作为非常规天然气的主要构成部分，煤层气与页岩气有很多相似之处，不同的是中国开发煤层气的历史更久一些，但其年产量只有页岩气的46%，产业前景与产量增长速度没有页岩气乐观。在“双碳”目标下，非常规天然气要担负起能源行业低碳转型、保障能源安全的重任，有必要将两个产业进行对比分析，找到快速发展的最优方案。通过对比分析，认为中国煤层气与页岩气相比，资源相当、投资门槛低、收益高、但是矿权分散复杂、行业投资信心不足、投资密度较小，造成发展缓慢。若借鉴页岩气发展的中国经验，充分释放自2020年开始的探矿权改革红利，通过行业整合，将煤层气矿权集中到优秀企业手中，地方政府进一步发挥“有为政府”的作用，将加快中国煤层气产业发展，国内煤层气产量将会与页岩气并驾齐驱。
近10年来，中国油气勘探领域上游业务链面临新开发资源劣质化、开发对象品质差、老井递减控制难度大、新井不能高效建产等诸多挑战。特别是2014年下半年和2020年初的两次低油价对国内油田提升开发效益影响很大［1］。石油公司正力求从注重“速度与规模”向注重“质量与效益”发展转变。面临油气勘探行业整体形势严峻、难点突出的情况，各企业对上游业务优化运行和过程管控要求越来越高，寻找有效降低成本途径是走出困局的唯一出路。
自确立“双碳”目标以来，天然气被寄予厚望，作为最低碳环保的化石能源，承担着中国绿色转型的重任。据国家统计局初步核算，2021年中国能源消费总量52.4×108tce，较上年增长了5.2%［1］。其中，煤炭消费量增长率为4.6%，原油消费量增长率为4.1%，天然气消费量增长率为12.5%，可以看出天然气的增长率最高。2021年，中国天然气产量为2 053×108m3，同比增长6.9%。其中，页岩气产量228×108m3，占天然气总产量的11.1%［2］；煤层气产量104.7×108m3，占天然气总产量的5.1%［3］。
中国的页岩气年产量由2010年的0 m3增长到2021年的228×108m3，逐渐成为中国天然气产量的主要增长点，10年左右时间就走出了中国特色的页岩气开发之路［4］。
中国开采煤层气的历史悠久，开始是作为煤矿开采过程中的危险源——瓦斯气来研究和防治，伴随着煤矿的开采，井下抽采瓦斯很早就存在。中国煤层气地面开发试采研究始于20世纪70年代；1982年，中国将矿井瓦斯利用工程正式纳入国家节能基本建设投资计划；1994年，原煤炭工业部印发煤规字〔1994〕第115号《煤层气勘探开发管理暂行规定》，正式将煤层气作为独立矿种管理；1996年，中国成立中联煤层气有限责任公司（简称中联公司），从事煤层气资源勘探、开发、输送、销售和利用，享有对外合作进行煤层气勘探、开发、生产的专营权。排除早期井下抽采的煤矿瓦斯数据，若只计算煤层气地面开发利用，可以将1994年作为起点，到2021年用了27年时间，煤层气的年产量增长到104.7×108 m3。
作为非常规天然气的主要构成部分，煤层气与页岩气有着很多相似之处。但从近年产量增长速度来看，煤层气增长速度慢于页岩气（见图1［5］），煤层气年产量只有页岩气的46%。因此，有必要将两个产业进行对比分析，找到快速发展的最优方案。
煤层气与页岩气在资源储量、投资收益、产气特征等客观条件方面有所不同。
（1）煤层气的剩余探明技术可采储量是页岩气的82%。
