一、报告期内公司从事的业务情况　　(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，公司城市燃气业务和常规油气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均由中石油与中石化开采及主干线管道输送，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... 查看全部▼

　　一、报告期内公司从事的业务情况
　　(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，公司城市燃气业务和常规油气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均由中石油与中石化开采及主干线管道输送，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加气站，部分进入城市中压管网向各类用户及部分CNG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加气站车用天然气
　　对于CNG加气站加气用户，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、报告期内公司所处行业情况
　　能源是人类社会赖以生产和发展的重要物质基础，为经济社会发展提供了重要的支撑。能源安全是关系国家经济社会发展的全局性、战略性问题，石油天然气作为重要的基础能源和工业原料，事关国计民生和能源安全。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，在建设新型能源体系和能源强国的征程中，油气行业肩负着保障供给、转型赋能、协同发展的时代使命，战略价值与支撑作用愈发凸显。
　　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。
　　根据国家能源局举行的新闻发布会，2025年，我国能源供应保障能力有效提升，供需总体宽松。在产量方面，油、气产量双创历史新高，全年原油产量约2.16亿吨，同比增长约1.5%；天然气产量2,619亿立方米，同比增长约6.2%，连续9年增产超百亿方。在消费方面，根据国家高端智库中国石油集团经济技术研究院《2025年国内外油气行业发展报告》数据显示，全年石油消费量7.62亿吨，同比增长1.1％，用能结构呈现“汽柴降、航煤升、化工轻油大增”特征；天然气消费量4,320亿立方米，同比增长2.3%，其中交通用气增速超10％，工业用气、发电用气稳步增长。2025年，非常规天然气正加速重塑我国天然气供给结构，其新增产量占全国天然气总增量七成以上，成为支撑天然气产量突破2,600亿立方米的核心引擎，尤其是煤层气全年累计产量达181.30亿立方米，较2024年同期增长7.7%，显示规模化开发能力持续增强。
　　近年来，国家出台了一系列支持油气产业发展政策，比如加大石油、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，系统性解决省内管道运输定价方式、构建全国统一天然气市场，完善油气管网运行调度机制等，确保石油产量稳产高产、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。
　　三、经营情况讨论与分析
　　报告期内，公司凭借完整的产业链布局和资源优势，有序推进存量项目资源开发，加速推进增量项目投资建设，公司天然气总产量再创新高；得益于前沿科技创新业务推进，公司三塘湖煤炭资源项目、庆阳地下煤制气项目投资建设步伐提速；得益于中游管道的复工复产、南北连接线的互联互通以及河南LNG工厂的恢复运营，公司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，公司形成了新的盈利增长点。基于以上，公司高质量发展大局更加稳固，高质量发展步伐更加稳健。
　　(一）天然气勘探生产业务
　　2025年，公司实现并表范围内全口径天然气总产量约24.13亿立方米，较去年同期约21.94亿立方米，同比增长约9.98%。
　　山西潘庄区块：报告期内，实现煤层气总产量约10.50亿立方米（连续四年稳产10亿方以上），较上年同期约11.08亿立方米，同比减少约5.23%。实现煤层气总销量约10.15亿立方米，较上年同期约10.80亿立方米，同比减少约6.02%。实现每立方米煤层气平均销售价格2.09元，较上年同期2.08元，同比增长约0.48%。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。
　　山西马必区块：报告期内，实现煤层气总产量约9.51亿立方米，较上年同期约8.70亿立方米，同比增长约9.31%。实现煤层气总销量约9.32亿立方米，较上年同期约8.70亿立方米，同比增长约7.13%。实现每立方米煤层气平均销售价格2.30元，较上年同期2.35元，同比减少约2.13%。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。为加快审批、备案，以推动产能建设接续及产量提升，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。在价格方面，因下游终端市场价格下降，马必区块每立方米煤层气平均销售价格表现低于去年同期，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，实现天然气总产量约4.13亿立方米，较上年并表同期（8-12月）的约1.89亿立方米，同比增加约118.52%；实现天然气总销量约3.56亿立方米，较上年并表同期（8-12月）的约1.63亿立方米，同比增加约118.40%。喀什北区块因个别生产井透水等原因产量有所下降。为扭转产量下降并推动产量提升，喀什北区块全力推进第一指定区即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，部署的阿深1探井进展顺利。
　　山西紫金山区块：报告期内，共完成钻井28口。紫金山区块在前期勘探认知的基础上，调整为以中深部煤层气勘探为主、兼探致密气的思路，规划勘探提储中深部煤层气和致密气。因尚处于勘探阶段，该区块仅有少量气量产出。下一步，公司将全面推进全区的提储和总体开发方案编制、审批和备案工作，并通过“双气合采”尽快实现一定规模气量的生产和销售。
　　贵州丹寨区块：包括丹寨1、丹寨2区块，勘查面积合计约300平方公里，主要涉及页岩气资源。报告期内，丹寨2第一口井完井，牛蹄塘组关键层位保压取心收获率100%，明确了三个有利甜点层段。同时，贵州丹寨2区块纳入了贵州省级重点建设项目，为后续开发了提供政策支持。（二）新疆城燃供应业务：报告期内，受经济环境及暖冬影响，工业用户及集中供暖用气均有所下降， 2025年，实现天然气销售量约8亿立方米，较去年同期有一定比例下降。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。
