经营分析☆ ◇603393 新天然气 更新日期：2026-07-18◇ 通达信沪深京F10
★本栏包括【1.主营业务】【2.主营构成分析】【3.前5名客户营业收入表】【4.前5名供应商采购表】
【5.经营情况评述】
【1.主营业务】
城市天然气的输配、销售、入户安装以及非常规天然气、常规油气和煤炭资源的勘探开发业务
【2.主营构成分析】
截止日期:2025-12-31
项目名 营业收入(元) 收入比例(%) 营业利润(元) 利润比例(%) 毛利率(%)
─────────────────────────────────────────────────
煤层气开采及销售行业(行业) 30.51亿 77.76 14.20亿 86.28 46.55
天然气供应及相关行业(行业) 6.07亿 15.48 9115.41万 5.54 15.01
天然气开采及销售(行业) 2.14亿 5.45 1.22亿 7.41 57.09
其他业务(行业) 5159.44万 1.31 1261.67万 0.77 24.45
─────────────────────────────────────────────────
煤层气开采及销售(产品) 30.51亿 77.76 14.20亿 86.28 46.55
天然气供应(产品) 4.91亿 12.52 4707.47万 2.86 9.58
天然气开采及销售(产品) 2.14亿 5.45 1.22亿 7.41 57.09
天然气入户安装劳务(产品) 1.16亿 2.96 4407.94万 2.68 37.96
其他业务(产品) 5159.44万 1.31 1261.67万 0.77 24.45
─────────────────────────────────────────────────
山西及其他地区(地区) 30.51亿 77.76 14.20亿 86.28 46.55
新疆(地区) 8.21亿 20.93 2.13亿 12.95 25.96
其他业务(地区) 5159.44万 1.31 1261.67万 0.77 24.45
─────────────────────────────────────────────────
截止日期:2025-06-30
项目名 营业收入(元) 收入比例(%) 营业利润(元) 利润比例(%) 毛利率(%)
─────────────────────────────────────────────────
煤层气分部(行业) 15.97亿 78.35 7.30亿 85.68 45.71
城市燃气分部(行业) 4.41亿 21.64 1.22亿 14.35 27.72
其他(行业) 29.56万 0.01 -31.58万 -0.04 -106.85
─────────────────────────────────────────────────
煤层气开采及销售(产品) 15.60亿 76.51 7.27亿 85.30 46.60
天然气供应(产品) 3.68亿 18.06 1.05亿 12.30 28.46
天然气入户安装劳务(产品) 7016.29万 3.44 1644.42万 1.93 23.44
其他(产品) 4061.43万 1.99 401.58万 0.47 9.89
─────────────────────────────────────────────────
山西地区(地区) 15.97亿 78.36 7.30亿 85.65 45.68
新疆地区(地区) 4.41亿 21.64 1.22亿 14.35 27.72
─────────────────────────────────────────────────
截止日期:2024-12-31
项目名 营业收入(元) 收入比例(%) 营业利润(元) 利润比例(%) 毛利率(%)
─────────────────────────────────────────────────
煤层气开采及销售行业(行业) 29.08亿 76.99 16.08亿 87.32 55.29
天然气供应及相关行业(行业) 8.21亿 21.73 2.12亿 11.53 25.86
其他业务(行业) 4845.29万 1.28 2130.60万 1.16 43.97
─────────────────────────────────────────────────
煤层气开采及销售(产品) 29.08亿 76.99 16.08亿 87.32 55.29
天然气供应(产品) 6.45亿 17.09 1.44亿 7.80 22.26
天然气入户安装劳务(产品) 1.75亿 4.64 6857.53万 3.72 39.12
其他业务(产品) 4845.29万 1.28 2130.60万 1.16 43.97
─────────────────────────────────────────────────
