首华燃气(300483) 投资要点 事件：公司发布2025年年度报告，2025年公司实现营收28.15亿元，同增82.06%；归母净利润1.69亿元，同增123.82%；扣非归母净利润1.67亿元，同增123.05%；加权平均ROE同比提高38.47pct，至8.02%。 产气量高增，收入达成股权激励目标，业绩符合我们的预期。2025年公司实现总营收28.15亿元（股权激励目标25.3亿元），同增82.06%；实现归母净利润1.69亿元，同增123.82%，符合我们的预期；2025Q4归母净利润1.71亿元，利润在第四季度集中体现。2025年公司收到天然气政策补贴1.59亿元（通过中海沃邦发放），我们测算剔除补贴的归母净利润约0.8亿元。分业务来看：1）天然气生产：公司控股子公司（截至2025年底持股比例67.5%）中海沃邦2025年天然气产量9.26亿立方米，同增97.6%；营收19.90亿元，同增94.2%；净利润2.83亿元，同比扭亏为盈。2）管输业务：公司控股子公司（截至2025年底持股比例51%）永和伟润2025年管输气量约10亿立方米，同增62%；营收6.98亿元，同增56.4%；净利润0.82亿元，同增57.0%。 拟进一步收购中海沃邦11.3%的股权。提高持股比例。公司2026/3/19发布公告，拟以现金收购控股子公司中海沃邦少数股东山西汇景（公司控股股东厚得妙景的一致行动人）8.3%股权（对价3.14亿元，构成关联交易）、山西瑞隆3%股权（对价1.14亿元），合计交易金额4.28亿元，交易双方协商确定标的公司整体作价37.91亿元。交易完成后，公司对中海沃邦持股比例由67.5%提升至78.8%。 深层煤层气前景广阔，技术突破带动成本下降；公司自产量具备4倍释放潜力，财政支持进一步增厚利润。深层煤层气资源丰富，根据中国石油勘探期刊2024年的统计结果，我国1500m以深煤层气资源量约69万亿方，是1500m以浅煤层气资源量的3倍以上。随技术进步有望实现开采成本下降。据首华燃气数据，2024年公司油气资产单方折耗约0.85元；随着新井的投产，单方折耗将持续趋近0.53元/方。石楼西区块设计天然气产能共35亿方/年，与2025年相比具备4倍产量释放空间。公司煤层气开采总体设计规模13亿方/年，致密气22亿立方米/年开发项目已在国家能源局备案。2025年公司实现9.3亿方自产量，产量具备4倍释放空间。补贴政策带动盈利提升。2025年3月，财政部印发《清洁能源发展专项资金管理办法》，对煤层气的补贴权重系数从1.2提高到1.5，加大对煤层气开发利用的支持力度。煤层气补贴发放按“多增多补”的原则，根据超过上年开采利用量的超额程度给予梯级奖补。 盈利预测与投资评级：考虑到公司提高中海沃邦持股比例，我们上调公司2026-2027、新增2028年归母净利润预测至3.81/5.96/8.27亿元（2026-2027原值3.16/5.46亿元），同比增速125%/57%/39%，对应PE23/15/11倍（估值日期2026/3/24），维持“买入”评级。 风险提示：政府补贴政策变化，开采进度不及预期，安全经营风险，宏观经济转弱 事件：公司发布2025年年度报告，2025年公司实现营业收入28.15亿元，同比增长82.06%；归母净利润1.69亿元，同比增长123.82%；扣非归母净利润1.67亿元，同比增长123.05%；加权平均ROE同比提高38.47pct，至8.02%。

首华燃气(300483) 投资要点 事件：2026/1/23，公司发布2025年度业绩预告。 2025年公司业绩扭亏为盈。公司公布业绩预告，2025年归母净利1.50～2.00亿元，2024年公司亏损7.11亿，2025年实现扭亏为盈，超过我们预期；扣除非经常性损益后的净利润为1.46亿~1.96亿元，亦由亏损7.25亿元转为盈利。2025年前三季度公司归母净利润-0.02亿元，盈利主要在第四季度体现。 气量高增、补贴增厚利润，开采成本显著下降或为公司业绩超预期核心原因。2025年公司天然气产量快速提升，2025年末日产气量突破300万立方米，全年产气量同比增长约98%；此外北京中海沃邦确认与收益相关的政府补助约1.59亿元。我们推断公司业绩超预期核心原因为单方开采成本显著下降。 深层煤层气前景广阔，技术突破带动公司开采成本持续下降：煤层气开采进入深层规模开发阶段，深层煤层气资源丰富，资源量为浅层3倍以上。我国煤层气勘探开发大致可以划分为4个阶段，2021年起进入深层规模开发阶段；以大宁-吉县区块（中油煤开发）为代表的深层煤层气井较国内“十三五”期间中浅层煤层气同井型产气量提高接近一个数量级；根据中国石油勘探期刊2024年的统计结果，我国1500m以深煤层气资源量约69万亿方，是1500m以浅煤层气资源量的3倍以上，开采潜力大。随技术进步有望实现开采成本下降。据首华燃气数据，2024年公司油气资产单方折耗约0.85元；随着新井的投产，单方折耗将持续趋近0.53元/方，实现综合开采成本下降。未来随技术进步投资成本下降、气量上升固定成本摊薄，单位成本有望进一步下行。 盈利预测与投资评级：考虑到2025年开采成本超预期下降，我们预计2025-2027年公司归母净利润为1.58/3.16/5.46亿元（原值1.02/3.16/5.46亿元），同比增速122%/100%/73%，对应PE31/16/9倍（估值日期2026/1/23）。公司受益于深层煤层气技术革新，气量&利润增速较高；维持“买入”评级。 风险提示：政府补贴政策变化，开采进度不及预期，安全经营风险，宏观经济转弱