　　（三）山西管道输配业务：报告期内，潘庄、马必区块联络线顺利投产试运行。至此，公司可通过联络线连接西一线，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，实现沁水盆地气源（含潘庄区块）“互联互通”，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工厂受托加工气量1.42亿方，同时开展了管道气贸易、加气站及LNG贸易，通过组织多种气源来提升业务量、降低单位成本，河南LNG工厂成功实现了扭亏为盈。
　　（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，完成了煤炭勘探报告及详查报告，并顺利通过自治区自然资源厅评审中心组织的专家评审。煤炭勘探报告评审与备案是项目发展的里程碑事件，标志着公司核心资源获得官方“法定认证”，既是获取采矿权、开展项目融资的核心前提与资产证明，更是推动一体化项目群从规划阶段迈向实质开发的根本基础。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。
　　（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，公司积极推进庆阳深部煤制气产业化先导示范项目，完成六个煤炭地下气化区块的竞拍工作，取得合计探矿权面积462平方公里，预测资源储量约42亿吨，并主要围绕庆城县赤城镇煤炭区块开展勘探工作，24口单井设计评审和各钻孔工程点的精准测量已经全部完成，及24个钻孔全部开工，累计进尺3万米以上；完成16个钻孔的综合测井工作，实测工程量2.5万米；完成钻孔岩心编录3万米以上；部署并实施了3条二维地震测线，总炮线长12.73公里，三维地震也在有序推进中。同时，公司与国内头
　　部研究机构合作联合建设“深部煤制气及碳封存联合实验室”，以甲烷气、氢气生产为导向，开展针对深部煤制气技术的基础研究和关键技术攻关，推进核心工程装备研发和控制技术开发，为目标试验示范工程提供理论及技术支持，确保示范工程所采用的技术保持世界先进水平。
　　（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。
　　
　　四、报告期内核心竞争力分析
　　公司成立于2000年3月，2016年9月在上海证券交易所主板挂牌上市，是国内民营企业中少有的以技术为引领，具备自有气源的综合能源供应商和服务商。公司紧紧围绕“天然气能源全产业链”和“一体两翼”战略，以管理不断提升、技术持续创新、资源有效获取为抓手，历经二十六年的专业经营和不懈努力，逐步打造成了“上有资源、中有管网、下有客户”的全产业链一体化的经营格局，并在行业内逐步确立了自身的核心竞争力，主要体现在以下方面：
　　1.政策优势
　　在我国能源领域积极践行“四个革命、一个合作”能源安全新战略的形势下，为促进非常规天然气的生产和利用，财政部继《清洁能源发展专项资金管理暂行办法》（财建〔2020〕190号）实施期限到期后，又于2025年3月印发了实施期限为2025-2029年的《清洁能源发展专项资金管理办法》（财建〔2025〕35号），针对煤层气(煤矿瓦斯)、页岩气、致密气等非常规天然气开采利用给予专项资金支持。政府补助政策的延续及实施，必将对公司的发展起到积极地推动作用。
　　2.自有资源优势
　　公司在山西沁水盆地、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，以及在甘肃庆阳地区主要推进深部煤制气产业化先导示范项目。
　　潘庄区块：在由国家能源局制定、国家发改委发布的煤层气（煤矿瓦斯）开发利用「十四五」规划中，被列为国家在产煤层气重点项目。潘庄区块在仅63平方公里的作业面积内创造了煤层气年产超过10亿立方米的记录，是中国首个进入全面商业开发和生产的中外合作煤层气区块，是中国商业化程度最高的中外合作煤层气区块，同时也是首开薄煤层开发先河并取得产量突破的区块。潘庄区块连续四年保持了煤层气年产10亿立方米以上的高效运营。截至2025年5月29日，累计产气量突破100亿立方米，成为国内煤层气首个达到百亿方级的中外合作煤层气区块。
　　马必区块：在由国家能源局制定、国家发改委发布的煤层气（煤矿瓦斯）开发利用「十四五」规划中，被列为国家在建煤层气重点项目。马必区块随着勘探开发生产的推进，近年产量快速攀升，是迄今为止国家发改委批复的建设产能最大的煤层气单体开发区块，是迈向中深部煤层气领域并获得开发成功的区块。
　　紫金山区块：勘查面积约528.3平方公里，涉及中深部煤层气、致密气两大非常规天然气资源，储量丰富。紫金山区块处于勘探期，报告期内，全力推进煤层气的勘探和致密气先导试验。喀什北区块：主要涉及常规油气资源。其中，第一指定地区2016年获国家储委会批复的天然气探明储量446.44亿立方米；第二指定地区经过前期勘探工作确定的三大潜力区，根据最新评估，预计资源量天然气超千亿方、原油超亿吨。
　　丹寨区块：贵州丹寨1、丹寨2勘查面积合计约300平方公里，主要涉及页岩气资源，及两个区块保守估计页岩气资源量450亿立方米。
　　三塘湖区块：探矿权面积109.28平方公里，主要为长焰煤，属低灰-中灰煤层、高-特高挥发分，以特高热-高热值煤为主，是优良的动力用煤和煤化工用煤。根据煤炭勘探报告显示，可采资源量18.9亿吨。
　　甘肃庆阳项目：公司在庆阳地区拥有六个煤炭地下气化区块，合计探矿权面积462平方公里，预测资源储量约42亿吨。其中，庆城县赤城镇煤炭区块总面积20.15平方公里，煤炭储量估算约
　　2.8亿吨，包含3层煤。数据显示，庆城县赤城镇煤炭区块主采气化煤层储量约2.0亿吨，具有完整的顶底板及抗压能力，为下一步区域内连续建炉、气化奠定基础。
　　3.全产业链优势
　　公司通过“强链、延链和补链”，上、中、下游全产业生态链建设初具雏形，基本实现了“上有资源、中有管网、下有客户”的全产业链一体化的经营格局。上游以科技创新为引领，强化现有区块资源的勘探开发，依托产业并购持续挖掘优质资源，深化与中石油昆仑燃气合作，中游通过输配管线，保障市场通路，下游以LNG加工、贸易、存储及城市燃气为依托加大市场客户开发力度，公司已然成为了我国民营企业中少有的以技术为引领,具备自有气源的综合能源供应商和服务商。公司坚持以“天然气能源全产业链化”的视角，促进创新、协同效益最大化，巩固并强化公司在天然气行业的核心竞争力，提高公司整体抗风险能力。
　　4.技术优势
