顶层设计加速完善，深层煤层气政策加码
近期油气相关政策密集发布，“非常规气”与“煤层气”在规划中的权重明显持续抬升。我 们对比梳理发现，十三五/十四五时期，政策更多是将非常规气作为天然气增量的重要补 充，而进入“十五五”后，相关表述明显增多、目标也更加具体：以关键词统计看，“十四 五”规划中“非常规”出现 2 次、“煤层气”出现 3 次，“深层煤层气”未出现；而“十五五”相 关规划中“非常规”出现 4 次、“煤层气”出现 6 次，“深层煤层气”出现 3 次，不仅提及频 次提升，且从原则性表述进一步走向区域目标、全国目标和管网配套目标的系统部署。
近期连续发布的鄂东专项行动方案、煤炭工业“十五五”配套方案及油气“十五五”规划， 均直接涉及非常规气、深层煤层气和煤层气上载管网等关键环节，表明政策重心正由“补 充支持”转向“重点加码”。
基于这一变化，我们认为，非常规气，尤其是煤层气和深层煤层气，已由过去的边际补 充资源升级为“十五五”国产气增储上产的重要抓手。
从非常规气到深层煤层气，国产气增产主力明确
天然气增产继续，“十五五”承担更大边际责任
“十五五”期间油气增量并未结束，而是国内油气供给从高速增长转向稳产增产。《石油 天然气发展“十五五”规划》提出，到 2030 年国内油气供应量达到 4.4 亿吨油当量，国内 油气总产量持续增加；而国家能源局《中国油气勘探开发发展报告（2026）》披露，2025 年我国油气产量当量已达到 4.2 亿吨，原油产量 2.16 亿吨、天然气产量 2621 亿立方 米。由此看，2025-2030 年仍有约 0.2 亿吨油当量增量空间。考虑到原油产量已处历史 高位，后续更多强调稳中有升，天然气持续上产更可能承担新增油气当量的主要部分。
“十四五”期间，天然气已成为国内油气增储上产的主要增量来源，十五五这一趋势有 望延续。按 2020 年油气产量当量约 3.5 亿吨、2025 年约 4.2 亿吨测算，十四五期间油 气当量增量约 0.7 亿吨；其中天然气产量由 1925 亿方提升至 2621 亿方，增加约 696 亿方，折合约 0.49 亿吨油当量，贡献约 70%。展望十五五，规划提出 2030 年国内油 气供应量达到 4.4 亿吨油当量，较 2025 年仍有约 0.2 亿吨增量。考虑到原油产量已处 2.16 亿吨高位，后续更强调稳中有升，若假设十五五增量中 80%来自天然气，则对应 天然气增量约 0.16 亿吨油当量，折合约 201 亿方。
非常规气：政策多方护航，支持力度气种分化
基础设施补短板，打开产量释放空间
“十五五”期间，管网建设的重要性将进一步提升，非常规气开发将从“有资源、有技术” 走向“能外输、能消纳”。规划提出，到 2030 年全国油气长输管网规模达到约 22 万公 里，并提升储气、LNG 接收和陆上管道进口能力，体现“产供储销”体系建设仍是油气安 全保障的重要抓手。随着管网体系完善，非常规气从资源端到消费端的连接效率有望提 高，国产气增储上产的现实约束也将逐步缓解。
管网决定资源量能否转化为商品量。非常规气开发的关键，不只是地下有没有气，更在 于气能否以合理成本进入市场。煤层气、致密气等非常规气资源分布相对分散，单井产 量和压力条件差异较大，通常需要井场集输、增压、处理和主干管网接入共同支撑。若 外输管网不足，井口产量难以及时转化为销售气量，企业新增投资回收周期被拉长，甚 至会抑制后续钻井和压裂节奏。因此，管网建设本质上是在扩大非常规气资源的商业化 半径，使更多地下资源量转化为可销售的商品气量。
除了产量瓶颈突破外，管网完善还会改变非常规气的售价和盈利能力。在管网接入不足 的地区，非常规气往往依赖本地消纳，销售半径有限，价格容易受区域供需和单一客户 议价影响；而接入主干管网后，气源可进入更广阔的跨区域市场，参与城燃、工业和冬 季保供等多元需求，价格发现更充分。对开发企业而言，外输能力提升不仅意味着更多 气量能够销售，也意味着优质气源有机会获得更合理的市场化定价，进而改善项目现金 流和资本开支意愿。
