2022年度，受地缘政治、俄乌冲突、“北溪”管道泄漏、欧洲天然气短缺及库存变化等因素影响，国际天然气供需结构性错配问题凸显，推动价格持续高位震荡运行。受此影响，国内天然气价格波动加大，对公司经营带来一定挑战。报告期内，公司清洁能源业务实现积极、稳健增长。其中，LNG业务方面，2022年度面对复杂多变的外部环境，公司积极构建“海气+陆气”双资源池，调整和优化运营模式，提升资源配置效率，优化客户用能成本，盈利水平较去年同期实现较快增长；LPG业务方面，公司继续巩固华南区域优势，整合资源与开拓市场并重，稳固顺价能力，不断提升客户满意度，盈利能力实现稳步提升。报告期内，公司在夯实清洁能源业务的基础上，积极布局能源服务与特种气体业务，并取得积极成果，为未来持续稳健增长奠定了良好的基础。2022年度，公司实现营业收入2,395,364.02万元，同比增长29.56%；实现归属于上市公司股东的净利润108,992.54万元，同比增长75.87%；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105,712.48万元，同比增长65.47%。截至2022年12月31日，公司资产总额1,130,935.14万元，负债总额412,820.60万元，资产负债率36.50%；归属于上市公司股东的净资产694,179.74万元；2022年度，公司加权平均净资产收益率达17.67%。2022年度，公司经营活动产生的现金流量净额为169,580.22万元，同比增长1,794.57%。公司持续进行战略规划与回顾，适时根据内外部环境的变化，优化与细化清洁能源业务战略内涵，对海气与陆气资源、长约气与现货气、国内市场与国际市场、直接终端用户与中间商客户、顺价收益与客户利益平衡、同行业竞争与合作等关键环节进行充分论证并持续优化；2022年，公司在清洁能源业务基础上，提出了能源服务和特种气体业务发展战略与规划，通过战略牵引为公司发展定锚。公司定位为“具有价值创造力的清洁能源服务商”，立足于清洁能源产业，通过布局“海气+陆气”双资源池，逐渐形成“端到端”（从资源端到直接用户终端）的一体化全产业链格局，进而实现在上游资源方面灵活配置、成本优化，中间输送环节安全高效、费用可控，下游销售方面实现国际、国内双顺价。公司从事清洁能源产业30余载，经历过行业多轮周期性波动，对产业发展有着深刻理解，特别是在海气方面，公司从过去的单一贸易商，逐渐发展成为纵向一体化的专业运营服务商，在趋势判断、交易策略、船贸结合、资金效率、代采代购、货物优化、LNG船运、锁价套保、进口报关、一船多卸、信用增信、顺价模式等方面具有较强的专业能力，并逐渐形成业务发展的综合壁垒，驱动公司清洁能源业务稳健发展。多年来，公司持续打造高效、专业、敏感度高、市场反应快的“狼性”营销团队，构建适应竞争的营销体系，强化销售“大脑”作用，通过“事业部制”（天然气及综合能源服务事业群、LNG国际事业部、LPG事业部、化工事业部等）做精做细各业务板块，推动客户结构持续优化与销售规模稳步提升。公司清洁能源与能源服务业务具有一定的“重资产”和“资源性”属性，发展过程伴随着外延式整合。随着公司成功上市，一方面公司的资本实力和融资能力得到增强，助推公司内涵式高质量发展；另一方面可以采用更多的资本市场工具和交易手段，通过资本运作力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，不断提升员工的积极性、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核心关键因素。2022年，公司经营发展的关键词为“开拓”，按照目标明确、统筹规划、执行有力、管控有度、高效协同的发展思路，在业务链条、业务方向、业务手段等不断开拓、创新，较好地完成了年度经营业绩目标及关键发展指标。LNG业务：在资源端，报告期内，公司在海气资源优势基础上，快速完善国内资源渠道，积极布局国产LNG资源市场，构建“海气+陆气”双资源池，提升资源安全性，降低单一气源波动风险。在运营端：国内业务方面，报告期内，公司持续完善以工业（园区）用户、燃气电厂、大客户等直接终端用户为主，城市燃气、贸易商为代表的中间商客户为辅的客户结构，不断提升资源的配置效率，满足客户用能需求；2022年度，鉴于终端气价水平整体偏高，公司以优化存量客户用能成本、提升存量客户黏性为首要任务，审慎拓展新增客户，确保终端市场的稳健发展；国际业务方面，报告期内，公司审慎研判国际LNG价格波动趋势，利用自身在资源池、LNG船运、国际信用、专业能力等方面的优势，积极探索国际业务的稳定顺价模式，规避跨期风险敞口，满足国际客户的综合需求。在销售与顺价方面：公司通过价价联动、背靠背交易、协议顺价等方式，构建不同类型资源与客户的匹配关系，强化国际、国内业务顺价能力，降低LNG价格波动对公司盈利能力的影响。在销量方面：2022年度，公司LNG、PNG等产品销量达146.35万吨，实现销售收入1,256,817.96万元。LPG业务：在市场拓展方面，报告期内，公司在良好的资源池和国际信用基础上，以码头及库容为依托，继续夯实在华南地区、港澳地区LPG市场的领先地位，同时扩大业务覆盖半径，积极开拓湖南、广西、江西等周边市场，并尝试切入其他市场；此外，报告期内，公司积极研判LPG国际市场波动趋势，国际业务规模实现稳步提升。在终端应用方面，报告期内，公司在巩固民用气消费市场的基础上，强化在化工原料用气市场的布局与投入力度，化工原料气业务取得积极突破。在新项目拓展方面，报告期内，公司与惠州市港口投资集团、惠州大亚湾石化工业区投资等相关方达成协议，拟共同投资建设液化烃码头项目（5万吨级），并与惠州港公用液体化工码头、惠州大亚湾石化工业区投资、湖南宇新化工等相关方共同投资建设配套LPG仓储基地，打造“码头+库区”一体化服务模式，为埃克森美孚乙烯项目、湖南宇新化工可降解塑料项目、化工园区的其他潜在客户相关项目以及公司LPG业务提供一体化配套服务。在销量方面，2022年度，公司LPG产品销量达197.90万吨，实现销售收入1,036,747.35万元。报告期内，公司根据清洁能源业务发展现状、资产属性、业务模式等差异与特点，在传统购销顺价模式外，将LNG船运、LNG接收与仓储、LNG槽运等具有公用事业属性的资产，通过优化机制与运作模式，向第三方全面开放，形成能源物流服务业务。同时，随着森泰能源整合进入上市公司体内，公司把向上游资源方提供井口天然气回收利用配套作业并获取相对稳定收益的服务型业务，纳入能源作业服务范畴并重点推动。公司将两者统称为能源服务业务。此外，报告期内，公司通过延伸LNG业务产业链，将内蒙森泰BOG提氦项目由点到面拓展为氦气业务，并大力发展。同时，公司根据氢能行业发展现状及未来前景，将原有氢能业务战略进行升级，确定了氢气业务的短中长期发展规划。公司将以氦气与氢气为基础，并积极向电子特气等其他气体领域拓展，形成特种气体业务。公司能源服务与特种气体业务纳入核心主业后，与清洁能源业务共同形成“一主两翼”的业务发展格局，通过组织、机制、人员的差异化调整与优化，在发挥业务协同性的同时，进行针对性的资源投入和重点布局，可以有效提升公司整体发展质量，增强经营抗波动能力。