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机构：中信建投证券
研究员：高兴/侯启明
公司是天然气产业链上游的勘探开发标的，核心自产为石楼西区块天然气开采权。2025 年，受益于煤层气开采技术的进步和非常规气补贴政策的倾斜，公司实现扭亏为盈。“十五五”期间，鄂尔多斯市盆地东部地区煤层气有望迎来快速上产，石楼西区块紧邻大吉区块，产能规模有望持续增长。价格方面，受美伊冲突持续的影响，2026 年天然气售价预计上涨，非常规气售价市场化程度高，公司销售气价有望提升。成本方面，受益于煤层气勘探和开采技术的进步，公司新建矿井成本较低，综合方气成本有望随产能增长逐步下移，助力自产气盈利能力提升。综合来看，短期天然气价格的上涨助力公司2026年业绩增长，中长期的量升本降构筑公司成长空间。
摘要
油气产业链上游标的，增产降本业绩增长
首华燃气(原名沃施股份)成立于2003 年，2015 年在深交所创业板上市。截至2025 年末，公司通过控股子公司中海沃邦持有山西石楼西区块1524 平方公里、30 年期的天然气开采权，累计备案地质储量2163 亿立方米，设计产能35 亿立方米/年。
2026 年3 月，公司收购控股子公司中海沃邦少数股东股份，对中海沃邦的持股比例进一步提升至78.79%。2026 年上半年，公司实现营业收入17.5 亿元，同比增长30.5%；实现归母净利润1.9 亿元，同比增加1.8 亿元。2025 年，公司实现营业收入28.1 亿元，同比增长82.1%，实现归母净利润1.7 亿元，同比增长8.8 亿元。公司业绩增长主要系天然气产销量提升、单位生产成本压降、天然气售价抬升等因素的综合影响。
2026H1，公司天然气产量达5.88 亿立方米，同比增长39%；天然气销售量8.01 亿立方米，同比增长25%，带动公司营收及归母净利润同比增长。
非常规气定位增产主力，补贴政策向煤层气倾斜非常规气是指传统技术无法获得自然工业产量，需用新技术才能经济开采的油气资源，主要包括页岩油（气）、煤层气以及天然气水合物等。近年来，我国非常规气开采规模持续增长，已成为天然气增长的主力军。根据国家能源局发布的《中国油气勘探开发发展报告（2026）》，2025 年，我国天然气产量达2621 亿立方米，同比增长6.3%；非常规天然气产量达 1100亿立方米以上，同比增长 7.7%。煤岩气（深层煤层气）是我国最新突破的非常规天然气类型，资源主要分布于鄂尔多斯盆地东部。2023 年，中石油在鄂尔多斯盆地东部建成首个煤岩气田（大吉气田），创新形成保压取心含气量测试、聚能压裂等技术。2025 年，煤岩气年产量达42 亿立方米，占全国天然气产量的1.6%。非常规气产量的增长与开采技术的突破息息 相关，目前致密气、页岩气和煤层气开采技术相对成熟，煤岩气开发尚处于探索阶段，受益于大吉气田技术的突破，勘探及开采效率有望加速增长。2025 年，财政部制定印发《清洁能源发展专项资金管理办法》，提出2025 年至2029 年利用专项资金支持清洁化石能源的开发利用。《办法》通过调整非常规气开采量的系数优先支持煤层气的开发，逐步减少对致密气的支持。
自产气规模持续增长，本降价增提振盈利能力
得益于我国深层煤层气开发技术的进步和邻近大吉气田的示范，公司深层煤层气产能有望持续提升。2026 年二季度以来，受地缘冲突的影响，全国LNG 市场价显著抬升，公司2026 天然气售价有望上涨。2025 年以来，得益于新建矿井的成本压降，公司方气折耗同比减少。公司2025 年单井新建成本约2900 万元，全生命周期产量约5500 万方，折合方气折耗约0.53 元/方，伴随新建产能的持续增长，公司天然气开采成本有望持续下行。
综合来看，公司自产气业务的边际变化取决于天然气售价、方气成本以及非常规气产量三大核心因素。我们对核心因素变化进行敏感性分析，天然气售价增减0.1 元/方，自产气业务毛利润贡献变化1.0 亿元；方气成本增减0.1 元/方，自产气毛利润贡献变化1.2 亿元；天然气产量增减1 亿方，自产气毛利润贡献变化0.8 亿元。
