2026年首华燃气公司研究报告：资源+技术驱动，深层煤层气先行者迎业绩拐点

成功转型为天然气上游开采商，股权激励锁定营收高增

1.1. 转型进入天然气上游开采，剥离园艺用品业务

成功转型为天然气上游开采商。公司是一家逐步转型、聚焦天然气业务的燃气供应 商。2003 年，公司成立，初始业务聚焦园艺用品；2009 年，公司变更为股份有限公司， 更名为上海沃施园艺股份有限公司；2015 年，于深交所创业板上市；2018 年，公司通 过收购控制北京中海沃邦能源投资有限公司（石楼西区块作业方） 50.50% 股权，正式 进军天然气勘探开发领域；2019-2021 年，又以发行股份购买资产、现金收购等方式分 步收购。截至 2025/9/30，公司直接持有中海沃邦 30.3% 的股权，同时通过全资控制的 宁波耐曲尔股权投资合伙企业、西藏沃晋能源发展有限公司分别间接持有中海沃邦 10%、27.2% 的股份，以上直接与间接持股合计达 67.5%，持续深化天然气上游布局。 2021 年，公司名称变更为首华燃气科技（上海）股份有限公司。2023 年完成原有园艺 用品业务的剥离，实现业务全面向天然气领域聚焦。2024 年，公司收购永和县伟润燃气 有限公司 51% 股权，将天然气代输增压纳入业务范围，进一步完善天然气产业链；2025 年，公司发生控制权变更，后续将持续推进天然气领域的业务拓展。

公司于 2025 年完成控制权变更。首华燃气科技（上海）股份有限公司的股权由投 资机构、企业主体及自然人实控人共同组成。截至 2025 年 11 月，刘晋礼与刘庆礼为公 司实控人，分别持股 6.32%、12.95%。控股权于 2025 年 11 月发生变更，控股权调整的 核心原因在于原控股股东赣州海德投资（海德投资）计划退出，刘庆礼、刘晋礼方通过 协议受让 10.02%股份并以一致行动整合表决权承接控制权，二人形成合计 19.27%的控 股比例。

1.2. 股权激励锁定营收增长，现金流优质分红潜力待释放

公司股权激励锁定营收高速增长。2023 年首华燃气完成股权激励前期核心筹备，于 2022 年 11 月审批通过股份回购方案，2023 年 11 月完成 397.75 万股股份回购（占当时 总股本 1.37%），支付资金 5514.03 万元，为后续激励计划落地储备股份。2024 年公司 正式推出并实施“2024 年限制性股票激励计划”，以 2023 年营业收入为基准对 2024 年 -2026 年营业收入定比增长率进行考核。2024-2026 年 100%可归属比例下公司收入增速 为 40%、120%、160%；营收需达 16.1 亿元、25.3 亿元、29.9 亿元。2024-2026 年 80% 可归属比例（触发值）下公司收入增速为 30%、100%、140%；营收需达 15.0 亿元、23.0 亿元、27.6 亿元。2024 年公司营业收入 15.46 亿元，达到触发值。

业务转型，利润承压后修复。2019-2024 年，公司收入利润波动系业务转型（剥离 园艺业务、持续收购天然气相关资产）所致；气源开采节奏、气价存在波动性，由此带 来的减值导致盈利承压；2025H1 盈利回升得益于业务改善与费用管控。2018 年公司并 表中海沃邦后，资产结构发生较大变化，商誉及无形资产（主要为采矿合同权益）增加。 2023-2024 年，公司分别计提减值 2.17、8.66 亿元，随气价波动、产量预期调整计提商 誉及无形资产减值；2023 年计提商誉减值 2.17 亿元，2024 年计提商誉减值 1.80 亿元 （2024 年公司收购永和伟润 51%股权，商誉增加 2.36 亿元）、计提无形资产-合同权益 减值 6.43 亿元。从业务结构看，2017-2018 年公司毛利主要来自园艺用品，2019-2023 年 公司呈现“天然气 + 园艺用品” 双业务布局：2024 年，随园艺业务剥离，公司基本全 部毛利来自天然气业务，经营重心完全聚焦天然气领域。

费用管控成效显著。2017-2024 年公司盈利能力经历阶段性调整，毛利率从 2019 年的 48.55% 持续回落至 2024 年的 4.59%，净利率同步呈现波动下行态势，主要系公 司业务全面向天然气领域转型过程中，气价波动、开采量变动影响公司盈利。2025H1 毛 利率与净利率回升，盈利水平逐步修复。费用管控方面成效突出，2017-2025H1 期间费 用率整体呈下降趋势，从 2017 年的 20.8% 降至 2025H1 的 7.8%；其中销售费用率降 幅最为显著，管理费用率与财务费用率虽有波动但整体平稳。ROE 水平随业务转型呈 现波动，收购气田资产后公司资产周转率回落、负债率上升，随着天然气开采业务逐步 推进，ROE 有望稳步回升。

