九豐能源能源服務領域布局進展如何？

稀缺優質資產，提升綜合能源服務商價值創造力。

一、能源物流：依托核心資產，資源優勢顯著

天然氣產業鏈主要由上游勘探生產、中游運輸存儲以及下游銷售應用三個部分構成。其 中中游環節為目前我國油氣行業改革重點，隨著“X+1+X”模式的推進及“全國一張網” 改革思路的確立，進口 LNG 相關的船舶、接收存儲設施和運輸渠道等，預計將成為產業 中游領域的核心資產。

船舶+接收站+槽運，構成公司能源物流板塊核心資產。公司能源物流服務的主要經營模 式為“窗口期+運力+智慧倉儲”服務，主要涉及接收站窗口期、船舶&槽車運力以及儲罐 倉儲等領域。鑒于接收站、船舶等核心資產具有一定稀缺性，公司提出能源物流服務“資 產+服務”的發展戰略，其中在資產方面，公司適度加強 LNG、LPG 船舶等核心資產布 局，不斷提升資產質量，優化運力水平；在服務方面，公司持續推動經營與合作模式創 新，強化專業化服務能力。

1、LNG 窗口期服務：華南唯一民營接收站，窗口期業務有望貢獻增量

LNG 接收站重要性凸顯，民營企業有望發揮更大作用。對于我國進口 LNG 市場而言， LNG 接收站是關鍵性基礎設施和中轉加工設施，其作為“海氣登陸”的唯一窗口，LNG 在接收站碼頭卸載并存儲后，通過“液進氣出”或“液進液出”方式輸送到下游應用市場。為加速推進天然氣調峰儲備等基礎設施建設，在清潔能源快速發展的大背景下，國 家于 2014 年開始鼓勵引導民營企業參與 LNG 產業鏈競爭。2019 年國家石油天然氣管網 公司的成立，標志著我國天然氣市場化改革逐步進入深水區。隨著國家管網公司相關LNG 接收站基礎設施逐步向準入的托運商開放，LNG 接收與倉儲設施的市場化服務水平進一 步提升，而其中民營接收站有望扮演更加重要的角色，在補充流通資源、開放窗口期租 賃等方面有望實現進一步的增量成長。 截至 2023 年底，我國已建成投運 LNG 接收站共 28 座，其中華南地區共 11 座，合計接 收能力約 2947 萬噸。公司位于東莞的 LNG 接收站于 2012 年正式投產，目前為華南地區 首家、亦為唯一一家民營接收站。

區位優勢顯著，窗口期業務規模有望穩步增長。公司東莞碼頭及庫區位于粵港澳大灣區 核心位置，碼頭岸線 301 米，海域面積 16.59 公頃，共設有 3 個泊位，可實現 LNG 年周 轉能力 150 萬噸，LPG 年周轉能力 150 萬噸。同時，公司接收站服務半徑覆蓋了較密集 的用能群體，包括各類工業企業、發電企業及民用燃料、交通燃料用戶，是華南地區第 一大 LPG 進口商以及 LNG 流通市場的重要供應商。在新項目方面，公司在積極推動惠 州 LPG 碼頭及庫區倉儲等配套設施的建設，除自用外，后續向第三方開放接收、周轉、 倉儲等基礎服務的規模有望持續增長。

服務內容方面，公司向下游客戶提供船貨接卸、船貨倉儲、氣化輸出等服務。服務期限 方面，公司根據客戶需求，并匹配公司接收站窗口期動態情況，對外提供長期約定服務 （一般為 1 年以上），或按次提供服務。價格及結算方面，服務費定價主要參照周邊接收站窗口期服務費標準、接卸量、合作期限等因素綜合協定，結算通常采取單船卸載前預 收款方式，按次結算。根據國家管網數據，全國 LNG 接收站服務價格介于 0.18～0.34 元 /方之間，具體差異與接收站的位置、建設和運行成本及負荷率等因素有關。根據廣東省 發改委，廣東省內各接收站（除大鵬外）最高氣化服務價格為每立方米 0.26 元（含稅）， 各接收站可在不超過最高氣化服務價格的前提下，結合自身建設運營成本和市場供需情 況自主確定具體價格。2023 年 7 月，公司與粵文能源達成 LNG 接收站窗口期綜合服務 合作，為其提供 LNG 接卸、倉儲、氣化輸出等服務，后續有望獲取穩定收益回報。

