国金公用环保姜涛｜九丰能源深度：成长期加速布局，多业务开花结果
2026-07-27 · 深金优配
公司以清洁能源服务为核心主业，当前正处于项目密集兑现的成长期。公司起步于LPG，成长于LNG，凭借优质核心资产深耕华南市场，当前业务边界继续向天然气内陆气源、航天特气及同位素等方向延伸。依靠优秀的前瞻资产布局能力，公司2025年归母净利润14.8亿元（2019年-2025年复合增速26.2%），高资产周转下实现同业高ROE水平，2025年ROE为14.7%。
公司以清洁能源服务为核心主业，当前正处于项目密集兑现的成长期。公司起步于LPG，成长于LNG，凭借优质核心资产深耕华南市场，当前业务边界继续向天然气内陆气源、航天特气及同位素等方向延伸。依靠优秀的前瞻资产布局能力，公司2025年归母净利润14.8亿元（2019年-2025年复合增速26.2%），高资产周转下实现同业高ROE水平，2025年ROE为14.7%。
LNG业务的核心看点在于内陆自产气源的扩张。公司依托东莞接收站、海外采购体系和自有船舶，形成华南海气资源组织能力；2022年11月收购森泰能源后又补齐70万吨内陆LNG液化产能，构建“海气+陆气”双资源池，LNG毛差长期稳定在450-600元/吨区间，2025年销气量220万吨。2026年4月公司投资焦炉尾气制LNG项目，年产能9.11万吨，并加速扩张内陆LNG产能。计划于2028年投产的年产40亿方新疆煤制气项目，公司持有50%权益，对应权益产能约145万吨/年，是未来利润弹性的核心。
LPG业务在于码头扩容带来的销量突破。公司长期深耕华南市场，历史上居民用气占比超过80%，居民用气客户粘性强、顺价顺畅，支撑LPG吨毛差多年稳定在250-300元。过去东莞码头周转能力对销量形成约束，公司LPG销售量长期维持在160-200万吨，2025年5月收购华凯码头，公司LPG接收站周转能力提升至约250万吨/年。公司将在稳固华南居民用气基本盘的同时，进一步拓展山东等异地化工原料气市场，推动LPG业务进入量增阶段。
航天特气及同位素业务提供新的增量。氦气方面，2025年公司氦气产能从50万方提升至150万方/年，2026年受益于价格上涨。海南商发特燃特气一期项目2025年配套了发射场全部火箭发射（9发），公司高比例中标海南商发2026-2028年招采项目，并向酒泉、海阳等基地复制。2026年4月公司投资同位素项目，面向医疗、OLED、光纤、半导体等高端领域，巩固特种原材料优势。
公司主业毛差稳定、煤制气项目弹性突出、特气及同位素业务具备高壁垒属性。
采购模式调整风险；项目投产不及预期；能源价格大幅波动；可转债转股价格为19.88元/股。
一、项目兑现重塑成长曲线，多品种综合能源服务平台雏形渐清
二、LNG：海陆气源协同发力，内陆资源打开二次成长
2.1过去：以东莞接收站和海气资源构建稳定顺价能力
2.2当下：海气陆气双气源格局形成，内陆气源加速扩张
2.3未来：煤制气补充长期权益气源，资源成本优势逐步兑现
三、LPG：民用气稳毛差，码头扩容打开化工增量
四、从航天特气到同位素，高壁垒产品矩阵成型
4.1氦气：BOG提氦产能投产，稀缺资源品迎价格弹性
4.2航天特气：海南商发率先卡位，多基地复制打开空间
4.3同位素：布局战略性稳定同位素，巩固特种原材料优势
一、项目兑现重塑成长曲线，多品种综合能源服务平台雏形渐清
回顾公司发展，业务边界的每一次扩张都建立在既有能力外溢之上。1990年公司以LPG业务起步，依托华南市场积累进口采购和仓储分拨能力，东莞落地LPG码头进一步布局终端下游；2010年后切入LNG赛道，东莞立沙岛综合能源基地投运，形成LNG接收、仓储、槽运及终端供气能力，并拓展海外多气源；2022年收购森泰能源后，公司补齐陆气资源和LNG液化加工能力，服务半径由华南延伸至西南、西北等内陆市场。2023年以来，公司继续延展服务边界，华凯码头强化LPG化工园区配套能力，海南商业航天项目打开特燃特气发射保障场景，新疆庆华煤制气项目补充长期权益气源，同位素项目则将能力边界延伸至战略性高端材料。
