新天然气（603393）2022年年度董事会经营评述内容如下：
一、经营情况讨论与分析
公司在董事会的坚强领导下，紧紧围绕“天然气能源全产业链化”发展战略，不断构建新发展格局。公司以深化战略合作为契机保障上游气源供应，以市场调研为手段加强新资源、新项目的发掘力度，以科技创新为导向强化核心竞争力，以安全生产为原则有效管控风险，以合规经营为准绳提升管治水平。公司在围绕增产量、促销量、创效益的目标，各项工作取得显著成效。 报告期内，公司实现营业收入34.16亿元，同比增长30.54%；实现归属于上市公司股东的净利润9.23亿元，同比下降10.23%，归属于上市公司股东的扣除非经常性损益的净利润9.37亿元，同比增长56.50%；基本每股收益2.18元，扣除非经常性损益后的基本每股收益2.21元，扣除非经常性损益后的加权平均净资产收益率19.27%。 一、着力提质增效，确保业务稳步增长 报告期内，一是全面落实提质增效专项安排部署，制定专项方案，全面解决销量提升、降本增效等方面问题，努力提升终端市场占有率。二是结合区域市场，本着“新用户不能少，老用户不能丢”的原则，加大对工业用户大客户的开发，并制定差异化营销策略，实行一地一策营销方案，努力扩大市场份额。三是夯实推价顺价基础工作。对推价顺价工作全面部署和安排，积极与相关政府职能部门对接，推进上下游联动机制，按照“区域平衡，一厂一策”阶梯气价原则，逐步实现推价工作，取得了阶段性成果。四是非气业务、LNG委托加工和能源贸易业务方面初见成效。 二、强化合作，充分保障上游气源供应 报告期内，公司不断深化与中石油在各领域的多层次交流，进一步推动双方实现优势互补、资源共享及合作共赢，从而有效保障了公司气源供应。在新型混合制经营模式下，公司取长补短，不断优化管理模式，多措并举达到降本增效的目的，有效提升公司整体竞争能力。 三、聚焦市场，积极发掘新项目资源 报告期内，公司紧抓国家政策导向，聚焦清洁能源市场发展前景，分别在新疆地区、四川地区、西南及中原区域内深入开展市场调研工作。围绕优质城燃项目、LNG终端加气站项目及液化厂项目进行深入研究，为不断丰富全产业链化进行前瞻性布局。同时，依托研究院密切关注以光伏、氢能及碳捕捉为代表的新能源、新技术、新材料、新装备产业，积极探索相关产业，力争抢占清洁能源产业高地。 四、创新引领，提升行业竞争力 报告期内，公司按照“市场先行、管理增效、内控保障”的主要思路，提升核心技术自主研发能力，探索煤层气勘探开发和基础设施建设等领域技术装备攻关和智能化应用，推动技术成果向生产力转换。公司致力于煤层气储层的地质研究，通过薄煤层试验井的开发，充分挖掘资源开发效能，进一步提高了经济效益和社会效益。同时，持续加大科技创新投入力度，通过选区评价、三维地震、长支水准钻井、大规模压裂和智慧排采等技术创新，逐步解决一个个难题，形成了目前煤层气产能建设迅速、产量快速提升的良好态势。 五、安全护航，保障生产运营平稳 报告期内，公司坚决落实弘扬“生命至上、安全第一”的思想，认真贯彻落实党和政府安全管理要求，加强安全基础管理，深刻汲取国内燃气行业事故教训，开展摸排自查工作，强化风险防控，严格整改落实，切实做到防范风险。以安全责任意识、应知应会、岗位实操等为重点开展针对性安全教育培训，持续提升全员安全素质。报告期内，公司未发生安全生产事故，安全生产形势总体平稳有序。 六、合规治理，有效提升企业管治水平 报告期内，公司严格按照中国证监会及上交所相关法律法规要求做好信息披露工作，持续做好投资者关系管理，不断优化完善公司各项规章制度，在实践中不断完善公司的治理水平。