中國煤層氣深度報告：為什麼說中國的煤層氣可類比美國的葉岩氣？
煤層氣是指儲存在煤層中以甲烷為主要成分、以吸附在煤基質顆粒表面為主、部分游離於 煤孔隙中或溶解于煤層水中的烴類氣體，
煤層氣或瓦斯的熱值跟甲烷(CH4)含量 有關，
煤層氣的成分在各個區塊並不完全相同，主要是與各個區塊煤層氣生成的地質條件以及構 造運動有關,也即與煤岩成分、煤級和氣體運移有關。但總的來說主要是甲烷(占 93~97%)、 二氧化碳和氮。從煤層氣裡還可能檢測到微量乙烷、丙烷、一氧化碳、二氧化硫、硫化氫 等成分。
在接近地表的煤層內,原生的天然氣向上運移,離開煤層,地面空氣和地表的生物化 學和化學反應所產生的氣體向下滲透,進入煤層,從而淺部煤層氣成分形成垂向分帶現象。
一般自上而下可分為四個帶:二氧化碳—氮氣帶，氮氣帶，氮氣—甲烷帶，甲烷帶。採煤界 將前三個帶統稱為“瓦斯風化帶”，在“瓦斯風化帶”下的“甲烷帶”才是煤層氣的主要 開採區域。具體如下表所示:
就其形成過程而言，煤層氣的形成與天然氣成因相同，可以分為有機成因和無機成因兩大 類。在植物體埋藏後，經過微生物的生物化學作用轉化為泥炭(泥炭化作用階段)，泥炭又經歷以物理化學作用為主的地質作用，向褐煤、煙煤和無煙煤轉化(煤化作用階段)。
在煤化作用過程中，成煤物質發生了複雜的物理化學變化，揮發份含量和含水量減少，發熱量和固定碳的含量增加，同時也生成了以甲烷為主的氣體。
煤體由褐煤轉化為煙煤的過程， 每噸煤伴隨有 280~350m^3(甚至更多)的甲烷及 100~150m^3 的二氧化碳析出。泥炭在 煤化作用過程中，通過生物成因過程和熱成因過程生成氣體，生成的氣體分別稱為生物成 因氣和熱成因氣，即煤層氣。
全球煤層氣儲量達 268 萬億立方米，目前已有 74 個國家發現蘊藏有煤炭資源，其中 90%分佈在 12 個產煤國家，儲備量前五的國家分別是:俄羅斯、加拿大、中國、美國和澳大 利亞。
具體來看，煤層氣世界第一儲量大國是俄羅斯，保守估計 84 萬億立方米，雖然俄羅斯的 煤層氣儲備較為豐富，但俄羅斯對煤層氣的開採卻並不重視。直到 2010 年俄羅斯才開始 進行大規模的煤層氣開發。加拿大的煤層氣儲備量大約在 5.6-76 萬億方之間，其煤層氣資源主要集中阿爾伯塔省，少量位於不列顛哥倫比亞省和東部的新斯科舍省。
中國的煤層氣 儲備量位於世界第三，達 31.46 萬億方。“十一五”期間我國煤層氣資源開發已實現商業化， “十二五”期間則已實現產業化，因此在“十三五”期間煤層氣有望成為非常規天然氣資 源開發的主戰場，後文將作具體介紹。
美國的煤層氣開發較早，其煤層氣地面開發早在 1976年就已獲得工業氣流，至 2012 年，黑勇士、聖胡安、粉河、中阿巴拉契亞、尤因塔、拉 頓等 10 個主要盆地均已進行商業化生產，估計美國的煤層氣儲量為 21.19 萬億方。
澳大利 亞是繼美國之後煤層氣勘探發展較快的國家，其煤層氣開發主要分佈於 5 個盆地:鮑溫、 加利利、蘇拉特、悉尼、佩斯盆地，煤氣層儲量估計在 8.4-14 萬億方之間。
煤層氣的開採一般有兩種方式:一是地面鑽井開採;二是井下瓦斯抽放系統抽出。井下抽 采是指借助煤炭開採工作巷道，井下鑽孔，在地面建立瓦斯泵站進行抽采的方式。