在业务边界持续打开的背景下，公司估值主线正在从商品价格周期切换为项目兑现周期。2021-2022年，公司股价更多受国际LNG价格波动影响；2023-2024年，LNG/LPG主业毛差修复稳定、分红规划强化，市场开始给予稳定现金流和红利属性定价；2025年以来，煤制气、LPG码头、商业航天特气及同位素等项目进入密集落地阶段，公司成长逻辑由能源分销，升级为主业稳毛差、项目给增量、新业务抬估值的综合能源服务平台。
从结果看，公司已经完成从传统能源购销商向综合服务商的第一轮转型。2019-2025年公司归母净利润复合增速达26.2%，2025年归母净利润14.8亿元。收入端受LNG、LPG价格波动影响较大，2025年营业收入202.7亿元，同比下降8.1%；但利润端长期保持上行，2025年扣非归母净利润13.62亿元，同比增长0.9%。公司盈利对商品价格依赖较小，更多来自中游资产周转和终端顺价能力。
利润结构上，LNG和LPG仍是公司清洁能源基本盘。2025年，公司天然气及LPG销售营收占比77%，毛利占比73%；能源生产服务与物流收入占比16%，毛利占比22%。2021年起能源物流业务开始贡献毛利，2023年起能源生产服务与特种气体业务开始贡献毛利，公司业务结构已形成清洁能源、能源服务及特种气体三大业务板块的发展格局。
项目投入期对现金流提出更高要求，但公司资产负债表具备承接能力。除2021年受天然气保供任务及跨期回款影响外，公司2022年以来经营性现金流净额均维持在15亿元以上。2023年购置船舶、支付IPO募投项目导致投资支出较高，2025年又参与新疆庆华煤制气项目，现金出资不超过34.55亿元，预计未来两年投资性现金流净流出仍将维持较高水平。截至2026Q1，公司账面货币资金45.5亿元，即使扣除约20亿元外汇储备用于支付LNG及LPG账款，仍保有较充裕资金。
在项目投入加速的同时，公司仍维持对股东回报的重视。公司发布2024-2026年现金分红规划，原计划全年固定分红金额分别为7.5、8.5、10.0亿元，考虑新疆庆华煤制气项目投资金额较大，为保障中长期战略实施，2025年公司现金分红4.4亿元，低于原规划。同期第五次股份回购计划已完成，累计回购2.66亿元，其中2025年度完成2.3亿元。同时公司杠杆较低，2025年资产负债率仅27%，低杠杆为后续项目投资、资本运作和股东回报留出空间。
二、LNG：海陆气源协同发力，内陆资源打开二次成长
LNG业务是公司清洁能源主业的核心。LNG业务的发展可以分为四个阶段：第一阶段依托东莞立沙岛接收站形成华南海气进口和分销能力；第二阶段通过海外长协和自有船舶增强资源组织能力；第三阶段收购森泰能源补齐内陆LNG液化、井口气回收和交通燃料终端；第四阶段则是通过煤制气、焦炉尾气制LNG等项目提升长期权益气源和自产气源比例。经过多年上下游一体化布局，公司形成以中游核心资产链条为中轴、资源端与客户端共同扩张的“哑铃型”业务模式。上游通过海气长协、现货采购和陆气自产形成资源池，中游依托接收站、储罐、槽车和船舶组织物流，下游服务工商业、交通燃料、气电等终端客户。
2.1过去：以东莞接收站和海气资源构建稳定顺价能力
从经营结果看，公司LNG业务证明了顺价能力和毛差稳定性。近年来国际气价波动较大，但除2021年大幅扩大现货业务规模外，公司LNG毛差均稳定在450-600元/吨区间，2025年为591元/吨。这一方面依托中游核心资产提供高周转和稳定收益，另一方面得益于高效资源配置及较强的顺价能力。公司通过海陆互补的资源优化配置以及良好的顺价协议，实现了不同资源和终端之间的稳定价格传导。依据海气价格高低实时调整进口和转口贸易比例。
