基金调研丨广发基金调研新天然气

根据披露的机构调研信息，10月29日，广发基金对上市公司新天然气（603393）进行了调研。

从市场表现来看，新天然气（603393）近一周股价上涨2.28%，近一个月下跌1.39%。

基金市场数据显示，广发基金成立于2003年8月5日，截至目前，其管理资产规模为16296.80亿元，管理基金数834个，旗下基金经理共106位。旗下最近一年表现最佳的基金产品为广发中证半导体材料设备ETF（560780），近一年收益录得23.08%。

广发基金在管规模前十大产品业绩表现如下所示：

（数据来源：同花顺（300033）iFinD）

附调研内容：

公司董事会秘书刘东先生就公司2026年1-9生产经营情况向各位参会人员做了简要介绍,具体如下: 一、公司2026年1-9月生产经营情况(一)上游天然气（885430）勘探生产业务2026年1-9月,公司实现并表范围内全口径天然气（885430）总产量约17.05亿方,较去年同期约18.27亿方,同比减少约6.68%。潘庄区块:2026年1-9月,实现煤层气总产量约8.08亿方,较上年同期约7.84亿方,增加2400万方,同比增长约3%。实现煤层气总销量约7.80亿方,较上年同期约7.56亿方,同比增长约3%。2026年1-9月,实现平均销售价格2.31元,较上年同期2.09元,每方气增加0.22元,同比增长约11%。第三季度平均销售价格2.43元,较上年同期2.06元,每方气增加0.37元,同比增长约11%。马必区块:2026年1-9月,实现煤层气总产量约6.13亿方,较上年同期约7.28亿方,同比减少约16%。实现煤层气总销量约5.88亿方,较上年同期约7.19亿方,同比减少约18%。2026年1-9月,实现平均销售价格2.60元,较上年同期2.27元,同比增长约15%。第三季度实现平均销售价格为2.90元,较上年同期2.21元,每方气增加0.69元,增长31%,较二季度平均销售价格2.54元,增加0.36元,增长14%。喀什北区块:2026年1-9月,实现天然气（885430）总产量约2.84亿方,较上年同期约3.15亿方,同比减少约10%。实现天然气（885430）总销量约2.42亿方,较上年同期约2.71亿方,同比减少约11%。(二)新疆城燃供应业务受经济环境及购气价格上涨,集中供暖用气有所下降,2026年1-9月,实现天然气（885430）销售量约5.28亿立方米,同比上年5.35亿方降幅1.3%;其中高附加值用户销售量2.88亿方,较上年同期2.82亿立方米,新增销售量约0.06亿方,同比增加约2%。目前,乌市顺价已获批,正在积极推进阜康、库车、焉博、和硕等地区推价、顺价及价格联动工作。(三)液化及管道业务目前,管道输配和LNG工厂相继完成了检修工作,在确保安全的基础上,整体运营平稳,实现了扭亏为盈。其中:1.山西管道输配业务截止2026年9月30日,确保了马必、潘庄项目调峰保障,释放管网综合服务价值;聚源安通南北联络线联动国家管网西一线,充分发挥了区域气源互联互通的管输价值。2.河南LNG运营业务作为衔接通豫管道末端和连接终端市场的LNG工厂,助力调节产销平衡,为保障客户用气及优化市场结构提供了有力支持。2026年1-9月,工厂积极打造双气源供给模式,优化气源结构、提升供气弹性;积极对接上游气源,致力推动工厂满负荷生产。