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最新動態(tài)
　　天然氣業(yè)務呈現(xiàn)強勁增長態(tài)勢。2025H1，公司天然氣業(yè)務呈現(xiàn)強勁增長態(tài)勢。天然氣產量達4.2億立方米，銷量達6.4億立方米，分別同比增長116%和109%；天然氣代輸量完成4.68億立方米，同比增長85%，代輸業(yè)務規(guī)模持續(xù)擴大。天然氣銷售價格方面，氣價同比持平略有提高。
　　勘探開發(fā)板塊取得多項關鍵進展。2025H1，公司在開發(fā)板塊取得多項關鍵進展：完成31口煤層氣水平井的完鉆工作，并投產11口；2025H2新鉆和已完鉆井也將按計劃陸續(xù)投產。深層煤層氣的鉆井周期同比進一步縮短，水平井完井長度也基本完成1500米設計長度，較2024年也有提高。2025H1，公司部署2口致密砂巖氣水平井，其中1口已完鉆并于于2025年7月投產，按設計完成了1200米水平段，砂巖鉆遇率100%，初產12萬方。2025H1，公司新增煤層氣探明地質儲量205億立方米，累計備案煤層氣探明地質儲量達887億立方米，含氣面積300平方公里。公司仍在繼續(xù)開展煤層氣外擴勘探工作。
　　永西連接線的輸氣能力有望提升。管輸板塊方面，2024年完成300萬方/日輸氣能力的改擴建后，2025年預計輸氣量將突破9億方，并有望超過10億方。目前永西連接線已處于滿負荷運行狀態(tài)，日均輸氣量已達到300萬方。中方2025年計劃產量約50億方，而永西連接線年輸氣能力為10億方，未來上游生產規(guī)劃完全能夠支持該管線擴建需求?；谏嫌纬渥愕臍庠幢Ｕ?，擬將輸氣能力從300萬方/日提升至400萬方/日，同時預留額外400萬方的基礎設施擴展空間，視氣源情況添置壓縮機即可。該項目資本性開支預計控制在1億元以內。
　　動向解讀
　　公司未來方氣成本仍具備下降潛力。開采成本的下降主要體現(xiàn)在兩個方面，一是投資成本的下降；二是氣量上升固定成本的攤薄。在投資成本方面，目前單口煤層氣井投資成本在年初的基礎上進一步下降，不含稅大約在2900萬左右，單井生命期累產（EUR）約5500萬方，折算新井單方投資成本（折耗）約0.53元。按2024年油氣資產折耗數據計算，2024年單方折耗約0.85元，隨著新井的投產，這一數值將持續(xù)向0.53元/方的水平逐步趨近。同時，水網、電網等基礎設施的投運，新工藝的實驗與應用也會進一步降低投資成本。在氣量提升方面，氣量增長對生產運營成本攤薄效應更為明顯，由于管理成本、銷售費用等三費以及人工成本、場站設備等固定資產折舊此類生產成本并不隨產氣量同比例增長，因此氣量快速提升可大幅攤薄單位生產運營成本。
　　風險提示
　　天然氣勘探及開發(fā)風險、天然氣產業(yè)政策風險等。