与美国相比，中国非常规天然气开发仍然处于比较初级的状态，主要是体现在技术落后、经济性差和产权不明晰等方面。以目前开发能力来看，煤层气开采最为成熟，页岩气次之。
   一、煤层气技术较为成熟，可能最快放量的非常规天然气品种
   2011年12月，国家能源局正式发布《煤层气“十二五”规划》，提出到2015年，煤层气产量达到300亿立方米，其中地面开发160亿立方米，基本全部利用；瓦斯抽采140亿立方米，利用率达到60%以上。“十二五”规划中300亿立方米的生产任务分解到各主要煤层气企业中，比例为：中联煤35亿立方米，中石油60亿立方米、中石化6亿立方米、晋煤集团55亿立方米、河南煤层气集团3亿立方米。按照上述企业井口数量来看，完成利用率指标以外的规划任务，难度不大。
   图表1：中国煤层气产量变化（亿立方米）

   图表2：煤层气井口数快速增加（口）

   值得注意的是，煤层气发展受到诸多因素制约。2011年煤层气抽采量为115亿立方米，利用量为53亿立方米，利用率为46.09%。2012年煤层气抽采量达到125亿立方，利用量为52亿立方米，利用率为41.53%。从近两年的数据中，我们可以发现，煤层气抽采量提升，但是利用率却出现明显下降。制约煤层气利用量提升的关键因素在于配套管网缺失。
   同时煤层气的采矿权与煤炭重合，又分属于不同主体。国家明确提出“先气后煤”的开采主张，但是大部分煤企出于井网破坏煤层结构、增加开采难度等考虑，越过煤层气开采环节，以经济补偿的方式收购煤层气采矿权。
   在煤层气采矿权归属不明晰、配套设施缺失的环境之下，即使企业为完成政府规划目标，实现煤层气抽采量的短期增长，利用率低的问题依然将影响煤层气开采企业的发展动力。
   6月以来，市场频繁传出中石油降低煤层气开发进度的消息。由于缺乏配套的外送管道，中石油在山西和陕西两省的煤层气开发业务处于严重的成本倒挂状态。
   目前中石油陕西省煤层气出气井平均产气量约300-350立方米/日，按照稳产期18年计算，1300口出气井的总产气量约26亿立方米，按现行1.56元/立方米的气价计算，总收益约40亿元。
   而钻井成本方面，成型直井施工费用为500元/掘进米，总价200万元；斜井施工费用为600元/掘进米，总价250万元；水平井成本1200万元。1300口出气井的实际成本超过百亿。
   图表3：煤层气采矿权基本集中在几个企业手中

   图表4：大部分煤层气采矿权与煤矿重合

   如能解决诸如采矿权重合、资源垄断程度高以及配输管网里程短等限制因素，煤层气有望在2015-2020年进入产能释放期，成为常规天然气的补充资源。煤层气的发展现状尚不明朗。
   二、以美国发展历史为鉴，页岩气放量仍需时日
   国内页岩气发展空间非常巨大，仅四川和新疆等盆地探明储量就已经达到30万亿立方米，居世界第一位。但是国内开采的技术水平很大程度上限制了页岩气的发展。以目前技术、井口数量和配套设施等指标来看，我国页岩气与美国的差距大约在10-15年之间。
   以四川长宁-威远示范区为例，页岩气网井、横井的打井周期和开采燃气的单位成本分别是美国的3倍和10倍，产气井口数量仅相当于美国FortWorth盆地（美国最早的页岩气开采区）1985年的水平。
   虽然通过共同开发、购买成熟技术和学习美国的发展经验可以大幅加快开发速度，但是按照目前国内的技术水平和基础设施来看，页岩气形成规模化商业性开采至少在2020年之后。
   图表5：与美国历史比照，中国页岩气形成量产仍需时间

   中国天然气储量巨大，但是非常规气源在开采和销售过程中，涉及到采矿权分歧、基础设施建设和定价入网等阻力，难以在2015年以前实现放量，短期内天然气仍存在供需缺口。