山西及其他地区(地区) 29.08亿 76.99 16.08亿 87.32 55.29
新疆(地区) 8.21亿 21.73 2.12亿 11.53 25.86
其他业务(地区) 4845.29万 1.28 2130.60万 1.16 43.97
─────────────────────────────────────────────────
截止日期:2024-06-30
项目名 营业收入(元) 收入比例(%) 营业利润(元) 利润比例(%) 毛利率(%)
─────────────────────────────────────────────────
山西(煤层气) (行业) 14.07亿 72.12 7.82亿 91.08 55.55
新疆(城市燃气)(行业) 5.43亿 27.84 7636.73万 8.90 14.06
其他(行业) 83.77万 0.04 22.63万 0.03 27.01
─────────────────────────────────────────────────
煤层气开采及销售(产品) 14.02亿 71.84 7.80亿 90.88 55.65
天然气供应(产品) 3.71亿 19.00 -4837.19万 -5.63 -13.05
天然气入户安装劳务(产品) 1.70亿 8.70 1.24亿 14.41 72.87
其他(产品) 893.78万 0.46 299.95万 0.35 33.56
─────────────────────────────────────────────────
山西地区(地区) 14.08亿 72.16 7.82亿 91.10 55.54
新疆地区(地区) 5.43亿 27.84 7636.73万 8.90 14.06
─────────────────────────────────────────────────
【3.前5名客户营业收入表】
截止日期:2025-12-31
前5大客户共销售30.47亿元，占营业收入的77.68%
┌───────────────────────┬───────────┬───────────┐
│客户名称 │ 营收额(万元)│ 占比(%)│
├───────────────────────┼───────────┼───────────┤
│中国石油天然气集团有限公司 │ 170779.84│ 43.53│
│中国海洋石油集团有限公司 │ 112020.28│ 28.55│
│山西铭石煤层气利用股份有限公司 │ 8442.01│ 2.15│
│中国石油化工集团有限公司 │ 8226.63│ 2.10│
│山西华新中昊盛天然气有限公司 │ 5281.08│ 1.35│
│合计 │ 304749.84│ 77.68│
└───────────────────────┴───────────┴───────────┘
【4.前5名供应商采购表】
截止日期:2025-12-31
前5大供应商共采购8.15亿元，占总采购额的36.26%
┌───────────────────────┬───────────┬───────────┐
│供应商名称 │ 采购额(万元)│ 占比(%)│
├───────────────────────┼───────────┼───────────┤
│中国石油天然气集团有限公司 │ 30222.95│ 13.45│
│国家电网有限公司 │ 25034.38│ 11.14│
│中国石油化工集团有限公司 │ 12725.04│ 5.66│
│安徽鑫源建设集团有限公司 │ 7654.37│ 3.41│
│郑州和晟源地质勘察有限公司 │ 5851.37│ 2.60│
│合计 │ 81488.11│ 36.26│
└───────────────────────┴───────────┴───────────┘
【5.经营情况评述】
截止日期:2025-12-31
●发展回顾:
一、报告期内公司从事的业务情况
(一)主要业务情况说明
公司主要从事城市天然气的输配、销售、入户安装以及非常规天然气、常规油气和煤炭资源的勘探开发
业务。
目前，公司城市燃气业务和常规油气的经营区域在新疆境内，煤层气开采销售业务的经营区域在山西省
及周边区域。
(二)经营模式情况说明
1、燃气销售业务经营模式
(1)燃气采购模式
我国陆上绝大部分天然气均由中石油与中石化开采及主干线管道输送，公司绝大部分天然气均直接采购
自中石油及中石化下属单位，少量采购自新业能源的煤制气和国盛汇东的煤层气。
公司各子公司通常每年与供气方签订为期一年的书面合同，合同中对采购天然气价格、供气或供气量确
定方式、计量方式、质量要求、结算方式等事项进行约定。
采购价格，由合同双方根据国家发改委价格指导文件经协商后确定。
