[中报]九丰能源(605090):2023年半年度报告
原标题:九丰能源:2023年半年度报告 重要提示 一、本公司董事会、监事会及董事、监事、高级管理人员保证半年度报告内容的真实性、准确性、完整性，不存在虚假记载、误导性陈述或重大遗漏，并承担个别和连带的法律责任。 二、公司全体董事出席董事会会议。 三、本半年度报告未经审计。 四、公司负责人张建国、主管会计工作负责人杨影霞及会计机构负责人（会计主管人员）朱颖声明：保证半年度报告中财务报告的真实、准确、完整。 五、董事会决议通过的本报告期利润分配预案或公积金转增股本预案 公司经第二届董事会第三十次审议通过的2023年半年度利润分配方案为：以实施权益分派股权登记日登记的总股本扣除回购专户中累计已回购的股份为基数，向全体股东每股派发现金红利0.3元（含税），不以资本公积金转增股本，不送红股。截至本公告日，公司总股本扣除回购专户中累计已回购的股份为618,703,944股，以此计算合计拟派发现金红利共185,611,183.20元（含税）。 如在本报告披露之日起至实施权益分派股权登记日期间，因可转债转股等致使公司总股本发生变动的，公司拟维持分配总额不变，相应调整每股分配比例。如后续总股本发生变化，将另行公告具体调整情况。 该方案尚需提交公司2023年第一次临时股东大会审议。 六、前瞻性陈述的风险声明 √适用 □不适用 本报告所涉及的未来计划、发展战略等前瞻性陈述，不构成公司对投资者实质性承诺,请投资者注意投资风险。 七、是否存在被控股股东及其他关联方非经营性占用资金情况 否 八、是否存在违反规定决策程序对外提供担保的情况？ 否 九、是否存在半数以上董事无法保证公司所披露半年度报告的真实性、准确性和完整性 否 十、重大风险提示 公司已在本报告中详细阐述可能存在的风险，详见本报告之“第三节管理层讨论与分析”之“五、其他披露事项”之“（一）可能面对的风险”。 十一、其他 □适用 √不适用 目录 第一节 释义..................................................................................................................................... 5 第二节 公司简介和主要财务指标 ................................................................................................. 7 第三节 管理层讨论与分析 ........................................................................................................... 11 第四节 公司治理 ........................................................................................................................... 42 第五节 环境与社会责任 ............................................................................................................... 45 第六节 重要事项 ........................................................................................................................... 53 第七节 股份变动及股东情况 ....................................................................................................... 86 第八节 债券相关情况 ................................................................................................................... 92 第九节 优先股相关情况 ............................................................................................................... 96 第十节 财务报告 ........................................................................................................................... 97
第一节 释义 在本报告书中，除非文义另有所指，下列词语具有如下含义：
第二节 公司简介和主要财务指标 一、公司信息
□适用 √不适用 七、公司主要会计数据和财务指标 (一) 主要会计数据 单位：元 币种：人民币
(二) 主要财务指标