而地面 鑽采是從地面開始鑽井，使用螺杆泵、磕頭機等設備進行排水采氣的方式。具體布井方案 有地面垂直井、地面采動區井、水準井和 U 型井等。2015 年，我國地面開採煤層氣 44 億 立方米，煤層氣利用率為 86.4%，而井下抽采瓦斯量達 136 億立方米，利用率為 35.3%。
地面開採的煤層氣利用率要高於井下抽采，這主要是由於井下抽采的煤層氣濃度較低，大 部分情況下濃度不足 30%，且運輸成本高，無法實現規模化的利用，只能就近使用(例如 發電)或者直接稀釋排空(每年國內排空的煤層氣達 150 億方)。
而地面開採濃度較高， 甲烷含量(煤層氣主要成分 ni’neng’bu)一般大於 95%，可以和常規天然氣混輸混用，能以較 高的利用率使用、儲存和運輸。此外，井下煤層氣的抽采，依賴於煤炭開採的進度。因為 煤層氣企業承擔著防止煤炭瓦斯事故的責任，只要煤炭生產企業不停工，煤層氣的抽采就 不能停止，因此在下游天然氣需求不振的情況下，抽采的多餘的煤層氣是能排空。
煤層氣地面抽采的總量小，主要取決於煤層氣開採的商業模式。我國抽採煤層氣最初目的 是防範瓦斯事故。由於煤礦開採者自身治理瓦斯的成本比較高，所以一般會請煤層氣開採 企業來治理。
開採出的煤層氣資源屬於煤層氣開採企業所有，煤炭開採者支付給煤層氣企 業的費用也遠小於自身治理成本。由於之前模式多是邊開採煤炭邊抽採煤層氣，所以井下 抽采比地面抽采量大很多。隨著開採技術的進步和對煤礦瓦斯事故的防範力度加大，如今 煤礦開採前的地面抽采和煤礦開採後的廢棄礦抽采越來越多，今後地面抽采量將會增加。
為進一步提高國內煤氣層開發的安全規範，能源局於 2013 年 1 月就《煤層氣產業政策》 公開徵求意見，提出“煤炭遠景區實施‘先采氣、後採煤’，優先進行煤層氣地面開發。 煤炭規劃生產區實施 ‘先抽後采’、‘採煤采氣一體化’，鼓勵地面、井下聯合抽採煤層氣 資源”。“先氣後煤”政策的落實，將有效減少煤礦瓦斯爆炸事故的發生，同時也將妥善處 理煤層氣開採權與煤炭開採權分置的問題，提高煤層氣的開採效率，尤其是地面開採。
煤層氣產業鏈及銷售方式液化天然氣銷售-液化天然氣是冷卻至液態的天然氣，可通過管道以外的方式進行輸送。 在無管道連接的地方，小型液化天然氣銷售在煤層氣商品化、調峰、儲存、運輸靈活性及 安全上尤其適用。由於運輸成本較高，液化天然氣最適宜用以向無管道連接的終端使用者(如 擁有液化天然氣儲存及再氣化設施的城市天然氣分銷商及工業用戶)供應少量煤層氣。
管道天然氣銷售-為長期供應較大量天然氣的最經濟方法，而不斷上漲的管道天然氣城市 門站價及新增管道基礎設施的發展為管道輸送提供了支撐。管道銷售的一般物件是城市天 然氣分銷商及大型工業用戶。這種銷售通常會簽訂《照付不議》條款，規定買方須就最低 氣量付款，而不論實際提取的供氣量。
壓縮天然氣銷售-壓縮天然氣是加壓的氣態天然氣。壓縮天然氣最適宜用作少量煤層氣生 產，且將繼續供應予天然氣加氣站及小型工業用戶等小眾市場。這種方法的運輸半徑限制 在 200 公里左右
煤層氣—屬於中國的葉岩氣美國各類型天然氣占比及變化
