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高成本、低收益拖了煤层气发展的后腿

在30多年的持续开发中，煤层气（又称瓦斯）产业一直未成气候。目前，我国煤层气产业处于停滞不前的状态。2009年至2012年，我国地面煤层气产量年均增加5亿多立方米，2013年却降至3.54亿立方米。煤层气钻井数从2011年的3145口和2012年的3976口，下降至2013年的2000口。

在30多年的持续开发中，煤层气（又称瓦斯）产业一直未成气候。近日，国务院办公厅印发的《能源发展战略行动计划（2014—2020年）》再次提出，要重点突破页岩气和煤层气开发。

煤层气在燃烧过程中非常洁净，几乎不产生任何废气和烟尘。来自国家能源局的数据显示，2013年我国煤层气利用量为66亿立方米，相当于减排二氧化碳9900万吨。

由此可见，煤层气是一种非常洁净、热值高、开发利用前景广阔的能源。然而，其开发利用现状不尽如人意。

据国家能源委专家咨询委员会委员孙茂远介绍，2006年至2012年，我国地面煤层气产量从1.3亿立方米增至25.73亿立方米，与美国煤层气产业相同阶段来比，发展速度不慢。不过，目前我国煤层气产业处于停滞不前的状态。

孙茂远说，2009年至2012年，我国地面煤层气产量年均增加5亿多立方米，2013年却降至3.54亿立方米。煤层气钻井数从2011年的3145口和2012年的3976口，下降至2013年的2000口。

来自国家安全监管总局的最新数据显示，今年1月至10月，全国煤矿开展瓦斯抽采的矿井有1809处（其中高瓦斯和煤与瓦斯突出矿井1649处），抽采瓦斯97.42亿立方米，同比增长9%；利用瓦斯30.99亿立方米，同比增长1.9%，利用率仅为31.8%。

开发利用量少，政策持续加力

政策的持续加力，在一定程度上推动了我国煤层气产业的发展。但是，从我国煤层气探明储量和资源储量的角度来看，煤层气抽采量还很少

细算起来，我国开发利用煤层气的时间并不短。上世纪80年代末，我国开始重视煤层气地面开发。中国石油大学（北京）煤层气研究中心主任张遂安早在1983年就联合其他专家提出要在国内开采煤层气。

1996年3月，经国务院批准，中联煤层气公司成立，专门从事煤层气资源勘探、开发、输送、销售和利用，在国家计划中单列，享有对外合作专营权。

2005年，我国煤层气进入商业化开发初期。2006年和2013年，国务院先后出台了《关于加快煤层气（煤矿瓦斯）抽采利用的若干意见》和《关于进一步加快煤层气（煤矿瓦斯）抽采利用的意见》，支持并规范煤层气产业的发展。

其间，各部委相继推出了“一揽子”支持政策，包括煤层气可作为独立矿种进行一级矿权管理，中央财政对煤层气补贴标准为0.2元/立方米，增值税实行“先征后返”，以及免征进口环节增值税、进口手续费，暂不征收资源税，等等。

“十一五”期间，国家强制煤矿瓦斯抽采和大力推进煤层气地面开发。煤层气开发利用“十二五”规划将煤层气抽采作为煤矿瓦斯综合治理的治本之策，并作为一条主线贯穿于整个规划。

政策的持续加力，在一定程度上推动了我国煤层气产业的发展，其开发利用力度不断加大。2001年到2013年，我国煤层气抽采量由9.8亿立方米增至约138亿立方米。

煤层气作为一种能源矿产资源，与煤炭资源共生，可以作为能源和化工原料供人类使用。从煤层气的组分、含量、热量、赋存条件以及开发利用的现状来看，煤层气可作为常规天然气最现实的补充来源。但是，从我国煤层气探明储量和资源储量的角度来看，目前的煤层气抽采量还很少。

2013年国土资源部煤层气资源评价结果显示，我国埋深2000米以浅的煤层气资源量为36.81万亿立方米，相当于520亿吨标煤，位列世界前三。我国1500米以浅的煤层气可采资源量为10.87万亿立方米。我国煤层气资源广泛分布于24个省（自治区、直辖市），主要分布在鄂尔多斯盆地东缘、沁水盆地、准格尔盆地、滇东黔西盆地群等地区。

