首华燃气气价上涨利好短期业绩量升本降助构筑长期空间

目录油气产业链上游标的，增产降本业绩增长 1天然气全产业链布局，核心主业天然气勘探开采 1产能增长带动营收增长，成本压降改善盈利能力 3非常规气定位增产主力，补贴政策向煤层气倾斜 6非常规气产量持续增长，煤岩气开发取得突破 6十五五政策关注非常规气开发，补贴政策支持煤层气 8自产气量有望加速增长，本降价增提振盈利能力 10石楼西区块资源丰富，煤层气产能有稳步增长 10依托中油煤大吉气田，天然气输运销售持续增长 13盈利预测和投资建议 15风险分析 17图目录图公司发展沿革 1图公司天然气勘探、开发、运输及销售流程图 2图公司股份结构图 2图公司营业收入及同比变化情况（亿元） 3图公司归母净利润（亿元） 3图公司销售毛利率与净利率情况 4图公司期间费用率情况（%） 4图公司资产负债率情况（%） 4图公司加权ROE（%） 4图公司现金流情况（单位亿元） 5图公司减值损失情况（单位：亿元） 5图12:中国非常规天然气产量（亿立方米） 6图13:非常规天然气地质资源总量结构 7图14:非常规天然气技术可采资源量结构 7图非常规气开采补贴计算方法 9图产品分成比例示意图 10图公司天然气产量及变化情况（亿立方米） 11图18:公司天然气销量（亿立方米） 11图公司及全国售价（元/方） 12图20:全国市场均价变化情况（/方） 12图公司油气资产折旧情况 12图22:公司合同权益摊销情况 12图售价成本及产量测算（左：/方，右：亿方） 13图自产气毛利润敏感性分析 13图永西连接线输配气构成图 14表目录表公司2026年限制性股票激励计划公司业绩考核条件 3表2:中国非常规天然气开发关键技术 7表年以来非常规气政策梳理 8表4:石楼西区块天然气储量情况 11表公司盈利预测（单位百万元，元/股） 15表资产负债表预测（单位百万元，元/股） 15表现金流量表预测（单位百万元，元/股） 16油气产业链上游标的，增产降本业绩增长天然气全产业链布局，核心主业天然气勘探开采首华燃气(原名沃施股份)成立于2003年，2015年在深交所创业板上市。公司原以园艺用品为主业，2018年通过收购中海沃邦进入天然气上游勘探开发领域，2019年设立浙江沃憬进入天然气下游销售业务，2023年公司剥离园艺业务，聚焦天然气行业发展，2024年，收购永和伟润切入中游天然气管输领域，实现天然气全产业链布局。截至2025年末，公司通过控股子公司中海沃邦持有山西石楼西区块1524平方公里、30年期的天亿立方米/年。20263月，公司收购控股子公78.79%。图1:公司发展沿革数据来源:公司公告,中信建投公司于2023年剥离园艺业务后，聚焦天然气业务发展。在天然气上游的勘探开发领域，公司经营主体为中海沃邦，主要资产为中海沃邦与中油煤于2009年签订的产量分成合同，合同期限为年。得益于区块产能9.2697.6%，带动公司经营业绩提升。天然气输送领域，公司经营主体为永和伟润，运营永西连接线，上游气源为中油煤大吉气田，下游通过西气东输一线联通省外市场。受惠于上游大吉气田产量增长及永西连接线扩建完成，公司2025年天然气管输气量达10.05亿立方米，同比增长62.0%。天然气下游销售领域，公司经营主体为浙江沃憬及山西沃晋，主要气源为中油煤公司，面向下游贸易公司等客户自主销售天然气。受惠于上游气源的扩产，公司2025年外购天然气量为4.41亿立方米，同比增长62.93%。A股公司深度报告图2:公司天然气勘探、开发、运输及销售流程图数据来源:公司公公司控股股东为上海厚得妙景商务咨询有限公司（简称为“厚得妙景”）及其一致行动人山西汇景企业管理咨询有限公司、刘晋礼，实际控制人为刘晋礼、刘庆礼。2026年1月，首华燃气原控股股东海德投资将其所持上市公司2712.6万股份转让于厚得妙景，厚得妙景及其一致行动人成为上市公司控股股东，刘庆礼与刘晋礼成为公司的实际控制人。图3:公司股份结构图数据来源:公司公72026565.30万股（占公司股本总额的其中首次授予452.24万股（80%），预留113.06万股（20%）。首次授予激励对象不超过人，包含公司董事、高级管理人员及公司（含子公司）/技术骨干、关键/核心岗位员工等。在授予成本方面，首次及预留授予的限制性股票的授予价格为每股9.87元。A股公司深度报告30亿的情况下，公司层面可归属比例为80%；在当年营业收入不低于33亿元或净利润不低于5亿的情况下，公司层面可归属比例为100%。第二个归属期间考核2027年业绩，当年营业收入不低于33亿元或净利润不低于6.3亿的情况下，公司层面可归属比例为80%；在当年营业收入不低于37亿元或净利润不低于7亿的情况下，公司层面可归属比例为100%。限制性激励计划将公司业绩、公司市值与职工薪酬绑定，有助于实现股东、公司和职工利益的有机结合。表1:公司2026年限制性股票激励计划公司业绩考核条件归属安排 考核年度 业绩考核目标值（An） 触发值（Am）公司层面可归属比例公司层面可归属比例=80%第一个 2026归属期第二个 2027归属期

