源头端到直接用户需求端）的全方位布局。公司自主运营的位于东莞立沙岛的综合能源基地主要由一座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LPG是我国第四大LPG进口商，是华南地区第一大进口商。2021年公司LNG和LPG业务分别占总收入比为53.43%，42.22%。 大力发展核心主业LNG，不惧市场波动展现全产业链优势。我国天然气表观消费量由2011年的1308.74亿立方米，增加至2021年的3726亿立方米，年复合增长率达11.03%，进口占比约为45%。其中，LNG较管道天然气更具灵活性，因此我国进口天然气以LNG为主，2021年LNG占比为65.37%。受需求增长、地缘政治、疫情解封等因素影响，2021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，但公司具备“长约气+现货气”提供稳定气源和灵活价格双保险、优异的国际能源接收码头与储备库资源、客户结构优质等优势，预计公司盈利有望修复。 外延扩张&并购，产能和业务范围双提升。公司发布公告收购远丰森泰100%股权，远丰森泰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，二期产能逐步释放，2024年满产后总产能将达到120万吨/年，收购完成后，公司LNG国内供给产能能够扩张一倍。同时，远丰森泰来源为国内“陆气”，而公司LNG为进口“海气”，公司积极构建“海气+陆气”双气源，未来有望优化气源综合成本。此外，公司4月份完成华油中蓝28%股权收购，华油中蓝建有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，有助于公司积极走出华南市场，提升国内销量。 搭乘氢能高速发展快车，提前布局氢能业务。公司与巨正源合作，其子公司巨正源科技于2019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预计在2022年投产，年产能约为2.5万吨氢气，业务范围主要涵盖东莞-广州-佛山-深圳等地区。此外，2022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。广东省是我国氢能产业发展先行区，未来氢能发展潜力巨大，公司具备氢源优势，氢能有望为公司业绩带来新动能。 投资建议与估值：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2022年-2024年的收入分别为224.26亿元、236.14亿元、264.39亿元，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%。首次覆盖，给予增持投资评级。 风险提示：上游采购价格波动风险；项目推进不及预期；政策推进不及预期；人民币兑美元汇率波动风险。 股票数据 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1990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2021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。 图1：九丰能源业务概况 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2022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%。 图2：公司股权结构图（截至2022.3.31） 回购方案落地，彰显管理层信心。2022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15,000万元（含），不超过人民币30,000万元（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，2022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，2021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。2021年，公司实现营业收入184.88亿元，同比增加107.42%，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。2022年Q1业绩大幅改善，实现营业收入70.2亿，同比增加126.18%；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。 图3：公司近年营收（亿元）及增速（%） 图4：公司近年归母净利润（亿元）及增速（%） 图5：公司近年毛利率和净利率 图6：公司近年主营业务毛利率（%） LNG和LPG是公司占比最大的业务。公司2021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2020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。2012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，2018-2020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，2021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。 图7：公司近年各业务收入占比 图8：公司近年各区域收入占比 期间费用率方面，公司整体费用率呈现下降，期间费用率2017年为5.12%，2021年下降为2.10%，2022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2016年的55.53%下降至2021年的23.49%。 图9：公司近年资产负债率 图10：公司近年费用率 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2021年《bp世界能源统计年鉴》中指出，截至2020年底，全球探明的天然气储量为188.1万亿立方米，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2020年天然气探明储量为8.4万亿立方米，占比为4.47%。 图11：2020年全球天然气探明储量分布情况 图12：2020年全球不同地区天然气产量分布 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，2010-2020年全球天然气产量年复合增速为2.03%，2020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，2010-2020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。 2020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。 图13：2010-2020美国&俄罗斯&全球天然气产量变化及同比增速（单位：十亿立方米） 图14：2010-2020全球天然气消费量（十亿立方米） 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2011年的1308.74亿立方米，增加至2021年的3726亿立方米，年复合增长率达11.03%，但同时2021年国内产量仅为2052.6亿立方米，产量缺口不断扩大，由2011年281.85亿立方米扩大至2021年的1673.4亿立方米，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，2021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，2021年LNG占比为65.37%。 图15：2011-2021年我国天然气产量&表观消费量&产量缺口（亿立方米） 图16：2010-2021中国天然气进口总量（十亿立方米） 图17：2010-2021中国管道&液化天然气进口占比 天然气在我国能源消费中占比仍低，增长空间广阔。根据《2021中国天然气发展报告》，2020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2019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2017年发布的《加快推进天然气利用的意见》进一步明确，到2030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4920万吨/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。 图18：2011-2020我国能源消费结构 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2020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