煤层气和页岩气是非常规天然气的两种主要形式。截至2015年底，全国累计探明煤层气和页岩气地质储量分别为6293亿立方米和5441亿立方米，剩余可采储量分别为3063亿立方米和1302亿立方米。
2.3.煤层气开采的两种方式
煤层气的开采一般有两种方式：一是地面钻井开采；二是井下瓦斯抽放系统抽出。
井下抽采是指借助煤炭开采工作巷道，井下钻孔，在地面建立瓦斯泵站进行抽采的方式。而地面钻采是从地面开始钻井，使用螺杆泵、磕头机等设备进行排水采气的方式。具体布井方案有地面垂直井、地面采动区井、水平井和U型井等。2015年，我国地面开采煤层气44亿立方米，煤层气利用率为86.4%，而井下抽采瓦斯量达136亿立方米，利用率为35.3%。
地面开采的煤层气利用率要高于井下抽采，这主要是由于井下抽采的煤层气浓度较低，大部分情况下浓度不足30%，且运输成本高，无法实现规模化的利用，只能就近使用（例如发电）或者直接稀释排空（每年国内排空的煤层气达150亿方）。而地面开采浓度较高，甲烷含量一般大于95%，可以和常规天然气混输混用，能以较高的利用率使用、储存和运输。此外，井下煤层气的抽采，依赖于煤炭开采的进度。因为煤层气企业承担着防止煤炭瓦斯事故的责任，只要煤炭生产企业不停工，煤层气的抽采就不能停止，因此在下游天然气需求不振的情况下，抽采的多余的煤层气是能排空。
煤层气地面抽采的总量小，主要取决于煤层气开采的商业模式。我国抽采煤层气最初目的是防范瓦斯事故。由于煤矿开采者自身治理瓦斯的成本比较高，所以一般会请煤层气开采企业来治理。开采出的煤层气资源属于煤层气开采企业所有，煤炭开采者支付给煤层气企业的费用也远小于自身治理成本。由于之前模式多是边开采煤炭边抽采煤层气，所以井下抽采比地面抽采量大很多。随着开采技术的进步和对煤矿瓦斯事故的防范力度加大，如今煤矿开采前的地面抽采和煤矿开采后的废弃矿抽采越来越多，今后地面抽采量将会增加。
2.4.煤层气产业链及销售方式
中国煤层气生产商的销售及营销方式按各项目与天然气输送基础设施的距离而不同。大致包括以下渠道：
管道天然气销售-为长期供应较大量天然气的最经济方法，而不断上涨的管道天然气城市门站价及新增管道基础设施的发展为管道输送提供了支撑。管道销售的一般对象是城市天然气分销商及大型工业用户。这种销售通常会签订《照付不议》条款，规定买方须就最低气量付款，而不论实际提取的供气量。
压缩天然气销售-压缩天然气是加压的气态天然气。压缩天然气最适宜用作少量煤层气生产，且将继续供应予天然气加气站及小型工业用户等小众市场。这种方法的运输半径限制在200公里左右
三、煤层气—属于中国的页岩气
3.1.美国各类型天然气占比及变化
2002年之前，美国非常规天然气的产量非常小，几乎可以忽略。2002年之后，美国常规天然气的产量出现了明显下滑的趋势。在煤层气钻井技术提高和政府财政补贴支持的双重作用下，美国煤层气产业在2002年之后进入了快速发展期，弥补了常规天然气产量下滑的缺口。随着页岩气革命的爆发，2009年美国以6240亿立方米的产量首次超过俄罗斯成为世界第一天然气生产国，页岩气的产量快速爆发，产量几乎与常规天然气相当。而煤层气的产量则逐步稳定下来且略有下降。
3.2.在中国煤层气的经济性高于页岩气
