从美国经验来看，影响煤层气产业发展的三大因素是技术、投资和政策。这三重因素同样适用于我国煤层气产业发展。2007年以来适应性开采技术的引进以及补贴和气价调整政策共同提升了开采环节盈利，从而促进产业投资不断加大，煤层气产业形成了盈利——投资的良性循环。我们认为，作为一种非常规清洁能源，煤层气产业投资大幕已经拉开。
1.煤炭行业景气下行：先气后煤关系理顺，两权分离阻力弱化
气权矿权分离被广泛认为是制约我国煤层气发展的重要原因。两权分离问题的表面冲突在于伴生的煤炭与煤层气在开采权取得环节的二元管理体制。而冲突背后，实质反映出的是煤炭开采主体与煤层气开采主体间的利益博弈。
1.1两权分离障碍逐步扫清：重叠面积有限，解决方式多样
我国煤层气资源采取一元管理体制，主要由国土资源部进行探矿权的审批；而煤炭则采取二元管理体制，其中120万吨以上的煤矿由各省级主管部门批准和发证，120吨以上煤矿则由国土资源部批准。
可见，两权分离的争议区域主要集中在省级部门批准的120万吨级以下煤矿与国土资源部核准的煤层气采区上。而根据我国煤层气分布特点，目前探明的具有较好商业开发价值的煤层气资源主要集中在沁水盆地和鄂尔多斯东盆地。其中商业化开采资源主要集中在山西、河南省内。
山西：气矿权重合面积不足10%，多种模式逐个解决两权分离问题，煤层气20条提供两权合一政策新思路。根据2011年底山西省矿产资源普查情况，国家在山西省内煤层气设置矿权37个，面积2.44万平方公里，勘察资源量6.5万立方米，占全省含煤面积的38%，占含气面积的63%，占全省煤层气资源总量的62.5%。煤层气与煤炭矿权重叠175个，总重叠面积0.2万平方公里，占全省煤层气矿权登记面积的10%。考虑到当前煤层气勘探开采技术条件下，煤层气区块中实际进行商业化采气的规模较小，因此实际争端区域要远远低于10%的比例。
低重合水平却引起较大的关注，气矿权分离问题为何被一再认为是影响煤层气开采进度的主要原因引起广泛关注，其实质是两权所有者的话语权。两权分离制度形成以来，煤层气与煤炭开采企业之间的争端主要有3次，且均发生在煤层气企业与国有煤炭企业之间。
除此之外，山西煤炭企业与煤层气企业之间并未发生实质性影响煤层气开采的争端。这说明在煤层气开采的历史上，两权分离政策对煤层气开发进程的实际制约能力是较为有限的。而受资源分布影响导致在两权争议中矛盾较大的晋煤集团，目前已经取得其矿权上超过300平方公里的煤层气开采权，争议范围进一步收窄。
个案协商，山西煤层气两权分离障碍逐步弱化。由于煤层气资源集中在沁水盆地，因此，山西在解决煤层气开发的各环节问题中均首当其中，开发了一系列具有针对性的两权分离解决模式。自2010年以来，山西煤层气开采并未再发生因两权分离产生的限制。
政策护航，两权合一有望。2013年8月山西出台煤层气20条《关于加快推进煤层气产业发展的若干意见》，其中重要的一点即深化矿权管理改革，要求尽快选择试点区域，做好试点各项前期准备，尽快取得国家对煤层气矿业权审批制度改革试点授权。
河南：政府牵头煤炭企业入股，利益一致性催生采煤采气一体化。河南省政府出资，煤炭企业入股对全省煤层气资源进行统一登记，并按照共同出资、共同开发、共同治理、共同收益的原则，统一安排全省煤层气的勘查、开发和综合利用。河南地区两权分离问题随之解决。
通过上述分析可以看出，在煤层气资源丰富的山西、河南两省，煤炭与煤层气重合区域低，且2006年之后，主要重合区域的争端已经通过政府指导或协商方式得到了解决，因此煤层气开采两权分离制度阻力较小。两权分离现状并非制约煤层气开发的主要问题。
1.2气、煤开采关系理顺：价格波动景气互换，先气后煤政策有望落实
