2026年煤层气市场现状分析：山西产量占比达81.7%

煤层气（煤矿瓦斯）是赋存于煤层中的非常规天然气，作为清洁低碳的能源资源，兼具保障煤矿安全生产、增加清洁能源供给、减少甲烷排放三重价值，近年来国内行业现状呈现供给稳步增长、结构逐步优化的特征，头部企业主导市场格局，投资方向逐步从新区块勘探转向存量资源改造。

一、产业供给端发展现状

1.1 产量与产能开发格局

1.1.1 全国产量增长态势

煤层气是我国天然气供给补充体系的重要组成部分，在双碳目标推动下，国内对清洁能源的需求持续提升，国家能源局、山西省政府先后出台多项支持政策，包括煤层气开发财政补贴、矿权衔接优化、管网接入保障等，为行业发展提供了良好的政策环境。相较于页岩气等其他非常规天然气，煤层气开发的前置条件更成熟，多数煤层气资源位于已开发煤矿周边，基础设施配套完善，开发门槛相对较低。

我国煤层气开发已经经历了二十多年的产业化发展，早期受技术和价格限制，产量增长速度较慢，近年来随着技术进步和政策支持，产量增长逐步进入稳定区间。从现有数据观察，2025年上半年全国煤层气产量达到89.4亿立方米，同比增长7.7%，增速保持在个位数中高水平，符合煤层气开发的产业规律。煤层气开发属于重资产长周期行业，单井从钻井到稳定排采需要1-3年时间，大规模产量提升需要持续多年的资本投入，因此不会出现爆发式增长，7.7%的增速反映出当前行业处于平稳扩张阶段，符合市场预期。

不排除未来随着政策支持力度进一步加大，技术突破带动开发成本下降，行业增速会略有提升，但短期来看，仍将维持当前的稳定增长节奏，不会出现大幅波动。

1.1.2 区域产量分布特征

我国煤层气资源分布呈现高度集中的特征，超过70%的探明地质储量集中在山西、陕西、内蒙古三个北方煤炭主产区，其中山西省的资源禀赋最为优异，沁水盆地、河东煤田两大煤层气基地的资源丰度高，含气量高，地质条件适合开发，是国内最早实现煤层气产业化开发的区域。

经过多年发展，山西省已经形成了从勘探开发到集输销售的完整产业链，培育了专业的开发服务队伍，配套管网基础设施完善，产业集群效应显著，吸引了国内多数资本投入煤层气开发。2025年上半年，山西省煤层气产量达到73亿立方米，占全国总产量的比例达到81.7%，区域集中度远高于其他能源行业，供给端呈现山西一省主导的格局。这一格局的形成，既源于资源禀赋的先天差异，也源于地方产业政策的持续支持，后天的产业集群效应进一步巩固了山西的领先地位。

近年来新疆、贵州等煤炭产区也在加大煤层气勘探开发力度，新增探明储量有所增长，但受技术、基础设施、开发经验等多方面因素限制，产量规模仍然较小，短期内难以撼动山西的主导地位，区域产量高度集中的格局仍将维持较长时间。过高的区域集中度也意味着行业供给面临一定的区域风险，如果山西出现极端天气或安全生产事件，会对全国煤层气供给造成一定影响。

1.1.3 产能投放进度

煤层气开发需要经历资源勘探、方案设计、钻井施工、储层改造、排采投产多个环节，从初始投入到稳定产能释放一般需要3-5年的周期，因此产能投放进度直接决定了未来3-5年的产量增长空间，是研判行业发展趋势的重要指标。

从头部开发企业的公开信息来看，2025年上半年完成钻井数量72口，投运井数量51口，投运率超过70%，符合行业正常水平。钻井完成后需要进行储层改造和排采降压，逐步降低煤层压力，才能实现甲烷的稳定解吸，因此投运率反映了钻井工程的质量和前期勘探工作的准确性，70%以上的投运率说明勘探工作精准度较高，工程质量符合要求。进一步拆解产能投放结构，当前新增投产井中，超过六成属于存量低产井改造，新增钻井不足四成，投资结构已经明显向存量改造倾斜。

低产井改造的单位产能投资仅为新建钻井的30%-40%，投资回收期缩短一半以上，盈利性显著优于新建钻井，在企业追求稳健盈利的背景下，自然成为投资的优先方向。而新区块勘探开发投资规模大，不确定性高，短期内难以贡献收益，因此多数企业选择压缩新区块投资，放缓产能投放节奏，优先挖掘存量资源的潜力。这种变化反映出行业已经从早期的规模扩张阶段进入提质增效阶段，发展重心从增加规模转向提升盈利。