公司及下属子公司主要管理层及业务人员均具有多年的城市燃气行业从业经历，积累了较为丰富的生产运营及管理经验，通过优化管理模式极大提高了公司资源的利用效率。 二、报告期内公司所处行业情况 报告期内，受国际形势变化及地缘政治博弈加剧影响，石油、天然气、煤炭在内的全球大宗商品价格持续走高，能源价格大幅上涨。与此同时，受国内经济下行压力增大影响，国内天然气行业短期呈现出自产量稳步增长，进口量降幅增大，表观消费量下滑的现象。报告期内，我国天然气产量实现了2178亿立方米，同比增长6.4%，进口天然气10925万吨，同比下降9.9%。表观消费量达到3663亿立方米，同比下降1.7%。但我们依然坚信天然气行业发展长期向好的态势不变，由于我国“富煤贫油少气”的资源禀赋，油气对外依存度居高不下，特别是在国家“双碳”战略目标下，天然气作为一次能源消费缺口加大。煤层气作为天然气战略补充，在能源结构调整和“双碳”目标中保障国家能源安全方面将发挥重要作用。 报告期内，国家发改委、国家能源局出台《“十四五”现代能源体系规划》明确指出要增强油气供应能力，积极扩大非常规资源勘探开发，加快页岩油、页岩气、煤层气开发力度。天然气产量快速增长，力争2025年达到2300亿立方米以上。国家及地方一系列政策的出台有利于推动煤层气行业步入快速发展阶段。 三、报告期内公司从事的业务情况 （一）主要业务情况说明 公司主要从事城市天然气的输配、销售、入户安装以及煤层气开采业务。 目前，公司城市燃气业务的经营区域在新疆省内，煤层气开采销售业务的经营区域在山西省及周边区域。 (二)经营模式情况说明 1、燃气销售业务经营模式 (1)燃气采购模式 我国陆上绝大部分天然气开采及主干线管道输送均由中石油与中石化从事，公司绝大部分天然气均直接采购自中石油及中石化下属单位，少量采购自新业能源的煤制气和国盛汇东的煤层气。 公司各子公司通常每年与供气方签订为期一年的书面合同，合同中对采购天然气价格、供气或供气量确定方式、计量方式、质量要求、结算方式等事项进行约定。 采购价格由合同双方根据国家发改委价格指导文件经协商后确定。 购气量，通常会在合同中约定年度具体购气量，每月或每季度由公司向供气方提交用气计划，再由供气方根据实际供需平衡情况确定下月或下季度向公司的供气计划。 实际购气量的计量，通常由合同双方每天定时在天然气管道交接点按流量计显示气量共同确认。报告期内公司主要采用预付款的方式按月或按周与供气方进行天然气价款结算。 (2)燃气输配模式 公司天然气以管道输送方式为主、车载方式为辅进行运输配送。 公司天然气自上游供气方交界点接入公司天然气管道，通过高压管线进入公司各城市门站，在各城市门站进行调压、过滤、计量、加臭处理，经处理后部分直接供给设在门站的CNG汽车加气站，部分进入城市中压管网向各类用户及部分CNG汽车加气站供气。 和硕公司所用天然气均采用车载方式由CNG运输车辆运至和硕县门站，在门站卸载并进行调压、过滤、计量、加臭处理后进行分流，部分供给和硕公司CNG汽车加气站，部分进入和硕县城市中压管网向各类用户供气。 压缩天然气公司将通过管线进入其CNG母站的天然气压缩后，采用车载方式由CNG运输车辆向其加气子站供气。 对于从事经营CNG汽车加气站业务的部分客户，公司采用车载方式由CNG运输车辆运输供气。 (3)销售模式 ①管输天然气 对于居民用户、商业用户及普通工业用户，由双方签订合同后为其通气，合同中对气价、计量方式、结算方式、付款方式等均进行约定。 对于大型工业用户，由公司的销售人员在与对方进行洽谈后签订合同，合同中对供气量、气压、气价、计量方式、结算方式、付款方式等条款均进行约定。 公司对下游各类用户的天然气销售价格，由地方政府价格主管部门制定，部分地区工业用户和CNG批发以当地价格主管部门所制定价格为上限，协商定价。