据原国土资源部发布的2015年中国油气资源动态评价成果：中国埋深4 500 m以浅页岩气地质资源量为122×1012 m3，可采资源量为22×1012 m3，具有现实可开发价值的有利区可采资源量为5.5×1012 m3，主要分布在四川盆地及周缘；埋深2 000 m以浅煤层气地质资源量为30×1012 m3，可采资源量为12.5×1012 m3，具有现实可开发价值的有利区可采资源量为4×1012 m3，主要分布于沁水盆地南部、鄂尔多斯盆地东缘、滇东黔西盆地北部和准噶尔盆地南部［6］。
据自然资源部《中国矿产资源报告（2021）》，截至2020年底，中国煤层气剩余探明技术可采储量为3 315.54×108 m3，页岩气的剩余探明技术可采储量为4 026.17×108 m3［7］。从目前公布的评价结果来看，煤层气的地质资源量较页岩气少很多，但是剩余探明技术可采的储量是页岩气的82%。考虑到资源评价范围、风险勘探投入、勘探程度、评价方法等差距，煤层气与页岩气的剩余探明技术可采储量相差并不大，可见资源问题并不是产业发展缓慢的主要原因。
目前，中国国内页岩气开采深度主要在1 000～3 500 m，少部分井深在1 000 m以浅及3 500 m以深。开发井以水平井为主，一般要采用压裂改造等施工工艺。单井投资为2 000×104～5 500×104元，经过修正后的页岩气项目投资收益大部分在6%～10%区间。
“十三五”之前，中国煤层气井的开采深度多在800 m以浅，“十三五”期间开始动用800～1 200 m的中深层煤层气储量。早期煤层气开发井以直井或丛式井为主，水平井占比较少，近年来实施项目主要以水平井为主，一般也需要进行压裂改造。由于井深较浅，煤层气的单井投资远低于页岩气，一般在150×104元［8］至800×104元［9］之间，经过修正后的煤层气项目投资收益普遍高于页岩气，优质的项目财务内部收益率甚至能够达到20%。
煤层气的初始投资要远少于页岩气，优质的煤层气项目投资回报率不但超过页岩气项目，而且也超过很多热点行业的投资项目。
根据已投产页岩气井的产气特征来看，页岩气井具有产量递减快的特点。其高产期主要集中在前3年，基本采出预测最终可采储量的50%～60%；第4年开始递减率均高于15%，这就决定了在10年以后页岩气井的产量很少［10］。目前在产的页岩气井，生产年限最长的约为7年，7年间同一井区的在产井数快速递减。中国某优质页岩气井区产量等随生产时间变化情况见图2。
煤层气的开采必须经历解吸、扩散、渗流形成产量的全过程（见图3［11］）。在沁水等高煤阶地区，排水时间一般需要8～10个月。开始产气之后，吸附在煤基质表面的甲烷等气体随着煤储层压力的降低而被逐渐解吸出来，而且产量逐渐上升，经过一段时间排采后才能达到产量的相对高峰。在沁水等高煤阶地区，这一上产阶段通常需要2～3年的时间。再加上排采之前的方案部署、现场钻井实施、压裂改造到装抽排采的时间，整体上煤层气开发项目从建产到达产需要3～4年的时间［12］。
与页岩气井当年建设当年即可产气进入生产运营期相比，煤层气井的建设期一般在1～3年，前期产量峰值没有页岩气突出，但是产量递减慢、生产运营期长。煤层气这种建设期长、峰值不突出、稳产期长、投资回收期长的单井产量规律，也影响了产业的发展趋势，与页岩气相比具有稳步、缓慢、持久的特征。
中国煤层气开发起步较早，产业发展初期学习美国的理论技术和产业发展方式，市场化程度相对较高，矿权分散招标、区块对外合作、混合所有制、产品分成合同、资本市场融资并购等市场化的手段非常超前、丰富，产业发展模式几乎与美国接近。不同的是，中国的煤层气资源禀赋较美国要逊色很多，造成中国煤层气产业发展遭遇诸多挫折。
