## Official Facts

- **终端需求与产销量**：
  - 2025年天然气总销售量为 59,255 百万立方米，同比增加 9.4%。
  - 零售气量为 33,509 百万立方米，同比增加 2.3%。其中：工业气量 26,052 百万立方米（同比增加 6.2%）；商业气量 2,921 百万立方米（同比减少 2.3%）；居民气量 3,449 百万立方米（同比减少 4.5%）；加气站气量 1,088 百万立方米（同比减少 33.5%）。
  - 分销与贸易气量为 25,746 百万立方米，同比增加 20.2%。
  - LPG（液化石油气）销售量为 6.15 百万吨，同比增加 6.3%。
  - LNG 接收站处理总量为 16,527 百万立方米，同比增加 3.7%；平均负荷率为 90.8%（同比提升 3.2 个百分点）。
  - LNG 工厂加工量为 3,737 百万立方米，同比增加 5.3%；平均生产负荷率为 67.2%（同比提升 3.2 个百分点）。
  - 原油权益销售量为 8.45 百万桶，同比增加 2.0%。

- **客户与用户行为**：
  - 截至 2025 年底，累计用户总数为 17,191,700 户。
  - 2025 年全年新增用户 738,000 户（同比减少 12%）。
  - 2025 年新获取内蒙古、山东、贵州、江苏等 8 个省市的 11 个城燃项目。

- **单位经济模型指标**：
  - 2025 年加权平均销气价差为 0.45 元/立方米，同比下降 0.02 元/立方米。
  - 2025 年平均销气价格为 2.73 元/立方米，同比下降 0.11 元/立方米。
  - 2025 年平均购气价格为 2.28 元/立方米，同比下降 0.09 元/立方米。
  - 2025 年居民气价顺价比例达到 69%，同比提升 8.3 个百分点。
  - 原油平均销售价格为 54.4 美元/桶，同比下降 18.4%。

- **总部财务与现金流结果**：
  - 2025 年营业收入为 193,979 百万元，同比增加 3.71%。
  - 2025 年所得税前溢利为 11,661 百万元，同比减少 7.71%。其中：天然气销售板块所得税前溢利 6,756 百万元（同比减少 17.6%）；LNG加工与储运板块 3,970 百万元（同比增加 8.4%）；LPG销售板块 837 百万元（同比增加 8.3%）；勘探与生产板块 334 百万元（同比增加 49.5%）。
  - 2025 年本公司股东应占溢利为 5,346 百万元，同比减少 10.30%。
  - 2025 年经营业务产生之现金净额（经营现金流）为 12,430 百万元。
  - 2025 年资本开支为 6,257 百万元，同比减少 4.6%。其中天然气销售资本开支 4,461 百万元（同比减少 1,162 百万元），LNG接收站资本开支 1,796 百万元（同比增加 858 百万元）。
  - 2025 年全年每股派息 0.3158 元人民币，派息率达到 51%（同比提升 8 个百分点）。
  - 2026 年 1 月启动回购计划，拟回购股份不超过截至 2026 年 1 月 16 日总股本的 1%。

- **后续目标与指引**：
  - 2026-2028 年分红比例将不低于当年归母净利润的 50%，且派息总额不低于 2025 年总额。
  - 2026 年指引：零售气量同比增速 3%，新增用户数 600,000-700,000 户；LNG接收站负荷率 85%-90%；LNG工厂加工量同比增加 3%-5%；LPG销售量 5.80 百万吨；原油权益销售量 8.00 百万桶。


## Management Claims
- 公司对宏观及行业的判断：2025 年下半年全球天然气市场需求将缓慢增长；国内经济正处结构调整、产业升级的关键当口，绿色低碳转型提速，机遇和挑战并存。
- 战略布局：公司表示将继续把握政策机遇，顺应转型趋势；依托上下游协同、产业链一体化、专业化管理与网络区位规模等优势，加快构建气电冷热综合供能“生态”，培育壮大新质生产力。
- 经营策略：坚持“抓创新就是抓发展”、“从严管理出效益”；推动数智化安全运营水平和创效能力，加快昆仑 ERP和云梦泽智慧平台全面上线，推进大模型在多领域的应用。
- 资本配置：公司表示将全面强化市值管理，提升投资价值并优先保障股东回报，因此出台新的 2026-2028 年股息分派计划。


## Official Promotional Language
- “助力美丽中国建设，点靓人民美好生活”
- “从客户需求出发、让客户满意而归、超越客户期望”
- “基础稳、优势多、韧性强、潜能大”
- “长期向好的支撑条件和基本趋势没有变”


