• 政策、资源、技术兼备，深层煤层气进入规模开发阶段。1）政策支持：顶层设计上，非常规天然气（煤层气、致密气、页岩气等）已经整体被纳入国家能源安全体系，2026年7月，国家能源局统一定义“深层煤层气”，并将气源地位提升至“十五五”期间增储上产的主攻方向。补贴层面，补贴已从定额补贴转向增产激励，煤层气是权重唯一上调的气源。有增产的煤层气区块有望获得更高比例的补贴支持。
  2）资源丰富：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%，深层煤层气是煤层气资源的绝对主体。3）技术突破：“十四五”期间深层煤层气开发链条已跑通，核心深层煤层气区块已实现规模生产突破，井型转变水平井、体积压裂技术突破、精准控压成熟等开发技术的进步推动深层煤层气迎来规模化开发。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），我们预计2030年中国煤层气产量突破260亿方（深层煤有望超过160亿方）。

• 自产天然气保障中国能源安全，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年天然气对外依存度下降至40.6%，自产气比例提升。自产气结构来看，非常规天然气占全国天然气产量比例已经从2015年35%提升至2024年45%，非常规天然气成为护航中国天然气能源安全的重要增量。深层煤层气将成为“十五五”期间的最大增量（“十五五”增量来看，我们预计致密气37亿方、页岩气70亿方、深层煤层气超100亿方）。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。我们预计2026-2027年新增供给与受损供给恢复仍然有限，国际气价仍处于紧平衡。高位国际气价逐步传导到国内，国产气源受益气价弹性。

• 成本本正下行，深层煤层气竞争力提升，单井投资收益率上行。相较于浅层煤层气，深层煤层气气量爬坡快，释放集中在全生命周期前期，成本回收节奏更快。基于测算模型，按照单井投资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%+。无论从单方成本（已非常接近中国常规天然气开采成本）还是从项目收益率角度，深层煤层气经济性突出。经济性驱动深层煤层气加速开发，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。

• 风险提升: 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。

1.深层煤层气：国内天然气增储上产核心增量，储量丰富成本下行

我国煤层气资源丰富，位居世界前列。据中国石油勘探开发研究院“十四五”资源评价，全国埋深3000米以浅煤层气原地资源量约39.88万亿立方米，技术可采资源量约16.61万亿立方米，总体技术可采率约42%，是我国天然气增储上产的重要接替领域。

资源分布高度集中，鄂尔多斯、沁水两大盆地合计占比近六成。其中鄂尔多斯盆地原地资源量19.52万亿立方米、占全国近49%，为绝对主力；沁水盆地3.83万亿立方米、占比约9.6%，居其次；其余盆地资源量多在1~2万亿立方米、占比3%~6%，呈多点分布。分区域看，资源整体呈“西多东少、北多南少”格局，主力集中于以鄂尔多斯、沁水为核心的华北地区，山西亦由此成为全国煤层气产量最大的省份，产量占比约80%。

          从埋深结构看，我国煤层气资源显著向深部富集。据自然资源部油气资源战略研究中心与中国石油勘探开发研究院评价，埋深1500米以深的深层资源量合计约50万亿立方米，占全国煤层气资源总量逾七成，构成资源的绝对主体，且呈“埋藏越深、资源越富集”的特征。

从探明进度看，深层煤层气正处于储量加速释放的早期阶段。截至2025年底，全国煤层气累计探明地质储量约1.42万亿立方米，其中深层煤层气约6000亿立方米、占比约42%；对照其逾七成的资源占比，深层的探明程度仍明显偏低，增储空间广阔。按规划，“十五五”期间全国拟新增煤层气探明地质储量不低于1.2万亿立方米，其中深层占比不低于70%，对应新增深层探明储量约8400亿立方米；到2030年，全国煤层气累计探明地质储量目标约2.5万亿立方米，深层占比有望超过50%。从空间分布看，深层煤层气的探明储量进一步向少数盆地与重点区块富集，集中度高于煤层气整体。其中，鄂尔多斯盆地东缘与沁水盆地是探明储量最为集中的区域，“十五五”两者合计拟新增探明储量7500亿立方米以上；四川盆地、新疆与渤海湾也具备较大的增产潜力。

