煤层气开采行业专题报告：甲烷减排目标下大有可为-20211205-中泰证券-23页_1mb.pdf

1 煤层气开采行业专题报告 甲烷减排目标下大有可为 一、甲烷减排计划目标下，煤层气开采大有可为 2 yRtNsPsOrQsQ6MbPbRmOqQoMoPeRoPpNeRrRtN7NoPoQwMrNmNMYoNrR 中美发布联合宣言，强调控制和减少甲烷排放：11月10日，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，第八条指出，两国特别认识到，甲烷排放对于升温的显著影响，认为加大行动控制和减少甲烷排放是21世纪20年代的必要事项。 （一）两国计划合作加强甲烷排放的测量；交流各自加强甲烷管控政策和计划的信息；并促进有关甲烷减排挑战和解决方案的联合研究。 （二）美方已经宣布美国甲烷减排行动计划。 （三）考虑到上述合作，双方将视情在联合国气候变化框架公约第二十七次缔约方会议前采取以下行动： 1. 双方计划在国家和次国家层面制定强化甲烷排放控制的额外措施。 2.中方计划在其近期通报的国家自主贡献之外，制定一份全面、有力度的甲烷国家行动计划，争取在21世纪20年代取得控制和减少甲烷排放的显著效果。 （四）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。 11月25日，生态环境部相关部门表示，国内甲烷减排计划，主要从五个方面安排打算： 一是开展甲烷排放控制研究。在煤炭开采、农业、城市固体废弃物、污水处理、石油天然气等领域，研究制定有效的甲烷减排措施，促进甲烷回收利用和减排技术的发展。 二是推动出台中国甲烷排放控制行动方案。适时修订煤层气，也就是煤矿瓦斯排放标准，强化标准的实施；支持具备条件的甲烷减排项目参与温室气体自愿减排交易。 三是加强重点领域甲烷排放的监测、核算、报告和核查体系建设。 四是鼓励先行先试。 五是加强国际合作。 3 1、中美联合宣言，向甲烷减排开战 甲烷排放量:根据世界银行的统计，2018年全球甲烷排放量为81.74亿吨二氧化碳当量，近20年来年均复合增速为1%，同期中国排放甲烷12.4亿吨二氧化碳当量，占比15.2%。2018年全球二氧化碳排放量为340.4亿吨，近20年来年均复合增速为2.1%，同期中国排放103.1亿吨，占比30.3%。 甲烷的危害：1吨甲烷的二氧化碳当量是25吨，即减少1吨甲烷排放相当于减少25吨二氧化碳排放。另外与二氧化碳相比，甲烷对大气臭氧层的破坏力高7倍，减少其排放对降低温室气体排放具有重要的现实意义。 4 2、甲烷减排的紧迫性 图表：近50年来甲烷排放量情况 来源：世界银行，中泰证券研究所 备注：数据更新至2018年 图表：部分气体的二氧化碳当量 来源：百度百科，中泰证券研究所 名称 二氧化碳当量值二氧化碳 1甲烷 25一氧化氮 296氧化亚氮 310H cf c-2 2 （氟 里昂 -2 2 ） 1700全氟化硫 5700C FC -1 2 （二 氟二 氯甲 烷） 8500氢氟碳化物 11700六氟化硫 2220001 0 0 0 0 0 02 0 0 0 0 0 03 0 0 0 0 0 04 0 0 0 0 0 05 0 0 0 0 0 06 0 0 0 0 0 07 0 0 0 0 0 08 0 0 0 0 0 09 0 0 0 0 0 0甲烷排放量（千吨二氧化碳当量） 全球甲烷主要来自能源开采、农业、垃圾处理等领域。 根据联合国环境规划署统计，全球温室气体排放主要来源二氧化碳、甲烷、氧化亚氮和含氟气体，分别占比73%、19%、5.5%、2.9%。 全球甲烷排放主要来源于反刍动物、油气、垃圾填埋、煤炭开采及其他，分别占比31%、22%、18%、12%和17%。 