首华燃气:300483首华燃气投资者关系管理信息20250901

时间:2025年09月01日 02:07:22 中财网
原标题:首华燃气:300483首华燃气投资者关系管理信息20250901

证券代码:300483 证券简称:首华燃气
首华燃气科技(上海)股份有限公司
投资者关系活动记录表
编号:20250901

投资者关系活动 类别? 特定对象调研 □分析师会议 □媒体采访 □业绩说明会 □新闻发布会 ? 路演活动 □现场参观 □其他(请文字说明其他活动内容)
  
参与单位名称及 人员姓名长江证券浙商证券信达证券、招商基金、博时基金、首创证 券、中泰证券、华创证券、高熵资管、工银理财、合晟资管、中 意资产、东方资管、民生加银基金、荣泽石资管、路博迈基金、 平安银行、国投证券
时间2025年8月27-28日、9月1日
地点上海办公室现场及电话会议
上市公司接待人 员姓名董事会秘书、副总经理张骞
投资者关系活动 主要内容介绍投资者提出的问题及公司回复情况 公司就投资者在本次说明会中提出的问题进行了回复: 1、公司2025半年度报告情况介绍 (1)2025年上半年的业绩情况 今年上半年,公司整体财务数据持续改善,各主要财务指标 较去年同期均呈现大幅向好态势。具体来看,上半年公司实现营 业收入13.38亿元,同比增长117%,这一增长主要得益于天然 气产量与销量的持续提升。综合毛利率约为13.6%,较上年同期 提升约6.8个百分点;实现净利润3461万元,同比扭亏为盈, 较上年同期增加约1.08亿元;归母净利润为837万元,同样实 现扭亏,较上年同期增加7248万元,整体盈利状况显著改善。 在现金流表现方面,公司上半年表现尤为亮眼。经营活动产 生的净现金流达8亿元,延续了第一季度单季度4亿元的良好态
 势。需要说明的是,经营性现金流与净利润存在较大差异,主要 源于营业成本中包含约5亿元的折旧与摊销成本。因此,建议投 资者在关注利润表的同时,可结合现金流量表的情况对公司经营 状况进行分析。 截至2025年6月末,公司资金状况稳健,账面现金及理财 合计约19亿元,可用资金充沛;资产负债率约为59%,整体财 务结构保持健康。2025年6月,公司股价阶段性上涨,推动约 3800万元面值的可转债完成转股。 分业务板块看,进入二季度后,受天然气消费淡季影响,天 然气价格较一季度有所下降,开发板块与销售板块的盈利水平略 有回落;而管输板块因气量增长,业绩持续提升。随着四季度进 入天然气消费旺季,盈利水平预计将显著改善。 (2)2025年上半年的经营情况 今年上半年,公司天然气业务呈现强劲增长态势。天然气产 量达4.2亿立方米,销量达6.4亿立方米,分别较2024年同期增 长116%和109%,这一增幅基本符合预期。同期,天然气代输量 完成4.68亿立方米,同比增长85%,代输业务规模持续扩大。 天然气销售价格方面,气价较上年同期持平略有提高。 勘探开发板块: 上半年,公司在开发板块取得多项关键进展:完成31口煤 层气水平井的完钻工作,并投产11口;下半年新钻和已完钻井 也将按计划陆续投产。值得关注的是,深层煤层气的钻井周期较 2024年进一步缩短,水平井完井长度也基本完成1500米设计长 度,较2024年也有提高。 上半年部署2口致密砂岩气水平井,其中1口已完钻并于于 7月投产,按设计完成了1200米水平段,砂岩钻遇率100%,初 产12万方。 上半年新增煤层气探明地质储量205亿立方米,累计备案煤 层气探明地质储量达887亿立方米,含气面积300平方公里。公
 司仍在继续开展煤层气外扩勘探工作。 管输板块: 上半年代输量完成4.68亿立方米,同比增长85%,主要得 益于去年完成的日输气量150万方至300万方改扩建工程投产, 永西连接线目前基本是满负荷运行。当前,管输管线上游气源为 国内最大煤岩气田——煤层气公司大吉气田,年产能超25亿立 方米,依托其气源优势,公司正规划对永西连接线进行扩建,计 划将日输气能力从300万方提升至400万,并预留额外400万方 基础设施扩展空间。项目落地后,将进一步提升永西连接线的上 载能力,持续提升供气能力,拓展天然气下游业务。 (3)2025年下半年发展预期 今年下半年,开发板块仍将严格按照年初制定的目标推进, 即年末日产320万方、全年9亿方的产量计划。从上半年执行情 况看,已实现4.2亿方的产量,随着下半年气井集中投产,公司 将有望提前达成年产9亿方的目标。 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。 从开发规模与资金状况的匹配来看,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。 补贴方面,《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,具体金额和时间还 是请大家关注公司公告。煤层气抽采企业的享受的增值税先征后 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。 2、根据公司过去几年的产量变化,并结合今年下半年及明 年的产量规划,预计该生产补贴政策将对公司的经营业绩产生何