历史上，煤炭企业在重合区域进行的开采行为受到煤层气企业的制约，“先气后煤”政策在盈利面前难以实现，因此煤层气企业多采用收取“资源出让金”或“资源费”的方式转让“先气后煤”的开采权力。以山西为例，在高煤价低气价时期，山西潞安矿业集团屯留矿为获得22平方公里煤炭开采权，不得不向该区块的煤层气资源所有企业支付每平方公里6万元的矿权转让费；兰花集团某井田有约100平方公里与煤层气登记区重合，最终以吨煤15元标准向气权单位交纳“资源费”开展瓦斯抽采，方便后续开采。可见，煤价高企盈利良好时，煤炭企业通过产量扩张大幅提升企业盈利，而天然气价格低迷，价格成本倒挂，煤层气企业缺乏开采动力。
先气后煤利益关系理顺：煤价下行，气价上涨。；而自2012年以来煤炭价格大幅跳水，国家多次上调天然气价格，并实行煤层气多环节补贴政策，煤炭与煤层气盈利能力逆转，煤层气企业盈利好转，先气后煤政策有望顺利推行。
政策指导开采关系理顺。2013年9月国务院办公厅公布《关于进一步加快煤层气(煤矿瓦斯)抽采利用的意见》，明确要求对煤炭规划5年后开始建井开采的区域，应坚持“先采气、后采煤”，做好采气采煤施工衔接。煤炭矿权与煤层气权重叠导致的开采顺序与开采主体问题，从制度上得到了解决。
2.技术、投资、政策，三重发力助推美国煤层气产业
美国是世界上最早开发煤层气资源的国家，目前有23个州从事煤层气勘探开发活动，由于美国煤层气65%左右可采资源集中在落基山脉的圣胡安盆地（San Juan）和粉河盆地（Powder River），因此超过80%的煤层气产量来自上述盆地。根据EIA统计资料显示，截止至2011年底美国煤层气勘探可采储量达到16.8万亿立方米，2011年产量1.7万亿立方米。
从1951年圣胡安盆地钻探了第一口煤层气井开始，美国煤层气产业经历30余年时间逐步在圣胡安与黑勇士盆地形成商业开采规模，20世纪80年代后期，美国煤层气产量出现爆发式增长。
通过下图可以看出，美国煤层气产量自20世纪80年代末实现商业化开采以来，产量持续增长，2003年后产量趋于稳定，但2008年后，煤层气年产量再次向上突破1.9万亿立方米。从20世纪80年代末以来的爆发式增长，到2003～2007年的平稳生产期，再到2008年后的产量爆发。美国煤层气产业的产出波动始终紧紧围绕三个主题：技术、投资和优惠政策。
2.1技术：为煤层气产业爆发提供可能性
技术是变革的核心。历史上任何一次能源供给的革命无不以提高生产效率的技术为新起点。从我国煤炭行业的历史来看，煤炭供给的大幅增长除了需求的拉动外，综采设备的大量上马也为提升煤矿产出效率，满足高速增长经济的能源需求做出了重要贡献。而在美国页岩气低成本爆发性产出的背后，正是“水平井压裂”这一重要的增产技术发挥了巨大的作用。
美国煤层气产业经历了30余年的时间，直至20世纪80年代末才取得产量上的突破进展，煤层气开采技术的突破为产量的爆发式增长提供了可能性。在这里，我们不想用过多篇幅来讨论复杂的专业技术问题，而是指出在美国煤层气开采历史上，三次技术的飞跃为煤层气产量的大爆发创造了基础：
第一次：1988年圣胡安盆地裸眼洞穴完井技术，为煤层气大规模商业化开采提供可能性。美国圣胡安盆地作为煤层气商业化开发的起点和主产区，其煤层气赋存具有超压高渗透的特点，而传统套管压裂方式中，压裂液中的硼酸盐助剂将对渗透性形成破坏，抑制产期能力。20世纪80年代后期，该区域采用改进的裸眼完井技术以水和空气的混合物加压以来，不仅解决了原有压裂液的破坏性，同时大大增强了渗透性，为增产提供了可能。从数据上来看，裸眼完井技术的产量可以达到3.8～4.5万方/日，是该区域套管压裂技术的3～7倍。而1988年以来，美国煤层气产量高速增长，而主要贡献即来源于圣胡安盆地的产量增量。
第二次：1993～1994年GSI（美国天然气研究组织）组织气井改造计划，黑勇士盆地产量出现二次增长。黑勇士盆地是美国第二大煤层气主产区，由于煤层较薄，因此初期完井技术产量较低，仅为2500立方米/日，而且对气井破坏严重。因此在税收优惠激励终止后，黑勇士盆地的钻井数及产量都出现了回落。1992～1993年，GSI在此区域成功运用泡沫压裂液提高增产效率，同时采用逐层射孔激励方式减少对储层的破坏。技术改造后，该区域单井产量提高4～5倍，日产量达到8000～10000方。