公司主要会计数据和财务指标的说明 √适用 □不适用 1、报告期内，公司实现营业收入 1,104,722.13万元，同比下降 14.75%，主要系清洁能源业务LNG以及 LPG产品市场销售价格下降幅度较大所致。 2、报告期内，公司实现归属于上市公司股东的净利润 71,242.04万元，同比增长 11.04%，实现归属于上市公司股东的扣除非经常性损益的净利润 77,414.90万元，同比增长 19.94%，主要系公司清洁能源业务销售量及平均吨毛利保持稳定，能源服务以及特种气体业务带来增量贡献，同时受股份支付及可转债确认的费用同比增加影响较大所致。 3、报告期内，公司经营活动产生的现金流量净额 70,888.03万元，同比下降 28.98%，主要系期末存在跨期应收账款（期后已收回）及存货减少使经营性资金占用下降综合影响所致。 4、报告期末，公司归属于上市公司股东的净资产 740,107.51万元，较上年末增长 6.62%，主要系报告期实现盈利所致。 5、报告期内，公司基本每股收益 1.15元/股、稀释每股收益 1.06元/股、扣除非经常性损益后的基本每股收益 1.25元/股，分别同比增长 11.65%、2.91%及 20.19%，主要系报告期内净利润同比增长所致。 八、境内外会计准则下会计数据差异 □适用 √不适用 九、非经常性损益项目和金额 √适用 □不适用 单位:元 币种:人民币
对公司根据《公开发行证券的公司信息披露解释性公告第 1号——非经常性损益》定义界定的非经常性损益项目，以及把《公开发行证券的公司信息披露解释性公告第 1号——非经常性损益》中列举的非经常性损益项目界定为经常性损益的项目，应说明原因。 □适用 √不适用 十、其他 □适用 √不适用 第三节 管理层讨论与分析 一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明 （一）公司所处行业情况 公司核心主业主要涉及清洁能源行业、能源服务行业、特种气体行业。 1、清洁能源行业 （1）天然气/LNG行业 ① 我国天然气行业基本情况 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、开采等， 具有资金规模大、技术密集、投资风险高等特点，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；除上述常规气和非常规气开采外，PNG进口和 LNG进口是我国能 源供给的重要补充。中游主要涉及天然气输送领域，随着我国油气行业“X+1+X”模式的推进及“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设施 的高效率运营；在产业中游领域，进口 LNG相关的船舶和接收设施，以及天然气储气设施等是重要 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。 图 1：我国天然气全产业链示意图 ② 我国天然气及 LNG消费量需求持续提升 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 气重型货运车辆的使用，推进沿海、内河液化天然气动力船舶的应用；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 10.75%；天然气占我国能源消费总量的比重从 4.0%增长至 8.4%。2022年，国际及国内 天然气价格持续高企，叠加疫情影响，国内需求相对疲软，全国天然气表观消费量为 3,663亿立方 米，同比下降 1.7%。 2023年上半年，随着疫情影响消退，国内宏观经济持续复苏，天然气消费量恢复稳定增长态势。 根据国家能源局统计数据，2023年上半年全国天然气消费量为 1,941亿立方米，同比增长 5.6%。 图 2：2010年-2022年天然气表观消费量 单位：亿立方米 （数据来源：国家统计局、中国海关总署、国家发改委、国家能源局） 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2022年的 8,029.5万吨，复合增长率达 18.28%。未来随着清洁能源的推广使用，LNG消费量有望进一步提升。 图 3：2015年-2022年我国 LNG表观消费量 单位：万吨 （数据来源：国家统计局、华经产业研究院） ③ 国内自产天然气严重不足，进口 LNG增速较快；国产 LNG稳步增长 受制于我国“富煤、缺油、少气”的能源国情，天然气消费增长与国产天然气增长长期错配，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，同比增长 6%，增量主要来自于鄂尔多斯、塔里木、四川等主要产气盆地； 2023年上半年，我国天然气产量为 1,155亿立方米，同比增长 5.4%。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 2022年的 41.17%。2022年，受海气价格持续高企影响， 进口 LNG规模同比下降；2023年上半年，国际天然气价格大幅回落，海气成本优势逐渐恢复，1-6 月 LNG进口 462亿立方米（折合约 3,348万吨），同比增长 5.9%。 图 4：2010年-2022年中国天然气产量、进口、消费及对外依存度 （数据来源：国家统计局、BP） 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，我国 LNG进口量首次超过 PNG进口量，并在我国天然气 供应中占比越来越高。