满足下列条件之一：12026332、公司2026年度净利润不低于5亿元满足下列条件之一：12027372、公司2027年度净利润不低于7亿元

满足下列条件之一：1、公司2026年度营业收入不低于30亿元；2、公司2026年度净利润不低于4.5亿元满足下列条件之一：1、公司2027年度营业收入不低于33亿元；2、公司2027年度净利润不低于6.3亿元产能增长带动营收增长，成本压降改善盈利能力产销增长叠加补贴保障，25年经营业绩扭亏为盈。年上半年，公司实现营业收入17.5亿元，同比增1.91.8亿元。202528.1亿元，同比增长82.1%，实现归母净利润1.7亿元，同比增长8.8亿元。公司业绩增长主要系天然气产销量提升、单位生产成本压降、天然气售价抬升等因素的综合影响。2026H1，公司天然气产量达5.88亿立方米，同比增长39%；天然气销售量8.01亿立方米，同比增长25%，带动公司营收及归母净利润同比增长。图4:公司营业收入及同比变化情况（亿元） 图5:公司归母净利润（亿元）·营业收入 3025201510502022 2023 2024 2025 2025H1

2022 2023 2024 2025 2025 2026H1 2022 2023 2024 2025 2025 2026H1 H1

3140% 120% 1100% 080% -160% -240% -320% -50% -6-20% -7-40% -8-60%

归母净利润数据来源 数据来源A股公司深度报告成本压降改善盈利能力，转债赎回利息负担减少。年上半年，公司实现毛利率25.3%，同比增加11.715.6%13.0个百分点；202517.1%17.1个百10.8%71.226年天然气售价的上涨，公司盈利能力同比改善。期间费用率方面，2026H1公司管理费用率和财务费用率分别为2.4%和0.9%，0.83.6及营收规模增长的综合贡献。2026年上半年，公司财务费用为1640.26万元，同比降低72%，有息资产负债率由年初的20%下降到8%，且增量债务的融资成本较存量降低。图6:公司销售毛利率与净利率情况 图7:公司期间费用率情况30%20%10%0%-10%-20%-30%-40%-50%-60%-70%

毛利率 净利率2022 2023 2024 2025

2026H1

管理费用率 财务费用率9%8%7%6%5%4%3%2%1%0%22/12 23/12 24/12 25/12 25/6 26/6数据来源 数据来源债务规模持续压降，净资产收益率同比上升。640.6%，较年初下降12.6个百分点，主要系可转债全部赎回推动带动公司非流动负债规模同比减少。在资本开支方面，公司自产气业务资本开支的方向为油气资产，通过自行建造的矿井转入。2026628.93亿元，同比增长14.9%；在建工程为11.3亿元。伴随公司矿井勘探与开发的稳步推进，公司油气资产规模及天然气产量有望持续增长。图8:公司资产负债率情况图9:公司加权70%60%50%40%30%20%10%