1.2 勘探开发技术进展

1.2.1 专利产出与研发方向

我国煤层气储层普遍具有低孔、低渗、低饱和度的特征，原始单井产量低，必须通过储层改造才能实现经济开发，因此技术进步是推动行业发展的核心动力，开发工艺的迭代直接影响开发成本和单井产量。

国内头部煤层气开发企业持续围绕行业痛点开展技术攻关，针对低渗储层改造、智能排采、低产井改造等核心方向投入研发资源，每年保持稳定的专利产出。2025年上半年，头部企业新增申报专利15项，获得授权专利6项，研发方向主要集中在新型压裂工艺、排采智能控制系统、低产井改造技术三个领域，这些技术的突破都瞄准了当前行业的核心痛点，试图进一步降低开发成本，提升单井产量。

从专利产出的结构来看，实用新型专利占比超过七成，发明专利占比不足三成，说明当前技术进步仍然以渐进式改良为主，尚未出现颠覆性的技术突破。行业整体技术迭代速度保持平稳，尚未出现能够彻底改变行业成本结构的新技术，多数技术创新都是对现有工艺的优化改良，逐步提升开发效率。这种渐进式的技术进步符合成熟行业的发展规律，短期内不会改变行业的竞争格局，技术领先的头部企业仍将保持竞争优势。

1.2.2 低产井改造技术的商业化验证

国内煤层气开发已经超过三十年，早期投产的大量煤层气井经过多年开采，产量逐步下降到经济开采阈值以下，形成了超过万口的低产低效井，这些井占据了大量的矿权和基础设施，资源利用率较低，通过技术改造唤醒这些存量井，成为行业当前重要的增量来源。

晋城低产井改造项目是国内较早开展的规模化低产改造项目之一，截至2025年6月，该项目实现实际收益2353.64万元，商业化验证取得了较好的成果，证明低产井改造具备较高的经济价值。该项目通过新型分层压裂工艺，重新沟通煤层裂隙，提升解吸效率，同时优化排采制度，适配煤层的产气规律，最终实现单井产量提升一倍以上，而投入仅为新建井的三分之一左右，内部收益率超过15%，显著高于行业平均的新建项目收益率。

这一商业化验证的成功，进一步坚定了头部企业加大低产井改造投入的信心，推动行业投资结构持续向存量改造倾斜。不同区块的地质条件差异较大，低产井的成因也各不相同，改造技术的适配性也存在差异，部分地质条件复杂的低产井改造效果仍然不够稳定，投资收益存在一定的不确定性，仍有待进一步的技术优化。

二、市场竞争与经营现状

2.1 头部上市企业经营表现

2.1.1 核心财务指标对比

国内煤层气行业集中度较高，少数头部企业占据了超过七成的产量份额，其中山西蓝焰控股是国内煤层气开发领域的专业化龙头企业，业务覆盖全产业链，其经营数据能够较好反映行业整体的运行态势。梳理企业2024年上半年和2025年上半年的核心财务数据，指标口径统一，对比可以清晰观察经营态势的变化，受价格和成本结构调整影响，核心指标出现结构性分化。

指标名称	2024H1（万元）	2025H1（万元）	同比增速（%）
营业收入	115904.59	111123.92	-4.12
归属于上市公司股东的净利润	22249.82	23377.81	5.07
经营活动产生的现金流量净额	27938.22	64424.88	130.60
归属于上市公司股东的净资产	-	617466.73	3.97
总资产	-	1106484.31	-

营业收入小幅下滑主要受国内天然气价格中枢回落影响，煤层气销售价格随天然气市场价格波动，2024年下半年以来天然气价格有所下调，带动2025年上半年营收出现小幅下滑。而净利润实现正增长，主要得益于成本控制和低产改造项目贡献的增量收益，抵消了价格下滑的影响。经营活动现金流大幅增长，主要得益于上半年供暖季结束后回款集中到账，季节性因素叠加销售回款效率提升，推动现金流大幅改善，反映出企业盈利质量持续提升，抗风险能力增强。

2.1.2 主营产品盈利水平

煤层气销售是蓝焰控股的核心主营业务，占总营业收入的比例超过九成，因此煤层气销售的毛利率直接决定了企业整体的盈利水平，也反映了行业整体的盈利空间。2025年上半年，企业煤层气销售毛利率达到33.03%，相较于2024年全年提升了1.2个百分点，盈利水平保持稳中有升。

进一步拆解来看，毛利率提升一方面源于天然气价格中枢仍高于十年平均水平，销售价格维持在合理区间，另一方面源于技术进步带动开发成本持续下降，近年来随着钻井工艺成熟，专业化服务队伍普及，煤层气单井钻井成本下降了超过18%，低产井改造的成本也下降了12%左右，开发成本的下降抵消了价格波动的影响，推动毛利率维持在33%左右的较高水平。

