欧宝平台(中国)官方网站

　　欧宝平台2023年，受地缘政治与俄乌、巴以冲突扰动，夏季极端天气引起全球电力需求增长，挪威天然气生产中断及澳洲罢工事件冲击，北半球暖冬及欧洲储气库库存持续处于高位等因素影响，国际天然气价格全年呈现震荡回落趋势，全球天然气供需错配问题得到有效改善。同时，我国积极推进能源绿色低碳转型进程，深化天然气市场化改革，进一步理顺天然气价格机制，随着国内经济增长动能逐步释放，2023年，国内天然气市场整体呈现量增价跌的态势。

　　2023年，是公司“一主两翼”业务战略落地执行与融合发展的关键之年。报告期内，公司三大业务板块共同发力，清洁能源业务实现积极、稳健增长，能源服务业务形成快速、有效布局，特种气体业务取得创新、跨越突破，并形成良好的协同发展合力。2023年度，公司实现营业收入2,656,615.45万元，同比增长10.91%；实现归属于上市公司股东的净利润130,589.40万元，同比增长19.81%；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133,465.50万元，同比增长26.25%。截至2023年12月31日，公司资产总额1,440,920.17万元，负债总额625,466.73万元，资产负债率43.41%；归属于上市公司股东的净资产777,512.64万元；2023年度，公司加权平均净资产收益率达17.85%；经营活动产生的现金流量净额为215,817.91万元，同比增长27.27%。

　　公司始终坚持战略牵引、战术推进，为发展定锚。上市后，公司一方面从以获取资源顺价毛利为特征的清洁能源业务，向以提供服务为特征的能源服务业务拓展；另一方面从工业天然气、液化石油气等能源气体领域向工业气体、特种气体领域延伸，形成清洁能源、能源服务、特种气体三大业务高效、协同发展格局。因此，清晰的战略牵引力是驱动公司发展及超额完成2023年度经营目标任务的核心因素。

　　LNG业务：2023年，公司持续构建“海气+陆气”双资源池，提升资源配置效率，加快工业终端布局，强化业务顺价能力，单吨毛利保持基本稳定；同时，受气价下降及部分工业、燃气电厂等终端用户需求增长影响，LNG（含PNG）可比口径销量同比增长超过30%。LPG业务：2023年，公司强化“一体化”优势，优化运作模式，继续保持在民用气及粤港澳大湾区市场的领先优势，LPG单吨毛利及销量同比基本持平。

　　能源作业服务：2023年，公司天然气回收处理配套服务作业量达38万吨，可比口径下作业量同比增长超过30%，价格联动下单吨服务性收益保持基本稳定；此外，公司积极布局低产低效井辅助排采服务业务，截至期末，在运营超过110口天然气井，为公司业绩提供增量贡献。能源物流服务：2023年，公司重点推进LNG船舶运力服务及LNG接卸与仓储服务（对外窗口期）服务，全年收入及毛利水平同比基本持平。

　　氦气业务：2023年，公司高纯度氦气产销量达30万方，可比口径下产销量同比增长超过60%，同时积极开拓下游工业用氦客户，加快“资源+终端”模式的落地。氢气业务：2023年，公司主要通过现场制气模式为下游客户提供氢气服务，并积极拓展氢气零售市场。截至期末，公司氢气项目在运行产能规模达2万方/小时，发展势头良好。此外，公司积极布局华中地区零售气市场，提高产品附加值。

　　公司三大业务具有一定的“重资产”“资源性”“稀缺性”特点，发展过程中伴随着融资和整合。2023年，公司完成发行定向可转债募集配套资金12亿元，助推公司财务状况进一步优化及公司内涵式高质量发展；此外，2023年，公司积极通过收购整合方式推进能源服务与特种气体业务布局，顺利完成对河南中能、正拓气体、湖南艾尔希三家公司的重组，助推公司外延式快速发展。

　　公司通过健全相关制度，提高管控效力和规范运作水平，用机制驱动发展；不断完善市场化薪酬与分配机制，自上而下、多向联动分解关键绩效指标，强化短中长期激励，提高员工的积极性、能动性以及执行力。特别地，以共同事业目标为导向的公司“合”文化（志同道合、和谐共处、合作共赢）成为驱动公司长期发展的关键因素。

　　在资源端：海气方面，2023年，公司现有长约执行情况良好，并根据下游需求的季节分布精准匹配长约采购，确保资源高效配置；同时，公司依托自有船舶优势，科学研判国内外气价走势，提升现货资源采购量，优化海气资源池。陆气方面，2023年，公司天然气回收处理配套服务项目及传统LNG液化工厂项目年产LNG超60万吨，且自主可控，发挥着陆气资源压舱石作用；同时，公司积极匹配工业园区类项目的管道气（PNG）基础保障量，增加调节气源采购。在市场端：国内方面，2023年，公司在巩固恩平、粤西、粤东、清远、韶关等华南区域工业（园区）用户、燃气电厂等存量直接终端用户的基础上，积极拓展广西、江西、湖南等泛华南终端市场，并在中游通路、模式创新等方面取得突破。国际方面，2023年，公司与嘉能可、托克、道达尔等国际第一梯队知名能源服务商保持密切合作，卸货港涉及韩国、日本、印度、菲律宾、荷兰等地。在顺价方面：2023年，公司通过价格联动、背靠背交易、成本加成、协议顺价等方式，构建不同类型资源与客户的匹配关系，强化国内、国际业务顺价能力，最大化降低LNG价格波动对盈利能力的影响。

　　在资源端：2023年，公司依托LPG自主船运、接收站、仓储等“一体化”优势，与上游资源方签署年度长约资源采购，并形成较稳固的资源保障关系，国际资源进港采购量常年稳居华南市场第一。在市场端：国内方面，2023年，公司在夯实华南及港澳地区领先优势的基础上，强化在湖南、江西、广西等区域的深度参与，并向湖北、贵州、重庆等区域拓展；此外，2023年，公司一方面继续巩固民用气消费市场，另一方面加强在化工原料用气市场的布局，特别地，山东原料气市场取得积极突破，实现公司跨区域、跨应用领域的规模化落地。国际方面，2023年，公司结合自身优势及境外目标区域的市场容量、竞争格局及发展潜力，整合相关资源，以菲律宾、越南作为可持续深度拓展的主要目标市场，稳扎稳打、精耕细作。此外，2023年，公司积极推动惠州液化烃码头项目（5万吨级）及配套LPG仓储基地项目前期审批工作，报告期内先后完成相关土地交付、项目报批报建等事项，LPG仓储基地项目于2023年5月30日正式动工建设。

　　2023年度，公司能源作业服务业务实现销售收入155,757.60万元，实现较快增长。

　　辅助排采：2023年，公司通过充分调研与评估，顺利切入该业务领域。报告期内，公司重点加强在能服技术工艺研发、相关设备自研自产、数字化与无人值守等方面的投入力度，强化基础能力建设。2023年，公司服务的低产低效井涉及内蒙古鄂尔多斯、陕西榆林、山西吕梁、四川达州等区域，与中石油、中石化、中海油建立了良好的服务合作关系，品牌影响力持续提升。截至本报告期末，公司在运营超过110口天然气井（近80个作业平台）。

　　回收处理：截至期末，公司在运营天然气回收处理配套服务项目共三个，天然气处理规模约172万方/天。报告期内，各项目上游天然气资源充足，设备运行综合负荷率超90%，全年配套服务作业量达38万吨；此外，2023年，公司持续推进精益生产，各项目运行高效、稳定，作业综合成本控制有效，价格联动下单吨服务性收益保持基本稳定。

　　2023年度，公司能源物流服务实现销售收入28,230.82万元，同比保持基本稳定。

　　LNG船舶运力服务：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，通过可靠的运力保障、优质的船舶管理、高效的船舶运营，取得客户的充分认可与肯定。LNG接卸与仓储服务：公司合理规划接收站使用动态及富余仓储能力，并对外提供窗口期接卸、仓储等服务；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。LNG槽运服务：公司在运营的LNG槽车超百台，除自用外，利用部分运力开展槽车市场化服务。