第三次，2008年页岩气水平井横向压裂技术为煤层气开采提供了新方法，煤层气产量在稳定5年后再上新台阶。水平井横向压裂技术以及多分支水平井的出现，使煤层气开采效率再次得到提高，煤层气年产量再上新台阶。
除此之外，阿莫科公司的注氮和注二氧化碳技术也直接刺激了1999年圣胡安盆地产量的再次大幅增长。再一次印证了我们对技术重要性的阐释。
2.2投资+政策，拉动煤层气产业爆发的必要条件
适应性新技术的开发和改造只为大规模采气提供了可能性。而实现煤层气的商业化大规模开采，拉动产业链的整体活跃却需要投资和政策的鼓励。
美国联邦政府给予了煤层气产业特殊的财政支持政策：第一，资金支持，包括拨款、贷款以及贷款担保，实际上美国政府在煤层气开发过程中直接投资超过60亿美元，其中勘探开发的培训和研究投入超过10亿美元。持续的政府财政支持为产业发展起到了带动和示范性作用。第二，由于煤层气的开发具有不确定性，因此政府提出减轻勘探开采企业经济负担的政策，给予减税和科研资助等。
2.3美国经验可借鉴，不可照搬
借鉴之一：技术创新也须因地制宜，才有利于提高产量。从美国煤层气开采的技术运用来看，虽然2008年页岩气开采中的水平井横向压裂技术同时也带来了煤层气行业的又一轮产量增长，但针对不同采区，因地制宜的开采方式则更加重要。比如，圣胡安盆地的煤层气开采主要采用裸眼完井的方式，而黑勇士盆地的薄煤层开采则需要泡沫钻井液等新的压裂技术。而实际上，由于圣胡安和黑勇士盆地的地质特征，2008年的水平井横向压裂技术也并未带来这两个采区的产量爆发。由于我国地质结构多断层的特性，导致美国煤层气开采技术难以直接引进使用，这也就是为何自1998年我国对外开放合作开发煤层气市场后，绝大对数开采公司在长达10数年的时间里，均为亏损经营。考虑地质构造及赋存条件，我们需要适合中国地质构造的勘探及开采技术。
借鉴之二：国家投资盘活产业，优惠政策带动多方积极性。美国黑勇士盆地在1992年地方税收优惠政策取消后，其年度打井数和产量增速均有所下滑，可见投资和优惠政策对产业开发积极性的重要性。我国煤层气投资以国有气权单位（中联煤、中石油）为主体，激励气权所有单位投资积极性重于直接投资，因此需要更加积极的优惠政策。
3.我国煤层气开发：技术多点突破，投资悄然回升，山西煤层气20条值得关注
3.1技术多点突破，采气环节实现盈利
我国煤层气商业化开采开始于1996年，国务院批准成立中联煤有限责任公司，同时拥有油气资源对外合作专营权。此后，中联煤展开了与外资合作勘探开发煤层气之旅，先后与菲利普斯、德士古、阿莫科等7家国际知名能源公司签署了多个合作开发中国煤层气资源的产品分成合同。我国复杂断层结构使得国外成熟的开采技术并不能在我国煤层气富集区发挥作用，大量国外企业因亏损纷纷退出我国煤层气开采市场。
煤层气开发技术主要有三个方面：勘探技术、打井排采技术以及增产技术。技术的成熟性主要反映在单井采气能力以及衰减周期上。目前，在我国成熟的煤层气商业化采取沁水盆地和鄂尔多斯东盆地中，三个主要煤层气开采公司已经取得了稳定的盈利。
格瑞克：LIFABRIC（破碎煤层中下筛管）技术，在断层密集区域实现有效开采。
沁水盆地煤层以高阶无烟煤为主，含气量丰富，但渗透率低，地质构造复杂断层多易破碎，因此裸眼完井技术与传统的压裂技术都容易导致煤层崩塌，堵塞气井。
LIFABRIC技术是在煤层中布置水平距离1km的水平对接井，这种打井技术的优势主要体现在三个方面：第一，与传统裸眼完井技术相比增加了采气面积，提高了单井采气能力；第二，水平对接井基本不需要压裂增产；第三，由于水平对接井有两个井口，因此遇到煤层崩塌堵塞气井的情况，可以通过这一联通的井筒将堵塞物排出。格瑞克自2008年开始试行此技术，在柿庄南区块打井13组（水平对接井2口为1组），其中11组产气达到商业规模，单井日产量超过1万方，且试验5年期间产气量并未出现衰减。
