2018年是“十三五”規劃的第三年。早在2017年初回顧煤層氣“十三五”開局之年的成績時，業內就認為2016年煤層氣產業交出了一份“令人不安的成績單”，根本原因在于目前我國煤層氣產業仍缺乏高效的配套政策與措施，專家對2017年的成績單也早有預估，屬意料之中。

　　意料之中的成績單

據初步統計，2017年全國煤層氣產量178億立方米，利用量93億立方米，相較于2016年的179億立方米和89億立方米，同比分別減少0.56%和增加4.49%。其中，煤礦井下瓦斯抽采量和利用量從2016年的134億立方米和50億立方米，下降至128億立方米和49億立方米，分別減少4.48%和2%。全國地面煤層氣產量和利用量分別為49.54億立方米(約50億立方米)和43.9億立方米(約44億立方米)，分別增加11.11%和12.82%。

全國煤層氣重點地面煤層氣生產企業中，中聯煤層氣有限責任公司(下稱中聯公司)2017年煤層氣產量和利用量分別為12.9億立方米和11.5億立方米，分別增長15.58%和22.73%；中國石油煤層氣產量和利用量為17.98億立方米和16.84億立方米(未統計煤層氣區塊內其他非常規氣)，分別增長6.76%；晉煤集團煤層氣產量和利用量為14.33億立方米和10.9億立方米，分別增長0.03%和4.63%；中國石化煤層氣產量和利用量為3.1億立方米和2.5億立方米，分別增長72%和125%。

　　增長疲軟后繼乏力

長期以來，我國煤層氣實施煤礦井下抽采和地面開發雙軌發展戰略。從2004年起，由于歷年煤礦井下抽采的持續強勢，2015年以前全國煤層氣抽采總量以年均兩位數的速率增長。隨著我國能源政策和能源市場的變革，煤炭行業關井壓產，2016年煤礦瓦斯抽采量大幅下跌，全國煤層氣產量也隨之陡降，2017年全國煤層氣總產量又略低于2016年。

從長遠看，地面開發將成為我國煤層氣產業的主要增長點，其產量增速將決定我國煤層氣產量的態勢。美國煤層氣產量1981年為1.3億立方米，1989年為26億立方米，歷時8年；其后的12年，每年增產40—50億立方米，2001年產量達442億立方米，已建成完善、成熟的煤層氣產業。我國2006年地面煤層氣產量1.3億立方米，8年后的2014年達到37億立方米，超過美國初期同時段的年度產氣量。但是發展態勢不盡人意，迄今為止多年年增量僅徘徊在3-6億立方米，致使煤層氣產業仍處于商業開發的初期階段，沒有出現預期的持續快速增長期。

自2009年至2017年，全國煤層氣地面產量年增長率為21.89%，其中8年來中聯公司和中國石油年均增長率為31.29%和31.43%，中國石化年均增長率為132.63%(因基數較低)，晉煤集團年均增長率則為11.02%(近5年產量基本持平)。

由于國家政策、成本效益、氣價下跌等因素，主要煤層氣開發企業從經營效益考慮，大幅削減了煤層氣投資計劃，勘探投資和工程量更是急劇萎縮。煤層氣產業總體呈現增長疲軟，后繼乏力，已有衰滯的跡象。

業內專家為煤層氣產業發展現狀惋惜，呼吁及時、全面、大力調整產業政策，采取有效舉措，拯救這個具有獨特綜合效益的能源產業，以推動其進入持續、健康、快速的發展軌道。筆者2016年初提出三項主要政策建言：加大激勵政策，支持“三氣共采”和科技進步。該建議在業內既有普遍共識，也還需要深入探討和闡明。

　　激勵政策需給力可行

煤層氣開發利用具有社會公益性特點，安全、環保和潔凈能源方面綜合效益大，但是與常規天然氣相比，就可采性而言煤層氣資源品質較差、單井產量低、成本效益不理想。美國通過立法，在非常規天然氣中給予煤層氣開發最強力的稅收補貼政策，引導煤層氣開發在不太長的時期，形成成熟完整的產業體系。我國“十一五”以來陸續出臺了一些煤層氣優惠政策，實踐證明并未起到預期的激勵效果。

