资料来源：广发证券
煤层气是三大重要清洁能源之一。煤层气又称煤层瓦斯、煤层甲烷，主要以吸附、溶解或游离状态赋存于煤层及固岩中，属于非常规油气资源，是绿色清洁能源。我国煤层气储量丰富，分布集中，产业链较为完整，适于大规模开发利用，同时，应用领域众多，未来市场前景广阔。
煤层气行业快速发展受能源需求和结构调整、油价、油气政策、矿山能源综合利用等多个因素驱动。不断增长的能源需求和亟待调整的能源结构是煤层气行业快速发展主要驱动因素。油价的高企催生了非常规能源煤层气开发的投资热潮，天然气价格改革等政策有望提升煤层气行业的盈利空间，矿山资源综合利用的发展趋势推动煤层气的开发利用。
我国煤层气资源丰富，埋深2千米以浅的煤层气气量约36.81万亿立方米，居世界第三位。由于我国煤层气勘探资金不足、部分关键设备和技术欠缺，煤层气开发利用起步较晚。目前，伴随着国家煤层气开发利用规划的实施，勘探开发资金正在不断投入，相关的配套设施也在大力建设，相关的煤层气优惠政策陆续推出，国家扶持力度逐步加强，煤层气行业迎来高速发展的黄金阶段。
从产业链分析，煤层气快速发展需要首先加大勘探开发力度，与此相关的投资必然会加大。中短期，扩大的勘探开发的投资直接利好相关技术、设备供应商。长期来看，受益于能源稀缺性和需求的增加，拥有资源者终将取得丰厚的收益，中石油、中石化、中联煤、晋煤集团成为投资标的。
上游勘探环节，勘探设备和勘探技术领先的油服公司率先受益。上游钻井和完井环节，拥有压裂、复合射孔、煤层气综合利用等核心技术的油服公司受益，相关设备如钻头、钻机、连续油管的生产公司则在煤层气企业大规模生产采购阶段中获利。中游储运环节，拥有管道资源和管道设备龙头企业将受益于煤层气产业的发展，输气量的增加和管道投资的加大为这类企业提供了广阔的市场前景。下游利用环节，煤层气资源不再被排空浪费，煤层气的有效利用预示着煤层气发电企业将获益颇丰，天然气汽车行业有望得到煤层气开发的驱动。
一、煤层气行业概述
㈠、煤层气相关概念
气藏形成机理及特征。煤层气又称煤层瓦斯、煤层甲烷，它是在成煤的过程中经过生物化学热解作用以吸附、溶解或游离状态赋存于煤层及固岩的自储式天然气体，属于非常规天然气。它的热值是通用煤的2-5倍，主要成分为甲烷。1立方米纯煤层气的热值相当于1.13千克汽油、1.21千克标准煤，其热值与天然气相当，可以与天然气混输混用，是优质的化工和能源原料。
煤层气特点概述。在一定的空间范围内，煤层气比空气轻，其密度为空气的0.55倍，容易向上扩散，因此可以避免爆炸和火灾。对比水煤气的爆炸范围(6.2%-74.4%)，煤层气的爆炸范围仅为5%-15%。同时，煤层气中不包括一氧化碳，在使用的过程中不会发生中毒事故。此外，煤层气利用过后的最终产物是水和二氧化碳，不产生环境污染，具有高效环保的特点。
煤层气开采特点与常规油气开采有着显著的差别。普通的油气井只要有压差，气体就可以流动，而煤层气是以吸附的形式存在与煤层中的，且割理(煤层中的裂缝)中存在大量的水，所以必须要先排水，将煤层的压力降到气体的临界解析压力之下，才会有气体产出，因此，煤层气即使有压差也不一定产气，而且煤层气的渗透率极低，只有压裂才会产气，这正是和普通气藏的不同之处。目前煤层气直井的增产措施主要是依靠压裂，不压裂的井是几乎没有产量的。
