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《煤层气产业政策》可开启煤层气开发新时代？
　　中国大陆煤层气分布广泛，埋深2000米以浅煤层气地质资源量达到36.81万亿立方米，可采资源量是10.87万亿立方米，具备规模开发的资源基础。
　　自上世纪90年代初开展地面煤层气勘探以来，中国煤层气开发利用经历了20多年的发展历程，在煤层气资源综合评价、成藏地质理论和勘探开发工程配套技术等方面取得了较为丰富的成果，特别是2005年以来，沁水、韩城、阜新等区块获得单井工业气流并探明地质储量，已在山西、陕西、辽宁等省发现10余个煤层气田。
　　随着中国石油、中联公司、晋煤集团等企业在山西樊庄、郑庄、枣园、潘庄、柳林，陕西韩城以及辽宁铁法等地区陆续实现地面规模开发，中国地面煤层气产量有了一定的增长，从2004年的0.1亿立方米增长到2012年的25.7亿立方米（国土资源部，2013年），累计实现产量82.6亿立方米，相当于节约标准煤1000万吨，减排二氧化碳12390万吨。
　　加上井下抽采利用量逐年增加，煤层气产业规模化进程不断推进，其在安全生产、生态环保、提供清洁能源等方面的综合效益逐步显现。
　　但是，目前对煤层气开发利用的认识还停留在为煤矿安全生产服务的附属地位。在目前煤炭占一次能源消费近70%的能源结构体系中，煤层气的开发很大程度上是为了保证煤炭安全生产， 对煤层气开发利用在改善能源结构、调整产业结构、提高资源综合利用水平、保护生态环境等方面的重要性缺乏深刻的认识，未能将其真正作为一种新能源、新产业来对待，在振奋人心的发展目标激励下，许多现实问题随之而来，影响到煤层气产业有序、健康、快速地发展。
　　煤层气开发利用增速相对较缓
　　煤层气作为非常规天然气的一类，在中国对其开发利用应比页岩气更具有现实意义，因为通过多年实践，对于煤层埋深小于800米的煤层气地质资源、工程技术和效益评价基本配套成熟。
　　同时，煤层气不仅对中国能源保障和安全具有重要意义，而且对煤矿安全治理和改善能源结构，促进清洁资源利用也具有重要作用。但从产业发展现状来看，煤层气产量和利用量没有达到预期的目标，煤层气产业化发展步伐与预期还存在较大差距。
　　受行业管理体制、技术瓶颈、政策激励不足等条件的约束，煤层气勘探、市场开发缓慢，特别是地面开发煤层气产量难以完成年度目标和行业规划目标。“十一五”规划指出，2010年全国地面开发煤层气产量为50亿立方米、2006－2010年产量累计为118.8亿立方米，实际完成产量分别为14.5亿立方米和33.5亿立方米，完成率均不到30%。
　　“十二五”头两年，地面开发煤层气产量仍然没有完成规划目标。根据国家能源局通报，2012年国内煤层气（煤矿瓦斯）计划抽采量155亿立方米，实际完成141亿立方米，计划利用量80亿立方米，实际完成58亿立方米，未完成当年抽采量、利用量的目标。按照国家规划，到2015年煤层气地面抽采要达到160亿立方米的规划目标，目前看来，还存在较大不确定性。
　　相对于未来良好的发展预期，煤层气产业目前的发展现状不能令人满意，究其原因，主要有以下四个方面。
　　1. 体制问题是根本
　　体制问题主要是两点。一是利益分配制度问题。利益分配制度复杂造成从事煤层气勘探开发的企业受到众多掣肘。目前中央与地方企业、国内与外资企业、煤层气企业与煤炭企业利税分配体系复杂，造成煤层气企业与煤炭企业、央属煤层气企业与省属煤层气企业间的差别化严重。
