一、煤層氣：資源量大、分布集中

　　煤層氣（俗稱瓦斯）主要成份是甲烷，其余是二氧化碳、氮氣等。作為自生自儲式的非常規天然氣資源，煤層氣熱值為35800KJ/立方米（相當于1.22kg標準煤），與常規天然氣熱值相當。

　　煤層氣燃燒基本無煙塵，具有清潔、熱值高、優質和安全等特點，主要用做民用燃料，也可用于發電和工業原料；

　中國埋深2000米以淺的煤層氣資源量約36.8萬億立方米，與天然氣儲量相當，位居世界第三。其中，埋深1000米以淺的煤層氣地質資源量占全國總量的38.8%；

　　煤層氣資源分布集中，具備商業化開發價值。其中，煤層氣資源量超過1萬億立方米的盆地共8個，總資源量28萬億立方米，占全國總量的76%。其中，鄂爾多斯(600295,股吧)和沁水盆地是兩個最大的盆地，資源量分別為9.8萬億立方米和3.9萬億立方米，占全國總量的40%，最具商業化開采前景。

　　二、發展動因：起源于安全、發展于環保、著眼于新能源

　　開發煤層氣具有多重積極效應：治理瓦斯災害的安全效應；減排溫室氣體的環保效應；提高高效和潔凈能源的經濟效應。

　　減少瓦斯爆炸事故發生。瓦斯爆炸死亡人數占中國煤礦死亡總人數30%左右，國家相關法律法規強制煤炭開采前和開采過程中對煤礦瓦斯進行抽采，使井下瓦斯抽采率達到一定標準，以確保安全生產；

　　大幅減少碳排放。煤層氣的主要成份-甲烷溫室效應是二氧化碳的20倍，直接排放會污染環境。作為世界上甲烷排放最多的國家，中國占到世界排放總量的40%。2007年，國家出臺的《煤層氣（煤礦瓦斯）排放標準（暫行）》規定：煤礦通風口瓦斯排放氣中甲烷濃度不得高于0.75%，甲烷濃度高于30%的瓦斯禁止直接排空。

　　彌補天然氣的巨大缺口。2007年，中國天然氣首次凈進口，此后天然氣需求缺口迅速擴大。國際能源署（IEA）預測，2015年、2020年、2025年、2030年、2035年中國天然氣需求量將分別達到2470、3350、4300、5350、6340億立方米，需求缺口分別為45%、45%、48%、51%、52%。因成份與天然氣大體相同，故煤層氣可作為天然氣的替代品，其商業化開發對彌補天然氣需求缺口和保障能源安全具有戰略意義。

　　三、美國經驗：世界煤層氣商業化的領先者

　　據國際能源署（IEA）估計，世界煤層氣資源總量約260萬億立方米，其中，俄羅斯、加拿大、中國、美國和澳大利亞等資源量均超過10萬億立方米，美國更是在煤層氣的研究、勘探和開發利用方面處于世界領先地位，是世界煤層氣商業開發最成功的國家，并已在圣胡安、黑勇士、北阿帕拉契亞和粉河等盆地進行大規模開發，煤層氣產量從1989年26億立方米提高到2009年54億立方米；煤層氣產量占天然氣產量比例從1989年不到1%提高2006年10.5%，并穩定在10%上下。我們認為，美國煤層氣產業發展主要得益于良好的開采條件和積極的政策扶持：

　　美國境內分布有多個煤層氣盆地，煤層厚、含氣量高，適宜開采；

　　美國先后出臺《能源政策法》、《能源以外獲利法》、《氣候變化行動計劃》支持煤層氣開發等；并且，通過立法取消對天然氣價格的管制，使得煤層氣與天然氣一樣采用市場定價體系，令煤層氣開采具備商業價值；

　　美國具有覆蓋全國的、發達的天然氣管道系統，擁有11個大的天然氣進出口通道，超過210個天然氣管道系統，30多萬英里的州際和州內天然氣輸送管道，超過1400個天然氣壓縮站和400個地下天然氣儲存設施。

　　四、中國現狀：煤層氣產業仍然處于發展初期

　　與美國相比，我們認為中國煤層氣產業還處于發展初期，主要在于：

　　尚需開發適應中國地質條件的鉆井技術；

　　地面抽采量占比有待進一步提高；

　　低濃度瓦斯輸送技術廣泛應用尚需時間；

　　煤層氣產業化尚需完善的管道網絡和低濃度煤層氣發電技術。

　　4.1中國煤層氣產業處于發展初期

　　近年來，中國煤層氣產業快速發展，煤層氣抽采量與利用量都有大幅度增長。2001-2010年，盡管中國煤層氣抽采量復合增長率超過25%，但并未改變煤層氣產業仍然處于初期階段的事實。從絕對量來看，煤層氣2010年抽采量僅88億立方米，利用量僅36億立方米，抽采利用率僅41%，利用量占天然氣比例不足4%。