　　2023年度，公司特种气体业务实现销售收入16,048.72万元，取得业务突破。

　　氦气业务：2023年，公司高纯度氦气产销量达30万方，占国产氦气产量的比例达10%，进入国产氦气规模第一梯队，同时积极布局液氦槽罐资产，为液氦进口做前期准备；此外，报告期内，公司持续拓展氦气直接终端用户，构建良性业务发展生态。氢气业务：2023年，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，截至期末，公司氢气现场制气项目在运行产能规模达2万方/小时。此外，报告期内，公司积极推进广州市南沙区首座电解水制氢加氢一体综合能源站项目。

　　2023年，公司成功签约海南商业航天发射场特燃特气配套项目，拟投资4.93亿元，为火箭发射提供液氢、液氧、液氮、氦气、高纯度液态甲烷等产品，该项目是我国商业航天发射场首个特燃特气综合配套项目，是公司接入航天产业链的重要载体，具有里程碑意义。

　　报告期内，公司完成向“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、10月分别实施2022年年度权益分派和2023年半年度权益分配，调整后最新转股价格为24.66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（证券简称“九丰定02”）。2023年9月11日，“九丰定02”开始挂牌转让。

　　公司自上市以来，持续提升公司治理与规范化运作水平，督促相关方严格履行承诺，保护全体投资者特别是中小投资者的利益，努力用良好的经营业绩回馈全体投资者，做让客户满意、让员工自豪、让股东骄傲、让政府放心、被社会所需要的优秀企业公民。报告期内，公司管理层把持续提升企业发展质量，强化业绩考核目标达成作为硬约束，全年实现归属于上市公司股东的净利润130,589.40万元，再创历史最高值。

　　2023年度，公司积极通过提高现金分红比例、实施股份回购等方式，与全体股东共享发展成果，2023年内累计现金分红金额37,122.24万元；此外，公司分别于2023年2月、12月完成两次股份回购，报告期内回购使用的金额合计20,599.48万元；年度累计综合股东回报金额57,721.72万元，占2023年年度合并报表归属于上市公司股东净利润的44.20%。

　　此外，继2022年公司挂牌股票被纳入上证380、中证1000等指数后，2023年公司股票新被纳入养老金指数、380价值、1000价值等系列指数。2023年，公司荣获“中国上市公司价值评选第十七届中国上市公司成长百强”“2022年度金信披奖”“第七届中国卓越IR‘最佳ESG新秀奖’”等殊荣，资本市场品牌价值进一步提升。

　　2023年，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，公司继续提高制度化、流程化、信息化管理水平，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。

　　此外，报告期内公司持续加强对森泰能源、正拓气体、河南中能、湖南艾尔希等合并子公司的融合与合规管理，依法依规完善内部控制制度，并将重大事项审批、新建项目、财务管控、专项审计、信息披露等纳入上市公司的管理体系中。

　　“安全为基、价值为尊、和合为赢”是公司的核心经营理念。报告期内，公司把安全管理作为日常重要工作，重点落实远洋运输安全、码头作业安全、仓储运输安全、终端运营安全、能源作业安全、特种气体的生产、仓储、输配安全等关键节点的安全管理，持续夯实全员安全生产责任。2023年，公司积极开展系列安全活动，创新安全管理模式，提升安全管理绩效。通过宣贯安全管理手册、推行“安全禁令”、提高安全管理体系和标准、推出安全系列标准化课程等措施，提升员工安全意识，弘扬安全文化。此外，公司多次组织开展安全技能、安全基础知识、安全文化推广等系列活动，公司及子公司开展针对性的专项检查420余次，开展各层级培训活动1,690余次、应急演练320余次，实现全年安全生产“0”事故。

　　我国天然气行业产业链分为上游、中游、下游三个核心领域。其中上游主要涉及国内天然气（含常规天然气及非常规天然气）勘探、开发等，具有资金投入大、技术密集、风险高等特点，参与主体主要包括中石油、中石化、中海油等央企；此外，PNG进口和LNG进口构成国内天然气供应的重要补充。中游主要涉及天然气输送领域，随着我国天然气行业“X+1+X”模式推进及“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，共同推动中游天然气输配的高效率实施；此外，进口LNG相关的船舶和接收站等基础设施，以及天然气储气设施等也是中游环节重要的核心资产。下游主要涉及天然气的应用，包括工业燃料、城镇燃气、化工原料、燃气发电、交通燃料等，参与主体主要包括城市燃气公司、燃气运营商、LNG汽车加气站等，市场竞争较为充分。

　　受上述因素影响，国内天然气需求呈现持续提升态势，2010-2023年天然气表观消费量复合增长率达10.51%。2023年，受交通、公共服务和发电用气增长等因素影响，全国天然气表观消费量为3,945.3亿立方米，同比增长7.6%。

　　根据国家统计局等数据，自2015年至2023年，我国LNG表观消费量复合增长率达17.76%欧宝平台。2023年，受海气价格回落影响，全年LNG表观消费量为9,169.1万吨，同比增长14.19%。

　　目前，我国正处于能源低碳化转型的关键阶段，天然气消费需求呈现出较强的增长态势，国产天然气保障涉及国家能源安全，发挥着能源供应压舱石作用。近年来，国内天然气增产势头良好，通过“老井稳产、措施增产、新井上产”等措施，有效推动了国产天然气增储上产。2010-2023年，国内天然气产量的复合增长率为6.90%。2023年度，我国天然气产量为2,297亿立方米，同比增长5.47%，增量主要来自于鄂尔多斯、塔里木、四川等主要产气盆地。但是，受制于我国“富煤、缺油、少气”的能源国情，国产天然气规模长期不能满足消费需求增长，天然气对外依存度从2010年的10%快速上升至2023年的42.28%。

　　国产天然气与国内消费需求的缺口主要由进口天然气进行补充。目前，我国已形成PNG进口、LNG进口的进口资源保障格局。2010年以来，我国天然气进口规模持续提升。2017年开始，LNG的进口量超过PNG，并在我国天然气供应中占比越来越高。根据海关总署数据，2023年度，我国天然气进口量合计达1,679亿立方米，其中PNG进口681亿立方米，LNG进口998亿立方米，占比分别为40.55%及59.45%。

　　国产LNG方面，随着天然气回收处理配套服务项目及传统LNG液化工厂产能逐步提升，国产LNG产量实现稳步增长。根据国家统计局数据，2015-2023年，我国LNG产量逐年递增，复合增长率达18.82%。2023年我国LNG累计产量为2,037.1万吨，同比增长16.89%。

　　进口LNG主要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，在接收站码头卸载并存储，以“液进液出”或“液进气出”的方式输送到应用市场，该市场以工业燃料、城镇燃气、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下游市场主要分布在沿海接收站液态经济运输半径范围内的区域及进入管网的管道气市场；在市场竞争方面，该领域涉及境外LNG供应的稳定性、国际结算、远洋运输、接收与仓储、下游客户等环节，业务链条较长，具有较高进入壁垒，市场竞争相对缓和。

　　国产LNG主要采购境内天然气田的井口原料气或采购管道气，通过“分离、净化、液化”等主要工序生产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需求为主，工业燃料、城镇燃气、化工原料、燃气发电市场需求为辅。在市场区域分布方面，国产LNG下游市场受液态经济运输半径限制，主要分布在西北、华北、西南地区；在市场竞争方面，该市场竞争较为充分，但在特定区域内，先进入企业凭借先发优势，在市场竞争中会占据相对有利的地位。

　　2010年以来，我国LPG表观消费量保持稳步增长态势，2010年至2023年年均复合增长率为10.45%。2023年，我国LPG表观消费量8,350万吨，同比增长11.43%。

　　我国LPG的用途包括化工原料、民用燃料、商用燃料、工业燃料和车用燃料等。目前，化工原料用气已成为占比最高的LPG消费领域，亦为我国LPG市场的主要增量。受近年来我国化工原料向轻质化方向发展影响，LPG相比石油脑、煤等的经济性及环保性优势凸显，用于化工原料的LPG消费量持续增长。此外，随着我国城镇化和乡村振兴战略的稳步推进，LPG民用气消费量将保持基本稳定。