中游核心资产是公司连接资源端与客户端的关键支撑，也是维持顺价能力、周转效率和低成本运营的重要基础。公司较早布局东莞立沙岛综合能源基地，2012年LNG接收站正式投产，是华南地区正式投产的唯一民营接收站。基地配套16万立方米LNG储罐、14.4万立方米LPG储罐，可实现LNG、LPG年周转能力各150万吨。相较后续新建接收站，东莞基地具备时间、区位和利用率优势：一是公司很早完成项目用地布局，建设成本和单位周转能力投资额较低；二是位于广东用气核心区域，较外围接收站可节省槽车及管网运输距离；三是以自有业务使用为主，长期维持较高利用率。依托这一核心中游资产，公司能够更高效地组织海气资源、服务华南终端客户，并形成一定进入壁垒。
资源端，公司已形成海气与陆气协同的资源体系，并根据不同气源特征匹配终端客户。海气长约主要通过价格联动机制服务华南工业园区及大客户，2025年销量约53万吨；陆气端依托森泰能源LNG液化工厂及辅助排采回收处理项目，重点匹配LNG重卡等交通燃料客户，2025年交通燃料销量约69万吨。海气现货则更多匹配国内燃气电厂及国内外其他客户，外购气用于国内终端客户的保供。2025年公司LNG生产销量220万吨，其中境内销量约164万吨，境外销量约56万吨。后续随着新疆庆华煤制气、焦炉尾气制LNG等陆气项目投产，公司资源可控比例和终端服务半径将进一步提升。
海气长约主要匹配华南工业园区及大客户。公司此前与马来西亚国家石油公司签署LNG长约采购协议，合同期为2021年至2026年3月31日，累计提货量416万吨，年均约80万吨；与ENI的长约已于2024年到期。定价方面，公司长约价格与Brent原油价格及JKM现货价格联动，并根据当期市场环境调整斜率和升贴水。（LNG价格=权重1*斜率*Brent+权重2*JKM+常数）。随着原有长约陆续到期，在地缘冲突推升国际LNG价格的背景下，新签长期合约的价格吸引力有所下降。公司因此一方面继续沟通新的长期资源，另一方面通过3-5年期MSPA框架协议进行过渡。相较传统长约，MSPA可按单船或多船重新确定价格，有助于公司避免在高气价阶段锁定长期高成本，同时保留阶段性锁货能力。下游端，公司在工业客户供气合同中嵌入价格联动、成本加成和顺价条款，将上游采购价格波动向终端传导，从而维持核心海气资源的吨毛利稳定。
海气现货主要匹配燃气电厂等客户。公司根据终端需求、销售节奏和价格走势灵活进行现货采购，并与卡塔尔液化天然气有限公司、维多、嘉能可、丸红等全球主要的LNG服务商签署现货采购框架协议。气电是我国天然气需求主要增长 驱动力 之一，2025年全国气电装机容量约1.61亿千瓦，同比增长11.36%。广东气电装机规模全国领先，2025年广东气电装机容量5609万千瓦，占全国的34.47%，位列全国第一；2025年气电天然气消费量209.06亿方，占广东省天然气消费量的53.11%。气电用气需求对海气价格较为敏感，当进口LNG价格具备优势时，燃气电厂用气需求有望快速释放。公司通过参股、获取经营权等方式获得三个电厂现货供气权及一个电厂窗口期服务权。经测算，参与的供气电厂LNG最大消耗量达146万吨。随着广东气电装机增长和发电用气需求提升，公司海气现货业务具备较强需求弹性。
2.2当下：海气陆气双气源格局形成，内陆气源加速扩张
陆气资源是公司LNG业务第二阶段成长的关键。2022年收购森泰能源后，公司形成“海气+陆气”双气源布局。森泰能源覆盖LNG陆气生产、销售产业链，在内蒙古、四川拥有四家LNG液化工厂，合计具备约70万吨/年LNG产能，下游运营LNG/L-CNG加气站终端销售资产。该资产帮助公司从华南进口LNG分销，延伸至内陆低成本气源组织和交通燃料终端服务。
当前，公司正继续加码内陆低成本LNG产能。2026年4月，公司公告拟投资山西易安55000Nm³/h焦炉气碳减排综合利用项目，年产LNG9.11万吨、液氨11.93万吨，总投资8.43亿元，持股51%，预计2027年5月投产。公司正推进其他LNG液化项目尽调与论证，并计划进一步提升LNG生产与服务规模以匹配交通燃料终端需求，内陆气源扩张将成为LNG业务走向规模成长的重要抓手。
