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一、 煤层气的定义及产业发展意义

1.1 煤层气的定义

煤层气，又称煤矿瓦斯、煤层甲烷，是以吸附或游离状态赋存于煤层及周围岩层的煤成气。专业上 把天然气称为常规天然气，而把煤层气与页岩气称为非常规天然气，其本质都是“天然气”即天然 形成之气。这三种气形成方式相差无几，都是古老的生物遗体在地质作用下形成的。

1.2 煤层气与天然气、页岩气以甲烷为主要成分

从组分上来说，煤层气和页岩气、天然气成分均以甲烷为主，煤层气可以依靠天然气管网进行运输。

煤层气开采方式主要包括井下煤层气抽采和地面钻采煤层气两大类。井下抽采多伴随煤炭开采进行， 地面钻采则不受煤炭开采的限制，一般可在开采煤层前进行煤层气的开采。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。煤层气地面抽采浓度较高，基本在 95%以上，可以直接进入天然气管网，与天然气和页岩 气共同运输。但是井下抽采煤层气浓度较低，基本以就地利用或者放空为主。

从开采成本来说，煤层气开采成本较高，在资源条件相对较好的山西省沁水盆地，地面开采煤层气 综合生产成本 1.6 元/立方米左右，是中国石油常规气成本的 2 倍以上。页岩气与煤层气开采成本基 本相当。

从销售价格来说，由于成份以甲烷为主，煤层气、页岩气、天然气基本保持同质同价。但在煤矿区 利用的煤层气气价较低。

1.3 发展煤层气产业具有综合效益

开发利用煤层气能够带来增加清洁能源供给、保障煤矿安全、减少温室气体排放等多重效益。

（1）有效弥补天然气的供给

我国天然气的对外依存度呈扩大趋势，煤层气的主要成分与常规天然气相同，完全可以接替常规天 然气，成为中国常规天然气现实、可靠的补充资源。开发和利用煤层气可以有效地弥补中国常规天 然气在供给量和地域分布上的不足。

从国家能源供应安全和供应成本上考虑，解决中国中长期天然气供需缺口有两条途径：一方面是积 极开拓安全稳定的多元化进口渠道；另一方面是立足国内，加大国内资源勘探开发力度，努力增加国内有效供给的比重。2018 年，我国天然气进口量达 1254 亿立方米，增幅高达 31.7%，首次超过 日本成为全球第一大天然气进口国，对外依存度高达 45.3%。而我国煤层气资源丰富，虽然由于成 本高，近期发展有所放缓，但仍有很大发展潜力。

（2）保障煤矿安全生产

煤层气吸附于煤炭中，全国煤炭的煤层气平均含量约为 10m3/t。以山西晋东煤炭基地为例，晋城矿 区 3 号煤层含气量平均 19.46~22.77m3/t，15 号煤层为 20.89~22.09m3/t。煤矿开采过程中，煤层中 的甲烷会逸出，如果达到 5%的浓度就容易发生瓦斯爆炸。所以，在煤矿开采前、开采中抽采煤层气 是保障煤矿安全的必要措施。

与发达国家以石油、天然气为主的能源结构相比，中国能源结构以煤炭为主。伴随煤炭开采，煤矿 安全生产问题一直是国内外关注的焦点。多年的煤层气开发使煤矿安全状况显著改善，2018 年全国 煤矿百万吨死亡率 0.093，同比下降 12.3%，首次降至 0.1 以下；瓦斯事故 16 起，相比 2005 年的 414 起下降 96%。

（3）减少温室气体排放

煤层气的温室效应是二氧化碳的 21 倍。据计算，每利用 1 亿立方米甲烷，相当于减排 150 万吨二 氧化碳。将原本排放到大气中的甲烷抽采利用可以有效降低温室气体排放。

