煤层气迎黄金十年
2013年下半年，雾霾席卷中国北部、东部、东北部大范围区域，“雾霾”成为政府和群众极度关心的一种现象。愈来愈严重的空气污染，使人们将目光投向了能源消费结构改革，而煤层气作为一种非常规清洁能源，不仅受到了人们的广泛关注，还写入了李克强总理所作的政府工作报告。在报告中，李克强总理提出，“要提高非化石能源发电比重,发展智能电网和分布式能源,鼓励发展风能、太阳能,开工一批水电、核电项目。加强天然气、煤层气、页岩气勘探开采与应用。”
据了解，我国煤层气资源丰富，总量约31.5万亿立方米，是世界上第三大煤层气储藏国。开发利用好煤层气既可增加洁净的气体能源，又有利于保护大气环境和改善煤矿安全生产，具有独特的社会和经济效益。
申银万国证券近日发布研报称，煤层气作为一种非常规清洁能源产业投资大幕已经拉开，预计2014年将是行业景气元年，建议投资者开始布局煤层气产业链优质标的，等待政策发令枪。网易财经特地梳理了研报的主要内容，以供投资者参考。
“两权分离”阻力弱化
“气权矿权分离”被广泛认为是制约我国煤层气发展的重要原因。所谓“气权矿权分离”是指，我国煤层气资源采取一元管理体制，主要由国土资源部进行探矿权的审批;而煤炭则采取二元管理体制，其中120 万吨以上的煤矿由各省级主管部门批准和发证，120吨以上煤矿则由国土资源部批准。这就导致了国家在发放某区块的气权时，地方已经在同一区块发放了矿权，这就造成在同一个空间内，煤炭矿权与煤层气矿权重叠。
可见，两权分离的争议区域主要集中在省级部门批准的120万吨级以下煤矿与国土资源部核准的煤层气采区上。而根据我国煤层气分布特点，目前探明的具有较好商业开发价值的煤层气资源主要集中在沁水盆地和鄂尔多斯东盆地。其中商业化开采资源主要集中在山西、河南省内。
不过，申银万国证券经过调研发现，目前在煤层气资源丰富的山西、河南两省，煤炭与煤层气重合区域低，而且2006年之后，主要重合区域的争端已经通过政府指导或协商方式得到了解决，因此煤层气开采两权分离制度阻力较小。因此，两权分离现状并非制约煤层气开发的主要问题。
“先气后煤”政策有望实际推行
根据我国相关政策规定，在煤层气和煤炭重合的区域内，在煤层气开采完成之前，不允许进行煤炭开采。但是，这项政策在前几年“高煤价、低气价”时期，很难真正执行到位。因此煤层气企业多采用收取“资源出让金”或“资源费”的方式转让“先气后煤”的开采权力。以山西为例，在高煤价低气价时期，山西潞安矿业集团屯留矿为获得22 平方公里煤炭开采权，不得不向该区块的煤层气资源所有企业支付每平方公里6 万元的矿权转让费;兰花集团某井田有约100 平方公里与煤层气登记区重合，最终以吨煤15 元标准向气权单位交纳“资源费”开展瓦斯抽采，方便后续开采。可见，煤价高企盈利良好时，煤炭企业通过产量扩张大幅提升企业盈利，而天然气价格低迷，价格成本倒挂，煤层气企业缺乏开采动力。
但是，因为自2012 年以来煤炭价格大幅跳水，国家多次上调天然气价格，并实行煤层气多环节补贴政策，煤炭与煤层气盈利能力逆转，煤层气企业盈利好转，所以，“先气后煤”政策有望顺利推行。
并且，2013 年9 月国务院办公厅公布了《关于进一步加快煤层气(煤矿瓦斯)抽采利用的意见》，明确要求对煤炭规划5 年后开始建井开采的区域，应坚持“先采气、后采煤”，做好采气采煤施工衔接。因此，煤炭矿权与煤层气权重叠导致的开采顺序与开采主体问题，从制度上得到了解决。
我国煤层气开发现状
1、技术多点突破，采气环节实现盈利
我国煤层气商业化开采开始于1996 年，国务院批准成立中联煤有限责任公司，同时拥有油气资源对外合作专营权。此后，中联煤展开了与外资合作勘探开发煤层气之旅，先后与菲利普斯、德士古、阿莫科等7 家国际知名能源公司签署了多个合作开发中国煤层气资源的产品分成合同。我国复杂断层结构使得国外成熟的开采技术并不能在我国煤层气富集区发挥作用，大量国外企业因亏损纷纷退出我国煤层气开采市场。
煤层气开发技术主要有三个方面：勘探技术、打井排采技术以及增产技术。技术的成熟性主要反映在单井采气能力以及衰减周期上。目前，在我国成熟的煤层气商业化采取沁水盆地和鄂尔多斯东盆地中，三个主要煤层气开采公司已经取得了稳定的盈利。
2、投资方向转移，企业投资意愿悄然回升
我国煤层气投资保持高增速，盈利空间打开投资空间。