5 3、甲烷在全球温室气体排放占比约19% 图表：全球温室气体（不含土地利用变化）排放来源（2010-2019） 来源：联合国环境规划署的排放差距报告2020，中泰证券研究所 图表：全球甲烷排放的来源划分 来源：金融界，中泰证券研究所 反刍动物 , 31%油气 , 22%填埋垃圾 , 18%煤炭开采 , 12%其他 , 17%二氧化碳 , 7 2 . 6 %甲烷 , 1 9 . 0 %氧化亚氮 , 5 . 5 %含氟气体 , 2 . 9 % 海外油气公司巨头纷纷布局甲烷减排计划。 针对甲烷减排计划，海外油气巨头多数企业制定独立的减排目标，少数企业将甲烷减排纳入总体温室气体减排目标。一部分公司设定了甲烷排放总量下降目标，一部分公司设定了排放强度控制目标。 6 4、国际油气公司巨头纷纷布局甲烷减排计划 图表：国际油气公司巨头纷纷布局甲烷减排计划 来源：国际石油经济、中泰证券研究所 总量目标 强度目标1 壳牌（ Shell ） 一体化2025 年将甲烷排放强度维持在 0.2% 以下，该目标涵盖壳牌运营的所有石油和天然气资产2 bp 上游 2025 年上游业务甲烷排放强度控制在 0.2% 3 道达尔（ T otal ） 上游上游油气设施的甲烷排放强度降低到 0.2% 以下，天然气销售资产的甲烷排放强度降低到 0.1% 以下4 雪佛龙（ Chevron ） 上游 2023 年甲烷排放在 2016 年的基础上减排 20% 25% 5 埃克森美孚（ Ex x onMobil ） 上游 2020 年实现甲烷排放在 2016 年的基础上减排 15% 6 西方石油公司（ OX Y ） 上游 2025 年甲烷排放强度控制在 0.25% 以下 7 雷普索尔（ Repsol ） 上游 2025 年比 2017 年运营资产的甲烷排放强度降低 25% 8 巴西国家石油公司（ Petrobras ） 上游 2025 年比 2017 年强度降低 30% 50% 9 挪威国家石油公司（ Equinor ） 上游 2030 年上游业务甲烷排放强度近零 10 埃尼股份公司（ EniS.p.A .） 上游 2025 年上游甲烷逃逸排放量比 2014 年减少 80% 11 俄罗斯石油公司（ Rosneft ） 上游 2035 年排放强度降低到 0.25% 12 墨西哥国家石油公司（ Pem ex ） 上游 2025 年将其甲烷排放量控制在已销售天然气总量的 0.2% 0.25% 13 澳德赛（ Woods ide ） 上游 2020 年比 2016 年能源效率提升 5% ，包含甲烷排放管控 14 中国石油（ CNPC ） 上游 2025 年甲烷排放强度比 2017 年降低 50% 15 中国石化（ Sinopec ） 上游 2025 年甲烷排放强度比 2020 年降低 50% 16 德国温特沙尔（ Winters hall D ea ） 上游 2025 年甲烷排放强度降低到 0.1% 17 康菲（ ConocoP hillips ） 上游 2025 年甲烷排放强度降低到 0.23% 18 戴文能源（ Devon E nergy ） 上游 2025 年甲烷强度达到 0.28% 或更低 19 法国燃气网络管理公司（ GRT gaz ） 中游 2020 年甲烷排放量降低到 2016 年的 1/3 20 西班牙国家天然气公司（伊纳燃气， Enagas ） 中游 2025 年甲烷排放量比 2014 年减少 45% ， 2030 年比 2014 年减少 60% 21 荷兰能源气体联合公司（ Gasunie ） 中游 2030 年甲烷排放总量最多 5 万吨二氧化碳当量 22 意大利斯纳姆输气公司（ Snam ） 中游 2025 年甲烷排放量比 2016 年降低 40% 23 丹麦能源网路公司（ Energinet ） 中游 2020 年与 2015 2017 年的平均水平相比，甲烷排放减少 10% 24比利时天然气基础设施集团（ Flux ysBelgium ）中游 2025 年甲烷排放比 2017 年降低 50% 独立目标序号 公司名称 业务类型 甲烷减排目标 非独立目标 甲烷主要来自能源开采、农业、垃圾处理等领域。 