购气量，通常会在合同中约定年度具体购气量，每月或每季度由公司向供气方提交用气计划，再由供气
方根据实际供需平衡情况确定下月或下季度向公司的供气计划。
实际购气量的计量，通常由合同双方每天定时在天然气管道交接点按流量计显示气量共同确认。
报告期内公司主要采用预付款的方式按月或按周与供气方进行天然气价款结算。
(2)燃气输配模式
公司天然气以管道输送方式为主、车载方式为辅进行运输配送。
公司天然气自上游供气方交界点接入公司天然气管道，通过高压管线进入公司各城市门站，在各城市门
站进行调压、过滤、计量、加臭处理，经处理后部分直接供给设在门站的CNG加气站，部分进入城市中压管
网向各类用户及部分CNG加气站供气。
和硕公司所用天然气均采用车载方式由CNG运输车辆运至和硕县门站，在门站卸载并进行调压、过滤、
计量、加臭处理后进行分流，部分供给和硕公司CNG加气站，部分进入和硕县城市中压管网向各类用户供气
。
压缩天然气公司将通过管线进入其CNG母站的天然气压缩后，采用车载方式由CNG运输车辆向其加气子站
供气。
对于从事经营CNG加气站业务的部分客户，公司采用车载方式由CNG运输车辆运输供气。
(3)燃气销售模式
①管输天然气
对于居民用户、商业用户及普通工业用户，由双方签订合同后为其通气，合同中对气价、计量方式、结
算方式、付款方式等均进行约定。
对于大型工业用户，由公司的销售人员在与对方进行洽谈后签订合同，合同中对供气量、气压、气价、
计量方式、结算方式、付款方式等条款均进行约定。
公司对下游各类用户的天然气销售价格，由地方政府价格主管部门制定，部分地区工业用户和CNG批发
以当地价格主管部门所制定价格为上限，协商定价。公司将加强与政府物价主管部门的沟通，努力达成上下
游价格顺调的价格联动机制并根据当地实际状况争取制定合理的销售价格，同时公司将加强业务开拓，拓展
业务区域并增大业务规模，扩大销售气量。
公司对下游用户的结算方式包括IC卡及抄表两种方式。IC卡模式为用户先行对IC卡充值后再用气，如卡
内余额不足则需充值后才能继续用气，实际为预收款结算模式。抄表模式为每月定期对用户燃气计量表进行
抄表，根据抄表数确定用户用气量以及用户气款金额，客户采用预缴气款或按月缴款方式付费。
②CNG加气站车用天然气
对于CNG加气站加气用户，通常在加气站加气后根据实际加气量及气价，现场及时结算。
公司在乌鲁木齐市的部分加气站还承担为乌市公交集团及珍宝巴士车辆进行加气的任务，由于乌市公交
集团及珍宝巴士车辆主要为公共交通车辆，加气频繁且加气量较大，因此采取每月末进行汇总结算的方式。
③车载CNG
对于从事经营CNG加气站业务的部分客户，公司采用车载CNG方式进行销售。公司与对方签订正式合同，
约定供气量、气价、天然气交付点、结算方式等。通常由公司将CNG用车载方式运至对方CNG加气站交付，根
据双方签字认可的结算单据作为结算依据，双方按月结算。
2、天然气入户安装业务经营模式
天然气用户向公司所属辖区的各子公司提出用气申请后，由各子公司与用户协商一致签订燃气设施入户
安装协议(合同)，先根据不同类型用户的用气规模、用气特点等进行安装方案设计和设备选型，然后委托有
资质的单位进行设计、施工、监理，施工完成后进行验收，交付用户使用。
3、煤层气销售模式
（1）基本概述
产品分成合同约定，亚美能源拥有以下销售选择权：
①与中方合作伙伴共同向买方推广及销售；
②向中方合作伙伴或其关联公司销售所分得的煤层气；
③经政府部门批准直接向中国客户销售所分得的煤层气；
④向任何其他合法的去向或买方销售。
根据共同销售安排，在中方合作伙伴与客户订立销售合同前，亚美能源可直接与潜在客户接触并磋商。
于中方合作伙伴与客户订立销售协议的同时，亚美能源与中方合作伙伴订立煤层气销售合作协议。据此，亚
美能源负责向客户交付订约数量的煤层气，而中方合作伙伴负责存置每月事务的历史记录、开具销售收据、
缴纳税项以及申请退税及政府补贴。
（2）销售渠道
亚美能源通过拓展与需求稳定的管道下游客户的合作关系，扩大客户群，降低客户集中风险；并通过与
部分管道下游客户订立长期销售合同的方式，锁定售价，增进财务稳定性。
亚美能源的重点客户主要集中在管道运营商、天然气需求庞大地区（包括主要工业城市）的天然气运营
商及众多工业客户。亚美能源能够通过现有的管道网络基础设施向这些客户输送天然气。例如，亚美能源可
通过连接集气站的地区管道向临近的河南省及山东省输送煤层气；亚美能源也可通过中石油的中央处理中心
连接西气东输一线（横跨全国并向多个国内市场输送天然气的管道网络的一部分），输送煤层气到需求庞大
而稳定的其他市场。
亚美能源所在区域的现有管道基础设施不仅能助其进入天然气需求量大的市场，也可令其以低于其他天
然气来源（如通过中亚管道天然气进口及液化天然气海运进口）的输送成本向其它市场供气。
4、常规油气销售模式
根据产品分成合同和天然气销售协议约定，销售天然气的价格在天然气销售协议中确定。中国年代作为
