2.3.煤層氣開采的兩種方式
煤層氣的開采一般有兩種方式：一是地面鉆井開采；二是井下瓦斯抽放系統抽出。
井下抽采是指借助煤炭開采工作巷道，井下鉆孔，在地面建立瓦斯泵站進行抽采的方式。而地面鉆采是從地面開始鉆井，使用螺桿泵、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、水平井和U型井等。2015年，我國地面開采煤層氣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%。
地面開采的煤層氣利用率要高于井下抽采，這主要是由于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）。而地面開采濃度較高，甲烷含量一般大于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，依賴于煤炭開采的進度。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，抽采的多余的煤層氣是能排空。
煤層氣地面抽采的總量小，主要取決于煤層氣開采的商業模式。我國抽采煤層氣最初目的是防范瓦斯事故。由于煤礦開采者自身治理瓦斯的成本比較高，所以一般會請煤層氣開采企業來治理。開采出的煤層氣資源屬于煤層氣開采企業所有，煤炭開采者支付給煤層氣企業的費用也遠小于自身治理成本。由于之前模式多是邊開采煤炭邊抽采煤層氣，所以井下抽采比地面抽采量大很多。隨著開采技術的進步和對煤礦瓦斯事故的防范力度加大，如今煤礦開采前的地面抽采和煤礦開采后的廢棄礦抽采越來越多，今后地面抽采量將會增加。
2.4.煤層氣產業鏈及銷售方式
中國煤層氣生產商的銷售及營銷方式按各項目與天然氣輸送基礎設施的距離而不同。大致包括以下渠道：
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。由于運輸成本較高，液化天然氣最適宜用以向無管道連接的終端用戶（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。管道銷售的一般對象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
三、煤層氣—屬于中國的頁巖氣
3.1.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年之后，美國常規天然氣的產量出現了明顯下滑的趨勢。在煤層氣鉆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年之后進入了快速發展期，彌補了常規天然氣產量下滑的缺口。隨著頁巖氣革命的爆發，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，頁巖氣的產量快速爆發，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。
3.2.在中國煤層氣的經濟性高于頁巖氣
地面鉆井開采方式，國外已經廣泛使用，我國有些煤層透氣性較差，地面開采有一定困難，但隨著開采技術的提高，企業開采積極性也隨之提高。全球煤層氣開采的平均成本約為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（以凈運營開支除以凈產量算，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。在中國頁巖氣的成本顯著高于煤層氣。頁巖氣水平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，煤層氣的成本介于陸上常規天然氣和管道進口天然氣之間，遠小于同為非常規國產天然氣的頁巖氣。由于液化天然氣（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。
3.3.為什么中國的煤層氣可類比美國的頁巖氣
