2024年九丰能源研究报告：一主两翼完善布局-综合能源服务商扬帆起航

2024年九丰能源研究报告：一主两翼完善布局_综合能源服务商扬帆起航一、立足清洁能源产业，综合能源服务商扬帆起航（一）深耕清洁能源，一主两翼构建综合业务体系公司于1990年成立，2018年正式变更为股份有限公司，并于2021年在上交所A股上市。公司早前是一家专注于燃气产业中游的公司，深耕华南30余载，以LPG业务起步，逐步发展至从事LPG、LNG、甲醇及二甲醚等产品的资源整合流通及终端运营服务工作；上市以来，公司资源池布局进入新阶段，伴随2022年收购四川森泰及华油中蓝，2023年收购河南中能、正拓气体及湖南艾尔希，公司业务布局日臻完善，逐步实现综合能源“端到端”的全产业链布局。经过30多年的发展，公司通过清洁能源产业链的横向和纵向延伸，目前已逐步构建起了“一主两翼”的业务发展格局，形成“清洁能源—能源服务—特种气体”三大板块高效协同发展的业务体系，核心竞争力持续增强。其中：1）清洁能源业务：主要由LNG与LPG构成，是公司大力发展的核心主业，通过布局“海气+陆气”双资源池，以长约及现货采购方式锁定上游资源，为终端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。2）能源服务业务：主要由能源作业（回收处理+辅助排采）与能源物流（接收站、船舶等）构成，为清洁能源业务的延伸，其中能源作业服务系通过能源作业及运营服务方式，为上游资源方提供天然气回收处理配套服务及低产低效天然气井增产服务，借此获取陆气资源；能源物流服务主要通过LNG船运、LNG接收与仓储、LNG槽运等方式为自身及客户提供综合基础设施服务。3）特种气体业务：主要通过“自主生产+销售”的模式布局氦气及氢气，是当前公司积极布局和重点发展的新赛道业务。其中氦气通过内蒙森泰LNG工厂BOG提氦及进口液氦槽罐的模式，实现国产气氦+进口液氦的双资源保障；氢气通过现场制气和零售供气的模式为客户提供综合供气方案；下游终端方面拓展区域零售气站、商业航天配套特气项目。未来在特气环节，公司将锚定发展航空航天特气，并积极布局其他气体资源。（二）股权结构稳定，外延并购拓展终端业务版图张建国和蔡丽红夫妇为公司实控人。公司前身广东九丰投资有限公司由蔡丽红、蔡建斌（姐弟）于2008年2月。2013年4月，九丰有限新增加股东张建国，并实现第一次增资。2018年2月，九丰有限整体变更为股份公司。截至2023年年报披露，公司第一大股东为九丰控股。张建国和蔡丽红夫妇直接持有公司11.48%和4.92%的股权，通过九丰控股间接持有公司31.7%股权，通过盈发投资控制公司3.35%股权，合计控制公司51.45%的股权，为公司实际控制人。实施中长期激励计划绑定核心骨干，业绩完成情况较优。公司滚动实施中长期激励计划，根据2022年-2024年发展经营规划，公司于2022年9月推出第一期员工持股计划，深度绑定公司核心管理层及业务骨干，实现公司与员工的目标统一与利益共享。一期持股计划对应公司股票数量700万股，购买价格为10.77元/股。公司层面业绩考核指标为2022-2024年归母净利润分别不低于9.5、12、15亿元（或2022-23年累计21.5亿元、22-24年累计36.5亿元）。从过去2年经营业绩来看，公司均超额完成考核目标。其中2022年实现归母净利润10.90亿元，实际完成度约114.7%；2023年实现归母净利润13.06亿元，实际完成度约108.8%。公司通过外延并购逐步布局能服、气体销售终端业务。公司于2022年3月、4月分别收购四川森泰100%股权、华油中蓝28%股权，切入井上回收处理作业服务，并于2023年12月将华油中蓝持股比例提升至40%，成为华油中蓝控股股东；于2023年8月收购河南中能70%股权，切入井下辅助排采作业服务。至此公司构建起井上、井下的全产业链能源服务体系。同时，公司于2023年陆续收购北京正拓气体、湖南艾尔希，在特气板块逐步布局零售终端销售业务，产业链完整性及盈利能力进一步增强。（三）财务情况向好，盈利能力有望实现稳步提升营收迈入新平台，净利润保持高增长。2018年以来，公司利润稳步增长；2020年因影响，营收有阶段性承压，但净利润受益于LNG、LPG吨毛利提升而实现增长。2021年，随着长协资源的落地，公司LNG销量大幅提升，营收实现快速增长，净利润受全球天然气价格极端波动影响略有下滑。2022年公司积极优化一体化顺价模式，伴随着四川森泰与华油中蓝的收购完成，公司成功打造“海气+陆气”双资源平台，资源供应格局整体优化，营收及利润得以进一步增厚。进入2023年，虽有全球天然气价格下跌的不利影响，但公司凭借三大业务板块的协同发力，实现经营业绩的稳步增长，23年实现营收265.66亿元，同比+11%；能源服务与特种气体业务持续发力，成为新的利润增长点，推动公司利润稳步增长，23年实现归母净利润13.06亿元，同比+20%。LNG为目前公司最大的营收及毛利贡献来源。从营收构成来看：2018年以来，LNG和LPG营收占据公司总体营收的95%以上，随着2022年国内能源市场的需求增长以及国际LNG价格走高，LNG营收快速增长，2022年LNG业务营收占公司总营收的比重达到52%，23年进一步提升至61%（包含能源作业业务贡献）。从毛利构成来看：LNG目前仍是公司主要的盈利产品，2023年毛利占比约65%；两翼中的能源物流及能源作业板块毛利占比快速升至5%，特气及化工产品毛利占比增至6%。后续随着能服及特气业务的快速发展，其收入及毛利占比有望持续提升，公司经营业绩有望实现高质量增长。费用控制水平优异，盈利能力稳步回升。从产品盈利来看：剔除掉2021年因现货流通量明显扩大影响，2018至2023年间，公司总体盈利水平均较为稳定，总体销售毛利率约7%-15%左右，销售净利率维持在约2-9%。从费用控制来看：公司费用管理水平优异，期间费用率呈现波动性下降的趋势，其中销售费用率下降最为明显。2023年公司总体期间费用率仅约1.8%。现金获取能力出色，开启并购整合新周期。