风险分析：自产气增长不及预期的风险，天然气价格波动的风险，非常规气补贴政策变化的风险。
天然气全产业链布局，核心主业天然气勘探开采首华燃气(原名沃施股份)成立于2003 年，2015 年在深交所创业板上市。公司原以园艺用品为主业，2018年通过收购中海沃邦进入天然气上游勘探开发领域，2019 年设立浙江沃憬进入天然气下游销售业务，2023 年公司剥离园艺业务，聚焦天然气行业发展，2024 年，收购永和伟润切入中游天然气管输领域，实现天然气全产业链布局。截至2025 年末，公司通过控股子公司中海沃邦持有山西石楼西区块1524 平方公里、30 年期的天然气开采权，累计备案地质储量2163 亿立方米，设计产能35 亿立方米/年。2026 年3 月，公司收购控股子公司中海沃邦少数股东股份，对中海沃邦的持股比例进一步提升至78.79%。
公司于2023 年剥离园艺业务后，聚焦天然气业务发展。在天然气上游的勘探开发领域，公司经营主体为中海沃邦，主要资产为中海沃邦与中油煤于2009 年签订的产量分成合同，合同期限为30 年。得益于区块产能的增长，公司2025 年天然气产量达9.26 亿立方米，同比增长97.6%，带动公司经营业绩提升。天然气输送领域，公司经营主体为永和伟润，运营永西连接线，上游气源为中油煤大吉气田，下游通过西气东输一线联通省外市场。受惠于上游大吉气田产量增长及永西连接线扩建完成，公司2025 年天然气管输气量达10.05 亿立方米，同比增长62.0%。天然气下游销售领域，公司经营主体为浙江沃憬及山西沃晋，主要气源为中油煤公司，面向下游贸易公司等客户自主销售天然气。受惠于上游气源的扩产，公司2025 年外购天然气量为4.41 亿立方米，同比增长62.93%。
公司控股股东为上海厚得妙景商务咨询有限公司（简称为“厚得妙景”）及其一致行动人山西汇景企业管理咨询有限公司、刘晋礼，实际控制人为刘晋礼、刘庆礼。2026 年1 月，首华燃气原控股股东海德投资将其所持上市公司2712.6 万股份转让于厚得妙景，厚得妙景及其一致行动人成为上市公司控股股东，刘庆礼与刘晋礼成为公司的实际控制人。
2026 年7 月，公司发布2026 年限制性股票激励计划草案，拟授予限制性股票合计565.30 万股（占公司股本总额的1.47%），其中首次授予452.24 万股（80%），预留113.06 万股（20%）。首次授予激励对象不超过37 人，包含公司董事、高级管理人员及公司（含子公司）业务/技术骨干、关键/核心岗位员工等。在授予成本方面，首次及预留授予的限制性股票的授予价格为每股9.87 元。
本次激励计划设置公司层面的业绩考核，每个会计年度考核一次，根据业绩考核每年对应完成情况确定公司层面可归属比例。首个归属期间考核2026 年业绩，在当年营业收入不低于30 亿元或净利润不低于4.5 亿的情况下，公司层面可归属比例为80%；在当年营业收入不低于33 亿元或净利润不低于5 亿的情况下，公司层面可归属比例为100%。第二个归属期间考核2027 年业绩，当年营业收入不低于33 亿元或净利润不低于6.3 亿的情况下，公司层面可归属比例为80%；在当年营业收入不低于37 亿元或净利润不低于7 亿的情况下，公司层面可归属比例为100%。限制性激励计划将公司业绩、公司市值与职工薪酬绑定，有助于实现股东、公司和职工利益的有机结合。
产销增长叠加补贴保障，25 年经营业绩扭亏为盈。2026 年上半年，公司实现营业收入17.5 亿元，同比增长30.5%；实现归母净利润1.9 亿元，同比增加1.8 亿元。2025 年，公司实现营业收入28.1 亿元，同比增长82.1%，实现归母净利润1.7 亿元，同比增长8.8 亿元。公司业绩增长主要系天然气产销量提升、单位生产成本压降、天然气售价抬升等因素的综合影响。2026H1，公司天然气产量达5.88 亿立方米，同比增长39%；天然气销售量8.01 亿立方米，同比增长25%，带动公司营收及归母净利润同比增长。
