| 变量或问题 | 已有事实 | 来源身份 | 管理层解释/第三方观点归档 | 事实缺口 | 待验证关系 |
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| 需要验证关联采购定价机制对天然气终端零售毛差的影响程度 | 2025年公司向中国石油集团采购产品金额为144,256百万元，向中国石油集团提供产品12,013百万元；公司与中国石油签订提供产品和服务的总协议，约定产品和服务的具体定价原则优先采用政府定价或相关市场价格，若不适用则采用成本价或协议价格。 | reported_fact | management_claim：上述交易的目的是通过中国石油集团的业务优势和范畴，为业务提供强大且有利的支持。<br><br>third_party_view：有第三方提出假设，中石油管道气价格波动相对平滑，在现货气价大幅波动情况下公司成本端更为稳定；该观点尚需通过长期价差数据及具体结算细则验证。 | 历年按“成本价”和“协议价”执行的关联采购具体金额及比例；合同中管制气与非管制气的实际采购结算明细；市场同区域非关联方同类气源采购价格对比数据。 | 关联采购价格与市场现货价格之间的动态偏离程度；气源采购成本绝对值变动对单位零售毛差的影响范围。 |
| 需要验证宏观区域产业转移对公司天然气工业零售气量增长的持续影响程度 | 2025年公司实现零售气量335.09亿立方米，同比增长2.3%，其中工业气量261亿立方米，同比增长6.2%，占零售气量比重为77.8%；2025年新增11个城燃项目，截至2025年底累计城镇燃气项目299个。 | reported_fact | third_party_view：有第三方提出假设，公司城燃项目主要布局国家工业转移承接的西北、东北地区，工业用气快速增长带动整体气量；该观点尚需通过各区域详细销气数据验证。 | 分区域（特别是西北、东北等目标转移地区）的工业用气量实际发生额及增速拆分；主要新拓展工业客户所处行业的产能利用率及用气需求生命周期；新签项目转为实际供气的转化率及达产进度数据。 | 目标区域工业产能落地增量与公司工业销气净增量之间的直接对应关系；新增城燃项目对当期天然气销量的贡献比例。 |
| 需要验证不同类型用户终端顺价执行比例对综合毛差的影响范围 | 2025年平均销气价格为2.73元/立方米，平均购气价格为2.28元/立方米，加权平均销气毛差为0.45元/立方米，同比下降0.02元/立方米；2025年居民用气顺价率为69%。 | reported_fact | management_claim：价格联动深化及省内管输价格机制完善将推动行业提质增效；毛差下降部分受到加气站业务调整的结构性影响所致。 | 工业、商业与居民用户的分类毛差绝对值及历史变化趋势；尚未完成顺价的31%居民用户的成本倒挂金额具体测算；加气站业务由自营转为租赁模式对整体毛差影响的量化拆分数据。 | 购气成本变动向下游不同类型用户传导的时间滞后天数；居民顺价政策落地比例每变化一定百分点对综合毛差金额的具体影响量级。 |
| 需要验证LNG接收站高负荷率与内部气源供给协同是否持续影响利润兑现 | 2025年LNG接收站平均负荷率为90.8%，较上年提升3.2个百分点；全年接收站处理量为165.27亿立方米，税前利润为3,765百万元。福建LNG接收站设计接收能力为300万吨/年，预计于2027年投产。 | reported_fact | third_party_view：有第三方提出假设，基于中石油长协资源供给，接收站负荷率有望保持高位稳定并持续贡献稳定收益；该观点尚需通过长协气源实际交付量验证。 | 接收站实际处理的气源中，中石油长协与现货的具体占比明细；接收站单位加工费的具体核定标准及历史调整文件；福建LNG接收站投产前签订的产能利用承诺或购销意向书。 | 接收站负荷率变动对该板块税前利润金额的影响量级；加工费标准调整对单站净现金流的影响范围。 |
| 需要验证维持性资本开支需求多大程度影响自由现金流与少数股东归属 | 2025年公司经营活动现金流为12,442百万元（或12,430百万元），资本开支为6,257百万元，自由现金流约为7,205百万元；2025年全年派息0.3158元/股，派息率为51.1%；发布三年分红计划，承诺2026-2028年派息率不低于当年归属于母公司净利润的50%。 | reported_fact | management_claim：充沛的净现金流入为未来转型发展和更好回报股东奠定坚实基础。 | 未来三年针对存量老旧城燃管网改造的特定资本开支预算额度；天然气管道等资产年度折旧摊销（2025年约3,347百万元）转化为必要维持性资本开支的比例经验值；项目收并购或综合能源转型的资本配置上限。 | 资本开支实际拨付金额与自由现金流留存金额之间的对应关系；经营现金流对承诺派息总额及少数股东分红的覆盖倍数。 |