煤层气

摘要：煤层气作为天然气的战略补充，在能源结构调整和“双碳”目标驱动下，在保障国家能源安全方面发挥着越来越重要的作用。数据显示，全国煤层气产量由2015年63.4亿立方米增长至2022年的115.5亿立方米，共建成沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘2个煤层气产业基地。目前全国煤层气抽采利用量仍较低，储采比高，后续可开采空间大，具备广阔的开发前景。

一、定义及分类

煤层气主要成分为甲烷（CH4），俗称为“瓦斯”，与煤炭伴生，是以吸附状态储存于煤层内的非常规天然气；其与页岩气、天然气成分相似，均以甲烷为主，因此可依靠天然气管网进行运输。煤层气燃烧产物为水和二氧化碳，几乎不会产生其他任何废气，属于清洁能源，主要用于工业燃料、化工、发电和居民生活燃料等。煤层气按照其来源一般分为原始煤层煤层气、煤矿区煤层气、采动区煤层气和矿井通风瓦斯气4种。

二、行业政策

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，非常规天然气也迎来加快发展的重要机遇期。2022年国家发改委、国家能源局出台《“十四五”现代能源体系规划》明确指出要增强油气供应能力，积极扩大非常规资源勘探开发，加快页岩油、页岩气、煤层气开发力度。2023年1月《山西省煤层气资源勘查开发规划（2021—2025年）》正式印发实施，明确了“十四五”主要目标，即到2025年，力争煤层气新增探明地质储量5000亿至8000亿立方米，累计超过1.5万亿立方米，达到1.6亿至2.0万亿立方米，煤层气抽采量达到200亿至250亿立方米。未来将继续拓展深层煤层气产能建设，实施稳步发展，力争规模和效益突破。国家及地方一系列政策的出台有利于推动煤层气行业步入快速发展阶段。

三、发展历程

我国拥有丰富的煤层气资源，目前处于行业发展的初级阶段。20世纪50-70年代，煤层气作为一种危险物质存在于煤矿开采环节中，主要是将之直接排向大气，从而减少煤矿安全事故的发生；20世纪70年代末期，随着煤矿瓦斯抽放工作的展开，煤层气变害为利成为生活、工业燃料以及化工原料；80年代，我国开始在抚顺、阳泉等地开展地面钻井开采利用技术试验。直到20世纪90年代，煤矿井下煤层气抽采利用工作已经在高瓦斯大型煤普遍开采。但总体来讲我国煤层气发展还处于初级阶段，未来还有非常大的提升空间。

四、行业风险

1、市场风险

煤层气产业是新兴产业，发展煤层气产业对保障煤矿安全生产、优化能源结构、保护生态环境具有重要的意义。煤层气作为一种清洁环保型能源，也存在供求变化、价格波动等市场风险因素，这些因素会对煤层气开发项目的利润变动造成一定影响，增加成本回收风险。

2、安全生产风险

煤层气增压、压缩、管道输送和危化品运输等环节存在泄漏风险，钻井、压裂、检维修等生产作业环节存在机械伤害、起重伤害、物体打击、触电、高处坠落等风险，液化环节存在中毒窒息、冻伤风险，处于山区、林区生产现场存在洪涝和森林火灾风险，煤层气公司机动车辆在行驶中存在车辆损伤风险。

3、政策风险

国家对煤层气开发项目的政策扶持或者政策约束会影响煤层气开发的经济效益，煤层气开发技术要求高、投资回收期长，需要政府给予大力扶持。国家已出台煤层气开发补贴、增值税先征后退等优惠政策，形成了政策扶持体系，但在财政补贴方面，在国家奖补总额和奖补气量无法准确预计的情况下，煤层气企业实际享受补贴的额度存在一定的不确定性。总体来看，目前国家对煤层气行业支持力度较大，但不排除未来国家产业政策发生变化，或相关部门的优惠政策发生重大变化的可能性，从而影响煤层气公司的生产经营，进而对煤层气公司业绩造成影响。

4、资源勘查风险

煤层气资源勘查是煤层气规模化开发的先决条件，但由于地质条件的复杂性和认识地下地质规律的局限性，在地质勘探中，人们对储量等指标的认识判断都要借助先进的现代科学和成熟的地质知识，而在实际勘验中并无法保证技术水平与知识经验的准确度能够准确无误地进行预测，实际勘查结果与预测的煤层气资源量可能存在偏差，对于储量等指标的预测具有一定的不确定性。且煤层气勘探开发技术和装备对不同地质条件的适应性也不相同，特别是在深部煤层气勘探开发技术方面仍然存在未彻底解决的瓶颈，勘探开发成本高、试验井日均产量低等问题亟待解决。