　　特别是煤炭生产效益好转时，煤炭资源勘查开发积极性高涨，煤层气产业面临“煤进气退”的局面，加剧了两种资源交叉的矛盾。
　　二是煤炭与煤层气矿权重叠问题。煤炭与煤层气矿权重叠问题未得到根本解决，煤层气与煤炭产业协调发展机制尚需完善。由于煤层气赋存条件的特殊性，客观上造成了煤层气与煤炭在空间上交叉重叠，加之煤炭矿业权实行的二元管理体制，以及一些历史原因，造成了目前煤层气与煤炭的矿业权重叠问题一直没有得到根本解决。
　　同一个矿区内采煤的煤炭企业和采气的煤层气企业生产步伐不一致，特别是煤层气对外合作矿权区内煤层气勘探开发进展缓慢，一定程度上影响了煤炭资源的开发进度，迫使地方政府不得不优先支持发展煤炭产业。
　　2. 开发技术是关键
　　中国含煤地层经历多期构造运动改造，煤层气赋存条件区域性差异大，总体呈现煤岩类型多、埋深偏大、构造复杂、压力偏低、渗透率低、饱和度低的特点。长期以来，国内煤层气开发利用基础研究相对薄弱，缺乏指导性行业技术标准规范，煤层气主要是参照使用常规天然气行业的管理模式进行管理。
　　加之现有开发配套技术适用性不强，难以有效开发煤层气资源。目前全国煤层气开发井平均单井日产不足1000立方米，与日产2000～2500立方米的开发方案设计指标有较大差距，与美国当前平均单井3900立方米的日产水平差距更大，多井低产特征非常明显。
　　引进的国外高效开发技术——羽状水平井技术常常“水土不服”，不能适应中国复杂的地质条件。同时，煤层气井型、井网井距、钻完井、储层改造、煤层气量化排采以及低能耗集输等工艺技术需要进一步完善和试验攻关，否则难以突破地质条件限制，实现在探明储量大幅增加的同时单井产量也随之大幅增长。另外，埋深在1000～1200米的煤层气勘探开发技术也亟需突破。
　　3. 经济效益是核心
　　煤层气特有的低产多井开发方式，导致投入大、产出低，开发成本一直居高不下。中国石油沁水煤层气田亿立方米产能建设投资是同期苏里格气田亿立方米产能建设投资的2倍。实现煤层气效益开发，一是需要采用经济适用的工程配套技术，切实提高单井产量并稳产6～8年以上；
　　二是需要合适的销售价格及一定的扶持政策保证销售收入。按照国家规定，煤层气价格不实行国家定价，不受天然气价格约束，可由供需双方协商确定。但实际上，煤层气价格目前执行的是与天然气价格挂钩。
　　由于天然气涉及民生领域，其价格一直低位徘徊，仅为同等热值原油价格的30%（目前国际市场天然气价格约为同等热值原油价格的80%），甚至一些地方政府干预煤层气价格，造成煤层气的价格比天然气价格还低的现实。
　　目前的情况是即使加上0.2元/立方米的中央财政补贴，地面开发煤层气仍很难盈利，呈现全行业亏损的局面，影响了煤层气地面开发企业的整体部署与投资规模，严重影响了产业发展。
　　4. 基础设施是保障
　　目前煤层气管道建设严重滞后，集输管网不能满足开发与市场紧密衔接的需求，部分开发区域缺少输气管道，大量开发出来的煤层气因到不了市场而被迫排空，一方面浪费了资源，对环境造成较大影响，另一方面由于无法实现商业销售，影响了企业扩大生产的积极性。
　　根据煤层气上游“低压集气、井间串接、两级增压、集中处理、电网送电、数字管理”的整体地面工艺，为有效提升煤层气产业发展综合效益，在积极推进煤层气上游勘探开发业务的同时，必须大力拓展因地制宜的煤层气下游业务。