2002 年之前，美國非常規天然氣的產量非常小，幾乎可以忽略。2002 年之後，美國常規 天然氣的產量出現了明顯下滑的趨勢。在煤層氣鑽井技術提高和政府財政補貼支持的雙重 作用下，美國煤層氣產業在 2002 年之後進入了快速發展期，彌補了常規天然氣產量下滑 的缺口。隨著葉岩氣革命的爆發，2009 年美國以 6240 億立方米的產量首次超過俄羅斯成 為世界第一天然氣生產國，葉岩氣的產量快速爆發，產量幾乎與常規天然氣相當。而煤層 氣的產量則逐步穩定下來且略有下降。
地面鑽井開採方式，國外已經廣泛使用，我國有些煤層透氣性較差，地面開採有一定困難， 但隨著開採技術的提高，企業開採積極性也隨之提高。全球煤層氣開採的平均成本約為 0.11美元。根據亞美能源公司公告，其 2012 年-2014 年煤層氣生產成本(以淨運營開支除以 淨產量算，不包括折舊攤銷)分別為 1.2 元/立方米，0.7 元/立方米和 0.4 元/立方米。原因 是在勘探階段的試生產項目成本較高，但隨著項目進入商業開發及生產階段，會因整體規 模和經濟效益的提高而成本下降。
在中國葉岩氣的成本顯著高於煤層氣。葉岩氣水準井單井的投資成本大約 5000-7000 萬元， 單井日產量大約 6 萬立方米。而煤層氣 L 型井單井投資成本大約 600-700 萬元，單井日產 量大約 2 萬立方米。
從供給端各類型天然氣的成本來看，煤層氣的成本介於陸上常規天然氣和管道進口天然氣 之間，遠小於同為非常規國產天然氣的葉岩氣。由於液化天然氣(LNG)運輸較靈活，所 以隨著國際油價和天然氣價格的波動，進口液化氣(LNG)也相對波動比較大。
美國煤層氣產量 1989 年占天然氣總產量不到 1%，2008 年煤層氣產量占天然氣總產量7.5%,然而從 2009 年開始煤層氣進入低潮，至 2014 年占天然氣總產量僅 5.4%，EIA 預測，2015-2040 年煤層氣占天然氣總產量比例將逐步下降至 1%以下。EIA 認為煤層氣低潮主要 是由於葉岩氣的發展對其形成衝擊，美國現階段葉岩氣與煤層氣享有相當的補貼及政策扶 持，但葉岩氣的生產成本已低於煤層氣。反觀我國現階段，2015 年煤層氣產量占我國天然 氣總產量 3.2%，遠未達到美國最高水準。目前我國並不具備美國成熟葉岩氣開採技術，更 不具備技術進步帶來的生產成本的大幅降低，美國現階段葉岩氣的生產成本已經低於煤層 氣，但我國現階段葉岩氣生產成本仍高於煤層氣。政策扶持、補貼力度上對煤層氣的傾斜， 開採成本、供應成本上煤層氣的顯著優勢都將使得十三五期間我國煤層氣的發展前景更好。
對比美國葉岩氣和中國天然氣的發展模式，我們可以看出:非常規天然氣產業的發展具有慢熱型特徵
從歷史角度看，美國的葉岩氣產量在取得大突破之前經歷了漫長的積澱和等待，僅葉岩氣 商業化開採利用的歷史就有 80 多年。當然，若不考慮商業因素，僅考慮生產因素，那麼 葉岩氣開發的歷史則更長。現實當中的“葉岩氣革命”是偶然當中的必然，並非一朝一夕所 能完成。而我國煤層氣的開發是從 1980 年左右開始的，直至 2002 年之前，基本處於地質 尋證，勘探找氣，開發摸索的階段。
