【国金证券】传统业务迎底部反转，氢储运推升估值.pdf

2024-01-28

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一、氢能业务：氢储运环节将成为行业发展破局点，公司稳扎稳打前瞻布局

1.1 廉价氢气供应已成行业破局关键：储运环节尤为显著

当前产业发展应逐步构建高密度、轻量化、低成本、多元化的氢能储运体系。2022 年 3 月，国家发改委发布《氢能产业发展中长期规划（2021-2035）年》，规划提出要提高高压气态储运效率，加快降低储运成本，有效提升高压气态储运商业化水平；推动液氢储运产业化应用，探索固态、深冷高压、有机液体等储运方式应用；开展掺氢天然气管道、纯氢管道等试点示范；逐步构建高密度、轻量化、低成本、多元化的氢能储运体系。

氢气需求高增和应用范围扩大，储运环节成为氢能大规模应用下重点突破环节。氢能储运路线将从低压到高压、气态到多相态发展，逐步提高氢气储运能力。当前国内氢气用量及运输半径相对较小，氢气的运用主要发生在氢源附近，因此高压气态运输的方式较为经济。随着氢能市场的深入发展，氢气的需求半径扩大，运输方式将由高压气态向甲醇、液氨为储氢载体过渡，并持续向以液态形式运输为主发展；从更远期来看，高密度、高安全性的固态储氢、管道输氢等将成为主要的氢能储运方式。按照氢的不同形态，通常将储氢方法分为气态储运（高压气氢、管道氢）、液态储运（低温液态、有机液态）和固态储运三种。（1）高压气态储氢：技术比较成熟，是我国当前最常用的储氢技术。未来向轻量化、高压化、低成本、质量稳定方向发展，提高经济性和安全性。（2）低温液态储氢：标况下氢气密度的 850 倍，沸点低至-252.78℃，对储氢容器的绝热要求高，低温液态储氢目前主要在航天领域得到应用。（3）有机液态储氢：密度高，储氢条件较为宽松，但目前成本较高，能耗大，尚未广泛应用。（4）固体储氢：储氢材料可以分为物理吸附型储氢材料和金属氢化物基储氢合金两类，其中，金属氢化物储氢是目前最有希望且发展较快的固态储氢方式，但目前尚处于技术攻关及示范应用阶段。

储运环节的成本直接决定终端需求的释放。我们认为：短期内以气氢拖车近距离运输为主，中期气氢拖车短距离与液氢长距离运输结合为主，长期将以管道输氢为主。液态储氢（低温液氢、液氨载氢、甲醇载氢）以及管道运输成本对运输距离都不敏感，均适用于长距离储运，而气氢拖车对运输距离较为敏感。短期来看，当运输距离在 300km 以内时气氢拖车较为经济，因此当前加氢站应尽可能分布在氢源附近。中期来看，当氢能产业进一步发展，液氢装备及储运装备发展相对成熟时，液氢运输将成为长距离运输主流，将形成“短距离气氢拖车，长距离液氢槽车”的运输格局，辅之液氨和甲醇载氢在某些特定场景和液氢装备尚未成熟前过渡使用。长期来看，能源结构逐步转型下，对氢能的需求大且稳定，加氢站和应用场景已全面铺开，管道输氢前期投入大将不再是阻碍，管道输氢将成为最为经济的输氢方式。

1.2 短途运输仍以气态储存为主，公司布局阀门解决关键部件卡脖子问题

氢能运输当前主要以高压气氢运输为主。高压气氢运输可分为长管拖车和管道输送两种。我国当前长管拖车运氢主要采用 20MPa 的 I 型钢制储氢瓶（耐压不超 30MPa），单车运氢在 300kg 左右，而国外已经推出 50MPa 运输用储氢瓶（III 型/IV 型），单车运氢可达 900kg 甚至更高，氢瓶耐压越高，单车运氢量就越多。长管拖车气氢运输场景：将上游高纯氢经由压缩机压缩至 20MPa，通过装气柱装入长管拖车氢瓶，再运输至加氢站，拖车车头和管束分离，装有高压氢气的管束在站内经由卸气柱被压入加氢站的高、中、低压储氢瓶组中进行分级存储，最后由加注枪注入终端车用氢瓶中。

