投资评级 - 报告未明确给出投资评级 [1][2][4][6][8] 核心观点 - 天然气业务呈现强劲增长态势 2025年上半年天然气产量达4.2亿立方米（同比+116%）销量达6.4亿立方米（同比+109%）代输量完成4.68亿立方米（同比+85%）[1][8] - 方气成本具备下降潜力 新井单方投资成本降至0.53元/立方米（对比2024年单方折耗0.85元/立方米）[2][6] - 勘探开发取得关键进展 完成31口煤层气水平井完钻并投产11口 新增煤层气探明地质储量205亿立方米（累计达887亿立方米）[4][8] - 永西连接线输气能力将提升 计划从300万立方米/日扩至400万立方米/日 预留额外400万立方米扩展空间 资本开支控制在1亿元以内[4][8] 业务表现 - 天然气产量及销量大幅增长 2025H1产量4.2亿立方米（同比+116%）销量6.4亿立方米（同比+109%）[1][8] - 代输业务规模持续扩大 代输量达4.68亿立方米（同比+85%）[1][8] - 销售价格同比持平略有提高[1][8] 成本控制 - 单口煤层气井投资成本降至2900万元（不含税）单井生命周期累产（EUR）约5500万立方米[2][6] - 气量增长摊薄单位成本 管理成本、销售费用及固定资产折旧不随产气量同比例增长[2][6] - 基础设施投运与新工艺应用进一步降低投资成本[2][6] 勘探开发进展 - 深层煤层气钻井周期缩短 水平井完井长度达1500米（较2024年提高）[4][8] - 致密砂岩气水平井钻遇率100% 初产12万立方米/日[4][8] - 煤层气含气面积达300平方公里 外扩勘探工作持续进行[4][8] 管道运输规划 - 永西连接线日均输气量达300万立方米（满负荷运行）[4][8] - 2025年输气量预计突破9亿立方米（有望超10亿立方米）[4][8] - 上游气源充足（中方2025年计划产量约50亿立方米）支持管线扩建[4][8]