2026-09-10 · 东吴证券 · 公司/行业基本面

公用事业行业深度报告：深层煤层气行业深度，技术破壁，成本下行，气量爆发

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摘要

东吴证券发布公用事业行业深度报告，维持行业“增持”评级，认为政策、资源、技术三重条件兼备，深层煤层气已进入规模开发阶段。政策端，2026年7月国家能源局统一定义“深层煤层气”并以1500米埋深为界，将其确立为“十五五”增储上产主攻方向，补贴由定额转向增产激励、煤层气为权重唯一上调的气种。资源端，中国深层煤层气资源量合计约50万亿立方米、占全国煤层气资源量70%，2025年中国煤层气产量约180亿方（浅层138亿方+深层42亿方），报告预计2030年突破260亿方、其中深层有望超160亿方。供需端，2019-2025年中国天然气表观消费量由3043亿方增至4332亿方，2025年进口依赖度仍达40.6%；美伊冲突致2026年3-6月全球LNG供应同比净减少约80亿立方米，叠加卡塔尔扩产延期，报告预计2026-2027年国际气价维持紧平衡，国产气源受益气价弹性。经济性端，按单井投资2900万元、EUR5500万方测算，单方完全成本0.93元（折耗0.53元），参考中性气价1.8元/方，单井IRR可达28%+，单井投资由3500万降至2900万元对应IRR由20%升至28%。投资建议上，重点推荐首华燃气（石楼西区块进入气量加速释放期、成本下行趋势明确），建议关注新天然气（紫金山区块储备+浅层煤、常规气、煤制气多元布局）。风险为气量增速、政策支持、降本进度不及预期及天然气价格波动。

主要观点

政策定调重塑赛道：2026年7月国家能源局统一定义“深层煤层气”并以1500米埋深为界，将其升格为“十五五”增储上产的主攻方向，赛道定义首次规范。

资源禀赋雄厚且向深部富集：中国深层煤层气资源量合计约50万亿立方米、占全国煤层气资源量70%；鄂尔多斯盆地原地资源量19.52万亿立方米、占全国近49%，山西产量占比约80%。

探明程度低、增储空间广阔：截至2025年底全国煤层气累计探明地质储量约1.42万亿方、其中深层约6000亿方占比约42%；“十五五”拟新增探明储量不低于1.2万亿方且深层占比不低于70%（对应约8400亿方），2030年累计目标约2.5万亿方、深层占比有望超50%。

深层煤层气是“十五五”最大增量：报告预计“十五五”期间致密气增量37亿方、页岩气70亿方、深层煤层气超100亿方；2030年全国煤层气产量目标260亿方，其中鄂东区域180亿方、深层煤层气160亿方以上。

海外供给扰动放大气价弹性：2026年3-6月卡塔尔和阿联酋LNG装船量同比减少约350亿方，全球LNG供应同比净减少约80亿方、降幅约4%；卡塔尔Train4/6受损产能174亿方/年需至2030年修复、NFE 435亿方/年扩产延期至2028年，2026年新增产能增速由战争前10.5%降至2.1%。

进口气价上行凸显国产气成本优势：2026年6月国内液态天然气进口均价4241元/吨、环比+35.2%、同比+11.1%；截至2025年国产煤层气开采成本约1.35元/立方米，受国际气价、汇率和运输成本扰动更小。

技术链条全面打通：直井升级L型水平井后单井初期日产由约2万方突破10万方、产能提升约5倍；体积压裂使储层改造体积由524万方提升至735万方、提升约40%；精准控压使返排阶段压降速率由1.17MPa/d降至0.51MPa/d、实验室采收率由41.60%提高至80.70%。

单井经济性突出：售气均价1.80元/方、现金操作成本0.40元/方假设下单井IRR约20%-28%；单井投资由3500万元降至2900万元，IRR可由20%升至28%、回报中枢上移约8个百分点；按2900万投资、EUR5500万方测算，单方完全成本0.93元（折耗0.53元），中性气价1.8元/方下单井IRR可达28%+。

补贴由定额转向增产激励：2025-2029年新办法延续“多增多补、冬增多补”并将煤层气折算系数提至1.5倍，煤层气为本轮调整中权重唯一上调的气种，致密气权重2025年0.6、2026-2027年0.4、2028-2029年0.2逐步退坡，增产越多、深层占比越高的企业受益越明显。

投资建议聚焦核心区块与多元气源：重点推荐首华燃气（石楼西区块气量加速释放、成本下行，截至2025年末持股中海沃邦67.5%、2026年3月拟收购至78.79%，石楼西煤层气探明储量近900亿方、叠致密气约2100亿方，2030年合计产量有望达20亿方以上），建议关注新天然气（紫金山储备+多元布局）。