编者按

　　我国拥有丰富的煤层气(瓦斯)资源。根据新一轮全国煤层气资源评价，我国埋深小于2000米煤层气地质资源量约为36.81万亿立方米，与我国陆上常规天然气资源量38万亿立方米基本相当。

　　自2006年《国家中长期科学和技术发展规划纲要(2006-2020年)》将大型油气田及煤层气开发列为16个重大专项之一后，我国的煤层气产业也随之步入了快速发展的轨道。

　　与国外相比，我国的煤层气产业虽然发展快，但是煤层气的探明率和年产量比较低。“如何进一步推动我国煤层气产业的发展？”已成为当前业界关注的热点话题之一。

　　在3月29日由山西省煤层气行业协会和易贸资讯联合举办的《第三届亚太非常规天然气(煤层气)国际会议》上，国内外百余位具有多年从事煤层气勘探开发经验的业界精英们齐聚一堂，就此话题展开了热烈讨论。

　　国土资源部油气资源战略研究中心副主任车长波3月29日在《第三届亚太非常规天然气(煤层气)国际会议》上表示，截至2009年底，全国共施工各类煤层气井近4000口，建成煤层气地面开发产能25亿立方米/年，外输能力达40亿立方米/年，中国煤层气产业化已进入快速发展阶段。

　　中国煤层气资源量居世界第三

　　根据国际能源机构(IEA)统计，我国煤层气资源量居世界第三。前两位是俄罗斯、加拿大，煤层气资源量分别 为113万亿立方米、76万亿立方米。美国居第四位，资源量为21万亿立方米。

　　我国煤层气主要分布在华北地区、西北地区、南方地区和东北地区，这些地区的煤层气地质资源量分别占全国煤层气地质资源总量的56.3%、28.1%、14.3%1.3%。若按埋深划分，小于1000米、1000—1500米和1500—2000米的煤层气地质资源量，分别占全国煤层气资源地质总量的38.8%、28.8%和32.4%。

　　全国大于5000亿立方米的含煤层气盆地(群)共有14个，其中含气量在5000—10000亿立方米之间的有川南黔北、豫西、川渝、三塘湖、徐淮等盆地，含气量大于10000亿立方米的有鄂尔多斯盆地东缘、沁水盆地、准噶尔盆地、滇东黔西盆地群、二连盆地、吐哈盆地、塔里木盆地、天山盆地群、海拉尔盆地。其中沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘初步具备规模开发的资源基础。

　　中联煤层气有限责任公司(中联煤)经营管理部主任李良说：“截至2009年底，全国探明煤层气地质储量约为2004亿立方米，煤层气累计探明率达到5.4%。其中中联煤为513.98亿立方米，中石油为917.47亿立方米。”据预测，到2020年全国煤层气累计探明储量将达9000亿立方米。

　　2009年我国煤层气产量为71.89亿立方米，其中，地面开采煤层气10.17亿立方米，井下抽采瓦斯61.72亿立方米。 “预计2010年我国煤层气产量约为100亿立方米；2020年可达300亿立方米；2030年将达500亿立方米，届时将与美国现阶段(560亿立方米/年)的产量相当。”车长波说。

　　目前我国煤层气利用率仅为1/3

　　但是，李良指出，目前我国煤层气的开发利用面临很多结构性问题，井下抽采发展较快，而地面开发滞后；资源转化率低、探明率低；煤层气整体利用率偏低，很多煤矿的瓦斯气都没有得到很好的利用，大部分都被放空了。

　　2009年，我国煤矿排出的瓦斯气在200亿立方米以上(其中50%-60%为浓度小于30%的低瓦斯气)，近72亿的煤层气产量也只占其中1/3。

　　车长波指出，目前由于国内天然气价格偏低，使得煤层气价格缺乏竞争性，严重制约了企业对煤层气勘探开发投资的积极性，影响了煤层气产业的发展；同时，由于没有煤层气长输管网及基础设施建设、煤层利用天然气管网混输缺乏国家政策支持，也增加了煤层气商业化的难度，使煤层气资源远离市场；此外，国家对煤层气产业的扶持政策相对不足，李良说：“美国煤层气财政、税收综合扶持额，是煤层气价格的51-52%。而我国仅为38%，而且我国的煤层气政策普遍存在兑现难、兑现晚、兑不全等现象。”再加上我国对能源的需求持续攀高，使得煤炭供需紧张，煤炭企业生产压力大，以煤压气现象严重，常常出现煤炭优先或排斥煤层气探矿权、采矿权设置的现象，“‘先采气、后采煤’缺乏刚性政策”，由此严重影响了煤层气企业的勘探开发。

　　另外，当前我国的煤层气勘探理论与技术滞后也是其中原因之一。目前，与油气资源相比，国家对煤层气勘探开发及利用方面的科技投入明显偏少，而企业的投入更少，外商投资成观望状态，从而造成许多煤层气开发利用关键技术迟迟不能突破，制约了煤层气的产业化发展。

　　“发展煤层气需与国家战略决策相衔接”

　　针对上述问题，车长波提出，国家每年应不少于20亿元用于煤层气的基础理论研究、编制扶持标准、研制关键技术设备等重大科技攻关投入。针对如何落实“先采气、后采煤”的资源政策问题，他建议根据吨煤含气量标准(以吨煤含气量6立方米为界)划定煤层气勘探开发区、煤炭开采区和采煤采气过渡区；并建议国家在30—50年内对煤层气探矿权、采矿权使用费、补偿费和资源税年度征收实行60%—80%的减免。李良说：“若将煤层气财政补贴标准提高到0.35-0.40元/立方米的扶持水平，基本可以使煤层气企业实现微利。”同时，他又提出，煤层气地面开发项目结束后，转入煤炭开发时，煤矿企业节省的瓦斯治理投入应价值化支付给煤层气企业；并考虑适当提高煤层气发电上网上浮幅度，建议煤层气发电补贴由现行0.25元/度提高到0.40元/度，自发电部分比照上网发电补贴标准执行。

　　在煤层气的市场开发上，李良指出：“发展煤层气应与国家重大战略决策相衔接。”根据“就近吸收”的原则，为满足当地的资源需求，毫无疑问首先将使煤层气各主产区受益。根据《煤层气(瓦斯)“十一五”开发利用规划》，煤层气的目标市场是中部地区，多余的气量可供应长三角地区。2009年12月底，中联煤借西气东输开始了向上海供气，供气量约为30万立方米/天，相当于1亿立方米/年。

　　3月11日，国家能源局在中联煤召开了全国煤层气开发利用“十二五”规划会议，部署由中联煤牵头编制这一规划。李良表示，中联煤目前正在组织全国煤层气的开发利用统计工作。他透露，“十二五”期间将重点向中部地区供气。与此同时，一次性能源耗量大、环境污染严重的南水北调水源地也亟待引入煤层气这样的清洁能源。(记者 仝晓波)