根据世界银行统计，我国温室气体排放主要来源二氧化碳、甲烷和其他，分别占比83%、10%、7%。 我国甲烷排放主要来源煤炭开采、水稻种植、反刍动物（养牛等）、垃圾填埋及其他，分别占比41%、20%、20%、10%和9%。 7 5、国内煤炭开采行业甲烷排放量占比约41% 图表：中国温室气体排放占比 来源：世界银行，中泰证券研究所 备注：数据更新至2018年 图表：我国甲烷排放的来源划分 来源：金融界，中泰证券研究所 煤炭开采 , 41%水稻种植 , 20%反刍动物 , 20%填埋垃圾 , 10%其他 , 9%二氧化碳 , 83%甲烷 , 10%其他 , 7% 煤层气（瓦斯）：甲烷为主要成分，无色、无味、无臭，煤的生成和变质过程中的伴生气，以吸附在煤基质颗粒表面为主，少部分游离于煤空隙中。 高热值清洁非常规天然气：1立方米的纯煤层气热值大概为8400大卡，与常规天然气相当，等同1.21kg标准煤。 储量丰富，主要赋存深度在300-2000米，晋陕蒙资源量最大：我国埋深2000米以浅煤层气地质资源量约为30万亿立方米，可采资源量12.5万亿立方米，分别是常规天然气储量及可采储量的1/3和1/4。 8 6、煤层气的简单认识 图表：我国天然气、煤层气、页岩气储量情况 来源：2016中国矿产资源报告、中泰证券研究所 图表：国内各类赋存深度的煤层气资源量占比 来源：蓝焰控股公告、中泰证券研究所 图表：国内主要煤层气含气区的资源量占比 来源：蓝焰控股公告、中泰证券研究所 901223050221 2 . 51 3 . 0 30 . 5 4 0. 6302468101214020406080100120140天然气 页岩气 煤层气地质储量 可采储量 探明储量单位：万 亿立方 米 300 - 1000 米 , 2 9 . 0 5 %1000 - 1500 米 , 3 1 . 6 0 %1500 - 2000 米 , 3 9 . 3 5 % 晋陕蒙 , 5 4 . 8 3 %北疆区 , 2 1 . 8 6 %冀豫皖 , 9 . 1 8 %云贵川渝 , 8 . 9 9 % 一、保障煤矿生产安全。瓦斯爆炸界限为5%-16%，瓦斯事故约占煤矿事故50%，是煤矿安全事故的“头号杀手”。采煤之前先抽采煤层气成为必备工序，这样可以将煤矿瓦斯爆炸率降低70%-85%，加强煤层气抽采是预防煤矿瓦斯事故的最重要举措。 二、保护生态环境。煤层气的温室效应约为二氧化碳的25倍，每利用1亿立方米（甲烷密度为0.7163kg/m）相当于减排二氧化碳约180万吨。目前每年因采煤而直接向大气排放的煤层气达到315-540亿立方米，其中我国将近150-200亿立方米（IEA），如果国内全部收集相当于减少二氧化碳排放2.7-3.6亿吨。 9 7.1、煤层气开采的必要性 煤层气开采 保煤矿安全 保护生态环境 促进清洁能源消费 图表：开采煤层气的三大回报 来源：中泰证券研究所 三、改善我国能源结构，促进清洁能源的消费。 除了常规天然气，还包括煤层气、页岩气和致密气等非常规天然气，他们成分都是一样的，储集机理不一样。 2020年国内天然气产量中，常规天然气、致密气、页岩气、煤层气占比分别为59%、25%、11%和5%。 我国天然气消费量稳步上涨，2010-2020年年均复合增速为12%，2020年国内天然气表观消费量3250亿立方米，产量为1889亿立方米，进口依赖度为43%。 