长管拖车适合短距离运输，移动式储氢瓶对体积和重量敏感度较高。运输成本对运输距离敏感，拖车储氢瓶工作压力越低越敏感。20MPa 长管拖车载氢量约为 300kg，30MPa 长管拖车载氢量约为 600kg，50MPa 长管拖车载氢量约为 900kg，以运氢量 4 吨/天测算，当运输距离从 50 公里增加至 600 公里时，20MPa 长管拖车运输成本由 2.4 元/kg 增加至 13.3 元/kg；50MPa 长管拖车运输成本由 1.7 元/kg 增加至 6.1 元/kg。由此可见，长管拖车运氢成本随运输距离变化明显，且长管拖车氢瓶工作压力的提高使运氢成本显著降低。预计未来运输用钢瓶有望被碳纤维储氢瓶逐渐替代以降低运氢成本。中短期氢气需求量提升对运氢降本效果显著。规模效应对气氢拖车运输降本有一定作用，当运氢量从 1 吨/天提高至 10 吨/天时，50MPa 长管拖车运氢成本由 4.1 元/kg 降为 2.7 元/kg，降本幅度在 30%左右，更大规模的运输降本效果则不明显。可见，近中期内，氢气需求量对运氢成本的降低效果显著，随着未来加氢站以及燃料电池汽车数量进一步增加，短距离运氢成本仍有较大下降空间。

氢瓶阀门为气瓶关键环节，环节价值量占比有望提升。氢气物理属性特殊（分子小、易渗透发生氢脆、爆炸性等），阀门作为开闭气态或液态氢管路、控制流向、调节和控制输送参数的产品，是决定气瓶气密性的关键环节。公司旗下子公司富瑞阀门已完成 35MPa 车用氢气集成瓶阀、加氢口、直通式止回阀、调压阀、过流阀、过滤器、安全阀、针型阀、球阀、比例卸荷阀的开发，同时 70MPa 的系列氢用阀门也成功研发出样品。Ⅳ型高压储氢瓶中碳纤维复合材料占比接近 80%，随着国产碳纤维提质、增量、降本进展加速，环节价值量占比有望提升。

气瓶阀门环节国产化替代加速，市场空间较为广阔。当前，氢气阀门主流供应商以进口品牌为主,相应的市场主要由 GFI、OMB、美塔特龙等外国公司占据。我国阀门工业生产起步较晚，生产和创新技术能力相对不足，高端阀门需求一定程度上依赖进口。但近年来，随着国内涌入氢阀制造领域的企业增多，由进口品牌垄断的市场格局已出现松动迹象，氢能阀门国产化替代进程加快，代表企业有神通新能源、瀚氢动力、富瑞阀门、上海舜华、未势能源等。从装机价值量来看，车载储氢系统氢能阀门国产品牌市场占有率约为 20%~30%，燃料电池系统领域，国产氢能阀门占比约为 10~20%，在加氢站领域氢能阀门几乎全部依赖进口品牌。与进口品牌相比，国产品牌在产品价格、供货周期、合作配合度等方面存在优势，有望逐步实现对进口品牌的国产化替代。2022 年我国氢能阀门市场规模约为 2.7 亿元，预计 2029 年将达到 11.3 亿元，年复合增长率为 23%，市场空间广阔。

公司布局氢瓶阀门，客户涵盖产业头部企业。公司紧紧抓住氢能产业窗口期机会，布局氢能产业链不可缺少的阀门零件，旗下子公司张家港富瑞阀门有限公司经过多年精耕细作，已想下游车厂与气氢瓶公司实现小批量出货。公司氢阀产品与宇通、福田、中通、申龙、苏州金龙、安凯、中植、东风、重汽、陕汽等头部企业合作，配套客车、物流车、乘用车、叉车、有轨电车、固定电源等全系列产品。

1.3 低温液氢适用于大规模长距离运输，公司前瞻布局液氢储存环节

低温液氢运输场景，将上游氢气经过液化厂低温处理变成液态氢，随后由液氢槽车运输至加氢站进行冷却气化，再由加氢站加注枪注入终端车载储氢瓶。低温液氢适用于距离较远，运输量大的应用场景。液氢槽车运氢成本对运输距离并不敏感，因此适用于长距离运输。假设液氢需求量为 20 吨/天，液氢槽车单车载氢量为 4 吨，则当运输距离为 50km 增加到 500km 时，运输成本仅从 13.1 元/kg 增加到 14.0 元/kg，随着未来燃料电池汽车的广泛应用，加氢站密度不断增加时，氢气日均需求也将大幅增长，同时液氢的运输成本也将大幅下降，20 吨/天液氢满产满销时，运输成本有望降至 10 元/kg 以内。