　　公司始终将技术创新置于企业发展的核心地位，拥有一支专业齐全、经验丰富的技术、生产和管理团队。在煤层气勘探开发领域，具有综合地质研究、石油工程设计、施工过程管理、排采精细管控、气藏动态监控等完整技术，形成了甜点区选区评价、水平井优快钻井、储层高效改造、低效井综合治理、智能化排采等一系列核心技术体系，是中国首家采用多分支水平井实现煤层气商业开发的企业，也是近年来以小于1米的薄煤层为开发对象并实现经济性的知名企业。特别提及的是，在深部煤制气领域，公司会同业内顶级院校，攻克了多项关键技术，为产业化项目推进奠定基础。公司以创新作为企业可持续发展的重要途径，坚持以科技创新为抓手，通过新技术、新方法、新装备的应用，持续提升资源采收能力与供应质量。
　　5．区位及市场优势
　　公司经营的潘庄、马必、紫金山区块均位于山西沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘地区，该地区所属的山西省是中国煤层气开发条件最为成熟的地区，其勘探程度、探明储量均居全国首位。山西省天然气管网发达，形成了“横贯东西、纵穿南北”格局，覆盖率超过全国天然气管网密度平均水平，公司煤层气业务依托成熟的管网体系，辐射到中原等经济发达市场和优质客户。公司经营的喀什北区块地处塔里木盆地西南缘，位于天山山脉的南缘，是“一带一路”向西开放的重要节点，为油气资源出口及跨国合作提供了便利，亦可通过西气东输管道销往内地或更优势的市场。公司经营的贵州丹寨区块位于贵州黔东南苗族侗族自治州和黔南布依族苗族自治州交界处，该地区有多条高铁、高速贯穿周边，使其深度融入了“凯里半小时经济圈”和“贵阳1小时经济圈”。公司经营的三塘湖区块位于新疆巴里坤哈萨克自治县，该地区周边有相应的“一体两外翼双内环”铁路运输通道，“疆煤外运”出路便捷。油气方面，可通过西气东输管线输往内地或更优质的市场。公司推进的深部煤制气产业化先导示范项目位于甘肃庆阳，该地区埋深超1000米煤炭资源丰富，煤、油、气资源共生，契合深部煤制气技术要求。作为河西走廊关键节点和国家“东数西算”工程八大枢纽节点之一，庆阳及周边地区用气需求持续增长，市场前景广阔。公司拥有的城市特许经营权在新疆人口稠密市（区、县），下游市场需求量大，上游多气源保障、靠近资源地，采购和运输成本均较低。
　　6．合作优势
　　公司高质量地推进与央企、地方国企的价值合作，实现了优势互补、资源共享、合作共赢的良好局面。根据PSC合同和石油协议，公司通过与中海油下属的中联煤合作开发潘庄区块、与中石油下属的华北油田合作开发马必区块、与中石油下属的塔里木油田合作开发喀什北区块、与中石油下属的中石油煤层气公司合作开发紫金山区块，并取得了先发优势。公司通过与地方国企合作打造资源端获取平台，快速获取并积极推进新疆塔里木盆地喀什北油气项目、新疆巴里坤三塘湖煤炭资源项目的勘探开发和生产；通过与业内顶级研究院合作，助力庆阳深部煤制气产业化先导示范项目落地和实施；与中石油昆仑燃气战略合作，在维护特许经营权完整、有效保障气源、多措并举推价顺价、共同拓展终端优质市场和客户等方面不断深化。
　　7．管理优势
　　公司已建立了完善的精细化管理体系。在天然气输配、项目投资管理等环节均制定了详细操作流程并严格按照程序开展各项业务，决策流程和决策依据明确清晰，管理效能和执行效力均达到了较高水平。具体来看，公司潘庄、马必区块单位经营成本均在行业内处于领先水平。报告期内，公司实行以“人、财、物”业务职能归口统一管理，以扁平化组织为特性，以开放的、集合的、合作的组织为意涵，以“一体两翼”为引领的平台式事业部制矩阵组织体系，必将持续为公司带来新的管理优势。
　　
　　五、报告期内主要经营情况
　　报告期内，公司实现营业收入3,923,698,588.46元，同比增长3.89%；实现归属于母公司股东的净利润806,881,925.05元，同比减少31.92%；经营活动产生的现金流量净额2,479,366,852.14元，同比增长19.71%。
　　
　　六、公司关于公司未来发展的讨论与分析
　　(一)行业格局和趋势
　　能源是工业的粮食、国民经济的命脉、民生改善的保障，是人类文明进步的物质基础和动力源泉，也是推进碳达峰碳中和的主战场。能源安全是国家安全的重要组成部分，对于一个国家经济社会发展至关重要。作为世界上最大的能源生产国和消费国，随着经济社会的快速发展和不断融入国际经济体系，我国的能源供需环境和能源安全环境发生了重大变化。在国家能源领域积极践行“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，在建设新型能源体系和能源强国的征程中，油气行业肩负着保障供给、转型赋能、协同发展的时代使命，战略价值与支撑作用愈发凸显。天然气正从传统化石能源的补充角色，演变为连接高碳能源体系与低碳未来的关键桥梁，这一转变基于其在碳排放强度、调峰灵活性与基础设施兼容性上的独特优势。2025年国内天然气消费量虽受暖冬影响短期增速放缓至2.3%，但长期仍维持温和上行趋势，呈现出“短期波动、长期稳健”的结构性特征。随着稳增长政策持续发力与气电调峰需求加速释放，天然气消费增速有望逐步回升。根据相关机构预测，2026年天然气表观消费量预计将达到4,460亿立方米，同比增长3.3%。展望2030年，表观消费量预计将突破5,000亿立方米。
　　近年来，国家大力实施油气增储上产专项行动，推进“全国一张网”建设，随着省级管道运输定价权上收与收益率上限统一政策落地，使全国平均管输费用有望进一步下行，与此同时，非居民用气价格市场化改革持续深化和全国储气能力建设提速，为天然气行业健康发展持续注入活力。
　　(二)公司发展战略
　　公司将坚定不移地深耕清洁能源行业，确立了“一体两翼”新发展格局。围绕“天然气能源全产业链化”，通过“强链、延链和补链”，通过重大的能源革命性技术突破和其他前沿性技术创新与产业发展配置，实现公司“天然气能源全产业链化”不断发展和升级。公司立志成为一家国际领先全产业链化发展的清洁能源集团企业，为国家清洁能源的发展贡献公司的力量，以良好的业绩及分红回报广大中小股东，用实际行动回馈社会。
　　(三)经营计划
　　2026年围绕确立的发展格局
　　一是加速推进增量项目投资建设。1、加大喀什北项目的勘探开发投入力度。推进喀什北第一指定地区优化增产方案的审批工作，实现上产增效。完成喀什北第二指定地区阿深1井完井并转试油，在康苏区块的评价评审通过后，开展评价井或探井工作等，尽快实现一定规模气量；2、推动三塘湖项目全面进入实质推进阶段。公司将聚焦项目审批攻坚、技术合作深化、产业生态构建、团队能力提升四大核心任务，推动取得煤矿项目网上申报与项目赋码，1,500万吨煤炭清洁高效利用项目赋码，以及20亿煤制气项目审批等，完成小试、中试，锁定工业化工艺包，将技术优势转化为工程设计依据；3、积极推进庆阳深部煤制气产业化先导示范项目。加快推进庆城县赤城镇煤炭区块勘探工作并完成储量报告的评审，有序推进其余五个区块资料收集、资源评价及勘查工作，完成测试工程试验及总结工作，优化示范项目技术方案、确定最佳工艺技术及产品路线，适时启动项目工程建设；4、持续推进丹寨区块的勘查工作。
