本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告1[Table_Summary]报告摘要：煤层气行业概述煤层气主要成分为甲烷，其与天然气、页岩气类似，均为清洁能源。从量上看，我国煤层气总储量为36.8万亿立方米，全球第三；从分布上看，我国煤层气主要集中在华北和西北，占比达84%，主要产气盆地有沁水和鄂尔多斯盆地；从竞争格局看，我国煤层气开采主要以中石油、中联煤层气和蓝焰控股等拥有气源的国有性质企业为主。开采技术难度高加上盈利能力弱导致煤层气行业在传统盈利模式下发展缓慢我国煤层气行业发展较慢的原因有：开采条件复杂，技术未取得突破，管网建设不完善，经济性较差：我国煤层气在含气量、渗透率等方面均没有较好表现，导致开发难度大，加之开采技术未取得根本性突破以及运输管网不够完善，煤层气开采成本较高、企业盈利能力较差；虽然有政府的补贴，但从整体来看，投入产出比较差，进而阻碍我国煤层气行业的快速发展。甲烷减排推动了煤层气行业盈利模式的大变革甲烷排放危害大，煤炭行业甲烷减排迫在眉睫：甲烷是仅次于二氧化碳的第二大温室气体，其温室效应约为二氧化碳的21倍，危害大，各国减排方向已经从二氧化碳减排向甲烷减排转变。甲烷排放主要来自于煤炭、农业、废品处理、油气行业和自然排放。2015年中国人为及自然排放的甲烷总量为6150万吨，而煤炭行是人为甲烷气体排放总量占比最高的行业，占比约为38%，因此煤炭行业甲烷减排是甲烷减排的重点，也是未来减排的重点。气候问题日趋严重，碳交易市场为实现“碳达峰”“碳中和”目标的重要抓手。各国积极应对气候问题，碳交易市场作为碳减排的金融措施，将在“碳达峰”“碳中和”目标的实现中扮演重要作用。甲烷减排即将纳入碳交易市场，为甲烷减排增加新的动力。“双碳”政策推动下，煤层气行业盈利模式或发生转变，行业空间扩大，盈利能力显著提升。煤层气企业传统的盈利模式为赚煤层气开采费。随着碳交易市场的发展，煤层气企业通过甲烷减排可获取自愿减排收益凭证，并可将其进行交易，行业盈利模式或将发生重大变革。经测算，单位盈利能力可增加3倍，市场规模最多可扩大31.3倍。推荐标的推荐受益于煤层气行业盈利模式变革的蓝焰控股、新天然气。风险提示煤层气开采成本高的风险；政策支持力度不足的风险；气价下行，廉价天然气竞争的风险。[Table_ProfitDetail]盈利预测与财务指标代码重点公司现价EPSPE评级12月8日20202021E2022E20202021E2022E000968蓝焰控股10.690.130.260.2682.2341.0540.43推荐603393新天然气26.081.143.401.6822.887.6715.55推荐资料来源：公司公告、民生证券研究院[Table_Invest]推荐维持评级[Table_QuotePic]行业与沪深300走势比较资料来源：Wind，民生证券研究院[Table_Author]分析师：周泰执业证号：S0100521110009电话：0755-22662096邮箱：zhoutai@mszq.com研究助理：曾杰煌执业证号：S0100121070026电话：0755-22662096邮箱：zengjiehuang@mszq.com[Table_docReport]相关研究1.行业周（月）报:长协基准价提升，行业盈利稳定性提高2.行业事件点评:长协基准上调，盈利稳定性大幅提升-30%-20%-10%0%10%20%20-1221-0321-0621-0921-12沪深300煤炭(中信)[Table_Title]煤炭行业研究/深度报告“双碳”政策下，煤层气企业或迎来盈利新模式—煤层气行业深度报告深度研究报告/煤炭2021年12月09日本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告2[Table_Page]深度研究/煤炭目录1煤层气行业概述..........................................................................................................................................................31.1.煤层气属于清洁能源，符合“双碳”大趋势................................................................................................................31.2.现状：储量丰富，分布较为集中，行业由国企主导................................................................................................72中国煤层气行业发展较为缓慢是为何？.................................................................................................................142.1.我国煤层气资源特性较差，开采技术未明显突破，管网建设不完善..................................................................142.2.盈利能力不足导致行业发展动力不足.....................................................................................................................162.3.矿业权纠纷制约煤层气产业发展.............................................................................................................................173“双碳”政策推动了煤层气行业盈利模式的大变革.................................................................................................183.1.甲烷排放危害大，煤炭行业甲烷减排迫在眉睫......................................................................................................183.2.“双碳”政策推动了煤层气行业盈利模式的变革......................................................................................................243.2.1.气候问题日趋严重，“碳达峰”“碳中和”政策快速推进..................................................................................243.2.2.碳排放权交易市场是如期实现“碳达峰”和“碳中和”目标的重要抓手..........................................................274重点标的推荐............................................................................................................................................................354.1.蓝焰控股.....................................................................................................................................................................354.2.新天然气.....................................................................................................................................................................375风险提示....................................................................................................................................................................40插图目录............................................................................................................................................................................43表格目录............................................................................................................................................................................44本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告3[Table_Page]深度研究/煤炭1煤层气行业概述1.1.煤层气属于清洁能源，符合“双碳”大趋势煤层气属于清洁能源，且热值高。煤层气主要成分为甲烷（CH4），俗称为“瓦斯”，与煤炭伴生，是以吸附状态储存于煤层内的非常规天然气；其与页岩气、天然气成分相似，均以甲烷为主，因此可依靠天然气管网进行运输。煤层气燃烧产物为水和二氧化碳，几乎不会产生其他任何废气，属于清洁能源，主要用于工业燃料、化工、发电和居民生活燃料等。此外，煤层气是热值高、无污染的新能源，1立方米纯煤层气的热值约40兆焦耳，与常规天然气热值接近，约相当于1.13千克汽油、1.21千克标准煤。表1:煤层气、常规天然气和页岩气对比对比项目煤层气常规天然气页岩气组分甲烷为主甲烷和重烃等烃类气体甲烷为主气体的贮存气体的绝大部分被吸附在煤的内表面上，孔隙空间中很少或没有游离气气体以游离态富集在岩石的孔隙空间中主体位于暗色泥页岩或高碳泥页岩中，以吸附或游离状态为主要存在方式的天然气聚集埋藏深度埋藏浅，一般在300-1500m埋藏深，≥1500m埋深从200m到深于3000m渗透性渗透率低，井距小渗透率高，井距大页岩致密坚硬，渗透性特别差开采难度和方式煤层气开采-般有两种方式:一是地面钻井开采;二是井下瓦斯抽放系统抽出，相对天然气开采程度大--点常规天然气开采时一般采用自喷方式采气、排水式采气，开采技术较简单页岩气的开采难度相对来说较大，因为页岩气储集层渗透率低，主要有水平井技术和多层压裂技术单井产量单井产量低(几千m'/d)单井产量高(几十万m'/d)单井产量高(几十万m'/d)生产期限生产期限长(20-30年)生产期限短(8-10年)生产期限长(30-50年)气井生产状况气产量随时间而增加，直至达最大值，然后下降;起初主要是水，气水值随时间而增大气产量开始很大，然后随时间而降低。起初，没有水或很少水产出，气水值随时间而减少通常投产后1个月内出现日产气量峰值，随后进入产量递减期，投产后-年日产气量不到巅峰的10%增产措施必须压裂，提高单井产量气井压力大，自喷压裂增产生产方式排水——降压——产气储层压力流向井筒水平井技术和多层压裂技术资料来源：产业信息网，民生证券研究院2020年我国煤层气产量占燃气比为86.1%。根据《中国天然气发展报告（2021）》的数据，2020年，我国天然气产量中，天然气、页岩气、煤层气占比分別为86.1%、10.4%和3.5%。根据国家统计局数据，2019年我国天然气、煤层气和页岩气储量分别为59665.8亿立方米、3040.7亿立方米和3841.8亿立方米，占比分别为89.7%、4.6%和5.8%。本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告4[Table_Page]深度研究/煤炭图1:2020年天然气产量结构（%）图2:2019年天然气储量结构（%）资料来源：《中国天然气发展报告（2021）》，民生证券研究院资料来源：国家统计局，民生证券研究院产业链：煤层气行业的上游产业主要包括煤层气开采，中游煤层气的储存、运输和分销，下游为管道运营商、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。图3:煤层气行业产业链资料来源：民生证券研究院整理煤层气开采方式主要包括井下煤层气抽采和地面钻采煤层气两大类。井下抽采多伴随煤炭开采进行，地面钻采则不受煤炭开采的限制，一般可在开采煤层前进行煤层气的开采。煤层气综合抽采是未来煤矿和煤层气综合开发的趋势，即开采煤层前进行预抽，卸压邻近层瓦斯边采边抽以及采空区煤层气抽采。煤层气地面抽采浓度较高，基本在95%以上，可以直接进入天然气管网，与天然气和页岩气一起运输。但是井下抽采煤层气浓度较低，基本以就地利用或者放空为主。