国金证券_成长期加速布局，多业务开花结果_20260713.pdf



成长期加速布局，多业务开花结果

投资逻辑：

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。

盈利预测、估值和评级

我们预测，2026-2028年公司归母净利润16.99/19.79/27.68亿元，同比+14.8%/+16.5%/+39.9%，对应PE为15.8/13.6/9.7倍。考虑公司主业毛差稳定、煤制气项目弹性突出、特气及同位素业务具备高壁垒属性，首次覆盖，给予“买入”评级。

风险提示

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。

公用事业与环保组

分析师：姜涛（执业S1130525120007）

jiang_tao@gjzq.com.cn

分析师：许子怡（执业S1130526030003）

xuziyi@gjzq.com.cn

联系人：郭仕豪

guoshihao@gjzq.com.cn

市价（人民币）：37.98元

人民币（元）

成交金额（百万元）


公司基本情况（人民币）

项目

2024

2025

2026E

2027E

2028E

营业收入(百万元)

22,047

20,269

28,010

28,120

29,072

营业收入增长率

-17.01%

-8.06%

38.19%

0.39%

3.39%

归母净利润(百万元)

1,684

1,480

1,699

1,979

2,768

归母净利润增长率

28.93%

-12.11%

14.81%

16.47%

39.87%

摊薄每股收益(元)

2.611

2.102

2.407

2.803

3.921

每股经营性现金流净额

3.17

2.32

2.63

3.51

3.82

ROE(归属母公司)(摊薄)

