二、今日火线热点飙升内幕

享900亿立方米盛宴 掘金煤层气概念(股)

　　中国煤层气发展前景广阔
　　近日，煤炭大省山西在刚获批的《国家资源型经济转型综合配套改革试验总体方案》中，首次明确提出，煤层气的开发利用应按照先采气后采煤，先抽后采的原则，鼓励加快其开发和综合利用。
　　事实上，在石化资源日趋紧张、天然气价格上涨、煤矿安全事故频发的大背景下，煤层气作为热值高、储量大、燃烧清洁的非常规天然气，早已受到中国油气巨头的青睐。然而，这一新能源的开发利用一直存在制约性矛盾，亟待政策发力。
　　煤层气俗称瓦斯，主要成分为甲烷，主要吸附、溶解或以游离状态附着在煤层中，是煤的伴生矿产资源。中国埋深2000米以浅煤层气地质储量约36．81万亿立方米，资源总量仅次于俄罗斯和加拿大，居世界第三。
　　近日，中海油入股中国唯一的国家煤层气专业公司中联煤，就煤层气的勘探、开采、产量、销售等达成一份为期30年的协议，开发位于山西、陕西、河南等9省、总面积为1.09万平方公里的区块。仅在勘探期，中海油就将投入近百亿元。
　　中海油董事长王宜林称，到2020年中海油将基本建成国际一流能源公司，提出非常规油气和常规气齐头并进，加快发展煤层气产业。
　　在全国煤层气抽采和利用最充分的地区山西晋城，已经聚集了中石油、中联煤、晋煤集团蓝焰煤层气等多家开发企业和压缩、液化、集输企业，被称为煤层气开发走廊。
　　以山西晋煤集团为例，截至2012年6月底，晋煤集团已累计施工地面煤层气钻井4111口，占全国总井数的60%，投入运行2325口。2011年，晋煤集团实现井上、下煤层气抽采量20．42亿立方米、利用量13．06亿立方米，分别占全国总量的20%和30%。
　　在晋城市区一家加气站加气的出租车司机李琛告诉记者，他的车改装后一次加10立方米的煤层气可以跑100公里，才花费34元。而如果加汽油的话，按照93号汽油每升7．66元计算，加注煤层气比使用汽油要便宜一半。
　　如今，在整个晋城地区，有超过9000辆汽车、15万户居民、数百座工厂和发电厂都在使用煤层气。下一步，市区所有公交车将由燃油改为燃气。
　　然而，中国煤层气从试验到商业化开发虽已走过20多年，却没有大突破，煤层气产业化进程仍面临矿权重叠、煤层气行业标准及规范欠缺、地面开采政策支持力度小等制约因素。
　　山西晋城煤业集团沁水蓝焰煤层气公司常务副总经理王峰明说，目前，中国煤层气开发利用仍然处于初级阶段，因为煤层气前期设备和技术投入比较大，现在技术成熟的煤矿企业没有可再开采的领域和地盘，而有区块的油气巨头技术还不成熟，所以，短时间内，煤层气在产量上不会有较大规模的增长。（.新.华.网）

　　中国煤层气2030年有望突破900亿立方米
　　中国工程院院士袁亮在16日开幕的第四届中国(太原)国际能源产业博览会上表示，2030年中国煤层气产量有望达到900亿立方米，从节能效应来说，相当于一个亿吨级的原煤产量，相当于1.5个三峡水电站的年发电量，相当于一个大庆油田的原油当量。
　　中国的煤层条件十分复杂，90%上是井工开采，70%以上的煤矿为高瓦斯矿井，随着开采规模和深度的变化，现在已经开采的煤矿均有低透气性、高瓦斯、煤与瓦斯突出的特征，袁亮说，瓦斯防治和煤层气开发是世界性难题，长期以来解决得不好，所以才造成事故的发生。
　　初步探明的中国煤炭资源总量达到5.57万亿吨，位居世界第三，煤层气的资源总量达到36.8万亿吨。
　　但现在的探明可采量只相当于百分之一，袁亮认为国家现行的扶持政策还不够，如果能加大煤层气开发，瓦斯防治补贴、政策支持的力度，中国煤矿的瓦斯和煤层气产业会在很短的时间里有一个大的发展。（.中.新.社　.李.鹏.飞）

　　院士：煤层气开发比页岩气开发更现实
　　9月16日，在第四届中国(太原)国际能源产业博览会高峰论坛上，中国工程院院士袁亮表示，在非常规天然气当中，煤层气比页岩气要来得快，要来得现实。煤层气产业从资源来说具备大发展的规模，但在经济性上，国家现行的扶持政策还不够，如果能够加大煤层气开发和瓦斯防治补贴的政策支持力度，在很短的时间内，中国的煤矿瓦斯和煤层气产业会有一个大的发展。
　　袁亮认为，我国煤层气的赋存条件决定煤层气产业只能够坚持走地面抽采和井下开采相结合，两条腿走路的开发模式。其中，在煤矿区瓦斯抽采方面，以淮南为代表的煤与瓦斯共采技术，解决了松软低透气性煤层群开采的技术难题，现在已经在全国推广。在地面煤层气开发方面，以山西晋城为代表的高煤阶煤层气利用技术，达到了国际先进水平，建成了山西晋城国际级示范区和煤层气产业基地。
　　袁亮预测，到2015年地面煤层气抽采量达到140亿立方米，2020年280亿立方米，2030年达到630亿立方米。矿井煤层气抽采量在2015年达到160亿立方米，2020年达到220亿立方米，2030年达到270亿立方米。到2030，我国的煤层气总产量有望达到900亿立方米。（.新.华.08.网）

　　山西煤层气综合利用项目入选世行贷款规划
　　可获得世界银行贷款1亿美元
　　记者从山西省财政厅了解到，山西省申报的山西煤层气综合利用项目列入世界银行贷款2013-2015财年备选规划，项目总投资15.5亿元，其中利用世行贷款1亿美元。
　　该项目内容包括：煤层气热电联产、城市管网两个子项目。项目的实施将对我省推广应用分布式能源技术，提高能源利用效率，推动气化山西目标的实现起到引领和示范作用。（.山.西.经.济.日.报）