回看近三十年四个发展阶段可见，深层规模开发是2021年体积压裂突破后才刚刚打开的新阶段，行业仍处早期。我国煤层气开发历经近三十年、四个阶段：1995年前为前期探索，以井下瓦斯抽采为主、地面开发零星试验；1996—2005年为技术试验攻关,以中联煤层气公司成立为制度起点、引进“直井+压裂+排采”模式；2006—2020年为中—浅层商业开发，形成沁水南部与鄂尔多斯东缘两大千亿方基地，但深度以1200米以浅为主,"十三五"仅完成规划目标的57.7%，面临单井产量低、储量增长慢的瓶颈；2021年起进入深层规模开发，随大规模体积压裂突破，深层、薄煤层等难采资源取得重大进展，全国煤层气年产量由2015年42亿方增至2025年180亿方、深层占比超10%，2026年7月经国家能源局专题会议正式定为煤层气增储上产的主攻方向、“煤岩气”统一规范为“深层煤层气”。

1.3. 天然气供给安全和需求赛跑，增产压力将非常规气推向舞台中央

      国内增产难以跟上需求增量进口依赖度维持高位，2020至2025年国内增产仅覆盖同期需求增量的67.5%。2019至2025年，我国天然气表观消费量由3043亿方增至4332亿方，CAGR约6.1%，国内产量由1736亿方增至2619亿方，CAGR约7.1%。虽然国内产量增速略高于消费增速，但2020-2025年国内增产仅覆盖同期需求增量的67.5%，其余新增需求仍需依靠进口满足，2025年进口依赖度仍达40.6%。与此同时，我国天然气消费已处于4300亿方以上的高基数，即使未来需求仅保持2%-3%的年增长，每年仍将新增约87-130亿方消费量；而LNG进口易受国际气价和地缘政治影响，管道气进口同样存在来源集中风险。

经营现金与自由现金流同步质量，盈利现金含量大幅提升。2023年起随着餐厨主业进入稳定运营期，项目回款效率显著提升，经营活动现金净流量大幅转正并持续维持在高位，净利润的现金含量显著增强，2025年公司经营性现金流净额3.97亿元，同增6.17%。2023年后资本开支逐步回落，经营现金流的释放推动自由现金流由负转正并持续改善，整体现金流结构持续优化，为后续债务偿还、股东回报及业务扩张筑牢现金基础，同时印证公司主业盈利质量的实质性提升。

1.4 海外供给扰动放大进口气价波动，国产深煤气成本优势凸显

1.4.1 海峡封锁导致短期供给冲击，产线遇袭扰乱全球扩产节奏

国际地缘冲突导致霍尔木兹海峡封锁，LNG运输受到严重阻碍。战前经海峡运输的LNG约占全球供应的20%。2026年3-6月，卡塔尔和阿联酋LNG装船量同比减少约350亿立方米；尽管北美、非洲等非海湾产区增产约270亿立方米、对冲了约四分之三的缺口，全球LNG供应量仍同比下降约80亿立方米、降幅约4%。IEA预计，2026年卡塔尔和阿联酋LNG供应合计将同比下降约540亿立方米、降幅约45%，但其他地区新增供应可能使全年全球LNG供应大致持平。

中长期看，卡塔尔液化基地受损通过产能直接损失与项目延期改变全球LNG新增供给节奏。2026年3月18日，卡塔尔拉斯拉凡工业城遭导弹袭击，部分LNG产线受损，Train4/6受损涉及液化产能174亿方/年，预计需至2030年修复回归；同时，我们预计NorthFieldEast（NFE）435亿方/年扩产项目延期至2028年投产。受此影响，2026年全球LNG净新增液化产能仅约150亿方/年，当年新增产能增速从战争前的10.5%下降到2.1%，供给侧收紧。从节奏来看，2027年恢复程度有限，预计全球LNG供给2026-2027年依然维持紧平衡。

1.4.2 扩产推迟引发市场担忧，进口成本上行体现国产深煤气成本优势

进口价与国内售价长期倒挂，气价一旦上行，进口环节的结构性亏损立刻显现。我国天然气对外依存度约40%，进口成本受国际气价、油价及地缘政治影响，而国内售价调整受保供、价格管制等因素制约，存在滞后，导致价格倒挂。2月27日以来美伊冲突爆发后，市场对霍尔木兹海峡运输中断及中东LNG供应受损的担忧推升气价，我国进口LNG价格随之大幅抬升。2026年6月，国内液态天然气进口均价4241元/吨，环比+35.2%，同比+11.1%。

