天然气业务增长强劲，方气成本具备下降潜力
首华燃气(300483)
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天然气业务呈现强劲增长态势。2025H1，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，分别同比增长116%和109%；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，气价同比持平略有提高。
勘探开发板块取得多项关键进展。2025H1，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；2025H2新钻和已完钻井也将按计划陆续投产。深层煤层气的钻井周期同比进一步缩短，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。2025H1，公司部署2口致密砂岩气水平井，其中1口已完钻并于于2025年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。2025H1，公司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。
永西连接线的输气能力有望提升。管输板块方面，2024年完成300万方/日输气能力的改扩建后，2025年预计输气量将突破9亿方，并有望超过10亿方。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2025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。
动向解读
公司未来方气成本仍具备下降潜力。开采成本的下降主要体现在两个方面，一是投资成本的下降；二是气量上升固定成本的摊薄。在投资成本方面，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，这一数值将持续向0.53元/方的水平逐步趋近。同时，水网、电网等基础设施的投运，新工艺的实验与应用也会进一步降低投资成本。在气量提升方面，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。
风险提示
天然气勘探及开发风险、天然气产业政策风险等。