作业者应代表各方将天然气从生产点输送至相关交货点。除非双方另有协议，合同项下生产的天然气应销售
给中方合作伙伴。
二、报告期内公司所处行业情况
能源是人类社会赖以生产和发展的重要物质基础，为经济社会发展提供了重要的支撑。能源安全是关系
国家经济社会发展的全局性、战略性问题，石油天然气作为重要的基础能源和工业原料，事关国计民生和能
源安全。作为世界上最大的能源消费国，我国能源领域积极践行“四个革命、一个合作”能源安全新战略，
统筹推进能源安全保障和绿色低碳转型，在建设新型能源体系和能源强国的征程中，油气行业肩负着保障供
给、转型赋能、协同发展的时代使命，战略价值与支撑作用愈发凸显。
报告期内，受地缘政治局势影响，天然气国际市场供应不确定性增强。在我国“双碳”目标的持续推进
与低碳转型加速和能源消费结构深度调整下，天然气产业呈现出“消费增速放缓但结构优化、供应能力增强
但依存度高”的典型特征。同时，作为天然气的重要补充，非常规天然气日益成为我国天然气产量的重要增
长点，为资源接替、能源安全、低碳转型提供了重要保障。
根据国家能源局举行的新闻发布会，2025年，我国能源供应保障能力有效提升，供需总体宽松。在产量
方面，油、气产量双创历史新高，全年原油产量约2.16亿吨，同比增长约1.5%；天然气产量2,619亿立方米
，同比增长约6.2%，连续9年增产超百亿方。在消费方面，根据国家高端智库中国石油集团经济技术研究院
《2025年国内外油气行业发展报告》数据显示，全年石油消费量7.62亿吨，同比增长1.1％，用能结构呈现
“汽柴降、航煤升、化工轻油大增”特征；天然气消费量4,320亿立方米，同比增长2.3%，其中交通用气增
速超10％，工业用气、发电用气稳步增长。2025年，非常规天然气正加速重塑我国天然气供给结构，其新增
产量占全国天然气总增量七成以上，成为支撑天然气产量突破2,600亿立方米的核心引擎，尤其是煤层气全
年累计产量达181.30亿立方米，较2024年同期增长7.7%，显示规模化开发能力持续增强。
近年来，国家出台了一系列支持油气产业发展政策，比如加大石油、天然气资源勘探开发，延续使用专
项资金对非常规天然气开采利用给予奖补，系统性解决省内管道运输定价方式、构建全国统一天然气市场，
完善油气管网运行调度机制等，确保石油产量稳产高产、天然气产量较快增长。基于我国能源安全和绿色转
型需要，统筹推进能源安全保障和绿色低碳转型，加大油气资源勘探开发和增储上产力度，加快油气勘探开
发与新能源融合发展，推动煤炭清洁高效利用将是应有之义。
三、经营情况讨论与分析
报告期内，公司凭借完整的产业链布局和资源优势，有序推进存量项目资源开发，加速推进增量项目投
资建设，公司天然气总产量再创新高；得益于前沿科技创新业务推进，公司三塘湖煤炭资源项目、庆阳地下
煤制气项目投资建设步伐提速；得益于中游管道的复工复产、南北连接线的互联互通以及河南LNG工厂的恢
复运营，公司构建了更具韧性的销售网络和调峰空间；得益于技术服务业务拓展，公司形成了新的盈利增长
点。基于以上，公司高质量发展大局更加稳固，高质量发展步伐更加稳健。
(一）天然气勘探生产业务
2025年，公司实现并表范围内全口径天然气总产量约24.13亿立方米，较去年同期约21.94亿立方米，同
比增长约9.98%。
山西潘庄区块：报告期内，实现煤层气总产量约10.50亿立方米（连续四年稳产10亿方以上），较上年
同期约11.08亿立方米，同比减少约5.23%。实现煤层气总销量约10.15亿立方米，较上年同期约10.80亿立方
米，同比减少约6.02%。实现每立方米煤层气平均销售价格2.09元，较上年同期2.08元，同比增长约0.48%。
潘庄区块继续围绕“提速增效”目标，实施“稳产、增产、提产”三大攻坚行动，落实“老井泄压提产、新
井加速排采、低老病废井治理、低能量井负压抽采、推进薄煤层产能释放，拓展开发薄煤层边际资源”等关
键措施，充分释放产能，保持高效运营。
山西马必区块：报告期内，实现煤层气总产量约9.51亿立方米，较上年同期约8.70亿立方米，同比增长
约9.31%。实现煤层气总销量约9.32亿立方米，较上年同期约8.70亿立方米，同比增长约7.13%。实现每立方
米煤层气平均销售价格2.30元，较上年同期2.35元，同比减少约2.13%。马必区块由于北区MB076井区总体开
发方案尚未完成审批，开发进度受到影响，导致产量虽增长但未达预期。为加快审批、备案，以推动产能建
设接续及产量提升，马必区块阶梯推进已探明矿区面积内开发方案编制、调整和审批，以及薄煤层、未探明
有利区储量报告的编制等。在价格方面，因下游终端市场价格下降，马必区块每立方米煤层气平均销售价格
表现低于去年同期，但仍是区块周边最高价格，保证了区块整体效益最大化。
新疆喀什北区块：报告期内，实现天然气总产量约4.13亿立方米，较上年并表同期（8-12月）的约1.89