截至2025年，国产煤层气的开采成本约为1.35元/立方米，技术进步下成本有望进一步下行。相较进口LNG受国际气价、汇率和运输成本扰动更小，有助于增强国产天然气供应的经济性和成本稳定性。

2. 技术链条打通、单井经济性突出，深层煤层气进入规模开发窗口

2.1 含气量2.5倍、峰值产量近10倍，深层具备天然开采优势

深层煤层气在资源禀赋、产量释放速度和单井开发指标等方面均表现出较为明显的优势。资源端，深层煤层气煤层平均厚度大和采收率较高，总含气量代表值18-30立方米/吨，显著优于浅层。生产端，深层煤层气中游离气占比较高，压裂返排后通常不存在明显的独立单相排水阶段，而浅层煤层气平均需经历约90天的单相排采；深层煤层气见气后约20天即可达到峰值，明显快于浅层的约240天。受益于较高含气量、储层压力以及水平井体积压裂改造，深层煤层气平均峰值日产量和首年平均日产量分别达到6.60万和5.28万立方米，约为浅层煤层气的10倍；单井EUR5000万立方米以上，前3年EUR采出程度可以达到60%，显著加速开采成本回收节奏。

2.2 开采技术：关键开发链条已打通，核心区块由单井突破迈向规模复制

2.2.1 顺应开发模式转变，技术变革使得水平井控制面积和质量提升

游离气占比高，决定了深层必须走"水平井＋体积压裂"而非排水降压的开发路线。深层煤层气压后排液阶段、单相排采阶段持续时间短，正式产气时间相比浅层更为前置，见气速度快。游离气不依赖长期解吸过程，产气节奏快，产期峰值高。

井型转变可以适应地质条件，提升单井产量和储层动用。早期深层煤层气开发主要依赖直井或定向井，由于井筒与储层接触面积有限，单井控制范围较小，产量释放速度较慢。深层煤层气资源埋藏更深、煤层厚度更大且横向展布范围更广，更适合采用长水平井开发模式，通过延长井筒在有效煤层中的穿行距离，提高了单井控制储量和储层动用程度。

钻井端已形成"地质模型＋导向测井＋随钻测量＋轨迹实时优化"的精准体系。针对水平井钻探过程中煤层储藏条件复杂、井壁稳定性低、轨迹控制难度高的问题，目前形成了以地质模型、导向测井、随钻测量和轨迹实时优化为核心的精准钻井体系。通过建立三维地质模型预测煤层展布特征，结合随钻测井实时获取地层信息，根据实际钻遇情况动态调整井眼轨迹，使水平段尽可能保持在优质煤层内部。同时，通过优化井身结构、钻具组合和钻井液体系，提高深部水平井施工效率并降低储层伤害。神府深层煤层气区块已形成"地质模型+导向测井+轨迹优化+随钻实时决策"的技术组合，并将传统三开水平井优化为二开井身结构，实现了深部煤层长水平段精准钻遇和储层保护。

2.2.2 体积压裂技术突破：由"形成裂缝"转向"构建复杂人工缝网"

深层煤层气储层通常具有低渗、强非均质和应力敏感等特点，仅依靠天然裂缝难以实现大规模气体流动，需要通过人工压裂扩大储层改造范围，提高煤层动用程度。早期直井开发阶段，压裂主要依靠水力携砂压裂，形成单一裂缝。水平井开发可以接触更多的煤层，体积压裂的技术带动可用煤层气储量。

目前深层煤层气已形成以"长水平井+密切割分段+大规模体积压裂"为核心的改造模式。大排量的压裂液体让裂缝的扩产有了足够的动力支撑，提升煤层整体动用程度。同时压裂网络设计更为考究，缩短段距、密切割的压裂方式扩大了有限空间内煤层利用程度。在注入压裂液体方面，低黏液体容易形成复杂裂缝网络，但携砂能力不足；高黏液体携砂能力强，但容易形成单一主裂缝。变黏滑溜水通过阶段性改变黏度，实现既扩大裂缝体积，又保证裂缝长期导流。