报告期内，公司按照“上陆地、到终端、出华南”的LNG业务发展战略，把陆气资源整合放在优先位置，通过外延式并购方式推进优质资产布局，并取得积极进展。2022年度，公司筹划并积极实施森泰能源100%股权重组项目，本次交易对价为18亿元人民币。经中国证监会批复核准，2022年11月30日，森泰能源100%股权已变更登记至公司名下，成为公司的全资子公司；2022年12月29日，公司完成向NewSources、李婉玲等53名森泰能源原股东发行股份、可转换公司债券以支付相关交易对价，新增股份、可转换公司债券登记和上市手续已办理完成。2022年度，森泰能源实现营业收入310,187.65万元，实现归属于母公司股东的净利润30,186.06万元。报告期内，公司筹划通过现金交易方式向河北蓝金清洁能源开发有限公司购买其持有的华油中蓝28%股权，本次交易对价为2.26亿元人民币。2022年6月，公司完成相关资产交割和工商变更手续，成为华油中蓝第一大股东。2022年度，华油中蓝实现营业收入195,273.94万元，实现归属于华油中蓝全体股东的净利润26,874.06万元。2022年10月21日，公司与中国油气控股签署了《重组意向协议》，就公司拟参与中国油气控股重组的相关事项达成初步合作意向。报告期内，公司积极推进中国油气控股重组，完成项目详细尽职调查工作，并与相关方进行持续磋商。目前，公司正处于模式优化、资源布局、整合发展的关键时期。在此背景下，公司计划通过制定集团层面中长期经营计划，并滚动实施中长期激励计划，加快战略落地，形成战略、规划、预算、考核、激励、文化为一体的良性循环机制，推动公司持续稳健增长，为广大股东创造价值。公司将根据经营计划的制定、调整或优化情况，一般以2年左右为一个滚动周期，同时结合外部环境因素择机推出各期激励计划，激励方式包括员工持股计划、限制性股票激励计划或股票期权激励计划等。报告期内，公司实施了第一期员工持股计划，参加对象包括公司部分董事（不含独立董事）、监事、高级管理人员、各事业部总经理、各职能中心总经理及部分核心业务骨干。公司层面业绩考核指标为2022-2024年归母净利润分别不低于9.5亿元、12亿元（或2022-2023年累计不低于21.5亿元）、15亿元（或2022-2024年累计不低于36.5亿元），较2021年分别增长不低于53.29%、93.63%、142.03%。公司自2021年5月上市以来，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相关承诺，保护广大投资者特别是中小投资者的核心利益，努力用良好的经营业绩回馈广大投资者，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，公司实现归属于上市公司股东的净利润108,992.54万元，创历史最高值，同时积极通过权益分派、股份回购等方式维护全体股东利益。2022年5月，公司实施了2021年年度权益分派，以分派前公司总股本为基数，向全体股东每股派发现金红利0.25元（含税），共计派发现金红利11,074.25万元；以资本公积金向全体股东每股转增0.4股，共转增177,187,946股。报告期内，受外围市场、行业波动等多重因素影响，公司股价出现一定程度下跌，与公司基本面情况出现背离，为切实维护全体股东利益，增强投资者信心，公司两次启动股份回购计划。第一次股份回购已实施完毕，累计回购公司股份700.0080万股，占公司总股本（620,157,812股）的1.13%，回购资金总额为15,073.69万元。第二次回购股份于2022年12月22日启动实施，拟回购的资金总额不低于15,000万元（含）且不超过30,000万元，报告期内已回购股份210.87万股，已回购资金总额4,404.34万元。此外，公司挂牌股票被纳入上证380指数（含相对成长指数、相对价值指数、高贝塔指数等）、中证1000指数、中证智选1000成长创新策略指数、中证粤港澳大湾区质量成长均衡指数、中证沪港深互联互通非周期指数、中证沪港深互联互通现代服务指数等多项指数，并成为沪股通、融资融券标的股票，公司资本市场形象与关注度持续提升。报告期内，公司深入推进清洁能源业务数字化转型，重点围绕绿色低碳、安全生产、智慧运营等维度开展技术创新和数字化赋能，加快打造以客户为中心，全产业链智慧运营的数字化服务体系。报告期内，公司积极推动建设架构开放、敏捷迭代的智慧运营平台，通过系统解耦，从技术底层打通核心业务系统，实现公司业务“一站通”，集团化管控效率及业务运营效率显著提高。同时，公司加快建设数据中心，将数据作为核心资产，打通生态内外相关数据，完善公司大数据治理体系。报告期内，公司采用创新性的数字化技术、功能和产品，在客户能源效率提升、能源成本下降方面进行赋能，助推公司清洁能源业务服务升级，客户粘性不断增强，服务满意度进一步提升。天然气行业分为上游、中游、下游三个核心领域。其中上游主要涉及国内天然气勘探、开发等，具有资金规模大、技术密集、风险高等特点，国内常规天然气及非常规天然气（如页岩气、煤层气、煤制气等）开采主要由中石油、中石化、中海油等央企参与，近年来，在非常规天然气开采方面，民营企业参与度持续提升；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，随着我国油气行业“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，包括城镇燃气、工业燃料、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。近年来，随着我国对环境保护和碳排放的日益重视，加快建设清洁低碳、安全高效的现代能源体系成为当前社会发展的一项重要课题，国家及地方各级政府相继出台了鼓励使用天然气等清洁能源的相关政策：对新上工业项目优先使用天然气等清洁能源；在重点用能领域（如居民用能、工商业用能等）实施“煤改气”，用天然气替代煤、重油等高污染燃料；在交通燃料领域，推广液化天然气重型货运车辆发展，开展沿海、内河液化天然气动力船舶应用；加快构建以绿色能源为主体的新型电力系统的同时，因地制宜建设天然气调峰电站等。受上述因素影响，国内天然气需求呈现持续增长态势。2010年-2022年天然气表观消费量复合增长率达9.81%。2022年，受国内天然气价格高企，叠加疫情影响下国内需求疲软等因素影响，全国天然气表观消费量为3,663亿立方米，同比下降1.7%。根据国家统计局、华经产业研究院数据，我国LNG表观消费量从2015年的2,479.6万吨增长至2021年的9,535.6万吨。根据聚和咨询《2022-2023中国天然气市场年度报告》相关数据，2022年，受国内LNG价格持续高位运行影响，全年LNG表观消费量为8,029.5万吨，同比下降15.79%。未来随着清洁能源的推广使用，LNG消费量有望进一步提升。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，需求缺口持续扩大。2010年-2022年，国内天然气产量的复合增长率为7.01%。