2024年新天然氣公司研究：國內稀缺的煤層氣標的_馬必、紫金山放量助力高成長一、新疆城燃起家，收購亞美能源獲取優質稀缺煤層氣資源1.1兩次收購完成亞美能源私有化，進軍煤層氣開采上游領域新疆鑫泰天然氣股份有限公司（新天然氣）成立于2000年3月，在新疆省內從事城市天然氣輸配銷售與安裝業務。2018年8月，公司依照天然氣行業全產業鏈化經營戰略，要約收購煤層氣開采標的亞美能源50.5%的股份，主營業務由中游的城市燃氣拓展到上游煤層氣開采行業，成為國內稀缺的擁有上游煤層氣業務的民營企業；2023年7月，公司完成亞美能源港股私有化，100%全資控股亞美能源。目前公司盈利的主要來源為煤層氣開采及銷售，2022年占毛利比重為92.2%，天然氣供應及入戶安裝勞務占比7.6%，其他業務占比0.2%。公司城燃發展歷程：2000-2003年公司在新疆先后投資建設了6個城市燃氣項目；2020年10月，公司與昆侖燃氣簽署《股權收購合同》，合計以5.12億元對價將持有的米泉鑫泰、烏市鑫泰、阜康鑫泰、五家渠鑫泰、鑫泰長通5家公司各51%股權轉讓給昆侖燃氣，并合計以1.7億元的對價將持有的庫車鑫泰、焉耆鑫泰、博湖鑫泰、和碩鑫泰、壓縮天然氣5家公司各49%股權轉讓給昆侖燃氣。截至2023H1，公司在新疆8個市(區、縣)擁有城市燃氣特許經營權，經營較穩定。公司收購亞美能源的歷程：1）2018年8月30日，新天然氣發布公告完成對亞美能源50.5%股權的要約收購，要約價格1.75港元/股（溢價率27.7%，對應PE25.0，PB0.98）；2）2023年7月25日，新天然氣發布公告，完成收購亞美能源43.05%的股權，交易價格1.85港元/股（溢價率10.12%，對應PE3.94，PB0.73）。自此，新天然氣實現對亞美能源的私有化，亞美能源成為上市公司的全資子公司。截止2023年三季報，公司實控人及一致行動人合計持股43.57%。公司實際控制人明再遠持股41.07%，一致行動人明再富持股2.50%。1.2收購亞美能源顯著增厚利潤，量價齊升推動盈利高速增長煤層氣權益產量快速增長推動公司歸母凈利潤呈上行趨勢。2018年收購亞美能源后，公司主要業務由城燃逐漸轉向煤層氣開采與銷售，煤層氣開采及銷售業務毛利迅速增長，2018-2022年的CAGR達50%，毛利占比由2018年的47.1%提升至2022年的92.2%，成為公司主要的盈利來源與增長點，推動公司業績站上新臺階。2018-2022年公司歸母凈利潤CAGR達28.9%，其中2020年受下經濟疲軟、低氣價等影響，公司盈利出現下滑；2021年深部煤層氣開采技術取得顯著進展，公司馬必區塊產量快速爬坡，疊加氣價大漲，2021/2022年公司歸母凈利潤（扣非）增速分別為79%/56.5%。2023年國內外氣價大幅回落疊加潘莊區塊外運通道通豫管線受阻，公司煤層氣銷量、售價受到一定影響，2023年前三季度，公司實現歸母凈利潤（扣非）6.68億元，同比下滑9.05%。公司現金流充裕，資產負債率維持較低水平，費用管控能力較強。公司現金流充裕，2023前三季度公司實現經營活動現金流量凈額13.06億，同比上升16.13%，凈現比125.3%。負債率方面，2018-2022年公司資產負債率保持在30%-35%區間內，由于籌備資金用于收購亞美能源股權，2023Q3資產負債率上升至46.95%，但仍舊保持在行業內較低水平。費用率方面，公司收購亞美能源后，對其進行一系列精細化管理，2018-2022年公司管理及銷售費用率總體呈下降態勢，2023Q3公司銷售費用率降至0.7%，管理費用率降至6.0%。