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天然气业务呈现强劲增长态势。2025H1，公司天然气业务呈现强劲增长态势。天然气产量达4.2 亿立方米，销量达6.4 亿立方米，分别同比增长116%和109%；天然气代输量完成4.68 亿立方米，同比增长85%，代输业务规模持续扩大。天然气销售价格方面，气价同比持平略有提高。

勘探开发板块取得多项关键进展。2025H1，公司在开发板块取得多项关键进展：完成31 口煤层气水平井的完钻工作，并投产11 口；2025H2 新钻和已完钻井也将按计划陆续投产。深层煤层气的钻井周期同比进一步缩短，水平井完井长度也基本完成1500 米设计长度，较2024 年也有提高。2025H1，公司部署2 口致密砂岩气水平井，其中1 口已完钻并于于2025 年7 月投产，按设计完成了1200 米水平段，砂岩钻遇率100%，初产12 万方。2025H1，公司新增煤层气探明地质储量205 亿立方米，累计备案煤层气探明地质储量达887 亿立方米，含气面积300 平方公里。公司仍在继续开展煤层气外扩勘探工作。

永西连接线的输气能力有望提升。管输板块方面，2024 年完成300 万方/日输气能力的改扩建后，2025 年预计输气量将突破9 亿方，并有望超过10 亿方。目前永西连接线已处于满负荷运行状态，日均输气量已达到300 万方。中方2025 年计划产量约50 亿方，而永西连接线年输气能力为10 亿方，未来上游生产规划完全能够支持该管线扩建需求。基于上游充足的气源保障，拟将输气能力从300 万方/日提升至400 万方/日，同时预留额外400 万方的基础设施扩展空间，视气源情况添置压缩机即可。

该项目资本性开支预计控制在1 亿元以内。

动向解读

公司未来方气成本仍具备下降潜力。开采成本的下降主要体现在两个方面，一是投资成本的下降；二是气量上升固定成本的摊薄。在投资成本方面，目前单口煤层气井投资成本在年初的基础上进一步下降，不含税大约在2900 万左右，单井生命期累产（EUR）约5500 万方，折算新井单方投资成本（折耗）约0.53 元。按2024 年油气资产折耗数据计算，2024 年单方折耗约0.85 元，随着新井的投产，这一数值将持续向0.53 元/方的水平逐步趋近。同时，水网、电网等基础设施的投运，新工艺的实验与应用也会进一步降低投资成本。在气量提升方面，气量增长对生产运营成本摊薄效应更为明显，由于管理成本、销售费用等三费以及人工成本、场站设备等固定资产折旧此类生产成本并不随产气量同比例增长，因此气量快速提升可大幅摊薄单位生产运营成本。

风险提示

天然气勘探及开发风险、天然气产业政策风险等。