一、新疆城燃起家，收购亚美能源获取优质稀缺煤层气资源
1.1 两次收购完成亚美能源私有化，进军煤层气开采上游领域
新疆鑫泰天然气股份有限公司（新天然气）成立于 2000 年 3 月，在新疆省内从事城市天然 气输配销售与安装业务。2018 年 8 月，公司依照天然气行业全产业链化经营战略，要约收 购煤层气开采标的亚美能源 50.5%的股份，主营业务由中游的城市燃气拓展到上游煤层气 开采行业，成为国内稀缺的拥有上游煤层气业务的民营企业；2023 年 7 月，公司完成亚美 能源港股私有化，100%全资控股亚美能源。目前公司盈利的主要来源为煤层气开采及销售， 2022 年占毛利比重为 92.2%，天然气供应及入户安装劳务占比 7.6%，其他业务占比 0.2%。
公司城燃发展历程：2000-2003 年公司在新疆先后投资建设了 6 个城市燃气项目；2020 年 10 月，公司与昆仑燃气签署《股权收购合同》，合计以 5.12 亿元对价将持有的米泉鑫泰、 乌市鑫泰、阜康鑫泰、五家渠鑫泰、鑫泰长通 5 家公司各 51%股权转让给昆仑燃气，并合计 以 1.7 亿元的对价将持有的库车鑫泰、焉耆鑫泰、博湖鑫泰、和硕鑫泰、压缩天然气 5 家 公司各 49%股权转让给昆仑燃气。截至 2023H1，公司在新疆 8 个市(区、县)拥有城市燃气 特许经营权，经营较稳定。 公司收购亚美能源的历程：1）2018 年 8 月 30 日，新天然气发布公告完成对亚美能源 50.5% 股权的要约收购，要约价格 1.75 港元/股（溢价率 27.7%，对应 PE 25.0，PB 0.98）；2） 2023 年 7 月 25 日，新天然气发布公告，完成收购亚美能源 43.05%的股权，交易价格 1.85 港元/股（溢价率 10.12%，对应 PE 3.94，PB 0.73）。自此，新天然气实现对亚美能源的私 有化，亚美能源成为上市公司的全资子公司。
截止 2023 年三季报，公司实控人及一致行动人合计持股 43.57%。公司实际控制人明再远 持股 41.07%，一致行动人明再富持股 2.50%。
1.2 收购亚美能源显著增厚利润，量价齐升推动盈利高速增长
煤层气权益产量快速增长推动公司归母净利润呈上行趋势。2018 年收购亚美能源后，公司 主要业务由城燃逐渐转向煤层气开采与销售，煤层气开采及销售业务毛利迅速增长，2018- 2022 年的 CAGR 达 50%，毛利占比由 2018 年的 47.1%提升至 2022 年的 92.2%，成为公司主 要的盈利来源与增长点，推动公司业绩站上新台阶。2018-2022 年公司归母净利润 CAGR 达 28.9%，其中 2020 年受疫情下经济疲软、低气价等影响，公司盈利出现下滑；2021 年深部 煤层气开采技术取得显著进展，公司马必区块产量快速爬坡，叠加气价大涨，2021/2022 年公司归母净利润（扣非）增速分别为 79%/56.5%。2023 年国内外气价大幅回落叠加潘庄 区块外运通道通豫管线受阻，公司煤层气销量、售价受到一定影响，2023 年前三季度，公 司实现归母净利润（扣非）6.68 亿元，同比下滑 9.05%。
公司现金流充裕，资产负债率维持较低水平，费用管控能力较强。公司现金流充裕，2023 前三季度公司实现经营活动现金流量净额 13.06 亿，同比上升 16.13%，净现比 125.3%。负 债率方面，2018-2022 年公司资产负债率保持在 30%-35%区间内，由于筹备资金用于收购亚 美能源股权，2023Q3 资产负债率上升至 46.95%，但仍旧保持在行业内较低水平。费用率方 面，公司收购亚美能源后，对其进行一系列精细化管理，2018-2022 年公司管理及销售费 用率总体呈下降态势，2023Q3 公司销售费用率降至 0.7%，管理费用率降至 6.0%。 