我国煤层气资源开发正式开始于1996 年，而实际对其开发的投资增长则开始于2007 年。从煤层气资源富集的山西省数据来看，2007 年以来煤层气投资保持了较高的增长水平。山西省煤层气十一五规划投资规模90 亿元，实际完成情况不足一半，而进入十二五以来，受行业盈利回升影响，前两年投资即超过150 亿元，我们预计，未来投资有望继续高速增长。
企业投资方向由低投资低产出单井向高投资高产出单井转移。
目前我们难以对新一任政府层面是否会加大对煤层气行业的预算内资金支持力度下结论，但我们发现煤层气企业投资力度悄然回升，且投资方向与提高单井产量的技术密切相结合。以往中石油、中联煤等煤层气开采企业为完成国家对其年度打井数的考核目标，大多进行单井投入低的直井开发(平均单井投资300 万元左右)，但沁水盆地煤层气低渗透的赋存特征以及煤层易破碎的地质条件决定了，普通直井难以对煤层气实现有效解吸，加压增产技术容易造成境内坍塌堵塞。因此，中石油、中石化及中联煤打井数虽多但产能利用率低下，单井气产量多在3000 立方米/日，难以实现盈亏平衡。但中石油山西分公司已经与山西当地能源企业合作，投资1.66 亿元开发9 口煤层气水平井，单井投资高达1950 万元。预计2015 年8 月前全部完工。中石油仍然保持着“到2015 年煤层气销量占全国比例超过40%”的经营目标，因此，预计此次中石油山西分公司投资战略的悄然转向将具有持续性。而高投资单井的增长也将带动整个产业链的投资水平。
3、山西煤层气20条：限期开发、多种所有制参与，投资节奏有望加快
2013年8月山西省推出“煤层气20条”——《关于加快推进煤层气产业发展的若干意见》，其中两条对投资具有重大推进性意义：
第十三条——深化矿权管理改革：推进授权两权合一试点，实行限期开发制度。两权合一试点有望为山西煤层气开采扫清制度障碍，限期开发制度将解决当前气权单位只进行资源登记而不积极开发的现状。
第十八条——深化对外合作：省内企业与央企加强合作，鼓励多种所有制企业进军山西煤层气产业。
两权合一，限期开发与多种所有制经营，三条政策互为依托：一方面，将督促中石油、中联煤等具有开发实力的技术单位加快对登记区块的开发;另一方面，将鼓励具有技术优势和盈利能力的开采企业进驻山西煤层气产业。从而加快山西煤层气产业的投资节奏，盘活产业链。
根据 EIA 对我国煤层气开采规模的预测，我国煤层气产量的增长集中在十二到十三五期间，这十年时间里我国煤层气将迎来爆发式增长，此后，煤层气产量将以5%左右的增速水平保持稳定增长。而根据目前我国煤层气行业的技术水平、投资规模以及政策指引来看，我国煤层气行业的黄金十年大幕或已拉开。
投资策略：投资已回升，布局优质股，等待政策发令
投资悄然回升，有望拉动煤层气上游产业链。我们预计，随着盈利能力的提升，煤层气开采行业固定资产投资仍将保持高速增长。而从当实业界投资情况来看，中石油已经将钻井开发投资方向由粗放型低产出井，向高投资高产出气井转移。因此，同样的年度打井数将拉动更大规模的产业链投资水平。
产量增长，支撑下游储运分销市场。煤层气产量增长除利好山西省内煤层气管线公司外，同样对下游储运分销市场创造了新供给来源。在天然气整体供不应求的局面下，储运分销市场同样受益。
根据美国煤层气开采经验，技术、投资和优惠税收政策是煤层气产业爆发的三大动因。目前我们已经开发了适合复杂地质构造及低渗透率等特征的煤层气开采技术，同时投资规模高速增长，投资方向悄然变化。因此，我们建议提前布局优先受益于煤层气产量提升的山西管网公司，同时关注上下游产业链，静待政策发令枪。
有望成为能源领域国企改革先锋，积极关注山西煤层气20 条政策落实进展。山西煤层气20 条中最受关注的政策之一即引入多种所有制共同开发省内煤层气资源。根据我们之前的判断，山西煤层气未来投资之路主要有两条：一是中石油、中联煤等央企加大投资;二是具有技术实力和盈利能力的多种所有制企业进驻煤层气产业;从目前情况看，具有盈利能力的技术主要掌握在民营和外资企业手中，因此引入多种所有制经营具有更大的可能性。建议积极关注山西煤层气20 条落实进展，我们认为多种所有制主体的实际引入将成为盘活全产业链的发令枪。
实业界期待三重补贴，全面盘活开采-利用链条。实业界期待煤层气产业链的三重补贴：采气补贴+发电设备补贴+煤层气发电电价补贴。煤层气开发既是能源问题，也是环境问题。因此鼓励煤层气开采具有双重意义，优惠政策出台只是时间问题。
