投资评级 - 维持“买入”评级 [7][11] 核心观点 - 报告认为，尽管公司短期业绩承压，但核心业务单位毛利提升，新项目顺利推进，特别是氦气价格暴涨将带来显著业绩弹性，长期成本优势与资源保障能力增强，未来发展前景看好 [2][5][11] 业绩表现 - **2025年业绩**：实现营业收入202.69亿元，同比下降8.06%；实现归属于母公司所有者的净利润14.80亿元，同比下降12.11% [2][5] - **2026年第一季度业绩**：实现营业收入44.98亿元，同比下降17.98%；实现归属于母公司所有者的净利润4.34亿元，同比下降14.16% [2][5] - **扣非业绩**：2025年扣除非经常性损益后的业绩同比增加0.89% [11] 主营业务分析 - **LNG业务**：销量有所减少，但单位毛利有所提升，主要受交通燃料和工业（园区）客户需求驱动，核心资源与客户吨毛利提升；气电市场销售规模同比下降，受国际LNG现货市场价格高企影响 [11] - **LPG业务**：销量和单吨毛利保持稳定，公司继续巩固华南区域领先地位，通过东莞九丰库和广州华凯库构建双库动态运营体系；同时积极拓展北方化工市场和深耕东南亚市场 [11] 特种气体业务进展 - **订单落地**：2026年第一季度，公司中标海南商业航天发射场2026-2028年度发射任务特燃特气采购，并为报告期内已成功发射的火箭提供配套服务 [11] - **业务延伸**：基于在商业航天领域的积累，公司将业务延伸至甘肃酒泉卫星发射中心，报告期内于酒泉成立子公司，构建多发射场网络化服务格局 [11] 氦气业务机遇 - **价格上涨**：受中东局势紧张影响，全球第二大氦气生产国卡塔尔供应中断（预计占全球产量约1/3），导致氦气价格飙升；截至2026年4月24日，进口氦气价格已上涨至475元/方，较2月底的84元/方上涨465% [11] - **产能与受益**：2025年，公司完成四川泸州100万方/年精氦项目建设，氦气总产能规模提升至150万方/年；作为国内最大纯自产氦气厂商，公司将充分受益于未来可能持续处于高位的氦气价格 [11] 新疆煤制气项目 - **项目内容**：公司参与投资建设新疆庆华二期工程项目，并持有该项目50%的权益，对应年产20亿方天然气 [11] - **战略意义**：该项目将填补公司权益气资源短板，增强资源自主可控能力，构建“权益气+长约气+现货气”的多元化上游资源池，平抑国际气价波动风险，构筑长期核心竞争力，形成“西部有权益气，东部有海气”的资源格局 [11] 财务预测与估值 - **每股收益预测**：预计公司2025-2027年EPS分别为2.49元、2.59元和3.77元 [11] - **市盈率**：以2026年4月24日收盘价45.79元计算，对应2025-2027年预测EPS的PE分别为18.41倍、17.70倍和12.14倍 [11]

与 2022 年的俄乌冲突相比，当前美伊冲突对天然气供应端的冲击、传导机制 及市场反应有何异同？ 当前冲突对天然气供应的影响量级与 2022 年俄乌冲突相比，在绝对产能上略 小。俄乌冲突初期影响了 1,500 亿方的管道气，但其中一部分可通过 LNG 运 输抵消，实际影响量约为 700 至 800 亿方。而本轮冲突直接影响的量级可能 更大。在传导机制方面，2022 年 3 月冲突爆发后，天然气价格随油价经历短 暂上涨后回落；直至同年 6 月，欧洲在补库需求与俄罗斯天然气供应大幅减少 的双重压力下，气价才迎来真正的暴涨。本轮冲突的相同点在于供给端已实际 受到影响，不同点在于当前欧洲尚未开始大规模补库。然而，补库需求只是被 推迟，并未消失，这意味着未来补库需求叠加供给短缺，可能带来巨大的价格 上涨弹性。 对话石化：从天然气看全球能源紧缺风险 20260429 摘要 2026 年欧洲天然气补库压力剧增，预计需补库 630 亿方（同比 +30%），而全球 LNG 供给实际减少 20%，供需缺口将导致补库速率 显著低于去年。 补库节奏因市场博弈价格回落而大幅滞后，5 月起刚性补库需求集中释 放，叠加供给中断风险，海外气 ...