公司将加强与政府物价主管部门的沟通，努力达成上下游价格顺调的价格联动机制并根据当地实际状况争取制定合理的销售价格，同时公司将加强业务开拓，拓展业务区域并增大业务规模，扩大销售气量。 公司对下游用户的结算方式包括IC卡及抄表两种方式。IC卡模式为用户先行对IC卡充值后再用气，如卡内余额不足则需充值后才能继续用气，实际为预收款结算模式。抄表模式为每月定期对用户燃气计量表进行抄表，根据抄表数确定用户用气量以及用户气款金额，客户采用预缴气款或按月缴款方式付费。 ②CNG汽车加气站车用天然气 对于CNG汽车加气站汽车加气用户，通常在加气站加气后根据实际加气量及气价，现场及时结算。公司在乌鲁木齐市的部分加气站还承担为乌市公交集团及珍宝巴士车辆进行加气的任务，由于乌市公交集团及珍宝巴士车辆主要为公共交通车辆，加气频繁且加气量较大，因此采取每月末进行汇总结算的方式。 ③车载CNG 对于从事经营CNG汽车加气站业务的部分客户，公司采用车载CNG方式进行销售。公司与对方签订正式合同，约定供气量、气价、天然气交付点、结算方式等。通常由公司将CNG用车载方式运至对方CNG汽车加气站交付，根据双方签字认可的结算单据作为结算依据，双方按月结算。 2、天然气入户安装业务经营模式 天然气用户向本公司所属辖区的各子公司提出用气申请后，由各子公司与用户协商一致签订燃气设施入户安装协议(合同)，先根据不同类型用户的用气规模、用气特点等进行安装方案设计和设备选型，然后委托有资质的单位进行设计、施工、监理，施工完成后进行验收，交付用户使用。 3、煤层气销售模式 (1)基本概述 产品分成合同约定，亚美能源拥有以下销售选择权： ①与中方合作伙伴共同向买方推广及销售； ②向中方合作伙伴或其关联公司销售所分得的煤层气； ③经政府部门批准直接向中国客户销售所分得的煤层气； ④向任何其他合法的去向或买方销售。 根据共同销售安排，在中方合作伙伴与客户订立销售合同前，亚美能源可直接与潜在客户接触并磋商。于中方合作伙伴与客户订立销售协议的同时，亚美能源与中方合作伙伴订立煤层气销售合作协议。据此，亚美能源负责向客户交付订约数量的煤层气，而中方合作伙伴负责存置每月事务的历史记录、开具销售收据、缴纳税项及矿区使用费以及申请退税及政府补贴。 (2)销售渠道 亚美能源通过拓展与需求稳定的管道下游客户的合作关系，扩大客户群，降低客户集中风险；并通过与部分管道下游客户订立长期销售合同的方式，锁定售价，增进财务稳定性。 亚美能源的重点客户主要集中在管道运营商、天然气需求庞大地区(包括主要工业城市)的天然气运营商及众多工业客户。亚美能源能够通过现有的管道网络基础设施向这些客户输送天然气。例如，亚美能源可通过连接集气站的地区管道向临近的河南省及山东省输送煤层气；亚美能源也可通过中石油的中央处理中心连接西气东输一线(横跨全国并向多个国内市场输送天然气的管道网络的一部分)，输送煤层气到需求庞大而稳定的其他市场。 亚美能源所在区域的现有管道基础设施不仅能助其进入天然气需求量大的市场，也可令其以低于其他天然气来源(如通过中亚管道天然气进口及液化天然气海运进口)的输送成本向其它市场供气。 四、报告期内核心竞争力分析 公司最早从2000年开始在新疆从事城市燃气投资、运营和管理，已取得了乌鲁木齐市米东区和高新区(新市区)、阜康市、五家渠市、库车市、焉耆县、博湖县及和硕县等八个市(区、县)天然气市场的长期经营权。2018年，公司成功要约收购了亚美能源后，取得了上游煤层气资源的开发运营，实现从区域性向全国性的重大转变。四年来，公司依托自有气源优势，持续推进技术创新，凭借先进的煤层气开采技术不断增储上产，实现了煤层气量价齐升的良好局面。