我国煤层气行业市场简要分析
上游资源情况—储量规模巨大
煤层气又称为“瓦斯”，是一种与煤炭伴生的非常规天然气，主要成分是甲烷（甲烷含量>85%），是以吸附在煤基质颗粒表面为主、部分游离于煤孔隙中或溶解于煤层水中的烃类气体；根据相关数据表明，从泥炭发展到无烟煤过程中每吨煤可产生50~300m3的煤层气。
图1：煤层气、页岩气和常规气分布示意图
目前世界上共有74个国家蕴藏着煤层气资源，俄罗斯、加拿大、中国和美国煤层气资源之和占全球总量的90%以上。中国是仅次于加拿大和俄罗斯的全球第三大煤层气资源国，我国埋深2000米以浅煤层气地质资源量36.8万亿立方米。
图2：世界各国煤层气储量和开发情况
注：煤层气开发分为井下抽采和地面钻采两类，我国2011年地面钻采煤层气23亿方
如果按照上限测算，全球煤层气资源量为270万亿方，是常规天然气储量的一半。以可比口径，美国煤层气资源量21.38万亿方，煤层气的稳定产量为550-556亿方，这一产量水平已经稳定保持了近十年；而我国煤层气资源量高于美国为36.8万亿方，经过测算的理论稳定产量为633-935亿方，2011年煤层气年总产量约118亿方，其中地面抽采量仅23亿方，可见国内煤层气产量具有极大的想象空间，理论稳定产量与2020年国内规划产量水平基本相当，那么未来3-5年将是煤层气勘探开发的高投入时期。
图3：中国和美国资源潜力对比
煤层气的开发利用程度远低于常规天然气。2010年全球天然气开采量为3万亿立方米，而煤层气开采不到1000亿立方米，不到全部天然气开采量的3%，美国天然气产业发展已经非常成熟，其中煤层气占比约10%
；煤
层气开发主要集中在少数资源大国手中，按照我国主管部门的规划，在未来几年我国煤层气在天然气所占份额也将逐步提高。
图4：2010年国内天然气气源结构 图5：2015年国内天然气气源结构
2010年国内天然气产量数据表明，煤层气总产量为88亿方，占全部天然气产量的7.9%，我们认为7.9%的比例存在对煤层气钻采的高估，按照与美国口径，2010年国内地面钻采煤层气仅14.5亿方，为煤层气整体统计量的16.4%，那么实际上钻采煤层气产量应该仅占全部天然气产量的不到1.5%；同理测算，2015年国内规划钻采煤层气占全部煤层气超过50%，那么钻采煤层气占全部天然气产量份额为5.6%，相比2010年有近4倍的增长空间。
我国煤层气资源主要分布在鄂尔多斯、沁水、准噶尔等盆地，其中沁水盆地和鄂尔多斯盆地煤层气地质储量国内领先，也是国内主要的煤层气探明储量区域。资源丰度分别为1.46亿方/km2和1.53亿方/km2，具有很好的开采价值，探明储量之和为2652亿立方米，占全国总探明储量的97%。
图6：国内煤层气资源储量分布 图7：国内煤层气探明储量分布
煤层气需求模式—“非主流”天然气市场
目前煤层气直接商业利用率偏低。2011年，中国煤层气抽采量115亿立方米，利用量53亿立方米，同比增加51.4%。其中，井下瓦斯抽采量92亿立方米，利用量35亿立方米，同比增加52.2%。地面抽采23亿方，利用18亿方。一般来说，井下抽采瓦斯的浓度都比较低，在40%以下；而地面钻采煤层气纯度超过90%，可以直接管输利用，这部分煤层气产量只占煤层气统计产量的约20%，由此可见煤层气的利用率是比较低的。
图8：煤层气应用多集中在中高浓度 图9：一般天然气消费结构
煤层气地域性决定其为就近消费模式，煤层气的利用主要集中在民用、瓦斯发电、工业原料、煤层气液化等方面。以山西为例，山西省是煤层气产出和消费量最大的地区，2011年山西省民用煤层气12亿方、发电用7.7亿方，其中晋城市拥有13800辆煤层气车辆，全部公共交通实现油改气，全市建设煤层气加气站8个，日加气能力达到12万立方米。山西煤层也初步实现外输，建成了连接西气东输支线的煤层气管道以及沁水-晋城-博爱输送到河南的煤层气管道。
图10：山西晋城煤层气利用方式
煤层气有望融入常规天然气产业、未来极具想象空间
煤层气产量和天然气定价难以支持大规模管道外输，煤层气需求大部分还是局限于区域市场，晋城地区天然气渗透率远高于其他地区；从目前国内天然气供需格局和政策动向来看，“十二五”期间煤层气产量和外输基础设施将进入同步甚至超速建设时期，煤层气市场覆盖面拓宽，将形成对常规天然气的有效补充，与常规天然气供应链的接轨将极大地刺激煤层气的上游开发。
图11：煤层气发展低于规划原因
美加澳煤层气产业启示
目前全球主要的煤炭生产国曾经都积极开展煤层气的勘探开发，各国煤层气产业发展一般分为三个阶段： 一是煤层气开发前期准备及小规模勘探试验，如波兰、智利、巴西等；
二是煤层气快速发展，部分试验区块已初步具备煤层气商业开发条件，如加拿大、澳大利亚、中国等； 三是已经规模化开发煤层气，煤层气工业实现成熟商业化运作，目前仅有美国处于这一阶段。
美国煤层气发展：技术突破到政府补贴
美国对煤层气开发有政策支持，早期产量快速增长主要受益于技术进步（裸眼洞穴完井技术）。从80年代开始，受到能源危机的影响，美国政府出台了各项刺激政策，但由于技术不成熟，美国煤层气的开发并无很大起色，直到1988年美国煤层气裸眼洞穴完井技术的发现，该技术极大的增加了中煤阶圣胡安盆地和黑勇士盆地煤层气的开采量，带动美国煤层气气量开始快速增长，从1989年26亿方到1992年达到了154亿方，到1995年这两大盆地占美国煤层气产量的94%。90年代开始低煤阶的粉河盆地煤层气开始快速发展，带动煤层气总产量到2009年达到547亿方。
图12：美国煤层气早期受益裸眼完井技术进步（单位：亿方）
图13：美国主要煤层气生产盆地
政府补贴大、基础设施好、天然气价格放松管制和技术水平领先等多方面合力，是美国煤层气中期持续增长的主要原因，其中占主导因素的是政府的政策引导。
(1)美国政府投入资金进行煤层气的基础研究，20世纪80年代初至90年代初，美国政府投入煤层气勘探开发资金60亿美元，用于煤层气基础研究经费就达15亿美元。
(2)美国《意外能源获利法》第29条规定，在1980年至1993年之间钻探的井在2003年之前生产出的煤层气都可以享受到补贴（企业生产一桶油当量的煤层气，政府提供$3的免税额，按照先征收后返还的政策给予税款补贴，通常情况下返还的税收比上交的更多，并随通货膨胀率进行调整），该法颁布10年内，美国政府对黑勇士盆地和圣胡安盆地的补贴额分别达到2.7和8.6亿美元。
(3)美国发达的天然气管网和完全竞争的上网形式也利于煤层气寻求较高价位的销售，煤层气发展快速，并带动了煤层气技术的发展。
图14：美国煤层气产业补贴情况（1981-2002）
天然气价格上升促使煤层气快速发展。美国政府于1993年放开了天然气井口价格，天然气价格完全由市场定价，随后经过一段时间的下行，天然气价格从1995年开始逐步上升，天然气的价格与煤层气也具有较好的相关性。（2003年煤层气价格和产量未同步上涨，是由于美国政府停止了《意外能源获利法》，对1993年前钻井所产煤层气的补贴对煤层气产量影响较大）。
图15：美国天然气价格上涨带动煤层气产量上升
注：产量单位为亿方；价格单位为美元/千立方英尺、天然气平均井口价格
加拿大煤层气产业受价格上升推动
加拿大是全球第三大天然气产量国，国内消费量要远低于生产量，过剩天然气主要通过管道出口至美国。加拿大煤层气资源主要集中在阿尔伯塔省内（18万亿方），煤层气产量也主要来自这里。
图16：加拿大煤层气钻井和产量情况
对常规天然气的补充需求是煤层气发展的首要驱动力。加拿大从90年代开始引进美国技术进行煤层气的开采，直到2001年煤层气钻井250余口，煤层气产量为零。之后受到国内常规天然气供应下降、出口天然气价格上升等影响（天然气价格从2002年的不到$3/千立方英尺上升至2005年的$7.33/千立方英尺，增幅达到244%），2002年开始加拿大煤层气产业快速发展，从2002年的1亿方快速上升至2009年生产井9900余口，探明储量3.7万亿，产量73.4亿m3的规模。
加拿大煤层气以机制管理替代微观经济管理。加拿大煤层气开发是没有特别补贴的，只是明确了煤层气开采主体为油气公司，煤层气的管理与天然气相同。加拿大油气管道非常发达，煤层气的消费利用基本上通过管道与天然气混输混用。
澳大利亚：环保重视程度高、产业受益政府碳排放补贴
澳大利亚是全球第四大煤炭生产国，煤炭在澳大利亚一次能源消费中占比达到42%。目前澳大利亚有17个煤矿煤层气减排项目，分布在15个矿井，其中10个煤矿为井工煤矿，5个为废弃煤矿。在这17个项目中，9个项目用来发电，7个项目通过燃烧瓦斯减排，还有1个项目直接把抽采的高浓度瓦斯并入输气管道利用。澳大利亚的煤层气从1998年的0.3亿方增长到2004年的13亿方，到2010年已经达到40亿方，占天然气总量的9.8%，其中90%以上的煤层气来自于昆士兰。
澳大利亚人均CO2全球最高，为了改善国内碳排放较高的局面，澳政府于1998年制定了全国温室战略，并于2000年颁布可再生能源（电力）法，目前该计划已经对煤层气发电提供了5000万澳元的补贴，另外澳政府2011年7月公布的清洁能源未来计划和2012年7月开始实行的碳税，都将对煤层气给予一定的补贴。
图17：澳大利亚煤层气钻井和产量情况
非市场因素导致发展低于规划目标
在“十一五”煤层气发展规划中，地面煤层气开采、井下开采煤层气利用量、新增探明储量和管道建设均没有完成规划目标，这也是国内第一个能源规划未完成的项目，其中新增探明储量完成度达66%，地面钻采完成度仅30%。受气源不足拖累，规划的10条煤层气管道完成情况较差。据不完全统计，截止2010年底煤层气管道仅完成了沁水-晋城、韩城-侯马-临汾、大宁-吉县-临汾-霍州、端氏-八甲口（接西气东输线路），2011年完成了端氏-晋城-博爱管道和晋城-长治管道，目前总输气能力达到60亿方以上。
图18：煤层气规划和实际完成情况
注：*为2009年数据，**为2011年数据
我国地面开发落后于澳大利亚、加拿大；井下抽采仍然是国内主要的煤层气开采方式。国内从80年代末开始初步研究地面煤层气勘探开发技术，但与国际相比发展的速度缓慢，2005年地面煤层气产量为0.3亿方，到2011年达到23亿方。加拿大煤层气开采从2004年开始快速发展，从2003年的不足1亿方，到2008年地面煤层气产量已经达到70亿方，增速较快。
图19：国内煤层气开采以井下抽采为主 图20：我国煤层气产量落后于加澳两国
（一）非市场因素拖累“十一五”煤层气行业表现
“十一五”煤层气地面钻采不达规划的原因是多方面的，包括煤层气产业自身问题和天然气 行业的共性问题；就天然气行业共性问题来说，国家在逐步尝试上游区块分配机制改革、上下游价格改革、引入LNG等多手段加以调整；预计煤层气自身的“非市场”因素是有望在短期内打破，从而成为拉动煤层气产业高增长的核心因素。
