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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。
受经济持续增长、能源结构转型以及相关政策支持影响，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%。2024年上半年，受国内宏观经济稳步增长、国际气价下降等因素影响，我国天然气消费保持快速增长态势。根据国家发改委统计数据，2024年上半年全国天然气表观消费量为2,137.5亿立方米，同比增长10.1%。
根据国家统计局、隆众资讯等数据，自2015年至2023年，我国LNG表观消费量复合增长率达17.76%。未来随着清洁能源的推广使用，LNG消费量有望进一步提升。
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%。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%。根据国家能源局数据，2024年上半年，我国天然气产量为1,235亿立方米，同比增长4.4%。
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。根据国家能源局数据，2024年上半年，我国天然气进口量合计达902亿立方米，其中PNG进口为377亿立方米，LNG进口为525亿立方米。
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%，2024年上半年我国LNG累计产量为1,143.2万吨，同比增长23.36%。
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。根据卓创资讯301299）数据，2024年上半年我国LPG进口总量1,747.29万吨，同比增长11.94%。
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，主要应用于航空航天、半导体、核磁共振、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。
习总书记早在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。
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。
公司能源物流服务业务主要涉及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。
LNG接收站相关设施行业准入壁垒及监管要求较高。根据Gas Tank气库统计数据，截至2024年6月底，我国进口LNG设施共计29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13,714万吨/年。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接收站与LNG储罐的市场化服务水平进一步提升。
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，在航空航天、半导体、医疗、光纤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，我国作为“少气”的“贫氦”国家，同时也是世界上最大的氦气消费国之一，存在着氦产量相对氦需求量较小、进口依赖度较高的问题，供需矛盾十分突出。考虑到下游需求持续增长。
我国正不断加强勘探工作和提氦技术攻关。根据隆众资讯数据，2024年1-6月，中国氦气产量约192.31万方，随着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%。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，可广泛应用于航空航天、半导体、化工等领域。在航空航天领域，氢气是重要燃料和推进剂；在半导体领域，高纯度氢气作为还原气、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。在能源属性方面，氢气特别是绿氢作为清洁的交通能源，应用于加氢站为燃料电池汽车加注能源。
目前，随着商业卫星产业需求推动以及火箭发射与回收技术的进步，商业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。
2024年3月5日，国务院总理李强在2024年政府工作报告提出，积极培育新兴产业和未来产业，积极打造生物制造、商业航天、低空经济等新增长引擎。从“战略性新兴产业”到“新增长引擎”，商业航天在我国数字经济发展中的定位进一步明晰，其重要性也进一步凸显。2024年上半年共成功实施5次商业航天发射活动，商业卫星和火箭应用领域均呈现出蓬勃的生机和活力。
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，能有效实现与终端客户的匹配，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。
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，公司通过购建、购买、租赁等方式持续优化船队，自主控制多艘船舶运力。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，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。
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，并叠加浮动增产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，2024年上半年天然气回收处理服务作业量达18万吨。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“运力服务”“窗口期服务”及“智慧仓储服务”等。
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。
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，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，客户包括空天院、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。二、经营情况的讨论与分析
2024年上半年，受巴以冲突影响持续扩大、多处天然气设施故障或检修、北半球普遍高温引起电力需求增长以及欧洲天然气库存持续高企等因素交错影响，全球天然气总体供需较去年同期保持相对宽松，国际天然气价格呈现走低后震荡回升趋势。同时，我国积极推进能源绿色低碳转型进程，规范天然气利用，优化能源消费结构，提高能源利用效率。随着上半年国内经济稳中有进，国内天然气消费需求保持较快增长，带动国内天然气生产量与进口量均同比稳步提升。受到国际天然气价格同比下跌影响，2024年上半年，国内天然气市场整体呈现量增价跌的态势。