18.19%

13.14%

13.68%

14.44%

18.01%

P/E

10.92

20.50

15.78

13.55

9.69

P/B

1.99

2.69

2.16

1.96

1.74

来源：公司年报、国金证券研究所



内容目录

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 ... 5

二、LNG：海陆气源协同发力，内陆资源打开二次成长 ... 9

2.1 过去：以东莞接收站和海气资源构建稳定顺价能力 ... 9

2.2 当下：海气陆气双气源格局形成，内陆气源加速扩张 ... 12

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 ... 13

三、LPG：民用气稳毛差，码头扩容打开化工增量 ... 15

四、从航天特气到同位素，高壁垒产品矩阵成型 ... 17

4.1 氦气：BOG提氦产能投产，稀缺资源品迎价格弹性 ... 17

4.2 航天特气：海南商发率先卡位，多基地复制打开空间 ... 18

4.3 同位素：布局战略性稳定同位素，巩固特种原材料优势 ... 21

五、盈利预测与估值 ... 21

5.1 盈利预测 ... 21

5.2 投资建议与估值 ... 23

风险提示 ... 23

图表目录

图表 1: 公司业务布局逻辑清晰 ... 5

图表 2: 公司近五年股价复盘 ... 5

图表 3: 可比公司业务重心对比 ... 6

图表 4: 可比公司营业收入增长率对比 ... 6

图表 5: 可比公司毛利率对比 ... 6

图表 6: 2025年公司营业收入202.69亿元 ... 7

图表 7: 2025年公司归母净利润14.8亿元 ... 7

图表 8: 2025年公司分业务营业收入构成 ... 7

图表 9: 2025年公司分业务毛利润构成 ... 7

图表 10: 公司同业ROE对比 ... 8

图表 11: 公司同业归母净利率对比 ... 8

图表 12: 公司同业总资产周转率对比 ... 8

图表 13: 公司同业权益乘数对比 ... 8

图表 14: 公司经营、投资、融资现金流 ... 8

图表 15: 公司货币资金充裕 ... 8

图表 16: 公司资产负债率继续降低 ... 9



图表 17: 2025 年公司现金分红 4.4 亿元、回购 2.3 亿元 ... 9

图表 18: 公司清洁能源“哑铃型”业务发展模式 ... 9

图表 19: 2025 年公司 LNG 销售服务量 220 万吨 ... 10

图表 20: 公司 LNG 相关业务毛利润 ... 10

图表 21: 公司 LNG 毛差长期保持相对稳定 ... 10

图表 22: 九丰东莞接收站单位投资成本低于广东可比接收站 ... 10

图表 23: 公司 LNG 业务上下游匹配 ... 11

图表 24: LNG 长协、MSPA 框架协议与现货采购对比 ... 11

图表 25: 中国气电装机容量及增速 ... 12

图表 26: 2025 年主要省份气电装机容量 ... 12

图表 27: 公司参与供气电厂最大 LNG 需求量达 146 万吨 ... 12

图表 28: 公司 LNG 投产及在建项目 ... 13

图表 29: 新疆煤炭产量占比提升 ... 13

图表 30: 新疆坑口煤价大幅低于山西 ... 13

图表 31: 当前西气东输 4 条线已全面投运 ... 14

图表 32: 新疆煤制气新项目单位投资成本显著下降 ... 14

图表 33: 当前在建新疆煤制天然气项目产能达 100 亿方/年 ... 14

图表 34: 庆华二期煤制气项目单方成本测算 ... 14

图表 35: 新疆煤制气外输有显著成本优势 ... 15

图表 36: 庆华二期煤制气盈利测算 ... 15

图表 37: 公司 LPG 销售量稳中有增 ... 16

图表 38: 公司 LPG 吨毛差稳定性高 ... 16

图表 39: 公司两大码头核心资产已投运 ... 16

图表 40: LPG 居民用气与化工用气对比 ... 16

图表 41: 2022 年 2023 年 5PDH 产能快速增长 ... 17

图表 42: 公司 LPG 境内客户非居民用气占比提升 ... 17

图表 43: 公司能源物流服务业务模式 ... 17

图表 44: 能源物流的收入利润和毛利率 ... 17

图表 45: 2025 年中国氦气消费量及产量（万立方米） ... 18

图表 46: 中国氦气进口集中于卡塔尔和俄罗斯 ... 18

图表 47: 2026 年地缘冲突后我国氦气价格大幅上涨 ... 18

图表 48: 海南商业航天发射场特燃特气配套项目的应用情况 ... 19

图表 49: 公司中标海南商业发射场招采项目 ... 19

图表 50: 海南商业发射场理论火箭年发射量超 200 发 ... 20

图表 51: 公司拓展其他商业航天发射基地特燃特气项目 ... 20



图表 52: 2025 年至今商业航天发射火箭关键节点 ... 20

图表 53: 同位素项目合作方情况 ... 21

图表 54: 公司 LNG 业务经营数据预测 ... 21

图表 55: 公司 LPG 业务经营数据预测 ... 22

图表 56: 广汇能源煤制 LNG 项目产能利用率及毛利率 ... 22

图表 57: 公司煤制气项目投资收益预测 ... 22

图表 58: 公司细分业务营收拆分 ... 23


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。

图表1：公司业务布局逻辑清晰


来源：公司公告，国金证券研究所

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。

图表2：公司近五年股价复盘




来源：iFinD，公司公告，国金证券研究所

可比公司中，新奥股份、佛燃能源、深圳燃气均以城市燃气或综合燃气服务为重要利润来源，业务受居民接驳、房地产竣工和地方顺价机制影响更大；公司则更偏资源组织、生产加工和能源服务，主要客户覆盖工商业、交通燃料及气电等场景，顺价机制更灵活。在此基础上，公司继续布局特燃特气、煤制气、同位素等高壁垒业务，成长弹性不再只来自 LNG/LPG销量扩张，同样来自项目资产陆续投运后的利润释放。

图表3：可比公司业务重心对比

业务

九丰能源

新奥股份

佛燃能源

广汇能源

深圳燃气

城市燃气

√天然气零售43.5%

√城市燃气77.0%

√城市燃气40.9%

天然气销售

√天然气业务48.1%

√平台交易11%

√并入城市燃气口径

√天然气34.1%

√燃气资源28.3%

LNG生产与服务

√LNG生产与服务14.1%

△并入天然气，未单列

工程服务/智慧服务

√工程+智家28.7%

√延伸业务6.6%

√燃气工程12.0%

煤制气/煤化工

△新疆庆华二期煤制气

△能源生产1.9%

√煤化工23.9%

LPG进口/贸易

√LPG25.3%

△少量涉及

√并入燃气资源口径

综合能源

√综合能源13.5%

√新能源

√综合能源7.5%

能源物流服务

√能源物流8.0%

√基础设施运营2.4%

特燃特气

√特燃特气3.3%

△氢能业务

△掺氢、SOFC等项目

同位素

△九丰稳同

煤炭

√煤炭40.8%

来源：公司公告，国金证券研究所

备注： $ \surd $表示已有毛利贡献或核心业务布局； $ \triangle $表示未形成主要毛利，或试点、在建；业务占比为毛利润占比（基于2025年数据）

图表4：可比公司营业收入增长率对比


图表5：可比公司毛利率对比

来源：iFinD，国金证券研究所


来源：iFinD，国金证券研究所

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。

图表6：2025年公司营业收入202.69亿元


来源：iFinD，国金证券研究所

图表7：2025年公司归母净利润14.8亿元


来源：iFinD，国金证券研究所

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。

图表8：2025年公司分业务营业收入构成


来源：iFinD，国金证券研究所

图表9：2025年公司分业务毛利润构成


来源：iFinD，国金证券研究所

公司ROE较同业偏高，从杜邦拆解角度出发，高ROE来源于高净利率和高周转。公司净利率较同业偏高，主要源于海气高毛差且客户端不受城燃居民顺价和接驳等因素影响；总资产周转率虽随项目投入和资产扩张有所回落，但依然维持较高水平，主要源于优质中游资产的布局；而权益乘数远低于同业，说明公司并非依靠高杠杆放大ROE。综合来看，公司较高ROE更多来自较强顺价能力和高效资源周转，而非财务杠杆驱动。



图表10：公司同业ROE对比


来源：iFinD，国金证券研究所

图表11：公司同业归母净利率对比


来源：iFinD，国金证券研究所

图表12：公司同业总资产周转率对比


来源：iFinD，国金证券研究所

图表13：公司同业权益乘数对比


来源：iFinD，国金证券研究所

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。

图表14：公司经营、投资、融资现金流


图表15：公司货币资金充裕



来源：iFinD，国金证券研究所

来源：iFinD，国金证券研究所

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。

图表16：公司资产负债率继续降低


来源：iFinD，国金证券研究所

图表17：2025年公司现金分红4.4亿元、回购2.3亿元


来源：公司公告，国金证券研究所

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。

图表18：公司清洁能源“哑铃型”业务发展模式


来源：公司年报，国金证券研究所

2.1 过去：以东莞接收站和海气资源构建稳定顺价能力

LNG业务近年来成长性良好，是公司重要利润来源。2025年公司天然气业务主要受交通燃料和工业客户需求驱动，国内销售量保持稳定。近十年公司LNG业务销气量从67.5万吨提升至220.2万吨，复合增速14.0%；LNG相关业务毛利润从4.64亿元提升至13.04亿元，复合增速12.2%。2025年财报中，公司对LNG相关业务口径进行调整，外购气销售业务划分至天然气板块，自产LNG划分为LNG生产与服务板块。2025年LNG业务毛利润占公司毛利润的 62%。



