煤层气行业深度报告:数据复盘与“十五五”展望

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。此外，煤层气是热值高、无污染的新能源，1立方米纯煤层气的热值约40兆焦耳，与常规天然气热值接近，约相当于1.13千克汽油、1.21千克标准煤。

图：常规与非常规天然气地理位置分布

煤层气开采方式主要为井下煤层气抽采和地面钻采煤层气两大类。井下瓦斯抽采主要是出于煤矿安全因素考虑，瓦斯浓度低且波动大（20%-80%），直接利用难度大，需要进行调配或提浓等加工。地面预抽采是在煤炭的规划区和生产准备区进行，时间通常较煤炭生产提前5-10年。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。

我国煤层气开采技术与美国、澳大利亚相比，在资源禀赋、技术路径和开发阶段上存在显著差异。从资源看，中国煤层气以深层（埋深>1500m占比高）、中高阶煤、“三低一强”（低渗、低压、低丰度，地应力强）为特征；美国聚焦浅层高渗中低阶煤；澳大利亚侧重中浅层煤系共采。技术层面，美国以直井+常规压裂为主，澳大利亚推广直井裸眼合采与低成本压裂，中国则突破深层开发瓶颈，发展水平井+多分支井、体积压裂+差异化改造、自动化控压排采等适配复杂地质的创新技术。

开发阶段上，美国因“页岩革命”进入煤层气开发衰退期，澳大利亚处于中浅层成熟期并探索煤系共采，中国实现浅层与深层并行开发（如鄂尔多斯盆地深层煤层气日产破纪录），呈快速突破态势。尽管中国在产业成熟度、成本控制上仍落后美澳，但深层开发技术、复杂地质适配能力及政策驱动的增长潜力构成独有优势。

我国煤层气资源量丰富，总储量约为36.8万亿立方米。据前瞻产业研究院数据，世界煤层气地质资源量为260万亿立方米；其中，90%的煤层气资源量分布在俄罗斯、加拿大、中国等12个主要产煤国。而我国煤层气总储量为36.8万亿立方米，占世界总储量的14.2％，居世界第三。

图：全球部分国家煤层气资源储量统计情况

我国最主要的煤层气盆地为鄂尔多斯盆地和沁水盆地。全国大于5000亿立方米的含煤层气盆地共有14个，其中含气量在5000-10000亿立方米的有川南黔北、豫西、川渝、三塘湖、徐淮等5个盆地；含气量大于10000亿立方米的盆地有9个，依次为鄂尔多斯、沁水、准格尔、滇黔贵、吐哈、二连、塔里木、海拉尔、伊梨盆地，9大盆地煤层气资源量占全国煤层气资源量的83%。

图：中国煤层气资源量分布情况

山西、贵州开发潜力大。中国煤层气资源主要集中在山西、新疆、贵州、安徽、河南、四川、黑龙江、河北、内蒙古等省市自治区；其中，山西、新疆和贵州3省占比为63%。由于新疆距离内地较远，不具备煤层气大规模开发的现实条件，因此，山西、贵州是目前煤层气开发潜力较大的省。

图：我国主要煤层气资源分布占比

1、影响因素

影响煤层气开采量和开采难度的因素主要有以下五点：

（1）资源量：资源量是进行煤层气开采的基础，主要衡量指标有含气量、煤层厚度和资源丰度。

（2）渗透性：煤储层的渗流能力是煤层中气体导流能力的反映，它关系到甲烷气体在煤中的赋存状态和开采抽放的难易程度。煤层气存在于煤的双孔隙系统中，煤的双孔隙系统为基质孔隙和裂缝孔隙们；基质孔隙由孔隙大小来反映，是煤层气运移的通道；裂缝孔隙又称为割理，其不仅是储气空间，同时它又可使基质孔隙连通，增强储层的渗透性。煤层渗透率与煤的变质程度、煤岩组分和煤的灰分有密切关系。中等变质的肥煤和焦煤，其渗透率最高；低变质的褐煤、长焰煤和气煤孔隙度大，渗透率次之；中、高变质的瘦煤至无烟煤滲透率最低。此外，煤中惰质组含量越高、灰分越低，其滲透率越高。

（3）解吸能力：解吸能力的大小将直接影响煤层气的开采难易程度及采收率。饱和度越大，煤层气的运移潜势就越大，煤层气的排采潜势就越高。根据实验研究表明，煤层气的吸附——解吸过程可近似看成可逆过程，因此，吸附时间越长，对煤层气的解吸越不利。煤层气是靠降压解吸的，临/储压力比越高，越不利于煤层气的解吸。