2、LNG 運力服務：高壁壘稀缺資產，自用+租賃靈活調配增強盈利能力

LNG 船舶高壁壘，公司自有船舶數量穩步增長。LNG 船舶是國際公認的高技術、高難 度、高附加值的“三高”產品，是國際 LNG 運輸的唯一載體，具有較強的稀缺性。LNG 船通常造價高且建造周期長，一般需要 2-3 年的建造周期，且建造難度較大，僅有少數國 家具備建造能力。規模較大的 LNG 運輸需求疊加 LNG 運輸船建造的高難度，使 LNG 運 輸船成為 LNG 行業的核心資產。 公司通過購建/租賃 LNG、LPG 船舶，并逐步建立起經驗豐富的船舶運營團隊，合理協調 自用與對外租賃的資源調配，強化運力保障能力的同時實現最優的盈利能力。當前公司 自主控制 8 艘運輸船，其中 4 艘 LNG 船舶（3 艘自有，1 艘在建），4 艘 LPG 船舶（2 艘 租賃，1 艘自有，1 艘在建）。據公司預計，后續在建 LNG、LPG 船舶全部投運后，年周 轉能力預計將達 400-500 萬噸。

自建 LNG 船的經濟效益顯著優于租賃。運輸成本為公司主營業務成本中第二大成本來 源，運輸成本主要系國際采購的船舶運輸成本。根據公司招股書披露，新建 LNG 運輸船 投入運營后所產生的折舊、維護等運營成本將明顯低于租賃的中型 LNG 運輸船的租金成本。此外，公司新購建的 LNG 運輸船相比目前租賃的 LNG 運輸船，將擁有更先進的技 術設施與設備條件，根據測算，在假設其他條件不變的情況下，公司自建 LNG 運輸船的 單位運輸成本將較租賃成本明顯降低，從而優化公司成本結構，促進盈利能力提升。

公司綜合運用船舶及槽車運力，為客戶提供最優的海上與陸上能源物流綜合解決方案。 船舶方面：服務內容主要包括資產出租、船務管理、運輸執行等，2023 年公司自有 LNG 船舶 Energy Spirit 號常年對外提供運力服務，全年總航次 44 次；Pioneer Spirit 號除自用 外，對外提供臨時性運力服務，全年對外總航次 3 次。公司船舶資產的基礎服務期限通 常為 3 年，較為固定；參照相應船型的國際運力服務價格水平進行定價，確定后通常 3 年內保持不變，并以月度作為結算周期收取相應期間服務費。 槽車方面：服務內容主要包括路線規劃、物流執行等，2023 年公司在運營的 LNG 槽車 已超百臺，除自用外，可利用部分運力開展槽車市場化服務。公司槽車服務基本是按年、 月或次開展，并在執行過程中靈活調整；并根據實際運輸距離及不同區域的價格差異確 定服務費標準，結算周期與服務期限保持一致。

二、能源作業：契合天然氣發展趨勢，構建全生命周期競爭壁壘

公司能源作業服務包括回收處理服務及輔助排采服務。公司通過能源作業及運營服務方 式，為上游資源方提供井口天然氣回收處理及低產低效天然氣井增產服務，通過能源購 銷價差方式及收取增產服務費的形式實現較穩定的利潤回報，進而構筑公司能源作業板 塊的全產業鏈資源優勢。

1、回收處理業務：受益于天然氣增儲上產浪潮，陸氣資源布局持續完善

增儲上產穩步實施，油氣行業高資本開支預計仍將延續。2016 年開始，受海外低油價沖 擊，國內油氣勘探開發投資持續下降，原油及天然氣產量增速下滑，能源對外依存度攀 升，加劇國家能源安全隱患。2019 年，國家能源局正式實施油氣行業增儲上產“七年行 動計劃”，明確要提高原油、天然氣儲量及產量規模，國內石油企業逐步加大上游勘探開 發的資本開支投入，油氣產量實現穩步增長。以天然氣為例，2019-2023 年天然氣產量 CAGR 達 7%以上，對外依存度已基本穩定在 40%-45%范圍區間。其他能源來看，2023 年我國原油仍保持約 70%以上的進口依賴度，煤炭進口量亦有所提升。考慮到我國能源 的對外依存度總體較高，預計后續油氣企業仍將保持較高的上游勘探開發資本開支力度。