　　二是快速提升存量项目投资效益。1、潘庄、马必区块要强化市场经营工作措施，借助山西通豫和聚源安通管线，与LNG运营事业部和下游城燃对接，翻越壁垒和门槛破圈，扩大市场覆盖面，提升销售价格；2、紫金山区块要加快推进勘探力度，通过加强产能主控因素研究、持续推进工程技术适应性优化创新等，不断夯实资源基础，力争今年实现一定气量的生产和销售；3、城燃业务在与合作方保持良好的沟通、协调的同时，全力推动重点区域顺价方案落地，精准开发工业园区、物流枢纽等高潜力客户，积极探索分布式能源等综合能源服务新业务。
　　三是紧贴天然气能源全产业链的主体业务，以应用性研究和利用为主，形成对公司主业的技术支撑和高级的项目研究、战略规划和人才培育。
　　四是持续加强工程建设和物资采供内循环，促进有效要素与业务的连接，破除行业壁垒，树立并推动强大的外循环，以实现价值、资源和战略成长的共享。
　　(四)可能面对的风险
　　1、行业周期性风险
　　油气、煤炭行业是国民经济运行的基础性行业，其市场需求与国家宏观经济发展密切相关，在经济出现下滑时，能源的需求和价格往往同步下跌。因此，宏观经济的波动和不景气会对公司的盈利能力、流动资金及财务状况造成不利影响。
　　2、储量不确定性风险
　　根据行业特点及国际惯例，公司会计处理上所采纳的天然气储量数据建立在相关地质条件、钻井记录、勘探和生产数据等若干假设的基础上，会受到各种不可控因素的影响，并可能随着时间的推移而出现调整，进而影响公司天然气资产的折旧，假如未来储量估计减少，将会对公司的利润造成不利影响。
　　3、安全生产和环保风险
　　公司主要从事城市天然气的输配、销售、入户安装以及油气、煤炭资源的勘探开发业务，存在不可预见的安全隐患及其他不确定因素，安全风险较高，安全管理难度较大。虽然公司健康、安全及环境政策和制度执行情况良好，但随着业务的不断扩展，在操作过程中的安全生产风险也随之增加；同时，如果未来国家提高环保标准或出台更严格的环保政策，将可能会使公司进一步增加环保设施的投入，导致经营成本的上升。
　　4、政府补助政策变化风险
　　国家对煤层气开发项目的政策扶持或者政策约束会影响煤层气开发的经济效益。政府补助方面：国家出台的非常规天然气补贴政策，按照“多增多补”“冬增冬补”原则，改变非常规天然气开发利用定额补贴方式，在国家奖补总额和奖补气量无法准确预计的情况下，公司实际享受补贴的额度存在一定的不确定性。
　　目前国家对煤层气等非常规天然气行业支持力度较大，但不排除未来国家产业政策发生变化，或相关部门的优惠政策发生重大变化的可能性，从而对公司的利润带来一定的影响。
　　5、核心技术人员流失的风险
　　公司拥有一系列煤层气勘探、开发及生产的核心关键技术，并通过薪酬考核、股权激励机制吸引和留住核心人员。但如果核心技术人员大量流失，则可能对公司产生不利影响，削弱公司的核心竞争力。 收起▲

　　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... 查看全部▼

　　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。

　　三、报告期内核心竞争力分析
　　公司成立于2000年3月，2016年9月在上海证券交易所主板挂牌上市。公司紧紧围绕“天然气能源全产业链”和“一体两翼”战略支点的打造，以管理不断提升、技术持续创新、资源有效获取为抓手，历经近二十五年的专业经营和不懈努力，在行业内逐步确立了自身的核心竞争力，主要体现在以下方面：
　　1.政策优势
　　在我国能源领域积极践行“四个革命、一个合作”能源安全新战略的形势下，为促进非常规天然气的生产和利用，财政部继《清洁能源发展专项资金管理暂行办法》（财建〔2020〕190号）实施期限到期后，又于2025年3月印发了实施期限为2025-2029年的《清洁能源发展专项资金管理办法》（财建〔2025〕35号），针对煤层气(煤矿瓦斯)、页岩气、致密气等非常规天然气开采利用给予专项资金支持。政府补助政策的延续及实施，必将对公司的发展起到积极地推动作用。
　　2.自有资源优势
　　公司在山西沁水盆地、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，和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。
　　潘庄区块：在由国家能源局制定、国家发改委发布的煤层气（煤矿瓦斯）开发利用「十四五」规划中，被列为国家在产煤层气重点项目。潘庄区块在仅63平方公里的作业面积内创造了煤层气年产超过10亿立方米的记录，是中国首个进入全面商业开发和生产的中外合作煤层气区块，是中国商业化程度最高的中外合作煤层气区块，同时也是首开薄煤层开发先河并取得产量突破的区块。潘庄区块连续四年保持了煤层气年产10亿立方米以上的高效运营。截至2025年5月29日，累计产气量突破100亿立方米，成为国内煤层气首个达到百亿方级的中外合作煤层气区块。马必区块：在由国家能源局制定、国家发改委发布的煤层气（煤矿瓦斯）开发利用「十四五」规划中，被列为国家在建煤层气重点项目。马必区块探矿区面积约716平方公里，随着勘探开发生产的推进，近年产量快速攀升，是迄今为止国家发改委批复的建设产能最大的煤层气单体开发区块，是迈向中深部煤层气领域并获得开发成功的区块。紫金山区块：勘查面积约528.3平方公里，涉及中深部煤层气、致密气两大非常规天然气资源，储量丰富。紫金山区块处于勘探期，报告期内，全力推进煤层气的勘探和致密气先导试验。
　　喀什北区块：石油合同区面积约为3,146平方公里，主要涉及常规油气资源。其中，第一指定地区2016年获国家储委会批复的天然气探明储量446.44亿立方米；第二指定地区经过前期勘探工作确定的三大潜力区，根据最新评估，预计资源量天然气超千亿方、原油超亿吨。
　　丹寨区块：贵州丹寨1、丹寨2勘查面积合计约300平方公里，主要涉及页岩气资源，及两个区块保守估计页岩气资源量500-1,000亿立方米。三塘湖区块：探矿权面积109.28平方公里，主要为长焰煤，属低灰-中灰煤层、高-特高挥发分，以特高热-高热值煤为主，是优良的动力用煤和煤化工用煤。根据详查报告初稿显示，可采资源量近18.6亿吨。
　　3.全产业链优势
　　公司通过“强链、延链和补链”，上、中、下游全产业生态链建设初具雏形，基本实现了“上有资源、中有管网、下有客户”的全产业链一体化的经营格局。上游以科技创新为引领，强化现有区块资源的勘探开发，依托产业并购持续挖掘优质资源，深化与中石油昆仑燃气合作，中游通过输配管线，保障市场通路，下游以LNG加工、贸易、存储及城市燃气为依托加大市场客户开发力度，公司已然成为了我国民营企业中少有的以技术为引领,具备自有气源的综合能源供应商和服务商。公司坚持以“天然气能源全产业链化”的视角，促进创新、协同效益最大化，巩固并强化公司在天然气行业的核心竞争力，提高公司整体抗风险能力。