基于公司销售收入及盈利能力的持续提升，自18年上市以来，公司经营性现金流净额已实现转正；且除2021年之外，其他年份均实现经营性现金流净额超过当年净利润，公司现金获取能力出色，盈利质量较优。截至2023年年报，公司实现经营性现金流量净额21.58亿元，拥有货币资金超54亿元。从负债率水平来看，公司资产负债率总体呈波动上升趋势，2022年以来随着华油中蓝、四川森泰收购项目的推进，公司资产负债率上升至37%。2023年，公司进一步在并购端有所动作，接连收购河南中能、湖南艾尔希等项目，资产负债率上升至43%。二、清洁能源：立足主业，能源转型趋势赋予时代机遇（一）全球天然气消费稳步增长，LNG驱动流通规模扩张天然气全球一次能源消费占比稳步提升，我国较全球仍有显著差距。随着全球能源转型的持续推进，天然气在全球一次能源消费比例稳步提升，过去20年间，天然气消费占比由22%提升至25%。后续随着碳中和在全球范围内的稳步实施，天然气作为过渡阶段的关键石化能源品种，其消费占比有望继续提升。与全球主要经济体相比，我国天然气消费占比明显偏低。过去20余年间，我国天然气消费占比由2%快速提升至9%，但与美国33%、欧洲22%-25%，日韩18-20%相比仍明显偏低，预计后续我国天然气一次能源消费占比仍有较大的提升空间。天然气在新型能源体系建设中具有显著优势。相较于石油和煤炭传统化石能源，天然气拥有显著的减碳排放优势，可较石油、煤炭分别减少约24%、42%的碳排放量。在后续全社会节能降碳实施改造中，天然气或可实现更高的消费份额。同时，天然气亦为构建以新能源为主体的新型电力系统的关键支撑电源，可以作为承接高碳燃料退出的关键补位能源，进而推动能源转型。从全球主要国家气电占比来看，全球平均天然气发电装机占比达23%，而我国目前仅有3%左右，拥有较大的提升空间。全球油气资本开支仍处相对低位，天然气产量逐步进入稳态区间。2015年巴黎气候协议实施以来，全球油气上游资本开支出现断崖式下滑，全球能源巨头企业逐步剥离部分油气资产，并将重心转移至能源转型及新能源项目投资。2021年以来随着油价上行及需求修复，资本开支有所扩张。据IEA预计，2023年全球油气上游资本开支约实现5280亿美元，同比增加11%，约为2014年峰值水平的68%左右。资本开支的长期低位或将进一步影响能源供给，目前全球天然气钻机数量虽有回升但总体仍处于相对低位，尚未恢复到前水平，短期天然气新增产量或仍较为有限。从过去几年产量情况来看，全球天然气产量增速已逐步放缓，2022年产量约40438亿立方米，同比基本持平，自15年来的年均复合增速约2%。其中，美国及中东贡献全球约42%的天然气产量，且当前全球天然气钻机主要位于北美及中东地区，后续产量贡献占比有望继续提升。我国天然气消费占比稳步提升，22年已达10%以上。从消费端来看，全球天然气消费量稳步提升，2022年因俄乌冲突影响部分地区天然气消费量有所下滑，2023年起已开始逐步修复。亚太及美国为主要消费地区，2022年合计需求占比约达45%以上，其中我国消费占比稳步提升，由2000年的2%提升至10%。欧洲则由2015年的15%下降至13%左右，预计后续影响将持续减弱。LNG驱动全球天然气流通体量扩张，前三大出口国占全球出口的61%。从全球天然气流通方式来看，随着液化设施、运输船舶、再气化设施配套的逐步完善，全球天然气流通逐步转为LNG驱动。2022年全球天然气进出口总量约9685亿立方米，其中LNG方式占比超56%。卡塔尔、澳大利亚及美国为全球主要LNG出口国，2022年合计出口占比达61%。据新浪财经援引财联社数据，2023年美国共出口9120万吨LNG，已超越卡塔尔和澳大利亚，跃升成为全球最大的LNG出口国。全球天然气液化设施保持高增长，我国LNG流通占比稳步提升。全球液化设施（衡量出口能力）保持高增长，据IGU，2023年全球液化设施产能约480百万吨/年，预计2028年将提升至800百万吨/年以上，增量主要由美国贡献。从进出口流向来看，欧洲、中国、日韩为全球主要LNG出口目的地。2022年受俄乌冲突影响，欧洲进口管道气大幅下滑的同时对LNG的依赖度快速增长，2022年全球流通占比达31%，较21年提升约10pct。我国近年来基本流通比重稳定在22%~25%左右，且占比保持稳步提升。（二）我国天然气增量空间可观，进口渠道有望继续多元化国内天然气消费量保持高增长，对外依存度仍在较高水平。过去20年间，国内天然气消费量保持高速增长，22年受海外气价波动影响有所下滑，23年以来随着气价趋稳而快速提升，2023年国内表观消费量约3900亿方，同比+7%，2020-2023年间表观消费量CAGR达13%。相比而言，我国天然气产量保持相对平稳，2023年产量约2300亿方，同比+5%。近年来产量增速已逐步放缓，且落后于消费量增速，因而对外依存度在过去10年间有明显抬升，2023年进口依赖度达43%。从天然气进口构成来看，我国天然气进口来源逐步多样化，2023年LNG、管道气进口占比分别约60%、40%。来源分布上，天然气进口地区较为集中，其中澳大利亚、卡塔尔、俄罗斯为我国主要LNG进口国，CR3进口占比达69%；土库曼斯坦、俄罗斯及哈萨克斯坦为我国主要管道气进口国，CR3进口占比达91%。从天然气进口能力来看，我国现有进口设施尚未达到满负荷周转状态，仍拥有较大的提升空间。根据全国党媒信息公共平台转引人民日报新闻，截至2023年底，我国拥有LNG接收站共28座，进口能力约1.16亿吨/年。根据上海石油天然气交易中心及23年利用率约61%，较22年逐步修复；拥有天然气进口管道5条，进口能力约1050亿方/年（对应约0.76亿吨/年），23年利用率约64%。国内人口城镇化率仍有提升空间，并带来能源消费量的进一步提升。据《天然气发展“十三五”规划》，国内城镇化率每提高一个百分点，每年将增加相当于8000万吨标煤（约700亿立方米天然气）的能源消费量。2023年我国人口城镇化率66.2%，较2000年提升约30pct。但相较于全球主要发达国家，当前我国城镇化水平仍然偏低，且结构方面仍存在较大的不均衡性。