新奥股份 20260530 摘要 2026Q1 总销售气量 101.44 亿方，逆势增长 3.8%；零售气量 72.94 亿方，同比增长 0.5%，工商业与民生用气保持稳健。 平台气业务量降价升，Q1 综合毛差 0.5 元/方（同比+0.1 元），国内/ 国际价差分别为 0.39/0.61 元/方，全年指引维持 0.3 元/方。 归母净利润同比下降 32.9%，主因套期保值产生 3.01 亿元公允价值变 动浮亏；剔除后经营利润 9.44 亿元，同口径实际降幅仅 2.98%。 泛能业务提质，售电量同比大增 24.3%至 22.13 亿千瓦时，累计装机 14.47GW；智家业务客单价提升 5.8%至 358 元。 舟山接收站 Q1 处理量 41.07 万吨，受高气价抑制现货进口影响有所下 滑，但通过多元化业务实现净利 1.2 亿元，具备较强盈利韧性。 财务稳健且注重回报，净负债率 25.2%，2025 年度每股现金分红不低 于 1.14 元，5.6 亿美元到期债券已通过短期借款提前覆盖。 Q&A 在当前全球天然气行业周期与国内政策双重影响下，公司 2026 年第一季度的 整体经营表现如何，尤其是在天然气销售、客户 ...

今日早参 2026 年 4 月 30 日 易峘 首席宏观经济学家 邮箱：evayi@htsc.com 易峘 首席宏观经济学家 邮箱：evayi@htsc.com 今日热点 宏观：4 月 FOMC：如期按兵不动，鲍威尔宣布留任理事 概览：北京时间 4 月 30 日（周四）凌晨美联储公布 4 月议息会议决定，政策 利率维持在 3.5-3.75%。本次决议共有 4 位票委投出反对票，为 1992 年 10 月以来首次，其中米兰主张降息 25bp，另有 3 位地方联储主席要求在声明中 删除可能降息的"宽松倾向"表述。鲍威尔宣布将留任理事（任期到 2028 年），留任时长尚不确定。 风险提示：就业市场超预期走弱，中东冲突推升通胀。 研报发布日期：2026-04-30 研究员 易峘 SAC:S0570520100005 SFC:AMH263 胡李鹏 SAC:S0570525010001 SFC:BWA860 赵文瑄 SAC:S0570526040002 宏观：中东冲突下 4 月美经济展现较强韧性 4 月中东冲突烈度有所回落，但霍尔木兹海峡仍延续封锁，美国经济表现出 较强韧性。4 月美国经济增长动能较 3 月边际改善，居民 ...

行业投资评级 - 报告未明确给出统一的行业投资评级，但基于核心观点，对原油、天然气及特定细分领域和公司表达了倾向性看法 [1] 核心观点 - 将2026年第四季度布伦特原油目标价上调至90美元，风险偏向上行 [1][2] - 霍尔木兹海峡冲击导致波斯湾地区减产，预计到年底累计减产20亿桶，占全球预估石油库存总量的约20% [1][2] - 阿联酋退出OPEC对2026年油价展望影响有限，但将削弱长期价格协调能力，增加未来经济衰退期的油价下行压力与波动性 [1][8] - 维持天然气价格预测，TTF第二季度为50欧元/兆瓦时，年底为40欧元/兆瓦时，中国需求结构性萎缩抵消了供应收紧影响 [1][3] - 能源行业进入以勘探重启和储量寿命重建为核心的新一轮大型资本开支周期，投资逻辑从“派息率”转向“再投资率” [1][9][10] - 卡塔尔LNG产能受损缩小了全球供应过剩规模，降低了2028-2029年美国LNG项目被取消的风险 [1][11][12] - 欧洲航空燃油在夏季面临短缺风险，库存或降至20-25天关键水平以下，而柴油与汽油供应相对宽松 [1][19][20] - 看好具备长储量寿命的加拿大重油公司、拥有新油田发现的企业（如纳米比亚）以及处于资本开支上升期的油服龙头 [1][17][18] 原油市场分析与预测 - 基准情景预测布伦特原油价格在2026年年底为90美元左右，2027年年底接近80美元 [4] - 油价上涨约30美元/桶可归因于“欧佩克+”供应冲击，价格预测上调的近10美元中，一部分来自长期价格上涨，另一部分来自近远月价差上调18美元 [2] - 上行风险占主导：若海峡贸易重启推迟一个月至7月底，年底价格预测将提高10美元；若生产遭受更持久损害（如250万桶/日），2026年上半年布伦特原油价格可能很难跌破120美元 [4] - 下行风险条件包括：海峡尽早开放、中东国家大幅提高产量、需求受到更长期的负面影响（目前需求较战前预期下降约280万桶/日） [4] - 阿联酋退出OPEC后，沙特将成为唯一拥有大量闲置产能（战前约250万桶/日）的成员国，使未来经济衰退期的减产协调更具挑战性 [8] 天然气市场分析与预测 - 维持天然气价格预测不变，尽管霍尔木兹海峡LNG出口流量正常化时间推迟，但亚洲（尤其是中国）需求显著萎缩形成了抵消 [3] - 中国需求疲软可能具有结构性，原因包括可再生能源发电量高速增长以及国内建筑业持续疲软 [3] - 上行风险情景：若北溪管道检修推迟一个月，预测第三季度TTF价格将达到约65欧元/兆瓦时；若伴随额外基础设施损坏，价格可能升至80欧元/兆瓦时左右 [6] - 下行情景：若天然气流量恢复早于预期，TTF价格在30-40欧元/兆瓦时区间便足以实现市场平衡 [6] - 市场不确定性：供应恢复的持续性存疑；若中国在第三季度开始补充库存，可能引发激烈竞价，将高价压力延续至2027年第一季度 [7] 行业长期趋势与资本开支 - 行业正进入以勘探重启为开端的新一轮大型资本开支周期，类似21世纪初 [10] - 驱动因素包括：企业极度担忧储量寿命过低（过去十年消耗了约四分之一的储量）、国际能源署将2030年需求预测上调了500万桶/日、投资者开始奖励再投资行为 [10] - 公司相对市场表现已从与派息率相关转向与再投资率相关 [10] - 石油资本支出仍比峰值低40%，其中勘探支出低60%，勘探活动需要重启 [18] 液化天然气（LNG）市场展望 - 卡塔尔部分LNG出口产能遭受长期损害，规模约为每年不足1,300万吨（相当于每天不足20亿立方英尺） [11] - 此次损害大幅缩小了2025年至2032年供应增长周期内的过剩规模，从占西北欧存储容量30-40%降至10%以内 [12] - 基准情景调整：预计2028-2029年美国LNG出口将持续增长，项目被取消的风险降低 [12] - 关键假设：预测基于印度和中国需求在2025-2030年间实现翻倍增长，若亚洲需求低于预期，供应过剩将加剧 [12] 成品油市场与短缺风险 - 航空燃油是供应紧张关键领域，欧洲超过40%的航空燃油依赖进口，预计部分国家夏季库存将降至20-25天关键水平以下 [19] - 目前已出现个位数低位的航班取消，夏季可能需要进一步调控需求以保持库存 [19] - 柴油供应相对宽松，欧洲进口量较低且库存较高，出现实体短缺风险较小 [20] - 液化石油气（LPG）情况已接近危机水平，因其是重要替代能源且战略储备有限 [20] 投资机会与公司布局 - 看好具备差异化储量寿命和石油产量增长的公司，特别是：拥有大型新油田发现的公司（如纳米比亚）、加拿大重油公司（储量寿命极长） [17][18] - 看好石油服务公司，而非天然气服务公司，因石油资本支出处于上升周期，勘探活动需要重启，推荐行业龙头如TGS，以及油井管企业如Tenaris [1][18] - 在大型石油公司中，那些最需要此次机遇来解决自身问题（如降低财务杠杆）的公司将受益最大，例如BP公司 [18] 策略建议 - 对企业消费者的建议：进行对冲，2026年和2027年的远期价格远低于当前水平 [15] - 对生产商的建议：利差有吸引力，应有效锁定部分实物对冲 [15] - 对投资者的建议：因市场流动性差、波动剧烈，倾向于采用限定下行风险的策略，如使用看涨期权价差或看跌期权价差进行操作 [15] - 在天然气市场，当前更倾向于伺机而动，因市场缺乏明确主线逻辑，且中国太阳能电池板出口激增进一步抑制夏季天然气需求 [16]