根据国家能源局统计数据，2022年度和 2023年上半年，我国天然气进口量分 别为 1,503亿立方米、794亿立方米，其中 PNG进口量分别为 627亿立方米、332亿立方米，LNG 进口量分别为 876亿立方米、462亿立方米，LNG进口量占比均为 58%。 图 5：2010年-2022年我国天然气供应情况 单位：亿立方米 （数据来源：国家统计局、中国海关总署、国家能源局） 国产 LNG方面，随着 LNG液化工厂产能逐步释放，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 1,742.7万吨，同 比增长 12.8%；2023年上半年我国 LNG累计产量为 926.7万吨，同比增长 7.3%。 图 6：2015年-2022年国内 LNG产量 单位：万吨 （数据来源：国家统计局） ④ 进口 LNG市场与国产 LNG市场相互补充 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接收站卸载并存储，以“液进液出”或“液进气出”的方式输送到终端市场，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市场主要分为槽运市场和管道气市场，其中槽运市场主要分布在沿海接收站码头经 济运输半径范围内。在市场竞争方面，该领域主要涉及境外 LNG供应、国际结算、远洋运输、接收 与仓储、下游输配等环节，业务链条较长，具有一定的进入壁垒，市场竞争相对较为缓和。 国产 LNG主要以井口气或管道气为原料，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为主，以城镇燃气、工业燃料、化工原 料、燃气发电市场为辅。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。 （2）LPG行业 ① 我国液化石油气表观消费量持续稳步增长 2010年以来，我国液化石油气（LPG）表观消费量保持稳步增长趋势，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%。 图 7：2010年-2022年液化石油气表观消费量 单位：万吨 （数据来源：国家统计局） ② 化工原料用气需求增长是带动 LPG消费增长的主导因素 我国 LPG的主要用途包括化工原料、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消费市场的主要增量。近年来，受我国化工原料向轻质化方向发展的影响，LPG作为化工原料，比传统的石脑油和煤炭等原料具有更优的 经济性和环保性被大量应用；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民用气消费量预计将保持 基本稳定。 ③ 我国 LPG供需缺口扩大，进口依存度提高 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，以 PDH为主的深加工项 目产能逐步释放，需要大量进口 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%。 根据申银万国期货研究数据，2023年 1-6月我国 LPG进口总量为 1,560.84万吨，LPG进口保持快速 增长。 图 8：2015年-2022年我国液化石油气进出口数量 单位：万吨 （数据来源：中国海关、华经产业研究院、卓创资讯） 2、能源服务行业 （1）能源作业服务 公司能源作业服务系通过能源作业及运营服务方式，为上游资源方提供低压低效天然气井增产服务及天然气回收利用配套服务。 在国家提出能源资源安全及增储上产背景下，我国天然气开发力度持续加大，亟待提效的低压低效井数量将持续增加，为上述低压低效井提供全生命周期综合治理服务将进入发展的快车道，包 此外，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、管网建设难度较大、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）方式和液化天然气（LNG）方式。由于压缩天然气方式存在周转量小、运输成本高、运输半径小等不足，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。 综上，在能源作业服务模式下，上游企业提供低压低效井及原料气资源，作业者提供井下增产服务及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”。该服务模式以作业与运营结合的方式全流程地解决了上游资源方针对天然气零散资源的收集、销售难题，确保了天然气资源“颗粒归仓”，并实现较为稳定的经营回报。 （2）能源物流服务 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%，创下近十年来的新高。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液化工厂爆炸等因素影响，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。