二、重点项目进展情况目前,公司马必076井区总体开发方案正在山西省备案,即将进入规模化开发阶段;喀什北区块第一指定区优化增产方案己通过咨询中心复审报送中石油审核;甘肃庆阳测试工程已经完成立项正在加快推进测试前的工作;紫金山提储、三塘湖煤炭（850105）资源综合开发项目审批有序推进。潘庄区块:继续落实“老井稳产提效、低老病废井综合治理、推进薄煤层产能释放,拓展开发薄煤层边际资源”等关键措施,首创注气增能技术,引进可控冲击波解堵等技术类增产措施,充分释放产能,保持高效运营。马必区块:一是北区076井区总体开发方案,年初已获中方审议通过,正在山西省加快备案中,将进入规模化开发,076井区建产规模4.5亿方/年,预计1-2年内建成达成,稳产期6年;二是接续MB076井区的MB105井区、MB127井区、MB062井区及NS02井区,正式纳入“马必合作区块三期开发方案”统一规划,已编制完成,计划10月底报批中方审查;三是未探明有利区MB127井区储量报告已经完成储量备案,并纳入马必三期开发井区正在编制开发方案;四是南区薄煤层正在推进勘探提储。紫金山区块:积极推进勘探提储中深部煤层气和致密气,深层煤层气预计提交探明面积318.4平方公里,探明储量562.91亿立方米,该报告已完成初稿,于近期提交至中石油。2027年,公司将全力加速紫金山区块煤层气先导试验,全力推动储量报告的评审及备案,编制提交煤层气开发方案,并通过“双气合采”及“探采合一”尽快实现一定规模气量的生产和销售。喀什北区块:第一指定区即阿克莫木气田公司计划通过完善调整开发技术以期提高气藏采出率,进行产量补充,逐步提升产量到预设产能,目前相关审批工作正在加快推进中。同时,公司通过中能控股（HK0228）供股+要约的方式,由持有中能控股（HK0228）29.84%增加至59.15%,提高了公司在阿克莫木气田的权益比例。第二指定区组织专家团队对勘探井部署、地震处理解释、评价方案进行强化研究,并对康苏6井的克拉托构造带进行重新处理解释、优化评价方案。甘肃地下煤制气项目:公司已获取庆城县发改局下发的测试工程项目备案证书、用地批复手续;勘探工程成果报告初稿编制完成,探明勘查区煤炭（850105）资源量,煤层气含量等;完成地面建设工程施工计划进度及图纸会审,地面建设工程正式启动,各项设施设备安装中;完成地下气化专属注气、点火、喷嘴设备的设计、采购,生产监造中;完成地下气化炉CS02井的钻井施工,部署地上装置的建设施工准备工作,编制测试工程点火、运行实施方案,测试前的各项准备工作有序推进。三塘湖煤炭（850105）资源项目:1.煤矿方面:目前已完成前期勘探,备案储量18.93亿吨;完成条湖八号矿井及选煤厂的可行性研究报告的编制且通过了中咨公司组织的行业专家评审;目前三塘湖总规修编方案正在和国家发改委进行预沟通,待修编方案获得认可,将开启总规环评的修编及审批,国家发改委也将正式组织三塘湖矿区总规修编的评审及批复事宜,届时公司将加快推进前置审批事项。2.煤炭（850105）清洁高效利用一体化示范项目:已完成项目可研编制收口、获得中咨公司评审意见终稿(盖章版);2026年6月,项目备案材料已上报哈密市发改委并通过初步审核,待自治区发改委有关文件正式出台后依此进行备案。 三、具体交流情况