现金流保障资本开支，支撑公司长期发展。2017-2025H1 公司现金流状况与资本开 支节奏匹配，非付现成本占比高，为业务运营提供了稳定的资金支撑。公司持续通过收 购、项目建设等方式完善天然气业务，配合筹资活动，实现了现金流与业务拓展的动态 平衡，为公司天然气领域的长期布局提供了坚实的资金保障。

分红具备提升潜力。2015-2017 年公司分红比例维持在 30%左右，2020 年后未进 行现金分红，主要系公司处于业务转型关键期，资金优先投入天然气勘探开发等核心领 域。随着公司天然气业务进入稳定发展阶段，盈利水平逐步回升，叠加业务布局的持续 完善，未来现金流稳定性将进一步增强，分红具备优化提升潜力，有望为股东创造持续 稳定的投资回报。

行业：深层煤层气前景广阔，技术突破带动成本下降

2.1. 煤层气开采进入深层规模开发阶段，深层资源量为浅层 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。 一是前期探索阶段（1995 年以前）：在政府支持下，引进吸收国外煤层气理论和技术， 于 90 年代初启动煤层气勘探。二是技术试验攻关阶段（1996~2005 年）：以 1996 年国 务院批准成立中联煤层气有限责任公司为标志，我国煤层气产业开始走向专业化道路。 我国煤层气产业在借鉴国外煤层气开发经验基础上，煤层气地质理论研究、开采技术与 生产试验取得较大进展，为后续煤层气规模开发奠定了基础。三是中-浅层商业开发阶段 （2006~2020 年）：在国家政策大力支持下，煤层气投入快速增加，进入规模开发阶段。 该阶段形成沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘两大煤层气产业基地，规模开发深度以 1200m 以浅为主。“十三五”期间，由于技术对资源条件适应性不足、单井产量低、矿权重叠、 油价低导致投资下降等，煤层气产量增长缓慢，煤层气产业面临发展瓶颈。四是深层规 模开发阶段（2021 年至今）：2021 年以来，我国煤层气产业开始进入深层煤层气规模 开发阶段。该阶段以大规模体积压裂为代表的勘探开发理论技术获得重大突破，深煤层、 薄煤层等难采煤层气资源勘探开发取得重大进展，煤层气勘探开发领域大幅拓展。

深层煤层气资源丰富，产气效果较好，有望成为我国非常规天然气重要接替领域。 “十四五”以来，煤层气重点攻关领域由“十三五”期间以中—浅层煤层气（500~1200m） 为主逐步转为以深层煤层气（> 1500m）为主，相对应的主要理论技术与“十三五”期 间相比有了显著进展，并取得良好的产气效果。2023 年以来，我国深层煤层气勘探开发 理论认识和技术获得重大突破，创新形成了有利区精准评价、优快钻完井、极限体积压 裂、全周期一体化开采等多项勘探开发技术，在此期间，中油煤鄂东大宁-吉县深层煤层 气勘探开发示范项目取得了显著成果。以大宁-吉县区块为代表的深层煤层气直井、定向 井日产气量多在 3000~20000m3；水平井日产气量多在 30000~100000m3 ，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。

深层煤层气资源量为浅层煤层气 3 倍以上。根据中国石油勘探期刊 2024 年的统计 结果，我国 1500m 以深煤层气资源量在 69 万亿方左右，是 1500m 以浅煤层气资源量 （21 万亿方）的 3 倍以上。此外，煤层与致密砂岩、页岩等互层共生，深层煤系含气资 源量巨大。我国先后在鄂尔多斯盆地的大宁—吉县区块和神府区块发现了两个千亿立方 米级的深层煤层气田，在准噶尔、四川等盆地也取得勘探突破，产量呈现持续快速攀升 的势头。

2.2. 技术进步带动开采成本下降

技术进步有望带动投资成本下降 0.32 元/方。根据 2025 年 8 月首华燃气投资者交流 记录，单口煤层气井投资成本大约在 2900 万元左右（不含税），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 年首华燃气油气资产 折耗数据计算，2024 年单方折耗约 0.85 元。随着新井的投产，单方折耗将持续趋近 0.53 元/方，实现降低综合开采成本的效果。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。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）