而新型城镇化对高效清洁天然气的需求预计将不断增长，按照2040~2050年中国城镇化水平达到75%~80%之间的水平来测算，预计国内天然气需求规模有望持续扩容。中国天然气需求预计将在2040年前后达峰，峰值达6100亿方。天然气在碳达峰阶段预计将会成为推动经济社会清洁低碳发展的主体能源，在碳中和阶段亦是支撑可再生能源跃升发展的可靠伙伴。结合中石油与中石化经济技术研究院的预测，我国天然气需求在2035年前有望保持年均160亿立方米的较快增长，之后于2040年前后达峰，峰值接近6100亿方，占一次能源的比例将近13%；而后平稳下降，2060年维持约3700亿方的需求规模。发电预计将成为后续国内天然气需求增长的核心驱动力量。据国家能源局石油天然气司等发布的《中国天然气发展报告（2023）》，2022年我国天然气消费结构中，城燃、工业、发电及化工用途占比分别约33%、42%、17%、8%，近年来基本维持比例稳定。后续最有发展潜力的天然气消费部门或将来自于发电部门，尤其在天然气需求达峰之间，天然气在终端能源结构改善中的作用预计将有所减弱，而在电力系统优化中的作用将持续增强。这一时期，随着国内工业转型升级以及工艺提升，电力需求比化石燃料更加旺盛，同时对电力系统的清洁性、稳定性要求也将提升。根据中国石油预计，后续发电部门预计将贡献约1470亿方的天然气需求增量，占全部增量的约55%左右。（三）海内外价差逐步修复，LNG盈利或回归合理稳定状态海内外价差逐步修复，现货流通或逐步回归合理盈利状态。1）从现货方面来看：21年之前，海内外价差基本稳定，海气进口到国内可获取正常流通利润。21年下半年以来，随着天然气现货供应趋紧及俄乌冲突导致的能源危机，海外现货价格快速上涨，国内外价差开始出现倒挂，即现货利润或将受到一定程度影响。进入23年，海外气价大幅回落，现货价差开始回升；24年以来，随着海外供需关系的逐步稳定，目前国内外现货价差已实现明显修复。2）从长协方面来看：根据目前主流的LNG长协价格公式来看，PLNG=权重1*斜率*Brent油价+权重2*JKM气价+常数。根据公司招股说明书引述中国海油《LNG流通合同的发展趋势及其启示》数据，亚太地区的斜率区间通常在11%~14%，我们假定斜率为11%，油价与气价的权重均为50%，常数为0.15~0.20，则我们得到模拟的LNG长协成本曲线。从成本曲线可以看到，绝大多数情况下长协仍较现货有价格优势，且长协价格波动区间更小，有望进一步平缓利润。往后来看，我们预计随着全球LNG供给端的逐步宽松、运输端的运力提升及运费下降，以及需求端接收站能力的快速扩容，LNG销售及资源匹配业务预计将逐步进入景气上行周期。这里的景气上行判断，主要是基于正常的海内外价差范围内，LNG能源服务商通过匹配好上游资源与下游终端的供需关系，利用自身的资源池及物流优势，强化国际、国内业务的顺价能力，降低LNG价格波动本身对盈利能力的影响，进而通过终端销量的提升获取稳健的经营业绩。1、供给端：美国出口产能快速释放，24年起或迎来海外气价中枢下行截至23年末，美国共有7处天然气液化项目设施用于LNG出口，合计基准出口能力约8680万吨/年，峰值出口能力达到1.04亿吨/年。根据目前在建及已通过FID拟建的LNG出口设施产能预计，后续美国LNG出口能力有望持续扩张，其中24年新增约990万吨，25年新增约3030万吨，26年新增约520万吨。现有项目全部投产完毕后，美国将具备约1.55亿吨的基准出口能力，峰值出口能力则有望达1.64亿吨/年，较23年增长近60%，出口端的持续宽松预计将驱动海外LNG价格中枢回落。2、运输端：全球LNG船舶陆续交付，LNG船租金已显著下滑运输端来看，全球LNG运输船数量快速增长，2023年末合计运营中的LNG运输船达746艘，较22年增加32艘。全球LNG船舶总运力已达1.1亿立方米以上，约合5000万吨LNG。在经过20-22年间LNG船舶的大量订单确认后，24年起全球LNG船舶将陆续进入交付周期。23年全球约交付LNG船约39艘，预计24-26年均将交付80艘以上，有望极大缓解全球LNG船舶运输能力的限制。同时，23年中以来，LNG船舶租金快速下滑。进入24年初，14.5/16/17.4万立方米储存船多月租金已下滑4.5/6/7.5万美元/天。我们预计LNG的运力宽松及运费下降将显著助力全球LNG流通规模持续增长。3、需求端：预计未来2-3年国内将迎来接收站项目周转能力的快速提升根据全国党媒信息公共平台转引人民日报新闻，截至2023年底，我国已建成投运LNG接收站共28座，总周转能力已达1.16亿吨/年。从后续在建及已批复拟建项目来看，目前国内已开工扩建的接收站项目合计接收能力约3975万吨/年，已批复新建的接收站项目合计接收能力约7160万吨/年，在建及拟建项目全部投运后，我国LNG接收能力将实现翻倍增长，预计将达2.3亿吨/年左右。（四）资源+配置+顺价，构建公司清洁能源核心竞争力公司清洁能源业务的主要经营模式为“一体化顺价模式”，经过多年的上下游一体化布局，已逐步形成以中游核心资产链条为中轴，资源端、客户端有机成长的“哑铃型”业务发展模式。公司核心竞争力具体体现在完善的资源池布局、高效的资源配置、稳定的顺价能力三个方面。1、资源布局完善，气源稳定保障公司经营能力提升目前公司资源池包括海气和陆气，其中海气资源主要由长约采购和现货采购构成，陆气资源由能源作业项目及LNG液化工厂贡献。在海气方面，公司与马石油和ENI签订LNG长约采购合同，现有LNG合约有效期最长至2026年一季度，续签及新签工作将逐步择机启动。长约气源来自马来西亚及印度尼西亚本土井口气，可最大程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。海气长约为公司的核心资源：公司与马石油和ENI签订了附照付不议条款的长约采购合同，以保证能源供应的稳定性，每年协议量总计约100万吨左右。LNG长约采购价格挂钩国际原油指数Brent和国际LNG价格指数JKM，引入油价参数后成本波动范围将进一步收窄，长协资源具备显著的成本优势。海气现货为主要的调节资源：根据市场需求、销售情况及价格走势情况，灵活进行现货采购。