1、 新天然气：国内稀缺的煤层气标的，马必、紫金山放量助力高成长 Table_CoverStock 公用事业行业 Table_ReportTime2024 年 3 月 14 日 请阅读最后一页免责声明及信息披露 2 证券研究报告 公司研究 Table_ReportType 公司首次覆盖报告 Table_StockAndRank 新天然气新天然气(600886600886.SH).SH)投资评级投资评级 买入买入 上次评级上次评级 Table_Chart 资料来源：iFinD，信达证券研发中心 Table_BaseData 公司主要数据 收盘价（元）28.97 52 周内股价 波动区间(元)32.6

2、3-20.80 最近一月涨跌幅()3.9%总股本(亿股)4.24 流通 A 股比例()88.70%总市值(亿元)122.8 资料来源：iFinD，信达证券研发中心 左前明能源行业首席分析师 执业编号：S01 联系电话： 邮箱： 李春驰电力公用联席首席分析师 执业编号：S01 联系电话： 邮箱： 信达证券股份有限公司 CINDASECURITIESCO.,LTD 北京市西城区闹市口大街9号院1号楼 邮编：100031 Table_Title 新天然气新天然气：国内稀缺的国内稀缺的煤层气煤层气标的，马必、紫

3、金山放量标的，马必、紫金山放量助助力高成长力高成长 Table_ReportDate 2024 年 3 月 14 日 本期内容提要本期内容提要:Table_Summary 新疆城燃起家，收购亚美能源获取新疆城燃起家，收购亚美能源获取国内国内优质优质、稀缺煤层气资源。稀缺煤层气资源。公司最初在新疆经营城燃业务，截至 2023H1在新疆 8个市(区、县)拥有城市燃气特许经营权。2018 年 8 月公司收购港股亚美能源 50.5%的股权，获得潘庄、马必两处优质煤层气资产，主营业务由中游的城市燃气拓展到上游煤层气开采领域，成为国内稀缺的拥有上游煤层气资源的民营企业。2023年 7月公司成功完成亚美能源

4、港股私有化，目前 100%控股亚美能源，煤层气开采销售成为公司盈利的主要来源。目前目前公司共拥有公司共拥有 3 个煤层气区块，均通个煤层气区块，均通过产品分成合同参与生产经营：过产品分成合同参与生产经营：1）潘庄区块）潘庄区块：国内资源禀赋最好的煤层气区块之一；亚美能源产品分成 80%，合同 2028 年到期；设计产能 10 亿方/年，2022年产量 11.82亿方；截至 2022年剩余 2P储量 45.9亿方，剩余可采年限 4-5年。2）马必区块：）马必区块：可开发总面积 829.1平方千米，截至 2022年南区剩余 2P 储量 178 亿方。亚美能源产品分成 70%，合同 2034 年到期

5、；马必南区设计产能10亿方/年，北区5亿方/年项目ODP正在审批中；2020-2021 年大面积压裂技术在中深部煤层气开采中的应用取得突破，马必区块得以放量，2020-2022 年产量分别为 0.67、1.23、2.84 亿方。3）紫）紫金山项目：金山项目：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 60%，项目总面积 700 多平方千米，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，此外，公司也在全国其他地区积极公司也在全国其他地区积极参与矿权竞拍，获取新资源参与矿权

6、竞拍，获取新资源。2024年 1月公司全资子公司新合投资竞得贵州丹寨 1 区块、2 区块页岩气勘查探矿权，公司保守估计两区块页岩气资源量合计 500-1000 亿方，助力公司进一步增加上游资源储量。技术进步、政策支持推动我国煤层气产业快速发展，中深部煤层气开发技术进步、政策支持推动我国煤层气产业快速发展，中深部煤层气开发突破助力产量再上台阶。突破助力产量再上台阶。中长期来看，我国天然气消费有较大增长空间。国家强调保障能源安全，政策要求天然气增储上产，在常规气增产乏力的背景下，非常规天然气日益成为产量的重要增长点。我国煤层气地质储量丰富，约 30 万亿方，世界排名第三。然而受技术限制、经济性较差

7、导致投资积极性不足等问题的制约“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，2023年我国煤层气总产量达到 139.4 亿方，同比增长 20.7%。政策方面，2020 年以后我国对煤层气开采的补贴由每立方米固定补贴变为“多增多补”、“冬增冬补”，以激励煤层气企业增产。技术方面，随着中深部煤层气开采、多气合采等技术的进步，未来煤层气产量有望持续突破。潘庄为潘庄为国内资源禀赋最好的煤层气区块之一国内资源禀赋最好的煤层气区块之一，具备高产量、低成本双优具备高产量、低成本双优势势，2024

8、年通豫管线年通豫管线有望有望恢复通气恢复通气，带来盈利修复带来盈利修复。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。2022 年潘庄区块开采成本为 0.61 元/方（公司披露口径，含折旧），对比我国煤层气普遍开采成本具有较强的成本优势。2022年潘庄区块约有30%的煤层气产量经通豫管线销往河南，2023年通豫管线受阻导致潘庄区块产量及售价均受到一定的影响，通豫管道目前已维修完毕，正在等待政府复产审批，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。马必产量快速爬坡，紫金山未来增产潜力大，马

9、必产量快速爬坡，紫金山未来增产潜力大，公司煤层气区块产量释放公司煤层气区块产量释放有望有望带来带来业绩业绩高成长。高成长。24-28年潘庄产量有望维持10亿方/年，马必、紫金山快速放量提供资源接续。马必：马必：区块面积大，中深部煤层气储量丰富。-30%-20%-10%0%10%20%30%40%50%2023-02-082023-03-082023-04-062023-05-092023-06-062023-07-062023-08-032023-08-312023-09-282023-11-032023-12-012023-12-292024-01-29新天然气沪深300OXZY0WEUVW

10、5XVXaQdN8OnPqQmOnRlOpPoNeRqRtO9PnMpPvPtRwONZqRsP 请阅读最后一页免责声明及信息披露 3 产能方面，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，公司预计 24 年开始生产，三期北区产能 8-10 亿方/年待建，四期规划中，未来整个马必项目总产能预期在 25亿方以上。产量方面，自 20-21年中深部煤层气开采技术取得进展，公司加大开发力度，马必区块产量增长显著，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

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。成本方面，随着产量的爬坡，单方开采成本有望平稳下降。销售方面，马必自 2023 年接通西气东输一线，产销比及售价均有所上升，2023 年 1-10 月销售均价上升至 2.1 元/方，较 22 年上升 2.4%。未来随着马必区块产量的不断释放，以及公司争取更有利的销售策略，马必区块的经济效益有望提升。紫金山：紫金山：项目总面积 700 多平方千米，煤层气及致密砂岩资源储量合计 2000 亿方以上。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

12、年底或 2025 年起贡献产量。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。盈利预测与投资评级盈利预测与投资评级：新天然气为国内稀缺的拥有上游丰富、优质煤层气资源的标的。全资子公司亚美能源旗下潘庄区块为全国最优质的煤层气区块之一，有望在未来 4-5 年内维持稳产；近年来中深部煤层气技术得到发展，公司加大马必区块投资推动区块快速上产，为公司注入业绩增长动力；新获取的紫金山区块资源储量丰富，未来开采潜力大。在我国能源转型、天然气行业增储上产以及天然气市场化改革政策的驱动下，伴随煤层气开采技术的持续

13、进步，公司煤层气板块业绩有望迎来高增长。同时，公司城燃业务也有望迎来毛差和气量的修复，从而实现业绩改善。我们预测新天然气 2023-2025 年的归母净利润分别为 12.4 亿元、17.4 亿元、19.1 亿元，EPS 分别为 2.92 元、4.12 元、4.50 元；对应 3 月 13 日收盘价的 PE 分别为 9.92X、7.04X、6.44X，首次覆盖给予“买入”评级。其中，公司2023 年归母净利润中亚美能源净利润为分段合并，资产购买日（2023年 7月 12 日）之前按 56.95%合并报表，购买日后 100%并表。风险因素：风险因素：国内外气价大幅下降；新区块增产情况不及预期；煤层