五、产业链

1、行业产业链分析

煤层气行业的上游产业主要包括煤层气开采，中游煤层气的储存、运输和分销，下游为管道运营商、天然气需求庞大地区（包括主要工业城市）的天然气运营商及众多工业客户。

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，与天然气和页岩气一起运输。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。

2、行业领先企业分析

（1）新疆鑫泰天然气股份有限公司

新疆鑫泰天然气股份有限公司主要从事城市天然气的输配、销售、入户安装以及煤层气开采业务。目前，新天然气城市燃气业务的经营区域在新疆省内，煤层气开采销售业务的经营区域在山西省及周边区域。2018年，新天然气成功要约收购了亚美能源后，取得了上游煤层气资源的开发运营，实现从区域性向全国性的重大转变。四年来，新天然气依托自有气源优势，持续推进技术创新，凭借先进的煤层气开采技术不断增储上产，实现了煤层气量价齐升的良好局面。数据显示，2022年新天然气营业收入为34.16亿元，同比增长30.54%，其中煤层气开采及销售行业收入为25.68亿元，同比增长47.66%，主要原因是2022年公司天然气销量和价格较2021年同期都有所增长。

（2）山西蓝焰控股股份有限公司

山西蓝焰控股股份有限公司作为全国最早的煤层气地面开发企业之一，创立了“采煤采气一体化”综合开发模式，立足自身专业技术优势，与山西省属大型煤炭企业深入合作，从源头上治理煤矿瓦斯，保障煤矿安全生产，为煤层气行业规模化、商业化开发积累了宝贵经验，并在深部煤层气勘探开发领域进行积极探索，为推动我国煤层气产业发展起到了重要的示范和引领作用。2016年以来蓝焰控股煤层气销售收入不断增长，截至2022年达到24.5亿元，同比增长25.46%。增长的主要原因是2022年公司期煤层气量价齐升，同时公司收到并确认的煤层气补贴同比大幅增加。

六、行业现状

从战略地位来看，传统的三大能源中，我国具有“富煤贫油少气”的资源禀赋特征，油气对外依存度居高不下，天然气作为一次能源消费缺口持续加大，煤层气作为天然气的战略补充，在能源结构调整和“双碳”目标驱动下，在保障国家能源安全方面发挥着越来越重要的作用。数据显示，全国煤层气产量由2015年63.4亿立方米增长至2022年的115.5亿立方米，共建成沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘2个煤层气产业基地。目前全国煤层气抽采利用量仍较低，储采比高，后续可开采空间大，具备广阔的开发前景。

七、发展因素

1、有利因素

（1）国家产业政策支持

我国在“双碳”目标驱动下，大力发展煤层气行业意义重大。规模化地面抽采利用煤层气，进行煤矿瓦斯治理，可以减少煤炭开采时的甲烷释放，还可以开发利用煤矿采空区和废弃矿井的瓦斯，减少甲烷逸散对臭氧层的破坏。同时，以低排放强度能源替代高排放强度能源是实现碳中和的有效途径，煤层气的碳排放强度较煤炭、石油低，其规模化抽采利用必将在我国实现“双碳”目标过程中发挥重要作用。

党的二十大报告明确提出要深入推进能源革命，加大油气资源勘探开发和增储上产力度，确保能源安全。山西省作为我国煤层气生产基地、全国能源革命综合改革试点省份，将“打造非常规天然气基地，推动非常规天然气行业高质量发展”作为重要任务，创新完善煤层气资源管理体制机制，深化煤层气行业开放合作，推动非常规天然气大幅增储上产，为煤层气行业提速发展提供了良好空间和机遇。

（2）城镇化进程导致的旺盛需求

自20世纪90年代中后期以来，中国城镇化进程明显加快，城区户籍居民与暂住人口的快速增加，扩大了用气人口的基数；此外，随着人们生活水平及人均燃气消费的提高，为城市燃气行业提供巨大的潜在市场发展空间，从而带动煤层气行业的发展。