页岩气产业在发展初期也试图按照这一路线进行，开展对外合作，国外石油公司带来先进技术和资金。但是由于资源禀赋差、开发难度大等原因，国外石油公司很快都退出了中国页岩气市场，最终依靠中国石油天然气集团有限公司（简称中国石油）、中国石油化工集团有限公司（简称中国石化）两家石油央企将页岩气产业发展起来。
与页岩气相比，煤层气产业市场化的程度更高，更符合西方的市场经济理论。
按自然资源部数据［13］，截至2018年底，中国国内煤层气探矿权共78个（分属31个公司），采矿权13个（分属9个公司）；页岩气探矿权3个（分属3个公司），采矿权4个（分属2个公司）。
中国煤层气开发起步较早，当时与常规天然气相比，煤层气的经济性较差，国内企业拿到探矿权后，将矿权分成小块交给不同的公司来合作开发成为产业最优选择。这造成煤层气探矿权比较分散、复杂，既有与地方煤炭企业煤炭开采权重叠冲突的问题，也有过度依赖对外合作的问题。
中国煤层气优质资源区大部分采取了对外合作的方式，对外合作区块约占煤层气矿权区面积的37%，2019年合作区煤层气产量约8×108 m3，仅占全国产量的13%［14］。外方对煤层气项目效益期望过高，投资积极性不高，对外合作区勘探开发投入远低于邻近自营区块。而中方不能主导项目进程，且目前大部分合同期限尚有10余年，煤层气对外合作领域存在的问题仍将长期存在。
页岩气因为起步较晚，吸取了煤层气的经验教训，在矿权管理上相对科学，探矿权相对集中。虽然2012年国土资源部第二轮页岩气区块招标试图引入众多非油气企业（本次招标中，中国石油、中国石化两家石油央企均未中标），然而10年过去了，最终真正实现页岩气工业化效益开发的只有中国石油和中国石化两家石油央企。
由于页岩气的初始投资较多、风险较大，产业发展之初参与的国际石油公司、地方企业等都很快退出了中国页岩气市场。煤层气因为初始投资较少、收益较高，加上当初签订合作协议时，对外资合作方的约束过于宽松，当初参与合作开发的外资企业、地方企业等很少主动退出探矿权，煤层气“圈而不探”“探而不开”等现象比较突出，这是造成煤层气产业发展缓慢的主要原因之一。
中国页岩气勘探始于2008年，商业开发自2012年开始，工业化建产自2014年开始，产量快速增长是从2015年开始。页岩气起步于“十二五”时期，快速发展于“十三五”期间。据不完全统计，10年间，中国页岩气领域累计投资超过1 500×108元，投资主要集中在四川盆地及周缘。
中国煤层气虽然起步较早，但是总投资一直不高，尤其是“十二五”期间，煤层气投资开始下降，“十三五”期间有所回升。据不完全统计，10年间，中国煤层气领域累计投资不超过800×108元，而且其中包含风险勘探投资，投资标的比较分散。
投资密度是指单位时间对同一产业或目标的投资量，煤层气产量增长较页岩气缓慢的另一个原因是煤层气的投资密度小于页岩气。煤层气的开发历史长，探矿权又太过分散，虽然整体上投资总量并不少，但是划分到每一阶段，投资密度不但小于页岩气产业，也小于中国互联网行业的投资密度，甚至小于很多服务业的投资密度（见图4）。
通过前文的对比分析可以获得很多启发，下面主要总结与产业政策有关的4个方面。
通过前文可见，煤层气矿权分散、投资密度小，造成了产业进展缓慢，其深层次原因与投资信心不足有关。相对页岩气来说，煤层气的起步过早，伴随国内常规天然气一同发展，生不逢时，消耗了产业投资信心与意志。这也是造成煤层气产业整体上总是在探索、徘徊、犹豫、观望中的原因。
在起步时，中国国内煤层气与常规气相比经济性较差，这种传统印象一直延续至今，但是现在这种观点值得推敲，需要重新论证。将煤层气项目的基础投资条件拿到今天来看，不但超过页岩气项目的投资收益，而且超过很多热门赛道和项目的投资收益，是很好的投资标的。
