一、经营情况讨论与分析　　2023年，受国际地缘政治、局部地区冲突、全球气温偏暖等因素影响，国际天然气市场紧张形势显著缓解，国际天然气贸易格局重塑，国际天然气价格全年呈现震荡回落态势。面对复杂局势，我国坚定不移实施扩大内需战略，加快形成国内国际循环顺畅、高质量的经济新体制，宏观经济总体回升向好。报告期内，国内天然气市场供应逐渐呈现多元化，国内天然气消费市场保持良好增长态势。同时，在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，伴随煤层气勘探开采技术的持续进步，煤层气行业的整体实力和竞争力进一步提升，迎来了新的机遇和发展前景，成为国内天然气的重要补充。　　2023... 查看全部▼

　　一、经营情况讨论与分析
　　2023年，受国际地缘政治、局部地区冲突、全球气温偏暖等因素影响，国际天然气市场紧张形势显著缓解，国际天然气贸易格局重塑，国际天然气价格全年呈现震荡回落态势。面对复杂局势，我国坚定不移实施扩大内需战略，加快形成国内国际循环顺畅、高质量的经济新体制，宏观经济总体回升向好。报告期内，国内天然气市场供应逐渐呈现多元化，国内天然气消费市场保持良好增长态势。同时，在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，伴随煤层气勘探开采技术的持续进步，煤层气行业的整体实力和竞争力进一步提升，迎来了新的机遇和发展前景，成为国内天然气的重要补充。
　　2023年，是公司“一体两翼”业务战略正式落地并融合发展的关键一年。公司通过对煤层气勘探开发领军企业亚美能源的投资整合与上游资源项目的持续拓展，致力于天然气能源全产业链的优质投资打造，公司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，励志成为最具社会价值的最具差异化发展的综合能源供应商，励志成为确保国家能源安全的重要力量。报告期内，公司实现营业收入35.17亿元，同比增长2.94%，实现净利润约14.21亿元，实现归母净利润10.48亿元，同比增长13.45%，归属于上市公司股东的扣除非经常性损益的净利润10.16亿元，同比增长8.40%。基本每股收益2.47元，扣除非经常性损益后的基本每股收益2.40元，扣除非经常性损益后的加权平均净资产收益率18.15%。
　　(一)推进存量资源开发，业务发展持续稳健
　　1.加大煤层气开发投资，持续提升产能建设
　　2023年，公司煤层气总产量17.04亿立方米（约占全国煤层气产量117.7亿方的14.47%），较上年同期14.67亿立方米，同比增长16.16%，其中：
　　潘庄区块：煤层气总产量约11.32亿立方米，较上年同期11.82亿立方米，同比减少约4.27%。潘庄项目实现增储上产新突破，新增薄煤层气探明储量59.5亿方，首次实现国内薄煤层气资源规模化开发，单井平均产量突破2600方，最高产量突破1万方，取得了良好的经济和社会效益。潘庄区块共完成钻井85口（包括4口SLH和81口PDW），完成22座井场钻前工程、24座井场标准化建设、5座脱硫塔及其他改扩建工程。报告期末，潘庄区块在产井数668口。
　　马必区块：煤层气总产量约5.72亿立方米，较上年同期2.84亿立方米，同比增长101%。2023年11月13日，马必区块实现日产气量新突破，日产超200万方/天且持续攀升。报告期内，共完成钻井161口（包括159口SLH和2口PDW），完成32座钻前井场工程、清管站改造和西气东输沁水增压站的临时连接并投运，完成3号集气站投运、4号集气站低压投运、2号集气站脱水功能扩建。报告期末，马必区块在产井数647口，完钻未压裂井数73口，压裂完未投产井数69口。
　　紫金山区块：实施144.88平方公里的三维地震野外采集，完成14座井场的钻前工程，完成16口钻井任务、10口致密气井试产、17口老井维保工作，完成6座井场的管线路由踏勘、电力方案编制和4座井场的标准化建设，为下一步总体勘探开发打下坚实基础。
　　2.着力推动产销平衡，致力于公司价值最优化
　　2023年，在外输管道不畅，LNG价格同比大幅下滑情况下，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。全年煤层气总销量16.25亿立方米，同比增长约14.78%，实现产销比约95.37%。其中，潘庄区块煤层气总销量约10.85亿立方米，同比减少约5.47%；马必区块煤层气总销量约5.40亿立方米，同比增长约101%。
　　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，全年每方煤层气平均销售价格2.09元，较上年2.26元同比降低7.83%。其中，潘庄区块全年每方煤层气平均销售价格2.07元，较上年2.31元同比降低10.39%。马必区块全年每方煤层气平均销售价格2.13元，较上年2.05元同比增长3.90%。
　　(二)通过组织体系变革，提升业务效能与效益
　　报告期内，公司成功完成亚美能源港股私有化，为构建新的发展格局，全面推进深化组织变革，统筹实施“战略+”管控，确定了以“纵向打穿、横向拉通、机制灵活、责权平衡的平台式事业部制矩阵组织体系”，组建了勘探开发事业部、城市燃气事业部、LNG运营事业部、紫金山项目事业部、产业投资事业部、科技发展事业部、工程建设事业部、物资采供八个事业部，为公司提升业务的效能与效益，奠定了坚实的组织保障。
　　(三)通过“强链、延链和补链”，构筑和夯实全产业链