2023年上半年，我国船企新承接大型液化天然气（LNG）船 14艘，占全球总量的 35%，市场份额进一步提升。 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。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。 3、特种气体行业 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，在半导 体、光伏、光纤光缆、生物医药、航空航天、高端装备等新兴领域中应用广泛。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。 图 9：中国 2016年-2025年（预测）特种气体市场规模 单位：人民币亿元 （数据来源：亿渡数据） 公司特种气体业务主要涉及氦气、氢气，并积极向其他特种气体品种拓展。 （1）氦气行业 ① 氦气是用途广泛的资源性气体 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。 ② 我国是“贫氦”国家，氦气供需缺口巨大 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。 图 10：2020年全球氦气资源分布格局 （数据来源：美国地质勘探局） 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 3,570吨（折合 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 2,380万方），较 2021年增长 6.25%，其中国产氦气约 286吨（折合 160万方），进口氦气为 4,010吨（折合 2,246万方），对外依存度高达92.87%，主要进口国为卡塔尔、美国、澳大利亚。 ③ 氦气国产化进程加快，但进口依赖度依然较高，进口替代空间巨大 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，截至2022年底中国提氦产能达到 582吨（折合 326万方），较 2021年增长 41.22%，2022年提氦产量 348 高的问题，未来进口替代空间大。2023年国产氦气产能继续释放，但考虑到下游需求持续增长，作 为“少气”的“贫氦”国家，氦气高进口依赖度的现状较难得到有效缓解。 （2）氢气行业 ① 我国氢气产业链完整，氢气供应多样化 在我国，氢气相关的产业链如下： 图 11：氢气产业链上中下游分布 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%；根据中商产业研究院预计，2023年 我国氢气年产量将达到 4,575万吨，预计同比增长 14%。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。 图 12：2016-2022年我国氢气产量 单位：万吨 （数据来源：IEA、中国煤炭工业协会） ② 上游传统制氢技术较为成熟，绿氢技术进步较快 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%。 图 13：全球氢气来源分布 图 14：国内氢气来源分布 ③ 氢气下游应用较为广泛，发展空间巨大 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。 （二）公司主营业务情况说明 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。 图 15：公司核心主业构成及分类 1、清洁能源业务经营模式 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，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、协议合作等方式供应诸多 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，以终端居民用气为主，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。 2、能源服务业务经营模式 （1）能源作业服务 公司能源作业服务包括井上作业服务及井下作业服务。公司通过能源作业及运营服务方式，为上游资源方提供低压低效天然气井增产服务及天然气回收利用配套服务，并收取增产服务费或通过能源购销价差方式结算“服务费”。作业与运营结合的方式全流程地解决了上游资源方针对天然气零散资源的收集、销售难题，确保了天然气资源“颗粒归仓”，积极实现的“安稳长满优”较高运营水平进一步构筑了公司能源作业服务业务的全链条壁垒，并实现较为稳定的经营回报。 井上作业服务方面，主要经营模式为“技术+投资+运营”。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。 井下作业服务方面，主要经营模式为“技术+设备+投资+数字化运营”。