“我国煤层气开发利用尚处于规模化开发初级阶段，截至2013年，全国累计探明量为5754亿立方米，地面煤层气产量仅为30亿立方米，煤矿井下瓦斯抽采量刚突破100亿立方米。”中联煤层气公司总经理武文来说。

《能源发展战略行动计划（2014—2020年）》提出，以沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘为重点，加大支持力度，加快煤层气勘探开采步伐。到2020年，煤层气产量力争达到300亿立方米。

地质条件与技术瓶颈成制约因素

我国近半数煤层不具备保护层开采条件，瓦斯抽采效果差，适用于不同地质储层条件的开发技术体系尚未建立

由于煤层气更多的是吸附于煤层中，这无疑增加了煤层气开采利用的难度。

《2014年中国气体清洁能源发展报告》中提到，我国的煤层赋存条件复杂，整体保存条件较差。美国、英国、德国等国煤层气开采起步较早，主要采用煤炭开采前抽放和采空区封闭抽放的方式，目前产业发展已较为成熟。

我国地质条件复杂，煤矿开采的突出煤层约95.4%位于石炭二叠系海陆交互相沉积地层，经历过多期次构造运动，使煤层受到严重的挤压搓揉破坏，近半数煤层不具备保护层开采条件，瓦斯抽采效果差。

此外，我国煤层渗透性普遍较差，平均在0.1毫达西至1毫达西。

孙茂远表示，我国36.81万亿立方米煤层气资源量中，构造煤、超低渗、深部以及低阶煤等难采资源量约占70%。我国煤层气资源具有成煤条件多样、成煤时代多期、煤变质作用叠加等特点，常规油气技术和国外常规的煤层气开发技术，不适用我国难采的煤层气资源。

经过多年的实践，我国已掌握了常规煤层压裂、排采等技术，已经形成了沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘的两个商业化产区，其中沁水盆地南部的高阶煤、鄂尔多斯盆地东缘的中低阶煤煤层气勘探开发技术较成熟。

山西省沁水南部煤层气开发利用高技术产业化示范工程相关人员已经研发出了集成创新空气欠平衡钻井、水力加砂压裂等8项高阶煤煤层气开发技术，目前钻井150口，建设年产能1亿立方米，平均单井日产量为4000立方米。该工程由中联煤层气公司投资3.5亿元建设。

不过，《2014年中国气体清洁能源发展报告》指出，对煤层气而言，大规模商业化开采面临较大的技术难点和挑战。由于煤层的渗透率、压力、含水饱和度、吸附性、含气量等方面的差异，已有的煤层气开采的成功经验难以复制。在煤层气大规模开采过程中，有效保护储层的低伤害压裂液体系、增产措施的适用条件以及煤层压裂优化设计方法等成为关键制约因素。

值得注意的是，在含煤岩系中，除赋存有丰富的煤层气资源外，在煤层的上覆、下伏地层中也共生有丰富的页岩气、致密砂岩气资源，具有很大的开发潜力。

“含煤岩系多种资源综合勘探开发将成为新方向，煤层中的煤层气、页岩气、致密砂岩气资源各自占比较大，‘三气’共采的综合勘探开发不仅能降低开发成本，还能延长气井高产稳产周期。目前，北美已开始进行深部煤层气与低渗砂岩气合采，单井日产气量稳定在1.089万立方米左右。”武文来说。

武文来表示，目前，我国适用于不同地质储层条件的开发技术体系尚未建立。由于我国地质条件复杂，1500米以深和低阶煤的煤层气资源工业化开采需要进一步的技术攻关。煤矿开采形成的应力释放区如何进行煤层气开采及如何对一个矿区区块内的煤层气、页岩气、致密气等进行综合利用，要做进一步的统筹规划。

武文来认为，我国的煤层气产业需找到适用于不同地质条件的开采技术，主要分三个不同层面进行技术攻关，其中包括对低阶煤、深煤层、构造煤煤层气开发技术，对煤层气、致密气、页岩气综合开采技术以及对多煤层煤层气的合采技术进行攻关。