　　第二轮页岩气招标的最后一天
　　低准入门槛使第二轮页岩气招标分外热闹。9月14日是领取招标文件的最后一天，下午赶到国土部油气资源战略研究中心领取招标文件的企业依然很多。证券时报记者在现场看到，从下午两点到三点，一小时内就来了近10家公司的人员，为的是能搭上这轮页岩气招标的末班车。
　　根据招标文件要求，此次招标出让的探矿权有效期为3年，年均勘查投入至少每平方公里3万元，钻达目的层的预探井等钻探工程量最低应满足每500平方公里2口。按1000平方公里一个区块来看，年均勘探投入要3000万元上，低门槛主要是为了鼓励更多的企业参与竞争，初期勘探投入不会特别大。
　　紧赶慢赶终于赶到了！一位从外地赶来的某企业有关负责人喘着粗气。这时，在他前面还有两家企业的人在排队。在排队递交材料、核对信息、领取完资料下楼后，上述企业负责人如释重负地松了口气。
　　上述负责人所在的企业是外地一家天然气下游企业。我们目前开始致力于发展天然气上游业务，还专门成立了投资页岩气勘探、开发的投资平台。我们有自己的团队，前期已经做了大量的准备工作。他对证券时报记者说。
　　目前，我国页岩气勘探处于初级阶段，地下条件和地上基础设施还不成熟，前期投入和后期的风险也相当大。有业内人士认为，尽管这块蛋糕很诱人，但有可能投了1个亿一口井打下去什么也没有，甚至有人预测要实现页岩气商业化至少要10年。
　　所有勘探都有风险，上述负责人坦陈，页岩气勘探开发的确风险很大，不能指望很快见效，但是未来的收益前景无限，应该看得长远一些，他乐观地认为5年后就会看到成效：我们现金流很充裕，有70个亿，我们对贵州的区块比较感兴趣，打算在6年内投入100个亿用于页岩气勘探开发。
　　另一家做液化天然气起家的民营企业表示也做好了充分的准备。我们在这行已做了4年，有自己的技术队伍，有积累，能整合。同时，对市场有很好的理解和客户资源，在管道输出方面有基础，不存在基础设施方面的问题。该企业一位负责人领完招标文件后对证券时报记者说，我们有应对风险的思想准备，心态比较成熟，不指望很快产生现金流。这轮招标打开了三大油企垄断的大门，使公司有机会参与到页岩气这个新的游戏领域里竞争，我们要抓住机会，稳扎稳打。
　　无论将来是否中标，对公司都是有利的，因为页岩气的勘探开发过程需要我们的设备和工程技术服务。一家领取了招标文件的上市民营油服企业告诉记者。
　　事实上，此前已有多家上市公司密切关注此轮页岩气招标。惠博普（002554）日前已公告参与第二轮页岩气探矿权的招标。杰瑞股份（002353）有关负责人也对证券时报记者表示，已经把招标材料领回来了，正在准备招投标工作，目前在评估区块资料信息和投入成本等工作。潜能恒信（300191）有关负责人公开表示，一个完整的勘探开采生产过程，都需要公司全面的技术支持。潜能恒信始终密切关注页岩气勘探开发招标项目，有意并将择时介入对非常规油气的勘探。另有一些上市公司尽管没有明确是否会参与投标，但也纷纷表示自己公司的现有产品可以应用于页岩气勘探、测量、钻采领域。（.证.券.时.报　.记.者　.张.达）

　　中石油即将获得澳大利亚煤层气资产
　　据外媒报道，澳大利亚外国投资审查委员会（FIRB）近日表示不反对澳大利亚Molopo能源公司把其在昆士兰州Bowen盆地的煤层气资产出售给中国最大的石油公司--中国石油天然气股份有限公司（中国石油/PetroChina）。
　　总部设在澳大利亚的Molopo能源公司12日宣布，该公司日前从澳大利亚外国投资审查委员会收到了该委员会不反对这笔交易继续进行的确认。
　　澳大利亚Molopo能源公司上个月同意以4100万澳元（4290万美元）的价格把其在ATP564P、PLA210和PL94许可证区的67.1%股份以及其在PLA447和ATP602P许可证区的62.9%股份出售给中国石油。
　　这些许可证区估计拥有大约3280亿立方英尺探明和概算煤层气储量，其中大部分许可证区距离格拉德斯通港大约150公里。
　　这笔交易仍需要获得中国国家发展和改革委员会的批准，Molopo能源公司说，该公司预计将在9月底前得到回复。（.中.国.石.化.新.闻.网）

　　中海油加速进军煤层气 勘探费五年近百亿
　　新协议加强了中海油在中联煤的话语权，有助于中海油的煤层气开发战略落地
　　时隔近两年，中海油在煤层气开发上再出大手笔，仅勘探费用，五年内即达近百亿元。
　　根据中国海洋石油有限公司(00883.HK， 下称中海油)8月6日的公告，其全资子公司中海石油(中国)有限公司，与中联煤层气有限责任公司(下称中联煤)就煤层气的勘探、开发、产量、销售等达成一份为期30年的协议，开发位于山西、陕西、河南等九省、总面积约为1.09万平方公里的区块，这些区块约占中联煤现有区块面积的一半。
　　根据协议，中海油将担任作业者，产出通过产品分成合同方式由双方分享。双方还将成立联合管理委员会，由八名代表构成，各自派出四名代表。联合管理委员会主席由中联煤指定，副主席由中海油指定。协议规定，如果双方代表未能达成一致，中海油的建议应获联合管理委员会采纳。
　　按照协议，30年的协议期分为勘探期、开发期和生产期。中海油与中联煤在开发期间的成本承担比例分别为70%和30%。其中勘探期为期五年，中海油将投入99.33亿元。
　　在生产期，收益的80%将首先用于偿还中海油的勘探投入，以及与中联煤在各合作区块的投资成本，剩余20%收益和成本补偿后结余的收益，将按照7∶3的比例分配给中海油和中联煤。