图21：“十一五”煤层气发展低于规划目标原因分析
图22：国内煤层气供给增长制约因素
从1996年中联煤层气公司成立以来至今16年，国家对煤层气勘探钻采的投入偏低，中联煤成立初始的注册资本仅1亿元，2007年开始我国成为天然气净进口国，国家对煤层气的重视程度在近几年天然气短缺时才逐步提高，目前我国煤层气产量水平仅相当于美国1990年水平。
1.煤层气规模化钻采技术仍然处于导入时期，没有形成专业为煤层气提供的设备和服务体系；2.煤层气历来存在煤矿和煤层气两种资源开采权的冲突问题，握有煤炭资源的地方煤炭企业和握有煤层气资源的能源央企之间存在利益冲突；3.经济高速增长时期对煤炭需求市场旺盛，高煤价对企业加快煤炭资源开发构成激励；4.涉及到安全和环保问题，煤矿瓦斯治理问题受到了持续关注和重视，经过井下抽采或地面先抽后采的模式。
图23：中国和美国煤层气发展对比
对比我国和美国的煤层气产业，上游开发环境和煤层气经济性是最重要的因素，上游煤层气的开发制度环境依靠天然气改革完成，而煤层气的经济性将随着钻采活动的规模化以及设备服务体系的逐渐完备而改善，煤层气自身经济效益改善在“十二五”期间将是较为确定的趋势。
美国、加拿大等煤层气产业发展成功的国家，其煤层气开采权均归属于油气公司；而我国在98年煤炭工业部撤销、国土资源部设立后，煤层气开采权多被油气企业竞标获得，之后煤炭公司无权对煤层气开采，只能出于安全生产的目的进行瓦斯治理抽采。目前国内煤层气的开发有煤层气专业公司、煤炭企业、油气公司等，主体各不相同，各主体对煤层气的开采权有部分重叠，目前晋煤集团占据国内煤层气产量的绝大份额。
图24：国内煤层气资源所有权结构 图25：国内煤层气产量结构
目前国内煤层气采矿权人为中联煤、中石油公司、中石化、河南省煤层气公司、晋煤集团和辽宁铁法煤业集团；数据表明，国内各主体的持有资源量和实际产量的比例极其不匹配，2010年，晋煤集团煤层气地面钻采量9.08亿立方米，约占全国地面煤层气抽采总量的60%，而其持有的煤层气资源量份额不到1%。开采权和实际开采人的不对等增加了煤层气开采的实际不确定性，增加了投资成本；在山西这些问题已经通过区块转让、合作开发等方式逐步得到解决。
国内煤层气补贴不足，获取补贴难度较高
“十一五”期间，国家核准煤层气利用量为95亿立方米，2009年国家下达的煤层气抽采利用补贴总额为2.32亿元，用于煤层气11.6亿立方米的开采补贴，补贴范围小且力度不足，目前能源局正与财政部积极协调增加煤层气开发补贴。国内民用煤层气开发的国家补贴为0.2元/方，即使加上山西省政府给予本省煤层气开发补贴的0.05元/方，补贴比例也不到煤层气井口价格的六分之一，相比之下，美国煤层气连续20年补贴50%左右，保障了煤层气开采企业的盈利性。另外想要申请到补贴需要省市财政局、财政部专员的审核，程序复杂，从申请到领取补贴金需要一年的时间，削弱了补贴应有的作用。
煤层气发电补贴难以落实。煤层气发电的补贴为0.25元/kWh，相当于每立方米天然气补贴0.65元，但补贴需要各省电网承担，电网公司出于电力安全经济运行的考虑，往往削减煤层气上网电量，致使补贴不足。
（二）煤层气增长亦受制于天然气定价机制
煤层气本质上是天然气的一种，需求结构与天然气非常类似。国家对天然气价格的管制程度很高，这与煤炭的价格体系形成鲜明的对比，即便是页岩气、煤层气这种由市场定价的非常规气源也会受到天然气定价体系的影响，目前国内对天然气采取成本加成的定价方式，在目前供不应求的市场结构下，天然气价格不能体现天然气的市场价值，加上煤层气的成本本来就比常规天然气要高，因此煤层气的盈利能力存在明显的天花板。
图26：国内价格管制抑制供给增长 图27：天然气供给边际成本提高
天然气供给增长滞后于需求、价格管制加剧了供需矛盾。天然气井口价格长期以来由政府进行定价，从
2000年开始，天然气价格仅进行了两次调整，一次是2007年对国内工业用气提价0.4元/m3，一次是2010年对所有用气提价0.23元/m3。这期间国内天然气的消费从2000年的244亿方增长到2011年的1300亿方，成本加成定价方式限制供给增长，直接导致天然气对外依存度逐年提高。国内天然气消费量从2000年的244亿方增长到2011年的1300亿方，2007年我国成为天然气净进口国，2011年天然气对外依存度超过20%，并有继续上升趋势。
图28：天然气对外依存度逐年上升
注：汽油价格和煤炭价格按1立方米天然气等热值计算、单位：元
国家对天然气价格机制的调整在积极尝试中。国家在2011年底推出了广东、广西先行价格改革试点，退出天然气与可替代能源价格挂钩，将之前的成本加成计算的天然气价格改为净回值法计算，实现天然气价格的市场化；广东、广西天然气主要来源于进口LNG，净回值法对井口价格影响有限，但随着西气东输二线日前开始给广东省供气，净回值法将对国内天然气井口价格产生更大的影响。
图29：天然气净回值定价公式
预计天然气价格的改革窗口可能会在近期。天然气管道输送与电力具有一定的相似性，如果不在天然气消费量还较低的情况下解决天然气价格市场化的难题，随着国内天然气使用规模的快速发展，价格市场化的成本影响就非常大，改革的成本很高，这也是国家快速推进天然气价格改革的主要动力。
我国天然气整体价格高于美国，但与替代能源相比，天然气价格优势仍在强化中。我国与日本、韩国都属于天然气价格偏高的国家，进口天然气的增长导致了过高的天然气边际成本；我国海上LNG的平均接收价格为3.8元/方，折换后超过17美元/mmbtu（目前美国本土平均价格仅为约3.5美元/mbtu）；即便如此，按照天然气与原油的热值比例关系，17美元/mmbtu的天然气价格水平相当于65美元/桶的原油价格，那么按照我国2012年进口原油平均单价814.2美元/吨（超过100美元/桶），天然气等热值价格仅为原油的65%，天然气和原油相比仍有价格优势。
定价模式导致煤炭和原油（一个放开、一个垄断）价格涨幅均超过天然气：1.国内煤炭资源丰富，上游开发的开放程度较高，煤炭价格在2007年以来经历了大幅上涨过程，这也反应了国内这一轮经济周期的巨大需求提升；2.国内原油对外依存度超过50%，原油价格是典型的外部输入性，国际原油供需关系、大国库存、金融属性、区域政治对原油价格产生复杂的影响，2011年三地原油平均价格较2000年上涨了约296%、较2008年上涨了约11%。
图30：不同时间节点能源价格对比
因此从动态来看，过去十年天然气价格的上涨幅度是远低于煤炭和石油的，那么在部分领域天然气的替代优势存在逐步积累过程，尽管目前在发电、化工等领域天然气的绝对价格优势仍然不及煤炭（在燃料方面已经超过原油），但至少可以得到以下结论：1.政府对天然气的补贴压力是在减小的；2.天然气价格存在实际的上调空间；
3.煤炭和原油处于价格高位，能源存在需求转移效应。
煤层气产于富煤地区，当地煤炭价格低廉、煤层气价格仍处于劣势。煤层气产地集中在富煤地区，煤层气的销售直接面临着低价煤炭的竞争。以同煤5500大卡煤炭为例，2012年6月价格615元/吨，换算成同热值的天然气（8500大卡）价格为0.95元/立方米，同期煤层气价格为1.51元/方，即使考虑天然气比煤炭高15%~20%的利用效率，也是天然气价格高过煤炭，当然这种价格劣势已经较5-10年前改善很多。
图31：2011年国内不同来源天然气价格的比较 图32：国内等热值能源及电力价格对比
注：左图单位元/方；右图单位元/千立方米天然气热量
天然气管网不完善影响了地面煤层气市场空间拓展。地面开采的煤层气浓度高，可以实现与天然气的混输混用，管道运输是最具经济性的方式，但2006年出台的煤层气“十一五”规划10条煤层气管道中，完成数目不足一半，主要原因是输气管道的建设取决于高气价和高气量的支持，“十一五”期间，既无高气价也无稳定的气源；但管道建设的投资额低、建设周期短，如2010年规划的65亿方煤层气运气量的投资额为30亿元，按两年回收期计算，则每方煤层气成本增加不到0.1元，影响较小，所以稳定高产的煤层气开发是管道建设的关键。
图33：国内煤层气产量与管输里程有强相关性 图34：各国天然气管输里程（万公里）
“十二五”规划有望完成、产量或将超预期
预计煤层气将是国内最先实现规模化量产的非常规天然气。“十二五”煤层气的快速发展机会在于突破国内对煤层气产业发展的种种束缚，例如技术设备、资源归属和价格补贴等，煤层气开发对天然气和煤炭两种自然资源的综合利用有积极的协同作用。
(1)减少煤炭开采安全事故，配合煤炭瓦斯综合治理；
(2)环保需求，减少低浓度瓦斯排空、降低温室气体碳排放；
(3)扩大非常规天然气供给、缓解国内天然气供不应求。
图35：煤层气开发利于降低瓦斯事故
（一）天然气/煤层气消费市场规模快速扩大
国内目前仍处在工业化、城市化的阶段，能源需求具有刚性，而且在越来越大的环境压力下煤炭在总能源消费中的占比将有所下降，在其他清洁能源成本较高的条件下，天然气在总能源中的占比和绝对量都会有很大的提高。
产量跟不上需求增长，传统气田产量可持续性略有隐忧。随着10年天然气产量的增长，依赖的是开发先前传统的油气盆地，主要是西部地区塔里木盆地和鄂尔多斯盆地、再加上一个稍小些的柴达木盆地，和已经存在的四川重庆盆地，占整个中国传统天然气输出量的90%以上，但这些盆地的储量动用量比较高，主要产地的储量动用达到30%左右，渤海湾甚至达到了70%以上。
图36：中国常规天然气生产来源有限且动用程度较大
国内天然气产量未来增长点在于潜在储量更大的非常规天然气，预计煤层气将是国内最先实现规模化量产的非常规天然气，2011年广义煤层气产量占国内天然气总产量约10%。
图37：中国天然气生产构成（单位：百亿方） 图38：煤层气开发补充国内天然气供给缺口
煤层气的消费市场趋同于天然气，城市居民消费价格承受力高，增长确定性强。天然气下游需求主要是化工生产、发电、工业和民用燃气等方面，未来增量主要是民用燃气方面，截至2008年城市燃气已经成为第一大用气领域，未来随着城市化的发展，城市用气的需求将会保持快速发展，预计城市用气将从2010年的408亿方增长至2020年的1960亿方，五年期增长率23%，需求占比达到全部用气的50%。
图39：天然气/煤层气化工需求 图40：天然气/煤层气发电需求
注：单位：亿方
图41：天然气/煤层气工业燃气需求 图42：天然气/煤层气民用燃气需求
注：单位：亿方
（二）资源开发制度障碍已逐步扫除
开采权归属逐步清晰