目前公司已与国际市场诸多知名的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。2、客户高效匹配，终端核心客户销售占比稳步增长在下游客户方面，公司实行不同资源匹配不同客户的业务逻辑，逐步形成从资源端到直接用户终端的“端到端”的产业链格局，海陆互补、高效配置。在核心资源方面，用海气长约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、大客户等，并在工业园区或客户现场投资建设LNG终端设施并开展稳定供气；用自产LNG匹配LNG加气站客户。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、国内的分销客户。公司存量用户规模稳定提升，后续将继续拓展新增直接终端用户，提升终端用户销售比重。3、顺价能力稳定，高毛利市场布局逐步进入收获期在顺价能力方面，鉴于公司对核心资源与目标客户进行了针对性匹配，公司利用产业链一体化的优势，持续提升资源配置效率，并通过价格联动、背靠背交易、成本加成、协议顺价等方式，实现稳定的顺价能力，并在兼顾客户利益与自身顺价收益方面取得平衡。从上文分析来看，单纯长协可获得较稳定的毛利中枢；而通过长协与现货资源的合理搭配，可实现整体销量的提升并进一步平滑毛利。公司2016-2023年间，如剔除掉21年因加大现货贸易导致的毛利波动较大之外，其余年间的LNG吨毛利约稳定在560元左右；即使考虑21年极端情况，过往8年的平均吨毛利依然有520元左右，体现了公司在气源调配及顺价能力方面的竞争优势。如后续现货资源具备价差改善基础，则公司有望实现更稳定的LNG吨毛利。从LPG来看，其量价情况更为稳定，公司销量稳定在190-200万吨左右，而吨毛利基本稳定在230元左右。同时，考虑到能源使用的经济性，LPG、LNG均具有一定的经济运输半径，具有明显的地域性特征。当前公司接收站及业务布局重点辐射华南地区，公司建成了华南地区第一个LNG气化站，亦为华南地区第一家提供LNG终端服务的企业。而华南属于天然气资源贫乏地区，管道天然气供给主要来源于西气东输二线长距离输送，末端环节的管道气价格普遍较高，且需求缺口较大，主要通过海气LNG进行补充。因此，作为国内LNG顺价机制最为市场化的区域之一，华南地区的工业平均气价、居民平均气价均领先于全国其他地区，公司可获取更为丰厚的资源匹配价差。三、能源服务：稀缺优质资产，提升综合能源服务商价值创造力（一）能源物流：依托核心资产，资源优势显著天然气产业链主要由上游勘探生产、中游运输存储以及下游销售应用三个部分构成。其中中游环节为目前我国油气行业改革重点，随着“X+1+X”模式的推进及“全国一张网”改革思路的确立，进口LNG相关的船舶、接收存储设施和运输渠道等，预计将成为产业中游领域的核心资产。船舶+接收站+槽运，构成公司能源物流板块核心资产。公司能源物流服务的主要经营模式为“窗口期+运力+智慧仓储”服务，主要涉及接收站窗口期、船舶&槽车运力以及储罐仓储等领域。鉴于接收站、船舶等核心资产具有一定稀缺性，公司提出能源物流服务“资产+服务”的发展战略，其中在资产方面，公司适度加强LNG、LPG船舶等核心资产布局，不断提升资产质量，优化运力水平；在服务方面，公司持续推动经营与合作模式创新，强化专业化服务能力。1、LNG窗口期服务：华南唯一民营接收站，窗口期业务有望贡献增量LNG接收站重要性凸显，民营企业有望发挥更大作用。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，其作为“海气登陆”的唯一窗口，LNG在接收站码头卸载并存储后，通过“液进气出”或“液进液出”方式输送到下游应用市场。为加速推进天然气调峰储备等基础设施建设，在清洁能源快速发展的大背景下，国家于2014年开始鼓励引导民营企业参与LNG产业链竞争。2019年国家石油天然气管网公司的成立，标志着我国天然气市场化改革逐步进入深水区。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，而其中民营接收站有望扮演更加重要的角色，在补充流通资源、开放窗口期租赁等方面有望实现进一步的增量成长。截至2023年底，我国已建成投运LNG接收站共28座，其中华南地区共11座，合计接收能力约2947万吨。公司位于东莞的LNG接收站于2012年正式投产，目前为华南地区首家、亦为唯一一家民营接收站。区位优势显著，窗口期业务规模有望稳步增长。公司东莞码头及库区位于粤港澳大湾区核心位置，码头岸线301米，海域面积16.59公顷，共设有3个泊位，可实现LNG年周转能力150万吨，LPG年周转能力150万吨。同时，公司接收站服务半径覆盖了较密集的用能群体，包括各类工业企业、发电企业及民用燃料、交通燃料用户，是华南地区第一大LPG进口商以及LNG流通市场的重要供应商。在新项目方面，公司在积极推动惠州LPG码头及库区仓储等配套设施的建设，除自用外，后续向第三方开放接收、周转、仓储等基础服务的规模有望持续增长。服务内容方面，公司向下游客户提供船货接卸、船货仓储、气化输出等服务。服务期限方面，公司根据客户需求，并匹配公司接收站窗口期动态情况，对外提供长期约定服务（一般为1年以上），或按次提供服务。价格及结算方面，服务费定价主要参照周边接收站窗口期服务费标准、接卸量、合作期限等因素综合协定，结算通常采取单船卸载前预收款方式，按次结算。根据国家管网数据，全国LNG接收站服务价格介于0.18～0.34元/方之间，具体差异与接收站的位置、建设和运行成本及负荷率等因素有关。根据广东省发改委，广东省内各接收站（除大鹏外）最高气化服务价格为每立方米0.26元（含税），各接收站可在不超过最高气化服务价格的前提下，结合自身建设运营成本和市场供需情况自主确定具体价格。2023年7月，公司与粤文能源达成LNG接收站窗口期综合服务合作，为其提供LNG接卸、仓储、气化输出等服务，后续有望获取稳定收益回报。2、LNG运力服务：高壁垒稀缺资产，自用+租赁灵活调配增强盈利能力LNG船舶高壁垒，公司自有船舶数量稳步增长。