　　4.2鉆井技術：多分支水平井應用前景更為遠大

　　在中國，煤層氣開采主要采用兩種技術：直井鉆井技術和多分支水平井技術。

　　?直井鉆井技術最成熟，應用也最普遍。但是，直井技術的缺點在于不能克服儲集層低滲、低壓的不利影響，單井產量有待提高。

　　?“三低一高”（低儲集層壓力、低滲透率、低含氣飽和度和高含氣量）的資源賦存條件決定了多分支水平井更適合中國。與直井技術相比，多分支水平井具有單井日產量高、采氣速率高、采收率高以及可采儲量大等諸多優點。

　　?多分支水平井投入產出比更高。根據美國經驗，多分支水平井單井日均產量是直井的3-5倍，采氣速率是直井的10倍，采收率是直井的1-2倍，可采儲量是直井的3-4倍。并且，多分支水平井單井鉆井成本約150萬美元，為直井的1.5-2.5倍。不難看出，水平井的采氣成本僅為直井的25%-50%，投入產出比更高。我們認為，水平鉆井技術的成熟和煤層氣地質資料的完善決定了多分支水平井將在中國煤層氣開采中得到廣泛應用，開采成本也將大幅下降。

　　4.3抽采模式：地面鉆井抽采比例上升，將成為煤層氣主要抽采方式

　　煤層氣抽采主要分為井下抽采和地面鉆井抽采等兩種模式。井下抽采是從巷道向煤層鉆孔，抽出正在采掘或準備采掘煤層內的煤層氣并進行利用，使巷道或采掘工作面的瓦斯濃度符合安全標準要求。地面鉆井抽采是通過地面鉆井，通過對煤層的抽吸或排水，使其壓力降低到解析壓力以下，然后通過井筒輸出煤層氣。

　　井下抽采是當前中國煤層氣抽采的主要方式。據統計，井下抽采量超過煤層氣總抽采量的80%，但缺點在于井下采出的煤層氣甲烷含量低，不利于集輸與利用。井下抽采的目的在于保證安全生產，而非商業化開采。

　　地面鉆井抽采是國外煤層氣抽采的主要方式。以美國、澳大利亞和加拿大為例，其煤層氣地面鉆井抽采量占抽采總量的90%左右。與井下抽采相比，地面抽采的煤層氣甲烷含量高，更易實現商業化開發。

　　4.4集輸環節：低濃度瓦斯輸送技術可提高煤層氣利用率

　　盡管中國煤層氣抽采量猛增，但利用率依然偏低，平均利用率僅35%，原因在于：

　　低濃度瓦斯輸送難度大且輸送成本高。中國主要以井下抽采為主，煤層氣濃度接近5-16%的爆炸極限，導致輸送難度較大，輸送成本也高；

　　瓦斯直接排放成本低。井下抽采大多是煤炭企業為確保安全生產達標而進行的抽采，采氣量較小，也不是其主營業務。與煤炭生產相比，其利潤率低甚至虧本，且國家規定甲烷濃度低于30%的煤層氣可以直接排放，因而導致大多數煤炭企業重抽采、輕利用，為降低成本而將抽采的煤層氣直接排放。可喜的是，中國已經成功開發出低濃度瓦斯輸送技術，令輸送成本大大降低，使得井下抽采具備一定盈利能力，進而提高煤層氣抽采利用率。

　　4.5利用環節：民用燃料看管道建設，煤層氣發電技術取得突破

　　目前，中國用于民用燃料的煤層氣比例約占利用總量的58%，用于發電的煤層氣占比約為31%，用于工業鍋爐、工業原料與汽車燃料約為11%。因此，管道建設和煤層氣發電技術的突破是煤層氣開采利用的極其重要的環節。

　　管道建設獲得突破。目前，中國天然氣輸氣管道主干線達到1.2萬公里，支線3.8萬公里，尤其是西氣東輸一線和二線均經過煤層氣的主要聚集區-鄂爾多斯盆地和沁水盆地，對煤層氣開采與市場銜接具有至關重要的意義。

　　??煤層氣發電技術亦獲得突破。目前，中國已成功開發出中高濃度（甲烷濃度>30%）、低濃度（1%<甲烷濃度<30%）和極低濃度（甲烷濃度<1%）煤礦區煤層氣發電技術，而且國家對煤層氣發電實行優先上網的政策扶持，電價比一般電價高0.25元/千瓦時，煤層氣市場化趨勢促進煤層氣需求的增長。因此，在國家政策的積極扶持下，預計煤層氣開發將于“十二五”期間高速發展，并且開采量提升會促進煤層氣下游設備的需求，下游景氣可期。