地面钻井开采方式，国外已经广泛使用，我国有些煤层透气性较差，地面开采有一定困难，但随着开采技术的提高，企业开采积极性也随之提高。全球煤层气开采的平均成本约为0.11美元。根据亚美能源公司公告，其2012年-2014年煤层气生产成本（以净运营开支除以净产量算，不包括折旧摊销）分别为1.2元/立方米，0.7元/立方米和0.4元/立方米。
原因是在勘探阶段的试生产项目成本较高，但随着项目进入商业开发及生产阶段，会因整体规模和经济效益的提高而成本下降。在中国页岩气的成本显著高于煤层气。页岩气水平井单井的投资成本大约5000-7000万元，单井日产量大约6万立方米。而煤层气L型井单井投资成本大约600-700万元，单井日产量大约2万立方米。
从供给端各类型天然气的成本来看，煤层气的成本介于陆上常规天然气和管道进口天然气之间，远小于同为非常规国产天然气的页岩气。由于液化天然气（LNG）运输较灵活，所以随着国际油价和天然气价格的波动，进口液化气（LNG）也相对波动比较大。
3.3.为什么中国的煤层气可类比美国的页岩气
美国煤层气产量1989年占天然气总产量不到1%，2008年煤层气产量占天然气总产量7.5%,然而从2009年开始煤层气进入低潮，至2014年占天然气总产量仅5.4%，EIA预测，2015-2040年煤层气占天然气总产量比例将逐步下降至1%以下。EIA认为煤层气低潮主要是由于页岩气的发展对其形成冲击，美国现阶段页岩气与煤层气享有相当的补贴及政策扶持，但页岩气的生产成本已低于煤层气。
反观我国现阶段，2015年煤层气产量占我国天然气总产量3.2%，远未达到美国最高水平。目前我国并不具备美国成熟页岩气开采技术，更不具备技术进步带来的生产成本的大幅降低，美国现阶段页岩气的生产成本已经低于煤层气，但我国现阶段页岩气生产成本仍高于煤层气。政策扶持、补贴力度上对煤层气的倾斜，开采成本、供应成本上煤层气的显著优势都将使得十三五期间我国煤层气的发展前景更好。
对比美国页岩气和中国天然气的发展模式，我们可以看出：
3.3.1.非常规天然气产业的发展具有慢热型特征
从历史角度看，美国的页岩气产量在取得大突破之前经历了漫长的积淀和等待，仅页岩气商业化开采利用的历史就有80多年。当然，若不考虑商业因素，仅考虑生产因素，那么页岩气开发的历史则更长。现实当中的"页岩气革命"是偶然当中的必然，并非一朝一夕所能完成。而我国煤层气的开发是从1980年左右开始的，直至2002年之前，基本处于地质寻证，勘探找气，开发摸索的阶段。
事实上在美国页岩气大规模爆发之前，美国是第一个煤层气实现商业化开采的国家，也是煤层气产业发展最迅速的国家。我国2012年地面煤层气产量为25.73亿立方米，与美国1989年煤层气产量持平。美国1990年至2001年为快速发展阶段，产量年均增长50多亿立方米，达到年产500亿立方米以上，仅仅用了十年。迄今为止的十几年中，美国煤层气产业已处于成熟稳定期，年产量始终保持400-500亿立方米。
上世纪70年代，能源危机促使美国政府提出"能源独立"目标。1978年，美国天然气供给出现巨大缺口，促使美国政府放松天然气价格管制。11月，美国国会出台了"国家能源法"，其中包括"天然气政策法"，确立了天然气的市场价格机制，刺激天然气生产。煤层气、页岩气等非常规天然气产业成为美国政府重点扶持项目。美国政府根据开放市场、财政补贴、产权明晰、鼓励投资四大原则制定了一系列扶持政策，煤层气产业迅速发展。美国80年代末对煤层气生产实行的税款补贴政策，达到24.7美元/1000方，而天然气的价格为53美元/1000方。