资产负债率2022 2023 2024 2025 H1

2026H1

油气资产 在建工程502023/122024/122025/12 2025/6 2026/6数据来源 数据来源2025年公司经营活动现金净流量17.7亿元，同比增长254.0%；公司投资活动现金净流量-2.5亿元，同比下降73.4%；公司筹资活动现金净流量-9.6亿元。公司经营活动现金流同比增长主要系经营业绩提升的贡献，筹资活动现金净流量同比转负主要系借款偿还的影响。在资产减值方面，2023年公司计提减值损失2.17亿元，主要系天然气开发不及预期，公司对收购中海沃邦产生的商誉计提减值；2024年公司计提减值8.22亿元，主2420266月末，2.3614.98亿元，其中中海沃邦贡献商誉已全部计提减值，存量商誉主要为公司收购永和伟润所产生。伴随天然气开发业务走向正轨，我们预期公司合同权益的资产减值空间有限。图10:公司现金流情况（单位:亿元） 图11:公司减值损失情况（单位：亿元）2022 2023 2024 2025 2025 2026H1 2022 2023 2024 2025 2025 2026H1 151050-5-10-15-20

经营活动 投资活动 筹资活动

10

资产减值损失 信用减值损失21/1222/1223/1224/1221/1222/1223/1224/1225/1225/6 26/6非常规气定位增产主力，补贴政策向煤层气倾斜非常规气产量持续增长，煤岩气开发取得突破非常规气产量持续增长，我国油气增产主力军。非常规气是指传统技术无法获得自然工业产量，需用新技术（“工厂化”开采等）才能经济开采的油气资源，主要包括页岩油（气）、煤层气以及天然气水合物等。我国的非常规油气资源主要分布在山西沁水盆地、鄂尔多斯东缘、云贵地区、川渝地区以及东北地区。近年来，我国非常规气开采规模持续增长，已成为天然气增长的主力军。根据国家能源局发布的《中国油气勘探开发发展报告（2026）》，2025年，我国天然气产量达2621亿立方米，同比增长6.3%；非常规天然气产量达1100亿立方米以上，同比增长7.7%。图12:中国非常规天然气产量（亿立方米）中国非常规天然气地质特征、开发技术与发展前景目前我国非常规气大致可区分为致密气、页岩气、煤层气和煤岩气（深层煤层气），根据《中国非常规天然气地质特征、开发技术与发展前景》统计，四类非常规天然气的地质资源总量约为227.82万亿立方米，其中致密气、页岩气与煤层气（含煤岩气）分别为21.9、134.4和71.5万亿立方米。在技术可采资源量方面，四55.2万亿立方米，致密气、页岩气与煤层气（含煤岩气）分别为10.92、21.8和22.5万亿立方米。整体来看，页岩气地质资源总量最大，煤层气技术可采资源量最高。图13:非常规天然气地质资源总量结构 图14:非常规天然气技术可采资源量结构致密气 页岩气 煤层气

致密气 页岩气 煤层气10%31%59%10%31%59%20%41%39%中国非常规天然气地质特征、开发技术与发展前景 景

中国非常规天然气地质特征、开发技术与发展前致密气开发迈入成熟阶段，煤岩气开发取得突破。在资源开采方面，致密气是我国最早实现工业化开发的非常规天然气类型，开发技术最为成熟，产量贡献最大。2025年，致密气产量达727亿立方米，占全国天然气产量的。页岩气是我国天然气产量增长的重要接替资源，开发技术较为成熟，产量稳步增长，2025年，10.6%。煤层气（中浅层）是我国最早探索的非常规天然气类型，2025年，煤层气年产量达113亿立方米，占全国天然气产量的4.3%。煤岩气（深层煤层气）是我国最新突破的非常规天然气类型，资源主要分布于鄂尔多斯盆地东部。2023年，中石油在鄂尔多斯盆地东部建成首个煤岩气田（大吉气田），创新形成保压取心含气量测试、聚能压裂等技术。2025年，煤岩气年产量达42亿立方米，占全国天然气产量的1.6%。综合来看，非常规气产量的增长与开采技术的突破息息相关，目前致密气、页岩气和煤层气开采技术相对成熟，煤岩气开发尚处于探索阶段，受益于中油煤大吉气田技术的突破，勘探及开采效率有望加速增长。表2:中国非常规天然气开发关键技术技术类型 致密气 页岩气 煤层气 煤岩气（深煤层）井型井网优化优快钻井工程