據調查，在資源條件相對較好的山西省沁水盆地，地面開采煤層氣綜合生產成本1.6元/立方米左右，是中國石油常規氣的一倍以上。2015年以前門站氣價相對較高的情況下，煤層氣企業尚可微利運營。氣價大幅下跌后，多數煤層氣企業虧損經營。

煤層氣業內一致認為目前0.3元/立方米的財政補貼額度明顯不足，不能彌補虧損，也就不能助力提高經營效益，更不能起到激勵煤層氣企業繼續加大勘探開發投入的作用。國外對頁巖氣開發沒有實施按產氣量補貼的先例，我國對頁巖氣的初始補貼卻是煤層氣的2倍。在一定時期合理加大財政補貼額度，可有效調動社會投入煤層氣產業的積極性，使煤層氣開發有利可圖，相關企業在經濟效益改善大幅度的前提下，再通過主動技術創新，提高成本效益和生血造血能力，最終形成經營良性循環，形成持續擴大再生產的內力。

就當前產業形勢而言，需要及時頒布和實施最給力和最可行的激勵政策。筆者認為當務之急是加大財政補貼額度，由現行的0.3元/立方米提至0.6元/立方米。煤層氣業界對這個建議共識集中，國家相關政策文件也有財政補貼可根據實際情況調整的明確表述，可操作性強。預計該政策如落實將最為給力，能夠迅速扭轉煤層氣開發企業的困境，充分起到激勵的導引作用，短期內可達到擴大投資和規模化增產的效果。

二是建議調整煤層氣開發增值稅為“即征即返”。三是建議國家在每年國撥30億元的煤礦安全技措資金(治理瓦斯)中，劃分一定額度用于支持專業煤層氣企業與煤礦結合，地面抽采煤礦區煤層氣。既可以真正落實配套資金，也可以取得更好的抽采效果，又鼓勵了煤層氣企業和煤炭企業有機結合。

　　“三氣合采”及資源管理

在煤層氣礦權范圍內，支持煤層氣、頁巖氣、致密氣三氣合采，并享受同等優惠扶持政策，煤層氣業內翹首期盼已久。

我國礦產資源法規將煤層氣定義為“賦存在煤層中以甲烷為主要成分，以吸附在煤基質顆粒表面為主，部分游離于煤孔隙中或溶解于煤層水中的烴類氣體”。該定義將煤層氣固化于單一的“煤層”中，又強調“吸附氣”為主，束縛和僵化了煤層氣的探采范圍，既不科學更不利于煤層氣的勘探開發。

國內外的煤層氣開發實踐也證實，煤層氣區塊內多氣綜合開采特別有利于促進煤層氣產業發展。如美國的圣胡安盆地，開采的煤層氣中游離氣高達60—70%，總產量持續多年300億立方米左右；美國皮申斯盆地白河隆起氣田進行煤層氣與致密氣合采，65口井單產穩定在1萬多立方米；我國遼寧阜新礦區，2006年投產28口煤層氣井，包括11口煤層與砂層合采井，單井日產2000多立方米，已穩產近11年；2017年，中國地質調查局在貴州六盤水地區的煤層氣、致密氣合采井，連續50天穩產3600立方米/日以上。

綜上所述，在煤層氣礦權范圍內，支持實施“煤層氣、頁巖氣、致密氣”三氣共采并享受同等優惠政策，科學合理，切實可行。中國石油、中聯公司已在現有煤層氣礦權區塊內，多年研究和實踐“三氣”共采，取得豐碩成果。如果相關政策得以落實，短期內可快速增產幾十億立方米，有助于實現“十三五”規劃中地面開采100億立方米的目標。由此可見，“三氣共采”在我國煤層氣產業發展中還具有重要的戰略意義。

煤層氣資源管理方面需要把握和處理好以下問題。

① 1998年原地礦部經過認真調研國內外情況，確立煤層氣為獨立礦種的法規應繼續實行。

②煤層氣在國內外已廣泛認同，不必更名。其釋義建議采用煤系氣的概念。

③勘查和開采煤層氣都應取得礦權。在油氣和煤炭采礦權范圍內，礦權人勘采煤層氣，也要依法辦理煤層氣礦權。在油氣和煤炭勘探權范圍內，礦權人在一定范圍區塊內可以優先辦理煤層氣礦權；如是大范圍、長期閑置的區塊，可以由資源管理部門協調，按程序公開招標設立煤層氣礦權。

