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?dú)獾�。作為自生自�?chǔ)式的非常規(guī)天然氣資源，煤層氣熱值為35800KJ/立方米（相當(dāng)于1.22kg標(biāo)準(zhǔn)煤），與常規(guī)天然氣熱值相當(dāng)。

　　煤層氣燃燒基本無煙塵，具有清潔、熱值高、優(yōu)質(zhì)和安全等特點(diǎn)，主要用做民用燃料，也可用于發(fā)電和工業(yè)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(chǔ)量相當(dāng)，位居世界第三。其中，埋深1000米以淺的煤層氣地質(zhì)資源量占全國總量的38.8%；

　　煤層氣資源分布集中，具備商業(yè)化開發(fā)價(jià)值。其中，煤層氣資源量超過1萬億立方米的盆地共8個(gè)，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(gè)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(yè)化開采前景。

　　二、發(fā)展動(dòng)因：起源于安全、發(fā)展于環(huán)保、著眼于新能源

　　開發(fā)煤層氣具有多重積極效應(yīng)：治理瓦斯災(zāi)害的安全效應(yīng)；減排溫室氣體的環(huán)保效應(yīng)；提高高效和潔凈能源的經(jīng)濟(jì)效應(yīng)。

　　減少瓦斯爆炸事故發(fā)生。瓦斯爆炸死亡人數(shù)占中國煤礦死亡總?cè)藬?shù)30%左右，國家相關(guān)法律法規(guī)強(qiáng)制煤炭開采前和開采過程中對煤礦瓦斯進(jìn)行抽采，使井下瓦斯抽采率達(dá)到一定標(biāo)準(zhǔn)，以確保安全生產(chǎn)；

　　大幅減少碳排放。煤層氣的主要成份-甲烷溫室效應(yīng)是二氧化碳的20倍，直接排放會(huì)污染環(huán)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(tái)的《煤層氣（煤礦瓦斯）排放標(biāo)準(zhǔn)（暫行）》規(guī)定：煤礦通風(fēng)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(bǔ)天然氣的巨大缺口。2007年，中國天然氣首次凈進(jìn)口，此后天然氣需求缺口迅速擴(kuò)大。國際能源署（IEA）預(yù)測，2015年、2020年、2025年、2030年、2035年中國天然氣需求量將分別達(dá)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(yè)化開發(fā)對彌補(bǔ)天然氣需求缺口和保障能源安全具有戰(zhàn)略意義。

　　三、美國經(jīng)驗(yàn)：世界煤層氣商業(yè)化的領(lǐng)先者

　　據(jù)國際能源署（IEA）估計(jì)，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(fā)利用方面處于世界領(lǐng)先地位，是世界煤層氣商業(yè)開發(fā)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(jìn)行大規(guī)模開發(fā)，煤層氣產(chǎn)量從1989年26億立方米提高到2009年54億立方米；煤層氣產(chǎn)量占天然氣產(chǎn)量比例從1989年不到1%提高2006年10.5%，并穩(wěn)定在10%上下。我們認(rèn)為，美國煤層氣產(chǎn)業(yè)發(fā)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(nèi)分布有多個(gè)煤層氣盆地，煤層厚、含氣量高，適宜開采；

　　美國先后出臺(tái)《能源政策法》、《能源以外獲利法》、《氣候變化行動(dòng)計(jì)劃》支持煤層氣開發(fā)等；并且，通過立法取消對天然氣價(jià)格的管制，使得煤層氣與天然氣一樣采用市場定價(jià)體系，令煤層氣開采具備商業(yè)價(jià)值；

　　美國具有覆蓋全國的、發(fā)達(dá)的天然氣管道系統(tǒng)，擁有11個(gè)大的天然氣進(jìn)出口通道，超過210個(gè)天然氣管道系統(tǒng)，30多萬英里的州際和州內(nèi)天然氣輸送管道，超過1400個(gè)天然氣壓縮站和400個(gè)地下天然氣儲(chǔ)存設(shè)施。