　　我国LPG供给来源主要为国产和进口，其中国产LPG主要来自于石油炼厂，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，PDH等LPG深加工项目的拓展也需要依赖大量的进口LPG作为原料气，故国内LPG需求对进口量及依赖度逐渐提升。根据隆众资讯数据，2023年我国LPG进口总量3,267.62万吨，同比增长21.38%；对外依存度达39.13%。

　　能源作业服务行业紧密围绕国家能源安全，助力实现天然气资源“增储上产”“颗粒归仓”，对国内天然气的稳产增产具有重要意义，近年来发展较快。

　　能源作业服务行业产业链通常分为上游（勘探、开发、工程）、中游（生产、运营）、下游（终端、应用）三个环节。公司开展的能源作业服务主要聚焦中游环节，即天然气生产运营领域，主要为上游资源方提供天然气井全生命周期综合治理服务，现阶段主要包括低产低效天然气井辅助排采服务及天然气（主要涉及三类气井）回收处理配套服务等，具有技术、资本、劳动力密集型特征。

　　产业链上游基本情况：主要涉及传统天然气勘探开采业务，具体包括天然气井物探、测录井、钻完井及工程建设等，参与者主要为国有大型油服公司（如中海油服（601808）、石化油服（600871）、中油工程（600339）等）及国内外油田服务与设备公司（如斯伦贝谢、贝克休斯、杰瑞股份（002353）等）。该类作业受国际原油及天然气价格影响较大，呈现出较强的周期性。

　　产业链中游基本情况：主要涉及天然气井的全生命周期生产运营服务领域，具体包括排采作业、辅助排采作业、回收处理作业等。

　　排采作业主要为中高产天然气井的正常采气，参与者主要为上游油气公司（如中石油、中石化及中海油等），较为集中，所采天然气主要通过天然气管网输送到下游需求市场。

　　辅助排采主要涉及低产低效天然气井，天然气井正常采气5年以后，一般会面临不同程度的低压、低效、低产情况，需要采取辅助排采技术工艺，如泡排、间开、速度管柱、井下节流、负压采气、柱塞气举、ESP气举、射流泵排采等，实现低产低效井稳产上产。该业务呈现技术、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。

　　回收处理主要涉及三类气井，由于三类气井配套的天然气管网尚未建成或管网建设难度较大，以及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，天然气的回收处理配套服务应运而生，解决方案主要是在天然气井口及其周边建设整套分离、净化、液化装置，将气态天然气进行液化，解决资源消纳和经济性输送问题。该业务呈现技术、资本密集型特征，主要参与者以能源服务商和油服公司为主，具有区位优势和先发优势的企业在市场竞争中会占据相对有利地位。

　　产业链下游基本情况：主要涉及中游生产运营环节产品的终端及应用，具体包括PNG应用、LNG应用、CNG应用、氦气应用及其他应用。其中PNG、LNG、CNG主要应用于城市燃气、工业燃料、化工原料、燃气发电、交通燃料等领域；氦气为资源性气体，主要应用于核磁共振、半导体、航空航天、光纤等领域。

　　我国是世界第一大能源消费国，能源发展面临着需求、资源、环保等诸多硬性约束。加强国内重要能源资源的增储上产是经济高质量发展的坚强保障。

　　习早在2014年提出能源安全战略，并指出“能源的饭碗必须端在自己手里”。为进一步响应号召，近年来国家颁布系列政策，多措并举推动天然气增储上产。

　　随着我国天然气开发力度加大，能源作业服务需求快速增长，可有效促进天然气稳产增产，解决天然气零散资源收集与消纳问题，实现天然气资源“增储上产”“颗粒归仓”，具有节约资源、保护环境及良好的社会效益。

　　根据国家统计局，2023年度我国天然气产量为2,297亿立方米，其中产量前四大省/自治区分别为：四川、新疆、陕西、内蒙古，其天然气产量分别为594.8、417.3、328.5、286.3亿立方米，合计1,626.9亿立方米，占我国天然气自产量的70.83%。

　　四川、新疆是我国天然气增储上产的主阵地，主要涉及四川盆地、塔里木盆地。四川盆地天然气资源量位列我国第一，总资源量约40万亿立方米，是国内最具潜力的天然气勘探开发盆地。目前，四川盆地正加快建设川渝天然气（页岩气）千亿立方米级产能基地，打造中国“气大庆”。新疆塔里木盆地是中国最大的沉积盆地之一，拥有丰富的油气资源，其天然气资源储量约8.39万亿立方米。内蒙古、陕西产气区域主要涉及陕甘宁盆地，在地质学上称鄂尔多斯盆地，包括内蒙古南部、陕西北部、甘肃东部、宁夏东部及山西西部等，鄂尔多斯盆地素有“半盆油，满盆气”之称，其天然气资源总量约11亿立方米。

　　随着四川、新疆、陕西、内蒙古地区持续提升增储上产能力，对应地区的能源作业服务领域同步迎来重要发展机遇。

　　公司能源物流业务主要涉及LNG、LPG船舶运力服务、LNG接卸与仓储服务、LNG槽运服务等领域。

　　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。随着全球LNG贸易由“点对点”供应向流向更加灵活多元化的趋势发展，特别地，2025年后美国、卡塔尔等多个LNG出口项目集中投产，LNG运力需求将大幅增长，受此影响，2022年度，全球LNG新船订单量超过170艘，较2021年激增95%，订单规模393.31亿美元，创下最近数十年来的新高。相关信息显示，截至2022年底，全球在运营的10万立方米以上LNG船舶规模达612艘，在建船舶317艘，并将于2023年至2028年交付，到2028年全球10万立方米以上LNG船舶将超过900艘。LPG船舶方面，从LPG供需角度看，以中国、日本、印度、韩国、印度尼西亚为第一梯队的采购需求持续增长，中东、北美供给量陆续释放，全球LPG市场长期处于供需两旺的格局，对LPG船舶及运力需求不断增长。根据克拉克森统计，截至2023年10月，全球LPG船舶手持订单量为1,106.30万立方米，2020-2022年，年平均交付量为242.60万立方米，LPG船舶手持订单保障系数为4.6年，LPG船造船产能供给紧张。同时，受配套设备及材料价格上涨、人工成本提升等因素影响，LPG新船价格指数处于历史最高点。整体来看，全球LNG与LPG较高的流通量推动LNG、LPG船舶及运力需求整体呈上升趋势。

　　截至目前，LNG船舶船龄持续上升，推动老船更新替代需求提升。据不完全统计，全球现有LNG船舶748艘，上一轮交付数量提升主要发生在2000-2008年，船舶的一般使用寿命为30年，2025-2038年船舶老龄化带来的老船退出将集中出现。此外，航运正在迎来绿色转型，在“双碳”背景下，国际海事组织（IMO）提出的环保新规（如主机功率限制、减速航行以降低燃油消耗、拆解报废等）于2023年生效。当前绝大多数船龄在18年及以上的船只均不满足环保要求，环保新规实施将进一步加快船舶更新换代需求。

　　LNG接收站是“海气登陆”的唯一窗口，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进入储罐存储后，通过“液进气出”或“液进液出”方式输送到应用市场。

　　根据GasTank气库《中国天然气市场年报》，截至2023年底，我国进口LNG设施共计28座（含小型储运站、不包括中国台湾、中国香港），合计接收能力达13,414万吨/年；2023年全国已建成的的大型LNG储罐的总库容达2,769.63万立方米。近年来，由于我国LNG进口量持续增加，LNG接收站利用率一直处于高位。随着国家管网公司相关LNG接收站基础设施全面向准入的托运商开放，LNG接收与LNG储罐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。根据金联创公开数据，随着国内LNG行业的蓬勃发展，对LNG槽车的需求量不断增加，2023年度LNG槽车保有量约2万辆，同比增长13%。LNG槽运主要涵盖进口LNG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、西北区域等不同区域，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），单位运费有所不同，一般来说，运距越长，单位运费越低。