中国页岩气开发难度大于煤层气，煤层气开发遇到的技术问题在页岩气领域同样存在，但页岩气的投资信心比较坚定，带来了页岩气的快速发展。在新时期，国家能源安全问题凸显，对煤层气的重要性应该得到重新认识，对煤层气的前景可以充满信心。
煤层气、页岩气、致密气等产业属于“初级产品”行业，特点是需求确定、成本稳定、前期投资较大、具有超额收益机会。对于这类行业，投资信心不够坚定，“撒胡椒面式”的投资方式是投资的大忌，需要有魄力的投资机构和优秀的投资人出现，来扭转煤层气行业投资信心不足的局面。
建议在国家层面成立并发行500×108元规模以上的“非常规油气专项投资基金”，以股权投资的形式，面向非常规油气开发项目开展前期风险投资，而不是以股权基金的形式开展“明股实债”的债权投资，那样对产业的发展促进作用有限。
一直以来，煤层气在探索市场化的发展路径，矿权出让和合作是常态，从1996年中联公司成立之初开始，很多优质区块由中外合资开发。但是因为参与联合开发的企业体量较小、产业历史较短、人才较缺、技术积累不足，出现“圈而不探”“探而不开”的现象，造成行业投入不足，进展缓慢。
与页岩气相比，煤层气产业市场化程度看似较高，但行业成本并没有明显降低。这是因为煤层气的探矿权虽然分散了，站在投资开发这一产业链节点向前看属于需求侧的分散，供给侧并没有明显的增加，也就是煤层气施工服务企业并没有增多，有技术、有实力的钻采队伍，还是那几家。反而因为需求的分散，造成单个煤层气项目体量较小，开发企业在面对乙方施工单位时，议价能力较低。在行业前景不明、需求分散、单个项目体量较小的前提下，施工服务企业也不敢将大量资源和人力投入到煤层气的方向上。供给侧数量增长有限，造成行业勘探开发成本并没有进一步降低。
从实践来看，专门主攻煤层气勘探开发的煤层气公司的单位完全成本，远高于混业经营的综合性石油公司。充分证明需求侧的分散竞争没有带来成本的降低，对行业的整体发展没有促进作用，这是倡导市场竞争的西方新自由市场经济学理论无法解释的现象。建议研究建立适合中国的产业经济理论体系，指导煤层气产业改革，积累形成煤层气发展的中国经验。
页岩气开发的中国经验充分说明“有效市场”“有为政府”、优秀企业对新兴产业的发展缺一不可。中国煤层气产业要想快速发展，需要借鉴页岩气发展的中国经验，进行结构性改革，让优秀企业发挥更大的作用。
在需求侧进行改革，将分散的探矿权集中到有历史传承、有技术优势、有人才储备、有资金实力的企业手中，在需求侧形成规模优势，才能增加投资企业的开发信心，稳定投资收益预期，加大投资密度。
在供给侧，由于油服企业的技术专业性强、资产专用性高、行业门槛较高，少量或短期需求的增加不会带来供给的增加。要想降低行业成本，不能走供给侧竞争降低成本的路线，需要行业结构改革，在行业纵向上开展上下游一体化整体经营，降低交易成本，形成产业链上下游一体化优势，能够抵御供给冲击及需求收缩，增强预期。
鼓励产业公司集团化发展，将常规油气、非常规油气、新能源混业经营，会增强公司实力，抵御产业波动风险，形成投资风险对冲机制。从页岩气开发的中国经验来看，通过行业整合，将矿权集中到石油央企手中，将加快中国煤层气产业发展。
（4）“有为政府”的作用在煤层气产业上还有发挥空间。
在页岩气发展的中国经验中，“有为政府”的作用发挥比较充分。在行业补贴扶持政策、产业结构模式、市场价格预期、帮助开发企业解决具体问题等方面发挥了重要的作用。
