2024年新天然气研究报告：领跑煤层气景气赛道，气源放量助力成长

1. 加速布局上游气源，打通天然气全产业链

1.1. 布局天然气全产业链的民营燃气企业

公司是国内少数具备自有气源的民营燃气企业。根据公司公告，公司 主要从事煤层气勘探开发以及城市天然气的输配、销售、入户安装业务。其 中城市燃气业务的经营区域在新疆省内，拥有乌鲁木齐市米东区和高新区 (新市区)、阜康市等八个市(区、县)天然气市场的长期经营权；煤层气开采 销售业务的经营区域在山西省及周边区域，主要经营潘庄、马必和紫金山三 个非常规天然气气田的勘探、开发和生产。公司通过对煤层气勘探开发领军 企业亚美能源的投资整合与上游资源项目的持续拓展，成为国内民营企业 中少有的以技术为引领,具备自有气源的综合能源供应商和服务商。 公司深耕行业 20 余年，不断构筑和夯实“天然气全产业链化”。1）初 创阶段，2000 年 3 月，公司成立；2003 年 7 月，在新疆投资建设了六个城 市的燃气项目；2013 年 3 月，完成股份制企业改造；2016 年 9 月在上海证 券交易所主板挂牌上市 2）亚美能源整合阶段，其中 2018 年 8 月，公司成 为亚美能源公司控股股东；2023 年 7 月，成功完成亚美能源港股私有化； 3）加速拓展阶段，2024 年 1 月，竞得贵州丹寨 1 区块、2 区块页岩气勘查 探矿权；2024 年 6 月，投资喀什北项目。通过“强链、延链和补链”，基本 实现了“上有资源、中有管网、下有客户”的全产业链一体化的经营格局。

公司股权结构较为集中。根据公司 2024 年中报，公司实际控制人、控 股股东为明再远，其直接持有公司 41.07%的份额，股权结构较为集中。

1.2. 公司业务范围持续拓展

公司主要从事煤层气勘探开发以及城市天然气的输配、销售、入户安装 业务，具体来看： 1）煤层气开采及销售，主要为下游生产型用户提供气源保障，用户包 括管道运营商、城市燃气公司及工业用户等。根据公司公告，公司生产的煤 层气主要以管道气销售为主。2024 年上半年，公司煤层气产量 9.71 亿立方 米，同比增长约 16.23%。 2）天然气销售，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。 3）天然气入户安装，天然气用户向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)，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。

1.3. 公司业绩保持较高增速

随着上游资源放量，公司业绩增长空间较大。从营收来看，除了 2020 年受疫情等因素影响而有所下滑外，2019-2023 年公司营收整体保持上涨态 势，CAGR 达到约 11.25%，其中 2022 年增速高达 30.54%左右，主要是天 然气销量和价格同比均有所增长。从归母净利润来看，尽管 2019-2023 年公司归母净利润波动较大，但是 CAGR 仍然达到约 25.53%。而受煤层气产量 同比再创新高的带动，2024 年前三季度实现归母净利润约 8.82 亿元，同比 增长约 30.28%。

从营收贡献来看，煤层气开采和销售占比提升明显。根据公司公告，随 着公司煤层气总产量持续提升，煤层气开采和销售业务占比从 2019 年的 51% 左右大幅提升到 2023 年的 68%附近，而传统的天然气供应业务占比从 42% 附近下滑到 21%左右。随着公司加大煤层气开发投资，持续提升产能建设， 煤层气开采和销售业务占比有望继续提升。

从毛利率来看，公司煤层气开采和销售业务盈利能力较强。根据公司 公告，2021-2023 年，公司煤层气开采和销售业务毛利率明显高于其他板块。 相比蓝焰控股而言，公司煤层气开采和销售业务毛利率也处于偏高水平，主 要是公司 2018 年成功对亚美能源实施并购，取得了潘庄和马必项目的煤层 气开发资源，其中潘庄项目是中国商业开发程度最高的煤层气区块之一，资 源丰富。