10 7.2、煤层气开采的必要性 图表：常规与非常规天然气地理位置分布 来源：LNG行业信息网、中泰证券研究所 图表：国内天然气产量中煤层气占比较小 来源：能源局、中泰证券研究所 图表：国内天然气消费量稳步上涨 来源：wind、中泰证券研究所 常规天然气 , 59%致密气 , 25%煤层气 , 5%页岩气 , 11%22%10%13%11%3%12%15%18%7% 7%24%28%32% 33% 33%36%40%44% 44% 43%0%5%10%15%20%25%30%35%40%45%50%05001000150020002500300035002011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020表观消费量 产量 消费增长率 进口依赖度 国内煤层气开采看山西。山西省2000米以浅煤层气资源总量10.4万亿立方米，约占全国煤层气资源总量的1/3，其中沁水和河东两大煤田的煤层气资源量占山西总资源量的97%，沁水盆地是国内煤层气开采利用最成熟的地区。 煤层气地面抽采主要在山西，井下瓦斯抽采约占全国50%。2020年，山西地面煤层气抽采量81.46亿立方米，利用量76.25亿立方米，皆约占全国90%，利率用为93.6%；煤矿井下瓦斯抽采量64.03亿立方米，利用量28.94亿立方米，分别占全国的50.04%和50.43%，利用率为45.2%，高于全国平均水平0.37个百分点。（数据来自中国煤炭地质） 11 8、国内煤层气开采看山西 图表：山西省煤层气资源储量及分布情况 来源：蓝焰控股公告、中泰证券研究所 面积（平方公里） 资源量（亿立方米） 面积（平方公里） 资源量（亿立方米） 面积（平方公里） 资源量（亿立方米）沁水 1 5 5 5 7 . 5 3 4 6 3 6 . 9 1 6 9 2 7 . 5 2 2 4 8 6 . 5 6 22485 5 7 1 2 3 . 4 7河东 10090 3 0 8 7 0 . 3 8 2 8 0 2 . 5 9 1 3 5 . 9 4 1 2 8 9 2 . 5 4 0 0 0 6 . 3 2宁武 9 5 7 . 5 2 4 4 5 . 7 4 300 1 3 0 4 . 3 1 1 2 5 7 . 5 3 7 5 0 . 0 5西山 1 3 0 4 . 3 2 3 6 8 . 5 6 1 3 0 4 . 3 2 3 6 8 . 5 6霍西 910 5 8 5 . 7 6 1 6 2 . 5 1 1 8 . 3 4 1 0 7 2 . 5 7 0 4 . 1合计 2 8 8 1 9 . 3 7 0 9 0 7 . 3 5 1 0 1 9 2 . 5 3 3 0 4 5 . 1 5 3 9 0 1 1 . 8 1 0 3 9 5 2 . 5 1 5 0 0 米 1 5 0 0 - 2 0 0 0 米 合计煤田12 9.1、煤层气开采的难度在哪里 煤层气抽采大体分为井下抽采和地面抽采两种形式： 井下瓦斯抽采主要是出于煤矿安全因素考虑，瓦斯浓度低且波动大（20%-80%），直接利用难度大，需要进行调配或提浓等加工。（瓦斯爆炸三大条件：1、瓦斯浓度在5%-16%，2、点燃瓦斯的火源，3、氧气浓度大于12%。高瓦斯矿井：矿井相对涌出量大于10立方米/吨或矿井绝对瓦斯涌出量大于40立方米/分，小于或等于以上数值为低瓦斯矿井） 地面预抽采，是在煤炭的规划区和生产准备区进行，时间通常较煤炭生产提前5-10年，因此不受煤炭开采进度的干扰，生产较为独立，其煤层气浓度高利用率高，是煤层气利用的主导方式。 2020年国内地面抽采量78亿立方米，利用量71亿立方米，与前期规划100立方米/90立方米具有一定差距；井下抽采量128亿立方米，利用量57亿立方米，与前期规划140/70亿立方米具有一定差距。 图表：国内瓦斯抽采量增长情况 来源：能源局、中国能源报、中泰证券研究所 名称 2005 年末 “ 十一五 ” 规划 2010 年实际 “ 十二五”规划 2015 年实际 “ 十三五”规划 2 0 2 0 年 实 际井下抽采量：亿立方米 约 23 50 76 140 136 140 128井下利用量：亿立方米 约 10 30 24 84 48 70 57利用率（ % ） 约 30% 6 0 . 