（来源：东吴双碳环保研究）

• 公司转型为天然气上游开采商，股权激励锁定营收高增。公司通过逐步收购转型为天然气上游开采商，截至2025/9/30，公司直接+间接持股中海沃邦（石楼西区块作业方） 合计67.5%股权。2024年公司实施股票激励计划，以2023年营业收入（不含园艺用品）为基准对2024年-2026年营业收入增长率进行考核。2024-2026年100%可归属比例下公司收入增速为40%、120%、160%；80%可归属比例下（触发值）公司收入增速为30%、100%、140%。2024年公司营业收入15.46亿元，达到触发值。

• 行业：深层煤层气前景广阔，技术突破带动成本下降：煤层气开采进入深层规模开发阶段，深层煤层气资源丰富，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；以大宁-吉县区块（中油煤开发）为代表的深层煤层气井较国内“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；根据中国石油勘探期刊2024年的统计结果，我国1500m以深煤层气资源量约69万亿方，是1500m以浅煤层气资源量的3倍以上，开采潜力大。随技术进步有望实现开采成本下降。据首华燃气数据，2024年公司油气资产单方折耗约0.85元；随着新井的投产，单方折耗将持续趋近0.53元/方，实现综合开采成本下降。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。

• 公司自产量具备7倍释放潜力，财政支持进一步增厚利润。石楼西区块紧邻大吉区块，具备深层煤层气开采的资源&技术优势。中海沃邦与中油煤合作开发石楼西区块，产出的气共同销售并各自取得分成收入。石楼西区块紧邻大吉区块，二者均处于鄂尔多斯盆地东缘；公司与深层煤层气开采经验丰富的中油煤紧密联系、成立联合项目组，助推石楼西区块顺利开发。石楼西区块设计天然气产能共35亿方/年，与2024年相比具备7倍产量释放空间。公司煤层气开采总体设计规模13亿方/年，致密气22亿立方米/年开发项目已在国家能源局备案。2024年公司实现4.7亿方自产量，产量具备7倍释放空间。受益于补贴政策，盈利进一步提升。2025年3月，财政部印发《清洁能源发展专项资金管理办法》，对煤层气的补贴权重系数从1.2提高到1.5，进一步加大了对煤层气开发利用的支持力度。煤层气补贴发放按“多增多补”的原则，根据超过上年开采利用量的超额程度给予梯级奖补。2025年12月，公司公告收到政府补贴1.7亿元，为2025全年利润打下良好基础。

• 盈利预测与投资评级：我们预计2025-2027年公司归母净利润为1.02/3.16/5.46亿元，同比增速114%/210%/73%，对应PE46/15/9倍（估值日期2026/1/20）。公司受益于深层煤层气技术革新，气量&利润增速显著高于同行；首次覆盖，给予“买入”评级。

  风险提示：政府补贴政策变化，开采进度不及预期，安全经营风险，宏观经济转弱

1. 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。

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。

2. 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。

3. 公司：上游气源开采放量，扩展中游管网业务

3.1. 天然气开采与销售：产量具备7倍释放潜力，财政支持增厚利润

石楼西区块紧邻大吉区块，深层煤层气开采潜力高。公司下属控股子公司中海沃邦通过签订产量分成合同（PSC合同，又称“产品分成合同”），作为合作区块的作业者开展天然气的勘探、开发、生产、销售业务。2009 年 8 月 13 日，中海沃邦与中油煤签订了《合作合同》，获得石楼西区块 1,524 平方公里 30 年的天然气勘探、开发和生产经营权。根据《合作合同》，中海沃邦作为石楼西区块作业者，负责全区天然气勘探、开发项目的资金筹措、方案审定、工程实施和项目日常管理等。在石楼西区块内所获得的天然气，由中海沃邦与中油煤共同销售并各自取得分成收入。石楼西区块位于黄河以东，吕梁山西麓。行政区划主要位于山西省永和县、石楼县，区块勘探面积1,524平方公里，探矿权证、采矿权证持有人为中国石油。西气东输一线、临临线等输气管线穿过本区块，集输条件便利。鄂尔多斯盆地东缘煤层气资源丰富，是我国煤层气勘探开发的热点地区之一。石楼西区块位于鄂尔多斯盆地东缘晋西挠褶带，该区域煤层在山西组、太原组均有发育。其中山西组4、5#煤层及太原组8#煤层具有分布范围广、厚度较大、煤岩煤质条件较好的特点，含气性好，是该区域主要的烃源岩之一，具有较好的勘探潜力。石楼西区块紧邻大吉区块，二者均处于鄂尔多斯盆地东缘，公司保持与中油煤的紧密联系，双方成立联合项目组，在地质认识、技术应用等方面深入交流，助推石楼西区块顺利开发。