亿立方米，同比增加约118.52%；实现天然气总销量约3.56亿立方米，较上年并表同期（8-12月）的约1.63
亿立方米，同比增加约118.40%。喀什北区块因个别生产井透水等原因产量有所下降。为扭转产量下降并推
动产量提升，喀什北区块全力推进第一指定区即阿克莫木气田优化增产方案的审批工作，力争通过优化增产
方案提升产能；全力推进第二指定区的勘探工作，部署的阿深1探井进展顺利。
山西紫金山区块：报告期内，共完成钻井28口。紫金山区块在前期勘探认知的基础上，调整为以中深部
煤层气勘探为主、兼探致密气的思路，规划勘探提储中深部煤层气和致密气。因尚处于勘探阶段，该区块仅
有少量气量产出。下一步，公司将全面推进全区的提储和总体开发方案编制、审批和备案工作，并通过“双
气合采”尽快实现一定规模气量的生产和销售。
贵州丹寨区块：包括丹寨1、丹寨2区块，勘查面积合计约300平方公里，主要涉及页岩气资源。报告期
内，丹寨2第一口井完井，牛蹄塘组关键层位保压取心收获率100%，明确了三个有利甜点层段。同时，贵州
丹寨2区块纳入了贵州省级重点建设项目，为后续开发了提供政策支持。
（二）新疆城燃供应业务：报告期内，受经济环境及暖冬影响，工业用户及集中供暖用气均有所下降，
2025年，实现天然气销售量约8亿立方米，较去年同期有一定比例下降。后续，公司将持续跟进地州推价、
顺价及价格联动方案落地，预计随着进一步推价、顺价成效的逐步释放，城燃供应业务盈利能力将得到有效
改善。
（三）山西管道输配业务：报告期内，潘庄、马必区块联络线顺利投产试运行。至此，公司可通过联络
线连接西一线，增强潘庄、马必区块资源优势互补，开辟“北上南下”更多元的销售通路，实现沁水盆地气
源（含潘庄区块）“互联互通”，有力巩固山西煤层气产销平衡基础，促进销售价格的进一步提升。
（四）河南LNG运营业务：作为衔接通豫管道末端和连接终端市场的LNG工厂，其关键在于实现公司“上
有资源、中有管道、下有市场”的天然气能源全产业链战略，有效解决产销平衡、季度调峰问题，为保障客
户用气及优化市场结构提供了有力支持。报告期内，河南LNG工厂受托加工气量1.42亿方，同时开展了管道
气贸易、加气站及LNG贸易，通过组织多种气源来提升业务量、降低单位成本，河南LNG工厂成功实现了扭亏
为盈。
（五）新疆煤炭资源勘探业务：报告期内，公司于2月18日正式取得探矿权证，完成了煤炭勘探报告及
详查报告，并顺利通过自治区自然资源厅评审中心组织的专家评审。煤炭勘探报告评审与备案是项目发展的
里程碑事件，标志着公司核心资源获得官方“法定认证”，既是获取采矿权、开展项目融资的核心前提与资
产证明，更是推动一体化项目群从规划阶段迈向实质开发的根本基础。同时，得益于勘探工作的迅速开展，
详查进度超常规推进，公司及时抓住修编时机，在地方政府初评规定时限内完成了初评，为三塘湖及时进入
“十四五”总规修编内，进而未来列入“十五五”地方煤矿开发时序奠定了基础。
（六）科技创新业务：公司积极响应国家《煤炭清洁高效利用行动方案（2025-2030）》，依托深部煤
制气技术（UCG）推进甘肃庆阳地区煤炭资源清洁转化。报告期内，公司积极推进庆阳深部煤制气产业化先
导示范项目，完成六个煤炭地下气化区块的竞拍工作，取得合计探矿权面积462平方公里，预测资源储量约4
2亿吨，并主要围绕庆城县赤城镇煤炭区块开展勘探工作，24口单井设计评审和各钻孔工程点的精准测量已
经全部完成，及24个钻孔全部开工，累计进尺3万米以上；完成16个钻孔的综合测井工作，实测工程量2.5万
米；完成钻孔岩心编录3万米以上；部署并实施了3条二维地震测线，总炮线长12.73公里，三维地震也在有
序推进中。同时，公司与国内头部研究机构合作联合建设“深部煤制气及碳封存联合实验室”，以甲烷气、
氢气生产为导向，开展针对深部煤制气技术的基础研究和关键技术攻关，推进核心工程装备研发和控制技术
开发，为目标试验示范工程提供理论及技术支持，确保示范工程所采用的技术保持世界先进水平。
（七）技术服务拓展业务：报告期内，公司与地方国有煤矿企业达成合作，以总承包模式承接其瓦斯综
合治理项目，标志着公司在煤矿瓦斯治理领域实现业务突破。报告期内，公司与地方省属国有企业就煤层气
参数井科研项目达成合作意向，该项目旨在通过实施参数井，为区域煤层气资源开发获取关键数据支撑。公
司将依托现有项目形成的技术积累和行业资源，密切跟踪政策导向和市场机遇，积极推动瓦斯治理等新兴业
务拓展，进一步优化公司能源产业布局，提升综合竞争力，培育新的利润增长点，助力国家能源安全与低碳
转型。
四、报告期内核心竞争力分析
公司成立于2000年3月，2016年9月在上海证券交易所主板挂牌上市，是国内民营企业中少有的以技术为
引领，具备自有气源的综合能源供应商和服务商。公司紧紧围绕“天然气能源全产业链”和“一体两翼”战