2.3未来：煤制气补充长期权益气源，资源成本优势逐步兑现
新疆庆华煤制气项目是公司LNG业务向上游权益气源延伸的重要一步。2025年9月30日，公司参与新疆庆华年产40亿立方米煤制气项目，项目总投资约230.33亿元，公司出资不超过34.55亿元并持有50%权益，对应权益产能20亿立方米/年，标志着公司正式切入新疆煤制气领域。
新疆煤炭资源禀赋是项目成本优势的基础，但低煤价并非新变量。新疆煤炭资源预测储量高达2.19万亿吨，占全国煤炭资源预测储量的40.6%。产量快速增长，2025年在全国原煤产量占比提升至11.5%。本地煤炭供给充足且外送困难，坑口煤价长期低于山西等地。煤制天然气（SNG）是指以煤炭为原料，经气化、净化、甲烷化等工艺转化为天然气的煤炭清洁利用路径。过去新疆煤制气项目受技术成熟度不足、投资强度较高、产品外输受限以及只能按当地较低门站价销售等因素影响，经济性持续偏弱，导致低成本煤炭资源未能有效利用。“十三五”期间，煤制气项目面临全线亏损，截至2020年，大唐克旗项目投产近10年仍未盈利，规划新建项目推进也低于预期。
行业变化在于低成本资源向外部市场变现的通道改善。国家管网成立后，“X+1+X”模式日趋成熟，煤制气作为第三方气源获得了公平接入管网、并输送至中东部市场销售的机会，打破了以往受制于管道垄断、只能新疆当地较低门站价格销售的困局。2025年6月和9月西气东输四线和三线中段分别建成投运，当前西气东输在建主干管网已全部投运，新疆天然气对外输送能力明显改善。
同时，煤制气装备国产化和工艺成熟度提升带来投资强度下降。以大唐克旗和新疆庆华的一期、二期项目为例，二期投产时间较一期分别晚约10年和15年，但单位投资额分别下降约30%和37%，折旧压力相应降低。在资源成本、外输通道和投资强度三项条件共同改善后，2025年起大量新疆煤制气项目开工建设，目前在建的新疆煤制气项目产能达到100亿方/年，在建产能超过了我国煤制气74.55亿方/年的总产能。
新疆煤制气单方生产成本仅约1.3元/方，外输至华北、华东、华南的成本优势显著。根据公司公告披露的庆华二期煤制气项目高煤价条件保守测算（碎煤285元/吨、末煤140元/吨），项目单方生产成本可控制在1.3元/方左右。考虑管输成本，根据国家管网集团跨省天然气管道运输价格表，测算新疆煤制气运输到华北、华东、华南的单方管输成本，分别为0.71、0.84、1.02元/方，叠加单方生产成本后的终端成本分别为1.94、2.07、2.25元/方。对比中石油在三地的非管制气合同售价分别为3.16、3.47、3.47元/方，新疆煤制气成本优势显著。
基于上述测算，假设庆华二期煤制气外输至北京销售，项目在高煤价假设下仍具备较强盈利能力，项目计划28年投产，满产后预计可为公司贡献净利润约13.5亿元。
三、LPG：民用气稳毛差，码头扩容打开化工增量
LPG业务是公司最早形成壁垒的业务，也是现金流基本盘之一。公司长期深耕华南市场，早期核心客户以居民用气为主，历史上居民用气占比超过80%。这类需求虽然增速不高，但终端分散、客户粘性强，对配送及时性、安全管理和区域服务网络要求较高，供应商更换频率较低，价格调整也更容易通过终端零售体系逐步传导，为公司LPG业务提供较稳定毛差。码头是LPG业务的利润核心，此前在东莞码头周转量约束下，公司LPG销售量多年维持在160-200万吨区间，单吨毛差稳定在250-300元/吨，2025年收购华凯码头后销量首次突破200万吨。