新疆城燃板块与中石油昆仑燃气战略合作后，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，避免区域内重复投资建设等方面不断深化合作，充分保障了股东权益。经过多年的专业经营和不懈努力，公司在行业内逐步确立了自身的核心竞争力，主要体现在以下方面: 1.自有气源优势 围绕“上游有气田、中游有管道、下游有市场”的战略布局，公司于2018年成功对亚美能源实施并购，取得了潘庄和马必项目的煤层气开发资源，初步形成了燃气行业的产销一体化模式和机制，为后期的行业竞争和市场发展赢得了主动权。亚美能源主要从事煤层气勘探、开采及销售业务，位于山西省沁水盆地，其煤层气探明地质储量居中国各盆地之首。 2.全产业链优势 公司拥有多年中游城市天然气输配管理和下游用户拓展方面的经验，通过对亚美能源要约收购以及与中石油建立长期战略合作关系，逐步实现“上有资源、中有管网、下有客户”的全产业链一体化的经营格局。公司也成为一家集天然气开采、输配、销售、入户安装的公司。全产业链化的经营格局一方面进一步拓展公司的主营业务并提升整体业务规模，巩固并强化了公司在燃气行业的核心竞争力；另一方面，极大缓解了因上游气源不足导致发展受限的情况，提高了公司整体抗风险能力，有利于公司实现持续、稳定的发展。 3.技术优势 亚美能源通过多年探索实践，拥有行业内先进的煤层气勘探开发技术，是中国首家成功采用多分支水平井钻探技术和首批采用多层压裂缓冲丛式井技术的煤层气开发商。亚美能源以创新作为企业可持续发展的重要途径，坚持以科技创新为抓手，动态调整优化勘探开发方案，通过新技术、新设备应用持续提升供气能力与供气质量。 4.区位优势 公司在新疆八个人口稠密市(区、县)拥有城市燃气特许经营权，经过多年运营逐渐形成管网覆盖区域广、规模大的特点。通过积极开发市场潜能，持续做好客户服务工作，区域内燃气业务发展蒸蒸日上，市场占有率稳步提升。公司煤层气业务依托成熟的管网体系，辐射到中原等经济发达市场和优质客户，区位优势明显。 5.多气源保障优势 一方面，公司不依赖单一气源使得公司的气源保障度相对较高，且可以通过比较综合采购成本来调整各家上游供气单位购气量，以节约经营成本;另一方面，由于靠近资源地，管道运输成本较低，使得新疆的天然气用气成本较国内大多数城市具有明显的比价优势，因而有助于提高城市燃气的普及率，为公司未来增加用户数以及提高户均用气量奠定基础。经过长期的业务往来，公司与上游气源供应商建立了稳定互信的良好合作关系，而且城市燃气作为关系民生大计的基础能源，一直是天然气资源分配的优先配置对象。因此，公司的现有经营及未来发展具备充足的气源保障基础。 6.管理优势 公司已建立了完善的精细化管理体系。在天然气输配、项目投资管理等环节均制定了详细操作流程并严格按照程序开展各项业务，决策流程和决策依据明确清晰，管理效能和执行效力均达到了较高水平。公司对所有子公司有针对性地实施了人事、资金、采购和投资的集中管理模式，极大提高了公司资源的利用效率，科学精细的绩效考核体系极大的提升了员工的工作热情。 五、报告期内主要经营情况 报告期内，公司实现营业收入3,416,239,655.70元，同比增长30.54%；实现归属于母公司股东的净利润923,264,401.11元，同比下降10.23%；经营活动产生的现金流量净额1,837,307,891.04元，同比增长25.74%。六、公司关于公司未来发展的讨论与分析 (一)行业格局和趋势 天然气具有热值高、廉价、清洁等优点，作为清洁高效的化石能源，天然气是低碳经济的代表。