2022年度，我国天然气产量为2,178亿立方米，增幅为6%，增量主要来自于鄂尔多斯、塔里木、四川等主要产气盆地。近年来我国天然气的对外依存度持续攀升，从2010年的10%快速上升至2021年的45%；2022年，受海气价格持续高企及进口LNG规模下降影响，我国天然气对外依存度为41.17%。目前，我国已形成了国产天然气、PNG进口、LNG进口等多元化供应格局。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。根据聚和咨询《2022-2023中国天然气市场年度报告》，2022年度，我国天然气进口量合计达1,508亿立方米，其中PNG进口635亿立方米，LNG进口873亿立方米，占比分别为42%及58%。国产LNG方面，随着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，2015-2022年，我国LNG产量逐年递增，2022年我国LNG累计产量为1,742.70万吨，同比增长12.8%。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，该市场以城镇燃气、工业燃料、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市场主要分布在沿海接收站码头半径覆盖范围内的槽运市场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，具有一定进入壁垒，市场竞争相对较为缓和。国产LNG主要采购境内井口原料气或管道气，通过液化工厂分离、净化、液化等工序生产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，城镇燃气、工业燃料、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市场主要分布在原料气资源丰富的西北、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，受LNG运输半径影响，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竞争地位。2010年以来，我国液化石油气（LPG）保持稳步增长趋势，2010年-2022年年均复合增长率为10.36%。2022年，我国LPG表观消费量7,494万吨，同比增长7.23%。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。目前，化工原料用气已成为占比最高的LPG消费用途，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的影响，LPG作为比石油脑、煤等经济性及环保性更优的原料被大量应用；随着LPG深加工装置产能的不断扩大，用于化工原料的LPG需求量得以持续增长。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pp电子、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需求对进口气依赖度逐渐提升。根据卓创资讯301299）数据，2022年我国LPG进口总量2,692.01万吨，同比增长19.68%，对外依存度达36%。公司能源物流业务主要涉及LNG船运、LNG接收与仓储、LNG槽运等领域。LNG船运方面，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。公开信息显示，截至2022年底，全球LNG船舶总数为717艘，合计运力5,805万吨。克拉克森研究数据显示，2022年，全球LNG新船订单量超过170艘，较2021年激增95%，创下最近数十年来的新高。2022年，中国LNG船舶新接订单481万修正总吨，同比增长480%，创下历史新高，市场份额从2021年的12%增长至超30%，沪东中华船厂、江南造船厂、大连重工002204）成为具备大型LNG船舶建造能力的国内船企。2022年，受俄乌冲突、“北溪”管道泄漏、美国自由港LNG液等因素影响，国际LNG价格出现剧烈波动、连创新高，受此影响，LNG船舶运费屡破纪录，日运价最高超过45万美元。LNG接收与仓储方面，LNG接收站是“海气登陆”的唯一窗口，因此对于我国进口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。根据公开信息显示，截至2022年底，我国已投运LNG接收站24座，年设计接收能力达10,957万吨，储罐规模达1,398万立方米。2022年，我国LNG接收站年设计接收能力新增600万吨，储罐规模新增128万立方米。近年来，由于我国LNG进口量持续增加，使得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。LNG槽运方面，LNG槽车是LNG道路运输的载体，随着LNG行业的蓬勃发展，对LNG槽车的需求量不断增加，截至2022年底，我国LNG槽车保有量约1.98万辆。LNG槽运主要涵盖进口LNG运输及国产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；2022年，受LNG价格上涨以及疫情反复期间车辆限行影响，LNG槽车运费均价在0.75元/吨/公里左右，较2021年同期提升0.1元/吨/公里。天然气上游开采过程中涉及大量的边远井、零散井、试采井（以下简称“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，井口天然气的回收利用配套服务应运而生，解决方案主要分为压缩天然气（CNG）方式、液化天然气（LNG）等方式。由于压缩天然气方式存在周转量小、运输成本高、运输半径短等不足，因此液化天然气方式成为井口天然气回收利用的主要方式。在能源作业服务模式下，上游企业提供井口原料气资源，作业者提供井口天然气回收利用配套服务，并收取服务费或通过能源购销价差方式结算“服务费”。该服务模式可以有效打通天然气零散资源收集与销售环节，实现天然气资源“颗粒归仓”，具有节约资源、保护环境及良好的社会效益。随着我国天然气开发速度的加快，三类气井数量及相关资源量将持续提升，与此对应的能源作业服务行业发展前景十分广阔。特种气体可分类为电子特种气体、高纯气体和标准气体等，为高技术及高附加值产品，在新兴领域中应用广泛，包括半导体、光伏、光纤光缆、生物医药、航空航天、高端装备等。特种气体生产过程涉及合成、纯化、混合气配制、充装、分析检测、气瓶处理等多项工艺技术，对纯度、品种、性质有特殊要求（纯度大于等于99.999%），具有较高的技术、人才、资金、资质等壁垒。随着我国产业逐步升级及技术进步，特种气体市场规模持续快速增长，品种不断丰富，国产替代加快。根据亿渡数据信息显示，2016年-2021年期间，我国特种气体市场规模复合增长率达17%；2021年，中国特种气体市场规模达到342亿元，较2020年增加了60亿元，同比增长21.28%；预期未来五年行业复合增速达到19%，即到2025年，特种气体规模将增加至691亿元。