地震与地质建模综合识别高孔渗带、气测异常区直井/署水平井，井网密度与储量丰度相关和储层保护

地质-工程双甜点评价(TOC、脆性矿物含量、含气量、地应力场、可压性)水平井为主，丛式水平井组。井距300~400m依赖旋转地质导向、高性能油基钻井液在复杂深层精准钻进

构造-水文-力”综合选区标准直井/丛式井、U型井、羽状多分支水平井，井距200~300m侧重沟通天然裂隙，核心是保护煤储层防伤害

储层空间查置关系300~400m兼颁煤层坍塌特性，优化井身结构和完井方式适应性固井方式 套管固井 套管固井 裸眼洞穴完井、套管固井 套管固井储层改造 中等规模分段水力压裂追求造长缝

高液量、高砂量体积压裂，追求复杂缝网

中小规模水力压裂 超高液量和砂量体积压裂，追求复杂缝网采气工艺 初期自然投产，中后期辅助排水

期稳定排水

精细化排水采气，需控制排采速度，防止煤粉产出

处于探索阶段技术成熟度 非常成熟，规模开发 成熟，深层技术仍在攻关 较为成熟，单井产量普较低

探索试验阶段，技术集成面临挑战中国非常规天然气地质特征、开发技术与发展前景“十五五”政策关注非常规气开发，补贴政策支持煤层气非常规气是油气增储上产的重要途径，“十五五”期间鄂东煤层气开发系重点。2026年6月，国家发改委和国家能源局联合发布《新型能源体系建设“十五五”规划》。在构建坚强韧性的能源安全保障体系方面，《规划》提出大力推进油气勘探开发，围绕深地、深海、非常规、老油气田四大领域，促进“稳油增气”，推动海域、非常规领域成为原油稳产主力。在化石能源生产基地建设方面，《规划》明确提出推动鄂尔多斯盆地东部煤层气开发。2026年7月，国家能源局发布《鄂尔多斯盆地东部区域煤层气增储上产行动方案（2026—2030年）》，明确提出“十五五”时期，鄂东区域煤层气基地全面提质增效，产能产量大幅提升。具体来看，《方案》要求到2030年，鄂东区域煤层气探明地质储量较“十四五”末增加6000亿立方米以上，煤层气产量达到180亿立方米，其中深层煤层气产量160亿立方米以上。在产能建设方面，《方案》提出梯次推进产能建设，逐年扩大大宁—吉县、米脂北、神府等区块建产规模。综合来看，“十五五”期间非常规气有望成为天然气产量增长的主力军，其中鄂东区深层煤层气资源丰富，是“十五五”期间非常规气产能增长的重点。表3:2026年以来非常规气政策梳理发布时间 发布主体 文件标题 重点内容摘要加大省级地勘资金投入比重，有效推进油气类地质勘查项目实施。统筹各类创新资202642026720267