3.5%10.4%86.1%煤层气页岩气天然气89.7%4.6%5.8%天然气煤层气页岩气本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告5[Table_Page]深度研究/煤炭表2:煤层气井下抽采和地面开发对比井下抽采地面钻采定义借助煤炭开采工作面和巷道，通过煤矿井下抽采、采动区抽采、废气矿井抽采等方法来开采煤层气资源利用垂直井或定向井技术来开采原始储层中的煤层气资源开采机理煤层采动泄压，吸附态煤层气在封闭系统内涌出被不断抽出浓度差扩散到裂隙-以达西流的形式流入井简储层压力降到临界解吸压力以下-甲烷气体解吸出来-由于CH4浓度20%-50%大于90%缺点纯度低利用难度大、难以规模化技术复杂、成本高优点安全性好、开采成本相对较低纯度高、利用简单、可以规模化资料来源：《煤层气开采模式探讨》倪小明，民生证券研究院煤层气开采又分为三个阶段：勘探阶段、开发阶段及生产阶段。1）勘探阶段：勘探阶段的主要工作是勘探测量、试验评估、探寻商业价值。在此阶段，煤层气开采公司开展基本勘探工程、地震勘测、参数井钻探及气藏测试，以了解基本地质状况、煤层存储及煤层气气藏参数；其后将开展评估工作、储量及试验开发气井钻探以核证储量及评估发现的任何煤层气的商业价值；同时，开采公司开始试生产、试销及初步商业销售。2）开发阶段：开发阶段始于国家发改委批准/备案煤层气区块的总体开发方案之时。3）生产阶段：在煤层气产量达到总体开发方案设计的产能，并经联合管理委员会宣布通过后，即进入生产阶段，生产阶段煤层气的产量将继续提升达到峰值。图4:煤层气开采阶段划分资料来源：新天然气公司公告，民生证券研究院整理从技术角度看，我国煤层气开采走过了通风、通风+井下瓦斯抽采、瓦斯地面抽采的三种方式。通风：在煤炭生产中，煤层气空气浓度达到5%-16%时，遇明火就会爆炸，造成煤矿瓦斯事故。因此，煤层气的抽采最先是以防范安全事故为出发点。煤矿瓦斯防治主要通过“通风稀释”的手段解决，即通过通风系统向矿井内注入大量新鲜空气，将瓦斯的浓度稀释至爆炸临界值（5%）以内，以暴涨煤炭生产安全，但该方法需要建设大通风量的井巷、耗用大量电本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告6[Table_Page]深度研究/煤炭力，以保证较大通风量。这种方式下，煤层气全部直接排放到大气中，对生态破坏极强。通风+井下瓦斯抽采：随着煤炭开采深度的增加和井下瓦斯含量的提高，仅仅“通风”不能满足煤炭安全生产的需要，因此又逐渐兴起了“通风+井下瓦斯抽采”技术，即在传统保证通风基础上，在井下向煤层和瓦斯集聚区域打钻，将钻孔链接在专用管路上，建立井下瓦斯抽采系统，用抽采设备将煤层和采空区中的瓦斯抽至地面，或排放至总回风中，等井下瓦斯浓度降低至安全范围内，再正式开始煤炭生产。井下瓦斯抽采投资巨大，对煤炭开采有一定影响。这种方式下，煤层气较大量排放空气中，井下瓦斯抽采产出甲烷浓度较低，利用使用收到局限。瓦斯地面抽采：随着技术进步，地面抽采瓦斯取得明显技术突破，成为煤炭瓦斯治理的重要环节。该工艺具有投资省、安全度高等优点，同时由于地面瓦斯抽采与井下煤炭生产相对独立，因此可以提前预抽采，不受井下生产进度制约。至此，地面预抽采、井下抽采、通风相结合的瓦斯治理模式就已经形成。瓦斯地面抽采产出甲烷浓度高，易于工业化利用，减少对空气排放。图5:煤层气开采技术的三种模式资料来源：民生证券研究院整理煤层气主要以游离态、溶解态和吸附态三种状态存在于煤储层当中。当煤层气为游离态或者溶解态时，它存在于煤储层的裂缝中。游离态指的是煤层气在煤储层内自由的流动，溶解态是煤层气的主要成分-甲烷，溶于水。甲烷的溶解度受压力影响，压力越大，溶解度越大，压力越小，溶解度越小。煤层气为吸附态时，吸附位置是煤储层的细小孔隙。煤层吸附的多少主要和温度、压力、煤结构等因素有关，温度越高，吸附力越弱，煤层气的吸附量越小；煤储层内的压力越大，煤层的吸附能力越强，吸附量越大。此外，煤层中水分的含量也会对煤层气的吸附量造成影响。煤层气的吸附能力随着水分含量的增加而降低。煤层气以游离态吸附在煤储层中时，可通过降低煤层气的吸附力来达到排水采气的目的。煤层气排采主要有单相流动阶段、非饱和单相流动阶段和两相流动阶段三个阶段；在单相流动阶段，地层水在压力差的作用下不断向外排出，压力不断减小，当压力降低到临界解析压力前，在煤储层中流动的只有地层水；在非饱和单相流动阶段，煤储层压力降低到临界解析本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告7[Table_Page]深度研究/煤炭压力值，煤层气从煤储层中析出，析出现象为不连续气泡，由于此时气泡未达到连续，所以流动仍为水相流动；在两相流动阶段，压力在原来基础上再次降低，气泡由上一阶段的不连续气泡变为连续气泡，煤储层中流动为气水两相流动。煤层气必须通过排水降压手段降低储层压力进行煤层气开发，主要流程为降压——解吸——扩散——渗流，开采难度大。中国常应用水力压裂法来不断加强煤层气产量，这种方式有着一定的经济效益，但是该种方式有着较为严重的弊端。水力压裂法难以展开实时的监督，无法有效地观察压裂过程并得到压力结果，这就要求技术人员要能借助先前的数值模拟来展开预估工作，进一步借助物探方式来展开检测。现阶段我国将研究重心已经逐渐转换为两种全三维裂缝模型。由于煤层气开采技术难度大，因而具备技术优势的龙头企业的竞争优势强。表3:煤层气开采技术难点分析技术难点分析煤层气运移机理不明确上世纪末期，很多国家的学者就开始探讨煤层气的迁移并对此发表了个人的意见。例如，我国煤层气专家苏喜立等人把能源迁移共同划分成三种,这三种包含解析、扩散和渗流，该概念的提出与当前的物理学中相关的概念不谋而合。但是，部分专家并不认可这一概念,抛去上述结论又给出了全新的想法，还搬出了相应的理论作为基础。通过上述可知，在进行煤层气开发时国内外学者对煤层气迁移机理问题还未达到共识,专家们也正在进行更深的探索。文章通过对有关专家所给出的概念展开研究得出，迁移机理应当和常规天然气展开比较和融合，如此便能够得到更为准确的迁移机理，还可以更为深入地得出煤层气和常规天然气的不同所在。水力压裂机理不明确站在当前煤层气的开发角度上来说，不断增大产量是我国当前所需研究的重要任务，在上文中提到水力压裂法是最为关键的方式之一，也是当前应用具有明显效果的方式。在美国市场中，90%及以上的煤层气大都应用水力压裂法来达到增产的目的,在我国多地的煤层气矿区也是应用水力压裂法来展开开发工作。在应用水力压裂法时，压裂液是这之中十分关键的工具，压裂液本身所具备的功效影响着煤层气的生产情况。若压裂液质量较差可能会起到反作用，破坏储存、减少产量。因此，为有效地加强我国煤产气的产量，要对水力压裂机理进行研究，通过相应的机理来获得质量更佳的压裂液。水平井增产机理不明确我国煤层气增产中还有一种方式是水平井增产，该方法大多是多分支井的增产，该方式的发展来源于水平井和分支井开发。应用水平井增产能够让地层中的排水效率大大提升，进而不断减少地层压力，让煤层气迁移速度更快，以此来不断推动煤层气的开采,增加煤层气产量。但是，该种技术有着一定的局限性，只能在固定的地区来进行使用，达到增产的目的。实际在应用过程中还是需要先对水平井增产机理进行研究，进而解决其中所存在的问题，来更好地达到增产的目的。资料来源：前瞻产业研究院，民生证券研究院1.2.现状：储量丰富，分布较为集中，行业由国企主导产业化发展历程：我国煤层气已进入规模化开采阶段。纵观我国煤层气开发利用之路，大致可划分为井下抽放——试验勘探——技术引进——规模开发四个阶段；2005年以后，由于国家的重视和技术的升级，我国开始进入大规模的煤层气商业开发阶段，煤层气行业进入快速发展阶段。本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告8[Table_Page]深度研究/煤炭图6:我国煤层气发展历史资料来源：民生证券研究院整理我国煤层气资源量丰富，总储量约为36.8万亿立方米。据前瞻产业研究院数据，世界煤层气地质资源量为260万亿立方米；其中，90%的煤层气资源量分布在俄罗斯、加拿大、中国等12个主要产煤国。而我国煤层气总储量为36.8万亿立方米，占世界总储量的14.2％，居世界第三。图7:全球部分国家煤层气资源储量统计情况（单位：万亿立方米）资料来源：前瞻产业研究院，民生证券研究院分区域：我国煤层气储量分布相对集中，华北和西北区域合计占比达84.4%。我国埋深2000米以内浅煤层气主要分布在华北和西北地区，华北地区、西北地区、华南地区和东北地区赋存的煤层气地质资源量分别占全国煤层气地质资源总量的56.3%、28.1%、14.3%、1.3%。020406080100120俄罗斯加拿大中国美国澳大利亚俄罗斯加拿大中国美国澳大利亚本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告9[Table_Page]深度研究/煤炭图8:中国煤层气资源储量区域分布情况资料来源：前瞻产业研究院，民生证券研究院分盆地：我国最主要的煤层气盆地为鄂尔多斯盆地和沁水盆地。全国大于5000亿立方米的含煤层气盆地共有14个，其中含气量在5000-10000亿立方米的有川南黔北、豫西、川渝、三塘湖、徐淮等5个盆地；含气量大于10000亿立方米的盆地有9个，依次为鄂尔多斯、沁水、准格尔、滇黔贵、吐哈、二连、塔里木、海拉尔、伊梨盆地，9大盆地煤层气资源量占全国煤层气资源量的83%。图9:中国煤层气资源量分布情况资料来源：前瞻产业研究院，民生证券研究院分煤阶：高煤阶占比低于中煤阶和低煤阶。煤层气按照不同煤级可分为高煤阶煤层气（镜质体反射率R0≥1.9%），中煤阶煤层气（0.7<R0<1.9%）和低煤阶煤层气（R0≤0.7%）。高煤阶煤层气资源主要分布在华北中部山西省沁水盆地、滇东黔西和河南焦作等带，其他地方也分散有少量因岩浆热变质作用而形成的高煤阶煤层气；中煤阶煤层气分布较为分散；低煤阶煤层气几乎都分布在中国西北和东北部地区，鄂尔多斯东北缘和云南新生代盆地也有少量分布。56.3%28.1%14.3%1.3%华北西北华南东北024681012鄂尔多斯沁水准格尔滇黔贵二连吐哈塔里木海拉尔伊犁盆地中国煤层气资源量分布情况（万亿立方米）本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告10[Table_Page]深度研究/煤炭图10:我国高、中、低煤阶煤层气资源分布示意图资料来源：《中国煤层气资源特点及开发对策》李景明，民生证券研究院分省份：山西、贵州开发潜力大。中国煤层气资源主要集中在山西、新疆、贵州、安徽、河南、四川、黑龙江、河北、内蒙古等省市自治区；其中，山西、新疆和贵州3省占比为63%。由于新疆距离内地较远，不具备煤层气大规模开发的现实条件，因此，山西、贵州是目前煤层气开发潜力较大的省。图11:我国主要煤层气资源分布占比（分省份）资料来源：产业信息网，民生证券研究院产量及新增探明储量：根据全国石油天然气资源勘查开采通报及万得数据，2020年，我国煤层气产量为85.3亿立方米，同比+20.1%；其中，地面开发煤层气产量为57.7亿立方米，同比+5.6%；煤层气新增探明地质储量673.13亿立方米，同比+950.5%，产量和新增探明储量均主要来自沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘。28.0%26.0%9.0%3.0%3.0%2.0%1.0%1.0%1.0%26.0%山西新疆贵州安徽河南四川河北黑龙江内蒙古其他本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告11[Table_Page]深度研究/煤炭图12:中国煤层气产量及增速（左轴，产量；右轴，增速）资料来源：Wind，民生证券研究院竞争格局：大型国有企业主导。中国煤层气生产商可大致分类为大型国有企业、外国煤层气生产商及地方煤矿企业。大型国有企业在筹措资金、管道进入及区块登记方面具有先天优势，在中国煤层气行业内发挥着主导作用，主要包括中石油和中联煤层气等；外国煤层气生产商只能选择通过与经中国政府授权的国有企业开展合作的方式，在中国境内开展业务，如亚美能源；地方煤矿企业（如晋城无烟煤矿业集团旗下的蓝焰控股）可在其拥有的煤矿矿区范围内进行煤层气开发和生产。图13:煤层气行业参与者资料来源：民生证券研究院整理政策推动行业快速发展。在煤层气产业发展初期，我国出台了许多鼓励煤层气开发利用的优惠政策。近年来，国内天然气消费量增速较快，对外依存度不断攀升，煤层气等非常规天然气的开发越来越受到重视，非常规天然气也迈入加快发展的重要机遇期。税收方面，国家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。财政补贴方面，2015年山西省提出省级财政补贴标准在三年瓦斯抽采全覆盖工程实施期间达到0.10-10%0%10%20%30%40%50%60%01020304050607080902012201320142015201620172018201920202021年1-10月中国煤层气产量（万亿立方米）同比增速（%）大型国有企业：中石油、中联煤层气等外国煤层气生产商：亚美能源等地方煤矿企业：蓝焰控股等本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告12[Table_Page]深度研究/煤炭元/立方米；2016年财政部提出“十三五”期间，煤层气（瓦斯）开采利用中央财政补贴标准提高到0.3元/立方米；2019年财政部发布《关于<可再生能源发展专项资金管理暂行办法>的补充通知》，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。