## Third-party Data Used
- 2025 年新增用户类型明细：新增居民/工业/商业用户数分别约为 727,900 户 / 2,000 户 / 8,000 户（同比分别 -11.5% / -23.1% / -66.3%）。
- 2025 年自由现金流测算：7,205 百万元（同比增加 190 百万元）。
- 2025 年中国天然气表观消费量：426,550 百万立方米（同比保持正增长，清洁能源消费量占比提升 1.8 个百分点至 30.4%）。
- 公司燃气接驳和增值业务收入合计占总收入比重：仅为 2.9%（2024 年数据，用作参照）。


## Third-party Views
- third_party_view：有第三方提出假设，公司天然气销售业务税前利润出现下滑，可能受到加气站业务调整带来的结构性影响及销气毛差收窄的拖累；该假设尚需通过后续财报对具体利润率的拆分结果验证。
- third_party_view：有第三方提出假设，由于公司城燃项目主要布局于承接产业转移的西北、东北等地区，且工业用气占比近八成，公司具备较强的顺价能力；该假设尚需通过后续各地顺价政策的落地情况及实际价差数据验证。
- third_party_view：有第三方认为，公司燃气接驳业务收入占比较低（不足 3%），受房地产市场调整带来的下滑风险相比同业较小；该观点尚需通过连续多期的接驳收入实际影响验证。
- third_party_view：有第三方认为，受地缘冲突影响油气价格上涨，可能使得公司上游勘探与生产业务及 LPG 销售业务具备盈利弹性；该预期尚需通过外部商品价格走势及跨期盈利验证。


## Evidence Cards

### Evidence Card 1: 终端零售气量结构与需求变化
- **观察事实**：2025 年零售气总量达 33,509 百万立方米（同比+2.3%），其中工业气量 26,052 百万立方米（同比+6.2%），占比上升至 77.8%；而商业气量和居民气量分别同比下降 2.3% 和 4.5%。
- **来源身份**：reported_fact
- **时间尺度**：单期（2025全年）对比上年同期
- **所有者相关性**：需求、现金流
- **事实触发的问题**：商业与居民用气量出现同比下滑，多大程度是受到气候环境（如暖冬）等一次性外部因素影响，多大程度反映了底层客户流失或需求收缩？
- **证据边界**：
  - 已记录事实：工业气量正增长且占比提升，商业与居民气量同比负增长。
  - 可提示的问题：零售气量增长对单一工业客群的依赖度正在上升。
  - 升级判断所需证据：需要行业平均气量数据以对比判断是否为行业共性（天气原因）；需要存量商业/居民客户流失率、复购/用气频次数据。
- **后续验证**：后续财报中各类用户平均单客用气量的变化趋势；下一年度气温正常条件下的商业/居民用气量恢复情况。

### Evidence Card 2: 客户扩张指标与接驳增量
- **观察事实**：2025 年累计用户数为 17,191,700 户，全年新增用户数为 738,000 户，较 2024 年同比减少 12%；新增居民、工业、商业用户数均出现两位数百分比的同比下滑（分别为-11.5%/-23.1%/-66.3%）。2026年指引新增用户数为 600,000-700,000 户，指引中枢继续下移。
- **来源身份**：reported_fact / third_party_data
- **时间尺度**：连续两期（2024-2025）及未来一期指引
- **所有者相关性**：需求、业务增速
- **事实触发的问题**：新增用户的全面下滑及未来指引下降，是否意味着公司可获取的高质量新城燃特许经营权或新开发片区正在减少？
- **证据边界**：
  - 已记录事实：新增用户总量及各分类用户数量同比下滑，且未来指引规模收缩。
  - 可提示的问题：传统接驳及新户拓展带来的增量红利正在减弱。
  - 升级判断所需证据：需获取新获批特许经营区域的总潜在用户基数，以及行业内其他城燃企业的新增用户增速情况。
- **后续验证**：验证新项目的投产达效进度；追踪单客资产获取成本的变化。