　　中联煤实际上已被纳入中海油囊中。看完上述协议后，资深石油专家张抗表示。
　　2010年12月，中海油以12亿元从中煤集团手中购得中联煤50%股份，从而接棒中石油成为中联煤两大股东之一。但此后近两年，中联煤依然鲜有作为，直至签署本次协议。
　　现实的非常规油气品种
　　进军陆地是中海油的夙愿，由于陆上常规油气项目已被两大巨头瓜分殆尽，中海油只能另辟蹊径，大力发展非常规油气。
　　但相对于上世纪90年代就拥有煤层气区块的中石油和中石化，中海油仍是不折不扣的后来者。深知开发紧迫性的中海油频频出手，且不乏大动作。
　　数年间，中海油凭借丰富的海外合作经验，在全球斩获多处非常规油气资源。7月底宣布收购加拿大油气公司尼克森，即是看重后者的页岩气和油砂项目。与煤层气相比，页岩气和油砂刚刚起步，技术难度大，投资也大。
　　中石油煤层气公司总地质师李景明告诉记者，一口单井产量为10万立方米的页岩气井，投资至少在5000万元，而同样产量的煤层气井投资只需30万元。因此，中海油需要以煤层气作为突破口，打造成新的增长点，在中海油回复给记者的邮件中如此表达。
　　煤层气俗称瓦斯，主要成分为甲烷，主要吸附、溶解或以游离状态附着在煤层中，热值和天然气相当，是优质的清洁能源。中国的煤层气资源量约36.81万亿立方米，仅次于俄罗斯和加拿大位居世界第三。
　　在业内人士看来，中海油入股中联煤是上岸的明智之举，后者作为迄今中国唯一的国家煤层气专业公司，将成为中海油在陆上非常规领域的资源整合平台。
　　与中石油分家后，中联煤手中还握有25个煤层气区块，面积达2万平方公里，探明储量约为500亿立方米左右。中海油由此可以占据非常规天然气领域的一席之地。
　　中海油给《财经》记者的回复邮件，亦表明了上述态度，煤层气是开发清洁能源和进入中国陆上业务的极好机会。去年开始，中海油已在沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘，开展煤层气勘探开发项目。根据其规划，预计到2015年，中海油将形成40亿立方米的年产量。
　　进军煤层气对中海油实现二次跨越目标也举足轻重。中海油董事长王宜林不久前在《人民日报》发表署名文章中称，到2020年中海油将基本建成国际一流能源公司，提出非常规油气和常规气齐头并进，强调要加快发展煤层气产业。
　　作为中海油产量的主要产区，渤海油田漏油事故的影响仍未消退。在8月21日的中海油中期业绩会上，中海油总裁兼首席执行官李凡荣表示，蓬莱油田复产时间尚未确定。
　　受漏油事故影响，2011年中海油的油气产量同比仅增长0.7%，大大低于往年增速，实现331.8百万桶油当量，略高于原定目标的下限。
　　增储上产是油气公司的重中之重，而中海油渤海油田的主产区陷入停产，对其增储上产目标有不小的影响。近海油田已经开发得差不多了，深海勘探尚待起步，非常规油气中，页岩气、油砂开发成本高，技术门槛高，收购海外资产也面临很大的政治风险，开发煤层气对于中海油更具可行性。一位能源分析人士这样告诉《财经》记者，尽管中海油投入近百亿元用于煤层气勘探，但该投资仅占中海油去年全部勘探成本的7%。
　　此外，随着中国经济快速增长及节能减排压力，未来对天然气需求加大，加之进口LNG、进口天然气价的进入，国内天然气价格势必抬高，煤层气等非常规油气开发前景看好。
　　除了上岸和增加资源量的商业考量，开发煤层气也是响应政府号召之举。中国政府出台的十二五煤层气规划提出到2015年年产量达到300亿立方米，这远远超出了市场预期，李景明表示。
　　一位不愿具名的中石油人士告诉《财经》记者，8月中旬，能源局召集三大石油公司开会，向各公司分派指标，力保完成十二五规划产量目标。该目标中，中联煤将承担35亿立方米任务。
　　中海油掌控中联煤
　　中联煤作为唯一的国家级煤层气专业公司，为何始终没能独立发展壮大，以致被迫依靠外援？在张抗看来，中联煤建立、发展、挣扎的过程，正是一部中国煤层气的发展史。
　　上世纪90年代初，美国完成煤层气产业化革命，中国在1994年成立了煤层气信息项目组，开始吸收引进美国技术。
　　1996年，经国务院批准，煤炭部、地质部和石油部三部门联合筹资1亿元组建中联煤，煤层气对外合作专营权为中联煤独有。
　　为防止一家独大，上述三部委各享有三分之一股权，但由于三方在发展目标上并不完全一致，导致互相掣肘，内耗严重，均分股权在后来成为阻碍中联煤发展的绊脚石。
　　中石油原资源局局长查全衡称，均分股权的机制不少见，但普遍存在决策权难以集中的问题，结局往往是三个和尚没水吃。
　　掣肘之下，各大股东对中联煤的鸡肋感逐渐增强，加之煤层气前期投资大，效益短期难以实现。1999年，地质部首先将持有股份等额无偿划转给中煤集团和中石油，此后中煤集团和中石油双方各持一半股份，分歧依旧存在。
　　中煤集团一位高层向《财经》记者表示，中煤集团没有风险勘探资金，所以承担风险的能力不如中石油，煤层气在当时尚属勘探初期，自然不愿涉险投入巨资，由此中石油和中煤集团也摩擦不断。
　　2002年，中联煤累计投入煤层气勘探资金7.3亿元，其中外方投入5.8亿元，中联煤自营项目投入仅1.5亿元。
　　张抗介绍，2009年，中石油带着一半的区块和开发队伍退出中联煤，国资委同意将中石油所持股权转让给中煤集团。中联煤由此几乎剩下了一个空架子，日子很难过。张抗回忆说。