首华燃气(300483) 投资要点 公司成功转型为天然气上游开采商，股权激励锁定营收高增。公司通过逐步收购转型为天然气上游开采商，截至2025/9/30，公司直接+间接持股中海沃邦（石楼西区块作业方）合计67.5%股权。2024年公司实施股票激励计划，以2023年营业收入（不含园艺用品）为基准对2024年-2026年营业收入增长率进行考核。2024-2026年100%可归属比例下公司收入增速为40%、120%、160%；80%可归属比例下（触发值）公司收入增速为30%、100%、140%。2024年公司营业收入15.46亿元，达到触发值。 行业：深层煤层气前景广阔，技术突破带动成本下降：煤层气开采进入深层规模开发阶段，深层煤层气资源丰富，资源量为浅层3倍以上。我国煤层气勘探开发大致可以划分为4个阶段，2021年起进入深层规模开发阶段；以大宁-吉县区块（中油煤开发）为代表的深层煤层气井较国内“十三五”期间中浅层煤层气同井型产气量提高接近一个数量级；根据中国石油勘探期刊2024年的统计结果，我国1500m以深煤层气资源量约69万亿方，是1500m以浅煤层气资源量的3倍以上，开采潜力大。随技术进步有望实现开采成本下降。据首华燃气数据，2024年公司油气资产单方折耗约0.85元；随着新井的投产，单方折耗将持续趋近0.53元/方，实现综合开采成本下降。未来随技术进步投资成本下降、气量上升固定成本摊薄，单位成本有望进一步下行。 公司自产量具备7倍释放潜力，财政支持进一步增厚利润。石楼西区块紧邻大吉区块，具备深层煤层气开采的资源&技术优势。中海沃邦与中油煤合作开发石楼西区块，产出的气共同销售并各自取得分成收入。石楼西区块紧邻大吉区块，二者均处于鄂尔多斯盆地东缘；公司与深层煤层气开采经验丰富的中油煤紧密联系、成立联合项目组，助推石楼西区块顺利开发。石楼西区块设计天然气产能共35亿方/年，与2024年相比具备7倍产量释放空间。公司煤层气开采总体设计规模13亿方/年，致密气22亿立方米/年开发项目已在国家能源局备案。2024年公司实现4.7亿方自产量，产量具备7倍释放空间。受益于补贴政策，盈利进一步提升。2025年3月，财政部印发《清洁能源发展专项资金管理办法》，对煤层气的补贴权重系数从1.2提高到1.5，进一步加大了对煤层气开发利用的支持力度。煤层气补贴发放按“多增多补”的原则，根据超过上年开采利用量的超额程度给予梯级奖补。2025年12月，公司公告收到政府补贴1.7亿元，为2025全年利润打下良好基础。 盈利预测与投资评级：我们预计2025-2027年公司归母净利润为1.02/3.16/5.46亿元，同比增速114%/210%/73%，对应PE46/15/9倍（估值日期2026/1/20）。公司受益于深层煤层气技术革新，气量&利润增速显著高于同行；首次覆盖，给予“买入”评级。 风险提示：政府补贴政策变化，开采进度不及预期，安全经营风险，宏观经济转弱

首华燃气(300483) 最新动态 天然气业务呈现强劲增长态势。2025H1，公司天然气业务呈现强劲增长态势。天然气产量达4.2亿立方米，销量达6.4亿立方米，分别同比增长116%和109%；天然气代输量完成4.68亿立方米，同比增长85%，代输业务规模持续扩大。天然气销售价格方面，气价同比持平略有提高。 勘探开发板块取得多项关键进展。2025H1，公司在开发板块取得多项关键进展：完成31口煤层气水平井的完钻工作，并投产11口；2025H2新钻和已完钻井也将按计划陆续投产。深层煤层气的钻井周期同比进一步缩短，水平井完井长度也基本完成1500米设计长度，较2024年也有提高。2025H1，公司部署2口致密砂岩气水平井，其中1口已完钻并于于2025年7月投产，按设计完成了1200米水平段，砂岩钻遇率100%，初产12万方。2025H1，公司新增煤层气探明地质储量205亿立方米，累计备案煤层气探明地质储量达887亿立方米，含气面积300平方公里。公司仍在继续开展煤层气外扩勘探工作。 永西连接线的输气能力有望提升。管输板块方面，2024年完成300万方/日输气能力的改扩建后，2025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2025年计划产量约50亿方，而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，视气源情况添置压缩机即可。该项目资本性开支预计控制在1亿元以内。 动向解读 公司未来方气成本仍具备下降潜力。开采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。 风险提示 天然气勘探及开发风险、天然气产业政策风险等。