　　四、中國現(xiàn)狀：煤層氣產(chǎn)業(yè)仍然處于發(fā)展初期

　　與美國相比，我們認(rèn)為中國煤層氣產(chǎn)業(yè)還處于發(fā)展初期，主要在于：

　　尚需開發(fā)適應(yīng)中國地質(zhì)條件的鉆井技術(shù)；

　　地面抽采量占比有待進(jìn)一步提高；

　　低濃度瓦斯輸送技術(shù)廣泛應(yīng)用尚需時(shí)間；

　　煤層氣產(chǎn)業(yè)化尚需完善的管道網(wǎng)絡(luò)和低濃度煤層氣發(fā)電技術(shù)。

　　4.1中國煤層氣產(chǎn)業(yè)處于發(fā)展初期

　　近年來，中國煤層氣產(chǎn)業(yè)快速發(fā)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(fù)合增長率超過25%，但并未改變煤層氣產(chǎn)業(yè)仍然處于初期階段的事實(shí)。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(shù)：多分支水平井應(yīng)用前景更為遠(yuǎn)大

　　在中國，煤層氣開采主要采用兩種技術(shù)：直井鉆井技術(shù)和多分支水平井技術(shù)。

　　?直井鉆井技術(shù)最成熟，應(yīng)用也最普遍。但是，直井技術(shù)的缺點(diǎn)在于不能克服儲(chǔ)集層低滲、低壓的不利影響，單井產(chǎn)量有待提高。

　　?“三低一高”（低儲(chǔ)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(shù)相比，多分支水平井具有單井日產(chǎn)量高、采氣速率高、采收率高以及可采儲(chǔ)量大等諸多優(yōu)點(diǎn)。

　　?多分支水平井投入產(chǎn)出比更高。根據(jù)美國經(jīng)驗(yàn)，多分支水平井單井日均產(chǎn)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(chǔ)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(chǎn)出比更高。我們認(rèn)為，水平鉆井技術(shù)的成熟和煤層氣地質(zhì)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(yīng)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(zhǔn)備采掘煤層內(nèi)的煤層氣并進(jìn)行利用，使巷道或采掘工作面的瓦斯?jié)舛确�合安全�?biāo)準(zhǔn)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(dāng)前中國煤層氣抽采的主要方式。據(jù)統(tǒng)計(jì)，井下抽采量超過煤層氣總抽采量的80%，但缺點(diǎn)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(chǎn)，而非商業(yè)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(shí)現(xiàn)商業(yè)化開發(fā)。

　　4.4集輸環(huán)節(jié)：低濃度瓦斯輸送技術(shù)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(dǎo)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(yè)為確保安全生產(chǎn)達(dá)標(biāo)而進(jìn)行的抽采，采氣量較小，也不是其主營業(yè)務(wù)。與煤炭生產(chǎn)相比，其利潤率低甚至虧本，且國家規(guī)定甲烷濃度低于30%的煤層氣可以直接排放，因而導(dǎo)致大多數(shù)煤炭企業(yè)重抽采、輕利用，為降低成本而將抽采的煤層氣直接排放�？上驳氖�，中國已經(jīng)成功開發(fā)出低濃度瓦斯輸送技術(shù)，令輸送成本大大降低，使得井下抽采具備一定盈利能力，進(jìn)而提高煤層氣抽采利用率。

　　4.5利用環(huán)節(jié)：民用燃料看管道建設(shè)，煤層氣發(fā)電技術(shù)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(fā)電的煤層氣占比約為31%，用于工業(yè)鍋爐、工業(yè)原料與汽車燃料約為11%。因此，管道建設(shè)和煤層氣發(fā)電技術(shù)的突破是煤層氣開采利用的極其重要的環(huán)節(jié)。

　　管道建設(shè)獲得突破。目前，中國天然氣輸氣管道主干線達(dá)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(jīng)過煤層氣的主要聚集區(qū)-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(guān)重要的意義。

　　??煤層氣發(fā)電技術(shù)亦獲得突破。目前，中國已成功開發(fā)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(qū)煤層氣發(fā)電技術(shù)，而且國家對煤層氣發(fā)電實(shí)行優(yōu)先上網(wǎng)的政策扶持，電價(jià)比一般電價(jià)高0.25元/千瓦時(shí)，煤層氣市場化趨勢促進(jìn)煤層氣需求的增長。因此，在國家政策的積極扶持下，預(yù)計(jì)煤層氣開發(fā)將于“十二五”期間高速發(fā)展，并且開采量提升會(huì)促進(jìn)煤層氣下游設(shè)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(bǔ)天然氣需求缺口的首選能源。根據(jù)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(bǔ)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(jià)值438億元