2. 非常规气增长潜力较大，天然气需求长期向好

2.1. 助力能源结构调整，天然气需求长期向好

在“双碳”战略目标下，天然气是能源转型过程中重要的过渡能源。天 然气具有热值高、廉价、清洁等优点，是低碳经济的代表。根据国家质监局 发布的《综合能耗计算通则（2008）》，天然气的热值为 51498kJ/kg，在所有 常见能源中低位发热量最高。此外，天然气的主要成分为甲烷，燃烧较为充 分，且产物主要为二氧化碳和水，相较于石油、煤炭等更为清洁，是最清洁 的一次能源。同时，天然气也是能源转型过程中重要的过渡能源，根据中石 油《世界与中国能源展望（2021）》，石油消费预计将于 2030 年前达峰，而 天然气消费将直到 2040 年才进入发展平台期，达峰时间相对较晚。根据《世 界能源统计年鉴》（2024 版），2023 年全球一次能源消费量中，天然气占比 约为 23%，仅次于有原油（32%）和煤炭（26%）。而天然气在国内一次能 源消费占比仅为 9%，在“双碳”战略目标下，国内天然气消费占比仍然有 较大的提升空间。

天然气需求向好缺口扩大，能源安全问题凸显。根据国家统计局数据， 从国内终端需求来看，2022 年，天然气主要用于工业消费和居民生活消费， 分别占比约 71%、16%。其中在工业消费方面，国内“富煤、贫油、少气” 的能源结构决定甲醇等化工品的原料仍然以煤为主，以甲醇为例，根据郑交 所数据，截至 2023 年底，国内甲醇生产原料中，煤制甲醇产能占比超 3/4， 而国外甲醇装多为天然气制甲醇。在双碳背景下，低碳清洁的天然气在工业 消费的提升空间较大；在居民消费方面，随着新型城镇化对高效清洁天然气 的需求不断增长，国内城镇居民气化率仍然有较大提升空间。在需求向好的 情况下，国内供需缺口持续扩大。根据国家统计局数据，2014-2022 年，国 内天然气产量 CAGR 约为 7.40%，明显低于天然气年均复合增速（约 9.07%）。 根据公司公告引用的中石油发布的《2023 年油气行业发展报告》，2023 年 天然气消费量达到了 3917 亿立方米，同比增长 6.60%，推动天然气进口量 达到 1656 亿立方米，同比增长 9.50%，对外依存度进一步提升到约 42.30%。 在全球地缘政治复杂的背景下，国家能源安全问题凸显。

天然气储运设施建设加速，支撑天然气需求释放。根据公司公告，在管 网建设方面，国家管网集团重大项目建设稳步推进，加快中俄东线南段、西 气东输三线中段、西气东输四线、川气东送二线等国家重大战略性工程建设 和投产，构建天然气“全国一张网”。积极推动省级管网以市场化方式融入 国家管网，有序推进湖南、山东、四川等省网融入工作，全国组网的“最后 一公里”有序打通；在 LNG 接收站建设方面，作为 LNG 进口的唯一通道， LNG 接收站在整个天然气产业链中具有接卸、储存、气化和调峰功能。沿 海 LNG 接收站项目建设加速，唐山新天、浙能温州、广州燃气、北燃天津 LNG 接收站在 2023 年内陆续投产运行，中国大陆已投产 LNG 接收站总数 达到 28 座，年设计接收能力总计超 1.3 亿吨；在储气设施建设方面，多个 储气设施建设推进设施升级、技术改建扩容及配套管道建设，全国已建成各类储气库（群）28 座，有效工作气量超 250 亿立方米，为天然气需求释放 提供支撑。

2.2. 政策驱动叠加技术进步，非常规气增长潜力较大

在“双碳”目标下，煤层气有望成为天然气供应的重要补充。非常规天 然气指储量大但难以开发、必须依靠大规模增产措施和先进勘探开发技术 才能具有经济价值生产的天然气，包括煤层气、页岩气和致密砂岩气等。其 中煤层气俗称“瓦斯”，是赋存在煤层和煤系地层的烃类气体，主要成分是甲 烷，其热值与常规天然气相当。煤层气若直接排放到大气中，其温室效应约 为二氧化碳的 21 倍，因此煤层气开发符合国家双碳战略目标，未来有望成 为天然气供应的重要补充。 国内煤层气储量丰富，山西省贡献主要产量。根据蓝焰控股公告，国内 煤层气地质资源量 36.8 万亿立方米，累计探明地质储量 8039 亿立方米。其 中山西省作为国内煤层气资源富集程度最高的省份之一，拥有沁水盆地和 鄂尔多斯盆地东缘两大煤层气产业化基地，境内埋深 2000 米以浅的煤层气 地质资源量约 8.31 万亿立方米，截至 2022 年底累计探明煤层气地质储量约 7600 亿立方米，占全国九成以上。2023 年，煤层气产能建设加快推进，全 国煤层气开发投资超过 100 亿元，新建产能超过 30 亿立方米/年，推动煤层 气产量达到约 139 亿立方米，其中山西省煤层气产量约 113 亿立方米，占 比高达 81%，贡献主要产量。