2.2.3 精准控压动态调整：确保高产态势均衡可控

排采环节的核心矛盾是压降过快导致煤粉堵塞渗流通道，精准控压通过实时监测与动态调参把"能高产"变成"能持续高产"。针对煤层气压后排采阶段和开采初期快速开采导致煤层压力骤降、煤层破碎、煤粉堵塞渗流通道的问题，通过井下传感器和软件动态监测，软硬件结合的方式精准控制压力、阀门开度，延长高产周期。在后期低压阶段，深层煤层气开发由"控制递减"转向"提高剩余气动用效率"。精细控压系统通过实时监测井口压力、井底流压、产气量和产水量，动态优化节流制度和举升方式，在避免过度降压造成储层进一步损伤的同时，降低井底流压、改善气液运移条件，提高剩余储量采出程度，延长气井经济生产周期。精准控压技术应用后，返排阶段压降速率由1.17MPa/d降至0.51MPa/d，返排率由20%提高至30%，实现了缓慢降压与高效排液的协同。投产首月压降速率降低40.0%，高效携液时间由21d延长至30d，首月末日产液量由60.4m³/d提高至90.0m³/d，表明气水两相流动更加稳定，地层能量和井筒携液能力得到有效保持。在实验室实验条件下，逐级降压还使煤层气采收率由41.60%提高至80.70%。总体来看，精准控压能够减少储层伤害和井筒积液，延长高产稳产周期，提高资源动用程度。

四项技术闭环叠加，使深层煤层气由传统低速释放转向快速建产——单井初期日产由约2万方提升至10万方以上，储层改造体积提升约40%。在井型方面，直井向长水平井升级有效提高了单井控制范围和产气能力。大宁—吉县区块实践显示，直井日产气量约2万m³/d，大吉区块实验井采用L型水平井后单井初期日产气量突破10万m³/d，产能提升约5倍；同时，大位移水平井水平段进尺提高约1倍，井组控制面积提高近1倍。在储层改造方面，压裂技术由传统形成单一裂缝转向构建复杂人工缝网，通过密切割、大排量、大砂量等体积压裂技术扩大储层改造范围。目前部分区块采用15～20m³/min压裂排量、200～500m³单段加砂量，储层改造体积（SRV）由约524万m³提升至735万m³，提升约40%，裂缝长度提升约27%，有效提高煤层动用程度。在生产阶段把控上，精细控压与全生命周期排采技术进一步提升了长期采收效率。综合来看，技术体系升级后，深层煤层气典型水平井峰值日产量达到约6.60万m³/d，首年平均日产约5.28万m³/d，达到峰值时间缩短至约20天，单井EUR达到约5500万m³，显著提升了深层煤层气规模化开发能力。

2.3 单井IRR收益率突出，降本是回报中枢上移的关键变量

单井层面已跨过商业开发门槛，但回报对投资强度高度敏感。在售气均价1.80元/方、现金操作成本0.40元/方的假设下，对应单井IRR约20%-28%，按10%折现的投资回收期3.3至5.0年。投资端的成本曲线是决定回报中枢的首要变量，单井投资由3500万元降至2900万元，单井IRR可由20%提升至28%，回报中枢上移约8个百分点。从投资构成看，降本空间主要集中在钻井与压裂两个环节。单井投资中钻井约占55%、大规模体积压裂约占27%—28%、地面集输与处理配套约占15%。随着长水平井工艺定型、钻井周期缩短与压裂材料国产化推进，以及场地内施工基础设施的摊薄，占比超过八成的钻完井环节具备持续压降空间，这也是行业内单井投资由3500万元向2900万元收敛的主要驱动力。

现金回流高度前置是深层煤层气区别于中浅层的关键财务特征。深层煤层气单井首年产量约1170万方、占EUR比重约21%，前三年累计采出约42%、前五年约57%。深层煤层气以游离气与吸附气共存，投产即产气、无需长周期排水降压，首年即可形成规模现金流；相较之下中浅层煤层气普遍需要1—2年排水期才进入稳产。这一差异部分对冲了较高的单井投资，使深层项目在同等资源禀赋下仍具备较优的资本回收效率。

规模化爬坡带来的单方成本下行，是毛利率扩张的主要来源。其机理在于折旧的产量法摊薄与单井投资的同步下行。建产初期新井占比高、单位折旧负担重；随着存量井池扩大、新井占比下降，加权折旧被自然摊薄，同时新增井的单井投资由3500万元降至2900万元，对应新井单方折旧由0.64元/方降至0.53元/方，形成第二重压降。

