中国环境报记者 屈遐
2009年，我国天然气产量830亿立方米，但天然气消费量超过870亿立方米。从本世纪以来，我国天然气消费量一直保持着两位数的增速，供应量的增长始终跟不上消费量的增长，缺口逐年扩大。继今年6月初国家发改委统一将陆上天然气出厂基准价提高25％后，国家能源局近日再度表态，将以价格杠杆促进天然气产业发展，使天然气在我国能源消费结构中的比重由4％提高到8％。
这无疑给储量更加丰富的非常规天然气发展一个强烈的政策信号。据最新一轮全国油气资源评价显示，我国煤层气(俗称瓦斯)资源量达36.8万亿立方米，与天然气资源量几乎持平，居世界第三位。而从上世纪90年代以来，我国煤层气资源勘探已经逐步进入产业化阶段，煤层气探明地质储量约1000亿立方米，煤层气可采储量约470亿立方米。而比我国稍早开展煤层气开采利用的美国，目前已是世界上煤层气商业化开发最成功的国家。如今年产量已经达到约600亿立方米，相当于我国天然气产量的70％以上。那么，起步并不晚的我国煤层气产业能否也获得长足的发展？
为何只抽不采？
煤层气产业发展长期停滞不前，既是污染也是浪费
近年来，随着能源形势的日趋严峻，煤层气的开采利用逐步得到国家重视，但是受技术、政策、产权、并网等条件限制，到目前为止，我国煤层气产业尚处于产业化初期，开采利用远不能满足需要。
据了解，2005年，全国煤层气利用量约为25亿立方米，包括井下煤矿瓦斯抽采和地面开发两部分，其中矿井平均瓦斯利用率仅为30％左右。到2005年底，全国瓦斯发电装机容量约30万千瓦。瓦斯消耗量低于抽采量，每年60亿~80亿立方米的煤层气排入大气。而瓦斯空排对臭氧层的破坏是二氧化碳的21~23倍。
早在1996年，煤层气利用在我国就已起步，但对煤层气进行大规模开采，实现产业化，长期存在诸多障碍。比如，地面开发煤层气初期投入高、产出周期长、投资回收慢。由于缺乏产业扶持政策，资源勘探投入不足，资源评价不适应开发需求。这些都使得煤层气开发企业在产业发展初期积极性不高，煤矿企业利用煤矿瓦斯处于亏损状态。
而由于缺乏必要的技术支撑，特别是社会公益性研究被大大削弱，瓦斯治理和利用等方面的技术研究和创新也进展缓慢。正是由于缺乏低浓度瓦斯的安全输送和利用技术，我国大量低浓度瓦斯只能稀释后排空。而我国高瓦斯矿井多，煤层瓦斯含量高、压力大、透气性差、抽采难度大。随着矿井开采深度加大，地应力和瓦斯压力增加，瓦斯抽采难度将进一步增大。
煤层气和煤炭矿业权重叠的问题也困扰着相关企业。目前我国的基本政策是，具备煤层气地面规模化抽采利用条件的，必须遵循“先采气，后采煤”的原则。这对已经获得煤炭开采权的企业来说非常不利，因而必须率先解决煤层气权矿权的重叠问题。
为何瓦斯利用率只有30％？
没有长输管线，开发与市场脱节
“十一五”规划曾经提出，到2010年，我国瓦斯利用率要达到60％以上，而目前仅达30％左右。原因和风电开发如出一辙:没有适用的输送渠道。
据了解，在我国主要的煤层气开发区域，还没有与之相配套的长输管线，致使开发与市场脱节，出现“点天灯”现象。目前，国内最长的煤层气管道只有35千米，煤层气管道总长度不到100千米，各个企业独自发展，自成体系，完全没有一个全局性的规划。更重要的是，目前国内现有的煤层气管道口径普遍较小，根本就无法满足大规模产业化开发利用。而瓦斯发电上网难、入网价格低的问题同样困扰相关发电企业，无利可图自然也就没有积极性。
除了管网的老问题，业内专家还指出，由于我国煤层气产业尚处于起步阶段，要实现我国煤层气的大规模开发，还急需对适合我国特殊地质条件的完井、压裂、排采等关键技术进行攻关，否则，我国煤层气产业化开发只能求助于国外技术，从而增加大量的开采成本。
利好政策有望使煤层气盈利
将近25％的天然气出厂价涨幅，对于已经涉足或有意涉足煤层气开发的企业，极具诱惑力
根据美国开采利用煤层气的经验，我国煤层气井口价至少要达到1.3~1.5元/方才可能盈利，这是常规天然气盈利区间的1倍。在现阶段，煤层气开采成本较常规天然气要高出许多，政府的补贴和各项优惠政策必不可少。