略，以管理不断提升、技术持续创新、资源有效获取为抓手，历经二十六年的专业经营和不懈努力，逐步打
造成了“上有资源、中有管网、下有客户”的全产业链一体化的经营格局，并在行业内逐步确立了自身的核
心竞争力，主要体现在以下方面：
1.政策优势
在我国能源领域积极践行“四个革命、一个合作”能源安全新战略的形势下，为促进非常规天然气的生
产和利用，财政部继《清洁能源发展专项资金管理暂行办法》（财建〔2020〕190号）实施期限到期后，又
于2025年3月印发了实施期限为2025-2029年的《清洁能源发展专项资金管理办法》（财建〔2025〕35号），
针对煤层气(煤矿瓦斯)、页岩气、致密气等非常规天然气开采利用给予专项资金支持。政府补助政策的延续
及实施，必将对公司的发展起到积极地推动作用。
2.自有资源优势
公司在山西沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘地区、新疆塔里木盆地和贵州地区主要经营潘庄、马必、紫金
山、喀什北、丹寨1、丹寨2等常规油气和非常规天然气区块的勘探、开发和生产，在新疆哈密地区主要经营
三塘湖矿区七号煤炭资源的勘探、开发和生产，以及在甘肃庆阳地区主要推进深部煤制气产业化先导示范项
目。
潘庄区块：在由国家能源局制定、国家发改委发布的煤层气（煤矿瓦斯）开发利用「十四五」规划中，
被列为国家在产煤层气重点项目。潘庄区块在仅63平方公里的作业面积内创造了煤层气年产超过10亿立方米
的记录，是中国首个进入全面商业开发和生产的中外合作煤层气区块，是中国商业化程度最高的中外合作煤
层气区块，同时也是首开薄煤层开发先河并取得产量突破的区块。潘庄区块连续四年保持了煤层气年产10亿
立方米以上的高效运营。截至2025年5月29日，累计产气量突破100亿立方米，成为国内煤层气首个达到百亿
方级的中外合作煤层气区块。
马必区块：在由国家能源局制定、国家发改委发布的煤层气（煤矿瓦斯）开发利用「十四五」规划中，
被列为国家在建煤层气重点项目。马必区块随着勘探开发生产的推进，近年产量快速攀升，是迄今为止国家
发改委批复的建设产能最大的煤层气单体开发区块，是迈向中深部煤层气领域并获得开发成功的区块。
紫金山区块：勘查面积约528.3平方公里，涉及中深部煤层气、致密气两大非常规天然气资源，储量丰
富。紫金山区块处于勘探期，报告期内，全力推进煤层气的勘探和致密气先导试验。
喀什北区块：主要涉及常规油气资源。其中，第一指定地区2016年获国家储委会批复的天然气探明储量
446.44亿立方米；第二指定地区经过前期勘探工作确定的三大潜力区，根据最新评估，预计资源量天然气超
千亿方、原油超亿吨。
丹寨区块：贵州丹寨1、丹寨2勘查面积合计约300平方公里，主要涉及页岩气资源，及两个区块保守估
计页岩气资源量450亿立方米。
三塘湖区块：探矿权面积109.28平方公里，主要为长焰煤，属低灰-中灰煤层、高-特高挥发分，以特高
热-高热值煤为主，是优良的动力用煤和煤化工用煤。根据煤炭勘探报告显示，可采资源量18.9亿吨。
甘肃庆阳项目：公司在庆阳地区拥有六个煤炭地下气化区块，合计探矿权面积462平方公里，预测资源
储量约42亿吨。其中，庆城县赤城镇煤炭区块总面积20.15平方公里，煤炭储量估算约2.8亿吨，包含3层煤
。数据显示，庆城县赤城镇煤炭区块主采气化煤层储量约2.0亿吨，具有完整的顶底板及抗压能力，为下一
步区域内连续建炉、气化奠定基础。
3.全产业链优势
公司通过“强链、延链和补链”，上、中、下游全产业生态链建设初具雏形，基本实现了“上有资源、
中有管网、下有客户”的全产业链一体化的经营格局。上游以科技创新为引领，强化现有区块资源的勘探开
发，依托产业并购持续挖掘优质资源，深化与中石油昆仑燃气合作，中游通过输配管线，保障市场通路，下
游以LNG加工、贸易、存储及城市燃气为依托加大市场客户开发力度，公司已然成为了我国民营企业中少有
的以技术为引领,具备自有气源的综合能源供应商和服务商。公司坚持以“天然气能源全产业链化”的视角
，促进创新、协同效益最大化，巩固并强化公司在天然气行业的核心竞争力，提高公司整体抗风险能力。
4.技术优势
公司始终将技术创新置于企业发展的核心地位，拥有一支专业齐全、经验丰富的技术、生产和管理团队
。在煤层气勘探开发领域，具有综合地质研究、石油工程设计、施工过程管理、排采精细管控、气藏动态监
控等完整技术，形成了甜点区选区评价、水平井优快钻井、储层高效改造、低效井综合治理、智能化排采等
一系列核心技术体系，是中国首家采用多分支水平井实现煤层气商业开发的企业，也是近年来以小于1米的
薄煤层为开发对象并实现经济性的知名企业。特别提及的是，在深部煤制气领域，公司会同业内顶级院校，
攻克了多项关键技术，为产业化项目推进奠定基础。公司以创新作为企业可持续发展的重要途径，坚持以科
技创新为抓手，通过新技术、新方法、新装备的应用，持续提升资源采收能力与供应质量。
