我国煤层气产业政策现状研究

2019-01-26王行军刘亚然王福国李海丽

中国煤炭地质 2019年12期

王行军，刘亚然，王福国，李海丽

(中煤地质集团有限公司，北京 100040)

煤层气(coalbed methane，CBM)是一种新型的清洁能源，它是一种与煤伴生并以吸附态形式自生自储于煤层中的非常规天然气，其主要成分为甲烷(CH4)；煤层气作为一种潜在的清洁能源，其排放是严重的资源浪费[1]。此外，CH4是一种具有强烈温室效应的气体，其温室效应为CO2的21倍，对臭氧层的破坏能力是CO2的7倍，煤层气的排放可以对大气造成了严重的污染[2]。

我国煤层气资源十分丰富，是世界上继俄罗斯、加拿大之后的第三大煤层气资源国[3]。根据最新的全国油气资源评价成果，全国埋深2 000 m以浅的煤层气地质资源量达36.80×1012m3，与我国陆上常规天然气资源相当，其中可采资源量为10.87×1012m3[4]。目前，国内开采煤层气方法有地面抽采和井下抽采两种，但总抽采率不足50%，仍有大量的煤层气通过矿井通风系统直接排放到大气中。我国煤矿企业每年排放煤层气(瓦斯)约161亿m3，大于西气东输的120亿m3/a天然气量[5]。综上所述，中国煤层气资源丰富，但开发利用程度低，存在重大资源浪费和环境污染问题。

本文在对我国能源安全形势、煤层气开发利用现状的研究基础之上，全面梳理我国现行的煤层产业政策，从产业政策、财经政策等方面对我国的煤层气政策进行研究，分析我国煤层气开发利用存在的问题，提出合理化建议。

1 我国的能源安全形势严峻

专业研究机构研究表明，2017年我国原油对外依存度已高达69%，超过国际安全警戒线，成为全球第一大石油进口国；同时，我国天然气对外依存度达39%；油气能源安全形势异常严峻，已经到了“卡脖子”的关键时期[6]。2017年，我国的石油产量为1.92亿t，约占全球石油总产量的4.4%左右，同比下降4.1%；我国天然气产量1 330.07亿m3，同比增长8%[7]。2017年，我国全年天然气消费量为2 314亿m3，增量为332亿m3，同比增长达到16.8%，呈爆发性增长[8]。2015年，天然气在我国一次能源消费中的比重为5.9%[9]，2017年则增长至7%[10]；《天然气“十三五”规划》提出，力争到2020年增长至10%[9]。近年来，随着我国大气环境治理工作的持续推进，我国北方大张旗鼓地禁止燃煤取暖，并大力推行煤改气；但在2017年底这一做法遭遇困境，成千上万的农村居民因为天然气严重短缺而挨冻。据不完全估计，2017年整个冬季采暖季期间，我国北方地区和全国的天然气缺口分别在48亿m3和113亿m3左右[10]。今后随着我国经济的快速发展和能源结构的优化改善，石油、天然气在我国一次性能源消费的比重会逐渐增高，油气缺口会越来越大，对外依赖程度会持续增高。

上述表明，我国的能源安全形势异常严峻，已到了刻不容缓的程度。

2 我国煤层气开发利用现状

“十一五”期间，我国煤层气开发从零起步，新增煤层气探明地质储量1 980亿m3，是“十五”时期的2.6倍；施工煤层气井5 400余口，形成产能31亿m3；2010年，煤层气产量15亿m3，商品量12亿m3[11]。“十二五”期间，沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘煤层气产业化基地初步形成，潘庄、樊庄、潘河、保德、韩城等重点开发项目建成投产，四川、新疆、贵州等省(区)煤层气勘探开发取得突破性进展；全国新施工煤层气井11 300余口，新增煤层气探明地质储量3 504亿m3，分别比“十一五”增长109.3%、77.0%；2015年，煤层气产量44亿m3、利用量38亿m3，分别比2010年增长193.3%、216.7%，年均分别增长24.0%、25.9%；2015年煤层气利用率86.4%，比2010年提高了6.4个百分点[12]。据统计，2017年中国煤层气产量为70.2亿m3[13]，利用量44亿m3[14]；分别比2015年增长59.5%、15.8%，年增幅分别为26.3%、7.6%；与“十二五”相比，年增长率分别提高了2.3个百分点和降低了18.3个百分点。

