公司运营与生产里程碑 - 截至12月23日，涪陵页岩气田累计产气量超过800亿立方米 [1] - 目前日均产气量稳定在2350万立方米 [1] - 当前产量可满足约4700万户家庭的日常用气需求 [1] - 该气田于2012年底实现重大勘探突破，并于2014年3月投入商业开发 [1] - 2024年，涪陵页岩气田累计探明储量突破1万亿立方米 [1] 行业地位与技术发展 - 涪陵页岩气田是中国首个投入商业开发的大型页岩气田 [1] - 中国页岩气藏相比北美地质条件更复杂、埋藏更深，开采难度更大 [1] - 公司逐步探索形成了适用于南方海相页岩气的“二元富集”理论 [1] - 公司充分发挥全产业链优势，自主研发了网电钻机、全电压裂机组等装备 [1] - 页岩气开采关键设备已全部实现国产化 [1]

文章核心观点 - 中国石化涪陵页岩气田累计产量突破800亿立方米，成为保障长江经济带能源供应、推动高质量发展的重要清洁能源基地，并展示了公司在复杂地质条件下实现页岩气高效勘探开发的技术实力与全产业链优势 [2][3] 产量与运营里程碑 - 截至12月23日，涪陵页岩气田累计产气量超过800亿立方米 [2] - 气田最高日产量达到2580万立方米，目前日均产量稳定在2350万立方米 [2] - 当前日均产量可满足约4700万户家庭的日常用气需求 [2] - 气田于2017年如期建成100亿立方米年产能，成为我国首个百亿方页岩气田 [2] - 2024年，气田累计探明储量突破1万亿立方米 [2] 市场与区域影响 - 气田为长江经济带沿线6省2市70多个城市、超过2亿居民供应绿色清洁能源 [2] - 气田的开发有效助力长江经济带高质量发展 [2] 开发历程与行业地位 - 涪陵页岩气田是我国首个投入商业开发的大型页岩气田 [2] - 气田于2012年底实现重大勘探突破，2014年3月投入商业开发 [2] - 气田的开发创造了我国页岩气开发的“涪陵速度” [2] 技术与研发成就 - 针对我国页岩气藏地质条件更复杂、埋藏更深、开采难度大的挑战，公司探索形成南方海相页岩气“二元富集”理论 [3] - 公司创新形成了页岩气地质综合评价、水平井组优快钻井、长水平井高效压裂等六大核心技术体系 [3] - 公司构建了具有中国特色的页岩气立体开发模式 [3] - 公司自主研发网电钻机、全电压裂机组等装备工具，关键设备全部实现国产化 [3] 产业链与战略优势 - 公司充分发挥全产业链优势，有力支撑和引领我国页岩气产业高质量发展 [3]

公司运营里程碑 - 中国石化旗下涪陵页岩气田累计产气量已超过800亿立方米 [1] - 该气田已持续稳定生产十余年 [1] 行业与社会影响 - 涪陵页岩气田为长江经济带沿线超过70个城市提供清洁能源 [1] - 该气田的供应惠及超过2亿居民 [1]

核心观点 - 中国石化涪陵页岩气田作为中国首个商业开发的大型页岩气田，累计产量已超过800亿立方米，为长江经济带提供了稳定的清洁能源供应，并展示了中国在复杂地质条件下自主创新的页岩气开发能力 [1][2] 产量与运营里程碑 - 截至2025年12月23日，涪陵页岩气田累计产气量超过800亿立方米 [1] - 气田最高日产气量达到2580万立方米，目前日均产气量稳定在2350万立方米 [1] - 当前日均产量可满足约4700万户家庭的日常用气需求 [1] - 气田于2017年如期建成100亿立方米年产能，成为中国首个百亿方页岩气田 [1] - 2024年，气田累计探明储量突破1万亿立方米 [1] 市场与区域影响 - 气田为长江经济带沿线6省2市、70多个城市、2亿多居民供应绿色清洁能源 [1] - 气田的开发有效助力长江经济带高质量发展 [1] 技术与创新成就 - 中国石化针对中国页岩气藏地质条件更复杂、埋藏更深的特点，探索形成南方海相页岩气“二元富集”理论 [2] - 公司创新形成了包括页岩气地质综合评价、水平井组优快钻井、长水平井高效压裂在内的六大核心技术体系 [2] - 构建了具有中国特色的页岩气立体开发模式 [2] - 自主研发了网电钻机、全电压裂机组等装备工具，关键设备全部实现国产化 [2] 环保与可持续发展 - 气田推行“减量化-再利用-再循环”的清洁生产方式 [2] - 加大固体废物源头减量化技术研发和应用，从源头减少危险废物产生量 [2] - 构建全流程绿色开发体系，仅实施网电钻井作业一项，一年可减少二氧化碳排放15.5万吨 [2]

公司运营与生产数据 - 截至12月23日，涪陵页岩气田累计产气量超过800亿立方米 [1] - 气田最高日产气量达到2580万立方米，目前日均产气量稳定在2350万立方米 [1] - 当前日均2350万立方米的产气量可满足约4700万户家庭的日常用气需求 [1] - 2024年，涪陵页岩气田累计探明储量突破1万亿立方米 [1] 项目开发历程与行业地位 - 涪陵页岩气田是中国首个投入商业开发的大型页岩气田 [1] - 气田于2012年底实现重大勘探突破，于2014年3月投入商业开发 [1] - 气田在2017年如期建成100亿立方米的年产能 [1]

资源税法及核心优惠政策 - 《中华人民共和国资源税法》自2020年9月1日起施行，同时废止了1993年的暂行条例 [5] - 国务院对有利于促进资源节约集约利用、保护环境等情形，可以规定免征或减征资源税 [3] - 省、自治区、直辖市可对因意外事故或自然灾害遭受重大损失，以及开采共伴生矿、低品位矿、尾矿的纳税人，决定免征或减征资源税 [4] 具体税收优惠政策 - 对青藏铁路公司及其所属单位运营期间自采自用的砂、石等材料免征资源税 [6] - 在2027年12月31日之前，对页岩气资源税减征30% [7][9] - 自2023年1月1日至2027年12月31日，对增值税小规模纳税人、小型微利企业和个体工商户减半征收资源税 [9] - 自2023年9月1日至2027年12月31日，对充填开采置换出来的煤炭，资源税减征50% [9] - 增值税小规模纳税人、小型微利企业和个体工商户已依法享受其他资源税优惠政策的，可叠加享受减半征收的优惠政策 [9] 减免税计算方法与管理 - 纳税人可按产量占比法核算免税、减税项目的销售额或销售数量，公式为：当期免税、减税项目的应税产品销售额(销售数量)=当期应税产品总销售额(销售数量) ×（当期免税、减税项目应税产品产量÷当期应税产品总产量） [10] - 纳税人将免税、减税项目的应税产品自用于应缴税情形而无销售额的，按平均销售价格法核算销售额，公式为：当期免税、减税项目的应税产品销售额=当期免税、减税项目应税产品自用量 × 当期纳税人应税产品的平均销售价格 [10] - 纳税人开采或生产同一应税产品符合多项减征优惠政策的，除另有规定外，只能选择其中一项执行 [10] - 纳税人销售免税、减税项目的应税产品，需留存相关增值税发票等合法有效凭据备查 [10] - 采用产量占比法或平均销售价格法核算的，需留存免税、减税应税产品的产量台账等资料备查 [11] 衰竭期矿山优惠政策细则 - 纳税人申报享受衰竭期矿山优惠政策，需留存《采矿许可证》复印件、《矿产资源储量核实报告》等有关材料 [11] - 衰竭期矿山的判定标准可由纳税人选择按剩余可开采储量或剩余开采年限确定，一经选择不得变更 [11] - 按剩余可开采储量作为判定标准的矿山，享受税收优惠的累计销售数量不得超过原设计可开采储量的20% [11] - 剩余可开采储量计算公式为：剩余可开采储量=可开采储量-累计采出量 [12] - 按剩余开采年限作为判定标准的矿山，享受税收优惠的累计时长不得超过五年 [12] - 