　　充分利用煤层气资源优势，以煤层气上游开发业务为依托，以提高综合效益为目标，以LNG、CNG加工与销售为主、管道天然气（煤层气）销售为辅，推进煤层气下游业务发展，不仅可使上游生产的产品尽快转化为商品，形成商品量，而且随着下游业务的不断拓展，在优化调整能源结构、改善大气环境、增加地方税收的同时，为上游业务营造良好的发展环境，最终实现煤层气上下游业务一体化发展。
　　《煤层气产业政策》的出台和影响
　　针对国内煤层气产业举步维艰的困境，为加快煤层气产业发展步伐，科学高效开发煤层气资源，国家能源局于2013年2月及时出台了《煤层气产业政策》（下文简称“产业政策”）。产业政策的出台确立了当前和今后一个时期煤层气产业发展的政策导向，明确了“煤层气产业是新兴能源产业”的定位，重申了发展煤层气产业对保障煤矿安全生产、优化能源结构、保护生态环境的重要性。产业政策在煤层气产业技术创新、矿权重叠、资源配置、经济效益等方面都有相应的政策意见。
　　1. 关于技术创新
　　坚持自主研发与引进相结合，持续加大科技研发投入力度，重点加强煤岩特征与煤层气富集
　　规律、煤层气排水产出机理等基础理论研究，进一步完善不同地质特征的煤层气勘探开发关键技术，同时加强上下游重大工程装备自主研发，加快科技成果就地转化，推进煤层气开发信息化建设。这将为煤层气适用开发技术的提升和完善起到积极作用。
　　煤层气勘探开发的核心是寻找“甜点区”，产业政策中明确提出加强煤层气高渗富集规律研究，指明在勘探开发过程中不仅要寻找富集区块，而且要寻找高渗高产区块，有利于降低勘探开发的风险，从本质上提高单井产量。
　　产业政策中特别提到的水平井技术，目前在中国还需不断完善。水平井技术是低渗煤储层煤层气地面开发的有效手段，具有控制面积大、产量高、采收率高、减少占地和节约地面建设成本等优势，是国外低渗煤储层煤层气开发的主体技术。
　　目前，羽状水平井在部分地区取得较好效果，说明水平井是能够高效开发低渗储层的。但由于中国不同地区煤储层地质条件差异大，储层非均质性强，水平井技术在不同地区开发效果差异大。特别是煤层埋深增加后，地层压力发生变化，在后期排采过程中引起裸眼段垮塌，且垮塌后无法作业，导致水平井产量低而报废。针对这一问题，需要不断地深化地质认识，加强裸眼防塌、针对性压裂等试验，完善水平井钻完井井筒工程工艺技术与体系。
　　2. 关于煤层气与煤炭协调发展
　　应该明确的是，煤层气与煤炭是共生的独立资源，分属气体和固体两类不同矿种，理应分属各自的矿业权，不能因为煤炭价值高，煤层气就是煤炭的附属部分。
　　产业政策明确提出“在煤炭远景区优先煤层气地面开发，在煤炭规划生产区鼓励地面、井下联合抽采煤层气资源，建立煤层气和煤炭共同勘探、合作开发、合理避让、资料共享等制度”。关于解决矿权重叠问题的办法，产业政策提出要建立健全煤层气和煤炭产业协调发展机制。
　　如何建立协调发展机制，我们的建议是，
　　首先必须坚持“有法可依、有法必依、执法必严、违法必究”的原则；
　　二是完善当前登记发证机制，特别是对煤炭探矿权由国土资源部和资源地省政府管理的“二元管理体制”要加以完善；
　　三是认真开展年度检查督查，及时掌握违法情况并进行处理；
　　四是支持地面地下以多种方式开展合作，企业间主动建立和谐关系，妥善处理地面地下煤层气开发矛盾；
　　五是政府统筹考虑煤炭和煤层气规划协调关系，避免在规划中留下不和谐隐患。
　　3. 关于资源配置方式
　　产业政策提出“采用市场竞争方式配置煤层气资源，择优确定开发主体”。提高煤层气最低勘探投入标准，实行限期开发制度，对于已设置矿业权的区块，勘探投入不足或不能及时开发的，即长期“占而不探、占而不采”的煤层气矿权，依据有关规定核减其矿业权面积。