问：2026年前三季度公司归母净利润同比下降约21%的主要原因是什么？三季度单季业绩实现较快增长的驱动因素是什么？

答：前三季度净利润同比下降主要有两方面原因：一是非经营性因素，上年同期有地方煤矿补偿款9,700万元、煤层气增值税返还1.85亿元，今年同期无相关收入，合计影响净利润近3亿元；二是经营性因素，马必区块受MB076井区开发审批滞后影响，产量同比下降约1亿方，带来收入端压力。但潘庄、马必区块气价分别同比上涨11%、15%，大幅抵消了产量下滑影响，使得营业收入与上年同期基本持平。三季度单季业绩同比、环比均实现较快增长，核心驱动是气价上涨的利润弹性在三季度全面体现。三季度公司煤层气平均销售价格环比进一步提升，马必区块三季度均价已达2.9元/方，潘庄区块三季度均价2.43元/方。在无补贴、无增值税返还的情况下，三季度归母净利润仍同比增长34%，环比二季度增长15%，体现了公司主营业务真实的盈利改善能力。

问：1-9月全口径天然气（885430）总产量17.05亿方，同比下降约6.68%，各区块产量表现分化明显，背后的增产与减产逻辑分别是什么？

答：各区块产量分化逻辑清晰：潘庄区块产量同比增长3%，产销双增，通过老井泄压提产、新井加速排采、低老病废井治理、低能量井负压抽采、薄煤层产能释放等一系列措施，保持日产约300万方左右的高效运营水平。马必区块产量同比下降约16%，主因是老井自然衰减叠加集输设施检修，同时MB076井区尚未进入大规模投产期，南区10亿方/年设计产能已基本达产，开发效果优于方案设计。喀什北区块产量同比下降约10%，主因是阿克莫木气田进入自然递减阶段，增产新井部署尚待中石油审批落地，新井投放节奏滞后于老井衰减。整体来看，产量下滑主要是阶段性的审批节奏问题，而非资源禀赋或开发能力问题，随着MB076井区、喀什北新井等陆续投产，预计明年产量将重回增长轨道。

问：潘庄、马必两区块煤层气定价机制有何不同？近期气价走势如何？四季度及后续气价展望？

答：两区块定价机制有所不同：马必区块气价按月度调整，由中石油昆仑燃气终端销售，定价参考国际海气价格、国内LNG挂牌价及管道气市场价，兼顾保供需求；潘庄区块销售结构中管道气与LNG各占约一半，管道气主要对接长期大客户以稳定供气，LNG部分参照市场挂牌价结算。近期气价走势方面，单三季度马必区块实现平均销售价格约2.9元/方，创近年新高；10月截至目前已突破3元/方，11月预计在10月基础上能继续上调约10%；潘庄区块单三季度实现平均销售价格约2.43元/方，四季度预计将随市场行情同步上行。公司判断，受采暖季需求支撑及国际气价传导影响，后续半年国内天然气（885430）价格仍有上行空间。

问：马必区块产量同比有所下滑，主要原因是什么？MB076井区开发方案备案与投产进度如何？投产后对产量提升空间有多大？

答：马必区块2026年1-9月实现煤层气总产量约6.13亿方，同比减少约16%，主要原因是老井自然衰减叠加集输设施检修，以及MB076井区尚未大规模投产。南区10亿方/年产能已基本达产，开发效果优于方案设计，当前产量下滑主要是阶段性现象。MB076井区总体开发方案今年初已获中方审议通过，目前正在山西省备案，该井区设计年产能4.5亿方，预计1-2年内全面建成，稳产期6年。投产后将直接扭转马必区块当前产量下滑趋势，成为未来1-2年核心增量来源。接续MB076井区的MB105井区、MB127井区、MB062井区及NS02井区，正式纳入“马必合作区块三期开发方案”统一规划，已编制完成，计划10月底报批中方审查，持续为区块产能接续提供保障。

问：潘庄区块管道气与LNG销售结构调整空间有多大？公司如何把握气价行情优化销售？

答：潘庄区块销售结构调整空间较大。历史上LNG销售比例最高可接近70%；平稳市场环境下，一般维持管道气外销河南约30%、LNG约30%的均衡结构；当前LNG与管道气各占约50%。公司将持续动态优化销售结构，根据气价行情灵活切换管道气与LNG销售比例。山西聚源安通南北联络线连接国家管网西一线后，实现了潘庄、马必区块"互联互通"，开辟"北上南下"多元销售通路，有力巩固了产销平衡基础，也为销售结构灵活调整提供了基础设施支撑。河南LNG工厂则根据每日市场行情调整外销节奏，依托多元气源采购对冲价格波动风险。

问：山西聚源安通联络线实现潘庄、马必区块“互联互通”，对两区块产销平衡和销售价值带来了哪些实质提升？

答：山西聚源安通联络线连接西一线后，实现了沁水盆地气源（含潘庄区块）的"互联互通"，核心价值体现在三方面：一是开辟"北上南下"更多元的销售通路，不再局限于单一销售方向，增强了销售半径和议价能力。二是实现潘庄、马必两区块资源互补，当某一区块产量波动或检修时，可通过联络线互相调配，有力巩固了山西煤层气产销平衡基础，避免单区块产销失衡。三是促进销售价格进一步提升。互联互通后，公司可根据不同方向的气价行情灵活调配外输量，将气源导向价格更高的市场，整体提升区块平均售价。此外，山西管道业务还承担着项目调峰功能，与河南LNG工厂协同，共同保障潘庄、马必区块全产全销。