2018 年潘庄区块进入量产阶段后，公司自由现金流转正，并随产量释放而呈增长趋势。展 望后续，资本开支方面，短期滚动开发资本开支可控，长期或带来融资需求。1）潘庄区 块的开发已进入成熟阶段，后续资本开支较少，我们预计 24-26 年潘庄区块每年资本开支 1 亿元左右，公司单方面投资约 8000 万元。2）马必区块加快钻井上产，2023 年资本开支 16 亿元左右，公司单方面投资约 11 亿元；我们预计 24-26 年马必区块每年资本开支在 8-10 亿元左右。3）紫金山区块目前处于勘探阶段，资本投入较少，24 年下半年进入开发阶段， 公司预计资本开支需求增加。综上，我们预计 24-26 年公司资本开支约为 12-16 亿元（逐 年增加），并随新区块的加速开发有所上升。经营性净现金流方面，潘庄稳产贡献稳定现金 流量，马必快速上产提供现金流增量，我们预计 23-26 年公司经营性净现金流量约 16-24 亿元（逐年增加）。在有序开发的前提下，未来公司经营性现金流可覆盖投资所需现金流， 长期视开发进展或存在融资需求。
1.3 城市燃气：在新疆拥有 8 处特许经营权，2024 年盈利有望修复
公司在新疆地区经营城燃业务，已取得乌鲁木齐市米东区和高新区(新市区)、阜康市、五 家渠市、库车市、焉耆县、博湖县及和硕县等八个市（区、县）天然气市场的长期经营权。 气源方面，公司绝大部分天然气均直接采购自中石油及中石化，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供气合同，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 方式等事项 进行约定。下游销售方面，公司城市燃气业务的经营区域在新疆省内，用户类型为居民用 户、商业用户、工业用户及 CNG 汽车用户等。 2021-2022 年上游气价大涨，公司城燃业务毛利润及毛利率均出现大幅下降，2022 年公司 城燃业务毛利润 1.38 亿元，同比下滑 44%，天然气供应毛利率 9.75%，同比下滑 10.7pct。 我们预计 2024 年随着天然气消费量的复苏以及顺价的持续推进，公司城燃业务盈利有望好 转。
1.4 煤层气开采：亚美能源潘庄稳产、马必爬坡，新获紫金山项目资源储量大
新天然气旗下的亚美能源为国内领先的、拥有丰富煤层气开采技术经验的公司。主要运营 山西省沁水盆地西南部的潘庄、马必项目。
1）潘庄项目概况
储量产量：可开发总面积 62.6 平方千米，截至 2022 年剩余 2P 储量 45.9 亿方；设计 产能 10 亿方/年，2022 年产量 11.82 亿方； 产量分成合同（PSC）：2003 年与中联煤层气签订，2028 年到期，公司产品分成比例为 80%，拥有自主销售权。
2）马必项目概况
储量产量：可开发总面积 829.1 平方千米，已探明资源量合计 530 多亿方，截至 2022 年南区剩余探明储量（2P）178 亿方；马必南区设计产能 10 亿方/年，北区 5 亿方/年 项目总体开发方案（ODP）审批中，2022 年南区产量 2.84 亿方； 产量分成合同（PSC）：2004 年与中石油签订，2034 年到期，公司产品分成比例 70%， 产品由中石油统一销售结 。
