文章核心观点 - 生态环境部与国家能源局联合印发《陆上气田试气放喷气回收利用》温室气体自愿减排项目方法学 旨在推动天然气开采行业绿色低碳转型 通过回收利用试气放喷气替代新开采天然气 实现甲烷回收利用和二氧化碳减排 [5][7][16] 制定背景 - 陆上天然气勘探开发试气放喷期需进行产能测试 试气放喷气回收利用项目将原本点火燃烧气体处理成管输天然气等产品 具有推动甲烷回收利用、减少二氧化碳排放、提高能源利用效率等多重效益 [7] 编写原则 - 科学性原则要求减排量计算科学合理且项目具备额外性 [8] - 可操作性原则要求简化监测参数保障数据可监测、可追溯、可核实 [8] - 保守性原则要求采用保守方式估计确保减排量不被过高计算 [8] - 可持续发展原则要求项目不对生态环境和社会经济造成负面影响 [9] 适用条件 - 适用于陆上常规天然气井、页岩气井和致密气井试气放喷阶段 将气体回收处理成管输天然气等产品 [12] - 项目监测数据需与全国碳市场管理平台联网 减排量产生于数据联网之后 [13] - 单口常规天然气井回收时间不超过7天 致密气井和页岩气井不超过21天 [13] 项目计入期与基准线情景 - 项目计入期最长不超过10年 [14] - 基准线情景为陆上气田试气放喷气在井场放喷池直接燃烧 [14] 额外性论证 - 因试气放喷气点多面广、气量和压力变化大且携带砂酸等杂质 导致项目实施成本和设备运维成本高 存在投资风险障碍 符合条件项目具备额外性 [15] 项目减排量核算方法 - 减排量来源于回收产品替代新开采天然气 避免燃烧新开采天然气产生的排放 [16] - 关键参数采用回收产品产量回溯计算 并通过测量处理系统流量、组分与产品产量交叉核对进行保守取值 [19][20] - 常规天然气井回收超7天、致密气和页岩气井超21天的时间段减排量应予扣减 [21] 数据管理要求 - 需建立内部数据质量保障管理制度 指定专职人员负责数据监测记录和交叉核对 [24] - 计量装置需在检定有效期内且每年校准 未校准数据需保守处理 [24] - 项目数据在最后一期减排量登记后至少保存10年 监测数据需每分钟上传 [24][25] 审定与核查要点 - 审定核查机构需通过全国碳市场管理平台查看项目监测数据 交叉核对减排量核算结果并保守取值 [25][26] 公众监督渠道 - 项目监测数据将通过省级、设区市级生态环境部门官网公开 项目业主需接受公众和媒体监督 [27]

公司三季度产量表现 - 三季度页岩气总产量达17.37亿立方米，超出计划产量167万立方米 [1] 生产运营管理措施 - 加快新井投产进度以增产增效 [1] - 建立脱水站超压预警机制，明确气井降产原则与复产时机，保障老井安全平稳高效运行 [1] 新井产能挑战与解决方案 - 面临投产新井产能不足、出砂严重等挑战 [1] - 产量管理小组为新井实施“先疏导、后赋能”的复合型解决方案 [1] - 通过下油管与气举作业解除井筒积液，并针对压力递减及时启动地面增压流程改造以释放产能 [1] - 在焦页22号平台的7口新井中，成功激活5口原测试无产能的井，实现日增气量8万立方米 [1]

冬季天然气保供核心行动 - 公司作为冬季天然气保供的关键力量，正全力推动产量稳步攀升以应对紧迫的保供任务 [1] - 公司将安全平稳供气视为首要政治使命和头等大事，秉持“保供永无间歇期”的理念 [1] 精细化管理与增产措施 - 公司创新推行“区块差异化管理、多维矩阵管理、间歇生产、全生命周期管理”四位一体的精细化管理模式 [1] - 通过强化气井动态分析，以“稳正常井、治问题井”为突破口，实施“一井一策”精准挖潜 [1] - 采用“地质+工艺”双轮驱动，构建气水分布立体监控网络以推动气井管理升级 [1] - 全厂已实施泡沫排水、速度管柱、柱塞气举等措施1764/5435井次，累计增产天然气4.68亿立方米 [1] 安全生产与风险防控 - 公司将换季安全教育摆在突出位置，全面开展隐患排查治理，严格监管工程项目及交通操作安全 [2] - 针对季节特点专题组织恶劣天气安全培训，通过典型案例警醒以强化管理人员和操作人员的安全意识 [2]