煤层气开采技术分析。目前，煤层气一般有两种开采的方式：一是地面钻井开采；二是井下瓦斯抽放系统抽出。由于井下瓦斯抽放系统抽出的煤层气甲烷含量明显偏低，难以实现商业利用，通常后处理方法为对空排放为主，少量再处理后用于发电等。近年来，随着对空排放标准的严格，采收率高、煤层气甲烷含量高的地面钻井开采方式占比逐渐增大。地面钻井开采主要使用地面垂直井开采技术和多分支水平井技术。地面垂直井开采技术：这种开采方式具有产气量大、资源回收率高、机动性强等特点，可形成规模效益。多分支水平井技术：主要适用于煤层厚度大体分布稳定，煤层渗透率较低的煤储层。多分支水平井开采技术具有良好的发展前景，是未来煤层气开采中核心技术，其主要表现为增加有效供给范围、提高导流能力、减少对煤层的伤害、单井产量高、经济效益显著和有利于环境保护等优点。在沁南的潘庄区块，由奥瑞安公司设计施工的多分支水平井的单井日产量突破10万立方米，大约是相邻地区常规垂直井单产的50倍。目前，中国已进入综合抽采煤层气阶段，即采前预抽、边采边抽以及采后采空区抽采等多种方法在一个采区内综合使用。在时空上为煤层气抽采创造更多的有利条件，在工艺上将钻孔抽采与巷道抽采相结合、井下抽采与地面钻孔相结合、常规抽采与强化抽采相结合以及垂直短钻孔抽采与水平长钻孔抽采相结合。
㈡、煤层气行业特点
1、储量丰富，是常规能源的重要补充
我国煤层气资源丰富，且分布集中，主要分布在华北和西北地区，具备商业化开发价值。我国煤层气资源丰富，埋深2000米以浅的煤层气资源量约36.8万亿立方米，与天然气储量相当，位居世界第三，可以作为常规能源重要补充。我国煤层气资源分布比较集中。煤层气资源量超过1万亿立方米的盆地共9个(鄂尔多斯盆地东缘、沁水盆地、准噶尔盆地、滇东黔西盆地群、二连盆地、吐哈盆地、塔里木盆地、天山盆地群、海拉尔盆地)，总资源量28万亿立方米，占全国总量的76%。其中，鄂尔多斯和沁水盆地是两个最大的盆地，资源量分别为9.8万亿立方米和3.9万亿立方米，占全国总量的40%，最具商业化开采前景。目前我国针对高煤阶煤层气的研究较为深入，并开始了商业化开采，如在沁水盆地，但对于低煤阶煤层气藏的研究还较少，这是由于高煤阶煤的含气性较低煤阶煤明显要好，容易取得较好的商业价值。
(我国9大煤层气盆地分布图)
2、产业链完整成型
煤层气产业链包括上游资源勘探开发，中游运输存储，下游输终端利用等环节。
上游勘探开采权主要掌握在少数央企手中。我国已有多家企业投入到煤层气勘探开发中，但是绝大多数的煤层气开采权掌握在中石油、中联煤、中石化、晋煤集团的手中。其中，中石油以将近七成的资源量，占有绝对优势。
中游运输、存储等环节的条件已经具备。煤层气以管道输送为主，就近利用，余气外输。天然气运输主要由长输管线运输和LNG运输，中国的天然气管线长度为38566公里，居世界第三。而且，煤层气能与天然气混输混用，自然可以借用我国目前的天然气管道资源。天然气长输管线主要由中石油、中石化、中海油垄断运营，省级管输线有陕天然气等企业参与，城市输配由地方政府管制。
下游的销售市场及应用领域比较广泛。煤层气可以用作民用燃料、工业燃料、发电燃料、汽车燃料和重要的化工原料，用途非常广泛。目前，中国用于民用燃料的煤层气比例约占利用总量的58%，用于发电的煤层气占比约为31%，用于工业锅炉、工业原料与汽车燃料约为11%。
3、煤层气开采周期较长，投资回报较慢
通常而言，煤层气开采生产有三个阶段。第一阶段：排水产气。当排水降压时，储层压力下降，气体从煤层中解吸出来，进入相邻的割理中并流入井筒。第二阶段：气量稳定。煤层气产量将保持在一个较稳定的值，与普通常规油藏中的油气井不同，产气量下降速度较慢。第三阶段：缓慢下降。煤层气井中的压力进一步下降，气井解吸量减少导致气体产量减少，直到报废。