除亚美能源的潘庄、马必区块外，2023 年公司新获取吕梁紫金山项目，与中石油合作开发， 产品分成比例为 60%，项目可开发总面积 528.3 平方千米，煤层气及致密砂岩资源储量合计 2000 亿方以上，目前处于勘探试采阶段，公司预计紫金山区块有望于 2024 年底或 2025 年 起释放产量。 此外，公司也在全国其他地区积极参与矿权竞拍，获取新资源。2024 年 1 月 24 日，公司 发布《关于竞拍页岩气资源探矿权出让成交确认的公告》，公司全资子公司新合投资以 1311 万元的价格竞得贵州丹寨 1 区块、2 区块页岩气勘查探矿权。贵州丹寨 1 区块页岩气 勘查面积 198.65 平方公里、贵州丹寨 2 区块页岩气勘查面积 101.59 平方公里，公司保守 估计两区块页岩气资源量合计 500-1000 亿方，进一步增加公司上游资源储量。
公司主要煤层气在产区块产量迅速增长，剩余探明可采储量丰富
2015-2021 年潘庄产量由 4.88 增长至 11.75 亿方，CAGR 达 15.8%，2022 年稳产 11.82 亿 方；2023 年 1-9 月潘庄外输通道受阻，公司调整销售渠道，将近一半的气量销往当地 LNG 液厂，实现煤层气产量 8.37 亿方，同比下降 4.3%；公司预计未来 4-5 年内将通过老井挖 潜、持续打新井等措施将潘庄区块的煤层气产量稳定在 10 亿方/年左右。 马必区块属中深部煤层气，开采难度大，前期产量较低，2021 年中深部煤层气开采技术取 得突破后公司加大钻井投入，区块产量显著增长，2022 年 10 月马必产量突破 100 万方/天， 2023 年 11 月产量突破 200 万方/天（年化产量约 7 亿方）。2022 年马必产量达 2.84 亿方， 同比增长 130.9%，2023 年 1-9 月马必产量 3.93 亿方，同比增长 107%，公司预计 2023 年 区块产量有望达到 5.5-6 亿方。2024 年马必计划日产量达到 300-350 万方/天，并于 1-2 年内达产 10 亿方/年。 与此同时，公司的勘探工作也在持续推进，截至 2022 年，公司剩余 2P 可采储量达 224 亿 方，其中潘庄剩余可采储量 45.9 亿方，马必剩余可采储量 178 亿方。
潘庄、马必区块产销比及售价均呈上升趋势
公司在潘庄区块拥有自主销售权，2022 年潘庄煤层气产量 30%左右在当地销售，30%左右经 通豫管道销往河南，其余销售给 LNG 液厂；马必区块煤层气由中石油华北油田统购统销， 经西一线运往省外市场。 随着输气管线等基础设施的建设以及下游用户的拓展，2017 年后潘庄、马必产销比显著上 升。2017-2022 年潘庄产销比稳定在 97%以上；2017-2022 年马必受到销售通路较少的影响， 产销比在 88%-94%，低于潘庄，2023 年马必区块煤层气接入西气东输一线，产销比提升至 98%以上。 受益于天然气价格市场化改革、能源转型及产能周期影响下国内气价上涨，公司两区块煤 层气售价均呈上升趋势。由于下游销售相对灵活，潘庄的平均售价较马必以及同一经营区 域内的可比公司蓝焰控股高，2022 年售价更是达到 2.31 元/方，同比增长 28.3%，2023 年 通豫管线受阻，叠加市场气价有所回落，潘庄售价受到一定影响，2023 年 1-9 月潘庄售价 降至 1.88 元/方，较 22 年下降 18.6%，公司预计 2024 年通豫管线有望恢复通气，届时潘 庄售价有望恢复。2017-2022 年马必受到销售通路较少的影响，产销比维持在 88%-94%，低 于潘庄；2023 年马必接入西气东输一线后，售价有所上升，1-10 月销售均价上升至 2.1 元 /方，较 22 年上升 2.4%。
二、我国天然气消费增长空间大，煤层气技术突破下开发提速 可期
2.1 近年来我国天然气供需总体维持紧平衡态势，未来消费增长空间大