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于頁巖氣的發展對其形成沖擊，美國現階段頁巖氣與煤層氣享有相當的補貼及政策扶持，但頁巖氣的生產成本已低于煤層氣。
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平。目前我國并不具備美國成熟頁巖氣開采技術，更不具備技術進步帶來的生產成本的大幅降低，美國現階段頁巖氣的生產成本已經低于煤層氣，但我國現階段頁巖氣生產成本仍高于煤層氣。政策扶持、補貼力度上對煤層氣的傾斜，開采成本、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。
對比美國頁巖氣和中國天然氣的發展模式，我們可以看出：
3.3.1.非常規天然氣產業的發展具有慢熱型特征
從歷史角度看，美國的頁巖氣產量在取得大突破之前經歷了漫長的積淀和等待，僅頁巖氣商業化開采利用的歷史就有80多年。當然，若不考慮商業因素，僅考慮生產因素，那么頁巖氣開發的歷史則更長。現實當中的"頁巖氣革命"是偶然當中的必然，并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，基本處于地質尋證，勘探找氣，開發摸索的階段。
事實上在美國頁巖氣大規模爆發之前，美國是第一個煤層氣實現商業化開采的國家，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于成熟穩定期，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，促使美國政府放松天然氣價格管制。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、頁巖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，在圣胡安、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，首當其沖就是頁巖氣產業的發展對煤層氣產業造成了沖擊。同為非常規天然氣，頁巖氣與煤層氣享有相同力度的補貼和政策扶持。頁巖氣水力壓裂技術相對成熟后，頁巖氣生產成本已低于煤層氣。大批資本涌入頁巖氣產業，對煤層氣形成了"擠出"效應。
中國在開始開發煤層氣之前，經歷了漫長的瓦斯抽放階段。1952年龍鳳礦建立起瓦斯抽放站，開創了中國煤層氣開發之先河。1975年我國在遼寧撫順，山西陽泉，湖南冷水江等地試驗地面直井開采煤層氣瓦斯，由于知識和技術方面的原因，沒有取得理想結果，未能持續下來。
但是過程中形成了大量煤層氣基礎資料。2007年8月，國家發展改革委員會能源局復函中聯煤層氣責任有限公司，明確中聯煤層氣有限責任公司和亞美大陸煤層氣有限公司的全資子公司美中能源公司在山西晉城潘莊煤層氣資源開發項目，是煤層氣開發利用"十一五"規劃的主要規劃項目。
據此，國家發改委能源局批準合作雙方按年產5億立方米煤層氣的建設規模立即開始潘莊煤層氣資源開發項目的前期工作。該批準是外國公司近20年來在中國進行煤層氣勘探開發所獲得的第一個由國家發改委簽發的進行商業性開發的批準文件，使潘莊項目成為中國第一個進入煤層氣商業性開發的項目。
至今，我國煤層氣的開發利用已經渡過了摸索階段，處于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，也標志著進入產業發展的快車道。
3.3.2.鉆井技術突破是非常規天然氣產業發展的引擎
業界一致認為，多分段水力壓裂技術及水平井技術的誕生、成熟及推廣應用在美國頁巖氣產業大發展中起到了關鍵作用。反觀之現階段中國的頁巖氣技術還處于探索起步階段，這是限制未來很長時間中國頁巖氣發展的一大瓶頸。美國頁巖氣開發技術歷程，從Barnett頁巖開采看，可分為4個階段，第一階段：1997年以前—直井大型水力壓裂；第二階段：1997~2002年—直井大型清水壓裂為主；第三階段：2002~2007年—水平井壓裂技術開始試驗；第四階段：2007年至今—水平井套管完井及分段壓裂技術，逐漸成為主體技術模式。