④根據煤層氣的特點實行探采一體化管理，合理簡化煤層氣立項標準和程序。

⑤鼓勵支持煤炭企業和煤層氣企業合作勘探開采煤層氣。

⑥中央政府部門之間，中央政府與地方政府在執行有關礦業法規方面高度一致，以有效維護礦業秩序和礦權人的合法權益，杜絕違法侵權受益、受保護和鼓勵的現象。

科學、合理、可靠、積極的煤層氣資源管理政策的制定及實施，將增加煤層氣開發利用的活力動力，否則可能導致成長中的中國煤層氣產業逐步停滯、衰落，甚至窒息。

　　聚焦科技進步

二十多年來，我國煤層氣勘探開發的業績遠低于預期，構造煤、超低滲、深部等難采煤層氣資源占總量的70%以上，乃是客觀上最大的攔路虎。簡單講，我們的努力方向就在于煤層氣資源要摸得準、探得明、采得出、采得快、用得上。因此，創新引領、科技進步將是煤層氣產業發展的基石，更是煤層氣企業的核心競爭力。

《大型油氣田及煤層氣開發》國家科技重大專項的持續引領和實施，仍將是煤層氣產業科技進步的重中之重。針對低品質資源為主的中國特色的煤層氣產業，其發展必然是長期、艱難的過程，絕不能一蹴而就，我們應有充分的心理準備，科技攻關更需要有恒心、耐心和不懈的努力。建議國家重大科技專項繼續加強對煤層氣的支持力度，聚焦而不分散，持續而不中斷，增強而不減弱。“十三五”及其后的專項設置中，進行合理調整，恢復并適當增加煤層氣項目的數量及中央財政資金的投入，使重大專項成為煤層氣科技創新的主導力量。

近期煤層氣業界堅持創新引領，技術突破，努力開拓煤層氣勘探開發新局面。中國石油華北油田針對不同作業現場的問題，集中力量總結經驗，針對性技術創新，開發井成功率大幅提高，單產顯著提高，同時，低階煤開發也取得突破。華北油田煤層氣公司計劃三年內，在其礦權區塊內，新增產能18.5億立方米。中聯公司計劃在山西沁南的潘河和潘莊區塊約90平方公里的范圍內，集成適用高技術，以穩產求高產，2年左右建設年產10億立方米以上的具有國際領先水平的煤層氣高產區。中國地質調查局在貴州、雞西、新疆的綜合勘查煤系氣也取得喜人的成果。

北京奧瑞安能源技術公司在運營資金緊張的情況下，長期持續堅持技術創新。針對“工程成功率低”、“產能轉化率低”、“資源運用率低”等三大困擾行業發展的“新三低”難題，研究出保障鉆井/壓裂/排采工程質量的遠程實時監控預警系統；建立了基于地層能量利用的“功能井/生產井”分立設計系統，進一步深化了“非氣律”、“育采律”，“窗尾律”的理論認識，在此基礎上研制出面向深部儲層、高應力環境以及構造煤的新型鉆完井技術與工藝，與傳統工藝相比，單產可提升5倍以上。使被嚴重束縛的大量無法有效開采的死資源，獲得了商業化開發的希望。

毫無疑問，科技進步將成為煤層氣產業清障加油的巨大動力，也是煤層氣產業和煤層氣企業的攻堅克難的利器。

　　關于對外合作的思考

上世紀八十年代末、九十年代初，在美國煤層氣規模性開發取得成功的鼓舞下，我國開始引入煤層氣的概念并掀起勘探開發煤層氣的熱潮。在煤層氣產業發展初期，中聯公司在促進對外合作中發揮了舉足輕重的作用。

隨著我國煤層氣產業的發展，對外合作區塊勘探開發進展相對滯后。

如何看待煤層氣對外合作既是認識問題，更是產業發展的戰略問題。簡單歸納：應持客觀、公正、全面、雙贏和長遠的觀點審視煤層氣對外合作，即要尊重歷史、尊重現實、抓好當下、放眼未來。

