2021年受极端天气和国际油价走出低估的影响，天然气市场呈现出“淡季不淡、旺季更旺”的行情。2021年也是“十四五”规划开局之年，在国家大力发展清洁能源，持续推进“双碳”目标的政策导向下，天然气消费市场快速增长，国内天然气行业发展持续向好，充满活力。2021年，公司在董事会的坚强领导下，面对复杂多变、极具挑战的内外部环境，强化极端天气应对和安全管理，严格落实常态化疫情防控措施，以科技创新为引领，紧紧抓住行业周期机遇，产业生态链建设初具雏形，实现了资源要素投入与效率同步提升的双增长模式。同时围绕“天然气能源全产业链化”发展战略，在“聚气源、拓市场、促增长”的目标下，奋力推进高质量发展，不断构建新发展格局。

　　报告期内，公司实现营业收入26.17亿元，同比增长23.89%；实现归母净利润10.28亿元，同比增长186.49%，归属于上市公司股东的扣除非经常性损益的净利润5.99亿元，同比增长79.01%；基本每股收益2.68元，扣除非经常性损益后的基本每股收益1.56元，扣除非经常性损益后的加权平均净资产收益率18.06%。

　　报告期内，公司实现自产煤层气12.98亿立方米。其中，潘庄区块11.75亿立方米，同比增长21.46%；截至2021年底，潘庄区块共有在产生产井504口，平均日产气量达322万立方米，较2020年平均日产气量264万立方米增长21.97%。截至2021年底，马必区块共有在产生产井327口，总产量为1.23亿立方米，平均日产气量34万立方米，较2020年平均日产气量18.27万立方米增长86.10%。

　　报告期内，公司实现天然气销售19.17亿立方米。其中，亚美能源煤层气实现销售12.5亿方，新疆城燃区域销售天然气6.67亿方，同比增长18.47%；潘庄区块全年平均实现销售价格为1.80元每立方米，同比上涨26.76%。马必区块全年平均实现销售价格为1.67元每立方米，同比上涨21.01%。

　　报告期内，公司高度重视技术创新，致力于以科技赋能产业升级。亚美能源坚持以科技创新为抓手，持续开展产业技术创新课题研究，动态调整优化勘探开发方案，在中小微科技创新方面取得的优异绩效成果，不断促进存量区块产量的增长及投资效率的提升。马必区块持续优化开发方案，年钻井数和年产量屡创新高；潘庄区块致力于地质研究，积极推进薄煤层开发准备工作。

　　报告期内，公司不断强化与中石油战略合作关系，稳固上游气源优势，积极发力下游工业、商业用户市场开发，确保了终端市场完整性。持续发展新疆区域城燃业务，国家北方地区冬季清洁取暖项目建设工程稳步推进，有力保障用户生产生活用气。

　　报告期内，公司加快中原市场的业务扩展。通过增持控股公司亚美能源股份深度布局煤层气产业，以增储上产为核心，以创新研发为抓手，以市场效益为突破，攻坚克难，多措并举，实现煤层气产量稳步增长，不断提升区域内市场竞争力。

　　报告期内，公司积极发展非气业务。按照市场先行，科学管理的思路，大力推广燃气增值业务，提升终端产业价值，进一步提高市场占有率，为公司创造新的利润增长点。

　　报告期内，公司牢牢把握“安全生产第一”的原则，严防风险确保公司安全平稳运营。公司全年修订多项安全生产管理制度及操作流程，按照更高的标准不断强化安全管理，夯实安全基础，确保了全年安全生产零事故。亚美能源高度重视HSE工作及履行社会责任的义务，通过先进性安全生产管理体系更新，加强安全教育培训、承包商管理、生态环境管理和安全文化建设，持续强化员工健康安全环保意识，提升健康安全环保业绩。

　　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。公司根据业务发展需求对员工开展培训工作，增强企业文化认同感，上下一心凝聚发展共识。

　　全球能源系统的低碳转型将给天然气产业带来广阔的发展前景。在大气温室效应造成全球变暖，越来越多的国家政府将净零排放转化为国家战略，提出无碳未来的愿景，在此背景下，2020年9月中国提出的“双碳”目标更是彰显了我国坚定不移走生态优先、绿色低碳发展道路的决心。在《十四五现代能源体系规划》、《十四五节能减排综合工作方案》、《关于深入打好污染防治攻坚战的意见》等大力发展清洁能源的政策支持下，天然气作为清洁稳定的低碳能源，在我国绿色低碳转型的过程中将起到中坚作用。

　　根据国际能源署发布的数据，2021年，全球天然气消费量同比上涨4.6%，达到4.1万亿立方米。在亚洲地区，2021年，亚洲天然气需求呈稳健上涨态势，同比涨幅高达7%。国家发改委公布数据显示，2021年我国天然气产量达2053亿立方米，比上年增长8.2%；进口量12136万吨，增长19.9%。2021年，中国天然气保持高速增长，表观消费量3726亿立方米，同比增长12.7%，工业燃料和城市燃气贡献了主要增量。我国煤层气地质资源量排名世界前三，埋深2000米以浅煤层气地质资源量约30.8万亿立方米，可采资源量为12.5万亿立方米。总体而言，全球天然气需求量将在未来持续增长，我国天然气需求量更是保持高速增长，我国煤层气地质资源量优势进一步推动天然气行业的发展。