14、气行业补贴政策变化。Table_Profit 重要财务指标重要财务指标 2021A 2022A 2023E 2024E 2025E 营业总收入(百万元)2,617 3,416 3,607 3,885 4,279 增长率 YoY%23.9%30.5%5.6%7.7%10.1%归属母公司净利润(百万元)1,028 923 1,238 1,745 1,907 增长率 YoY%186.5%-10.2%34.1%41.0%9.3%毛利率%49.9%53.1%54.5%55.6%55.3%净资产收益率 ROE%22.7%17.8%17.4%21.9%21.3%EPS(摊薄)(元)2.43 2.18 2.9

15、2 4.12 4.50 市盈率 P/E(倍)11.94 13.30 9.92 7.04 6.44 市净率 P/B(倍)2.71 2.36 1.73 1.54 1.37 资料来源：万得，信达证券研发中心预测;股价为2024年3月13日收盘价 请阅读最后一页免责声明及信息披露 5 目录 投资聚焦.7 一、新疆城燃起家，收购亚美能源获取优质稀缺煤层气资源.8 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.8 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.9 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.11 1.4 煤层气开采：亚美能源潘庄稳产

16、、马必爬坡，新获紫金山项目资源储量大.12 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.15 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.15 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.17 三、潘庄资源优质稀缺，马必、紫金山储量丰富开发前景广阔.21 3.1 潘庄：稀缺优质煤层气区块，具备高产量、低成本双优势.21 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.23 3.3 紫金山：致密气、煤层气合采，未来增产潜力大.25 四、盈利预测与估值.26 风险因素.28 表目录 表 1：潘庄、马必产品分成合同（PS

17、C）内容.13 表 2：中国天然气供需平衡表.16 表 3：“十一五”至“十三五”我国煤层气产量（地面开采量）目标及完成情况（亿方）.18 表 4：我国煤层气补贴政策演变历程.19 表 5：影响煤层气开采效果的地质因素.20 表 6：分版块盈利预测及假设（百万元）.27 表 7：可比公司估值表（百万元）.27 图目录 图 1：公司发展历程.8 图 2：公司股权结构图.9 图 3：2015-2023Q3 新天然气归母净利润、扣非归母及增速（亿元）.9 图 4：2015-2022 亚美能源归母净利润及增速（亿元）.9 图 5：2015-2022 新天然气毛利结构（亿元）.10 图 6：2015-2

18、023Q3 新天然气 ROA及 ROE.10 图 7：2015-2023Q3 新天然气资产负债率.10 图 8：2015-2023Q3 新天然气销售及管理费用率.10 图 9：2015-2023Q3 新天然气现金流及净现比（亿元）.11 图 10：新天然气及子公司亚美能源自由现金流（亿元）.11 图 11：2015-2022 年公司城燃业务毛利润及毛利率情况（亿元）.12 图 12：公司潘庄、马必区块及周边基础设施情况.13 图 13：2015-2022 年亚美能源剩余探明可采储量（2P，亿方）.14 图 14：2015-2022 年亚美能源煤层气产量（亿方）.14 图 15：2015-202

19、2 年潘庄、马必产销比.14 图 16：2016-2023M9（10）潘庄、马必煤层气售价（元/方）.15 图 17：2016-2023Q1 蓝焰控股煤层气售价（元/方）.15 图 18：2011-2023 年我国天然气供应结构及对外依存度（亿方）.15 图 19：中国天然气消费量及预测（亿方）.16 图 20：2022 年我国天然气产量结构.17 图 21：我国煤层气资源分布图(万亿方).17 图 22：2012-2023 年煤层气产量情况（亿方）.18 图 23：中国煤层气分省份产量结构.19 图 24：大气田开发全生命周期相关指标变化示意图.20 图 25：浅/深部煤层气单井产量爬坡及衰

20、减规律示意图.20 图 26：含煤岩系三气合采产量曲线示意图.21 图 27：潘庄区块典型气井最终采出率对比.22 图 28：潘庄气井平均稳产期早晚和持续时间对比.22 图 29：2015-2022 年潘庄产量、净销量（亿方）及单位经营成本（元/方）.22 图 30：2015-2023M9 潘庄煤层气产量（亿方）.23 图 31：2015-2022 年潘庄区块剩余探明储量（2p，亿方）.23 图 32：2015-2022 年潘庄区块煤层气售价（元/方）.23 图 33：马必区块位置及面积示意图.24 图 34：2015-2022 年潘庄、马必区块平均单井产量（亿方）.24 请阅读最后一页免责声

21、明及信息披露 6 图 35：2015-2023M9 马必区块产量及增速（亿方）.24 图 36：2015-2022 马必各井型数量及增速（口）.24 图 37：2017-2022 年马必区块单位经营成本（元/方）及产量（亿方）.25 图 38：山西紫金山区块地理位置图.25 图 39：吕梁市十四五能源规划天然气增储上产开发重点项目.26 请阅读最后一页免责声明及信息披露 7 投资聚焦 1）公司公司收购亚美能源获取国内优质、稀缺煤层气资源收购亚美能源获取国内优质、稀缺煤层气资源，私有化带来私有化带来煤层气贡献的归母净煤层气贡献的归母净利润增长利润增长。公司最初在新疆经营城市燃气业务，2018 年

22、 8 月收购亚美能源 50.5%的股权，进军煤层气开采领域，煤层气开采销售成为公司主要盈利来源。2023 年年 7 月月公司公司完成亚美能源私有化，完成亚美能源私有化，煤层气对公司的权益贡献比例煤层气对公司的权益贡献比例提升带来的提升带来的归母净利润增长归母净利润增长有望有望于于 2024 年体现年体现。目前公司主要通过产品分成合同参与生产的煤层气区块为在产区块潘庄、马必，以及处于勘探阶段的紫金山项目，煤层气储量丰富，开发前景广阔。此外公司也在全国其他地区积极参与矿权竞拍，2024 年 1 月获得贵州丹寨 1 区块、2 区块页岩气勘查探矿权，助力公司进一步增加上游资源储量。2）潘庄为国内资源禀

23、赋最好的煤层气区块之一，具备高产量、低成本双优势，通豫管线潘庄为国内资源禀赋最好的煤层气区块之一，具备高产量、低成本双优势，通豫管线有望于有望于 2024 年年恢复通气恢复通气，带来盈利修复。带来盈利修复。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。潘庄区块单井产量高，采收率高，成本优势强。2023 年通豫管线受阻导致潘庄区块产量及售价均受到一定的影响，公司预计 2024年通豫管线可恢复使用，届时潘庄区块的产量、售价有望迎来修复，盈利情况有望改善。3）马必产量快速爬坡，紫金山未来增产潜力大，公司煤层气区块产量释放有望带来高成马必产量快速爬坡，紫金山未来增产潜力大，

24、公司煤层气区块产量释放有望带来高成长长性性。马必区块开发面积大，中深部煤层气储量丰富，南区 10 亿方/年项目建成在产，二期 076 井区产能 5 亿方/年，公司预计 24 年开始生产，未来整个马必项目总产能预期在 25 亿方/年以上。自 20-21 年中深部煤层气开采技术取得进展，马必区块产量增长显著，公司未来将继续加大马必区块资本开支，我们预计 2023-2025 年马必区块产量分别为 5.5-6/8/10亿方，中长期气量在 20亿方以上。紫金山项目总面积 700多平方千米，煤层气及致密砂岩资源储量合计 2000亿方以上，公司预计紫金山区块有望于 2024年底或2025年起贡献产量。请阅读

25、最后一页免责声明及信息披露 8 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成为国内稀缺的拥有上游煤层气业务业务的民营企业的民营企业；2023 年 7 月，公司完成亚美能源港股私有化，100%100%全资控股亚美能源。目前公司盈利

