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指标（1-6月）2025年上半年2026年上半年变动油气生产当量1,179.21万桶1,057.02万桶同比下降其中：原油产量768.95万桶633.33万桶-17.64%天然气产量（桶油当量）410.26万桶423.69万桶+3.27%原油占比65.21%59.92%-5.29个百分点天然气占比34.79%40.08%+5.29个百分点

原油减产叠加天然气小幅增产，使天然气在产量结构中占比显著抬升。这一结构性变化并未带来正向收益贡献——受二叠纪盆地区域管道及液化加工配套不足制约，当期区域天然气持续负气价，天然气业务由盈转亏。增长引擎在产量结构上的切换（原油→天然气）与利润贡献方向相反，是本期业绩下行的结构性原因之一。

指标2025年上半年2026年上半年同比变动2025年全年营业收入39.73亿元31.18亿元-21.52%72.74亿元（-13.01%）归母净利润9.58亿元3.30亿元-65.59%12.07亿元（-40.69%）扣非净利润9.58亿元2.82亿元-70.58%7.75亿元（-64.67%）经营活动现金流量净额27.68亿元21.13亿元-23.67%48.57亿元（-32.84%）基本每股收益0.1409元0.0485元-65.58%0.18元加权平均净资产收益率4.1970%1.4455%-2.75个百分点5.26%

管理层对变动的归因集中于三点：天然气负气价、长周期套保合约在油价上行（2026年上半年WTI月均价81.85美元/桶，同比+21.60%）背景下产生的亏损、以及2025年末主动减产带来的产量缺口。其中套保损益直接体现在衍生金融工具科目：衍生金融资产由期初1.90亿元降至期末220.23万元（-98.84%），衍生金融负债由0增至1.12亿元。财务费用同比+230.69%至2.35亿元，管理层说明系利息收入重分类至投资收益，属于口径调整而非成本恶化；管理费用同比下降30.28%，降本措施初见成效。

经营质量层面，净利润与经营现金流的降幅差（-65.59%对-23.67%）反映出盈利下滑主要受非现金性质的折耗成本及套保公允价值变动影响，公司经营活动现金回收能力仍保持相对稳定；资产负债率34.36%，与2025年末的34.35%基本持平，有息负债水平未见明显抬升。但需注意报告期内新增关联方借款（长期应付款+64.30%）用于日常经营，以及一季度已披露的负气价对天然气利润的阶段性冲击。

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