80年的開發歷史及政府政策的極力扶持使得美國掌握了頁巖氣開采的關鍵技術如水平井技術及最新一代的同步壓裂技術，而中國目前勘探信息不明朗、管網等基礎設施滯后、壓裂技術空缺。中石化董事長傅成玉此前表示，美國的頁巖氣開采條件大大優于中國，大部分在平原，分布穩定、埋藏淺，3000米已經比較深。中國則大都分布在西南部山區，3000米屬于淺層，一般是4000—6000米。
中國頁巖貯藏點缺少水力壓裂需要的水資源，也是一項艱巨的挑戰，而美國水資源相對來說要豐富的多。由于中美頁巖氣儲藏特征的極大不同，使得美國的頁巖氣技術對中國借鑒意義不大，需要我國開發探索適合本國的頁巖氣開采技術，這無疑又增加了現階段我國頁巖氣開采的技術壁壘。
而技術水平的提高，也是煤層氣實現大規模開發的最重要因素。美國煤層氣開采早期，大井組直井壓裂基數曾廣泛應用于圣胡安，黑勇士中煤階含煤盆地的煤層氣開發之中，其技術關鍵在于鉆大井組壓裂后長期，連續抽排，大面積降壓后煤層吸附的甲烷氣大量解吸而出。
90年代前后形成了針對不同地質背景的理論與開發技術，以CDX公司羽狀水平井為代表，在西弗吉尼亞石炭系進行開采，單井日產氣3.4-5.6萬立方米，較前期產量提高10倍，8年采出可采儲量的85%。90年代以后采用新技術開發新盆地，是美國煤層氣產量大幅度增長的主要因素。粉河盆地低煤階洞穴完井技術采用之后，2004年產量達95億立方米。中阿吧拉契亞高煤階定向羽狀水平井技術采用之后，2004年產量達20億立方米。
近年來中國的煤層氣鉆井技術也取得了巨大的進步。尤其是多分支水平井，U型井和L型井。十三五期間國內較多煤層氣企業找到了適合自己的方法更加符合我國煤層地質和地面地形的特點，例如山西省的晉煤集團作為煤層氣開發的排頭兵，技術水平非常先進，開發了"L型"井，對全國的煤層氣產業開辟了道路。
目前我國已掌握煤層氣鉆、完井、壓裂、排采技術，一些關鍵技術也獲得多項自主知識產權。綜合比較技術掌握程度，可知我國現階段對煤層氣技術掌握程度基本成熟，相反對頁巖氣技術掌握程度僅僅處于起步階段，還有很多技術空白區，因此未來很長時間內技術是決定煤層氣發展比頁巖氣更好好的關鍵所在。
煤層氣多分支水平鉆井是集鉆井、完井與增產措施于一體的新的鉆井技術。所謂多分支水平井是指在一個主水平井眼兩側再側鉆出多個分支井眼作為泄氣通道，同時為了滿足排水降壓采氣的需要。在距主水平井井口200m左右處鉆一口直井與主水平井眼在煤層內連通，用于排水降壓采氣。與常規直井的鉆井、射孔完井和水力壓裂增產技術相比，多分支水平井開采煤層氣的主要增產機理體現在以下幾個方面:
（a）提高了導流能力。壓裂的裂縫無論長度多長，流動的阻力都是相當大的，而水平井內流體的流動阻力相對于割理系統要小得多。分支井眼與煤層割理的相互交錯，煤層割理與裂隙更暢通，就提高了裂隙的導流能力。
（b)減少了對煤層的傷害。常規垂直井鉆井完鉆后要固井，完井后還要進行水力壓裂改造，每個環節都會對煤層造成不同程度的傷害，而且煤層傷害很難恢復。采用多分支水平井鉆井完井方法，避免了固井和水力壓裂作業對煤層的傷害。
（c）增大解吸波及面積，溝通更多割理和裂隙。多分支水平井在煤層中呈網狀分布，將煤層分割成很多連續的狹長條帶，從而大大增加煤層氣的供給范圍。已有的實踐證明，多分支水平井對各項異性明顯的煤層，煤層厚度較大且相對穩定的煤層，高煤階、低滲透、高強度和高含氣量煤層氣藏更適合。
U型井技術即U型水平連通井技術，該技術集成了水平井技術、水平井與洞穴井的連通以及欠平衡鉆井和地質導向等技術，煤層氣U型井組由1口直井和1口或多口水平井組成。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鉆修井，重新打開裂隙通道恢復開采，延長煤層氣井的壽命。
國外對我國煤層氣鉆采技術實行嚴格封鎖和保密。因此包括U型井在內的高端技術核心成果，國內均無法獲得，鉆井完井技術指標等難以對國內有借鑒作用。國內公司多為通過相關理念結合自身多年經驗做些探索性工作，取得了成功。