表4:煤层气产业相关政策文件发文部门文件名称发文时间核心要点国务院办公厅关于加快煤层气（煤矿瓦斯）抽采利用的若干意见国办发〔2006〕47号为国家发展煤层气产业的纲领性文件，不仅规定了鼓励煤层气产业发展的各项措施，而且针对产业发展中的各种问题做出了相关规定国家发改委办公厅煤层气（煤矿瓦斯）开发利用“十一五”规划发改办〔2006〕1044号提出了开发布局和主要任务，进行了环境影响评价，提出了保障措施财政部、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；对地面抽采煤层气暂不征收资源税财政部关于煤层气（瓦斯）开发利用补贴的实施意见财建〔2007〕114号中央财政按0.2元/立方米煤层气（折纯）标准对煤层气开采企业进行补贴，在此基础上，地方财政可根据当地煤层气开发利用情况对煤层气开发利用给予适当补贴国家发展改革委关于煤层气价格管理的通知发改价格〔2007〕826号促进煤层气开发利用，民用煤层气出厂价格由供需双方协商确定国家发展改革委关于利用煤层气（煤矿瓦斯）发电工作实施意见的通知发改能源〔2007〕721号煤层气（煤矿瓦斯）电厂上网电价，比照国家发展改革委制定的《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》（发改价格〔2006〕7号）中生物质发电项目上网电价国土资源部关于加强煤炭和煤层气资源综合勘查开采管理的通知国土资发﹝2007﹞96号支持和鼓励煤炭矿业权人综合勘查开采煤层气资源，进一步加强煤层气矿业权管理，妥善解决煤炭、煤层气矿业权重叠问题商务部、国家发改委、国土资源部关于进一步扩大煤层气开采对外合作有关事项的通知商资函〔2007〕第94号由商务部、发展改革委会同相关部门在中联煤层气有限责任公司之外再选择若干家企业，在国务院批准的区域内与外国企业开展煤层气合作开采的试点工作环保部煤层气（煤矿瓦斯）排放标准（暂行）公告2008年第4号自2008年7月1日起，新建矿井的高浓度瓦斯（甲烷体积分数≥30%）禁止排放、煤层气地面开发系统煤层气禁止排放；自2010年1月1日起，现有矿井的高浓度瓦斯（甲烷体积分数≥30%）禁止排放、煤层气地面开发系统煤层气禁止排放国家能源局关于组织开展全国重点煤矿区煤层气抽采利用规模化建设工作的通知国能煤炭〔2009〕100号在煤矿区优选一批具备煤层气规模化抽采利用条件的重点区域，采取相关激励扶持政策，强力推进煤层气抽采利用财政部、海关、税务总局关于“十二五”期间煤层气勘探开发项目进口物资免征进口税收的通知财关税〔2011〕30号进口国内不能生产或国内产品性能不能满足要求，并直接用于勘探开发作业的设备、仪器、零附件、专用工具，免征进口关税和进口环节增值税国家发展改革委煤层气（煤矿瓦斯）开发利用“十二五”规划发改能源〔2011〕3041号2015年，煤层气（煤矿瓦斯）产量达到300亿立方米，其中地面开发160亿立方米，基本全部利用，煤矿瓦斯抽采140亿立方米，利用率60%以上国务院关于进一步加快煤层气（煤矿瓦斯）抽采利用的意见国办发〔2013〕93号加大财政资金支持力度，提高煤层气（煤矿瓦斯）开发利用中央财政补贴标准；强化税费政策扶持；完善煤层气价格和发电上网政策；加强煤层气矿业权管理国家能源局煤层气产业政策国家能源局公告2013年第2号要求煤层气企业具有一定的投资能力和工程技术实力，从事勘探开发相关业务应具备相应资质；要分区域分层次进行勘探开发，鼓励煤层气就近利用、余气外输国务院中华人民共和国对外合作开采陆上石油资源条例国务院公告2014·1增刊为执行合同所进口的设备和材料，按照国家有关规定给予减税、免税或者给予税收方面的其他优惠。具体办法由财政部会同海关总署制定国家能源煤层气勘探开发行动计国能煤炭到2020年，煤层气（煤矿瓦斯）抽采量力争达到400本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告13[Table_Page]深度研究/煤炭局划〔2015〕34号亿立方米，其中地面开发200亿立方米，基本全部利用；煤矿瓦斯抽采200亿立方米，利用率达到60%国家能源局煤层气（煤矿瓦斯）开发利用“十三五”规划国能煤炭〔2016〕334号2020年，煤层气（煤矿瓦斯）抽采量达到240亿立方米，其中地面煤层气产量100亿立方米，利用率90％以上；煤矿瓦斯抽采140亿立方米，利用率50％以上财政部关于“十三五”期间煤层气（瓦斯）开发利用补贴标准的通知财建〔2016〕31号“十三五”期间，煤层气（瓦斯）开采利用中央财政补贴标准从0.2元/立方米提高到0.3元/立方米国务院关于促进天然气协调稳定发展的若干意见国发〔2018〕31号要研究将中央财政对非常规天然气补贴政策延续到“十四五”时期国务院办公厅关于加快煤层气（煤矿瓦斯）抽采利用的若干意见国办发〔2006〕47号为国家发展煤层气产业的纲领性文件，不仅规定了鼓励煤层气产业发展的各项措施，而且针对产业发展中的各种问题做出了相关规定资料来源：产业信息网，民生证券研究院本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告14[Table_Page]深度研究/煤炭2中国煤层气行业发展较为缓慢是为何？2.1.我国煤层气资源特性较差，开采技术未明显突破，管网建设不完善影响煤层气开采量和开采难度的因素主要有以下五点：1）资源量：资源量是进行煤层气开采的基础，主要衡量指标有含气量、煤层厚度和资源丰度。2）渗透性：煤储层的渗流能力是煤层中气体导流能力的反映，它关系到甲烷气体在煤中的赋存状态和开采抽放的难易程度。煤层气存在于煤的双孔隙系统中，煤的双孔隙系统为基质孔隙和裂缝孔隙们；基质孔隙由孔隙大小来反映，是煤层气运移的通道；裂缝孔隙又称为割理，其不仅是储气空间，同时它又可使基质孔隙连通，增强储层的渗透性。煤层渗透率与煤的变质程度、煤岩组分和煤的灰分有密切关系。中等变质的肥煤和焦煤，其渗透率最高；低变质的褐煤、长焰煤和气煤孔隙度大，渗透率次之；中、高变质的瘦煤至无烟煤滲透率最低。此外，煤中惰质组含量越高、灰分越低，其滲透率越高。3）解吸能力：解吸能力的大小将直接影响煤层气的开采难易程度及采收率。饱和度越大，煤层气的运移潜势就越大，煤层气的排采潜势就越高。根据实验研究表明，煤层气的吸附——解吸过程可近似看成可逆过程，因此，吸附时间越长，对煤层气的解吸越不利。煤层气是靠降压解吸的，临/储压力比越高，越不利于煤层气的解吸。4）煤体结构：煤的坚固性系数和煤的破坏类型是煤体结枃的综合反映，煤越坚固则煤层气的开采难度越大。5）地质条件：水动力活动频繁的地区，利于煤层气的运移和扩散，不利于煤层气的保存，也不利于煤层气的排水降压；构造复杂区域，将不利于煤层气进行地面钻采。表5:煤层气富集高产基本地质因素评价标准表富集高产基本条件利于富集利于高产资源丰度（10^8l立方米/km^2）>=1.0含气面积（km^2）>=100煤层深度（m)<=2000含气饱和度（%）>=70>=70渗透率（10^-3um^2）>=0.5资料来源：《中国煤层气资源特点及开发对策》李景明，民生证券研究院本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告15[Table_Page]深度研究/煤炭图14:影响煤炭开采量和开采难度的五大因素资料来源：《中国煤层气资源特点及开发对策》李景明，民生证券研究院我国煤层气开采条件差，主要体现为以下几点：1）煤层复杂，成功经验不可直接复制至其他矿区。我国煤层气分为高、中、低煤阶煤层气，由于地质条件不同，各煤阶的开采经验不能相互适用，因而开采难度大大提升。例如，高煤阶煤层气盆地——沁水盆地具有高含气量、低渗透率、低储层压力和低含气饱和度的特点，其需要精细的煤储层分析做支撑；而低煤阶煤层气盆地——准格尔盆地具有高渗透率、低含气量特点，其开采需要其他气源的补充方能够取得较好的经济性。2）技术、工艺仍未取得根本性突破。我国高应力、构造煤、低渗透性的煤层气资源占比高，在基础理论和技术工艺方面尚未取得根本性突破，简单复制常规油气技术及国外技术均难以实现高效开发。3）井下抽采浓度低，利用率低。根据煤科总院调研，我国井下抽采煤层气浓度30%以上的抽采量约占43.0%；其中，国有矿中浓度30%以上占比44.95%，地方矿中浓度30%以上的占37.55%。由于煤层气浓度偏低，导致我国煤层气井下平均利用率一直处于低位，其中2018年利用率仅为35.3%。本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告16[Table_Page]深度研究/煤炭图15:我国不同浓度煤层气抽采占比（%）资料来源：产业信息网，民生证券研究院表6:美国粉河盆地与准格尔盆地爆层气地质特征表特征粉河盆地准噶尔盆地R(%)0.3——0.40.38——0.83含气量(m^3/t)0.03——3.14.0——18.0煤层厚度(m)30.0——11810.0——80渗透率(10^-3um^2)10——200.321——11.7含气饱和度中——低中——较高资料来源：《中国煤层气资源特点及开发对策》李景明，民生证券研究院2.2.盈利能力不足导致行业发展动力不足井下抽取的煤层气普遍浓度低，规模化成本高。煤层气低浓度煤层气（CH4<30%）中混有空气，单位体积热值低、运输成本高，无法实现规模化的利用，只能在当地就近使用或者直接稀释排空（每年国内排空的煤层气达150亿方，温室效应远高于二氧化碳）。只有当浓度达到80%及以上时，管道运输和LNG、CNG槽车运输等才具有经济性。高浓度瓦斯主要有两种来源：一是地面抽采的煤层气，甲烷含量达95%以上；另一种是通过浓缩工艺将井下抽采的煤层气浓度提高。采用井下低浓度瓦斯浓缩工艺则成本过高。在资源条件相对较好的山西省沁水盆地，地面开采煤层气综合生产成本1.6元/立方米左右，是常规气成本的2倍以上。表7:美国常规天然气与煤层气生产成本比较（单位：美元/千立方英尺）常规天然气20亿立方英尺/井黑勇士盆地煤层气5亿立方英尺/井初期投资0.680.7生产和维持0.220.4产品税和矿区使用费0.30.3其它0.70.6小计1.92税收补贴/-0.9总计1.91.1资料来源：《中国煤层气产业发展研究报告》，民生证券研究院28.0%29.0%43.0%浓度<=10%浓度10%-30%浓度>=30%本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告17[Table_Page]深度研究/煤炭2.3.矿业权纠纷制约煤层气产业发展煤层气矿业权混乱曾长期制约我国我们煤层气产业发展。地面井采煤层气的矿权，与常规油气一样属国家一级管理。但与常规油气所不同的是允许煤矿开发利用排采的瓦斯，甚至是要求煤矿先采煤层气，降低其瓦斯含量后再采煤以保障安全。而煤矿(包括其准备开发的地区)矿权的审批管理权在地方。因此造成很大的矿权纷争，也就是“矿业权重置”现象。即同一矿区的煤炭和煤层气矿业权分属不同矿权人。造成这一现象的根本原因是我国的煤炭矿权和煤层气矿权实行独立的审批登记制。据统计，2010年山西省已设置的煤层气与煤炭矿权共重叠175个(处)，面积2617平方公里。理论上在煤层尚未被开发的矿区首先地面钻井采煤层气降低瓦斯含量对专业煤层气公司和煤矿是互利双赢的事，亦是加强环保利国利民的最优选择。但在地方与中央、中央企业与地方企业长期利益冲突的背景下，牵扯到具体权益就变得很复杂。由于煤矿与地方有更密切更现实的利益，在双方矿权重叠和/或有所谓越界纠纷的时候，被压制的多是煤层气公司。专业煤层气公司在煤层气矿权上难得到充分保障。矿权难以保障也是某些外资公司(如壳牌)撤出的重要原因之一。矿权重叠的问题将得到有效解决，煤层气行业发展加速。2009年6月北京召开解决山西晋城地区煤炭、煤层气矿业权重叠协调会，并出具《解决山西沁水盆地晋城地区煤炭、煤层气矿业权重叠协调会会议纪要》，根据纪要中石油退出部分重叠区块，将煤层气采矿权转让给晋煤集团。根据相关会议精神，晋城地区与煤炭采矿权有重叠权的区域未来都会归属煤炭所有方。矿权重叠的问题将得到有效解决，煤层气行业发展将加速。下放备案权，推进煤层气勘采用变革。2019年，中央确定山西省为能源革命综合改革试点，国家授权山西制定煤层气勘查开采管理办法、在全国率先试点将“三气”矿业权赋予同一主体、煤层气开发项目（包括对外合作项目）备案权下放山西管理，深入推进煤层气勘采用变革。本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告18[Table_Page]深度研究/煤炭3“双碳”政策推动了煤层气行业盈利模式的大变革3.1.甲烷排放危害大，煤炭行业甲烷减排迫在眉睫温室气体指的是大气中能吸收地面反射的长波辐射，并重新发射辐射的一些气体。温室气体的作用是使地球表面变得更暖，类似于温室截留太阳辐射，并加热温室内空气的作用。这种温室气体使地球变得更温暖的影响称为“温室效应”。温室气体之所以有温室效应，是由于其本身有吸收红外线（一种热辐射）的能力，温室气体吸收红外线的能力是由其本身分子结构所决定的。在分子中存在着非极性共价键和极性共价键。分子也分为极性分子和非极性分子。分子极性的强弱可以用偶极矩来表示。而只有偶极矩发生变化的振动才能引起可观测的红外吸收光谱，则拥有偶极矩的分子就是红外活性的；而分子振动不能产生红外振动吸收的则是非红外活性的。也就是说，温室气体是拥有偶极矩的红外活性分子，所以才拥有吸收红外线，保存红外热能的能力。大气中主要的温室气体是水汽（H2O），水汽所产生的温室效应大约占整体温室效应的60%-70%，其次是二氧化碳（CO₂）大约占了26%，其他的还有臭氧（O₃）、甲烷（CH₄）、氧化亚氮（N₂O）、全氟碳化物（PFCs）、氢氟碳化物（HFCs）、含氯氟烃（HCFCs）及六氟化硫（SF6）等。根据《京都议定书》的规定，温室气体分别有二氧化碳（CO2）、甲烷（CH4）、氧化亚氮（N2O）、氢氟碳化物（HFCs）、全氟化碳（PFCs）和六氟化硫（SF6）。