　　五、煤層氣：2015年市場容量260-600億元

　　煤層氣和天然氣在成份和熱值上的高度相似使得煤層氣成為彌補天然氣需求缺口的首選能源。根據美國煤層氣開采狀況，我們從煤層氣與天然氣比例以及煤層氣對天然氣需求缺口的補充等角度來測算中國煤層氣的市場容量。

　　5.12015年：中國煤層氣需求220億立方米，市場價值438億元

　　5.1.1煤層氣/天然氣的比例預計可達20%

　　根據相關數據，美國煤層氣產量占天然氣比例從1989年的0.5%提高到2004年的10%，平均每年提高0.6個百分點，目前穩定在10%左右。中國煤層氣儲量為美國的2倍，但天然氣儲量僅為美國的1/2，故我們預計中國煤層氣占天然氣的比例將最終穩定在20%附近，每年提高1-1.2個百分點。2010年中國煤層氣實際利用量與天然氣產量的比例為3.8%，預計中國2015年、2020年、2025年、2030年、2035年煤層氣占天然氣總需求量的百分比分別為9.8%、15.8%、20%、20%、20%。

　　5.1.2天然氣價格逐漸上升

　　國際能源署（IEA）發布的《2011世界能源展望》預計世界主要天然氣進口國家和地區天然氣進口價格將逐漸上升，并且進口天然氣量占比提高，因此，中國天然氣價格將隨進口天然氣價格的變化而變化。無論是從天然氣的進口地還是天然氣的運輸路線，中國都與日本類似，因此我們有理由相信中國與日本未來的天然氣進口價格一致。我們預計，中國天然氣進口價格在2015年、2020年、2025年、2030年、2035年分別為0.51、0.56、0.6、0.63、0.64美元/立方。

　　5.1.3從煤層氣占比角度：2015年煤層氣市場容量267億元

　　根據國際能源署（IEA）發布的2011世界能源展望對中國未來天然氣需求量的預測，我們預計中國2010-2015、2015-2020、2020-2025、2025-2030、2030-2035年煤層氣市場容量CAGR分別為45%、21%、18%、5%、3%。到2015年，中國煤層氣需求量將達到134億立方米，市場價值達到267億元。

　　5.2從天然氣需求缺口：中國煤層氣2015年市場容量219-656億元

　　從天然氣需求缺口角度，我們預計2010-2015、2015-2020、2020-2025、2025-2030、2030-2035年煤層氣市場的CAGR分別為60%、10%、16%、6%、5%。如果煤層氣能彌補中國天然氣缺口的20%，到2015年，中國煤層氣需求量將達到220億立方米，市場價值達到438億元。

　　六、煤層氣產業“十二五”期間將迎來飛躍式發展

　　我們認為，“十一五”期間制約煤層氣產業發展的管網落后、礦權重疊、技術和天然氣價格管制等因素在“十二五”期間有望逐漸消除。政策扶持力度的加大將促使煤層氣產業在“十二五”期間引來飛躍式發展，我們認為“十二五”規劃的210億立方米的煤層氣抽采目標有望順利完成。

　　6.1管網落后、礦權重疊、技術和氣價管制約束煤層氣發展

　　《煤層氣（煤礦瓦斯）開發利用“十一五”規劃》（以下簡稱“十一五”規劃）提出“2010年，全國煤層氣（煤礦瓦斯）產量達到100億立方米，其中，地面抽采煤層氣50億立方米，利用率100%；井下抽采瓦斯50億立方米，利用率60%以上”。但中國煤層氣2010年實際抽采量僅有88億立方米，其中，地面抽采量14.5億立方米，利用率70%；井下抽采量73.5億立方米，利用率35%。

　　造成“十一五”規劃目標未能完成的原因主要有以下幾個方面。

　　市場是驅動煤層氣產業發展的最終動力，管道是連接煤層氣生產與消費市場的橋梁，雖然中國西氣東輸一線和二線兩條主管道經過鄂爾多斯盆地和沁水盆地兩個主要的煤層氣產區，但是由于支線管道建設力度跟不上，管道仍然是制約煤層氣產業發展的主要因素之一。“十一五”期間規劃建設的主要煤層氣輸氣管道10條，線路全長1441公里，設計總輸氣能力65億立方米，總投資31億元人民幣，截至到“十一五”末，有些規劃中提出必須建設的管道雖然最終完成，但完成時間比原計劃要晚；有些“十一五”規劃計劃建設但需