美国1976年打出第一口商业性煤层气井，1981年初步实现煤层气的工业性生产。美国煤层气的探明储量从1989年的1040亿m3提高到2014年的4444亿m3，在圣胡安、黑勇士、北阿帕拉契亚、粉河、拉顿等多个盆地形成商业产能，煤层气产量在1989年仅有26亿立方米，在天然气总产量中占比不到1%。到1994年，美国煤层气产量260亿方，短短五年提高了10倍。2008年煤层气产量为557亿立方米，占当年天然气总产量的7.5%。
然而从2009年开始，煤层气的开发陷入低潮，产量逐渐跌落至2014年的398亿立方米，在天然气总产量中占比5.4%。根据EIA预测，从2015年至2040年，美国煤层气产量将在400亿立方米左右基本保持不变，在天然气总产量中其占比将逐步下至1%以下。究其原因，首当其冲就是页岩气产业的发展对煤层气产业造成了冲击。同为非常规天然气，页岩气与煤层气享有相同力度的补贴和政策扶持。页岩气水力压裂技术相对成熟后，页岩气生产成本已低于煤层气。大批资本涌入页岩气产业，对煤层气形成了"挤出"效应。
中国在开始开发煤层气之前，经历了漫长的瓦斯抽放阶段。1952年龙凤矿建立起瓦斯抽放站，开创了中国煤层气开发之先河。1975年我国在辽宁抚顺，山西阳泉，湖南冷水江等地试验地面直井开采煤层气瓦斯，由于知识和技术方面的原因，没有取得理想结果，未能持续下来。
但是过程中形成了大量煤层气基础资料。2007年8月，国家发展改革委员会能源局复函中联煤层气责任有限公司，明确中联煤层气有限责任公司和亚美大陆煤层气有限公司的全资子公司美中能源公司在山西晋城潘庄煤层气资源开发项目，是煤层气开发利用"十一五"规划的主要规划项目。
据此，国家发改委能源局批准合作双方按年产5亿立方米煤层气的建设规模立即开始潘庄煤层气资源开发项目的前期工作。该批准是外国公司近20年来在中国进行煤层气勘探开发所获得的第一个由国家发改委签发的进行商业性开发的批准文件，使潘庄项目成为中国第一个进入煤层气商业性开发的项目。
至今，我国煤层气的开发利用已经渡过了摸索阶段，处于从起步阶段进入快速发展阶段的拐点。要达到规划目标，"十三五"期间地面煤层气年均增长量需为30亿立方米。我国煤层气年均增长30亿立方米，虽然不及美国的煤层气产量快速增长期，也标志着进入产业发展的快车道。
3.3.2.钻井技术突破是非常规天然气产业发展的引擎
80年的开发历史及政府政策的极力扶持使得美国掌握了页岩气开采的关键技术如水平井技术及最新一代的同步压裂技术，而中国目前勘探信息不明朗、管网等基础设施滞后、压裂技术空缺。中石化董事长傅成玉此前表示，美国的页岩气开采条件大大优于中国，大部分在平原，分布稳定、埋藏浅，3000米已经比较深。中国则大都分布在西南部山区，3000米属于浅层，一般是4000—6000米。
中国页岩贮藏点缺少水力压裂需要的水资源，也是一项艰巨的挑战，而美国水资源相对来说要丰富的多。由于中美页岩气储藏特征的极大不同，使得美国的页岩气技术对中国借鉴意义不大，需要我国开发探索适合本国的页岩气开采技术，这无疑又增加了现阶段我国页岩气开采的技术壁垒。
而技术水平的提高，也是煤层气实现大规模开发的最重要因素。美国煤层气开采早期，大井组直井压裂基数曾广泛应用于圣胡安，黑勇士中煤阶含煤盆地的煤层气开发之中，其技术关键在于钻大井组压裂后长期，连续抽排，大面积降压后煤层吸附的甲烷气大量解吸而出。