　　中联煤发展受阻，除了公司股权制衡掣肘外，还与早期政策扶持力度有限与投资不足有关。广发证券7月26日报告显示，截至2008年11月，中国累计投入地面煤层气勘探的资金仅为4亿－5亿元，每年拨给中联煤的地质勘查费累计约2亿元。
　　与此同时，有了区块和团队的中石油自起炉灶，于2008年成立中石油煤层气公司，对中联煤形成强大竞争压力--尽管中联煤在2009年的勘探投入累计已达48亿元，但中石油煤层气公司仅2009年当年投入即达30亿元。
　　数据显示，2009年，中联煤的煤层气产量为1.43亿立方米，2010年产量2.5亿立方米，增长率85.9%，是当年产量增长最快的能源企业。2011年，中联煤产量达到3.56亿立方米，增长率接近70%。但多位业内人士向《财经》记者指出，产量基数过低是中联煤年增长率高的重要原因。
　　中石油后，煤层气公司因为投资充裕，并握有从中联煤分得的优质资源和人才技术，崛起迅速，很快就超越了中联煤。
　　广发证券报告指出，2010年，中石油的煤层气日产量已达到84万立方米，总产量占到全国煤层气产量的19.6%，而中联煤的日产气量为38万立方米，总产量仅占全国产量的8.9%。
　　另外，中石油在探明储量和可采储量方面，都将中联煤远远甩在后面。截至2010年，中石油探明储量的区域为1905.78平方公里，中联煤为402.18平方公里，可采储量分布区为990.11平方公里，中联煤为218.38平方公里。
　　并非一劳永逸
　　2010年底中海油入股中联煤后，沿袭了以往的合作模式，中海油与中煤集团平分中联煤股份，中联煤的董事长和总经理仍由两家公司分别派任，董事长、总经理、公司法定代表人定期轮换。这在很大程度上导致了中联煤近两年仍然作为不大。
　　8月6日公布的新协议能否让中海油避免重蹈中石油覆辙？接受《财经》记者采访的专家普遍认为，这显然不是一份让中海油一劳永逸的协议。
　　相互扯皮的局面还会重现。查全衡说。中联煤一位中层人士也对双方合作前景不乐观。
　　中石油煤层气公司总地质师李景明告诉记者，中海油在最初入股中联煤时对此颇有顾虑，中煤集团不愿出让股份，而中海油迫切需要上岸，彼时任中海油董事长的傅成玉便提出作业者由中海油承担，中海油的话语权无形中被提高了，他说，中联煤的许多其他区块也都由中海油出任作业者。
　　中海油除了寄望开发煤层气增加资源量，还希望借助中联煤是国家唯一专业煤层气公司的优势，加强行业质量技术标准的研究和制订，中海油在注资中联煤前，已开始积累煤层气技术和人才，并积极参与推进国家科技重大专项《大型油气田及煤层气开发》等科技项目，沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程被发改委授予国家高技术产业化示范工程。
　　然而，发展蓝图虽然诱人，中海油涉足煤层气的前景，仍受气价和管输能力这两个关键变量的制约。
　　根据2007年颁布的《国务院办公厅关于加快煤层气(煤矿瓦斯)抽采利用的若干意见》，煤层气出厂价格不受政府控制，可由供需双方自主协商决定价格，此外开采企业还能享受中央政府0.2元/立方米的财政补贴，但天然气价格却是煤层气价格制定的重要参考依据，李景明告诉记者，协商的煤层气价格大多是由省级门站价格倒推而来。在常规天然气供不应求时，煤层气有可能以高于天然气的价格出售。
　　管输方面，中石油几乎垄断了相关管网，且以煤层气目前的产量规模，几无新建空间。因此，留给中海油的路只有两条，一是借中石油的管网输气，二是就地液化压缩，通过车辆运输。
　　煤炭科学院重庆分院院长胡千庭认为，管输一般要求气体浓度达93%以上，这是中国天然气管网的入网标准。且如果煤层气浓度不够，管输反而不划算。而相比每立方米气近2元／公里的长输管网(跨省或长度超过50公里以上)成本，就地液化、压缩的成本每立方米仅1元钱左右。
　　也有专家称，目前中海油谈盈利目标为时尚早，毕竟目前国内的煤层气还处于投入阶段。李景明对《财经》记者表示，各家公司都还忙于摸清家底，交储量。
　　中海油内部也有人对此举动存在疑虑。中海油一位资深专家对《财经》记者表示：这个钱投进去不见得有足够回报。他认为，中海油此举旨在获取资源量，对煤层气行业开发中的固有矛盾和难题，诸如矿权、气权重叠，采煤、采气两权分立，以及输气管网问题，中海油并没有提出行之有效的解决方案。只是为了拿量，没有看的很远。
　　（《财经》杂志）

　　广发证券：煤层气开发步入快速发展黄金期
　　煤层气是三大重要清洁能源之一
　　煤层气又称煤层瓦斯、煤层甲烷，主要以吸附、溶解或游离状态赋存于煤层及固岩中，属于非常规油气资源，是绿色清洁能源。我国煤层气储量丰富，分布集中，产业链较为完整，适于大规模开发利用，同时，应用领域众多，未来市场前景广阔。
　　煤层气行业发展的驱动因素
　　煤层气行业快速发展受能源需求和结构调整、油价、油气政策、矿山能源综合利用等多个因素驱动。不断增长的能源需求和亟待调整的能源结构是煤层气行业快速发展主要驱动因素。油价的高企催生了非常规能源煤层气开发的投资热潮，天然气价格改革等政策有望提升煤层气行业的盈利空间，矿山资源综合利用的发展趋势推动煤层气的开发利用。
　　国内煤层气行业发展现状和趋势
　　我国煤层气资源丰富，埋深2千米以浅的煤层气气量约36.81万亿立方米，居世界第三位。由于我国煤层气勘探资金不足、部分关键设备和技术欠缺，煤层气开发利用起步较晚。目前，伴随着国家煤层气开发利用规划的实施，勘探开发资金正在不断投入，相关的配套设施也在大力建设，相关的煤层气优惠政策陆续推出，国家扶持力度逐步加强，煤层气行业迎来高速发展的黄金阶段。