LNG船舶是国际公认的高技术、高难度、高附加值的“三高”产品，是国际LNG运输的唯一载体，具有较强的稀缺性。LNG船通常造价高且建造周期长，一般需要2-3年的建造周期，且建造难度较大，仅有少数国家具备建造能力。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/租赁LNG、LPG船舶，并逐步建立起经验丰富的船舶运营团队，合理协调自用与对外租赁的资源调配，强化运力保障能力的同时实现最优的盈利能力。当前公司自主控制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，1艘自有，1艘在建）。据公司预计，后续在建LNG、LPG船舶全部投运后，年周转能力预计将达400-500万吨。自建LNG船的经济效益显著优于租赁。运输成本为公司主营业务成本中第二大成本来源，运输成本主要系国际采购的船舶运输成本。根据公司招股书披露，新建LNG运输船投入运营后所产生的折旧、维护等运营成本将明显低于租赁的中型LNG运输船的租金成本。此外，公司新购建的LNG运输船相比目前租赁的LNG运输船，将拥有更先进的技术设施与设备条件，根据测算，在假设其他条件不变的情况下，公司自建LNG运输船的单位运输成本将较租赁成本明显降低，从而优化公司成本结构，促进盈利能力提升。公司综合运用船舶及槽车运力，为客户提供最优的海上与陆上能源物流综合解决方案。船舶方面：服务内容主要包括资产出租、船务管理、运输执行等，2023年公司自有LNG船舶EnergySpirit号常年对外提供运力服务，全年总航次44次；PioneerSpirit号除自用外，对外提供临时性运力服务，全年对外总航次3次。公司船舶资产的基础服务期限通常为3年，较为固定；参照相应船型的国际运力服务价格水平进行定价，确定后通常3年内保持不变，并以月度作为结算周期收取相应期间服务费。槽车方面：服务内容主要包括路线规划、物流执行等，2023年公司在运营的LNG槽车已超百台，除自用外，可利用部分运力开展槽车市场化服务。公司槽车服务基本是按年、月或次开展，并在执行过程中灵活调整；并根据实际运输距离及不同区域的价格差异确定服务费标准，结算周期与服务期限保持一致。（二）能源作业：契合天然气发展趋势，构建全生命周期竞争壁垒公司能源作业服务包括回收处理服务及辅助排采服务。公司通过能源作业及运营服务方式，为上游资源方提供井口天然气回收处理及低产低效天然气井增产服务，通过能源购销价差方式及收取增产服务费的形式实现较稳定的利润回报，进而构筑公司能源作业板块的全产业链资源优势。1、回收处理业务：受益于天然气增储上产浪潮，陆气资源布局持续完善增储上产稳步实施，油气行业高资本开支预计仍将延续。2016年开始，受海外低油价冲击，国内油气勘探开发投资持续下降，原油及天然气产量增速下滑，能源对外依存度攀升，加剧国家能源安全隐患。2019年，国家能源局正式实施油气行业增储上产“七年行动计划”，明确要提高原油、天然气储量及产量规模，国内石油企业逐步加大上游勘探开发的资本开支投入，油气产量实现稳步增长。以天然气为例，2019-2023年天然气产量CAGR达7%以上，对外依存度已基本稳定在40%-45%范围区间。其他能源来看，2023年我国原油仍保持约70%以上的进口依赖度，煤炭进口量亦有所提升。考虑到我国能源的对外依存度总体较高，预计后续油气企业仍将保持较高的上游勘探开发资本开支力度。我国天然气仍有较大的增产需求，配套服务业务预计将迎来快速发展。油气田在开采过程中，通常会有地层内伴生的天然气随着产油而一并溢出，对于油井密集区域所溢出的伴生天然气，油田公司通常自行建设大型净化回收厂进行回收。但对于位置偏远、铺设管网不经济或气量规模较小的边远井、零散井，无法采用大型净化回收工艺及设备，因此过去通常对边远井、零散井所溢出的伴生天然气采用直接燃烧放空排放的处理措施。对于新开发的气田在最初试采阶段也产出天然气，但因勘探开采初期产能不确定，采气企业也不会在试采阶段就先行铺设管网，导致该试采井的天然气通常也采取直接燃烧放空排放的措施，造成资源的浪费及环保方面的污染压力。2023年我国天然气产量约2300亿方，同比+5%；如果按照上文峰值消费量6100亿方以及至少50%的自给率来看，则至2040年我国天然气产量有望达到3000亿方以上。根据LNG行业信息数据，从我国主要油气田来看，中国石油长庆油田、中国海油渤海油田、中国石油大庆油田、中国石油西南油气田、中国石油塔里木油田在2023年的油气产量当量已超过3300万吨。预计后续我国天然气在实现“稳产”的基础上，仍有较大的“增产”需求，随着天然气开发速度的加快，边远井、零散井、试采井等三类气井数量预计将持续提升，与之对应的井口天然气回收处理配套服务业务预计将快速增长。同时，从油气资源的分布看，存在明显的区域性，而油气田公司与区域性服务企业之间的固有联系，亦会导致目前油气田服务行业仍存在明显的区域性特征。公司通过并购切入回收处理作业赛道，资源池布局持续完善。公司在回收处理作业服务的主要经营模式为“技术+投资+运营”，即由上游企业提供井口原料气资源，公司利用长期在混合制冷领域沉淀的技术和工艺，在三类天然气井周边投资建设整套天然气分离、净化、液化整套装置及附属设施，并进行长期运营，为上游资源方提供井口天然气回收处理配套服务。商业模式方面，公司与上游资源方建立了价格联动机制，根据公司加工处理的LNG回收量，依据月度上、中、下旬液态LNG平均销售价格（以重庆石油天然气交易中心的每日LNG市场销售价格作为参照标准），抵扣双方确定的单吨加工服务收益，获取较为稳定的加工服务收益。在该业务领域中，形成竞争力的核心要素包括：工艺技术、设备集成、自动控制及现场运营管理经验，而公司在上述环节均具备较强的实践能力。公司于2022年以18亿元收购森泰能源100%股权，于2022、2023年以合计3.31亿元收购华油中蓝40%股权，进入回收处理作业服务领域，使得“海气+陆气”资源池配置逐步完善，并助力公司实现“上陆地、到终端、出华南”的业务发展目标。