公司通过自主研发设计 并生产相应设备对天然气气井开展增压混输、循环气举、制氮气举、放空气回收等相关“救井”“复 产”工作，协助气井解决气源压力衰减及效率下降问题，体现为对其后续的全生命周期综合治理， 旨在促进天然气的回收利用，实现天然气稳产增产、颗粒归仓。 （2）能源物流服务 公司能源物流服务主要经营模式为“核心资产+服务”或“租赁”。 公司通过购建/租赁 LNG、LPG船舶，并逐步建立起经验丰富的船舶运营团队，为客户提供船舶 货物装卸、运输执行、船务沟通协调、航线规划与执行、维护保养等一体化运营管理服务；同时，公 司密切跟踪船舶租赁市场动态及客户需求，对外出租自有船舶，通过运营服务、租赁等方式为客户 提供最优的能源物流综合解决方案。此外，公司把船舶的购建和优化（出售）作为能源物流服务的 基础支撑，并进行动态常态化管理，不断优化核心资产质量，强化运力水平。 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、租赁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、船舶租赁市场变化 等，定量结算相应服务费。 图 16：公司 LNG与 LPG船舶、接收站、储罐及槽车等能源物流相关核心资产 LNG与 LPG船舶方面，截至本报告期末，公司自主控制 8艘运输船，其中 4艘 LNG船舶（3艘自有，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 301米， 海域面积 16.59公顷，最大可靠 5万吨级船舶，共设有 3个泊位；同时配套 16万立方米 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。 LNG槽车方面，截至本报告期末，公司在运营的 LNG槽车过百台。 3、特种气体业务经营模式 公司特种气体业务主要经营模式为“自主生产+销售”。 （1）氦气业务 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。 图 17：公司氦气生产工艺流程图 截至目前，公司高纯度氦气设计产能为 36万方/年，报告期内氦气产销量约 13万方。此外，公司正在推进新提氦工厂的建设以提升产能，并积极布局液氦槽罐等资产，实现“国产气氦+进口液氦”的双资源保障，同时大力拓展直接终端应用市场。 （2）氢气业务 根据公司氢气短中长期发展规划，公司构建具有竞争力的“自主生产+销售”的氢气业务经营模 式并持续整合、复制、优化提升。 公司采购天然气、氯碱尾气等原料，通过自主投建的制氢装置，实现天然气制氢、氯碱尾气提纯制氢，产出工业氢气和高纯氢，向化工、石油、医药、冶金等企业客户销售。按不同供气模式，公司氢气业务包括现场制气和零售供气。 现场制气模式下，公司在客户现场或临近位置投建制气装置并负责生产运营，产出氢气经管道向客户输配。公司与现场制气目标大客户签订 10-20年的长期供应合同，约定最低用/供氢时间、年需求/供应量、价格升级条款等。 零售供气模式下，公司现场制气项目的富余氢气，通过氢气管束车充装设施，向零售客户供应销售。 二、报告期内核心竞争力分析 √适用 □不适用 （一）三大业务体系的协同发展优势 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“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。 （二）稳定安全的“海气+陆气”双气源保障 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、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。因此，公司已形成核心资源为主，调节资源为补充的资源池，双气源保障能力持续增强。 （三）突出的国际、国内顺价能力 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。 （四）良好的国际资信及专业能力 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、浦发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。 （五）氦气资源与成本综合优势 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。 （六）追求价值创造，勇于持续创新 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、公司早在 20世纪 90年代 LPG行业发展早期就占据了华南地区 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、公司建成了国内第一个民营独立建设的 2*8万 m3LNG储罐；4、公司在珠海实现国内首创的 LPG STS（船对船）海上过驳作业；5、公司在菲律宾实现了亚太地区首个 LNG STS商业海上过驳；6、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；7、公司在打造 LNG自有船舶方面也走在国内前列；8、公司积极探索国家管网合作方式，更灵活地用好窗口期，创新探索资源调节策略；9、公司位于内蒙古的液化天然气闪蒸汽低温提氦装置是国内第二套上规模的产业化制氦项目；10、公司联营企业华油中蓝建成了国内第一条民营天然气上载管道（联结川东北-川西联络线 4号阀室 BV102球阀）；11、公司目前积极推进广州市南沙区第一座制氢加氢一体综合能源站项目建设。 