此外，煤层气的开发利用能改变煤矿区单一的能源结构，不仅能降低对煤炭的依赖程度，同时可满 足人们生活水平提高所带来的能源清洁化要求。

二、 近十年，煤层气产业发展低于预期

2.1 煤层气产业发展不及预期

（1）煤层气规划完成率偏低

2011 年，国家出台《煤层气（煤矿瓦斯）开发利用“十二五”规划》，规划提出“到 2015 年，煤层 气（煤矿瓦斯）产量达到 300 亿立方米，其中地面开发 160 亿立方米，基本全部利用，煤矿瓦斯抽 采 140 亿立方米，利用率 60%以上” 。但是，截止 2015 年，规划主要目标并没有完成，煤矿瓦斯抽 采量为 136 亿立方米、利用量 48 亿立方米；煤层气地面开发为 44 亿立方米、利用量 38 亿立方米。

2016 年，国家出台《煤层气（煤矿瓦斯）开发利用“十三五”规划》，下调规划目标“到 2020 年， 煤层气（煤矿瓦斯）抽采量达到 240 亿立方米，其中地面煤层气产量 100 亿立方米，利用率 90％以 上；煤矿瓦斯抽采 140 亿立方米，利用率 50％以上”。截止 2018 年底，地面煤层气产量 55 亿立方 米，利用 53 亿立方米；煤矿瓦斯抽采 129 亿立方米，利用 49 亿立方米。因此，从目前规划完成情 况看，地面煤层气开发存在较大的不足，后续有较大增长空间。

财政部《关于“十三五”期间煤层气（瓦斯）开发利用补贴标准的通知》（财建〔2016〕31号）明 确，“十三五”期间，煤层气（瓦斯）开采利用中央财政补贴标准从0.2元/m3提高到0.3元/m3，并提 出，根据产业发展、抽采利用成本和市场销售价格变化等，财政部将适时调整补贴政策。从煤层气 产量看，提高补贴标准并没有显著提升煤层气的开发量。

（2）产业发展不及预期的原因

首先，制约山西省煤层气企业发展的最大瓶颈是煤层气资源区块严重不足，气权和矿权高度重叠， 两权相争导致企业想采气采不了或想采气没地方采。如晋煤集团是全国最大的煤层气抽采企业，2016 年晋煤集团煤层气抽采量、利用量连续第 9 年位列全国第一，但其获得的煤层气矿权面积有限，生 产规模难以大幅度扩大。另一方面，中石油、中联煤、中石化三家央企掌握了山西 99.2%的煤层气 区块，但几乎都与煤矿权重叠，抽采难度也十分巨大。地方企业依照原国土资源部下发的《关于加 强煤炭和煤层气资源综合勘查开采管理的通知》进行整改，煤炭与煤层气矿权重叠的问题上取得了 一些进展。

其次，煤层气补贴不足也是重要原因，虽然财政部将补贴提高到 0.3 元/立方米，但是根据抽采利用 成本和市场销售价格等，现有补贴标准相对于煤层气产业大规模的前期投入略显不足。当然，山西、 贵州等给予省级补贴的地区较其他区域略好。

第三，因煤层气项目受地质条件、市场环境及区域政策等因素影响较大，煤层气开发初期投资大， 风险高，项目周期较长，对不同规模情况的企业在享受国家扶持过程中缺少针对性，不利于煤层气 产业规模化发展，致使煤层气产业发展速度达不到预期。

2.2 井下抽采产量较高，浓度低

我国煤矿区煤层气井下抽采是从 20 世纪 50 年代开始。经过 50 多年的发展，抽采目的已由最初的 保障煤矿安全生产发展到了采煤采气一体化的综合开发。抽采技术已由早期的本煤层抽采和采空区 抽采单一技术逐步发展到井上下立体抽采、井下各种抽采技术组合应用的综合抽采技术，其中，邻 近层抽采、本煤层预抽和采空区抽采等传统的抽采技术得到了大范围推广应用，地面井抽采技术也 取得了良好的效果。

（1）煤层气井下抽采进入平稳期

我国煤层气赋存条件区域性差异大，多数地区呈低压力、低渗透、低饱和特点，规模化、产业化开 发难度大，井下抽采难度增大。近年来，随着国家加强对煤矿煤层气抽采管理、煤炭产量的提升、 煤矿煤层气井下抽采量逐年上升。