2018年潘莊區塊進入量產階段后，公司自由現金流轉正，并隨產量釋放而呈增長趨勢。展望后續，資本開支方面，短期滾動開發資本開支可控，長期或帶來融資需求。1）潘莊區塊的開發已進入成熟階段，后續資本開支較少，我們預計24-26年潘莊區塊每年資本開支1億元左右，公司單方面投資約8000萬元。2）馬必區塊加快鉆井上產，2023年資本開支16億元左右，公司單方面投資約11億元；我們預計24-26年馬必區塊每年資本開支在8-10億元左右。3）紫金山區塊目前處于勘探階段，資本投入較少，24年下半年進入開發階段，公司預計資本開支需求增加。綜上，我們預計24-26年公司資本開支約為12-16億元（逐年增加），并隨新區塊的加速開發有所上升。經營性凈現金流方面，潘莊穩產貢獻穩定現金流量，馬必快速上產提供現金流增量，我們預計23-26年公司經營性凈現金流量約16-24億元（逐年增加）。在有序開發的前提下，未來公司經營性現金流可覆蓋投資所需現金流，長期視開發進展或存在融資需求。1.3城市燃氣：在新疆擁有8處特許經營權，2024年盈利有望修復公司在新疆地區經營城燃業務，已取得烏魯木齊市米東區和高新區(新市區)、阜康市、五家渠市、庫車市、焉耆縣、博湖縣及和碩縣等八個市（區、縣）天然氣市場的長期經營權。氣源方面，公司絕大部分天然氣均直接采購自中石油及中石化，少量采購自新業能源的煤制氣和國盛匯東的煤層氣。公司各子公司通常每年與供氣方簽訂為期一年的供氣合同，合同中對采購天然氣價格、供氣或供氣量確定方式、計量方式、質量要求、結方式等事項進行約定。下游銷售方面，公司城市燃氣業務的經營區域在新疆省內，用戶類型為居民用戶、商業用戶、工業用戶及CNG汽車用戶等。2021-2022年上游氣價大漲，公司城燃業務毛利潤及毛利率均出現大幅下降，2022年公司城燃業務毛利潤1.38億元，同比下滑44%，天然氣供應毛利率9.75%，同比下滑10.7pct。我們預計2024年隨著天然氣消費量的復蘇以及順價的持續推進，公司城燃業務盈利有望好轉。1.4煤層氣開采：亞美能源潘莊穩產、馬必爬坡，新獲紫金山項目資源儲量大新天然氣旗下的亞美能源為國內領先的、擁有豐富煤層氣開采技術經驗的公司。主要運營山西省沁水盆地西南部的潘莊、馬必項目。1）潘莊項目概況儲量產量：可開發總面積62.6平方千米，截至2022年剩余2P儲量45.9億方；設計產能10億方/年，2022年產量11.82億方；產量分成合同（PSC）：2003年與中聯煤層氣簽訂，2028年到期，公司產品分成比例為80%，擁有自主銷售權。2）馬必項目概況儲量產量：可開發總面積829.1平方千米，已探明資源量合計530多億方，截至2022年南區剩余探明儲量（2P）178億方；馬必南區設計產能10億方/年，北區5億方/年項目總體開發方案（ODP）審批中，2022年南區產量2.84億方；產量分成合同（PSC）：2004年與中石油簽訂，2034年到期，公司產品分成比例70%，產品由中石油統一銷售結。除亞美能源的潘莊、馬必區塊外，2023年公司新獲取呂梁紫金山項目，與中石油合作開發，產品分成比例為60%，項目可開發總面積528.3平方千米，煤層氣及致密砂巖資源儲量合計2000億方以上，目前處于勘探試采階段，公司預計紫金山區塊有望于2024年底或2025年起釋放產量。此外，公司也在全國其他地區積極參與礦權競拍，獲取新資源。