煤层气“十二五”规划中煤层气主要项目划分完毕。期间国家拟建成寺河、潘河、成庄、潘庄、赵庄、柳林、韩城-合阳项目，加快建设大宁、郑庄、柿庄南等项目，新建马必、寿阳、和顺、三交、大宁-吉县、韩城-宜川、保德-河曲等项目，新建临兴、延川南等项目。目前这些区块采矿权已经基本划分完毕，其中中石油、中联煤、中石化获得了山西省内99.77%的采矿权，晋煤集团获得0.23%的采矿权。
图43：山西沁水盆地探明区块分布 图44：鄂东煤层气探明区块分布图
目前重叠区块主要集中在晋城矿区，重叠面积合计119km2，其余区块均已解决重叠的问题，未来解决途径可以通过拥有气权的煤层气企业与拥有煤炭采矿权的煤企进行协商合作，合作模式有三交模式、沁南模式和晋城模式三种：
(1)三交模式是指煤企和煤层气企业共同进行煤层气的开发；
(2)沁南模式是指煤炭企业不具备煤层气开采能力时，通过招标等模式引入煤层气企业作为作业方对煤层气进行抽采，如潞煤集团与华北油田分公司的合作；
(3)晋煤模式是指煤炭企业具有煤层气开采能力，申请获得采气权并自主进行煤层气的开采。
这三种模式都有效的解决了煤层气采矿权重叠的问题，随着煤层气开采经济性的好转，煤层气企业和煤炭企业合作的意向有所加强，未来重叠问题将会获得完全的解决。目前重叠区域主要集中在晋城矿区内，重叠区域119km2，晋煤集团的采煤权与中石油、中联煤的采气权重叠。在已有的合作模式下，这些区块的重叠问题将会得到很好的解决，对整个煤层气产业的发展影响不大。
图45：晋煤集团探/采矿权重叠情况
地方政府对煤层气开采的保守态度或将改观。煤层气的开发对地方经济发展带动有限，开采煤层气的企业都是中央企业，对地方的贡献只有建设期3%的营业税，增值税先征后退、所得税和资源税免征，另外吸纳本地人口就业有限，煤层气开发具有较高的技术壁垒，对就业人口的素质有一定要求，而且煤层气开采钻井数量多，对地下水资源破坏严重，钻井液、压裂液等也可能对地下水造成污染。
中石油和中联煤与资源所属地签订合约，将产量留存一部分归资源地使用，如中石油和中联煤与沁水县签订合约，同意将30%的产量留归当地使用，另外省属燃气公司在当地铺设管道或者建设配气站进行煤层气的销售等都将给当地政府带来财政收入。
天然气获得省级政府支持，山西省政府提出“气化山西”的目标。山西省是我国的能源大省、资源大省。2010年山西省的终端能源消费中，煤炭消费占消费总量的94.7%，比全国平均水平高26个百分点，这样的能源结构给山西省的社会经济发展和节能减排都带来了巨大的压力。2010年7月山西省委书记袁纯清提出了“气化山西”的目标，“十二五”期间，山西将实现气源管网对市县和建制镇全覆盖、重点工业用户全覆盖、重点旅游景区全覆盖。在政策上，将实现多元投资、公平竞争的运营格局，促进良性竞争、保护公众利益，努力提高气化普及率，促进燃气市场化。另外按照《山西“四气”产业一体化发展规划》到“十二五”末，全山西加气站数量将达到393座，建设规划投资为141亿元。届时，全山西11个地市和经济相对发达的县市都将拥有加气站，全山西天然气加气站网络将基本形成，加气难问题将得到彻底解决。
2015年煤层气产量或将超预期
从2006年国家出台《关于煤矿瓦斯抽采的若干意见》开始，煤层气产量、勘探开发投资额、政府补贴、管输设施等都取得较大增长，煤层气产业化有了实质性的发展，进入一个较快增长期，但煤层气产量规模较小。
短期内煤层气产业发展看点在于：（1）关键技术有所突破但成套技术仍不成熟；（2）下游市场逐渐培育，上游产能较小，产量难以快速反映市场需求；（3）辅助环节进入壁垒低，供应企业分散，缺乏专业性强的煤层气开采设备，缺乏定价权；（4）煤层气价格处于较低水平，不能反映市场需求和生产成本。
图46：煤层气开发有望突破初期阶段（产量单位：亿方）
“十二五”两大煤层气产能建设窗口期。鄂尔多斯盆地东缘和沁水盆地是“十二五”规划期间重点发展的煤层气产业基地，按照规划到2015年时，沁水盆地煤层气产能130亿立方米，产量104亿立方米。鄂尔多斯盆地东缘产能达到57亿立方米，产量50亿立方米。2015年产量达到全国煤层气产量的96%。两大煤层气产业基地是国内煤层气产业发展的先头兵，具有资源充足、探明率高、开采技术成熟、政策支持力度大、配套设施日臻完善、下游市场规模大的特点，“十二五”规划目标完成将是大概率事件。
图47：“十二五”地面煤层气开发规划
图48：国内煤层气相关政策汇总
（三）开发主体回归主流—中石油、中联煤力推煤层气开发
国内煤层气资源与产量格局极不匹配，期待资源巨头放量。目前国内煤层气开发主体为中石油、中联煤和晋煤集团等公司，其中晋煤集团的地面煤层气产量占全国产量的62%，但资源拥有量尚不到1%，中石油、中联煤（中海油）和中石化拥有88%的煤层气资源量。
图49：国内主要企业煤层气资源&产量情况
中联煤层气有限责任公司
中联煤成立于1996年，中煤集团和中石油天然气各持有50%的股份，2009年中石油所持股份转让给中煤集团，2010年12月中海油购买中联煤50%的股权，接替了中石油。中联煤拥有26个区块的探矿权，2个区块的采矿权，拥有煤层气探明储量490亿方，2011年煤层气产量3.56亿方。
中联煤长期受制于勘探开发资金不足。中海油目前入股中联煤后，中联煤公司长期勘探资金不足问题将得以解决。2010年底中海油购得中联煤50%的股份，并于8月6日发布公告，称与中联煤签署一项合作期长达30年的协议，双方将在国内九省份合同区合作勘探、开发、生产及销售煤层气及煤层气产品，勘探期为5年，中海油预期投入总共99.3亿元人民币。
图50：中联煤在建和已建成项目情况
中石油煤层气有限责任公司
握有最多资源的中石油或将发力。中石油天然气公司拥有国内70%的煤层气资源，目前主要有中石油华北油田和中石油煤层气两家公司在开展煤层气开采业务，华北油田公司负责沁水盆地南部的煤层气开采工作，而中石油煤层气公司则负责鄂东盆地，目前形成沁南、韩城、大宁-吉县与三交四个地区的发展格局。在鄂东盆地和沁南盆地分别探明1400亿方和2000亿方煤层气，建成产能9亿方和14亿方，2011年规划煤层气产量6亿方，完成情况良好。与中联煤公司不同，中石油既有煤层气资源又有长期从事油气开发的技术和雄厚的资金，整个天然气产业布局最为成熟，将是未来最具竞争力的煤层气开发企业，是未来煤层气产业发展的主要力量。
2008年以来，中石油与中联煤“分家”后加大了投资力度，新增探明储量快速增长。中石油煤层气公司共投入32亿元，新增探明储量713亿方。中石油华北油田分公司投资40亿元，新增探明储量698亿方。（相比之下，中联煤成立14年累计探明储量仅为490亿立方，勘探投入仅为48亿元）。2010年全国煤层气累计探明储量为2902.75亿立方米，新增探明储量为1121.55亿立方米，2010年占39%。但煤层气探明率仍然较低，未来还有很大的发展空间。
图51：煤层气储量近几年才快速增长
图52：中石油或将是未来最大的煤层气生产企业
中石化
中石化所处区块主要位于南方区域，目前尚未有探明储量，还处于煤层气开采的初期阶段，2010年2月华东分公司与淮南矿业签署了《煤层气合作开发意向书》，在淮南潘谢矿区100平方公里内，勘探开发，并逐步扩展到其他区域，另外参与山西省煤层气的中下游建设，与山西国际能源组建国化能源，主要业务为山西省内管道建设、煤层气销售等方面。
晋煤集团（山西蓝焰煤层气集团有限责任公司）
晋煤集团是国内煤层气产业链最为专业的企业，但覆盖区域较小。晋城矿区西部区域煤层瓦斯含量高，吨煤瓦斯含量平均在16.6立方米以上。晋煤集团旗下蓝焰煤层气有限公司是主要的煤层气资产，其盈利模式除了销售煤层气以后，集团煤矿的瓦斯治理费也是重要的收入来源。目前集团共有15对高瓦斯矿井和1对煤与瓦斯突出矿井，晋煤集团在综合治理矿井瓦斯的同时，推动煤层气产业迅猛发展壮大，成为全国最大的煤层气开发利用企业。
2012年前半年集团煤层气抽采量实现11.98亿立方米，同比增长22.2%，利用量实现7.55亿立方米，同比增长29.5%。目前，共建设煤层气集输管线2000公里，煤层气长输管道172.2公里，拥有煤层气加气站24座，目前在晋城矿区、阳泉矿区、古交矿区累计施工地面煤层气钻井2500余口。但晋煤集团受制于煤层气资源量的不足，未来煤层气产量的占比将有所下降。
煤层气采出方式主要有两种，一是抽采煤层气，一是风排瓦斯（乏风瓦斯）。风排瓦斯（CH490%）。
图53：煤层气地面抽采是未来主要开采形式
（一）煤层气地面钻采极具增量
地面钻采煤层气可以实现煤层气的规模化生产。2006年12月国家安监局出台《煤矿瓦斯抽放规范》，要求采煤工作面瓦斯涌出量达到一定程度的必须建设地面永久瓦斯抽放系统或井下移动泵站瓦斯抽放系统，如果瓦斯资源稳定且服务年限长则应当建立地面永久瓦斯抽放系统。按此规定，目前国有重点煤矿高煤层气和煤层气突出矿井，已经全部建立了煤层气抽采系统，煤层气井下抽采量稳步上升。
图54：煤层气井下抽采和地面开发对比
地面煤层气钻采是煤层气综合开采的难点和关键。煤层气综合抽采是未来煤矿和煤层气综合开发的趋势，即开采煤层前进行预抽，卸压邻近层瓦斯边采边抽以及采空区煤层气抽采；地面开采的煤层气甲烷浓度高，可以直接作为天然气的替代品进行使用。“十一五”以来，地面煤层气钻采占整个煤层气产量比例逐年提高。
图55：井下抽采煤层气以及利用率 图56：煤层气地面钻采极具增量
图57：2005年国内煤层气开采方式结构 图58：2010年国内煤层气开采方式结构
井下抽采煤层气具有产量天花板
相对于地面钻采，煤层气井下抽采受到煤炭开采总量的限制。2011年全国原煤生产总量为35亿吨，全国煤层平均含气量为9.76m3/t，按照目前井下抽采采收率为30%~40%计算，有100~130亿方煤层气可以实现井下抽采，2011年实际实现了92亿方的开采。未来井下煤层气抽采的进一步增长，必须依赖煤炭开采的持续增长或者地下煤层气采收率的提升。煤炭开采受限于经济增长的减缓和替代能源的增加，未来大规模的快速增长并不现实，另外井下抽采煤层气采收率提高受限于科技水平和经济性的影响，存在较大的不确定性，但总的来说只要是配合煤炭开采，那么就具有产量“天花板”。
地面开采比井下开采煤层气更具经济性
井下抽采的低浓度煤层气（CH4
采用井下低浓度瓦斯浓缩工艺则成本过高。目前低浓度瓦斯提纯技术主要使用真空变压吸附法（VPSA），即低浓度瓦斯在常压下被吸附塔吸附后，再利用抽真空的方法降低CH4的分压，使其解吸并汇集起来。处理原料为抽采泵排出的CH4含量在5%~50%之间的煤层气，通过两级吸附可以实现甲烷浓度30%~90%之间自由调节，其中30%以上的可以直接用作民用燃气、瓦斯发电、锅炉燃烧等。浓度在90%以上的则可以通过LNG撬车、CNG装罐或者管道运输实现商业化利用。
