公司运营与生产表现 - 江汉油田涪陵页岩气公司1月生产页岩气5.88亿立方米，销售页岩气5.65亿立方米，实现生产销售“双稳”开局 [1] - 公司当前核心目标为“安全卓越、稳产上产”，聚焦新井提产、老井稳产与产能释放三大关键 [1] - 通过优化生产流程、实施区块差异化管理等措施，有效提升了气井采收率与生产时效 [1] 技术与生产管理 - 公司积极推动工艺创新与实践落地，各运维团队强化全流程过程管控以保障生产平稳运行 [1] - 智能泡排、除砂、气举、放喷及科学配产等技术举措的落地，为日均产量稳定提供了坚实技术支撑 [1] - 巡检班组主动配合片区技术保障组，合理规划施工作业项目并完善运行安排 [1]

公司运营与生产 - 中国石油长庆油田是我国最大的天然气生产基地，其产量占全国总产量的近20% [1] - 为应对强劲寒潮，公司近日的天然气日产量达到1.71亿立方米，创下历史新高 [1] - 公司通过自主研发的“气井云平台”等数智化系统实现精准监控与预警，例如系统曾预警一口井需提前15分钟注醇以防冻堵 [7] - 数智化转型显著提升了运营效率，例如第一净化厂完成同样的保供任务所需人员从上世纪90年代的400多人减少至现在的140多人 [11] - 在2024年供暖季，公司通过自主研发的系统节省了40万元成本 [7] 技术与创新 - 公司积极推进数智化转型，实现了从“驻站”到“智守”的转变，站场实现无人值守，作业区更加智能 [7] - “气井云平台”等系统能够实时监控气井状态，如“体温”偏低或压力异常，并可远程发送指令处理潜在风险 [7] - 数字化赋能使得冬季保供工作更高效、更安心 [11] 员工与责任 - 在春节期间，公司有超过150名青年员工坚守岗位，在严寒中保障天然气稳定供应 [11] - 员工（如95后地质技术员唐扬）需在极端天气下（如零下20摄氏度）进行抢险解堵等工作，以确保气井平稳输出 [3][4] - 员工将保障天然气供应视为责任与荣耀，其工作直接连接着千家万户的温暖，例如通过净化厂将天然气输往北京（“陕京”线）、西安（“靖西”线）等城市 [9][11]

公司项目进展 - 公司已完成法中区块探矿权的出让收益缴纳 [1] - 公司正在积极办理探矿权登记手续，并加紧编制区块勘查实施方案 [1] - 公司预计在6月可完成办理探矿权登记和勘查许可 [1] 项目后续规划与时间表 - 公司完成探矿权登记后，需进行大量勘查工作，再根据勘查情况转为采矿权 [1] - 由于勘查工作存在不确定性，公司力争在3年内完成转采工作 [1]

公司业务与开发策略 - 公司在石楼西区块深耕10余年，已形成致密气、煤层气双气并举的勘探开发格局[1] - 近年来公司采取了“聚焦深煤、精优致密、立体共进”的开发策略[1] - 策略持续深化深层煤层气开发、精细化致密气动用、多层系纵向立体开发等方面的研究、部署、开发[1] 2025年经营与财务表现 - 2025年，公司天然气产建工作按计划推进，产销量大幅增长，收入规模增加[1] - 随着地质研究深入认识、工程方案持续优化、开采技术日趋成熟，开采成本呈现出下降趋势[1] - 相应毛利额贡献同比增厚[1] - 天然气开采控股子公司北京中海沃邦能源投资有限公司确认与收益相关的政府补助约1.59亿元，对当期损益产生正面影响[1]

