资金预算分配 - 财政部提前下达2026年清洁能源发展专项资金预算，总额为302,703万元，用于支持煤层气、页岩气、致密气等非常规天然气开采利用 [1] - 专项资金将按程序在2026年预算年度开始后拨付使用，支出功能分类科目列为“21112清洁能源” [1] - 山西省获得的资金额度最高，为82,154万元，其次是重庆市（75,161万元）和四川省（60,298万元） [5] 资金管理与监督 - 专项资金被列入转移支付预算执行常态化监督范围，各级财政部门需在预算管理一体化系统及时接收指标并加强日常监管 [1] - 要求确保专项资金安全有效使用，并按照全面实施预算绩效管理的要求，加强绩效目标管理、运行监控和绩效评价 [2] 绩效目标与数据报送 - 专项资金的总体绩效目标是开发利用非常规天然气，加强能源安全供应保障能力，促进能源绿色低碳发展 [7] - 具体的产出指标包括：煤层气开采利用量目标不低于93亿立方米，页岩气开采利用量目标不低于170亿立方米，致密气开采利用量目标不低于145亿立方米 [7] - 要求地方财政厅（局）在2026年3月10日前组织报送属地非中央企业100%控股的地方项目2025年实际数据和2026年预计数据，并在2026年4月10日前将审核后的数据报送至财政部和国家能源局 [2] 其他关键信息 - 资金支付方式将按照财政国库集中支付有关制度执行 [1] - 绩效目标中还包含采暖季非常规天然气开采利用量占比需大于30%，以及项目实施地周边群众满意度目标不低于90%等指标 [7]

公司新能源战略目标 - 2023年新能源产能比重将达到7% [1] - 计划到2035年实现新能源与油气业务“三分天下”的格局 [3] - 2022年新能源领域投资达76.7亿元，是上一年的3.5倍 [10] 具体新能源项目布局 - 地热供暖：河北曹妃甸项目供热面积超100万平方米，年减少二氧化碳排放约3万吨 [3] - 光伏发电：塔里木油田项目装机容量130万千瓦，年发电量20亿千瓦时，可满足约100万户家庭用电 [3] - 氢能发展：玉门油田制氢项目年产氢气能力2100吨，纯度达99% [5] - 氢能基础设施：已在陕西实现天然气管道24%掺氢比例输送试验，并在北京、上海等地建成8座加氢站，日加注能力达4吨 [6] 天然气业务进展 - 2022年国内天然气产量达1455亿立方米，占国内油气产量当量比例突破50% [6] - 四川盆地页岩气生产基地年产量突破100亿立方米，苏里格气田致密气年产量保持在200亿立方米以上 [8] - 江苏如东LNG接收站年接转能力650万吨，储存能力68万立方米，可满足江苏省冬季高峰三天用气需求 [8] 技术与数字化应用 - 人工智能：昆仑大模型拥有3000亿参数，应用于油气勘探等领域，在塔里木油田将钻井成功率提升15个百分点 [8] - 数字化管控：碳资产管控系统实现全产业链碳排放实时监测与可追溯管理 [8] - 智能运维：光伏电站无人机巡检系统将检修效率提升3倍，风电场预测性维护系统减少停机损失 [10] 项目经济性与管理机制 - 玉门油田光伏项目投资回收期预计6-8年，年均投资收益率8%-12% [10] - 地热供暖项目投资回收期通常需10年以上，但运营成本低于传统燃煤锅炉 [10] - 将新能源业务纳入管理层绩效考核，项目进展与负责人薪酬挂钩，并设立专项创新基金支持研发 [11] 行业挑战与趋势 - 可再生能源制氢的间歇性与炼化装置稳定需求存在供需匹配问题 [13] - 长距离纯氢管道建设成本高昂，现有天然气管道需升级改造以适应高比例掺氢 [13] - 西部光伏发电面临电网消纳与限电问题，需通过储能设施提升调峰能力，如探索利用退役油气井建设压缩空气储能 [13] - 光伏组件价格过去五年下降超60%，使光伏发电成本具备竞争力 [13] - 全国碳市场启动后，碳排放成本被纳入企业决策与项目评估体系 [15] - 为应对电动汽车普及，加油站正升级为综合能源服务站，增加充电、换电服务功能 [15]