2000 年煤层气井下抽采量为 8.6 亿 m3，2018 年煤层气井下抽采量为 129 亿 m3，约为 2000 年的 15 倍。2006-2011 年，煤层气井下抽采量进入快速增长时期，年均复合增长率为 24.8%；2012-2015 年期间，煤层气井下抽采量进入稳定增加阶段，年均复合增长率为 6.1%。2016 年以来，井下煤层 气抽采量分别为 133、128、129 亿 m3，井下煤层气抽采进入平稳期。

我国抽采矿井主要集中在山西、贵州、湖南、四川、重庆、河南、吉林、安徽、云南、陕西、内蒙、 宁夏等地区。

（2）煤层气井下抽采浓度偏低导致利用率较低

煤层气井下抽采浓度总体较低。根据煤科总院调研，井下抽采浓度 30%以上抽采量约占 43.58%， 其中，国有矿中浓度 30%以上占比 44.95%，地方矿中浓度 30%以上占 37.55%。

煤层气的利用途径有民用燃料、工业用燃料、发电、汽车燃料和化工原料等，目前，煤层气利用主 要集中在民用和发电领域。总体上，煤层气利用量增加的速度与抽采量增加的速度基本持平，由于 煤层气浓度偏低，导致我国煤层气井下平均利用率一直处于低位，维持在 40%左右，2018 年利用率 为 35.3%。

2.3 地面煤层气产量低，浓度高

《煤炭安全规程》（2016 版）明确提出有突出危险煤层的新建矿井必须先抽后建的新规定。“先抽后 建”目的是在突出煤矿建设前，布置地面钻井预抽煤层瓦斯，降低煤层瓦斯含量和压力，实现将高 瓦斯突出煤层改造为非突出低瓦斯煤层，减弱或消除将来建矿和生产时瓦斯灾害威胁。

在地面开发方面，2005 年开始，煤层气探明地质储量稳步增长，2009 年开始随着勘探开发全面铺 开，探明地质储量增长较快，截至 2017 年底累计探明地质储量 6974 亿立方米。沁水盆地、鄂尔多 斯盆地东缘产业化基地初步形成，潘庄、樊庄、潘河、保德、韩城等重点开发项目建成投产，四川、 新疆、贵州等省（区）煤层气勘探开发取得进展。2018 年，煤层气产量 55 亿 m3，同比增长 10%。

从抽采浓度看，相比井下抽采的煤层气，地面开发的煤层气浓度高，可以达到 95%以上，其利用率 也高，可以达到 90%左右，类似于常规天然气，适于进入管道输送或生产 LNG 运输。

根据我国煤储层的“储层压力、渗透率、含气量”特征，将我国的煤储层分为三类：第一类为高压 高渗储层，代表性盆地为准格尔盆地；第二类为条件较好储层，代表性盆地为鄂尔多斯保德地区； 第三类为低压低渗储层，代表性盆地为沁水盆地部分地区、鄂尔多斯盆地部分地区和东北盆地。目 前，国内应用较多的煤层气地面开发技术有垂直井开发、丛式井开发、多分支水平井开发和 U 型井 开发技术。

三、 煤层气新政“多增多补”将助力增产

在煤层气产业发展初期，我国出台了许多鼓励煤层气开发利用的优惠政策。近年来，国内天然气消 费量增速较快，对外依存度不断攀升，煤层气等非常规天然气的开发越来越受到重视，非常规天然 气也迈入加快发展的重要机遇期。作为清洁能源，政府对煤层气开发利用的补贴力度也在不断增大。 目前，煤层气开采利用中央财政补贴由之前的 0.2 元/m3提高到 0.3 元/m3，煤层气发电补贴为 0.25 元/kWh（不可同时享受 0.3 元/m3的补贴）。此外地方财政也会有相应补贴，煤层气资源大省山西、 陕西等地方财政补贴为 0.1 元/m3，贵州也制定了详细的补贴政策。

2019 年 6 月，国家发布关于《可再生能源发展专项资金管理暂行办法》的补充通知（财建〔2019〕 298 号），专 项资金用于支持煤层气(煤矿瓦斯)、页岩气、致密气等非常规天然气开采利用，2018 年， 补贴标准为 0.3 元/立方米。自 2019 年起，不再按定额标准进行补贴。按照“多增多补”的原则， 对超过上年开采利用量的，按照超额程度给予梯级奖补；对未达到上年开采利用量的，按照未达标 程度扣减奖补资金。对取暖季生产的非常规天然气增量部分，给予超额系数折算，体现“冬增冬补”。