2023 年经济复苏&气价回落拉动天然气消费量恢复性增长，长期消费增长空间大。近年来 在经济发展及能源结构转型等因素的影响下，我国天然气表观消费量迅速增长，近 10 年 CAGR 达 8.9%。2022 年在国内经济承压、需求疲软、国际气价高位震荡等因素的影响下，我 国天然气表观消费量同比下降 1.7%。2023 年以来国内经济复苏、国际气价逐渐回归正常， 国内天然气表观消费量 3945.3 亿方，同比增长 7.6%。
短期天然气供需维持紧平衡态势，长期消费量增长空间大。我们预计国内天然气供需短期 内保持紧平衡态势。供应方面，国产气保持稳健增长，假设 2024-2025 年国产气量增速 5.5%/5%；2024-2025 年中俄东线管道产能爬坡期，假设 50 亿方/年增量；中亚管道气供应 量下降 10 亿方/年；LNG 进口量在经历 2022 年大幅下降后，我们预计有望逐年恢复正常增 长，2024-2025 年进口量增速 8%/6%；需求方面，天然气消费量稳步增长，预计 2024-2025 年国内天然气消费量保持 6%左右的增速。
长期来看，双碳背景下，天然气作为三大化石能源中的单位碳排最低品种，是能源转型过 程中重要的过渡能源，消费量仍有较广阔的提升空间。随着我国大气污染防治政策推动下 工业领域气代煤、北方地区清洁供暖的持续推进，以及天然气重卡销量增长带来新消费增 长点，结合国家能源局等权威机构的预测，我们认为未来几年中国天然气消费量仍将保持 中高增速，2023-2025 年预计 CAGR 为 5.5-7%，2025-2030 年 CAGR 为 5-6%，2040 年左右达 ，消费 值 预计约 6500 亿方左右，之后进入平台期，未来 10 年国内天然气消费增长空 间较大。
国家强调天然气增储上产，常规气增产乏力，非常规天然气日益成为产量重要增长点
随着我国天然气消费量快速增长，进口依存度持续攀升，能源安全问题日益凸显。2019 年 国家能源局正式实施油气行业增储上产“七年行动计划”，国产气量稳步增长，2019-2022 年 CAGR 达 7.9%。2023 年我国天然气产量 2297.1 亿方，同比增长 5.8%，产量以常规天然气 为主，占比约 58%，近年来随着我国高品位资源的开采消耗，常规天然气产量增速显著放 缓，2022 年常规气产量同比增长 3.6%；与此同时，非常规天然气开发提速，2023 年我国 页岩气产量增速 4.2%，煤层气产量增速达到 20.5%，非常规气源日益成为我国天然气产量 的重要增长点。
2.2 我国煤层气资源丰富，技术进步有望推动产业高速发展
我国煤层气地质储量丰富，约 30 万亿方，世界排名第三，主要分布在含煤盆地。 按照地理位置分，鄂尔多斯盆地（9.86 万亿方）、沁水盆地（3.95 万亿方）、准噶尔 盆地（3.83 万亿方）和滇东黔西盆地（3.47 万亿方）为我国煤层气主要聚集盆地。 按埋深分，300-1000 米[浅层)，1000-1500 米[中层]、1500 米以深[深层)。我国浅层 煤层气资源量较少，占比约 30%，中深部煤层气储量合计占比 70%； 按变质程度分，煤层气分为高煤阶（?o≥1.9%）、中煤阶（0.7%≤?o≤1.9%）和低煤 阶煤层气（?o≤0.7%），其中?o 为镜质体反射率。低煤阶煤层气含气量低，但煤体结 构完整、含气饱和度高、渗透率大，约占我国煤层气总资源量的 36.7%；中煤阶煤层 气约占总资源量的 34.8%；高煤阶煤层气含气量较高，但渗透率低，约占总资源量的 28.5%。 受制于地质条件、资源结构以及经济性等因素，我国煤层气探明率较低，仅为 2.29%。我 国成煤期多，煤层地质条件复杂，无法照搬国外成熟技术，产业尚处于起步阶段，前期技 术发展慢；从资源结构上来看，我国煤层气资源大多数是中深部煤层气（占比约 70%），开 发难度大，易开发的浅层煤层气占比小；此外，煤层气开采具有高投入、高风险、单井产 量低、投资回收期长的特点，经济性相对较差，导致前些年的投资积极性不足。