低温液氢运输对电价反应敏感，电价下降则液氢运输降本空间广阔。从液氢运输成本构成来看，电费是主要成本支出，占比过半。以满产能，运输距离 500km 条件测算，当电价从 0.6 元/kWh 降到 0.2 元/kWh 时，液氢运输成本由 9.5 元/kg 下降至 4.5 元/kg，降幅达 50% 左右。

液氢罐为液氢储运关键环节，其绝热效果决定储运损失率。液氢的沸点极低（-252.78℃），与环境温差极大，储运环节存在绝热和泄漏等主要问题，对储氢容器的绝热要求很高。因此，液氢储罐为液氢储运环节的关键设备，其绝热效果决定了储运环节的损失率。根据使用形式，液氢储罐可分为固定式、移动式和罐式集装箱；根据绝热原理，可分为普通堆积绝热和真空绝热。市场上存在气凝胶材料、闭孔泡沫、多层绝热（MLI）系统、分层复合绝热系统（LCX）、珍珠岩粉、3M 玻璃泡等多种绝热材料可供选择。提高液氢储运效率、降低储运损失率关键在于由传统的被动绝热方式向主动绝热技术转变，将更低导热率、更高低温性能的新材料应用于液氢储罐的生产制造。

公司前瞻布局液氢环节，阀门已实现产品销售。2020 年，公司募资超 6000 万布局车用液氢供气系统及配套氢阀研发项目。截至目前，该研发项目的氢燃料电池车用液氢瓶和液氢阀门均已完成样品制造；多种规格液氢用低温止回阀、紧急切断阀、截止阀顺利通过试验并取得了中国特种设备检测研究院颁发的特种设备型式试验证书。包括 DN25~DN50 液氢用紧急切断阀、DN15~DN100 液氢用截止阀在内的共计 121 套液氢用阀门已经发往项目现场。公司主要客户 AP、林德等争先布局液氢中国市场，加强在华氢能业务的开发，公司有望成为这些国际巨头的战略供应商。

二、传统业务：油气价差叠加陆气供应扩大，公司业绩持续改善可期

2.1 油气价差叠加陆气供应扩大，天然气进入新一轮周期与历史性时点

天然气产业发展政策不断完善，进一步扩大下游应用场景。9 月 28 日，国家能源局网站发布《天然气利用政策（征求意见稿）》，明确了天然气行业发展总体要求，对天然气利用领域、利用顺序等作出重大调整，并强调要加强基础设施建设和行业监管，为天然气行业的高质量发展提供良好的政策环境。《征求意见稿》中将“城市燃气”用户调整为“城镇燃气”用户，符合城镇燃气已进入市场下沉阶段的行业特点；在优先类中新增“油气电氢综合能源供应项目、在保障安全前提下的终端天然气掺氢示范项目等天然气利用新业态”，推动天然气与氢能融合发展；新增天然气调峰电站项目、带补燃的太阳能热发电项目优先利用，利好天然气发电增长。《征求意见稿》进一步扩大了天然气应用场景，对下游用气的指导更加细致、针对性更强。

油气价差持续扩大，气量消费持续向好。随着地缘政治局势紧张、OPEC+宣布减产，国际原油价格处于相对高位。根据 Wind，截至 2023 年 12 月，中国柴油均价为 7918 元/吨，同比下降 6%。而 LNG 价格由于库存较高与需求疲软的双重夹击，快速下行，截至 2023 年 12 月，中国 LNG 市场均价为 4869 元/吨，同比下降 28%，油气价差持续扩大，天然气经济性凸显，助力天然气重卡行业复苏。近期寒潮侵袭，供暖供电需求攀升，国内气价小幅反弹，天然气价格优势缩窄，预计供暖季结束将迎来新一轮天然气需求爆发。

陆上天然气进口管道加速建设，推动向买方市场转化。中俄两国正在联手构建“西伯利亚力量 1 号”、“远东管道”和“西伯利亚力量 2 号”三条天然气管道网络。其中，“西伯利亚力量 1 号”天然气管道已于 2019 年建成投产，截至 2023 年，该管道年输气量已从投产之初的 50 亿立方米增长至 200 亿立方米。预测显示，如果三条管道建成并达到最大输气能力，俄罗斯每年向中国供应的管道天然气数量将达到 980 亿立方米，约占中国天然气消费总量的 27%，未来俄气有望成为中国最大的天然气供应商。随着新产能的投放，我国天然气行业有望从单一的 LNG 需求转向双气源需求，推动向买方市场转变。

