煤层气产业能否从困顿中崛起

　　2013年起，我国地面煤层气钻井数和投资逐年下降，但煤层气地面产量保持小幅上升，煤矿井下煤层气抽采量也持续两位数稳定增长。

　　“十三五”开局，形势却陡然发生变化。根据国家能源局统计，2016年，全国煤层气产量168亿立方米，其中地面煤层气产量45亿立方米，煤矿井下抽采量123亿立方米。全国煤层气产量首次下降，降幅达12亿立方米之多。

　　据初步统计，2017年上半年全国煤层气累计产量为84.03亿立方米，与2016年同期基本持平。其中，地面钻井煤层气产量23.93亿立方米，同比增长7.5%；煤矿井下抽采量60.1亿立方米，同比下降2.48%。全国煤层气累计利用量为41.88亿立方米，同比增长6.32%。其中，地面生产煤层气利用量为20.95亿立方米，同比增长10.69%；煤矿井下抽采煤层气利用量为20.93亿立方米，同比增长2.29%。地面生产煤层气利用量首次超过煤矿井下抽采煤层气利用量。

　　预测2017年全国煤层气产量与2016年大致持平，地面煤层气产量48亿立方米以上，煤矿井下抽采量约120亿立方米。

　　根据“十三五”规划目标，2020年全国煤层气产量240亿立方米，其中地面煤层气产量100亿立方米，煤矿井下煤层气抽采量140亿立方米。如果按照规划目标，“十三五”后三年需增产煤层气72亿立方米；地面增产52亿立方米，年均增产17.3亿立方米；煤矿井下抽采量增产20亿立方米，年均增产6.6亿立方米。如此看来，完成“十三五”的产量规划目标又面临严酷挑战。

　　令人不安的成绩单，低迷的走势，致使关注煤层气的社会各界产生迷茫和疑问：煤层气产业到底怎么了？国家一直在大力支持，既有财政补贴，又有科技支持，为什么产量不升反降？中国煤层气产业真的后续乏力吗？需采取何种措施，才能推动煤层气产业如愿进入健康、快速发展的轨道？

　　煤炭去产能拉低煤层气产量

　　虽然我国煤层气资源丰富，但是低渗、构造煤、低阶煤和深部等难采资源量占75%以上，资源禀赋成为制约煤层气产业快速发展的重要客观因素。我国煤层气资源中，还有很大比例不能利用现有技术进行经济开采，需要战略布局，分类分级勘探开发和攻关突破。因此，不能类比美国、加拿大、澳大利亚，对我国煤层气产业发展速度预期过高。

　　我国煤层气地面抽采起步于80年代末期（此前也有个别试验），但真正发展期只有十年左右。2005年2月14日阜新发生特大煤矿瓦斯爆炸事故，同年2月17日，时任发改委主任马凯同志贯彻国务院领导指示，主持召开煤层气开发利用专题会议，作出煤层气开发利用实行进一步减免税收、财政补贴、实施国家煤层气开发利用示范工程、成立煤层气开发利用国家工程中心等七项政策决议，吹响了煤层气快速发展的号角。

　　此后，各项更加优惠的经济政策及法规陆续落实。如《财政部关于煤层气（瓦斯）开发利用补贴的实施意见》（财建[2007]114号）首次规定，每开采利用一立方米煤层气财政补贴0.2元，2016年2月14日又调整为0.3元，一定程度上激励了煤层气产业发展。

　　美国1981年至1989年的8年间煤层气产量从1.3亿立方米仅升至26亿立方米；1990年至2001年以年增速40-50亿立方米的速率快速发展，主要得益于资源优势和技术进步。我国煤层气产量从2007年的33.7亿立方米，增长至2015年的170亿立方米，用时8年。因此，2006-2012年是我国煤层气产业的春天，但考虑到资源条件、经验积累、技术积累、内外力不足等因素，最近11年煤层气产量增速仍属正常，近期出现阶段性减产和困顿也不足为奇，只能说客观实际与期望值相差太大。

　　我国煤层气产业经过“十一五”“十二五”两个五年规划期的努力，在产业基地建设、科技进步等方面都取得重大进展，初步形成上、中、下游较为完整的产业链，已经凸显出在改善煤矿安全生产、保护大气环境和增加洁净气体能源方面的综合社会经济效益，短板主要在上游的勘探开发。

　　在煤炭业“先抽后建”、“先抽后采，规划上采气采煤一体化”的政策导引和日愈严格的法规监管下，多年来煤矿井下煤层气抽采量以年度两位数增长，成为我国煤层气产量增长的主力。随着煤炭去产能政策的推进，关停了大批煤矿，其中大部分是瓦斯矿井，导致煤矿井下煤层气抽采量大幅减少，这是全国煤层气产量不升反降的主因。同时，我国秉承“创新、协调、绿色、开放、共享”的发展理念，促进能源清洁化发展，控煤成为能源政策之一，该政策在“十三五”期间还将持续。