2024年1月24日，公司發布《關于競拍頁巖氣資源探礦權出讓成交確認的公告》，公司全資子公司新合投資以1311萬元的價格競得貴州丹寨1區塊、2區塊頁巖氣勘查探礦權。貴州丹寨1區塊頁巖氣勘查面積198.65平方公里、貴州丹寨2區塊頁巖氣勘查面積101.59平方公里，公司保守估計兩區塊頁巖氣資源量合計500-1000億方，進一步增加公司上游資源儲量。公司主要煤層氣在產區塊產量迅速增長，剩余探明可采儲量豐富2015-2021年潘莊產量由4.88增長至11.75億方，CAGR達15.8%，2022年穩產11.82億方；2023年1-9月潘莊外輸通道受阻，公司調整銷售渠道，將近一半的氣量銷往當地LNG液廠，實現煤層氣產量8.37億方，同比下降4.3%；公司預計未來4-5年內將通過老井挖潛、持續打新井等措施將潘莊區塊的煤層氣產量穩定在10億方/年左右。馬必區塊屬中深部煤層氣，開采難度大，前期產量較低，2021年中深部煤層氣開采技術取得突破后公司加大鉆井投入，區塊產量顯著增長，2022年10月馬必產量突破100萬方/天，2023年11月產量突破200萬方/天（年化產量約7億方）。2022年馬必產量達2.84億方，同比增長130.9%，2023年1-9月馬必產量3.93億方，同比增長107%，公司預計2023年區塊產量有望達到5.5-6億方。2024年馬必計劃日產量達到300-350萬方/天，并于1-2年內達產10億方/年。與此同時，公司的勘探工作也在持續推進，截至2022年，公司剩余2P可采儲量達224億方，其中潘莊剩余可采儲量45.9億方，馬必剩余可采儲量178億方。潘莊、馬必區塊產銷比及售價均呈上升趨勢公司在潘莊區塊擁有自主銷售權，2022年潘莊煤層氣產量30%左右在當地銷售，30%左右經通豫管道銷往河南，其余銷售給LNG液廠；馬必區塊煤層氣由中石油華北油田統購統銷，經西一線運往省外市場。隨著輸氣管線等基礎設施的建設以及下游用戶的拓展，2017年后潘莊、馬必產銷比顯著上升。2017-2022年潘莊產銷比穩定在97%以上；2017-2022年馬必受到銷售通路較少的影響，產銷比在88%-94%，低于潘莊，2023年馬必區塊煤層氣接入西氣東輸一線，產銷比提升至98%以上。受益于天然氣價格市場化改革、能源轉型及產能周期影響下國內氣價上漲，公司兩區塊煤層氣售價均呈上升趨勢。由于下游銷售相對靈活，潘莊的平均售價較馬必以及同一經營區域內的可比公司藍焰控股高，2022年售價更是達到2.31元/方，同比增長28.3%，2023年通豫管線受阻，疊加市場氣價有所回落，潘莊售價受到一定影響，2023年1-9月潘莊售價降至1.88元/方，較22年下降18.6%，公司預計2024年通豫管線有望恢復通氣，屆時潘莊售價有望恢復。2017-2022年馬必受到銷售通路較少的影響，產銷比維持在88%-94%，低于潘莊；2023年馬必接入西氣東輸一線后，售價有所上升，1-10月銷售均價上升至2.1元/方，較22年上升2.4%。二、我國天然氣消費增長空間大，煤層氣技術突破下開發提速可期2.1近年來我國天然氣供需總體維持緊平衡態勢，未來消費增長空間大2023年經濟復蘇&氣價回落拉動天然氣消費量恢復性增長，長期消費增長空間大。近年來在經濟發展及能源結構轉型等因素的影響下，我國天然氣表觀消費量迅速增長，近10年CAGR達8.9%。2022年在國內經濟承壓、需求疲軟、國際氣價高位震蕩等因素的影響下，我國天然氣表觀消費量同比下降1.7%。2023年以來國內經濟復蘇、國際氣價逐漸回歸正常，國內天然氣表觀消費量3945.3億方，同比增長7.6%。