相较于国内页岩气开发行业平均25%-28%的毛利率，煤层气的盈利水平更高，具备更好的投资价值，这也是近年来资本持续流入煤层气领域的核心原因。煤层气毛利率受天然气价格波动影响较大，如果未来天然气价格出现持续大幅下滑，毛利率也会随之下降，企业需要通过持续的技术降本来维持盈利空间，毛利率的稳定性仍然依赖成本控制。

2.1.3 核心子公司经营状况

山西蓝焰煤层气集团有限责任公司是蓝焰控股的核心全资子公司，承担了企业几乎所有的煤层气勘探开发、销售业务，是企业利润的核心来源，其经营数据能够直接反映蓝焰控股核心业务的真实盈利水平。2025年上半年，山西蓝焰煤层气集团实现营业收入102701.14万元，营业利润26584.60万元，净利润21469.34万元。

对比蓝焰控股合并报表归属于上市公司股东的净利润23377.81万元，核心子公司贡献了超过91%的净利润，企业业务结构高度集中，几乎全部利润都来自煤层气开发业务，非核心业务对利润的贡献极低。这种业务结构一方面意味着企业业绩完全绑定煤层气行业，没有其他业务板块能够对冲行业波动带来的风险，业绩弹性完全来自煤层气行业的变化，另一方面也意味着企业能够集中所有的资本、技术、人才资源投入煤层气开发，有利于提升核心竞争力，巩固龙头地位。

从盈利水平来看，核心子公司的净利润率达到20.9%，营业利润率达到25.9%，盈利水平在国内天然气开采行业处于领先位置，进一步印证了煤层气开发业务具备较好的盈利性，专业化开发企业能够获得稳定的超额收益。

2.2 重点项目开发推进情况

2.2.1 重点勘探区块进度

武乡南区块是蓝焰控股重点推进的煤层气勘探项目，位于山西省长治市境内，属于沁水盆地煤层气富集区的延伸部分，地质条件与沁水盆地核心开发区类似，资源丰度较高，具备较好的开发前景。该项目自2017年4月启动勘探工作，截至2025年6月，项目整体勘查进度达到40.56%，累计投入金额达到546.29万元，进度符合项目初始规划的节奏，勘探工作稳步推进。

从项目投入规模来看，武乡南项目属于中小规模的勘探项目，累计投入不足千万元，整体投资规模不大，风险相对可控，符合当前头部企业控制新区块勘探风险的投资策略。项目完成全部勘探工作后，将开展储量评审，探明具备开发价值的储量后，再逐步转入开发阶段，预计产能释放将在2027年之后，短期内不会对企业产量和收益带来明显影响。

这一项目的推进节奏，反映出当前头部企业对于新区块勘探保持谨慎态度，不再像早期一样大规模投入资金开展新区块勘探，而是放慢进度，逐步探明资源，确认具备经济开发价值后再加大投入，这种策略能够有效控制企业的投资风险，避免大量资金沉淀在未探明储量的区块，符合当前企业提质增效的发展方向。

2.2.2 新建产能投产结构

2025年上半年，头部企业累计完成钻井72口，投运新井51口，完成年度钻井计划的52%，时间进度和任务进度基本匹配，产能投放节奏保持平稳。投运井占完成钻井的比例达到70.8%，处于行业较高水平，说明钻井工程质量和前期勘探的精准度较高，多数钻井完成后能够快速进入排采阶段，缩短了产能释放的周期，提升了资金使用效率。

从投运井的结构来看，51口投运井中，32口为低产井改造井，19口为新建钻井，低产改造井占比达到62.7%，进一步印证了当前企业投资结构向存量改造倾斜的趋势。新建钻井全部集中在已经成熟开发的矿区周边，地质条件已经探明，风险较低，产量稳定性有保障，而远离成熟矿区的新区块新建钻井数量极少，企业不愿意承担高风险的新区块开发。

这种投产结构带来的直接影响是，短期内企业产量能够保持稳定增长，盈利水平也能够维持在较高水平，但长期来看，新区块勘探投入不足会导致未来新增资源储备不足，可能影响5年之后的产量增长，这种长期和短期的平衡，是当前企业面对资本约束和盈利压力做出的选择，其最终影响仍有待观察。

核心洞察

• 国内煤层气产量保持稳定增长，区域供给高度集中，山西产量占比超八成，主导格局短期难以改变
• 头部企业盈利质量稳步提升，低产井改造项目投资收益率显著高于新建项目，成为核心利润增长点
• 行业发展从规模扩张转向提质增效，企业投资结构偏向存量改造，新区块勘探节奏整体放缓

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