中央资金补贴继续，提升增量补贴权重
非常规气补贴已从“按量给钱”转向“按增量、保供和气种权重分配资金池”。早期煤层气、 页岩气更多采用固定单价补贴，企业实际开采利用多少气，就按对应标准获得补贴；2019 年后，财政支持机制转向“多增多补、冬增冬补”，2020-2024 年进一步纳入清洁能源发 展专项资金暂行办法，2025-2029 年新办法继续实行中央资金池、先预拨后清算、按奖 补气量占比分配。也就是说，企业最终补贴弹性不只取决于产量绝对值，还取决于气种 权重、全年增产幅度、采暖季增量和年度资金池规模。
除中央专项资金补助外，部分地方政策可放大非常规气项目经济性。例如新疆自治区明 确，对增产天然气按 0.1 元/立方米给予奖补，对增产煤层气、页岩气、致密气按 0.2 元 /立方米给予奖补，年度增产气量 100 万立方米及以上企业方可申报，实施期暂定 2023- 2025 年。
煤层气：“十五五”定位升级，国内核心接替气源
煤层气的产业定位正在升级，由安全治理附属资源走向天然气增储上产核心接替资源。 从“十三五”到“十五五”，我国煤层气的官方定位发生关键性跃迁。“十三五”时期， 煤层气被定义为天然气重要补充气源，产业以普惠补贴托底，作为国内天然气的增量补 充力量起步发展。进入“十四五”，定位调整为国内天然气重要补充供应，政策告别普惠 补贴，转向“多增多补、冬增多补”的增量奖励机制，重在撬动产量提升。到“十五五 （2026‑2030）”，煤层气定位升级为国内天然气核心接替气源，同时叠加保供、煤矿安 全、甲烷控排三重价值。定位的升级，反映国内天然气保供压力下，煤层气的战略权重 显著抬升。政策层面延续增产激励思路，通过提高分配系数、配套地方差异化补贴，推 动煤层气从过去的补充角色，成长为国产天然气增产的关键接替力量。
2025 版新办法提高分配中煤层气相对权重，体现支持力度。2020-2024 年旧办法中， 煤层气按 1.2 倍计入，页岩气按 1 倍计入，致密气主要计入较 2017 年的增量；2025- 2029 年新办法中，煤层气按 1.5 倍计入，页岩气仍按 1 倍计入，致密气按退坡系数计 入。奖补气量计算仍保留“上年开采利用量+全年增量加权+采暖季增量加权”的框架，增 产时系数放大奖励，减产时系数放大扣减，采暖季增量额外加权体现冬季保供导向。同 等产量下，煤层气在中央资金池中的相对收益权重明显提升。
深层煤层气：从规模突破到效益提升，成长正当时
深层煤层气进入规模突破+效益开发新阶段
深层煤层气（又称深部煤层气、煤岩气）：行业通用界定为煤层埋藏深度≥1500m、赋存 于深部煤储层中的甲烷类非常规天然气，是当前我国天然气增储上产的核心接替资源， 典型开发区块为山西鄂尔多斯盆地东缘大吉气田。深层煤层气游离气占比高，小幅压降 即可快速产气，排采周期短、上产速度快；必须采用水平井+大规模体积压裂人工构建 裂缝网络改善储层渗透性，地层产水量小，无需长年高强度排水，单井初期产能更高、 经济效益更好。
“十四五”以来，我国开始进入深层煤层气勘探突破与效益开发阶段。1989 年前，以煤 矿井下瓦斯抽采为主，地面开发仅零星探索；1989—2002 年，开展煤层气资源初步评 价，引进国外技术尝试开发；2003—2008 年进入先导性试验阶段，国家设煤层气开发 示范工程专项，推动技术攻关；2009—2019 年步入产业化初级阶段，勘探开发规模扩 大，技术装备体系完善，政策与市场化加速，形成沁水盆地南部、鄂尔多斯盆地东缘两 大产业基地；2019 年至今，进入深层煤岩气勘探突破与效益开发阶段，实现“二元富 集”“大规模体积压裂”等勘探开发理论技术突破，为产业革命性发展筑牢根基。深层煤 层气因储量大、分布广、开发潜力突出，正成为我国天然气产量增长的关键接替资源。
微之火2026年10月14日 17:24