L型井雖然設計水平段長度比多分支水平井短，但是其導向施工難度不亞于其它井型，由于缺少了洞穴井，造成著陸點預測精度有限，實現一次性"軟著陸"難度加大。同時L型水平井的軌跡控制精度要求比其它類型水平井要高，一方面，L型水平井一般垂深淺、曲率半徑小、設計水平段長800——1000m，鉆至水平段后期往往出現井下鉆具摩阻大、扭矩高、托壓嚴重而無法定向鉆進，造成井眼軌跡調整困難，需要較高的軌跡控制精度規避地層傾角頻繁小幅度變化;另一方面，L型水平井采取下鋼篩管的完井方式，與U型井下PE篩管、多分支井和山字型井裸眼的完井方式相比對井眼軌跡質量要求更高。
3.3.3.非常規天然氣產業走的是一條由點及面的發展道路
2003年，RangeResources公司在東部的馬塞勒斯頁巖開發中使用了與巴尼特頁巖開發相近的水力壓裂和水平鉆井技術，第一次在美國東北部實現了頁巖氣的商業性開采，具有重要的戰略意義。2010年后該地區的頁巖氣被大規模開發，目前是美國頁巖氣產量最大的地區。隨著馬塞勒斯、費耶特維爾等地區紛紛效仿巴尼特頁巖的開發經驗，應用其技術并獲得巨大經濟成功，水力壓裂和水平鉆井這兩項技術在伍德福德也開始大面積應用。
可以說，巴尼特頁巖的開采在很大程度上奠定了頁巖氣行業的技術標準和發展基礎，巴尼特頁巖是美國頁巖氣勘探開發的奠基者，是美國頁巖氣產業發展初期的"示范區"，在美國"頁巖氣革命"的歷史評價中將扮演不可替代的重要角色。美國頁巖氣產業發展走的是由點及面，通過不斷推廣和應用成熟開發區經驗，實現頁巖氣產業全面推進的發展道路。這一點也驗證了示范效應對新興產業的發展至關重要的行業普遍發展規律。
而山西省在中國的煤層氣開發過程中起到了示范作用。山西省儲、產量獨占鰲頭，在我國煤層氣產業發展中具有特別重要的地位。從某種意義上看，對我國煤層氣產業而言，山西興則全國興，山西衰則全國衰。"十一五"期間規劃，"十二五"期間重點建設的，全國僅有的兩個煤層氣生產基地—沁水盆地和鄂爾多斯盆地東緣是我國煤層氣開采的示范項目。
而"十三五"期間煤層氣開發的目標是，立足強化中部，建設西部，推進西南，促進煤礦區地面和煤礦井下聯合開采。繼續加快建設中部地區沁水盆地和鄂爾多斯盆地東緣煤層氣生產基地，在原有基礎上增儲上產，特別要提高儲量轉產能的增速，以及產能達產的轉化率。爭取"十三五"期間，兩大基地產量達到90-100億立方米，建成較為完善的煤層氣產業化基地。在新疆、陜西等西部地區，建設新的煤層氣生產基地。在西南部的滇東黔西建設一批煤層氣開發利用示范工程，突破低煤階、構造煤、深部等復雜條件的難采煤層氣開發。
3.3.4.多元投資主體是主要推動力量之一
美國能源情報署(EIA)的數據顯示，2010年時美國本土的頁巖油氣投資的20%來自外資企業。投資是產業發展的第一推動力，多元化的投資主體是美國頁巖氣勘探開發能夠不斷前行并發展壯大的重要保障。尤其值得指出的是，在美國天然氣價格低迷現象長期持續，大公司投資頁巖氣效益較差形勢下，美國的頁巖氣產業還能保持興旺和繁榮發展，中小企業功不可沒。
在中國，目前國企是煤層氣開發利用當之無愧的主力軍。中聯公司、中石油、晉煤集團產氣量占總產量的95%以上。在煤層氣勘探開發多年的歷練中，國企開始走上更加理性和注重效益的發展道路。2015年三大國企煤層氣生產經營都盈利，這在煤炭和常規油氣企業普遍經營下滑的形勢下非常難能可貴。
第二個主體是外企，在我國煤層氣產業初期階段，對外合作起過不可替代的重要作用。對外合作是中聯公司此前的主要投資來源。雖然目前對外合作的資金和技術優勢不復當年，但仍是產業投資的重要組成部分。
第三個主體是民營企業，在煤層氣的上游領域，民營企業主要集中在鉆井、壓裂等技術服務以及小型設備和小型科技項目上，極少享有礦權、直接實施勘探開發。與中、下游的眾多民企相比，體制機制所限，民企進入上游難度大，使上游相對缺乏活力和競爭。從事上游相關業務的民企在艱難中煎熬，社會環境十分不利。
而2016年開始，國土資源部將礦權審批下放到山西省。山西省出臺了《國土資源部關于委托山西省國土資源廳在山西省行政區域內實施部分煤層氣勘查開采審批登記的決定》等四項文件，要求省內外投資者一視同仁、自營區塊與合作區塊一視同仁、國有投資與民營投資一視同仁，為所有礦業權人和投資者提供平等、透明的公共服務。這為擁有高技術水平的民營煤層氣企業進入上游開采領域開辟了道路。
3.3.5.產業政策體系完善提供了制度保障