26、的主要来源为煤层气开采及销售，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，20222022 年占毛利比重为年占毛利比重为 92.2%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%。公司公司城燃发展历程：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

27、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。公司公司收购亚美能源收购亚美能源的的历程：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。图图 1：

28、公司发展历程公司发展历程 资料来源：公司官网，信达证券研发中心 截止截止 20232023 年三季报，公司实控人及一致行动人合计持股年三季报，公司实控人及一致行动人合计持股 43.57%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%。请阅读最后一页免责声明及信息披露 9 图图 2：公司股权结构图公司股权结构图（截至（截至 2023 年三季报年三季报）资料来源：iFinD，信达证券研发中心 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 煤层气煤层气权益权益产量快速增长推动公司归母净利润产量快速增长推动公司归母净利润呈上行趋势呈上行趋势。201

29、8 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煤层气开采及销售业务毛利迅速增长，迅速增长，2 2 年的年的 C CAGRAGR 达达 5050%，毛利，毛利占比由占比由 2 2018018 年的年的 47.1%47.1%提升至提升至 2 2022022 年的年的 92.2%92.2%，成为公司主成为公司主要要的盈利来源与的盈利来源与增长点增长点，推动公司业绩站上新台阶。20 年公司归母净利润年公司归母净利润 CAGRCAGR 达达2 28.98.9%，其中 2020 年受疫情下经济疲软、低气

30、价等影响，公司盈利出现下滑；20212021 年深部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，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，2021/20222021/2022年公司归母净利润（扣非）增速分别为年公司归母净利润（扣非）增速分别为 79%/56.5%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%。图图 3：2015-2023Q3 新天然气归母净利润、扣非归母及增速新天然气归

31、母净利润、扣非归母及增速（亿元）（亿元）资料来源：iFinD，信达证券研发中心 注：2021年公司的非经常损益金额较大，主要是由于出售部分城燃子公司的股权给昆仑燃气导致的非经常损益增加。图图 4：2015-2022 亚美能源归母净利润及增速（亿元）亚美能源归母净利润及增速（亿元）资料来源：iFinD，信达证券研发中心 明再远 显 明再富 港中 结 有限公司 其他新天然气 40 20 0 20 40 60 80 100 120 024681012 200 150 100 50 0 50 100 150 200 250 300 350 2024685 2016 2017 20

32、18 2019 2020 2021 2022 请阅读最后一页免责声明及信息披露 10 图图 5：2015-2022 新天然气毛利结构新天然气毛利结构（亿元）（亿元）资料来源：iFinD，信达证券研发中心 图图 6：2015-2023Q3 新天然气新天然气 ROA 及及 ROE 资料来源：iFinD，信达证券研发中心 公司公司现金流充裕，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

33、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%。20182018 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。望后续，资本开支方面，短期滚动开发资本

34、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。经经营性净现金流方面，潘庄稳产贡献稳定现金营性净现金流方面，潘庄稳

35、产贡献稳定现金流量，马必快速上产提供现金流增量流量，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。图图 7：2015-2023Q3 新天然气资产负债率新天然气资产负债率 资料来源：iFinD，信达证券研发中心 图图 8：2015-2023Q3 新天然气销售及管理费用率新天然气销售及管理费用率 资料来源：iFinD，信达证券研发中心 0246802000212022 0 00 5 0

36、0 10 00 15 00 20 00 25 00 30 00 0 00 5 00 10 00 15 00 20 00 25 00 30 00 35 00 40 00 45 00 50 00 20002120222023 30 0 2 0 4 0 6 0 8 0 10 0 12 0 14 0 16 0 18 0 20002120222023 3 请阅读最后一页免责声明及信息披露 11 图图 9：2015-2023Q3 新天然气现金流新天然气现金流及净现比（亿元）及净现比（亿元）资料来源：iFinD，信达证券

37、研发中心 图图 10：2013-2023Q3 新天然气及子公司亚美能源自由现金流（亿元）新天然气及子公司亚美能源自由现金流（亿元）资料来源：iFinD，信达证券研发中心 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八个市（区、县）天然气市场的长期经营权。气源方面气源方面，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

38、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，20222022 年公司年公司城燃业务毛利润城燃业务毛利润1.381.38亿元，同比下滑亿元，同比下滑44%44%，天然气供应毛利率，天然气供应毛利率9.75%9.75%，同比下滑，同比下滑10.7pct10.7pct。我们预计我们预计 20242024 年随着天然气消费量年随

39、着天然气消费量的的复苏复苏以及顺价的持续推进以及顺价的持续推进，公司城燃业务盈利有望，公司城燃业务盈利有望好好转转。0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 40 00 30 00 20 00 10 000 0010 0020 0030 0020002120222023 1 3 30 25 20 15 10 505420002120222023 1 3 请阅读最后一页免责声明及信息披露 12 图图 11：2015-2022 年公司城燃业务毛利润及毛利率情况（亿

40、元）年公司城燃业务毛利润及毛利率情况（亿元）资料来源：iFinD，信达证券研发中心 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 1）潘庄项目潘庄项目概况概况 储量产量：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；产量分成合同产量分成合同（PSCPSC）：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

41、销售权。2 2）马必项目马必项目概况概况 储量产量：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；产量分成合同产量分成合同（PSCPSC）：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.

42、3平方千米，煤层气及致密砂岩资源储量合计煤层气及致密砂岩资源储量合计20002000 亿方以上亿方以上，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。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，

43、公司公司保守保守估计估计两区块两区块页岩气资源量页岩气资源量合计合计 亿方亿方，进一步增加公司上游资源储量。22 47 26 00 27 93 26 54 22 53 21 69 20 45 9 75 0 10 20 30 40 50 60 70 0 000 501 001 502 002 503 002000212022 请阅读最后一页免责声明及信息披露 13 图图 12：公司潘庄、马必区块及周边基础设施情况公司潘庄、马必区块及周边基础设施情况 资料来源：公司公告，信达证券研发中心 表表 1：潘庄、马必产品分成合同（

44、：潘庄、马必产品分成合同（PSC）内容）内容 项目项目 潘庄产品分成合同潘庄产品分成合同 马必产品分成合同马必产品分成合同 紫金山产品分成合同紫金山产品分成合同 订立日期 2003 年 3 月 3 日 2004 年 7 月 15 日 2007 年 期限 25 年 30 年 30 年 产品分成合同项下的状态 生产阶段 生产阶段(南区)勘探阶段 到期时间 2028 年 2034 年 2037 年 合同约定可开发的总面积 62.56 平方公里 829.14 平方公里 528.3 平方公里 可分成权益 80%70%60%资料来源：公司公告，新华社，信达证券研发中心 公司主要煤层气在产区块产量迅速增长，

45、剩余探明可采储量丰富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 20 年潘庄产量由年潘庄产量由 4.884.88 增长至增长至 11.7511.75 亿方，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

46、采技术取得突破后公司加大钻井投入，区块产量显著增长，20222022 年年 1010 月月马必马必产量突破产量突破 100100 万方万方/天，天，2 2023023 年年 1 11 1 月产量突破月产量突破 2 20000 万方万方/天天（年化产量约（年化产量约 7 7 亿方）。亿方）。20222022 年马必产量达年马必产量达 2.842.84 亿方，亿方，同比增长同比增长 130.9%130.9%，20232023 年年 1 1-9 9 月马必产量月马必产量 3.933.93 亿方，同比增长亿方，同比增长 107%107%，公司预计，公司预计 2 2023023 年年区块区块产量有望达到

