选择逻辑：九丰能源（LNG+LPG）

1.碳中和大力推动能源转型，天然气消费量有望不断提升

天然气是三大化石能源中最为清洁的能源。目前常用的化石能源主要为煤炭、石油与天然气。煤炭中除含有碳元素之外，还包含硫、氮、磷等有害元素，并在燃烧过程中形成有害气体，残留大量废渣；而石油的主要成分为分子量较大的烷烃，无法完全燃烧，并在燃烧过程中形成大量油烟。而虽然天然气中主要成分同样为烷烃，但其中绝大多数成分为甲烷，其中含有的硫、氮等有害元素非常少，且与石油与煤炭相比燃烧更完全，同时在燃烧后不产生废渣、废水。除此之外，从燃烧效率方面分析，根据中国报告网发布的数据，天然气的平均单位发热量仅略低于石油，远高于煤炭，因此，总体来看天然气在环保、燃烧效率等方面相比其他化石能源具有显著优势。此外，根据壳牌《LNG前景报告2020》，每吨天然气排放的二氧化碳量远小于煤炭，因此天然气可作为煤炭等传统非清洁化石能源的重要替代。

近年国家出台多项政策推动我国天然气市场整体持续发展，主要涉及我国能源结构改革、天然气市场化改革、天然气储备设施建设等方面。2017年7月，《关于加快推进天然气利用的意见》中提出要逐步将天然气培育成我国现代清洁能源体系的主体能源之一，到2030年，天然气在一次能源消费结构中的占比力争达到15%左右

得益于“煤改气”政策推动，需求稳步增长。根据国家统计局公布的数据，截至2020年我国天然气消费量达到3259亿立方米，从2015-2020年年均复合增速达到11.02%。2019、2020年由于煤改气政策推动放缓增速有所下滑。

2.中国天然气使用占比低，有较大增长空间。

根据BP最新发布的2021年《世界能源统计年鉴》，中国目前已经成为世界第一大能源消费国，能源消费总量占全球的26.13%，但中国2020年消费量最高的能源仍为煤炭，能源结构调整落后于美国及欧洲等发达国家。根据数据统计，全球2020年天然气消费比重已达到24.72%，甚至欧洲、美国、加拿大等发达国家天然气使用占比已超过25%以上，但中国能源消费仍以煤炭为主，煤炭消费占全国能源总消费的56.56%，而天然气消费量仅占8.18%，远低于世界平均水平。因此，我国天然气使用占比未来提升空间巨大。

我国能源结构的转型有望带来天然气消费量的快速增长。一方面，天然气是向非化石能源过渡阶段的重要选择。目前我国可再生能源占比低，在“碳达峰、碳中和”的明确目标下，非化石能源要完全替代传统化石能源仍需较长时间，天然气作为清洁低碳型能源，将成为我国现阶段节能减排过度期的最优选择。另一方面，天然气在终端消费上可作为可再生能源的重要互补，无法完全被可再生能源替代。煤炭是我国目前消费量占比最高的非清洁能源，根据智研咨询《2018-2019年上半年中国煤炭行业供应端及需求端现状分析》，从煤炭的下游需求看，发电占53%，该部分未来有望被可再生能源所替代，而剩下近一半的需求分布于其他各个工业产业作为动力燃料，该部分的电气化难度较大。同时根据国家电网发布的《中国能源电力发展展望2019》，2050年我国整体终端电气化率预计将为50%，其中预计建筑、工业和交通到2050年的电气化率预计分别为65%、52%和35%，其他产业为54%，这表明到2050年建筑和工业依然有较大比例的部分难以电气化。因此天然气作为可再生能源的重要互补，是这一部分产业在低碳化进程中的重要选择。此外，在部分居民生活用气上，天然气也显现出其不可替代性。

“十四五”期间，在“碳中和、碳达峰”的推动下，天然气行业将持续发展。根据国务院新闻办发布的《新时代的中国能源发展（白皮书）》，我国将会进一步发展天然气、电力以及非化石能源等来逐步替代煤炭。中国天然气市场“软硬件"同步布局，为天然气行业持续、健康、快速发展奠定基础。同时，天然气市场化改革将继续推进，深化改革是激发中国天然气高质量发展的内生动力。根据《“十四五”天然气发展路径》预测，到2025年我国天然气消费量有望达到5000亿立方米，产量有望达到2600亿立方米，仍有大幅增长空间。此外，据《2020年我国天然气供需形势分析及前景展望》预测，到2035年，我国天然气消费量将达6000-6500亿立方米，产量将达3000-3500亿立方米。

3.LNG、LPG双轮驱动，总销量规模近300万吨。

公司主营业务可分为三部分：LPG贸易，LNG贸易以及其他清洁能源（如甲醇，二甲醚）贸易，其中LNG和LPG贸易为业务主体，2020年营收占比分别达到41%和53%。在接收站支撑下，公司贸易规模稳步增长，2020年实现总贸易量288万吨，同比增加3.4%，其中LNG销量130万吨，LPG销量158万吨。