為了扶持頁巖氣產業，聯邦政府和州政府出臺了很多政策，包括稅收減免與補貼、金融扶持、科技研發監管等政策，形成了系統全面且針對性強的產業政策體系，有力促進了美國頁巖氣產業的發展，也給本國帶來了就業、經濟增長等實實在在的利益。一是價格激勵政策?！?978年天然氣政策法》規定，非常規天然氣實行特別的價格激勵政策。將頁巖氣、煤層氣、致密氣等非常規天然氣劃歸為"高成本"天然氣，并給予較高的管制價格上限。
以致密氣為例，其管制價格上限為常規天然氣價格上限的兩倍。政策實施后，符合條件的非常規天然氣鉆井數量(主要是致密氣井)從1980年的819口猛增到1982年的7639口。
二是稅收抵免政策?！?980年原油暴利稅法》規定，對非常規燃料生產商實行稅收抵免政策。非常規原油以產量為基礎，稅收抵免額為3美元/桶(當年WTI現貨價格33.65美元/桶)；對于非常規天然氣，稅收抵免額約合0.52美元/千立方英尺(當年天然氣井口價格為1.59美元/千立方英尺)。之后美國政府又多次對非常規能源稅收減免適用條件和減免額度做出調整，以促進非常規資源勘探和生產。
三是實施財政補貼?！?005年能源政策法案》規定，2006年投入運營且用于非常規能源生產的油氣井可在2006年至2010年享受每桶油當量3美元的補貼。此項政策出臺后，美國頁巖氣可采儲量由2007年的6500億立方米猛增到2010年的2.75萬億立方米，同期產量由370億立方米增至1500億立方米。
四是政府資助技術發展。美國政府成立了非盈利性研究機構，開展非常規能源技術研究，資助研發水平井鉆井、水平井多段壓裂、清水壓裂等技術，這些先進技術的規?；瘧锰岣吡朔浅Ｒ幱蜌猱a量，降低了開采成本。從20世紀80年代至今，美國多個政府部門先后投入60多億美元用于非常規資源的勘探開發技術研究。五是環境保護政策。隨著頁巖氣開采規模的擴大，美國對頁巖氣的環境監管開始趨嚴，措施涵蓋了從鉆井勘探到生產、廢水處理、再到氣井的遺棄與封存等頁巖氣開發全過程。
我國對煤層氣開采的政策鼓勵始于2006年。國家于2006年6月15日下發《關于加快煤層氣抽采利用的若干意見》，不僅明確了煤層氣抽采利用實行稅收優惠政策，而且明確提出從事煤層氣勘查開采的企業在2020年前可以按照國家有關規定申請減免探礦權和采礦權使用費。2007年4月，財政部發布了《關于加強煤炭和煤層氣資源綜合勘察開采管理管理的通知》和《關于煤層氣（瓦斯）開發利用補貼的實施意見》。2007-2013年累計補貼7.2億元。
"十二五"期間是煤層氣政策的密集出臺期。2012年1月國家能源局發布了《煤層氣(煤礦瓦斯)開發利用"十二五"規劃》。2013年3月，國家能源局制定印發《煤層氣產業政策》，提出把煤層氣產業發展成為重要的新興能源產業。2013年9月，國務院發布國務院辦公廳關于進一步加快煤層氣（煤礦瓦斯）抽采利用的意見》。2015年2月，國家能源局公布了《煤層氣勘探開發行動計劃》?！队媱潯诽岢?，到2020年，我國將新增煤層氣探明地質儲量1萬億立方米；煤層氣（煤礦瓦斯）抽采量力爭達到400億立方米，其中地面開發200億立方米，基本全部利用，煤礦瓦斯抽采200億立方米，利用率60%以上；建成3-4個煤層氣產業化基地，重點煤礦區基本形成煤層氣與煤礦瓦斯共采格局。
十三五規劃對煤層氣的中央財政補貼標準由0.2元/立方米提高到0.3元/立方米，十三五規劃對頁巖氣的補貼政策為：前三年0.3元/立方米，后兩年降至0.2元/立方米，并且山西、陜西、河南、四川等煤層氣大省均對煤層氣開發實施省內補貼，山西、陜西、河南抽采利用補貼為0.1元/立方米，貴州抽采補貼0.15元/立方米，利用補貼0.2元/立方米，可見十三五期間對煤層氣的補貼力度將大幅高于頁巖氣。
國家對煤層氣抽采企業實行增值稅先征后退政策，進口設備免征關稅和進口環節增值稅；對中外合作開采煤層氣的企業，從開始獲利年度起，第一、二年免征企業所得稅，第三年至第五年減半征收企業所得稅。另外，煤層氣發電不僅優先上網，同時享受脫硫補貼電價，上網電價比正常價格高0.15元/千瓦時。
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