　　报告期内，一是亚美能源私有化的完成，进一步增强了公司在煤层气勘探开发的市场竞争力、市场影响力和品牌价值，不断提升资产质量、增厚利润水平，对公司发展具有深远的战略意义和现实价值；二是跨境并购亚太石油有限公司（香港）获取控股权，取得了其以产品分成合同模式合作开发的约528.3平方公里的紫金山区块，一举获得中深部煤层气、致密气两大非常规天然气资源；三是高质量完成博爱益众的破产重整（现更名为河南鑫泰新合清洁能源有限公司），构建了以LNG工厂为桥头堡的河南市场并辐射周边地区，延伸全产业链下游终端，为上游勘探开发的峰谷平抑及全产业链的下游市场开拓奠定坚实基础。四是基于资源的稀缺性，采取多种合作模式建设资源获取平台，控股65%与克拉玛依市城市建设投资发展有限责任公司合资成立新疆明新油气勘探开发有限公司，旨在立足新疆，放眼全国乃至中亚地区，开展油气能源的投资开发。五是全资设立河南鑫泰清洁能源科技有限公司，专注于中深部煤层气的勘探开发，抢占先机、提前布局。协同有关地质研究院，对地热、氦气、地下煤制氢、二氧化碳封存利用、储能等课题充分研究，为跨业态多技术藕合发展奠定科学实验创新基础。六是东承鑫泰控股与山西华垣新能源科技有限公司，联合成立山东鑫泰新能源科技发展有限公司，进军齐鲁大地，开展地热+清洁能源等新兴能源的技术研发。七是以国家新一轮战略找矿行动为契机，通过“科学试验场、区”的创新模式，建立科学试验到地质成藏理论创新、勘探开发核心技术攻关到规模化绿色高效开发的整体商业模式。此外，公司也在全国其他地区（新疆、河南、山西、贵州等地）积极参与矿权竞拍和深入市场调研，多措并举努力不断挖掘获取新资源、新区块，为公司资源接续和业务的持续增长提供坚实保障。
　　(四)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，公司继续开展了包括地质研究、钻井压裂工程新试验、排采管理系统升级、智能管网建设与地面压缩机优化、绿色太阳能发电试验等技术创新，汇编24项技术创新成果，涵盖了上游勘探开发的全部生产环节，尤其是压裂新工艺的试验突破，为后续高效开发提供保障。
　　(五)筑牢安全堤坝，护航企业生产运营
　　报告期内，公司通过挪威船级社（DNV-GL）对公司进行的QHSE管理体系外部审核，并首次获取GB/T19001-2016/ISO9001:2015标准的质量管理体系认证证书。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、QHSE教育培训、安全文化建设等项目，通过强化事故与应急管理，实现了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。
　　(六)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。全面推进深化组织变革，组织开展授权体系和内控体系建设等工作，优化组织、管控结构，改选第四届董事会，调整专门委员会成员，增聘高级管理人员，多元化配置决策层和管理层组成结构，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。天然气，作为与煤炭、石油并列为全球三大一次性能源中唯一的清洁低碳能源，是能源转型过程中重要的过渡能源，在保障国家能源安全，推动能源结构调整和实现“双碳”目标过程中发挥着越来越重要的作用。
　　报告期内，受采暖季气温偏暖、欧美地下储气库库存高位、全球经济增速放缓、地缘政治对国际能源市场影响的边际效应减弱等因素影响，国际天然气市场供需紧张形势显著缓解，及国际天然气现货及中远期期货价格均有所回落。
　　得益于宏观经济的积极回升、国际天然气价格的回落，国内天然气市场总体稳中有升。国家高端智库中国石油集团经济技术研究院在京发布的《2023年油气行业发展报告》中显示，2023年中国天然气产量实现了2,353亿立方米，同比增长5.7%；天然气消费量达到了3,917亿立方米，同比增长6.6%；天然气进口量1,656亿立方米，同比增长9.5%。中国天然气对外依存度高达42.3%，同比上升了1.1个百分点。
　　随着我国天然气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。2023年2月，山西省政府印发的《山西省矿产资源总体规划（2021-2025年）》、《山西省煤层气资源勘查开发规划（2021-2025年）》中，明确指出将持续推动煤层气增储上产，实施两大非常规天然气产业化基地建设、全省煤矿瓦斯抽采全覆盖、“煤层气、天然气（致密气）、页岩气”三气综合开发试点等重大工程。国家能源局在2023年4月印发的《2023年能源工作指导意见》提到，坚持把能源保供稳价放在首位，加快油气勘探开发与新能源融合发展，研究修订天然气利用政策。2023年7月，自然资源部印发的《关于深化矿产资源管理改革若干事项的意见》提出，全面推进矿业权竞争性出让，调整探矿权期限，实行油气探采合一制度。2023年12月，国家发改委印发的《关于核定跨省天然气管道运输价格的通知》中，明确了西北、东北、中东部及西南价区的跨省天然气管道运价率，构建了相对统一的运价结构，有利于实现管网设施互联互通和公平开放，加快形成“全国一张网”，促进天然气资源自由流动和市场竞争。据此来看，天然气行业有望在国家政策的推动下，进入更高速的发展通道。
　　基于我国“富煤贫油少气”的资源禀赋，特别是在国家“双碳”战略目标下，天然气作为一次性能源消费缺口加大，作为天然气战略补充的非常规天然气，开发提速，日益成为我国天然气产量的重要增长点，在能源结构调整和“双碳”目标中保障国家能源安全方面将发挥重要作用。
　　
　　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勘探开发业务。
　　目前，公司城市燃气业务的经营区域在新疆省内，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。
　　
　　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；在山西沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘地区主要经营潘庄、马必和紫金山三个非常规天然气气田的勘探、开发和生产。