90年代前后形成了针对不同地质背景的理论与开发技术，以CDX公司羽状水平井为代表，在西弗吉尼亚石炭系进行开采，单井日产气3.4-5.6万立方米，较前期产量提高10倍，8年采出可采储量的85%。90年代以后采用新技术开发新盆地，是美国煤层气产量大幅度增长的主要因素。粉河盆地低煤阶洞穴完井技术采用之后，2004年产量达95亿立方米。中阿吧拉契亚高煤阶定向羽状水平井技术采用之后，2004年产量达20亿立方米。
近年来中国的煤层气钻井技术也取得了巨大的进步。尤其是多分支水平井，U型井和L型井。十三五期间国内较多煤层气企业找到了适合自己的方法更加符合我国煤层地质和地面地形的特点，例如山西省的晋煤集团作为煤层气开发的排头兵，技术水平非常先进，开发了"L型"井，对全国的煤层气产业开辟了道路。
煤层气多分支水平钻井是集钻井、完井与增产措施于一体的新的钻井技术。所谓多分支水平井是指在一个主水平井眼两侧再侧钻出多个分支井眼作为泄气通道，同时为了满足排水降压采气的需要。在距主水平井井口200m左右处钻一口直井与主水平井眼在煤层内连通，用于排水降压采气。与常规直井的钻井、射孔完井和水力压裂增产技术相比，多分支水平井开采煤层气的主要增产机理体现在以下几个方面:
（a）提高了导流能力。压裂的裂缝无论长度多长，流动的阻力都是相当大的，而水平井内流体的流动阻力相对于割理系统要小得多。分支井眼与煤层割理的相互交错，煤层割理与裂隙更畅通，就提高了裂隙的导流能力。
（b)减少了对煤层的伤害。常规垂直井钻井完钻后要固井，完井后还要进行水力压裂改造，每个环节都会对煤层造成不同程度的伤害，而且煤层伤害很难恢复。采用多分支水平井钻井完井方法，避免了固井和水力压裂作业对煤层的伤害。
（c）增大解吸波及面积，沟通更多割理和裂隙。多分支水平井在煤层中呈网状分布，将煤层分割成很多连续的狭长条带，从而大大增加煤层气的供给范围。已有的实践证明，多分支水平井对各项异性明显的煤层，煤层厚度较大且相对稳定的煤层，高煤阶、低渗透、高强度和高含气量煤层气藏更适合。
U型井技术即U型水平连通井技术，该技术集成了水平井技术、水平井与洞穴井的连通以及欠平衡钻井和地质导向等技术，煤层气U型井组由1口直井和1口或多口水平井组成。U型井可采用套管完井方案，在排采后期遇到煤粉堵塞通道可下钻修井，重新打开裂隙通道恢复开采，延长煤层气井的寿命。
L型井虽然设计水平段长度比多分支水平井短，但是其导向施工难度不亚于其它井型，由于缺少了洞穴井，造成着陆点预测精度有限，实现一次性"软着陆"难度加大。同时L型水平井的轨迹控制精度要求比其它类型水平井要高，一方面，L型水平井一般垂深浅、曲率半径小、设计水平段长800——1000m，钻至水平段后期往往出现井下钻具摩阻大、扭矩高、托压严重而无法定向钻进，造成井眼轨迹调整困难，需要较高的轨迹控制精度规避地层倾角频繁小幅度变化;另一方面，L型水平井采取下钢筛管的完井方式，与U型井下PE筛管、多分支井和山字型井裸眼的完井方式相比对井眼轨迹质量要求更高。
3.3.3.非常规天然气产业走的是一条由点及面的发展道路
2003年，RangeResources公司在东部的马塞勒斯页岩开发中使用了与巴尼特页岩开发相近的水力压裂和水平钻井技术，第一次在美国东北部实现了页岩气的商业性开采，具有重要的战略意义。2010年后该地区的页岩气被大规模开发，目前是美国页岩气产量最大的地区。随着马塞勒斯、费耶特维尔等地区纷纷效仿巴尼特页岩的开发经验，应用其技术并获得巨大经济成功，水力压裂和水平钻井这两项技术在伍德福德也开始大面积应用。
