核心财务表现 - 2025年上半年实现营业收入157.48亿元 归属于上市公司股东净利润8.53亿元 [1] - 经营活动现金流量净额28.23亿元 同比增长7.59% [1] - 资产负债率58.09% 较上年末提升4.01个百分点 [1] - 2025-2027年现金分红比例承诺不低于三年平均可分配利润的90% [1] 煤炭业务表现 - 原煤产量2686.94万吨 同比增长175.11% 煤炭销售总量2764.44万吨 同比增长75.97% [2] - 白石湖煤矿采用智能化运营模式 无人装备覆盖率超50% 回采率稳定98%以上 [2] - 通过红淖铁路和淖柳公路构建公铁联运网络 运输成本较行业低8%-12% [2] 天然气业务策略 - LNG产量3.45亿立方米 同比微降5.95% [3] - 实施"自产气稳基盘 外购气抓套利"策略 天然气销量15.22亿立方米 [3] - 南通港LNG接收站采用"2+3"运营模式 灵活应对国际价格波动 [3] 煤化工业务进展 - 煤基油品产量31.63万吨 同比增长7.78% [4] - 二甲基二硫醚产量6283.73吨 同比增长0.83% [4] - 通过装置提效改造 运行负荷提升3个百分点 单位能耗降低 [4] 资源与产业链优势 - 哈密地区煤矿发热量5000大卡以上 煤炭自给率100% [5] - 哈萨克斯坦斋桑盆地拥有油气资源储备 [5] - 构建全产业链格局 销售网络覆盖15个省份 [6] 新能源转型进展 - 绿电制氢装置顺利投产 [6] - CCUS项目上半年销售液态二氧化碳1.87万吨 [6] - 实现碳减排与油田增产双赢效果 [6] 重点在建项目 - 淖柳公路扩能项目完成45公里沥青铺设 运输能力将翻倍 单位成本降低3-5元/吨 [7] - 哈萨克斯坦斋桑油田推进S-312井钻井和老井压裂方案设计 [7] - 淖毛湖地区2座甲醇加注站建设中 预计年底投运 [7] 战略发展方向 - 传统能源保基本盘 新能源拓增长极 [8] - 通过公路扩能 油田投产 加注站落地等项目释放效益 [8] - 实现业绩持续修复与长期价值提升 [8]

核心观点 - 公司半年报业绩变化主要受管输费较高的关中区域气量下降、管输费下调及参股公司投资收益减少影响 与收购输气分公司业务关联不大 [1] 财务表现 - 半年报中的上年同期数包含输气分公司业务的营业收入及利润 [1] - 业绩变化主要由关中区域气量下降、管输费下调和参股公司投资收益减少导致 [1] 业务运营 - 管输费较高的关中区域气量出现下降 [1] - 公司面临管输费下调的政策影响 [1] - 参股公司的投资收益有所减少 [1]

业务发展 - 公司持续深耕长输管网业务并推进管网互联互通 [1] - 公司输气量逐年提升且不断扩大业务规模 [1] - 公司通过优化生产系统运行模式及管理活动方式提升效益 [1] 成本控制 - 公司加强项目成本全过程控制以降低项目投资成本 [1] - 公司通过降低可控成本费用提升效益 [1]

核心观点 - 建银国际微降新奥能源目标价至63港元 维持中性评级 因下调2025至27年核心盈利预测及下半年疲软前景 [1] 财务表现 - 上半年核心利润同比下滑1% 其中国内业务核心利润微增1% [1] - 零售天然气销量同比增长1.9% 第二季度增速加快至4.1% 显著高于第一季度的0.3% [1] 业务展望 - 下半年整体前景疲软 零售天然气销量增长预计保持温和 [1] - 综合能源业务利润增长或因热供应安装减少和工业客户需求疲弱而放缓 [1] - 公司将继续通过大型商业和工业客户支持销量增长 [1] 预测调整 - 基于天然气销售和综合能源业务利润下降 将2025至27年核心盈利预测下调3%至8% [1] - 目标价由65港元下调至63港元 当前股价已反映潜在私有化预期 [1]