　　报告期内，本公司不断构筑和夯实“天然气全产业链化”，完成了亚美能源私有化，取得了勘查面积约528.3平方公里的紫金山项目非常规天然气勘探开发资源，破产重整博爱益众（现更名为河南鑫泰新合清洁能源有限公司），上、中、下游全产业生态链建设初具雏形；持续深化与中石油昆仑燃气的战略合作，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，避免区域内重复投资建设等方面不断深化；全面推进深化组织变革，确立了以纵向打穿、横向拉通、机制灵活、责权平衡为特性的平台式事业部制矩阵组织体系。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.自有气源优势
　　公司在山西沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘地区主要经营潘庄、马必和紫金山三个非常规天然气气田的勘探、开发和生产。截至2023年末，根据独立第三方公司认证，潘庄和马必两个区块2P储量约197亿立方米。
　　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，同时也是中国商业化程度最高的中外合作煤层气资产，是首开薄煤层开发先河并取得产量突破的项目。报告期内，新增薄煤层探明储量59.5亿方。
　　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，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，可开发总面积829.1平方千米。
　　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，报告期内主要做勘探方面的工作，为储量报告、总体开发方案编制打下坚实基础。
　　2.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。
　　3.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供气能力与供气质量。
　　4.区位优势
　　公司经营的非常规天然气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。
　　5.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。报告期内，公司又全面推进深化组织变革，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，以产业投资银行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3,516,652,466.29元，同比增长2.94%；实现归属于母公司股东的净利润1,047,707,556.86元，同比上升13.45%；经营活动产生的现金流量净额1,974,377,745.42元，同比增长7.46%。
　　
　　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
　　天然气，作为与煤炭、石油并列为全球三大一次性能源中唯一的清洁低碳能源，是能源转型过程中重要的过渡能源，在保障国家能源安全，推动能源结构调整和实现“双碳”目标过程中发挥着越来越重要的作用。
　　近年来在经济发展及能源结构转型等因素的影响下，我国天然气表观消费量迅速增长，近10年复合年均增长率达8.9%，而国产气量在国家正式实施油气行业增储上产“七年行动计划”之后，复合年均增长率达7.9%，仍低于我国天然气表观消费量，天然气进口依存度持续攀升，能源安全问题日益凸显。
　　鉴于天然气既是替代煤炭、实现“低碳化”最现实的选择，又是可再生能源的“终身伴侣”，对“碳中和”目标的实现起到关键作用，在我国天然气进口依存度居高不下、能源安全问题日益凸显情况下，国家强调并推动天然气增储上产的政策及举措将持续进行。
　　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，天然气市场需求长期增长空间大。基于我国“富煤贫油少气”的资源禀赋，常规天然气产量增速显著放缓，与此同时，非常规天然气开发提速，日益成为我国天然气产量的重要增长点。
　　(二)公司发展战略
　　公司将坚定不移地深耕清洁能源行业，确立以天然气能源全产业链为“一体”、以产业投资金融、科技发展为“两翼”的新发展格局。通过“强链、延链和补链”，实现公司“天然气能源全产业链化”不断丰富和发展；通过产业投资金融之翼，实现公司全新“裂变”发展方式；通过科技发展之翼，实现公司全新“升级”发展方式。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
　　2024年围绕确立的新发展格局，一是持续深化组织体系变革，把组织变革同新发展格局有机结合起来，深入推动公司在机构设置上更加科学、职能配置上更加优化、体制机制上更加完善、运行管理上更加高效；二是深耕存量区块资源，突出做好全要素的非常规天然气资源的勘探开发和高效利用，实现量的合理增长和质的有效提升；三是围绕天然气能源全产业链的主体战略，更大范围持续挖掘能源资源项目，积极寻求其它产业投资项目。以国际化资源项目、创新技术资源项目、找矿行动资源项目、与政府平台合作资源项目拓展的四个创新模式，不断构筑资源获取的基础和条件；四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；五是加强工程建设和物资采供内循环，打造工程产业链和物资供应链。
　　(四)可能面对的风险
　　1、行业周期性风险