核心观点 - 公司天然气产量显著增长 提前完成半年度生产目标 预计2025年全年产量突破9亿立方米 实现同比环比双扭亏 [1] - 煤岩气作为非常规天然气资源 凭借储量大分布广开发潜力突出 正成为我国天然气产量增长的关键接替资源 [1][2] - 公司通过技术革新与资源整合 实现钻井效率提升与开发成本优化 产能持续释放推动行业深层煤岩气商业化进程 [2][3][4] 产量表现与目标 - 截至6月27日天然气开发板块产量提前三天完成半年度生产目标 [1] - 2024年末天然气日产较年初提升115% 年度产量同比提升35% [1] - 2025年第一季度天然气产量同比增加129% [1] - 锚定年度产量9亿立方米 年末日产320万立方米目标 年化产能将突破11亿立方米 [2] 资源储备与地质特征 - 石楼西区块累计备案煤层气地质储量达887.41亿立方米 含气面积300.10平方公里 [2] - 区块紧邻中石油大吉气田（年产能超25亿立方米） 地质构造相似 均发育煤层及致密砂岩气藏 [2] - 煤层厚度大 吨煤含气量高 形成资源互济技术共融的开发生态 [2] - 煤岩气埋藏深度超过1500米 属于深层煤层气资源 [2] 技术突破与效率提升 - 研发人员数量同比增长14.81% 硕士学历研发人员同比增长17.39% [3] - 建立适配煤层气与致密气的全流程技术体系 显著提升开发效率 [3] - 2025年上半年钻井周期同比缩短约9% [3] - 中石油煤层气专家现场指导解决压裂串扰技术难题 保障平稳增产 [3] 成本控制与开发策略 - 2025年合同周期单价较上一周期普遍下降10%-20% [4] - 推行聚焦深煤精优致密立体共进策略 致密气开发精细化管理控制产量递减 煤层气推行一井一策策略 [4] - 煤气层水平井单井造价从4000万下降至3100万 单井生命期累产5000-5500万方 [4] - 产量法折耗约0.6元/方 单方折耗较2024年减少近30% [4] - 通过气井远程无人化值守 电代油 工序优化衔接实现成本下降 [4]

阿米巴经营模式成效 - 3个阿米巴小组18名成员通过该模式实现"人员活力充沛、产量超额完成、成本有效降低、效益稳步提升" [1] - 自主研发"多维矩阵气井管理法"通过单井效益分析模块快速解决产水量突增问题 [2] - 实施"三包三定"责任制和"1+M+N"自主承包管理，使每步操作关联成本核算、每名组员成为创效主体 [3] - 形成比安全、比产量、比创新、比效益的良性竞争氛围，实现人员共享与协同高效 [3] 设备与成本管理优化 - 故障停机率较去年同期下降近10% [4] - 推进15项配件国产化实验替代进口配件，建立17项大修技术档案 [4] - 降控设备配件库存412项，淘汰142项技术落后仪器仪表节约资金77.3万元 [5] - 通过"三线四区"效益评价模型对比成本与气价，减少折旧折耗 [5] 生产运营精细化 - 阿米巴第三小组通过加强日常巡检使机组工况改善 [4] - 第二小组采用"勤查、勤洁、勤除"三勤管理，6人高效管理197个气井井场 [6] - 作业区落实11项基础工作，完善"一体两翼三支撑"设备管理模式 [4] 组织效能提升 - 员工思想从被动转为主动，效益意识和主人翁意识显著增强 [6] - 实现从层级管理到单元自治的转变，赋能发展内生动力 [6] - 通过"四同一线工作法"推动党建与生产经营深度融合 [7] - 以"三懂三会三过硬"标准打造阿米巴队伍，开展岗位创先争优活动 [7]