煤层气如何成气候？

○ 文／陈 璐 徐 博

虽然我国对煤层气勘探开发的产业政策支持力度加大，但受制于矿权、技术、财政、人才、投融资等因素，国家制定的煤层气“十一五”、“十二五”规划均未完成：2010年，地面井产量为15亿立方米，目标实现率仅为30%；2015年，煤层气地面开发产量目标160亿立方米，实际产量仅44亿立方米，目标实现率仅为27.5%。《煤层气（煤矿瓦斯）开发利用“十三五”规划》要求，2020年地面煤层气产量100亿立方米，但“十三五”开局的2016年，全国地面煤层气产量仅45亿立方米，开局不利。

造成这种状况的原因除了我国煤层气地质条件复杂以外，更为关键的是煤层气勘探开发的产业政策不力、调整不及时，因此必须调整我国煤层气的产业政策方向，才能有效激励煤层气大规模开发。

产业政策问题知多少

资源管理上基本解决了煤层气与煤炭矿业权冲突，但矿权小制约了发展空间。据统计，全国共设立约6.3万平方千米的煤层气探矿权面积，其中与煤炭矿权重叠约1.2万平方千米。国土资源部和地方政府通过核减5-10年内影响煤炭开采的煤层气矿权面积，以及协调煤炭企业与煤层气企业合作开发，目前已基本解决了矿权重叠和侵权问题。但是批准的煤层气显性矿权仅5万平方千米，后续可供建产的规模整装后备区块不足。

对外合作政策出台早，但合作区块开发进展滞后、产量贡献率低。我国早在上个世纪90年代就开展了煤层气开发对外合作，合作面积过半，但进展缓慢。2015年，全国煤层气总产量为44亿立方米，国有煤层气专业公司产量为38.6亿立方米，占总产量的87.7%；对外合作完成产量5.4（删除）4亿立方米，仅占总产量的12.3% 。我国的煤层气的勘探开发条件与美国、加拿大等国相比，其非均质性、复杂性都要强得多，而且前期投入很大，投资回收周期长、回报低，很难承受长时间高投入、低回报的投资风险。

煤层气价格政策方向正确，但不能解决煤层气长期发展的效益问题。2007年4月，国家发改委在发布的《关于煤层气价格管理的通知》中明确指出，民用煤层气出厂价格由供需双方协商确定、要根据购进煤层气价格的变化及时调整进入城市公共配气管网的民用煤层气销售价格、以及要加强民用煤层气价格监督检查等。该通知的根本目的在于促进煤层气市场化定价、理顺供需关系，但实际上煤层气销售范围和协议价格受制于地方政府的价格管理，倘若常规天然气的价格政策都没有实施到位，推行煤层气的价格政策自然难以执行。虽然我国80%以上的天然气价格已经放开，但受气价与国际油价挂钩以及未来供应充足等因素影响，即使未来煤层气价格完全市场化，也解决不了煤层气发展的经济效益问题。

人们期待清洁、高效、低碳的煤层气早日入户，改善他们的生活。

政策缺乏整体性和指导性，部分政策时效性减弱。目前，我国尚未颁布管网建设的税收优惠政策，煤层气在管道输送环节的发展同样会受到影响；在是否抽采、抽采条件如何以及抽采后利用率等方面的政策大同小异，容易导致“赏罚不明，奖懒罚勤”的不公平现象出现。据王俊琪、李续智等专家分析，现有政策对煤层气产业的发展结果关注较多，对煤层气产业的发展过程关注较少。例如，对企业勘探、研发、试验过程中的税收优惠很少，只是研发形成科技成果转让时或抽采成功后，才可以享受相关优惠政策；随着煤层气开采自主技术和国产设备的不断进步，进口物资免税政策在现阶段作用已不大。虽然国家财税政策支持煤层气发电，但在主要煤炭产区，利用地面开采煤层气发电的市场竞争力较弱，发展潜力不大。