　　5.1.1煤層氣/天然氣的比例預(yù)計(jì)可達(dá)20%

　　根據(jù)相關(guān)數(shù)據(jù)，美國煤層氣產(chǎn)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(gè)百分點(diǎn)，目前穩(wěn)定在10%左右。中國煤層氣儲(chǔ)量為美國的2倍，但天然氣儲(chǔ)量僅為美國的1/2，故我們預(yù)計(jì)中國煤層氣占天然氣的比例將最終穩(wěn)定在20%附近，每年提高1-1.2個(gè)百分點(diǎn)。2010年中國煤層氣實(shí)際利用量與天然氣產(chǎn)量的比例為3.8%，預(yù)計(jì)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(jià)格逐漸上升

　　國際能源署（IEA）發(fā)布的《2011世界能源展望》預(yù)計(jì)世界主要天然氣進(jìn)口國家和地區(qū)天然氣進(jìn)口價(jià)格將逐漸上升，并且進(jìn)口天然氣量占比提高，因此，中國天然氣價(jià)格將隨進(jìn)口天然氣價(jià)格的變化而變化。無論是從天然氣的進(jìn)口地還是天然氣的運(yùn)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(jìn)口價(jià)格一致。我們預(yù)計(jì)，中國天然氣進(jìn)口價(jià)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(jù)國際能源署（IEA）發(fā)布的2011世界能源展望對中國未來天然氣需求量的預(yù)測，我們預(yù)計(jì)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(dá)到134億立方米，市場價(jià)值達(dá)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(yù)計(jì)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(bǔ)中國天然氣缺口的20%，到2015年，中國煤層氣需求量將達(dá)到220億立方米，市場價(jià)值達(dá)到438億元。

　　六、煤層氣產(chǎn)業(yè)“十二五”期間將迎來飛躍式發(fā)展

　　我們認(rèn)為，“十一五”期間制約煤層氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展的管網(wǎng)落后、礦權(quán)重疊、技術(shù)和天然氣價(jià)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(chǎn)業(yè)在“十二五”期間引來飛躍式發(fā)展，我們認(rèn)為“十二五”規(guī)劃的210億立方米的煤層氣抽采目標(biāo)有望順利完成。

　　6.1管網(wǎng)落后、礦權(quán)重疊、技術(shù)和氣價(jià)管制約束煤層氣發(fā)展

　　《煤層氣（煤礦瓦斯）開發(fā)利用“十一五”規(guī)劃》（以下簡稱“十一五”規(guī)劃）提出“2010年，全國煤層氣（煤礦瓦斯）產(chǎn)量達(dá)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(shí)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(guī)劃目標(biāo)未能完成的原因主要有以下幾個(gè)方面。

　　市場是驅(qū)動(dòng)煤層氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展的最終動(dòng)力，管道是連接煤層氣生產(chǎn)與消費(fèi)市場的橋梁，雖然中國西氣東輸一線和二線兩條主管道經(jīng)過鄂爾多斯盆地和沁水盆地兩個(gè)主要的煤層氣產(chǎn)區(qū)，但是由于支線管道建設(shè)力度跟不上，管道仍然是制約煤層氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展的主要因素之一�！笆�一五”期間規(guī)劃建設(shè)的主要煤層氣輸氣管道10條，線路全長1441公里，設(shè)計(jì)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(guī)劃中提出必須建設(shè)的管道雖然最終完成，但完成時(shí)間比原計(jì)劃要晚；有些“十一五”規(guī)劃計(jì)劃建設(shè)但需

　　視煤層氣開發(fā)情況進(jìn)一步論證的管道則最終并未能開工建設(shè)；

　　煤炭和煤層氣采礦權(quán)分離。作為同一儲(chǔ)層相伴而生的礦產(chǎn)資源，煤炭和煤層氣的采礦權(quán)本應(yīng)歸屬于同一主體才能做到抽采結(jié)合，實(shí)現(xiàn)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(quán)和采礦權(quán)則由所在地方政府管理。礦種的共生性和礦產(chǎn)管理的分離造成采礦權(quán)的重疊。2007年，中國煤層氣礦業(yè)權(quán)有100（探礦權(quán)98個(gè)，采礦權(quán)2個(gè)），面積6.5萬平方公里，但其中有88個(gè)煤層氣探礦權(quán)與1406個(gè)煤炭礦業(yè)權(quán)重疊，重疊面積達(dá)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(quán)重疊仍然成為“十一五”期間制約煤層氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展的重要因素；