我国煤层气产业发展较慢，中深部煤层气开采技术突破驱动产量进入新一轮增长期
我国煤层气地面开发试采研究始于 20 世纪 80 年代左右；1996 年国家组建了专门从事煤层 气勘探开发的公司——中联煤层气，并出台了一系列吸引外商投资的政策。在财税扶持政 策、国家科技专项、天然气涨价预期等因素的激励下，中石油、中联煤层气等多家开采企 业加大投资力度，促进我国煤层气开发的快速起步。 2009-2014 年上游煤炭、原油价格高企，下游天然气市场化改革带来涨价预期，煤层气迎 来一轮开发热潮，煤层气产量快速增长；2015-2018 年气价下降，煤层气开发热潮退去， 上游投资不足，产量增长显著放缓，“十一五”至“十三五”我国煤层气产量完成情况均不 及预期。2021 年中深部煤层气技术取得突破叠加国内外气价上行、天然气市场化改革推进， 煤层气产量迎来新一轮增长，22、23 年产量增速显著上升，2022 年煤层气总产量达到 115.5 亿方，同比增长 10.3%；2023 年煤层气总产量达到 139.4 亿方，同比增长 20.7%。其 中，由于山西省沁水盆地、鄂尔多斯盆地煤层气资源丰富以及省内煤层气开发起步早、产 业相对成熟，其煤层气产量占到全国总产量的 81%，处于领先地位。
在“双碳”政策的驱动以及技术进步的催化下，未来煤层气产量有望迎来快速增长。中联 煤层气国家工程研究中心徐凤银教授等人在《中国煤层气产业现状与发展战略》中提出， 中国煤层气产业应按照近期和长远“两步走”发展战略。1）2030 年之前为近期，可分为 两个阶段：到 2025 年，实现理论与技术的新突破，完成国家“十四五”规划年产煤层气 100 亿方的目标；2025-2030 年，形成针对大部分地质条件的适用性技术，进一步扩大产业 规模，年产达到 300 亿方。2）2030 年之后的长远时期，逐步实现 1000 亿方大产业战略。
国内煤层气开发以三大油为主，外资、民企多通过签订或收购 PSC 合同参与开发
我国参与煤层气开发的企业以三大油的子公司为主，主要有中石油煤层气及华北油田、中 海油旗下中联煤层气、中石化华东油气等；此外还有部分地方性国资企业，如晋煤集团旗 下的蓝焰控股，以及少数外资及民企，如亚美能源，参与国内煤层气的开发。外资参与国 内煤层气开发建设始于 20 世纪 90 年代，正值国内煤层气发展的起步阶段，中 政府鼓励 引进外资以满足煤层气开采所需的大量资金投入和先进的开采技术，遂采用订立产品分成 合同的方式进行中外合作开发。目前我国煤层气资源条件较好的气权大多掌握在三大油手 中，外资、民企多通过产品分成合同（PSC）参与气田开发建设，享有煤层气产量分成。
变煤层气每立方米固定补贴为“多增多补”，政策激励煤层气企业增产。我国对煤层气开 采的补贴始于 2007 年，2007-2015 年中 财政按 0.2 元/立方米煤层气对煤层气开采企业进 行补贴；“十三五”期间国家将补贴标准从 0.2 元/立方米提高到 0.3 元/立方米，进一步提 升煤层气企业开发的积极性；2020 年以后，配合天然气行业增储上产 7 年行动计划，为激 励煤层气企业增产，国家将补贴原则由煤层气每立方米固定补贴变为“多增多补”、“冬增 冬补”，超出上年产量的按照超额程度给予梯级奖补，取暖季生产的非常规天然气增量部分 给予奖补。我国鼓励天然气增产，煤层气开发成本仍较高，我们预计煤层气开发补贴有望 延续。 此外，部分煤层气资源大省对省内煤层气开发还有额外补贴，如新疆 2023-2025 年对增产 煤层气按 0.2 元/方给予奖补，贵州在 2021-2025 年对煤层气开发按 0.2 元/方进行补贴。
