■ 政策、资源与技术三重条件齐备，深层煤层气迈入规模化开发阶段。政策端，非常规天然气整体已被纳入国家能源安全体系；2026年7月国家能源局对“深层煤层气”作出统一定义，并将其定位提升为“十五五”期间增储上产的主攻方向。补贴机制也从定额补贴转向增产激励，煤层气成为权重唯一上调的气源，具备增产的区块有望获得更高比例的补贴支持。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的70%，是煤层气资源的绝对主体。技术端，“十四五”期间深层煤层气开发链条已经打通，核心区块实现规模生产突破，水平井井型转变、体积压裂技术突破、精准控压成熟等进步共同推动规模化开发。2025年中国煤层气产量约180亿方（浅层煤138亿方+深层煤42亿方），预计2030年产量突破260亿方，其中深层煤有望超过160亿方。
■ 自产天然气是保障中国能源安全的关键，深层煤层气兼具增产弹性与气价弹性。2019至2025年，中国天然气表观消费量由3043亿方增至4332亿方，2025年对外依存度降至40.6%，自产气比例抬升。从自产气结构看，非常规天然气占全国天然气产量比例已由2015年的35%提升至2024年的45%，成为护航能源安全的重要增量。预计“十五五”期间深层煤层气将贡献最大增量，致密气约37亿方、页岩气约70亿方、深层煤层气超100亿方。海外方面，美伊冲突改变全球LNG供给结构，中东新投产延后，受损设施修复仍需时间，预计2026-2027年新增供给与受损供给恢复均有限，国际气价维持紧平衡。高位国际气价逐步向国内传导，国产气源受益于气价弹性。
■ 成本持续下行，深层煤层气竞争力增强，单井投资收益率上行。相较浅层煤层气，深层煤层气气量爬坡快，产量释放集中于全生命周期前期，成本回收节奏更快。基于测算模型，按单井投资2900万、单井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%以上。无论从单方成本（已非常接近中国常规天然气开采成本）还是项目收益率角度，深层煤层气经济性均较为突出。经济性驱动开发加速，优质深层煤层气区块价值持续提升。
■ 投资建议：关注掌握深层煤层气核心区块开发与多元气源布局的标的。重点推荐首华燃气：深层煤层气开发核心标的，石楼西区块深层煤层气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：紫金山区块是公司深层煤层气的储备资源，浅层煤、常规气、煤制气多元布局。
■ 风险提示：气量增速不及预期、政策支持力度不及预期、天然气价格波动、降本进度不及预期等。
（东吴证券：袁理、任逸轩-2026年9月10日）
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