山西省不仅是煤层气资源大省、产业大省，同时还肩负着能源革命综合改革试点的国家使命。近年来，山西一直在探索能源革命和能源改革的新路，先后出台了煤层气增储上产三年行动计划、矿业权规范管理、试采许可延期等，探寻煤层气产业取得重大“突破”的路径。
山西省自然资源厅日前发布消息称，2020年底在全国首次挂牌出让的3个煤炭废弃矿井煤层气抽采试验区块已成功出让，太原南峪区块由自贡华气科技股份有限公司以40.5万元竞得，晋城古书院区块、晋城王台铺区块由山西蓝焰煤层气集团有限责任公司（下称“山西蓝焰”）分别以10万元、8.3万元竞得，竞得人也已签订出让合同。
自2020年1月首次发文开展煤炭采空区煤层气抽采试验后，山西用一年时间迈出落实能源革命综合改革试点部署、推进关闭煤矿剩余资源再利用的第一步。煤炭采空区煤层气资源量实际情况如何？抽采量能否成为煤层气产量增产的支撑点？煤层气资源优势又该如何转化为产业优势再次引发业内关注。
前景广阔但仍处起步阶段
长期以来，煤炭为我国能源供应提供了有力保障，但煤矿因资源枯竭被废弃后没有及时回填而形成了大面积采空区。数据显示，山西有开发利用价值的采空区面积约2052平方公里，预测剩余煤层气资源量约726亿立方米。西山、阳泉、武夏、潞安、晋城、霍东、离柳等7个瓦斯含量较高的矿区内，采空区面积约870平方公里，预测煤层气资源量303亿立方米。
某煤层气资深从业人士表示，不论从促进关闭煤矿剩余资源、地上地下空间再利用还是消除煤炭采空区瓦斯溢出安全隐患来看，采空区前景较为广阔。其中一部分采空区资源相对富集，抽采效果很好。但部分资源相对分散、资源丰度较低，一些废弃矿井地质资料不完整，不少采空区边界与现有煤炭矿业权范围交错。加之煤矿封闭工作不到位，抽采受到一定影响。就资源有效转化率来看，要想成为煤层气增产新支点，短期内有难度，开采有一定风险，还需要时间探索。
上述资深从业人士进一步指出，目前煤炭采空区煤层气抽采也缺乏行业标准，资源量测算标准有待完善，规范性有待提高。连片开发、持续稳定利用面临诸多不确定性，导致这部分资源未被充分利用。
中国石油大学(北京)煤层气研究中心主任张遂安认为，采空区与较大面积实体煤层重叠进行常规抽采，无形中设立了准入门槛，多数外企和中小企业不仅面临技术水土不服和技术攻关等难题，与此同时还可能面临较难解决的矿权问题。“虽然采空区煤层气抽采面临诸多问题，但从环保、安全、资源多角度考量仍值得积极探索。‘试点’作用尤为重要，要先有成功案例后才适宜全国大面积铺开。”
据了解，此前贵州也曾计划将采空区变为采气区，但由于技术和经验不足打井效果并不理想。记者致电山西蓝焰了解煤层气采空区进展情况，对方表示正与相关部门商讨方案可行性并进行技术攻关。“煤炭采空区煤层气抽采虽然不是新事物，但在国内刚刚起步，技术难题的攻破尤为重要，年后若有新进展将对外公布。”对方解释说。
利用率低挫伤开发积极性
目前，国外煤层气勘探开发趋于煤系气、致密砂岩气、页岩气共探共采，低浓度瓦斯发电、热电联产等成为煤矿区瓦斯利用的发展方向。
受访人士一致认为，目前采空区煤层气抽采利用境地有些尴尬，要先解决“采出气来如何用”的问题。
上述资深从业人员表示，目前发达国家采空区煤层气抽采主要用于瓦斯发电，但国内瓦斯发电上网电价缺乏吸引力且没有补贴，电网企业按照火电价格结算，且不断下调上网电价，瓦斯发电成本下不来，企业积极性受挫。
整个行业来看，煤矿瓦斯抽采与矿井生产较难实现分别核算，导致部分企业未享受增值税优惠政策，瓦斯抽采积极性不高。
“煤矿瓦斯发电上网电价与企业外购电价相比优惠微不足道，且瓦斯发电的不稳定性，对电网系统稳定存在冲击风险，电网企业支持力度不大，因此部分煤矿瓦斯发电企业只能自发自用。” 上述资深从业人员说。
“这其实凸显了整个煤层气市场价格机制不完善的问题。尽管国家出台政策放宽煤层气价格管制，但因煤层气在天然气市场的份额占比较小‘话语权弱’，销售遇到价格‘天花板’，民用瓦斯因受地方物价部门制约，价格严重背离成本。由于产量规模不大、上产速度慢、供气条件差的特点，同质量的煤层气价格往往低于当地一般天然气价格。” 上述资深从业人员补充说。
受访人士均表示，煤层气产业还面临管道建设和储气设备建设不足等问题，管输问题是实现销售目标的最关键瓶颈，效益是制约发展的重要因素。“赚钱季节在保供，淡季又卖不出去的困境。煤层气集输管网同步跟进不足且共享性差，导致煤层气井储层强化完井之后，集输管线建设却没跟上，不得已只能‘点火把’，造成资源的严重浪费。由于市场机制问题，气田上载管网通道存在问题，要么在上载管道铺设方面资源开发企业与管网企业甚至地方政府相互掣肘，要么运行不畅。同时，不同企业之间集输管线共享性差，使得已有的天然气管网也没有得到有效利用，也一定程度上降低了开采利用效率。”张遂安指出。
环保贡献潜力大
煤层气发展虽然存在诸多难题，但也面临现实需求。随着环保政策约束力增强，国家提出2020年国内生产总值二氧化碳排放较2005年下降40%-45%和力争2030年二氧化碳排放达到峰值、争取2060年前实现碳中和的目标。
数据显示，2016—2019年，国内累计利用煤层气393.9亿立方米，相当于节约标准煤7000多万吨，减排二氧化碳5.9亿吨，实现“3060”目标煤层气减排潜力巨大。
“利用瓦斯进行发电是减少温室气体排放、有效利用低浓度瓦斯的重要手段。但目前煤层气发电机组却未被纳入全国碳市场配额管理。因此煤层气要想持续实现环境、安全、社会效益，在重视自身发展的同时，也应呼吁国家重视煤层气矿业权设置面积不足、国家重大专项持续支持煤层气抽采利用关键技术装备攻关、扶持政策持续发力等影响发展的重大问题。”张遂安说。
“最关键的还是要实现技术攻破。目前煤层气产业技术创新滞后于产业发展速度，这是因为我们没有原始创新的研究团队，研究机构没有特色和‘分工’，企业在研究基础理论，高校在解决现场生产难题，技术攻关同质化、重复研发问题严重。因此，加强勘探开发技术攻关，形成适合我国不同类型煤层气勘探开发核心技术及配套技术，同时开展废弃（关闭）矿井、采空区煤层气开发技术攻关，十分迫切且必要。”张遂安说。
业内人士表示，高产老区稳产上产、低产低效老区改造、低煤阶、构造复杂区效益开发、深部及煤系气综合开发是中国煤层气持续发展的基础，预计2035年我国煤层气产量可达到150亿-250亿立方米。“从资源以及积累的经验看，煤层气仍是天然气增储上产重要的非常规气源补充。”张遂安说。