决定煤层气富集高产的最基本条件有两个——煤层的含气性和渗透率。资源丰度与煤层厚 度和含气量有关，表示煤层气的富集程度。煤层的渗透率关系着富集的煤层气是否容易从 煤层表面解吸出来并运移至井筒中，即代表着煤层气的有效产出量。资源丰度是决定煤层 气高产的物质基础，渗透率是决定煤层气井高产的生产因素。此外，影响煤层气富集并高 产的基本地质因素还有煤层含气饱和度、煤层埋深、临界解吸压力、储层压力、构造和水 文地质条件等。 相较常规天然气，煤层气普遍稳产期较短、衰减较快，深部煤层气爬坡速度快。常规气井 建成后产量爬坡通常需要 2-3 年，稳产期超过 10 年，然后进入缓慢递减阶段，持续 10-20 年，气井生命周期较长。相较之下，煤层气气井生命周期较短，目前已实现规模开发的浅 层煤层气在产气前有 1-3 年排采期（只产水不产气），爬坡 3-5 年，稳产 6-8 年，之后产量 快速衰减；深部煤层气在开采之初会产出部分游离气，爬坡速度快，产量达 后平缓递减。
中深部煤层气+多气合采，技术进步推动未来煤层气产量持续突破
目前我国煤层气开采技术有两大重点发展方向：1）中深部煤层气开采技术进步，继续突破上产；2）探索页岩气、致密气、煤层气多气合采模式，区域综合开发提升经济效益。 深部煤层气开采方面，我国深部煤层气发展经历了 2005-2015 年前期探索阶段、2016-2020 年技术攻关阶段，2021 年后开始突破上产。代表区块之一为中石油煤层气公司鄂尔多斯盆 地大宁-吉县区块，2022 年 10 月，大吉区块投产的两口深层煤层气水平井获高产工业气流， 标 着国内首个深层煤层气开发试验区率先在 2000 米以深煤层气新领域取得了重大突破； 2023 年 10 月，大吉区块吉平 2H 投产后日产气量达到最高 6.7 万方，标 着鄂尔多斯盆地 深 5 煤的勘探开发技术取得新的突破。我国中深部煤层气储量丰富，全国 2000m 以深的煤 层气资源量约 40 万亿方，资源潜力大。未来随着技术进步，深部煤层气有望快速上产，为 煤层气产业规模快速发展提供新动能。自然资源部油气资源战略研究中心处长 登华 预计， 在鄂尔多斯、四川和准噶尔盆地深部煤层气均实现效益开发的情境下，2025 年深部煤层气 产量可达 30 亿方，煤层气产量合计可达 100 亿方，2030 年煤层气产量可达 228 亿方，2035 年产量将突破 470 亿方。 多气合采方面，我国目前以单一气藏勘探开发为主，煤系气共探合采尚处于探索阶段。针 对含煤岩系纵向上多层叠置，横向上连续成藏的厚层状复合型天然气产层，可采用同井接 替合采技术；致密气、页岩气产量爬坡速度快，衰减速度快，煤层气产量爬坡慢，衰减速 度相对慢，通过多种气源合采，可缩短煤层气达产时间，延长气井经济生产时间。
三、潘庄资源优质稀缺，马必、紫金山储量丰富开发前景广阔
3.1 潘庄：稀缺优质煤层气区块，具备高产量、低成本双优势
潘庄区块是中国最早一批开发的、资源条件最优、经济效益最好的煤层气区块之一。区块 单井产量高，采收率高，成本优势强。 潘庄区块自身资源禀赋十分优越，含气量大，含气饱和度高，埋深浅，开采难度小。潘庄 区块有早二叠世地层的 3 号煤层及晚石炭世地层的 15 号煤层。3 号煤层的平均深度为 472 米，平均厚度为 5.7 米，含气饱和度 100%，平均含气量为 18.0 克立方厘米。15 号煤层的 平均深度为 568 米，平均厚度为 2.7 米，含气饱和度为 100%，而平均含气量为 20.9 克立方 厘米。此外，潘庄区块地质构造简单且处于地下水滞留区，气体保存条件优越；煤体结构 以原生和碎裂结构为主，裂隙发育，气体容易产出。