煤层气井生产年限较长，导致投资回报较慢。将煤层气开采与天然气开采相比较，可以看出：常规天然气井的初期单井日产量较高，较短的时间内到达峰值，然而，进入递减阶段较早，产量衰减较快。一般而言，天然气井的有效生产年限为7到8年。煤层气井初期单井日产量则较低，需要经历较长时间的“排水-降压”过程，才能使煤层附吸气发生解析，一般排采3-4年后产气量才达到高峰，并在一定时间内基本上保持稳产，随后进入产量递减阶段。由于产量递减相对较慢，煤层气井的有效生产年限较长，通常为15-20年，因而投资收回期比较长。
4、煤层气利用前景广阔
煤层气大规模利用前景诱人。以往，我国每年仅仅就采煤直接对空排放的煤层气就达200亿立方米。若将其用于发电，则可转换为600亿千瓦时电能，约相当于三峡一年的发电量，可带来巨大的经济效益。而且，煤层气的销售及应用市场较大。
二、国内煤层气开发现状
1、我国煤层气的勘探潜力仍然很大。截至2010年底，我国煤层气探明面积2139.53平方千米，探明地质储量2863.36亿立方米，探明可采储量1480.9亿立方米，探明率仅为0.8%，和其它国家相比，我国煤层气的勘探潜力仍然很大。截至2011年底，全国已累计钻煤层气井近5000余口，沁水盆地南部晋城地区樊庄、大宁、潘庄、柿庄区块，鄂尔多斯盆地东缘韩城区块、辽宁阜新、铁法区块已实现商业化开发利用。目前，全国已建煤层气产能35亿立方米/年，煤层气地面产量约10.1亿立方米，管输能力为40亿立方米/年，主要集中在沁水盆地南部和鄂尔多斯盆地东缘。
近年煤层气抽采量增长迅速，未来发展之路依然漫长。我国对煤矿瓦斯由以往井下抽放向增强利用率发展，每年抽采量增长约10亿立方米。其中，阳泉、淮南、水城、盘江、松藻、晋城、抚顺、淮北等10个矿业集团年抽采量超过1亿立方米。虽然“十一五”期间发展较快，取得了可喜的成绩，但总体来说，中国煤层气产业化发展仍处于一个较低的水平，产业规模和市场规模相对较小。
我国煤层气探明储量表(资料截至2010年底)
2、制约国内煤层气发展的因素
勘探开发资金投入不足，勘探技术水平低下。截止2008年11月，我国累计投入地面煤层气勘探的资金仅4-5亿元(不包括外资)，且时间跨度长、区域分布广。国家每年给中联煤层气公司的地质勘查费累计约2亿元，但相对于巨大的煤层气资源量和较低的勘探程度，这部分资金投入严重不足，直接限制了煤层气行业的发展。另一方面，煤层气项目开采初期投资高及投资回收期长，增加了开采企业的风险。中国煤层气远景资源量虽然很大，由于勘探资金投入不足，勘探技术水平低下，地质工作程度低，相比美国等煤层气产业化比较成熟的国家，中国的煤层气探明率很低，勘探投入和相关勘探技术都难以满足中国煤层气产业的快速发展需要。
中国煤层气利用率偏低，年产量等指标均低于国外，增产等技术有待进一步提高。2000年我国煤层气利用率接近60%，但近年煤层气利用率呈现出下降的趋势，一直在30%左右，2011年有所上升，但仍低于国外的利用率，抽采技术水平不高以及规模偏小是导致利用率不高的主要原因。虽然我国煤层气资源量多于美国等国，但年产气量、单井产气量、采气速度以及资源探明率等指标远低于他国。资金投入不足，产能建设规模提升较慢，成为影响煤层气发展的重要因素，同时，增产等技术有待进一步提高。