　　工业气体广泛应用于各个行业，被誉为“工业血液”，根据制备工艺和应用领域的不同，工业气体可区分为大宗气体和特种气体。特别地，特种气体是新兴技术产业的必备品。21世纪以来，随着半导体、航空航天、液晶面板、光伏等高端产业快速发展，我国特种气体市场规模迅速扩大。公司特种气体业务主要涉及氦气、氢气，并锚定航空航天特气发展方向。

　　氦气是用途广泛的资源性气体，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，其具有特殊的物理化学性质，以及不易液化、稳定性好、扩散性强、溶解度低等特点。氦气在国家安全和高新技术产业领域应用广泛且不可替代，是战略性稀有气体资源，被称为“气体芯片”“气体黄金”。近年来，在半导体、医疗、光纤、航空航天等关键下游领域快速发展的推动下，氦气市场需求高速增长。

　　氦气具有较强的资源属性。氦气的生产方法包括天然气提氦，空气分离法、合成氨尾气分离法和铀矿石法。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，解决方案主要包括BOG提氦、管道气提氦等。由此可见，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，前述四国资源量总和占全球总量的88%。中国氦气资源量约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。

　　近几年，我国氦气年消费量均在3,800吨（折合2,128万方）以上，占全球氦气消费总量的12%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（301299）数据，2023年，我国氦气消费量约4,587吨（折合2,569万方），较2022年增长7.68%，在供应方面，国产氦气约536吨（折合300万方），进口氦气为4,102吨（折合2,297万方），对外依存度高达89.43%，主要进口国为卡塔尔、美国、澳大利亚等。

　　近年来，随着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，2019年至2023年我国氦气产能呈现持续增长态势，截至2023年底我国氦气产能达到1,182吨（折合661万方），较2022年增长92.5%，2019年至2023年年均复合增长率高达159.92%。但氦气供需缺口仍难以弥合，作为“少气”的“贫氦”国家，依然存在着氦产量相对氦需求量较小、进口依赖度较高的问题。考虑到下游需求持续增长，国产氦气产能将继续释放，未来进口替代空间巨大。

　　目前我国已成为世界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%。此外，我国可再生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，可有效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、水电等可再生能源发电，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主要包括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，在全球范围内，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。在气体属性方面，氢气是重要的工业气体，可广泛应用于半导体、航空航天、化工、冶金、轻工业、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过程中的还原气、携带气和保护气；在航空航天领域，氢气是重要燃料和推进剂；在化工领域，氢气是合成氨、甲醇等的主要原料之一，并被广泛用于石油脑、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，以提高磁性和稳定性；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。

　　目前，随着太空探索、商业卫星产业等需求推动以及火箭发射与回收技术的进步，航空航天产业进入了发展的快车道，由此带动航空航天特气市场快速发展。

　　地球轨道内的航天活动主要为通信、导航、遥感卫星发射。其中，通过发射通信卫星形成规模组网，打造覆盖全球的卫星互联网，与地面通信融合互补形成空天地一体化连接网络，是移动通信的下一代演进方向。特别地，卫星互联网重要性在国际冲突等场景下已充分显现，低轨轨道资源和通信频资源稀缺且“先占先得”，因此建设卫星互联网既是适应万物互联的要求，也是维护国家安全的需要。地球轨道外的航天活动主要为太空探索需求（如载人、登月、深空探索等）。近年来，中国、美国、日本、印度、俄罗斯等国争相推出了重量级太空探索项目，逐步掀起新的热潮。2023年，中国在2023年的航天发射次数再度刷新纪录，达67次发射，中国载人月球探测工程登月阶段任务启动实施，同时天问二号任务正式获得国家批准立项，我国太空探索步伐正稳步推进。

　　在具体应用方面，液体火箭发动机是可回收火箭的主流技术路径，推进剂在火箭起飞重量中约占80-90%。商业航天的大运力、可回收发展趋势，带来液体推进剂需求的大量增加。液氧、液氢、高纯液态甲烷、航天煤油可组合用于液体火箭推进剂。此外，氦气可用于火箭液体燃料和氧化剂增压及输送、清洗增压液氢罐和管道系统；液氮可作为火箭贮箱、输送系统、发动机系统的增压，以及用于发动机系统的气密性检查和低温推进剂加注系统的绝热性检查。在卫星生产制造过程中，液氮被用于航空航天试验，低温液氮可以提供所需的超低温度和高度可控的试验环境，氮气亦用于生产、焊接工序的保护气。氪气、氙气是卫星离子发动机的主要电离推进剂，用于实现卫星的轨道位置保持和机动控制。

　　公司定位为“具有价值创造力的清洁能源服务商”，立足于天然气等清洁能源产业，经过30余年的发展，目前已涵盖清洁能源、能源服务、特种气体三大业务板块，形成“一主两翼”的业务发展格局。其中清洁能源业务是公司大力发展的核心主业，通过构建“海气+陆气”双资源池，为广大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，也是清洁能源业务纵向一体化的延伸，对实现公司持续高质量发展意义重大。

　　公司清洁能源业务主要经营模式为“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（“两头”）有机成长的“哑铃型”业务发展模式。

　　在资源端，公司通过构建“海气+陆气”双资源池，强化资源保障能力及提升综合成本竞争力。海气资源主要包括长约采购和现货采购。长约采购方面，公司与马石油和ENI已签订LNG长期采购合同，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气源为马来西亚及印度尼西亚本土井口气，能有效实现与终端市场的匹配，并最大程度保证公司资源供应的稳定性及资源价格的可预测性。现货采购方面，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、自有船舶运力，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。长约与现货采购在资源保障上相互补充，在定价模式上形成差异化，能有效提升天然气长周期视角下采购成本的稳定性。

　　陆气资源主要包括自产LNG和外购气。自产LNG方面，公司通过布局天然气回收处理配套服务项目及传统LNG液化工厂，合计自主控制的LNG产能规模达70万吨。外购气方面，公司根据需求缺口及价差，灵活采购部分LNG、PNG、CNG作为补充。根据资源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。

　　中游核心资产是公司清洁能源业务打通从资源端到客户端的关键支撑，也是实现稳定顺价能力的重要保障，主要体现在自有可控的船舶运力、接收站、储罐及槽车等资产。

　　船舶运力方面，截至期末，公司自主控制8艘船舶运力，其中4艘LNG船舶（3艘自有，1艘在建），4艘LPG船舶（1艘自有，2艘租赁，1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。接收站与储罐方面，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，可实现LNG年周转能力150万吨、LPG年周转能力150万吨。槽车方面，截至期末，公司在运营LNG槽车超百台。中游核心资产的持续布局，强化了清洁能源业务的自主性、可控性、灵活性，进而实现高效率周转、低成本运营，形成了业务发展壁垒。

　　在核心资源方面，首先，海气长约主要匹配国内直接终端用户，主要包括工业园区、工业企业（如陶瓷厂、玻璃厂、食品厂、五金厂等）、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；其次，自产LNG主要匹配LNG加气站用户，通过自持LNG加气站、参股LNG加气站、协议定量保供、提供代加工服务等方式，面向LNG重卡用气需求，为LNG加气站提供资源保障。在调节资源方面，海气现货匹配国内燃气电厂及国际、国内分销客户；外购气为国内终端用户做基础保障与资源调节，余量匹配国内分销客户。此外，公司LPG资源主要匹配国内客户，其中应用于终端居民用气的比例预计超过80%，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，海陆互补、高效配置，进一步降低公司资源综合成本，确保在客户端的用气保障和成本竞争力。

　　基于公司在上游环节构建的“海气+陆气”双资源池及高效的资源配置，在中游环节构筑的核心资产壁垒及高效率周转、低成本运营优势，在下游环节持续拓展直接终端用户及资源端到客户端的良好匹配能力，通过价格联动、背靠背交易、成本加成、协议顺价等方式，实现了较为稳定的国际、国内顺价，并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2017年以来，国际LNG、LPG价格出现了较大的周期性波动，但公司核心资源单吨毛利保持整体稳定，体现了良好的顺价能力。

