- 11. 公司在天然气全产业链有何业务布局?
2023-12-01 00:00:00
答:公司于今年下半年度成功收购一家下游 LNG 液厂,作为衔接通豫管道末端的 LNG 工厂,对公司实现“上有资源、中有管道、下有市场”全产业链的推进和实施具有重要作用。该 LNG 工厂计划以自有气源为主,其他气源为辅的策略,一方面需要保证潘庄区块煤层气能输往河南等高附加值地区,当然有余力的情况下可以吸纳沁水盆地更多的气源;另一方面如果出现输送不畅情况,公司在当地有三种可用气源,包括通过其他管道的气源和煤层气气源等。未来随着相关区块产量增加,公司将择机布局中原地区下游城燃终端市场。2023-12-01 00:00:00
[ 详细 ] - 10. 马必区块近两年产量目标?
2023-12-01 00:00:00
答:近两年马必依托成熟的技术优势,开发进度以及产量递增的效果非常好。从去年开始,马必的产量较同期相比基本上都是翻倍的。马必区块今年达到年初披露的计划产量是可能实现的。今年年初制定了马必区块 170 多口井的钻井计划,也会在明年有效助力及提升马必的产量。相信随着开发进度的持续加快推进,产量在 1-2 年内达到规划产能是可能实现的。2023-12-01 00:00:00
[ 详细 ] - 9. 公司汇兑收益变动较大的原因?
2023-12-01 00:00:00
答:亚美能源作为控股企业,其记账本位币与其下属境内成员单位不同,与境内成员单位的往来资金因会计记账原则而形成了汇兑损益,进而影响财务费用的变动。在汇率稳定的情况下,汇兑损益变动较小;汇率变动较大,尤其是期间内单向升值或贬值,则汇兑损益金额较大,进而影响到财务费用的一个变化。公司也在积极地和相关机构沟通,在满足会计准则的情况下,以期减少对财务报表的影响。2023-12-01 00:00:00
[ 详细 ] - 8. 请问公司今年的煤层气补贴款预计什么时候到账?
2023-12-01 00:00:00
答:公司相关部门正在积极跟进地方财政部门关于煤层气补贴款的到账。补贴款以财政部印发的《清洁能源发展专项资金管理暂行办法》进行增减奖补。2023-12-01 00:00:00
[ 详细 ] - 7. 请问公司煤层气业务板块计提折旧的具体方法,以及具体确定原则?公司油气资产主要指哪些?累计折旧如何计算?
2023-12-01 00:00:00
答:公司煤层气业务板块的油气资产采用产量法计提折旧,其他资产采用直线法计提折旧。公司根据与资产有关的经济利益的预期消耗方式,选择合理的折旧方法。公司天然气资产包括钻井成本,勘探及评估成本,开发成本和其他归属于天然气生产资产的直接成本,天然气资产基于产量法计提折旧。折旧率根据各产品分成合同现行条款,按证实及概算天然气储量的估计可采量计算并考虑生产等储量所需的估计未来开发成本。具体计算方法:各期折耗率=各期分成产量/(剩余储量+各期分成产量)。2023-12-01 00:00:00
[ 详细 ] - 6. 请问公司煤层气的生产成本处于什么水平?
2023-12-01 00:00:00
答:公司的煤层气生产成本一直保持行业较低水平,生产成本通常包括资产折旧摊销和生产操作费。钻井成本一般包括与钻井相关的各工序支出。2022 年度,潘庄区块单方气的直接开采成本(不含折旧)大概在 0.22 元,如果包含折旧大概在 0.61 元。2023 年上半年,潘庄区块单方气经营成本(含折旧)大概在 0.63 元。2022 年度,马必区块单方气的直接开采成本(不含折旧)大概在 0.34 元,如果包含折旧大概在 1.18 元。2023 年上半年,马必区块单方气经营成本(含折旧)大概在 1.09 元。未来随着马必区块的产量进一步释放,其单方气固定成本也将逐渐下降。2023-12-01 00:00:00
[ 详细 ] - 5. 请问潘庄区块目前有多少可采储量?能否支持稳产到合同到期?