公司特种气体业务主要涉及氦气、氢气，并积极向电子特气等其他气体领域拓展。氦是一种无色无味、不可燃的稀有气体，也是已知沸点最低的气体，其具有不易液化、稳定性好、扩散性强、溶解度低等性特点。由于其特殊的物理化学性质，氦气是一种不可替代、关系国家资源安全和高新技术产业发展的重要稀缺战略资源，被称为“气体芯片”、“气体黄金”。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，其中前两者应用较多。氦气被广泛应用于受控气氛领域（如光纤、半导体、光伏等）、低温应用领域（如核磁共振、低温超导、国防军工等）、焊接保护气领域、检测气体领域等。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，氦气具有较强的资源属性，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，该四国资源量总和占全球总量的88%。中国氦气资源量为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。中国工业气体协会、中国海关总署、华经产业研究院数据显示，2014-2018年，中国氦气消费量快速增长，平均增速为11%。近几年，我国氦气年消费量均在2,000万方以上，较为稳定，占全球氦气消费总量的11%左右，并与2.12%的全球氦气资源占比形成鲜明对比。根据卓创资讯相关数据，2022年，我国氦气消费量约4,250吨（折合约2,380万方），较2021年增长6.25%，其中国产氦气约286吨（折合约160万方），进口氦气为4,009.961吨（折合2,246万方），对外依存度高达94.35%，主要进口国为卡塔尔、美国、澳大利亚。由于我国氦气需求主要依赖进口，2022年，受俄乌战争对氦气供应保障及市场预期的影响，国际氦气价格出现较大幅度上涨，带动国内氦气价格涨幅较大。根据《中国稀有气体行业发展现状分析与未来投资调研报告（2023-2029年）》相关数据，2022年，我国管束氦气价格较2021年上涨178.98%，瓶装氦气价格较2022年上涨174.04%。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，并广泛应用于半导体、化工、冶金、轻工业、航空航天、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，并被广泛用于对石脑油、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。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、石油气等清洁能源产业，经过30多年的发展，目前已涵盖清洁能源业务、能源服务业务、特种气体业务等三大业务板块，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，通过布局“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“购销顺价模式”，具体体现在资源池、下游客户、资源配置、顺价能力等四个方面。公司资源池包括海气和陆气。海气资源主要分为长约采购和现货采购，公司与马石油和ENI已签订LNG长约采购合同，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气源为供应商所属的马来西亚及印度尼西亚本土井口气pp电子，能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。陆气资源主要包括自产LNG和外购气，目前公司通过布局能源作业服务项目及传统LNG液化工厂，可以自主控制的LNG产能规模达到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及PNG作为补充。根据资源的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。在下游客户方面，公司实行不同资源匹配不同客户的基本业务逻辑，在核心资源方面，首先长约气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、燃气电厂、大客户等；其次，自产LNG匹配LNG加气站客户，包括控股、参股、承包、保供、协议合作等供应诸多LNG加气站。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、国内的中间商客户。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，内外互补、高效配置，进一步降低公司资源综合成本，确保在客户端供应的稳定性和成本竞争力。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，公司通过成本控制、配置效率、一体化模式、自持终端、价价联动、背靠背交易、协议顺价等方式，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2018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差保持整体稳定，顺价能力得到充分体现。该模式下，公司依托于自身LNG船舶、LNG接收站及仓储设施、LNG槽车等核心资产，除自用外，为境内外客户及第三方提供运输、物流、周转、仓储等能源基础设施服务，并根据服务的具体内容，如LNG载重量及航距、LNG接收窗口及卸载量、LNG槽运距离等，定量结算相应服务费。LNG船舶方面，目前公司自主控制8艘运输船，其中4艘LNG船舶（2艘自有，1艘待交付，1艘在建），4艘LPG船舶（2艘租赁，2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。LNG接收站与仓储方面，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、12.5万立方米甲醇储罐等，可实现LNG年周转能力150万吨，LPG年周转能力150万吨。在该模式下，公司利用长期在混合制冷领域沉淀的技术和工艺，在天然气井周边（主要为边远井、零散井等）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利用配套服务。在服务费结算方面，根据公司加工处理的LNG资源量（LNG回收利用量），并与上游资源方建立价价联动机制（即在一定的市场价格之上，以稳定的单位加工成本收益为标准，进行资源购销结算）或地板价机制，进而实现较稳定的服务性质收益。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。截至2022年底，公司能源作业服务的加工处理产能达40万吨，全年实际处理量约30万吨。