国内天然气增储上产力度不减，进口渠道加速拓宽将夯实供应能力。随着国产气稳定增产和海外天然气进口来源持续多元化，天然气供应有望持续扩大，在海内外产能释放的驱动下我国天然气市场有望由紧平衡过度至相对宽松的格局，天然气价格有望进一步下调，刺激终端需求爆发。

2.2 低温储运应用设备：天然气重卡进入放量阶段，公司气瓶业务触底反转

LNG 重卡经济性凸显，市场快速回暖。根据历史数据测算，天然气与柴油价格比在 0.7 以下时，LNG 经济性凸显，催生对柴油需求的替代。

（1）2015-2018：气柴价格比震荡下行，推动天然气重卡销量及渗透率提升。 2015-2017Q3，气柴价格比总体低于 0.7，为天然气汽车行业发展提供良好契机。2017 年我国天然气汽车保有量突破 600 万辆，同比增加 50.4 万辆，增幅为 9%。其中，CNG 汽车保有量为 573 万辆，LNG 汽车保有量为 35 万辆。值得关注的是，LNG 重卡保有量为 25.5 万辆，同比增加 8.5 万辆，增幅高达 50%。但 2017 年底的“气荒”导致 LNG 价格暴涨，给冉冉上升的天然气重卡行业沉重一击。2018 年，中国天然气市场季节性供需矛盾仍较突出，1-6 月 LNG 重卡销量 15980 辆，未达预期，下半年 LNG 市场逐步升温。

（2）2019-2020Q3：气柴价格比降至历史低位，驱动天然气重卡销量持续火爆。天然气价格相较于柴油价格降幅更大，气柴价格比降至历史低位，最低接近 0.5，气柴价格比的下降仍是天然气重卡需求高涨的主导因素。此外，随着低碳减排绿色发展战略的深入实施，相关法规要求重卡从 2019 年 7 月 1 日起率先执行国六 a 阶段排放标准，为天然气重卡销量增长续力。

（3）2020Q4-2022 年：天然气价格接连攀升，天然气重卡行业进入低谷期。 2020 年底至 2021 年初极端天气事件频发，加剧全球范围内 LNG 的取暖调峰需求，而天然气上游开发投资不及预期，LNG 产能增量有限；2022 年俄乌冲突爆发，俄罗斯管道气量持续下降，美国自由港爆炸事故导致 LNG 出口能力受限，诸多因素引起的供需错配推动全球天然气价格屡创新高。根据 Wind 数据，2021 年中国 LNG 全年市场均价 5303 元/吨，2022 年 6354 元/吨，天然气价格接连攀升使得 LNG 重卡经济性优势褪去，叠加疫情反复对物流行业冲击明显，天然气重卡市场较为低迷。

（4）2023 年以来：天然气重卡市场迎来拐点，市场逐步回暖。天然气供应稳定增加叠加油气价差扩大，将进一步利好天然气下游消费。2023 年，国内天然气增产力度不减、新增探明储量仍将保持万亿立方米水平；进口渠道持续拓宽，与俄罗斯天然气管道项目稳步推进，供应能力不断夯实，天然气价格有望企稳，供给环节持续向好，刺激终端需求爆发。同时，相较于价格高位震荡的原油，天然气更具经济性，天然气重卡性价比凸显，推动销量不断提升。终端销量数据（交强险口径，不含出口和军品）显示，2023 年天然气重卡渗透率已经达到 22.3%，天然气重卡市场销量连续 9 个月破万，同比增幅连续 11 个月破百，市场表现靓丽。高经济性是天然气重卡销量高涨的主要驱动力：根据 Wind，2023 年国内 0#柴油均价约为 7.9 元/公斤，LNG 均价为 4.8 元/公斤。在重型卡车总重（含货物）49 吨的情况下，柴油重卡百公里油耗约为 33 公斤，燃气重卡百公里气耗也同样为 33 公斤，那么柴油重卡每公里耗油成本约为 2.61 元，而燃气重卡每公里燃料成本约为 1.58 元，与柴油重卡相比成本节约 39.5%。高经济性助长卡友利润空间，催生天然气重卡高需求量，随着气价企稳，天然气重卡渗透率有望进一步提升。