在战略选择上，通过多年探索和布局，在公司构建的海气一体化核心资产链条基础上，向上从清洁能源业务向能源服务业务布局，向下从工业天然气向工业气体方向拓展，践行着一条差异化自 三、经营情况的讨论与分析 （一）公司 2023年上半年总体经营情况 2023年上半年，国际天然气与国内天然气依然阶段性保持着价差不利的矛盾，国内天然气价格 与宏观经济对需求交织影响的矛盾也依然显现，这两大外部因素严峻考验着公司的稳定经营能力。 年初以来，受海外地缘政治冲突影响转淡、北美等地区天然气供应增加、欧洲天然气库存处于 高位等因素影响，国际天然气供需结构性错配问题明显缓解，推动天然气价格较 2022年峰值水平大 幅回落，海气相对陆气的定价也随之逐步优化，国内顺价问题较 2022年得到显著缓解，顺价空间打 开趋势较为明确，但现阶段依然存在价差不利波动的情况。 此外，尽管天然气价格回落刺激国内需求，疫情影响消退下消费需求也正逐步恢复，国内宏观 经济持续改善趋势明朗，但天然气消费量的恢复速度仍将受短期的经济活跃度改善状况所制约。 图 18：2022年 1月—2023年 6月国内 LNG进口月均价走势图 （数据来源：海关总署） 外部形势严峻，公司凭借构建的海气一体化产业链条及国内陆气调节资源能力，紧贴终端、优化配置，同时在能源服务与特种气体方面延伸发展，并积极推动降本增效，基本实现了稳定经营。 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，公司通过持续构建“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，加快工商业直接终端布局，充分发挥海气长约核心资源成本优势，国内业务顺价得到明显修复、提升，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，顺价能力稳固，报告期内产品销量及盈利能力保持稳定。报告期内，公司在夯实清洁能源业务的基础上，能源作业服务业务发挥“稳定器”作用，单吨服务收益保持基本稳定；同时通过自主建设和整合并购两种方 式加速布局特种气体业务，并取得阶段性成果，为未来持续稳健增长奠定了良好的基础。 2023年上半年，公司实现营业收入 1,104,722.13万元，同比下降 14.75%；实现归属于上市公司股东的净利润 71,242.04万元，同比增长 11.04%；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 77,414.90万元，同比增长 19.94%。截至 2023年 6月 30日，公司资产总额 1,345,431.03万元，负债总额 577,341.72万元，资产负债率 42.91%；归属于上市公司股东的净资产 740,107.51万元；2023年上半年，公司加权平均净资产收益率达 9.91%，经营活动产生的现金流量净额为 70,888.03万元，同比下降 28.98%。 报告期内，公司确认员工持股计划相关的股份支付费用 2,412.17万元，因发行可转换公司债券按照实际利率计提相关财务费用 3,076.96万元，对报告期净利润产生一定程度影响。 （二）公司 2023年上半年经营计划执行情况 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”，积极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指标的达成。 1、实现清洁能源业务高质量发展 LNG业务方面：在资源端，海气方面，公司通过持续构建“海气+陆气”双资源池，调整和优化运营模式，提升海气长约核心资源配置效率，实现良好顺价，同时根据海气价格回落及上游资源投放情况，与多家国际知名能源供应商洽谈新的长约合作，积极推动公司核心资源量提升工作；陆气方面，公司能源作业服务项目及传统 LNG液化工厂项目保持良好运营，报告期内自产 LNG 31万吨，并通过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，终端市场实现稳健发展；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，夯实在华南地区、港澳地区 LPG市场的领先地位，并积极开拓湖南、广西、江西、湖北等周边市场，寻求在华东地区的化工原料用气市场的布局机会。报告期内 LPG业务销量基本保持稳定。在国际业务方面，研判市场波动趋势，择机扩大国际业务规模，进一步做大资源池。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建设。 2、加快能源服务与特种气体业务布局 （1）能源服务业务 能源作业服务业务方面，报告期内，公司现有能源作业服务项目运行良好，井口天然气回收利用配套服务作业量约 19万吨，单吨服务收益保持基本稳定，发挥业绩“稳定器”作用。同时，公司 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投建，已完成项目立项备案，后续将继续推进环评、审批等前期准备工作，力争早日建设、投产。