（4）煤体结构：煤的坚固性系数和煤的破坏类型是煤体结枃的综合反映，煤越坚固则煤层气的开采难度越大。

（5）地质条件：水动力活动频繁的地区，利于煤层气的运移和扩散，不利于煤层气的保存，也不利于煤层气的排水降压；构造复杂区域，将不利于煤层气进行地面钻采。

2、生产成本

井下抽取的煤层气普遍浓度低，规模化成本高。煤层气低浓度煤层气（CH4<30%）中混有空气，单位体积热值低、运输成本高，无法实现规模化的利用，只能在当地就近使用或者直接稀释排空（每年国内排空的煤层气达150亿方，温室效应远高于二氧化碳）。

只有当浓度达到80%及以上时，管道运输和LNG、CNG槽车运输等才具有经济性。高浓度瓦斯主要有两种来源：一是地面抽采的煤层气，甲烷含量达95%以上；另一种是通过浓缩工艺将井下抽采的煤层气浓度提高。采用井下低浓度瓦斯浓缩工艺则成本过高，一般用于发电或当地民用。

煤层气的开采成本高于常规天然气，常规天然气的综合生产成本约0.6-1.0元/立方米。而煤层气综合生产成本约1.2-2.5元/立方米，其中高渗区（如沁水盆地）成本较低（1.2-1.4元/立方米），低渗区或深部煤层（>1000米）成本可达2.0-2.5元/立方米。

根据《清洁能源发展专项资金管理办法》，我国对煤层气的补贴标准为 0.3 元 / 立方米至 0.6 元 / 立方米（基准标准为 0.3 元 / 立方米，具体补贴额根据产量增速核定系数确定）。另据《山西省财政厅等 4 部门关于印发非常规天然气增储上产专项资金管理办法的通知》，山西省对项目单位的上产项目额外给予 0.1 元 / 立方米的补贴。因此，在沁水盆地等煤层气开采条件较好的区域，叠加补贴后，其生产成本已与常规天然气基本相当。

根据《全国矿产资源规划（2016-2020年）》，将天然气、页岩气、煤层气等列入24种战略性矿产目录。从2019年起，年新增天然气探明地质储量一直保持在1万亿立方米以上。根据《2024年中国自然资源公报》，截至2023年末，全国天然气剩余技术可采储量66834.7亿立方米，页岩气剩余技术可采储量5516.1亿立方米，煤层气剩余技术可采储量5348.4亿立方米。

图：中国新增天然气探明地质储量变化（亿立方米）

自进入“十四五”时期以来，中国天然气产量的年均增速达6.2%，较《“十四五”现代能源体系规划》预定的3.6%年均增速翻了近一番。油气增储上产“七年行动计划”实施以来，中国天然气产量净增约1000亿立方米，年均增速为7.2%。2025年全年生产天然气突破2600亿立方米，较2024年净增约135亿立方米，增量连续9年维持在100亿立方米以上，增幅为5.5%。其中，页岩气产量约为280亿立方米，较上年增产15亿立方米，增幅为5.7%；煤层气产量约为179亿立方米，较上年净增量为12.4亿立方米，增幅为7.4%。

图：中国天然气产量（亿立方米）

我国能源消费以煤炭为主，石油、天然气及水电、核电、风电占据一定比例，天然气等清洁能源产量及能源消费占比预期将逐步增加。基于2026年1月发布的全国能源工作会议数据及国家统计局初步核算，2025年全年能源消费总量61.4亿吨标准煤，比上年增长3.0%，煤炭消费量增长0.6%，原油消费量增长0.4%，天然气消费量增长7.0%，天然气消费量增长速度明显高于其他能源消费量。2025年煤炭消费量占能源消费总量的52.0%，比上年下降1.2个百分点，占比持续下降。包括天然气在内的清洁能源占比呈现上升趋势，占2025年能源消费比重达29.9%，较2016年的19.1%提升10.8%。

“十四五”期间天然气消费量增速较“十三五”中枢有所下移，2023年以来已重回较快增长。2017年后受“煤改气”政策拉动，我国天然气消费量快速增长，《北方地区冬季清洁取暖规划（2017-2021年）》《打赢蓝天保卫战三年行动计划》等相关政策陆续出台，强力推动北方清洁取暖“煤改气”、工业锅炉和窑炉“煤改气”、燃气热电联供项目建设等，到2021年北方清洁取暖规划收官之年，全国天然气表观消费量达到3740亿立方米，政策是这一阶段天然气发展最重要的驱动