图59：真空变压吸附法（VPSA）提纯煤层气
尽管地面钻采煤层气与井下抽采并不能完全替代彼此，预计地面高浓度煤层气经济性更高。以利用价值最高、获利最大的高浓度煤层气（>90%）的生产和销售为例，可以看出低浓度煤层气的提纯成本就达到了0.8元/m3，再加上低浓度瓦斯的抽采成本以及其他费用，提纯后的煤层气成本将更高。
相比之下地面钻井开采煤层气，浓度基本达到90%以上，而且不需要净化等费用，成本中钻井投资占比最大。钻井成本受到地质条件的影响而有所不同，钻一口直井的平均成本为100-200万，平均产气量为2000-3000m3/d（生产期以15年计），加上修井和地面建设的费用，以及考虑到钻遇率的影响，估计单井开采成本约为0.5元/m3，高浓度煤层气销售平均价格为1.5元/m3，可见地面开采煤层气可以带来更好的经济回报。
（二）未来三年或将是煤层气钻井数量高增长时期
钻井数直接决定煤层气开采的规模和数量、价格对钻井数有直接影响。美国2010年生产井数目达到了4万口以上，平均每年钻井数增加5000口左右，而我国截至2011，所有煤层气钻井数不到6000口，钻井数目不足、尤其是单井产量较高的水平井数目不足，直接导致了国内煤层气产业发展缓慢。从近几年煤层气新增探明储量和各大开发公司对煤层气开发的规划情况看，未来三年将保持每年5000口新钻井以上的增量水平。
图60：地面煤层气产量与钻井数相关（单位：亿方） 图61：天然气价格有效刺激钻井数目增长
国内煤层气钻井活动已经日益频繁
2006年国家发布《关于加快煤层气(煤矿瓦斯)抽采利用的若干意见》，随后各项利好政策集中出台，煤层气开发进入快速通道。井下煤层气抽采由2001年的10亿方增长至2011年92亿方。地面开发煤层气从2006年的
1.3亿方开始增加至2011年的23亿方，年复合增长率达到78%。
图62：煤层气地面开发已经进入规模开发阶段
目前进入商业性开发地区包括山西沁水盆地南部、陕西韩城、辽宁阜新。具备进入商业性开发地区包括山西柳林、大宁-吉县、三交、阳泉、寿阳。沁南煤层属于高煤阶无烟煤区块，煤层气藏生气量大，吸附能力强，资源丰富，是目前已探明储量千亿方的整装气田，但煤变质程度高，渗透率低，开采难度大，目前各单位正在积极开展水平井开采。截至2011年沁南盆地合计建成产能30亿方，连接西气东输支线（中石油）、潘庄-晋城输气管线（晋煤集团）和端氏-博爱输气管线三条长输煤层气管线，年输气能力达到45亿方。
图63：沁水盆地是目前国内主要的煤层气生产基地
地面车载钻机设备市场看好，国产化空间可观
在产业成长初期，该阶段煤层气产量的增长必须要配合以大量的钻井工程，煤层气区块投资方承担投资的风险和收益，而设备和服务的需求则是刚性的，而且风险很低的，那么相关设备和服务公司将是首选的投资标的。根据初步测算如果要达到2015年160亿方的地面煤层气产量，估计需要2万口存量直井，考虑到钻井初期成功率，以直井钻井成本100万/口计，水平井钻井成本800万/口计，保守钻井市场规模将达到400亿元。
钻机是煤层气地面开采的最重要的设备之一。煤层气钻机性能的优良与否主要看钻井时间的缩短、钻机移动的便捷、煤层气的增产和储层保护等方面，另外由于煤层气单井产气量小、产气周期长，与常规天然气相比经济收益较低，因此要求煤层气钻机的成本较低。目前国内煤层气钻机多使用水源钻机和浅层石油钻机，专业化的煤层气钻机长期缺失，国内90%以上的煤层气钻井都是使用水基钻井液完成，对储层伤害较大，相比之下美国90%以上的煤层气都是通过便携式空气钻井完成。
图64：国内主要的煤层气钻机是水源钻机和煤田钻机，专业化煤层气钻机缺失
欠平衡钻井技术和空气钻机将是煤层气钻采技术趋势。美国80年代末发明出裸眼洞穴完井技术，该技术无需压裂，减少了煤层气钻完井的投资以及压裂对储层的伤害，同时还增加了3~20倍的产量，该技术适用于低煤阶、高渗透的煤层气开采。
另外美国针对煤层储层保护提出了欠平衡钻井技术，该技术降低了钻井液的浓度，减少对储层的压力，并设计出专门的空气钻机来完成钻井。
图65：国内主要的钻井方式钻井时间长、钻井成本高
车载顶驱空气钻机是煤层气开采的优选，主要来自于国外进口。目前国内大量使用廉价的水源钻机、煤田钻机，但这两者钻台面太低无法安装防喷器和固控设备，钻井缺乏安全性，而且缺乏顶驱装臵，无法满足水平井开采需要的大提升吨位。国内曾采取带顶驱的大型石油钻机进行施工，但开采成本太高，而且搬运不便，因此部分单位引进了国外的车载顶驱全液压钻机，车载钻机将液压装臵、空压机、绞车、泥浆泵（空气泵）、增压泵等设备安装在车上，搬运方便而且安全环保、能够实现空气钻井、水平钻井等新技术，是开采煤层气最佳的钻机类型。
国内已有车载钻机主要是从国外进口，主要有：美国雪姆公司T130XD、T200XD、T685WS钻机，德国宝娥，阿特拉斯RD20，意大利钻力公司G系列钻机等。
图66：国内煤层气车载钻机主要来自于国外进口（存量数量单位：台）
美国雪姆公司（schramm）车载钻机全球市场占有率有最高。目前，美国雪姆公司年生产销售车载钻机140多台。在全球100多个国家中，拥有5000多位用户和6000多台设备，尤其是煤层气的主要开采国里，雪姆钻机使用更加普遍，公司在澳大利亚有400多台设备，在美国和加拿大的占有量达到75%。在中国办事处-北京金地雪姆钻机技术服务有限公司，从2001到2010年4月，在中国已销售29台设备，在进口车载钻机中一直保持销售量和市场占有率第一的位臵。阿特拉斯〃科普柯总部位于瑞典，全面提供煤层气钻井方案，沁水蓝焰于2008年引进了阿特拉斯〃科普柯公司的RD20型车载钻机，配以阿特拉斯•科普柯空压机，钻井速度提升明显。
图67：雪姆公司国内用户分布 图68：阿特拉斯钻机国内用户分布
石家庄煤矿机械有限公司和河南煤层气公司均拥有自主研制的车载钻机。中煤集团和冀中能源合营的石家庄煤矿机械有限责任公司于2010年生产的地面瓦斯抽采欠平衡车装钻机，可有效替代进口产品，满足我国煤田勘探、矿井救援以及煤层气开发等方面的要求。石煤机公司已对煤层气钻机车产品实现了批量生产，价格仅为同类进口产品的2/3。同时售后服务、配件供应的及时性和后期维护成本与进口产品相比具有显着的优势，被国家税务总局列入免税图册，可免征车辆购臵税。2012年8月由河南省煤层气开发利用有限公司自主研发制造的CZT80D全液压车载钻机已经过实际工程试验成功可适用于煤层气直井、水平井的钻探。
除石煤机和河南煤层气公司以外，目前国内有望在煤层气车载钻机实现国产化替代的公司有：黄海机械（002680.sz）、宝石机械厂、中石化江汉四机厂。
图69：国内煤层气车载钻机主要来自于国外进口
水平井技术适于我国煤层气长期开发
水平井技术对于高煤阶贫煤、无烟煤的开采，尤其适用于低渗透、薄煤层地区煤层气的开发。通过增加煤层裸露面积，沟通天然割理，提高单井煤层气产量和采收率。澳大利亚采用了这一技术，通过水平钻孔和地面采空区垂直钻孔技术，煤层气产业快速发展。美国等煤层气开发成功的国家在渗透率低于5mD（毫达西）时采取多分支水平井，高于5mD时采取裸眼洞穴完井法，美国一般煤层渗透率在10mD左右。国内煤层气渗透率比美国低1~2个数量级，一般为0.1mD，最大渗透率煤层也仅为0.5-3.8mD，适宜使用水平井开发。
2004年奥瑞安在山西开发了第一口多分支水平试验井，经过几年的发展，2011年初煤层气水平井钻井数达到126口。多分支水平井集钻井、完井与增产于一体，增产效果明显还可以避免水力压裂带来的煤层伤害。同时也具有投入高、技术含量高、风险高的特点。2010年前水平井的主要施工方为奥瑞安，目前我国已经全部实现国产化，其中2011年中石油分别攻克了地下两井穿针技术和地质导向技术。前者每年可为中石油节约引进国外设备的1000万，而地质导向核心技术国有化后成本只相当于国外公司的1/3。
图70：国内煤层气钻井数总量 图71：煤层气水平井数量
2010年，中石油旗下的渤海钻探以独立总包形式，将山西沁水地区郑庄区块作为主要试验区域，承担3个煤层气多分支水平井钻探业务，在郑平05-1H
井圆满完成地质导向任务。渤海钻探充分运用井下洞穴井技术、井下
连通技术、欠平衡钻井技术，不仅创出钻井周期最短、机械钻速最快、单支水平分支最长等10多项新纪录，而且将煤层钻遇率提高到98.32%，煤层进尺达4736米，可见目前渤海钻探已具备水平井总包能力。
目前水平井钻井技术正在逐渐尝试、中石油运用最多
山西沁水潘庄项目采用多分支水平井技术为主、直井为辅，潘庄区块由奥瑞安所钻6口多分支水平井，平均日产气量5万方，是普通直井的25倍，单井最高产气量10万方。在其他区块获得的多分支实验井产量也达到了垂直井的5-10倍。截至2010年底，国内煤层气钻井近5000口，生产井2817口，地面煤层气产量约15亿方。按照规划到2015年地面煤层气产量为160亿方，则需要钻井4-6万口，钻井数有近10倍的增长空间。相比之下，2010年美国仅生产井数目就达到了近4万口，煤层气稳定产量550亿方以上。
图72：水平井钻井数量分布结构（截止2010年底）
煤层气水平井长期前景看好、短期经济性仍不足
引用4个不同目标区域不同开发方案的投资对比结果，测算方法分别以资源条件和市场条件为基础，确定各目标区不同开发方案在评价期内的产能，预测各目标区的投资和成本，并依据煤层气产业适用的财税制度、补贴政策和商品气价格，分别计算各个方案的经济评价指标。
图73：不同类型井投资收益情况（以相同井控面积对比测评结果）
注：单井生产期15a、多分支水平井单井生产期9a
基本假设：全直井350m×300m井距分布;多分支水平井结构为1个主支、8个分支，主支每侧各4个分支，分支与主支夹角为45°，相邻分支间距150m，呈对称分布，主支长800m，分支长分别为500m、400m、300 m和200m；收益假设：煤层气首站价格1元/m3，销售财政补贴0.2元/m3，所得税25%，商品率95%
从评价结果中看出，实施全多分支水平井方案的投资回收期略低于全直井方案，而基于净现值的角度，全多分支水平井方案（混合井型方案）的经济效益低于全直井方案，即在目前条件下采用多分支水平井可以提高生产效率但尚不能实现高于直井的经济效益。与直井钻井技术相比，采用多分支水平井技术后虽然提高了相同含气面积的煤层气产量，但是同时也增加了投资，而新增投资不能有效地通过新增产量回收。降低多分支水平井钻井投资是提高煤层气开发经济效益，而加强配套钻井设备和工具的研究，尽早实现其本土化生产，促进煤层气钻采技术大规模应用是降低水平井投资的主要途径。