　　天然气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、入户安装以及煤层气勘探开发业务，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：国家出台的煤层气补贴政策，按照“多增多补”“冬增冬补”原则，改变煤层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
　　（一）行业情况说明
　　公司所属的行业是燃气生产和供应业。报告期内，国际市场受采暖季气温偏暖、欧美地下储气库库存高位、全球经济增速放缓、地缘政治对国际能源市场影响的边际效应减弱等因素影响，国际天然气市场供需紧张形势显著缓解，国际天然气现货及中远期期货价格均有所回落。由于全球应对气候变化，能源转型持续加快，作为低碳清洁的天然气来说，天然气将发挥重要作用，世界各国为了降低碳排放，将继续保持较高的天然气消费需求。
　　报告期内，国内天然气市场发展总体平稳。2023年上半年，我国天然气产量实现了1155亿立方米，同比增长5.4%；天然气消费量1941... 查看全部▼

　　一、报告期内公司所属行业及主营业务情况说明
　　（一）行业情况说明
　　公司所属的行业是燃气生产和供应业。报告期内，国际市场受采暖季气温偏暖、欧美地下储气库库存高位、全球经济增速放缓、地缘政治对国际能源市场影响的边际效应减弱等因素影响，国际天然气市场供需紧张形势显著缓解，国际天然气现货及中远期期货价格均有所回落。由于全球应对气候变化，能源转型持续加快，作为低碳清洁的天然气来说，天然气将发挥重要作用，世界各国为了降低碳排放，将继续保持较高的天然气消费需求。
　　报告期内，国内天然气市场发展总体平稳。2023年上半年，我国天然气产量实现了1155亿立方米，同比增长5.4%；天然气消费量1941亿立方米，同比增长5.6%；天然气进口量794亿立方米，同比增长5.8%；天然气消费量在2022年略有下降的情况下，今年上半年又恢复了近些年的上涨态势。
　　基于我国“富煤贫油少气”的资源禀赋，特别是在国家“双碳”战略目标下，天然气作为一次能源消费缺口加大，作为天然气战略补充的煤层气，在能源结构调整和“双碳”目标中保障国家能源安全方面将发挥重要作用。作为最大的能源消费国，油气资源是有效保障国家能源安全和能源发展不可或缺的重要组成部分，是当前及未来较长时间需要筑牢的能源安全底线。报告期内,国家能源局印发的《2023年能源工作指导意见》提到，坚持把能源保供稳价放在首位，加快油气勘探开发与新能源融合发展，研究修订天然气利用政策。山西省政府印发的《山西省矿产资源总体规划（2021-2025年）》《山西省煤层气资源勘查开发规划（2021-2025年）》中，明确指出将持续推动煤层气增储上产，实施两大非常规天然气产业化基地建设、全省煤矿瓦斯抽采全覆盖、“煤层气、天然气（致密气）、页岩气”三气综合开发试点等重大工程。据此来看，天然气行业有望在国家政策的推动下，进入更高速的发展通道。
　　（二）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勘探开发业务。
　　目前，公司城市燃气业务的经营区域在新疆省内，煤层气开采销售业务的经营区域在山西省及周边区域。
　　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。
　　二、经营情况的讨论与分析
　　报告期内，公司在董事会的坚强领导下，紧紧围绕“天然气能源全产业链化”发展战略，不断构建新发展格局。公司以深化战略合作为契机保障上游气源供应，以市场调研为手段加强新资源、新项目的发掘力度，以科技创新为导向强化核心竞争力，以安全生产为原则有效管控风险，以合规经营为准绳提升管治水平。公司围绕增产量、促销量、创效益的目标，各项工作取得显著成效。
　　报告期内，公司实现营业收入18.30亿元，同比增长7.59%；实现归母净利润4.84亿元，同比增长0.72%，归属于上市公司股东的扣除非经常性损益的净利润4.79亿元，同比下降2.30%；基本每股收益1.14元，扣除非经常性损益后的基本每股收益1.13元，扣除非经常性损益后的加权平均净资产收益率8.81%。
　　1.发力增量资源，推进存量资源，高质量获取资源
　　报告期内，一是获取了新的煤层气资源。公司取得了勘查面积约528.3平方公里的紫金山项目煤层气勘探开发资源。二是推进存量资源接续工作。报告期内，潘庄项目新增薄煤层煤层气探明储量59.5亿方；完成马必项目南区调整方案并积极推进审批工作。上述增量资源的获取及存量资源的推进，必将为公司资源开发的接续和业务的持续增长提供坚实的资源保障。
　　2.着力提质增效、产销平衡，推动业务稳步增长
　　报告期内，一是本着“新用户不能少，老用户不能丢”的原则，发展高附加值用户，并制定差异化营销策略，努力扩大市场份额。在提升产量的同时，坚持产销平衡,产销比维持高位。二是积极推进上下游天然气价格联动工作。公司通过压实责任、全面推进并积极与属地政府职能部门对接，完成了部分地区天然气配气成本监审，及特定类别的价格联动或调整工作，取得了初步成效。三是积极争取中央资金支持，消除老旧小区安全隐患。
　　3.围绕“天然气能源全产业链化”“高新科技化”，积极发掘新项目资源
　　报告期内，公司紧抓国家政策导向，围绕公司“四化”之“天然气能源全产业链化”、“高新科技化”，分别在新疆地区、河南地区、山东地区、内蒙地区等深入开展市场调研工作，为获取新区块、新资源打下基础，为不断推进天然气能源全产业链化、高新科技化进行前瞻性布局。同时，依托研究院密切关注以氢能及碳捕捉为代表的新能源、新技术、新材料、新装备产业，积极探索相关产业，力争抢占清洁能源产业高地。
　　4.以科技创新为引领，提升公司竞争力
　　报告期内，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。公司通过选区评价、水平井优快钻井、大规模压裂、储层高效改造、低效井综合治理和智慧排采等技术创新，持续不断地改进资源评价方法、创新工程工艺技术，为煤层气产能建设、产量快速推进和提升提供了技术保障。