成本压降改善盈利能力，转债赎回利息负担减少。2026 年上半年，公司实现毛利率25.3%，同比增加11.7个百分点；实现净利率15.6%，同比增加13.0 个百分点；2025 年公司实现毛利率17.1%，同比增加17.1 个百分点；实现净利率10.8%，同比增加71.2 个百分点。得益于天然气开采业务成本的压降以及26 年天然气售价的上涨，公司盈利能力同比改善。期间费用率方面，2026H1 公司管理费用率和财务费用率分别为2.4%和0.9%，同比下降0.8 和3.6 个百分点。公司财务费用率持续压降主要系可转债转股及提前赎回、有息债务规模压降以及营收规模增长的综合贡献。2026 年上半年，公司财务费用为1640.26 万元，同比降低72%，有息资产负债率由年初的20%下降到8%，且增量债务的融资成本较存量降低。
2025 年公司经营活动现金净流量17.7 亿元，同比增长254.0%；公司投资活动现金净流量-2.5 亿元，同比下降73.4%；公司筹资活动现金净流量-9.6 亿元。公司经营活动现金流同比增长主要系经营业绩提升的贡献，筹资活动现金净流量同比转负主要系借款偿还的影响。在资产减值方面，2023 年公司计提减值损失2.17 亿元，主要系天然气开发不及预期，公司对收购中海沃邦产生的商誉计提减值；2024 年公司计提减值8.22 亿元，主要系24 年天然气价格下行，公司判断收购中海沃邦产生的商誉和合同权益存在减值迹象。截至2026 年6 月末，公司商誉及合同权益的账面价值分别为2.36 和14.98 亿元，其中中海沃邦贡献商誉已全部计提减值，存量商誉主要为公司收购永和伟润所产生。伴随天然气开发业务走向正轨，我们预期公司合同权益的资产减值空间有限。
非常规气定位增产主力，补贴政策向煤层气倾斜非常规气产量持续增长，煤岩气开发取得突破非常规气产量持续增长，我国油气增产主力军。非常规气是指传统技术无法获得自然工业产量，需用新技术（水平井体积压裂、平台式“工厂化”开采等）才能经济开采的油气资源，主要包括页岩油（气）、煤层气以及天然气水合物等。我国的非常规油气资源主要分布在山西沁水盆地、鄂尔多斯东缘、云贵地区、川渝地区以及东北地区。近年来，我国非常规气开采规模持续增长，已成为天然气增长的主力军。根据国家能源局发布的《中国油气勘探开发发展报告（2026）》，2025 年，我国天然气产量达2621 亿立方米，同比增长6.3%；非常规天然气产量达 1100 亿立方米以上，同比增长 7.7%。
目前我国非常规气大致可区分为致密气、页岩气、煤层气和煤岩气（深层煤层气），根据《中国非常规天然气地质特征、开发技术与发展前景》统计，四类非常规天然气的地质资源总量约为227.82 万亿立方米，其中致密气、页岩气与煤层气（含煤岩气）分别为21.9、134.4 和71.5 万亿立方米。在技术可采资源量方面，四类非常规天然气总量约为55.2 万亿立方米，致密气、页岩气与煤层气（含煤岩气）分别为10.92、21.8 和22.5万亿立方米。整体来看，页岩气地质资源总量最大，煤层气技术可采资源量最高。
致密气开发迈入成熟阶段，煤岩气开发取得突破。在资源开采方面，致密气是我国最早实现工业化开发的非常规天然气类型，开发技术最为成熟，产量贡献最大。2025 年，致密气产量达727 亿立方米，占全国天然气产量的27.7%。页岩气是我国天然气产量增长的重要接替资源，开发技术较为成熟，产量稳步增长，2025 年，页岩气年产量达278 亿立方米，占全国天然气产量的10.6%。
煤层气（中浅层）是我国最早探索的非常规天然气类型，2025 年，煤层气年产量达113 亿立方米，占全国天然气产量的4.3%。煤岩气（深层煤层气）是我国最新突破的非常规天然气类型，资源主要分布于鄂尔多斯盆地东部。2023 年，中石油在鄂尔多斯盆地东部建成首个煤岩气田（大吉气田），创新形成保压取心含气量测试、聚能压裂等技术。2025 年，煤岩气年产量达42 亿立方米，占全国天然气产量的1.6%。综合来看，非常规气产量的增长与开采技术的突破息息相关，目前致密气、页岩气和煤层气开采技术相对成熟，煤岩气开发尚处于探索阶段，受益于中油煤大吉气田技术的突破，勘探及开采效率有望加速增长奖励办法向煤层气倾斜，致密气补贴逐渐减少。