中国煤层气将实施大规模市场化开发

    煤层气现已被列入中国新能源发展范畴，而正在制订中的《新能源产业振兴发展规划》草案，也提出将圈出15个抽采利用煤层气的矿区、5条煤层气长输管道路线，有关职能部门还将在财税政策上给予煤层气生产企业更多扶持……种种迹象都表明，中国煤层气将迎来大规模市场化开发。

　　我国拥有丰富的煤层气资源，大力开发利用必将带来巨大商机和广阔的合作前景。

　　产业发展前景广阔

　　近年来，煤层气井下抽采、地面开发和利用技术方面取得重要进展，特别是阳泉、晋城和淮南等矿区煤层气抽采量和利用量大幅度增加。目前，煤层气开发、煤矿瓦斯重大事故预防，已被列为国家重大科技专项课题，一些重点科研攻关正在组织实施，国家每年还拿出30亿元资金支持煤矿瓦斯治理和煤矿安全项目。

　　我国煤层气资源量多达35万亿立方米。2008年共探明各类煤层气井3400口，探明储量1340亿立方米。经过20年的发展，我国已经逐步形成了一套适合我国煤层气特殊地质条件的勘探开发技术。目前，我国煤层气地面垂直井钻井技术比较成熟，已在不同地质构造盆地内成功应用。

　　在利用方面，2008年，全国煤层气利用量17.2亿立方米，完成全年目标112.7%。煤层气在我国主要用于民用和工业燃料、发电和汽车燃料等。随着煤层气抽采量的增加，利用率却在逐渐下降，2008年仅为30%。黄盛初认为，这意味着我国煤层气产业体系尚不完善，上游开发、中游集输、下游利用的发展不协调，上游采出的煤层气缺少有效利用方式或与之相配套的长输管线，并且我国煤层气资源赋存条件复杂，导致煤层气利用率下降。但这恰恰说明我国煤层气还存在很大的发展空间。

　　截至2009年10月中旬，国家发改委已经批准煤层气领域CDM项目76个，其中在联合国CDM理事会注册的煤层气CDM项目22个。而在尚未正式出台的《新能源产业振兴发展规划》草案中，煤层气产业也被纳入其中，并确定两个新建的煤层气产业化基地———山西沁水盆地南部和鄂尔多斯盆地。

　　规模化产业化发展难题待破

　　事实上，早在1996年国务院就批准由地矿部、煤炭部和中石油三家联合设立中联煤层气石油有限公司，负责煤层气的勘探、开发、合作与专营。但之后由于种种原因，我国煤层气发展陷入停滞状态。事实上，煤层气进一步实现规模化产业化发展，还面临诸多问题。

　　煤层气和煤炭矿业权重叠。目前，我国煤炭探矿权是省、部二元管理体制，煤层气探矿权的管理权则在国土资源部。由于煤层气和煤炭是同一储层的共生伴生矿产资源，在具体开发中会出现同一煤田内煤层气资源和煤炭资源重复登记。矿权的大面积重叠，造成煤层气开发与煤炭开采相脱节，而越界勘探开发又引发争议不断，致使省级与国家煤层气开发利用部署无法有效衔接和推进。这直接影响到我国煤炭工业的发展和煤层气开发利用企业的积极性。

　　国土资源部油气战略中心正在研究制定“先采气、后采煤”的资源政策。初步的设想是根据吨煤含气量标准，划定煤层气勘探开发区、煤炭开采区和采煤采气过渡区。国土资源部油气战略中心建议国家借鉴美国《原油意外获利法》中第二十九条税收补贴条例，对每开采销售1立方米煤层气实行补贴，第一个10年补贴50%，第二个10年补贴40%，第三个10年补贴30%，第四个10年补贴20%，第五个10年补贴10%。

　　地面和井下抽采理论和技术有待突破。由于我国煤层气地质赋存条件复杂，且普遍存在渗透率低、煤层软等特点，造成煤层气地面开发只在局部富集区优选区块取得成功，且单井产量低。主要原因是未找到适合我国煤层气地质条件的生产技术和工艺。一方面，井下抽采难度大，抽采瓦斯浓度低(<30%)，且占比例很大。另一方面，虽然我国已经研发出低浓度瓦斯输送和利用技术，但目前尚未大规模推广应用，导致当前大量低浓度瓦斯没有得到有效利用。

　　国有重点煤矿的高瓦斯、高突矿井目前仍有尚未建立抽放系统的；而已经建立抽放系统的矿井，由于巷道、钻孔等工程不配套，管理和维护跟不上，抽放技术和工艺比较落后等原因，抽放率、抽放浓度普遍较低，抽出瓦斯利用率也过低。

　　补贴不到位、优惠政策未完全落实。虽然国家就煤层气抽采、发电、民用等出台了税收减免、财政补贴等优惠鼓励政策，但这些政策在一些地区并没有得到贯彻落实。以煤层气发电上网为例，虽然国家明确了煤层气发电上网享有一定的优惠，但由于部门利益、行业保护等原因，瓦斯发电上网存在重重障碍。“有的地方虽然允许上网，却故意压低电价，有的地方干脆不许上网。”