　　5.压实安全责任，安全生产工作有序开展
　　报告期内，公司坚决落实弘扬“生命至上、安全第一”的思想，认真贯彻落实党和政府安全管理要求，加强安全基础管理，深刻汲取国内燃气行业事故教训，开展摸排自查工作，强化风险防控，严格整改落实，切实做到防范风险。以安全责任意识、应知应会、岗位实操等为重点开展针对性安全教育培训，持续提升全员安全素质。报告期内，通过不断加大隐患排查和治理工作，增强员工安全培训，开展各项应急演练，梳理编制实操的安全管理办法等措施，确保了一般C级及以上安全生产事故为零，Ⅱ级及以上燃气泄漏事件及二级及以上职业健康事件为零，质量事故及环境污染和生态破坏事故为零，安全生产形势总体平稳有序。
　　6.合规治理，有效提升企业管治水平
　　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，不断优化完善公司各项规章制度，在实践中不断完善公司的治理水平。公司及下属子公司主要管理层及业务人员均具有多年的城市燃气、煤层气行业从业经历，积累了较为丰富的生产运营及管理经验，通过优化管理模式极大提高了公司运营效率。
　　截至报告期末，公司拟通过全资孙公司香港利明作为要约人，根据开曼群岛公司法第86条向计划股东以协议安排方式私有化亚美能源，计划股东为除香港利明以外的合计持有亚美能源43.05%股权的全部股东，计划股东将获得香港利明支付的现金1.85港元/股作为私有化对价。私有化完成后，亚美能源将成为香港利明全资子公司，并从香港联交所退市。

　　三、报告期内核心竞争力分析
　　公司最早从2000年开始在新疆从事城市燃气投资、运营和管理，已取得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。围绕“上游有气田、中游有管道、下游有市场”的战略布局，公司持续深耕和加码天然气能源全产业链的投资，公司成功要约收购亚美能源后，取得了上游煤层气资源的开发运营，实现从区域性向全国性的重大转变。报告期内，公司取得了勘查面积约528.3平方公里的紫金山项目煤层气勘探开发资源。城燃板块则与中石油昆仑燃气进行战略合作后，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，避免区域内重复投资建设等方面不断深化合作。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.自有气源优势
　　围绕“上游有气田、中游有管道、下游有市场”的战略布局，公司于2018年成功对亚美能源实施并购。亚美能源主要从事煤层气勘探、开采、生产及销售业务，其主要运营资产潘庄和马必项目位于山西省沁水盆地，其煤层气探明地质储量居中国各盆地之首。公司初步形成了燃气行业的产销一体化模式和机制，为后期的行业竞争和市场发展赢得了主动权。公司自2018年收购完成亚美能源后到2022年度末，潘庄和马必项目煤层气产量由8.02亿立方米提升到了14.67亿立方米。截至2022年末，根据独立储量第三方公司认证，潘庄和马必项目1P储量66亿立方米左右、2P储量224亿立方米左右、3P储量264亿立方米左右，储量资源十分丰富。由于国内天然气长期存在大量产销缺口，供需十分不平衡，在具有自持气源的基础上，公司在市场上的竞争优势凸显。
　　2.全产业链优势
　　公司拥有多年中游城市天然气输配管理和下游用户拓展方面的经验，通过对亚美能源要约收购以及与中石油建立长期战略合作关系，逐步实现“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。全产业链化的经营格局在拓展了公司的主营业务、提升了公司经营规模的同时，亦极大缓解了因上游气源不足导致发展受限的问题，有利于巩固并强化公司在燃气行业的核心竞争力，提高公司整体抗风险能力。
　　3.技术优势
　　亚美能源通过多年探索实践，在煤层气开发技术上处于国内领先水平，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。亚美能源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供气能力与供气质量。
　　4.区位优势
　　公司在新疆八个人口稠密市（区、县）拥有城市燃气特许经营权，经过多年运营逐渐形成管网覆盖区域广、规模大的特点。通过积极开发市场潜能，持续做好客户服务工作，区域内燃气业务发展蒸蒸日上，市场占有率稳步提升。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，区位优势明显。
　　5.多气源保障优势
　　一方面，公司不依赖单一气源使得公司的气源保障度相对较高，且可以通过比较综合采购成本来调整各家上游供气单位购气量，以节约经营成本；另一方面，由于靠近资源地，管道运输成本较低，使得新疆的天然气用气成本较国内大多数城市具有明显的比价优势，因而有助于提高城市燃气的普及率，为公司未来增加用户数以及提高户均用气量奠定基础。经过长期的业务往来，公司与上游气源供应商建立了稳定互信的良好合作关系，而且城市燃气作为关系民生大计的基础能源，一直是天然气资源分配的优先配置对象。因此，公司的现有经营及未来发展具备充足的气源保障基础。
　　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。近期，公司又全面推进深化组织变革，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，以产业投资银行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管理优势。 收起▲