核心财务表现 - 上半年核心利润同比下滑1% 其中国内业务核心利润微增1% [1] - 零售天然气销量同比增长1.9% 其中第二季度增速加快至4.1%（第一季度仅0.3%） [1] 业务运营状况 - 零售天然气销量增长主要依靠大型商业和工业客户支撑 [1] - 综合能源(IE)业务利润增长放缓 主要因热供应安装工作减少及工业客户需求疲弱 [1] 业绩展望与预测调整 - 建银国际下调2025至2027年核心盈利预测3%至8% [1] - 目标价从65港元下调至63港元 维持"中性"评级 [1] - 当前股价已反映潜在私有化预期 [1] - 下半年整体前景较疲软 零售天然气销量增长预计保持温和态势 [1] 行业环境因素 - 宏观挑战和经济结构转变对天然气销量增长产生持续影响 [1]

世界天然气发展 - 2024年世界天然气消费量4.13万亿立方米，同比增长2.5%，增速较上年0.1%显著提升 [4] - 亚太地区消费同比增长4.5%，欧洲和北美分别增长1.4%和1.3% [5] - 全球天然气产量4.12万亿立方米，同比增长1.5%，较上年提升1.2个百分点 [5] - 全球油气勘探开发投资支出5540亿美元，同比下降2.5%，为2021年以来首次下跌 [5] - 世界天然气贸易量1.2万亿立方米，同比增长1.9%，其中管道气贸易量占比55.4%且增长2.2%，LNG贸易量增长1.4% [5][6] - TTF现货年均价格10.9美元/百万英热单位，同比下跌15.3%；东北亚LNG到岸均价11.4美元/百万英热单位，同比下跌13.3%；HH现货年均价格2.19美元/百万英热单位，同比下跌13.6% [8][9] 中国天然气发展 - 2024年天然气消费量同比增长7.3%，占一次能源消费总量8.8%，较上年提高0.3个百分点 [10][11] - 全国天然气产量2465亿立方米，同比增长6.0%，增量141亿立方米；非常规天然气产量首次突破千亿立方米 [11] - 新增探明地质储量超1.6万亿立方米 [11] - 进口天然气1817亿立方米，同比增长9.9%，其中LNG进口量1057亿立方米，同比增长7.7%，增速较上年放缓4.9个百分点 [12] - 新建天然气长输管道里程超4000千米，总里程超12.8万千米；新建4座LNG接收站及多个扩建项目投产 [12] 政策与技术进展 - 《中华人民共和国能源法》颁布实施，明确天然气行业发展要求 [13] - 修订清洁能源发展专项资金管理办法，延续支持非常规天然气开采利用 [13] - 深层煤层气富集机理、超深水-超浅层天然气成藏理论取得突破；陆上12000米特深井自动化钻机成功应用 [13] - 全球首套175MPa电动压裂装备、国内首台1422mm磁电融合内检测器研制成功；300兆瓦级F级重型燃气轮机样机达到国际水平 [13][14] - 多能互补模式推进，包括四川盆地多能互补、长庆油田绿色开采、青海油田气电支撑新能源并网等项目 [14][15] 市场化改革进展 - 上游矿业权全面实行竞争性出让，矿权登记企业增至70家以上；LNG进口主体增至20余家 [18] - 国家管网集团独立运营，管网托运商数量从2019年5家增至2024年765家，中小托运商管输资源占比从2.1%提升至10.2% [19] - 8个省网市场化融入国家管网，实施"一区一价"管制定价机制 [19] - 门站价格市场化除部分气源外全面实施；建立终端价格联动机制 [21][22] - 上海、重庆交易中心2024年单边交易量分别达617亿立方米和483亿立方米 [23] 2025年展望 - 预计全国天然气消费量同比增长0.9%，其中发电用气较快增长，工业用气负增长 [27] - 国内天然气产量预计连续第九年增产超百亿立方米 [29] - 中俄东线进气投计划全面试产 [30]