0 % 3 1 . 6 % 6 0 . 0 % 3 5 . 3 % 5 0 . 0 % 4 4 . 8 %地面抽采量：亿立方米 不足 1 50 15 160 44 100 78地面利用量：亿立方米 50 12 160 38 90 71利用率（ % ） 1 0 0 . 0 % 8 0 . 0 % 1 0 0 . 0 % 8 6 . 4 % 9 0 . 0 % 9 1 . 9 %累计新增探明储量：亿立方米 1500 1980 10000 3504 420013 一、开采成本高，经济效益低。 我国煤层气资源70%以上属于难采资源，要想做到摸得准、探得明、采得出、用得上，技术仍是最大的拦路虎。行业长期面临资源动用率低、单井产量低、运行效率低等困扰。 根据中国能源报调查，某企业开采成本约为1.3元/立方米，但气价随行就市在1.3-2元/立方米不等。价格一旦有个波动，企业亏损可能性就很大。 二、矿业权登记面积过小，导致可动用的资源偏少。 全国煤层气矿业权总面积为5.13万平方千米，仅占自身资源赋存区域的15.8%，相当于我国陆上油气矿业权面积的1.72%。 三、管网建设落后，导致抽采出来的煤层气排空率偏高。 随着管线互联互通的不断完善，预计国内煤层气管道输气能力将逐渐增强，排空率有望降低。 9.2、煤层气开采的难度在哪里 14 1、中美联合声明，重视对甲烷排放的计划，有望通过制定顶层政策推动落实。 2、有望受益于传统石化能源价格中枢上移。随着整体化石能源价格中枢走高，煤层气开采收入盈利水平也有望受益。 10.1、甲烷减排计划目标下，煤层气开采大有可为 图表：近一年多来油价中枢上移（元/吨） 来源：wind、中泰证券研究所 图表：近一年多来天然气价格中枢上移（元/吨） 来源：wind、中泰证券研究所 图表：近一年多来煤价中枢上移（元/吨） 来源：wind、中泰证券研究所 0200400600800100012001400160018002000市场价 :山西优混 (Q 5 5 0 0 ):全国010002000300040005000600070008000900010000市场价 :汽油 (9 2 # ):全国 VI0100020003000400050006000700080009000市场价 :液化天然气 L N G: 全国15 3、碳交易将增加煤层气开采的收益。 国内生态环境部最新表态，支持具备条件的甲烷减排项目参与温室气体自愿减排交易。 2015年国内甲烷排放量约在6150来万吨（近几年增幅预计有限），如果41%来自煤炭开采，则煤炭开采领域排放甲烷2500万吨，甲烷温室效应是二氧化碳的25倍，则对应二氧化碳排放6亿吨以上。 欧洲地区碳排放配额价格将达到554元/吨（1欧元=7.2192人民币，2021年12月2日）。国内刚刚起步，目前在40-50元/吨。如果碳排放交易值分别为50/100/200/500元/吨，则国内甲烷碳排放交易权价值分别为300/600/1200/3000亿元，考虑全年煤炭产量40亿吨，则对应吨煤开采成本上升7.5/15/30/75元/吨。 10.2、甲烷减排计划目标下，煤层气开采大有可为 图表：国内碳交易市场刚刚起步 来源：wind，中泰证券研究所 图表：欧洲碳交易价格整体走高 来源：wind，中泰证券研究所 0102030405060708090现货结算价 :欧盟排放配额 ( E U A) :2 0 2 1 - 20300102030405060702 0 2 1 - 0 7 - 1 6 2 0 2 1 - 0 8 - 1 6 2 0 2 1 - 0 9 - 1 6 2 0 2 1 - 1 0 - 1 6 2 0 2 1 - 1 1 - 1 6全国碳市场碳排放配额 ( CE A) :最新价二、相关标的梳理 16 17 公司收入由煤层气开采销售、煤层气井施工以及运输业务等构成。 