图16:《京都议定书》规定的6种温室气体资料来源：前瞻产业研究院，民生证券研究院甲烷是我国仅次于二氧化碳的第二大温室气体。根据《中华人民共和国气候变化第二次两年更新报告》中的数据显示，2014年，我国温室气体排放中二氧化碳占比最高，达到了81.6%（包括土地利用、土地利用变化和林业），而甲烷是仅次于二氧化碳的第二大温室气体，占比约为10.4%。本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告19[Table_Page]深度研究/煤炭表8:2014年中国温室气体排放构成温室气体包括土地利用、土地利用变化和林业不包括土地利用、土地利用变化和林业排放量（亿吨二氧化碳当量)比重(%)排放量（亿吨二氧化碳当量)比重(%)二氧化碳91.2481.6102.7583.5甲烷11.6110.411.259.1氧化亚氮6.15.46.15含氟气体2.912.62.912.4合计111.86100123.01100资料来源：《中华人民共和国气候变化第二次两年更新报告》，民生证券研究院甲烷的增温效应远高于二氧化碳。全球平均地表甲烷浓度已经从1750年的722±25ppb上升到2017年的1859±2ppb。根据IPCC数据，甲烷作为一种温室气体具有“短期高效”的特点，其在20年内的增温效应相当于CO2的62倍,而在100年内的增温效应为CO2的21倍。除了影响气候外，甲烷还影响空气质量，它是形成地面（对流层）臭氧（一种危险的空气污染物）的成分。图17:全球平均CH4摩尔分数（ppb）图18:全球CH4的增长率（ppb/年）资料来源：《能源行业甲烷排放清单编制研究》，民生证券研究院资料来源：《能源行业甲烷排放清单编制研究》，民生证券研究院表9:各类温室气体的全球增温潜势图20年100年500年二氧化碳111甲烷62217一氧化二氮275296156CFC-12790085004200HCFC-2243001700520氧化亚氮275310256氢氟碳化物94001170010000全氟化物390057008900六氟化硫151002220032400HFC-2394001200010000HFC-134a33001300400资料来源：百度百科，民生证券研究院2014年，我国甲烷排放占温室气体排放总量的10.4%。根据清华大学撰写的《能源行业甲烷排放清单编制研究》显示，2014年，我国甲烷排放占温室气体排放总量的10.4%；从变化趋势看，1994-2014年，我国甲烷排放占比经历了逐步下降到稳步波动的阶段，目前在11%本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告20[Table_Page]深度研究/煤炭的水平波动。图19:我国甲烷排放占温室气体排放量的比例（%）资料来源：《能源行业甲烷排放清单编制研究》，民生证券研究院图20:全球温室气体排放结构资料来源：《联合国环境规划署的排放差距报告2020》，民生证券研究院全球来看，化石能源甲烷排放占比约为20%。根据国际能源署综合估计，全球甲烷的年排放量约为5.7亿吨，其中约39%来自自然排放源（湿地+其他），约61%来自人为排放源；其中，农业约占总排放量的24%，能源行业（包括煤炭、石油、天然气）、废弃物处理、生物质燃烧和生物燃料分别占20%、11%、3%和3%。0%2%4%6%8%10%12%14%16%18%20%19942005201020122014我国甲烷排放占温室气体排放量的比例（%）本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告21[Table_Page]深度研究/煤炭图21:全球甲烷排放占比情况（%）资料来源：《能源行业甲烷排放清单编制研究》，民生证券研究院中国来看，煤炭开采行业甲烷排放占我国甲烷总排放的38%。从总量来看，根据《中华人民共和国气候变化第二次两年更新报告》数据，2014年中国甲烷排放为5529万吨（包括土地利用变化和林业），折合为二氧化碳当量为11.6亿吨，占当年温室气体排放总量的10.4%。从构成来看，能源、农业、废弃物处理、土地利用变化和林业甲烷排放占比粉笔为45%、40%、12%和3%；能源活动包括燃料燃烧和逃逸排放两部分，逃逸排放是能源活动甲烷的主要排放源，煤炭开采和油气系统的甲烷排放占到全国甲烷总排放的40%，其中煤炭开采的排放占到甲烷总排放的38%，油气系统的排放占比2%。图22:中国甲烷排放占比情况（%）资料来源：《能源行业甲烷排放清单编制研究》，民生证券研究院增量上看，中国甲烷排放增量主要来自于煤炭行业。根据论文《China’scoalminemethaneregulationshavenotcurbedgrowingemissions》显示，2010-2015年，我国各甲烷排放源占比中，除煤炭行业占比持续提升之外，其余均保持稳定或略有下降，说明我国甲烷排放增量主要来自于煤炭行业。30.0%24.0%20.0%11.0%3.0%3.0%9.0%湿地农业化石能源废弃物处理生物质燃烧生物燃料其他农业活动40%土地利用变化和林业3%废弃物处理12%国际航海0%工业生产过程0%煤炭开采38%油气系统2%制造业和建筑业1%能源工业0%交通运输0%其他行业1%其他3%能源45%本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告22[Table_Page]深度研究/煤炭图23:中国甲烷排放占比情况（%）资料来源：《China’scoalminemethaneregulationshavenotcurbedgrowingemissions》ScotM.Miller，民生证券研究院从甲烷排放结构看，我国在减排上有优势。从甲烷排放结构看，我国甲烷最主要的来源是能源行业，其中煤炭排放最多；相对而言，世界甲烷排放占比中农业甲烷排放最多。由于甲烷排放结构的不同，因此，全球与我国在甲烷减排上的侧重点和难度将有所不同。对于我国而言，煤炭行业甲烷排放占比高，则减排重点在煤炭行业，主要的措施有开采前脱气和回收及氧化通风空气中的甲烷，淹没废弃的煤矿等；就全球而言，甲烷减排的侧重点在农业方面，主要措施有改善动物健康和畜牧业、牲畜粪便管理和防止焚烧农业作物残留物等，具体措施有用牛胃打洞收集甲烷，该种措施效率低。因此，我们认为，甲烷减排的难度来看，我国甲烷减排较为方便，效率和性价比更高，优势明显。图24:不同行业甲烷减排措施资料来源：民生证券研究院整理煤炭行业甲烷排放主要来源于井工开采，占比约83%。IPCC《2006清单指南》按照排放环节将煤炭开采和矿后活动将划分为煤炭开采工程、矿后活动、低温氧化、非控制燃烧以0%5%10%15%20%25%201020112012201320142015自然+其他石油/天然气废弃物水稻大米农业（除水稻）煤炭本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告23[Table_Page]深度研究/煤炭及废弃矿井等五类排放源。井工开采是指在煤炭井下采掘过程中，煤层甲烷伴随着煤层开采不断涌入煤矿巷道和采掘空间，并通过通风、抽采系统排放到大气中形成的温室气体排放。矿后活动是指煤炭加工、运输和使用过程，即煤的洗选、储存、运输及燃烧前的粉碎等过程产生的排放。露天开采是指露天煤矿被开采释放的和邻近暴露煤（地）层释放的甲烷。煤炭开采停止后，废弃煤矿仍会通过自然或人为通道继续释放温室气体，此部分为废弃矿井甲烷逃逸排放。中国国家温室气体清单的排放源包括了井工煤矿和露天煤矿，其中井工煤矿包含了完整的井工开采、矿后活动和废弃矿井环节，而露天煤矿只包括了露天开采环节，没有矿后活动。从煤炭行业甲烷排放占比来看，井工开采是最大排放源，占煤炭系统甲烷逃逸排放83%左右；其次是井工煤矿的矿后活动排放，占比13%；废弃井工矿井排放占比1%，露天煤矿开采排放占比3%。图25:煤炭生产企业温室气体排放源资料来源：《中国煤炭生产企业温室气体排放核算方法与报告指南（试行）》，民生证券研究院图26:煤炭行业甲烷排放来源（%）资料来源：《能源行业甲烷排放清单编制研究》，民生证券研究院2016年，煤炭行业甲烷回收利用率仅为27%，有很多提升空间。煤炭开采过程中的抽采83.0%13.0%1.0%3.0%井工开采矿后活动废弃矿井露天开采本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告24[Table_Page]深度研究/煤炭瓦斯和通风瓦斯排放是煤炭行业甲烷逃逸排放的主要来源。当前煤炭企业主要基于煤矿安全生产的需要对煤矿瓦斯进行抽采，利用多以高浓度瓦斯为主，低浓度瓦斯利用较少，通风瓦斯更是绝大部分都直接排空。因此，尽管煤炭甲烷回收利用量不断增长，但整体利用率仍然偏低，2016年煤炭行业甲烷回收利用量达到603万吨，占2014年我国煤炭系统甲烷排放比例29%，仍有71%的甲烷排放到了大气中。图27:2016年煤炭行业甲烷回收利用率仅为29%资料来源：《能源行业甲烷排放清单编制研究》，民生证券研究院3.2.“双碳”政策推动了煤层气行业盈利模式的变革3.2.1.气候问题日趋严重，“碳达峰”“碳中和”政策快速推进气候变化成全人类共同挑战，减碳成全球共识。随着全球温室气体浓度的増加，气候变暖趋势加剧，气候变化已成为全人类共同面对的严峻挑战之ー。为此，全球各国纷纷采取气候变化应对行动，制定碳减排目标及逐步落实碳减排行动计划，减碳已逐渐成为全球共识。图28:升温2℃的危害图29:升温5℃的危害左右资料来源：中国大唐集团官网，民生证券研究院资料来源：中国大唐集团官网，民生证券研究院29%71%0%10%20%30%40%50%60%70%80%已被利用未被利用煤炭行业甲烷利用率水平（%）本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告25[Table_Page]深度研究/煤炭图30:碳减排，全球在行动资料来源：民生证券研究院整理各国陆续承担起碳减排责任，制定“碳达峰”“碳中和”目标。“碳达峰”方面，截至2020年，全球已有54个国家的碳排放实现达峰，占全球碳排放总量的40%；“碳中和”方面，不丹和苏里南已实现了“碳中和”，同时已有29个国家和地区通过颁布政策或立法的方式做出了“碳中和”承诺。图31:截至2020年全球已实现“碳达峰”的国家数量(单位：家)资料来源：前瞻产业研究院，民生证券研究院本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告26[Table_Page]深度研究/煤炭图32:全球主要国家（地区）“碳中和”目标时间资料来源：前瞻产业研究院，民生证券研究院图33:习近平主席多次强调“3060”碳中和目标资料来源：前瞻产业研究院，民生证券研究院我国提出“碳达峰”和“碳中和”目标，凸显大国担当。2020年9月份，在第七十五届联合国大会一般性辩论上，国家主席习近平首次明确提出“碳达峰”和“碳中和”目标，向全世界承诺：力争于2030年前达到峰值，2060年前实现“碳中和”的宏远目标。此后，习近平主席多次强调“3060”碳中和目标。“碳达峰”“碳中和”顶层设计文件发布，各行业指南发布在即。2021年10月份，国务院相继印发《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》和《2030年前碳达峰行动方案》两项“碳中和”顶层设计文件，确立了“碳达峰”“碳中和”指导思想，聚焦2030年前“碳达峰”目标，并对推进“碳达峰”作出总体部署。本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告27[Table_Page]深度研究/煤炭表10:“碳达峰”“碳中和”具体目标特征2025年2030年2060年目标初步形成绿色低碳循环发展的经济体系，重点行业能源利用效率大幅提升社会经济发展全面绿色转型取得显著成效，重点耗能行业能源利用达到国际领先水平——单位GDP耗能比2020年下降13.5%大幅下降——单位GDP二氧化碳排放比2020年下降18%比2005年下降65%以上——非化石能源消费比重约20%约25%80%以上森林覆盖率约24.1%约25%——森林蓄累积量180亿立方米190亿立方米——新能源——风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上——资料来源：中国政府网，民生证券研究院3.2.2.碳排放权交易市场是如期实现“碳达峰”和“碳中和”目标的重要抓手碳交易作为碳中和发展中的重要一环，也发挥着积极作用。要实现“碳达峰”“碳中和”目标，要持续碳减排，需要依靠技术手段和金融手段；其中，技术减排需要从工业产业链中的前中后三端进行碳减排；而目前最重要的金融手段是碳交易。技术措施：前端实现能源替代、中端提高能源使用效率、后端实现碳吸收。（1）前端产业链：调整能源结构，使用低碳能源替代高碳能源，使用光伏、风电等可再生能源替代化石能源。（2）中端产业链：提升节能减排水平，包括产业结构转型、提升能源利用效率、加强低碳技术研发及完善低碳发展机制等。（3）后端产业链：发展林碳汇、碳获(CCS)、生物能源与碳铁及储存(BECCS)。例如开展国土绿化行动，增加森林面积和蓄积量，加强生态保护修复，增强草原、绿地、湖泊、湿地等自然生态系统的固碳能力，增加碳吸纳量。金融措施：建立完善的、覆盖全国性碳交易市场，通过市场化手段实现碳减排。碳交易基本原理是：碳交易的买方通过碳交易市场购买卖方出售的温室气体减排额，进而买方可以将购得的减排额用于减缓温室效应从而实现其减排的目标。图34:碳减排措施资料来源：民生证券研究院整理本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告28[Table_Page]深度研究/煤炭碳排放权交易体系是指以控制温室气体排放为目的，以温室气体排放配额或温室气体减排信用为标的物所进行的市场交易。