　　同时，根据目前煤层气区块整体勘查现状，重点要加强跟踪煤层气对外合作管理，根据签订的对外合作合同和执行情况，行驶资源国应有权利，严格执行并定期调整合作区块。这一规定能充分保护真正从事煤层气开发企业的利益，提高其生产积极性，最大化实现效益勘探。
　　但应该注意到的是，自2007年以来，煤层气矿权面积逐步缩减，基本上没有新设立的煤层气探矿权，“十一五”期间中国共核减5～0年内可能影响煤炭开采而对煤层气开发有利的煤层气矿业权面积1.1万平方千米。
　　4. 关于经济效益
　　产业政策指出要“完善煤层气价格政策，加强煤层气价格监督检查”、“研究完善煤层气开发利用扶持政策，提高财政补贴标准，加大税费优惠力度，进一步调动企业积极性”。之所以提出要加强煤层气价格监督检查，是因为一些地方强行出台违背市场定价原则的政策。
　　目前天然气价格仅相当于同热值原油价格的30%，天然气价格改革正在进行，天然气价格上调预期加大，煤层气销售价格预计将有所提高。除了提高煤层气销售价格，鼓励地面开发外，还可适当提高瓦斯排放的成本，配套出台甲烷减排补贴和排放收费法规，提高能源利用效率，改变目前“弃气采煤”的情况。相信随着这些政策的出台、落实，煤层气经济效益差的情况将得到有效改善，煤层气企业积极性将进一步提高，有效促进产业健康快速发展。
　　煤层气产业发展前景与展望
　　《煤层气产业政策》的核心是要引导企业提高资源综合利用率，坚持“鼓励地面开发”和“提高井下利用、限制井下排空”两条腿走路，最大限度地实现两种资源的充分有效利用。这对于目前处于机遇和挑战并存中的整个煤层气产业来说，是一个时效很强的纲领性指导文件。但是，应当指出，能否见到明显的效果还要看相关的实施细则和落实情况。
　　按照煤层气开发利用应遵守的“先采气后采煤，先抽后采”原则，结合中国煤层气开发利用实际情况，从能源利用、安全环保和节能减排三个方面综合考虑，我们认为目前中国煤层气即将步入一个新的历史发展时期。
　　表现在：一是国际能源署（IEA）发布《天然气黄金时代的黄金规则》报告（2012年6月），全球非常规天然气即将进入一个黄金发展时期，2035年非常规天然气在天然气总产量中的份额将从目前的14%上升至2035年的32%，非常规天然气最大的生产国是美国和中国。
　　二是天然气在中国大陆未来能源结构中所占比例将增至10%，届时，国内天然气对外依存度近30%，中国巨大的天然气消费缺口有待当前最现实的补充气源——煤层气等非常规天然气不断增加的产量来弥补。
　　三是通过20多年努力探索、持续不断的地质综合研究、工程技术储备和示范基地建设，企业已经初步形成和掌握有关技术，特别是煤层气特有的排水采气技术与管理。
　　四是通过开展对外合作，在煤层气领域引进了关键技术和大量资金，带动了煤层气人才的培养，为中国煤层气产业的发展打下了较好基础。
　　五是在以国家科技重大专项为龙头的持续技术攻关下，浅层（800米以浅）煤层气生产主体技术基本成熟，中层（800～1200米）正在开展大井组探索，煤层气生产主体技术将逐渐形成。
　　综上所述，煤层气作为重要的清洁能源，有不断完善的国家政策支持，特别是在华北、东北、西北及南方基本明确的上千亿立方米煤层气规模储量探明区，通过煤层气与煤炭企业双赢合作，加强上下游一体化联动以实现效益最大化，中国煤层气产业必将进入全新的发展时代。