在经济增速换档、资源环境约束趋紧的新常态下，能源绿色转型要求日益迫切，能源结构调整进入油气替代煤炭、非化石能源替代化石能源的更替期，优化和调整能源结构还应大力提高天然气消费比例。随着我国社会的全面发展，国家逐渐将环保问题列为与经济发展同等重要的地位。 随着全社会节能减排和环境保护意识的提高，清洁高热的天然气能源日益受到重视，我国天然气市场已进入快速发展阶段。 (二)公司发展战略 在国家“双碳”战略政策的引领下，天然气行业处于能源结构调整、内生性需求巨大、进口替代的战略机遇期。公司将坚定不移地深耕清洁能源行业，励志成为一家国际领先全产业链化发展的清洁能源集团企业，为国家清洁能源的发展贡献公司的力量，以良好的业绩及分红回报广大中小股东，用实际行动回馈社会。 按照“立足新疆、面向全国、走国际化发展道路”的发展战略规划和“能源全产业链化、高科技化、国际化、金融化”的发展理念，通过高效的政策把控、品牌塑造、资产规模、综合管理、人资配置、综合管理、市场开发和融资能力，打造“上游有气源、中游有管道、下游有市场”的天然气全产业链模式。扎根天然气行业，不断拓展和发展新兴领域。不断扩大经营规模，以“百年鑫泰”为目标，将公司打造成经典品牌和放心品牌。 (三)经营计划 2023年围绕公司战略发展规划，一是持续推进“四化”建设，完成重大资产重组、不断发掘新区块投资价值，并寻求其他上游资源项目，全力进军上游资源市场；依托能源研究院，加强与高校、研究所和高新科技企业的合作，储备科技人才，努力打造一支科研团队，不断强化科技核心竞争力；利用香港利明的区位优势，逐步走开国际投资、经营、发展的路子，扩大国际资本和资源合作成果；提升资本运营水平，通过多重融资渠道有效降低企业资金成本。 (四)可能面对的风险 1、产业政策风险 天然气行业涉及到国计民生，对政府部门出台政策的依赖性较强，天然气企业在市场发展时需要考虑政府制定天然气价格、授予特许经营权等诸多政策性因素、条件，燃气企业的市场发展必然和国家政策要求有紧密关系。由于受到各种资源的限制，竞争的加剧必将导致城市燃气企业在终端客户发展的议价能力较弱，对政府相关部门支持的依赖性较大。政府为了确保燃气供应安全、维护社会稳定、保证公共利益，对燃气企业经营实行许可制和准入制，对经营者资质加以严格审批，同时也会给予企业一定的扶持。由于政府监管政策和监管力度的变化，会给企业的经营模式和收益带来一定的风险。 2、行业竞争风险 由于行业特性，城市燃气总体可投资项目的数量、规模相对较固定，同时城市燃气企业的投资项目本身具有投资金额大、建设周期长的特点。而当长距离输气管道建成后，又具有地方专用性和物质资产专用性等特点，导致城市燃气企业在管线建成后对该部分区域市场的燃气独供。随着中石油产供储销战略布局的逐步实施，城市燃气企业之间竞争的加剧，将进一步导致企业在抢夺市场份额时的难度加大。 3、价格管制风险 国家对燃气行业施行“管住中间、放开两头”的管控政策，中国天然气行业的上游、中游、下游具有不同的定价机制。上游和中游的定价受国家发改委监管，下游城市燃气则受各地物价局监管。目前中国天然气终端销售定价受当地政府的监管，随着进口气源的依赖度的提高和国内用气需求量的进一步增大，伴随着市场化步伐的是燃气企业天然气进价成本的进一步上涨，而上游价格变动时终端售价通常不会自动联动，下游天然气公司需提出调价要求，将价格信号传递给终端消费者。但下游企业实行价格联动通常存在时差，有时联动还因为地方政府的政治考虑而未能顺利实现，燃气行业很难在第一时间将上涨的进气成本向下游用户传导，由此可能导致燃气企业的资金周转困难、利润率降低。 4、管网安全风险 由于我国目前天然气供不应求，天然气现有产能滞后于消费需求的现象短期内仍无法根本扭转。