首华燃气获40家机构调研：增值税先征后退政策,因公司近几年产建规模较大,进项大于销项,不需要缴纳增值...
首华燃气（300483）9月17日发布投资者关系活动记录表，公司于2025年9月16日接受40家机构调研，机构类型为QFII、保险公司、其他、基金公司、证券公司、阳光私募机构。 投资者关系活动主要内容介绍： 公司就投资者提出的问题进行了回复:
问：公司上半年完成产量4.23亿方，距全年9亿方目标还差4.77亿方，是否能完成目标产量？
答：公司上半年完成产量4.23亿方，公司目前日产量在270万方左右，随着新气井陆续投产，公司将有望提前达成年产9亿方的目标。下一步，公司继续锚定年末日产320万方的目标，为2026年及未来发展打下基础。
问：如剔除公允价值、股份支付等非经营性因素后，公司上半年的经营利润情况如何？
答：按照半年报的数据，上半年无形资产（合同权益）计提摊销3267万，同时确认股权激励的股份支付996万元，其中直接计入当期费用约534万元。
问：公司目前新投产致密气井的情况如何？
答：公司今年投产一口致密气水平井，该井按设计完成了1200米水平段，砂岩钻遇率100%，初产12万方，目前日产约14万方。
问：考虑到2025、2026年仍有较大规模的资本开支计划（每年13-16亿元），公司未来是否还需要融资，如何满足资本性开支的需求？
答：权责发生制下，2025年的资本性开支约在15亿左右，上半年购建固定资产、无形资产和其他长期资产支付的现金约为5亿元，上半年公司经营活动产生的净现金流8亿元。无论从权责制和现金流口径，全年经营净现金流预计能够覆盖全年资本开支所需的现金支出。n公司当前整体财务状况稳健，预计今年不会新增金融负债。下一步工作重点将聚焦于优化资产负债结构及融资成本，相关工作均按计划开展，同时有序推进可转债的转股。
问：公司天然气开发板块未来的成本下降空间如何，哪些方面存在降本的空间？
答：天然气开发板块成本的下降主要体现在两个方面,一是投资成本的下降;二是气量上升固定成本的摊薄。在投资成本方面,目前单口煤层气井投资成本在年初的基础上进一步下降,不含税大约在2900万左右,单井生命期累产(EUR)约5500万方,折算新井单方投资成本(折耗)约0.53元。按2024年油气资产折耗数据计算,2024年单方折耗约0.85元,随着新井的投产,这一数值将持续向0.53元/方的水平逐步趋近。同时,水网、电网等基础设施的投运,新工艺的实验与应用也会进一步降低投资成本。在气量提升方面,气量增长对生产运营成本摊薄效应更为明显,由于管理成本、销售费用等三费以及人工成本、场站设备等固定资产折旧此类生产成本并不随产气量同比例增长,因此气量快速提升可大幅摊薄单位生产运营成本。从这两个方面看,公司未来方气成本仍具备下降潜力。
问：公司天然气开发板块产量快速提升的根本逻辑是什么？
答：公司天然气产量的大幅提升可以从两位维度来看,第一是直接原因,增加资本开支及投资规模,新建井和投产井的增加带来的产量提升。第二是根本原因,就是资源基础,即区块内天然气资源开发确定性、经济性。公司2023年起逐步确立以深层煤层气开发为主,兼探致密气,综合立体开发的开发思路。公司在2024年4月及2025年3月完成煤层气新增探明地质储量887.4亿立方米,是公司产量快速提升的资源基础。
问：从同行业公司的补贴收入情况来看,金额还是比较可观的,公司这块有没有具体的落地时间和预计金额？
答：在非常规天然气开采业务领域,主要有两方面的政策,清洁能源专项发展资金,以及煤层气抽采企业增值税先征后退政策。《清洁能源专项发展资金管理办法》涉及的致密气、煤层气奖补资金,预计今年四季度落地,具体金额根据公司自身的产量增长情况预计,补贴规模尚可,具体请投资者关注公司后续公告。增值税先征后退政策,因公司近几年产建规模较大,进项大于销项,不需要缴纳增值税,预计2026年下半年至2027年将逐步享受这一税收优惠政策。
问：公司今年计划将永西连接线的输气能力从300万方进一步提升,请介绍一下项目背景以及投资规模大概多少？
答：管输板块方面,去年完成300万方/日输气能力的改扩建后,今年预计输气量将突破9亿方,并有望超过10亿方。目前永西连接线已处于满负荷运行状态,日均输气量已达到300万方。中方今年计划产量约50亿方,而目前永西连接线年输气能力为10亿方,未来上游生产规划完全能够支持该管线扩建需求。基于上游充足的气源保障,拟将输气能力从300万方/日提升至400万方/日,同时预留额外400万方的基础设施扩展空间,后续视气源情况添置压缩机。该扩建项目资本性开支预计控制在1亿元以内。
问：公司控制权变更的进展如何,预计何时可以完成？
答：交易双方于9月5日签署了《〈股份转让协议〉之补充协议》,目前相关工作正在按流程推进过程中,请关注公司后续公告;
调研参与机构详情如下：
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