力。

2022年俄乌冲突引发国际油气价格暴涨，叠加公共安全事件等多种因素影响，我国天然气消费出现了回调，2022年全国天然气表观消费量同比下降1.7%，为近二十年来首次出现负增长。2023年以来伴随宏观经济复苏背景，天然气消费量重回较快增长，2024年全国天然气表观消费量4260.5亿立方米，同比增长8.0%。2025年受宏观经济转型及新能源替代加速等因素影响，天然气消费规模保持高位稳定，全年表观消费量约为4285亿立方米，同比微增0.6%。

2025年管道气进口量保持快速增长，由上年的760亿立方米增至845亿立方米，净增约85亿立方米，占进口增量的72.6%，连续两年超过LNG的年进口增量及增量占比。管道气进口量持续提升的原因是中俄东线按计划达到满负荷输气。一方面进口俄气具有价格竞争力，且管道沿线市场消纳能力强；另一方面俄气供应稳定，中俄能源合作进一步深化。全年中俄管道气进口总量约为380亿立方米，在进口管道气总量中的占比约为45%；增量约为80亿立方米，在管道气进口增量中的占比约为94%。

2025年中国LNG进口量增加了32亿立方米，同比增幅为3.0%，增量和增幅均低于管道气，在天然气进口总量中的占比为56.3%，较上年下降了1.9个百分点。LNG进口来源国主要为澳大利亚、卡塔尔和俄罗斯，其中澳大利亚占比为33.5%，卡塔尔占比为24.2%。LNG进口增速放缓的主要原因，一是国内天然气产量与管道气进口量双双增加，基础供应保障能力增强，挤压了LNG的市场空间；二是国际LNG现货价格波动，进口商采购策略更加务实，长协履约成为主力。

图：中国天然气进口量走势

我国天然气生产量与消费量逐年递增，与此同时，天然气消费量日益超过生产量，且供需缺口逐渐扩大。根据海关总署数据，2025年，中国天然气出口量约为55.0亿立方米，同比减少4.7亿立方米。其中，LNG出口量为5.0亿立方米，同比减少5.5亿立方米，降幅为52.4%；输送至港澳的管道气量达到50.0亿立方米，同比净增0.8亿立方米，增幅为1.6%。天然气净进口量为1880.0亿立方米，同比增加122.4亿立方米。进口管道气量大幅增加，将中国天然气对外依存度再次推升至43.9%，比上年提高2.3个百分点。

表：我国天然气的产量与需求量的缺口

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。

上游天然气勘探生产相关资源集中于中石油、中石化和中海油等综合油气公司，其他油气相关公司包括国新能源、蓝焰股份、中天能源等。此外，除了自身勘探生产之外还包括进口管道气、进口LNG部分。中游运输包括通过长输管网、省级运输管道等；管道制造公司包括玉龙股份、全洲管道；液化与储运设备供应公司包括厚普股份、广汇能源等。下游分销主要由燃气公司从事该项业务，燃气分销公司主要有百川能源、深圳燃气、大众公用、华润燃气、中国燃气等。除燃气分销以外，燃气公司主业还包括燃气接驳、燃气运营和燃气设备代销等，服务于居民、工商业等用户。

天然气的开采主要为合作开发模式，产量分成合同（ProductionSharingContract）是国际油气田开发项目中所采取的一种惯常合作模式，资源方（国）与（合同）作业者就合作开采油气资源订立PSC合同，由（合同）作业者投资进行勘探，承担全部勘探风险。在发现商业性油气田后，由（合同）作业者同资源方（国）按照约定比例共同投资合作开发，（合同）作业者负责开发和生产作业，并按照约定比例分享油气产品生产销售收益。PSC合作开发模式作为一种趋于成熟的油气开发模式，相比传统的矿区租让制，平衡了双方的权利与义务，更有利于维持合作的稳定性。

经过近半个世纪的不断完善与推广实践，PSC合作开发模式已成为国际油气项目开发中所采取的一种惯用合作模式。中国石油天然气骨干企业，如中国海油、中国石油等，亦通过PSC合作开发模式在印度尼西亚、塔吉克斯坦等国参与了当地的油气项目。

在政策的支持下，我国石油天然气骨干企业签订了多份PSC合同，如中联煤层气有限责任公司（以下简称“中联煤”）与美中能源有限公司（美国）于2003年签订的潘庄区块煤层气合作开发合同、中联煤与亚美大陆煤炭有限公司于2004年签订的马必区块煤层气合作开发合同、中联煤与奥瑞安能源国际有限公司于2006年签订的三交区块煤层气合作开发合同。此外，根据中国海洋石油总公司（以下简称“中海油”）的报道，中海油已签订超过200份PSC合同。公开资料中可查询的具体案例如下：