加气站布局加快，天然气重卡使用便捷性大幅提升。2014 年，国内 LNG 加气站数量为 2500 座;2019 年，LNG 加气站增加到 3900 座，截至目前，全国投入运行的 LNG 加气站已经超过 5000 座，预计 2025 年全国加气站将达到 7000 座。并且各省市正在加快 LNG 加气站布局，安徽省今年于六安市、安庆市两地同时投产运营 2 座 LNG 加气站，四川省加快推进《天然气汽车加气站布局方案（2021—2025 年）》，预计到 2025 年新增 LNG 加气站 401 座，山东省规划至 2025 年新建 41 座 LNG 加气站。随着全国性 LNG 配套设施加快拓展，LNG 重卡使用的便捷性日益凸显，将带动 LNG 重卡行业进一步发展。

公司深耕车用 LNG 装备近二十载，筑牢行业龙头地位。公司于 2006 年正式启动 LNG 车用气瓶研发项目，旗下子公司富瑞深冷的 LNG 车用供气系统覆盖 150L-1350L 共计 30 多种规格，是国内最为成熟的 LNG 车用技术产品之一。其中，150L-500L 常规容量 LNG 气瓶市场占有率领跑行业，并成功研发 750L、950L 和 995L 大容积气瓶新品。公司每年投入占营收总额约 5%的科研资金，联合高校、科研院所研发核心技术，以较强的研发能力确立了公司在 LNG 气瓶领域的领先优势。车用 LNG 装备行业格局集中，公司与中集安瑞科、致远新能、奥扬科技四家占据行业 80%以上的份额，其中公司产品的市场占有率约 20%-30%，龙头地位稳固。

公司核心客户稳定，产能释放加速。公司 LNG 车用供气系统产品绑定一汽解放、东风商用车、中国重汽、陕汽商用车等头部整车厂客户。受益于 LNG 重卡市场回暖，公司气瓶出货量翻倍，从月均 3000 台提升至 6000 台左右，2023Q4 通过加班及设备添置产能将进一步扩张至 9000 台/月，年度产能可达 100000 台。天然气重卡放量提振 LNG 气瓶业务发展，公司业绩有望阶段性爆发。2022 年，受国内物流运输行业不景气的影响，LNG 车用气瓶市场景气度持续低迷，2023 年，随着国内经济逐渐复苏、公路物流需求被激活，同时 LNG 价格逐渐回归正常水平，将释放出 LNG 重卡的购置需求，公司 LNG 车用供气系统的市场形势也有所转暖。在 LNG 气瓶销量大增的带动下，公司今年前三季度实现营收 21.13 亿元，同比增长 93.71%；归母净利润为 3919 万元，同比增长 139.19%。车用气瓶市场空间广阔且具有韧性。气瓶是燃气重卡除发动机以外的一项核心装备，气瓶市场需求与 LNG 重卡市场景气程度密切相关。根据第一商用车网数据，2023 年我国中汽协口径下重卡销售 90.9 万辆，按照 LNG 重卡渗透率 22%计算，LNG 车用气瓶市场空间约为 46.4 亿元。结合目前国内重卡保有量规模、置换更新需求及前期政策余力，预计 2024 年重卡市场温和增长，规模有望达到 100 万辆。此外，伴随环保政策加持，LNG 重卡渗透率有望进一步提升，若按 23%计算，2024 年我国 LNG 车用气瓶市场空间为 53.4 亿元，公司在气瓶领域市场份额约为 25%，毛利率约为 10%，因此，2024 年 LNG 气瓶业务预计为公司带来 1.34 亿净利润。LNG 重卡通常搭载不止一个气瓶，气瓶市场空间或超预期。

2.3 重装设备：能源行业增长仍持续，公司依托海外优质客户稳健增长

全球炼油产能扩张周期持续，助力公司压力容器等重装设备销量增长。 Wind 数据显示，过去数十年间全球炼油产能稳步扩张，2022 年全球炼油日均产能达 10.2 亿桶/日，为历史最高值。随着工业化的深入推进，国际市场对于石化产品需求稳步上涨，壳牌、BP、林德、法液空等能源化工行业龙头企业资本开支繁荣，有望带动包括压力容器在内的石化设备制造业持续向好。根据弗若斯特沙利文数据，2019 年到 2022 年，中国化工压力容器装备市场规模从 930.5 亿元增长到 1162.1 亿元。受益于化工行业新增项目建设和老旧项目改造并行，预计 2023 年到 2027 年，中国化工压力容器装备市场规模将从 1319.1 亿元增加到 2016.3 亿元。