四、 煤层气产业投资机会在山西和贵州

从资源上看，我国煤层气资源量排世界第三位，国内山西、新疆、贵州等 3 省资源较为丰富。从地 方政策来看，山西和贵州出台一系列政策支持煤层气产业发展，未来的煤层气增量集中在这两个省。

4.1 煤层气资源量集中在华北

我国煤层气资源量是继俄罗斯和加拿大之后的世界第三位。2000m 以浅煤层气地质资源量约 36.81 万亿立方米，其中1500米以内煤层气可采资源量为10.90万亿立方米，主要分布在华北和西北地区， 其中，华北、西北、华南和东北赋存的煤层气地质资源量分别占全国的 56.3%、28.1%、14.3%、 1.3%。从深度分布看，1000m 以浅、1000-1500m 和 1500-2000m 的煤层气地质资源量分别占全国 的 38.8%、28.8%和 32.4%。我国煤层气资源主要集中在沁水、二连、海拉尔、豫西、徐淮、宁武、 鄂尔多斯、川渝、天山、塔里木、三塘湖、准噶尔、吐哈、川南黔北、滇东黔西等盆地（群）区域。

我国煤层气资源主要集中在山西、新疆、贵州、安徽、河南、四川、黑龙江、河北、内蒙古等省、 市、自治区，其中山西、新疆、贵州 3 省（区）占比 63%。由于新疆距离内地较远，煤炭和煤层气 的大规模开发不具备现实条件，山西、贵州是目前开发潜力较大的省区。

4.2 煤层气管网主要布局在山西

煤层气管道建设加速，截止 2015 年底，建成了沁水-侯马、临县-临汾、韩城-渭南-西安、博爱-郑州 等煤层气干线输气管道，全国煤层气输配管线达到 4300 余千米，输气能力 180 亿立方米/年。“十三 五”规划提出“建设神木-安平煤层气输气管道，鼓励适时建设煤层气田与陕京线、榆济线、西气东 输、鄂安沧管道等国家天然气输气干线的联络输气管道，联接相邻地区既有管道，形成互联互通的 外输格局，保障煤层气安全、稳定、高效外输利用。”

其中，山西已经形成“三纵十一横”输气管道。

三纵：西线为贯穿河东煤层气气田的长输管道，乡宁--柳林--临县--保德输气管道。

东线为贯穿沁水煤层气气田的长输管道，长治--和顺--阳泉长输管道。

中线为沿大运路贯穿我省中部的长输管道，大同--太原--平遥--运城长输管道。

4.3 山西、贵州出台政策支持省内煤层气产业发展

（1）山西省煤成气增储上产三年行动计划(2020-2022 年)

2020 年 2 月 12 日，省委书记楼阳生主持召开省委财经委员会第六次会议，会议审议了《山西省煤 成气增储上产三年行动计划(2020-2022 年)》，该会议指出，推进煤成气增储上产，是推进能源革命 综合改革试点的重要内容，是构建清洁低碳高效现代能源供应体系的实际举措。要坚持以储定产、 分步实施、改革引领、示范带动，确保实现既定目标。要完善激励约束机制，推进煤层气区块稳产 增产，推动已出让区块尽快形成产能，加强与中央企业合作，不断提升煤成气全产业链水平。继续 深化煤成气审批体制机制改革，探索建立资源价格形成和调节机制。会议决定成立山西省煤成气产 业发展领导小组。

在此之前，山西省陆续出台多个政策支持产业发展。

2015 年 7 月，山西省提出省级财政补贴标准在三年瓦斯抽采全覆盖工程实施期间达到 0.10 元/立方 米。

2017 年 8 月，山西省下发了《山西省人民政府办公厅关于印发山西省煤层气资源勘查开发规划 （2016-2020 年）的通知》（晋政办发〔2017〕90 号） ，规划到 2020 年山西省煤层气地面开采产能 建设达到 300-400 亿立方米/年，煤层气抽采量达到 190-220 亿立方米。