注：美中能源有限公司、亚美大陆煤层气有限公司均为亚美能源（02686.HK）的全资子公司；奥瑞安能源国际有限公司为油气控股（00702.HK）的全资子公司。

通过对《中国天然气发展报告（2025）》及国家管网集团、中石油等企业发布的最新基础设施建设数据梳理，可以发现随着全国一张网和储气设施建设加快推进，天然气基础设施日益完善。

接收站方面，2021年以来我国建成投运LNG接收站10余座，截至2025年底全国已建成并运营LNG接收站39座，总接收能力达2.16亿吨/年。自2006年深圳大鹏LNG接收站建成投运以来，沿海LNG接收能力突飞猛进，接收站布局逐步均衡完善，华北、华东、华南接收能力大致各占三成，长三角、珠三角、环渤海三大天然气主力消费区域资源保障能力显著增强。2025年是LNG接收站投产的高峰期，全年新投运及扩建项目集中落地，新增接收能力超4000万吨/年，总接收能力正式突破2亿吨大关。

储气库方面，十四五以来多座储气库投产，截至2025年底，国内天然气储气调峰能力明显增强，地下储气库有效工作气量突破300亿立方米。2025年，中国储气库建设继续保持高速度，重点推进了辽河油田、西南油气田等主力储气库群的扩容达产，以及江苏、河南等地的盐穴储气库建设，全年新增工作气量约40亿立方米，进一步夯实了冬季保供的底气。

管网方面，十四五以来全国一张网天然气管道建设深入推进，期间中俄东线天然气管道全线贯通投产，西气东输四线吐鲁番-中卫段、川气东送二线等国家战略通道建设取得重大进展，截至2025年底全国长输天然气管道总里程达到14.2万千米；省内管网方面，各省市提出加快天然气管网建设、完善主干管网布局、推动管网互联互通等目标，各省内天然气管网建设加快推进，市县级行政区域通达率显著提升。

图：我国天然气管网系统

根据《中国统计年鉴2025》，我国天然气下游消费结构分为工业、居民生活、化工原料、发电与供热和交通运输等。工业、发电、LNG重卡是拉动2025年天然气消费增长的三驾马车。其中，工业领域受益于产业升级和用能结构优化，生产保持韧性，全年工业增加值同比增长5.2%，继续发挥经济压舱石作用。工业生产平稳推动了工业用气量温和上升，预计工业领域天然气实际消费量增长约30亿立方米，达到1715亿立方米，增幅为1.8%。

2025年，全国新增天然气发电装机量继续保持高位，在新能源调峰需求带动下，年平均发电小时数稳中有升，预计全年发电用天然气量同比增加约45亿立方米，达到810亿立方米，增幅为5.9%。LNG重卡依然是2025年中国天然气市场的亮点，尽管油气价差较上年有所收窄，但物流运输业降本增效需求依然强劲，带动车用气继续保持较快增长，预计用气量增加约60亿立方米，达到515亿立方米，增幅为13.2%。

其余用气行业中，居民用气随着城镇化推进稳步增加约20亿立方米；化工领域用气受绿色转型政策限制稳中趋降，减少约10亿立方米；城市公共服务和其他行业增加约10亿立方米。国家统计局按照天然气消费行业分类的2023年与2025年消费结构对比显示，消费占比变化比较明显的是天然气化工业和交通运输业，前者下降了1.8%，后者上升了2.2%。

图：我国天然气下游消费结构对比

随着“十四五”规划圆满收官并迈入“十五五”开局之年，国家宏观政策对交通能源转型的支持力度持续加大。在延续《“十四五”现代能源体系规划》鼓励清洁替代的基础上，2025年底发布的《关于制定国民经济和社会发展第十五个五年规划的建议》及相关行业指导意见进一步强调了交通运输领域的绿色低碳化，明确提出要加快重型货运车辆的清洁能源替代步伐，确立了LNG在长途重载运输及内河航运中作为“燃油替代主力”的战略地位。

在此背景下，LNG重卡作为实现交通领域碳达峰的重要抓手，继续拉动交通用气快速增长。尤其是2024年以来伴随国内气源供应宽松及国际LNG现货价格回落，车用LNG经济性优势长期维持。根据罗佐县等人《天然气在西部地区能源转型中的定位及产业发展路径》，当气柴价格比为70%时，LNG重卡经济性临界点出现。当前市场气柴价格比稳定在55%至60%的舒适区间，远优于理论临界值，推动LNG重卡销量在2025年创下历史新高后，于2026年初继续保持强劲势头，交通用气已成为“十五五”初期天然气消费增长的核心引擎。