石楼西区块设计天然气产能共35亿方/年，与2024年相比具备7倍产量释放空间。煤层气开采方面，2024年公司继续推进并配合矿权人（中国石油）进行石楼西区块相关证照办理，2024年及2025年一季度公司新增探明煤层气地质储量887.41亿立方米，并基于新增煤层气探明地质储量编制了开发方案，总体设计规模13亿立方米/年，下一步公司将推进开发方案的评审备案工作。致密气开采方面，石楼西区块永和45-永和18井区天然气12亿立方米/年开发项目已在国家能源局备案、石楼西区块永和30井区致密气10亿立方米/年开发项目已在国家能源局备案。天然气生产方面，年产下降后回升，2024年实现4.7亿方自产量。2022-2023年产量下滑主要是因为老井自然递减效应显现，部分井区勘探开发节奏调整，未形成有效产能补充。2024-2025Q1产量回升是因为石楼西区块新井集中投产，水平井压裂等技术应用提升单井产量，深层煤层气开发取得突破，产能释放节奏加快。生产井数量方面，从2018年起，生产井数量稳步递增，至2025Q1达210口，支撑产量扩张；公司一方面配合石楼西区块新增煤层气储量开发的规划，另一方面针对老井递减问题，通过加密井、新井投产弥补产量缺口。

两种销售模式并行，积极拓展用户。公司天然气销售分为共同销售和自主销售两种模式：1）共同销售基于子公司中海沃邦与中油煤签订的《合作合同》，针对石楼西区块开采的天然气，由双方按回收与投入比值（R值）确定收入分成比例（永和45&永和18井区76%:24%、永和30井区87%:13%、煤层气88%:12%），通过中海沃邦、中油煤、购买方、管输方四方签订合同开展销售，中油煤是该模式下唯一客户，部分天然气上载西气东输一线，分采暖期（2.15元/方）和非采暖期（2.55元/方）定价；2）自主销售。公司依托石楼西区块的天然气资源及集输条件、下游客户资源，通过下属销售子公司（山西沃晋、浙江沃憬、永和伟润销售子公司）自中石油临近区块（石楼西区块、大宁吉县区块）购入天然气，开展天然气销售业务，下游客户涵盖贸易公司等。

受益于补贴政策，盈利进一步提升。2025年3月，财政部印发《清洁能源发展专项资金管理办法》，明确了非常规天然气奖补资金的计算公式和分配系数的确定方式，政策对煤层气的补贴权重系数从1.2提高到1.5，进一步加大了对煤层气开发利用的支持力度。2019 年财政部发布《关于非常规天然气开发利用补贴政策有关事项的补充通知》，规定从2019年起，不再按定额标准进行补贴，而是按“多增多补”的原则，根据超过上年开采利用量的超额程度给予梯级奖补，对未达到上年开采利用量的，则按照未达标程度扣减奖补资金。公司于2020年开始收到政府对于非常规天然气开采的财政补贴，2020年公司收到政府对于非常规天然气开采的财政补贴为0.79亿元，占利润总额比例为22.24%；2021年财政补贴为0.29亿元，占利润总额比例为15.08%。2025年12月公司公告收到政府补贴1.7亿元，为2025全年利润打下良好基础。

