行业监管审批 - 2016年国土资源部将煤层气开采审批登记等权利下放至山西省，实现采煤权和采气权由同一级政府审批处理 [1] - 2020年中央试点将“三气”矿业权赋予同一主体、煤层气开发项目备案权下放山西管理，推进煤层气探采一体化变革 [1] 价格影响因素 - 国际天然气价格会影响国内主要天然气供应商价格，进而影响公司销售价格 [2] 生产情况 - 2022年公司两区块年产量14.67亿立方米，截至三季度末产量12.30亿立方米，目前两区块日产量超520万立方米，其中潘庄区块超320万立方米，马必区块超200万立方米，紫金山区块在做勘探工作 [2] - 潘庄区块保持高效运营，推进薄煤层产能释放；马必区块加快产能建设；紫金山区块若进展顺利，预计明年下半年加速开发 [2] 潘庄区块情况 - 自2011年获批总体开发方案后，年产气量逐年递增，2021年突破10亿立方米，得益于资源禀赋优越、井型优化和加强地质研究 [2] - 根据2022年底储量报告，按不同储量计算，可开采年限在3.77 - 5.08年之间，与产品分成合同到期日2028年3月基本一致，剩余可开采量与剩余合作期限基本匹配 [2] 生产成本 - 2022年度，潘庄区块单方气直接开采成本（不含折旧）约0.22元，含折旧约0.61元；2023年上半年，单方气经营成本（含折旧）约0.63元 [3] - 2022年度，马必区块单方气直接开采成本（不含折旧）约0.34元，含折旧约1.18元；2023年上半年，单方气经营成本（含折旧）约1.09元，未来产量释放后单方气固定成本将下降 [3] 折旧方法 - 公司煤层气业务板块油气资产采用产量法计提折旧，其他资产采用直线法计提折旧 [3] - 天然气资产包括钻井、勘探评估、开发等成本，基于产量法计提折旧，折旧率按证实及概算天然气储量估计可采量计算并考虑未来开发成本 [3] 产业链布局 - 公司下半年收购下游LNG液厂，对实现全产业链推进有重要作用，该液厂以自有气源为主、其他气源为辅 [4] - 未来随着产量增加，公司将择机布局中原地区下游城燃终端市场 [4]