47、产量有望达到 5 5.5.5-6 6亿方亿方。2 2024024 年年马必马必计划计划日产量日产量达到达到 万方万方/天，天，并于并于 1 1-2 2 年年 请阅读最后一页免责声明及信息披露 14 内达产内达产 1 10 0 亿方亿方/年。年。与此同时，公司的勘探工作也在持续推进，截至截至 20222022 年，公司剩余年，公司剩余 2 2P P 可采储量达可采储量达 224224 亿亿方方，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。图图 13：2015-2022 年亚美能源剩余探明可采储量（年亚美能源剩余探明可采储量（2P，亿，亿方）方

48、）资料来源：亚美能源公告，信达证券研发中心 图图 14：2015-2023M9 亚美能源煤层气产量（亚美能源煤层气产量（亿方亿方）资料来源：亚美能源公告，信达证券研发中心 潘庄、马必潘庄、马必区块产销比及售价均呈上升趋势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，随着输气管线等基础设施的建设以及下游用户的拓展，20172017 年后潘庄、马必产销比显著上年后潘庄、马

49、必产销比显著上升升。20 年潘庄产销比稳定在年潘庄产销比稳定在 97%97%以上以上；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，20232023 年马必区块煤层气接入西气东输一线年马必区块煤层气接入西气东输一线，产销比提升至产销比提升至98%98%以上以上。受益于天然气价格市场化改革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能源转型及产能周期影响下国内国内气价气价上涨上涨，公司两区块煤，公司两区块煤层气售价层气售价均均呈上升趋势呈上升趋势。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

50、焰控股高，2022 年售价更是达到 2.31 元/方，同比增长 28.3%，20232023 年年通豫管线受阻通豫管线受阻，叠加市场气价有所回落，叠加市场气价有所回落，潘庄潘庄售价受到一定影响售价受到一定影响，20232023 年年 1 1-9 9 月潘庄售价月潘庄售价降至降至 1.881.88 元元/方，较方，较 2222 年下降年下降 18.6%18.6%，公司公司预计预计 20242024 年年通豫管线通豫管线有望有望恢复恢复通气，通气，届时潘届时潘庄庄售价售价有望有望恢复恢复。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；20232023 年

51、年马必接入西气东输一线后，售价有所上升，马必接入西气东输一线后，售价有所上升，1 1-1010 月销售均价上升至月销售均价上升至 2.12.1 元元/方，较方，较 2222 年上升年上升 2.4%2.4%。图图 15：2015-2022 年潘庄、马必产销比年潘庄、马必产销比 资料来源：亚美能源公告，信达证券研发中心 0 0050 00100 00150 00200 00250 00300 002000212022 0246810121416 50 0 60 0 70 0 80 0 90 0 100 0 2001820192020

52、20212022 请阅读最后一页免责声明及信息披露 15 图图 16：2016-2023M9（10）潘庄、马必煤层气售价（元潘庄、马必煤层气售价（元/方）方）资料来源：亚美能源公告，信达证券研发中心 注：潘庄售价为2023年1-9月均价，马必售价为2023年1-10月均价 图图 17：2016-2023Q1 蓝焰控股煤层气售价（元蓝焰控股煤层气售价（元/方方）资料来源：蓝焰控股公告，信达证券研发中心 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 2 2023023 年经济复苏年经济复苏&气价回落拉动气价回落拉动天

53、然气天然气消费量恢复性增长消费量恢复性增长，长期消费增长空间大。，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%。20232023 年以来国内经济复苏、国际气价逐渐回归正常，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国内天然气表观消费量 3945.33945.3 亿方，同比增长亿方，同比增长 7.6%7.6%。图图 18：2011-2023 年年我国天然气供应结构及对外依存度（亿方）我国天

54、然气供应结构及对外依存度（亿方）资料来源：iFinD，信达证券研发中心 短期天然气供需维持紧平衡态势，长期消费量增长空间大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，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，需求方面，天然气消费量稳步增长，预计 202

55、4-2025年国内天然气消费量保持 6%左右的增速。1 21 311 671 691 421 82 311 881 141 391 391 381 672 052 100 511 522 5 1 271 311 451 51 361 641 92 1300 511 522 520019 92020202120222023 10 10 20 30 40 50 0 0500 01000 01500 02000 02500 03000 03500 04000 04500 02000020202120222023

56、请阅读最后一页免责声明及信息披露 16 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我们认为未来几年中国天然气消费量仍仍将保持将保持中高中高增速增速，20 年年预计预计 CAGRCAGR 为为 5.55.5-7%7%，20 年年 CAGRCAGR 为为 5 5-6%6%，2020

57、4040 年左右达年左右达，消费 值，消费 值预计约预计约 65006500 亿方左右，亿方左右，之后之后进入平台期，进入平台期，未来未来 1010 年国内天然气消费增长空年国内天然气消费增长空间较大。间较大。表表 2：中国天然气供需平衡表中国天然气供需平衡表 2020 年年 2021 年年 2022 年年 2023 年年 2024E 2025E 供给端：国产气产量（亿方）1889 2053 2178 2297 2423 2545 增量（亿方）164 125 119 126 121 yoy 8.2%6.4%5.8%5.5%5.0%进口管道气（亿方）483 594 641 680 720 760

58、 增量（亿方）111 48 38 40 40 yoy 22.9%8.0%6.0%5.9%5.6%进口 LNG（亿方）940 1,105 888 998 1,078 1,143 增量（亿方）165-217 110 80 65 yoy 18%-20%12%8%6%合计（亿方）3,312 3,752 3,708 3,975 4,222 4,448 yoy 13.3%-1.2%7.2%6.2%5.4%需求端:天然气消费量（亿方）3306 3726 3663 3945 4182 4433 yoy 12.7%-1.7%7.6%6%6%增量（亿方）420-63 282 237 251 资料来源：iFinD，

59、信达证券研发中心 图图 19：中国天然气消费量及预测（亿方中国天然气消费量及预测（亿方）资料来源：iFinD，信达证券研发中心 国家强调天然气国家强调天然气增储上产，增储上产，常规气增产乏力，常规气增产乏力，非常规天然气非常规天然气日益日益成为成为产量产量重要增长点重要增长点 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

60、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常规天然气产量增速显著放缓，缓，2 202022 2 年年常规气常规气产量产量同比增长同比增长 3 3.6%.6%；与此同时，非常规天然气开发提速与此同时，非常规天然气开发提速，2023 年我国页岩气产量增速 4.2%，煤层气产量增速煤层气产量增速达到达到 20.520.5%，非常规气源日益成为我国天然气产量的重要增长点。3 500 1 500 5002 5004 5006 5008 500 200 0040050020002000420052006200720082

61、009200000222023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050 请阅读最后一页免责声明及信息披露 17 图图 20：2022 年我国天然气产量结构年我国天然气产量结构 资料来源：中国石化新闻网，信达证券研发中心 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

62、煤层气地质储量丰富，约我国煤层气地质储量丰富，约 3030 万亿方，世界排名第三万亿方，世界排名第三，主要，主要分布在含煤盆地分布在含煤盆地。按照地理位置分，鄂尔多斯盆地鄂尔多斯盆地（9 9.86.86 万亿方）万亿方）、沁水盆地、沁水盆地（3 3.95.95 万亿方）、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中深部煤层气储量合计占比 70%70%；按变质程度分，煤层气分为高煤阶（

63、o1.9%）、中煤阶（0.7%o1.9%）和低煤阶煤层气（o0.7%），其中o 为镜质体反射率。低煤阶煤层气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约占我国煤层气总资源量的 36.7%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%28.5%。受制于地质条件、资源结构以及经济性等因素，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，仅为我国煤层气探明率较低，仅为 2.29%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

64、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、单井产高投入、高风险、单井产量低、投资回收期长的特点，经济性量低、投资回收期长的特点，经济性相对相对较差较差，导致前些年的投资积极性不足。图图 21：我国煤层气资源分布图我国煤层气资源分布图(万亿方万亿方)资料来源：中国油气官网，信达证券研发中心 81 11 5 3 19 请阅读最后一页免责声明及信息披露 18 我国煤层气产业发展我国煤层气产业发展较较慢，中深部慢，中深部煤层气煤层气开采技术突破开采技术突破驱动驱动产量产量进入进入新一轮增长新一轮