图表19：2025年公司LNG销售服务量220万吨


来源：公司公告，国金证券研究所

图表20：公司LNG相关业务毛利润


来源：公司公告，国金证券研究所

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。

图表21：公司LNG毛差长期保持相对稳定


来源：公司年报，国金证券研究所

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。

图表22：九丰东莞接收站单位投资成本低于广东可比接收站

接收站

投产时间

设计周转能力(万吨/年)

投资额(亿元)

单位投资(元/吨)

九丰东莞LNG/LPG接收站

2012年

LNG150+LPG150

16

1067(LNG单项)533(综合口径)

广东大鹏LNG一期

2006年

370

74

2000



珠海LNG接收站一期

2013年

350

50.78

1451

深圳LNG接收站(迭福)

2018年

400

79

1975

惠州LNG接收站一期

2024年

400

66.36

1659

潮州华瀛LNG接收站一期

2024年

600

73.99

1233

来源：公司公告，东莞沙田镇政府，潮州市发改局，中国施工企业管理协会国家优质工程奖，国金证券研究所

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。

图表23：公司LNG业务上下游匹配


来源：公司公告，国金证券研究所

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。

图表24：LNG长协、MSPA框架协议与现货采购对比

对比项

传统SPA长协

MSPA框架协议

现货采购

合同本质

长期购销合同

主协议+多笔确认书/年度安排

单船或短期成交

资源锁定

明确年度合同量

锁定供应商通道，货量按确认书或年度安排确定

仅锁定当期船货

价格机制

长期公式提前约定

每笔或阶段性确认价格约定

每笔或阶段性确认价格



量约束 通常存在年度提货安排及 take-or-pay义务

弱于传统长协，强于临时现货

来源：重庆石油天然气交易中心，Trafigura LNG MSPA模板，国金证券研究所

注：MSPA为LNG短期贸易常用主协议框架，若在MSPA框架下形成未来2-5年的多船安排或年度船数约定，可视作介于长协和现货之间的类长协

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。

图表25：中国气电装机容量及增速


来源：公司公告，国金证券研究所

图表26：2025年主要省份气电装机容量


来源：公司公告，国金证券研究所

图表27：公司参与供气电厂最大LNG需求量达146万吨

电厂名称

参与方式

机组装机容量

机组型号

类型

设计发电量(亿千瓦时)

LNG最大消耗量(万吨)

中山永安电厂

参股

22万千瓦

9e

热电联产

13.0

16.7

中电九丰

参股4.48%获得供气权

40万千瓦

9e

热电联产

20.0

25.7

四会中电一期

在项目边建气化站拿到供气权

80万千瓦

9f

热电联产

33.3

42.8

粤文电力

接收站窗口期服务

92万千瓦

9f

热电联产

47.5

61.1

来源：公司公告，四会市人民政府，东莞市人民政府，九丰能源官网，国金证券研究所

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。



图表28：公司LNG投产及在建项目

项目名称

地点

产能/万吨

持股比例

投产进度

主营业务

并表产能

内蒙古森泰

内蒙古鄂尔多斯

28

85%

2015年3月投产

天然气液化加工

筠连森泰

四川宜宾筠连

20

100%

2015年11月投产

页岩气液化加工

叙永森能

四川泸州叙永

20

100%

一期2018年12月；二期2022年底投产

页岩气液化加工

古蔺森能

四川泸州古蔺

3.3

100%

2018年8月投产

页岩气液化加工

易安焦炉尾气合计

山西晋中

9.1180.41

51%

预计2027年5月投产

焦炉尾气制LNG

不并表产能

华油中蓝

四川巴中

30

40%

2015年5月投产

天然气液化加工

新疆庆华二期煤制气合计

新疆伊犁伊宁

亿方)

卜2028年投产

燃气生产

320

来源：公司公告，国金证券研究所

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。

图表29：新疆煤炭产量占比提升


来源：iFinD，国金证券研究所

图表30：新疆坑口煤价大幅低于山西


来源：iFinD，国金证券研究所


图表31：当前西气东输4条线已全面投运

线路

建成/投运时间

设计年输量

西气东输一线

2004年12月30日投运，2009年增输

120亿立方米/年（增输后170亿方）

西气东输二线

2012年12月30日投运

300亿立方米/年

西气东输三线

西段2014年8月25日投运；东段2016年12月12日投运；中段2025年9月26日投运

300亿立方米/年；其中中段250亿立方米/年

西气东输四线

2025年6月26日投运

150亿立方米/年

来源：国家能源局，国家管网，国金证券研究所

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。

图表32：新疆煤制气新项目单位投资成本显著下降

项目

产能(亿方/年)

投产时间

投资额(亿元)

单位投资额(元/方)

大唐克旗煤制天然气一期

13.3

2013

165

12.4

大唐克旗煤制天然气二期

13.3

2023

115.3

8.7

新疆庆华煤制天然气项目一期

13.75

2013

125

9.1

新疆庆华煤制天然气项目二期

40

预计2028

230

5.8

来源：公司公告，中国能源报，内蒙古发改委，伊宁县政府，国金证券研究所

图表33：当前在建新疆煤制天然气项目产能达100亿方/年

项目

业主

投资额(亿元)