**新天然气2026年第一季度电话会议纪要关键要点** **一、 公司与行业** * 涉及的上市公司为**新天然气**，主营业务为**天然气勘探与生产、城市燃气供应、LNG及管道运输** [1][4] * 行业为**天然气（特别是非常规天然气-煤层气）开采与销售行业**，受国家财政奖补、增值税退税等政策影响显著 [2][5][11] **二、 2026年第一季度财务表现与原因** * **整体业绩下滑**：2026Q1营业总收入9.13亿元，同比下降14.19%；归母净利润1.45亿元，同比大幅下降61.54% [3] * **净利润下滑主因是非经营性因素**：1) **财政奖补延迟**：Q1未收到，同比影响约1.13亿元，预计全年到账2.2亿元，政策延续至2029年 [2][5] 2) **增值税退税取消**：政策于2025年11月取消，Q1同比减少6800万元，预计全年影响利润约2亿元 [2][5] 3) **营业外收入减少**：同比减少2800万元 [5] 4) **财务费用增加**：因三塘湖煤矿并购贷增加，同比增加约2000万元 [5] * **剔除非经常性因素后基本面稳定**：若剔除上述合计约2.09亿元的非经常性影响，公司基本盈利能力与2025年第一季度保持稳定 [5][6] * **所得税率异常升高**：Q1所得税率达38%，主要因部分独立法人单位亏损抵减合并利润总额，但本身无所得税贡献所致 [2][12] **三、 主要区块生产经营情况** **1. 整体产销** * 2026Q1并表天然气总产量**5.64亿方**，总销量**5.34亿方** [2][4] **2. 潘庄区块（成熟主力区块）** * **产量稳定增长**：Q1产量2.63亿方，同比增长1.81%；销量2.55亿方，同比增长0.79% [4] * **稳产措施有效**：通过老井排查、薄煤层新井开发及“低老病残”井治理，连续四年稳产10亿方以上，预计合同到期前（2028Q1）可维持稳产 [7] * **销售价格略有下滑**：Q1平均销售价格2.08元/方，同比减少约2.89% [4][8] * **销售结构灵活**：销售给LNG液化厂的气量占比根据市场价格动态调整，**最高可达50%左右** [10] 销售给外部液化厂的价格通常比平均售价高出0.2-0.3元/方 [10] **3. 马必区块（重要增长区块）** * **产量首次同比下滑**：Q1产量2.03亿方，同比下降19%；销量1.95亿方，同比下降18% [2][4] * **下滑原因**：1) **审批滞后**：MMG-076项目审批进度滞后，提产未达预期 [5][6] 2) **自然衰减**：煤层气开采存在自然衰减，在没有新井投入的情况下产量下滑 [2][8] * **销售价格相对稳定**：Q1平均销售价格2.36元/方，同比减少约2%，接近长协价 [4][8] * **远期产能规划清晰**：目标年产**20亿方** [2][13][15] 具体构成：a) 南区存量区块稳产后约8-10亿方/年 [13][15] b) 南区扩边MB-127区块规划产能**3.75亿方/年** [2][7] c) 北区规划产能**4.5亿方/年** [2][13] d) MB-105及NS-02井区等后续开发贡献 [16] **4. 其他增长区块** * **喀什北区块**：Q1产量0.98亿方 [4] 第一区域优化开发方案已获批，**设计产能11.1亿方/年**，目标未来2-3年达产**8-10亿方/年** [2][13] 第二区域阿深1井正在试油试气 [6][7] * **紫金山区块**：已完成3口勘探评价井及4口新井投产，储量报告编制中 [4] 预计未来2-3年内实现**10亿方/年**产能 [2][13] * **甘肃庆阳深部煤制气项目**：已获发改委立项，计划2026年5月进入建设阶段，若测试成功，2027年有望实现产出（折算约**4亿多方天然气/期**） [14] **四、 其他业务板块情况** * **新疆城市燃气**：Q1销量2.5亿方，同比下降约15%，主因天气导致集中供热用气减少及转供高附加值用户气量减少 [4] * **山西管道运输**：通裕管线日输量已达**110万方**，计划提升至**150万方**；巨源安通连接线处于试运行，日输量约20万方，计划提升至50万方左右 [4][5] * **河南LNG业务**：通过组织多种气源开展委托加工、贸易等业务 [5] * **三塘湖煤矿及煤炭清洁利用项目**：可研报告已完成，规划的1500万吨煤炭热解一体化项目正推进能评、环评等工作 [4][5] * **技术服务**：稳步推进瓦斯治理项目，合同金额超亿元 [5] **五、 