煤矿瓦斯抽采利用量逐年大幅度上升。2010年，我国煤矿瓦斯抽采量为75亿m3、利用量为23亿m3，分别比2005年增长226%、283%[11]。2015年，煤矿瓦斯抽采量为136亿m3、利用量为48亿m3,分别比2010年增长了78.9%、100%，年均增长率分别12.3%、14.9%；煤矿瓦斯利用率为35.3%，比2010年提高了3.7个百分点[12]。2017年井下瓦斯抽采利用量达到48.9亿m3[14]，与2015年基本持平。

上述表明，我国煤层气开发利用始于“十一五”、“十二五”期间我国的煤层气开发利用快速发展，而“十三五”我国煤层气则进了入了停滞期，地面抽采量、地下抽采量和利用量均增长乏力。我国煤层气开发利用率较低，特别是井下瓦斯抽采利用率更低，存在着资源浪费和环境污染问题。

3 煤层气产业政策现状

2006年，国务院发布了《关于加快煤层气(煤矿瓦斯)抽采利用的若干意见》。《意见》是我国关于煤层气产业发展的纲领性文件，其中明确指出我国煤层气产业发展必须坚持“先抽后采、治理与利用并举”的指导方针，涉及煤层气勘查、抽采、输送、利用、监管、科技攻关、税收优惠、资金支持等各个环节[15]。为进一步落实《意见》中原则性意见，国家有关部委相继出台了一些具体政策，涵盖了价格、税收、财政补贴、资源管理、科技创新、对外合作等方面的内容。

3.1 税收政策

2007年，财政部、国家税务总局联合发布了《关于加快煤层气抽采有关税收政策问题的通知》。《通知》中规定，对煤层气抽采企业的增值税一般纳税人抽采销售煤层气实行增值税先征后退政策，先征后退税款由企业专项用于煤层气技术的研究和扩大再生产，不征收企业所得税；对独立核算的煤层气抽采企业利用银行贷款或自筹资金从事技术改造项目国产设备投资，其项目所需国产设备投资的40%可从企业技术改造项目设备购置当年比前一年新增的企业所得税中抵免；对财务核算制度健全、实行查账征税的煤层气抽采企业研究开发新技术、新工艺发生的技术开发费，在按规定实行100%扣除基础上，允许再按当年实际发生额的50%在企业所得税税前加计扣除；对地面抽采煤层气暂不征收资源税[16]。

我国有关煤层气专用设备税收政策规定，中联煤层气有限责任公司及其国内外合作者，在我国境内进行煤层气勘探开发项目时，进口国内不能生产或性能不能满足要求，并直接用于勘探开发的设备、仪器、零附件、专用工具(详见勘探开发煤层气免税进口物资清单》，免征进口关税和进口环节增值税[17-19]。

3.2 财政补贴政策

为进一步鼓励煤层气的开发利用,国家出台了一系列主要针对煤层气开发利用的财政补贴政策,包括煤层气发电补贴政策[20-21]和煤层气价格补贴政策[22-23]《关于利用煤层气(煤矿瓦斯)发电工作的实施意见》中明确提出，煤层气(煤矿瓦斯)电厂所发电量原则上应优先在本矿区内自发自用，需要上网的富裕电量，电网企业应当予以收购，并按照有关规定及时结算电费；煤层气(煤矿瓦斯)电厂不参与市场竞价，不承担电网调峰任务；煤层气(煤矿瓦斯)电厂上网电价，比照国家发展改革委制定的《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》(发改价格〔2006〕7号)中生物发电项目上网电价(执行当地2005年脱硫燃煤机组标杆上网电价加补贴电价(0.25元/kWh))[21]；高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的差额部分，通过提高煤层气(煤矿瓦斯)电厂所在省级电网销售电价解决[20]。“十三五”期间，煤层气(瓦斯)开采利用中央财政补贴标准从0.20元/ m3提高到0.30元/ m3；同时，根据产业发展、抽采利用成本和市场销售价格变化等，财政部将适时调整补贴政策[22]。