　　4.技术优势
　　公司始终将技术创新置于企业发展的核心地位，拥有一支专业齐全、经验丰富的技术、生产和管理团队。在煤层气勘探开发领域，具有综合地质研究、石油工程设计、施工过程管理、排采精细管控、气藏动态监控等完整技术，具备“地震地质一体化、地质工程一体化、勘探开发一体化、生产运营一体化“等先进理念，是中国煤层气勘探开发的领先者。形成了甜点区选区评价、水平井优快钻井、储层高效改造、低效井综合治理、智能化排采等一系列核心技术体系，是中国首家采用多分支水平井实现煤层气商业开发的企业，也是近年来以小于1米的薄煤层为开发对象并实现经济性的知名企业。公司以创新作为企业可持续发展的重要途径，坚持以科技创新为抓手，动态调整优化勘探开发方案，通过新技术、新方法、新装备的应用，持续提升资源采收能力与供应质量。5．区位及市场优势
　　公司经营的潘庄、马必、紫金山区块均位于山西沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘地区，该地区所属的山西省是中国煤层气开发条件最为成熟的地区，其勘探程度、探明储量均居全国首位。山西省天然气管网发达，形成了“横贯东西、纵穿南北”格局，覆盖率超过全国天然气管网密度平均水平，公司煤层气业务依托成熟的管网体系，辐射到中原等经济发达市场和优质客户。公司经营的喀什北区块地处塔里木盆地西南缘，位于天山山脉的南缘，是“一带一路”向西开放的重要节点，为油气资源出口及跨国合作提供了便利，亦可通过西气东输管道销往内地或更优势的市场。公司经营的贵州丹寨区块位于贵州黔东南苗族侗族自治州和黔南布依族苗族自治州交界处，该地区有多条高铁、高速贯穿周边，使其深度融入了“凯里半小时经济圈”和“贵阳1小时经济圈”。公司经营的三塘湖区块位于新疆巴里坤哈萨克自治县，该地区周边有相应的“一体两外翼双内环”铁路运输通道，“疆煤外运”出路便捷。油气方面，可通过西气东输管线输往内地或更优质的市场。公司拥有的城市特许经营权在新疆人口稠密市（区、县），下游市场需求量大，上游多气源保障、靠近资源地，采购和运输成本均较低。6．合作优势
　　公司高质量地推进与央企、地方国企的价值合作，实现了优势互补、资源共享、合作共赢的良好局面。根据PSC合同和石油协议，公司通过与中海油下属的中联煤合作开发潘庄区块、与中石油下属的华北油田合作开发马必区块、与中石油下属的塔里木油田合作开发喀什北区块、与中石油下属的中石油煤层气公司合作开发紫金山区块，并取得了先发优势。公司通过与地方国企合作打造资源端获取平台，快速获取并积极推进新疆塔里木盆地喀什北油气项目、新疆巴里坤三塘湖煤炭资源项目的勘探开发和生产；通过与中石油昆仑燃气战略合作，在维护特许经营权完整、有效保障气源、多措并举推价顺价、共同拓展终端优质市场和客户等方面不断深化。
　　7．管理优势
　　公司已建立了完善的精细化管理体系。在天然气输配、项目投资管理等环节均制定了详细操作流程并严格按照程序开展各项业务，决策流程和决策依据明确清晰，管理效能和执行效力均达到了较高水平。具体来看，公司潘庄、马必区块单位经营成本均在行业内处于领先水平。报告期内，公司实行以“人、财、物”业务职能归口统一管理，以扁平化组织为特性，以开放的、集合的、合作的组织为意涵，以“一体两翼”为引领的平台式事业部制矩阵组织体系，必将持续为公司带来新的管理优势。 收起▲

　　一、经营情况讨论与分析　　2024年，面对世界大变局中异常复杂的国际环境，在国际天然气价格整体呈现震荡走低态势，我国能源绿色低碳转型、天然气行业增储上产以及天然气市场化改革政策的驱动下，国内天然气消费市场保持了良好增长的态势下，公司依然紧紧围绕“天然气能源全产业链”和“一体两翼”战略支点的打造，以大项目引领大投资，持续拓展产业版图和业务领域，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，高质量发展大局更加稳固，高质量发展步伐更加稳健。　　面对公司规模迅速扩张，各项业务快速增长的新形势和新挑战，在董事会的坚强领导下，基本完成年度主要业绩目标。报告期内，公司实现营业收... 查看全部▼

　　一、经营情况讨论与分析
　　2024年，面对世界大变局中异常复杂的国际环境，在国际天然气价格整体呈现震荡走低态势，我国能源绿色低碳转型、天然气行业增储上产以及天然气市场化改革政策的驱动下，国内天然气消费市场保持了良好增长的态势下，公司依然紧紧围绕“天然气能源全产业链”和“一体两翼”战略支点的打造，以大项目引领大投资，持续拓展产业版图和业务领域，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，高质量发展大局更加稳固，高质量发展步伐更加稳健。
　　面对公司规模迅速扩张，各项业务快速增长的新形势和新挑战，在董事会的坚强领导下，基本完成年度主要业绩目标。报告期内，公司实现营业收入37.77亿元，同比增长7.40%，实现净利润约12.05亿元，实现归母净利润11.85亿元，同比增长13.12%，归属于上市公司股东的扣除非经常性损益的净利润11.97亿元，同比增长17.79%。
　　从主要业绩指标来看，煤层气产量持续走高，保持了连续七年的稳定增长态势；常规天然气、致密气产量实现零突破。报告期内，公司克服通豫管线停摆的严峻市场形势，煤层气销量保持了20.26%的增长势头，产销比率达97.25%；城燃常规天然气销量年度增幅10%以上。
　　(一)规划重大项目投资，绘就高质量发展蓝图
　　1、进军常规油气资源。通过跨境协议收购中能控股、共创投控控制权，取得了集勘探期、开发期、生产期三阶段同时存在，面积约3,146平方公里的喀什北项目常规油气区块，正式进军常规油气项目资源。2024年8月至12月底，喀什北项目天然气井口产量1.89亿方。
　　2、挺进煤炭资源领域。通过挂牌出让竞拍方式取得了面积约109平方公里的三塘湖矿区七号煤炭资源项目。该项目主要为长焰煤，属低灰-中灰煤层、高-特高挥发分，以特高热-高热值煤为主，是优良的动力用煤和煤化工用煤。三塘湖煤矿地质条件优越，资源量丰富，是继丹寨页岩气区块后，又一个具有完整权益的地理位置优、资源储量丰富、煤质优异的自有矿权。依托自有煤炭高油气含量的资源禀赋，通过对煤炭立体式的清洁、高效、低碳转化，赋能公司在清洁能源道路上再上新台阶。
　　3、获取页岩气资源。通过挂牌出让竞拍方式取得了合计面积约300平方公里的贵州丹寨1区块、2区块页岩气勘查探矿权，正式拥有了自主区块，一举打破以往依赖PSC合作协议获取开发权益的单一模式，实现了资源获取的创新突破。
　　4、充实煤层气资源。通过内部子公司联合成立山西鑫泰亚美新能源有限公司及其分公司，旨在与价值合作方于晋中地区探矿区面积87.8平方公里、未探明区面积53.9平方公里的区块上开展煤层气勘查工作，创新打造煤层气新的合作典范。
　　5、开工建设潘庄、马必区块联络线。建成后，潘庄、马必区块将实现“互联互通”，助力煤层气销售结构优化和价格提升。