### Evidence Card 3: 单位经济模型与成本传导
- **观察事实**：2025 年平均购气成本下降 0.09 元/立方米至 2.28 元/立方米，平均销气价格下降 0.11 元/立方米至 2.73 元/立方米；加权平均销气价差为 0.45 元/立方米（同比下降 0.02 元/立方米）。同时，居民用气顺价比例同比提升 8.3 个百分点达到 69%。
- **来源身份**：reported_fact
- **时间尺度**：单期（2025全年）对比上年同期
- **所有者相关性**：单位经济模型、利润池、价格/交易条件
- **事实触发的问题**：在购气成本下降且居民顺价比例显著提升的情况下，为何整体平均价差依然收窄 0.02 元/立方米？结构变化（如加气站业务下滑 33.5%）对整体价差的拖累程度有多大？
- **证据边界**：
  - 已记录事实：销气价格降幅大于购气价格降幅，导致整体价差收窄；居民顺价覆盖面扩大。
  - 可提示的问题：高毛利业务（如加气站）萎缩可能在侵蚀顺价机制带来的利润修复。
  - 升级判断所需证据：按各类用气分类（工业、商业、居民、加气站）的独立销气价差明细；各业务类型的单价结构占比贡献拆分。
- **后续验证**：持续追踪 2026 年未顺价 31% 居民用气的顺价推进进度；验证加气站气量见底企稳的节点及影响。

### Evidence Card 4: 基础设施（LNG接收站/工厂）产能利用与回报
- **观察事实**：2025 年 LNG 接收站处理总量 16,527 百万立方米（+3.7%），平均负荷率达到 90.8%（同比+3.2pct），该板块所得税前溢利 3,970 百万元；LNG 工厂负荷率 67.2%（同比+3.2pct）。新建的福建 LNG 接收站（产能 3 百万吨/年）预计于 2027 年投产。
- **来源身份**：reported_fact / third_party_data
- **时间尺度**：连续两期（2024-2025）及未来投产预期
- **所有者相关性**：资本配置、单位经济模型
- **事实触发的问题**：当前接收站负荷率（90.8%）是否已接近满载极限？在福建 LNG 投产前（2027年），该板块利润是否将面临产能天花板导致的增长停滞？
- **证据边界**：
  - 已记录事实：LNG 接收站与工厂的负荷率双双提升至高位，税前溢利正向增长，新场站尚处于建设期。
  - 可提示的问题：存量基建资产利用率已达高位，短期缺乏新增吞吐量弹性空间。
  - 升级判断所需证据：LNG 接收站最大理论负荷率数据；单方处理服务费（或周转费）的定价变动机制。
- **后续验证**：观察 2026 年指引负荷率（85%-90%）的实际兑现情况以及政府指导加工费的稳定性。

### Evidence Card 5: 财务现金流分配与支出端控制
- **观察事实**：2025 年整体资本开支同比减少 4.6%至 6,257 百万元（其中天然气销售板块资本开支大幅削减 1,162 百万元）；经营性现金流达到 12,430 百万元；自由现金流达 7,205 百万元；2026-2028 年分红比例下限上调至归母净利的 50%。
- **来源身份**：reported_fact / third_party_data
- **时间尺度**：跨周期（2025实际至2028指引）
- **所有者相关性**：现金流、资本配置、少数股东归属
- **事实触发的问题**：天然气销售板块资本开支的大幅削减，是源于优质并购标的减少的被动结果，还是主动战略收缩？这种开支削减是否能持续支撑未来自由现金流的扩大并保障派息计划？
- **证据边界**：
  - 已记录事实：天然气销售板块资本开支缩减，总自由现金流和分红派息率双升。
  - 可提示的问题：城燃业务规模扩张期向利润兑现与现金分红期过渡。
  - 升级判断所需证据：后续新建燃气管网的必要资本支出预算测算；公司对当前存量管网更新改造支出的长期预测。
- **后续验证**：关注未来财报中老旧管网改造补贴的持续性，以及实际资本支出与预算的一致性。


## Open Questions
1. 终端零售气平均毛差在购气成本下行及居民顺价比例达到 69% 的背景下仍出现 0.02 元/立方米的收窄，多大程度上受加气站气量大幅下滑（-33.5%）等高毛利业务萎缩的结构性拖累？是否存在其他环节的利润漏损？
2. 商业与居民用气量在 2025 年分别出现 2.3% 和 4.5% 的绝对值下滑，其中需要哪些事实验证该现象是源于暖冬等偶发性气候因素，还是源于终端用户活跃度或实际能源需求的趋势性收缩？
3. LNG 接收站平均负荷率已处于 90.8% 的高位运转状态，在 2027 年福建 LNG 接收站投产之前，该板块是否存在产能天花板导致的量增瓶颈？其单位处理利润是否具备弹性？
4. 公司天然气销售板块资本开支同比大幅减少 11.6 亿元，且 2025 年及 2026 年新增用户指引均呈下降趋势，这多大程度上表明公司城燃核心主业已从外延规模扩张期全面转向存量现金流收割期？需要哪些事实验证城燃存量资产的持续造血能力能够支撑其 2026-2028 年的高分红承诺？