　　但发展仍是煤层气产业的刚需和主旋律。2017年，我国地面开采煤层气的利用量将超过煤矿井下抽采利用量，未来3-5年地面煤层气产量也可能超过煤矿井下抽采量。我国煤层气产业发展将采取地面开发和煤矿井下抽采并举，地面开发为主的战略，煤层气开发利用的综合效益仍是最重要的战略要素。   

　　不容忽视的是，煤层气地面勘探开发中仍存在资源政策、法规、对外合作、科技进步、矿权管理、工程质量等诸多不足。当前笔者最关切影响产业发展的三大问题：政策激励、创新引领和三气合采。

　　财政补贴标准有待提高

　　政策激励是国家鼓励产业发展的重要措施，财政补贴又是政策激励的有效手段之一。国际上，国家财政补贴通常给予公益性强、初期成长性较弱的产业。考虑到煤层气产业对防治煤矿瓦斯事故、减少环境污染和增加天然气供给一石三鸟的综合效益，美国众、参两院于1979年通过《能源意外获利法》，其中第29条法规明确提出，给予从事煤层气开发的企业退税补贴。

　　退税补贴旨在降低煤层气生产成本或防止人为提高煤层气价格，从而搭建起煤层气开发可与常规天然气开发平等竞争的平台，使企业有利可图，以激励社会投资煤层气产业的积极性。该退税补贴考虑气价、成本、竞争力等因素，设置科学合理的计算公式，通常补贴额度略高于气价的一半，并随通胀进行年度调整。退税补贴从1980年开始执行一直到2002年底，实施期23年。退税补贴政策是美国最为成功、最为有效的激励政策，是美国煤层气产业快速发展、走向成熟产业最主要的推力。

　　我国80年代末开始规模性研究、试验煤层气开发，但到18年后的2007年才给予每开采利用1立方米0.2元的财政补贴，起步晚、起点低，并没有起到应有的最为显效的激励作用。特别是同期页岩气补贴为0.4元/立方米，对煤层气开发有一定冲击和负面影响。国际上没有对页岩气开发实行财政补贴的先例，美国只有公益性、综合效益性强的煤层气开发企业享受退税补贴。

　　我国煤层气生产井平均单井日产600立方米左右，在资源、技术、气价、补贴不足等不利因素影响下，主要煤层气开发企业亏损经营风险加大。加之受页岩气、致密气开发强势的冲击，煤层气开发积极性受挫，投资和工程量持续疲软。我国三大煤层气生产企业之一的中联煤层气公司，迄今已投入煤层气勘探开发资金200余亿元（含对外合作），获得国家财政补贴7.86亿元。除潘河、潘庄外，其他开发区块均为亏损经营。

　　在一定时期，特别是产业发展期，国家的政策支持和激励至关重要。参考国外成功经验和我国的实际情况，建议提高财政补贴标准至0.6元。综合考虑有效防治煤矿瓦斯而减少的损失，减排温室气体的经济效益和建设新的洁净气体可靠供源长期效益，国家的这种投入不仅事半功倍，还能在获得经济效益的同时，切实起到激励产业发展的重要作用，可谓功在当代，利在千秋。

　　加大科技支持

　　科技进步是企业核心竞争力，是产业发展的基石，对煤层气产业而言尤为重要。“十二五”期间，我国实施《大型油气田及煤层气开发》国家科技重大专项，开展10个研究项目、6个示范工程建设，攻克了高阶煤煤层气开发等4项关键技术，研发采动区抽采钻机等5套重大装备，形成三种典型地质资源条件下的煤层气开发模式。

　　一批重要科技创新成果，如富集高产区和储层动态评价技术、各类多分支水平井、丛式井等高效完井和增产技术，多点接入、柔性集输，主动增压技术，超低密度支撑剂，井下地面联动三维汾量微地震裂缝监测系统，煤矿区复杂地质条件下的地面井下联动采气采煤技术等，达到国际先进或领先水平。

　　首个国家煤层气开发利用示范工程——“山西沁南潘河煤层气开发利用国家高技术产业化示范工程”，投产十年来，224口直井平均单井产量稳定在3400-4700立方米，高于资源条件类似的美国黑勇士盆地平均单井产量。

　　“十二五”期间，新疆准格尔盆地南缘低阶煤层气勘探，后峡区块阜康先导试验区、二连盆地吉尔嘎朗地区等试验区等都在科技创新中，取得不俗的试验成果。

　　在“十三五”开局不利的内、外部环境下，煤层气业界仍坚持创新引领、技术突破，努力开拓煤层气勘探开发新局面。中石油华北油田近几年集中力量总结经验，找问题搞创新。在沁南区块和马必区块钻探100多口评价井，实行一井一策式的研究试验，开发井钻井成功率大幅提高。安泽区块试验20口井，平均日产2600立方米，郑庄区块直井日产达3000立方米，对开发沁南地区这类资源起到良好的借鉴作用。2017年华北油田还在内蒙古二连浩特的低阶煤煤层气区块，计划钻井20多口，（已钻的吉煤3井日产1500立方米以上），为开发占我国煤层气资源总量约40%的低阶煤煤层气资源，进行了更加深入的技术探索和示范。华北油田正以创新领先，科技挖潜的实际行动，预计利用3年时间，新建18.5亿立方米产能，力促煤层气开发进入量效齐增的新阶段。