2020年度，公司实现营业总收入14.4亿元，其中煤层气开采销售占总收入/总毛利比重分别达到98%/96%。 公司煤层气主要通过管道和CNG（压缩煤层气）两种形式销售，管输煤层气主要销售给煤层气管输公司、煤层气销售公司和LNG（液化气）生产公司，CNG销售主要通过子公司诚安物流对外销售或者客户上门自提。 气井施工：主要为其他企业建造气井，每年按照完工进度确认合同收入。 瓦斯治理服务：提供瓦斯治理井运行、维护以及提高瓦斯抽采效率的服务。 1.1、蓝焰控股经营概况 图表：近年来公司业务营收情况 来源：wind，中泰证券研究所 图表：近年来公司各项业务收入占比情况 来源：wind，中泰证券研究所 81% 77% 82%59%51%71%98%9%10%14%25%36%13%0%7%5%3%0%1%1%1%3%8%1%16%13% 15%1%0%20%40%60%80%100%2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020煤层气销售 气井建造工程 运输业务 其他15. 41 15 . 33 12. 51 19. 04 23. 33 18. 87 14 . 41 -30%-20%-10%0%10%20%30%40%50%60%05101520252014 2015 2016 2017 2018 2019 2020收入（亿元） y o y18 2019年财政部下发了关于可再生能源发展专项资金管理暂行办法的补充通知（财建 2019 298号）文件，煤层气财政补贴由标准补贴改为增量补贴，导致2020年收到补贴金额有所下降。（原先中央补贴0.3元/立方米，山西地方补贴0.1元/立方米） 随着抽采煤层气的销售量提升，2021年度前三季度，公司实现营业总收入13.9亿元，+38%，归母净利润2.3亿元，+0.49%。 1.2、蓝焰控股经营概况 图表：近年来公司主要业务毛利率情况 来源：wind，中泰证券研究所 图表：近年来公司实现归母净利润情况 来源：wind，中泰证券研究所 3 8 , 4 4 64 8 , 9 4 06 7 , 8 5 95 5 , 7 4 11 2 , 4 8 7-100-80-60-40-200204060010000200003000040000500006000070000800002 0 1 6 - 1 2 - 3 1 2 0 1 7 - 1 2 - 3 1 2 0 1 8 - 1 2 - 3 1 2 0 1 9 - 1 2 - 3 1 2 0 2 0 - 1 2 - 3 1归属母公司股东的净利润 同比 ( %)2 2 , 7 9 5 2 2 , 9 8 82 7 , 5 4 02 6 , 3 2 6 2 5 , 7 2 62 0 , 4 8 27 , 6 9 90500010000150002000025000300002014 2015 2016 2017 2018 2019 2020补贴金额（万元）19 煤层气行业呈现中石油、中联煤、蓝焰煤层气三足鼎立的竞争格局。蓝焰控股占国内煤层气地面抽采及利用约为30%。 1.3、蓝焰控股经营概况 图表：公司煤层气井抽采利用情况 来源：公司公告、中泰证券研究所 煤层气销售 2014A 2015A 2016A 2017A 2018A 2019A 2020H 2020A 2021H抽采量（亿立方米） 14.30 14.53 14.11 14.3 14.6 14.8yoy 1.6% -2.9% 1.6% 2.2% 1.2%利用量（亿立方米） 10.4 10.9 11.50 11.38销售量（亿立方米） 8.72 7.70 6.91 7.00 6.87 7.81 4.16 9.12 5.34销售 利用 率（ %） 60.9% 53.0% 49.0% 48.8% 46.9% 52.7%煤层气销售合计收入（百万元） 1,253.35 1,185.85 1,029.32 1,121.07 1,181.68 1,335.94 670.94 1,415.31 865.67 煤层气销售成本（百万元） 685.96 761.43 767.15 714.6 675.2 721.8 455.2 1036.9 566.1单位 售价 （元 /立 方米 ） 1.44 1.54 1.49 1.60 1.72 1.71 1.61 1.55 1.62 yoy 7% -3% 8% 7% -1% -7% -9% 1%单位 成本 （元 /立 方米 ） 0.79 0.99 1.11 1.02 0.98 0.92 1.09 1.14 1.06yoy 26% 12% -8% -4% -6% 15% 23% -3%毛利（百万元） 567 424 262 406 506 614 216 378 300 毛利 率（ %） 45.27% 35.79% 25.47% 36.3% 42.9% 46.0% 32.1% 26.7% 34.6%20 公司煤层气开采技术实力雄厚，单井产能实现大幅提升。公司是国内较早进行煤层气开采技术研发的企业之一，形成了一套适宜在本地区的具备自主知识产权的煤层气地面抽采技术体系，获得国家高新技术企业认证，公司承担的“煤矿区煤层气立体抽采关键技术与产业化示范”项目和“煤层气规模开发与高效采煤一体化研究”项目分别于2011年和2007年获国家科学技术进步二等奖。在煤层气抽采领域，公司在传统垂直井技术工艺上，已经成功实现多分支水平井、U型井、水平羽状井等技术突破，实现单井平均日产量从千方级别提升到万方级别，行业内技术领先。 1.4、蓝焰控股经营概况 图表：多分支水平井示意图 来源：wind，中泰证券研究所 图表：U型井示意图 来源：wind，中泰证券研究所 21 公司已经形成了年抽采能力15亿立方米的生产规模，日均利用量250万立方米。老区块增产提效及新区块勘探开发，将为公司提供资源储备。 （1）晋城矿区郑庄矿瓦斯地面抽采项目（募投项目）。该项目先前为煤矿瓦斯治理项目，2019 获得煤层气开采许可证，目前在该区块范围内开展了低产井改造提产项目，2019 年施工 L 型水平井若干口，稳产后日产气量大幅提升。截止目前，郑庄工区已完成了该项目中数口煤层气 L 型井的钻井工作及煤层气水平井的投运工作，水平井日产气量增幅显著，改造效果明显，目前该项目处于开发阶段。 （2）和顺横岭区块煤层气勘查开发项目。公司于 2017 年 12 月取得该区块的煤层气探矿权，并委托蓝焰煤层气进行该区块的勘查开发工作。截止 2020 年底，该项目累计完成主要工作量包括：完成地质填图268.74平方千米、二维地震123.42千米、三维地震3.9平方千米、钻井59口，同时完成10余口井的供电、集输管网等配套工程，目前该项目处于报告后试验性开采阶段。 （3）柳林石西区块煤层气勘查开发项目。蓝焰煤层气于 2017 年 12 月取得该区块的煤层气探矿权，截止2020 年底，该项目累计完成钻井 91口，二维地震 40.24千米、三维地震勘探 21.4km2、地质填图 50.5 平方千米，同时完成近一半气井的供电、集输管网等配套工程。该项目于 2020 年6 月取得山西省自然资源厅关于柳林石西煤层气项目进入开采的复函，目前该项目处于报告后试验性开采阶段。 （4）武乡南区块煤层气勘查开发项目。蓝焰煤层气于 2017 年 12 月取得该区块的煤层气探矿权，截至 2020 年底，累计完成钻井 90 口，支管线 8.6Km，通向区块南部一座压缩能力为 4万立方米/天的撬装压缩站，日均产量约 12000 立方米，区块北部撬装压缩站正在建设中。 该项目于 2020 年 6 月取得山西省自然资源厅关于武乡南煤层气项目进入开采的复函，目前该项目处于报告后试验性开采阶段。 