技术进步加快煤层气开发进程。煤层气产业属于技术密集型产业。根据 吴裕根等 2024 年发布的《我国“十四五”煤层气勘探开发新进展与前景展 望》，国内煤层气技术发展大体分为 3 个阶段，其中 2005 年以前是前期探 索和技术攻关阶段；2006-2020 年是中—浅层商业开发阶段，主体开发深度 为 1200m 以内；2021 年以来是深层规模开发阶段，大规模压裂等开发技术 取得突破。在传统评价不高的深煤层、薄煤层等领域实现了快速增储上产，尤其是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。国内 1500 米以深煤层气资源量大约是 1500 米以浅煤层气资 源量的 2.4 倍，技术进步推动深层煤层气勘探取得突破，近两年在鄂尔多斯 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，助力煤层气加快增储上产。

政策推动叠加配套补贴，煤层气发展长期向好。由于煤层气开发具有 增加清洁能源保障以及提高煤矿生产安全等价值，因此，国家各部委以及各 省份出台多项政策推动煤层气开发，其中 2023 年 2 月，山西省发布《山西 省矿产资源总体规划（2021-2025 年）》、《山西省煤层气资源勘查开发规划 （2021-2025 年）》，明确指出将持续推动煤层气增储上产，实施两大非常规 天然气产业化基地建设、全省煤矿瓦斯抽采全覆盖、“煤层气、天然气（致 密气）、页岩气”三气综合开发试点等重大工程。同时，煤层气开发利用补 贴政策也相继出台，其中 2016 年 3 月，财政部发布《关于“十三五”期间 煤层气(瓦斯)开发利用补贴标准的通知》，将煤层气开发的政府补贴标准从 0.2 元/方提高到 0.3 元/方，补贴力度加大；2020 年 6 月，国务院发布《清 洁能源发展专项资金管理暂行办法》，要求使用专项资金对煤层气(煤矿瓦 斯)、页岩气、致密气等非常规天然气开采利用给予奖补，按照“多增多补” 的原则分配等，推动煤层气行业向好发展。

2.3. 气价改革持续推进，一体化公司持续受益

天然气上下游的定价分为三部分，包括天然气开采成本加上利润形成 的井口价，以及贸易商的贸易成本加上利润形成的到岸价；井口价/到岸价 （统称出厂价）加上管输费构成门站价；在门站价格基础上加上城市配气费 构成终端价。国内天然气行业的上游、中游、下游具有不同的定价机制，其 中上游天然气的门站环节价格为政府指导价，由国家发改委发布，具体价格由供需双方在国家规定的最高上限价格范围内协商确定；而下游天然气销 售价格由地方价格主管部门制定。当天然气进价成本上涨时，如果公司所在 地的价格主管部门不能同步调整终端销售价格，燃气企业经营业绩或受到 影响，因此国内天然气价格传导机制需要进一步理顺。

政策推动天然气价格机制改革，一体化公司有望受益。国内天然气改 革的目标是在“管住中间、放开两头”的总体思路下建立一个“X+1+X”的 天然气市场。前一个 X 指的是富有竞争力的多主体多渠道上游供应，中间 的“1”代表的是统一高效集输，天然气可自由流动的“全国一张网”，后一 个 X 则是代表充分竞争的下游市场。国家各部门发布一系列政策推动天然 气价格机制进一步理顺，支持天然气行业健康高质量发展。其中 2023 年 4 月，国家发改委发布《关于建立健全上下游价格联动机制的指导意见（征求 意见稿）》，进一步理顺天然气价格传导机制，上下游价格联动提速；2023 年 11 月出台《关于核定跨省天然气管道运输价格的通知》，首次分区域核定国 家管网公司经营的跨省天然气管道运输价格，构建相对统一的运价结构等。 在气价改革的背景下，具备自有气源的一体化公司有望受益。