在氦气方面，公司利用LNG生产过程中BOG气体对天然气伴生氦气的自然提浓作用，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，再通过提纯系统，提纯至高纯度氦气（纯度达99.999%），向下游直接终端用户及气体中间商销售，价格随行就市确定。截至2022年底，公司高纯度氦气设计产能为36万方/年，全年氦气产量约18万方。公司定位为“具有价值创造力的清洁能源服务商”，立足于清洁能源产业，通过布局“海气+陆气”双资源池，逐渐形成“端到端”的一体化全产业链格局，清洁能源业务核心竞争力持续增强。在此基础上，公司通过清洁能源产业链的横向和纵向延伸，调整、优化、提升为能源服务与特种气体业务并重点发展，形成相互融合、相互促进的“清洁能源—能源服务—特种气体”三种业务协同发展体系。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，与国际市场诸多知名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、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，公司通过布局能源作业服务项目及传统LNG液化工厂，可以自主控制的LNG产能规模达到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；此外，公司拟参与中国油气控股重组交易，以获得鄂尔多斯盆地上游煤层气直接气资源。因此，公司已形成核心资源为主，调节资源为补充的资源池，双气源保障程度持续增强。公司实行不同资源匹配不同客户的基本业务逻辑，即长约气匹配国内直接终端用户、自产LNG匹配LNG加气站客户，调节资源作资源补充，并匹配国际、国内的中间商客户。在此基础上，公司通过成本控制、配置效率、一体化模式、自持终端、价价联动、背靠背交易、协议顺价等方式，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2018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差保持整体稳定，顺价能力得到充分体现。公司凭借优良的国际能源接收与储备库资源、良好的交易信用、充实的资金实力、所处地区广阔的市场容量等优越条件，与国际能源供应商常年保持良好的合作关系；此外，基于良好的国际贸易品牌资信，公司境外采购及交易获得了国家进出口银行、工商银行、农业银行、中信银行、中银香港、花旗银行、荷兰银行、华侨银行、大华银行等多家大型内外资银行的授信与融资支持。公司从事清洁能源产业30余载，经历过产业多轮周期性波动，对产业发展有着深刻理解，特别是在海气方面，公司从过去的单一贸易商，逐渐发展成为纵向一体化的专业运营服务商，在趋势判断、交易策略、船贸结合、资金效率、代采代购、货物优化、LNG船运、锁价与套保、进口报关、一船多卸、信用增信、顺价模式等方面具有较强的专业能力，并逐渐形成业务发展的综合壁垒，驱动公司清洁能源业务稳健发展。目前，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。公司已拥有LNG年产能近70万吨，在获取BOG粗氦资源并供应保障方面具有先天优势，同时在成本端（主要为设备折旧和人工）优势明显，有利于提升公司氦气业务整体竞争力及抗价格波动能力。营业收入变动原因说明：报告期内，营业收入同比增长29.56%，主要系公司LNG销售单价较上年同期大幅上涨，及LPG销售数量及销售单价较上年同期一定幅度上涨所致。营业成本变动原因说明：报告期内，营业成本同比增长29.57%，主要系公司LNG采购单价较上年同期大幅上涨，及LPG采购数量及采购单价较上年同期一定幅度上涨所致。销售费用变动原因说明：报告期内，销售费用同比减少7.43%，较上年同期相比基本保持平稳。管理费用变动原因说明：报告期内，管理费用同比增长29.40%，主要系公司经营规模扩大，管理人员薪酬及折旧摊销费用较上年同期增长，以及确认股份支付费用所致。财务费用变动原因说明：报告期内，财务费用同比减少393.70%，主要系公司持有的美元资产在报告期内实现汇兑收益所致。经营活动产生的现金流量净额变动原因说明：报告期内，公司经营活动产生的现金流量净额169,580.22万元，同比增长1,794.57%，主要系公司报告期内实现盈利且收到上年末跨期应收账款所致。投资活动产生的现金流量净额变动原因说明：报告期内，公司投资活动产生的现金流量净额-20,661.77万元，同比减少74.56%，主要系报告期内支付工程款减少以及重组森泰能源产生的现金净流入所致。筹资活动产生的现金流量净额变动原因说明：报告期内，公司筹资活动产生的现金流量净额22,662.22万元，同比减少109.30%，主要系公司回购股份及分红款增加带来的现金净流出所致。报告期内，公司实现主营业务收入2,395,160.10万元，同比增长29.56%；发生主营业务成本2,239,582.32万元，同比增长29.57%。本报告期前，公司与马石油签订了长期采购合同及其补充协议，约定2021合同年至2025合同内需要完成提货量合计416万吨。合同采购价格与相关价格指数挂钩，采取“照付不议”约定，并对照付不议提货时间、合同期限、价格等条款设定了协商机制，保障合约双方的灵活性。本报告期前，公司与ENI签订了长期采购合同，约定2021年至2024年需要完成的长约提货量为81万吨。合同采购价格与相关价格指数挂钩，采取“照付不议”约定，并对照付不议提货时间、合同期限、价格等条款设定了协商机制，保障合约双方的灵活性。长约采购的LNG气源为供应商所属的马来西亚及印度尼西亚本土井口气，能最大程度保证公司能源供应的稳定性。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、石油等高碳化石能源的消耗，提升对太阳能、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、法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，全球能源革命进入了减碳浪潮。（数据来源：EIA（2021.10），平安证券研究所）我国是能源消费大国，一直以来主要依赖煤炭作为主要能源。2020年，我国煤炭消费占一次能源消费的比重为57%左右，天然气的消费比重则不到10%，因此，社会经济的发展、稳定的能源供应和环境的保护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，彰显了中国坚持走低碳发展道路的决心。在我国，减少煤炭、石油等化石能源消费，大力提升光伏、风电等清洁能源使用将成为实现“碳达峰、碳中和”转型发展的必由之路，同时，我国作为能源消费大国，能源安全至关重要。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”。根据2021年12月26日中国石油经济技术研究院发表的《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。在国产气方面，预计2030年将突破2,500亿立方米，2060年近3,500亿立方米。