65、增长期期 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。20212021 年中深部煤层气技

66、术取得突破叠加国内外气价上行、天然气市场化改革推进，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，煤层气产量迎来新一轮增长，2222、2323 年产量增速显著上升，年产量增速显著上升，20222022 年煤层气年煤层气总总产量达到产量达到115.5115.5 亿方，同比增长亿方，同比增长 10.3%10.3%；20232023 年煤层气年煤层气总总产量达到产量达到 139.4139.4 亿方，同比增长亿方，同比增长 20.20.7 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

67、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。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 100

68、0 亿方大产业战略。图图 22：2012-2023 年年煤层气产量情况（亿方）煤层气产量情况（亿方）资料来源：iFinD，信达证券研发中心 表表 3：“十一五”至“十三五”我国煤层气产量：“十一五”至“十三五”我国煤层气产量（地面开采量）（地面开采量）目标及完成情况（亿方）目标及完成情况（亿方）规划目标规划目标 实际情况实际情况 完成比例完成比例 十一五 50 15 30.0%十二五 160 44 27.5%十三五 100 67 67.0%资料来源：徐凤银等中国煤层气产业现状与发展战略，信达证券研发中心 -10%-5%0%5%10%15%20%25%30%35%40%45%0.0020.004

69、0.0060.0080.00100.00120.00140.00160.00200002120222023 速20年年煤炭、原油价格高企，煤炭、原油价格高企，天然气涨价预期天然气涨价预期煤层气迎来开发投资热煤层气迎来开发投资热潮潮20年年煤层气开发热潮退去，上游投煤层气开发热潮退去，上游投资不足，产量增长显著放缓资不足，产量增长显著放缓20192019年年增储上产增储上产7 7年行年行动计划开启动计划开启20212021-至今至今深部煤层气技术深部煤层气技术突破，国内外

70、突破，国内外气价气价上行上行，天然气，天然气市场化改革市场化改革，煤层气，煤层气产量迎来新一轮增长产量迎来新一轮增长 请阅读最后一页免责声明及信息披露 19 图图 23：2023 年年中国煤层气分省份产量结构中国煤层气分省份产量结构 资料来源：iFinD，信达证券研发中心 国内煤层气开发以三大油为主，国内煤层气开发以三大油为主，外资外资、民企民企多多通过通过签订或收购签订或收购 PSCPSC 合同参与合同参与开发开发 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

71、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，外资中，外资、民企民企多多通过产品分成合同（通过产品分成合同（PSCPSC）参与气田开发建设）参与气田开发建设，享有享有煤层气产量煤层气产量分成。分成。变变煤层气每立方米固定补贴煤层气每立方米固定补贴为“多增多补”，为“多增多补”，政策政策激励煤

72、层气企业增产。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“多增多补”、“冬增冬补”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

73、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。表表 4：我国煤层气补贴政策演变历程我国煤层气补贴政策演变历程 政策发布时政策发布时间间 政策实施政策实施时间时间 政策名称政策名称 补贴政策明细补贴政策明细 2007 年 5 月 2007-2015 年 财政部关于煤层气（瓦斯）开发利用补贴的实施意见 中 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

74、地煤层气开发利用情况对煤层气开发利用给予适当补贴，具体标准和补贴办法由地方财政部门自主确定。2016 年 2 月 2016-2020 年 关于“十三五”期间煤层气（瓦斯）开发利用补贴标准的通知 煤层气（瓦斯）开采利用中 财政补贴标准从 0.2 元/立方米提高到 0.3元/立方米，同时，根据产业发展、抽采利用成本和市场销售价格变化等，财政部将适时调整补贴政策。2020 年年 6 月月 2020-2024 年年 清洁能源发展专项资金管理暂行办清洁能源发展专项资金管理暂行办法法 使用专项资金对煤层气使用专项资金对煤层气(煤矿瓦斯煤矿瓦斯)、页岩气、致密气等非常规天然气开、页岩气、致密气等非常规天然气

75、开采利用给予奖补，按照采利用给予奖补，按照“多增多补”“多增多补”的原则分配。超过上年开采利用量的原则分配。超过上年开采利用量的，按照超额程度给予梯级奖补；未达到上年开采利用量的，按照未达的，按照超额程度给予梯级奖补；未达到上年开采利用量的，按照未达标程度扣减奖补资金；对取暖季生产的非常规天然气增量部分，按照标程度扣减奖补资金；对取暖季生产的非常规天然气增量部分，按照“冬增冬补”“冬增冬补”原则给予奖补。原则给予奖补。山 6 6 7 请阅读最后一页免责声明及信息披露 20 资料来源：财政部，信达证券研发中心 决定煤层气富集高产的最基本条件有两个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

76、渗透率煤层的含气性和渗透率。资源丰度与煤层厚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。相较常规天然气，煤层气普遍稳产期较短

77、、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。表表 5：影响煤层气开采效果的地质因素：影响煤层气开采效果的地质因素 指标指标 含义及影响含义及影响 资源量 影响煤层气的勘探程度、技术适应性、投资回报率和开发规模等。一定的资源量是进行煤层气开采的基础、一

78、定的含气量、煤层厚度、资源丰度是一定资源量的保证。含气性 一方面煤储层压力和含气饱和度控制煤层含气量分布;另一方面煤储层压力直接决定着煤层对甲烷等气体的吸附能力和解吸能力。游离气含量也会随着压力的增加而增加,两者基本上呈线性关系：在气井排采时,煤储层压力越高,越容易降压排采,越有利于煤层气/页岩气开发。渗透率及解吸能力 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。煤中惰质组含量越高、灰分越低，其渗透率越高。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。吸附时间越长，对煤层气

79、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。煤体结构 煤体结构越破碎，井壁稳定性越差，且造成抽采孔钻屑量和储层污染范围也越大。其中原生煤和碎裂煤的煤层裂隙较为发育，其渗透性、连通性较好，有利于煤层气的开发利用。资料来源：倪小明等煤层气开采模式探讨，冯立杰等煤层气开采关键地质影响因素，孟召平等煤层气、页岩气开发地质条件及其对比分析，信达证券研发中心 图图 24：大大气田开发全生命周期相关指标变化示意图气田开发全生命周期相关指标变化示意图 资料来源：邹才能等中国大气田科学开发的内涵，信达证券研发中心 图图 25：浅浅/深部煤层气单井产量爬坡及衰减规律示意图深部煤层气单

80、井产量爬坡及衰减规律示意图 资料来源：闫霞等深部微构造特征及其对煤层气高产“甜点区”的控制以鄂尔多斯盆地东缘大吉地区为例，信达证券研发中心 中深部煤层气中深部煤层气+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 请阅读最后一页免责声明及信息披露 21 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

81、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，我国中深部煤层气储量丰富，全国全国 2000m2000m 以深的煤以深的煤层气资源量约层气资源量约 4040 万亿方万亿方，资源潜力大。，资源潜力大。未来随着技术进步，未来随着技术进步，深部煤层气深部煤层气有望快速上产有

82、望快速上产，为为煤层气产业规模快速发展提供新动能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

83、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。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。图图 26：含煤岩系含煤岩系双气双气合采合采日产及累计日产及累计产量曲线示意图产量曲线示意图 资料来源：勇 等煤系气合采产出数值模拟研究，信达证券研发中心 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。区块单井产量高，采收率高，成本优

84、势强。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，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，含气量大，含气饱和度高，埋深浅，开采难度小。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，

85、气体容易产出。区块区块气井气井产量高、达产期早，持续时间长，最终采收率高。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、中、请阅读最后一页免责声明及信息披露 22 高及特高产井占比高及特高产井占比 92%92%；气井平均；气井平均 1 1 年左右实现稳产，稳产期平均年左右实现稳产，稳产期平均 1111 年年，年平均采气速度17%，平均最终采收率平均最终采收率高高达达 214%214%。单位开采成本低，成本优势强。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

