近日，由国家煤监局和美国环保局联合主办的第十一届国际煤层气研讨会在北京举行。“我国煤层气产业历经二十余年的发展，已处于商业化开发的初期阶段，具备快速发展潜力，挑战与机遇并存。” 中国煤炭学会副理事长、中联煤层气公司总顾问孙茂远在会议上表示。 据孙茂远预计，到2020年，全国煤层气产量的奋斗目标为500-600亿立方米，占天然气产量的20%左右，以沁南盆地和鄂尔多斯盆地东缘两大煤层气生产基地为主，继续开发低阶煤层气资源，提高煤层气产量，形成我国煤层气勘探、开发、生产、输送、销售、利用等完整的一体化产业链。 “我国‘十二五’期间煤层气产业将有长足发展，‘十三五’有望形成年产500亿立方米以上煤层气的完整产业链，相当于再造一个‘煤层气大庆’。前景诱人，但也面临很大挑战，需要从资源、技术、政策、投资等多方应对。”孙茂远在会议上表示。 煤层气市场前景良好 美国拉文雷治公司总裁雷·皮尔彻是联合国可持续发展能源委员会专家工作组主席。对中国中西部的四个省、直辖市的能源市场进行了分析后，皮尔彻认为，天然气在中国一次性能源消费中的比重急剧飙升，煤层气生产商面临着非常有利的市场条件。 拉文雷治公司撰写的《中国能源市场报告》中指出，安徽是中国东部地区重要的煤炭供应基地，目前没有发现天然气储层，省内天然气主要来自西部省份的供应。重庆有非常悠久和发育良好的天然气配送建设，并且不遗余力的开发一些新的天然气项目以供周边省份（比如贵州）利用。贵州省内天然气还没有得到相应开发，主要靠四川省供给。随着第一条西气东输管线的建成，河南天然气消费开始增加，到2009年，已增长到42亿立方米，其中超过四分之三的气源来自新疆。 皮尔彻指出：“四个地区中，安徽瓦斯发电的价格高一些，所以它的煤矿瓦斯发电市场前景很好。贵州天然气价格最高，但省内市场却完全没有开发。河南、重庆天然气发电厂的电价最高。但重庆煤矿瓦斯发电电价相对较低，且受到来自水力发电的冲击。同时，由于与气源接近和悠久的用气历史，重庆常规天然气的价格也可能是全国最低的。” “要想构建成熟的煤层气市场，第一非常仰仗于地方政府的愿景和政策承诺，第二在各个地区分别上马一些天然气管线的时候，他们也非常需要煤矿瓦斯发电项目来作为天然气的补充。”对于中国煤层气未来发展的对策，皮尔彻给出了这样的建议。 煤层气开采关键技术尚待突破 要实现“煤层气大庆”的美好前景，第一个绕不过去的问题就是技术。我国煤层气藏具有低压、低饱和、低渗透（简称三低）、非均质性强和高煤阶气的特点，瓦斯含量高，煤质松软，开采过程中放散速度快，易发生煤与瓦斯突出现象，并诱发瓦斯爆炸。煤层气“十二五”规划中就指出，目前煤与瓦斯突出机理、瓦斯储藏基础理论、瓦斯逸散性理论等基础理论尚有待突破。 据孙茂远介绍，目前国际上有一些三低储层开采的先进技术，比如连续油管分段压裂、多分支水平井等等。但对于我国普遍存在的构造煤（受构造应力作用，煤层原生结构、构造受到强裂破坏而产生碎裂、揉皱、擦光面等构造变动特征的煤，构造煤瓦斯抽放难度极大），同样也没有很好的办法。 “我认为将来中国煤层气的技术要取代美国、加拿大和澳大利亚，因为和我国的煤层赋存相比，他们的太简单了。煤层气技术创新主要靠中国自己，要针对我们的地质条件，研究适合我们的技术体系。如果能突破一系列煤层气开采的关键技术，我们就走在了世界前列。”孙茂远告诉《中国能源报》记者。
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并网、退税、补贴—— 煤层气政策落实的三大难题 谈及目前我国煤层气开发利用的现状，皮尔彻一针见血地指出，“虽然目前大多成功的煤层气项目为发电项目，但未来LNG可能更有吸引力。需要强调一点，中国对煤层气的开发利用主要用作发电，但目前为止发的电没有办法进入到国家电网系统，这直接影响到煤层气开发商的利益和积极性，导致大家不愿意做煤层气发电项目。” 采访中，有个别煤炭企业表示，煤层气抽采利用量上不去，在某些方面也与瓦斯发电利用政策有关。虽然国家出台了相关优惠政策，如煤层气电厂所发电量原则上应优先在本矿区内自发自用，需要上网的富余电量，电网企业应当予以收购，并按照有关规定及时结算电费。但实际落实中，某些地区电网公司不能及时执行上网电价，或者干脆拒绝并网。 电网公司也有自己的看法。在2009年的全国煤矿瓦斯防治工作会议上，国家电网公司指出了煤层气发电并网存在的问题：目前各煤矿企业缺乏煤层气综合利用规划，煤层气电厂均为煤矿企业自行建设，部分地区管理不规范，未按正常渠道办理核准手续，电网企业难以及时掌握其生产运行实际情况。 