3.2. 天然气中游代输增压：稳定的利润来源

收购永和伟润，业务毛利率较高。2024年1月首华燃气收购永和伟润51%股权，收购时北京伟润承诺永和伟润2024-2026年净利润分别达0.68亿元、0.69亿元、0.70亿元，完成后首华燃气需对应支付0.10亿元、0.15亿元、0.15亿元，2024年永和伟润扣非归母净利润0.62亿元，业绩完成率91.18%，公司据此确认0.10亿元公允价值变动损益；永和伟润主营天然气增压、管输及销售，运营的永西连接线管道长约35公里，从中石油煤层气永宁2#集气站及永大线接入，经两级增压后联通西气东输一线88#阀室及省外市场，实现天然气上载西气东输一线，为上游气源方提供管输服务。2024年完成输气扩建后年输气能力达10亿立方米，其作为承运方按交付点以0.14-0.305元/立方米定价，2024年输气量4.2亿方，代输增压业务2024年及2025年一季度收入分别为0.95亿元、0.27亿元，毛利率分别为51.06%、46.23%，高毛利率使其成为公司利润重要来源。

4. 盈利预测与投资评级

根据我们对公司各业务的预测，2025-2027年公司收入24.56/29.55/35.38亿元，毛利2.67/5.62/9.12亿元，毛利率10.9%/19.0%/25.8%，收入&毛利主要来自天然气业务。

1）天然气销售业务2025-2027年收入22.75/27.38/32.84亿元，毛利1.77/4.54/7.86亿元，毛利率7.8%/16.6%/23.9%。随公司投入资金进行气井开采，自产量快速提升、单位成本下降，假设2025-2027年销售量12.5/15.2/18.4亿方，其中自产量9.5/12/15亿方、外购量3.0/3.2/3.4亿方；自产气售价（不含税，分成后）保持1.7元/方，2025-2027单方成本分别1.55/1.35/1.20元/方，单方毛利0.15/0.35/0.50元/方。

2）输气业务2025-2027年收入1.80/2.16/2.52亿元，毛利0.90/1.08/1.26亿元，毛利率保持50%；2025-2027年输气量10/12/14亿方，单方收入保持0.18元/方，2024年输气能力已改扩建至10亿方/年，上游生产规划支持该管线继续扩建，公司输气量稳增。

我们预计2025-2027年公司归母净利润为1.02/3.16/5.46亿元，同比增速114%/210%/73%，对应PE46/15/9倍（估值日期2026/1/20）。我们假设公司单方产气可以收到0.18元/方的税前补贴，2025-2027年分别收到补贴1.71/2.16/2.70亿元，煤层气采气补贴通过中海沃邦发放，归母净利层面需考虑增值税、企业所得税、公司持股比例；剔除采气补贴后的归母净利润为0.13/1.91/3.89亿元。我们选取主业同为非常规气开采的新天然气、蓝焰控股与公司作对比；区别在于公司涉足深层煤层气开采领域，新天然气、蓝焰控股开采资源类型为浅层煤层气。与同行相比公司PE估值较高；与公司所在的燃气Ⅲ(申万)指数相比，公司2025年估值偏高、2026-2027年随业绩提升估值回落到指数之下。公司开采的石楼西区块紧邻大吉区块，二者均处于深层煤层气开发进展领先的鄂尔多斯盆地东缘；公司与深层煤层气开采经验丰富的中油煤紧密联系，助推石楼西区块顺利开发；受益于深层煤层气技术革新，公司气量&利润增速显著高于同行；首次覆盖，给予“买入”评级。

5. 风险提示

政府补贴政策变化：公司非常规气业务盈利受补贴政策影响，如国家下调有关补助政策，将对公司业绩造成不利影响。

开采进度不及预期：气源开采存在不确定性，若气量不及预期可能导致公司业绩受到影响。

安全经营风险：燃气属于易燃、易爆产品，如在储配过程中发生爆炸等安全事故，将对公司生产经营产生影响。

宏观经济转弱：若宏观经济转弱可能导致能源需求下降，公司售气价格存在下滑风险。

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