产能(亿方/年)

进展情况

国能新疆准东20亿立方米/年煤制天然气项目

国能新疆煤制气有限公司、国家能源集团

168

20

在建(25年3月开工)

新疆天池能源准东20亿立方米/年煤制天然气项目

新疆天池能源有限责任公司、特变电工

170

20

在建(25年9月开工)

新疆新业准东20亿立方米/年煤制天然气项目

新疆新业国有资产经营(集团)有限责任公司、新疆沃疆清洁能源有限公司

155

20

在建(26年4月开工)

新疆庆华年产55亿立方米/年煤制天然气项目二期工程

新疆庆华能源集团有限公司、九丰能源合计

230

40

在建(26年5月签订EPC合同)

723

100

来源：公司公告，自治区发改委，国金证券研究所

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。

图表34：庆华二期煤制气项目单方成本测算

项目数据

单方数据

总投资(亿元)

230.33

用水量(万立方米)

2231.6

单位原料及燃料成本(元/方)

0.68

贷款比例

70%

折旧年限

15

单位折旧成本(元/方)

0.37

天然气产能(亿方)

40

残值率

3%

单位水电等运行成本(元/方)

0.15



原料煤耗(万吨)

1035.76

产能利用率

100%

单位财务费用(元/方)

0.14

燃料煤耗(万吨)

143.84

增值税税率

9%

单位成本(元/方)

1.34

碎煤价格(元/吨)

285

所得税税率

25%

末煤价格(元/吨)

140

贷款利率

3.50%

动力煤价格(元/吨)

350

水价(元/立方米)

6.42

单方电耗(度/方)

0.22

电价(元/度)

0.54

来源：公司公告，国金证券研究所

图表35：新疆煤制气外输有显著成本优势

终端

主要干线管道

起点、终点

含税运价

距离(公里)

单方管输成本/元/方

单方终端成本/元/方

管道气非管制气价/元/方

到华北

西一、二、三线西段(中卫以西)

霍尔果斯-宁夏中卫

0.1262

2445

0.31

0.71

1.94

3.16(北京)

中靖联络线、陕京系统

中卫-陕西-北京

0.2783

1451

0.40

到华东

西气东输一、二、三线西段(中卫以西)

霍尔果斯-宁夏中卫

0.1262

2445

0.31

0.84

2.07

3.47(上海)

西一线东段(中卫以东)

中卫-上海

0.2783

1918

0.53

到华南

西气东输一、二、三线西段(中卫以西)

霍尔果斯-宁夏中卫

0.1262

2445

0.31

1.02

2.25

3.47(广东)

西二线东段(中卫以东)

中卫-广东

0.2783

2562

0.71

来源：国家管网，国金证券研究所

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。

图表36：庆华二期煤制气盈利测算

项目

数据

北京门站价(元/方)(含税)(元/方)

3.16

管输价格(元/方)

0.71

入网价(元/方)(不含税)

2.25

单位成本(元/方)

1.34

单方利润总额(元/方)

0.90

单方所得税(元/方)

0.23

单方净利润(元/方)

0.68

产能(亿方)

40

项目税后净利润(亿元)

27.10

公司归母净利润(亿元)

13.55

来源：国金证券研究所测算

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。



图表37：公司LPG销售量稳中有增


来源：公司公告，国金证券研究所

图表38：公司LPG吨毛差稳定性高


来源：iFinD，公司公告，国金证券研究所

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。

图表39：公司两大码头核心资产已投运

接收站名称

地点

周转能力(万吨)

配套设施

东莞九丰立沙岛

东莞市立沙岛

150(LNG)+150(LPG)

配套16万方LNG储罐、14.4万方LPG储罐

LNG/LPG接收站

华凯LPG接收站

广州市南沙区

100

总库容9.87万方

来源：公司公告，国金证券研究所

居民用气与化工原料气的业务属性差异较大。居民用气单体需求分散，但配送、安检、终端服务和用户档案管理要求较高，客户粘性更强，价格传导也更容易通过区域零售体系逐步完成，因此是公司LPG业务毛差稳定的重要来源。化工原料气则主要面向PDH、裂解等装置客户，单体用量大、需求弹性强，新增客户可快速放大销量，但采购决策更受原料价差、装置开工和产品利润影响，吨毛差通常低于分散终端客户。因此公司LPG业务扩张并不是用低毛差化工贸易替代居民用气，而是在继续稳定拓展高粘性、高价值民用基本盘的基础上，依托新增码头、仓储和资源组织能力承接化工原料气增量。