事實上在美國葉岩氣大規模爆發之前，美國是第一個煤層氣實現商業化開採的國家，也是 煤層氣產業發展最迅速的國家。我國 2012 年地面煤層氣產量為 25.73 億立方米，與美國1989 年煤層氣產量持平。美國 1990 年至 2001 年為快速發展階段，產量年均增長 50 多億 立方米，達到年產 500 億立方米以上，僅僅用了十年。迄今為止的十幾年中，美國煤層氣 產業已處於成熟穩定期，年產量始終保持 400-500 億立方米。
上世紀 70 年代，能源危機促使美國政府提出“能源獨立”目標。1978 年，美國天然氣供給 出現巨大缺口，促使美國政府放鬆天然氣價格管制。11 月，美國國會出臺了“國家能源法”， 其中包括“天然氣政策法”，確立了天然氣的市場價格機制，刺激天然氣生產。煤層氣、頁 岩氣等非常規天然氣產業成為美國政府重點扶持項目。美國政府根據開放市場、財政補貼、 產權明晰、鼓勵投資四大原則制定了一系列扶持政策，煤層氣產業迅速發展。美國 80 年 代末對煤層氣生產實行的稅款補貼政策，達到 24.7 美元/1000 方，而天然氣的價格為 53美元/1000 方。
美國 1976 年打出第一口商業性煤層氣井，1981 年初步實現煤層氣的工業性生產。美國煤 層氣的探明儲量從 1989 年的 1040 億 m3 提高到 2014 年的 4444 億 m3，在聖胡安、黑勇 士、北阿帕拉契亞、粉河、拉頓等多個盆地形成商業產能，煤層氣產量在 1989 年僅有 26億立方米，在天然氣總產量中占比不到 1%。到 1994 年，美國煤層氣產量 260 億方，短短 五年提高了 10 倍。2008 年煤層氣產量為 557 億立方米，占當年天然氣總產量的 7.5%。
然而從 2009 年開始，煤層氣的開發陷入低潮，產量逐漸跌落至 2014 年的 398 億立方米， 在天然氣總產量中占比 5.4%。根據 EIA 預測，從 2015 年至 2040 年，美國煤層氣產量將在400 億立方米左右基本保持不變，在天然氣總產量中其占比將逐步下至 1%以下。究其原因， 首當其衝就是葉岩氣產業的發展對煤層氣產業造成了衝擊。同為非常規天然氣，葉岩氣與 煤層氣享有相同力度的補貼和政策扶持。葉岩氣水力壓裂技術相對成熟後，葉岩氣生產成 本已低於煤層氣。大批資本湧入葉岩氣產業，對煤層氣形成了“擠出”效應。
至今，我國煤層氣的開發利用已經渡過了摸索階段，處於從起步階段進入快速發展階段的 拐點。要達到規劃目標，“十三五”期間地面煤層氣年均增長量需為 30 億立方米。我國煤層 氣年均增長 30 億立方米，雖然不及美國的煤層氣產量快速增長期，也標誌著進入產業發 展的快車道。
樂晴智庫，全球行業和公司深度研究
即煤層氣。全球煤層氣儲量達 268 萬億立方米，目前已有 74 個國家發現蘊藏有煤炭資源，其中 90%分佈在 12 個產煤國家，儲備量前五的國家分別是:俄羅斯、加拿大、中國、美國和澳大 利亞。
具體來看，煤層氣世界第一儲量大國是俄羅斯，保守估計 84 萬億立方米，雖然俄羅斯的 煤層氣儲備較為豐富，但俄羅斯對煤層氣的開採卻並不重視。直到 2010 年俄羅斯才開始 進行大規模的煤層氣開發。加拿大的煤層氣儲備量大約在 5.6-76 萬億方之間，其煤層氣資源主要集中阿爾伯塔省，少量位於不列顛哥倫比亞省和東部的新斯科舍省。
中國的煤層氣 儲備量位於世界第三，達 31.46 萬億方。“十一五”期間我國煤層氣資源開發已實現商業化， “十二五”期間則已實現產業化，因此在“十三五”期間煤層氣有望成為非常規天然氣資 源開發的主戰場，後文將作具體介紹。