交易前，政府首先确定当地减排总量，然后再将排放权以配额的方式发放给企业等市场主体，使得排放总量被控制在降低后的指标范围之内。在《京都协议书》要求减排的6种温室气体中，二氧化碳为最大宗，因此，温室气体排放权交易以每吨二氧化碳当量为计算单位。在排放总量控制的前提下，包括二氧化碳在内的温室气体排放权成为一种稀缺资源，从而具备了商品属性。图35:我国碳排放交易体系资料来源：前瞻产业研究院，民生证券研究院我国碳交易市场起源于2011年，逐步发展到8个升级试点市场。2011年10月，国家发展改革委印发《关于开展碳排放权交易试点工作的通知》，批准北京、上海、天津、重庆、湖北、广东和深圳等七省市开展碳交易试点工作；2017年1月9日，福建碳交易试点也开始运行，逐步形成了8个碳交易试点省市。图36:我国已形成8个碳交易省级试点资料来源：中国大唐集团官网，民生证券研究院本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告29[Table_Page]深度研究/煤炭全国性碳交易所启动，截至至今累计成交额超20亿元。2021年7月16日，我国全国碳市场正式启动，开启了碳交易市场发展的新阶段。2021年12月6日，全国碳排放配额（CEA）总成交量43.0吨，成交额1841.2万元；截至12月7日，全国碳市场碳排放配额（CEA）累计成交量5469.0吨，累计成交额23.2元。图37:2021年12月6日的全国碳市场每日成交数据资料来源：上海环境能源交易所，民生证券研究院图38:2014-2020年我国碳交易成交量及增速图39:2014-2020年我国碳交易成交额及增速资料来源：前瞻产业研究院，民生证券研究院资料来源：前瞻产业研究院，民生证券研究院全国碳市场履约交易基本流程，以配额分配和碳交易为核心。我国全国性碳交易市场的交易流程主要有：注册账户——配额预分配——配额发放——碳交易——履约清算；其中，碳排放权的分配和碳交易是整个流程的核心。交易主体、交易产品和覆盖行业：（1）交易主体目前为重点排放单位，后续还将纳入符合国家有关交易规则的机构和个人；（2）全国碳排放权交易市场产品主要是碳排放配额(CEA)经国务院批准可以适时增加其它交易产品。（3）目前主要覆盖行业有电力，未来将陆续扩展至石化、化工、建材、钢铁、有色、造纸和航空等行业。-60%-40%-20%0%20%40%60%80%01000200030004000500060002014201520162017201820192020碳交易成交量（万吨）同比增速（%）4.897.027.937.687.599.4912.67-10%0%10%20%30%40%50%024681012142014201520162017201820192020碳交易成交额（亿元）同比增长（%）本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告30[Table_Page]深度研究/煤炭图40:碳交易市场覆盖行业资料来源：中国大唐集团官网，民生证券研究院配额分配：总量递减，前期以免费发放为主。碳市场配额分为免费发放和有偿分配，其计算方法有基准值法、历史强度下降法和历史法。根据《2019-2020年全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案（发电行业）》，首先，省级生态环境主导部门根据所管区域重点企业的实际产出量以及本行业的配额分配方法及碳排放基准值，核定各重点排放单位的配额数量，并将核定后的本行政区域内各重点排放单位配额数量进行加总，形成省级行政区域配额总量，最后将各省级行政区域配额总量加总，最终确定全国配额总量。其中，全国配额总量根据“碳达峰”“碳中和”目标实行逐年递减。图41:全球碳交易市场履约交易流程图42:碳交易市场交易规则例子资料来源：中国大唐集团官网，民生证券研究院资料来源：中国大唐集团官网，民生证券研究院本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告31[Table_Page]深度研究/煤炭图43:配额分配方法资料来源：中国大唐集团官网，民生证券研究院碳交易：减排企业出售富余配额，超排企业购买短缺配额，自愿减排企业交易交易自愿减排收益凭证。对于减排企业而言，其实际排放量小于配额量，可将富余的配额出售；对于超排企业而言，其实际排放量大于配额量，需在碳交易市场购买配额；而对于自愿减排企业而言，其通过自愿减排并得到国家核准的自愿减排量可抵消配额清缴，因此可将其进行交易，但是，抵销比例不得超过应清缴碳排放配额的5%，且用于抵销的减排量不得来自纳入全国碳排放权交易市场配额管理的減排项目。图44:碳交易示意图资料来源：中国大唐集团官网，民生证券研究院本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告32[Table_Page]深度研究/煤炭图45:电力行业碳排放盈缺量计算方式资料来源：中国大唐集团官网，民生证券研究院图46:电力行业碳排放盈缺量计算方式资料来源：中国大唐集团官网，民生证券研究院配额清缴：定期、主动清缴。纳入配额管理的重点排放单位应在规定期限内通过注登系统向其生产经营场所所在地省级生态环境主管部门清缴不少于经核查排放量的配额量，履行配额清缴义务。惩罚：重点排放单位未按时足额清缴碳排放配额的，由其生产经营场所所在地设区的市级以上地方生态环境主管部门责令限期改正，处二万元以上三万元以下的罚款；逾期未改正的，对欠缴部分，由重点排放单位生产经营场所所在地的省级生态环境主管部门等量核减其下一年度碳排放配额。3.2.3.碳交易市场推动我国煤层气行业盈利模式变革甲烷减排得到重视，重要性凸显。2021年11月10日，中美两国于《联合国气候变化框架公约》第26次缔约方大会签署《中美关于在21世纪20年代强化气候行动的格拉斯哥联合宣言》。《宣言》明确了：（1）甲烷排放对于升温的显著影响，加大行动控制和减少甲烷排放本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告33[Table_Page]深度研究/煤炭是21世纪20年代的必要事项，并将制定甲烷减排计划及加强甲烷减排上的合作；（2）中美计划在2022年上半年共同召开会议，聚焦强化甲烷测量和减排具体事宜，包括通过标准减少来自化石能源和废弃物行业的甲烷排放，以及通过激励措施和项目减少农业甲烷排放。《宣言》确认了甲烷减排在碳减排中的重要地位，甲烷减排将和二氧化碳减排一样将成为碳减排的重要方向。甲烷利用有望快速被纳入全国碳市场。2021年9月12日，中共中央办公厅国务院办公厅印发《关于深化生态保护补偿制度改革的意见》，《意见》中明确提出：“健全以国家温室气体自愿减排交易机制为基础的碳排放权抵消机制，将具有生态、社会等多种效益的林业、可再生能源、甲烷利用等领域温室气体自愿减排项目纳入全国碳排放权交易市场”。在甲烷利用纳入碳交易市场的政策推动下，煤层气企业盈利模式或发生根本性转变。目前，煤层气企业的盈利模式为开采、收集和售卖煤层气，赚煤层气加工费。未来，随着碳排放权交易市场的发展，煤层气企业通过收集甲烷减少排放可以获得自愿减排收益凭证，并将其在碳交易市场上进行交易。因此，我们认为，交易自愿减排收益凭证或成其未来主要盈利模式之一。市场空间扩大了多少呢？据英国石油公司(BP)发布的《世界能源统计年鉴2020》统计数据显示，2009-2019年，我国碳排放量由77.1亿吨提升至98.3亿吨，稳居世界第一，十年的年均复合增速达2.5%。我们认为，由于我国未实现“碳达峰”，碳排放量将持续逐年上升，假设2020-2021年均保持2.5%的增速，则2021年我国碳排放量为103.2万吨。由于碳交易规则规定，通过自愿碳减排收益凭证抵销的比例不得超过应清缴碳排放配额的5%，因此，从理论上讲，市场上对于甲烷利用的最大量为5.2亿吨二氧化碳当量；若以我国2021年12月2日的全国碳交易市场碳排放权价格42.88元/吨为参考，可以得到市场空间为221.2亿元；若以欧盟2021年12月2日的排放配额（EUA）企划结算价79.8欧元/吨二氧化碳当量计算，则市场空间将达411.9亿欧元，折合人民币3792.5亿元（汇率为2021年12月2日的中间价9.2109人民币/欧元）。根据蓝颜控股2020年年报数据测算，其2020年煤层气单价为1.55元/立方米，而我国2020年煤层气产量为85.3亿立方米，而2020年，我国煤层气抽采利用率为91.8%，则市场空间为121.4亿元。因此，若以2021年12月2日我国全国性碳交易市场碳排放权的价格计算，则煤层气行业的市场空间将扩大1.82倍；若以欧盟2021年12月2日的排放配额（EUA）企划结算价计算，则煤层气行业的市场空间扩大了31.25倍。本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告34[Table_Page]深度研究/煤炭图47:中国二氧化碳排放量及增速资料来源：前瞻产业研究院，民生证券研究院图48:欧盟排放配额(EUA)期货结算价资料来源：Wind，民生证券研究院-2%-1%0%1%2%3%4%5%6%7%8%9%02040608010012020092010201120122013201420152016201720182019中国碳排放量（亿吨）同比增速（%）01020304050607080902021-01-042021-01-182021-02-012021-02-152021-03-012021-03-152021-03-292021-04-122021-04-262021-05-102021-05-242021-06-072021-06-212021-07-052021-07-192021-08-022021-08-162021-08-302021-09-132021-09-272021-10-112021-10-252021-11-082021-11-22欧盟排放配额(EUA)期货结算价（欧元/吨二氧化碳当量）本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告35[Table_Page]深度研究/煤炭图49:2010-2020年我国煤层气(煤矿瓦斯)抽采利用情况资料来源：杂志《中国煤炭》官网，民生证券研究院煤层气企业的盈利模式发生多大改变？由于甲烷的温室气体增温效应是二氧化碳的21倍，因而其理论上排放配额价格也应该是二氧化碳配额的21倍左右，以2021年12月2日的我国碳交易市场收盘价42.88元/吨计算，而甲烷自愿排放收益凭证的价格应为900.5元/吨，折合0.64元/立方米。根据蓝颜控股2020年年报数据，其2020年全年煤层气单位净利为0.20元/立方米。也就是说，煤层气行业的吨位净利或将增加超3倍。未来开采量的增加将进一步提升煤层气企业的业绩弹性。一方面，我国煤层气储采比高，开采量增加空间大。我国煤层气储量为36.8万亿立方米，而我国2020年煤层气产量为85.3亿立方米，储采比高，后续可开采空间大。另一方面，我国煤层气企业现有很多气权因盈利差未有开发，随着行业盈利模式的变化，该部分储备气权可陆续开采，未来开采量增加空间加大带来业绩弹性更大。4重点标的推荐4.1.蓝焰控股公司主要产品为煤层气，2020年销量达9.12亿立方米。公司主要业务为煤矿瓦斯治理及煤层气勘查、开发与利用，经营范围包括煤层气地面开采、矿产资源勘查、煤矿瓦斯治理服务、煤层气工程设计咨询和施工、道路货物运输、以自有资金对外投资等;主要产品为煤层气（煤矿瓦斯）,所生产的煤层气（煤矿瓦斯）通过管输、压缩、液化三种方式销往山西及周边地区用户，主要用于工业和民用领域。2020年，公司煤层气销量为9.12亿立方米，同比增长16.8%。2021H1，公司实现煤层气销售量5.34亿立方米，同比增加1.18亿立方米，同比增长28.37%。本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告36[Table_Page]深度研究/煤炭图50:2016-2021H1蓝焰控股煤层气销量及同比增速资料来源：Wind，民生证券研究院产业链一体化优势明显，有望借助华新燃气集团快速发展。公司已形成了煤层气上中下游一体化的产业链。上游已建设稳定的煤层气生产基地，中游按照“就近利用、余气外输”的原则，采用管输、压缩两种方式进行合理输配，下游开辟了山西及周边地区稳定的城市燃气、工业用气等用户市场，已初步形成从煤层气勘查、抽采、工程设计、气井运营，到煤层气运储和批发销售等较为完整的业务链条。2020年，由山西省境内规模最大的天然气管网运营企业国新能源集团、山西燃气集团及国际能源集团气化投资管理有限公司等三大省属国企燃气资产重组组成华新燃气集团，形成了上游勘探开发，中游管输压缩，下游多渠道利用的全产业链发展模式。公司有望借助产业链资源，提升发展规模，加快管网互通，实现规模化、专业化发展。坐落于山西省，煤层气资源丰富，开辟新区快，提升竞争力。山西省是中国煤层气最为富集的地区，其勘探范围、勘探程度、探明储量均居全国首位，山西境内埋深2000米以浅的煤层气地质资源量约有8.31万亿立方米，占全国总量近三成，已探明储量6675亿立方米，开发潜力巨大。山西非常规天然气产量由2015年底的42亿立方米增长至2020年底的81.46亿立方米，年均增长9亿立方米，年均增速15.5%。此外，山西省天然气（煤层气）管网已形成规模，全省天然气管道长度达8610公里，形成“三纵十一横”的输气管网格局，覆盖率超全国天然气管网密度平均水平。公司合计共拥有探矿权的面积达2595.4平方千米，大部分区块处于勘探阶段，尚未提交资源储量，目前公司煤层气探明地质储量205亿立方米，是2020年年销量的22.5倍，未开采且可开采资源丰富。