5．区位及市场优势
公司经营的潘庄、马必、紫金山区块均位于山西沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘地区，该地区所属的山西
省是中国煤层气开发条件最为成熟的地区，其勘探程度、探明储量均居全国首位。山西省天然气管网发达，
形成了“横贯东西、纵穿南北”格局，覆盖率超过全国天然气管网密度平均水平，公司煤层气业务依托成熟
的管网体系，辐射到中原等经济发达市场和优质客户。公司经营的喀什北区块地处塔里木盆地西南缘，位于
天山山脉的南缘，是“一带一路”向西开放的重要节点，为油气资源出口及跨国合作提供了便利，亦可通过
西气东输管道销往内地或更优势的市场。公司经营的贵州丹寨区块位于贵州黔东南苗族侗族自治州和黔南布
依族苗族自治州交界处，该地区有多条高铁、高速贯穿周边，使其深度融入了“凯里半小时经济圈”和“贵
阳1小时经济圈”。公司经营的三塘湖区块位于新疆巴里坤哈萨克自治县，该地区周边有相应的“一体两外
翼双内环”铁路运输通道，“疆煤外运”出路便捷。油气方面，可通过西气东输管线输往内地或更优质的市
场。公司推进的深部煤制气产业化先导示范项目位于甘肃庆阳，该地区埋深超1000米煤炭资源丰富，煤、油
、气资源共生，契合深部煤制气技术要求。作为河西走廊关键节点和国家“东数西算”工程八大枢纽节点之
一，庆阳及周边地区用气需求持续增长，市场前景广阔。公司拥有的城市特许经营权在新疆人口稠密市（区
、县），下游市场需求量大，上游多气源保障、靠近资源地，采购和运输成本均较低。
6．合作优势
公司高质量地推进与央企、地方国企的价值合作，实现了优势互补、资源共享、合作共赢的良好局面。
根据PSC合同和石油协议，公司通过与中海油下属的中联煤合作开发潘庄区块、与中石油下属的华北油田合
作开发马必区块、与中石油下属的塔里木油田合作开发喀什北区块、与中石油下属的中石油煤层气公司合作
开发紫金山区块，并取得了先发优势。公司通过与地方国企合作打造资源端获取平台，快速获取并积极推进
新疆塔里木盆地喀什北油气项目、新疆巴里坤三塘湖煤炭资源项目的勘探开发和生产；通过与业内顶级研究
院合作，助力庆阳深部煤制气产业化先导示范项目落地和实施；与中石油昆仑燃气战略合作，在维护特许经
营权完整、有效保障气源、多措并举推价顺价、共同拓展终端优质市场和客户等方面不断深化。
7．管理优势
公司已建立了完善的精细化管理体系。在天然气输配、项目投资管理等环节均制定了详细操作流程并严
格按照程序开展各项业务，决策流程和决策依据明确清晰，管理效能和执行效力均达到了较高水平。具体来
看，公司潘庄、马必区块单位经营成本均在行业内处于领先水平。报告期内，公司实行以“人、财、物”业
务职能归口统一管理，以扁平化组织为特性，以开放的、集合的、合作的组织为意涵，以“一体两翼”为引
领的平台式事业部制矩阵组织体系，必将持续为公司带来新的管理优势。
五、报告期内主要经营情况
报告期内，公司实现营业收入3,923,698,588.46元，同比增长3.89%；实现归属于母公司股东的净利润8
06,881,925.05元，同比减少31.92%；经营活动产生的现金流量净额2,479,366,852.14元，同比增长19.71%
。
●未来展望:
(一)行业格局和趋势
能源是工业的粮食、国民经济的命脉、民生改善的保障，是人类文明进步的物质基础和动力源泉，也是
推进碳达峰碳中和的主战场。能源安全是国家安全的重要组成部分，对于一个国家经济社会发展至关重要。
作为世界上最大的能源生产国和消费国，随着经济社会的快速发展和不断融入国际经济体系，我国的能源供
需环境和能源安全环境发生了重大变化。在国家能源领域积极践行“四个革命、一个合作”能源安全新战略
，统筹推进能源安全保障和绿色低碳转型，在建设新型能源体系和能源强国的征程中，油气行业肩负着保障
供给、转型赋能、协同发展的时代使命，战略价值与支撑作用愈发凸显。天然气正从传统化石能源的补充角
色，演变为连接高碳能源体系与低碳未来的关键桥梁，这一转变基于其在碳排放强度、调峰灵活性与基础设
施兼容性上的独特优势。2025年国内天然气消费量虽受暖冬影响短期增速放缓至2.3%，但长期仍维持温和上
行趋势，呈现出“短期波动、长期稳健”的结构性特征。随着稳增长政策持续发力与气电调峰需求加速释放
，天然气消费增速有望逐步回升。根据相关机构预测，2026年天然气表观消费量预计将达到4,460亿立方米
，同比增长3.3%。展望2030年，表观消费量预计将突破5,000亿立方米。
近年来，国家大力实施油气增储上产专项行动，推进“全国一张网”建设，随着省级管道运输定价权上
收与收益率上限统一政策落地，使全国平均管输费用有望进一步下行，与此同时，非居民用气价格市场化改
革持续深化和全国储气能力建设提速，为天然气行业健康发展持续注入活力。
(二)公司发展战略