美國的煤層氣開發較早，其煤層氣地面開發早在 1976年就已獲得工業氣流，至 2012 年，黑勇士、聖胡安、粉河、中阿巴拉契亞、尤因塔、拉 頓等 10 個主要盆地均已進行商業化生產，估計美國的煤層氣儲量為 21.19 萬億方。
澳大利 亞是繼美國之後煤層氣勘探發展較快的國家，其煤層氣開發主要分佈於 5 個盆地:鮑溫、 加利利、蘇拉特、悉尼、佩斯盆地，煤氣層儲量估計在 8.4-14 萬億方之間。
煤層氣的開採一般有兩種方式:一是地面鑽井開採;二是井下瓦斯抽放系統抽出。井下抽 采是指借助煤炭開採工作巷道，井下鑽孔，在地面建立瓦斯泵站進行抽采的方式。
而地面 鑽采是從地面開始鑽井，使用螺杆泵、磕頭機等設備進行排水采氣的方式。具體布井方案 有地面垂直井、地面采動區井、水準井和 U 型井等。2015 年，我國地面開採煤層氣 44 億 立方米，煤層氣利用率為 86.4%，而井下抽采瓦斯量達 136 億立方米，利用率為 35.3%。
地面開採的煤層氣利用率要高於井下抽采，這主要是由於井下抽采的煤層氣濃度較低，大 部分情況下濃度不足 30%，且運輸成本高，無法實現規模化的利用，只能就近使用(例如 發電)或者直接稀釋排空(每年國內排空的煤層氣達 150 億方)。
而地面開採濃度較高， 甲烷含量(煤層氣主要成分 ni’neng’bu)一般大於 95%，可以和常規天然氣混輸混用，能以較 高的利用率使用、儲存和運輸。此外，井下煤層氣的抽采，依賴於煤炭開採的進度。因為 煤層氣企業承擔著防止煤炭瓦斯事故的責任，只要煤炭生產企業不停工，煤層氣的抽采就 不能停止，因此在下游天然氣需求不振的情況下，抽采的多餘的煤層氣是能排空。
煤層氣地面抽采的總量小，主要取決於煤層氣開採的商業模式。我國抽採煤層氣最初目的 是防範瓦斯事故。由於煤礦開採者自身治理瓦斯的成本比較高，所以一般會請煤層氣開採 企業來治理。
開採出的煤層氣資源屬於煤層氣開採企業所有，煤炭開採者支付給煤層氣企 業的費用也遠小於自身治理成本。由於之前模式多是邊開採煤炭邊抽採煤層氣，所以井下 抽采比地面抽采量大很多。隨著開採技術的進步和對煤礦瓦斯事故的防範力度加大，如今 煤礦開採前的地面抽采和煤礦開採後的廢棄礦抽采越來越多，今後地面抽采量將會增加。
為進一步提高國內煤氣層開發的安全規範，能源局於 2013 年 1 月就《煤層氣產業政策》 公開徵求意見，提出“煤炭遠景區實施‘先采氣、後採煤’，優先進行煤層氣地面開發。 煤炭規劃生產區實施 ‘先抽後采’、‘採煤采氣一體化’，鼓勵地面、井下聯合抽採煤層氣 資源”。“先氣後煤”政策的落實，將有效減少煤礦瓦斯爆炸事故的發生，同時也將妥善處 理煤層氣開採權與煤炭開採權分置的問題，提高煤層氣的開採效率，尤其是地面開採。
煤層氣產業鏈及銷售方式液化天然氣銷售-液化天然氣是冷卻至液態的天然氣，可通過管道以外的方式進行輸送。 在無管道連接的地方，小型液化天然氣銷售在煤層氣商品化、調峰、儲存、運輸靈活性及 安全上尤其適用。由於運輸成本較高，液化天然氣最適宜用以向無管道連接的終端使用者(如 擁有液化天然氣儲存及再氣化設施的城市天然氣分銷商及工業用戶)供應少量煤層氣。