　　辅助排采服务业务的经营模式为“技术+设备+数字化运营”。该模式下，公司以技术工艺为牵引，自研自产核心设备为支撑，数字化运营为抓手，针对上游资源方的稳产增产痛点，提供全面的技术服务解决方案。

　　技术方面，公司通过测试与诊断技术，确定低产低效井形成的原因，实施精准的差异化技术工艺方案，如泡排、间开、速度管柱、井下节流、负压采气、柱塞气举、ESP气举、射流泵排采等，实现低产低效井稳产上产。目前公司已拥有十余项辅助排采相关技术工艺专利。设备方面，公司基本实现了业务所需排采关键设备（如压缩机等）的自研自产，能够满足项目高效率推进的装备需求，经测算较外购相关设备成本节约30%左右。数字化运营方面，公司积极搭建智能调度体系，实现针对作业现场的无人（少人）值守、设备状态监测与报警、生产智能调控、故障诊断、计划性管理、人员调度及应急处理等，为项目规模化推进奠定基础。截至期末，公司目前在运营低产低效井超110口，发展态势较好。

　　服务期限方面：通常1年以上，合同到期后如排采效果良好，通常会顺延合作或优先服务。价格及结算方面：有两种方式，其一，提前确定每方天然气的增产服务价格，按照每月或每季增产的天然气总量进行结算，并开具技术服务费发票；其二，以收取固定服务费为基础，并叠加浮动增采服务收益的综合计价模式，按照每月或每季作为结算周期，并开具技术服务费发票。

　　回收处理服务业务经营模式为“技术+投资+运营”。该模式下，公司利用长期在混合制冷领域沉淀的技术和工艺，在三类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资源量（天然气回收利用量），获取较为稳定的加工服务收益。结算方面，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，计算出对应的原料气采购价格，按月度进行结算。

　　截至本报告期末，公司在运营天然气回收处理配套服务项目共三个，天然气处理规模约172万方/天，2023年度天然气回收处理服务作业量达38万吨。公司加工处理的LNG资源，具有自主销售权，纳入公司核心资源池。

　　公司能源物流服务业务主要经营模式为“窗口期服务”“运力服务”及“智慧仓储服务”等。

　　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，单方天然气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。

　　服务内容方面，船舶运力服务主要包括资产出租、船务管理、运输执行等，槽车运力服务包括路线规划、物流执行等，为客户提供最优的海上与陆上能源物流综合解决方案。特别地，公司以船舶的购建和优化作为运力服务的基础支撑，持续提高核心资产质量，提升运力服务水平。

　　服务期限方面，公司船舶资产的基础服务期限通常为3年，较为固定；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。

　　价格及结算方面，公司船舶运力服务通常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；槽车运力服务一般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。

　　服务内容方面，公司以自有储罐及智慧供应链平台为依托，为自有终端用户提供跨季、跨月的固定仓容和浮动仓容服务，优化用户用能成本。

　　价格及结算方面，仓储价格以月度为单位，与用户协商确定，结算通常采取预收款方式，按月结算。

　　公司特种气体业务主要经营模式为“现场制气”及“零售供气”，业务前端链接国产氦气资源、清洁能源氢气产业链、航空航天特气生产，业务后端匹配华中等区域零售气站、商业航天配套项目等，形成高效的“资源+终端”业务链条。

　　现场制气模式下，公司在客户场所或临近位置投建制气装置并负责生产运营，产出的气体产品通过管道向客户输配供气。该模式下目标客户用气量较大，且通常签订10-20年的长期供气协议，约定最低用气时间、最低年用气量、价格阶梯条款等，具有良好的稳定性和经济性。

　　零售供气模式下，公司在区域内投建零售气站，使用钢瓶、储罐、槽车、管束车等向中小气体用户零售供气。

　　其他特种气体资源方面，公司与日本岩谷、美国空气化工等业内诸多知名跨国气体公司、化学品公司、大型国有上市公司建立了稳健的战略合作关系，为各品类气体业务提供保障，包括普通工业气体（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）等多个品种。

　　终端方面，公司特种气体产品主要面向直接终端用户，服务终端客户超800家，核心应用领域包括航空航天、硬质合金、炼油化工、计算机、通讯和消费电子产品以及其他高端制造领域，客户包括蓝思科技（300433）、TCL、中国电科、中车半导体、远大集团、国兴锂业、中国航天、航天科技（000901）、金宏曼德、上海光源、秦山核电站、星邦智能、北汽福田、恒生制药、九典制药（300705）、克明面业、旗滨玻璃、株硬集团、株冶集团（600961）、国防科大、湖南大学、中南大学、中科院高物所、上海交大、上海科大等知名企业及机构。

　　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。一方面，能源作业服务赋能清洁能源与特种气体业务，辅助排采服务获取的部分资源可以通过CNG方式就近服务下游客户或通过资源上载方式进入下游市场，回收处理服务获取的LNG纳入公司核心资源池，LNG生产过程中通过BOG收集并纯化获得氦气资源，有利于特气业务获得差异化竞争优势。另一方面，LNG船舶、LNG接收与仓储、LNG槽运等相关中游核心资产属于清洁能源业务和能源物流服务业务共用资产，两者协同互补性较强，有利于共同提高运营效率与成本优势。

　　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；同时与诸多国际第一梯队知名能源服务商达成合作协议，进行LNG、LPG现货采购，如马石油、卡塔尔液化天然气有限公司、Vito（维多）、Gencore（嘉能可）、Marubeni（丸红）、Paviion（兰亭）、Chevron（雪佛龙）、韩国SK燃气等。在陆气方面，公司通过布局天然气回收处理配套服务项目及传统LNG液化工厂项目，自主控制的LNG产能规模达70万吨，同时公司根据需求缺口及价差，灵活采购部分LNG及PNG作为补充。因此，公司已形成以核心资源为主，调节资源为补充的资源池，双气源保障能力持续增强。

　　公司在华南区域拥有5万吨级LNG、LPG综合接收站，并配套16万立方米LNG储罐及14.4万立方米LPG储罐，是国内第一个民营LNG接收站，也是目前华南地区唯一一个在运营的民营LNG接收站，LNG仓储设施被《广东省能源发展“十二五”规划》列为重点的天然气应急调峰和储气设施建设项目。该接收站与仓储设施具有较强的稀缺性和壁垒，也是打通清洁能源业务一体化的核心载体和支点。此外，公司积极布局LNG、LPG船舶等优质资产，确保业务环节完全自主可控，并实现高效率周转、低成本运营。

　　公司清洁能源业务主要的覆盖区域为华南地区，该区域是国内经济最为发达的地区之一，2023年广东省GDP总额达到13.57万亿元，连续35年居全国第一，工业经济发展水平长期处于国内前列；公司下游客户以工业（园区）、燃气电厂、大客户为主，目前尚无城市燃气项目，因此显著的区位优势、良好的客户结构和普遍较高的客户质量为公司可持续发展带来不懈动力。此外，广东省属于天然气资源贫省，管道天然气供给主要来源于西气东输二线长距离输送，并在末端环节，管道气价格普遍较高，且需求缺口较大，主要通过海气LNG补充。随着海气价格逐步回落，海气、陆气整体价差空间在华南区域有望进一步增厚。

　　公司实行不同资源匹配不同用户或客户的基本业务逻辑，即海气长约主要匹配国内直接终端用户，自产LNG主要匹配LNG加气站用户，海气现货匹配国内燃气电厂及国际、国内分销客户，外购气为国内终端用户做基础保障与资源调节，余量匹配国内分销客户。在此基础上，公司对核心资源与调节资源进行持续优化，海陆互补、高效配置，并通过价格联动、背靠背交易、成本加成、协议顺价等方式，实现了较为稳定的国际、国内顺价。自2017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利保持整体稳定，顺价能力得到充分体现。