目前公司合计控制的陆气LNG资源已近100万吨，其中：1）森泰能源：主要布局西南及西北区域，目前已在四川盆地和鄂尔多斯盆地建成投产4家LNG生产加工厂。其中西南区域目前布局筠连森泰、叙永森能、古蔺森能共3个回收处理作业工厂，原料气主要来自中石油西南油气田及浙江油田，23年末合计LNG产能已达40万吨/年；西北区域布局内蒙森泰LNG液化工厂，原料气来自中石油长庆油田，LNG液化加工能力约28万吨/年。2）华油中蓝：位于四川省巴中市，目前是西南地区单体规模最大的LNG液化工厂，原料气来自中石化元坝气田，一期在运行LNG液化加工能力约30万吨/年，持续满负荷运行，规模优势明显；二期规划30万吨LNG液化加工能力，目前已完成征地、公用辅助工程等建设。值得强调的是，华油中蓝于2023年7月建成投产了国内第一条零散天然气资源上载管道及川东北地区第一座零散气接收装置，可搜集周边零散气资源并通过国家管网向川外市场销售管道气。目前上载量已超10万立方米/日（上载设计产能100万方/日），后续上载量预计将逐步提升。上游供气方稳步增产预计带来新增量，公司核心资源池规模有望扩张。森泰能源四家工厂中，筠连森泰、叙永森能、古蔺森能主要为提供井口天然气回收处理配套服务的作业商，其作业量也即代表“自产量”。从这三家的原料气供应商来看，中石油西南油气田2023年产量达420亿方，同比+10%，占中国石油天然气产量的比重已达31%，占全国天然气总产量的18%。后续西南油气田计划达到500亿、乃至800亿的产量目标，预计将显著拉动井口气回收处理服务的规模增长。公司与西南油气田长期供应关系稳定，资源保障程度较强，并具有规模化采购成本优势。目前公司运营中的天然气处理规模约172万方/天，2023年井上回收处理业务作业量已达38万吨。且经公司加工处理的LNG资源，具有自主销售权，可纳入公司核心资源池。从后续增量来看，森泰能源目前计划推动多个回收处理作业项目建设。2024年，公司将综合评估资源保障情况、服务结算模式、立项审批及入园要求等关键环节，甄选新的回收处理配套服务类优质项目，待条件成熟时积极投建，为未来增长奠定基础。后续预计随着新产能的陆续落地，公司回收处理作业量有望实现台阶式增长。2、辅助排采业务：低产低效气井治理空间广阔，打通全产业链布局关键低产低效气井形势严峻，井下治理重要性凸显。随着气田开发的不断深入，气层的地层能量将逐步衰竭，天然气井正常采气5年以后，一般均会面临不同程度的低压、低效、低产情况。气井压力降低伴随产量下降，各气田低产低效井所占比例进一步上升。据中国石化新闻披露，中国石化低压低产气井占比近35%，生产及效益均面临巨大挑战。与新气井相比，低产低效气井具有资源落实程度高、地面系统有依托、基础设施相对完善等优势，依然存在开发潜力。因此要保持气田的长期稳产，除了新井开发的贡献之外，低产低效气井治理的重要性日益凸显。井下辅助排采业务市场空间较大且盈利较为稳定。对于低产低效气井，目前行业通常采用注气手段进行增产增压，其主要将氮气或天然气等物质注入油气田的地层内，维持或者增加地层内压力，从而提高油气田采收率。气井治理目前已经成为成熟油气田必备的配套服务业务，根据九丰能源2023年报披露，目前我国天然气井数量约6-8万口，其中低产低效井的数量亦快速增长，后续市场拓展空间较大。同时，辅助排采业务呈现技术、资本、劳动密集型特征，主要参与者以中小型能服公司为主，竞争格局较为分散，而盈利较为稳定。以新疆凯龙洁能的井下注气业务为例，2020-2022年间均维持51%以上的毛利率，其边际成本较小，固定成本相对较高，因而可以实现较稳定的盈利水平。井下业务布局加速，打造天然气全生命周期服务竞争壁垒。公司在井下辅助排采作业服务的主要经营模式为“技术+设备+数字化运营”，公司于2023年8月完成对河南中能70%股权的并购重组，并顺利切入该业务领域。河南中能主要从事天然气辅助排采及低产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。河南中能2023年8月在运营的天然气井超过80口，截至2023年报在运营的天然气井已快速增长超110口，运营数量快速提升。整合河南中能，强化了公司在天然气辅助排采及低产低效井综合治理等方面的核心竞争力，从经营角度看，井下辅助排采服务相比井上回收处理服务毛利率更高，且投资回收期更短，有助于加快后续能源作业服务布局落地。目前公司已构建起涵盖回收处理与辅助排采的天然气井全生命周期治理服务链条，构建了产业链竞争壁垒，后续可系统性参与天然气的回收处理与稳产增产，在为客户提供综合性服务解决方案的同时亦可实现自身的长期稳健经营。伴随国内天然气产业的持续发展，公司能源作业板块有望实现快速增长。四、特种气体：高壁垒终端应用，提供未来成长新动能公司特种气体业务锚定为航空航天特气，目前主要涉及氦气、氢气及其他特种气体，通过“现场制气+零售气站”方式加快布局。其中业务前端连接国产+进口氦气资源、清洁能源氢气产业链、航空航天特气生产；业务后端匹配区域零售气站、商业航天配套项目等，形成高效的“资源+终端”业务链条。（一）氦气：自主可控优势明显，产业延伸构建增量1、氦气性质优点突出，全球资源分布集中氦气性质优点突出，应用领域不断拓展。氦（He）在常温下无色、无味，是除氢气以外密度最小的气体（0.1786g/L），同时也是已知熔点和沸点最低的元素，其液化温度接近绝对零度，同时具有高导热率、强化学惰性等特殊的物理和化学性质，是一种不可再生资源。因其独特性能，氦气被广泛应用于航空航天、潜艇、尖端科研、高端制造、医疗交通等领域，是国防军工和高科技产业发展不可或缺的战略性物资。全球氦气资源分布集中，我国氦气资源相对贫乏。全球氦气资源分布极不平衡，绝大部分分布在美国、卡塔尔、阿尔及利亚、俄罗斯及波兰等5国（俗称“氦五国”）。空气中的氦气稀少，绝大部分氦气来源于富氦天然气藏中，根据美国地质调查局报告，截至2021年末，全球氦气资源量约519亿立方米，其中美国资源量约206立方米，占比达40%，美国、卡塔尔、阿尔及利亚及俄罗斯四国合计占比达88%。我国约有氦气资源量11亿立方米，占比仅约2%。