山西省政府办公厅国家能源局山西省科技厅

非常规天然气提升上产实施方案（相关意见）深层煤层气勘探开发专题会议"非常规天然气高效抽采与利用"省科技2026项目申报指南《鄂尔多斯盆地东部

300亿立方米。“”煤层气（）“”300"十五五"鄂东煤层气基地全面提质增效；2030年鄂东探明地质储量较"十四五"末增2026年7月 国家能局

区域煤层气增储上产行动方案（2026—2030年）》《中国油气勘探开发

加强新区重点产能项目规模效益建产，陆上抓好玛湖、巴彦、靖边、天府等常规和2026720267

局发改委

发展报告（2026）“十五五”规划》

致密油气田建设，推动庆城、古龙、吉木萨尔、新兴、新河、川南、綦江、红星等页岩油气田和鄂东大宁—吉县等深层煤层气田加快建产。“稳油增气”家能源局，国家发改委，山西省政府官奖励办法向煤层气倾斜，致密气补贴逐渐减少。2025年，财政部制定印发《清洁能源发展专项资金管理办法》，提出年至2029年利用专项资金支持清洁化石能源的开发利用。在非常规气方面，《办法》明确非常规天然气开采利用量煤层气开采利用量×1.5+页岩气开采利用量致密气开采利用量权重系数，其中致密气权重年为、26-27年下降至0.4，28-29年下降至0.2。气量增速决定分配系数，取暖季气量奖补权重较高。针对当年新增的开采量以及取暖季开采量，《办法》明确按照增幅确定分配系数。某省当年奖补气量=上年开采利用量+（当年开采利用量-上年开采利用量）×对应的分配系数+（当年取暖季开采利用量-上年取暖季开采利用量）×1.5。当年新增天然气开采量的分配系数根据当年天然气增幅/降幅确定：增减幅度在以内，分配系数为1.25；增减幅度5%-10%（含），分配系数为1.5；含）1.7520。在分母端，根据财政部发布年清洁能源发展专项资金汇总表，202446.53亿元，202545.51亿元。图15:非常规气开采补贴计算方法清洁能源发展专项资金管理办法2026年8月，国家发展改革委、国家能源局发布《煤层气（煤矿瓦斯）开发利用方案》，提出到2030年煤层气产量达260亿立方米，瓦斯利用量达65亿立方米。同时，《方案》明确提出鄂尔多斯盆地东部煤层气产业基地快速上产的重点任务。具体来看，《方案》要求聚焦深层煤层气资源，加快大宁吉县、米脂北、神府、石楼西、临兴中等区块有利区资源动用，大力推进新增产能建设。整体来看，在政策支持接续出台、勘探技术实现突破的背景下，“十五五”期间煤层气产量有望持续提升，鄂东矿区产能或率先增长。自产气量有望加速增长，本降价增提振盈利能力石楼西区块资源丰富，煤层气产能有稳步增长天然气勘探与开采是公司的核心业务。20098月，（中油煤）签订产量分成合同（PSC合同）平方公里30年的合作经营权。石楼西区块位于鄂尔多斯盆地东缘，紧邻中油煤旗下的大吉气田（我国首个实现商业化开发的煤岩气田），地质结构、技术路线及开发模式均具备相似性，未来产能增长潜力较好。在输运方面，西气东输一线、临临线等输气管线穿过石楼西区块，使得其对外销售较为便利。根据产品分成合同及其补充协议，中海沃邦负责区块勘探开发的资金筹措、方案审定、工程实施、日常管88%；回收完毕后，中海沃邦的分成比例为。致密气方面（适用于永和永和井区），补充协议定义R=中海沃邦对井区累计获得的收入/累计投入的勘探和开发费用，当87%1<R76%R>1.5时，74.9%。2025年末，公司在产井区中永和1830井区和煤层气的分成比例分别为76%、87%88%2017年正式投产，年开始R值大于1，分成比例调整为76%。在自产气的销售方面，产品分成合同规定双方产出的天然气均由中油煤公司负责销售，销售合同的签订以中海沃邦及中油煤公司双方利益最大化为原则。同时，中海沃邦应向中油煤支付销售费用，对于永和永和8亿方时，销售费用比例为天然气产品销售收入（税后）8亿方时，销售费用比例为2.5%。对于永和30井区，产气量的低于6亿方时，销售费用比例为3%；产气量的高于6亿方时，销售费用比例为2.5%。图16:产品分成比例示意图截至2025年末，石楼西区块备案的天然气（含煤层气）地质储量2163亿立方米，经济可采储量为785亿立方米，其中致密气储量443亿立方米、煤层气储量342亿立方米。2025年，公司单日产能突破300万立方米，较去年末增加约70万立方米/日。2026年上半年，公司天然气产量5.88亿立方米，同比增长39%；天然气销售量8.01亿立方米，同比增长25%。除石楼西矿区自产气之外，公司也对外采购天然气并销售，因此天然气销量略高于产量。表4:石楼西区块天然气储量情况项目备案批复时间类型地质储量（亿立方米）技术可采储量（亿立方米）经济可采储量（亿立方米）永和18井区2014年6月致密气1577746永和30井区2016年3月致密气484231186永和45井区2017年6月致密气635302211永和45-34井区2024年4月煤层气682341265永和45-34井区西区2025年3月煤层气20610377合计21631054785致密气产能存在波动，煤层气产量稳健增长。受资源分布的影响，公司前期主要开采区块内的致密气资源，2021~2023年天然气产销规模同比显著下降。2023年，公司借鉴邻近区块的开发成果加大了对煤层气资源的勘查和开发，证实石楼西区块深层煤层气资源丰富；2024年~2025年，公司深层煤层气资源在山西省自然资源厅完成备案，新增经济可采储量342亿立方米。得益于我国深层煤层气开发技术的进步和邻近大吉气田的示范，公司深层煤层气产能有望持续提升。图17:公司天然气产量及变化情况（亿立方米） 图18:公司天然气销量（亿立方米）天然气产量 1098765432102022 2023 2024 2025 2025H1