煤層氣對外合作已走過二十年。初期在廣泛征求中國石油、中國海油專家意見及深入調研的基礎上，參照陸上和海上石油對外合作產品分成合同，結合煤層氣產業的實際情況，利用一年多時間，中聯公司編制出對外合作開采煤層氣資源產品分成標準合同，1997年年底獲原對外經貿部批準。初期外方合作者大都是德士古、菲利普斯、阿莫科、阿科、雪弗龍、殼牌、BP等世界著名石油公司。十年中共簽署了30個煤層氣對外合作產品分成合同，2007年以前執行過24個合同。與常規石油對外合作合同相比，該標準合同的確適當降低了外方進入門檻，得到中外雙方的理解和認可，促進了對外合作的迅速發展。

鑒于我國煤層氣資源的低品質、經濟政策及勘探開發煤層氣的經濟性，以及國外技術與我國資源的適配性問題，十年內國外大公司全部陸續撤離。目前的外方合作者以中小企業為主，資金、技術和管理與前者不可同日而語。產業大環境不利，加劇了對外合作的難度和問題，如目前所有外方合作伙伴無一例外都面臨融資和資金困難的巨大壓力。

對外合作在我國煤層氣產業前十多年是勘探開發的主要力量，在引進國外資金、管理經驗方面發揮重要作用。迄今為止，對外合作投資已達250億-270億人民幣，占我國煤層氣勘探開發總投入約三分之一。目前只有2個對外合作項目正式進入開發階段，4個項目正在審核過程，其他仍處于勘探期，在全國煤層氣勘探投入大規模持續減少的形勢下，外企承擔了相當大的勘探工程量，依然功不可沒。

對外合作確實出現一些問題，比如普遍勘探期過長、完成合同工作量和投入不理想、缺乏有效的違約制約及清退機制，導致合作區塊開發相對滯后，甚至個別外方合作者，投機鉆空子、制造事端。初期常規油氣對外合作產品分成合同，也沒有無剛性違約制約及清退出條款，正常執行了二十多年。勿用忌言，煤層氣的產品分成合同出現上述問題，外方合作者、資源條件等差異是根源之一。

針對上述問題，中方與時俱進適時修改標準合同，如修改版本已正式報送商務部三次，對有關具體對外合作合同的相關條款，如勘探期無獲得儲量的制約及退出約定，未完成合同工作量和投入及未按規定支付各項費用的規范條款等，都在合同中做出明確的嚴格規定。此外，中聯公司還另行多次修改標準合同并有效實施。

長遠看來，對外合作仍然是我國煤層氣產業的重要組成部分。我們要不斷總結經驗，提高對外合作的標準與水平。對外方努力要精誠合作，除建立必要的制約機制以外，要力爭簡化合作區塊進入開發期的重復審批程序和內容，以及縮短審批漫長的候審時間。努力創造良好的政策、融資等外部環境，積極在協調政府關系、地方關系方面，出色完成中方應盡的義務和責任。同時，應更加注意引進外方更先進、更適用的技術及工藝。秉承對外合作雙贏互利的宗旨，推動煤層氣產業發展，乃是不變的原則和目標。

據專家預測，2020年、2030年我國天然氣消費量將達3300億立方米和6000億立方米，新增(儲)產量將以非常規氣為主，包括致密氣在內的我國常規氣年產不會超過2800億立方米，需要煤層氣和頁巖氣的增產，以保障2025年我國天然氣的依存度低于50%的警戒線。我國煤炭的需求和安全開采，以及日益嚴格的環保需求，也急迫呼喚強化煤層氣開發利用。

煤層開發利用“十一五”和“十二五”兩個五年規劃未完成，2015年以后煤層氣總產量下降，地面開發僅是疲軟上升，增速遠低于社會期望值，煤層氣產業走勢低迷。實際上，經過多年的實踐，我國煤層氣產業已奠定了相當的資源、技術和人才基礎，碩果頗豐，具有頑強的生命力和可靠的發展潛力。我國煤層氣產業是繼續維持現狀，緩慢爬行，還是通過加強和完善政策，增強內力，力爭短期內進入快速發展的快車道，盡早建成成熟煤層氣產業？這既是國家的抉擇，更是煤層氣人的抉擇。

展望未來，挑戰與機會并存，道路不平，前景光明。