图表40：LPG居民用气与化工用气对比

维度

居民用气

化工原料气

需求属性

居民、餐饮、小商业等终端用气，需求刚性，单户用量小、客户分散，区域配送半径明确

PDH、裂解等装置原料，需求随装置投产、检修、利润和原料价差波动

客户粘性

高。瓶装气经营涉及实名购气、用户建档、配送、安检和持续安全服务，客户更依赖本地服务网络

偏高但价格敏感。大型化工客户对稳定货源、船期、罐容、品质和履约能力要求高，但采购决策更受到岸成本、加工价差和开工率影响

单体用量

单体用量小，单一客户流失影响有限

单体用量大，单一化工客户用量可达几十万吨，新增化工客户可以快速放大销量，但波动同样大

毛差水平

毛差通常高于化工原料气且更稳定，核心来自终端配送、区域渠道和小客户服务溢价

毛差通常低于分散终端，且毛差可能跟随价差情况有所波动

来源：应急管理部，国金证券研究所

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%。

图表41：2021-2025年中国PDH产能快速增长


图表42：公司LPG境内客户非居民用气占比提升

来源：公司公告，国金证券研究所


来源：公司公告，国金证券研究所

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）。

图表43：公司能源物流服务业务模式


来源：公司公告，国金证券研究所

图表44：能源物流的收入利润和毛利率


来源：公司公告，国金证券研究所

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。

图表45：2025年中国氦气消费量及产量（万立方米）


图表46：中国氦气进口集中于卡塔尔和俄罗斯

来源：公司公告，国金证券研究所


来源：智研咨询，国金证券研究所

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。

图表47：2026年地缘冲突后我国氦气价格大幅上涨


来源：iFinD，国金证券研究所

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。

图表48：海南商业航天发射场特燃特气配套项目的应用情况

产品

装置

工程进展

产品主要用途

应用情况

验证情况

液氢

甲醇制氢及氢液化装置

氢氧火箭推进剂(燃料)

(1)2025年3月12日,应用于长征八号遥六运载火箭发射;

液氧

空分装置(液氧)

液体火箭推进剂(氧化剂)

(2)2025年7月30日,应用于长征八号遥发火箭发射;

液氮

空分装置(液氮)

液体火箭核心部件常规吹扫、气密性检查及气体置换

(3)2025年8月4日,应用于长征十二号运载火箭发射;

安装调试已完成,试生产中

(4)2025年8月26日,应用于长征八号甲运载火箭发射;

氦气

液氦存储及气化装置

液体火箭核心部件深度吹扫、精密检漏及气体置换;液体火箭推进剂增压输送

(5)2025年10月16日,应用于长征八号甲运载火箭发射;

产品品质顺利通过发射验证

高纯液态甲烷

液态甲烷纯化(低温精馏)及存储装置

安装完成,通过单机调试

液氧甲烷火箭推进剂(燃料)

作为推进剂(燃料),将应用于未来主流的液氧甲烷火箭发射

待验证,预计可满足发射要求

来源：公司公告，国金证券研究所

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。

图表49：公司中标海南商业发射场招采项目

项目

合同时间

中标金额

中标比例

液氮、液氧

海南商发2026-2028年发射项目采购

2026/4/1-2028/3/31

9265.15万元

79%

氦气

海南商发2026-2028年发射项目采购

2026/4/1-2028/3/31

848.44万元

21%

液氢

海南商发2025-2027年发射项目采购

2025/1-2027/6/30

现场采购合同

100%

液态甲烷

海南商发2026-2028年发射项目采购

2026/4/1-2028/3/31

4429.75万元

100%

来源：中国通用招标网，国金证券研究所

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。


图表50：海南商业发射场理论火箭年发射量超200发

发射模式

理论发射速率

理论年发射量(发)