奥瑞安：多分支水平井，单井产量大幅提高。奥瑞安与格瑞克是同期进入我国煤层气开采领域的外国企业。与格瑞克不同，奥瑞安致力于建立在勘探基础上的多分支水平井技术。中华油气控股三交区块的打井排采分成合同即由奥瑞安负责，根据中华油气控股定期公告，13年三季度奥瑞安在三交区块布置的多分支水平井单季贡献煤层气1310万方，单日产气量14.6万方。气量的增长也使得中华油气控股实现扭亏为盈。
晋煤集团煤层气：以煤带气，采煤采气一体化。晋煤集团作为最靠近煤层气富集区沁水盆地的大型煤炭集团，上世纪90年代初期就开始开发煤层气资源，2003年公司设立煤层气子公司，专门进行高瓦斯矿井的地面抽采工作。
经过二十余年的开发，晋煤煤层气板块已经实现了稳定供气，截止至2012年，晋煤集团煤层气资源量占全国已登记煤层气资源量的0.4%，但其年度煤层气产量占比高达29%。2012年晋煤集团年度产气量增长1.87亿方，占全国煤层气增量的73%，其产能利用效率超过70%，远超同业水平。
同时，随着打井成功率的提高，以及煤层气价格的上调，煤层气板块毛利率逐年上升，极大可能成为煤炭景气下滑后晋煤集团业绩的新亮点。
3.2投资方向转移，企业投资意愿悄然回升
我国煤层气开发经历了三个阶段，这三个阶段的开始与结束都与国家投资导向和优惠政策密切相关。
煤层气投资保持高增速，盈利空间打开投资空间。我国煤层气资源开发正式开始于1996年，而实际对其开发的投资增长则开始于2007年。从煤层气资源富集的山西省数据来看，2007年以来煤层气投资保持了较高的增长水平。山西省煤层恶气十一五规划投资规模90亿元，实际完成情况不足一半，而进入十二五以来，受行业盈利回升影响，前两年投资即超过150亿元，我们预计，未来投资有望继续高速增长。
企业投资方向由低投资低产出单井向高投资高产出单井转移。目前我们难以对新一任政府层面是否会加大对煤层气行业的预算内资金支持力度下结论，但我们发现煤层气企业投资力度悄然回升，且投资方向与提高单井产量的技术密切相结合。
以往中石油、中联煤等煤层气开采企业为完成国家对其年度打井数的考核目标，大多进行单井投入低的直井开发（平均单井投资300万元左右），但沁水盆地煤层气低渗透的赋存特征以及煤层易破碎的地质条件决定了，普通直井难以对煤层气实现有效解吸，加压增产技术容易造成境内坍塌堵塞。因此，中石油、中石化及中联煤打井数虽多但产能利用率低下，单井气产量多在3000立方米/日，难以实现盈亏平衡。但中石油山西分公司已经与山西当地能源企业合作，投资1.66亿元开发9口煤层气水平井，单井投资高达1950万元。预计2015年8月前全部完工。
中石油仍然保持着“到2015年煤层气销量占全国比例超过40%”的经营目标，因此，预计此次中石油山西分公司投资战略的悄然转向将具有持续性。而高投资单井的增长也将带动整个产业链的投资水平。
3.3山西煤层气20条：限期开发、多种所有制参与，投资节奏有望加快
2013年8月山西省退出煤层气20条《关于加快推进煤层气产业发展的若干意见》，其中两条对投资具有重大推进性意义：
第十三条～～深化矿权管理改革：推进授权两权合一试点，实行限期开发制度。
两权合一试点有望为山西煤层气开采扫清制度障碍，限期开发制度将解决当前气权单位只进行资源登记而不积极开发的现状。第十八条～～深化对外合作：省内企业与央企加强合作，鼓励多种所有制企业进军山西煤层气产业。
两权合一，限期开发与多种所有制经营，三条政策互为依托：一方面，将督促中石油、中联煤等具有开发实力的技术单位加快对登记区块的开发；另一方面，将鼓励具有技术优势和盈利能力的开采企业进驻山西煤层气产业。从而加快山西煤层气产业的投资节奏，盘活产业链。
根据EIA对我国煤层气开采规模的预测，我国煤层气产量的增长集中在十二到十三五期间，这十年时间里我国煤层气将迎来爆发式增长，此后，煤层气产量将以5%左右的增速水平保持稳定增长。而根据目前我国煤层气行业的技术水平、投资规模以及政策指引来看，我国煤层气行业的黄金十年大幕或已拉开。
