煤层气的主要成分是什么(煤气的主要成分及含量)

（报告出品方/作者：民生证券，周泰，曾杰煌）
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。
2020 年我国煤层气产量占燃气比为 86.1%。 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%。

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。
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。（报告来源：未来智库）
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。

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。
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。
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。（报告来源：未来智库）

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。
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%。
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%。
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。
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。

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。
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。

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。（报告来源：未来智库）
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%。
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。

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。
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（CO??）大约占了 26%，其他的还有臭氧（O??）、甲烷（CH??）、氧化 亚氮（N??O）、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）。（报告来源：未来智库）

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。
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%。
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。
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。
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。
“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
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。
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。（报告来源：未来智库）

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。
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。
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。

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。
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。
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。
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 重点公司分析
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%。

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。（报告来源：未来智库）
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。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。
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%。

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。
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。
（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。）
精选报告来源：【未来智库】。未来智库 – 官方网站