2017年6月23日，国家发改委等多部门联合下发《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中的占比提高到15%左右。根据测算数据，2020年，天然气在一次能源消费占比为8.5%。未来10年，预计我国天然气需求及其一次能源消费占比将持续提升。2021年8月，由国家能源局、国务院发展研究中心和自然资源部等相关部门联合编写的《中国天然气发展报告2021》正式发布，报告预测，2025年，国内天然气消费规模将达到4,300亿-4,500亿立方米，其后天然气消费稳步可持续增长，到2040年前后进入发展平台期。由此可见，从未来20年、10年、5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。2022年俄乌冲突后，全球天然气供应格局出现重大调整，俄罗斯输向欧洲管道气量大幅减少，为弥补管道气量的缺口，欧洲加速溢价采购美国、中东等地区的LNG资源，目前已逐步摆脱对俄罗斯的管道气依赖。受此影响，国际天然气短期错配问题凸显，价格保持高位运行。图21：2021年-2022年国际LNG价格走势图（数据来源：TTF（IHS）；JKM（Platts））从国际LNG需求来看，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，未来天然气需求增长预计较为有限，但亚太地区增长空间仍然较大。因此，长期来看，国际LNG需求将保持总体平稳增长。从国际LNG供给角度看，卡塔尔、澳大利亚、美国、俄罗斯等主要的天然气出口国供给量较充足，特别是美国2021年以来LNG出口量出现激增。因此，长期来看，国际LNG供需较为平衡，并不支持价格持续高位运行。从国内天然气需求来看，在“双碳”战略目标背景下，天然气将成为能源清洁低碳转型的“最佳伙伴”和支撑可再生能源大规模开发利用的“稳定器”，是双碳目标下唯一保持需求增长的化石能源。从国内供给角度看，我国天然气自产气缺口不断增大，对外依存度持续提升，预计未来供需长期将呈紧平衡状态。因此，长期来看，国内天然气价格预计将维持中偏高价位运行。在LNG船运方面，当前全球能源变革正深刻改变能源消费结构，LNG作为最清洁的化石能源，将在全球能源转型中将扮演不可替代的角色，LNG市场正在迎来新一轮发展机遇。随着欧盟与俄罗斯之间天然气争端持续，“北溪1号”天然气供给缩减，全球将继续增加LNG进口需求。据国际船舶网预测，“北溪1号”当前缺失的供应量可能会带来7,120万立方米的LNG进口需求，继而带来全年29艘大型LNG船舶的需求。同时，随着全球碳中和进程加快，碳排放约束收紧，LNG需求增长或将加速，将对LNG船运长期发展产生积极影响。LNG接收与仓储方面，首先，随着更多LNG接收站进入审批和建设期，并投入运营，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。其次，在市场化运作方面，LNG接收站与仓储设施的公用设施属性将进一步提升，更多市场主体通过购买基础设施服务的模式参与LNG进口，因此，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；最后，拥有上游LNG资源，并具备自有LNG接收站和仓储设施、拥有下游稳定客户的一体化企业将在竞争中获得综合优势。在LNG槽运方面，主要涵盖进口LNG运输及国产LNG运输。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管道进口规模制约，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，随着国内LNG液厂产能规模的提升，未来预计国内LNG产量将稳步增加，两者将共同对LNG槽运市场产生积极影响。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、规模优势明显的经营主体集中，助推LNG槽运行业向着规范化、智能化、集约化、规模化方向发展，特别是拥有LNG资源的LNG槽运企业在竞争中优势明显。随着国内天然气需求的不断增加，加大国内天然气资源开发力度成为降低天然气进口依赖、确保国家能源安全的必然选择。上游四大天然气生产商中石油、中石化、中海油和延长石油持续加大常规天然气和非常规天然气的开发力度，如2022年，中石油长庆油田的气田产能进一步提升，全年投产气井2,338口，天然气日产量大幅提升，全年天然气生产总量突破500亿立方米大关，达506.5亿立方米，成为国内首个年产气突破500亿方的大型气田。《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》提出，要实施能源资源安全战略，夯实国内油气产量基础，保持原油和天然气稳产增产，做好煤制油气战略基地规划布局和管控，扩大油气储备规模，健全政府储备和企业社会责任储备有机结合、互为补充的油气储备体系。随着天然气开采力度及气田产能的持续提升，边远井、零散井、试采井相关的能源作业服务业务也将持续增长。中国工业气体工业协会数据显示，2020年全球氦气需求量1.94亿立方米，而2020年氦气产量1.52亿立方米。随着5G、半导体、航空航天等领域的高速发展，预计未来几年氦气需求量将继续增长，2025年全球氦气需求量将达到2.11亿立方米。根据华经产业研究院《中国氦气市场发展前景展望》，2021-2025年全球将陆续有俄罗斯阿穆尔处理厂、卡塔尔RasLaffan-3、坦桑尼亚HeliumOne、阿尔及利亚提氦厂共4个提氦厂投产，若能顺利投产，有望缓解目前紧张的国际氦气供应局面。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。根据卓创资讯预计，随着核磁共振成像市场继续增长，5G持续发力带来光纤产业实现跨越式发展，以及半导体、集成电路产业形成氦气需求支撑等，2023-2027年，我国氦气市场需求面呈增长态势，预计2023年我国氦气需求有望达到4,400吨（折合2,464万方），2027年至5,500吨（折合3,080万方）。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，氢的规模化需求主要表现为能源属性，发展空间巨大。氢能是一种清洁、高效、安全、可持续的二次能源，被誉为人类未来的“终极能源”，发展氢能已成为多个国家在低碳发展道路上的共同选择。目前，美国、欧洲、日本等主要工业化国家均已将氢能纳入国家能源战略规划，制定了氢能技术目标，氢能产业的商业化步伐不断加快，氢能已成为新一轮能源革命制高点之一。根据国际能源署（IEA）数据，全球氢能需求预期2030年将增加至13,000万吨。根据麦肯锡发布的《全球能源展望报告》，预测到2050年，全球氢能需求将增加到5.36亿吨/年，增长的主要驱动力来自公路运输、海运航运、炼铁炼钢这三大板块。（数据来源：IEA，国信证券经济研究所）根据中国氢能联盟的预测，到2030年，中国氢气需求量将达到3,500万吨，在终端能源体系中占比为5%；到2050年，需求量将达到6,000万吨，在终端能源体系中占比为10%，产业链产值达到12万亿元/年。