全球氦气产量震荡下降，美国及卡塔尔占据全球约84%的市场份额。1921年，美国在沃斯堡建造了全球第一个商业氦气厂用于处理Petrolia油田的含氦天然气，之后全球氦气产量稳步增长。2012年之后，受美国关键供给端资源量减少和法定最低库存限制拍卖量的影响，美国氦气产量逐年下滑，导致全球氦气供应量呈震荡下降趋势。2022年全球氦气产量约1.6亿立方米，较21年减少约400万方，其中美国氦气产量约7500万方，占比约47%，但较2012年76%的全球产量占比下降约30pct；卡塔尔产量快速增长至6000万立方米，占比提升至38%。富氦气田提取、LNG-BOG提氦为主要氦气生产来源。富氦天然气和LNG闪蒸汽（BOG）提氦是工业氦气生产的两大主要来源。美国和俄罗斯主要通过富氦天然气的分离和提纯生产氦气，深冷法是目前氦气的主要提纯途径，天然气中氦含量（体积分数）达到0.1%即可进行工业利用，实际工业利用的多数在0.3%左右。卡塔尔、阿尔及利亚和澳大利亚则主要通过LNG-BOG方式进行工业制氦，BOG提氦所需的天然气氦品位更低，卡塔尔天然气含氦仅0.04%左右，远低于氦气工业标准，但对原料气规模和提取技术装备有较高要求。目前商业氦气的技术、生产设备主要掌握在法液空、德国林德及美国空气化工等海外氦气产业公司手中。2、生产工艺逐步完善，供应安全重要性凸显我国氦气消费量快速复苏，后续具备较大增量空间。2020年以来，随着影响的逐步消退，我国氦气消费量快速复苏，2022年国内氦气消费量约2380万立方米，同比+12%。我国氦气需求主要在受控气氛（光纤、半导体、光伏）、低温应用（核磁共振、低温超导、国防军事、大科学研究）、检测气体及焊接保护气等，其中2020年在光纤/半导体领域的需求占比达56%。往后看，氦气主要下游应用有望快速扩张，我国氦气消费量预计将持续提升。1）半导体：晶圆的生产对于气体纯度和品质稳定性要求极高，需要氦气作为生产保护气及封装检漏气体；2）光纤光缆：光纤由光纤预制棒拉制而成，氦气在制棒和拉丝工序中起到重要作用，后续是千兆光网和5G发展的关键期，光纤光缆行业对于氦气需求有望持续增长；3）低温应用：我国医疗行业发展迅速，核磁共振成像仪逐步普及，其制造所需的液氦量呈逐年递增状态；4）航空航天：氦气在航天领域环节主要用于火箭液体燃料的压送剂和增压剂，在航天飞行中用于净化氢系统，随着航空航天发射规模及商业化程度的进一步提升，氦气需求拥有较大的增量空间。外资厂商占据我国主要氦气市场，氦气供应安全可控势在必行。据张阳等《我国氦气资源开发利用迫在眉睫》，美国作为全球最大的氦气资源国和产气国，早在1925年就颁布了《氦保护条例》，并将其定位为联邦储备资源；1960年，通过氦法修正案，由美国内政部统筹全国氦气提取、储存及运输，规定了氦气含量高于0.3%的天然气必须提氦；1996年，美国国会通过了《氦私有化法案》，要求政府使用严格的价格公式出售其氦储备；2013年，美国国会通过《2013年氦气管理法案》，限制氦气生产。国外氦气分离、提纯、液化储存等技术装备相对成熟，但基本掌握在空气化工、液化空气和林德等少数外国公司手中，世界大型提氦厂投资建设、配额分配、关键装备制造及认证等均由其垄断，并且根据张哲等《浅谈中国氦气供应链技术壁垒与发展方向》，部分液氦罐箱和氦气液化器制造商，为了便于垄断气源和制造能力有限等原因而限制供货。受中美流通摩擦等因素影响，自18年起我国从美国进口的氦气量呈快速下滑趋势，2022年进口量约425吨，占进口总量比例约10%。2022年我国氦气进口企业市场中，德国林德、法液空、美国空气化工、日本岩谷4家厂商占据71%的市场份额，全部外资企业供应占比高达82%。我国氦气产量稳步增长，对外依存度已有所降低。我国氦气勘查、提纯起步较晚，且资源较为匮乏，氦气产量远不能满足国内需求，氦气资源大部分依靠进口。2020年之前，我国氦气年进口量达2000万立方米以上，对外依存度达98%。2021年以来随着国内大型提氦设施的逐步落地，我国氦气自产量快速扩张，2023年氦气产量近300万立方米，对外依存度降至约88%。同时，氦气作为战略物资，部分氦气出口国家有明确的氦气限制政策，据张哲等《浅谈中国氦气供应链技术壁垒与发展方向》，美国商务部制定的《出口管理条例》规定20K以下制冷机及核心部件禁止出口中国且在认为遭受中国严重挑战时禁止合作和交流；欧盟要求低温设备对中国出口必须报最终用户，近年来屡次禁止中国相关公司参观其工厂。自2019年以来，我国自美国及澳大利亚进口氦气比例快速降低，目前国内85%的氦气进口来自于卡塔尔，美国进口占比已降至11%。我国已掌握较为成熟的天然气粗氦提取、粗氦精制及气氦储运技术。全球氦气产业链主要分为资源勘探开发、粗氦提取及精制、氦气液化及储运、流通及应用等环节。目前我国已经掌握了较为成熟的天然气粗氦提取、粗氦精制、气氦储运技术，基本满足规模建设提氦工程的需要，而大型氦气液化和液氦储存技术目前尚处于攻关阶段。粗氦提取有深冷法和常温法两种。深冷法提氦一般由预处理工艺、提粗氦工艺（氦含量60%~70%）和粗氦精制工艺（带压钯催化氧化脱氢）组成，主要包括闪蒸分离、精馏分离和闪蒸精馏分离等工艺，目前该工艺技术及设备已实现国产化。氦气储运和销售一般分为气氦和液氦两种形式，我国氦气消费结构中，气氦与液氦消费量分别占比约70%和30%。其中，气氦运输成本约为液氦的4倍，适用于短距离市场销售；规模大且距离氦气消费市场较远的提氦厂，则宜采用液氦形式进行产品储运。目前我国的气氦储运技术已基本成熟，但液氦储罐尚未实现完全国产化。相较于低含氦天然气，BOG提氦更加经济高效。据张丽萍等《天然气及液化天然气蒸发气提氦技术研究进展》，目前商用的氦气主要从天然气中提取，传统的提氦技术主要有低温法、膜分离法和变压吸附（PSA）法等，但考虑到提氦单位能耗和经济成本等方面的因素影响，目前逐渐出现由传统提氦技术中的两种甚至三种技术结合的提氦方法。得益于液化天然气蒸发气（LNG-BOG）的含氦量体积分数较高，一般可达到1%及以上，满足提氦原料气要求，加上BOG主要组成成分几乎与天然气相同，因此可利用现有天然气提氦技术实现BOG提氦。