我國天然氣仍有較大的增產需求，配套服務業務預計將迎來快速發展。油氣田在開采過 程中，通常會有地層內伴生的天然氣隨著產油而一并溢出，對于油井密集區域所溢出的 伴生天然氣，油田公司通常自行建設大型凈化回收廠進行回收。但對于位置偏遠、鋪設 管網不經濟或氣量規模較小的邊遠井、零散井，無法采用大型凈化回收工藝及設備，因 此過去通常對邊遠井、零散井所溢出的伴生天然氣采用直接燃燒放空排放的處理措施。 對于新開發的氣田在最初試采階段也產出天然氣，但因勘探開采初期產能不確定，采氣 企業也不會在試采階段就先行鋪設管網，導致該試采井的天然氣通常也采取直接燃燒放 空排放的措施，造成資源的浪費及環保方面的污染壓力。 2023 年我國天然氣產量約 2300 億方，同比+5%；如果按照上文峰值消費量 6100 億方以 及至少 50%的自給率來看，則至 2040 年我國天然氣產量有望達到 3000 億方以上。根據 LNG 行業信息數據，從我國主要油氣田來看，中國石油長慶油田、中國海油渤海油田、 中國石油大慶油田、中國石油西南油氣田、中國石油塔里木油田在 2023 年的油氣產量當 量已超過 3300 萬噸。預計后續我國天然氣在實現“穩產”的基礎上，仍有較大的“增產” 需求，隨著天然氣開發速度的加快，邊遠井、零散井、試采井等三類氣井數量預計將持 續提升，與之對應的井口天然氣回收處理配套服務業務預計將快速增長。同時，從油氣 資源的分布看，存在明顯的區域性，而油氣田公司與區域性服務企業之間的固有聯系， 亦會導致目前油氣田服務行業仍存在明顯的區域性特征。

公司通過并購切入回收處理作業賽道，資源池布局持續完善。公司在回收處理作業服務 的主要經營模式為“技術+投資+運營”，即由上游企業提供井口原料氣資源，公司利用長 期在混合制冷領域沉淀的技術和工藝，在三類天然氣井周邊投資建設整套天然氣分離、 凈化、液化整套裝置及附屬設施，并進行長期運營，為上游資源方提供井口天然氣回收 處理配套服務。商業模式方面，公司與上游資源方建立了價格聯動機制，根據公司加工 處理的 LNG 回收量，依據月度上、中、下旬液態 LNG 平均銷售價格（以重慶石油天然 氣交易中心的每日 LNG 市場銷售價格作為參照標準），抵扣雙方確定的單噸加工服務收 益，獲取較為穩定的加工服務收益。在該業務領域中，形成競爭力的核心要素包括：工 藝技術、設備集成、自動控制及現場運營管理經驗，而公司在上述環節均具備較強的實 踐能力。

公司于 2022 年以 18 億元收購森泰能源 100%股權，于 2022、2023 年以合計 3.31 億元收 購華油中藍 40%股權，進入回收處理作業服務領域，使得“海氣+陸氣”資源池配置逐步 完善，并助力公司實現“上陸地、到終端、出華南”的業務發展目標。目前公司合計控制 的陸氣 LNG 資源已近 100 萬噸，其中：

1） 森泰能源：主要布局西南及西北區域，目前已在四川盆地和鄂爾多斯盆地建成投產 4 家 LNG 生產加工廠。其中西南區域目前布局筠連森泰、敘永森能、古藺森能共 3 個 回收處理作業工廠，原料氣主要來自中石油西南油氣田及浙江油田，23 年末合計 LNG 產能已達 40 萬噸/年；西北區域布局內蒙森泰 LNG 液化工廠，原料氣來自中石油長 慶油田，LNG 液化加工能力約 28 萬噸/年。

2） 華油中藍：位于四川省巴中市，目前是西南地區單體規模最大的 LNG 液化工廠，原 料氣來自中石化元壩氣田，一期在運行 LNG 液化加工能力約 30 萬噸/年，持續滿負 荷運行，規模優勢明顯；二期規劃 30 萬噸 LNG 液化加工能力，目前已完成征地、公 用輔助工程等建設。值得強調的是，華油中藍于 2023 年 7 月建成投產了國內第一條 零散天然氣資源上載管道及川東北地區第一座零散氣接收裝置，可搜集周邊零散氣 資源并通過國家管網向川外市場銷售管道氣。目前上載量已超 10 萬立方米/日（上載 設計產能 100 萬方/日），后續上載量預計將逐步提升。