政府补贴标准偏低，且尚未颁布贷款优惠政策。煤层气的前期开发工作需要购置勘探和开发设备，资金投入较大，而且开采难度较大，单井产量较低，投资回收期一般需要6-12年。与天然气相比，煤层气产业缺乏竞争力。以中石油华北油田煤层气公司为例，该公司勘探区域资源相对较好，多年来也是微利经营。截至2017年7月，平均销售价格1.34元/立方米，在财政补贴0.3元/立方米和增值税返还0.1元/立方米的情况下，单方气收入1.74元，但单方气成本1.67元，利润仅0.07元/立方米。2017年9月1日，国家下调天然气门站价格0.1元/立方米，相应必然压低煤层气价格，公司将陷入亏损境地。在煤层气开发企业融资、贷款方面，我国一直未颁布相关优惠政策，而银行贷款是煤层气企业开发资金的主要来源，高额利息让部分企业尤其是中小企业“望气却步”，没有能力承受大额贷款，即使自身资金雄厚，但在参与煤层气的开采工作方面也会三思而后行。

产业政策调整方向

煤层气勘探开发需要我国政府、企业和煤层气用户的共同努力，在煤层气开发面临诸多资源条件制约的情况下，必须以强有力的产业政策为先导。

出台政策推动煤系地层“三气合采”，可以扩大煤层气矿权面积，提高企业开发效益。煤层气、页岩气、致密砂岩气被称为煤系地层“三气”，是煤系地层中非常规天然气的主要组成部分。根据地质调查资料和目前部分地区的勘探开发实际，我国“三气”的分布具有一定的重叠，处于整套煤岩系内，具有显著的一致性。这也是“三气合采”的基础。如果能够利用单井同时对“三气”进行开采，相对于单一气体开采而言，可以提高储量动用程度、降低开发成本、提高单井产气量和开采寿命。

尽快解决对外合作区块开发滞后问题。结合孔令峰、栾向阳等专家的观点，建议相关部门尽快修改煤层气（陆上石油天然气）对外合作开采条例，完善合同中止机制，并配套相关管理制度，全面清理现有对外合作合同，坚决杜绝无限延长勘探期限，对投入不达标的要及时核减区块甚至予以清退。

重视对勘探开发环节的财政支持，克服补贴效果的滞后性。借鉴宋晓丹、洪保民等专家的观点，建议国家财政对埋深800-1200米资源勘探和试采，直接给予40%以上的资金支持，对列入国家“十三五”规划的项目直接给予20%以上的建设资金支持，对深层煤层气和战略选区勘探项目给予20%中央预算内投资支持。如果项目投入开发以后效益好于预期，项目全部投资税后内部收益率可以达到12%以上，国家可以考虑在价格补贴中扣除部分已经投入的建设资金，从而避免过度补贴，减轻国家财政负担。

提高抽采环节煤层气的价格，协调提高瓦斯发电上网电价。建议按照国务院发布的《关于进一步加快煤层气（煤矿瓦斯）抽采利用的意见》，严格落实放开煤层气出厂价格政策，支持煤层气发电上网，中央财政适度增加瓦斯发电补贴，提高瓦斯发电上网电价；国家电网应增加瓦斯发电配额，解决瓦斯发电上网难的问题。同时，中央财政根据国家电网瓦斯发电入网流量给予适度补贴，调动国家电网接受瓦斯发电的积极性。在中长期政策方面，国家在电力发展规划方面应减少火力、水力电厂电站的建设，而增加瓦斯电站的建设和利用。

加大煤层气科技攻关投入力度。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，煤层气开发技术创新将是引领煤层气产业发展的根本动力。“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%。煤层气业应通过合理选项、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。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。

重视煤炭采空区的煤层气抽采，建议政府无息或贴息贷支持。据晋煤集团蓝焰煤层气公司测算统计，目前山西采空区面积约5000平方千米、废弃矿井约4700余处。据保守估计，以其中的10%具有商业开发价值、单处矿井日抽采量6000立方米/日(折纯)计算，年抽采量可达10亿立方米。建议政府对地面采空区煤层气抽采项目给予无息或贴息优惠政策，省财政部门对采空区煤层气抽采科技攻关提供资金支持；对关停高瓦斯、废弃矿井等煤层气抽采项目提高支持力度，推动地面采空区、采动区煤层气的实施。同时，借鉴国外先进开采经验，将废弃矿井瓦斯利用列入可再生能源，享受相关的优惠政策。

重视煤层气人才管理。要做好人才引进规划工作，及时调整企业人力资源的不平衡状况。注意挑选与企业文化相匹配的知识型员工，实行管理岗位职业生涯和技术岗位职业生涯两种并行政策。对不同岗位的知识型员工采取不同的薪酬制度，在全面实行岗位等级工资制的基础上，按技术级别实行年薪制、业绩考核制和综合薪酬制等多种配套制度，形成薪酬激励体制。