3. 资源优势持续强化，多区块放量加速成长

3.1. 全面控股亚美能源，潘庄和马必区块持续放量

公司投资整合亚美能源，打造天然气全产业链。根据公司公告，亚美能 源是国内煤层气勘探、开发及生产领域的领先企业，其位于山西晋城沁水盆 地，该盆地的煤层气探明地质储量居中国各盆地之首。公司在 2018 年通过 部分要约的方式成功并购亚美能源并获得其控制权，并在 2023 年 7 月，完 成亚美能源港股私有化。通过收购亚美能源，公司主营业务扩充到煤层气开 发与销售业务，打通了天然气上下游产业链，成为民营企业中少有的具备自 有气源的综合能源供应商和服务商。

潘庄区块持续增储，后续产量提升可期。作为国家在产煤层气重点项 目之一，潘庄区块由亚美能源旗下子公司美中能源和中联煤层气有限责任 公司合作开发。该项目是国内首个进入全面商业开发和生产的中外合作煤 层气区块，也是首开薄煤层开发先河并取得产量突破的项目。从产量来看， 2017-2022 年，潘庄区块的产量从 5.72 亿立方米增长到 11.82 亿立方米， CAGR 约为 15.62%，但是随着储量的不断消耗，2023 年产量小幅下滑到 11.32 亿立方米。储量方面，2022 年潘庄区块的 2P 储量约为 46 亿立方米， 但是 2023 年潘庄区块新增薄煤层气探明储量 59.5 亿方，主要受益于薄煤层 开发技术的突破，实现国内薄煤层气资源规模化开发，对于潘庄区块的未来 产量提供支撑。

马必区块加快开发力度，产量提升较快。作为国家在建煤层气重点项 目之一，马必区块由亚美能源旗下子公司亚美大陆煤层气有限公司与中国 石油天然气集团公司合作开发。该项目是迄今为止国家发改委批复的建设 产能最大的煤层气单体开发项目，也是迈向中深部煤层气领域并获得开发 成功的项目。从产量来看，2017-2023 年，马必区块的产量从 0.58 亿立方米 增长到 5.72 亿立方米，CAGR 高达 46.44%，截至 2024 年上半年，马必区块产量约 4.10 亿立方米，同比增长约 59.90%。其中 2022 和 2023 年产量均 实现翻倍增长，一方面，公司持续提升马必区块的钻井投资，新增在产井数 量提升明显。另一方面，随着二开井型和近钻头导向技术趋于成熟稳定， SLH 井平均钻井时间仅为 14 天，大幅提高开发经济性，有利于产能提升。 马必区块储量丰富，产能提升空间较大。马必区块南区处于生产阶段， 根据发改委 2018 年出具的《国家发展改革委关于山西沁水盆地马必区块南 区煤层气对外合作项目总体开发方案的批复》，马必区块南区煤层气开发项 目的设计产能为 10 亿立方米/年。随着钻井投资的持续投入，马必区块在产 井有望大幅增加，产量将持续提升。而马必项目北区处于勘探阶段，将按照 分步实施、滚动开发的原则，在北区优选富集区进行开发建设，目前北区优 选出 MB076 井区，正进行开发方案的编制工作，方案获批后将稳步高效推 进产建工作，为马必项目未来产量增长提供较强支撑。

在气价改革的背景下，潘庄和马必区块气价整体保持上涨态势。公司 整体产销率保持在 90%以上，其中潘庄区块 2017-2020 年产销率维持在 98% 附近，2021-2023 年小幅下滑。从煤层气售价来看，2017-2022 年，潘庄区 块的煤层气售价高于马必区块，并且除了 2020 年以外售价整体保持上涨态 势。2024 年上半年，公司煤层气平均售价 2.17 元/立方米，同比增长 2.54%。 其中马必区块煤层气平均售价约 2.35 元/立方米，同比增长约 12.04%，主要 是马必区块得益于产量释放，依靠中石油强大的销售渠道和网络，基本上通 过国家西一线销往了更好的区域市场，实现了较好的销售价格。