H1

80%60%40%20%0%-20%-40%-60%

天然气销量 16141210864202022 2023 2024 2025 2025H1

2026H1

120%100%80%60%40%20%0%-20%-40%天然气售价同步市场趋势，26年有望同比增长。售价方面，2025年度公司天然气平均含税销售单价2.32元/2%LNG4226.6元/吨（元/立方米），6.8%，主要系全国天然气供需相对宽松的影响。我国常规天然气销售受政策管制，但非常规天然气销售市场化程度较高。2020~2025LNG市场价走势基本一致，经历先升后降趋势。2026年二季LNG市场价显著抬升，26Q24.34元/方，同比增长年天然气售价有望上涨。A股公司深度报告图19:公司及全国售价（元方） 图20:全国市场均价变化情况（元方）公司平均售价 全国LNG均价65432102020 2021 2022 2023 2024 2025

2025 20265432101月 2月 3月 4月 5月 6月 7月司公告，家统计 家统计油气资产折耗有望下降，减值后摊销成本进一步下降。在开采成本方面，油气资产折旧及合同权益摊销是开发成本的主要构成部分。2024年，公司油气资产计提折旧3.97亿元，折合方气折耗0.85元/方；2025年以来，得益于新建矿井的成本压降，方气折耗同比减少。2026年，公司油气资产计提折旧4.2亿元，折合方气折耗元/2025290055000.53元/方，伴随新建产能的持续增长，公司天然气开采成本有望持续下行公司合同权益资产主要为《产品分成合同》中获得的石楼西区块1524平方公里30年独家勘探开发和生产经营权，合同权益的摊销方法为：合同权益账面净值×当期天然气产量÷（预计未来天然气总产量+当期天然气产量）。2026年上半年，公司合同权益摊销规模为0.49亿元，方气摊销为0.08元/方。公司2024年对合同权益资产计提6.43亿元减值，此后方气摊销金额有所下降。综合来看，伴随公司天然气产量的持续增长，公司开采成本有望持续压降。图21:公司油气资产折旧情况 图22:公司合同权益摊销情况油气资产折旧（亿元） 单方折旧（元/方）8 7 6 5 0.540.43 2 1 0 02022年2023年2024年2025年 2026H1

0.80.70.60.50.40.10

合同权益摊销（亿元） 单方摊销（元/方）0.102022年2023年2024年2025年 2026H1A股公司深度报告综合来看，公司自产气业务的边际变化取决于天然气售价、方气成本以及非常规气产量三大核心因素。在深层煤层气勘探开发技术突破、“十五五”政策支持保障、26年天然气价格同比增长的背景下，假设公司2.3元/方、元/方、12.285%，对应自产气业务的毛利润约为9.5亿元。我们对核心因素变化进行敏感性分析，天然气售价增减0.1元/方，自产气1.00.1元/1.21亿方，自产气毛利润贡献变化0.8亿元。图23:售价成本及产量测算（左：元方，右：亿方） 图24:自产气毛利润敏感性分析2.52.01.51.00.50.0