　　航天领域气体需求主要集中在氦气、氢气、超纯液态甲烷及其他稀有气体、工业气体等。氦气方面，公司拥有较稀缺的国产氦气生产供应能力，2023年占国产氦气比例达10%，同步积极构建液氦槽罐资产及液氦资源，打造“自产气氦+进口液氦”双资源池；氢气方面，公司拥有多个在运营氢气项目及多种制氢技术实力，且在天然气、甲醇制氢方面具有可控的原料保障和成本优势；高纯度甲烷方面，公司拥有自主可控的LNG原料气资源，具有LNG提纯生产高纯液态甲烷的相关技术能力。因此，公司特种气体资源禀赋与航空航天领域特气需求高度吻合，在该领域具有资源匹配优势。现阶段，公司已将特气业务的发展定位锚定为航空航天特气。

　　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）20世纪90年代LPG行业发展早期，公司占据了华南地区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）公司在珠海实现国内首创的LPGSTS（船对船）海上过驳作业，在菲律宾实现了亚太地区首个LNGSTS商业海上过驳；（4）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；（5）公司位于内蒙古自治区的液化天然气闪蒸气低温提氦装置是国内第二套上规模的产业化制氦项目；（6）公司海南商业航天发射场特燃特气配套项目是国内第一个配套商业航天发射领域的气体项目。

　　目前，全球气侯变化对人类社会构成重大威胁，在此背景下，碳中和已成全球共识，碳减排是大势所趋，能源转型是重要举措。与此同时，越来越多国家提出碳减排目标，积极调整能源结构，减少对煤炭、石油等高碳能源的消耗，提升对天然气、太阳能、风能、核能、氢能等清洁能源的使用。截至目前，包括美国、加拿大、日本、韩国、德国、英国等主要发达国家已实现“碳达峰”，并将“碳中和”转化为国家战略，全球能源革命进入减碳浪潮。

　　我国作为能源消费大国，长期依赖煤炭、石油作为主要能源。1990年，我国一次能源消费总量中煤炭、石油占比为92.80%，至2020年，我国能源结构呈现一定清洁化趋势，但煤炭、石油占比依然高达75.70%，环境保护与能源稳定供应之间的矛盾日益突出。我国于2020年9月首次提出“双碳”战略目标，积极融入全球减碳浪潮。未来，进一步减少煤炭、石油等高碳化石能源消费占比，大力提升清洁能源使用是实现“双碳”转型发展的必经之路。

　　（2）天然气是保障我国能源安全的重要基石，天然气行业（LNG）将进入中长期需求持续增长的黄金期

　　党的二十大报告指出，要“深入推进能源革命”“加快规划建设新型能源体系”，新型能源体系构建重视绿色低碳，更加强调安全及各能源品种协调发展，具有“能源供应多元化清洁化、能源消费电气化低碳化、能源调配一体化智慧化、能源生产分散化去中心化、能源配置高效化市场化”五个方面的鲜明特征。考虑到风、光等可再生能源天然具有波动性，在国内新能源投资规模、新型电力设施、储能、调峰调频电站等相关基础设施没有完全满足前，作为最低碳、清洁的化石能源，天然气将在我国“双碳”进程中发挥关键作用，是承接高碳燃料有序退出的补位能源和支撑可再生能源大规模开发利用的“稳定器”。在城市燃气领域，天然气将长期发挥基础能源作用，助力增进民生福祉；在工业燃料领域，天然气将发挥“补煤替煤”作用，促进工业用能减污降碳协同增效；在气电领域，天然气将发挥灵活性调节和应急支撑作用，促进可再生能源发展；在交通领域，天然气将发挥过渡性能源作用，助力陆上重卡和远洋船舶运输减污降碳。

　　从未来5年来看，国家发改委等多部门于2017年联合下发《加快推进天然气利用的意见》，提出逐步将天然气培育成为我国现代清洁能源体系的主体能源，到2030年，力争将天然气在一次能源消费总量中的占比提高到15%左右（据测算，2022年该占比为8.4%）。

　　从未来10年来看，中石油经济技术研究院院长陆如泉于2023年公开表示，在2035年前，我国天然气需求仍处于快速增长期，是支撑我国经济社会发展全面绿色转型的主体能源。天然气需求的发展以持续替代高污染燃料、与新能源融合发展为动力，重点是保障民生用能及在发电、工业、交通等领域助力能源转型和产业升级。

　　从未来15年来看，根据中国石油经济技术研究院发布的《2060年世界与中国能源展望》，在碳中和—可持续转型情景下，中国天然气需求将在2040年前保持较快增长，峰值将近6,500亿立方米，在此之前，电力、建筑和工业用气均有较大增长，其中发电用气将贡献2020-2040年间用气增量的63%左右。

　　由此，从未来5年、10年、15年的发展态势来看，我国天然气需求呈现快速增长到稳步增长的特征，行业将进入黄金发展期。

　　2023年，受采暖季气温偏暖、欧洲天然气库存处于高位、地缘政治边际效应减弱、全球经济增速放缓等因素影响，供需紧张形势显著缓解，国际天然气现货及中远期期货价格均回落明显。

　　长期来看，国际LNG需求方面，亚太、北美及欧洲地区为全球主要天然气消费地，其中北美、欧洲已经实现“碳达峰”，目前在走向“碳中和”阶段。因此，未来国际LNG需求将保持总体平稳增长。国际LNG供给方面，美国、卡塔尔、澳大利亚、俄罗斯等主要的天然气出口国的天然气开发力度进一步加大、LNG出口设施、船舶建设速度加快，海外LNG供给量较充足。因此，未来国际LNG供应总体宽松，供过于求的中长期趋势将逐步确定，国际LNG价格优势将逐渐显现。

　　（4）国内天然气顺价机制逐步理顺，勘探开采成本将成为管道气定价的长期支撑

　　现阶段，我国积极深化天然气市场化改革，进一步理顺天然气价格机制，多个地区通过核定管道天然气采购成本，调整居民管道天然气销售价格和非居民管道天然气基准销售价格等，实现城市燃气上下游价格联动及顺价。

　　从国内供给角度看，我国天然气自产气缺口不断增大，低成本易采天然气开发趋少，高开采难度的常规气开采逐步增多，资源开发重点转向部分非常规天然气田，而其开采成本普遍高于常规天然气。受此影响，国内天然气勘探开采成本将呈上升趋势，并对国内管道气定价形成长期支撑。

　　能源安全是关系国家经济社会发展的全局性、战略性问题，决定了经济发展的安全底线年以来，国家持续推出相关政策、行动，旨在确保国内充足的天然气自给能力。

　　2019年，国家能源局提出石油企业要落实增储上产主体责任，此后三大石油集团及延长石油持续加大油气勘探开发力度，天然气产量有效提升，2019年我国天然气产量为1,761.7亿立方米，到2023年天然气产量已达2,297亿立方米。2020年，国家能源局与川渝地区政府正式达成“气大庆”发展规划目标，力争到2025年，川渝地区天然气产量达630亿立方米，到2035年，建成中国第一个1,000亿级天然气生产基地。2023年，国家能源局在系列发言中指出，全力提升能源安全保障水平，加大油气勘探开发和增储上产，提出“确保天然气自给率不低于50%”的目标。

　　“老井稳产、新井上产、措施增产”是各油气公司推动资源稳产增产的普遍共识，低产低效天然气井辅助排采在老井稳产、措施增产中正发挥着愈发关键的作用，其发展受天然气井基础规模和经济性影响较大。

　　2010年以来，国内持续加大天然气开采，气井数量迅速增长，据不完全统计，2023年我国天然气井数量约6-8万口，随之而来的是低产低效井的数量同步增加，产量低、含液量过高等问题较为普遍，此类气井如果治理得当，可以进一步释放其增产潜力。此外，我国天然气的开发成本正逐步攀升，现有气田经过数年高强度开采，已呈现出明显的资源衰减趋势，新层系、新区块、新资源中低开采成本气源发现较少，高开采难度的常规气田逐步增多。此外，资源开发重点转向部分非常规天然气田，而其探明率低、开采技术要求高、递减速度快，开采成本普遍高于常规天然气。