　　(二)深化“一体两翼”发展，积聚高质量发展能量
　　1.存量资源有序开发
　　强化投资管控力度，持续提升产能建设。随着新钻井的陆续投产和低老病废井的改造增产，公司煤层气总产量同比再创新高。2024年，潘庄、马必煤层气总产量20.05亿立方米，较上年同期17.04亿立方米，同比增长17.66%，其中：
　　潘庄区块：煤层气总产量约11.08亿立方米，较上年同期11.32亿立方米，同比减少约2.12%。
　　马必区块：煤层气总产量约8.97亿立方米，较上年同期5.72亿立方米，同比增长56.82%。
　　紫金山区块：报告期内，完成144.88平方公里的三维地震处理解释，基于历史地质资料及新井地质资料，成功构建了地质数据库，完成了煤层气勘查实施方案的备案工作，ZJS10井区致密砂岩气探明储量报告的编制及上报，为下一步工作的开展及致密砂岩气探转采提供了有力的技术和工程支撑。
　　着力推动产销平衡，致力于公司价值最优化。2024年，在外输管道不畅，LNG价格继续向下的情况下，公司不断调整及优化客户结构，致力于全产全销和市场价值的最优化。报告期内，潘庄、马必煤层气总销量19.50亿立方米，同比增长约20.00%，实现产销比约97.26%。其中，潘庄区块煤层气总销量约10.80亿立方米，同比减少约0.46%；马必区块煤层气总销量约8.70亿立方米，同比增长约61.11%。
　　公司生产的煤层气主要以管道气销售为主，受市场价格波动影响较小。报告期内，潘庄、马必全年每方煤层气平均销售价格2.20元，较上年2.15元同比上涨2.33%。其中，潘庄区块全年每方煤层气平均销售价格2.08元，较上年2.08元同比上涨0.04%。马必区块全年每方煤层气平均销售价格2.35元，较上年2.19元同比上涨7.31%。
　　2、城燃业务健康发展
　　公司积极推动城燃业务健康发展。报告期内，城燃业务推价、顺价取得重要进展，按照可比口径，城燃业务天然气销量同比增长10%以上。
　　3、工程建设多元化发展
　　公司积极拓展工程建设业务和多元化发展。报告期内，成功拓展压裂砂、劳保用品等业务，通过注册成立的山西鑫益锦祥能源技术服务有限公司，获得打井及修井资质，为工程建设业务多元化不断注入新活力。
　　4、开展瓦斯治理服务合作
　　公司依托现有勘探开发团队，承接相关煤矿瓦斯治理服务项目，开创公司对外瓦斯治理新业务模式和新的利润增长点。
　　(三)通过技术创新，不断提升核心竞争力
　　公司坚持技术创新，拥有了专业齐全、经验丰富的技术、生产和管理团队，具有地质研究评估、钻井设计、地质定向与导向、压裂设计及优化、排采等完整的技术体系，是中国煤层气的领先者。报告期内，公司鼓励全员参与创新活动，通过包括资源选区评价、储层精细描述、产量预测、优快钻井、体积压裂、强化排采、储层改造、老井治理等重大课题研究，及众多的富有价值的小微技术创新，汇编24项技术创新成果。特别提及的是，与中国地质大学等3家单位合作开展的《中-高煤阶煤层气高效开发地质-工程一体化关键技术及应用》获得中国发明协会二等奖；内部开发的《煤层气全生命周期生产管理系统V1.0》获得3项软件著作权。
　　(四)筑牢安全堤坝，护航企业生产运营
　　报告期内，公司以“质量零缺陷、健康零伤害、安全零事故、环境零污染”为目标，以QHSE体系为纲领，围绕双重预防机制建设和安全生产标准化建设、QHSE教育培训、QHSE监督审核、安全文化建设等重点内容，通过成立ESG工作组织机构，形成自上而下、高层参与、横向协调、纵向联动的ESG工作机制，通过强化事故与应急管理，实现了重大责任事故为零，损失工时事故率为零、总可记录事故率为零、可预防交通事故率为零、环保事故为零的良好安全指标。
　　(五)坚守合规底线，提升公司治理水平
　　报告期内，公司严格按照中国证监会及上交所相关法律法规要求做好信息披露工作，持续做好投资者关系管理。为建立、健全公司长效激励约束机制，吸引和留住公司核心管理、技术和业务人才，公司实施了限制性股票激励计划；为提升组织效能，提高公司运营效率，公司进一步深化组织体系变革，建立从下至上的常态化复盘与纠偏工作机制，提升职能建设水平，完成数字化办公平台一期建设，设置七大实用性板块，辅以合同管理、证照印章管理、资产管理、档案管理等管理模块，协同配置12类48项管理流程，着力构建企业管控“护城河”，有效解决公司跨地域、多产业发展形势和管理形态的适应性问题，持续提升公司整体治理水平。
　　
　　二、报告期内公司所处行业情况
　　能源是人类社会赖以生产和发展的重要物质基础，为经济社会发展提供了重要的支撑。能源安全是关系国家经济社会发展的全局性、战略性问题，对国家繁荣发展、人民生活改善、社会长治久安至关重要。随着全球经济和地缘政治格局深刻调整，大国博弈更趋激烈，能源政治化、工具化、武器化日益凸显，作为世界上最大的能源生产国和消费国，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。
　　报告期内，在世界经济走势、地缘政治形势、新能源发展，及能源安全方面考量下保供等多种因素影响下，油气行业整体呈现“稳中有变”的态势，油气价格震荡走低，产销量整体平稳但具体表现不同。根据国家能源局于2025年1月23日举行的例行新闻发布会，我国能源生产稳步增长，规模以上工业煤油气电等主要能源产品产量均保持增长，能源供应基础持续夯实，能源保障全面增强。2024年，我国规模以上工业原煤产量47.6亿吨，创历史新高，同比增长1.3%；规模以上工业原油产量2.1亿吨，同比增长1.8%，原油连续3年稳产2亿吨以上；规模以上工业天然气产量2,464亿立方米，比上年增长6.2%，连续8年增产超百亿立方米。在消费方面，除石油在全球经济环境不确定性及天然气和电力在物流运输及交通出行领域的需求替代下略有下降外，煤炭、天然气同比均有一定幅度增长。根据上海石油天然气交易中心有关预计数据显示，2024年，我国煤炭消费量约为48.5亿吨，同比增长2.5%；石油消费量约7.5亿吨，同比下降1.6％；天然气消费量约4,300亿立方米，同比增长9％。
　　2024年，尽管我国能源生产稳步增长，但面对能源消费需求的增加，进口依存度居高不下，能源安全问题日益突出。根据国家能源局于2025年1月23日举行的例行新闻发布会的数据显示，2024年，我国进口煤炭5.4亿吨，同比增长14.4%；进口原油5.5亿吨，同比下降1.9%，但对外依存度仍高达70%以上；进口天然气1.3亿吨，同比增长9.9%，对外依存度高达40%以上且有进一步上升态势。
　　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。
　　
　　三、报告期内公司从事的业务情况
　　(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、入户安装以及煤层气和常规油气勘探开发业务。