行业与公司 * 涉及的行业为非常规天然气开采行业[1] * 涉及的公司为首华燃气及其控股子公司中海沃邦[1][6] 核心观点与论据 **1 近期业绩大幅改善** * 2025年业绩预告盈利1.5至2亿元，同比扭亏（去年同期亏损7.71亿元）[4] * 业绩改善主因：四季度确认约1.7亿元补贴，税后及股权比例影响后贡献业绩约9,000万元[2][4] * 即使剔除补贴，四季度经营业绩仍达8,000万至9,000万元以上[2][4] * 若还原股权激励费用，四季度经营业绩或接近/超过1亿元[2][4] * 成本下降超预期：折旧成本计算方法调整扩大分母，导致单方成本下降，四季度单方利润达每立方米0.5元[2][4] **2 未来增长驱动因素** * **产量增长**：公司预计2026年产量12亿立方米，2027年15亿立方米，2030年达20亿立方米[2][6] * **产量目标可行性**：目前日产量已达320万立方米，完成2026年12亿立方米目标问题不大[2][6] * **价格稳定**：销售价格跟随中石油定价，中石油进口天然气成本高，只要海外气价不大幅下跌则降价意愿低，价格相对稳定[2][6] * **补贴持续**：清洁能源专项资金已延续至2029年，表明国家重视，预计财税支持将持续，且随产量提升补贴金额有望增加[2][6] * **股权结构优化**：公司目前持有中海沃邦67.5%股权，未来可能收购剩余少数股东股份以提升整体利润水平[2][6] **3 盈利与市值展望** * **盈利预测**：基于产量目标、销售价格2.2元/立方米及补贴稳定在2亿元左右等假设，预计2026年盈利超4亿元，2027年超7亿元，2030年达17亿元[2][3][7] * **市值空间**：推算2027年市值空间约为110-120亿元，2030年市值约200亿元（按17亿盈利给12倍估值）[3][8] * **增长空间**：当前市值50多亿元，对比未来市值预期增长空间巨大[3][8] 其他重要内容 * 无其他被忽略内容

公司业绩表现 - 2025年归母净利润预计为1.50至2.00亿元，实现扭亏为盈，2024年公司亏损7.11亿元[1] - 2025年业绩超过预期，核心原因为气量高增、补贴增厚利润以及开采成本显著下降[1] - 预计2025-2027年归母净利润为1.58亿元、3.16亿元、5.46亿元，同比增速分别为122%、100%、73%[1] 成本与运营 - 随着新井投产，单方折耗将持续趋近0.53元/方，实现综合开采成本下降[1] - 未来随技术进步投资成本下降、气量上升固定成本摊薄，单位成本有望进一步下行[1] - 2025年开采成本出现超预期下降[1] 行业与技术 - 公司受益于深层煤层气技术革新[1] - 气量与利润增速较高[1] 市场估值 - 基于2026年1月23日估值，公司2025-2027年对应市盈率分别为31倍、16倍、9倍[1] - 研报维持对公司“买入”评级[1]

公司运营与员工发展 - 公司拥有位于柴达木盆地涩北气田的天然气生产设施，具体包括采气一厂、集气站（如4号集气站）及阀组区等关键生产单元 [1] - 公司一线生产运营面临高海拔（近3000米）和戈壁恶劣自然环境（如强风、沙尘）的挑战 [1] - 公司建立了应急预案和标准操作规程体系，用于指导生产异常处理，例如“先关上游，再关下游，最后放空；压力不归零，人绝不靠前”的应急操作程序 [2] - 公司通过“师带徒”和实战演练进行新员工技能培训，使新员工（如00后技术员）能在短时间内（一年）成长为独当一面的熟练工 [1][2] - 公司具备应对生产突发事故（如高压气体刺漏）的快速响应和抢险能力，团队能在20分钟内完成故障定位、设备更换和恢复生产 [2] - 公司建立了员工转正定级评议机制，优秀员工（如以全厂评议分数第一的成绩）得以在关键岗位（冬季保供最前沿）继续发展 [3] 生产设施与维护 - 公司生产设施包括集气站阀组区、管道、法兰、焊缝及关键设备如直角节流器（涩4-121井） [1][2] - 生产设备存在因长期服役而发生故障（刺漏）的风险，需要定期维护和更换 [2] - 公司生产团队能够通过细致排查（使用手电检查管道、法兰、焊缝）快速精准定位设备故障源头 [2]