可以说，巴尼特页岩的开采在很大程度上奠定了页岩气行业的技术标准和发展基础，巴尼特页岩是美国页岩气勘探开发的奠基者，是美国页岩气产业发展初期的"示范区"，在美国"页岩气革命"的历史评价中将扮演不可替代的重要角色。美国页岩气产业发展走的是由点及面，通过不断推广和应用成熟开发区经验，实现页岩气产业全面推进的发展道路。这一点也验证了示范效应对新兴产业的发展至关重要的行业普遍发展规律。
而山西省在中国的煤层气开发过程中起到了示范作用。山西省储、产量独占鳌头，在我国煤层气产业发展中具有特别重要的地位。从某种意义上看，对我国煤层气产业而言，山西兴则全国兴，山西衰则全国衰。"十一五"期间规划，"十二五"期间重点建设的，全国仅有的两个煤层气生产基地—沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘是我国煤层气开采的示范项目。
而"十三五"期间煤层气开发的目标是，立足强化中部，建设西部，推进西南，促进煤矿区地面和煤矿井下联合开采。继续加快建设中部地区沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘煤层气生产基地，在原有基础上增储上产，特别要提高储量转产能的增速，以及产能达产的转化率。争取"十三五"期间，两大基地产量达到90-100亿立方米，建成较为完善的煤层气产业化基地。在新疆、陕西等西部地区，建设新的煤层气生产基地。在西南部的滇东黔西建设一批煤层气开发利用示范工程，突破低煤阶、构造煤、深部等复杂条件的难采煤层气开发。
3.3.4.多元投资主体是主要推动力量之一
美国能源情报署(EIA)的数据显示，2010年时美国本土的页岩油气投资的20%来自外资企业。投资是产业发展的第一推动力，多元化的投资主体是美国页岩气勘探开发能够不断前行并发展壮大的重要保障。尤其值得指出的是，在美国天然气价格低迷现象长期持续，大公司投资页岩气效益较差形势下，美国的页岩气产业还能保持兴旺和繁荣发展，中小企业功不可没。
在中国，目前国企是煤层气开发利用当之无愧的主力军。中联公司、中石油、晋煤集团产气量占总产量的95%以上。在煤层气勘探开发多年的历练中，国企开始走上更加理性和注重效益的发展道路。2015年三大国企煤层气生产经营都盈利，这在煤炭和常规油气企业普遍经营下滑的形势下非常难能可贵。
而2016年开始，国土资源部将矿权审批下放到山西省。山西省出台了《国土资源部关于委托山西省国土资源厅在山西省行政区域内实施部分煤层气勘查开采审批登记的决定》等四项文件，要求省内外投资者一视同仁、自营区块与合作区块一视同仁、国有投资与民营投资一视同仁，为所有矿业权人和投资者提供平等、透明的公共服务。这为拥有高技术水平的民营煤层气企业进入上游开采领域开辟了道路。
3.3.5.产业政策体系完善提供了制度保障
为了扶持页岩气产业，联邦政府和州政府出台了很多政策，包括税收减免与补贴、金融扶持、科技研发监管等政策，形成了系统全面且针对性强的产业政策体系，有力促进了美国页岩气产业的发展，也给本国带来了就业、经济增长等实实在在的利益。一是价格激励政策。《1978年天然气政策法》规定，非常规天然气实行特别的价格激励政策。将页岩气、煤层气、致密气等非常规天然气划归为"高成本"天然气，并给予较高的管制价格上限。
以致密气为例，其管制价格上限为常规天然气价格上限的两倍。政策实施后，符合条件的非常规天然气钻井数量(主要是致密气井)从1980年的819口猛增到1982年的7639口。