　　综上，低产低效井数量逐年增加为辅助排采服务提供了基础市场，我国天然气开采成本逐步提升为其市场化运作提供了经济价值，天然气辅助排采服务正迎来重要发展机遇期。

　　天然气辅助排采及回收处理服务行业集中度较低，参与者以中小型能服公司为主，竞争格局较为分散，存在“小、散、乱”的特征。伴随着增储上产力度不断加大，天然气井治理难度逐步提高，对能源作业服务的技术性、安全性、集约性、数字化及高效益要求越来越高，行业将朝着规模化、高效化、集约化方向发展，市场份额逐步向大型综合性服务商集中，同时大型企业可通过加快市场布局、加强品牌建设、实施并购整合等方式扩大市场份额。

　　当前，全球能源变革正深刻改变能源消费结构，LNG、LPG作为高成熟度的清洁能源，在全球能源转型中扮演不可替代的角色，市场需求持续提升，加之LNG、LPG地区分布不均衡，资源富集区与消费需求区错配显著，跨区域流通规模增加趋势明显，同时受地缘政治及突发因素频发影响，LNG、LPG船舶运力服务需求或将迎来蓬勃的发展周期。此外，过去十余年全球船厂亦处于出清阶段，造船工位及产能较为紧张，新船交付周期较长，且行业面临着船舶老龄化、环保要求提高等潜在因素，预计中短期内船舶运力服务将持续处于偏紧状态。

　　LNG接收站：在行业发展方面，目前我国天然气对外依存度仍然较高。据BP预测，2035年前我国LNG进口量预计将持续增长，接收站作为LNG进口的唯一通道，行业前景可期。在区域市场方面，我国华南地区人口众多，城镇化率高，天然气供需缺口大，自有接收站重要性愈加显著；在行业壁垒方面，随着新的LNG接收站进入审批和建设期，并陆续投入运营，以及国家管网公司所属LNG接收站基础设施向准入的托运商开放，长期来看LNG接收站的稀缺性将逐渐下降，但在关键资源价格窗口期，LNG接收站的稀缺性将更加凸显。LNG仓储：在能源保障方面，受国内天然气供需格局及季节性波动影响，天然气资源的调峰储气需求持续提升，LNG仓储在能源动态供应及存储方面愈发重要；在行业监管方面，因LNG品种涉及危化品仓储，预计对市场参与者的储运资格审查及危化品资格要求将愈加严格。

　　此外，在市场化运作方面，LNG接收站与仓储设施的综合服务属性将进一步提升，LNG接收站区位优势、运营效率、作业成本、仓储规模、气化设施等综合性竞争力是在该领域取得优势的关键，拥有上游LNG资源、具备自有LNG接收站和仓储设施、且布局下游稳定用户的一体化企业将在市场化服务中获得综合优势。

　　LNG槽运服务主要涵盖进口LNG槽运及国产LNG槽运。进口LNG方面，随着我国天然气需求量的持续提升，受国内天然气开发增速限制及PNG进口规模制约，以进口LNG为主的天然气外购格局将长期存在，且持续增长。国产LNG方面：伴随天然气增储上产政策的推动，国内LNG液厂产能规模持续提升，将带动国内LNG产量将稳步增长。进口LNG及国产LNG两者将共同对LNG槽运市场需求产生积极影响。

　　此外，在市场竞争方面，目前LNG槽运市场正在从发展方式粗放、经营主体“多、小、散、弱”向管理能力强、资金实力厚、规模优势显著的经营主体集中，助推LNG槽运服务行业向着规范化、智能化、集约化、规模化方向发展，特别是能够自主控制LNG资源的LNG槽运服务企业在竞争中优势明显。

　　虽然我国是贫氦国家，氦资源储量较低，但确保关键领域的用氦安全，增强国内氦气资源开发显得尤为紧迫。目前，我国已探明渭河、四川、塔里木、柴达木、松辽、渤海湾、苏北、海拉尔等8个盆地储藏有含氦天然气，需强化技术攻关，特别是膜分离技术的突破，最终掌握低氦管道天然气提氦的关键技术和工艺，提高氦气国产率。此外，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。

　　根据亿渡数据，2024年-2028年，我国氦气市场需求有望呈现稳步增长态势，至2028年预计增长至5,992吨（折合3,355万方）。鉴于氦气作为一种战略性资源气体，对国家资源安全及国民经济发展至关重要，进一步提升国产规模和自主化意义重大，国产替代空间巨大。

　　长期来看，氢气的规模化需求主要表现为能源属性，发展空间巨大。根据中国氢能联盟的预测，到2030年，中国氢气需求量将达到3,700万吨，在终端能源体系中占比为5%；到2060年，需求量将达到13,030万吨，占比为20%，其中主要应用领域为工业领域及交通领域，分别占比60%和31%。

　　氢是一种优质且最具可持续发展潜力的清洁能源，氢能产业更是新质生产力的重要方向之一，其受到国家的高度关注和支持，已对氢能产业的发展做出顶层设计和政策部署。2022年3月，国家发展改革委、国家能源局发布《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，明确了氢能在能源系统中的定位和中长期发展目标，提出了构建氢能产业高质量发展体系，提出到2025年，燃料电池车辆保有量约5万辆，部署建设一批加氢站；可再生能源制氢量达10-20万吨/年，成为新增氢能消费的重要组成部分；到2030年，形成较完备的氢能产业技术创新体系、清洁能源制氢及供应体系，产业布局合理有序，可再生能源制氢广泛应用，有力支撑碳达峰目标实现；到2035年，形成氢能产业体系，构建涵盖交通、储能、工业等领域的多元氢能应用生态。

　　成本是制约氢能行业发展最主要的因素，近几年来，氢气制储运加注各个环节成本均有下降空间。根据卓创资讯，2020-2022年我国高纯氢价格呈现震荡下跌趋势，2022年全年均价为3.03元/立方米，同比降幅达到5%，其中广东省价格同比下降21.8%。

　　随着我国近年来在光伏、风电、水电等清洁能源上的大力发展，可再生能源电解水制氢未来必将成为氢气制取的主要手段，且技术将逐渐成熟。根据中国氢能联盟相关数据，2020年我国可再生能源电解水制氢量仅占全体氢气生产量的3%，预计2030年将提升至15%，2050年将达到70%。

　　随着氢燃料电池汽车国补政策全面落地，形成“3+2”的全国燃料电池汽车示范格局，预计氢燃料电池汽车产业发展步伐将进一步加快。作为氢燃料汽车发展的重要承载设施，根据各地方政府发布的氢能产业规划，预计到2025年中国加氢站数量将突破1,000座，基础设施短板将较快补齐。

　　在太空探索、载人航天及商业卫星产业需求带动下，航空航天特气发展潜力巨大。

　　2023年，全球航天发射次数达223次，再次刷新发射记录，同时航空航天技术设备创新进步不断涌现，太空探索的可能性及经济性被大幅拓宽。目前，全球太空探索正掀起新高潮，中国、美国、欧洲、日本、印度、俄罗斯等已制定或正在实施月球探索计划。我国载人月球探索工程登月阶段任务已启动实施，天问二号任务也已正式获得国家批准立项。

　　在国内，“十四五”规划和“2035年远景目标”纲要明确提出要建设高速泛在、天地一体、集成互联、安全高效的卫星互联网产业。商业航天作为一种高技术含量、创新驱动的新质生产力，将推动生产力水平跃迁，带动新一代信息技术、高端制造、新能源、新材料等高精尖产业发展。2023年12月，中央经济工作会议提出“打造生物制造、商业航天、低空经济等若干战略性新兴产业”。目前，北京、上海、深圳、安徽、河南、四川和重庆等多地已出台政策支持卫星互联网相关产业的发展。

　　现阶段，我国正加快推进海南文昌国际航天城建设，积极培育火箭制造产业链、卫星研发制造全产业链、航天大数据产业链等，2024年将迎来首次发射，此后将逐步进入高密度发射期，预计将为航空航天特种气体等燃料领域带来广阔的发展空间。