（3）勘探、运输技术不断进步

2022年我国深层煤层气成藏模式、渗流机理取得新认识，钻井、压裂技术取得突破，拓展了煤层气开发的新思路新领域。鄂尔多斯盆地东缘大宁—吉县区块深层煤层气开发先导试验成功实施。12月1日，中国最长煤层气长输管道—神木—安平煤层气管道工程全线贯通，该管道全长约618千米，输气能力为50亿立方米/年。

2、不利因素

（1）企业效益较差、投资积极性低

我国煤层气企业产气成本总体偏高，低气价下多数企业效益不佳，行业经营总体利润低、投资风险高。我国煤层气直井单井产气量较低，仅为美国的1/4，导致煤层气生产成本居高不下；部分煤层气企业虽然在国内外率先实现了中深层煤层气规模开发的突破，但由于生产成本高，企业依然处于亏损状态。低利润、高风险等因素又进一步影响了企业对煤层气勘探开发的投资信心，企业投资煤层气的积极性呈逐年下降趋势。随着国家对环保要求的加强，煤层气钻井液不落地、排采水严格达标排放等要求会进一步提高生产成本，这些都会对企业投资煤层气勘探开发的积极性产生影响。

（2）中深层开发技术规模化应用不足

我国煤层气资源赋存条件比较复杂，由于煤层气经历构造运动多，后期改造破坏程度大，虽然我国埋深介于1000－2000m煤层气地质资源量占比超过60%，但中深煤层气资源开采难度较大。部分地区虽然已经初步形成了成熟的勘探开发技术，实现了有效开发，煤层气开发效率得到进一步提升，但由于我国煤层气地质条件相对复杂，储层非均质强，在复杂的实际生产开发环境中，成熟技术往往难以被直接复制推广应用，特别是对于因埋深较大导致渗透率低或者受断裂带活动影响破坏较大的处于复杂环境下的煤层气资源，资源高效开发难度依旧很大，在一定程度上制约了煤层气产业的快速发展。

（3）煤层气利用市场不完善，欠缺高附加值企业

我国煤层气工业上下游产业链的不完善，煤层气应用行业竞争力较差，用气行业接受气价的上升动力较弱，以及缺少高附加值产品的应用，使得大量煤层气经由通道运输方式向邻近地区出现低价出售的现象，进一步限制了我国煤层气开发利用的建设进度。

八、竞争格局

1、大型国有企业为主导

我国煤层气生产商可大致分类为大型国有企业、外国煤层气生产商及地方煤矿企业。大型国有企业在筹措资金、管道进入及区块登记方面具有先天优势，在中国煤层气行业内发挥着主导作用，主要包括中石油和中联煤层气等；外国煤层气生产商只能选择通过与经中国政府授权的国有企业开展合作的方式，在中国境内开展业务，如亚美能源；地方煤矿企业（如晋城无烟煤矿业集团旗下的蓝焰控股）可在其拥有的煤矿矿区范围内进行煤层气开发和生产。

2、地方性企业煤层气量价齐升

蓝焰控股不断推进煤层气产业发展步伐，依托自身技术优势，先后在晋城、长治、晋中、太原、吕梁等地进行煤层气地面抽采利用，在武乡南、和顺横岭等资源区块推进深部煤层气勘探试验，加强与省属煤炭企业及国内大型油气企业开展项目合作，为加快增储上产步伐、提升产业竞争力和可持续发展能力提供了有力保障。截至2022年底蓝焰控股已获取煤层气矿业权22宗，合计面积2621平方千米，探明地质储量434.03亿立方米。2022年公司煤层气销售量12.05亿立方米，累计销售煤层气超过100亿立方米。

九、发展方向

中国煤层气勘探开发经多年的创新和发展，在测井评价、储层改造及提高采收率领域取得了阶段性的进步，但也仅仅停留在表面，对于降低使用成本、清洁化开采及煤层气井稳产增产等方面的研究仍有待加强，有诸多关键技术需要突破。加之国内多数煤层气田面临地形复杂、储层环境苛刻等开发难题，难以全盘照搬国外成形的煤层气开发模式。一方面要加大对煤层气的理论研究，集成钻完井工程、渗流力学、采气工程等多门学科，为煤层气开发提供新思路、新技术；另一方面要加强企业、高校、科研机构各方协同合作，从地质－工程－经济－环保等多方面考虑，推动煤层气开发走向智能化、经济化、清洁化，探索形成一套成熟完善的煤层气钻采、增产、提效技术体系，为中国煤层气革命的成功铺平道路。