　　一、经营情况讨论与分析　　公司在董事会的坚强领导下，紧紧围绕“天然气能源全产业链化”发展战略，不断构建新发展格局。公司以深化战略合作为契机保障上游气源供应，以市场调研为手段加强新资源、新项目的发掘力度，以科技创新为导向强化核心竞争力，以安全生产为原则有效管控风险，以合规经营为准绳提升管治水平。公司在围绕增产量、促销量、创效益的目标，各项工作取得显著成效。　　报告期内，公司实现营业收入34.16亿元，同比增长30.54%；实现归属于上市公司股东的净利润9.23亿元，同比下降10.23%，归属于上市公司股东的扣除非经常性损益的净利润9.37亿元，同比增长56.50%；基本每股收益2.18元，扣... 查看全部▼

　　一、经营情况讨论与分析
　　公司在董事会的坚强领导下，紧紧围绕“天然气能源全产业链化”发展战略，不断构建新发展格局。公司以深化战略合作为契机保障上游气源供应，以市场调研为手段加强新资源、新项目的发掘力度，以科技创新为导向强化核心竞争力，以安全生产为原则有效管控风险，以合规经营为准绳提升管治水平。公司在围绕增产量、促销量、创效益的目标，各项工作取得显著成效。
　　报告期内，公司实现营业收入34.16亿元，同比增长30.54%；实现归属于上市公司股东的净利润9.23亿元，同比下降10.23%，归属于上市公司股东的扣除非经常性损益的净利润9.37亿元，同比增长56.50%；基本每股收益2.18元，扣除非经常性损益后的基本每股收益2.21元，扣除非经常性损益后的加权平均净资产收益率19.27%。
　　一、着力提质增效，确保业务稳步增长
　　报告期内，一是全面落实提质增效专项安排部署，制定专项方案，全面解决销量提升、降本增效等方面问题，努力提升终端市场占有率。二是结合区域市场，本着“新用户不能少，老用户不能丢”的原则，加大对工业用户大客户的开发，并制定差异化营销策略，实行一地一策营销方案，努力扩大市场份额。三是夯实推价顺价基础工作。对推价顺价工作全面部署和安排，积极与相关政府职能部门对接，推进上下游联动机制，按照“区域平衡，一厂一策”阶梯气价原则，逐步实现推价工作，取得了阶段性成果。四是非气业务、LNG委托加工和能源贸易业务方面初见成效。
　　二、强化合作，充分保障上游气源供应
　　报告期内，公司不断深化与中石油在各领域的多层次交流，进一步推动双方实现优势互补、资源共享及合作共赢，从而有效保障了公司气源供应。在新型混合制经营模式下，公司取长补短，不断优化管理模式，多措并举达到降本增效的目的，有效提升公司整体竞争能力。
　　三、聚焦市场，积极发掘新项目资源
　　报告期内，公司紧抓国家政策导向，聚焦清洁能源市场发展前景，分别在新疆地区、四川地区、西南及中原区域内深入开展市场调研工作。围绕优质城燃项目、LNG终端加气站项目及液化厂项目进行深入研究，为不断丰富全产业链化进行前瞻性布局。同时，依托研究院密切关注以光伏、氢能及碳捕捉为代表的新能源、新技术、新材料、新装备产业，积极探索相关产业，力争抢占清洁能源产业高地。
　　四、创新引领，提升行业竞争力
　　报告期内，公司按照“市场先行、管理增效、内控保障”的主要思路，提升核心技术自主研发能力，探索煤层气勘探开发和基础设施建设等领域技术装备攻关和智能化应用，推动技术成果向生产力转换。公司致力于煤层气储层的地质研究，通过薄煤层试验井的开发，充分挖掘资源开发效能，进一步提高了经济效益和社会效益。同时，持续加大科技创新投入力度，通过选区评价、三维地震、长支水准钻井、大规模压裂和智慧排采等技术创新，逐步解决一个个难题，形成了目前煤层气产能建设迅速、产量快速提升的良好态势。
　　五、安全护航，保障生产运营平稳
　　报告期内，公司坚决落实弘扬“生命至上、安全第一”的思想，认真贯彻落实党和政府安全管理要求，加强安全基础管理，深刻汲取国内燃气行业事故教训，开展摸排自查工作，强化风险防控，严格整改落实，切实做到防范风险。以安全责任意识、应知应会、岗位实操等为重点开展针对性安全教育培训，持续提升全员安全素质。报告期内，公司未发生安全生产事故，安全生产形势总体平稳有序。
　　六、合规治理，有效提升企业管治水平
　　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，不断优化完善公司各项规章制度，在实践中不断完善公司的治理水平。公司及下属子公司主要管理层及业务人员均具有多年的城市燃气行业从业经历，积累了较为丰富的生产运营及管理经验，通过优化管理模式极大提高了公司资源的利用效率。
　　
　　二、报告期内公司所处行业情况
　　报告期内，受国际形势变化及地缘政治博弈加剧影响，石油、天然气、煤炭在内的全球大宗商品价格持续走高，能源价格大幅上涨。与此同时，受国内经济下行压力增大影响，国内天然气行业短期呈现出自产量稳步增长，进口量降幅增大，表观消费量下滑的现象。报告期内，我国天然气产量实现了2178亿立方米，同比增长6.4%，进口天然气10925万吨，同比下降9.9%。表观消费量达到3663亿立方米，同比下降1.7%。但我们依然坚信天然气行业发展长期向好的态势不变，由于我国“富煤贫油少气”的资源禀赋，油气对外依存度居高不下，特别是在国家“双碳”战略目标下，天然气作为一次能源消费缺口加大。煤层气作为天然气战略补充，在能源结构调整和“双碳”目标中保障国家能源安全方面将发挥重要作用。
　　报告期内，国家发改委、国家能源局出台《“十四五”现代能源体系规划》明确指出要增强油气供应能力，积极扩大非常规资源勘探开发，加快页岩油、页岩气、煤层气开发力度。天然气产量快速增长，力争2025年达到2300亿立方米以上。国家及地方一系列政策的出台有利于推动煤层气行业步入快速发展阶段。
　　
　　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开采业务。
　　目前，公司城市燃气业务的经营区域在新疆省内，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)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