公司将坚定不移地深耕清洁能源行业，确立了“一体两翼”新发展格局。围绕“天然气能源全产业链化
”，通过“强链、延链和补链”，通过重大的能源革命性技术突破和其他前沿性技术创新与产业发展配置，
实现公司“天然气能源全产业链化”不断发展和升级。公司立志成为一家国际领先全产业链化发展的清洁能
源集团企业，为国家清洁能源的发展贡献公司的力量，以良好的业绩及分红回报广大中小股东，用实际行动
回馈社会。
(三)经营计划
2026年围绕确立的发展格局
一是加速推进增量项目投资建设。1、加大喀什北项目的勘探开发投入力度。推进喀什北第一指定地区
优化增产方案的审批工作，实现上产增效。完成喀什北第二指定地区阿深1井完井并转试油，在康苏区块的
评价评审通过后，开展评价井或探井工作等，尽快实现一定规模气量；2、推动三塘湖项目全面进入实质推
进阶段。公司将聚焦项目审批攻坚、技术合作深化、产业生态构建、团队能力提升四大核心任务，推动取得
煤矿项目网上申报与项目赋码，1,500万吨煤炭清洁高效利用项目赋码，以及20亿煤制气项目审批等，完成
小试、中试，锁定工业化工艺包，将技术优势转化为工程设计依据；3、积极推进庆阳深部煤制气产业化先
导示范项目。加快推进庆城县赤城镇煤炭区块勘探工作并完成储量报告的评审，有序推进其余五个区块资料
收集、资源评价及勘查工作，完成测试工程试验及总结工作，优化示范项目技术方案、确定最佳工艺技术及
产品路线，适时启动项目工程建设；4、持续推进丹寨区块的勘查工作。
二是快速提升存量项目投资效益。1、潘庄、马必区块要强化市场经营工作措施，借助山西通豫和聚源
安通管线，与LNG运营事业部和下游城燃对接，翻越壁垒和门槛破圈，扩大市场覆盖面，提升销售价格；2、
紫金山区块要加快推进勘探力度，通过加强产能主控因素研究、持续推进工程技术适应性优化创新等，不断
夯实资源基础，力争今年实现一定气量的生产和销售；3、城燃业务在与合作方保持良好的沟通、协调的同
时，全力推动重点区域顺价方案落地，精准开发工业园区、物流枢纽等高潜力客户，积极探索分布式能源等
综合能源服务新业务。
三是紧贴天然气能源全产业链的主体业务，以应用性研究和利用为主，形成对公司主业的技术支撑和高
级的项目研究、战略规划和人才培育。
四是持续加强工程建设和物资采供内循环，促进有效要素与业务的连接，破除行业壁垒，树立并推动强
大的外循环，以实现价值、资源和战略成长的共享。
(四)可能面对的风险
1、行业周期性风险
油气、煤炭行业是国民经济运行的基础性行业，其市场需求与国家宏观经济发展密切相关，在经济出现
下滑时，能源的需求和价格往往同步下跌。因此，宏观经济的波动和不景气会对公司的盈利能力、流动资金
及财务状况造成不利影响。
2、储量不确定性风险
根据行业特点及国际惯例，公司会计处理上所采纳的天然气储量数据建立在相关地质条件、钻井记录、
勘探和生产数据等若干假设的基础上，会受到各种不可控因素的影响，并可能随着时间的推移而出现调整，
进而影响公司天然气资产的折旧，假如未来储量估计减少，将会对公司的利润造成不利影响。
3、安全生产和环保风险
公司主要从事城市天然气的输配、销售、入户安装以及油气、煤炭资源的勘探开发业务，存在不可预见
的安全隐患及其他不确定因素，安全风险较高，安全管理难度较大。虽然公司健康、安全及环境政策和制度
执行情况良好，但随着业务的不断扩展，在操作过程中的安全生产风险也随之增加；同时，如果未来国家提
高环保标准或出台更严格的环保政策，将可能会使公司进一步增加环保设施的投入，导致经营成本的上升。
4、政府补助政策变化风险
国家对煤层气开发项目的政策扶持或者政策约束会影响煤层气开发的经济效益。政府补助方面：国家出
台的非常规天然气补贴政策，按照“多增多补”“冬增冬补”原则，改变非常规天然气开发利用定额补贴方
式，在国家奖补总额和奖补气量无法准确预计的情况下，公司实际享受补贴的额度存在一定的不确定性。
目前国家对煤层气等非常规天然气行业支持力度较大，但不排除未来国家产业政策发生变化，或相关部
门的优惠政策发生重大变化的可能性，从而对公司的利润带来一定的影响。
5、核心技术人员流失的风险
公司拥有一系列煤层气勘探、开发及生产的核心关键技术，并通过薪酬考核、股权激励机制吸引和留住
核心人员。但如果核心技术人员大量流失，则可能对公司产生不利影响，削弱公司的核心竞争力。
〖免责条款〗
1、本公司力求但不保证提供的任何信息的真实性、准确性、完整性及原创性等，投资者使
用前请自行予以核实，如有错漏请以中国证监会指定上市公司信息披露媒体为准，本公司
不对因上述信息全部或部分内容而引致的盈亏承担任何责任。
2、本公司无法保证该项服务能满足用户的要求，也不担保服务不会受中断，对服务的及时
性、安全性以及出错发生都不作担保。
3、本公司提供的任何信息仅供投资者参考，不作为投资决策的依据，本公司不对投资者依
据上述信息进行投资决策所产生的收益和损失承担任何责任。投资有风险，应谨慎至上。
|