管道天然氣銷售-為長期供應較大量天然氣的最經濟方法，而不斷上漲的管道天然氣城市 門站價及新增管道基礎設施的發展為管道輸送提供了支撐。管道銷售的一般物件是城市天 然氣分銷商及大型工業用戶。這種銷售通常會簽訂《照付不議》條款，規定買方須就最低 氣量付款，而不論實際提取的供氣量。
壓縮天然氣銷售-壓縮天然氣是加壓的氣態天然氣。壓縮天然氣最適宜用作少量煤層氣生 產，且將繼續供應予天然氣加氣站及小型工業用戶等小眾市場。這種方法的運輸半徑限制 在 200 公里左右
煤層氣—屬於中國的葉岩氣美國各類型天然氣占比及變化
2002 年之前，美國非常規天然氣的產量非常小，幾乎可以忽略。2002 年之後，美國常規 天然氣的產量出現了明顯下滑的趨勢。在煤層氣鑽井技術提高和政府財政補貼支持的雙重 作用下，美國煤層氣產業在 2002 年之後進入了快速發展期，彌補了常規天然氣產量下滑 的缺口。隨著葉岩氣革命的爆發，2009 年美國以 6240 億立方米的產量首次超過俄羅斯成 為世界第一天然氣生產國，葉岩氣的產量快速爆發，產量幾乎與常規天然氣相當。而煤層 氣的產量則逐步穩定下來且略有下降。
地面鑽井開採方式，國外已經廣泛使用，我國有些煤層透氣性較差，地面開採有一定困難， 但隨著開採技術的提高，企業開採積極性也隨之提高。全球煤層氣開採的平均成本約為 0.11美元。根據亞美能源公司公告，其 2012 年-2014 年煤層氣生產成本(以淨運營開支除以 淨產量算，不包括折舊攤銷)分別為 1.2 元/立方米，0.7 元/立方米和 0.4 元/立方米。原因 是在勘探階段的試生產項目成本較高，但隨著項目進入商業開發及生產階段，會因整體規 模和經濟效益的提高而成本下降。
在中國葉岩氣的成本顯著高於煤層氣。葉岩氣水準井單井的投資成本大約 5000-7000 萬元， 單井日產量大約 6 萬立方米。而煤層氣 L 型井單井投資成本大約 600-700 萬元，單井日產 量大約 2 萬立方米。
從供給端各類型天然氣的成本來看，煤層氣的成本介於陸上常規天然氣和管道進口天然氣 之間，遠小於同為非常規國產天然氣的葉岩氣。由於液化天然氣(LNG)運輸較靈活，所 以隨著國際油價和天然氣價格的波動，進口液化氣(LNG)也相對波動比較大。
美國煤層氣產量 1989 年占天然氣總產量不到 1%，2008 年煤層氣產量占天然氣總產量7.5%,然而從 2009 年開始煤層氣進入低潮，至 2014 年占天然氣總產量僅 5.4%，EIA 預測，2015-2040 年煤層氣占天然氣總產量比例將逐步下降至 1%以下。EIA 認為煤層氣低潮主要 是由於葉岩氣的發展對其形成衝擊，美國現階段葉岩氣與煤層氣享有相當的補貼及政策扶 持，但葉岩氣的生產成本已低於煤層氣。反觀我國現階段，2015 年煤層氣產量占我國天然 氣總產量 3.2%，遠未達到美國最高水準。目前我國並不具備美國成熟葉岩氣開採技術，更 不具備技術進步帶來的生產成本的大幅降低，美國現階段葉岩氣的生產成本已經低於煤層 氣，但我國現階段葉岩氣生產成本仍高於煤層氣。政策扶持、補貼力度上對煤層氣的傾斜， 開採成本、供應成本上煤層氣的顯著優勢都將使得十三五期間我國煤層氣的發展前景更好。