2024年上半年，面对复杂的外部环境，公司清洁能源业务顺价能力继续保持稳定，产品销量实现稳步增长；同时，积极开展接收站基础设施窗口期服务及船舶对外运力服务，推动能源服务业务及业绩实现较快增长；此外，公司特种气体业务经营情况良好，盈利水平较上年同期实现稳步提升。
报告期内，公司实现营业收入1,126,725.99万元，同比增长1.99%；实现归属于上市公司股东的净利润110,588.72万元，同比增长55.23%；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78,800.03万元，同比增长1.79%。截至2024年6月30日，公司资产总额1,476,182.69万元，负债总额571,431.76万元，资产负债率38.71%；归属于上市公司股东的净资产866,192.79万元；2024年上半年，公司加权平均净资产收益率达13.23%；经营活动产生的现金流量净额为121,951.33万元，同比增长72.03%。
在资源端：海气资源方面，报告期内，公司现有长约执行情况良好，并根据下游需求情况合理规划第一季度和第二季度的采购量，确保资源高效配置。同时，鉴于一季度海气价格较2023年有所回落、成本优势显现，公司依托自身LNG船舶、国家管网窗口期等优势，提升海气现货资源采购，优化资源综合成本。陆气资源方面，上半年，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LNG产量超33万吨，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。
在客户端：国内方面，报告期内，公司继续巩固恩平、清远、韶关等华南区域工业（园区）用户，强化存量项目运营端服务，同时持续拓展广西、江西、湖南、福建市场，存增量并进，工业终端用户销量同比增长达20%，燃气电厂用户销量同比大幅增长。国际方面，公司与嘉能可、托克等国际第一梯队知名能源服务商保持密切合作，LNG船舶在中国台湾、印度、韩国、日本等地实现靠泊与接卸，服务于当地的清洁能源需求。
在顺价方面：公司基于“哑铃型”业务发展模式及不同性质资源与不同类型客户的匹配关系，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。
在资源端：报告期内，公司积极拓展上游优质供应商资源，并灵活匹配年度长约、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。
在客户端：国内方面，报告期内，公司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，提升管理及业务运营效率；同时，持续加强化工原料用气市场布局，特别是山东原料气市场，销量同比较大提升。国际方面，报告期内。
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，继续深耕东南亚市场，进一步提高市场占有率。
此外，公司积极推动惠州液化烃码头项目（5万吨级）及配套LPG仓储基地项目的建设，与目标用户签署战略合作服务协议等工作，并启动筹建运营管理中心，确保在2025年实现竣工投产。
报告期内，公司在四川成都正式成立“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，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，助力能源作业服务板块再上新台阶。
辅助排采：报告期内，公司重点加大在该领域基础能力建设投入，强化团队搭建、流程化管理、成本控制、安全运营、激励约束等，进一步打通技术工艺、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。此外，报告期内，公司积极推进业务拓展，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，并实现投产，同时启动川渝地区增产作业服务项目试点。
回收处理：报告期内，公司通过安全生产管理、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，上半年各项目上游天然气资源充足，配套服务作业量达18万吨，价格联动下单吨服务性收益保持基本稳定。此外，报告期内，公司综合评估气源保障情况、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，并开展详细尽职调查，待条件成熟时积极决策与投建，为未来增长奠定基础。
运力服务：报告期内，公司IPO募投项目“新紫荆花号”LPG运输船建设完成并交付，同时根据现阶段船舶市场情况及未来LPG行业发展趋势，公司新购置2艘LPG次新船舶（船龄2年），扩充LPG运力。同时，为最大化提高船舶资产使用效率，公司及时与下游客户签署中长期运力服务协议，实现资产交付与运力服务无缝隙衔接。上半年，公司LNG船舶对外提供运力服务总航次17次，LPG船舶对外提供运力服务总航次24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。
窗口期服务：报告期内，公司连续第二年与燃气电厂粤文能源开展LNG接收站窗口期综合服务，为其提供LNG接卸、仓储、气化输出等服务，上半年累计提供窗口期服务量达19,368万方。
智慧仓储服务：报告期内，公司合理规划富余LNG仓储能力，创新仓储服务模式，为莹裕能源等第三方能源商提供LNG储罐短中期租赁服务。
氦气业务：报告期内，公司高纯度氦气产销量约15万方，并推进液氦槽罐交付工作，逐步建立“国产气氦+进口液氦”双资源池保障。同时，公司尝试对氦气用户进行分类，液氦、超纯氦、高纯氦等不同形态和纯度的氦气分别匹配不同需求的用户，提升资源匹配度。此外，报告期内，公司与中国科学院空天信息创新研究院（空天院）签署《战略合作框架协议》，提供为期15年的氦气资源保供，满足其在低空经济等领域的用氦需求，2024年6月8日，双方首次合作4,400标方氦气在内蒙森泰完成交付。
氢气业务：报告期内，公司氢气现场制气山东淄博项目、河北黄骅项目、湖南株洲项目运行情况良好，上半年氢气产销量达5,434万方，可比口径下销售量同比稳步增长；同时，氢气瓶装零售业务实现较快增长。
此外，报告期内，公司锚定航空航天特气的发展定位，积极推进海南商业航天发射场特燃特气配套项目建设。
2024年上半年，公司围绕清洁能源（LNG和LPG产品线）、能源服务和特种气体业务，持续推进从“业务数字化”到“数字业务化”的数字化建设工作，特别是特种气体业务，在融合原有系统的基础上，规划设计了符合特气业务发展模式的供应链产品。同时，公司积极推进试点数据赋能业务，持续打造以客户为中心，全产业链智慧运营的数字化服务体系。此外，公司持续深化权责—流程—系统的融合，促进各业务板块之间的数据交换，进而实现数据赋能业务。
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，实现归属于上市公司股东的净利润110,588.72万元，同比增长55.23%。