2024年全球天然气发展形势 - 世界天然气消费量4.13万亿立方米 同比增长2.5% 增速较上年提升2.4个百分点 亚太地区消费量9727亿立方米 同比增长4.5% 中国和印度增速分别为7.3%和13.0% [11] - 全球天然气产量4.12万亿立方米 同比增长1.5% 美国产量1.03万亿立方米 与上年持平 俄罗斯产量增量435亿立方米 增幅7.1% 全球新发现气田94个 新增储量6702亿立方米 [11][13] - 全球天然气贸易量1.2万亿立方米 同比增长1.9% LNG贸易量同比增长1.4% 美国LNG出口1219亿立方米 同比增长2.7% 亚洲LNG进口量4056亿立方米 同比增长11.1% [13] - 全球LNG接收站总接卸能力10.94亿吨/年 新投运项目13个 新增能力4368万吨/年 平均利用率37.3% 同比下降4.3个百分点 [14][15] - 国际气价持续下跌 TTF年均价格10.9美元/百万英热单位 同比下跌15.3% 东北亚LNG现货到岸均价11.8美元/百万英热单位 同比下跌26.6% [15] 2024年中国天然气发展状况 - 天然气消费量同比增长7.3% 在一次能源消费中占比8.8% 较上年提高0.3个百分点 城市燃气消费同比增长11.1% 工业燃料消费同比增长6.1% 发电用气同比增长9.5% [18] - 天然气产量2465亿立方米 同比增长6.0% 增量141亿立方米 非常规天然气产量首次突破千亿立方米 占总产量44.5% 页岩气产量257亿立方米 煤层气产量138亿立方米 同比增长17% [19] - 进口天然气1817亿立方米 同比增长9.9% 管道气进口量760亿立方米 同比增长13.1% LNG进口量1057亿立方米 同比增长7.7% [20] - 新建长输管道里程超4000千米 全国管道总里程超12.8万千米 新增储气能力80亿立方米 [21][22] - 深层超深层勘探取得重大突破 新增探明地质储量超1.6万亿立方米 鄂尔多斯盆地发现两个千亿立方米级深部煤层气田 四川盆地深层页岩气资源量超千亿立方米 [19] 天然气体制改革与市场建设 - 持续推进上游矿业权竞争性出让 矿权登记企业增至70家以上 民企持有矿权占比提升 LNG进口主体由2017年近10家增至20余家 [27] - 国家管网集团托运商数量由2019年5家增至765家 中小托运商管输资源占比由2.1%提升到10.2% 完成8个省网市场化融入 [29] - 门站价格市场化取得显著进展 除部分气源外已全面实施市场化定价 上海交易中心单边交易量617亿立方米 重庆交易中心483亿立方米 [32] - 颁布实施《中华人民共和国能源法》 修订出台《天然气利用管理办法》 优化天然气利用结构 [22][33] 2025年发展展望 - 预计全年天然气消费同比增长2%-3% 产量连续第九年增产超百亿立方米 LNG进口量随国际气价波动灵活调节 [34] - 上半年消费量同比微增0.9% 发电用气较快增长 工业用气负增长 进口量同比减少7.8% 其中管道气进口同比增长10.5% LNG进口同比下降20.6% [34] - 全球市场供需延续脆弱平衡态势 面临地缘冲突和极端天气等不确定性 [34] 基础设施建设与技术突破 - 中俄东线天然气管道全线贯通 年输气能力增至380亿立方米 西气东输四线建成投产 [21][52] - 成功研制国内首台直径1422毫米磁电融合内检测器 国产管网离线仿真软件规模应用 首台300兆瓦级F级重型燃气轮机样机达到国际主流水平 [24] - 全球首个超深水超浅层陵水36-1千亿立方米级大气田发现 深地塔科1井突破万米深度 [24][39] 低碳转型与多能协同 - 气电对能源转型支撑作用凸显 美国在建天然气发电装机85吉瓦 日本明确天然气发电仍是重要电力组成 [16][17] - 油气田推进绿色低碳化生产 四川盆地促进水风光氢多能互补 长庆油田打通绿色开采零碳链条 [25] - 下游创新开发天然气新业态 广东投产国内首个H级天然气掺氢发电机组 河北张家口实现掺氢天然气供居民用户 [26]