86、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。图图 27：潘庄区块典型气井最终采出率对比潘庄区块典型气井最终采出率对比 资料来源：贵红等沁水潘庄煤层气井全生命周期产气规律与效果注：气井统计数据为潘庄寺河矿西二和东五盘区146口煤层气井20062019年生产数据；平均日产气量2000m3/d以下为低产井、20004000m3/d为中产井、40006000m3/d为高产井、大于6000m3/d为特高产井，信达

87、证券研发中心 图图 28：潘庄气井平均稳产期早晚和持续时间对比潘庄气井平均稳产期早晚和持续时间对比 资料来源：贵红等沁水潘庄煤层气井全生命周期产气规律与效果注：气井统计数据为潘庄寺河矿西二和东五盘区146口煤层气井20062019年生产数据；平均日产气量2000m3/d以下为低产井、20004000m3/d为中产井、40006000m3/d为高产井、大于6000m3/d为特高产井，信达证券研发中心 图图 29：2015-2022 年潘庄产量、净销量（亿方）及单位年潘庄产量、净销量（亿方）及单位经营经营成本（元成本（元/方）方）资料来源：亚美能源公告，信达证券研发中心 注：单位经营成本（计 口径

88、）为亚美能源披露的区块经营开支/净销量（含销售费用等）通豫管线通豫管线有望于有望于 20242024 年年恢复恢复通气通气，带来盈利修复带来盈利修复。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通豫管线的修整工作接近尾声，

89、正在等待政府复工复产审批，公司预计公司预计 20242024 年可以恢复使用，届时潘庄区块产量年可以恢复使用，届时潘庄区块产量、售价售价有望有望迎来修复迎来修复，盈利有望改善，盈利有望改善。2424-2828 年潘庄产量有望维持年潘庄产量有望维持 1010 亿方亿方/年，马必、紫金山放量提供资源接续。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 0 54 0 59 0 72 0 77 0 66 0 73 0 75 024681012140 000 100 200 300 400

90、500 600 700 800 90200022 请阅读最后一页免责声明及信息披露 23 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。图图 30：2015-2023M9 潘庄煤层气产量（亿方）潘庄煤层气产量（亿方）资料来源：亚美能源公告，信达证券研发中心 图图 31：2015-2022 年潘庄区块剩余探明储量（年潘庄区块剩余探明储量（2p，亿方），亿方）资料来源：

91、亚美能源公告，信达证券研发中心 图图 32：2015-2022 年潘庄区块煤层气售价（元年潘庄区块煤层气售价（元/方）方）资料来源：亚美能源公告，信达证券研发中心 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马必区块面积大，煤层气资源丰富，探明储量约为潘庄的 4 4 倍。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，中深部煤层气，含气饱和度及含气量较高含气饱和度及含气量

92、较高，但资源条件较潘庄有差距；开采难度，但资源条件较潘庄有差距；开采难度较较大，但大，但产量爬坡较快。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

93、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。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4 885 065 727 068 599 6711 7511 82 8 37 10 5 0 5 10 15 20 25 30 02468101214 速69 6371 6769 5576 687265 954 2545 90 0010 0020 0030 0040 0050 0060 0070 0080 0090 0

94、020002120221 661 21 311 671 691 421 82 311 8800 511 522 5 请阅读最后一页免责声明及信息披露 24 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。图图 33：马必区块位置及面积示意图马必区块位置及面积示意图 资料来源：山西省自然资源厅，信达证券研发中心 图图 34：20 年潘庄年潘庄、马必、马必区块区块平均单井产平均单井产量（亿方）量（亿方）资料来源：亚美能源公告，信达证券研发中心 马必南区马必南区 1010 亿方亿方/年项目在产，年项目

95、在产，1313-1515 亿方亿方/年产能在建，总产能预计可达年产能在建，总产能预计可达 2525 亿方亿方/年以上。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。20212021 年以来公司在马必区块加大资本投入，钻井数量迅速提升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，产量迅速爬坡。2

96、022 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，公司公司预计每年投资预计每年投资1616亿左右（公司单亿左右（公司单方面投资方面投资 1111 亿），亿），我们我们预计预计 20 年马必区块产量分别为年马必区块产量分别为 5.55.5-6/8/106/8/10 亿方，中长期气亿方，中长期气量预期在量预期在 2020 亿方以上。亿方以上。图图 35

97、：20152015-2023M92023M9 马必区块产量及增速（亿方）马必区块产量及增速（亿方）资料来源：亚美能源公告，信达证券研发中心 图图 36：20 马必各井型数量及增速（口）马必各井型数量及增速（口）资料来源：亚美能源公告，信达证券研发中心 由于由于开发开发起步晚、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。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.

98、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。20212021 年来随着马必产量的快速释放，单位年来随着马必产量的快速释放，单位经营经营成本显著下降成本显著下降，我们我们预计未来预计未来有望有望进一步摊进一步摊7 75 5 22 3 89 2 91 2 82 2 28 2 33 2 03 0 20 0 29 0 46 0 55 0 39 0 30 0 38 0 57 0 001 002 003 004 005 006 007 008 009 002000212022 0 160 350 580 970 72 0 67

99、1 23 2 84 3 93 40 20 0 20 40 60 80 100 120 140 00 511 522 533 544 5 速692 3 5 0 37 8 4 6 20 2 48 6 52 3 0 10 20 30 40 50 60 005006002000212022 速 请阅读最后一页免责声明及信息披露 25 薄薄。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

100、步摊薄，推动马必区块单位经营成本稳步下降。图图 37：20 年马必区块单位年马必区块单位经营经营成本（元成本（元/方）及产量（亿方）方）及产量（亿方）资料来源：亚美能源公告，信达证券研发中心 注：单位经营成本（计 口径）为亚美能源披露的区块经营开支/净销量（含销售费用等）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，其中其中致密气资源量致密气资源量 13001300 多亿方，中深部煤层气资

101、源量多亿方，中深部煤层气资源量 10001000 多亿方多亿方，区块未来开采潜力巨大。地质条件方面，区内煤层埋深较大，地质条件方面，区内煤层埋深较大，主力煤种主力煤种深度在深度在 100010002 21 100m00m，煤层气开采难度较大。，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。图图 38：山西紫金山区块地理位置图山西紫金山区块地理位置图 资料来源：山西省自然资源厅，信达证券研发中心 紫金山项目仍

102、处于勘探期，有望于紫金山项目仍处于勘探期，有望于 2 2024024 年底或年底或 2 2025025 年起贡献产量。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0 91 0 83 0 76 0 56 0 39 0 34 0 13 0 60 0 45 0 61 0 83 0 68 1 03 0 56 0 45 1 99 2 34 2 03 2 48 2 35 1 97 0 00 51 01 52 02 53 00 000 501 001 502 002 503 0020020202120

103、22 请阅读最后一页免责声明及信息披露 26 成 6 口井的钻井工作，并计划于并计划于 2 2 年优选出紫金山区块中部平缓构造带部署井位年优选出紫金山区块中部平缓构造带部署井位1515 口（口（1212 口直井口直井/定向井定向井+3+3 口水平井），计划勘查投入口水平井），计划勘查投入 2 2.65.65 亿元。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。20232023 年公司收购亚太石油年公司收购亚太石油 5 51%

104、1%股权，获得其在紫金山区块股权，获得其在紫金山区块 60%60%的产品分成。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，公司公司预计预计紫金山区块有望于紫金山区块有望于 20242024 年底或年底或 20252025 年起陆续年起陆续释放产量释放产量。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，马必以及紫金山区块开发的