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

　　長期的天然氣價(jià)格管制令煤層氣價(jià)格長期處于低位，煤層氣開采企業(yè)長期虧損（環(huán)能國際、綠龍煤氣、遠(yuǎn)東能源、中國油氣控股），進(jìn)而導(dǎo)致企業(yè)缺乏開發(fā)煤層氣的意愿。

　　6.2能源安全倒逼政府加大煤層氣產(chǎn)業(yè)扶持力度

　　過去三十年，經(jīng)濟(jì)快速發(fā)展決定能源消費(fèi)高速增長，進(jìn)而使中國基礎(chǔ)能源對外依存度快速上升，已經(jīng)超過歐美等發(fā)達(dá)國家。自1993年開始，中國變成石油凈進(jìn)口國，2011年上半年石油對外依存度達(dá)55.2%；自2007年開始，中國變成天然氣凈進(jìn)口國，2011年上半年對外依存度已超過15%，上升速度遠(yuǎn)遠(yuǎn)石油。中國基礎(chǔ)能源對外依存度過高將嚴(yán)重威脅能源安全，從俄羅斯和歐洲天然氣價(jià)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(yán)重，這將倒逼政府加大天然氣及其替代品的開發(fā)力度。因此，基于保證能源安全問題、加快利用國內(nèi)潛在豐富煤層氣資源的考慮，政府勢必會(huì)采取鼓勵(lì)措施、支持加快煤層氣商業(yè)化開采的進(jìn)程。即將出臺(tái)的煤層氣產(chǎn)業(yè)“十二五”規(guī)劃提出，到2015年中國煤層

　　氣抽采量將達(dá)到210億立方米，其中地面抽采量達(dá)到90億立方米。

　　6.3天然氣定價(jià)機(jī)制改革將有助于煤層氣產(chǎn)業(yè)的發(fā)展

　　為促進(jìn)煤層氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展，國家實(shí)行放開煤層氣價(jià)格的政策，但作為天然氣的替代品，長期的天然氣價(jià)格管制則壓制煤層氣的價(jià)格，不利于煤層氣產(chǎn)業(yè)的發(fā)展。據(jù)測算，煤層氣井口價(jià)達(dá)到7美元/千立方英尺（約合1.58元/立方米）時(shí)，多分支水平井單井開采的IRR才能達(dá)到30%左右，風(fēng)險(xiǎn)與收益才能平衡。但是，綠龍煤氣2010年報(bào)顯示，其煤層氣井口價(jià)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(diǎn)之下。2010年6月1日零時(shí)起，中國國產(chǎn)陸上天然氣出廠基準(zhǔn)價(jià)由0.925元/立方米提高到1.155元，提高0.23元/立方米，提價(jià)幅度24.9%。但與其他主要一次能源價(jià)格相比，天然氣價(jià)格被明顯低估，這種價(jià)格低估的情況長期來看是難以持續(xù)的。而且隨著中國進(jìn)口天然氣的逐漸增加，進(jìn)口天然氣在中國天然氣需求總量中的比重將逐漸增加，進(jìn)口天然氣與國產(chǎn)天然氣的價(jià)差將使天然氣價(jià)格管制越來越困難，因此中長期看，國內(nèi)天然氣價(jià)格處于上升通道。天然氣價(jià)格的上漲將帶動(dòng)煤層氣價(jià)格上漲，使煤層氣開采利潤逐漸上升，從而促進(jìn)煤層氣產(chǎn)業(yè)的發(fā)展。

　　6.4煤層氣輸氣管道建設(shè)有望加速

　　“十一五”煤層氣規(guī)劃目標(biāo)未完成的原因之一是管道建設(shè)乏力，但“十二五”管道建設(shè)明顯提速，預(yù)計(jì)2009-2015年新增管道里程高達(dá)23170公里。作為煤層氣開發(fā)的重點(diǎn)省份，山西省將建設(shè)35公里長的煤層氣管道連接西氣東輸管道，預(yù)計(jì)年輸氣量可達(dá)30億立方米，其他煤層氣支線管道也在籌備建設(shè)中。另外，中聯(lián)煤計(jì)劃在“端氏—博愛”管線末端繼續(xù)實(shí)施“沁氣南下”計(jì)劃，將管線延伸至湖南長沙，未來可能抵達(dá)江西、廣東等省，設(shè)計(jì)長度近1000公里，年輸送能力預(yù)計(jì)達(dá)40億立方米，主體管道將于“十二五”末建成投產(chǎn)。

來源：和訊網(wǎng)