剩余开采年限计算公式为：剩余开采年限=剩余可开采储量÷[最近一次核准或核定的年生产能力×储量备用系数×（1-矿石贫化率）] [13] - 油气田和水气矿山关于衰竭期的判定标准参照上述规定执行，其中油气田以单个油气田(藏)开发单元为单位确定 [13] 煤炭充填开采优惠政策细则 - 纳税人申报享受煤炭充填开采优惠政策，需留存《采矿许可证》复印件、煤炭资源充填开采利用方案、井上井下工程对照图、第三方技术评估报告、充填开采台账等有关资料 [13] - 在充填开采工作面已安装计量装置的，按实际计量的称重数量作为充填开采置换出来的煤炭数量 [13] - 未安装计量装置的，按当期注入充填物体积和充采比计算充填开采置换出来的煤炭数量 [13] - 煤炭充填开采是指向采空区或离层带等空间充填矸石、粉煤灰、建筑废料以及专用充填材料的煤炭开采技术 [13]

文章核心观点 - 中国石油通过技术创新与产业链整合，在天然气勘探开发、储运及终端销售领域取得显著突破，同时积极推动传统油气业务向综合能源服务转型，以增强企业核心竞争力并把握能源转型机遇 [1][3][7] 天然气勘探开发与技术突破 - 公司在四川盆地成功钻获全球首口寒武系超深层页岩气战略突破井（资201井），该井水平井评价完钻井深超6000米，直井评价完钻井深达5000米，并于2023年6月投产，标志着我国首次在距今5.4亿年的寒武系页岩中获得高产商业气流 [1] - 在资201井区启动筇竹寺组首个先导试验平台（资201H2平台），部署6口水平井，试验取得4项“首次”突破：首次将钻井周期缩短至百天以内（较设计提前30天以上）；首次在超6500米深井实施“双缆”作业构建全井筒监测体系；首次实现超长水平段长度突破2400米且钻遇率100%；首次实现平台内单井测试产量超百万立方米 [2] - 四川盆地寒武系筇竹寺组被视作继奥陶系五峰组—志留系龙马溪组后最具潜力的页岩气勘探层系，先导试验成功展现了其良好的开发前景，并为超深层页岩气规模效益开发积累了技术储备 [2] - 四川盆地天然气总资源量居全国首位，其中页岩气占比最高，公司正加快该区域建产节奏，天然气板块被视为重要的利润增量来源，在“量价齐升”背景下，其盈利能力有望进一步增强 [3] 天然气储运与数智化运营 - 位于重庆的相国寺储气库是构建“西南百亿储气中心”的关键组成部分，该库连接中贵线与川渝管网，截至2025年10月，以占全国储气库6%的设计工作气量，完成了15%的实际调峰保供任务，注采转换周期可缩短至3小时内 [4] - 相国寺储气库利用其不含硫、不含水且靠近管网的天然地质优势，大幅节约注采时间与工艺，并通过数字化实现无人值守站巡检及压缩机智能机器人巡检，使巡检周期缩短60%，效率提升200% [4][5] - 公司位于四川遂宁的天然气净化公司是国内实际日处理量最大的净化厂，设计有7套装置，自2014年8月投产以来，创下国内最快达产1000亿立方米天然气净化厂的纪录，并构建了“无人值守、集中调控、远程协作、智能监防”的新型智能化管理模式 [5] - 西南油气田分公司已建成“四横、两纵、三库”的天然气采集、净化、输配、储气、销售系统，形成我国首个完整的天然气工业体系，既能满足川渝地区需求，又能对全国天然气产销平衡和冬季调峰发挥重要作用 [5] 终端销售与综合能源转型 - 公司积极推动传统加油站向“油气氢电非”综合能源站转型，位于成都温江区的涌泉综合能源站占地6000平方米，集加油、充电、储能、购物、汽服、餐饮于一体，其充电区域配备4把最大功率480千瓦的超充枪和108把250千瓦的快充枪，并设有独立储能设备 [6] - 在新能源汽车快速普及的背景下，四川省新能源汽车保有量已近185万辆，市场渗透率超50%，走访期间该综合能源站充电汽车数量已多于加油汽车 [7] - 四川销售公司将非油业务作为重要利润增长极，围绕“人—车—生活”生态圈建设，同时加速布局自营充电网络并融入“成渝氢走廊”建设，目前拥有充换电站480座，年充电能力突破2亿度，自营公共快充枪数量及充电量均居全省前列，并运营2座加氢站，日均加氢近1100公斤 [7] - 公司表示将继续巩固油气核心业务，推动综合能源服务创新，以增强价值创造能力 [7]