短期天然氣供需維持緊平衡態勢，長期消費量增長空間大。我們預計國內天然氣供需短期內保持緊平衡態勢。供應方面，國產氣保持穩健增長，假設2024-2025年國產氣量增速5.5%/5%；2024-2025年中俄東線管道產能爬坡期，假設50億方/年增量；中亞管道氣供應量下降10億方/年；LNG進口量在經歷2022年大幅下降后，我們預計有望逐年恢復正常增長，2024-2025年進口量增速8%/6%；需求方面，天然氣消費量穩步增長，預計2024-2025年國內天然氣消費量保持6%左右的增速。長期來看，雙碳背景下，天然氣作為三大化石能源中的單位碳排最低品種，是能源轉型過程中重要的過渡能源，消費量仍有較廣闊的提升空間。隨著我國大氣污染防治政策推動下工業領域氣代煤、北方地區清潔供暖的持續推進，以及天然氣重卡銷量增長帶來新消費增長點，結合國家能源局等權威機構的預測，我們認為未來幾年中國天然氣消費量仍將保持中高增速，2023-2025年預計CAGR為5.5-7%，2025-2030年CAGR為5-6%，2040年左右達，消費值預計約6500億方左右，之后進入平臺期，未來10年國內天然氣消費增長空間較大。國家強調天然氣增儲上產，常規氣增產乏力，非常規天然氣日益成為產量重要增長點隨著我國天然氣消費量快速增長，進口依存度持續攀升，能源安全問題日益凸顯。2019年國家能源局正式實施油氣行業增儲上產“七年行動計劃”，國產氣量穩步增長，2019-2022年CAGR達7.9%。2023年我國天然氣產量2297.1億方，同比增長5.8%，產量以常規天然氣為主，占比約58%，近年來隨著我國高品位資源的開采消耗，常規天然氣產量增速顯著放緩，2022年常規氣產量同比增長3.6%；與此同時，非常規天然氣開發提速，2023年我國頁巖氣產量增速4.2%，煤層氣產量增速達到20.5%，非常規氣源日益成為我國天然氣產量的重要增長點。2.2我國煤層氣資源豐富，技術進步有望推動產業高速發展我國煤層氣地質儲量豐富，約30萬億方，世界排名第三，主要分布在含煤盆地。按照地理位置分，鄂爾多斯盆地（9.86萬億方）、沁水盆地（3.95萬億方）、準噶爾盆地（3.83萬億方）和滇東黔西盆地（3.47萬億方）為我國煤層氣主要聚集盆地。按埋深分，300-1000米[淺層)，1000-1500米[中層]、1500米以深[深層)。我國淺層煤層氣資源量較少，占比約30%，中深部煤層氣儲量合計占比70%；按變質程度分，煤層氣分為高煤階（?o≥1.9%）、中煤階（0.7%≤?o≤1.9%）和低煤階煤層氣（?o≤0.7%），其中?o為鏡質體反射率。低煤階煤層氣含氣量低，但煤體結構完整、含氣飽和度高、滲透率大，約占我國煤層氣總資源量的36.7%；中煤階煤層氣約占總資源量的34.8%；高煤階煤層氣含氣量較高，但滲透率低，約占總資源量的28.5%。受制于地質條件、資源結構以及經濟性等因素，我國煤層氣探明率較低，僅為2.29%。我國成煤期多，煤層地質條件復雜，無法照搬國外成熟技術，產業尚處于起步階段，前期技術發展慢；從資源結構上來看，我國煤層氣資源大多數是中深部煤層氣（占比約70%），開發難度大，易開發的淺層煤層氣占比??；此外，煤層氣開采具有高投入、高風險、單井產量低、投資回收期長的特點，經濟性相對較差，導致前些年的投資積極性不足。我國煤層氣產業發展較慢，中深部煤層氣開采技術突破驅動產量進入新一輪增長期我國煤層氣地面開發試采研究始于20世紀80年代左右；1996年國家組建了專門從事煤層氣勘探開發的公司——中聯煤層氣，并出臺了一系列吸引外商投資的政策。