煤层气业务发展早，先发优势明显，技术领先，保证公司的竞争优势。公司形成了具有自主知识产权的煤层气地面抽采技术体系，成功实施了地面垂直井、地面丛式井、地面水平羽状井等多井型抽采技术与工艺，创立了“五阶段瓦斯治理”、“采煤采气一体化”的煤矿瓦斯治理新模式。公司已牵头起草了《车用压缩煤层气》、《民用煤层气（煤矿瓦斯）》、《煤层气（煤矿瓦斯）术语》等三项国家标准，制定了《煤矿瓦斯抽采效果评价技术标准》等170余项技术规范。目前，在煤层气开发利用上拥有100多项具有国际领先水平的核心技术，申请-5%0%5%10%15%20%012345678910201620172018201920202021H1煤层气销售量（亿立方米）同比增速（%）本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告37[Table_Page]深度研究/煤炭并获得国家专利601项（其中，发明专利52项），科研成果获国家科技进步奖3项、煤炭工业协会科学技术奖26项、国家安全生产监督管理总局科学技术奖5项、山西省科学技术奖5项。脱胎于煤炭集团，不存在探矿权不清晰的问题。蓝焰控股脱胎于晋城煤业集团，基于其于晋城煤业集团的关系，公司在煤层气探矿权上不存在权益不清晰的问题。投资建议：公司作为煤层气行业的领先公司，依靠晋城煤业集团，具备先发优势、领先的技术优势和探矿权优势，有望借助行业盈利模式改变的新契机，实现快速增长。我们预计公司2021-2023年实现归母净利润2.52/2.56/3.03亿元，对应2021年12月8日收盘价的PE为41/40/34，公司从2021年初以来的PE均值为56X，首次覆盖，给予“推荐”评级。风险提示：新煤层气矿勘探和开采的速度较慢的风险；煤层气价格下降的风险。表11:蓝焰控股盈利预测与财务指标项目/年度2020A2021E2022E2023E营业收入（百万元）1,4411,7702,0362,284增长率（%）-23.6%22.8%15.1%12.1%归属母公司股东净利润（百万元）125252256303增长率（%）-77.6%101.8%1.5%18.3%每股收益（元）0.130.260.260.31PE（现价）82.2341.0540.4334.17PB1.782.222.101.98资料来源：公司公告、民生证券研究院4.2.新天然气公司主要从事城市天然气的输配、销售、入户安装以及煤层气开采业务。2020年，公司子公司亚美能源销售煤层气10.34亿立方米，同比增长11.1%。图51:新天然气公司天然气销售量及增速图52:亚美能源煤层气销售量及增速资料来源：Wind，民生证券研究院资料来源：Wind，民生证券研究院并购亚美能源，扩展煤层气资源。按照公司二次创业的指导思想和“上游有气田、中游-15%-10%-5%0%5%10%15%20%25%01234567201620172018201920202021H1天然气销售量（亿立方米）同比增速（%）01234567891011201920202021H1亚美能源总产量（亿立方米）本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告38[Table_Page]深度研究/煤炭有管道、下游有市场”的战略布局，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，初步形成了燃气行业的产销一体化模式和机制，为后期的行业竞争和市场发展赢得了主动权。其中，马必项目开采起于近几年，放量正当时，未来产量增长潜力大。表12:潘庄及马必项目的产品分成合同项目潘庄产品分成合同马必产品分成合同订立日期3768338183期限25年30年产品分成合同项下的状态生产阶段生产阶段到期时间2028年2034年合同约定可开发的总面积67.4平方公里898.2平方公里可分成权益0.80.7资料来源：公司公告，民生证券研究院煤层气开采业务的技术优势明显。亚美能源是中国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。由于煤层地质条件复杂，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。亚美能源能够针对特定煤层地质情况，依靠成熟的钻井设计经验，合理稳妥的优化钻井设计方案，在各生产井装配远程控制排采系统及实时监测系统，部署完善的排水方法及程序以及高效的气井维护技术，并严格实施HSE（健康、安全和环境）管控标准，在严格控制开采成本的基础上稳步推进产量的提升。城市燃气业务：管道优势明显，护城河宽厚。（1）城市管道网络优势。城市管道燃气基础设施建设的周期长、投资大，且在同一供气区域内一般不允许重复建设。因此，城市管道燃气运营商在特定供气区域内的经营具有自然垄断性，管网覆盖区域越广，规模越大，相较于其他竞争对手的先发优势越明显。截至2021年6月30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）长度达1052公里。在城市管道燃气的基础网络设施、管理用户等方面具有较为明显的区域市场规模优势。（2）城市燃气业务的自有高压管道优势。公司城市燃气业务的所采购天然气均直接引自上游供气单位门站，通过高压管道引入公司城市门站，其中包括雅库线、宝博线、宝焉线等；长输高压管道的建成保障了公司的天然气供应。投资建议：公司通过收购亚美能源扩展煤层气业务，并已发展成其两大主要业务之一。同时，公司具备城市燃气管道资源，带动煤层气的需求，并且有望借助行业盈利模式改变的新契机，实现快速增长。我们预计公司2021-2023年实现归母净利润10.66/5.26/5.59亿元，对应2021年12月8日收盘价的PE为8/16/15X，公司从2021年初以来的PE估值中枢为12X，并考虑到未来在煤层气行业盈利模式变化后公司煤层气业务的快速发展，首次覆盖，给予“推荐”评级。风险提示：新煤层气矿勘探和开采的速度较慢的风险；煤层气价格下降的风险；天然气价格下降的风险。本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告39[Table_Page]深度研究/煤炭表13:新天然气盈利预测与财务指标项目/年度2020A2021E2022E2023E营业收入（百万元）2,1122,3842,1462,209增长率（%）-8.0%12.9%-10.0%3.0%归属母公司股东净利润（百万元）3591,066526559增长率（%）-15.0%197.1%-50.7%6.3%每股收益（元）1.143.401.681.78PE（现价）22.887.6715.5514.63PB2.672.131.871.66资料来源：公司公告、民生证券研究院本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告40[Table_Page]深度研究/煤炭5风险提示煤层气开采成本高的风险；政策支持力度不足的风险；气价下行，廉价天然气竞争的风险。煤层气开采成本高的风险：由于各种原因，煤层气开采成本较高，而较高的开采陈哥不能或将影响煤层气的性价比和经济性，抑制煤层气需求，从而影响行业整体盈利能力；政策支持力度不足的风险：由于煤层气的开采难度大，其与天然气相比，开采成本高，若无政策补贴支持，则目前而言煤层气较难与天然气比肩。气价下行，廉价天然气竞争的风险：若天然气价格回落，则相对于煤层气而言，其性价比将逐步凸显，进而给煤层气带来竞争，从而将影响煤层气行业的盈利能力。本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告41[Table_Page]深度研究/煤炭蓝焰控股公司财务报表数据预测汇总[TABLE_FINANCEDETAIL]利润表（百万元）2020A2021E2022E2023E主要财务指标2020A2021E2022E2023E营业总收入1,4411,7702,0362,284成长能力营业成本1,0461,1881,3681,508营业收入增长率-23.6%22.8%15.1%12.1%营业税金及附加23263134EBIT增长率-80.6%134.5%10.8%18.9%销售费用5141515净利润增长率-77.6%101.8%1.5%18.3%管理费用173175211239盈利能力研发费用62617484毛利率27.4%32.8%32.8%34.0%EBIT130306339403净利润率6.8%12.4%10.7%11.2%财务费用97119164187总资产收益率ROA1.2%2.2%2.0%2.2%资产减值损失-1-0-0-0净资产收益率ROE2.8%5.4%5.2%5.8%投资收益0000偿债能力营业利润123305311369流动比率0.850.870.740.66营业外收支35000速动比率0.830.820.700.61利润总额158305311369现金比率0.440.320.210.11所得税598692112资产负债率57.4%58.5%61.0%61.9%净利润98219218256经营效率归属于母公司净利润125252256303应收账款周转天数327.17322.13321.38322.60EBITDA489709837939存货周转天数14.4638.4136.9433.69总资产周转率0.140.160.160.17资产负债表（百万元）2020A2021E2022E2023E每股指标（元）货币资金1,7751,148894530每股收益0.130.260.260.31应收账款及票据1,2921,5801,8032,032每股净资产4.564.825.085.39预付款项43344248每股经营现金流0.500.021.311.19存货41125138139每股股利0.000.000.000.00其他流动资产260279307320估值分析流动资产合计3,4113,1663,1843,069PE82.2341.0540.4334.17长期股权投资0000PB1.782.222.101.98固定资产4,1824,5084,9575,259EV/EBITDA18.0118.1716.1615.12无形资产68788287股息收益率0.0%0.0%0.0%0.0%非流动资产合计7,0458,1009,34210,420资产合计10,45611,26712,52613,489短期借款250250250250现金流量表（百万元）2020A2021E2022E2023E应付账款及票据2,9142,5113,1043,474净利润98219218256其他流动负债831875923959折旧和摊销358403498536流动负债合计3,9963,6364,2774,684营运资金变动-81-741368158长期借款9441,8952,2952,595经营活动现金流482231,2641,149其他长期负债1,0651,0651,0651,065资本开支-706-1,458-1,740-1,614非流动负债合计2,0092,9603,3603,660投资0000负债合计6,0046,5967,6378,343投资活动现金流-733-1,458-1,740-1,614股本968968968968股权募资0000少数股东权益4411-26-73债务募资754951400300股东权益合计4,4524,6714,8905,146筹资活动现金流420809221102负债和股东权益合计10,45611,26712,52613,489现金净流量169-626-255-364资料来源：公司公告、民生证券研究院本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告42[Table_Page]深度研究/煤炭新天然气公司财务报表数据预测汇总[TABLE_FINANCEDETAIL]利润表（百万元）2020A2021E2022E2023E主要财务指标2020A2021E2022E2023E营业总收入2,1122,3842,1462,209成长能力营业成本1,2131,3551,0931,118营业收入增长率-8.0%12.9%-10.0%3.0%营业税金及附加7877EBIT增长率-18.4%-5.3%5.6%3.8%销售费用31353233净利润增长率-15.0%197.1%-50.7%6.3%管理费用153173156160盈利能力研发费用0000毛利率42.6%43.2%49.1%49.4%EBIT859813858891净利润率28.5%59.6%36.9%37.2%财务费用101352217总资产收益率ROA3.9%10.0%4.7%4.6%资产减值损失-0-0-0-0净资产收益率ROE12.9%27.7%12.0%11.3%投资收益162011偿债能力营业利润8481,6731,1011,140流动比率2.853.504.254.60营业外收支16000速动比率2.773.434.194.53利润总额8641,6731,1011,140现金比率1.882.613.333.65所得税262251308319资产负债率35.0%30.5%27.4%25.7%净利润6021,422792821经营效率归属于母公司净利润3591,066526559应收账款周转天数83.1572.1072.9274.35EBITDA1,198871903928存货周转天数6.787.127.047.03总资产周转率0.230.220.190.18资产负债表（百万元）2020A2021E2022E2023E每股指标（元）货币资金2,4673,5133,9584,437每股收益1.143.401.681.78应收账款及票据489506456476每股净资产8.8612.2613.9415.72预付款项