区块气井产量高、达产期早，持续时间长，最终采收率高。中煤科工集团西安研究院的 贵红等人通过研究潘庄 146 口井 06-19 年的生产数据发现，区块低产井占比仅为 8%，中、高及特高产井占比 92%；气井平均 1 年左右实现稳产，稳产期平均 11 年，年平均采气速度 17%，平均最终采收率高达 214%。 单位开采成本低，成本优势强。2020 年潘庄区块达产，单位经营成本（经营开支/净销量 计 ）降至 0.66 元/方，2021/2022 年打井数量增多下折旧摊销费用小幅上升，经营成本小 幅提升至 0.75 元/方（公司披露开采成本 0.61 元/方）。潘庄的开采成本对比我国煤层气普 遍开采成本具有较强的成本优势。
通豫管线有望于 2024 年恢复通气，带来盈利修复。2022 年潘庄区块约有 30%的煤层气产量 经通豫管线销往河南，河南天然气销售价格相较山西更高，价差更为丰厚。2022 年 5 月 30 日通豫管道发生爆炸事故后停运，2023 年通豫管线受阻，潘庄区块产量及售价均受到一定 的影响，2023 年 1-9 月潘庄产量 8.37 亿方，同比下降 4.3%；1-9 月销售均价降至 1.88 元 /方，较 22 年下降 18.6%。通豫管线的修整工作接近尾声，正在等待政府复工复产审批， 公司预计 2024 年可以恢复使用，届时潘庄区块产量、售价有望迎来修复，盈利有望改善。 24-28 年潘庄产量有望维持 10 亿方/年，马必、紫金山放量提供资源接续。截至 2022 年， 潘庄区块剩余 2P 探明储量 45.9 亿方，3P 探明储量 56 亿方，年产量按设计产能 10 亿方/年计 ，剩余可采年限还有 4-5 年，区块面临资源衰竭问题。公司未来将通过在潘庄打加密 井、继续勘探开发等措施，将潘庄未来 4-5 年的产量维持 10 亿方/年左右；此外，公司马 必区块正在快速上产，紫金山项目储量丰富，为公司后续气量提供保障。
3.2 马必：中深部煤层气储量丰富，技术突破推动产量快速爬坡，开发前景广
马必区块面积大，煤层气资源丰富，探明储量约为潘庄的 4 倍。马必区块面积共 800 多平 方公里，目前一期南区 10 亿方/年项目目前仅动用 140 平方公里。已探明资源量合计 530 多亿方，已探明+未勘探资源量合计 1000 亿方以上。 中深部煤层气，含气饱和度及含气量较高，但资源条件较潘庄有差距；开采难度较大，但 产量爬坡较快。马必区块两大煤层也为早二叠世地层的 3 号煤层及晚石炭世地层的 15 号煤 层。3 号煤层的平均深度为 712 米，平均厚度为 3.2 米，最佳估计平均含气饱和度 85%，最 佳估计含气量为 11.8 克立方厘米；15 号煤层的平均深度为 803 米，平均厚度为 3.4 米，最 佳估计含气饱和度 75%，最佳估计含气量为 12.2 克立方厘米；区块煤层气资源埋藏较深， 含气饱和度及含气量较高，但与潘庄有差距。且中深部煤层气渗透率低，开采前需经压裂 改造，开采难度较大；但与此同时，中深部煤层有部分游离气，压裂结束后可立刻释放， 产量爬坡速度较快。 区块平均单井产量较低，随着新井气量爬坡，单井产量有望提升。马必资源条件相较潘庄 差，单井产量低于潘庄，2021 年深部煤层气技术突破后单井产量有所提升，2022 年单井产量达到 0.57 百万方/口，未来随着新井气量爬坡，单井产量有望继续提升。