　　煤层气行业带来众多的投资机遇
　　从产业链分析，煤层气快速发展需要首先加大勘探开发力度，与此相关的投资必然会加大。中短期，扩大的勘探开发的投资直接利好相关技术、设备供应商。长期来看，受益于能源稀缺性和需求的增加，拥有资源者终将取得丰厚的收益，中石油、中石化、中联煤、晋煤集团成为投资标的。
　　上游勘探环节，勘探设备和勘探技术领先的油服公司率先受益。上游钻井和完井环节，拥有压裂、复合射孔、煤层气综合利用等核心技术的油服公司受益，相关设备如钻头、钻机、连续油管的生产公司则在煤层气企业大规模生产采购阶段中获利。中游储运环节，拥有管道资源和管道设备龙头企业将受益于煤层气产业的发展，输气量的增加和管道投资的加大为这类企业提供了广阔的市场前景。下游利用环节，煤层气资源不再被排空浪费，煤层气的有效利用预示着煤层气发电企业将获益颇丰，天然气汽车行业有望得到煤层气开发的驱动。
　　风险提示
　　1）开采成功率低、油价大幅下跌带来勘探及生产投资减少的风险。
　　2）勘探及生产活动中重大事故的风险。

　　国金证券：煤层气守得云开见月明(荐股)
　　海外资本市场看好中国机会
　　我们以伦敦证交所 AIM 上市公司绿龙燃气（Green Dragon Gas）为例研究了煤层气公司的投资机会。绿龙通过子公司格瑞克中国覆盖煤层气上中下游业务，100%收入来自中国境内，并在近两年大笔增加了对沁水盆地柿庄南区块的开采投资。该公司上市6 年以来亏损逐渐扩大，经营性现金流出加剧，但累积涨幅远超富时100 指数，2011 年初最高峰对应的累计涨幅达290%。
　　煤层气可有效生产15~20年
　　常规天然气井初始产量高，达到峰值时间短，产量衰减较快，有效生产年限为7~8 年，而煤层气井初始产量低，3~4 年后才到达高峰，并可保持有效生产15~20 年。近年来美国煤层气年产量基本不变，同时EIA 预测，未来20 年内煤层气将始终占全美天然气总产量的8%左右。产量稳定的特点意味着煤层气投资回报较慢，但能够在中国天然气价格长期上涨的趋势下更充分地受益。
　　中国气价上涨保证煤层气收益
　　我们在美国Penn State University2010 年假设数据的基础上，根据对未来十年天然气价格的预测，估算出美国和中国气价下，San Juan 煤层气13 口井组的IRR 分别为-5.08%和23.92%，投资回收期分别为十余年和5 年。
　　政策利好将启动煤层气投资热潮
　　美国原油暴利税法案第29 条（1982~1992）对非常规油气补助$3/Boe，并以1979 年为基准按通胀逐年调整，90 年代约合$1/Mcf（现折合RMB0.22 元/方），而同期美国天然气井口价为$3/Mcf。与美国相比，2010 年中国抽采量88 亿方，是美国的17.9%。中国煤层气发展的障碍主要存在于三方面：地质条件复杂技术起步晚、矿权重叠和补贴不高（0.2 元/方）。特别是受矿权不明的影响，长期以来采收率低于20%的井下抽采方式占主流（甲烷浓度低20-50%）。
　　中国煤层气十二五规划到2015年，我国煤层气新增探明储量1 万亿方，产量300 亿方，其中地面钻采160亿方；建设沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘煤层气产业化基地。
　　随着十二五规划落实气权的政策执行力度加强，采收率达 70%的垂直井等地面抽采技术（甲烷含量高90%）将具备爆发式增长空间，盈利也将最好，相关设备供应商和技术服务公司将率先受益。
　　投资建议
　　资源开采龙头企业将持久受益，重点关注煤气化。公司实际控制人晋煤集团是国内煤层气开采的龙头企业，2010 年抽采量达15.73 亿方，具有整体上市预期。随着气化山西的进展，山西省内煤层气大多将交由晋煤开发，按规划2015 年要达到100 亿方。
　　浓缩技术是低浓度煤层气利用必须的，关注天科股份。IEA（2009）在对中国川贵地区煤层气开采的调研中发现，70%的煤层气甲烷含量低于30%，具较大爆炸危险（爆炸极限为5%~15%）。此外，下游发电也要求甲烷浓度高于30%。具备低浓度煤层气浓缩技术和变压吸附气体分离技术（PSA）的专业技术提供商将受益。
　　其它关注包括：国内最大的煤层气开采主体中石油，收购中联煤层气50%股权的中国海油和收购河南中裕煤层气42.42%股权的恒泰艾普，以及从事煤层气技术服务的杰瑞股份，通源石油也将分享煤层气发展收益。（.国.金.证.券）

　　煤层气板块10股价值解析
　　个股点评：
　　西山煤电中报点评:煤价下跌影响公司业绩
　　类别：公司研究 机构：华泰证券股份有限公司 研究员：陈金仁 日期：2012-08-21
　　2012 年上半年实现销售收入156.85 亿元,与去年同期相比小幅增长4.02%。上半年实现净利润16.56 亿元,与去年同期相比下降11.16%。上半年实现每股收益0.53 元。煤价下跌影响业绩。 2012 年上半年煤炭销量1084 万吨,同比减少4.03%;:煤炭销售收入91.18 亿元,同比减少0.23%;电力热力销售收入16.35 亿元, 同比增加71.74%;焦炭化工销售收入48.10 亿元,同比增加2.52%; 其他业务收入1.22 亿元,同比减少58.78%。毛利率51.69%,同比减少1.85%,原煤、精煤等煤炭产品价格下降、销量减少影响公司业绩;吨煤销售成本上涨30.5 元至406 元/吨,煤炭毛利率减少1.86% 至51.69%。