 种程度的影响? 回复:基于目前对政策的理解,专项资金政策补贴金额的计 算过程较为复杂,根据公司自身的产量增长情况预计,补贴规模 尚可。具体金额和时间还是请大家关注公司公告。 3、国家发改委于八月初发布了关于省内天然气管道运输价 格机制的指导意见,应如何从整体上评估其对合并报表和业务结 构的综合影响? 回复:该政策发布后已有较多投资者关注,在管输业务方面, 公司的管输业务不仅包括代输,还包括对天然气的增压除杂服 务。从天然气销售业务视角看,政策通过推动管道运输价格市场 化与透明化,使上游开发企业能够更高效、更直接地对接下游终 端用户,减少交易环节或者降低输气成本,更好地发挥公司全产 业链的优势。 4、请问公司近两年产量实现显著突破,单位成本是否随产 量提升而下降?若已下降,具体降幅达到何种水平? 回复:产气量上升主要从两方面带动成本下降:一是投资端, 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, 总体单方折耗成本会进一步的降低。同时,水网、电网等基础设 施的投运,也会进一步降低投资成本。二是生产运营端,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。从这两个维度看,公司未来方气成本仍具备下降潜力。 5、公司过去两年减值水平较高,且目前报表上仍存在较大 规模的无形资产和商誉。请问公司在财务上未来将依据何种规则 进行减值计提?展望未来两年,该项计提是否会对业绩产生较大
 影响? 回复:截至2024年末,账面无形资产价值约16亿,已计提 无形资产减值准备6.43亿元。系合并中海沃邦时根据中海沃邦 与中石油煤层气有限责任公司签订的相关合作协议经收益法评 估得出的一项可辨认的无形资产,并在整个受益期限内按产量法 摊销计入营业成本。随着摊销的逐步计提,无形资产账面价值将 持续降低。 6、关于公司上半年经营现金流表现优异(约8亿元),且 现金流较为充裕的情况,想请问公司未来对这些资金的规划如 何?是否将继续用于资本开支,能否介绍一下具体的资本开支计 划?此外,除了生产相关投资外,公司此前曾公告考虑布局如铝 土矿等新资源方向,后续是否还会推进此类投资计划? 回复:公司的资金使用规划依然集中在天然气的开发及产业 链布局方向上。公司目前账面资金约19亿元,上半年经营净现 金流8亿。权责发生制下,2025年的资本性开支约在15亿左右, 预计经营净现金基本可以覆盖。在探索其他业务领域方面,今年 6月,公司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。 7、今年上半年公司业绩同比改善明显,尤其是天然气产销 量实现翻倍以上增长,但利润规模仍相对较小,仅数千万级别。 请问,在气量大幅提升的背景下,当前抑制公司盈利实现爆发性 增长的主要原因是什么?是否与当前单方成本仍较高、且财务上 尚未充分体现有关? 回复:进入2025年,公司业绩已实现同比大幅提升,第一 季度实现净利润4052万,归母净利润2093万。第二季度由于进 入天然气消费淡季,比一季度盈利水平有所下降。随着下半年产 量进一步提升,并逐步进入四季度天然气消费旺季,盈利水平预
 计将会显著改善。 8、到年末时,公司在折旧计提方面会比上半年有较为明显 的改善? 回复: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。 9、从展望来看,这一因素对2025年及之后的成本影响如 何?是否由于今年煤层气大规模上产,使得今年受该因素影响较 为明显,而到2026年影响会相对减弱? 回复:该影响实为一个持续过程。正如刚才一位投资者所问 及公司未来成本下降空间的问题,其实二者本质一致。目前新投 井的单方投资成本约为0.53元/方,而根据2024年度油气资产折 耗金额与产气量计算,单方折耗金额约在0.85元,随着新井的 不断投产,这一数值将持续向0.53元/方的水平逐步趋近。 10、总的来说,公司未来的单方成本预计会持续下降,这一 块长期来看还是有比较大的优化空间的。另外关于二季度的收入 情况,确实如您所说受到了气价的影响。同时我们也注意到二季 度的产量相比一季度略有下降——一季度是2.1亿方左右,二季 度大概是2亿方出头。请问这部分产量下降的主要原因是什么 呢? 回复:您的产量数字不太准确,公司两个季度的产量总体差 异不大,五月份停产检修影响了约1000万方的产量。 11、像这类停工检修的安排,是否对公司后续的长期稳定运 行具有较为重要的意义? 回复:本次检修除了例行检修的目的以外,还包括为应对年 末大规模上产而进行的系统性准备工作。 12、从全年来看,公司对日产目标和总产量展望都持积极态 度,能否介绍一下当前的实际日产水平如何? 回复:目前,公司日产气量总体维持在270万方左右。