2023-12-01 00:00:00
答:根据潘庄项目的储量情况, 剩余可开采量与剩余的合作期限基本匹配。根据 2022 年底储量报告,潘庄区块的可开采年限在3.77-5.08 年之间。根据实证储量(1P)计算,潘庄区块的可开采年限在 3.77 年,在《产品分成合同》 到期前, 潘庄区块已经全部采完证实的全部储量。 若按证实+概算(2P)计算,潘庄区块可开采年限在 4.16 年。若按证实+概算+可能储量(3P)计算,潘庄区块可开采年限在 5.08 年,即预计在 2029 年前开采完成,和产品分成合同到期日 2028 年 3 月基本一致,以上相关储量数量不包括潘庄区块 2023 年以来新增的部分薄煤层储量。潘庄区块主要是保持高效运营,推进薄煤层产能释放,拓展开发边际资源,维护好当前的产量。根据目前潘庄项目的储量情况和总体开发进度,整体来说剩余可开采量与剩余的合作期限基本匹配。公司会保持好投入和产出的匹配,推动潘庄区块的深度挖潜。2023-12-01 00:00:00
[ 详细 ] - 4. 请问潘庄区块年产气量优异表现的原因?
2023-12-01 00:00:00
答:自 2011 年国家发改委批复了潘庄区块总体开发方案至今,潘庄区块年产气量逐年递增并已远超当年设计产能,在 2021 年总产气量突破 10 亿立方米。首先,该优异表现得益于潘庄区块资源禀赋优越;其次,公司致力于井型的优化(多分支水平井(“MLD”)变为单分支水平井(“SLH”)),从而进一步加强成本管控,保持低成本作业;再次,公司致力于加强对煤层气全储层的地质研究,实施薄煤层开发试验,努力实现资源开发和效能挖掘的最大化,从而进一步提高潘庄区块经济效益和社会效益。2023-12-01 00:00:00
[ 详细 ] - 3. 请问截至目前公司各区块的最新生产情况?
2023-12-01 00:00:00
答:2022 年公司两区块实现年产量 14.67 亿立方米。截至三季度末,公司两区块实现产量 12.30 亿立方米。截至目前,公司两区块日产量大概在 520 万立方米以上,其中潘庄区块日产量大概在 320 万立方米以上,马必区块日产量大概在 200 万立方米以上,紫金山区块在做勘探方面的相关工作。潘庄区块主要是保持高效运营,推进薄煤层产能释放,拓展开发边际资源,维护好当前的产量;马必区块主要是加快产能建设速度,持续提升马必区块的产量。紫金山区块主要在做勘探方面的工作,为总体开发方案的编制提供资料,如果进展顺利,预计明年下半年可能会进入一个加速开发的过程。2023-12-01 00:00:00
[ 详细 ] - 2. 请问国际天然气价格涨跌对公司煤层气销售价格的影响?
2023-12-01 00:00:00
答:公司煤层气销售模式主要分为管道气和 LNG 原料气两种。其中,管道气价格参考当地中石油管道气价格政策确定;LNG 原料气价格,主要采用当地 LNG 市场价格联动机制确定。而中石油管道气价格根据国内外多种相关因素而制定,当地 LNG 市场价格与国内 LNG 价格及国际 LNG 价格有联动。总之,国际天然气价格会影响国内主要天然气供应商价格进而影响公司销售价格。2023-12-01 00:00:00
[ 详细 ] - 1. 请简要介绍一下我国煤层气行业监管审批情况?
2023-12-01 00:00:00
答:2016 年国土资源部将煤层气开采审批登记等权利下放至山西省,允许其实施部分煤层气勘查开采审批登记,由此山西省在全国首次实现了采煤权和采气权由同一级政府审批处理。2020 年中央在全国率先试点将“三气”矿业权赋予同一主体、煤层气开发项目(包括对外合作项目)备案权下放山西管理,深入推进煤层气探采一体化变革。油气探采合一制度符合油气勘查开采技术特点,解决了油气资源作为流体矿产在探矿权期间试油、试气或试采的合法性问题。油气探采合一制度结合油气资源勘探开发特点,符合油气勘探开发规律,有助于激发活力,促进上游油气勘探开发。2023-12-01 00:00:00
[ 详细 ] - 10、请问公司城燃业务优势主要体现在哪些方面?
2023-11-23 00:00:00
答:城燃业务的优势主要体现在:1)区位优势,以乌市为核心,主要分布于更为发达的北疆区域,能源需求量大;2)气源优势,上游气源来自中石油、中石化下属企业,及新业能源、国盛汇东等多家单位,气源保障程度高;3)合作优势,与中石油昆仑燃气达成战略合作,在维护特许经营权完整、有效保障气源、多措并举推价顺价、共同拓展终端优质市场和客户等方面不断深化。2023-11-23 00:00:00
[ 详细 ] - 9、请问公司技术优势主要表现?