依托接收站境外采购为主，长约+现货灵活调配。接收站为公司能源贸易的基础，公司依托接收站周转能力采购燃气，并向下游直供或分销。公司采购方面以境外为主，LNG方面长约与现货灵活调配，其中长约价格挂钩Brent和JCC，现货价格参照JKM；LPG方面采取年度合约和现货的方式，价格一般以CP或者FEI为基础。

公司LNG业务模式

4.华南地区煤改气提速，公司LNG板块或将深刻受益。

在两碳目标下，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。

华南地区LNG消费量在国内居首，但2019年LNG产量仅占比0.43%，绝大部分LNG需求依靠进口满足。由于制造业发达以及沿海省份便于航运，2018年广东省LNG进口量占全国20%，是我国进口量最高的省份。LNG业务区域性明显，公司业务主要布局华南地区，2020年华南地区收入占公司总收入比例为69.4%，或将持续受益于华南工业煤改气的推进。

5.接收站叠加运输船，气源掌控力增强

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。截至2020年底，整个华南地区仅有十座接收站，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，接收站资源对于民营企业而言极具稀缺性。

接收站对于能源供应商的意义是多维度的。接收站支撑公司更灵活得获取气源。上游大型气源供应商以及下游客户偏好拥有完善岸线码头及仓储设备的企业。公司的接收站地理位置优越且周转能力良好，已形成稳定优质的国际采购渠道和国内分销渠道。目前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，此外还与世界主要的LNG生产商之一的卡塔尔液化天然气有限公司、托克、新加坡国有能源企业达成了合作框架协议，保证上游气源稳定，成本合理可控。在接受站支撑下，公司在现货和长约之间的切换也更为灵活，结合LNG进口价格及时调整交易方式，降低进气成本。

接收站可拓宽公司LNG业务覆盖区域。接收站除服务于华南地区以外，还可与国家管网位于其他地区的接收站交换窗口期，便于公司拓展其他地区的LNG分销业务。2019年12月，中石油LNG运输船顺利抵达东莞九丰LNG接收站，中国石油利用公司LNG接收站向广东、福建供应LNG资源取得突破。次年11月，公司13.3万方液化天然气LNG船舶靠泊国家管网集团海南洋浦接收站，公司成为国家管网的首批托运商，可以向海南供应LNG。

在国家管网接收站的向第三方开放的大背景下，公司与管网能够灵活交换窗口期，接收站的作用仍不可或缺。

公司为构建LNG自有运输能力，已于2020年12月购置2艘LNG运输船。由于国际航运市场波动较为频繁，公司迫切需要拓展远洋物流运输能力，用以避免旺季因缺乏船只或租赁成本波动过大冲击公司业绩的状况。目前公司已形成远洋船队+仓储基地+码头岸线的全物流通道布局。公司本次上市募资拟购建两艘新运输船，替代目前租用的两艘中型运输船。公司于2018年7月与江南造船签订购船合同，购建两艘吨位约为3.53万吨的运输船，总价款约21.06亿。

6.LPG深加工装置产能的不断扩大，带动消费量稳定增长。

2016至2020年，我国LPG表观消费量复合增速为6.11%，化工原料需求是带动LPG消费增长的主导因素。我国LPG的需求最主要用途可分为燃料和化工原料两部分，以2020年统计数据来看，燃料消费占比55%，化工消费占比45%。作为燃料用途的LPG需求占比在减少，但总量仍在上涨。随着我国LPG深加工装置产能的不断扩大，以及技术进步推动成本下降，作为化工原料的LPG需求量将持续提高，是我国LPG市场的主要增量。

LPG进口依存度走高，近五年约为30%。我国LPG的供需缺口较大，对外依存度近十年不断提升，近5年的平均为30%左右。由于国内油气田资源相对缺乏，我国LPG自产主要来源于炼厂气，供应缺口依靠进口气来填补，进口LPG主要来自中东地区国家，主要为油气田伴生气。

华南地区LPG消费占比较高，公司LPG销量规模有望维持稳定。根据大连期货交易所数据，2018年华南地区LPG消费量占全国LPG总消费量的26.3%。其中燃料用途消费占华南地区LPG总消费的83%。我们认为华南地区LPG未来增量集中在农村燃料及化工领域：一方面由于其投资规模较小、灵活性强等特点，在天然气管网不具备铺设条件的农村地区，LPG具有较大潜力；另一方面，随着技术进步和成本降低，华南地区LPG的化工需求也有较大增量空间。公司为华南地区第一大LPG进口商、全国第四大LPG进口商，在此背景下LPG业务量未来有望稳中有增。