2017 年 11 月，山西省首次将 10 个煤层气区块探矿权面向全国公开出让，有多个国资、民营及混合 制企业投标。目前已有 9 个区块取得实质性进展，其中柳林石西、和顺西、武乡东 3 个区块已成功 出气点火；榆社东等 6 个区块开发稳步推进。

2018 年 1 月，山西省政府印发了《山西省深化煤层气（天然气）体制改革实施方案》，强调加快把 煤层气产业打造成为山西省多元产业体系的支柱产业。

2019 年 2 月，山西省将全面实行煤层气矿业权退出机制，将提高煤层气区块最低勘查投入标准和区 块持有成本，企业取得煤层气区块后长期勘查投入不足的将受到处罚，具备开发条件的区块将限期 完成产能建设，已进入自然保护区等禁采区的矿权要责令停止开采并有序退出。

2019 年 3 月，山西省人民政府办公厅下发《山西省人民政府办公厅关于促进天然气（煤层气）协调 稳定发展的实施意见》（晋政办发〔2019〕14 号），对山西省天然气（煤层气）上中下游协调发展进 行了全方位部署。

（2）贵州发布《关于加快推进煤层气(煤矿瓦斯)产业发展的指导意见(2019-2025 年)》

2020 年 2 月，贵州省人民政府办公厅发布《关于加快推进煤层气(煤矿瓦斯)产业发展的指导意见 (2019—2025 年)》，进一步明确“以煤层气产业化基地和煤矿瓦斯抽采规模化矿区建设为重点”的 思路，加大煤层气资源勘探开发利用工作力度，推动全省煤层气实现由资源优势向产业优势转变，形成煤层气稳定供应、高效利用的新格局“。按照目标，到 2025 年，全省煤矿瓦斯年抽采量、年利 用量和瓦斯发电装机容量，将分别达到 32 亿立方米、18 亿立方米和 66 万千瓦。

出台《指导意见》前，一系列支持政策已接连出台。2017 年，贵州就专门建立了煤层气(煤矿瓦斯) 开发利用的奖励补贴制度。除了国家政策，企业还可根据标准，分别获得省、市、县级财政补贴。 2018 年出台的《贵州省十大千亿级工业产业振兴行动方案》更是将推动煤层气开发利用列为重点任 务之一，要求加快实现规模化、商业化开采利用。

4.4 发展煤层气是山西能源革命综合改革试点的重要举措

2019 年 5 月 29 日，中央全面深化改革委员会第八次会议，审议通过了《关 于在山西开展能源革命综合改革试点的意见》。2019 年 9 月 23 日，山西省政府新闻办举行新闻发布 会，向社会发布山西能源革命综合改革试点 15 项重大举措，包括：改革煤层气管理体制，促进非常 规天然气增储上产。

发布会提出：改革煤层气管理体制，促进非常规天然气增储上产。用好国家授权山西制定煤层气勘 查开采管理办法、在全国率先试点将“三气”矿业权赋予同一主体、煤层气开发项目（包括对外合 作项目）备案权下放山西管理三大政策突破，深入推进煤层气勘采用变革。提高煤层气勘查投入强 度标准，完善煤层气勘查开采市场退出机制，开展煤层气、页岩气、致密气“三气”综合开发，促 进非常规天然气增储上产。加快推进煤层气外输通道与周边区域的输气管网联通，为包括河北雄安 新区在内的京津冀地区等提供清洁能源供应。

一要加快建立煤层气勘查开采市场化机制。按照国家授权，制定山西省煤层气勘查开采管理办法， 完善煤层气勘查开采市场退出机制，对退出的煤层气区块公开公平竞争出让，鼓励区块内符合条件 的煤炭矿业权人取得煤层气矿业权，有效遏制“占而不采”“圈而不采”。

二要积极开展“三气”综合开发试点。《试点意见》支持山西开展煤层气、页岩气、致密气“三气” 综合开发试点，鼓励煤层气、石油天然气、页岩气矿业权人在其矿业权范围内依法综合勘查开发油气类矿产资源，这是国家层面首次将“三气”矿业权赋予同一主体，打破了“三气”矿业权分别设 置的制度障碍。山西将积极推动“三气”综合开发试点，加快推动油气资源高效综合开发。