马必南区 10 亿方/年项目在产，13-15 亿方/年产能在建，总产能预计可达 25 亿方/年以上。 马必南区 10 亿方/年项目建成在产；二期 076 井区产能 5 亿方/年，ODP 已编好正在走中石 油审批流程，公司预计 2024 年开始生产；三期北区产能 8-10 亿方/年待建；四期规划中， 待探明的 340 平方公里区域，公司计划于 2025-2027 年做完所有勘探工作，未来整个马必 项目总产能预期在 25 亿方以上。 2021 年以来公司在马必区块加大资本投入，钻井数量迅速提升，产量迅速爬坡。2022 年马 必区块总钻井数量达到 498 口，同比增长 52.3%；钻井数量提升推动区块产量迅速增长， 2022 年马必产量达 2.84 亿方，同比增长 130.9%，2023 年 1-9 月马必产量 3.93 亿方，同比 增长 107%。公司未来将继续加大马必区块资本开支，公司预计每年投资 16 亿左右（公司单 方面投资 11 亿），我们预计 2023-2025 年马必区块产量分别为 5.5-6/8/10 亿方，中长期气 量预期在 20 亿方以上。
由于开发起步晚、前期产量低、开发难度大等原因，马必区块单位开采成本较高。2022 年 马必区块计 口径的 单位经营成本为 1.97 元（公司披露开采成本为 1.18 元/方），其中勘 探开支 0.91 元，雇员福利 0.13 元，材料服务及物流 0.45 元，勘探开支 0.45 元。勘探开 发、折旧成本及运营成本均显著高于潘庄。 2021 年来随着马必产量的快速释放，单位经营成本显著下降，我们预计未来有望进一步摊薄。2021 年以来，随着马必区块产量的迅速爬坡，区块单位经营成本中的雇员福利、材料 服务及物流费用等运营成本逐年摊薄，我们预计未来随着区块上产，运营成本有望进一步 摊薄，推动马必区块单位经营成本稳步下降。
3.3 紫金山：致密气、煤层气合采，未来增产潜力大
紫金山区块位于鄂尔多斯盆地东缘的临兴气田，隶属山西省吕梁市的临县和兴县。紫金山 区块面积 700 多平方公里，多套煤层和砂岩储层叠置共生，有致密砂岩气及中深部煤层气 两种资源，其中致密气资源量 1300 多亿方，中深部煤层气资源量 1000 多亿方，区块未来 开采潜力巨大。 地质条件方面，区内煤层埋深较大，主力煤种深度在 1000～2100m，煤层气开采难度较大。 区块煤层埋深整体中部深、东西部浅；主力煤层裂隙系统发育，渗透率较高；勘查区西北 部4+5号煤层含气量较高，介于5.84-12.93立方米/吨之间；区块中部煤层气保存条件好， 区块西部、东部断层沟通水层，气体保存条件较差。
紫金山项目仍处于勘探期，有望于 2024 年底或 2025 年起贡献产量。根据紫金山合同区块 煤层气勘查实施方案，亚太石油已于 2018-2020 年在紫金山区块累计投入 5000 多万元，完成 6 口井的钻井工作，并计划于 2020-2025 年优选出紫金山区块中部平缓构造带部署井位 15 口（12 口直井/定向井+3 口水平井），计划勘查投入 2.65 亿元。预期进一步落实本勘查 区内煤成气地质条件、探索适合深层煤层气的勘探开发技术、查明煤系地层上下砂岩的发 育和储层特征、通过试采，获取对各产层的产量及其递减的认识，掌握配产的基本规律和 参数。 2023 年公司收购亚太石油 51%股权，获得其在紫金山区块 60%的产品分成。紫金山区块目 前仍处于勘探期，公司预计 2024 年上半年紫金山区块 ODP 编写完成。致密气具有开采难度 小、出气放量快、衰减快的特点，公司预计紫金山区块有望于 2024 年底或 2025 年起陆续 释放产量。根据《吕梁市“十四五”能源革命及现代能源体系专项规划》，到 2025 年，紫 金山区块总产能要达到 4.2 亿方/年，增产煤层气 3.52 亿方。 马必以及紫金山区块开发的加速推进，为公司资源接续和业务的持续增长提供坚实保障， 我们预计 24-27 年公司的煤层气产量有望保持 10%以上的增速。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
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