3. 深层煤层气升格为增产主攻方向，补贴由普惠转向增产择优

3.1 非常规气从"给定位"到"保要素"，深层煤层气升格为主攻方向

我国非常规天然气的支持类政策沿"定方向—保要素—落区块"三步推进，深层煤层气已由煤层气的一个细分品类，升格为"十五五"增储上产的主攻方向。

顶层定位上，非常规气整体被纳入国家能源安全体系，煤层气的战略权重逐步抬升。2015年《煤层气勘探开发行动计划》首次明确沁水、鄂东为核心开发区域，确立了产业的空间抓手；2022年《"十四五"现代能源体系规划》进一步提升煤层气战略地位，将其与页岩气、致密气共同列为常规气之外的增产接续来源。要素保障上，制约行业多年的矿权与流程问题在2019—2023年的矿产资源管理改革中得到实质性缓解。改革缓解了煤炭与煤层气矿业权重叠这一长期痛点，并缩短了勘探转开发的审批流程，使区块从探明到建产的周期明显压缩。矿权归属清晰化对煤层气的意义尤为突出，煤层气与煤炭赋存于同一层系，权属交叉曾直接导致大量区块无法推进开发。

进入"十五五"，政策由行业层面下沉到具体区块，可执行性显著增强。2026年7月，国家能源局召开深层煤层气勘探开发专题会议，统一"深层煤层气"表述并确立其为增储上产主攻方向；随后的鄂东增储上产行动方案将目标落到区域——2030年鄂东新增探明6000亿方、产量180亿方（其中深层160亿方以上），并同步配套矿权、管输及用地用水用电保障。煤炭工业十五五规划明确2030年煤层气产量260亿立方米，推动深层煤层气快速上产，点名重点区块。至此，深层煤层气获得了明确的产量目标、责任主体与要素支持，政策支持从表述层面转化为可考核的建产任务。

3.2 补贴政策：由定额补贴转向增产激励，煤层气是权重唯一上调的气种

财政补贴的逻辑已由"按方定额、普惠发放"转为"按增量竞争性分配"，煤层气是本轮调整中折算权重唯一上调的气种。补贴不再是覆盖开采成本的普惠性支持，而是对增量能力的定价，这直接改变了不同企业获取政策资源的能力差异。

从演变路径看，补贴经历了"固定单价—统一奖补—增量考核"三个阶段。补贴起步于0.20元/立方米的固定单价，"十三五"期间提高至0.30元/立方米；2019年起固定单价退出，煤层气、页岩气、致密气三气统一纳入非常规天然气奖补体系，考核导向转为"多增多补、冬增多补"；2025—2029年新办法延续增量考核，并将煤层气折算系数提至1.5倍、致密气权重逐步退坡，资源分配进一步向煤层气增产倾斜。

现行煤层气奖补依据财建〔2025〕35号执行。中央财政不再规定统一的每立方米补贴，而是根据煤层气折算产量、同比增减幅度、取暖季增量和全国资金规模进行竞争性分配。核算方法如下：

由于奖补采取竞争性分配、不再设统一单价，单个企业最终获得的资金取决于其奖补气量在全国或全省总量中所占的份额，难以按固定单价预估。但从机制设计看，政策倾斜方向十分明确。煤层气按1.5倍折算，核算基数高于页岩气和逐步退坡的致密气；增量部分按分配系数放大，增产越多、奖补气量越高；取暖季增量还可获得额外加成，而产量下降则会被相应扣减。总体来看，增长越快、深层占比越高的企业在这一机制下受益越明显，稳产或减产的存量企业则相对处于劣势。

4. 投资建议：关注核心深层煤层气区块与多元布局气源公司

4.1 深层煤层气区块开发提速，多盆地资源储备打开长期增产空间

鄂尔多斯盆地东缘是"十五五"期间全国深层煤层气增储上产的核心区域之一，到2030年，鄂尔多斯盆地东缘探明储量目标为增加6000亿立方米，煤层气产量180亿立方米，其中深层煤层气产量160亿立方米以上。

4.2 关注核心深层煤层气区块与多元布局气源公司

4.2.1 首华燃气：深层煤层气核心标的，量增摊薄成本驱动盈利弹性释放

首华燃气是A股核心深层煤层气标的，石楼西区块已完成储量备案并进入产量释放期。公司通过控股子公司中海沃邦持有石楼西区块权益，截至2025年末持股67.5%，2026年3月拟进一步收购11.29%少数股权至78.79%。区块位于鄂尔多斯盆地东缘晋西挠褶带，勘探面积1524平方公里，主力开发层系为太原组8号煤层，与国内深层煤层气规模开发示范区大宁—吉县区块一致；探矿权、采矿权持有人为中国石油，中海沃邦于2009年8月签订《合作合同》取得该区块30年勘探开发生产经营权并担任作业者，所产天然气由双方共同销售、各自分成。石楼西与大吉气田地理相邻、层系相同，具备直接借鉴其成熟钻完井与压裂排采工艺、缩短开发曲线的先天条件。