竣工时间

1号工位

三垂

20天/发

18

2023/12/29

2号工位

三平

10天/发

36

2024/6/6

3-4号工位

三平

10天/发

36

2025/1/25开工，预计26年底竣工

5-8号工位

三平*

10天/发

36

尚未开工

合计

270

来源：人民日报，新华网，国金证券研究所

注：5-8号工位尚未开工，假设延续3-4号工位采用三平测发模式

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。

图表51：公司拓展其他商业航天发射基地特燃特气项目

合作方

合作内容

服务实施地

上海航天设备制造总厂有限公司

液态甲烷、液氮、液氧、氦气、氢气等产品

山东海阳东方航天港

中国航天科技集团商业火箭有限公司

液氧、液氮、液态甲烷、氦气等产品

甘肃酒泉卫星发射中心

中国长征火箭有限公司

液氮、氦气等产品

海南商业航天发射场

北京天兵科技有限公司

液氧、液氮等产品

山东海阳东方航天港

甘肃酒泉卫星发射中心

上海空间推进研究所

三年期氦气、氮气等产品综合保障服务

-

来源：公司公告，国金证券研究所

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。

图表52：2025年至今商业航天发射火箭关键节点

时间

火箭/事件

发射场地

亮点

2025/3/12

海南商业航天发射场一号工位首发

海南商业航天发射场

长征八号遥六“一箭十八星”，我国首个商业航天发射场具备双工位发射能力

2025/5/17

朱雀二号改进型遥二发射

东风商业航天创新试验区

液氧甲烷火箭成功将6颗卫星送入轨道，民营液体火箭进入连续发射阶段

2025/10/11

引力一号遥二海上发射

山东海阳

全球最大运力固体火箭完成第二次海上发射，大型民营固体火箭进入商业运营阶段

2025/12/3

朱雀三号首飞

酒泉

二子级成功入轨，并开展一子级再入返回等核心技术验证；可重复使用液体火箭迈入轨道级验证阶段

2025/12/12

长征十二号发射低轨16组卫星

海南商业航天发射场

火箭转场后3天完成加注、发射，创发射场工位占位时间最短纪录

2026/6/9

朱雀二号改进型遥六

东风商业航天创新试验区

“一箭双星”发射千帆DTC01星和中国移动02星，开展手机直连卫星试验


2026/7/10

长征十号乙回收成功

海南商业航天发射场

我国首次成功实施运载火箭一子级可控回收，也是全球首次运载火箭网系回收

来源：新华网，国家航天局，国际科技创新中心，科技日报，国金证券研究所

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。

图表53：同位素项目合作方情况

合作方

持股比例

主体背景

与项目相关的信息

同位素(厦门)科技集团有限公司

44%

2023年6月成立，瑞昌稳同企业管理中心持股34.1%，属稳同系企业

稳同体系产品覆盖重水、氘代试剂、$ ^{13}C/^{15}N/^{18}O/B $等同位素标记化合物、同位素气体

瑞昌核研院科技有限公司

5%

2019年6月成立，瑞昌核物理应用研究院持有100%股权

经营范围带有核技术应用、实验装备、新材料研发和工程化服务属性，母公司定位核能军民两用技术成果转化

来源：公司公告，稳同科技官网，爱企查，国家原子能机构，国金证券研究所

五、盈利预测与估值

5.1 盈利预测

1）LNG业务

根据前文分析，公司将继续拓展内陆气源，假设公司2026-2028年长协（类长协）采购量分别为70、75、75万吨，境内外现货采购量为85、85、90万吨，内陆LNG产量分别为 90、120、140万吨，根据历史数据，产销率设为 100%，2026-2028年LNG销量分别为245、 280、305万吨。2026年LNG价格受地缘政治影响维持高位，此后逐年恢复，26-28年LNG销售价格分别为5373、4884、4462元/吨。但LNG价格波动对公司毛差影响很小，假设毛差继续保持稳定，分别为591、586、580元/吨。

图表54：公司LNG业务经营数据预测

LNG

2024

2025

2026E

2027E

2028E

销售量/万吨

257

220

245

280

305

LNG毛差/元/吨

490

591

591

586

580

销售价格/元/吨

4417

4321

5373

4884

4462

/蓄电池实际

37

9

64

75

08

营业成本/百万元

10078

8225

11716

12034

11839

毛利率/%-测算

11%

14%

11%

12%

13%

毛利/百万元

1259

1304

1448

1641

1769

来源：iFinD，国金证券研究所

注：包含天然气、LNG生产及服务业务

2）LPG业务

根据前文分析，公司华凯码头落地后LPG销量将提升，假设2026-2028年LPG销量增速分别为 12%、10%、10%，销售量分别为229、252、277万吨。毛差整体相对稳定，考虑化工用气占比提高带来的毛差下降，同时2026年受地缘政治影响，LPG毛差有所抬升，假设


2026-2028年毛差分别为290、270、260元/吨。

图表55：公司LPG业务经营数据预测

LPG

2024

2025

2026E

2027E

2028E

销售量/万吨

184

205

229

252

277

YOY/%

-3.7%

11.2%

12.0%

10.0%

10.0%

单位售价/元/吨

4793

4301

5453

4659

4429

销售收入/百万元

8818

8799

12488

11735

12273

单位成本/元/吨

4523

4042

5163

4389

4169

LPG毛差/元/吨

271

259

290

270

260

毛利润/百万元

498

530

664

680

720

来源：iFinD，国金证券研究所

3）煤制气投资收益

公司煤制气项目预计2028年投产，售价及各项成本根据前文测算得到。参考可比公司广汇能源新疆煤制LNG项目2023-2025年产能利用率及毛利率情况，2025年产能利用率为 93.9%，毛利率为 37.6%。考虑项目投产后产能爬坡等因素，假设2028年产能利用率 70%，销售煤制气28亿方，净利润为14.3亿元，项目净利率 22.8%。公司持股比例 50%，则2028年煤制气项目贡献投资收益7.2亿元。

图表56：广汇能源煤制LNG项目产能利用率及毛利率

2023

2024

2025

产能利用率

82.9%

97.5%

93.9%

毛利率

61.7%

37.5%

37.6%

来源：广汇能源公司公告，国金证券研究所

图表57：公司煤制气项目投资收益预测

煤制气投资收益

2024

2025

2026E

2027E

2028E

销售收入/亿元

62.9

售价/元/方(不含税)

2.25

销量/亿方

28

折旧成本/亿元

14.9

财务费用/亿元

5.6

原料及燃料成本/亿元

18.9

水电等运营成本/亿元

4.3

利润总额/亿元

19.1

所得税/亿元

4.8

净利润/亿元

14.3

持股比例

50%

投资收益/亿元

7.2

来源：iFinD，国金证券研究所

LPG：基于以上假设预测2026-2028年营业收入分别为124.88/117.35/122.73亿元，毛利率分别为 5.3%/5.8%/5.9%。

LNG：预测2026-2028年营业收入分别为131.64/136.75/136.08亿元，毛利率分别为 11%/12%/13%。

特种气体：氦气产能从50万方/年提升至150万方/年，考虑地缘冲突导致氦气价格上涨，假设2026-2028年氦气价格分别为210/168/134元/方；同时商业航天业务发射量增加，假设2026-2028年发射次数为35/90/180次，预测2026-2028年营业收入分别为 4.29/6.84/10.64亿元，毛利率分别为 50.8%/46.0%/42.3%。


其他化工产品营收增速假设为 5% ，毛利率保持 2% ；能源物流服务因25年修船导致营收利润下降，26年恢复，2026-2028年营业收入增速分别为 13%/5%/5% ，毛利率分别为 34%/33%/32% ；其他业务营收稳定，毛利率保持 20%。

图表58：公司细分业务营收拆分

板块

2024

2025

2026E

2027E

2028E

LPG

营收(百万元)

8,817.7

8,798.6

12,487.5

11,735.0

12,272.8

YOY

0.1%

-0.2%

41.9%

-6.0%

4.6%

毛利率

5.6%

6.0%

5.3%

5.8%

5.9%

毛利(百万元)