2019年12月31日，自然资源部印发自然资规〔2019〕7号《关于推进矿产资源管理改革若干事项的意见（试行）》，主要亮点是加强探矿权的管理，加快探矿权的流转和退出。在此文件的指导下，各地方政府纷纷出台关于油气探矿权的改革细则，探矿权改革的作用开始发挥，“圈而不探”的局面会得到逐步改善。
在未来煤层气产业发展中，“有为政府”的作用还有发挥空间，主要体现在两个方面：一是宏观上在行业结构性改革、产业政策调整、财税支持政策、解决融资成本过高等方面能够发挥更大的作用；二是地方政府在解决矿权重叠、开发手续繁琐、降低行政成本，协调企地关系等方面还有很大的发挥空间，现阶段地方政府对煤层气的发展速度有决定性的影响，“有为政府”的作用发挥空间更大。
在中国煤层气产业发展初期，国内石油公司的实力还较弱，现代化的勘探开发技术及人才的积累还不足。当时国内常规天然气发展势头迅猛，投资收益更好，国内能源安全压力不大，低碳转型并不迫切，造成对煤层气的重视程度不高。在当初，将探矿权分割成小块对外合作，探索性开发是个合理的选择。
而今，随着国家经济的发展，中国石油公司的实力今非昔比，现代技术及人才储备丰厚；国内能源安全的压力加大，低碳转型需求迫切，常规天然气增产后劲不足，为煤层气的快速发展提供了机遇。
随着2019年国家石油天然气管网集团有限公司的独立，油气行业市场化改革的方向明确，一些民营企业和投资机构开始关注国内煤层气的投资机会。2021年开始，国际天然气价格的快速上涨，更是让煤层气重新得到资本市场的青睐。
自2020年开始，探矿权改革的作用开始发挥，煤层气“圈而不探”“探而不开”的局面会得到逐步改善，为各类资本投资进入煤层气行业提供了机会，未来大量资本的注入，会大幅提高煤层气的投资密度，带动煤层气产业快速发展。
中国近80%的煤层气资源分布在800 m以深的区域，也就是常说的中深层煤层气及深部煤层气。随着煤层气勘探开发技术不断取得突破，中深层煤层气、深部煤层气、低煤阶煤层气的开发会大面积展开，煤层气剩余储量的动用程度会不断提高。
沁水、鄂东等主力产气老区煤层气井产能到位率仅40%，具备进一步上产潜力；沁水、鄂东地区埋深1 000～1 500 m煤层气有望进一步实现效益开发的规模；二连盆地、海拉尔盆地及东北阜新、铁法、依兰、珲春等地区低阶煤层气规模性效益开发的前景乐观；滇黔川地区、东北三江盆地群等多薄煤层、煤系气多层合采综合开发逐渐见到成效［14］。
综合前文分析，若中国煤层气产业能够借鉴页岩气的发展经验，也就是充分发挥“有效市场”“有为政府”和优秀企业的作用，煤层气与页岩气并驾齐驱的局面很可能到来。
按照“投资密度法”预测，若煤层气能够达到页岩气的投资密度，煤层气产量增长在“十四五”期间会逐渐加快，在“十五五”期间，由于探矿权改革的红利得到充分释放，产量增长速度会进一步加快，在2030年前煤层气的年产量可能赶上页岩气（见图5）。
图5 2022—2030年中国煤层气与页岩气产量预测
页岩气开发的中国经验充分说明“有效市场”“有为政府”、优秀企业对新兴产业的发展缺一不可。虽然中国页岩气产业发展时间不长，仍有很大的进步空间，但是其产量增长速度很快，已经成为中国国内天然气产量的主要增长点，页岩气开发的经验值得煤层气借鉴。
煤层气与页岩气相比，资源相当、投资门槛低、收益高，但是矿权分散复杂、投资信心不足、投资密度较小，造成发展缓慢。在新时期，能源安全问题凸显，煤层气快速发展的时机已经到来，需要对煤层气的重要性重新认识，坚定发展信心，进行产业结构性改革，加大投资力度，若借鉴页岩气的发展经验，煤层气依然具有光明的未来，在产量上将会与页岩气并驾齐驱。