　　2012 年中期,公司净资产收益率为10.58%,2011 年中期净资产收益率为12.24%,净资产收益率与去年同期相比下降13.56%。行业景气度下降、煤炭价格下跌对公司盈利能力带来压力。
　　我们预计预计公司2012-2014 年EPS 分别为0.92、1.09 和1.16 元,对应8 月6 日的收盘价PE 分别为15.95 倍、13.46 倍和12.65 倍,目前估值不具有优势。但基于公司资源储量丰富、焦煤行业龙头地位,我们维持公司增持评级,行业景气回升时可配臵。
　　投资风险:1、宏观经济下滑导致煤价持续下跌。2、成本费用上升超越预期。
　　准油股份2012年中报点评:煤层气开发应用是公司未来最大的增长点
　　类别：公司研究 机构：国元证券股份有限公司 研究员：周海鸥 日期：2012-08-22
　　公司目前股票估值基本合理,鉴于煤层气开发具有良好的市场预期,我们给予推荐的投资评级。风险揭示:油田服务项目进展低于预期、煤层气开发存在风险等。
　　恒泰艾普页岩气助力腾飞:国内唯一软硬兼备的油服公司
　　类别：公司研究 机构：第一创业证券有限责任公司 研究员：王皓宇 日期：2012-09-12
　　摘要:
　　国内唯一具备软实力和硬实力的油气工程技术服务公司,有望成为未来中国的斯伦贝谢。纵观国际领先油服公司,都必须同时具备软件研发产品化能力和油气装备研发制造能力,公司通过内生和外延发展,已经具备软平台和硬平台,通过这两个平台的协同发展将展翅腾飞。
　　资本运作迅速有效,加粗、加长、加宽迈向国际化。通过收购博达瑞恒,公司将丰富产品线,提升技术服务能力,增强市场营销能力,软实力得以加粗;通过收购新赛浦、Spartek,公司将极大提升油气装备的研发制造能力,将产业链加长到硬实力领域;通过收购西油联合,公司进一步加宽业务领域和客户资源,利用自身已有的软、硬件产品为油公司提供高品质的油气生产开发工程技术服务。
　　页岩气勘探开发领域的首先受益者。在非常规油气技术尤其是页岩气勘探开发技术和工程、工艺方面,公司拥有国际先进水平的软、硬件产品及工艺技术,在未来国家页岩气勘探、开发方面,公司将成为重要的技术供应商和服务商,将成为国家页岩气大开发的首先受益者。
　　受益于新疆、川渝地区的油气开发加速,公司盈利能力将迈上新台阶。中石油未来十年将在新疆投入3000亿元以上,继续提高新疆油气产量、炼油规模,建成第二个大庆;公司将在新疆设立子公司,扎根新疆力求多元化发展。川渝地区的石油天然气勘探开发持续蓬勃发展,借助西油联合在川渝地区的运作经验,公司将整合力求在川渝实现更大发展。
　　上调评级至强烈推荐。国内非常规油气勘探开发蓬勃兴起,利好油气勘探行业;高位油价无疑会给勘探开发投资的大幅提高提供保障;公司拥有多项页岩气勘探技术,将享受一定的市场先机。预计2012-2014年EPS分别为0.54元、0.88元和1.06元,按照最新股价23.73元,对应的PE分别为44倍、27倍和22倍,上调评级至强烈推荐。
　　风险提示并购公司整合的风险;地缘政治导致的海外市场风险。
　　潜能恒信2012年中报点评:业绩低于预期
　　类别：公司研究 机构：东北证券股份有限公司 研究员：王伟纲 日期：2012-09-10
　　2012年中期,公司实现营业收入6062.40万元,同比增长4.77%;实现净利润3445.51万元,同比增长3.58%,公司业绩低于预期。
　　公司中期毛利率为71.58%,同比下降9.64个百分点,主要是公司技术人员增加,工资水平提高和折旧增加所致。
　　虽然公司国内营业收入大幅增加,但是境外收入却大幅下降,导致收入总体增长缓慢。公司境外业务收入表现出很大的不稳定性。目前,公司除了与中石油的良好合作得以继续,与中石化的合作也日益加深。在海外,公司与BP之间的合作也在不断深入。
　　公司募投项目石油勘探研发中心项目已建设完成,现已投入使用,募投项目石油勘探处理中心项目电力系统改造已完成,设备正在调试。募投项目的建成及投入使用有效提高了公司生产能力,改善了生产条件,促进生产效率。
　　公司将大力开展企业并购进行资源整合,扩展公司业务面并延伸整个产业链条,将公司发展成为能够提供勘探开发全方位--物探地质一体化全方位解决方案的综合型技术服务公司。公司将继续推广以技术换权益的商业模式,加大对市场调研力度及对区块的评价优选工作。
　　对于公司2012、2013、2014年业绩预测,每股收益分别为0.55元0.71元和0.89元。维持对公司股票谨慎推荐的投资评级。
　　风险提示:公司的新业务拓展存在一定的不确定性,在考虑其风险溢价时应持相对谨慎的观点。
　　江钻股份:钻头收入略降,业绩低于预期
　　类别：公司研究 机构：平安证券有限责任公司 研究员：叶国际 日期：2012-08-16
　　上半年业绩低于预期
　　营业总收入7.64亿元,同比下降3.1%,利润总额0.70亿元,同比下降15.1%,归属于上市公司股东净利润0.58亿元,同比下降6.6%。报告期内钻头产品收入不增反降和化工业务大幅负增长是业绩低于预期的主要原因。
　　公司钻头产品收入增长乏力