497.8

530.4

664.1

680.1

720.4

营收(百万元)

11,336.7

9,528.8

13,163.6

13,675.0

13,607.7

LNG

YOY

-30.2%

-15.9%

38.1%

%

%

毛利率

11.1%

13.7%

11.0%

12.0%

13.0%

毛利(百万元)

1,258.8

1,303.9

1,448.0

1,641.0

1,769.0

营收(百万元)

235.3

145.1

429.1

683.9

1,064.2

特种气体

YOY

46.6%

-38.3%

195.8%

59.4%

55.6%

毛利率

28.8%

47.5%

50.8%

46.0%

42.3%

毛利(百万元)

67.8

69.0

217.8

314.6

449.9

营收(百万元)

1,051.1

1,254.8

1,317.5

1,383.4

1,452.5

其他化工产品

YOY

-1.7%

19.4%

5.0%

5.0%

5.0%

毛利率

2.3%

2.2%

2.0%

2.0%

2.0%

毛利(百万元)

23.7

27.3

26.3

27.7

29.1

营收(百万元)

605.0

540.9

611.3

641.8

673.9

能源物流服务

YOY

114.3%

-10.6%

13.0%

5.0%

5.0%

毛利率

34.4%

30.9%

34.0%

33.0%

32.0%

毛利(百万元)

208.4

166.9

207.8

211.8

215.7

营收(百万元)

1.4

1.1

1.1

1.1

1.1

其他业务

YOY

22.3%

-16.4%

0.0%

0.0%

0.0%

毛利率

34.0%

19.7%

20.0%

20.0%

20.0%

毛利(百万元)

0.5

0.2

0.2

0.2

0.2

营收(百万元)

22,047.2

20,269.3

28,010.2

28,120.3

29,072.3

合计

YOY

-17.0%

-8.1%

38.2%

0.4%

3.4%

毛利率

9.3%

10.3%

9.2%

10.2%

11.0%

毛利(百万元)

2,056.8

2,097.8

2,564.3

2,875.5

3,184.3

来源：iFinD，国金证券研究所

5.2 投资建议与估值

基于以上分析，我们预计2026-2028年公司分别实现营业收入280.10/281.20/290.72亿元，归母净利润16.99/19.79/27.68亿元，同比+14.8%/+16.5%/+39.9%，对应EPS为 2.41/2.80/3.92元。公司打造海气+陆气LNG的多元化气源组合，考虑煤制气项目成长性和卡位商业航天特气赛道，首次覆盖，给予公司“买入”评级。

风险提示

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；


能源价格大幅波动：公司主营产品为LPG、LNG，采购主要来源于国际市场，采购定价主要挂钩国际市场指数。公司虽已建立良好的顺价协议，但如果LNG及LPG价格持续大幅波动，将提高公司顺价难度，导致毛差有所波动。

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。



附录：三张报表预测摘要

2023

2024

2025

2026E

2027E

2028E

主营业务收入

26,566

22,047

20,269

28,010

28,120

29,072

增长率

-17.0%

-8.1%

38.2%

0.4%

3.4%

主营业务成本

-24,489

-19,990

-18,172

-25,446

-25,245

-25,888

%销售收入

92.2%

90.7%

89.7%

90.8%

89.8%

89.0%

毛利

2,077

2,057

2,098

2,564

2,875

3,184

%销售收入

7.8%

9.3%

10.3%

9.2%

10.2%

11.0%

营业税金及附加

-30

-33

-31

-34

-37

-44

%销售收入

0.1%

0.1%

0.2%

0.1%

0.1%

0.2%

销售费用

-204

-229

-250

-252

-281

-320

%销售收入

0.8%

1.0%

1.2%

0.9%

1.0%

1.1%

管理费用

-298

-315

-329

-364

-394

-436

%销售收入

1.1%

1.4%

1.6%

1.3%

1.4%

1.5%

研发费用

-4

-10

-12

-11

-14

-17

%销售收入

0.0%

0.0%

0.1%

0.0%

0.1%

0.1%

息税前利润(EBIT)