2023年 8月，公司完成对河南中能重组并取得其 70%股权，河南中能及其关联企业主要从事天然气辅助排采及低压低效天然气井增产服务，业务涵盖西北、川渝、贵州等区域，其通过自研自产相关设备为中石油、中石化、中海油提供混输增压、循环气举、制氮气举、放空气回收回注、移动 LNG等能源作业及运营服务，目前在运营超过 80口天然气井（近 60个作业平台）。通过整合河南中能，将强化公司在天然气辅助排采及低压低效井综合治理等方面的能源作业服务技术实力和核心竞争力，加快能源作业服务业务布局落地。 能源物流服务业务方面，公司重点推进自主 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。报告期内公司新购置的 1艘 LNG运输船完成交付；同时积极落实 IPO募投项目运输船及自主购建运输船的投建进度，确保按时下水投运。此外，公司积极推进 LNG接收站与仓储设施及 LNG槽车市场化运行。 报告期内，东莞市粤文智慧能源有限公司与公司就码头综合服务开展全新合作模式。公司为其提供码头窗口期、卸船、仓储、气化等一系列能源物流服务，持续践行在清洁能源业务服务方面的转型，预计该项业务将继续实现稳步增长。 （2）特种气体业务 报告期内，公司通过整合和自主建设方式并行并进，加速推进氦气、氢气产业链及业务区域布局，并积极考虑向其他气体业务领域拓展的相关筹划工作。 氦气业务方面，公司持续布局高纯度氦气业务直接终端客户，构建良性业务发展生态，报告期内，实现高纯度氦气产销量约 13万方，较上年同期增长 51%。自建项目方面，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；另一方面，公司正在推进新提氦工厂的建设以提升产能，并积极布局液氦槽罐等资产以建立液氦进口业务全产业链，实现“国产气氦+进口液氦”的双资源保障，同时大力拓展直接终端应用市场。 氢气业务方面，报告期内，公司通过整合方式，完成对正拓气体重组并取得其 70%股权，有效提升公司多种制氢技术实力和氢气运营管理能力，加速推进公司服务于工业、化工客户的现场制氢业务（并辐射周边加氢站用氢）落地；继续推进广州市南沙区首座制氢加氢一体综合能源站项目建设，开发珠三角区域潜在终端客户，并启动电解水制氢相关的技术储备工作，同时当选为广州市氢能和综合智慧能源产业发展联合会副会长单位；此外，公司参与投资设立氢能产业基金，将与氢业务领域的专业机构建立深度合作关系，强化公司在氢能产业方面的前瞻判断、信息获取、资源对接、落地布局，加快公司氢能板块产业化项目落地。 3、完成发行可转换公司债券募集配套资金 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 New Sources Investment Limited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。 报告期内，公司已完成向“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 25日实施 2022年年度权益分派，调整后最新转股价格为 24.96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。 4、终止中国油气控股项目（HK.702）重组交易 基于进一步提升上游直接气源的获取能力，公司于 2022年 10月启动实施参与中国油气控股有限公司（简称“中国油气控股”）（HK.702）项目重组交易。自签署《重组意向协议》后，公司与相关方积极推进本次交易所涉及的详细尽职调查并与相关方进行多轮磋商。在充分考虑公司战略规划、业务协同、交易细节、可能存在的风险等综合因素后，为维护公司与全体股东的利益，经审慎论证，公司决定终止本次意向重组交易，并于 2023年 3月 24日与中国油气控股签署了《终止契约》。 5、持续强化安全为基，确保安全生产“0”事故 “安全为基、价值为尊、和合为赢”是公司的核心经营理念，始终视安全生产为企业可持续发展的重要保障。2023年上半年，公司持续健全完善安全管理体系；严格落实安全生产责任制，完成单位、部门到个人的年度安全生产责任目标的确定，实现全员安全生产责任全覆盖；持续开发标准化培训课程，并建立、投用安全管理系统，促进安全管理信息化；组织开展一系列安全文化活动，参加活动人数达 1300余人次；开展针对性的专项检查 80余次，开展各层级培训活动 517次、应急演练 140余次。报告期内，公司实现安全生产“0”事故。 2023年下半年，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、能源服务作业安全、特种气体生产安全、仓储安全、输配安全等关键节点，确保安全生产“0”事故。 6、集团管控与融合发展 报告期内，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、数字化管理水平，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；报告期内，公司建成数字化机房，为公司数字化、智能 公司全面推动智慧供应链建设项目，升级完成 LNG、LPG业务智能管理系统，实现了业务开展便利性、业务响应及时性和管理精细化的深度融合。