新天然气（603393）2025年半年度管理层讨论与分析

证券之星消息，近期新天然气（603393）发布2025年半年度财务报告，报告中的管理层讨论与分析如下：

发展回顾：

一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明

    公司在新疆天山南北八个城市（区、县）拥有城市燃气特许经营权，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，成为了国内少有的常规天然气和三大非常规天然气及煤炭资源开发全覆盖的公司。

    作为人类社会赖以生产和发展的重要物质基础，能源为经济社会发展提供了重要支撑。能源安全是关系国家经济社会发展的全局性、战略性问题。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，充分发挥煤炭煤电兜底保障作用，持续巩固提升油气产量，各类电源应发尽发，持续增强能源安全保障能力。煤炭、石油以及天然气等化石能源在未来很长一段时间内仍将占据主导地位。

    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。

    近年来，国家出台了一系列支持煤炭、石油以及天然气产业发展政策，比如支持煤电领域节能降碳改造，促进煤炭清洁高效利用；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等，保持石油产量稳产高产，推动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。

    新疆自治区提出相关“产业集群”的发展战略，并将其作为构建新疆特色优势现代化产业体系的核心战略。公司矢志成为天然气全产业链卓越服务商，为共促煤炭资源“清洁高效、绿色安全”利用与产业升级，联合在油气产业化领域深耕多年的克拉玛依本土地方国企创立了明新油气公司，精心布局煤炭全产业链。依托新疆丰富煤炭资源及“三基地一通道”定位，加速构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系。公司三塘湖明新矿区项目距离哈密市230公里；距离巴里坤县80公里；距离三塘湖镇30公里；距离巴里坤机场80公里；距离老爷庙口岸50公里。基于详查报告初稿显示，可采资源量近18.6亿吨。煤炭热值高，少灰少硫，属富油煤，气化效率高，属于国内少有的化工、动力高价值煤炭资源，初步规划拟建设煤炭分级分质利用、煤制气及“煤层气+煤炭原位气化”共采等项目，共绘绿色发展新篇章，多能互补筑牢产业链发展。

    公司三塘湖明新矿区项目区域所处位置较新疆其他区域行业对手更趋近市场，选择煤炭分级分质利用项目，将难处理的沫煤资源转为高附加值的油气资源，进而转化为天然气等产品；选择煤制气（热解气化一体化）循环经济模式的产品路线，能耗骤降，综合效益攀升，同时与国家管网“西气东输”北支线实现了有效对接，从而构建一条通往高价值市场的稳定且便捷的通道，其战略意义深远。

    同时，公司经过多年国内外前沿技术深入调研和广泛合作，致力于煤炭地下气化技术创新研究与技术产业化示范。2025年5月，公司主导的国内首个“深部煤制气产业化示范区”在甘肃庆阳正式落地，结合“新疆难开采煤炭资源地下气化”政府性支持，以及哈密三塘湖区域的示范化要求，七号勘查区及外围拥有丰富深部难采煤炭资源，采用“深部煤制气技术”的新技术路线，通过三塘湖“示范工程”项目建设，努力打造“非常规气开发技术变革”的升级版。并依托三塘湖项目煤化工及UCG匹配适当规模CCUS配套项目，碳捕集后供应油田驱油或二次利用，可进一步降低公司碳排放量，创造新的利润增长点，实现环境效益和经济收益“双丰收”，落实国家“双碳”战略，引领煤基行业清洁高效发展奠定扎实根基。

    (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，公司城市燃气和常规油气业务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开采及主干线管道输送均由中石油与中石化从事，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汽车加气站，部分进入城市中压管网向各类用户及部分CNG汽车加气站供气。

    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汽车加气站，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汽车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汽车加气站车用天然气

    对于CNG汽车加气站汽车加气用户，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汽车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汽车加气站交付，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、缴纳税项及矿区使用费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、经营情况的讨论与分析

    2025年上半年，公司凭借完整的产业链布局和资源优势，得益于存量资源的有序开发、增量项目的有序接替，天然气总产量再创新高；得益于管理不断提升、技术持续创新，形成了以低资源成本、高效开发为核心的竞争力；得益于通豫管道的复工复产和河南LNG工厂的恢复运营，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和前沿科技创新业务推进，在形成新的盈利增长点的同时为公司的可持续发展奠定坚实的技术支持。