三要优化煤层气项目开发审批流程。《试点意见》将煤层气开发项目（包括对外合作项目）备案授权 山西省管理。这是继国发 42 号文“将煤炭采矿权范围内的地面煤层气开发项目备案下放至山西省管 理”后的又一大突破。山西将做好备案权下放承接工作，充分调动企业投资煤层气开发项目积极性， 加快煤层气资源开发利用。

4.5 地面煤层气开发企业呈现 3+1 格局

从政策来看，补贴直接补给煤层气开发企业，拥有煤层气资源并开发运营的企业会显著受益。目前， 包括三大石油公司在内的近 20 家国内外企业在中国开展煤层气勘探开发工作，多所高校和专业研究 机构从事煤层气勘探开发理论及技术研发攻关。从资源量和产量看，中石油、中石化、中联煤层气 （隶属中海油）、蓝焰控股（隶属晋煤）等公司规模居前。根据 2017 年的产量数据，中石油、中联 煤、中石化、蓝焰控股是我国煤层气地面开采量最大的 4 家企业，合计占比达 87%。其中蓝焰控股 煤层气开采量 14 亿立方米，占比 29%。

中联煤：截至 2018 年末，共有 32 个煤层气探矿权（探矿权 30 个，采矿权 2 个），总面积 18212 平方公里，占全国煤层气区块面积的 35%，区块内非常规天然气资源总量达 28400 亿立方米，累计 探明储量 3201 亿立方米，形成了晋西陕东、晋中、晋东南三个主要储量区及作业区。2017 年煤层 气产量 8.12 亿立方米。

中石化：拥有的矿权区块中，埋深在 2000m 以内的浅层区域含煤面积超过 10 万平方公里，主要分 布在华北、南方和西北地区。2017 年煤层气产量 3.1 亿立方米。

蓝焰控股：2017 年，公司获得山西省出让的柳林石西、和顺横岭、和顺西和武乡南四个新区块共计 610 平方公里，预测资源量 1528 亿立方米。2017 年煤层气产量 14 亿立方米。

​五、 我国煤层气产业发展受油价波动影响较小

（1）开采煤层气是保障煤矿生产的必要措施

为解决瓦斯问题，煤矿每年都会投入大量资金进行治理。根据晋煤数据，每治理 1 立方米瓦斯的费 用约为 12 元，特别对于高瓦斯矿井来说，治理费用更高。在煤层气没有大规模利用时，煤矿区煤层 气主要用于矿区居民使用，剩余的煤层气排到空气中。

（2）石油与天然气（煤层气）用途重叠较小

石油主要用于交通运输行业，而我国天然气主要作为清洁供热、发电等，两者的下游重叠较少。在 交通运输行业，一些出租车、重卡等以压缩天然气为原料，但这部分只在太原、兰州等部分地区少 量推广，占整个天然气消费比重较小。

（3）国内成品油和天然气价格受国家管控

成品油价格方面，2016 年，我国成品油定价机制设置 130 美元/桶的“天花板”和 40 美元/桶的“地 板价”，国际油价低于 40 美元/桶，成品油价不再下调。

天然气价格方面，国家发改委制定各个油田天然气井口价格和各段管道运输价格，各个省市制定各 地零售指导价格，因此天然气管网价格处于严格的政策管制中。以液化天然气形式销售的气价高于 管道气，且随市场波动，但 LNG 占天然气销售比例较小。

六、 投资建议

开发利用煤层气能够带来增加清洁能源供给、减少温室气体排放、保障煤矿安全等多重效益。在煤 层气产业发展不及预期的背景下，国家出台新政提高中央财政补贴、 “多增多补”将推动煤层气增量增 产，同时山西、贵州等地方也出台政策支持产业发展。山西、贵州资源较为丰富，蓝焰控股 2017 年新获取 4 个探矿权，其中 3 个与天地科技西安研究院合作开发；贵州盘江股份瓦斯储量约为 459.1 亿立方米，开发潜力较大。推荐盘江股份、天地科技，建议关注蓝焰控股。

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