公司重装设备领域产品种类丰富，拥有与国际标准比肩的核心竞争力。重型装备产品包括塔器、反应器、热换器、容器、船用燃料罐等压力容器，单品平均价值量高，主要应用于炼油、化工、LNG 和空分领域。公司产品质量体系始终保持与国际标准接轨，拥有美国工程师协会颁发的 ASME 授权证书“U”、“U2”钢印以及 DNVGL、BV、ABS、NK、LR 等各大船级社工厂认可和 TRCU、PED、EN、DOSH、MOM 等大量出口认证的经验；并于 2021 年取得了意大利 RINA 船级社（中国）颁发的世界首套船用液氨燃料罐 AIP 证书，海外市场竞争力显著。

公司聚焦培育海外客户，市场放量可期，有望实现毛利率回升。海外市场获取客户、认证、审厂等周期较长，经过多年的积累，公司及旗下子公司已进入世界油气行业龙头企业如壳牌、埃克森美孚、BP、道达尔、沙特阿美和空分巨头法液空、AP、林德以及总承包公司如美国福陆、日本日挥、韩国三星、现代等的全球战略合格供应商名单，业务稳定性持续提升。2022 年公司重型装备实现营收 3.77 亿元，同比下降 31.56%，毛利率 3.61%，同比降低9.15%；2023年H1公司重型装备实现营收4.25亿元，同比增加86.40%%，毛利率13.15%，同比上涨 24.29%，随着与海外客户合作深入，海外市场业务放量有望持续，并推动公司重装设备业务毛利率回升。

2.4 液化天然气销售及运维服务：公司基于先前布局已进入收获期

利好政策密集出台，天然气开采空间加速释放。国家自然资源部资源评价显示，四川盆地天然气资源丰富，总资源量达 66 万亿立方米，已探明储量 6.17 万亿立方米，探明率仅 9.3%，勘探开发潜力巨大。为保障国内能源安全，川渝地区天然气开发政策密集发布，2020 年《共同推进成渝地区双城经济圈能源一体化高质量发展合作协议》明确，要发挥长宁— 威远、涪陵国家级页岩气示范区建设的引领作用，建设中国“气大庆”；2021 年中石油西南油气田分公司、中石化西南油气分公司、四川能投和成都东部新区管委会四方签订框架协议，宣布将携手共建油气产业园区；2022 年四川省“十四五”能源发展规划强调 2025 年实现天然气（页岩气）年产量 630 亿方、2035 年建成中国首个千亿级天然气生产基地。在多方政策的催化下，天然气开采空间有望加速释放。

LNG 运维业务赚取加工费打造新利润增长极，代销业务助力深度绑定优质客户资源。LNG 销售及运维服务是公司近年新开拓的“先进制造业+现代服务业”紧密结合的两业融合创新商业模式，已形成一定规模的 LNG 液化处理能力，业务规模增速迅猛。LNG 运维服务：公司自产 2-20 万方可移动撬装式天然气液化装置，适合偏远井口气和零散放空天然气气井的液化生产，依靠为客户提供液化服务、收取加工费创造高额利润；LNG 代销业务：高收低利以增强客户粘性，客户覆盖中石油、中石化、中海油等龙头企业。

公司重点布局天然气储量丰富的川渝地区，便于后续产能持续扩张。据自然资源部统计， 2022 年四川省天然气储量达 20362.33 亿立方米，位居国内榜首。公司控股子公司富瑞能服紧抓国家中西部地区大力开发利用偏远井口气资源的机遇，2022 年在中西部地区新建多个偏远井口 LNG 小型液化工厂，目前，“中江中凯工业园 40 万方/天 LNG 液化项目”A 列和 B 列装置、“自贡 10 万方/日天然气试采回收项目”等均已顺利投产出液。随着公司天然气液化日处理产能拓展，有望成为提升盈利能力的重要支撑。截至 2022 年底，公司旗下子公司富瑞能服已承接 LNG 液化项目 12 个，业务范围遍布四川、重庆、陕西、甘肃、新疆等地，实现 LNG 日液化处理量 175 万方，规模效应降本增效显著，产能有望进一步拓展，预计 2024 年液化处理产能达 200 万方/天。2023 年上半年，公司 LNG 销售和运维服务实现营业收入 3.419 亿元，同比增长 154.6%；贡献毛利润 5522 万元，占总毛利润的比重约 33.1%，已成为公司重要的利润来源，助力业绩持续增长。

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