105、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，我们预计我们预计 2 24 4-2727 年年公司公司的的煤层气产量煤层气产量有望有望保持保持 10%10%以上的以上的增速增速。图图 39：吕梁市十四五能源规划天然气增储上产开发重点项目吕梁市十四五能源规划天然气增储上产开发重点项目 资料来源：吕梁市人民政府，信达证券研发中心 四、盈利预测与估值 新天然气为国内稀缺的拥有上游丰富、优质煤层气资源的标的。全资子公司亚美能源旗下潘庄区块为全国最优质的煤层气区块之一，有望在未来 4-5 年内维持稳产；近年来中深部煤层气技术得到发展，公司加大马必区块投资推动区块快速上产，为公司注入业绩增长动力；新

106、获取的紫金山区块资源储量丰富，未来开采潜力大。在我国能源转型、天然气行业增储上产以及天然气市场化改革政策的驱动下，伴随煤层气开采技术的持续进步，公司煤 请阅读最后一页免责声明及信息披露 27 层气板块业绩有望迎来高增长。同时，公司城燃业务也有望迎来毛差和气量的修复，从而实现业绩改善。我们预测新天然气 2023-2025 年的归母净利润分别为 12.4 亿元、17.4 亿元、19.1 亿元，EPS 分别为 2.92 元、4.12 元、4.50 元；对应 3 月 13 日收盘价的 PE 分别为 9.92X、7.04X、6.44X，首次覆盖给予“买入”评级。其中，公司 2023 年归母净利润中亚美能

107、源净利润为分段合并，资产购买日（2023年7月12日）之前按56.95%合并报表，购买日后100%并表。盈利预测核心假设：盈利预测核心假设：1 1）煤层气开采业务：）煤层气开采业务：产量方面产量方面，23-25 年潘庄区块保持 10-11 亿方左右的产量；马必区块快速上产并于 25 年达产，23-25 年产量分别为 5.5/7.0/10.0 亿方；成成本方面本方面，潘庄经营相对成熟，开采成本保持稳定，随着马必快速上产，开采成本稳步下降；售价方面售价方面，24 年通豫管线恢复通气，潘庄区块售价有所回升，23 年起马必区块联通西气东输一线，售价提升；2 2）城燃业务）城燃业务：城燃业务经营稳定，随

108、着顺价推进毛利率有所改善。表表 6：分版块盈利预测及假设（百万元）分版块盈利预测及假设（百万元）资料来源：iFinD，信达证券研发中心 表表 7：可比公司估值表可比公司估值表（百万元）（百万元）股票代码股票代码 股票名股票名称称 收盘价收盘价（元）（元）归母净利润（百万元）归母净利润（百万元）EPS（元（元/股）股）PE 2022A 2023E 2024E 2025E 2022A 2023E 2024E 2025E 2022A 2023E 2024E 2025E 603393.SH 新天然气 28.97 923 1,238 1,745 1,907 2.18 2.92 4.12 4.50 13.

109、30 9.92 7.04 6.44 000968.SZ 蓝焰控股 6.45 563.31 601.00 725.00 910 0.58 0.62 0.75 0.94 14.93 10.38 8.61 6.86 资料来源：iFinD，信达证券研发中心 注：股价为2024/3/13收盘价；新天然气盈利预测来自信达能源团队；蓝焰控股盈利预测数据来自iFinD机构一致预测 百万元百万元 2019 2020 2021 2022 2023E 2024E 2025E 一、一、煤层气业务煤层气业务 营业收入 1162.3 1038.5 1739.2 2568.1 2759.1 3037.3 3430.5 营业

110、成本 386.3 453.7 684.7 897.1 937.6 1038.3 1225.9 毛利润 776.0 584.9 1054.6 1671.0 1821.5 1999.0 2204.7 潘庄区块潘庄区块 营业收入 1064.0 973.5 1522.7 1918.2 1459.8 1499.7 1416.4 毛利润 597.8 529.4 926.0 1301.4 970.6 1012.3 941.9 净销量（亿方）6.1 6.8 8.2 8.2 7.8 7.5 7.1 产量（亿方）8.6 9.7 11.8 11.8 11.3 10.8 10.2 单方售价（元/方）1.69 1.42

111、 1.80 2.31 1.88 2.00 2.00 单方成本（元/方）0.61 0.63 0.65 0.67 马必区块马必区块 营业收入 97.2 65.0 176.9 471.5 873.7 1112.0 1588.6 毛利润-18.4 -29.2 -19.8 60.1 420.2 556.0 832.1 净销量（亿方）0.6 0.4 0.8 2.1 4.2 5.3 7.6 产量（亿方）0.7 0.7 1.2 2.8 5.5 7.0 10.0 单方售价（元/方）1.39 1.38 1.67 2.05 2.10 2.10 2.10 单方成本（元/方）1.18 1.09 1.05 1.00 二、

112、二、城燃业务城燃业务 营业收入 1134.0 1071.2 867.1 833.2 833.2 833.2 833.2 毛利润 315.6 312.7 246.8 138.4 141.6 158.3 158.3 毛利率 27.8%29.2%28.5%16.6%17.0%19.0%19.0%请阅读最后一页免责声明及信息披露 28 风险因素 1 1、国内外气价大幅下降国内外气价大幅下降；2 2、新区块增产情况不及预期新区块增产情况不及预期；3 3、煤层气行业补贴政策变化煤层气行业补贴政策变化。请阅读最后一页免责声明及信息披露 29 资产负债表 单位:百万元 利润表 单位：百万元 会计年度会计年度

113、2021A 2022A 2023E 2024E 2025E 会计年度 2021A 2022A 2023E 2024E 2025E 流动资产 4,755 4,962 7,066 7,582 8,094 营业总收入 2,617 3,416 3,607 3,885 4,279 货币资金 2,960 3,114 4,860 5,318 5,474 营业成本 1,311 1,603 1,641 1,725 1,912 应收票据 1 16 2 17 4 营业税金及附加 9 7 11 12 13 应收账款 683 636 730 717 882 销售费用 23 23 25 27 30 预付账款 102 80

114、 82 86 96 管理费用 165 174 180 194 214 存货 26 27 26 29 33 研发费用 0 0 0 0 0 其他 985 1,088 1,366 1,415 1,607 财务费用 76 -79 20 23 35 非流动资产 6,286 7,672 8,837 9,934 11,120 减值损失合计-3 0 -1 -1 -1 长期股权投资 787 776 776 776 776 投资净收益 552 30 36 39 43 固定资产（合计）247 240 312 447 605 其他 231 305 342 371 411 无形资产 33 33 33 33 33 营业利

115、润 1,813 2,022 2,107 2,313 2,527 其他 5,218 6,622 7,715 8,677 9,705 营业外收支-2 -25 -4 -4 -4 资产总计 11,041 12,634 15,903 17,516 19,215 利润总额 1,812 1,998 2,103 2,309 2,523 流动负债 2,123 2,114 1,833 1,985 2,134 所得税 379 409 430 472 516 短期借款 100 180 180 180 180 净利润 1,432 1,589 1,673 1,837 2,007 应付票据 0 0 0 0 0 少数股东损益

116、 404 666 435 92 100 应付账款 902 1,288 991 1,117 1,220 归属母公司净利润 1,028 923 1,238 1,745 1,907 其他 1,120 647 662 688 734 EBITDA 1,780 2,469 2,592 2,806 3,039 非流动负债 1,280 1,680 2,880 3,380 3,880 EPS（当年）（元）2.68 2.18 2.92 4.12 4.50 长期借款 397 1,068 2,268 2,768 3,268 其他 883 612 612 612 612 现金流量表 单位:百万元 负债合计 3,402

117、 3,794 4,713 5,365 6,014 会计年度 2021A 2022A 2023E 2024E 2025E 少数股东权益 3,102 3,641 4,076 4,168 4,268 经营活动现金 1,461 1,837 1,474 2,461 2,356 归属母公司股东权益 4,537 5,199 7,114 7,983 8,933 净利润 1,432 1,589 1,673 1,837 2,007 负债和股东权益 11,041 12,634 15,903 17,516 19,215 折旧摊销 439 556 447 455 466 财务费用 99 77 76 110 130 重要