　　天然气用户向本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。
　　
　　四、报告期内核心竞争力分析
　　公司最早从2000年开始在新疆从事城市燃气投资、运营和管理，已取得了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。2018年，公司成功要约收购了亚美能源后，取得了上游煤层气资源的开发运营，实现从区域性向全国性的重大转变。四年来，公司依托自有气源优势，持续推进技术创新，凭借先进的煤层气开采技术不断增储上产，实现了煤层气量价齐升的良好局面。新疆城燃板块与中石油昆仑燃气战略合作后，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，避免区域内重复投资建设等方面不断深化合作，充分保障了股东权益。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.自有气源优势
　　围绕“上游有气田、中游有管道、下游有市场”的战略布局，公司于2018年成功对亚美能源实施并购，取得了潘庄和马必项目的煤层气开发资源，初步形成了燃气行业的产销一体化模式和机制，为后期的行业竞争和市场发展赢得了主动权。亚美能源主要从事煤层气勘探、开采及销售业务，位于山西省沁水盆地，其煤层气探明地质储量居中国各盆地之首。
　　2.全产业链优势
　　公司拥有多年中游城市天然气输配管理和下游用户拓展方面的经验，通过对亚美能源要约收购以及与中石油建立长期战略合作关系，逐步实现“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。公司也成为一家集天然气开采、输配、销售、入户安装的公司。全产业链化的经营格局一方面进一步拓展公司的主营业务并提升整体业务规模，巩固并强化了公司在燃气行业的核心竞争力；另一方面，极大缓解了因上游气源不足导致发展受限的情况，提高了公司整体抗风险能力，有利于公司实现持续、稳定的发展。
　　3.技术优势
　　亚美能源通过多年探索实践，拥有行业内先进的煤层气勘探开发技术，是中国首家成功采用多分支水平井钻探技术和首批采用多层压裂缓冲丛式井技术的煤层气开发商。亚美能源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供气能力与供气质量。
　　4.区位优势
　　公司在新疆八个人口稠密市(区、县)拥有城市燃气特许经营权，经过多年运营逐渐形成管网覆盖区域广、规模大的特点。通过积极开发市场潜能，持续做好客户服务工作，区域内燃气业务发展蒸蒸日上，市场占有率稳步提升。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，区位优势明显。
　　5.多气源保障优势
　　一方面，公司不依赖单一气源使得公司的气源保障度相对较高，且可以通过比较综合采购成本来调整各家上游供气单位购气量，以节约经营成本;另一方面，由于靠近资源地，管道运输成本较低，使得新疆的天然气用气成本较国内大多数城市具有明显的比价优势，因而有助于提高城市燃气的普及率，为公司未来增加用户数以及提高户均用气量奠定基础。经过长期的业务往来，公司与上游气源供应商建立了稳定互信的良好合作关系，而且城市燃气作为关系民生大计的基础能源，一直是天然气资源分配的优先配置对象。因此，公司的现有经营及未来发展具备充足的气源保障基础。
　　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。公司对所有子公司有针对性地实施了人事、资金、采购和投资的集中管理模式，极大提高了公司资源的利用效率，科学精细的绩效考核体系极大的提升了员工的工作热情。
　　
　　五、报告期内主要经营情况
　　报告期内，公司实现营业收入3,416,239,655.70元，同比增长30.54%；实现归属于母公司股东的净利润923,264,401.11元，同比下降10.23%；经营活动产生的现金流量净额1,837,307,891.04元，同比增长25.74%。

　　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
　　天然气具有热值高、廉价、清洁等优点，作为清洁高效的化石能源，天然气是低碳经济的代表。在经济增速换档、资源环境约束趋紧的新常态下，能源绿色转型要求日益迫切，能源结构调整进入油气替代煤炭、非化石能源替代化石能源的更替期，优化和调整能源结构还应大力提高天然气消费比例。随着我国社会的全面发展，国家逐渐将环保问题列为与经济发展同等重要的地位。
　　随着全社会节能减排和环境保护意识的提高，清洁高热的天然气能源日益受到重视，我国天然气市场已进入快速发展阶段。
　　(二)公司发展战略
　　在国家“双碳”战略政策的引领下，天然气行业处于能源结构调整、内生性需求巨大、进口替代的战略机遇期。公司将坚定不移地深耕清洁能源行业，励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。
　　按照“立足新疆、面向全国、走国际化发展道路”的发展战略规划和“能源全产业链化、高科技化、国际化、金融化”的发展理念，通过高效的政策把控、品牌塑造、资产规模、综合管理、人资配置、综合管理、市场开发和融资能力，打造“上游有气源、中游有管道、下游有市场”的天然气全产业链模式。扎根天然气行业，不断拓展和发展新兴领域。不断扩大经营规模，以“百年鑫泰”为目标，将公司打造成经典品牌和放心品牌。
　　(三)经营计划
　　2023年围绕公司战略发展规划，一是持续推进“四化”建设，完成重大资产重组、不断发掘新区块投资价值，并寻求其他上游资源项目，全力进军上游资源市场；依托能源研究院，加强与高校、研究所和高新科技企业的合作，储备科技人才，努力打造一支科研团队，不断强化科技核心竞争力；利用香港利明的区位优势，逐步走开国际投资、经营、发展的路子，扩大国际资本和资源合作成果；提升资本运营水平，通过多重融资渠道有效降低企业资金成本。