对于资源条件好的地区采用煤层气地面勘探开发，如果地面条件不允许，则必须将采气和采煤结合起来，进行一体化协调开发。

“要加强煤层气国家科技重大专项与煤矿瓦斯治理等安全项目的结合，煤层气地面开发和煤矿井下瓦斯抽采应互相借鉴学习、共同提高，由煤炭行业管理部门统一管理。”孙茂远说。

孙茂远表示，应重点攻克关键性技术与核心装备难关，以不同类型的示范工程项目为主，推动产学研联合创新攻关。

高成本、低收益拖了煤层气发展的后腿

高风险、低收益致使煤层气开采技术研发、人才培养等投入力度不够。煤层气产业正处在从商业生产初期向快速发展期转换的关键时期，助力而上、卸力而下

《2014年中国气体清洁能源发展报告》指出，煤层气开发具有高风险、资本密集的特点，主要体现在勘探、开发以及销售中运输、储存和配送等环节，不具备一定资本基础的企业无法抵御风险。

武文来表示，我国煤层气资源量与产能存在巨大落差，埋深2000米以浅的煤层气资源量为36.81万亿立方米，探明量为5754亿立方米，建成产能仅80亿立方米。目前，我国煤层气钻井数为1.4万口，年产量不足30亿立方米，若以气井投产率70%来计算，平均单井日产量仅900立方米。而煤层气的利用率仅从2010年的40%提高至2013年的42%。

据武文来介绍，由于煤层气的低收益特性，从2013年开始，国内主要煤层气企业投资下降。以中联煤层气公司为例，每百亿立方米煤层气探明储量需投入2.8亿元，建设一个年产能1亿立方米的煤层气项目需投入5亿元，每立方米煤层气成本约为1.72元，而售价仅为1.26元。

“目前，我国煤层气生产井平均单产仅600立方米左右，生产效益低，现行的开采利用煤层气0.2元/立方米的中央财政补贴标准太低，致使开发煤层气的企业普遍亏损，后劲不足。”孙茂远说。

孙茂远表示，我国煤层气产业正处在从商业生产初期向快速发展期转换的关键时期，助力而上、卸力而下。我国煤层气开发成本高、开发回收期长、投资风险高、经济效益低，也正是煤层气产业的高风险、低收益特性致使煤层气开采技术研发、人才培养等投入力度不够。

因此，孙茂远建议，国家对煤层气企业的财政补贴应提高至0.6元/立方米。目前，我国煤层气出厂价约为1.6元/立方米，如算上减免的13%增值税，加上财政补贴的0.6元/立方米，总额度约0.8元/立方米，占气价的1/2，这样可以使开发煤层气的企业有合理的利润空间。

武文来认为，我国的煤层气产业存在诸多问题，迫切需要政府给予相关的政策支持。

一是矿权资源严重制约产业发展。与油气420万平方公里、煤炭20万平方公里的矿权面积相比，煤层气矿权面积仅5万平方公里，且新增矿权难度很大，完全不能支撑建立大产业。

二是煤层气和煤炭矿权两级审批，致使矿权重叠，纠纷不断。以中联煤层气公司为例，因矿权重叠问题退出矿权面积2200平方公里；与469个煤炭矿权存在4323平方公里的重叠面积，占该公司矿权总面积的24%。

“建议国家鼓励煤矿与煤层气企业合作，将‘先采气、后采煤’、‘煤矿瓦斯抽采基本要求’等国家相关政策落到实处，将煤层气和煤炭开采在时间和空间上做好统筹规划，实现互不影响、资源共享、综合利用，也帮助煤矿企业减少瓦斯事故，实现安全生产。目前，中联煤层气公司已与阳煤集团七元煤矿开展了合作。”武文来说。

“煤层气开发从勘探阶段、ODP（总体开发方案）阶段、生产阶段整个流程需要7年至8年时间。”武文来说。

武文来建议，国家建立适合非常规能源发展的项目审批机制，出台“边发现、边生产、边销售”的非常规产业的鼓励政策，将事前审批，改为过程监管和事后审查。企业按照发现程度和产业规模，在生产建设中逐渐完善项目审批。

武文来表示，根据中联煤层气公司的煤层气开发情况，前后需要办理28项手续，建议国家建立科学合理的国家、地方政府规范统一项目审查要件名录，以避免重复审批。

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