为了鼓励煤层气开发利用，我国煤炭产量大省也相继出台针对煤层气开发利用的财政补贴政策，如山西、陕西省在中央财政补贴基础之上，地方财政对抽采利用煤层气(煤矿瓦斯)再补贴0.10元/m3[24-25]。贵州省规定，煤层气地面勘探开发利用(含煤层气井下抽采瓦斯提纯利用)，省级财政奖励补贴0.20元/m3；煤矿井下瓦斯抽采利用实行阶梯补贴：除中央财政补贴外，煤矿井下瓦斯抽采利用率达到35%(含)～55%(含)，省级财政奖励补贴0.1元/m3；煤矿井下瓦斯抽采利用率大于55%，省级财政奖励补贴0.20元/m3；瓦斯发电上网除享受国家优惠电价政策外，同时享受上述省级财政奖补政策；新建煤矿瓦斯发电项目，装机容量1 000kW(含)以下的一次性奖励补助50万元;装机容量1 000kW以上的一次性奖励补贴80万元；新建煤矿瓦斯提纯项目，每个项目一次性奖励补贴500万元；对2017年完成的新建煤矿瓦斯提纯项目按110%给予补助，以后每年递减10%；对采用新技术、新工艺、新装备的省级示范项目，经省能源局按相关政策认定后，可给予适当补助[26]。湖南省规定，煤矿每抽采1 m3纯瓦斯奖励补助0.15元，每利用1 m3纯瓦斯再奖励补助0.20元；新建500kW以上(含500kW)瓦斯发电站一次性奖励补助80万元/座，新建300kW以上(含300kW)500kW以下瓦斯发电站一次性奖励补助50万元/座[27]。

3.3 资源管理政策

为了有效利用煤层气资源，确保煤炭企业安全生产，国家出台了关于煤炭生产安全费用、煤层气排放、综合勘查、抽采等一系列政策。

《企业安全生产费用提取和使用管理办法》进一步大幅提高煤炭生产安全费用提取标准，特别高瓦斯矿井，规定煤(岩)与瓦斯(二氧化碳)突出矿井、高瓦斯矿井提取煤炭生产安全费用30元/t煤，其他井工矿吨煤15元/t煤，露天矿吨煤5元/t煤；天然气、煤层气(地面开采)，提取煤炭生产安全费用5元/千m3原气[28]。《煤层气(煤矿瓦斯)排放标准》规定，自2008年7月1日起，新建矿井甲烷浓度超过30%及煤层气地面开发系统禁止排放；自2010年1月1日起，现有矿井甲烷浓度超过30%及煤层气地面开发系统禁止排放[29]。《关于加强煤炭和煤层气综合勘查开采管理的通知》中规定，国土资源管理部门设置煤炭探矿权时，应对煤炭和煤层气综合勘查实施方案进行严格审查；煤炭探矿权人在依法取得煤炭勘查许可证后，应对勘查区块范围内的煤炭和煤层气进行综合勘查；具备规模化地面抽采条件的，煤炭探矿权人应按照“先采气，后采煤”的原则，统一编制煤炭和煤层气开发利用方案，依法向国土资源部申请煤层气采矿权，并申请划定煤炭采矿权矿区范围；在煤层气富集地区，煤层气勘查、开采结束前，不设置煤炭矿业权[30]。《煤矿瓦斯抽采达标暂行规定》，明确提出允许煤炭开采的最高可解吸瓦斯含量标准为8m3/t，绝对瓦斯涌出量大于或等于40m3/min的矿井和绝对瓦斯涌出量大于5m3/min采煤工作面、绝对瓦斯涌出量大于3m3/min的掘进工作面必须进行抽采，工作面瓦斯抽采率不低于20%，矿井瓦斯抽采率不低于25%[31]。