　　公司将长期立足于清洁能源产业，始终坚持以国家能源安全为己任，牢记“能源的饭碗必须端在自己手里”的嘱托，顺应“碳达峰、碳中和”的低碳能源发展趋势，践行“推动低碳经济，共享丰盛未来”的企业使命，秉承“安全为基、价值为尊、和合为赢”的核心价值观，以“一体化、服务化、低碳化、国际化”为战略主线，通过客户价值创造、业务协同与融合、商业模式创新、组织效率提升，推动公司长期稳健发展，持续打造“具有价值创造力的清洁能源服务商”。

　　2018年以来，国际、国内天然气市场发生巨大变化，价格波动幅度增大，海陆气价格非对称性波动明显，因此，单一气源无法持续解决终端客户用能保障与成本问题，同时为强化资源与客户的匹配关系，公司提出了“上陆地、到终端、出华南”的LNG业务发展战略。

　　“上陆地”：在海气资源池之外，积极布局陆气资源池，构建“海气+陆气”双气源，提升公司资源保障与配置能力，降低公司气源综合成本。

　　“到终端”：推动LNG业务纵向一体化发展，进一步提升国内直接终端用气规模及用户黏性，稳定顺价能力。

　　“出华南”：随着公司资源池的布局，公司将通过“资源+终端”模式，积极拓展华南以外区域市场。

　　经过30余年的积累与发展，公司已成为我国第四大LPG进口商，华南地区第一大LPG进口商。随着公司成功上市，公司提出了LPG业务“再出发”，并制定了“扩码头、进化工、搭平台”的业务发展战略。

　　“扩码头”：公司将通过控股或参股方式拓展新的LPG码头，并匹配相应仓储基地，通过“码头+市场”模式，实现LPG业务台阶式增长。

　　“进化工”：鉴于化工原料用气需求持续提升，公司在夯实民用气市场优势的基础上，积极布局化工原料用气市场，对LPG业务销售结构进行优化。

　　“搭平台”：公司拥有成熟的LPG国际采购资源和专业，并具备LPG期货交割库资质，通过搭建和输出LPG交易平台和服务，助力下游客户实现LPG期现结合、对冲风险。

　　在国家能源安全及鼓励增储上产的政策背景下，针对低产低效井及三类气井开展的天然气全生命周期综合治理服务迎来了重要发展机遇期，在此背景下，公司提出了“强技术、构模式、快复制”的现阶段能源作业服务发展战略。

　　“强技术”：通过引进人才、技术合作、校企联动等方式，逐步掌握服务于不同类型、不同区域、不同井况、不同特点的综合能服技术工艺解决方案，构建业务发展壁垒。

　　“构模式”：在技术工艺、数字化、市场拓展、投资决策、设备生产、工程安装、运营管理等方面形成合力，构建和持续优化可快速拓展的稳固发展模式。

　　“快复制”：以逐渐成熟的发展模式为支撑，强化市场驱动力，推动目标区域内项目快速复制及跨区域发展，树立“九丰能服”品牌。

　　在能源物流服务领域，鉴于LNG、LPG船舶等核心资产具有一定稀缺性，且与清洁能源业务发展协同性较强，公司从业务发展逻辑、专业优势与沉淀、资产关键属性等角度出发，提出能源物流服务“资产+服务”稳健发展战略。

　　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，公司将持续推动经营与合作模式创新，强化专业化服务能力，提升客户满意度。

　　公司特种气体业务锚定为航空航天特气，围绕“资源+终端”业务链条，通过“现场制气+零售气站”方式加快布局。

　　“资源”：持续加强技术研发投入，多元化拓展特种气体资源，提升资源的可控性和核心壁垒。“终端”：加强氢气、航天特气领域现场制气项目的自主投建，布局华东、华中、华南等优势区域的零售气站，辐射核心大客户及中小型终端用户。

　　此外，2024年，公司将与国际知名的战略咨询机构合作，完成《九丰国际化发展战略》的制定。通过分析公司国际化定位、国际化发展思路、海外机遇识别、“一带一路”机会把握、新兴能源趋势、重点方向锚定、商业模式选择、进入策略、落地实施、风险与挑战等，勾勒出清晰的国际战略内涵及短中长期可实施的科学路径，为公司国际化战略的实施和落地做好准备。

　　根据公司第一个三年期发展规划（2022-2024年）及公司2024年度经营计划、财务预算情况，公司展望2024年实现归属于母公司所有者的净利润不低于15亿元，其中清洁能源业务、能源服务业务及特种气体业务分别预计实现归母净利润约9.6亿元、4.7亿元、0.7亿元。

　　2024年，公司清洁能源业务的发展定位为“稳中求升”，在稳定毛利的基础上，提升资源池和终端销售规模。

　　在资源端：海气方面，2024年，公司一方面积极关注新长约的合作机会，保持定力，择机签署具有成本竞争力的长约协议，优化核心资源结构；另一方面，随着海气价格持续回落，海气对陆气的成本优势预计将逐步显现，公司将积极匹配LNG船舶、接收站窗口期，联动下游需求计划，视情况加大海气现货资源采购，优化资源综合成本。陆气方面，发挥西南资源中心和西北资源中心的资源枢纽功能，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的同时，提升资源灵活切换及交付能力。在市场端：国内方面，2024年，公司将深挖现有区域目标客户，强化存量项目运营端服务，提高客户满意度；同时，聚焦广西、江西、湖南市场，通过大客户终端直供、园区客户特许经营、燃气电厂资源匹配等多措并举，存增量并进，实现国内终端销量增长15%以上的目标。

　　国际方面，继续与国际第一梯队知名能源服务商保持密切合作，重点推动在日韩、东南亚区域的资源卸载与服务能力，提高国际品牌美誉度。顺价方面：2024年，公司将继续通过价格联动、背靠背交易、成本加成、协议顺价等方式，构建不同类型资源与客户的匹配关系，特别是海气现货与燃气电厂的匹配，强化国内、国际业务顺价能力。

　　在资源端：2024年，公司将灵活匹配年度长约、半年度与季度期约、现货等不同协约资源的采购，合理安排船期，确保资源的安全保障和成本竞争力。在市场端：国内方面，2024年，公司将对存量市场实施精细化区域管理，推动“一区一策”管理目标的落地，根据不同区域的市场特点，进行精准施策；同时，深度布局化工原料用气市场，特别是山东原料气市场，积极挖掘增长潜力；此外，积极关注工业气、天然气、卡式气等可替代市场，择机介入。国际方面，2024年，公司将继续深耕菲律宾、越南市场，进一步提高市场占有率，提升国际品牌影响力。此外，2024年，公司将加快惠州液化烃码头项目（5万吨级）及配套LPG仓储基地项目的建设进度，力争在2025年实现竣工投产，同时积极推动与目标用户签署MOU框架协议，并筹建运营管理中心，为项目常态化运营做好人才储备。

　　2024年，公司能源服务业务的发展定位为“快中谋新”，在快速拓展、提升的同时，创新模式、工艺。

　　辅助排采：2024年，公司将继续加大在该领域基础能力建设方面的投入力度，强化团队搭建、流程化管理、成本控制、安全运营、激励约束等，打通技术工艺、数字化、市场拓展、投资决策、设备配套、工程安装、运营管理等环节，初步构建可快速复制的业务发展模式。此外，2024年，公司将积极推进业务拓展，在提高现有作业区域项目密度的同时，重点拓展神府、临兴区块作业服务项目，积极推进川渝地区作业服务项目试点，确保全年新增100口低产低效井辅助排采项目。

　　回收处理：2024年，公司将通过安全生产管理、资源保障计划、成本管控计划、技改维修计划、营销创新计划、经营预测与分析等，确保三个天然气回收处理配套服务项目安全、稳定、低成本运行。此外，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，甄选新的优质项目，待条件成熟时积极投建，为未来增长奠定基础。

　　2024年，公司将在四川成都设立“九丰集团能服经营中心”，统筹能源作业服务板块的经营与管理，并在技术研发、市场开拓、数字化赋能、管理协同、合规管控、品牌建设等方面形成合力，推动能源作业服务业务再上新台阶。

　　船舶运力方面：2024年，公司将结合现有LNG船舶舱容、船龄结构、环保排放及船货匹配性等情况，加快船舶运力优化，提升整体运力质量，打造智慧、绿色运力；同。