根据我国现行的煤层气补贴税收政策，每立方米煤层气财政部补贴0.2元，山西省财政补贴0.05元。税收政策上，煤层气开采作业的相关设备免征进口关税和进口环节增值税，增值税先征后退。综合计算后，山西省一立方米煤层气实际补贴了0.33元。
而就在不久前，国家发改委将天然气出厂基准价格每千立方米提高230元。这些利好使煤层气盈利空间进一步扩大，而未来继续上涨预期释放出的价格信号，也会大大激发市场加速煤层气开发的活力。
利好政策如何用好？
必须法律保障投资者合法权益
从“十一五”开始，我国对煤层气产业的扶持政策正在不断完善。2006年，国家将煤层气开发列入了“十一五”能源发展规划，并出台《关于加快煤层气(煤矿瓦斯)抽采利用的若干意见》并制定了具体的实施措施。
《意见》首先明确要求煤矿生产企业和各地必须坚持“先抽后采、治理与利用并举”的原则，并限制企业直接向大气排放煤层气。2008年，环境保护部应要求制订出台了《煤层气(煤矿瓦斯)排放标准(暂行)》(G B 21522－2008)，并对超标准排放煤层气的企业依法实施处罚。
更为重要的是，《意见》明确了煤层气产业急需的多种扶持政策。比如煤层气抽采利用项目建设用地，按国家有关规定予以优先安排；煤矿企业利用煤层气发电，可自发自用；多余电量需要上网的，由电网企业优先安排上网销售，各级地方政府要为煤层气抽采利用项目提供资金补助或贷款贴息，这一系列措施将促进解决煤层气发电上网难、价格低等制约问题。
2006年~2007年，相关部门先后出台了一系列扶持煤层气产业的优惠政策，包括煤层气抽采企业增值税先征后返、免征煤层气进口设备关税、给予煤层气企业0.20元/立方米的财政补贴，以及将煤层气开发列入16个重大科学专项之一、放开对外专营权等。
根据《煤层气(煤矿瓦斯)开发利用“十一五”规划》，到2010年我国将新增煤层气探明地质储量3000亿立方米；煤层气(煤矿瓦斯)产量达100亿立方米，利用率100％。有关部门负责人日前强调，要加快“十二五”煤层气的开发利用，提出煤炭资源开采的综合回收率将达到50％以上。
据煤层气产业技术创新战略联盟理事长孙茂远说，截至2008年底，全国累计获得煤层气探明地质储量1610亿立方米，可采储量760亿立方米。根据目前实际情况，要达到2010年地面开采煤层气的规划目标有一定难度，需要各界的携手努力。2009年成立的中国煤层气产业技术创新战略联盟，初衷就是为了以产学研结合方式提升煤层气这一洁净能源开发开采能力。
明确的政策信号使得并不坐拥煤层气资源的民营资本，开始成为推动产业发展的重要动力。其中，赞成国际从2004年起开始关注煤层气的开发和应用。而大量港资也早已嗅到内地煤层气资源的“商机”，跃跃欲试，大规模商业运营煤层气资源的序幕已拉开。
业内人士认为，大规模的煤层气开采利用，必须依赖于商业运作。但不少业内行家也明确指出，从其他国家对煤层气勘探开发的实践而言，法律保障十分重要。只有通过立法，才能保证煤层气投资者的合法权益，从而提高煤层气投资者的积极性，最终用商业手段推动煤层气产业的快速发展。
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煤层气是以吸附状态赋存于煤层中的一种非常规天然气，主要成分是高热值的甲烷。但它同时也是造成煤矿井下事故的主要原因之一。如果抽排不出，混有空气，就会导致井下瓦斯爆炸事故。
所以，煤层气长期以来被看作是对煤矿开采造成严重安全威胁的有害气体。我国的煤炭企业抽放煤层气仅仅只是从安全生产的角度，把利用放在其次。过去出于安全考虑，以及煤层气开采利用技术的不成熟，往往采取在生产过程中将煤层气抽空的做法，数以万亿立方米计的甲烷流失，既浪费了资源，又造成了污染。
为防止瓦斯爆炸而抽排的煤层气数量，从2000年的88亿m3增长到2007年的180亿m3，以每年13亿m3的速度增加，造成资源的巨大浪费。
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煤炭大省如何开发煤层气?