　　公司钻头等产品收入5.94亿元,同比下降3.3%,主要是受国际能源价格波动影响,全球石油钻采活动景气度下滑,活跃钻机数由年初3600-3900台降至3300-3500台,钻头产品市场需求暂时放缓。
　　天然气业务高增长,化工业务低迷
　　公司天然气业务收入同比增长51.1%,增长动力来源于国内天然气消费需求的强劲增长,同期全国天然气表观消费量同比增长了15.9%;
　　公司化工业务收入同比下滑45.1%,主要原因是下游光伏行业不景气,三氯氢硅市场行情持续低迷,子公司湖北江钻天祥化工收入大幅下降。
　　预计下半年公司业绩有望好转
　　目前油价已有反弹,6月全球活跃钻机数较上一月明显增加,钻头产品市场需求回暖,预计下半年公司钻头产品收入增速有所回升,全年可实现小幅正增长;
　　同时,随着国内天然气推广应用,公司天然气业务将维持快速增长。
　　预测公司2012-2014年每股收益分别为0.27、0.33、0.37元,目前股价对应2012年60倍市盈率,下调至中性评级。
　　风险提示:
　　国际能源价格波动影响公司钻头产品订单需求及盈利水平;
　　国内非常规天然气政策推动进度低于预期影响公司估值。
　　山东墨龙:专业石油钻采设备企业,产能进入释放期
　　类别：公司研究 机构：中国中投证券有限责任公司 研究员：初学良，韩小静 日期：2012-04-26
　　油套管行业的领军企业之一。山东墨龙主营油套管生产,同时涵盖抽油杆、抽油泵、抽油机,是国内唯一一家定位全套石油钻采设备的制造企业。公司是国内最早从事油套管成品管生产的企业之一,从业经验丰富,产品质量的客户认可度行业领先,销售网络覆盖全球几乎所有采油国家,是油套管行业领军企业之一。
　　走出低谷,业绩重回增长轨道。2011年是公司业绩较差的一年,归属于母公司所有者的净利润同比下滑39.04%,主要原因有两方面:1)180项目投产当年折旧费用较高,而产能并未完全释放,从而导致摊薄成本较高;2)受原材料价格上涨,而油套管价格并未同步上涨影响,行业毛利率普遍下滑。上述两负面因素在2012年将消失。2012年,180项目产能将释放80%以上,费用摊销趋于正常化。另一方面,今年油套管中标价格与去年基本持平,而原材料钢坯价格小幅下降概率较大,油套管毛利率将提升。从公司1季度数据看,与我们的判断吻合,1季度公司综合毛利率9.23%,同比上升0.47个百分点。
　　2012年新增产量消化无虞:随着180、140项目产能的释放,公司今明后三年的产量将由2011的40万吨上升至52万吨、65万吨、75万吨。公司今年产品销售主要分三个方向:1)国内市场,根据今年中标情况,预计可消化15万吨;2)国际市场,公司全球覆盖,客户众多,预计可消化20万吨;3)非油井管今年可实现20万吨左右的销量,包括高压锅炉管、煤层气以及页岩气用管、液压支柱管等。
　　投资建议:预计2012-2014年公司EPS分别为0.62元、0.74元、0.85元,目前股价对应2012年PE23倍,维持推荐评级。值得注意的是,公司1季度报中披露控股子公司寿光宝隆石油器材有限公司下设一小额贷款公司,我们认为可能成为市场的炒作主题。风险提示:宏观经济增速下滑超预期
　　四方达调研报告:超硬复合材料领跑者
　　类别：公司研究 机构：中原证券股份有限公司 研究员：何卫江 日期：2012-09-14
　　报告关键要素:
　　公司是我国超硬复合材料领域领跑者,产品达到国际先进水平。我国超硬复合材料上游资源优势显著,且下游应用领域广、替代市场巨大。公司PCD拉丝模坯位居全球前三甲,石油/矿山用复合片以及刀具复合片增长潜力大。
　　投资要点:
　　公司是国内超硬复合材料领跑者。公司主要从事聚晶金刚石等超硬复合材料及制品的研发、生产与销售,且PCD拉丝模坯位居全球前三甲。
　　超硬复合材料行业现状。我国独创的六面体人造金刚石合成技术为超硬复合材料发展奠定了基础,预计未来单晶人造金刚石复合增长率达20%;超硬复合材料核心在于配方与工艺,而六面顶压机技术使国产复合片与国际先进产品差距逐步缩小;超硬复合材料市场空间巨大,且对传统工具替代趋势加强。
　　公司是国内最大的超硬复合材料研发与生产基地。通过创新与研发投入,公司已成为国内唯一全球为数不多的产品达到国际先进水平的聚晶金刚石制造商,超硬复合材料产品包括石油/矿山用复合片、PCD拉丝模坯以及刀具用复合片,其中PCD拉丝模坯位居全球前三强,刀具复合片增长潜力大,而石油/矿山用复合片主要定位高端市场。
　　盈利能力持续下滑重点关注石油与刀具用复合片市场拓展。受原材料与人工成本上涨以及折旧等因素影响,公司盈利能力持续下滑;重点关注公司高端石油复合片与大尺寸刀具复合片的市场拓展。
　　盈利预测与公司估值:预测公司2012和2013年全面摊薄后的每股收益分别为0.32元和0.40元,按9月13日15.72元收盘价计算,对应动态市盈率分别为50倍和40倍。目前估值相对行业水平偏高,考虑公司行业地位与成长性预期,维持公司增持投资评级。
　　风险提示:经济景气波动风险;技术与市场开发低于预期;项目进展低于预期;汇率波动。
　　海默科技调研要点
　　类别：公司研究 机构：华龙证券有限责任公司 研究员：王斌 日期：2012-07-05
　　公司募投项目顺利实施,多相流量计产能扩张项目6月底将达产。公司募投产能进展顺利,新建厂房已经部分投入使用,其余十余台设备将于五月底陆续安装调试,预计6月底正式达产。公司当前订单状况良好,处于满负荷生产状态,我们预计募投项目完全达产后,公司多相石油计量器的产能可增至200台/年,今年公司产量有望增至120台,相较去年增长一倍左右。