公司高度重视全体股东的获得感与幸福感。2024年6月，公司制定《未来三年（2024-2026年）现金分红规划》，明确2024-2026年全年固定现金分红金额分别为7.50亿元、8.50亿元、10.00亿元，每年度固定现金分红频次为2次，并叠加特别现金分红。根据上述规划，公司2024年半年度固定现金分红金额为24,852.08万元（预计）。此外，公司于2024年4月推出上市后第四次股份回购计划并实施完毕，最终回购使用的金额合计10,000.57万元。
继公司挂牌股票被纳入上证380、中证1000、养老金指数、380价值、1000价值等系列指数后，报告期内，公司股票被纳入上证100、1000价值稳健、380R成长、中证氢能等指数。2024年7月8日，公司股票被纳入中证1000红利质量指数（该指数从中证1000指数样本中选取分红稳定、股息率较高且盈利持续性较好的100家上市公司证券作为指数样本），资本市场品牌价值进一步提升。
“安全为基、价值为尊、和合为赢”是公司的核心价值观。报告期内，公司继续把安全管理作为核心工作，常抓不懈，开展安全文化建设，持续夯实全员安全生产责任，以文化驱动的软实力提高员工安全生产意识和自主管理意识。此外，公司组织开展安全技能、安全基础知识、安全文化推广等系列活动，升级安全管理体系；并以智慧安全运营管理平台作为重要抓手，大力推进安全教育、安全管理培训标准化工作，抓关键岗位安全能力提升，抓关键风险管控，推动安全风险管控最佳实践。
公司的快速发展，离不开文化软实力的保障。2024年，公司聚焦文化“弘扬”，进一步继承、诠释、发扬“合”文化，为全体九丰人提供凝心聚力、知行合一的精神源泉。2024年4月，公司正式启动“知行合一文化强企”企业文化项目，项目包括系统调研诊断、企业顶层设计与文化理念共创研讨、文化体系落地三个阶段，旨在进一步研讨、凝练、提升公司企业文化，促进全体员工统一思想、激发奋斗激情，实现公司持续高质量发展。三、风险因素
公司所处的清洁能源领域与国民经济发展密切相关，如宏观经济出现波动、宏观政策发生变化或相关行业需求变化，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、军事冲突以及极端天气事件等影响，或出现国际汇率波动、上下游行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的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，同时通过“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。
上市以来，公司积极通过收购整合方式加速业务布局。截至期末，森泰能源、河南中能、正拓气体与湖南艾尔希等已成为公司的全资子公司或控股子公司，公司将区分不同公司的特点，制定不同的管控模式和整合策略，强化业务协同。但是，能否达到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、河南中能、正拓气体与湖南艾尔希开展多方位融合，实现业务融合、管理融合、团队融合、文化融合，努力实现“1+1>
2”的协同效果。
上市以来，公司完成对森泰能源、河南中能、正拓气体与湖南艾尔希等子公司的收购，属于非同一控制下的企业合并，根据《企业会计准则》规定，上述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。截至报告期末，公司商誉的账面价值为9.76亿元。交易所形成的商誉需在未来每年年度终了进行减值测试，若相关子公司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不利影响。
对此，公司将持续加强对森泰能源、河南中能、正拓气体与湖南艾尔希等子公司的经营融合与管理工作，发挥协同效应，激发增长动能，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期货和衍生品进行套期保值并适度开展投资，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，公司可能面临期货和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》及相关内部控制制度，对公司期货和衍生品投资的决策权限、授权及风险控制等进行明确规定，以有效规范期货和衍生品投资行为，控制投资风险。
公司核心主业为清洁能源、能源服务及特种气体业务，三大主业所涉及的采购、运输、生产、储存、输配、销售等各环节均对安全有较高要求。如果公司在产品流转及运营服务环节中操作不当、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。四、报告期内核心竞争力分析
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、Vitol（维多）、Glencore（嘉能可）、Marubeni（丸红）、Pavilion（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。
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。
商业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
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LPG STS（船对船）海上过驳作业，在菲律宾实现了亚太地区首个LNG STS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。
万科A：与专业投资机构合作投资基金，用于收购北京旧宫万科广场和深圳龙岗万科广场资产
万科A：与专业投资机构合作投资基金，用于收购北京旧宫万科广场和深圳龙岗万科广场资产
国家能源局印发《配电网高质量发展行动实施方案（2024—2027年）》
已有33家主力机构披露2024-06-30报告期持股数据，持仓量总计2092.74万股，占流通A股7.79%
近期的平均成本为28.54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70.46万股(预计值)，占总股本比例0.11%，股份类型：股权激励限售股份。(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)
限售解禁：解禁70.46万股(预计值)，占总股本比例0.11%，股份类型：股权激励限售股份。(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)
限售解禁：解禁93.94万股(预计值)，占总股本比例0.15%，股份类型：股权激励限售股份。(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)
限售解禁：解禁3.602亿股(预计值)，占总股本比例56.67%，股份类型：首发原股东限售股份。(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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