报告期内，公司数字化升级工作取得阶段性成果，仓储、物流、生产等全流程智能化程度得到极大提升，切实降低了安全生产风险，夯实了公司持续经营基础。未来，公司将继续加大对智慧供应链建设相关的人才、软件、硬件等投入，全面赋能重组、并购企业业务发展，打造便利、科学、高效的九丰智慧供应链服务“生态圈”。 此外，公司还将加强与森泰能源、正拓气体、河南中能等新合并子公司的融合与合规管理，依法依规完善新合并子公司内部控制制度，并将其重大事项审批、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。 报告期内公司经营情况的重大变化，以及报告期内发生的对公司经营情况有重大影响和预计未来会有重大影响的事项 □适用 √不适用 四、报告期内主要经营情况 （一）主营业务分析 1、财务报表相关科目变动分析表 单位：元 币种：人民币
营业成本变动原因说明：报告期内，营业成本同比下降 17.13%，主要系公司清洁能源业务 LNG以及 LPG产品采购价格下降所致。 销售费用变动原因说明：报告期内，销售费用同比下降 30.65%，主要系销售效率提升，费用优化所致。 管理费用变动原因说明：报告期内，管理费用同比增长 81.86%，主要系本期确认股份支付费用 财务费用变动原因说明：报告期内，财务费用同比下降 51.24%，主要系本期可转债利息摊销增加以及汇兑损益减少所致。 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为70,888.03万元，同比下降 28.98%，主要系期末存在跨期应收账款（期后已收回）及存货减少使经营性资金占用下降综合影响所致。 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为 -163,713.40万元，净流出同比增长 576.30%，主要系报告期内购买 1艘 LNG运输船、支付募投项目造船款项、购买理财产品、支付并购对价款所致。 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为86,531.99万元，同比增长 285.87%，主要系公司发行可转债募集资金所致。 2、本期公司业务类型、利润构成或利润来源发生重大变动的详细说明 □适用 √不适用 （二）非主营业务导致利润重大变化的说明 □适用 √不适用 （三）资产、负债情况分析 √适用 □不适用 1、资产及负债状况 单位：元
注 1：交易性金融资产增加主要系报告期内公司理财产品净增加所致； 注 2：应收票据减少主要系报告期内公司减少低信用等级银行票据结算所致； 注 3：应收账款增加主要系报告期末公司存在跨期应收款项所致； 注 4：应收款项融资增加主要系报告期内公司增加高信用等级银行票据结算所致； 注 5：存货减少主要系公司上年末冬季补库所增加的库存在本报告期内实现销售所致； 注 6：其他流动资产增加主要系预缴海关进口税金保证金金额增加所致； 注 7：在建工程增加主要系公司根据在建船舶的实际建造进度进行工程确认所致； 注 8：长期待摊费用增加主要系正拓气体报告期内并表所致； 注 9：其他非流动资产减少主要系公司根据在建船舶的实际建造进度结转预付工程款至在建工程所致； 注 10：其他权益工具投资增加主要系报告期内公司投资氢能产业基金所致； 注 11：交易性金融负债增加主要系公司衍生金融工具在报告期末产生浮亏所致； 注 12：应付票据减少主要系报告期内采用票据结算的金额减少所致； 注 13：预收款项增加主要系报告期内公司 LNG船舶租金上涨所致； 注 14：合同负债增加主要系预收货款增加所致； 注 15：应付职工薪酬减少主要系报告期内发放上年末计提的年终奖所致； 注 16：长期借款增加主要系公司长期融资需求量增长所致； 注 17：应付债券增加主要系报告期内公司发行可转换债券募集资金所致； 注 18：递延所得税负债增加主要系公司报告期末负债的账面价值小于计税基础所致； （注：以上指标变动情况按变动比例达 30%及以上的标准列示。） 2、境外资产情况 √适用 □不适用 （1）资产规模 其中：境外资产 3,472,065,835.82（单位：元 币种：人民币），占总资产的比例为 25.81%。 （2）境外资产占比较高的相关说明 √适用 □不适用 其他说明 公司清洁能源业务产品 LNG、LPG主要从境外进口为主，公司在新加坡、香港等地区设立多家全资境外子公司作为国际采购平台，利用美元等外币资产进行常年国际资源采购。 公司能源物流服务业务中，船舶主要在境外从事运输业务，船舶注册在境外。 3、截至报告期末主要资产受限情况 √适用 □不适用 单位：元 币种：人民币
□适用 √不适用 （四）投资状况分析 1、对外股权投资总体分析 √适用 □不适用 根据公司业务发展战略，公司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，通过外延式并购方式推进优质资产布局。报告期，公司股权投资金额为49,758.19万元，上年同期股权投资金额为 36,612.57万元，同比增加 35.90%。 （1）重大的股权投资 √适用 □不适用 单位：元 币种：人民币
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