2016年，山西省制定了一系列关于煤层气的政策。在《关于煤层气矿业权审批和监管的实施意见》提出，鼓励对废弃矿区、关闭煤矿煤层气资源抽采利用的研究调查，建设示范项目；对煤层气重大开发项目给予一定贴息支持；对地面直接从事煤层气勘查开采的企业，按照国家规定减免探矿权使用费、采矿权使用费；对煤层气勘查的临时用地、煤层气抽采项目的建设用地，予以优先安排[32]。在《关于完善煤层气试采审批管理工作的通知》中规定，同一试采区域延期申请不得超过2次，即试采累计期限不得超过3年。矿区地质条件复杂的，可以适当延长试采期限[33]。在《山西省煤层气和煤炭矿业权重叠区争议解决办法(试行)》中明确提出，在煤炭远景规划区(后备区)以及取得煤炭探矿权、尚未取得煤炭采矿权的矿区和已领取煤炭采矿许可证尚未进行基础建设的矿区，实施先采气、后采煤正在进行生产或者基础建设的矿区，在5年内计划动用储量区域，以采煤为主，落实地面、井下联合抽采煤层气(煤矿瓦斯)，推进采煤采气一体化；煤炭矿业权人可依法申请煤层气矿业权，自行或采取合作方式进行煤层气勘查开采[34]。

3.4 科技创新政策

为了推进煤矿瓦斯防治技术创新，国家出台了一系列政策，并开展了科技计划、基金和科技重大专项等项工作。

《关于进一步加强煤矿瓦斯防治工作的若干意见》，提出加强煤矿瓦斯突出机理等基础理论和低透气性煤层瓦斯赋存规律的研究以及瓦斯抽采工艺、灾害防治等关键技术、重大装备的研发，引导科研机构和企业加强煤矿瓦斯防治科技创新[35]。2013年，国务院办公厅发布了《关于进一步加快煤层气(煤矿瓦斯)抽采利用的意见》。《意见》中，提出加快科技研发应用，进一步加大对煤层气(煤矿瓦斯)基础理论研究和关键技术及装备研发的支持力度；加强创新平台建设，加强煤层气开发利用、煤矿瓦斯治理国家工程(技术)研究中心和产业技术创新战略联盟等创新平台建设，增强自主研发和集成创新能力[36]。2016年，国家能源局发布了《煤层气(煤矿瓦斯)开发利用“十三五”规划》。《规划》中，提出深化煤层气成藏规律、渗流机理等基础理论研究，加强煤矿采动区瓦斯产能预测模型、采动区多场耦合煤气共采、深部煤层瓦斯与应力耦合动力灾害致灾机理、深部低渗透性煤层增透机制等重点课题研究；研究示范低煤阶煤层气储层评价、深部煤层气增产改造、多种气体资源综合开发、多煤层分压合采、互联网+煤层气等关键技术装备；研究煤矿瓦斯智能抽采、采动区地面井高效抽采、废弃矿井瓦斯抽采钻井及高效抽采、低透气性煤层井下多相增透等技术，形成煤矿瓦斯抽采利用技术及装备体系[12]。

3.5 对外合作政策

2001年，国务院在《中华人民共和国对外合作开采陆上石油资源条例》第一修订案中，第三十条明确规定对外合作开采煤层气资源由中联煤层气有限责任公司实施专营[37]；第二修订案中，规定对外合作开采煤层气资源由中联煤层气有限责任公司、国务院指定的其他公司实施专营[38]。2010年商务部等四部委发出通知，同意中国石油天然气集团公司、中国石油化工集团公司、河南省煤层气开发利用有限公司三家公司在国务院批准的区域内与外国企业开展合作开采煤层气资源的试点工作[39]。

3.6 价格政策

2007年，国家发展和改革委员会印发《关于煤层气价格管理的通知》。《通知》明确规定，民用煤层气出厂价格由供需双方协商确定，已纳入地方政府管理价格范围的，要积极创造条件尽快放开价格；未进入城市公共配气管网的民用煤层气销售价格由供需双方协商确定；进入城市公共配气管网并纳入政府管理范围的民用煤层气销售价格，按照与天然气、煤气、液化气等可替代燃料保持等热值合理比价关系的原则确定；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[40]。

4 煤层气产业存在问题

(1)勘探投入不足。煤层气地质勘探风险大、投入高、回收期长。国家用于煤层气基础地质勘探资金少，规定的最低勘探投入标准过低，探矿权人投资积极性不高，社会资金参与煤层气勘探存在障碍，融资渠道不畅，地质勘查程度低[11]。目前，煤层气探明地质储量6 238亿m3，仅为预测资源总量的1.70%，难以满足大规模产能建设需要。