另外，受气源总量和采集手段的限制，目前各地煤层气浓度均难以达到设计要求，造成发电机组运行很不稳定，机组启停频繁，运行可靠性差，给煤矿的安全生产及电网的安全稳定运行带来较大隐患，给电网的正常运行和调度管理增加难度。 针对这一说法，某煤炭企业领导告诉本报记者：“这个现象确实存在，我们平时都是多了就多发，没有就不发。但地面抽采的煤层气企业应该不存在这个问题。” 据煤炭信息研究院院长黄盛初介绍，自2005年开始，中央财政为煤炭生产企业提供30亿元国债资金用于煤矿安全技术改造。目前煤矿瓦斯抽采补贴为0.2元/m3，煤层气发电补贴额为0.25元/度。2020年以前免征勘察和矿业权使用费，不征收权利金。煤矿销售煤层气实行增值税返还，免收所得税。 但在实际操作中，政策的落实却遇到了一些阻碍。国家能源局局长刘铁男就曾指出，大部分省区瓦斯发电上网及加价政策没有落实到位，部分地方税费优惠政策审批时间长，有些省区煤层气低于同热值天然气价格，财政补贴标准已显得偏低，激励效应下降，企业积极性不高。 刘铁男强调， “十二五”期间，要切实抓好已有政策落实，各省级瓦斯防治办公室要加强协调，帮助企业落实瓦斯发电上网及加价、税费优惠等政策。 “‘十二五’提到的电价政策如何落实？必须政府协调，要有一些硬性的规定。比如虽然有退税补贴政策，但地方税收了以后很难再返，企业在申请退付过程中，资金不能顺利兑现。国家应该考虑地方利益，创造煤层气企业与地方利益的协调共赢。”孙茂远指出。
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“十二五”煤层气 资源利用要有新思路 我国煤层气矿权由国土资源部统一授予，2007年起我国就不再批准新的探矿权。公开资料显示，山西境内共有煤层气矿业权35个，其中有28个与煤炭矿业权重叠，重叠面积3000多平方公里，覆盖了全省大部分煤炭规划矿区。根据先采气后采煤的原则，煤炭企业要想采煤，必须先由拥有气权的煤层气企业采气。但实践中，非煤企业与煤炭企业存在信息难沟通、关系难协调、矛盾冲突难化解、协调合作机制难形成等问题，极大影响了煤矿企业抽采煤层气的积极性。 在孙茂远看来，要想解决这个问题，首先国家应当积极适度批准新的煤层气矿权，“煤层气的属性和油气是一样，矿权面积必须比较大。现在煤层气的矿权是6万平方公里，油气的矿权是428万平方公里，煤炭18万平方公里，从横向对比来看，煤层气矿权偏小。纵向来看，现在我国煤层气资源量为36.81万亿立方米，评估面积37.8万平方公里，这么大的面积只有6万有矿权。因此不管从横向纵向，都应适度批准新的矿权，否则既要加快煤层气发展，又不批新的矿权，很难办。” 第二要鼓励、支持煤炭企业和煤层气企业加强协调合作，结合以后各自发挥自己的强项，充分开发煤矿区煤层气资源。要想实现合作，双方都要有积极性，不为小的利益过分计较。现在已经有了一些好的合作方式。第三，要在探明储量区加大开发强度。 即将发布的《煤层气十二五规划》中，有一条政策被认为是解决气权纠纷的重大突破——已设置煤层气矿业权但未设置煤炭矿业权，根据煤炭建设规划五年内需要建设的，按照煤层气开发服务于煤炭开发的原则，调整煤层气矿业权范围，保证煤炭开采需要。孙茂远对本报记者表示，这意味着，考虑到煤矿开采的需要，在上述条件下，气权可以转移到煤矿企业手中。 对外合作机制尚待完善 因煤层气勘探风险大、投入高、回收期长，所以开采初期，我国曾大量引进外资，对外合作在煤层气历史上曾发挥过重要的作用。30多个产品分成合同引进外资60多亿元，取得若干风险勘探成果，引进了常规技术和经验。 但是也有一些外企持币观望，无技术、少投入，甚至恶意炒作区块，某种程度上影响了我国煤层气的快速发展。“有的外国公司占了5个区块共计7000多平方公里，长时间占着，既不出气，也没有商业性发现。在这种情况下，应当有明确的法规制约。”孙茂远告诉记者。 “还有一些公司是恶意炒作，签了合同不干活。在市场上圈一笔钱就跑了，留下一个空壳，也需要有效制约。”孙茂远建议，“建议国家补充、完善煤层气相关法律法规，尽快制订和颁布专项《中华人民共和国对外合作开采煤层气资源条例》，鼓励和引导国外企业加大投入，加快开发，技术和资金投入并重，规范准入和退出机制。”
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