118、财务指标 单位:百万元 投资损失-552 -30 -36 -39 -43 主要财务指标主要财务指标 2021A 2022A 2023E 2024E 2025E 营运资金变动-7 -120 -717 66 -236 营业总收入 2,617 3,416 3,607 3,885 4,279 其它 51 -235 32 32 32 同比(%)23.9%30.5%5.6%7.7%10.1%投资活动现金-772 -1,625 -1,530 -1,517 -1,613 归属母公司净利润 1,028 923 1,238 1,745 1,907 资本支出-701 -1,092 -1,622 -1,562 -1,

119、662 同比(%)186.5%-10.2%34.1%41.0%9.3%长期投资-3 -284 53 3 3 毛利率(%)49.9%53.1%54.5%55.6%55.3%其他-68 -250 39 42 46 ROE(%)22.7%17.8%17.4%21.9%21.3%筹资活动现金-198 -99 1,805 -483 -584 EPS（摊薄）（元）2.43 2.18 2.92 4.12 4.50 吸收投资 802 7 1,300 0 0 P/E 11.94 13.30 9.92 7.04 6.44 借款 803 1,150 1,200 500 500 P/B 2.71 2.36 1.73

120、1.54 1.37 支付利息或股-438 -376 -695 -983 -1,084 EV/EBITDA 4.91 3.10 3.92 3.64 3.47 现金净增加额 487 147 1,746 458 156 请阅读最后一页免责声明及信息披露 研究团队简介研究团队简介 左前明，中国矿业大学博士，注册咨询（投资）工程师，信达证券研发中心副总经理，中国地质矿产经济学会委员，中国国际工程咨询公司专家库成员，中国价格协会煤炭价格专委会委员，曾任中国煤炭工业协会行业咨询处副处长（主持工作），从事煤炭以及能源相关领域研究咨询十余年，曾主持“十三五”全国煤炭勘查开发规划研究、煤炭工业技术政策修订及企业相

121、关咨询课题上百项，2016年 6月加盟信达证券研发中心，负责煤炭行业研究。2019年至今，负责大能源板块研究工作。李春驰，CFA，CPA，上海财经大学金融硕士，南京大学金融学学士，曾任兴业证券经济与金融研究院煤炭行业及公用环保行业分析师，2022年 7月加入信达证券研发中心，从事煤炭、电力、天然气等大能源板块的研究。高升，中国矿业大学（北京）采矿专业博士，高级工程师，曾任中国煤炭科工集团二级子企业投资经营部部长，曾在煤矿生产一线工作多年，从事煤矿生产技术管理、煤矿项目投资和经营管理等工作，2022年 6月加入信达证券研发中心，从事煤炭行业研究。邢秦浩，美国德克萨斯大学奥斯汀分校电力系统专业硕士

122、，天津大学电气工程及其自动化专业学士，具有三年实业研究经验，从事电力市场化改革，虚拟电厂应用研究工作，2022 年 6 月加入信达证券研究开发中心，从事电力行业研究。程新航，澳洲国立大学金融学硕士，西南财经大学金融学学士。2022年 7月加入信达证券研发中心，从事煤炭、电力行业研究。吴柏莹，吉林大学产业经济学硕士，2022 年 7 月加入信达证券研究开发中心，从事煤炭、煤化工行业的研究。胡晓艺，中国社会科学院大学经济学硕士，西南财经大学金融学学士。2022 年 7 月加入信达证券研究开发中心，从事石化行业研究。刘奕麟，香港大学工学硕士，北京科技大学管理学学士，2022 年 7 月加入信达证券研

123、究开发中心，从事石化行业研究。李睿，CPA，德国埃森经济与管理大学会计学硕士，2022年 9月加入信达证券研发中心，从事煤炭行业研究。唐婵玉，香港科技大学社会科学硕士，对外经济贸易大学金融学学士。2023年 4月加入信达证券研发中心，从事天然气、电力行业研究。刘波，北京科技大学管理学硕士，2023 年 7月加入信达证券研究开发中心，从事煤炭行业研究。请阅读最后一页免责声明及信息披露 分析师声明分析师声明 负责本报告全部或部分内容的每一位分析师在此申明，本人具有证券投资咨询执业资格，并在中国证券业协会注册登记为证券分析师,以勤勉的职业态度,独立、客观地出具本报告；本报告所表述的所有观点准确反映了

124、分析师本人的研究观点；本人薪酬的任何组成部分不曾与，不与，也将不会与本报告中的具体分析意见或观点直接或间接相关。免责声明免责声明 信达证券股份有限公司(以下简称“信达证券”)具有中国证监会批复的证券投资咨询业务资格。本报告由信达证券制作并发布。本报告是针对与信达证券签署服务协议的签约客户的专属研究产品，为该类客户进行投资决策时提供辅助和参考，双方对权利与义务均有严格约定。本报告仅提供给上述特定客户，并不面向公众发布。信达证券不会因接收人收到本报告而视其为本公司的当然客户。客户应当认识到有关本报告的电话、短信、邮件提示仅为研究观点的简要沟通，对本报告的参考使用须以本报告的完整版本为准。本报告是基

125、于信达证券认为可靠的已公开信息编制，但信达证券不保证所载信息的准确性和完整性。本报告所载的意见、评估及预测仅为本报告最初出具日的观点和判断，本报告所指的证券或投资标的的价格、价值及投资收入可能会出现不同程度的波动，涉及证券或投资标的的历史表现不应作为日后表现的保证。在不同时期，或因使用不同假设和标准，采用不同观点和分析方法，致使信达证券发出与本报告所载意见、评估及预测不一致的研究报告，对此信达证券可不发出特别通知。在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见并不构成对任何人的投资建议，也没有考虑到客户特殊的投资目标、财务状况或需求。客户应考虑本报告中的任何意见或建议是否符合其特定状况，若有必要应

126、寻求专家意见。本报告所载的资料、工具、意见及推测仅供参考，并非作为或被视为出售或购买证券或其他投资标的的邀请或向人做出邀请。在法律允许的情况下，信达证券或其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，并可能会为这些公司正在提供或争取提供投资银行业务服务。本报告版权仅为信达证券所有。未经信达证券书面同意，任何机构和个人不得以任何形式翻版、复制、发布、转发或引用本报告的任何部分。若信达证券以外的机构向其客户发放本报告，则由该机构独自为此发送行为负责，信达证券对此等行为不承担任何责任。本报告同时不构成信达证券向发送本报告的机构之客户提供的投资建议。如未经信达证券授权，私自转载或者转发本

127、报告，所引起的一切后果及法律责任由私自转载或转发者承担。信达证券将保留随时追究其法律责任的权利。评级说明评级说明 风险提示风险提示 证券市场是一个风险无时不在的市场。投资者在进行证券交易时存在赢利的可能，也存在亏损的风险。建议投资者应当充分深入地了解证券市场蕴含的各项风险并谨慎行事。本报告中所述证券不一定能在所有的国家和地区向所有类型的投资者销售，投资者应当对本报告中的信息和意见进行独立评估，并应同时考量各自的投资目的、财务状况和特定需求，必要时就法律、商业、财务、税收等方面咨询专业顾问的意见。在任何情况下，信达证券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，投资者需自行承担风险。投资建议的比较标准投资建议的比较标准 股票投资评级股票投资评级 行业投资评级行业投资评级 本报告采用的基准指数：沪深 300 指数（以下简称基准）；时间段：报告发布之日起 6 个月内。买入：买入：股价相对强于基准 20以上；看好：看好：行业指数超越基准；增持：增持：股价相对强于基准 520；中性：中性：行业指数与基准基本持平；持有：持有：股价相对基准波动在5%之间；看淡：看淡：行业指数弱于基准。卖出：卖出：股价相对弱于基准 5以下。