区块储量基础较好，多气种协同开发支撑逐年滚动增产。截至2025年底石楼西区块煤层气探明地质储量接近900亿方，叠加致密气后天然气地质储量合计约2100亿方；区块主力埋深约2300—2500米，主力开发层系为太原组8号煤层，煤层气井与致密气井合计已投产约200口，目前综合采收率约35%—38%。到2030年，预计石楼西煤层气与致密气合计产量有望达到20亿方以上，设计产能规模居鄂东深层区块前列，累计探明地质储量仍有较大提升空间。

4.2.2 新天然气：煤层气存量稳健，深部勘探与多元布局打开第二增长曲线

新天然气的上游煤层气资产主要通过控股亚美能源持有，形成"存量稳产＋增量接续＋战略储备"的清晰生命周期梯队。旗下潘庄区块是国内首个达到百亿方级的中外合作煤层气项目，累计产气于2025年5月29日突破100亿方，单井日产曾突破10万方，代表了国内浅层煤层气开发的标杆水平。除煤层气外，公司2025年新增喀什北常规气项目全年并表，气源结构由单一煤层气向多元化拓展。

紫金山区块是公司深层煤层气的核心战略储备，勘查面积约528平方公里，预测深部煤层气资源量1200亿方、致密气300亿方，按"双气并举、以深部煤层气勘探为主"的思路，规划新增探明深部煤层气地质储量500亿方、致密气200亿方，并明确2026年底前完成累计提交深部煤层气探明储量500亿方——这一规模相当于2025年底全国深层煤层气累计探明地质储量约6000亿方的8.3%。目前致密气进展较快，ZJS10井区已探明含气面积43.71平方公里、储量约54亿方；深部煤层气2025年完成钻井28口，勘探稳步推进。

存量区块进入自然调整，增量区块快速放量，公司总产量维持增长。潘庄区块在连续四年稳产10亿方以上后，2025年产量10.50亿方、同比微降5.23%，公司正通过薄煤层释放、加密井部署及低效井综合治理维持产量与开发效益；马必区块产量由2022年2.84亿方快速增至2025年9.51亿方、三年复合增速约50%，已成为当前主力增长引擎。2025年公司全口径天然气产量24.13亿方、同比增长9.98%，增量主要来自喀什北常规气全年并表贡献。后续产能储备充足：马必北区076井区（设计产能4.5亿方/年）、MB105与NS02井区（合计4.8亿方/年）及薄煤层、MB127井区储量提交将陆续接续，合计新增产能规划9.3亿方/年；紫金山远期规划建设产能15亿方/年，其中深部煤层气10亿方/年，相当于公司2025年煤层气产量的约50%，是产量结构升级的重要潜在变量。

1）气量增速不及预期。深层煤层气产量目标主要依托鄂尔多斯盆地东缘的新区块建产，若资源动用节奏、钻井投产数量或优质储层钻遇率低于预期，产量释放进度可能滞后。同时，新区块在煤层厚度、含气量与地应力等条件上与示范区块存在差异，单井产量与最终可采储量存在不及预期的风险。

2）政策支持力度不及预期。产量目标与要素保障均为规划性安排，实际执行进度存在不确定性。现行奖补已由定额补贴转为按增量竞争性分配，企业获得的资金取决于自身增量在全国的份额，存在低于预期的可能。此外，矿业权与用地用水审批、外输管网建设若滞后于规划，将推迟产量兑现节奏。

3）天然气价格波动。单井经济性对售气价格较为敏感，若国内气价因供需宽松或价格管制而下行，项目回报水平将受到压制。2027—2028年全球LNG新增产能集中释放，叠加地缘局势变化，可能通过进口成本向国内价格传导。

4）降本进度不及预期。回报中枢上移有赖于单井投资的持续下行，而钻完井环节占单井投资的绝大部分。若压裂材料与钻井服务价格上行，或新区块埋深加大、地质条件复杂导致施工周期延长，单井投资的压降空间可能低于预期。