煤层气：非常规天然气产业的

　　1月23日，国务院办公厅发布了国务院关于印发能源发展“十二五”规划的通知。通知显示，根据对“十二五”时期经济社会发展趋势的总体判断，通知从能源消费总量与效率、能源生产与供应能力等方面发布了2015年能源发展的主要目标。其中，通知重点提到要“以煤层气、页岩气、页岩油等矿种区块招标为突破口，允许符合条件的非国有资本进入，推动形成竞争性开发机制。”

　　1月29日，国家能源局发布《煤层气产业政策(征求意见稿)》提出，将强力推进煤层气产业发展，把煤层气产业发展成为重要的新兴能源产业。并将鼓励民间资本、境外资金参与煤层气勘探开发和管网等基础设施建设。业内指出，相关政策推进将对国内煤层气及相关产业发展利好信息。

　　意见稿提出，“十二五”期间，建成沁水盆地和鄂尔多斯600295股吧)盆地东缘煤层气产业化，形成勘探开发、生产加工、输送利用一体化发展的产业体系。再用5至10年时间，新建3至5个产业化，实现煤层气开发利用与工程技术服务、重大装备制造等相关产业协调发展。据了解，2012年我国煤层气(煤矿瓦斯)产量达到125亿立方米，利用总量为52亿立方米，利用率为41.53%。抽采量比2011年略有上升，但利用量不升反降。而根据煤层气开发利用“十二五”规划提出的目标，到2015年，煤层气产量将达300亿立方米。

　　在资金保障方面，意见稿提出，统筹安排中央预算内投资支持煤层气开发利用示范工程、关键技术装备研发和创新能力建设。鼓励民间资本、境外资金参与煤层气勘探开发和管网等基础设施建设。拓宽企业融资渠道，鼓励金融机构按照安全、合规、自主的原则为煤层气项目提供授信支持和金融服务，支持符合条件的煤层气企业发行债券、上市融资。短短一周之内，两大重量级政策继续出台，可见管理层对发展煤层气的决心。随着政策利好的，国内煤层气发展的种种有望逐步松绑，中石油、中联煤等相关企业的积极投入将力推“十二五”煤层气产量创新高，煤层气将成为最先规模化量产的非常规天然气。业内人士认为，随着2013年补贴加大、矿权明确等国家政策的落定，煤层气将具备爆发式增长空间。封一：煤层气：非常规天然气产业的煤层气介绍

　　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。

　　目前世界上共有74个国家蕴藏着煤层气资源，俄罗斯、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。

　　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。

　　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。

　　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%。

　　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。

　　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-输送到河南的煤层气管道。

　　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。

　　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，煤层气产业发展一般分为三个阶段：

　　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、、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。

　　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的政策引导。

　　(1)美国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，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，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的更多，并随通货膨胀率进行调整)，该法颁布10年内，美国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。

　　天然气价格上升促使煤层气快速发展。美国于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)。

　　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。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。

　　对常规天然气的补充需求是煤层气发展的首要驱动力。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。

　　煤层气以机制管理替代微观经济管理。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。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。

　　是全球第四大煤炭生产国，煤炭在一次能源消费中占比达到42%。目前有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。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。

　　人均CO2全球最高，为了改善国内碳排放较高的局面，澳于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。

　　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，截至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(接西气东输线年完成了端氏-晋城-管道和晋城-长治管道，目前总输气能力达到60亿方以上。

　　我国地面开发落后于、；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。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。

　　“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、上下游价格、引入LNG等多手段加以调整；而我们认为煤层气自身的“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。

　　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。

　　对比我国和美国的煤层气产业，上游开发和煤层气经济性是最重要的因素，上游煤层气的开发制度依靠天然气完成，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，我们认为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、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。

　　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。

　　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。

　　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。

　　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。

　　我们认为天然气价格的窗口可能会在近期。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，的成本很高，这也是国家快速推进天然气价格的主要动力。

　　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%。

　　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)，但我们至少可以得到以下结论：1.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。

　　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。

　　我们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，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。

　　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，但这些盆地的储量量比较高，主要产地的储量达到30%左右，渤海湾甚至达到了70%以上。

　　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，我们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%。

　　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%。

　　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。

　　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：

　　(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。

　　地方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，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带来财政收入。

　　天然气获得省级支持，山西省提出“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、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。

　　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、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。

　　“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，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。

　　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。

　　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。

　　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。

　　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。

　　1月23日，国务院办公厅发布了国务院关于印发能源发展“十二五”规划的通知。通知显示，根据对“十二五”时期经济社会发展趋势的总体判断，通知从能源消费总量与效率、能源生产与供应能力等方面发布了2015年能源发展的主要目标。其中，通知重点提到要“以煤层气、页岩气、页岩油等矿种区块招标为突破口，允许符合条件的非国有资本进入，推动形成竞争性开发机制。”1月29日，国家能源局发布《煤层气产业政策(征求......