在財稅扶持政策、國家科技專項、天然氣漲價預期等因素的激勵下，中石油、中聯煤層氣等多家開采企業加大投資力度，促進我國煤層氣開發的快速起步。2009-2014年上游煤炭、原油價格高企，下游天然氣市場化改革帶來漲價預期，煤層氣迎來一輪開發熱潮，煤層氣產量快速增長；2015-2018年氣價下降，煤層氣開發熱潮退去，上游投資不足，產量增長顯著放緩，“十一五”至“十三五”我國煤層氣產量完成情況均不及預期。2021年中深部煤層氣技術取得突破疊加國內外氣價上行、天然氣市場化改革推進，煤層氣產量迎來新一輪增長，22、23年產量增速顯著上升，2022年煤層氣總產量達到115.5億方，同比增長10.3%；2023年煤層氣總產量達到139.4億方，同比增長20.7%。其中，由于山西省沁水盆地、鄂爾多斯盆地煤層氣資源豐富以及省內煤層氣開發起步早、產業相對成熟，其煤層氣產量占到全國總產量的81%，處于領先地位。在“雙碳”政策的驅動以及技術進步的催化下，未來煤層氣產量有望迎來快速增長。中聯煤層氣國家工程研究中心徐鳳銀教授等人在《中國煤層氣產業現狀與發展戰略》中提出，中國煤層氣產業應按照近期和長遠“兩步走”發展戰略。1）2030年之前為近期，可分為兩個階段：到2025年，實現理論與技術的新突破，完成國家“十四五”規劃年產煤層氣100億方的目標；2025-2030年，形成針對大部分地質條件的適用性技術，進一步擴大產業規模，年產達到300億方。2）2030年之后的長遠時期，逐步實現1000億方大產業戰略。國內煤層氣開發以三大油為主，外資、民企多通過簽訂或收購PSC合同參與開發我國參與煤層氣開發的企業以三大油的子公司為主，主要有中石油煤層氣及華北油田、中海油旗下中聯煤層氣、中石化華東油氣等；此外還有部分地方性國資企業，如晉煤集團旗下的藍焰控股，以及少數外資及民企，如亞美能源，參與國內煤層氣的開發。外資參與國內煤層氣開發建設始于20世紀90年代，正值國內煤層氣發展的起步階段，中政府鼓勵引進外資以滿足煤層氣開采所需的大量資金投入和先進的開采技術，遂采用訂立產品分成合同的方式進行中外合作開發。目前我國煤層氣資源條件較好的氣權大多掌握在三大油手中，外資、民企多通過產品分成合同（PSC）參與氣田開發建設，享有煤層氣產量分成。變煤層氣每立方米固定補貼為“多增多補”，政策激勵煤層氣企業增產。我國對煤層氣開采的補貼始于2007年，2007-2015年中財政按0.2元/立方米煤層氣對煤層氣開采企業進行補貼；“十三五”期間國家將補貼標準從0.2元/立方米提高到0.3元/立方米，進一步提升煤層氣企業開發的積極性；2020年以后，配合天然氣行業增儲上產7年行動計劃，為激勵煤層氣企業增產，國家將補貼原則由煤層氣每立方米固定補貼變為“多增多補”、“冬增冬補”，超出上年產量的按照超額程度給予梯級獎補，取暖季生產的非常規天然氣增量部分給予獎補。我國鼓勵天然氣增產，煤層氣開發成本仍較高，我們預計煤層氣開發補貼有望延續。此外，部分煤層氣資源大省對省內煤層氣開發還有額外補貼，如新疆2023-2025年對增產煤層氣按0.2元/方給予獎補，貴州在2021-2025年對煤層氣開發按0.2元/方進行補貼。決定煤層氣富集高產的最基本條件有兩個——煤層的含氣性和滲透率。資源豐度與煤層厚度和含氣量有關，表示煤層氣的富集程度。煤層的滲透率關系著富集的煤層氣是否容易從煤層表面解吸出來并運移至井筒中，即代表著煤層氣的有效產出量。資源豐度是決定煤層氣高產的物質基礎，滲透率是決定煤層氣井高產的生產因素。