2025 年，财政部制定印发《清洁能源发展专项资金管理办法》，提出2025 年至2029 年利用专项资金支持清洁化石能源的开发利用。在非常规气方面，《办法》明确提出使用专项资金对煤层气、页岩气、致密气等非常规天然气开采利用给予奖补，奖补资金按照纳入奖补范围内气量分配，遵循“多增多补”的原则，资金来源为中央一般公共预算安排。在奖补结构方面，《办法》通过调整非常规气开采量的系数优先支持煤层气的开发，逐步减少对致密气的支持。非常规天然气开采利用量=煤层气开采利用量×1.5+页岩气开采利用量+致密气开采利用量×权重系数，其中致密气权重2025 年为0.6、26-27年下降至0.4，28-29 年下降至0.2。
气量增速决定分配系数，取暖季气量奖补权重较高。针对当年新增的开采量以及取暖季开采量，《办法》明确按照增幅确定分配系数。某省当年奖补气量=上年开采利用量+（当年开采利用量-上年开采利用量）×对应的分配系数+（当年取暖季开采利用量-上年取暖季开采利用量）×1.5。当年新增天然气开采量的分配系数根据当年天然气增幅/降幅确定：增减幅度在5%以内，分配系数为1.25；增减幅度5%-10%（含），分配系数为1.5；增减幅度10%-20%（含），分配系数为1.75；增减幅度20%以上，分配系数为2。在分母端，根据财政部发布的2025 年清洁能源发展专项资金汇总表，2024 年应拨付资金约为46.53 亿元，2025 年拟预拨资金约为45.51亿元。
2026 年8 月，国家发展改革委、国家能源局发布《煤层气（煤矿瓦斯）开发利用方案》，提出到2030 年煤层气产量达260 亿立方米，瓦斯利用量达65 亿立方米。同时，《方案》明确提出鄂尔多斯盆地东部煤层气产业基地快速上产的重点任务。具体来看，《方案》要求聚焦深层煤层气资源，加快大宁吉县、米脂北、神府、石楼西、临兴中等区块有利区资源动用，大力推进新增产能建设。整体来看，在政策支持接续出台、勘探技术实现突破的背景下，“十五五”期间煤层气产量有望持续提升，鄂东矿区产能或率先增长。
石楼西区块资源丰富，煤层气产能有稳步增长
天然气勘探与开采是公司的核心业务。公司控股子公司中海沃邦是天然气开采业务的主体， 2009 年8 月，中海沃邦与中石油煤层气有限责任公司（中油煤）签订产量分成合同（PSC 合同），获取石楼西区块1524 平方公里30 年的合作经营权。石楼西区块位于鄂尔多斯盆地东缘，紧邻中油煤旗下的大吉气田（我国首个实现商业化开发的煤岩气田），地质结构、技术路线及开发模式均具备相似性，未来产能增长潜力较好。在输运方面，西气东输一线、临临线等输气管线穿过石楼西区块，使得其对外销售较为便利。
根据产品分成合同及其补充协议，中海沃邦负责区块勘探开发的资金筹措、方案审定、工程实施、日常管理 ，产出气量的分成比例动态调整。具体来看，煤层气方面，在中海沃邦的勘探费用、开发费用回收完毕之前，中海沃邦的分成比例为88%；回收完毕后，中海沃邦的分成比例为78%。致密气方面（适用于永和45-永和18 井区及永和30 井区），补充协议定义R=中海沃邦对井区累计获得的收入/累计投入的勘探和开发费用，当R<1 时，中海沃邦获得产出气量的87%；当1 < R < 1.5 时，中海沃邦获得产出气量的76%；当R>1.5 时，中海沃邦获得产出气量的74.9%。截至2025 年末，公司在产井区中永和45-永和18 井区、永和30 井区和煤层气的分成比例分别为76%、87%和88%，其中永和45-永和18 井区于2017 年正式投产， 2021 年开始R 值大于1，分成比例调整为76%。
在自产气的销售方面，产品分成合同规定双方产出的天然气均由中油煤公司负责销售，销售合同的签订以中海沃邦及中油煤公司双方利益最大化为原则。同时，中海沃邦应向中油煤支付销售费用，对于永和45-永和18 井区，产气量的低于8 亿方时，销售费用比例为天然气产品销售收入（税后）的3%；产气量的高于8 亿方时，销售费用比例为2.5%。对于永和30 井区，产气量的低于6 亿方时，销售费用比例为3%；产气量的高于6亿方时，销售费用比例为2.5%。