配套基础设施薄弱，运营机制不合理。煤层气的生产从地面生产井或抽放矿井到煤层气集气站，从集气站到处理厂，从处理厂到储存设施、发电厂、长输管线、附近市政燃气管网等过程都必须依赖管网等基础设施。天然气长输管线、市政燃气管网及天然气长输管网、市政燃气管网的管线作为公共基础设施，其建设和运营都应该由政府统一管理。但是，目前我国天然气长输管线由国有石油企业投资运营，煤层气开发企业在管线公平使用准入问题中要面临很多现实的困难，入网后的输送、销售、收益分配等问题亟需解决。与此类似，煤层气发电上网也有同样的问题。截至2010年底，全国煤层气发电总装机容量约100万千瓦。随着煤层气开发进程加快，未来煤层气发电方兴未艾，装机容量未来仍将保持较快增长速度。尽管国家的相关政策中明确了煤层气发电上网的各种规定，由于部门利益、行业保护，煤层气发电上网仍存在重重障碍。
煤层气与煤炭综合开发有待进一步协调。煤层气和煤炭行业的一些技术规范有所差异，贯彻落实“综合勘查，综合评价，综合开发”和“先采气，后采煤”方针时，就必须要求煤炭和煤层气企业做好生产规划的衔接和协调。煤层气与煤炭矿业权重叠的现象很容易引起两类企业之间的矛盾和纠纷，只有及时解决这类问题，才能实现煤层气和煤炭生产的协调发展，创造更好的经济效益，从而推动煤层气开采行业的发展。
三、煤层气行业未来发展趋势
目前，发展非常规能源已成为能源发展的重要议题，作为三大气体能源家族之一的煤层气具有热值高、污染少、安全性高的特点，完全可以成为石油等常规能源的有效替代品。根据国外的经验，国家产业政策对于煤层气的发展至关重要。在预测煤层气发展趋势时，有必要探讨我国的煤层气产业政策走向。
1、煤层气开采政策及走向
“十二五”煤层气目标远远超出市场预期。 “十二五”规划将煤层气开采利用的目标提升到了前所未有的高度：到2015年，我国煤层气新增探明储量1万亿立方米，产量300亿方；瓦斯发电装机容量超过285万千瓦；煤层气开发投资1166亿元，其中井上投资604亿元，井下投资562亿元；建设沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘煤层气产业化基地，并在这两个基地和豫北地区建设13条输气管道，总长2054公里，年输气能力120亿立方米。
煤层气的“十一五”规划与“十二五”规划的比较
规划指标 “十一五”规划 2010年 “十二五”规划
地面钻采 50亿立方米 88亿立方米 160亿立方米
井下开采 50亿立方米 14.5亿立方米 140亿立方米
总产量(合计) 100亿立方米 73.5亿立方米 300亿立方米
新增探明储量 3000亿立方米 1980亿立方米 10000亿立方米
抽采量 50亿立方米以上 75亿立方米
抽采率 40%以上
利用量 80亿立方米以上 36亿立方米 84亿立方米
利用率 60% 40% 60%以上
输气管道 10条 13条
总输气能力 65亿立方米以上
煤层气优惠政策陆续推出，扶持力度逐步加强，迎来高速发展的黄金阶段。“十一五”已有的优惠政策为：煤层气抽采利用享有0.25元/立方米的财政补贴，煤层气发电上网电价比标杆电价高0.25元/千瓦时，煤层气抽采的进口设备享受关税优惠等。放眼未来，国家财税方面的扶持力度将逐步加大，给予企业的优惠政策将进一步推出。“十二五”期间，我国经济继续保持发展态势，工业化和城镇化进程继续加快，能源需求将持续增长。同时，石油天然气供需矛盾突出，对外依存度逐年攀升。煤层气开发利用可有效增加国内能源供应，具有广阔的发展前景。总而言之，煤层气开发有政策多方面支撑，即将迎来高速发展的黄金阶段。
2、未来我国煤层气市场容量和产量预测