　　公司是新疆燃气协会副理事长、新疆四川商会常务副会长单位，2013年被列为新疆百家重点培育成长性企业，是新疆主要的城镇燃气经营企业，在新疆的乌鲁木齐市高新区（新市区）、库车市、焉耆县、博湖县、和硕县等五个市（区、县）从事城市燃气业务，全力助推新疆地方城镇化、工业化和气化全疆的进程，全面实现了输配体系的健全化和市场终端的规模化布局，取得了良好的经济和社会效益。

　　2018年，公司要约收购亚美能源后，打通上下游产业链的同时，扩张了经营领域，搭建了国际资本平台，对长期经营天然气，实现公司全产业链、国际化的发展战略具有巨大的实践意义和价值。与此同时，公司也成为民营企业中少有的具备煤层气开采技术、自有气源的天然气运营公司，进一步巩固和奠定了在天然气行业的领先地位。

　　2021年，公司与中石油建立长期战略合作关系，依靠中石油上游气源供应优势，结合公司发达的中游管网体系进一步扩展覆盖下游终端用户，实现合作共赢的局面，这也更加巩固了公司在行业中的竞争优势。

　　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。

　　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。

　　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。

　　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。

　　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。

　　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。

　　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。

　　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。

　　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。

　　在我国能源消费结构转型升级背景下，我国天然气需求保持快速增长势头。根据公开信息显示，2011-2020年，我国天然气表观消费量复合增长率为10.6%，2021年我国天然气表观消费量为3,726亿立方米，增幅为12.7%。2011-2020年，国内天然气产量的复合增长率为7.0%，2021年我国天然气产量为2,053亿立方米，增幅为8.2%。2021年度，天然气对外依存度达45%，较上年同期增加3.1个百分点，创历史新高。2021年度，我国天然气进口量为1,676亿立方米，增幅为19%，其中进口LNG1,106亿立方米，增幅为18.6%。

　　天然气作为优质、高效、清洁的低碳能源，在“双碳”的政策背景下，发展前景广阔，天然气将成为能源清洁低碳转型的保持需求增长的化石能源;从供给角度看，我国天然气自产气缺口不断增大，对外依存度持续提升，预计未来供需长期将呈紧平衡状态。因此，长期来看，国内天然气价格预计将维持中高位运行。

　　近年来，公司通过区域内特许经营权的优势，以市场为导向，积极推进市场开发，持续做好客户服务工作，区域内燃气业务发展蒸蒸日上。截止2021年12月31日，公司城市燃气业务的运营管道（包括长输管线和城市主干网管线万户以上。

　　一是公司拥有亚美能源潘庄和马必区块自有煤层气的勘探、开发和运营。其煤层气探明储量占到中国煤层气探明地质储量的70%。截至2021年底，亚美能源2P煤层气储量约为179.84亿立方米，开发前景巨大，上述两区块被列为国家和山西省在产煤层气重点项目。

　　二是公司与中石油开展深度战略合作后，有效保障了上游气源供应。在新型混合制经营模式下，公司与中石油合作方优势互补，在各领域开展深度交流，优化管理模式，多措并举达到降本增效的目的，提升公司整体竞争能力。

　　三是结合非常规天然气资源特点，持续推进新区块、新资源的获取工作，为获取优质区块、投资并购及合作打下基础；

　　亚美能源通过多年探索实践，在煤层气开发技术上已经处于全国领先水平，是中国首家成功采用多分支水平井钻探技术和首批在采用多层压裂缓冲丛式井技术的煤层气开发商。同时亚美能源致力于以技术创新为手段的提质增效。在潘庄区块，结合生产实际情况，对受煤矿区域影响较大的生产井采用负压抽采技术，加速了煤层气的抽采，提高了煤层气的采收率。通过对煤层气储层的地质研究，验证了薄煤层煤层气开发的钻井、压裂与排采技术的适应性，试验井日增产气量在0.2-0.4万方，增效明显。在马必区块，随着二开井型和近钻头导向技术趋于成熟稳定，并通过高效的管理和工程工艺的创新，大幅提高了开发的经济性，降低了压裂成本。

　　新疆拥有丰富的油气资源，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。亚美能源依托中游关键管输路线，推进运输管线的互联互通，保障潘庄区块气量的高品质输出及马必区块气量的多通道输出。同时下游与城燃公司、重要客户等企业开展多形式全方位合作，构建产能与存储的控制能力，提升下游市场的占有率，形成了上、中、下游全产业生态链，实现上游资源的持续获取，中游管线稳定输出，下游市场积极拓展，构筑天然气产业一体化的生态链。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。

　　目前，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。

　　报告期内，公司实现营业收入2,616,981,738.30元，同比增长23.89%；实现归属于母公司的净利润1,028,440,745.54元，同比增长186.49%；经营活动产生的现金流量净额1,461,165,787.72元，同比增长53.15%。六、公司关于公司未来发展的讨论与分析

　　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。

　　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。公司将坚定不移的深耕清洁能源行业，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鑫泰的力量，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，将鑫泰打造成经典品牌和放心品牌。

　　2022年，公司计划供气总量21亿立方米，计划新发展用户3.1万户。公司设立33亿元的营收目标（该目标不构成业绩承诺及盈利预测）。

　　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。

　　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难度加大。

　　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困难、利润率降低。

　　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。

　　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。

　　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。

　　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。

　　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。

　　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。

　　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。

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