未来工作重点与发展策略** * **稳产增产**：确保潘庄稳产；加速马必076项目、喀什北第一区域等新获批项目的规模化开发 [6] * **推进新项目**：加速紫金山区块、喀什北第二区域、马必南区扩边（MB-127）等项目的开发与方案编审 [6][7][13] * **深化一体化战略**：利用山西通裕管道和河南LNG工厂协同，提升区块销售价格；动态调整LNG销售占比，布局终端零售，对冲管道气价格传导滞后 [2][6][13] * **应对价格波动**：销售部门已制定多种策略，若下半年市场环境变化，将及时调整销售策略以提升单价 [9] **六、 其他重要事项** * **分红进展**：境外分红通道已基本打通，相关核查工作基本完成，因错过时间窗口未在一季报实施，公司承诺满足条件后将第一时间补发 [2][9] * **政策影响分析**：增值税退税取消可能因行业已取得显著发展，政策工具调整；未来若增储上产不足，政策有恢复可能 [11] 财政奖补政策延续至2029年 [2][5] * **价格传导与利润分配**：管道气价格传导存在滞后 [5][8] LNG市场价差利润主要体现于液化厂及终端零售环节 [13]

广汇能源电话会议纪要关键要点总结 一、 公司业绩与核心原因 * **2025年业绩**：归母净利润13.45亿元，同比下降54.46%[3] * 核心原因：非经营性税费影响超过13亿元，包括约9.6亿元水土保持费和约4亿元跨期补缴所得税[3] * **2026年第一季度业绩**：归母净利润2.36亿元，同比下降65.9%[2][3] * 核心原因1：外购气业务由盈转亏，影响利润近2.5亿元[2][3] * 论据：2025年同期盈利近2亿元，2026Q1亏损5,500万元[3] * 原因：JKM价格走低而长协成本变动不大甚至上升，销售价差收窄[3] * 核心原因2：煤炭和化工品价格低迷，各板块利润较2025年同期各减少约1亿元[3] * 综合影响：两方面因素造成约4.5亿元的利润偏差[3] * **积极信号**：3月份单月盈利已修复至2亿元以上[2][3] 二、 煤炭业务 * **策略调整**：从追求销量规模转向改善吨煤净利，全年销量目标从原计划6,500-7,000万吨下调至6,000-6,500万吨[2][5] * **盈利能力修复**： * 一季度吨煤净利约23元/吨[2][3] * 4月吨煤净利已修复至约40元/吨[2][6] * 地销富油煤利润更高，超过50元/吨[2][7] * **销量与趋势**： * 2026Q1外销量1,290万吨，同比基本持平[5] * 4月预计外销量约450万吨，其中地销约200万吨[5] * 预计Q2平均月销量450万吨，总销量约1,350万吨，环比Q1增加[5] * 四、五、六月份疆外动力煤销量预计逐月增加[6] * **成本与定价**： * 生产成本稳定[6] * 资源税（税率3%-5%）会随销售价格上涨而增加[6] * 地销煤利润高于外销动力煤[7] * 公司根据销售渠道利润水平动态调整，优先选择利润更高的市场[7] * **销售结构改善**： * 措施：将富油煤从动力煤销售转为地销原料煤[14] * 成效：地销量持续增长，2024年1,100万吨，2025年约1,800万吨，2026Q1达546万吨，全年计划2,700-2,800万吨[14] * **未来产能**：东部矿区首期规划产能1,500万吨/年，预计2027年核准[2][4]，公司煤炭产量具备未来突破亿吨的能力[5] 三、 天然气业务 * **外购气业务**： * **Q1亏损原因**：JKM价格低迷，长协成本变动不大，价差收窄[3] * **Q2扭亏措施**：虽无新船到货（阿联酋气源受不可抗力影响），但通过销售前期库存气实现阶段性扭亏为盈[4][8] * **下半年展望**：预计三、四季度有5船非中东长协气到货[2][4][8] * **盈利预期**：基于当前市场价约17美元/百万英热单位，长协成本约11美元/百万英热单位，预计价差6-7美元/百万英热单位[8] * 单船（330万百万英热单位）利润预期约2,000万美元[2][9] * **自产气业务**： * **盈利强劲**：完全成本1.7-1.8元/方，当前售价已涨至4.2元/方以上[2][11] * **产量**：日产量稳定在210-220万方，装置满负荷运行，无进一步增产空间[11] 