　　視煤層氣開發情況進一步論證的管道則最終并未能開工建設；

　　煤炭和煤層氣采礦權分離。作為同一儲層相伴而生的礦產資源，煤炭和煤層氣的采礦權本應歸屬于同一主體才能做到抽采結合，實現資源的有效配置。但煤層氣在中國屬于國家一級管理礦種，由國土資源部管理；而大部分煤炭資源的探礦權和采礦權則由所在地方政府管理。礦種的共生性和礦產管理的分離造成采礦權的重疊。2007年，中國煤層氣礦業權有100（探礦權98個，采礦權2個），面積6.5萬平方公里，但其中有88個煤層氣探礦權與1406個煤炭礦業權重疊，重疊面積達1.2萬平方公里。盡管國土資源部確定了“先采氣、后采煤”的原則，但這一問題在“十一五”后期解決，礦權重疊仍然成為“十一五”期間制約煤層氣產業發展的重要因素；

　　“三低一高”的儲存特征決定中國煤層氣開采需要技術含量更高、更加昂貴的多分支水平井，而多分支水平井技術難度高，盡管在“十一五”后期取得一定突破，但技術仍不成熟，廣泛應用于不同地質條件的煤層氣開采尚需時間。并且，現階段中國煤層氣地質資料并不健全，多分支井的高技術難度在地質資料不足的情況下風險要高于垂直井；

　　長期的天然氣價格管制令煤層氣價格長期處于低位，煤層氣開采企業長期虧損（環能國際、綠龍煤氣、遠東能源、中國油氣控股），進而導致企業缺乏開發煤層氣的意愿。

　　6.2能源安全倒逼政府加大煤層氣產業扶持力度

　　過去三十年，經濟快速發展決定能源消費高速增長，進而使中國基礎能源對外依存度快速上升，已經超過歐美等發達國家。自1993年開始，中國變成石油凈進口國，2011年上半年石油對外依存度達55.2%；自2007年開始，中國變成天然氣凈進口國，2011年上半年對外依存度已超過15%，上升速度遠遠石油。中國基礎能源對外依存度過高將嚴重威脅能源安全，從俄羅斯和歐洲天然氣價格爭端來看，與石油相比，天然氣對國家能源安全的威脅更加嚴重，這將倒逼政府加大天然氣及其替代品的開發力度。因此，基于保證能源安全問題、加快利用國內潛在豐富煤層氣資源的考慮，政府勢必會采取鼓勵措施、支持加快煤層氣商業化開采的進程。即將出臺的煤層氣產業“十二五”規劃提出，到2015年中國煤層

　　氣抽采量將達到210億立方米，其中地面抽采量達到90億立方米。

　　6.3天然氣定價機制改革將有助于煤層氣產業的發展

　　為促進煤層氣產業發展，國家實行放開煤層氣價格的政策，但作為天然氣的替代品，長期的天然氣價格管制則壓制煤層氣的價格，不利于煤層氣產業的發展。據測算，煤層氣井口價達到7美元/千立方英尺（約合1.58元/立方米）時，多分支水平井單井開采的IRR才能達到30%左右，風險與收益才能平衡。但是，綠龍煤氣2010年報顯示，其煤層氣井口價為1.45元/立方米，盡管比2009年上升32.9%，但仍然在盈虧平衡點之下。2010年6月1日零時起，中國國產陸上天然氣出廠基準價由0.925元/立方米提高到1.155元，提高0.23元/立方米，提價幅度24.9%。但與其他主要一次能源價格相比，天然氣價格被明顯低估，這種價格低估的情況長期來看是難以持續的。而且隨著中國進口天然氣的逐漸增加，進口天然氣在中國天然氣需求總量中的比重將逐漸增加，進口天然氣與國產天然氣的價差將使天然氣價格管制越來越困難，因此中長期看，國內天然氣價格處于上升通道。天然氣價格的上漲將帶動煤層氣價格上漲，使煤層氣開采利潤逐漸上升，從而促進煤層氣產業的發展。

　　6.4煤層氣輸氣管道建設有望加速

　　“十一五”煤層氣規劃目標未完成的原因之一是管道建設乏力，但“十二五”管道建設明顯提速，預計2009-2015年新增管道里程高達23170公里。作為煤層氣開發的重點省份，山西省將建設35公里長的煤層氣管道連接西氣東輸管道，預計年輸氣量可達30億立方米，其他煤層氣支線管道也在籌備建設中。另外，中聯煤計劃在“端氏—博愛”管線末端繼續實施“沁氣南下”計劃，將管線延伸至湖南長沙，未來可能抵達江西、廣東等省，設計長度近1000公里，年輸送能力預計達40億立方米，主體管道將于“十二五”末建成投產。

來源：和訊網