核心观点 - 公司作为国内最大天然气生产基地，通过全链条协同发力保障北方地区冬季供暖天然气稳定供应 [1] 天然气产量与供应 - 公司当日天然气产量提升至1.35亿立方米，较月初增加300万立方米以上 [1] - 公司每年贡献全国20%以上的天然气产量，是冬季天然气保供的压舱石 [3] - 清洁能源稳定输往全国50多个大中城市 [1] 新井投产与产能建设 - 公司累计投产新井超1200口，新增日产气量突破1500万立方米 [5] - 深化差异化部署、平台化钻井等高效建产模式，坚持完试一口、连入一口、投产一口 [5] 储气调峰能力 - 三大在役储气库和一座在建储气库协同发力，累计注气量达23亿立方米，较去年同期增加8亿立方米 [3] - 已完成年度注气任务，通过差异化注采策略和智能调控系统动态匹配管网用气需求 [3] 气田稳产与挖潜措施 - 对各主力区块实施挖潜措施超1.2万井次，成功拉动气田实现80亿立方米以上规模稳产 [5] - 技术团队动态跟踪气藏压力调整生产节奏，同步升级地面系统，对低产井等进行挖潜 [5] 安全生产与智能管控 - 公司对300余座场站设备开展全面体检，进行拉网式隐患排查 [5] - 依托智能管网系统构建实时监测—数据分析—动态调整的全链条管控机制，调度人员24小时监控关键参数 [5]

核心观点 - 公司在产出水资源化循环利用方面取得重要进展 将处理合格后的产出水回用于蒸汽锅炉和药剂配制 实现从达标外排到绿色内循环的跨越 [1] - 产出水深度处理后的水质在特定应用环节表现优于自来水 从源头抑制水垢生成并优化药剂配伍性 带来显著综合效益 [1][2] 产出水处理与循环利用进展 - 产出水处理站实现资源循环利用 处理合格后的产出水成为站内蒸汽锅炉和预处理段药剂配制水源 [1] - 该举措标志着公司实现了产出水从达标外排放到绿色内循环的重要跨越 [1] 产出水回用的技术优势与效益 - 蒸汽锅炉使用处理后的产出水替代自来水 产出水硬度远低于自来水的150毫克/升 从源头极大地抑制水垢生成 [1] - 相比使用自来水时需额外投入工业盐软化并频繁添加阻垢剂和排污清洗 使用产出水保障了锅炉平稳运行 减少了燃料与药品消耗 [1] - 预处理段药剂配制使用深度处理后的产出水 其离子组成更简单稳定 与常用药剂配伍性更优 能充分发挥药效 提升预处理措施的成功率与有效性 [2] 行业背景与公司探索 - 页岩气开采中大量井底积液（产出水）随同气体产出 其处理难题备受行业关注 [1] - 公司此前通过引进先进处理装置实现水质达标排放 今年主动探索合格水的深层价值 经过多轮技术攻关与试验取得成功 [1]

新发现天然气井产量 - 新天然气井日产量达到1600万立方英尺天然气 [1] - 新天然气井日产量达到750桶凝析油 [1]

股东信息 - 截至2025年10月31日，公司普通股股东总数为21736户 [2]

股东户数与筹码集中度 - 截至10月31日公司股东户数为21736户，较10月20日减少6194户，环比降幅达22.18% [2] - 股东户数显著减少表明公司筹码集中度大幅提升 [2] 股价表现 - 披露筹码集中信息时公司最新股价为14.30元，当日上涨0.85% [2] - 自本期筹码集中以来（10月20日至11月3日）公司股价累计下跌10.90% [2] - 该期间内共10个交易日，股价3次上涨，7次下跌 [2] 公司三季度财务业绩 - 前三季度公司实现营业收入20.37亿元，同比增长95.91% [2] - 前三季度公司净利润为-161.90万元，但同比大幅改善，增长97.93% [2] - 前三季度基本每股收益为-0.0060元 [2]

竞拍基本情况 - 公司全资子公司山西蓝焰煤层气集团有限责任公司于2025年10月31日成功竞得山西省沁水盆地法中区块煤层气探矿权 [2][4] - 成交金额为20,138.4万元人民币 未达到公司最近一期经审计净资产的10% 无需提交董事会审议 [2][4] - 该探矿权挂牌出让公告由山西省自然资源厅于2025年9月11日发布 [4] 探矿权核心信息 - 探矿权项目名称为山西省沁水盆地法中区块煤层气探矿权 勘查矿种为煤层气 [4] - 区块地理位置位于山西省长治市沁源县等 面积为297.8986平方千米 [3][4] - 探矿权拟出让年限为5年 公司已收到《成交通知书》并将签署《成交确认书》 [3][4] 交易对公司的影响 - 法中区块位于煤层气国家规划矿区 是国家和山西省煤层气勘查开发的重点区域 [5] - 此次竞得探矿权符合公司聚焦煤层气主责主业的发展战略 有利于增厚公司煤层气资源储备 [5] - 交易将有效扩大公司业务规模 加快增储上产步伐 提升可持续发展能力 [5] - 本次竞拍资金来源于公司自有或自筹资金 不会对当期财务状况和经营成果产生重大不利影响 [5]

公司核心交易 - 公司全资子公司以20138.4万元人民币竞得山西省沁水盆地法中区块煤层气探矿权 [2] - 竞得探矿权面积为297.8986平方千米 [2] - 公司已收到《成交通知书》并将于5个工作日内签署《成交确认书》并进行公示 [2]