新型能源体系建设的核心任务与原则 - 加快建设新型能源体系、建设能源强国是“十五五”时期能源高质量发展的中心任务 [4] - 必须坚持党对能源工作的全面领导、人民至上、把能源饭碗端在自己手里、绿色低碳发展、创新是第一动力、深化能源体制改革等原则要求 [4][5][6][7][8][9] “十四五”时期能源发展主要成效 - 能源保障能力显著增强：能源生产总量达约50亿吨标准煤，比10年前增长近40%，占全球1/5以上，自给率稳定在80%以上；年发电量超10万亿千瓦时，占全球1/3左右；西电东送能力达3.4亿千瓦，长输油气管道里程超19万公里 [10] - 绿色低碳转型实现跃升：建成全球最大最快可再生能源体系，风电光伏年新增装机先后突破1亿、2亿、3亿千瓦，新能源装机历史性超过火电；非化石能源消费量翻番，占能源消费总量比重达20%左右；煤炭消费比重年均降约1个百分点；终端用能电气化比重达30%左右，位居世界前列 [11] - 科技创新与产业链现代化水平提升：形成华龙一号、国和一号等自主三代核电技术；特高压输电技术指标连创世界纪录；新能源形成完备全产业链制造体系，专利数占全球四成以上；新型储能规模跃居世界第一 [12] - 市场体系与对外开放完善：全国统一电力市场加快建设，绿证获国际RE100全面认可；电力市场注册经营主体比2020年增长4倍以上；与超100个国家地区开展绿色能源合作，出口风电光伏产品5年为其他国家减碳约41亿吨 [13][14] “十五五”时期能源体系建设核心举措 - 优化能源空间布局：建设“三北”风电光伏基地、西南水风光一体化基地、沿海核电与海上风电基地，大力发展分布式能源；夯实五大煤炭基地及重点盆地海域油气产能；优化跨省跨区电力流向与油气进口通道 [15] - 加快绿色低碳转型：推动风电光伏更大规模发展，积极安全有序发展核电，目标2030年非化石能源消费占比达25%左右；构建新型电力系统，提升新能源消纳配置能力；提高终端用能电气化水平，推进重点领域节能降碳 [16] - 建设坚强韧性能源供应链：提升油气勘探开发力度，推动原油产量长期稳定、天然气增储上产；增强煤炭供应弹性，推进煤炭清洁高效利用；推动煤电转向支撑调节性电源，科学布局抽水蓄能，大力发展新型储能；加强新能源关键矿产资源供给 [17] - 加快能源科技自立自强：攻关先进核电、光热发电、柔性直流输电、非常规油气等技术装备；前瞻布局氢能、可控核聚变等未来能源；培育壮大“人工智能+能源”等新产业；健全产业链协同创新机制，强化企业创新主体地位 [18] - 加强制度保障与国际合作：完善能源法配套法规，建设全国统一电力市场体系，深化能源价格市场化改革；深化能源国际合作，维护全球产业链供应链稳定，推动电力互联互通，加强新能源产业链国际合作与技术标准对接，高质量共建“一带一路”能源项目 [19][20]

文章核心观点 公司为响应监管倡议并推动高质量发展 制定了详细的“提质增效重回报”行动方案 该方案围绕聚焦天然气主业、坚持科技创新、重视股东回报、加强投资者沟通、规范公司治理及健全激励机制等多个维度展开 旨在巩固其作为覆盖常规与非常规天然气及煤炭资源的综合能源供应商地位 并提升长期投资价值 [1] 聚焦天然气主业战略 - 公司战略定位为“天然气能源全产业链”和“一体两翼” 在新疆八个城市拥有燃气特许经营权 并在山西、新疆、贵州从事非常规与常规油气勘探开发 在新疆、甘肃从事煤炭资源开发 成为国内少有的综合能源供应商和服务商 [1] - **上游存量资源高效开发**： - **潘庄区块**：合作面积60余平方公里 