　　(四)可能面对的风险
　　1、产业政策风险
　　天然气行业涉及到国计民生，对政府部门出台政策的依赖性较强，天然气企业在市场发展时需要考虑政府制定天然气价格、授予特许经营权等诸多政策性因素、条件，燃气企业的市场发展必然和国家政策要求有紧密关系。由于受到各种资源的限制，竞争的加剧必将导致城市燃气企业在终端客户发展的议价能力较弱，对政府相关部门支持的依赖性较大。政府为了确保燃气供应安全、维护社会稳定、保证公共利益，对燃气企业经营实行许可制和准入制，对经营者资质加以严格审批，同时也会给予企业一定的扶持。由于政府监管政策和监管力度的变化，会给企业的经营模式和收益带来一定的风险。
　　2、行业竞争风险
　　由于行业特性，城市燃气总体可投资项目的数量、规模相对较固定，同时城市燃气企业的投资项目本身具有投资金额大、建设周期长的特点。而当长距离输气管道建成后，又具有地方专用性和物质资产专用性等特点，导致城市燃气企业在管线建成后对该部分区域市场的燃气独供。随着中石油产供储销战略布局的逐步实施，城市燃气企业之间竞争的加剧，将进一步导致企业在抢夺市场份额时的难度加大。
　　3、价格管制风险
　　国家对燃气行业施行“管住中间、放开两头”的管控政策，中国天然气行业的上游、中游、下游具有不同的定价机制。上游和中游的定价受国家发改委监管，下游城市燃气则受各地物价局监管。目前中国天然气终端销售定价受当地政府的监管，随着进口气源的依赖度的提高和国内用气需求量的进一步增大，伴随着市场化步伐的是燃气企业天然气进价成本的进一步上涨，而上游价格变动时终端售价通常不会自动联动，下游天然气公司需提出调价要求，将价格信号传递给终端消费者。但下游企业实行价格联动通常存在时差，有时联动还因为地方政府的政治考虑而未能顺利实现，燃气行业很难在第一时间将上涨的进气成本向下游用户传导，由此可能导致燃气企业的资金周转困难、利润率降低。
　　4、管网安全风险
　　由于我国目前天然气供不应求，天然气现有产能滞后于消费需求的现象短期内仍无法根本扭转。而城市天然气气源指标的分配又完全由城市燃气供应链上游气源供应商掌握，特别是中石油、中石化等上游气源供应商对供应链中下游市场开发的介入，将会导致中下游企业之间竞争加剧，城市燃气企业面临气源短缺的风险。此外，由于竞争格局的形成，分割的城市燃气市场将不利于规模经营、统筹规划和建设，特别是在管网的安全、运行和调度等方面无法统一管理，从而使稳定的供气保障受到影响。
　　5、市场运行风险
　　作为一次性能源和化工原料时，天然气与等热值的传统能源如煤炭、石油相比在价格方面处于劣势，它的竞争优势主要是其清洁环保的使用特点。但是随着国家对洁净煤、节能性装备等新技术的开发和应用水平的提高，同时在政策上对污染物排放控制的强化，煤炭和石油等可替代能源对环境污染程度将逐渐降低，这使得天然气的潜在市场需求量将会降低，并导致其市场开发、拓展变得愈加困难。从我国目前的情况看，在运用天然气发电的领域中，其发电成本远高于水电、核电和燃煤发电，而天然气价格总体上升的趋势在未来较长时间内不会改变。同时，供发电的天然气供应不稳定，在燃气紧张的情况下，有关部门必然首先保证居民和重点工业的用气。因此在二次能源市场的竞争中，天然气与其他替代性能源相比竞争力不足，且发展形势不明朗，必将造成天然气现有终端客户数量及用气量萎缩，新市场开发难度进一步加大。
　　6、储量估计的变动风险
　　附属公司亚美能源对煤层气储量数据的概算和编制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，因此，煤层气的储量估计每年都会相应发生变化。由于在会计处理上，储量估计的变动会影响亚美能源天然气资产的折旧，假如未来储量估计减少，将会在合并范围内对公司的利润造成不利影响。
　　7、实际储量的变动风险
　　煤层气储量数据的计算及编制会受到各种不可控因素的影响，从而导致实际储量可能与概算储量不一致；同时，由于煤层气开采受诸多因素的影响，存在开采成本难以控制、实际产量无法达到预期的风险。
　　8、安全生产和环保风险
　　虽然附属公司亚美能源的健康、安全及环境政策和制度执行情况良好，近年来的可记录事故率及无损耗工时事故率均为零，但随着煤层气勘探、开发、生产业务的不断扩展，该类业务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，将可能会使亚美能源进一步增加环保设施的投入，导致其经营成本的上升。
　　9、煤层气销售的政府补助政策变化风险
　　2019年财政部针对煤层气(煤矿瓦斯)等非常规天然气开采利用给予可再生能源发展专项资金支持，按照“多增多补”“冬增冬补”原则，改变煤层气开发利用定额补贴方式，采用奖增罚减原则，以促进煤层气生产和利用。2020年山西省财经委员会审议通过《山西省煤层气增储上产三年行动计划》，煤层气、页岩气、致密气“三气共采”进入实施阶段；山西省自然资源厅印发《山西省“三气”综合开发试点工作方案》，在审批方面进一步优化矿权登记，坚持矿业权管理实行同一矿区同一主体；同年山西省财政厅、山西省发改委印发《煤层气增储上产专项资金管理暂行办法》，针对新增储量和新增产量进行补贴，可用于技术攻关研究，以激励方式支持全省煤层气勘探抽采、储配利用、储气调峰、科技创新等项目加快开发建设。
　　国家和地方政府将根据非常规天然气的产业发展、开采利用、新增储量、新增产量、抽采利用成本和市场销售价格变化等，适时调整补贴政策，以促进煤层气生产和利用。若补贴政策发生变化时，将会对公司的利润带来一定的影响。
　　10、煤层气销售的增值税退税优惠政策变化风险
　　根据《财政部国家税务总局关于加快煤层气抽采有关税收政策问题的通知》（财税[2007]16号），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。 收起▲