若按照“气随煤走、两权合一”原则，山西更多煤炭企业会涉足其中
因煤而兴的山西省，已经把目光转向了煤层气产业。在一份日前上报国家发改委的“国家资源型经济转型发展综合配套改革试验区”方案中，山西省计划到2015年，煤层气、天然气、焦炉煤气、煤制天然气等“四气”供气总量将达到120亿立方米。同时，方案针对煤层气开采提出“气随煤走、两权合一”原则。
据此，有煤炭资源开采权的山西省煤炭企业将拥有优先开采煤层气的权利。如果山西转型方案通过审批，将出现更多煤炭开采企业涉足煤层气开采业务，无疑将有力推动煤层气产业化进程。
而就在不久前，经国土资源部批准，山西省晋城煤业集团(下称晋煤集团)获得成庄和寺河(东区)区块煤层气采矿许可证，成为首个从国土资源部获得采气权的煤炭企业。
据了解，过去煤炭企业拿不到煤层气的探矿权和采矿权。因煤层气作为国家一级管理矿种，由国土资源部颁发探矿权许可证；而大部分煤炭资源由地方政府管理，由部级及有关部门发证。在业内人士看来，此次国家向煤炭企业颁发煤层气采矿许可证，实际上延续了国家对煤层气开发的战略意图:即由中联(中联煤层气有限公司)一家开发，转为多家参与开发。
此前，根据国土资源部有关规定，煤炭企业只有进行井下煤层气回收利用时，可以进行煤层气抽采，但不能进行煤层气的地面开采。“煤归煤”、“气归气”，煤炭和油气分别交给不同行业开采，政府将煤层气作为非常规天然气，将煤层气采矿权交给了中联公司、中石油等油气企业开采。
而针对煤层气管网配套设施严重不足的问题，山西省也有所准备。按照山西省有关部门的初步规划，山西省将建设35公里长的煤层气输气管道连接西气东输管道，预计年输气量可达30亿立方米。
本报综合报道
两气网络能否互认?
煤层气输送网络交互铺设格局将逐步形成
按照国家出台的《煤层气(煤矿瓦斯)开发利用“十一五”规划》，“十一五”期间，规划建设的主要煤层气输气管道共10条，线路全长1441公里，设计总输气能力65亿立方米。
“尽管拟建和在建的管线长度已经超过了1000公里，但年输送能力还不到规划目标的一半。”一位业内人士表示，近年来的“气荒”现象主要是因为华东、华中地区天然气需求市场增长过快，而“西气东输”管网在这些地区却存在多处空白区，且储气能力不足，不能及时满足市场需求。在此情况下，不断拓宽供气渠道也成为非常紧迫而且现实的选择。
从全国煤层气管道分布看，主要集中在沁水盆地、鄂尔多斯盆地，每个企业的管道都是自成体系、就地发展。有的公司管道还未连通，更谈不上与别的公司互建形成网络。因此，统筹天然气和煤层气两个网络建设是大势所趋，利益相关各方要多加强协调，合力加快推动管线建设。
中联煤层气有限公司提出“沁气南下”计划，目的就是结合目前华东地区煤层气不断培育成熟起来的市场形势，在“西气东输”管网不能企及的地方建起区域性的煤层气主干道。
而自2009年9月开始动工的国内第一条跨省的煤层气输送管线——“端氏－晋城－博爱”煤层气管道也定于今年7月全线贯通。除以“西气东输”管道自西向东依靠天然气管网输送煤层气外，中联煤计划在“端氏—博爱”管线末端继续实施“沁气南下”计划，将管线延伸至湖南长沙，未来可能抵达江西、广东等省。这是目前已启动的国家煤层气“十二五”开发利用规划既定的煤层气输送流向，设计长度近1000公里，年输送能力预计达40亿立方米，主体管道将于“十二五”末建成投产。
“如此一来，经由天然气网络自西向东，以及‘沁气南下’规划的自北向南两条大动脉，我国煤层气输送网络的东、西、南、北交互铺设的格局将逐步形成。”业内专家表示。
本报综合报道