1,541

1,470

1,477

1,903

2,150

2,367

%销售收入

5.8%

6.7%

7.3%

6.8%

7.6%

8.1%

财务费用

17

11

-61

-77

-49

-72

%销售收入

-0.1%

0.0%

0.3%

0.3%

0.2%

0.2%

资产减值损失

-100

-69

15

-20

-20

-20

公允价值变动收益

-18

-1

1

1

1

1

投资收益

-23

46

100

65

115

831

%税前利润

n.a

2.4%

6.4%

3.4%

5.1%

26.2%

营业利润

1,488

1,886

1,567

1,932

2,257

3,167

营业利润率

5.6%

8.6%

7.7%

6.9%

8.0%

10.9%

营业外收支

-1

0

5

0

0

0

税前利润

1,487

1,886

1,572

1,932

2,257

3,167

利润率

5.6%

8.6%

7.8%

6.9%

8.0%

10.9%

所得税

-172

-199

-66

-213

-248

-348

所得税率

11.6%

10.5%

4.2%

11.0%

11.0%

11.0%

净利润

1,315

1,688

1,506

1,720

2,009

2,819

少数股东损益

9

4

26

21

30

51

归属于母公司的净利润

1,306

1,684

1,480

1,699

1,979

2,768

净利率

4.9%

7.6%

7.3%

6.1%

7.0%

9.5%

2023

2024

2025

2026E

2027E

2028E

净利润

1,315

1,688

1,506

1,720

2,009

2,819

少数股东损益

9

4

26

21

30

51

非现金支出

445

471

369

450

512

573

非经营收益

199

-281

-124

11

-25

-714

营运资金变动

199

169

-116

-329

-18

17

经营活动现金净流

2,158

2,047

1,634

1,852

2,478

2,695

资本开支

-1,181

-1,378

-379

-930

-940

-940

投资

-1,305

481

-1,191

-1,049

-1,299

-1,815

其他

188

-21

183

65

115

831

投资活动现金净流

-2,298

-917

-1,387

-1,914

-2,124

-1,924

股权募资

10

33

94

-31

0

0

债权募资

1,853

70

534

-32

674

883

其他

-678

-799

-1,236

-592

-794

-1,235

筹资活动现金净流

1,186

-695

-609

-656

-120

-352

现金净流量

1,025

468

-436

-718

235

419

来源：公司年报、国金证券研究所

资产负债表(人民币百万元)

2023

2024

2025

2026E

2027E

2028E

货币资金

5,463

5,862

5,385

4,661

4,889

5,301

应收款项

617

538

462

670

673

695

存货

975

930

719

1,185

1,176

1,206

其他流动资产

977

430

818

910

956

998

流动资产

8,032

7,760

7,384

7,426

7,693

8,200

%总资产

55.7%

51.2%

46.3%

42.3%

39.3%

36.8%

长期投资

637

692

910

1,960

3,260

5,076

固定资产

4,274

4,653

4,778

5,185

5,535

5,830

%总资产

29.7%

30.7%

30.0%

29.6%

28.3%

26.2%

无形资产

1,310

1,380

2,108

2,196

2,277

2,355

非流动资产

6,378

7,395

8,558

10,112

11,860

14,063

%总资产

44.3%

48.8%

53.7%

57.7%

60.7%

63.2%

资产总计

14,409

15,154

15,942

17,538

19,554

22,263

短期借款

1,085

1,289

1,957

1,324

1,398

1,582

应付款项

1,374

1,026

317

784

778

798

其他流动负债

594

603

707

676

704

795

流动负债

3,054

2,919

2,980

2,785

2,880

3,175

长期贷款

793

638

683

1,383

1,983

2,683

其他长期负债

2,408

1,983

638

551

555

558

负债

6,255

5,540

4,302

4,719

5,418

6,416

普通股股东权益

7,775

9,257

11,261

12,419

13,705

15,366

其中：股本

629

645

704

705

705

705

未分配利润

3,813

4,900

5,546

6,736

8,022

9,683

少数股东权益

379

357

379

400

430

481

负债股东权益合计

14,409

15,154

15,942

17,538

19,554

22,263

比率分析

2023

2024

2025

2026E

2027E

2028E

每股指标

每股收益

2.075

2.611

2.102

2.407

2.803

3.921

每股净资产

12.356

14.358

15.995

17.593

19.415

21.768

每股经营现金净流

3.430

3.175

2.321

2.625

3.513

3.819

每股股利

0.700

1.229

0.652

0.722

0.982

1.569

回报率

净资产收益率

16.80%

18.19%

13.14%

13.68%

14.44%

18.01%

总资产收益率

9.06%

11.11%

9.28%

9.69%

10.12%

12.43%

投入资本收益率

11.24%

9.86%

9.59%

10.65%

10.69%

10.28%

增长率

主营业务收入增长率

10.91%

-17.01%

-8.06%

38.19%

0.39%

3.39%

EBIT增长率

32.16%

-4.59%

0.45%

28.90%

12.96%

10.11%

净利润增长率

19.81%

28.93%

-12.11%

14.81%

16.47%

39.87%

总资产增长率

27.41%

5.17%

5.20%

10.01%

11.49%

13.86%

资产管理能力

应收账款周转天数

4.7

7.4

6.6

6.5

6.5

6.5

存货周转天数

14.6

17.4

16.6

17.0

17.0

17.0

应付账款周转天数

9.1

15.4

10.5

9.0

9.0

9.0

固定资产周转天数

37.1

68.4

77.7

60.5

63.8

64.4

偿债能力

净负债/股东权益

-25.94%

-22.96%

-21.39%

-14.03%

-9.57%

-5.56%

EBIT利息保障倍数

-88.3

-137.6

24.1

24.7

44.3

33.0

资产负债率

43.41%

36.56%

26.98%

26.91%

27.71%

28.82%



市场中相关报告评级比率分析

日期

一周内

一月内

二月内

三月内

六月内

买入

1

3

10

20

33

增持

0

0

0

5

0

中性

0

0

0

0

0

减持

0

0

0

0

0

评分

1.00

1.00

1.00

1.20

1.00

来源：聚源数据

投资评级的说明：

买入：预期未来6一12个月内上涨幅度在 15%以上；

增持：预期未来6一12个月内上涨幅度在 $5\% -15\%$

中性：预期未来6一12个月内变动幅度在 $ - 5\% - 5\% $;

减持：预期未来6-12个月内下跌幅度在 5%以上。

市场中相关报告评级比率分析说明：

市场中相关报告投资建议为“买入”得1分，为“增持”得 2分，为“中性”得3分，为“减持”得4分，之后平均计算得出最终评分，作为市场平均投资建议的参考。

最终评分与平均投资建议对照：

1. 00 =买入；1.01~2.0=增持；2.01~3.0=中性

1. 01~4.0=减持



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