我国煤层气行业市场简要分析
上游资源情况—储量规模巨大
煤层气又称为“瓦斯”，是一种与煤炭伴生的非常规天然气，主要成分是甲烷（甲烷含量>85%），是以吸附在煤基质颗粒表面为主、部分游离于煤孔隙中或溶解于煤层水中的烃类气体；根据相关数据表明，从泥炭发展到无烟煤过程中每吨煤可产生50~300m3的煤层气。
图1：煤层气、页岩气和常规气分布示意图
目前世界上共有74个国家蕴藏着煤层气资源，俄罗斯、加拿大、中国和美国煤层气资源之和占全球总量的90%以上。中国是仅次于加拿大和俄罗斯的全球第三大煤层气资源国，我国埋深2000米以浅煤层气地质资源量36.8万亿立方米。
图2：世界各国煤层气储量和开发情况
注：煤层气开发分为井下抽采和地面钻采两类，我国2011年地面钻采煤层气23亿方
如果按照上限测算，全球煤层气资源量为270万亿方，是常规天然气储量的一半。以可比口径，美国煤层气资源量21.38万亿方，煤层气的稳定产量为550-556亿方，这一产量水平已经稳定保持了近十年；而我国煤层气资源量高于美国为36.8万亿方，经过测算的理论稳定产量为633-935亿方，2011年煤层气年总产量约118亿方，其中地面抽采量仅23亿方，可见国内煤层气产量具有极大的想象空间，理论稳定产量与2020年国内规划产量水平基本相当，那么未来3-5年将是煤层气勘探开发的高投入时期。
图3：中国和美国资源潜力对比
煤层气的开发利用程度远低于常规天然气。2010年全球天然气开采量为3万亿立方米，而煤层气开采不到1000亿立方米，不到全部天然气开采量的3%，美国天然气产业发展已经非常成熟，其中煤层气占比约10%
；煤
层气开发主要集中在少数资源大国手中，按照我国主管部门的规划，在未来几年我国煤层气在天然气所占份额也将逐步提高。
图4：2010年国内天然气气源结构 图5：2015年国内天然气气源结构
2010年国内天然气产量数据表明，煤层气总产量为88亿方，占全部天然气产量的7.9%，我们认为7.9%的比例存在对煤层气钻采的高估，按照与美国口径，2010年国内地面钻采煤层气仅14.5亿方，为煤层气整体统计量的16.4%，那么实际上钻采煤层气产量应该仅占全部天然气产量的不到1.5%；同理测算，2015年国内规划钻采煤层气占全部煤层气超过50%，那么钻采煤层气占全部天然气产量份额为5.6%，相比2010年有近4倍的增长空间。
我国煤层气资源主要分布在鄂尔多斯、沁水、准噶尔等盆地，其中沁水盆地和鄂尔多斯盆地煤层气地质储量国内领先，也是国内主要的煤层气探明储量区域。资源丰度分别为1.46亿方/km2和1.53亿方/km2，具有很好的开采价值，探明储量之和为2652亿立方米，占全国总探明储量的97%。
图6：国内煤层气资源储量分布 图7：国内煤层气探明储量分布
煤层气需求模式—“非主流”天然气市场
目前煤层气直接商业利用率偏低。2011年，中国煤层气抽采量115亿立方米，利用量53亿立方米，同比增加51.4%。其中，井下瓦斯抽采量92亿立方米，利用量35亿立方米，同比增加52.2%。地面抽采23亿方，利用18亿方。一般来说，井下抽采瓦斯的浓度都比较低，在40%以下；而地面钻采煤层气纯度超过90%，可以直接管输利用，这部分煤层气产量只占煤层气统计产量的约20%，由此可见煤层气的利用率是比较低的。
图8：煤层气应用多集中在中高浓度 图9：一般天然气消费结构
煤层气地域性决定其为就近消费模式，煤层气的利用主要集中在民用、瓦斯发电、工业原料、煤层气液化等方面。以山西为例，山西省是煤层气产出和消费量最大的地区，2011年山西省民用煤层气12亿方、发电用7.7亿方，其中晋城市拥有13800辆煤层气车辆，全部公共交通实现油改气，全市建设煤层气加气站8个，日加气能力达到12万立方米。山西煤层也初步实现外输，建成了连接西气东输支线的煤层气管道以及沁水-晋城-博爱输送到河南的煤层气管道。
图10：山西晋城煤层气利用方式
煤层气有望融入常规天然气产业、未来极具想象空间
煤层气产量和天然气定价难以支持大规模管道外输，煤层气需求大部分还是局限于区域市场，晋城地区天然气渗透率远高于其他地区；从目前国内天然气供需格局和政策动向来看，“十二五”期间煤层气产量和外输基础设施将进入同步甚至超速建设时期，煤层气市场覆盖面拓宽，将形成对常规天然气的有效补充，与常规天然气供应链的接轨将极大地刺激煤层气的上游开发。
图11：煤层气发展低于规划原因
美加澳煤层气产业启示
目前全球主要的煤炭生产国曾经都积极开展煤层气的勘探开发，各国煤层气产业发展一般分为三个阶段： 一是煤层气开发前期准备及小规模勘探试验，如波兰、智利、巴西等；
二是煤层气快速发展，部分试验区块已初步具备煤层气商业开发条件，如加拿大、澳大利亚、中国等； 三是已经规模化开发煤层气，煤层气工业实现成熟商业化运作，目前仅有美国处于这一阶段。
美国煤层气发展：技术突破到政府补贴
美国对煤层气开发有政策支持，早期产量快速增长主要受益于技术进步（裸眼洞穴完井技术）。从80年代开始，受到能源危机的影响，美国政府出台了各项刺激政策，但由于技术不成熟，美国煤层气的开发并无很大起色，直到1988年美国煤层气裸眼洞穴完井技术的发现，该技术极大的增加了中煤阶圣胡安盆地和黑勇士盆地煤层气的开采量，带动美国煤层气气量开始快速增长，从1989年26亿方到1992年达到了154亿方，到1995年这两大盆地占美国煤层气产量的94%。90年代开始低煤阶的粉河盆地煤层气开始快速发展，带动煤层气总产量到2009年达到547亿方。
图12：美国煤层气早期受益裸眼完井技术进步（单位：亿方）
图13：美国主要煤层气生产盆地
政府补贴大、基础设施好、天然气价格放松管制和技术水平领先等多方面合力，是美国煤层气中期持续增长的主要原因，其中占主导因素的是政府的政策引导。
(1)美国政府投入资金进行煤层气的基础研究，20世纪80年代初至90年代初，美国政府投入煤层气勘探开发资金60亿美元，用于煤层气基础研究经费就达15亿美元。
(2)美国《意外能源获利法》第29条规定，在1980年至1993年之间钻探的井在2003年之前生产出的煤层气都可以享受到补贴（企业生产一桶油当量的煤层气，政府提供$3的免税额，按照先征收后返还的政策给予税款补贴，通常情况下返还的税收比上交的更多，并随通货膨胀率进行调整），该法颁布10年内，美国政府对黑勇士盆地和圣胡安盆地的补贴额分别达到2.7和8.6亿美元。
(3)美国发达的天然气管网和完全竞争的上网形式也利于煤层气寻求较高价位的销售，煤层气发展快速，并带动了煤层气技术的发展。
图14：美国煤层气产业补贴情况（1981-2002）
天然气价格上升促使煤层气快速发展。美国政府于1993年放开了天然气井口价格，天然气价格完全由市场定价，随后经过一段时间的下行，天然气价格从1995年开始逐步上升，天然气的价格与煤层气也具有较好的相关性。（2003年煤层气价格和产量未同步上涨，是由于美国政府停止了《意外能源获利法》，对1993年前钻井所产煤层气的补贴对煤层气产量影响较大）。
图15：美国天然气价格上涨带动煤层气产量上升
注：产量单位为亿方；价格单位为美元/千立方英尺、天然气平均井口价格
加拿大煤层气产业受价格上升推动
加拿大是全球第三大天然气产量国，国内消费量要远低于生产量，过剩天然气主要通过管道出口至美国。加拿大煤层气资源主要集中在阿尔伯塔省内（18万亿方），煤层气产量也主要来自这里。
图16：加拿大煤层气钻井和产量情况
对常规天然气的补充需求是煤层气发展的首要驱动力。加拿大从90年代开始引进美国技术进行煤层气的开采，直到2001年煤层气钻井250余口，煤层气产量为零。之后受到国内常规天然气供应下降、出口天然气价格上升等影响（天然气价格从2002年的不到$3/千立方英尺上升至2005年的$7.33/千立方英尺，增幅达到244%），2002年开始加拿大煤层气产业快速发展，从2002年的1亿方快速上升至2009年生产井9900余口，探明储量3.7万亿，产量73.4亿m3的规模。
加拿大煤层气以机制管理替代微观经济管理。加拿大煤层气开发是没有特别补贴的，只是明确了煤层气开采主体为油气公司，煤层气的管理与天然气相同。加拿大油气管道非常发达，煤层气的消费利用基本上通过管道与天然气混输混用。
澳大利亚：环保重视程度高、产业受益政府碳排放补贴
澳大利亚是全球第四大煤炭生产国，煤炭在澳大利亚一次能源消费中占比达到42%。目前澳大利亚有17个煤矿煤层气减排项目，分布在15个矿井，其中10个煤矿为井工煤矿，5个为废弃煤矿。在这17个项目中，9个项目用来发电，7个项目通过燃烧瓦斯减排，还有1个项目直接把抽采的高浓度瓦斯并入输气管道利用。澳大利亚的煤层气从1998年的0.3亿方增长到2004年的13亿方，到2010年已经达到40亿方，占天然气总量的9.8%，其中90%以上的煤层气来自于昆士兰。
澳大利亚人均CO2全球最高，为了改善国内碳排放较高的局面，澳政府于1998年制定了全国温室战略，并于2000年颁布可再生能源（电力）法，目前该计划已经对煤层气发电提供了5000万澳元的补贴，另外澳政府2011年7月公布的清洁能源未来计划和2012年7月开始实行的碳税，都将对煤层气给予一定的补贴。
图17：澳大利亚煤层气钻井和产量情况
非市场因素导致发展低于规划目标
在“十一五”煤层气发展规划中，地面煤层气开采、井下开采煤层气利用量、新增探明储量和管道建设均没有完成规划目标，这也是国内第一个能源规划未完成的项目，其中新增探明储量完成度达66%，地面钻采完成度仅30%。受气源不足拖累，规划的10条煤层气管道完成情况较差。据不完全统计，截止2010年底煤层气管道仅完成了沁水-晋城、韩城-侯马-临汾、大宁-吉县-临汾-霍州、端氏-八甲口（接西气东输线路），2011年完成了端氏-晋城-博爱管道和晋城-长治管道，目前总输气能力达到60亿方以上。
图18：煤层气规划和实际完成情况
注：*为2009年数据，**为2011年数据
我国地面开发落后于澳大利亚、加拿大；井下抽采仍然是国内主要的煤层气开采方式。国内从80年代末开始初步研究地面煤层气勘探开发技术，但与国际相比发展的速度缓慢，2005年地面煤层气产量为0.3亿方，到2011年达到23亿方。加拿大煤层气开采从2004年开始快速发展，从2003年的不足1亿方，到2008年地面煤层气产量已经达到70亿方，增速较快。
图19：国内煤层气开采以井下抽采为主 图20：我国煤层气产量落后于加澳两国
（一）非市场因素拖累“十一五”煤层气行业表现
“十一五”煤层气地面钻采不达规划的原因是多方面的，包括煤层气产业自身问题和天然气 行业的共性问题；就天然气行业共性问题来说，国家在逐步尝试上游区块分配机制改革、上下游价格改革、引入LNG等多手段加以调整；预计煤层气自身的“非市场”因素是有望在短期内打破，从而成为拉动煤层气产业高增长的核心因素。