二是税收抵免政策。《1980年原油暴利税法》规定，对非常规燃料生产商实行税收抵免政策。非常规原油以产量为基础，税收抵免额为3美元/桶(当年WTI现货价格33.65美元/桶)；对于非常规天然气，税收抵免额约合0.52美元/千立方英尺(当年天然气井口价格为1.59美元/千立方英尺)。之后美国政府又多次对非常规能源税收减免适用条件和减免额度做出调整，以促进非常规资源勘探和生产。
三是实施财政补贴。《2005年能源政策法案》规定，2006年投入运营且用于非常规能源生产的油气井可在2006年至2010年享受每桶油当量3美元的补贴。此项政策出台后，美国页岩气可采储量由2007年的6500亿立方米猛增到2010年的2.75万亿立方米，同期产量由370亿立方米增至1500亿立方米。
四是政府资助技术发展。美国政府成立了非盈利性研究机构，开展非常规能源技术研究，资助研发水平井钻井、水平井多段压裂、清水压裂等技术，这些先进技术的规模化应用提高了非常规油气产量，降低了开采成本。从20世纪80年代至今，美国多个政府部门先后投入60多亿美元用于非常规资源的勘探开发技术研究。五是环境保护政策。随着页岩气开采规模的扩大，美国对页岩气的环境监管开始趋严，措施涵盖了从钻井勘探到生产、废水处理、再到气井的遗弃与封存等页岩气开发全过程。
我国对煤层气开采的政策鼓励始于2006年。国家于2006年6月15日下发《关于加快煤层气抽采利用的若干意见》，不仅明确了煤层气抽采利用实行税收优惠政策，而且明确提出从事煤层气勘查开采的企业在2020年前可以按照国家有关规定申请减免探矿权和采矿权使用费。2007年4月，财政部发布了《关于加强煤炭和煤层气资源综合勘察开采管理管理的通知》和《关于煤层气（瓦斯）开发利用补贴的实施意见》。2007-2013年累计补贴7.2亿元。
"十二五"期间是煤层气政策的密集出台期。2012年1月国家能源局发布了《煤层气(煤矿瓦斯)开发利用"十二五"规划》。2013年3月，国家能源局制定印发《煤层气产业政策》，提出把煤层气产业发展成为重要的新兴能源产业。2013年9月，国务院发布国务院办公厅关于进一步加快煤层气（煤矿瓦斯）抽采利用的意见》。2015年2月，国家能源局公布了《煤层气勘探开发行动计划》。《计划》提出，到2020年，我国将新增煤层气探明地质储量1万亿立方米；煤层气（煤矿瓦斯）抽采量力争达到400亿立方米，其中地面开发200亿立方米，基本全部利用，煤矿瓦斯抽采200亿立方米，利用率60%以上；建成3-4个煤层气产业化基地，重点煤矿区基本形成煤层气与煤矿瓦斯共采格局。
十三五规划对煤层气的中央财政补贴标准由0.2元/立方米提高到0.3元/立方米，十三五规划对页岩气的补贴政策为：前三年0.3元/立方米，后两年降至0.2元/立方米，并且山西、陕西、河南、四川等煤层气大省均对煤层气开发实施省内补贴，山西、陕西、河南抽采利用补贴为0.1元/立方米，贵州抽采补贴0.15元/立方米，利用补贴0.2元/立方米，可见十三五期间对煤层气的补贴力度将大幅高于页岩气。
国家对煤层气抽采企业实行增值税先征后退政策，进口设备免征关税和进口环节增值税；对中外合作开采煤层气的企业，从开始获利年度起，第一、二年免征企业所得税，第三年至第五年减半征收企业所得税。另外，煤层气发电不仅优先上网，同时享受脱硫补贴电价，上网电价比正常价格高0.15元/千瓦时。