對比美國葉岩氣和中國天然氣的發展模式，我們可以看出:非常規天然氣產業的發展具有慢熱型特徵
從歷史角度看，美國的葉岩氣產量在取得大突破之前經歷了漫長的積澱和等待，僅葉岩氣 商業化開採利用的歷史就有 80 多年。當然，若不考慮商業因素，僅考慮生產因素，那麼 葉岩氣開發的歷史則更長。現實當中的“葉岩氣革命”是偶然當中的必然，並非一朝一夕所 能完成。而我國煤層氣的開發是從 1980 年左右開始的，直至 2002 年之前，基本處於地質 尋證，勘探找氣，開發摸索的階段。
事實上在美國葉岩氣大規模爆發之前，美國是第一個煤層氣實現商業化開採的國家，也是 煤層氣產業發展最迅速的國家。我國 2012 年地面煤層氣產量為 25.73 億立方米，與美國1989 年煤層氣產量持平。美國 1990 年至 2001 年為快速發展階段，產量年均增長 50 多億 立方米，達到年產 500 億立方米以上，僅僅用了十年。迄今為止的十幾年中，美國煤層氣 產業已處於成熟穩定期，年產量始終保持 400-500 億立方米。
上世紀 70 年代，能源危機促使美國政府提出“能源獨立”目標。1978 年，美國天然氣供給 出現巨大缺口，促使美國政府放鬆天然氣價格管制。11 月，美國國會出臺了“國家能源法”， 其中包括“天然氣政策法”，確立了天然氣的市場價格機制，刺激天然氣生產。煤層氣、頁 岩氣等非常規天然氣產業成為美國政府重點扶持項目。美國政府根據開放市場、財政補貼、 產權明晰、鼓勵投資四大原則制定了一系列扶持政策，煤層氣產業迅速發展。美國 80 年 代末對煤層氣生產實行的稅款補貼政策，達到 24.7 美元/1000 方，而天然氣的價格為 53美元/1000 方。
美國 1976 年打出第一口商業性煤層氣井，1981 年初步實現煤層氣的工業性生產。美國煤 層氣的探明儲量從 1989 年的 1040 億 m3 提高到 2014 年的 4444 億 m3，在聖胡安、黑勇 士、北阿帕拉契亞、粉河、拉頓等多個盆地形成商業產能，煤層氣產量在 1989 年僅有 26億立方米，在天然氣總產量中占比不到 1%。到 1994 年，美國煤層氣產量 260 億方，短短 五年提高了 10 倍。2008 年煤層氣產量為 557 億立方米，占當年天然氣總產量的 7.5%。
然而從 2009 年開始，煤層氣的開發陷入低潮，產量逐漸跌落至 2014 年的 398 億立方米， 在天然氣總產量中占比 5.4%。根據 EIA 預測，從 2015 年至 2040 年，美國煤層氣產量將在400 億立方米左右基本保持不變，在天然氣總產量中其占比將逐步下至 1%以下。究其原因， 首當其衝就是葉岩氣產業的發展對煤層氣產業造成了衝擊。同為非常規天然氣，葉岩氣與 煤層氣享有相同力度的補貼和政策扶持。葉岩氣水力壓裂技術相對成熟後，葉岩氣生產成 本已低於煤層氣。大批資本湧入葉岩氣產業，對煤層氣形成了“擠出”效應。
至今，我國煤層氣的開發利用已經渡過了摸索階段，處於從起步階段進入快速發展階段的 拐點。要達到規劃目標，“十三五”期間地面煤層氣年均增長量需為 30 億立方米。我國煤層 氣年均增長 30 億立方米，雖然不及美國的煤層氣產量快速增長期，也標誌著進入產業發 展的快車道。
樂晴智庫，全球行業和公司深度研究