48453739每股经营现金流3.043.302.682.85存货23262122每股股利0.000.000.000.00其他流动资产709615582613估值分析流动资产合计3,7354,7055,0545,587PE22.887.6715.5514.63长期股权投资791216PB2.672.131.871.66固定资产5909049781,089EV/EBITDA5.417.136.385.70无形资产7195107123股息收益率0.0%0.0%0.0%0.0%非流动资产合计5,4815,9676,2536,567资产合计9,21610,67211,30712,154短期借款100100100100现金流量表（百万元）2020A2021E2022E2023E应付账款及票据556574470484净利润6021,422792821其他流动负债656672618631折旧和摊销339574437流动负债合计1,3121,3461,1891,215营运资金变动-155110-61-28长期借款1,1391,1391,1391,139经营活动现金流9541,035841895其他长期负债772772772772资本开支-677-529-311-325非流动负债合计1,9111,9111,9111,911投资3-14-19-26负债合计3,2233,2573,1003,126投资活动现金流-67376-329-350股本314314314314股权募资145000少数股东权益3,2153,5703,8364,098债务募资156000股东权益合计5,9937,4158,2079,028筹资活动现金流-230-66-66-66负债和股东权益合计9,21610,67211,30712,154现金净流量111,045446479资料来源：公司公告、民生证券研究院本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告43[Table_Page]深度研究/煤炭插图目录图1:2020年天然气产量结构（%）...............................................................................................................................4图2:2019年天然气储量结构（%）...............................................................................................................................4图3:煤层气行业产业链...................................................................................................................................................4图4:煤层气开采阶段划分...............................................................................................................................................5图5:煤层气开采技术的三种模式...................................................................................................................................6图6:我国煤层气发展历史...............................................................................................................................................8图7:全球部分国家煤层气资源储量统计情况（单位：万亿立方米）........................................................................8图8:中国煤层气资源储量区域分布情况.......................................................................................................................9图9:中国煤层气资源量分布情况...................................................................................................................................9图10:我国高、中、低煤阶煤层气资源分布示意图.................................................................................................10图11:我国主要煤层气资源分布占比（分省份）.....................................................................................................10图12:中国煤层气产量及增速（左轴，产量；右轴，增速）.................................................................................11图13:煤层气行业参与者.............................................................................................................................................11图14:影响煤炭开采量和开采难度的五大因素.........................................................................................................15图15:我国不同浓度煤层气抽采占比（%）..............................................................................................................16图16:《京都议定书》规定的6种温室气体.............................................................................................................18图17:全球平均CH4摩尔分数（ppb）.......................................................................................................................19图18:全球CH4的增长率（ppb/年）.........................................................................................................................19图19:我国甲烷排放占温室气体排放量的比例（%）..............................................................................................20图20:全球温室气体排放结构.....................................................................................................................................20图21:全球甲烷排放占比情况（%）..........................................................................................................................21图22:中国甲烷排放占比情况（%）..........................................................................................................................21图23:中国甲烷排放占比情况（%）..........................................................................................................................22图24:不同行业甲烷减排措施.....................................................................................................................................22图25:煤炭生产企业温室气体排放源.........................................................................................................................23图26:煤炭行业甲烷排放来源（%）..........................................................................................................................23图27:2016年煤炭行业甲烷回收利用率仅为29%....................................................................................................24图28:升温2℃的危害...................................................................................................................................................24图29:升温5℃的危害左右...........................................................................................................................................24图30:碳减排，全球在行动.........................................................................................................................................25图31:截至2020年全球已实现“碳达峰”的国家数量(单位：家).............................................................................25图32:全球主要国家（地区）“碳中和”目标时间......................................................................................................26图33:习近平主席多次强调“3060”碳中和目标..........................................................................................................26图34:碳减排措施.........................................................................................................................................................27图35:我国碳排放交易体系.........................................................................................................................................28图36:我国已形成8个碳交易省级试点.....................................................................................................................28图37:2021年12月6日的全国碳市场每