而城市天然气气源指标的分配又完全由城市燃气供应链上游气源供应商掌握，特别是中石油、中石化等上游气源供应商对供应链中下游市场开发的介入，将会导致中下游企业之间竞争加剧，城市燃气企业面临气源短缺的风险。此外，由于竞争格局的形成，分割的城市燃气市场将不利于规模经营、统筹规划和建设，特别是在管网的安全、运行和调度等方面无法统一管理，从而使稳定的供气保障受到影响。 5、市场运行风险 作为一次性能源和化工原料时，天然气与等热值的传统能源如煤炭、石油相比在价格方面处于劣势，它的竞争优势主要是其清洁环保的使用特点。但是随着国家对洁净煤、节能性装备等新技术的开发和应用水平的提高，同时在政策上对污染物排放控制的强化，煤炭和石油等可替代能源对环境污染程度将逐渐降低，这使得天然气的潜在市场需求量将会降低，并导致其市场开发、拓展变得愈加困难。从我国目前的情况看，在运用天然气发电的领域中，其发电成本远高于水电、核电和燃煤发电，而天然气价格总体上升的趋势在未来较长时间内不会改变。同时，供发电的天然气供应不稳定，在燃气紧张的情况下，有关部门必然首先保证居民和重点工业的用气。因此在二次能源市场的竞争中，天然气与其他替代性能源相比竞争力不足，且发展形势不明朗，必将造成天然气现有终端客户数量及用气量萎缩，新市场开发难度进一步加大。 6、储量估计的变动风险 附属公司亚美能源对煤层气储量数据的概算和编制建立在相关地质条件、钻井记录、勘探和生产数据等若干假设的基础上，因此，煤层气的储量估计每年都会相应发生变化。由于在会计处理上，储量估计的变动会影响亚美能源天然气资产的折旧，假如未来储量估计减少，将会在合并范围内对公司的利润造成不利影响。 7、实际储量的变动风险 煤层气储量数据的计算及编制会受到各种不可控因素的影响，从而导致实际储量可能与概算储量不一致；同时，由于煤层气开采受诸多因素的影响，存在开采成本难以控制、实际产量无法达到预期的风险。 8、安全生产和环保风险 虽然附属公司亚美能源的健康、安全及环境政策和制度执行情况良好，近年来的可记录事故率及无损耗工时事故率均为零，但随着煤层气勘探、开发、生产业务的不断扩展，该类业务在操作过程中的安全生产风险也随之增加；同时，如果未来国家提高环保标准或出台更严格的环保政策，将可能会使亚美能源进一步增加环保设施的投入，导致其经营成本的上升。 9、煤层气销售的政府补助政策变化风险 2019年财政部针对煤层气(煤矿瓦斯)等非常规天然气开采利用给予可再生能源发展专项资金支持，按照“多增多补”“冬增冬补”原则，改变煤层气开发利用定额补贴方式，采用奖增罚减原则，以促进煤层气生产和利用。2020年山西省财经委员会审议通过《山西省煤层气增储上产三年行动计划》，煤层气、页岩气、致密气“三气共采”进入实施阶段；山西省自然资源厅印发《山西省“三气”综合开发试点工作方案》，在审批方面进一步优化矿权登记，坚持矿业权管理实行同一矿区同一主体；同年山西省财政厅、山西省发改委印发《煤层气增储上产专项资金管理暂行办法》，针对新增储量和新增产量进行补贴，可用于技术攻关研究，以激励方式支持全省煤层气勘探抽采、储配利用、储气调峰、科技创新等项目加快开发建设。 国家和地方政府将根据非常规天然气的产业发展、开采利用、新增储量、新增产量、抽采利用成本和市场销售价格变化等，适时调整补贴政策，以促进煤层气生产和利用。若补贴政策发生变化时，将会对公司的利润带来一定的影响。 10、煤层气销售的增值税退税优惠政策变化风险 根据《财政部国家税务总局关于加快煤层气抽采有关税收政策问题的通知》（财税[2007]16号），对煤层气抽采企业的增值税一般纳税人抽采销售煤层气实行增值税先征后退政策。