综合来看，公司自产气业务的边际变化取决于天然气售价、方气成本以及非常规气产量三大核心因素。在深层煤层气勘探开发技术突破、“十五五”政策支持保障、26 年天然气价格同比增长的背景下，假设公司2026 年天然气售价、方气成本、非常规气产量和分成比例分别为 2.3 元/方、1.2 元/方、12.2 亿方和85%，对应自产气业务的毛利润约为9.5 亿元。我们对核心因素变化进行敏感性分析，天然气售价增减0.1 元/方，自产气业务毛利润贡献变化1.0 亿元；方气成本增减0.1 元/方，自产气毛利润贡献变化1.2 亿元；天然气产量增减1亿方，自产气毛利润贡献变化0.8 亿元。
依托中油煤大吉气田，天然气输运销售持续增长产能扩建叠加气源充沛，25 年管输量显著增长。公司天然气增压及输送业务的经营主体为永和伟润。永和伟润建设运营的永西连接线全长约35 公里，线路从中石油煤层气有限责任公司永宁2#集气站、永大线接入，输至交口站及桑壁站可进行两级增压，最后进入西气东输一线88#阀室联通省外市场，2025 年末的日均输气能力约300 万方。中油煤大吉气田系全国最大的深层煤层气产区，天然气年产量超40 亿方，为公司管输气量提供稳定气源。得益于永西连接线输送能力的提升以及大吉气田充沛的气源供应，永和伟润2025 年输送气量显著增长。2025 年，永和伟润完成天然气管输量约10 亿立方米，同比提升约62%；折算单日输送量约275.30 万方，产能利用率约92%。在输气价格方面，根据永和伟润的收费标准根据交付点确定，定价范围在0.14~0.305元/立方米之间，毛利率水平较高。目前，公司已规划永西连接线工程进行升级改造，拟将输气能力提升至400万立方米/日，管输气量有望进一步增长。
公司天然气销售业务包含共同销售与自主销售，其中共同销售气源为中海沃邦自产气，公司与中油煤共同销售；自主销售气经营主体为浙江沃澋及山西沃晋，气源主要为中油煤大吉产区，下游客户包含有贸易公司等。
2025 年，公司外购天然气约4.4 亿立方米，同比增长62.93%，主要系上游气源产量增产的影响。综合来看，依托丰富的上游气源及便利的输运条件，公司天然气销售业务规模有望稳步增长。
盈利预测和投资建议
首华燃气2026~2028 年盈利预测核心假设如下:1. 公司非常规气产能有望持续增长，预计2026-2028 年公司年末产能规模分别为420.0、520.0 和620.0万立方米/日，综合利用率假设为90%，对应非常规气产量为12.15、15.44 和18.72 亿方，假设天然气销售单价分别为2.34、2.24 和2.24 元/方，对应收入（分成后）分别为24.19、27.65 和33.54 亿元。
2. 天然气输送方面，公司管道背靠大吉气田，气源供应充足，假设26 年~28 年公司管道满负荷运行，天然气输送量维持10.95 亿立方米/年，输气单价为0.18 元/方，对应输气收入为1.9 亿元/年。
公司作为天然气上游勘探及开采企业，其气源资产具备稀缺性。短期来看，国际地缘冲突的持续或使2026 年天然气价格同比抬升；中长期来看，国家政策支持煤层气开发叠加公司非常规气开采成本持续压降，公司经营业绩有望持续增长。我们预计公司2026~2028 年归母净利润分别为6.0 亿元、7.4 亿元、9.4 亿元，对应EPS 为1.55、1.91 和2.44 元/股，首次覆盖，给予公司“买入”评级。
风险分析
自产气增长不及预期的风险：天然气开采存在一定的不确定性，如果公司2026 年自产气量较预测基准下降3%、6%、9%和12%，对应归母净利润下降为5.8、5.5、5.3 和5.1 亿元，较基准水平下降3.6%、7.2%、10.8%和14.5%。
天然气价格波动的风险：公司天然气业务盈利能力受市场化气价波动的影响，如果天然气价格出现大幅回落，公司经营业绩或将不及预期。
非常规气补贴政策变化的风险：非常规气补贴政策有助于增厚公司经营业绩，如果补贴总额或分配方式发生较大变化，公司补贴规模不及预期，经营业绩或低于预测水平。