四、 煤化工业务 * **盈利修复**： * 3月份煤化工板块利润约1.3亿元[2][11] * 4月份随化工品价格上行，盈利趋势向好[2][11] * 主要产品价格自低点大幅回升：甲醇从约1,300元/吨升至超2,100元/吨；煤焦油从2,300元/吨升至超3,000元/吨；乙二醇从不足3,000元/吨升至超4,100元/吨[4] * **产量与成本**： * 2026Q1产量同比下滑主因晃电事故[11] * Q2预计产销量明显修复[11] * 2026年总产量目标在2025年230万吨基础上至少增加10万吨，乙二醇目标产量30万吨[12] * **核心成本优势**：煤炭全部自供，拥有自营物流通道[12] * **重点项目**：富油煤高质化利用项目，总投资25亿元[2][4] * 一期预计2026年9-10月完成[2][15] * 整体建成后，现有清洁炼化产能将提升超过40%[2][4][15] 五、 其他重点项目进展 * **哈萨克斯坦稀油项目**： * **进展**：4口勘探井已全面开钻，预计三季度末完成勘探并进入储量评估阶段[4][13] * **成本优势**：完全成本（含税）预计低于30美元/桶[2][13] * **规划**：整体规划建成三百万吨级油田，是未来重要利润增长点[4][13] * **甘肃红会项目**： * **现状**：技术尚不成熟，2025年单体亏损9亿元，影响公司投资收益超4亿元；2026Q1亏损持续[13] * **应对**：已成立专项小组进行技术会诊，年底根据扭亏进展决定是否进行二次减值[2][13] 六、 非经营性影响与资本开支 * **非经营性费用**：2026年预计仍将产生约10亿元水土保持费（Q1已产生2.7亿元）[2][12] * **资本开支**： * 过去几年正常年度规模在20-30亿元之间[14] * 2025年特殊，项目建设端开支不到10亿元[14] * 未来将持续投入，用于煤炭产能扩建、煤化工建设改造、油气田勘探开发等[14] * **现金流**：经营性现金流充裕，一季度净现金流17亿多元，目前每月稳定在6亿多元[14]

交易概述 - 中国燃气间接全资附属公司中燃宏大于2026年4月29日与北燃天津订立液化天然气购销协议 [1] - 协议期限为2026年4月1日至2027年4月1日 [1] - 交易标的为60，000吨液化天然气 [1] 交易目的与影响 - 订立协议旨在使集团能够获得稳定可靠的液化天然气供应 [1] - 预期交易将使集团能够利用北燃天津的终端基础设施及资源能力 [1] - 交易将确保为集团的分销及贸易业务持续供应液化天然气 [1] 交易对手方与定价 - 交易对手方北燃天津为北京控股的间接附属公司 [1] - 北燃天津经营天津南港液化天然气接收站，并可获取多元化的液化天然气资源 [1] - 公司董事认为该交易的定价机制大致上符合市场惯例 [1]

公司业务与战略 - 公司通过其间接全资附属公司中燃宏大与北燃天津订立液化天然气购销协议，协议期为2026年4月1日至2027年4月1日 [1] - 根据协议，中燃宏大将向北燃天津购买60,000吨液化天然气 [1] - 订立该协议旨在使集团获得稳定可靠的液化天然气供应，以支持其分销及贸易业务 [1] 行业合作与资源整合 - 北燃天津是北京控股的间接附属公司，经营天津南港液化天然气接收站 [1] - 北燃天津拥有多元化的液化天然气资源，包括其自有的进口液化天然气及第三方资源 [1] - 公司预期通过此次交易，能够利用北燃天津的终端基础设施及资源能力，确保液化天然气的持续供应 [1]

业绩总结 - 2026年第一季度天然气总销售量10944百万立方米，同比增3.8%[2] - 2026年第一季度平台交易气销售量1075百万立方米，同比降10.1%[2] - 2026年第一季度天然气零售气销售量7294百万立方米，同比增0.5%[2] - 2026年第一季度接收站接卸量25.32万吨，同比降47.0%[2] - 2026年第一季度舟山接收站实际处理量49.07万吨，同比降11.1%[4]