2023-11-23 00:00:00
答:公司始终坚持技术创新,拥有专业齐全、经验丰富的技术、生产和管理团队,是中国煤层气的领先者。形成了煤层气甜点区选区评价、水平井优快钻井、储层高效改造、低效井综合治理、智能化排采等技术体系,创造了单井日产气量 10.5 万方的中国煤层气最高单井产量记录,创造了在62 平方公里面积上日产气量 350 万方的单位面积最高产气记录。2006 年,成功实施第一口煤层气多分支水平井;2007 年,单井日产量 10.5 万方,创中国单井最高纪录;2011 年,潘庄区块成为首个获得国家发改委总体开发方案批复的中外合作煤层气区块;2015 年,首次开展SLH 井型试验,实现经济高效开发;2016 年,潘庄区块成为首个进入商业性生产期的中外合作煤层气区块,马必区块先导性试验井组取得重大进展;2018 年,改进资源评价体系,掌握产能主控因素;2019 年,水平井多级压裂获得成功,实现了高产稳产;2020 年,薄煤层开发获得成功,实现了经济、高效开发;2022 年,年产量近 15 亿方,创行业新高,其中,马必区块实现日产 100 万方,进入国内百万方气田;2023 年,马必区块实现日产 200 万方,产能建设效果显著。2023-11-23 00:00:00
[ 详细 ] - 8、请问马必区块单分支水平井的钻井成本?
2023-11-23 00:00:00
答:马必区块开发逐步以单分支水平井为主,及单分支水平井钻井成本持续优化,根据 2022 年度数据,平均钻井成本为 371 万元人民币,平均钻井深度 2153 米。2023-11-23 00:00:00
[ 详细 ] - 7、请问煤层气区块投入产出情况,比如 1 亿方产能建设需要投入多少资金?
2023-11-23 00:00:00
答:根据煤层气产投情况,1 亿方产能建设需要 4 亿元人民币左右。煤层气达产后,不再需要大规模的资本投入,仅需要日常维护投入。2023-11-23 00:00:00
[ 详细 ] - 6、请问公司四季度产销价情况如何?
2023-11-23 00:00:00
答:四季度为天然气的销售旺季,在产量方面,公司通过加速马必区块产量的释放和潘庄区块高效运营,全年产量实现年初预计目标的可能性较大;销量方面,公司按照“全产全销”的理念,销量随着产量的增长而增长;销价方面,当前销售价格较三季度单季的销售均价,均有较大幅度提高,也高于本年度 1-9 月份的销售均价。2023-11-23 00:00:00
[ 详细 ] - 5、请问公司目前的产气量情况如何?
2023-11-23 00:00:00
答:截止目前两个区块的日产气量合计在 520-530 万立方米左右,保持了高效运营。2023-11-23 00:00:00
[ 详细 ] - 4、请问公司最近几年资本开支较大,项目资金规划及分红是如何考虑?
2023-11-23 00:00:00
答:煤层气的开采是需要滚动投入的,如果要更好的释放产能,一定意味着更多的资本投入。公司目前持有货币资金 30 多亿元人民币,近三年经营活动产生的现金流净额年均有 14 亿元人民币,资金相对充裕。同时上市公司的很多融资工具也没有用,我们会结合利用多种方式,确保未来项目发展所需资金。关于分红,公司将持续提升运营效率、市场竞争力和价值创造能力,争取以更加优异的业绩,积极保持分红政策的稳定性、合理性回馈广大投资者和股东。2023-11-23 00:00:00
[ 详细 ] - 3、请问潘庄区块已经进入成熟期,其历年累计投入产出情况?
2023-11-23 00:00:00
答:截至 2022 年年底,潘庄区块累计投入约 41 亿元人民币,累计实现煤层气产量约 73 亿立方米,实现煤层气销量约 70 亿立方米。潘庄区块主要是保持高效运营,推进薄煤层产能释放,拓展开发边际资源,维护好当前的产量,后续资本开支相对较小。2023-11-23 00:00:00
[ 详细 ] - 2、请问马必区块资源储量的相关情况,是否会存在资源枯竭现象?
2023-11-23 00:00:00
答:马必区块探矿区面积约 716 平方公里,目前已累计探明矿区面积约377 平方公里,煤层气探明储量约 581 亿立方米。在已探明矿区面积中,马必南区的设计年产能 10 亿立方米的开发方案,已于 2018 年获得国家发改委批复,其动用探明面积约 131 平方公里,涉及煤层气探明储量约196 亿立方米。马必南区自 2020 年进入生产期后,随着钻井投资的持续投入,产量在持续快速提升;马必北区之 MB076 井区,设计年产能近 5亿立方米,其动用探明面积约 69 平方公里,探明地质储量 140 余亿立方米;剩余探明矿区面积,规划年产能在 10 亿立方米左右,相关工作也在同步推进中。未探明矿区面积即约 339 平方公里,也有计划在推进勘探,预计未来两年会提交储量报告及编制开发方案。总体而言,马必区块煤层气储量充足,有足够的储量资源进行接替。2023-11-23 00:00:00
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