问：新疆城燃供应业务销量同比下滑、购气成本持续上涨，下半年盈利改善逻辑是什么？

答：新疆城燃供应业务1-9月销售量5.28亿方，同比下降1.3%，主要受经济环境影响，集中供暖及工业用气需求有所放缓。但高附加值用户销量2.88亿方，同比增长2%，用户结构持续优化。盈利改善核心依赖顺价机制落地。目前乌鲁木齐市顺价已获批，公司正同步推进阜康、库车、焉博、和硕等地区的推价、顺价及价格联动申报工作，预计下半年逐步落地，通过终端售价传导对冲上游采购成本上涨压力。同时，公司持续拓展高附加值工业用户，优化用户结构，提升城燃板块整体毛利率。

问：紫金山区块勘探思路有何调整？中深部煤层气储量提交进展如何？

答：紫金山区块在前期勘探认知基础上，已调整为以中深部煤层气勘探为主、兼探致密气的思路，规划勘探提储中深部煤层气和致密气两类资源。旨在同一井区范围内，同时开发中深部煤层气和伴生致密气资源，通过一套井网实现两类气藏的协同开采，提高单井产量和资源利用效率。2027年公司将推动紫金山区块先导试验及开发方案编制，明年力争实现产量突破。储量进展方面，中深部煤层气预计提交探明储量约562.91亿方，目前已完成储量报告初稿，正加快推进中方内部审核，计划本年内通过评审完成备案。

问：三塘湖煤炭（850105）项目18.93亿吨储量已落实，后续开发模式和资金安排是怎样的？

答：三塘湖项目于2024年11月竞拍成功后，超常规开展详查钻探、勘探钻探、三维地震等工作，煤炭（850105）勘探报告已通过自治区评审，落实煤炭（850105）资源量18.93亿吨。公司及时抓住"十四五"总规修编时机完成初评，为项目进入"十五五"地方煤矿开发时序奠定了基础。进入"十五五"规划意味着项目纳入了国家及地方煤炭（850105）开发的正式时序，后续产能指标下发后即可启动矿井建设。目前矿井可研已通过专家评审，正推进矿区总规修编审批。开发模式上，三塘湖煤矿及后续煤化工（884281）项目体量较大，公司计划在审批落地后引入战略投资者合作开发，不占用过多自有现金流。

问：公司分红政策如何规划？资本开支与股东回报如何平衡？

答：公司长期坚持稳定分红战略。2025年因境内外资金归集渠道不畅未能分红，目前境内外利润回流通道已打通，今年已实施中期分红。后续董事会将保持积极分红态度，持续回馈投资者。资金平衡方面，公司每年归属净现金流有20多亿元，常规气田滚动开发的年资本开支约十几亿元，自有现金流可同时覆盖资本开支和分红需求。对于三塘湖煤矿、煤化工（884281）等大额资本开支项目，公司计划在审批落地后引入战略投资者合作开发，不占用过多自有现金流。同时，公司已发行10亿元债务融资工具，其他再融资工具也可择机启动，资金来源渠道充足。

问：当前国际气价大幅上涨、国内天然气（885430）市场呈现“进口成本高位、区域价差重构、季节性波动放大”格局的背景下，国产煤层气的战略价值如何凸显？“十五五”规划对煤层气行业有哪些政策红利？公司如何依托资源优势把握这一轮能源（850101）安全周期（883436），实现盈利的可持续增长？

答：2026年以来，受地缘冲突、关键航道通行受阻等影响，全球天然气（885430）供应紧张，国际气价大幅上涨。我国天然气（885430）市场运行整体平稳，国内保供气相对稳定，工商业气价区域分化，市场化气量弹性更大。特别是进入2026—2027年度采暖季，国内天然气（885430）市场总体呈“进口成本高位、区域价差重构、季节性波动放大”的格局。在当前国际气价环境下，国内能源（850101）结构持续优化，国产非常规气的价值进一步凸显，“十五五”规划将煤层气、瓦斯利用作为能源（850101）安全与甲烷控排的重要内容，深层煤层气示范区加快推进。不同于周期（883436）波动剧烈的传统能源（850101）产品，煤层气作为清洁替代能源（850101），属于国内重点扶持的非常规清洁能源（850101），政策持续加码煤层气开发利用，需求刚性稳定，公司依托资源优势，未来随着新区块陆续释放产能，公司盈利有望持续;