　　目前，公司城市燃气业务和常规油气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，产品分成合同项下生产的所有天然气应销售给中方合作伙伴。中方合作伙伴通过计量交接点下游的输气管道及其附属设施提取、运输并销售天然气。销售价格根据中方合作伙伴适用于合同区所在区域内其发布的内部结算价格，按照约定的计算公式计算而得。同时，在销售过程中，中方合作伙伴会按照天然气价格的1%收取营销费、按照0.10元/立方米（含税）收取管输费。中国年代在每月、每年结束后约定期间内编制月度、年度产品分成表并通知中方合作伙伴。中方合作伙伴在收到通知后约定期间内以人民币将无争议金额电汇至中国年代指定的银行账户。所涉税费各自承担。
　　
　　四、报告期内核心竞争力分析
　　公司成立于2000年3月，2016年9月在上海证券交易所主板挂牌上市。历经二十多年发展，成为了我国民营企业中少有的以技术为引领,具备自有气源的综合能源供应商和服务商。公司在新疆地区拥有乌鲁木齐市米东区和高新区(新市区)、阜康市、五家渠市、库车市、焉耆县、博湖县及和硕县等八个市(区、县)天然气市场的长期经营权，主要从事城市天然气输配、销售与入户安装业务；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，和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。
　　报告期内，公司通过大项目引领大投资，持续拓展产业版图和业务领域；通过股权结构再优化等策略，持续深化与中石油昆仑燃气的战略合作；通过深化组织体系变革，提升职能建设水平。经过多年的专业经营和不懈努力，公司在行业内逐步确立了自身的核心竞争力，主要体现在以下方面:
　　1.政策优势
　　在我国能源领域积极践行“四个革命、一个合作”能源安全新战略的形势下，为促进非常规天然气的生产和利用，财政部继《清洁能源发展专项资金管理暂行办法》（财建〔2020〕190号）实施期限到期后，又于2025年3月印发了实施期限为2025-2029年的《清洁能源发展专项资金管理办法》（财建〔2025〕35号），针对煤层气(煤矿瓦斯)、页岩气、致密气等非常规天然气开采利用给予专项资金支持。政府补助政策的延续及实施，必将对公司的发展起到积极地推动作用。
　　2.自有资源优势
　　公司在山西沁水盆地、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，和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。潘庄区块：在由国家能源局制定、国家发改委发布的煤层气（煤矿瓦斯）开发利用「十四五」规划中，被列为国家在产煤层气重点项目。潘庄区块在仅63平方公里的作业面积内创造了煤层气年产超过10亿方的记录，是中国首个进入全面商业开发和生产的中外合作煤层气区块，是中国商业化程度最高的中外合作煤层气资产，同时也是首开薄煤层开发先河并取得产量突破的项目。
　　马必区块：在由国家能源局制定、国家发改委发布的煤层气（煤矿瓦斯）开发利用「十四五」规划中，被列为国家在建煤层气重点项目。马必区块探矿区面积约716平方公里，随着勘探开发生产的推进，近年产量快速攀升，是迄今为止国家发改委批复的建设产能最大的煤层气单体开发项目，是迈向中深部煤层气领域并获得开发成功的项目。
　　紫金山区块：勘查面积约528.3平方公里，涉及中深部煤层气、致密气两大非常规天然气资源，储量丰富。紫金山区块处于勘探期，报告期内有少量的零散气对外销售。基于历史地质资料及新井地质资料，成功构建了地质数据库，为探转采提供了有力的技术和工程支撑。
　　喀什北区块：石油合同区面积约为3,146平方千米，主要涉及常规油气资源。其中，第一指定地区2016年获国家储委会批复的天然气探明储量446.44亿立方米；第二指定地区经过前期勘探工作确定的三大潜力区，初步预计资源量为天然气约2,000亿方、原油约8,000万吨（最终以实际勘探成果为准）。
　　丹寨区块：贵州丹寨1、丹寨2勘查面积合计约300平方公里，主要涉及页岩气资源，及两个区块保守估计页岩气资源量500-1,000亿立方米。
　　三塘湖区块：探矿权面积109.28平方公里，煤炭资源量1,000米以浅估算资源量20.93亿吨，主要为长焰煤，属低灰-中灰煤层、高-特高挥发分，以特高热-高热值煤为主，是优良的动力用煤和煤化工用煤。公司通过对煤炭立体式的清洁、高效、低碳转化，赋能公司在清洁能源道路上再上新台阶。
　　3.全产业链优势
　　公司通过“强链、延链和补链”，上、中、下游全产业生态链建设初具雏形，基本实现了“上有资源、中有管网、下有客户”的全产业链一体化的经营格局。上游以科技创新为引领，强化现有区块资源的勘探开发，依托产业并购持续挖掘优质资源，深化与中石油昆仑燃气合作，中游通过输配管线，保障市场通路，下游以LNG加工、贸易、存储及城市燃气为依托加大市场客户开发力度，公司已然成为了我国民营企业中少有的以技术为引领,具备自有气源的综合能源供应商和服务商。公司坚持以“天然气能源全产业链化”的视角，促进创新、协同效益最大化，巩固并强化公司在天然气行业的核心竞争力，提高公司整体抗风险能力。
　　4.技术优势
　　公司始终坚持技术创新，拥有专业齐全、经验丰富的技术、生产和管理团队。在煤层气板块具有地质研究评估、钻井设计、地质定向与导向、压裂设计及优化、排采等完整的技术，是中国煤层气的领先者。形成了煤层气甜点区选区评价、水平井优快钻井、储层高效改造、低效井综合治理、智能化排采等技术体系，是中国首家成功采用多分支水平井钻探技术和首批在采用多层压裂缓冲丛式井技术的煤层气开发商。公司以创新作为企业可持续发展的重要途径，坚持以科技创新为抓手，动态调整优化勘探开发方案，通过新技术、新设备应用持续提升资源采收能力与供应质量。
　　5.区位优势
　　公司经营的潘庄、马必、紫金山区块均位于山西沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘地区，该地区所属的山西省是中国煤层气开发条件最为成熟的地区，其勘探程度、探明储量均居全国首位。山西省天然气管网发达，形成了“横贯东西、纵穿南北”格局，覆盖率超过全国天然气管网密度平均水平，公司煤层气业务依托成熟的管网体系，辐射到中原等经济发达市场和优质客户。公司经营的喀什北区块地处塔里木盆地西南缘，位于天山山脉的南缘，是“一带一路”向西开放的重要节点，为油气资源出口及跨国合作提供了便利，亦可通过西气东输管道销往内地或更优势的市场。公司经营的贵州丹寨区块位于贵州黔东南苗族侗族自治州和黔南布依族苗族自治州交界处，该地区有多条高铁、高速贯穿周边，使其深度融入了“凯里半小时经济圈”和“贵阳1小时经济圈”；公司经营的三塘湖区块位于新疆巴里坤哈萨克自治县，该地区周边有相应的“一体两外翼双内环”铁路运输通道，“疆煤外运”出路便捷。油气方面，可通过西气东输管线输往内地或更优质的市场。此外，预计开建的还有在准东启动煤制气管道建设，届时将提供更为便捷的运输通道。公司拥有的城市特许经营权在新疆人口稠密市（区、县），下游市场需求量大，上游多气源保障、靠近资源地，采购和运输成本均较低。
