首华燃气:300483首华燃气投资者关系管理信息20250901
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时间:2025年09月01日 02:07:22 中财网 |
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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。 | 附件清单(如有) | 无 | 日期 | 2025-09-01 |
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