 13、目前公司日产水平约为270万方,而设定的年底目标是 达到320万方,这是否意味着公司在该目标设定上采取了相对保 守的策略? 回复:我们旨在为投资者提供一个合理且可靠的预期,当然 公司也会全力以赴,力争实现更优的经营表现。 14、关于13亿方煤层气开发方案,目前与中方合作的补充 协议进展如何?签署后将在销售费用、分成比例等关键条款上产 生哪些具体变化?总体来看,新协议条款是否较现有条件更为优 化? 回复:目前《煤层气公司临汾大吉煤层气田石楼西区块 YH45-34井区产能建设项目开发方案》正在审核修订过程中; 有关开发补充协议相关条款仍在积极磋商中,随着产量的持续提 升,我们始终致力于争取优于现有条件的协议条款。 15、关于致密气产量保持较好的情况,能否详细介绍在老井 挖潜和新钻井方面采用了哪些商业模式创新?特别是针对北区, 公司是否有新的应对方案? 回复:在致密气老井挖潜和北区开发方面,我们主要推进两 方面工作: 一是工艺创新,如压裂工艺优化、机抽排采工艺试验,目前 的实验结果还不错,但还需一定时间的验证,若验证成功,成为 未来增产的重要方向。 二是继续坚持煤层气兼探致密气的部署思路,最大程度降低 致密气的开发风险,又兼顾致密气效益好投产效率高的特点,比 如上半年部署2口致密砂岩气水平井,其中1口已完钻并于于7 月投产,按设计完成了1200米水平段,砂岩钻遇率100%,初产 12万方。 16、关于管输板块,公司今年计划将输气能力从300万方进 一步提升,这一较大幅度提升是出于怎样的考虑?相应的资本开 支规模预计是多少?扩建完成后,该板块的预期收益和利润水平
 如何? 回复: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,投资回收期预计4-5年。 17、山西省内近期在沁水县等地也有煤层气探矿权出让,鉴 于公司在煤层气开发领域的技术能力处于民营企业第一梯队,是 否会考虑借此优势向省外及周边区域进行技术输出和业务拓 展? 回复:今年上半年,我们已经在和煤矿富集省份的相关煤矿 企业进行了交流,这些地区在煤层气尤其深层煤层气开发方面尚 未取得显著成果。双方已就开发潜力及合作意向进行了初步探 讨,但目前仍处于前期交流阶段,尚未实质性推进。由于各地矿 权管理及地质条件等有显著差异,我们仍需深入沟通、调研,才 能做出进一步判断。 18、关于黄河引水工程,公司上半年已完成31口水平井的 钻井工作,远超去年全年的35口,进度显著。目前投产环节是 否主要受制于压裂用水问题?黄河引水工程的推进是否顺利? 此外,由于公司区块与大集区块相邻,中方是否已将其成熟技术 引入我司,公司是否正借鉴中方经验推进相关工艺? 回复:黄河引水工程目前按计划推进。与此同时,技术工程 团队正在探索通过优化工艺降低压裂用液量的路径,此举具有几 方面优势:一是减少压裂用液量,降低液体短时间大规模的供应 压力;二是降低液体成本,提升压裂效率;三是由于用液量的减 少,能够加快返排速度,缩短从压裂完成到进站的周期,提升气 井投产效率。公司目前已经在开展相关实验,目前正在收集数据。
 若试验成功,将有效推动开发成本下降和投产效率提升。公司与 中方始终保持密切的沟通交流,及时吸收并反馈最新的实验成果 及技术思路。 19、关于公司目前的股权转让事项,当前进展到哪一阶段 了? 回复:目前相关工作仍在推进过程中,请关注公司后续公告。 20、公司现金流大幅增加的具体原因?同时,本期投资活动 现金流转为正值的具体原因是什么? 回复:现金流增长主要源于产销量增加带来的营业收入增 加,而开发板块营业成本中约70%为折旧摊销这类非付现成本。 投资活动现金流方面,去年为负主要因理财支出较多,而本期为 理财净回收,并非构建油气资产、固定资产支出的影响。 21、在未来一段时间内,公司经营活动产生的现金流量是否 能够覆盖开发板块所需的资本支出? 回复: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,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。
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日期2025-09-01

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