(2)煤层气抽采地质条件复杂。我国煤层气资源赋存条件复杂，开发技术要求高，区域适配性、通用性差，成熟的开发技术难以在其他地区应用；已开发利用地区仍存在工程成功率低、开发成本高、单井产量低等问题；我国高应力、构造煤、低渗透性煤层气资源占比高，在基础理论和技术工艺方面尚未取得根本性突破，简单复制常规油气技术及国外煤层气技术均难以实现高效开发；煤与瓦斯突出等动力灾害致灾机理、煤与瓦斯共采基础理论研究需要进一步加强；低浓度瓦斯经济利用和采动区瓦斯地面抽采等技术有待进一步提高；松软低透气性煤层瓦斯高效抽采关键技术装备亟待突破[11，12]。

(3)煤层气抽采利用率低。部分煤层气项目管道建设等配套工程滞后，下游市场不完善，地面抽采的煤层气不能全部有效利用。煤矿瓦斯抽采项目分散、规模小、浓度变化大、利用设施不健全，大量煤矿瓦斯未有效利用，2010年利用率仅为31.6%[11]，2015年利用率仅为35.3%[12]。

(4)关键技术和技术装备有待突破。煤层气(煤矿瓦斯)开发利用的基础研究薄弱。现有的煤层气勘探开发利用技术不能适应复杂地质条件，钻井、压裂等技术装备水平较低，低阶煤和高应力区煤层煤层气开发等关键技术有待研发。煤与瓦斯突出机理仍未完全掌握，深部低透气性煤层瓦斯抽采关键技术装备水平亟待提升[11]。

(5)扶持政策激励效应趋于弱化。国家大力推动资源性产品价格市场化改革，连续多次大幅调整天然气价格，煤层气价格随之下降。但随着生产资料、人工等费用的增长，煤层气开发成本却逐年上升；这些因素削弱和冲抵了煤层气税费减免、财政补贴等政策的扶持效果。增值税先征后返等扶持政策在有的地区存在落实不到位的现象。当前煤层气企业普遍经济效益差，自我发展能力弱[12]。

5 建议

(1)加大煤层气抽采财政补贴力度。我国煤层气现行政策，执行煤层气抽采中央财政补贴0.30元/m3、地方财政补贴0.10～0.15元/m3。北京市居民天然气基准价为2.63元/m3，财政补贴仅占民天然气基准价的15.25%～17.1%，远远低于美国等发达国家40%的政府补贴。现行的财政补贴不能帮助煤层气企业实现盈利，不利于煤层气产业的发展。建议煤层气抽采财政补贴至少提高至0.80元/m3。

(2)规范煤层气税收优惠政策。我国对煤层气抽采企业的增值税实行“先征后返”政策，但这一政策执行中出现了资金返回时间较长以及税费返还不到位等问题；建议将增值税政策改为“即征即返”或“免征增值税”，增强这一扶持政策的时效性。煤层气抽采企业购进的煤层气专用设备，建议按双倍余额递减法或年数总和法实行加速折旧。

(3)加强煤层气关键技术研究和核心装备的研发。我国煤层气开发利用工作主要针对高阶煤、生产煤矿、在建煤矿、煤炭远景区，但对低阶煤和关闭煤矿的基础地质研究和关键技术装备研发仍处于起步阶段。我国“十二五”期间关闭煤矿井7 800处，预计到2020年我国关闭煤矿井将达到1.2万处，到2030年关闭煤矿井将到达1.5万处，关闭煤矿井仍赋存着多种巨量的可利用资源。建议加强低阶煤、关闭煤矿采空区、采动区煤层气成藏规律、渗流机理等基础理论研究，开展低煤阶煤层气储层和采动区储层评价、多种气体资源综合开发、多煤层分压合采示范工程；研究采动区地面井高效抽采、废弃矿井瓦斯抽采钻井以及高效抽采、低透气性煤层井下多相增透等技术。研究浓度10%～30%瓦斯安全提纯、安全运输和安全高效利用技术。

(4)制定更严历的环境保护政策。我国煤层气开发利用程度低，2015年煤矿瓦斯利用率35.3%，存在资源浪费、环境污染问题。建议对煤矿井下抽采率不足35%的煤矿企业征收环境污染税，标准应不低于0.20元/m3；同时，对井下抽采达标的煤矿，井下瓦斯抽采利用实行阶梯补贴，抽采利用率35%～55%，奖励补贴0.80元/m3，抽采利用率大于55%，奖励补贴1.00元/m3。