核心财务表现 - 上半年营业收入22.54亿元，同比下降13.98% [1] - 归属于母公司股东的净利润2.05亿元，同比下降40.08% [1] - 每10股派发现金红利4元 [1] 经营策略与执行 - 以市场和利润为导向开展经营创收与市场开发 [1] - 科学研判天然气供需形势并合理签订上下游供气合同 [1] - 补充质优价廉气源并增加大型代输用户 [1] 运营管理成效 - 开发并签订用户增量用气协议 [1] - 最大程度避免偏差结算 [1] - 实现气损管控三年目标 [1]

财务业绩 - 2025年上半年营业收入20.38亿元，同比增长4.46% [1] - 利润总额8.87亿元，同比增长9.16% [1] - 归属于上市公司股东的净利润6.22亿元，同比增长2.81% [1] 天然气业务 - 报告期内天然气总产量12.17亿立方米，较去年同期9.71亿立方米增长25.33% [2] - 山西通豫管道5月恢复运营，预计三季度连通潘庄、马必区块，实现沁水盆地气源互联互通 [2] - 开辟北上南下更多元销售通路，巩固山西煤层气产销平衡基础，促进销售价格提升 [2] - 公司拥有新疆八个城市燃气特许经营权，并在山西沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘、新疆塔里木盆地和贵州地区经营常规油气和非常规天然气区块勘探开发 [1] 煤炭资源开发 - 新疆哈密三塘湖矿区七号煤炭资源完成二维地震成果验收和详查报告初稿编写 [2] - 预计10月底完成勘探报告编制，11月底获取勘探报告备案证明 [2] - 三塘湖区域较新疆其他区域更趋近市场，采用煤炭分级分质利用项目将沫煤转为高附加值油气资源 [2] - 选择煤制气循环经济模式产品路线，能耗下降且综合效益提升，与国家管网西气东输北支线有效对接 [2] 技术创新与战略布局 - 国内首个深部煤制气产业化示范区在甘肃庆阳正式落地 [3] - 结合新疆难开采煤炭资源地下气化政府支持及哈密三塘湖示范化要求，采用深部煤制气新技术路线 [3] - 依托三塘湖项目匹配CCUS配套项目，碳捕集后供应油田驱油或二次利用，降低碳排放并创造新利润增长点 [3] - 公司成为国内少有的常规天然气和三大非常规天然气及煤炭资源开发全覆盖的企业 [1] 股东结构变化 - 2025年中报披露前十大股东中，信达证券和科威特政府投资局新进股东名册，位列第五和第十大股东 [3] - 澳门金融管理局和社保基金对公司进行增持 [3] 行业环境 - 天然气国际市场供应不确定性增强，非常规天然气成为我国天然气产量重要增长点 [1] - 国家出台一系列支持煤炭、石油及天然气产业发展政策 [1] - 新疆地区将能源产业作为构建现代化产业体系的核心战略 [1] - 非常规天然气为资源接替、能源安全、低碳转型提供重要保障 [1]

事件概述 - 中海油江苏天然气公司高压压缩机突发安全隐患需停机维修 面临5天后LNG运输船到岸接船作业时间压力 [1] - 滨海县市场监督管理局紧急介入并全程护航抢修作业 仅用5天完成设备恢复 避免企业直接经济损失240万元 [1][5] 政府响应机制 - 市场监管局接到企业报告后立即打破常规流程 于周六(7月19日)组织专项工作组现场开通绿色通道 [2] - 特种设备安全监察科与特检所成立联合督导组 现场指导办理修理告知手续并同步制定安全保障方案 [2][3] 技术维修过程 - 企业联合制造单位和无损检测公司对裂纹部位进行打磨 无损检测 施焊等系列作业 [3] - 检验人员全程驻守并严格按照《固定式压力容器安全技术监察规程》对每道工序进行质量把控 [3] - 设备于7月22日下午完成回装与开机测试 一次测试成功 比原计划提前36小时完成维修 [3] 根本原因分析与预防措施 - 专家团队分析认定裂纹由压缩机运行时产生震动导致 [4] - 要求企业从管理机制 巡检标准 应急预案三方面进行系统性提升 [4] - 针对同类压力容器开展体检式排查 建立一设备一档案风险防控体系 [4] 经济与商业影响 - 及时维修避免了接船作业违约导致的巨额经济损失 具体金额为240万元 [1][5] - 维护了企业国际履约信誉 体现了监管部门从坐等审批到主动上门的服务模式转变 [5]