　　中联煤层气公司也在沁南盆地的潘河和潘庄，试验开发从未动用的15号煤，保持两个高产区块长期稳产高产，建设具有国际水平的高标准煤层气生产区。

　　目前煤层气产业暂时处于低潮期，更是思考期、探索期和技术创新期，创新将引领煤层气产业的转型发展。煤层气业产业应通过合理选项、重点攻关、不断研发出适合各类资源条件的系列技术与工艺，增产提效强化竞争力，主动扭转不利局面。

　　“十三五”期间，国家重大科技专项中，煤层气的项目数量和中央财政资金投入分别下降37.5%和49%。建议国家有关部门进行适当调整，继续加大支持煤层气勘探开发的科技进步，为煤层气产业加油助力。

　　鼓励“三气”合采

　　我国将煤层气狭义定义为“赋存在煤层中以甲烷为主要成份，以吸附在煤基质颗粒表面为主、部分游离于煤孔隙中或溶解于煤层水中的烃类气体”。该定义将煤层气固化于单一的“煤层”，人为茧束了煤层气的探采范围。

　　实际上，煤层气的评价范围属于煤系地层，包含煤层、炭质泥岩、页岩和致密砂岩多个烃源岩和储集层，因而可称之为煤系气。建议在矿权确认的煤层气区块，实行“煤层气、页岩气、致密气”三气合采、并享受同等优惠经济政策。

　　首先，依法设置的煤层气矿权，已经通过技术评估确定其大小、深度等范围，但在广义的煤系地层中，可能含有煤层气、页岩气、致密气，三者实际上又无法严格区分。而2000米（或稍深）以浅的三气，生成、储存和单独可采性与深部的常规天然气有别。

　　其次，煤层气区块的三气对煤炭开采期的瓦斯涌出及温室效应发生影响，即三气合采对防范煤矿瓦斯事故和保护大气环境非常重要。

　　参照国外设定的煤层气矿权区，大都按煤层气开采，并不严格界定采出气的品类。比如，著名的美国圣胡安盆地中，采出的气体中游离气占60%-70%，甚至更高。该盆地采区平均渗透率13毫达西，有些区块达100毫达西，采用直井洞穴法完井，平均日单井产量2万立方米以上，有的可达几十万、上百万立方米。其他煤层气盆地也有所谓多气合采的情况，设定为煤层气的区块采出的气都享受退税补贴。

　　在编制煤层气“十三五”规划期间，一些院士、专家就建议，煤层气区块的探采目标应从单一的煤层，扩展到评价范围内的页岩气、致密气等多种烃源层，实行三气合采、同享优惠政策。煤层气也可定义为煤系气，在这种情况下，实事求是的模糊定义也是科学定义。

　　此外，由狭义的煤层气定义，衍生的相关现行探采法规，不仅茧缚煤层气开发，还可能阻碍、甚至扼杀煤层气产业的发展。目前，由于矿业秩序问题，已导致煤层气矿权从最初的6.5万平方公里，减少到2016年底的不足5万平方公里。中石油、中联煤煤层气矿权中，评价范围内含致密气、页岩气的矿权面积约1.5万平方公里，如扣除后全国煤层气矿权面积仅为3.4万平方公里。考虑到矿权范围内极难采和不可采资源，以及煤层评价区大范围与油气区块重叠、不能动用的资源，现行的油气矿业制度可能捆绑煤层气的探采范围，使煤层气产业发展雪上加霜。

　　2017年，中国地质调查局在贵州六盘水地区勘查煤系气，钻出杨煤参1井，最高日产4656立方米，连续50天稳产3600立方米/日以上，创西南地区煤层气直井单产和稳产新高。探明煤层气资源量366亿立方米，比狭义的煤层气目标层探明储量高6倍。在鸡西、新疆也取得煤系气勘探的类似成果。地调局的专家认为，这种认识和实践具有战略性、先导性和创新性，不仅对西南、西北、东北地区扩展煤层气勘探开发有益，也对煤层气产业发展具有引领战略作用。

　　中石油、中联煤正在现有煤层气区块中，在煤层气评价范围内，建设三气合采的煤层气产能，取得丰硕成果。如果三气合气的政策落实，3年之内可将产能转化为产量，从而煤层气再增产20-30亿立方米。

　　三气合采作为一种战略举措，不仅能较快提高煤层气产量，扭转被动局面，也能为确保完成“十三五”规划的地面产量目标，增添新鲜动力、打下坚实的基础，具有深远的引领意义和重大的战略意义。

　　（作者系国家能源委咨询专家委员会委员）