3、资源成本优势显著，公司氦气产业布局逐步进入兑现期公司氦气产量快速提升，自产+合作+进口保障资源稳定供应。公司全资子公司森泰能源为国内少数掌握提氦技术的企业，目前已在内蒙古鄂尔多斯建成一套BOG提氦装置，运行情况良好，项目提取的氦气纯度高达99.999%。公司利用LNG生产过程中的BOG气体对天然气伴生氦气进行自然提浓，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，再提纯至高纯度氦气，经充装压缩机增压排充入钢瓶组，并向下游终端用户及中间商进行销售。截至2023年末，公司高纯度氦气设计产能为36万方/年，23年产销量达30万方，同比增长近67%。目前公司正在推进新提氦工厂的建设以提升产能，并积极布局进口液氦槽罐等资产，后续有望实现“国产气氦+进口液氦”的双资源保障。公司氦气生产成本稳定，价格平稳预计带来更稳定利润贡献。在经过2022年全球氦气供给不足后，氦气价格自23年起逐步回归平稳区间。进入24年，管束氦气价格回落至约100元/方左右。根据公司2021、2022年1-5月、2023年的氦气毛利率测算可得，公司单方氦气成本约在25~28元/方以内，考虑到公司上游LNG资源供应稳定，BOG氦气生产成本亦较为稳定，预计后续仍将实现较好的盈利水平。（二）氢气：氢能行业蓄势待发，气站布局占得先机1、特性优势突出，氢能行业有望迎来快速发展期氢能性能优势突出，构成国家能源体系重要组成部分。氢能作为二次能源，正凭借其零排放、高热值、易获取、应用广的特性，逐步成为全球能源转型发展的重要载体之一，对氢能的高效利用预计将成为达成碳中和的关键路径。与传统化石能源相比，氢能燃烧热值高，且燃烧产物是水，可以实现净零排放；同时，氢能的应用可解决光伏、风力等可再生能源的波动性，实现电网大规模调峰和储能。我国于2022年发布氢能产业发展中长期规划，氢能及其相关产业有望成为未来国家能源体系的重要组成部分。我国氢气产量稳步增长，供氢来源将逐步转向绿氢。目前我国已成为全球最大的氢气生产国，根据引述中国煤炭工业协会数据，2022年产量突破4000万吨。中商情报网预测，2023年产量预计进一步增长至4500万吨以上，同比增速超过10%。据中国氢能联盟白皮书预计，氢能市场发展中期（2030年左右），我国氢气需求量有望达到3500万吨，终端能源体系占比5%；而到氢能市场发展远期（2050年左右），氢气需求量有望进一步升至6000万吨，终端能源体系占比达到10%。同时，可再生能源电解水制氢（绿氢）预计将成为核心供氢主体。工业用途占据主导，氢气需求结构有望持续多元化。目前全球氢气应用以石油炼化等工业需求为主。据IEA，2022年全球氢气消费量达9500万吨，同比+3%，其中石油炼化、合成氨及甲醇制备等合计占比超90%。我国氢能应用处于相对起步阶段，在工业领域（炼油、化工、钢铁等）和交通领域（燃料电池汽车等）中应用较多，而在电力、建筑等新兴应用领域仍然处于探索阶段。据KPMG援引中国氢能联盟预测，预计到2060年我国工业领域和交通领域氢气使用量占比分别将达60%和31%，电力领域氢气作为储能载体亦有望迎来较快发展。2、现场制气+零售气站综合布局，公司氢气业务具备盈利提升基础公司通过合作开发、现场制气及零售气站模式，逐步布局氢气相关业务：1）2021年12月，公司与巨正源股份有限公司共同投资设立合资公司（其中九丰持股60%），利用巨正源PDH项目的副产氢气，共同参与氢能市场开发与运营。截至2023年末，据百川盈孚，巨正源拥有PDH产能120万吨，预计可年产5万吨氢气。2）2023年4月，公司完成对正拓气体70%股权的收购，有效提升公司多种制氢技术实力和氢气运营管理能力，并确保现有项目稳定运行。截至2023年末，公司氢气现场制气项目在运行产能规模达2万方/小时。3）2023年9月，公司完成对艾尔希70%股权的收购，本次收购为正拓气体后，公司第二个工业气体落地项目，也是工业气体零售领域首个项目。艾尔希是华中地区规模最大的综合、高端气体生产及供应商之一，产品种类涵盖了普通工业气体（氧/氮/氩/二氧化碳等）、特种气体（激光气等）、电子气体（超纯氦/超纯氢/超纯氪/超纯氯化氢/硅烷等）及化学品（六氟化硫/三氟化硼等）等40多个品种。我国氢气市场价格基本稳定，2022年以来均价约3元/方左右。公司2023年实现氢气销量约5258万方，销售均价（不含税）约2.11元/方，对应单方毛利约可达0.46元/方。随着后续氢气产销规模的稳步增长，公司氢气业务或具有较好的盈利提升基础。（三）航天特气：业务壁垒持续深化，资源+终端打开成长新路径1、中美引领全球航天事业发展，低轨卫星竞争加剧全球航天事业发展加速，23年发射量再创新高。自1957年苏联成功发射首颗人造卫星以来，全球航天发射技术水平快速提升，2023年全球共进行航天发射活动223次（成功213次，失败10次）；发射航天器共2945个，研制发射航天器总质量达1490吨，发射次数及发射质量均创历史新高。从全球发射火箭类型来看，入轨发射最多的火箭是SpaceX的猎鹰系列运载火箭，全年发射次数达96次，发射占比达43%；排名第二位的则为我国长征系列运载火箭，全年发射次数达47次且全部成功，发射占比达到21%。中美引领全球航天事业发展，低轨星座大规模部署。从发射数量来看，我国及美国占据全球绝对市场份额，引领全球航天事业发展。2023年美国共实施116次航天发射，发射航天器总质量约1214吨，占全球总发射质量的81%，共新增航天器2248个，占全球新增数量的76%。23年我国共实施67次发射，发射航天器总质量约160吨，新增航天器约221个，仅次于美国及欧洲。美国及欧洲新增航天器主要以商业通信卫星为主，低轨大规模星座持续建设部署，其中美国“星链”计划、欧洲“一网”计划各新增航天器1984、132个，占据主要的增量份额。低轨卫星通信网络已成为全球各国的必争之地。卫星互联网传输速度快，可以满足用户对大数据传输和高清视频等高带宽需求，提高信息获取和利用的效率。近年来以SpaceX的星链系统为代表的低轨卫星互联网发展迅速，低轨卫星组网数量多、发射频率高、