码头资源是LPG业务从稳态走向增长的核心。过去公司主要依托东莞立沙岛码头服务华南市场，接卸和仓储能力对销量形成一定约束。2025年公司收购广州南沙华凯石油燃气，东莞-广州双库动态运营体系落地，公司LPG接收站周转能力提升至约250万吨/年；2026年惠州液化烃码头配套仓储基地通过验收，公司持股40%。东莞继续服务珠三角存量居民燃气客户；华凯提供南沙及珠江西岸接卸、仓储和调拨能力，对东莞码头形成重要补充。
LPG化工原料化趋势为公司新增码头能力提供消化场景。2025年我国LPG化工需求占比达70.82%，同比提升5.5pct。其中PDH产能快速扩张是重要驱动，2025年我国PDH产能达2399万吨，较2024年增长11.95%。自2021年上市以来，公司LPG业务确立了“进化工”战略，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，2025年公司境内客户中非居民用气占比已提升至30%。
山东化工原料气市场是公司“进化工”战略的重要增量方向。山东是我国化工用液化石油气高度集中的省份，截至2025年6月PDH产能已达679万吨/年，对应LPG需求约800万吨/年。公司对当地服务更多依靠山东地区第三方码头接卸货。华凯码头、惠州仓储基地落地后公司整体接卸、仓储和库存调配能力大幅提升，使公司在船期错配、价格波动或客户提货节奏变化时，拥有华南自有库区和存量客户作为资源消化出口，从而提升其服务山东等异地大化工客户的稳定性和风险承接能力。
能源物流方面，公司依托LPG运输船等高壁垒稀缺资产，持续优化运力开展服务。截至2025年，公司自主控制多艘船舶运力，全部船舶投运后年周转能力突破500万吨。公司2020-2021年于船价低位购置运输船，完善全链条物流通道布局并降低运输成本。2024年，优化部分LNG运输船获得约3亿元资产处置收益（另购置两艘LPG运输船）。依托自有船舶、接收站等核心资产，公司为第三方提供物流周转等服务并收取服务费，2025年三艘大型LPG船舶对外提供运力服务共15航次。2025年能源物流服务共实现1.67亿元毛利润（因船舶计划性坞修略有下降）。
四、从航天特气到同位素，高壁垒产品矩阵成型
4.1氦气：BOG提氦产能投产，稀缺资源品迎价格弹性
氦气业务与公司LNG生产服务能力高度协同。氦气通常伴生于天然气，但国内天然气中氦含量偏低，从管道气中直接分离经济性较弱；国内氦气生产主要依附于LNG生产过程中副产BOG气体对氦气的自然提浓后再进一步纯化。国内氦气供给对外依存度较高。2025年，国内氦气总消费量约3258万立方米，同比增长22.41%；国内氦气产量约507万立方米，同比增长25.69%；进口氦气约2751万立方米，氦气对外依存度约84.44%。根据智研咨询，2025年进口量中55%来自卡塔尔，44%来自俄罗斯，气源集中度较高。
公司通过收购森泰能源掌握BOG提氦技术，其内蒙古50万方/年BOG提氦项目已于2021年5月投产，产品纯度可达99.999%（5N纯氦）。2025年四川泸州100万方/年精氦项目完成建设并进入产能爬坡，公司氦气产能提升至150万方/年。同时，公司积极构建液氦槽罐等资产并拓展进口液氦资源，形成“自产气氦+进口液氦”双资源池，并持续开拓半导体等高端制造终端用户，提升氦气业务直供客户覆盖比例。
氦气价格弹性来自全球供应链脆弱性。氦气气源地高度集中，且作为最难液化的气体之一，储运要求极高，气源地产能、海运条件和地缘政治变化均可能影响供给。美伊冲突及霍尔木兹海峡扰动影响卡塔尔LNG及氦气生产运输，4月14日俄罗斯宣布对欧亚经济联盟以外国家实施氦气出口管制。受此影响我国氦气价格大幅上涨，2026年5月7日周均价达508.7元/方，较冲突前周均价上涨513%。冲突缓和后价格有所回落，6月25日仍为210.5元/方，较冲突前上涨154%。国内BOG提氦成本边际变化较小，氦气价格上涨有望给公司带来较大利润弹性。
4.2航天特气：海南商发率先卡位，多基地复制打开空间