天然气售价 方气成本 天然气产量1098765432102023 2024 2025

30%20%10%0%-10%-20%-30%

售价因素 成本因素 产量因素-10% -5% 0% 5% 10%依托中油煤大吉气田，天然气输运销售持续增长产能扩建叠加气源充沛，25年管输量显著增长。公司天然气增压及输送业务的经营主体为永和伟润。永和伟润建设运营的永西连接线全长约35公里，线路从中石油煤层气有限责任公司永宁2#集气站、永大线接入，输至交口站及桑壁站可进行两级增压，最后进入西气东输一线88#阀室联通省外市场，2025年末的日均输气能力约万方。中油煤大吉气田系全国最大的深层煤层气产区，天然气年产量超40亿方，为公司管输气量提供稳定气源。得益于永西连接线输送能力的提升以及大吉气田充沛的气源供应，永和伟润2025年输送气量显著增长。275.30万方，产能利用率约。在输气价格方面，根据永和伟润的收费标准根据交付点确定，定价范围在0.14~0.305元/立方米之间，毛利率水平较高。目前，公司已规划永西连接线工程进行升级改造，拟将输气能力提升至万立方米/日，管输气量有望进一步增长。图25:永西连接线输配气构成图京伟公司天然气销售业务包含共同销售与自主销售，其中共同销售气源为中海沃邦自产气，公司与中油煤共同销售；自主销售气经营主体为浙江沃澋及山西沃晋，气源主要为中油煤大吉产区，下游客户包含有贸易公司等。2025年，公司外购天然气约4.4亿立方米，同比增长62.93%，主要系上游气源产量增产的影响。综合来看，依托丰富的上游气源及便利的输运条件，公司天然气销售业务规模有望稳步增长。盈利预测和投资建议首华燃气2026~2028年盈利预测核心假设如下:2026-2028420.0、520.0620.0万立方米/90%，对应非常规气产量为12.15、15.4418.72亿方，假设天然气、2.242.24元/方，对应收入（分成后）24.19、27.6533.54亿元。天然气输送方面，公司管道背靠大吉气田，气源供应充足，假设年~28年公司管道满负荷运行，天亿立方米/0.18元/1.9亿元/年。公司作为天然气上游勘探及开采企业，其气源资产具备稀缺性。短期来看，国际地缘冲突的持续或使年天然气价格同比抬升；中长期来看，国家政策支持煤层气开发叠加公司非常规气开采成本持续压降，2026~20286.0亿元、7.4亿元、9.4亿元，对应、1.912.44元/股，首次覆盖，给予公司“买入”评级。表5:公司盈利预测（单位:百万元，元/股）202420252026E2027E2028E营业总收入1545.92814.53697.24225.34905.6营业总成本2610.02599.92822.53131.43472.2营业成本1474.92333.42600.22881.73185.7营业税金及附加58.361.781.192.6107.5管理费用78.284.3110.7126.5146.9财务费用120.2119.520.018.518.2信用减值损失(5.9)6.90.00.00.0资产减值损失(865.9)0.00.00.00.0其他经营收益26.6170.7177.8205.3231.6投资净收益10.311.511.511.511.5营业利润(1037.3)385.81052.51299.31665.0加：营业外收入0.40.30.00.00.0减：营业外支出6.86.60.00.00.0利润总额(1043.8)379.41052.51299.31665.0减：所得税(110.7)76.6260.3322.0413.4净利润(933.1)302.8792.3977.31251.6减：少数股东损益(222.1)133.5195.2241.5310.0归母净利润(711.0)169.3597.1735.8941.6EPS(2.6)0.581.551.912.44数据来源:公司公表6:资产负债表预测（单位:百万元，元/股）202420252026E2027E2028E货币资金694.11507.41122.61978.74231.4应收账款156.124.5178.153.4215.4存货16.219.388.134.6107.9其他应收款34.130.794.948.7118.0流动资产合计1956.51670.91709.62249.44956.6油气资产2515.52812.63146.73453.83586.9固定资产893.8952.11038.81131.91206.6在建工程948.51218.51359.31241.71016.7无形资产1632.01556.61479.91405.21330.4其他非流动资产330.5316.7316.7316.7316.7非流动资产合计6408.16925.57410.37618.37526.3资产总计8364.68596.49120.09867.7