日成交数据...............................................................................................29图38:2014-2020年我国碳交易成交量及增速...........................................................................................................29图39:2014-2020年我国碳交易成交额及增速...........................................................................................................29图40:碳交易市场覆盖行业.........................................................................................................................................30图41:全球碳交易市场履约交易流程.........................................................................................................................30图42:碳交易市场交易规则例子.................................................................................................................................30图43:配额分配方法.....................................................................................................................................................31图44:碳交易示意图.....................................................................................................................................................31图45:电力行业碳排放盈缺量计算方式.....................................................................................................................32图46:电力行业碳排放盈缺量计算方式.....................................................................................................................32本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告44[Table_Page]深度研究/煤炭图47:中国二氧化碳排放量及增速.............................................................................................................................34图48:欧盟排放配额(EUA)期货结算价......................................................................................................................34图49:2010-2020年我国煤层气(煤矿瓦斯)抽采利用情况........................................................................................35图50:2016-2021H1蓝焰控股煤层气销量及同比增速..............................................................................................36图51:新天然气公司天然气销售量及增速.................................................................................................................37图52:亚美能源煤层气销售量及增速.........................................................................................................................37表格目录表1:煤层气、常规天然气和页岩气对比.......................................................................................................................3表2:煤层气井下抽采和地面开发对比...........................................................................................................................5表3:煤层气开采技术难点分析.......................................................................................................................................7表4:煤层气产业相关政策文件.....................................................................................................................................12表5:煤层气富集高产基本地质因素评价标准表.........................................................................................................14表6:美国粉河盆地与准格尔盆地爆层气地质特征表.................................................................................................16表7:美国常规天然气与煤层气生产成本比较（单位：美元/千立方英尺）.............................................................16表8:2014年中国温室气体排放构成............................................................................................................................19表9:各类温室气体的全球增温潜势图.........................................................................................................................19表10:“碳达峰”“碳中和”具体目标..............................................................................................................................27表11:蓝焰控股盈利预测与财务指标.........................................................................................................................37表12:潘庄及马必项目的产品分成合同.....................................................................................................................38表13:新天然气盈利预测与财务指标.........................................................................................................................39蓝焰控股公司财务报表数据预测汇总..............................................................................................................................41新天然气公司财务报表数据预测汇总..............................................................................................................................42本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告45[Table_Page]深度研究/煤炭[Table_AuthorIntroduce]分析师与研究助理简介周泰，民生证券能源开采行业首席分析师。曾杰煌，民生证券能源开采行业助理分析师，西南财经大学硕士，拥有理工&金融复合背景，2021年7月加入民生证券。分析师承诺作者具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格或相当的专业胜任能力，保证报告所采用的数据均来自合规渠道，分析逻辑基于作者的职业理解，通过合理判断并得出结论，力求客观、公正，结论不受任何第三方的授意、影响，特此声明。评级说明公司评级标准投资评级说明以报告发布日后的12个月内公司股价的涨跌幅为基准。推荐分析师预测未来股价涨幅15%以上谨慎推荐分析师预测未来股价涨幅5%～15%之间中性分析师预测未来股价涨幅-5%～5%之间回避分析师预测未来股价跌幅5%以上行业评级标准以报告发布日后的12个月内行业指数的涨跌幅为基准。推荐分析师预测未来行业指数涨幅5%以上中性分析师预测未来行业指数涨幅-5%～5%之间回避分析师预测未来行业指数跌幅5%以上民生证券研究院：上海：上海市浦东新区浦明路8号财富金融广场1幢5F；200120北京：北京市东城区建国门内大街28号民生金融中心A座18层；100005深圳：广东省深圳市深南东路5016号京基一百大厦A座6701-01单元；518001本公司具备证券投资咨询业务资格，请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告46[Table_Page]深度研究/煤炭免责声明本报告仅供民生证券股份有限公司（以下简称“本公司”）的客户使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户。本报告是基于本公司认为可靠的已公开信息，但本公司不保证该等信息的准确性或完整性。本报告所载的资料、意见及预测仅反映本公司于发布本报告当日的判断，且预测方法及结果存在一定程度局限性。在不同时期，本公司可发出与本报告所刊载的意见、预测不一致的报告，但本公司没有义务和责任及时更新本报告所涉及的内容并通知客户。本报告所载的全部内容只提供给客户做参考之用，并不构成对客户的投资建议，并非作为买卖、认购证券或其它金融工具的邀请或保证。客户不应单纯依靠本报告所载的内容而取代个人的独立判断。本公司也不对因客户使用本报告而导致的任何可能的损失负任何责任。本公司未确保本报告充分考虑到个别客户特殊的投资目标、财务状况或需要。本公司建议客户应考虑本报告的任何意见或建议是否符合其特定状况，以及（若有必要）咨询独立投资顾问。本公司在法律允许的情况下可参与、投资或持有本报告涉及的证券或参与本报告所提及的公司的金融交易，亦可向有关公司提供或获取服务。本公司的一位或多位董事、高级职员或/和员工可能担任本报告所提及的公司的董事。本公司及公司员工在当地法律允许的条件下可以向本报告涉及的公司提供或争取提供包括投资银行业务以及顾问、咨询业务在内的服务或业务支持。本公司可能与本报告涉及的公司之间存在业务关系，并无需事先或在获得业务关系后通知客户。若本公司以外的金融机构发送本报告，则由该金融机构独自为此发送行为负责。该机构的客户应联系该机构以交易本报告提及的证券或要求获悉更详细的信息。未经本公司事先书面授权许可，任何机构或个人不得更改或以任何方式发送、传播本报告。本公司版权所有并保留一切权利。所有在本报告中使用的商标、服务标识及标记，除非另有说明，均为本公司的商标、服务标识及标记。