上游供氣方穩步增產預計帶來新增量，公司核心資源池規模有望擴張。森泰能源四家工 廠中，筠連森泰、敘永森能、古藺森能主要為提供井口天然氣回收處理配套服務的作業 商，其作業量也即代表“自產量”。從這三家的原料氣供應商來看，中石油西南油氣田 2023 年產量達 420 億方，同比+10%，占中國石油天然氣產量的比重已達 31%，占全國天然氣 總產量的 18%。后續西南油氣田計劃達到 500 億、乃至 800 億的產量目標，預計將顯著 拉動井口氣回收處理服務的規模增長。 公司與西南油氣田長期供應關系穩定，資源保障程度較強，并具有規模化采購成本優勢。 目前公司運營中的天然氣處理規模約 172 萬方/天，2023 年井上回收處理業務作業量已達 38 萬噸。且經公司加工處理的 LNG 資源，具有自主銷售權，可納入公司核心資源池。

從后續增量來看，森泰能源目前計劃推動多個回收處理作業項目建設。2024 年，公司將綜合評估資源保障情況、服務結算模式、立項審批及入園要求等關鍵環節，甄選新的回 收處理配套服務類優質項目，待條件成熟時積極投建，為未來增長奠定基礎。后續預計 隨著新產能的陸續落地，公司回收處理作業量有望實現臺階式增長。

2、輔助排采業務：低產低效氣井治理空間廣闊，打通全產業鏈布局關鍵

低產低效氣井形勢嚴峻，井下治理重要性凸顯。隨著氣田開發的不斷深入，氣層的地層 能量將逐步衰竭，天然氣井正常采氣 5 年以后，一般均會面臨不同程度的低壓、低效、 低產情況。氣井壓力降低伴隨產量下降，各氣田低產低效井所占比例進一步上升。據中 國石化新聞披露，中國石化低壓低產氣井占比近 35%，生產及效益均面臨巨大挑戰。與 新氣井相比，低產低效氣井具有資源落實程度高、地面系統有依托、基礎設施相對完善 等優勢，依然存在開發潛力。因此要保持氣田的長期穩產，除了新井開發的貢獻之外， 低產低效氣井治理的重要性日益凸顯。

井下輔助排采業務市場空間較大且盈利較為穩定。對于低產低效氣井，目前行業通常采 用注氣手段進行增產增壓，其主要將氮氣或天然氣等物質注入油氣田的地層內，維持或 者增加地層內壓力，從而提高油氣田采收率。氣井治理目前已經成為成熟油氣田必備的 配套服務業務，根據九豐能源 2023 年報披露，目前我國天然氣井數量約 6-8 萬口，其中 低產低效井的數量亦快速增長，后續市場拓展空間較大。同時，輔助排采業務呈現技術、 資本、勞動密集型特征，主要參與者以中小型能服公司為主，競爭格局較為分散，而盈 利較為穩定。以新疆凱龍潔能的井下注氣業務為例，2020-2022 年間均維持 51%以上的毛 利率，其邊際成本較小，固定成本相對較高，因而可以實現較穩定的盈利水平。

井下業務布局加速，打造天然氣全生命周期服務競爭壁壘。公司在井下輔助排采作業服 務的主要經營模式為“技術+設備+數字化運營”，公司于 2023 年 8 月完成對河南中能 70% 股權的并購重組，并順利切入該業務領域。河南中能主要從事天然氣輔助排采及低產低效天然氣井增產服務，業務涵蓋西北、川渝、貴州等區域，其通過自研自產相關設備為 中石油、中石化、中海油提供混輸增壓、循環氣舉、制氮氣舉、放空氣回收回注、移動 LNG 等能源作業及運營服務。河南中能 2023 年 8 月在運營的天然氣井超過 80 口，截至 2023 年報在運營的天然氣井已快速增長超 110 口，運營數量快速提升。整合河南中能， 強化了公司在天然氣輔助排采及低產低效井綜合治理等方面的核心競爭力，從經營角度 看，井下輔助排采服務相比井上回收處理服務毛利率更高，且投資回收期更短，有助于 加快后續能源作業服務布局落地。 目前公司已構建起涵蓋回收處理與輔助排采的天然氣井全生命周期治理服務鏈條，構建 了產業鏈競爭壁壘，后續可系統性參與天然氣的回收處理與穩產增產，在為客戶提供綜 合性服務解決方案的同時亦可實現自身的長期穩健經營。伴隨國內天然氣產業的持續發 展，公司能源作業板塊有望實現快速增長。