其中，交通运输领域用氢2,458万吨，约占该领域用能的19%；工业领域用氢3,370万吨、建筑及其他领域用氢110万吨，相当于减少1.7亿吨标煤。在国家“双碳”战略目标背景下，发展低碳能源成为时代重任。氢能作为清洁的低碳能源，受到国家和地方的高度关注和支持，多项支持氢能产业发展的鼓励政策陆续出台，我国氢能产业发展正步入快车道。2022年3月23日，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到10-20万吨/年，成为新增氢能消费的重要组成部分；到2030年，形成较为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%。图23：2020-2050年我国制氢结构预测（数据来源：中国氢能联盟，华经产业研究院，德邦证券研究所）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。公司立足于清洁能源产业，始终坚持以国家能源安全为己任，牢记习“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，在做优做强清洁能源业务的基础上，扎实推进能源服务业务，积极布局特种气体业务，通过“内生+外延”双轮驱动，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，价格波动幅度明显增大，同时海气与陆气时常出现非对称性波动，因此，单一气源无法持久解决终端客户用能安全与成本问题。此外，鉴于资源与客户的匹配关系，以及公司持续发展需要，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”：随着公司陆气资源池的布局，公司将通过“资源+市场”模式，积极拓展华南以外区域市场。经过30多年的积累与发展，目前，公司为我国第四大LPG进口商，华南地区第一大LPG进口商，拥有较高的市场知名度和美誉度，销售规模稳居国内前列。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”：公司通过自建或收购，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业务走出华南市场，实现阶梯式增长。“进化工”：鉴于化工原料用气需求已成为LPG消费增长的主动力，公司在夯实民用气市场优势的基础上，快速布局化工原料用气市场，对LPG业务销售结构进行持续优化。“搭平台”：公司拥有成熟的LPG国际采购资源、渠道和专业，并具备LPG期货交割库资质，公司将搭建和输出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。在能源物流服务领域，公司一方面加强LNG船舶等核心资产布局，不断提升资产质量和优化运力水平，另一方面继续强化专业化服务能力，提高货物周转效率，提升客户满意度。在能源作业服务领域，公司在井口天然气回收利用配套服务基础上，适时延伸至井下辅助排采服务领域（如增压混输、循环气举、射流泵等），在技术工艺、核心装备、安全运营、标准化服务、快速响应等方面形成服务闭环，打通天然气井下到井上、排采到回收利用等全生命周期服务链条，构建竞争壁垒，稳步提升能源作业服务业务规模。在氦气资源方面，首先，公司以现有36万方/年BOG提氦项目为切入点，进一步提升BOG提氦的产能规模；其次，整合国内外先进的管道气提氦技术与工艺，特点是膜技术，尝试进入管道气提氦领域，减少对BOG粗氦资源的依赖；最后，鉴于我国“贫氦”的现状，利用自身LNG国际市场的协同优势，积极布局氦槽资产并推进液氦进口，多元化布局氦气资源。在下游销售方面，随着公司自主控制氦气资源规模的提升，推动以特定客户长约销售、大客户直供销售为主、市场化分销为辅的终端销售结构，提升公司在国内氦气领域的品牌力和影响力。氢气兼具气体属性和能源属性，在中短期内，公司将侧重于气体属性的布局，利用天然气重整制氢、甲醇制氢、焦炉煤气制氢、氯碱尾气副产氢提纯、PDH副产氢提纯等技术与工艺，通过现场制氢或管道输氢模式，为下游半导体用户、工业用户、化工用户、冶金用户、轻工业用户、航空航天用户等提供（高纯度）氢气。在长期，公司将侧重于氢气能源属性的布局，即：可再生能源电解水制氢相关技术（如ALK、PEM、AEM等）与装备制造能力的研发与储备，输氢模式方面（如液氢、氨化、管道输氢等）的技术选择与布局，以及基于氢能利用场景（如加氢站、制氢加氢一体站）的示范性项目建设。随着公司整合发展步伐的加快，2023年度，公司经营发展的关键词为“融合”，推动公司与相关主体的业务融合、管理融合、团队融合、文化融合，实现取长补短、相得益彰，同时确保各业务板块关键经营考核指标的达成。LNG业务方面：在资源端，海气方面，根据海气价格变动及上游资源投放情况，适时签订新的长约，提升公司核心资源量；陆气方面，设立西南资源中心和西北资源中心，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。在市场端，一方面，在稳定存量用户的同时，继续拓展新增直接终端用户，提升直接终端用户销售比重；另一方面，践行“出华南”战略，进军华北市场、华东市场、华中市场，通过“资源+市场”模式实现异地拓展。LPG业务方面：在采购方面，强化长约与下游保供客户的匹配关系，合理调节长约与现货采购。在终端市场方面，强化在化工原料用气市场的布局与投入力度，包括业务策略制定、考核目标确定、团队搭建与优化、激励方案等。在国际业务方面，以做大资源池为目的，研判市场波动趋势，择机扩大国际业务规模。在新项目方面，积极推动惠州LPG码头及库区仓储等配套设施的规划与建设。能源物流服务业务方面，2023年，公司将重点推进自主LNG船运及出租业务，根据市场需求及运输船市场变化，甄选购置合适的LNG船舶，持续优化运力，同时积极落实IPO募投项目运输船投建进度，确保按时下水投运。此外，积极推进LNG接收站与仓储设施及LNG槽车市场化运行。能源作业服务业务方面，在确保现有能服项目良性运行的基础上，加快叙永天然气应急储气调峰12万吨/年能服作业项目建设，并实现本年度顺利投产。同时，积极推动川西名山首期20万吨液化天然气清洁能源基地能服项目立项、环评、审批等前期准备工作，力争早日建设、投产。氦气业务方面，2023年，公司将积极实施内蒙森泰BOG提氦项目扩产改造及四川泸县新建粗氦精制项目建设，进一步提升公司氦气产能规模。同时，积极储备管道气提氦相关技术与工艺，待条件成熟后，择机推动示范项目落地。此外，推动氦气销售模式优化，增加直接终端用户销售比重。氢气业务方面，2023年，公司将通过整合或自主建设方式，推动现场制氢项目落地，切入氢气业务市场。同时，公司将加快广州市南沙区首座制氢加氢一体综合能源站项目建设，并启动电解水制氢相关的技术储备工作。2022年11月10日，公司收到中国证监会下发的《关于核准江西九丰能源股份有限公司向NewSourcesInvestmentLimited等发行股份、可转换公司债券购买资产并募集配套资金的批复》（证监许可[2022]2827号），同意公司向不超过35名特定投资者发行可转换公司债券募集配套资金（不超过120,000万元），用于建设20万吨/年LNG产能项目、支付重组森泰能源100%股权的现金对价、补充流动资金及支付本次交易相关费用。