1.5、蓝焰控股经营概况 22 风险提示 （1）政策出台的不确定性风险。甲烷减排受到越来越多的重视，但目前顶层设计未有出台，对甲烷监测、排放标准等方面都未有明确的政策标准。 （2）安全生产风险。煤层气勘查开发与煤矿瓦斯治理属于高危行业，随着煤层气勘查、开采业务的不断扩展，安全生产风险伴随着与之相关的技术风险和产量风险也随之增加。 （3）补贴变动风险。煤层气开发技术要求高、投资回收期长、正外部性明显，需要政府给予大力扶持。根据对非常规天然气补贴2019年政策来看，在国家奖补总额和奖补气量无法准确预计的情况下，煤层气开采公司实际享受补贴的额度存在一定的不确定性。 （4）资源勘查风险。由于地质条件的复杂性和人们认识地下地质规律的局限性，且煤层气勘探技术和装备对不同地质条件的适应性也不相同，在实际勘验中并无法保证技术水平与知识经验的准确度能够准确无误地进行预测，实际勘查结果与预测的煤层气资源量可能存在偏差。 （5）市场风险。煤层气开采公司不仅面对其他煤层气企业的竞争，海外天然气、国内常规天然气以及其它环保型能源产业也对公司构成竞争压力。 （6）研究报告使用的公开资料可能存在信息滞后或更新不及时的风险。 23 中泰证券股份有限公司（以下简称“本公司”）具有中国证券监督管理委员会许可的证券投资咨询业务资格。 。本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户。 本报告基于本公司及其研究人员认为可信的公开资料或实地调研资料，反映了作者的研究观点，力求独立、客观和公正，结论不受任何第三方的授意或影响。但本公司及其研究人员对这些信息的准确性和完整性不作任何保证，且本报告中的资料、意见、预测均反映报告初次公开发布时的判断，可能会随时调整。本公司对本报告所含信息可在不发出通知的情形下做出修改，投资者应当自行关注相应的更新或修改。本报告所载的资料、工具、意见、信息及推测只提供给客户作参考之用，不构成任何投资、法律、会计或税务的最终操作建议，本公司不就报告中的内容对最终操作建议做出任何担保。本报告中所指的投资及服务可能不适合个别客户，不构成客户私人咨询建议。 市场有风险，投资需谨慎。在任何情况下，本公司不对任何人因使用本报告中的任何内容所引致的任何损失负任何责任。 投资者应注意，在法律允许的情况下，本公司及其本公司的关联机构可能会持有报告中涉及的公司所发行的证券并进行交易，并可能为这些公司正在提供或争取提供投资银行、财务顾问和金融产品等各种金融服务。本公司及其本公司的关联机构或个人可能在本报告公开发布之前已经使用或了解其中的信息。 本报告版权归“中泰证券股份有限公司”所有。未经事先本公司书面授权，任何人不得对本报告进行任何形式的发布、复制。如引用、刊发，需注明出处为“中泰证券研究所”，且不得对本报告进行有悖原意的删节或修改。 评级 说明 股票评级 买入 预期未来612个月内相对同期基准指数涨幅在15%以上 增持 预期未来612个月内相对同期基准指数涨幅在5%15%之间 持有 预期未来612个月内相对同期基准指数涨幅在-10%+5%之间 减持 预期未来612个月内相对同期基准指数跌幅在10%以上 行业评级 增持 预期未来612个月内对同期基准指数涨幅在10%以上 中性 预期未来612个月内对同期基准指数涨幅在-10%+10%之间 减持 预期未来612个月内对同期基准指数跌幅在10%以上 备注：评级标准为报告发布日后的612个月内公司股价（或行业指数）相对同期基准指数的相对市场表现。其中A股市场以沪深300指数为基准；新三板市场以三板成指（针对协议转让标的）或三板做市指数（针对做市转让标的）为基准；香港市场以摩根士丹利中国指数为基准，美股市场以标普500指数或纳斯达克综合指数为基准（另有说明的除外）。 投资评级说明及重要声明