特气业务是公司从清洁能源服务向高端耗材服务延伸的代表。公司特种气体业务锚定航天特气，主要聚焦于氦气、氢气、高纯液态甲烷等。2023年凭借森泰能源氦气产能，公司取得商业航天配套项目用地，切入航空航天特气市场，签约海南航天发射场特燃特气项目（我国首个商业航天发射场），一期投资4.93亿元，为火箭发射提供液氢、液氧、液氮、氦气、高纯液态甲烷等产品，二期投资3亿元，扩产计划特燃特气生产及储运装置。2025年海南商发特燃特气一期项目已投产，成功配套9次（2025年全部）火箭发射，其中8次发生在2025年下半年。
与一次性制造设备不同，特燃特气属于随发射频次提升而持续消耗的保障型耗材，是为数不多的通胀品种。2026年，公司集中中标海南商业发射场2026-2028年度招采项目，其中高纯液态甲烷为唯一供应商，液氮、液氧中标比例79%，氦气中标比例21%；同时，2025-2027年度液氢采购由海南九丰通过现场采购合同供应。由此看，公司已成为海南商业发射场最核心的特燃特气供应商之一。
海南商发中长期发射能力上限较高。2号及后续在建/规划工位以“三平”模式为主，水平总装、测试和转运可压缩射前占位及射后恢复时间，显著提升单工位周转效率，将使发射准备时间从20天缩短至10天甚至更短。据此测算理论发射速率，8个工位全部建成后海南商业发射场火箭年发射能力理论测算可超过200发。
海南项目验证后，公司正向多发射基地复制。2025年，已拓展甘肃酒泉卫星发射中心、山东海阳东方航天港等商业航天发射基地的合作，并与上海航天设备制造总厂、中国 航天科技 集团商业火箭、中国长征火箭、北京天兵科技、上海空间推进研究所等单位在液态甲烷、液氧、液氮、氦气、氮气等产品上达成合作，部分项目已进入年度或三年期综合保障服务。参考高端特气行业，客户通常需经过审厂、产品认证等严格流程，进入供应体系后更换供应商成本较高。因此，公司在海南形成的发射验证与保障经验，有望转化为多基地、多客户复制的先发优势。
商业航天产业链正在进入高频发射阶段，2025年我国完成商业航天发射50次。可重复使用液体火箭迭代、海南商业发射场投运以及多地商业航天基地建设，共同推动发射活动向常态化保障转变。2026年7月10日长征十号乙运载火箭在海南商业航天发射场首次完成一子级可控回收，可回收火箭有望降低单位发射成本，扩大低轨组网等发射需求，并且复用模式要求发射场具备更快的周转能力，复飞带来的检测、维护流程也将提高对特气的使用需求，公司有望受益于特燃特气需求频次提升。
4.3同位素：布局战略性稳定同位素，巩固特种原材料优势
2026年4月，公司公告拟由子公司九丰稳同投资建设某类同位素产品项目，项目总投资18.42亿元，建设期约2年。九丰稳同由公司持股51%，同位素（厦门）科技集团持股44%，瑞昌核研院科技持股5%。该产品主要面向医疗与大健康、OLED、光纤、半导体等高端领域。由于项目涉及保密事项，公司未披露具体产品名称，但从合作方背景和下游应用看，可能指向氘系稳定同位素方向。从氦气、航天特气进一步延伸至氘系同位素，本质上是公司围绕“高壁垒、强战略属性”的资源型品种扩充产品矩阵，有助于增强在关键客户体系中的综合服务能力。
采购模式调整风险：2026年公司与马来西亚国家石油公司签署的LNG长约采购协议到期，当前由于气价较高，新签长期合约的价格吸引力有所下降，因此公司暂未签署新的长协，而是以类长协替代，若国际LNG价格长期维持高位，公司无法签署新的具有价格优势的长协，可能会对公司LNG供应的稳定性带来一定风险；
项目投产不及预期：公司当前有多个项目在建，其中新疆煤制气投资金额较大，若项目未能如期投产，可能会对公司未来业绩产生不利影响；
可转债转股价格低于当前股价：公司当前未转股可转债金额2.35亿元，占可转债发行总量10.33%，转股价格为19.88元/股，低于当前公司股价。
证券研究报告： 《 九丰能源 深度：成长期加速布局，多业务开花结果 》
姜 涛 SAC执业编号：S1130525120007
许子怡 SAC执业编号：S1130526030003