探明地质储量约208亿方 单井日产突破10万方 累计产气量突破100亿方 剩余潜力储量40亿方以上 其中33亿方为未动用区域 [2] - **马必区块**：探明面积424.6平方公里 探明地质储量约655亿方 产量从2022年2.84亿方快速提升至2024年8.97亿方 截至2025年9月30日累产29.6亿方 目前处于加快产能建设阶段 [3] - 马必区块具体开发计划包括：南区方案调整优化、北区076井区建设产能4.5亿方/年（动用储量约140亿方 预计2025年底备案）、北区MB105及NS02井区初步设计产能4.8亿方/年（动用储量约164亿方 预计2026年底2027年初审批）、薄煤层预计提交探明储量40亿方（预计2027-2028年完成）、未探明有利区MB127井区预计探明储量约34亿方（预计2027年完成审批） [4][5] - **上游增量资源加快推进**： - **紫金山区块**：勘查面积约528平方公里 预测深部煤层气资源量1200亿方 致密气资源量300亿方 规划新增探明深部煤层气地质储量500亿方 致密气地质储量200亿方 建设总产能15亿方/年（深部煤层气10亿方/年、致密气5亿方/年） 其中ZJS10井区已探明致密气储量约54亿方 并计划在2026年底前累计提交深部煤层气探明储量500亿方 [5] - **喀什北区块**：第一指定区阿克莫木气田已进入生产期 矿区面积约110余平方公里 探明天然气储量446亿方 年设计产能11.1亿方 截至2024年累计产量50.54亿方 计划部署10口新井以提高采出率 第二指定区预测天然气资源量超千亿方 石油亿吨以上 阿深1井已钻深近5000米 预计2026年初进入目的层 2026年可能有一定气量表现 [6] - **贵州丹寨区块**：勘查面积合计约300平方公里 预测页岩气资源量达450亿方 具备年产2-3亿方以上开发潜力 DZ2-1井已于2025年9月28日开钻 预计2026-2027年有少量试采产量 2028年形成规模产量 2029-2030年进入上产期 [7] - **三塘湖项目**：探矿权面积约109平方公里 煤炭资源量估算20.93亿吨 主力可采煤层储量达18亿吨以上 目前详查报告已通过专家评审 预计年底前完成评审备案 为探转采及煤制气等产业布局奠定基础 [8] - **庆阳深部煤制气项目**：采用煤炭地下气化技术 规划分三期推进 一期规划年气化采煤80万吨 产蓝氢3亿方 LNG约9万吨 已完成六个区块竞拍 计划2026年进行测试工程及一期项目投产 [9] 科技创新与产业发展 - **煤层气领域**：公司2025年获科技创新一等奖 形成了涵盖钻井、地质、压裂、排采的完整技术体系 实现了单井产量高、采收率高、单方气成本低的特点 [10] - **地下煤制气领域**：公司已攻克深部煤制气关键技术 研发的气化剂注入与点火装置达国际先进水平 可保障超1000米深部煤炭点火成功 气化效率超85% [11] - **煤炭领域**：公司参与的国家煤炭专项“透明矿井构建关键技术与装备”获批 旨在攻克深部开发瓶颈 赋能三塘湖煤矿建设“透明矿山”和“智慧矿山” 公司持续与院校合作推进深部煤制气、制氢等课题 [12] 股东回报与分红政策 - 公司自2016年上市以来每年持续现金分红 分红金额从2016年度1.12亿元增长至2023年度3.82亿元 年均增长率近19% 截至2023年度累计分红金额达16.66亿元 年均分红率达36.36% [13] - 2025年年初 为改善单体报表未分配利润为负的情况 公司拟定了中期分红方案 计划通过调整业务结构、使用盈余公积弥补亏损等措施满足现金分红合规要求 未来将持续优化以加大现金分红比例 [14] 投资者沟通与价值传递 - 公司通过股东大会、业绩说明会、路演等多种方式与投资者沟通 