图21：“十一五”煤层气发展低于规划目标原因分析
图22：国内煤层气供给增长制约因素
从1996年中联煤层气公司成立以来至今16年，国家对煤层气勘探钻采的投入偏低，中联煤成立初始的注册资本仅1亿元，2007年开始我国成为天然气净进口国，国家对煤层气的重视程度在近几年天然气短缺时才逐步提高，目前我国煤层气产量水平仅相当于美国1990年水平。
1.煤层气规模化钻采技术仍然处于导入时期，没有形成专业为煤层气提供的设备和服务体系；2.煤层气历来存在煤矿和煤层气两种资源开采权的冲突问题，握有煤炭资源的地方煤炭企业和握有煤层气资源的能源央企之间存在利益冲突；3.经济高速增长时期对煤炭需求市场旺盛，高煤价对企业加快煤炭资源开发构成激励；4.涉及到安全和环保问题，煤矿瓦斯治理问题受到了持续关注和重视，经过井下抽采或地面先抽后采的模式。
图23：中国和美国煤层气发展对比
对比我国和美国的煤层气产业，上游开发环境和煤层气经济性是最重要的因素，上游煤层气的开发制度环境依靠天然气改革完成，而煤层气的经济性将随着钻采活动的规模化以及设备服务体系的逐渐完备而改善，煤层气自身经济效益改善在“十二五”期间将是较为确定的趋势。
美国、加拿大等煤层气产业发展成功的国家，其煤层气开采权均归属于油气公司；而我国在98年煤炭工业部撤销、国土资源部设立后，煤层气开采权多被油气企业竞标获得，之后煤炭公司无权对煤层气开采，只能出于安全生产的目的进行瓦斯治理抽采。目前国内煤层气的开发有煤层气专业公司、煤炭企业、油气公司等，主体各不相同，各主体对煤层气的开采权有部分重叠，目前晋煤集团占据国内煤层气产量的绝大份额。
图24：国内煤层气资源所有权结构 图25：国内煤层气产量结构
目前国内煤层气采矿权人为中联煤、中石油公司、中石化、河南省煤层气公司、晋煤集团和辽宁铁法煤业集团；数据表明，国内各主体的持有资源量和实际产量的比例极其不匹配，2010年，晋煤集团煤层气地面钻采量9.08亿立方米，约占全国地面煤层气抽采总量的60%，而其持有的煤层气资源量份额不到1%。开采权和实际开采人的不对等增加了煤层气开采的实际不确定性，增加了投资成本；在山西这些问题已经通过区块转让、合作开发等方式逐步得到解决。
国内煤层气补贴不足，获取补贴难度较高
“十一五”期间，国家核准煤层气利用量为95亿立方米，2009年国家下达的煤层气抽采利用补贴总额为2.32亿元，用于煤层气11.6亿立方米的开采补贴，补贴范围小且力度不足，目前能源局正与财政部积极协调增加煤层气开发补贴。国内民用煤层气开发的国家补贴为0.2元/方，即使加上山西省政府给予本省煤层气开发补贴的0.05元/方，补贴比例也不到煤层气井口价格的六分之一，相比之下，美国煤层气连续20年补贴50%左右，保障了煤层气开采企业的盈利性。另外想要申请到补贴需要省市财政局、财政部专员的审核，程序复杂，从申请到领取补贴金需要一年的时间，削弱了补贴应有的作用。
煤层气发电补贴难以落实。煤层气发电的补贴为0.25元/kWh，相当于每立方米天然气补贴0.65元，但补贴需要各省电网承担，电网公司出于电力安全经济运行的考虑，往往削减煤层气上网电量，致使补贴不足。
（二）煤层气增长亦受制于天然气定价机制
煤层气本质上是天然气的一种，需求结构与天然气非常类似。国家对天然气价格的管制程度很高，这与煤炭的价格体系形成鲜明的对比，即便是页岩气、煤层气这种由市场定价的非常规气源也会受到天然气定价体系的影响，目前国内对天然气采取成本加成的定价方式，在目前供不应求的市场结构下，天然气价格不能体现天然气的市场价值，加上煤层气的成本本来就比常规天然气要高，因此煤层气的盈利能力存在明显的天花板。
图26：国内价格管制抑制供给增长 图27：天然气供给边际成本提高
天然气供给增长滞后于需求、价格管制加剧了供需矛盾。天然气井口价格长期以来由政府进行定价，从
2000年开始，天然气价格仅进行了两次调整，一次是2007年对国内工业用气提价0.4元/m3，一次是2010年对所有用气提价0.23元/m3。这期间国内天然气的消费从2000年的244亿方增长到2011年的1300亿方，成本加成定价方式限制供给增长，直接导致天然气对外依存度逐年提高。国内天然气消费量从2000年的244亿方增长到2011年的1300亿方，2007年我国成为天然气净进口国，2011年天然气对外依存度超过20%，并有继续上升趋势。
图28：天然气对外依存度逐年上升
注：汽油价格和煤炭价格按1立方米天然气等热值计算、单位：元
国家对天然气价格机制的调整在积极尝试中。国家在2011年底推出了广东、广西先行价格改革试点，退出天然气与可替代能源价格挂钩，将之前的成本加成计算的天然气价格改为净回值法计算，实现天然气价格的市场化；广东、广西天然气主要来源于进口LNG，净回值法对井口价格影响有限，但随着西气东输二线日前开始给广东省供气，净回值法将对国内天然气井口价格产生更大的影响。
图29：天然气净回值定价公式
预计天然气价格的改革窗口可能会在近期。天然气管道输送与电力具有一定的相似性，如果不在天然气消费量还较低的情况下解决天然气价格市场化的难题，随着国内天然气使用规模的快速发展，价格市场化的成本影响就非常大，改革的成本很高，这也是国家快速推进天然气价格改革的主要动力。
我国天然气整体价格高于美国，但与替代能源相比，天然气价格优势仍在强化中。我国与日本、韩国都属于天然气价格偏高的国家，进口天然气的增长导致了过高的天然气边际成本；我国海上LNG的平均接收价格为3.8元/方，折换后超过17美元/mmbtu（目前美国本土平均价格仅为约3.5美元/mbtu）；即便如此，按照天然气与原油的热值比例关系，17美元/mmbtu的天然气价格水平相当于65美元/桶的原油价格，那么按照我国2012年进口原油平均单价814.2美元/吨（超过100美元/桶），天然气等热值价格仅为原油的65%，天然气和原油相比仍有价格优势。
定价模式导致煤炭和原油（一个放开、一个垄断）价格涨幅均超过天然气：1.国内煤炭资源丰富，上游开发的开放程度较高，煤炭价格在2007年以来经历了大幅上涨过程，这也反应了国内这一轮经济周期的巨大需求提升；2.国内原油对外依存度超过50%，原油价格是典型的外部输入性，国际原油供需关系、大国库存、金融属性、区域政治对原油价格产生复杂的影响，2011年三地原油平均价格较2000年上涨了约296%、较2008年上涨了约11%。
图30：不同时间节点能源价格对比
因此从动态来看，过去十年天然气价格的上涨幅度是远低于煤炭和石油的，那么在部分领域天然气的替代优势存在逐步积累过程，尽管目前在发电、化工等领域天然气的绝对价格优势仍然不及煤炭（在燃料方面已经超过原油），但至少可以得到以下结论：1.政府对天然气的补贴压力是在减小的；2.天然气价格存在实际的上调空间；
3.煤炭和原油处于价格高位，能源存在需求转移效应。
煤层气产于富煤地区，当地煤炭价格低廉、煤层气价格仍处于劣势。煤层气产地集中在富煤地区，煤层气的销售直接面临着低价煤炭的竞争。以同煤5500大卡煤炭为例，2012年6月价格615元/吨，换算成同热值的天然气（8500大卡）价格为0.95元/立方米，同期煤层气价格为1.51元/方，即使考虑天然气比煤炭高15%~20%的利用效率，也是天然气价格高过煤炭，当然这种价格劣势已经较5-10年前改善很多。
图31：2011年国内不同来源天然气价格的比较 图32：国内等热值能源及电力价格对比
注：左图单位元/方；右图单位元/千立方米天然气热量
天然气管网不完善影响了地面煤层气市场空间拓展。地面开采的煤层气浓度高，可以实现与天然气的混输混用，管道运输是最具经济性的方式，但2006年出台的煤层气“十一五”规划10条煤层气管道中，完成数目不足一半，主要原因是输气管道的建设取决于高气价和高气量的支持，“十一五”期间，既无高气价也无稳定的气源；但管道建设的投资额低、建设周期短，如2010年规划的65亿方煤层气运气量的投资额为30亿元，按两年回收期计算，则每方煤层气成本增加不到0.1元，影响较小，所以稳定高产的煤层气开发是管道建设的关键。
图33：国内煤层气产量与管输里程有强相关性 图34：各国天然气管输里程（万公里）
“十二五”规划有望完成、产量或将超预期
预计煤层气将是国内最先实现规模化量产的非常规天然气。“十二五”煤层气的快速发展机会在于突破国内对煤层气产业发展的种种束缚，例如技术设备、资源归属和价格补贴等，煤层气开发对天然气和煤炭两种自然资源的综合利用有积极的协同作用。
(1)减少煤炭开采安全事故，配合煤炭瓦斯综合治理；
(2)环保需求，减少低浓度瓦斯排空、降低温室气体碳排放；
(3)扩大非常规天然气供给、缓解国内天然气供不应求。
图35：煤层气开发利于降低瓦斯事故
（一）天然气/煤层气消费市场规模快速扩大
国内目前仍处在工业化、城市化的阶段，能源需求具有刚性，而且在越来越大的环境压力下煤炭在总能源消费中的占比将有所下降，在其他清洁能源成本较高的条件下，天然气在总能源中的占比和绝对量都会有很大的提高。
产量跟不上需求增长，传统气田产量可持续性略有隐忧。随着10年天然气产量的增长，依赖的是开发先前传统的油气盆地，主要是西部地区塔里木盆地和鄂尔多斯盆地、再加上一个稍小些的柴达木盆地，和已经存在的四川重庆盆地，占整个中国传统天然气输出量的90%以上，但这些盆地的储量动用量比较高，主要产地的储量动用达到30%左右，渤海湾甚至达到了70%以上。
图36：中国常规天然气生产来源有限且动用程度较大
国内天然气产量未来增长点在于潜在储量更大的非常规天然气，预计煤层气将是国内最先实现规模化量产的非常规天然气，2011年广义煤层气产量占国内天然气总产量约10%。
图37：中国天然气生产构成（单位：百亿方） 图38：煤层气开发补充国内天然气供给缺口
煤层气的消费市场趋同于天然气，城市居民消费价格承受力高，增长确定性强。天然气下游需求主要是化工生产、发电、工业和民用燃气等方面，未来增量主要是民用燃气方面，截至2008年城市燃气已经成为第一大用气领域，未来随着城市化的发展，城市用气的需求将会保持快速发展，预计城市用气将从2010年的408亿方增长至2020年的1960亿方，五年期增长率23%，需求占比达到全部用气的50%。
图39：天然气/煤层气化工需求 图40：天然气/煤层气发电需求
注：单位：亿方
图41：天然气/煤层气工业燃气需求 图42：天然气/煤层气民用燃气需求
注：单位：亿方
（二）资源开发制度障碍已逐步扫除
开采权归属逐步清晰