3.2. 发力增量资源，紫金山区块和新疆项目打开成长空间

公司具备领先行业的开采技术，助力新项目开发。根据公司公告，煤层 地质条件复杂，需要根据煤层气的赋存和地质条件设计开采方案，在钻采过 程中也需要根据实际情况不断调整设计和施工方案，技术壁垒较高。公司收 购的亚美能源在国内煤层气开发领域一直处于领先地位，是国内首家成功 采用多分支水平井钻探技术的煤层气商业开发商和首批在中国采用多层压 裂缓冲丛式井技术的煤层气开发商。近年来，通过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，完成了长支水平井优快钻井技术研究、 大规模压裂技术研究与试验、薄煤层开发潜力及工程适应性研究等专项课 题研究，为新区块勘探开发积淀了可复制的核心技术和经验。依托技术优 势，公司积极获取上游新资源，成为国内少有的常规天然气和三大非常规 天然气即煤层气、致密气、页岩气全覆盖的民营上市企业。 公司获取紫金山区块权益，获得致密气等非常规天然气资源。根据公 司公告，2023 年公司跨境并购亚太石油有限公司（香港）获取控股权，取 得了紫金山区块。该区块勘查面积约 528.3 平方公里，涉及中深部煤层气、 致密气两大非常规天然气资源，储量丰富。截至 2024 年上半年，紫金山区 块仍处于勘探期，公司完成 144.88 平方公里的三维地震处理解释，完成 5 口钻井任务，完成 2 口压裂任务等，为总体勘探开发打下坚实基础。根据吕 梁市发布的《吕梁市“十四五”能源革命及现代能源体系专项规划》，要求 到 2025 年紫金山区块总产能达到 4.2 亿方，增产煤层气 3.52 亿方。在此背 景下，公司紫金山区块的开发有望提速。

致密气为开发规模最大的非常规天然气之一，资源潜力巨大。根据马 小明等 2024 年发布的《致密气井不同生产阶段产出剖面的差异》和张金发 等 2022 年发布的《致密砂岩气藏低产低效井治理对策及展望》，致密气是 指覆压基质渗透率小于等于 0.1mD 的砂岩气层，单井一般无自然产能或自 然产能低于工业气流下限，但在一定经济条件和技术措施下可以获得工业 天然气产量。致密气藏作为国内单个气藏类型产量最高的气藏，其产量于2020 年占国内石油天然气产量的 1 /4 以上。从分布来看，鄂尔多斯盆地是 国内最大的致密气生产基地，盆地内的苏里格气田是国内产量规模最大的 气田。根据王国亭等 2023 年发布的《苏里格气田致密气开发井网效果评价 与调整对策》，鄂尔多斯盆地致密气资源量占全国致密气总资源量的 60%以 上，截至 2022 年，探明（含基本探明）储量超 4 万亿立方米，2022 年产 气量超过 300 亿立方米。而紫金山区块同样位于鄂尔多斯盆地，未来勘探 开发潜力巨大，有望助力公司持续增储上产。

公司投资获取喀什北项目权益，有望获得原油资源。根据公司公告， 2024 年 4 月，公司通过旗下境外全资下属公司佳鹰，对中能控股控制权收 购以及共创投控控制权收购，从而享有对喀什北项目第一指定地区和第二 指定地区的石油合约权益。喀什北项目是中国年代与中石油，集勘探期、开 发期、生产期三阶段同时存在的国际合作项目。该区块石油合同区面积约为 3146 平方千米，资源储量丰富，主要为常规油气资源。其中喀什北项目第 一指定地区指位于塔里木盆地喀什北区块之阿克莫木气田，阿克莫木气田 2016 年获国家储委会批复的天然气探明储量 446.44 亿立方米，该气田已于 2020 年进入商业生产期。该气田经批准的 ODP 设计产能 11.1 亿方/年，其 中 2023 年产量为 5.62 亿方；第二指定地区处于勘探期，经过前期勘探工作 基本确定了三大潜力构造带，初步预计三大构造带圈闭资源量为天然气约 2000 亿方、原油约 8000 万吨（最终以实际勘探成果为准）。根据公司公告 引用的《开发概念设计》，天然气预计于 2027 年投产，最高产能为 36.6 亿 m³/年，原油设计于 2028 年投产。 喀什北项目进一步完善公司资源布局，有望提升盈利空间。根据中曼 石油公告，国内油气产业市场格局主要呈现地域分割的垄断格局，上游勘探 开采企业市场集中度属于极高寡占型市场结构。国家推行油气体制改革后， 中曼石油成为首家获得国内常规石油天然气区块采矿许可证的民营企业。 根据已探明储量，中曼石油温宿块探明原油地质储量 3011 万吨。考虑到公 司的喀什北项目第二指定地区初步估算资源量较大，并且项目同样位于新疆地区，根据公司公告引用的《开发概念设计》，该区块原油最高产能为 61 万吨/吨，未来原油产量的释放有望进一步提升公司的盈利空间。

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