首华燃气：摩根基金、东吴证券等多家机构于9月8日调研我司

证券之星消息，2025年9月9日首华燃气（300483）发布公告称摩根基金、东吴证券、财通证券、华源证券、四川大决策投资、财通基金、酝畴基金、上海合远基金、上海昀启投资、上海旭诺资产、北京俊远投资、天风证券、光大证券于2025年9月8日调研我司。

具体内容如下：
投资者提出的问题及公司回复情况
公司就投资者提出的问题进行了回复：问：公司享受的税收补贴政策有哪些？具体的金额以及对公司业绩的影响如何？
答：在非常规天然气开采业务领域，主要有两方面的政策，清洁能源专项发展资金，以及煤层气抽采企业增值税先征后退政策。《清洁能源专项发展资金管理办法》涉及的致密气、煤层气奖补资金，预计今年下半年落地，具体金额根据公司自身的产量增长情况预计，补贴规模尚可。具体还是请大家关注公司公告。增值税先征后退政策，因公司近几年产建规模较大，进项大于销项，不需要缴纳增值税，预计 2026年下半年至 2027年将逐步享受这一税收优惠政策。

问：请公司目前天然气开采业务的成本水平，未来有多大的下降空间？
答：开采成本的下降主要体现在两个方面，一是投资成本的下降；二是气量上升固定成本的摊薄。
在投资成本方面，目前单口煤层气井投资成本在年初的基础上进一步下降，不含税大约在 2900 万左右，单井生命期累产（EUR）约 5500万方，折算新井单方投资成本（折耗）约 0.53元。按 2024年油气资产折耗数据计算，2024年单方折耗约 0.85元，随着新井的投产，这一数值将持续向 0.53元/方的水平逐步趋近。同时，水网、电网等基础设施的投运，新工艺的实验与应用也会进一步降低投资成本。
在气量提升方面，气量增长对生产运营成本摊薄效应更为明显，由于管理成本、销售费用等三费以及人工成本、场站设备等固定资产折旧此类生产成本并不随产气量同比例增长，因此气量快速提升可大幅摊薄单位生产运营成本。从这两个方面看，公司未来方气成本仍具备下降潜力。

问：在摊销折旧成本方面，预计什么时候能在报表上有所体现？
答：公司每年年末会对在产气井做储量评估，根据评估结果对油气资产折耗计算公式中的“油气资产剩余储量”进行确认，预计单方折耗成本会有所下降。

问：公司近两年产量快速升，请介绍一下公司的资本开支计划。
答：权责发生制下，2025年的资本性开支约在 15亿左右，主要是气井的建设投资。

问：除了生产相关投资外，公司上半年披露布局如铝土矿等新资源方向，后续是否还会推进此类投资计划？
答：在探索其他业务领域方面，公司今年 6月参与了两宗矿权拍卖，最终成交价高于公司预期，但也验证了向上游资源领域拓展的方向是正确的。未来公司将继续关注相关资源出让机会，结合资金状况及天然气开发、公司经营需要，审慎做出投资决策。

问：公司未来是否还需要融资，如何满足资本性开支的需求？
答：权责发生制下，2025年的资本性开支约在 15亿左右，上半年购建固定资产、无形资产和其他长期资产支付的现金约为5亿元，上半年公司经营活动产生的净现金流 8亿元。无论从权责制和现金流口径，全年经营净现金流预计能够覆盖全年资本开支所需的现金支出。
公司当前整体财务状况稳健，预计今年不会新增金融负债。下一步工作重点将聚焦于优化资产负债结构及融资成本，相关工作均按计划开展，同时有序推进可转债的转股。

问：公司今年计划将永西连接线的输气能力从 300 万方进一步升，请介绍一下项目背景以及投资规模大概多少？
答：管输板块方面，去年完成 300 万方/日输气能力的改扩建后，今年预计输气量将突破 9亿方，并有望超过 10 亿方。目前永西连接线已处于满负荷运行状态，日均输气量已达到 300万方。中方今年计划产量约 50亿方，而永西连接线年输气能力为 10 亿方，未来上游生产规划完全能够支持该管线扩建需求。基于上游充足的气源保障，拟将输气能力从 300 万方/日提升至400万方/日，同时预留额外 400万方的基础设施扩展空间，视气源情况添置压缩机即可。该项目资本性开支预计控制在 1亿元以内。

问：公司协议转让事项是否有新的进展？
答：交易双方于 9月 5日签署了《〈股份转让协议〉 之补充协议》，目前相关工作正在推进过程中，请关注公司后续公告。

首华燃气（300483）主营业务：天然气业务。

首华燃气2025年中报显示，公司主营收入13.38亿元，同比上升117.2%；归母净利润836.82万元，同比上升113.05%；扣非净利润605.52万元，同比上升109.29%；其中2025年第二季度，公司单季度主营收入6.5亿元，同比上升87.16%；单季度归母净利润-1255.72万元，同比上升73.12%；单季度扣非净利润-1335.71万元，同比上升72.05%；负债率59.24%，投资收益591.95万元，财务费用5960.83万元，毛利率13.59%。

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