截至本报告披露日，公司已完成可转换公司债券发行，合计发行1,200万张，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。后续，公司将及时办理本次非公开发行涉及的可转换公司债券登记手续。公司本次拟参与中国油气控股重组交易，是践行公司LNG业务发展战略的具体体现，有利于公司快速获取“陆气”低成本直接气源，提升资源竞争力，并切入管道气供应市场，推动华北及华东跨区域下游市场的业务布局。截至本报告披露日，公司已完成中国油气控股项目详细尽职调查，并与中国油气控股就重组方案达成初步意向。“安全为基、价值为尊、和合为赢”是公司的核心经营理念。2022年，公司实现安全生产“0”事故。2023年，公司将继续把安全管理作为核心工作，持续夯实全员安全生产责任，完善和升级安全管理体系，大力推进安全教育标准化工作，重点落实远洋运输安全、码头作业安全、液厂作业安全、仓储安全、输配安全等关键节点，确保安全生产“0”事故。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，公司将继续提高制度化、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、合规性等关键领域风险。此外，公司还将加强与森泰能源的融合与合规管理，依法依规完善森泰能源的内部控制制度，并将森泰能源的重大事项审批、项目开发建设、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。公司所处的清洁能源领域与国民经济发展密切相关，一旦宏观经济出现波动或者宏观政策发生变化，则公司的经营及市场开拓可能受到不利影响。此外，如果因为地缘政治、军事冲突以及全球公共卫生事件等影响，或出现国际汇率波动、上下业供需波动等诸多不利影响，可能会对公司的经营带来一定不利影响。对此，公司将及时调整优化，充分挖掘内生增长动力与发展潜力，最大程度降低经济波动冲击带来的影响。公司LNG、LPG产品具有同质性，存在充分的市场竞争，虽然受产品销售运输半径的限制，同一经营区域内的竞争者数量相对有限，但若公司经营区域内出现新的竞争者，或现有竞争者的产品供应提升，或公司不能维持供应优势、价格优势和较高水准的运营管理服务，将可能在市场竞争中处于不利地位。公司位于东莞市立沙岛能源基地具有一定区位优势和稀缺性，业务覆盖半径内优势较为明显；同时，公司积极构建“海气+陆气”双资源池，不断提升资源配置能力，降低资源综合成本；同时通过持续提高直接终端用户的销售规模与比重，强化客户黏性，提升顺价能力。公司海气LNG、LPG采购主要来源于国际市场。在国际采购过程中，涉及到国际贸易多个环节，同时受国际政治环境、出口国对华贸易政策等方面影响，存在一定的境外采购风险。此外，公司采购定价主要挂钩国际市场指数，若LPG或LNG市场指数或原油市场指数剧烈波动，公司上游国际采购价格也将随之波动，公司将面临采购成本波动风险。公司一方面通过长约采购方式，确保海气采购量的稳定性和价的合理性，平滑和降低采购环节的不可控因素影响，另一方面，公司积极补充国内气源采购渠道，构建“海气+陆气”双资源池，减低单一气源波动风险。此外，公司紧密跟踪国际市场价格走势，强化分析研判，通过金融工具对冲降低价格波动风险。LNG、LPG销售价格及单吨毛差变化是决定公司销售毛利率的关键因素。近年来，国际及国内LNG、LPG市场价格波动较大，对公司销售毛利率水平产生重要影响。对此，公司将通过优化资源池，提升资源配置和顺价能力，降低中间环节成本，提升直接终端用户比重等方式，在被动接收销售价格变化的基础上，最大程度保证单吨毛差的稳定性，降低公司清洁能源业务盈利的波动性。截至2022年11月30日，森泰能源已成为公司的全资子公司，公司将在保持森泰能源独立运营的基础上，与森泰能源实现优势互补，在资源、市场、管理、文化等方面进行整合，强化交易的协同效应。但是公司与森泰能源之间能否顺利实现整合预期仍具有一定不确定性，存在整合进度、协同效果不达预期的风险。为了应对上述风险，公司通过对森泰能源开展多方位融合，实现业务融合、管理融合、团队融合、文化融合，取长补短、相得益彰，努力实现“1+1>

　　为了应对上述风险，公司通过对森泰能源开展多方位融合，实现业务融合、管理融合、团队融合、文化融合，取长补短、相得益彰，努力实现“1+1报告期内，公司收购森泰能源属于非同一控制下的企业合并，根据《企业会计准则》规定，该交易支付的成本与取得可辨认净资产公允价值份额之间的差额将计入交易完成后上市公司合并报表的商誉，pp电子公司已就收购森泰能源事项确认商誉9.22亿元。该交易所形成的商誉需在未来每年年度终了进行减值测试，若森泰能源未来不能实现预期收益，则商誉将存在减值风险，若未来出现大额计提商誉减值，将对公司的经营业绩产生较大不利影响。对此，公司将持续加强森泰能源的经营融合与管理工作，激发增长动能，发挥协同效应，同时落实集团化风险控制措施，防范经营风险，最大限度降低商誉减值风险。为减少上游采购价格、下游销售价格及汇率波动等因素对公司业务造成的影响，公司按照行业惯例通过金融衍生品进行套期保值并适度开展衍生品投资，但若未来国际原油价格等价格指数及汇率因突发事件发生超预期的波动或公司业务操作不当，公司可能面临衍生品投资业务出现大额损失的风险，进而影响公司的盈利能力和经营业绩。对此，公司已建立《期货和衍生品交易业务管理制度》及相关内控制度，对公司衍生品投资的决策权限、授权、及风险控制等进行明确规定，pp电子以有效规范衍生品投资行为，控制衍生品投资风险。公司经营的各类产品属危险化学品，公司产品的采购、运输、生产、储存、配送、销售过程对安全有较高要求。如果公司在产品流转环节中存在操作不当、管理不到位，则会形成安全隐患。对此，公司始终把安全放在首位，为确保安全生产，公司建立了用于预防、监控、预警和减轻安全风险的完备体系，并制定了安全管理制度和操作规程，持续加强员工的安全管理培训。在日常经营中，公司严格按照国家法律法规以及公司的安全管理制度狠抓落实，定期排查安全隐患，发现问题立即整改。自公司成立至今，未发生过重大安全事故。

　　年报披露如火如荼，这家公司业绩创历史最好水平…还有公司10转5派32.5元

　　已有11家主力机构披露2022-12-31报告期持股数据，持仓量总计8477.67万股，占流通A股32.63%

　　近期的平均成本为23.54元。该股资金方面呈流出状态，投资者请谨慎投资。该公司运营状况尚可，多数机构认为该股长期投资价值较高，投资者可加强关注。

　　限售解禁：解禁525.6万股(预计值)，pp电子占总股本比例0.84%，股份类型：定向增发机构配售股份。(本次数据根据公告推理而来，实际情况以上市公司公告为准)

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　　不良信息举报电话举报邮箱：增值电信业务经营许可证：B2-20090237