4.投资策略：投资已回升，布局优质股，等待政策发令
投资悄然回升，有望拉动煤层气上游产业链。我们预计，随着盈利能力的提升，煤层气开采行业固定资产投资仍将保持高速增长。而从当实业界投资情况来看，中石油已经将钻井开发投资方向由粗放型低产出井，向高投资高产出气井转移。因此，同样的年度打井数将拉动更大规模的产业链投资水平。
产量增长，支撑下游储运分销市场。煤层气产量增长除利好山西省内煤层气管线公司外，同样对下游储运分销市场创造了新供给来源。在天然气整体供不应求的局面下，储运分销市场同样受益。
根据美国煤层气开采经验，技术、投资和优惠税收政策是煤层气产业爆发的三大动因。目前我们已经开发了适合复杂地质构造及低渗透率等特征的煤层气开采技术，同时投资规模高速增长，投资方向悄然变化。因此，我们建议提前布局优先受益于煤层气产量提升的山西管网公司，同时关注上下游产业链，静待政策发令枪。
有望成为能源领域国企改革先锋，积极关注山西煤层气20条政策落实进展。山西煤层气20条中最受关注的政策之一即引入多种所有制共同开发省内煤层气资源。
根据我们之前的判断，山西煤层气未来投资之路主要有两条：一是中石油、中联煤等央企加大投资；二是具有技术实力和盈利能力的多种所有制企业进驻煤层气产业；从目前情况看，具有盈利能力的技术主要掌握在民营和外资企业手中，因此引入多种所有制经营具有更大的可能性。建议积极关注山西煤层气20条落实进展，我们认为多种所有制主体的实际引入将成为盘活全产业链的发令枪。
实业界期待三重补贴，全面盘活开采～利用链条。实业界期待煤层气产业链的三重补贴：采气补贴+发电设备补贴+煤层气发电电价补贴。煤层气开发既是能源问题，也是环境问题。因此鼓励煤层气开采具有双重意义，优惠政策出台只是时间问题。
4.1中捷股份：煤层气新贵，西南综合能源平台
中捷股份：西南综合能源平台。公司2013年3月8日发布公告，与贵州省煤田地质局在贵阳市签订战略合作框架协议，斥资12.68亿元拟控股并增资贵州拓实能源有限公司，并达成初步收购意向，收购煤矿产能99万吨，技改完成后可达180万吨。
并同贵州省煤田地质局签署《战略合作框架协议》合作开发贵州省境内煤层气、页岩气资源。贵州省煤田地质局为省属事业单位，为公司提供其他优质煤炭资源的信息及前期工作，公司就自有项目，为贵州省煤田地质局提供作业机会。
煤层气新贵：未来三年完成150套60万千瓦煤层气发电机组。目前，贵州省为煤层气第二大基地，且2013年在开采环节取得了技术性突破。预计未来公司将同贵州省煤田地质局合作进军贵州煤层气、页岩气开发领域，打造西南新能源基地。公司在贵州拟利用自有煤矿和其他合作煤矿的煤层气资源，实现低浓度瓦斯的发电和高浓度瓦斯的综合利用，并在三年内完成150套600KW设施建设，预计可实现约1亿元利润；五年内完成300套600KW设施建设。
4.2ST联华：打井进入收获期，优先利好管网企业
煤层气打井进入收获期。我国煤层气打井数量从2005年开始增至，而地面抽采煤层气规模从2007年开始逐步扩张，这是由于煤层气从打井到完成排水产气一般需要1～2年时间。而根据我国煤层气打井情况来看，2011年开始我国煤层气打井数实现了爆发性的增长，根据排水采气周期，预计2014年我国煤层气产量有望翻番。
ST联华（山西天然气）：占据山西省天然气管网90%份额，煤层气开采量井喷公司直接受益。从业绩受益角度，我们认为，随着前期爆发性气井排采期的到来，煤层气产量将有望翻番，直接利好管网公司，提高管网利用效率。随着山西省天然气管网建设的逐渐完成，煤层气产量的翻番将直接利好山西当地管网公司产能利用率的提升。公司负责山西省内五横三纵天然气管道建设，煤层气产量的提升一方面提高公司输气量，另一方面也提高了公司的毛利水平，煤层气入网成本低于天然气可显著提升公司单方盈利。