此外，影響煤層氣富集并高產的基本地質因素還有煤層含氣飽和度、煤層埋深、臨界解吸壓力、儲層壓力、構造和水文地質條件等。相較常規天然氣，煤層氣普遍穩產期較短、衰減較快，深部煤層氣爬坡速度快。常規氣井建成后產量爬坡通常需要2-3年，穩產期超過10年，然后進入緩慢遞減階段，持續10-20年，氣井生命周期較長。相較之下，煤層氣氣井生命周期較短，目前已實現規模開發的淺層煤層氣在產氣前有1-3年排采期（只產水不產氣），爬坡3-5年，穩產6-8年，之后產量快速衰減；深部煤層氣在開采之初會產出部分游離氣，爬坡速度快，產量達后平緩遞減。中深部煤層氣+多氣合采，技術進步推動未來煤層氣產量持續突破目前我國煤層氣開采技術有兩大重點發展方向：1）中深部煤層氣開采技術進步，繼續突破上產；2）探索頁巖氣、致密氣、煤層氣多氣合采模式，區域綜合開發提升經濟效益。深部煤層氣開采方面，我國深部煤層氣發展經歷了2005-2015年前期探索階段、2016-2020年技術攻關階段，2021年后開始突破上產。代表區塊之一為中石油煤層氣公司鄂爾多斯盆地大寧-吉縣區塊，2022年10月，大吉區塊投產的兩口深層煤層氣水平井獲高產工業氣流，標著國內首個深層煤層氣開發試驗區率先在2000米以深煤層氣新領域取得了重大突破；2023年10月，大吉區塊吉平2H投產后日產氣量達到最高6.7萬方，標著鄂爾多斯盆地深5煤的勘探開發技術取得新的突破。我國中深部煤層氣儲量豐富，全國2000m以深的煤層氣資源量約40萬億方，資源潛力大。未來隨著技術進步，深部煤層氣有望快速上產，為煤層氣產業規?？焖侔l展提供新動能。自然資源部油氣資源戰略研究中心處長登華預計，在鄂爾多斯、四川和準噶爾盆地深部煤層氣均實現效益開發的情境下，2025年深部煤層氣產量可達30億方，煤層氣產量合計可達100億方，2030年煤層氣產量可達228億方，2035年產量將突破470億方。多氣合采方面，我國目前以單一氣藏勘探開發為主，煤系氣共探合采尚處于探索階段。針對含煤巖系縱向上多層疊置，橫向上連續成藏的厚層狀復合型天然氣產層，可采用同井接替合采技術；致密氣、頁巖氣產量爬坡速度快，衰減速度快，煤層氣產量爬坡慢，衰減速度相對慢，通過多種氣源合采，可縮短煤層氣達產時間，延長氣井經濟生產時間。三、潘莊資源優質稀缺，馬必、紫金山儲量豐富開發前景廣闊3.1潘莊：稀缺優質煤層氣區塊，具備高產量、低成本雙優勢潘莊區塊是中國最早一批開發的、資源條件最優、經濟效益最好的煤層氣區塊之一。區塊單井產量高，采收率高，成本優勢強。潘莊區塊自身資源稟賦十分優越，含氣量大，含氣飽和度高，埋深淺，開采難度小。潘莊區塊有早二疊世地層的3號煤層及晚石炭世地層的15號煤層。3號煤層的平均深度為472米，平均厚度為5.7米，含氣飽和度100%，平均含氣量為18.0克立方厘米。15號煤層的平均深度為568米，平均厚度為2.7米，含氣飽和度為100%，而平均含氣量為20.9克立方厘米。此外，潘莊區塊地質構造簡單且處于地下水滯留區，氣體保存條件優越；煤體結構以原生和碎裂結構為主，裂隙發育，氣體容易產出。區塊氣井產量高、達產期早，持續時間長，最終采收率高。中煤科工集團西安研究院的貴紅等人通過研究潘莊146口井06-19年的生產數據發現，區塊低產井占比僅為8%，中、高及特高產井占比92%；氣井平均1年左右實現穩產，穩產期平均11年，年平均采氣速度17%，平均最終采收率高達214%。單位開采成本低，成本優勢強。