煤层气“十二五”规划中煤层气主要项目划分完毕。期间国家拟建成寺河、潘河、成庄、潘庄、赵庄、柳林、韩城-合阳项目，加快建设大宁、郑庄、柿庄南等项目，新建马必、寿阳、和顺、三交、大宁-吉县、韩城-宜川、保德-河曲等项目，新建临兴、延川南等项目。目前这些区块采矿权已经基本划分完毕，其中中石油、中联煤、中石化获得了山西省内99.77%的采矿权，晋煤集团获得0.23%的采矿权。
图43：山西沁水盆地探明区块分布 图44：鄂东煤层气探明区块分布图
目前重叠区块主要集中在晋城矿区，重叠面积合计119km2，其余区块均已解决重叠的问题，未来解决途径可以通过拥有气权的煤层气企业与拥有煤炭采矿权的煤企进行协商合作，合作模式有三交模式、沁南模式和晋城模式三种：
(1)三交模式是指煤企和煤层气企业共同进行煤层气的开发；
(2)沁南模式是指煤炭企业不具备煤层气开采能力时，通过招标等模式引入煤层气企业作为作业方对煤层气进行抽采，如潞煤集团与华北油田分公司的合作；
(3)晋煤模式是指煤炭企业具有煤层气开采能力，申请获得采气权并自主进行煤层气的开采。
这三种模式都有效的解决了煤层气采矿权重叠的问题，随着煤层气开采经济性的好转，煤层气企业和煤炭企业合作的意向有所加强，未来重叠问题将会获得完全的解决。目前重叠区域主要集中在晋城矿区内，重叠区域119km2，晋煤集团的采煤权与中石油、中联煤的采气权重叠。在已有的合作模式下，这些区块的重叠问题将会得到很好的解决，对整个煤层气产业的发展影响不大。
图45：晋煤集团探/采矿权重叠情况
地方政府对煤层气开采的保守态度或将改观。煤层气的开发对地方经济发展带动有限，开采煤层气的企业都是中央企业，对地方的贡献只有建设期3%的营业税，增值税先征后退、所得税和资源税免征，另外吸纳本地人口就业有限，煤层气开发具有较高的技术壁垒，对就业人口的素质有一定要求，而且煤层气开采钻井数量多，对地下水资源破坏严重，钻井液、压裂液等也可能对地下水造成污染。
中石油和中联煤与资源所属地签订合约，将产量留存一部分归资源地使用，如中石油和中联煤与沁水县签订合约，同意将30%的产量留归当地使用，另外省属燃气公司在当地铺设管道或者建设配气站进行煤层气的销售等都将给当地政府带来财政收入。
天然气获得省级政府支持，山西省政府提出“气化山西”的目标。山西省是我国的能源大省、资源大省。2010年山西省的终端能源消费中，煤炭消费占消费总量的94.7%，比全国平均水平高26个百分点，这样的能源结构给山西省的社会经济发展和节能减排都带来了巨大的压力。2010年7月山西省委书记袁纯清提出了“气化山西”的目标，“十二五”期间，山西将实现气源管网对市县和建制镇全覆盖、重点工业用户全覆盖、重点旅游景区全覆盖。在政策上，将实现多元投资、公平竞争的运营格局，促进良性竞争、保护公众利益，努力提高气化普及率，促进燃气市场化。另外按照《山西“四气”产业一体化发展规划》到“十二五”末，全山西加气站数量将达到393座，建设规划投资为141亿元。届时，全山西11个地市和经济相对发达的县市都将拥有加气站，全山西天然气加气站网络将基本形成，加气难问题将得到彻底解决。
2015年煤层气产量或将超预期
从2006年国家出台《关于煤矿瓦斯抽采的若干意见》开始，煤层气产量、勘探开发投资额、政府补贴、管输设施等都取得较大增长，煤层气产业化有了实质性的发展，进入一个较快增长期，但煤层气产量规模较小。
短期内煤层气产业发展看点在于：（1）关键技术有所突破但成套技术仍不成熟；（2）下游市场逐渐培育，上游产能较小，产量难以快速反映市场需求；（3）辅助环节进入壁垒低，供应企业分散，缺乏专业性强的煤层气开采设备，缺乏定价权；（4）煤层气价格处于较低水平，不能反映市场需求和生产成本。
图46：煤层气开发有望突破初期阶段（产量单位：亿方）
“十二五”两大煤层气产能建设窗口期。鄂尔多斯盆地东缘和沁水盆地是“十二五”规划期间重点发展的煤层气产业基地，按照规划到2015年时，沁水盆地煤层气产能130亿立方米，产量104亿立方米。鄂尔多斯盆地东缘产能达到57亿立方米，产量50亿立方米。2015年产量达到全国煤层气产量的96%。两大煤层气产业基地是国内煤层气产业发展的先头兵，具有资源充足、探明率高、开采技术成熟、政策支持力度大、配套设施日臻完善、下游市场规模大的特点，“十二五”规划目标完成将是大概率事件。
图47：“十二五”地面煤层气开发规划
图48：国内煤层气相关政策汇总
（三）开发主体回归主流—中石油、中联煤力推煤层气开发
国内煤层气资源与产量格局极不匹配，期待资源巨头放量。目前国内煤层气开发主体为中石油、中联煤和晋煤集团等公司，其中晋煤集团的地面煤层气产量占全国产量的62%，但资源拥有量尚不到1%，中石油、中联煤（中海油）和中石化拥有88%的煤层气资源量。
图49：国内主要企业煤层气资源&产量情况
中联煤层气有限责任公司
中联煤成立于1996年，中煤集团和中石油天然气各持有50%的股份，2009年中石油所持股份转让给中煤集团，2010年12月中海油购买中联煤50%的股权，接替了中石油。中联煤拥有26个区块的探矿权，2个区块的采矿权，拥有煤层气探明储量490亿方，2011年煤层气产量3.56亿方。
中联煤长期受制于勘探开发资金不足。中海油目前入股中联煤后，中联煤公司长期勘探资金不足问题将得以解决。2010年底中海油购得中联煤50%的股份，并于8月6日发布公告，称与中联煤签署一项合作期长达30年的协议，双方将在国内九省份合同区合作勘探、开发、生产及销售煤层气及煤层气产品，勘探期为5年，中海油预期投入总共99.3亿元人民币。
图50：中联煤在建和已建成项目情况
中石油煤层气有限责任公司
握有最多资源的中石油或将发力。中石油天然气公司拥有国内70%的煤层气资源，目前主要有中石油华北油田和中石油煤层气两家公司在开展煤层气开采业务，华北油田公司负责沁水盆地南部的煤层气开采工作，而中石油煤层气公司则负责鄂东盆地，目前形成沁南、韩城、大宁-吉县与三交四个地区的发展格局。在鄂东盆地和沁南盆地分别探明1400亿方和2000亿方煤层气，建成产能9亿方和14亿方，2011年规划煤层气产量6亿方，完成情况良好。与中联煤公司不同，中石油既有煤层气资源又有长期从事油气开发的技术和雄厚的资金，整个天然气产业布局最为成熟，将是未来最具竞争力的煤层气开发企业，是未来煤层气产业发展的主要力量。
2008年以来，中石油与中联煤“分家”后加大了投资力度，新增探明储量快速增长。中石油煤层气公司共投入32亿元，新增探明储量713亿方。中石油华北油田分公司投资40亿元，新增探明储量698亿方。（相比之下，中联煤成立14年累计探明储量仅为490亿立方，勘探投入仅为48亿元）。2010年全国煤层气累计探明储量为2902.75亿立方米，新增探明储量为1121.55亿立方米，2010年占39%。但煤层气探明率仍然较低，未来还有很大的发展空间。
图51：煤层气储量近几年才快速增长
图52：中石油或将是未来最大的煤层气生产企业
中石化
中石化所处区块主要位于南方区域，目前尚未有探明储量，还处于煤层气开采的初期阶段，2010年2月华东分公司与淮南矿业签署了《煤层气合作开发意向书》，在淮南潘谢矿区100平方公里内，勘探开发，并逐步扩展到其他区域，另外参与山西省煤层气的中下游建设，与山西国际能源组建国化能源，主要业务为山西省内管道建设、煤层气销售等方面。
晋煤集团（山西蓝焰煤层气集团有限责任公司）
晋煤集团是国内煤层气产业链最为专业的企业，但覆盖区域较小。晋城矿区西部区域煤层瓦斯含量高，吨煤瓦斯含量平均在16.6立方米以上。晋煤集团旗下蓝焰煤层气有限公司是主要的煤层气资产，其盈利模式除了销售煤层气以后，集团煤矿的瓦斯治理费也是重要的收入来源。目前集团共有15对高瓦斯矿井和1对煤与瓦斯突出矿井，晋煤集团在综合治理矿井瓦斯的同时，推动煤层气产业迅猛发展壮大，成为全国最大的煤层气开发利用企业。
2012年前半年集团煤层气抽采量实现11.98亿立方米，同比增长22.2%，利用量实现7.55亿立方米，同比增长29.5%。目前，共建设煤层气集输管线2000公里，煤层气长输管道172.2公里，拥有煤层气加气站24座，目前在晋城矿区、阳泉矿区、古交矿区累计施工地面煤层气钻井2500余口。但晋煤集团受制于煤层气资源量的不足，未来煤层气产量的占比将有所下降。
煤层气采出方式主要有两种，一是抽采煤层气，一是风排瓦斯（乏风瓦斯）。风排瓦斯（CH490%）。
图53：煤层气地面抽采是未来主要开采形式
（一）煤层气地面钻采极具增量
地面钻采煤层气可以实现煤层气的规模化生产。2006年12月国家安监局出台《煤矿瓦斯抽放规范》，要求采煤工作面瓦斯涌出量达到一定程度的必须建设地面永久瓦斯抽放系统或井下移动泵站瓦斯抽放系统，如果瓦斯资源稳定且服务年限长则应当建立地面永久瓦斯抽放系统。按此规定，目前国有重点煤矿高煤层气和煤层气突出矿井，已经全部建立了煤层气抽采系统，煤层气井下抽采量稳步上升。
图54：煤层气井下抽采和地面开发对比
地面煤层气钻采是煤层气综合开采的难点和关键。煤层气综合抽采是未来煤矿和煤层气综合开发的趋势，即开采煤层前进行预抽，卸压邻近层瓦斯边采边抽以及采空区煤层气抽采；地面开采的煤层气甲烷浓度高，可以直接作为天然气的替代品进行使用。“十一五”以来，地面煤层气钻采占整个煤层气产量比例逐年提高。
图55：井下抽采煤层气以及利用率 图56：煤层气地面钻采极具增量
图57：2005年国内煤层气开采方式结构 图58：2010年国内煤层气开采方式结构
井下抽采煤层气具有产量天花板
相对于地面钻采，煤层气井下抽采受到煤炭开采总量的限制。2011年全国原煤生产总量为35亿吨，全国煤层平均含气量为9.76m3/t，按照目前井下抽采采收率为30%~40%计算，有100~130亿方煤层气可以实现井下抽采，2011年实际实现了92亿方的开采。未来井下煤层气抽采的进一步增长，必须依赖煤炭开采的持续增长或者地下煤层气采收率的提升。煤炭开采受限于经济增长的减缓和替代能源的增加，未来大规模的快速增长并不现实，另外井下抽采煤层气采收率提高受限于科技水平和经济性的影响，存在较大的不确定性，但总的来说只要是配合煤炭开采，那么就具有产量“天花板”。
地面开采比井下开采煤层气更具经济性
井下抽采的低浓度煤层气（CH4
采用井下低浓度瓦斯浓缩工艺则成本过高。目前低浓度瓦斯提纯技术主要使用真空变压吸附法（VPSA），即低浓度瓦斯在常压下被吸附塔吸附后，再利用抽真空的方法降低CH4的分压，使其解吸并汇集起来。处理原料为抽采泵排出的CH4含量在5%~50%之间的煤层气，通过两级吸附可以实现甲烷浓度30%~90%之间自由调节，其中30%以上的可以直接用作民用燃气、瓦斯发电、锅炉燃烧等。浓度在90%以上的则可以通过LNG撬车、CNG装罐或者管道运输实现商业化利用。