    (一）天然气勘探生产业务：2025年上半年，公司实现并表范围内全口径天然气总产量约12.17亿立方米（含喀什北区块），较去年同期约9.71亿立方米（不含喀什北区块），同比增长约25.33%。

    山西潘庄区块：报告期内，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。2025年上半年，实现煤层气总产量约5.21亿立方米，较上年同期约5.61亿立方米，同比减少约7.13%。实现煤层气总销量约4.99亿立方米，较上年同期约5.45亿立方米，同比减少约8.44%。实现每立方米煤层气平均销售价格2.11元，较上年同期2.03元，同比增长约3.94%。

    山西马必区块：报告期内，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。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，为产能建设接续及产量提升奠定基础。2025年上半年，实现煤层气总产量约4.85亿立方米，较上年同期约4.10亿立方米，同比增长约18.29%。实现煤层气总销量约4.77亿立方米，较上年同期约4.02亿立方米，同比增长约18.66%。实现每立方米煤层气平均销售价格2.31元，较上年同期2.35元，同比减少约1.70%。因上载国家管网整体销售价格下调，2025年上半年，马必区块每立方米煤层气平均销售价格表现低于预期且低于去年同期，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，喀什北区块全力推进第一指定区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,已在阿深1圈闭、乌西3圈闭分别部署一口探井，目前进展顺利。2025年上半年，实现天然气总产量约2.09亿立方米，较上年同期约2.77亿立方米，同比减少约24.55%。实现天然气总销量约1.80亿立方米，较上年同期约2.39亿立方米，同比减少约24.69%。

    山西紫金山区块：报告期内，紫金山区块积极推进致密气和中深部煤层气的勘探开发生产，完成煤层气探井钻井多口，煤层气井压裂15层段多口。完成煤层气储量报告编制的前期资料整理工作，并根据后续煤层气排采试验井及探井动态数据，有序推进煤层气储量报告编制。同时，因致密气总体开发方案尚未完成审批，勘探阶段仅产出少量致密气。

    贵州丹寨区块：报告期内，贵州丹寨区块已纳入《黔东南州2025年重点建设项目清单》，并作为“十五五”能源型核心工程全力推进。公司积极推进丹寨1、丹寨2区块的勘探工作，稳步推进区块开发建设。完成二维地震处理及解释、成果验收，页岩气选区评价，预探井井位论证等，着手编制钻井方案，为丹寨区块下一步工作开展做好准备。

    （二）新疆城燃供应业务：报告期内，受经济环境影响，工业用户生产规模普遍收缩，导致工业用气销售量同比下滑，但得益于推价、顺价的进展，整体利润较上年同期实现增长。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。2025年上半年，实现天然气销售量约4.38亿立方米，较上年同期约4.40亿立方米，同比减少约0.45%。

    （三）山西管道输配业务：报告期内，山西通豫管道已于5月恢复运营，目前各项经营工作开展顺利。报告期内，公司潘庄、马必区块联络线工程建设也在全力推进中，该管线已经完成90%工程量，预计三季度具备管输条件。工程建成后，通过连接西一线，将实现沁水盆地气源（含潘庄区块）“互联互通”，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，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工厂通过组织多种气源来提升业务量、降低单位成本，提升盈利能力，开展了委托加工、管道气贸易、加气站及LNG贸易等业务。

    （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，5月12日完成了二维地震成果验收，5月15日完成了详查报告初稿的编写。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。目前，根据三塘湖工作计划及推进情况，预计10月底完成勘探报告编制，11月底获取勘探报告备案证明，为下一步煤炭资源开发及煤基产业布局奠定坚实基础。

    （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，公司已设立产业化先导示范区，煤田详查和三维地震工作顺利启动。项目可行性研究报告已通过专家评审，资源配置及立项审批流程加快推进中，旨在生产低成本燃料气与原料混合气，更好的支撑地方能源项目大发展，同时为公司新疆哈密地区三塘湖区块深部煤炭资源的综合开发提供坚实技术支持。

    （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。

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