2020年潘莊區塊達產，單位經營成本（經營開支/凈銷量計）降至0.66元/方，2021/2022年打井數量增多下折舊攤銷費用小幅上升，經營成本小幅提升至0.75元/方（公司披露開采成本0.61元/方）。潘莊的開采成本對比我國煤層氣普遍開采成本具有較強的成本優勢。通豫管線有望于2024年恢復通氣，帶來盈利修復。2022年潘莊區塊約有30%的煤層氣產量經通豫管線銷往河南，河南天然氣銷售價格相較山西更高，價差更為豐厚。2022年5月30日通豫管道發生爆炸事故后停運，2023年通豫管線受阻，潘莊區塊產量及售價均受到一定的影響，2023年1-9月潘莊產量8.37億方，同比下降4.3%；1-9月銷售均價降至1.88元/方，較22年下降18.6%。通豫管線的修整工作接近尾聲，正在等待政府復工復產審批，公司預計2024年可以恢復使用，屆時潘莊區塊產量、售價有望迎來修復，盈利有望改善。24-28年潘莊產量有望維持10億方/年，馬必、紫金山放量提供資源接續。截至2022年，潘莊區塊剩余2P探明儲量45.9億方，3P探明儲量56億方，年產量按設計產能10億方/年計，剩余可采年限還有4-5年，區塊面臨資源衰竭問題。公司未來將通過在潘莊打加密井、繼續勘探開發等措施，將潘莊未來4-5年的產量維持10億方/年左右；此外，公司馬必區塊正在快速上產，紫金山項目儲量豐富，為公司后續氣量提供保障。3.2馬必：中深部煤層氣儲量豐富，技術突破推動產量快速爬坡，開發前景廣馬必區塊面積大，煤層氣資源豐富，探明儲量約為潘莊的4倍。馬必區塊面積共800多平方公里，目前一期南區10億方/年項目目前僅動用140平方公里。已探明資源量合計530多億方，已探明+未勘探資源量合計1000億方以上。中深部煤層氣，含氣飽和度及含氣量較高，但資源條件較潘莊有差距；開采難度較大，但產量爬坡較快。馬必區塊兩大煤層也為早二疊世地層的3號煤層及晚石炭世地層的15號煤層。3號煤層的平均深度為712米，平均厚度為3.2米，最佳估計平均含氣飽和度85%，最佳估計含氣量為11.8克立方厘米；15號煤層的平均深度為803米，平均厚度為3.4米，最佳估計含氣飽和度75%，最佳估計含氣量為12.2克立方厘米；區塊煤層氣資源埋藏較深，含氣飽和度及含氣量較高，但與潘莊有差距。且中深部煤層氣滲透率低，開采前需經壓裂改造，開采難度較大；但與此同時，中深部煤層有部分游離氣，壓裂結束后可立刻釋放，產量爬坡速度較快。區塊平均單井產量較低，隨著新井氣量爬坡，單井產量有望提升。馬必資源條件相較潘莊差，單井產量低于潘莊，2021年深部煤層氣技術突破后單井產量有所提升，2022年單井產量達到0.57百萬方/口，未來隨著新井氣量爬坡，單井產量有望繼續提升。馬必南區10億方/年項目在產，13-15億方/年產能在建，總產能預計可達25億方/年以上。馬必南區10億方/年項目建成在產；二期076井區產能5億方/年，ODP已編好正在走中石油審批流程，公司預計2024年開始生產；三期北區產能8-10億方/年待建；四期規劃中，待探明的340平方公里區域，公司計劃于2025-2027年做完所有勘探工作，未來整個馬必項目總產能預期在25億方以上。2021年以來公司在馬必區塊加大資本投入，鉆井數量迅速提升，產量迅速爬坡。2022年馬必區塊總鉆井數量達到498口，同比增長52.3%；鉆井數量提升推動區塊產量迅速增長，2022年馬必產量達2.84億方，同比增長130.9%，2023年1-9月馬必產量3.93億方，同比增長107%。公司未來將繼續加大馬必區塊資本開支，公司預計每年投資16億左右（公司單方面投資11億），我們預計202