2025年度以平均每周1-2场的频率开展各类交流活动超过100余场 2023-2024年度信息披露评级为B级良好 并荣获2025年董事会典型实践案例奖项 [15] - 未来将继续优化沟通渠道 以新网站投入使用等方式提升信息披露质量和针对性 [16] 公司治理与规范运作 - 公司建立了权责分明的治理结构 2025年根据法规动态修订及完善了近30部治理制度并取消了监事会 积极组织相关人员参加培训以提高治理水平 [17] - 未来将继续鼓励董事高管参与监管培训 持续更新治理制度 并在重大事项中加强投资者参与度和认同感 [17] 激励机制与利益绑定 - 公司建立了多层次的薪酬管理和绩效考核体系 董事及高级管理人员的报酬包括月薪和年度绩效奖励 [18] - 公司实施了《2024年限制性股票激励计划》 设定了公司层面（营业收入、产量）和个人层面的绩效考核指标 将股东、公司和核心团队利益结合在一起 [19]

宏观经济与财政表现 - 月通胀率从2023年12月的25%降至近期的2%左右 [3] - 2024年实现了十多年来的首次预算盈余 [3] - 联邦支出削减约30%，裁减约5.5万名公职人员（占联邦劳动力的约15%），并将部委数量从19个减少至9个 [3] - 贫困率从米莱上任初的41.7%一度升至52.9%，截至今年上半年已降至31.6% [3] - 外汇储备超过300亿美元，是本世纪以来最稳健的宏观经济基本面之一 [8] 政策改革与政治基础 - 执政联盟“自由前进党”在中期选举中取得决定性胜利，席位超过1/3门槛，可阻止反对党以2/3多数推翻总统行政令 [2] - 政府力争通过阿根廷3年来的首份年度预算案，并计划推行财政紧缩、放松管制、减税等核心改革 [2] - 央行改革法案连续两次在表决中遭遇失败，私有化进程远低于目标 [8] - 前总统费尔南德斯任内遗留的2700个公共工程项目中，超过一半在米莱执政期间没有任何进展 [3] 债务、投资与行业动态 - 阿根廷被国际货币基金组织列为十大拉美债务国之首，债务高达569.44亿美元 [3] - 政府试图吸引对锂、页岩气和石油等采掘产业的投资，但相关基础设施项目在紧缩中被削减 [3] - 阿根廷石油公司YPF和Tecpetrol率先发行新债券，一度引发抢购潮 [2] - 多省政府正与银行协商，将债务打包出售给海外投资者 [2] - 美国与阿根廷达成贸易框架协议，可能有利于阿根廷铝、钢铁和牛肉相关行业，并吸引更多美国企业投资 [7] 社会影响与民生状况 - 民众反映生活成本压力大，有工作的人也在不断负债，超市常见用信用卡赊账购买食品的情况 [3] - 批评认为改革使工人、学生和退休群体受损，而社会中最富有的那小部分人获益 [3] - 存在对增长停滞、失业增加和腐败丑闻的疲惫感，总统府秘书长涉嫌收受贿赂的丑闻影响了部分民众信心 [4] - 医院、基础设施、残疾人福利等领域缺乏投资 [5] 外部关系与国际援助 - 美国政府宣布对米莱政府的支持计划，包括规模达200亿美元的本币互换、购买以美元计价的债券 [7] - 美国财政部长原定12月初对阿根廷的访问被取消，引发阿根廷媒体对两国关系的疑虑 [7] - 有分析指出美国的援助并非“无条件赠予”，可能带来经济代价并涉及国家自主性 [7] 改革前景与挑战 - 通过人为支撑比索汇率来抑制通胀，可能导致比索被高估，并在明年200亿美元债务偿还前严重消耗外汇储备 [6] - 改革已从初期“破局式冲击”转入“深水区攻坚”，面临执政联盟内部裂痕、联邦与地方博弈激烈等挑战 [8] - 分析认为“效率至上、福利靠边”的逻辑存在致命漏洞，过度依赖外部援助可能使本国陷入依附性改革陷阱 [8] - 建议将资源和农产品增长的部分收益转化为“民生托底”，如扩大食品补贴、修复医疗设施、增加教育投入，以缓解社会矛盾 [9]