　　公司毛利率下滑态势将得到遏制。2011年,公司综合毛利率为32.62%,相较2010年降低了16.3%,原因一方面是汇率波动损失,另一方面在于员工大幅调薪后,带来的成本上涨。同时,由于产能所限,公司2011年委托加工量较大,成本相应提升。目前来看,公司毛利率下降将得到一定程度的遏制:2012年由于产能的逐步提升,自4月份后就全部实现生产自给,没有外协加工的情况,同时考虑到2012年汇兑损失额度将会下降,且员工涨薪压力减少,因此2012年公司综合毛利率会出现一定的回升。
　　未来将受益于页岩气行业的快速发展。公司目前与页岩气有关联的业务来自于以下两个方面:第一、公司已经依靠收购城临钻采将业务链扩展至压裂泵车,未来有望在页岩气开发压裂设备的巨大需求中受益。二、公司自主研发的湿气流量计可直接应用于天然气测量,页岩气的开发或许会带动部分湿气流量计的需求。
　　业绩预测与投资评级:预计公司2012年EPS为0.19元至0.21元,对应PE为59-53倍,给予公司中性评级。
　　天科股份半年报点评:市场优势明显,收入利润均明显增长
　　类别：公司研究 机构：第一创业证券有限责任公司 研究员：王皓宇 日期：2012-07-31
　　首次关注,不予评级。公司除在传统应用领域保持固有的市场份额外,还有意开拓新的市场领域。预计2012-2014年EPS分别为0.29元、0.39元、和0.55元,按照最新股价9.03元,对应的PE分别为31倍、23倍和17倍,首次关注,不予评级。
　　兰花科创:业绩基本符合预期,亚美大宁功不可没
　　类别：公司研究 机构：兴业证券股份有限公司 研究员：刘建刚 日期：2012-09-10
　　事件:兰花科创发布2012半年报,上半年收入395706万元,同比增长3.7%;净利润109575万元,同比增长46%;EPS为0.96元;ROE为13%。点评:兰花科创上半年业绩基本达到此前我们预期的1.89元的51%,增长动力一是以量补价的驱动,二是大宁煤矿的复产。基于煤炭产能扩张力度,继续维持买入评级。具体分析如下:煤炭业务:收入24亿元,增长13%;毛利17亿元,增长8%
　　煤炭产量微降5.8%,销量大增15.2%。上半年,兰花科创原煤产量295万吨,同比下降5.8%;但销量高达299万吨,同比增长15.2%。销量大高于产量主要是加大存煤销售确保煤炭销量和收入的增长,不能不让人佩服管理层的前瞻性。同时,煤炭业务收入增速低于销量增速,意味着兰花科创的煤炭价格同比下降。煤价下降14元/吨,降幅1.9%。根据我们的测算,兰花科创上半年综合煤价819元/吨,同比下降14元/吨,降幅1.9%。我们认为,由于时滞的存在,下游需求下滑导致的煤价下跌将在三季报和四季报得到反映。吨煤成本上涨10%。我们测算,兰花科创上半年吨煤成本239元,同比上涨22元,涨幅10%。结合管理费用的变动,我们认为,兰花科创吨煤成本上升主要是工资上涨所致。
　　亚美大宁是利润增长的主要动力。
　　亚美大宁2012年上半年净利润8.5亿元,而2011年同期亏损2.1亿元;贡献投资收益3.1亿元,而2011年同期亏损0.7亿元,影响EPS约0.33元,即可比EPS只有0.63元,同比略有下降,反映出煤炭行业景气下降。从全年角度,我们预计亚美大宁2012年贡献投资收益不低于5亿元,折合EPS约0.44元。
　　化肥业务:收入25亿元,增长11%;利润1.6亿元,同比增长1.1亿元尿素产销量大幅增长。从产销量来看,兰花科创上半年尿素产量80万吨,同比增长6.6%。销售74万吨,下降11%,产量大于销量。
　　尿素盈利能力改善明显。从毛利率来看,尿素业务上半年毛利率为6.4%,2011年同期只有1.6%,环比改善明显。尽管尿素业务改善明显,但也就是减亏而已,我们继续对其正贡献持谨慎态度。
　　财务状况:存煤下降;存煤方面,兰花科创年初存货2.9亿元,6月末则升至4.1亿元,虽然绝对数额不大但反映出煤炭销售或有不畅;应收款项大幅增加。6月末,票据余额由年初的3.5亿元大增至10.6亿元,应收款虽翻倍增长但仅规模有限,由此反映出下游偿付能力不足。
　　增长点:新建矿井和整合矿井合计权益产能513万吨相比其他煤炭公司,兰花科创产能扩张潜力相对突出。依次来看,整合矿井-兰兴煤业(60万吨,72%)、宝欣煤业(90万吨,55%)将于2012年试生产;整合矿井-口前煤业(90万吨,100%)将于2013年三季度试生产;整合矿井-永胜(120万吨,100%)、百盛煤业(90万吨,51%)和同宝煤业(90万吨,51%)等3座矿井将于2014年投产;新建矿井-玉溪煤矿(240万吨,57.31%)也将于2014年投产。整体而言,上述7座煤矿合计权益产能513万吨,相当于当前产能的72%,且煤质并不逊于当前在产矿井甚至有所提升。
　　维持评级:买入。此前,我们预计兰花科创2012-2014年EPS分别为1.89元、2.15元和2.50元,基于煤价下调和整合矿投产预期,我们下调2012-2014年EPS分别至1.60元、1.71元和2.00元,动态PE分别为12倍、11倍和10倍。作为市场不多见的具有稀缺煤种+产能扩张型等双重特征的投资标的,预计兰花科创至少可以获得相对收益率,故维持买入评级。
　　风险提示:煤炭和尿素价格超预期下跌。