　　6.管理优势
　　公司已建立了完善的精细化管理体系。在天然气输配、项目投资管理等环节均制定了详细操作流程并严格按照程序开展各项业务，决策流程和决策依据明确清晰，管理效能和执行效力均达到了较高水平，具体来看，公司潘庄、马必区块单位经营成本均在行业内处于领先水平。报告期内，公司实行以“人、财、物”业务职能归口统一管理，以扁平化组织为特性，以开放的、集合的、合作的组织为意涵，以“一体两翼”为引领的平台式事业部制矩阵组织体系，必将持续为公司带来新的管理优势。
　　
　　五、报告期内主要经营情况
　　报告期内，公司实现营业收入3,776,753,919.71元，同比增长7.40%；实现归属于母公司股东的净利润1,185,217,212.47元，同比增长13.12%；经营活动产生的现金流量净额2,071,108,341.40元，同比增长4.90%。
　　
　　六、公司关于公司未来发展的讨论与分析
　　(一)行业格局和趋势
　　能源是工业的粮食、国民经济的命脉、民生改善的保障，是人类文明进步的物质基础和动力源泉，也是推进碳达峰碳中和的主战场。能源安全是国家安全的重要组成部分，对于一个国家经济社会发展至关重要。作为世界上最大的能源生产国和消费国，随着经济社会的快速发展和不断融入国际经济体系，我国的能源供需环境和能源安全环境发生了重大变化。统筹发展和安全，加快规划建设新型能源体系，加强煤炭清洁高效利用，加大油气资源勘探开发和增储上产力度，依靠煤炭等化石能源清洁利用实现安全兜底，成为了应有之义。
　　近年来，尽管随着可再生能源的快速发展，一次性能源消费占比整体呈现下降趋势，但从绝对消费量上看仍保持增长态势。具体来看，煤炭方面，从需求端看，整体消费量仍保持增长态势，及消费量占比保持在50%以上，仍为我国的主导能源；从供给端看，国内产量增速放缓，主产区晋陕蒙基本达峰，新疆成为了核心增量来源。石油方面，随着天然气和电力在物流运输及交通出行领域的需求替代下，压制石油长期增长空间，但对外依存度依旧高达70%以上。天然气方面，随着我国工业化和城市化的加速推进，大气污染防治政策推动下工业领域煤改气、北方地区清洁供暖的持续推进，以及天然气重卡销量增长带来新消费增长点，天然气消费量仍保持快速增长，对外依存度高达40%以上且有进一步上升态势。
　　鉴于，能源安全问题依旧突出，近年来，国家大力实施油气增储上产专项行动，推进“全国一张网”和全国储气能力建设工作；新疆则适时提出了煤炭煤电煤化工产业集群等十大产业集群。相信在政策的支持下，中国能源消费结构走向低碳化转型的过程中，煤炭在可预期的未来仍将承担能源安全“压舱石”角色，油气资源，尤其是天然气，仍将保持增长态势。
　　(二)公司发展战略
　　公司将坚定不移地深耕清洁能源行业，确立了“一体两翼”新发展格局。围绕“天然气能源全产业链化”，通过“强链、延链和补链”，通过重大的能源革命性技术突破和其他前沿性技术创新与产业发展配置，实现公司“天然气能源全产业链化”不断发展和升级。公司立志成为一家国际领先全产业链化发展的清洁能源集团企业，为国家清洁能源的发展贡献公司的力量，以良好的业绩及分红回报广大中小股东，用实际行动回馈社会。
　　(三)经营计划
　　2025年围绕确立的发展格局
　　一是加速推进增量项目投资建设。1、加大喀什北项目的勘探开发投入力度，优化股权结构和项目权益。优化喀什北第一指定地区开发调整方案，实现上产增效。完成喀什北第二指定地区阿深1井、乌西3井完井并转试油，在康苏区块的评价评审通过后，开展评价井或探井工作等；2、加快推进三塘湖煤炭资源的勘探工作，依托煤炭资源高油气含量的资源禀赋，整合煤炭资源井工开采的传统开发与煤层气资源的非常规开发，并适时引入煤制气、煤制油等现代煤化工技术和地下煤炭气化等前沿技术，实现资源综合高效利用；3、大力推进丹寨区块的勘查工作。
　　二是快速提升存量项目投资效益。1、潘庄、马必区块要强化市场经营工作措施，协助推进山西通豫和聚源安通管线尽快通气，与LNG运营事业部和下游城燃对接，翻越壁垒和门槛破圈，扩大市场覆盖面，提升销售价格；2、紫金山区块要审慎评估和优化勘探开发方案，全力推动煤层气储量报告的编制提交工作。在致密气可采区，推进探转采工作，实现最小投入，最大产量和最快效益；3、城燃业务在与合作方保持良好的沟通、协调的同时，加强购销输差管理、强化管道治理，大力发展高附加值用户，优化工程建设管理。
　　三是紧贴天然气能源全产业链的主体业务，以应用性研究和利用为主，形成对公司主业的技术支撑和高级的项目研究、战略规划和人才培育；四是加强工程建设和物资采供内循环，促进有效要素与业务的连接，破除行业壁垒，树立并推动强大的外循环，以实现价值、资源和战略成长的共享。
　　(四)可能面对的风险
　　1、行业周期性风险
　　油气、煤炭行业是国民经济运行的基础性行业，其市场需求与国家宏观经济发展密切相关，在经济出现下滑时，能源的需求和价格往往同步下跌。因此，宏观经济的波动和不景气会对公司的盈利能力、流动资金及财务状况造成不利影响。
　　2、储量不确定性风险
　　根据行业特点及国际惯例，公司会计处理上所采纳的天然气储量数据建立在相关地质条件、钻井记录、勘探和生产数据等若干假设的基础上，会受到各种不可控因素的影响，并可能随着时间的推移而出现调整，进而影响公司天然气资产的折旧，假如未来储量估计减少，将会对公司的利润造成不利影响。
　　3、安全生产和环保风险
　　公司主要从事城市天然气的输配、销售、入户安装以及油气、煤炭资源的勘探开发业务，存在不可预见的安全隐患及其他不确定因素，安全风险较高，安全管理难度较大。虽然公司健康、安全及环境政策和制度执行情况良好，但随着业务的不断扩展，在操作过程中的安全生产风险也随之增加；同时，如果未来国家提高环保标准或出台更严格的环保政策，将可能会使公司进一步增加环保设施的投入，导致经营成本的上升。
　　4、政府补助、增值税退税政策变化风险
　　国家对煤层气开发项目的政策扶持或者政策约束会影响煤层气开发的经济效益。政府补助方面：国家出台的非常规天然气补贴政策，按照“多增多补”“冬增冬补”原则，改变非常规天然气开发利用定额补贴方式，在国家奖补总额和奖补气量无法准确预计的情况下，公司实际享受补贴的额度存在一定的不确定性。增值税退税方面，国家对煤层气抽采企业的增值税一般纳税人抽采销售煤层气实行增值税先征后退政策。
　　目前国家对煤层气等非常规天然气行业支持力度较大，但不排除未来国家产业政策发生变化，或相关部门的优惠政策发生重大变化的可能性，从而对公司的利润带来一定的影响。
　　5、核心技术人员流失的风险
　　公司拥有一系列煤层气勘探、开发及生产的核心关键技术，并通过薪酬考核、股权激励机制吸引和留住核心人员。但如果核心技术人员大量流失，则可能对公司产生不利影响，削弱公司的核心竞争力。 收起▲