公司运营与生产动态 - 公司紧急启动寒潮保供“冲刺模式”，日产天然气超1.7亿立方米，较供暖初期提升3500万立方米以上，创历史最高记录 [1] - 公司对1.4万余口老井实施挖潜改造，单井平均日增气提升15% [2] - 公司3万余口气井加大马力生产，2025年新增2000余口新井悉数加入保供阵列，新建产能超30亿立方米 [2] - 公司7000余名采气员工驻守气田一线，依托智能监控系统对300余座站场、5万多公里输气管道实施24小时不间断监测，并组建40支应急抢险小队随时待命 [2] 公司行业地位与责任 - 公司是中国最大的天然气生产基地，天然气年产量已连续四年突破500亿立方米，约占国内天然气总产量的20% [1] - 公司肩负着京津冀、陕甘宁等地区50多个大中城市的供气重任，是保障中国北方地区供暖用气的“压舱石” [1] 公司技术与创新 - 公司气藏85%以上为“低渗、低压、低丰度”致密气藏，开发难度大 [1] - 公司创新摸索出三维地震、体积压裂、优快钻井等6类30项主体技术，攻克致密气藏开发难题 [1] - 公司推广应用柱塞气举排水采气智能技术、智能联动注醇控制系统，以应对气井积液、管线冻堵等问题 [2] 公司供应链与储备管理 - 公司数字化生产指挥中心精准调度产气、输气、供气全链条，确保天然气及时送达下游用户 [1] - 公司储气库群累计储备天然气超23亿立方米，寒潮期间3座在役储气库迅速切换至采气模式，日增供天然气峰值达1800万立方米 [2] - 公司秉持“上一个保供期结束就是下一个保供期开始”的理念，提前统筹气田稳产、产能建设、地面集输系统优化等工作 [2]

公司业绩预告 - 首华燃气于1月23日发布了2025年度业绩预告 [2][4] - 公司预计2025年度归属于上市公司股东的净利润区间为15,000万元至20,000万元 [2][4]

核心观点 - 中国石油长庆油田作为国内最大气源地，在冬季保供期间天然气日产量超过1.7亿立方米，并通过全链条绿色保供体系和技术创新，在保障能源供应的同时，积极推动绿色低碳转型，探索“天然气+”与新能源融合的发展模式 [1][2][6] 生产运营与保供能力 - 在冬季严寒期间，公司天然气日产量超过1.7亿立方米，为京津冀、陕甘宁等地区的50多个大中城市提供能源 [1] - 该日产量可等效替代标准煤20余万吨，并减排二氧化碳约24万吨 [2] - 公司是中国陆上天然气管网的枢纽中心 [2] 绿色生产与环保技术 - 公司构建了“源头减排、过程控污、末端利用”的全链条绿色保供体系 [2] - 在源头管控上，推广大平台集约布井技术以避开环境敏感地带，并对部分敏感区气井实施封堵保护 [2] - 通过钻井泥浆和压裂液循环利用技术以及植被恢复行动，实现气田与生态和谐共生 [2] - 在生产过程中，应用产品天然气冷量回收、凝析油稳定余热利用等技术，每年可节约天然气6000万立方米以上、节约用水8万吨 [2] - 系统性升级井、站、处理厂设备，全面推进VOCs治理和集气站流程简化工程 [5] - 伴生气综合利用率已超过95%，通过密闭回收体系将其转化为混烃、液化天然气等清洁燃料或用于发电 [5] 新能源与低碳转型 - 公司探索“天然气+”融合发展模式，推动传统油气业务与新能源协同共进 [6] - 在靖边气田投运国内首个“氢代油”绿色钻井示范工程，实现“零碳”钻井作业和氢能技术突破 [6] - 在米脂气田建成首个自发自用光伏示范项目，装机容量15兆瓦，预计2025年发电量可满足8000户家庭用电需求 [6] - 利用闲置土地资源发展光伏发电 [5] - 致力于构建“风光气储”多能互补、绿色低碳的新型生产体系 [6]