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最近收盘市值(亿元)
10.34
众问真实估值(倍)
你好 👋, 这是调取相关机构调研会议后，结合网站相关观点框架做的总结，仅供您参考：

2025-09-09 公告，特定对象调研

接待于2025-09-08

  • 税收补贴政策：清洁能源专项发展资金预计今年下半年落地；增值税先征后退政策预计2026年下半年至2027年逐步享受
  • 天然气开采成本：单口煤层气井投资成本不含税约2900万；单井生命期累产约5500万方；新井单方投资成本约0.53元；2024年单方折耗约0.85元
  • 摊销折旧成本：每年年末对在产气井做储量评估，预计单方折耗成本会有所下降
  • 资本开支计划：2025年资本性开支约15亿，主要是气井建设投资
  • 新资源方向：今年6月参与两宗矿权拍卖；未来继续关注相关资源出让机会，审慎做出投资决策
  • 融资需求：2025年资本性开支约15亿；上半年购建固定资产等支付现金约5亿元；上半年经营活动净现金流8亿元；预计经营净现金流覆盖资本开支；今年不会新增金融负债
  • 永西连接线项目：输气能力从300万方/日提升至400万方/日；预留额外400万方扩展空间；资本性开支预计控制在1亿元以内
  • 协议转让事项：9月5日签署补充协议，相关工作推进中

2025-09-01 公告，特定对象调研,路演活动

接待于2025-08-27

  • 公司2025半年度报告情况介绍
    • 2025年上半年的业绩情况：营业收入13.38亿元，同比增长117%；综合毛利率13.6%，提升6.8个百分点；净利润3461万元，同比扭亏为盈；归母净利润837万元，同比扭亏；经营活动净现金流8亿元；现金及理财合计19亿元；资产负债率59%
    • 2025年上半年的经营情况：天然气产量4.2亿立方米，同比增长116%；销量6.4亿立方米，同比增长109%；代输量4.68亿立方米，同比增长85%；新增煤层气探明地质储量205亿立方米，累计887亿立方米
    • 2025年下半年发展预期：年末日产320万方、全年9亿方产量计划；管输量预计突破9亿方，有望超过10亿方；预计今年不会新增金融负债；补贴资金预计下半年落地
  • 生产补贴政策影响：补贴规模尚可；具体金额和时间关注公司公告
  • 天然气管道运输价格机制影响：推动管道运输价格市场化与透明化；减少交易环节或降低输气成本；发挥全产业链优势
  • 单位成本下降情况：单口煤层气井投资成本不含税约2900万；单井生命期累产约5500万方；新井单方投资成本约0.53元；2024年单方折耗约0.85元
  • 减值计提规则：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；按产量法摊销计入营业成本
  • 资金使用规划：资金集中在天然气开发及产业链布局；资本性开支约15亿；经营净现金基本可以覆盖；继续关注相关资源出让机会
  • 盈利增长抑制原因：第二季度进入天然气消费淡季；盈利水平有所下降；下半年产量提升和消费旺季预计显著改善
  • 折旧计提改善：年末对在产气井做储量评估；预计单方折耗成本会有所下降
  • 成本影响展望：新投井单方投资成本约0.53元/方；单方折耗金额持续向0.53元/方逐步趋近
  • 二季度产量下降原因：五月份停产检修影响约1000万方产量
  • 停工检修意义：为应对年末大规模上产进行系统性准备工作
  • 当前日产水平：日产气量总体维持在270万方左右
  • 年底产量目标：年底目标达到320万方；提供合理可靠预期
  • 开发补充协议进展：开发方案正在审核修订；协议条款仍在积极磋商；争取优于现有条件的协议条款
  • 致密气开发创新：工艺创新如压裂工艺优化、机抽排采工艺试验；煤层气兼探致密气的部署思路
  • 管输板块扩建：拟将输气能力从300万方/日提升至400万方/日；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
  • 省外业务拓展：与煤矿富集省份相关煤矿企业进行交流；目前仍处于前期交流阶段
  • 黄河引水工程：按计划推进；探索优化工艺降低压裂用液量；与中方保持密切沟通交流
  • 股权转让事项：相关工作仍在推进过程中
  • 现金流增加原因：产销量增加带来营业收入增加；营业成本中约70%为折旧摊销非付现成本；投资活动现金流因理财净回收转正
  • 现金流覆盖资本支出：资本性开支约15亿；经营净现金流预计能够覆盖全年资本开支