图59：真空变压吸附法（VPSA）提纯煤层气
尽管地面钻采煤层气与井下抽采并不能完全替代彼此，预计地面高浓度煤层气经济性更高。以利用价值最高、获利最大的高浓度煤层气（>90%）的生产和销售为例，可以看出低浓度煤层气的提纯成本就达到了0.8元/m3，再加上低浓度瓦斯的抽采成本以及其他费用，提纯后的煤层气成本将更高。
相比之下地面钻井开采煤层气，浓度基本达到90%以上，而且不需要净化等费用，成本中钻井投资占比最大。钻井成本受到地质条件的影响而有所不同，钻一口直井的平均成本为100-200万，平均产气量为2000-3000m3/d（生产期以15年计），加上修井和地面建设的费用，以及考虑到钻遇率的影响，估计单井开采成本约为0.5元/m3，高浓度煤层气销售平均价格为1.5元/m3，可见地面开采煤层气可以带来更好的经济回报。
（二）未来三年或将是煤层气钻井数量高增长时期
钻井数直接决定煤层气开采的规模和数量、价格对钻井数有直接影响。美国2010年生产井数目达到了4万口以上，平均每年钻井数增加5000口左右，而我国截至2011，所有煤层气钻井数不到6000口，钻井数目不足、尤其是单井产量较高的水平井数目不足，直接导致了国内煤层气产业发展缓慢。从近几年煤层气新增探明储量和各大开发公司对煤层气开发的规划情况看，未来三年将保持每年5000口新钻井以上的增量水平。
图60：地面煤层气产量与钻井数相关（单位：亿方） 图61：天然气价格有效刺激钻井数目增长
国内煤层气钻井活动已经日益频繁
2006年国家发布《关于加快煤层气(煤矿瓦斯)抽采利用的若干意见》，随后各项利好政策集中出台，煤层气开发进入快速通道。井下煤层气抽采由2001年的10亿方增长至2011年92亿方。地面开发煤层气从2006年的
1.3亿方开始增加至2011年的23亿方，年复合增长率达到78%。
图62：煤层气地面开发已经进入规模开发阶段
目前进入商业性开发地区包括山西沁水盆地南部、陕西韩城、辽宁阜新。具备进入商业性开发地区包括山西柳林、大宁-吉县、三交、阳泉、寿阳。沁南煤层属于高煤阶无烟煤区块，煤层气藏生气量大，吸附能力强，资源丰富，是目前已探明储量千亿方的整装气田，但煤变质程度高，渗透率低，开采难度大，目前各单位正在积极开展水平井开采。截至2011年沁南盆地合计建成产能30亿方，连接西气东输支线（中石油）、潘庄-晋城输气管线（晋煤集团）和端氏-博爱输气管线三条长输煤层气管线，年输气能力达到45亿方。
图63：沁水盆地是目前国内主要的煤层气生产基地
地面车载钻机设备市场看好，国产化空间可观
在产业成长初期，该阶段煤层气产量的增长必须要配合以大量的钻井工程，煤层气区块投资方承担投资的风险和收益，而设备和服务的需求则是刚性的，而且风险很低的，那么相关设备和服务公司将是首选的投资标的。根据初步测算如果要达到2015年160亿方的地面煤层气产量，估计需要2万口存量直井，考虑到钻井初期成功率，以直井钻井成本100万/口计，水平井钻井成本800万/口计，保守钻井市场规模将达到400亿元。
钻机是煤层气地面开采的最重要的设备之一。煤层气钻机性能的优良与否主要看钻井时间的缩短、钻机移动的便捷、煤层气的增产和储层保护等方面，另外由于煤层气单井产气量小、产气周期长，与常规天然气相比经济收益较低，因此要求煤层气钻机的成本较低。目前国内煤层气钻机多使用水源钻机和浅层石油钻机，专业化的煤层气钻机长期缺失，国内90%以上的煤层气钻井都是使用水基钻井液完成，对储层伤害较大，相比之下美国90%以上的煤层气都是通过便携式空气钻井完成。
图64：国内主要的煤层气钻机是水源钻机和煤田钻机，专业化煤层气钻机缺失
欠平衡钻井技术和空气钻机将是煤层气钻采技术趋势。美国80年代末发明出裸眼洞穴完井技术，该技术无需压裂，减少了煤层气钻完井的投资以及压裂对储层的伤害，同时还增加了3~20倍的产量，该技术适用于低煤阶、高渗透的煤层气开采。
另外美国针对煤层储层保护提出了欠平衡钻井技术，该技术降低了钻井液的浓度，减少对储层的压力，并设计出专门的空气钻机来完成钻井。
图65：国内主要的钻井方式钻井时间长、钻井成本高
车载顶驱空气钻机是煤层气开采的优选，主要来自于国外进口。目前国内大量使用廉价的水源钻机、煤田钻机，但这两者钻台面太低无法安装防喷器和固控设备，钻井缺乏安全性，而且缺乏顶驱装臵，无法满足水平井开采需要的大提升吨位。国内曾采取带顶驱的大型石油钻机进行施工，但开采成本太高，而且搬运不便，因此部分单位引进了国外的车载顶驱全液压钻机，车载钻机将液压装臵、空压机、绞车、泥浆泵（空气泵）、增压泵等设备安装在车上，搬运方便而且安全环保、能够实现空气钻井、水平钻井等新技术，是开采煤层气最佳的钻机类型。
国内已有车载钻机主要是从国外进口，主要有：美国雪姆公司T130XD、T200XD、T685WS钻机，德国宝娥，阿特拉斯RD20，意大利钻力公司G系列钻机等。
图66：国内煤层气车载钻机主要来自于国外进口（存量数量单位：台）
美国雪姆公司（schramm）车载钻机全球市场占有率有最高。目前，美国雪姆公司年生产销售车载钻机140多台。在全球100多个国家中，拥有5000多位用户和6000多台设备，尤其是煤层气的主要开采国里，雪姆钻机使用更加普遍，公司在澳大利亚有400多台设备，在美国和加拿大的占有量达到75%。在中国办事处-北京金地雪姆钻机技术服务有限公司，从2001到2010年4月，在中国已销售29台设备，在进口车载钻机中一直保持销售量和市场占有率第一的位臵。阿特拉斯〃科普柯总部位于瑞典，全面提供煤层气钻井方案，沁水蓝焰于2008年引进了阿特拉斯〃科普柯公司的RD20型车载钻机，配以阿特拉斯•科普柯空压机，钻井速度提升明显。
图67：雪姆公司国内用户分布 图68：阿特拉斯钻机国内用户分布
石家庄煤矿机械有限公司和河南煤层气公司均拥有自主研制的车载钻机。中煤集团和冀中能源合营的石家庄煤矿机械有限责任公司于2010年生产的地面瓦斯抽采欠平衡车装钻机，可有效替代进口产品，满足我国煤田勘探、矿井救援以及煤层气开发等方面的要求。石煤机公司已对煤层气钻机车产品实现了批量生产，价格仅为同类进口产品的2/3。同时售后服务、配件供应的及时性和后期维护成本与进口产品相比具有显着的优势，被国家税务总局列入免税图册，可免征车辆购臵税。2012年8月由河南省煤层气开发利用有限公司自主研发制造的CZT80D全液压车载钻机已经过实际工程试验成功可适用于煤层气直井、水平井的钻探。
除石煤机和河南煤层气公司以外，目前国内有望在煤层气车载钻机实现国产化替代的公司有：黄海机械（002680.sz）、宝石机械厂、中石化江汉四机厂。
图69：国内煤层气车载钻机主要来自于国外进口
水平井技术适于我国煤层气长期开发
水平井技术对于高煤阶贫煤、无烟煤的开采，尤其适用于低渗透、薄煤层地区煤层气的开发。通过增加煤层裸露面积，沟通天然割理，提高单井煤层气产量和采收率。澳大利亚采用了这一技术，通过水平钻孔和地面采空区垂直钻孔技术，煤层气产业快速发展。美国等煤层气开发成功的国家在渗透率低于5mD（毫达西）时采取多分支水平井，高于5mD时采取裸眼洞穴完井法，美国一般煤层渗透率在10mD左右。国内煤层气渗透率比美国低1~2个数量级，一般为0.1mD，最大渗透率煤层也仅为0.5-3.8mD，适宜使用水平井开发。
2004年奥瑞安在山西开发了第一口多分支水平试验井，经过几年的发展，2011年初煤层气水平井钻井数达到126口。多分支水平井集钻井、完井与增产于一体，增产效果明显还可以避免水力压裂带来的煤层伤害。同时也具有投入高、技术含量高、风险高的特点。2010年前水平井的主要施工方为奥瑞安，目前我国已经全部实现国产化，其中2011年中石油分别攻克了地下两井穿针技术和地质导向技术。前者每年可为中石油节约引进国外设备的1000万，而地质导向核心技术国有化后成本只相当于国外公司的1/3。
图70：国内煤层气钻井数总量 图71：煤层气水平井数量
2010年，中石油旗下的渤海钻探以独立总包形式，将山西沁水地区郑庄区块作为主要试验区域，承担3个煤层气多分支水平井钻探业务，在郑平05-1H
井圆满完成地质导向任务。渤海钻探充分运用井下洞穴井技术、井下
连通技术、欠平衡钻井技术，不仅创出钻井周期最短、机械钻速最快、单支水平分支最长等10多项新纪录，而且将煤层钻遇率提高到98.32%，煤层进尺达4736米，可见目前渤海钻探已具备水平井总包能力。
目前水平井钻井技术正在逐渐尝试、中石油运用最多
山西沁水潘庄项目采用多分支水平井技术为主、直井为辅，潘庄区块由奥瑞安所钻6口多分支水平井，平均日产气量5万方，是普通直井的25倍，单井最高产气量10万方。在其他区块获得的多分支实验井产量也达到了垂直井的5-10倍。截至2010年底，国内煤层气钻井近5000口，生产井2817口，地面煤层气产量约15亿方。按照规划到2015年地面煤层气产量为160亿方，则需要钻井4-6万口，钻井数有近10倍的增长空间。相比之下，2010年美国仅生产井数目就达到了近4万口，煤层气稳定产量550亿方以上。
图72：水平井钻井数量分布结构（截止2010年底）
煤层气水平井长期前景看好、短期经济性仍不足
引用4个不同目标区域不同开发方案的投资对比结果，测算方法分别以资源条件和市场条件为基础，确定各目标区不同开发方案在评价期内的产能，预测各目标区的投资和成本，并依据煤层气产业适用的财税制度、补贴政策和商品气价格，分别计算各个方案的经济评价指标。
图73：不同类型井投资收益情况（以相同井控面积对比测评结果）
注：单井生产期15a、多分支水平井单井生产期9a
基本假设：全直井350m×300m井距分布;多分支水平井结构为1个主支、8个分支，主支每侧各4个分支，分支与主支夹角为45°，相邻分支间距150m，呈对称分布，主支长800m，分支长分别为500m、400m、300 m和200m；收益假设：煤层气首站价格1元/m3，销售财政补贴0.2元/m3，所得税25%，商品率95%
从评价结果中看出，实施全多分支水平井方案的投资回收期略低于全直井方案，而基于净现值的角度，全多分支水平井方案（混合井型方案）的经济效益低于全直井方案，即在目前条件下采用多分支水平井可以提高生产效率但尚不能实现高于直井的经济效益。与直井钻井技术相比，采用多分支水平井技术后虽然提高了相同含气面积的煤层气产量，但是同时也增加了投资，而新增投资不能有效地通过新增产量回收。降低多分支水平井钻井投资是提高煤层气开发经济效益，而加强配套钻井设备和工具的研究，尽早实现其本土化生产，促进煤层气钻采技术大规模应用是降低水平井投资的主要途径。