国家能源委咨询专家委员会委员
意料之中的成绩单
据初步统计，2017年全国煤层气产量178亿立方米，利用量93亿立方米，相较于2016年的179亿立方米和89亿立方米，同比分别减少0.56%和增加4.49%。其中，煤矿井下瓦斯抽采量和利用量从2016年的134亿立方米和50亿立方米，下降至128亿立方米和49亿立方米，分别减少4.48%和2%。全国地面煤层气产量和利用量分别为49.54亿立方米（约50亿立方米）和43.9亿立方米（约44亿立方米），分别增加11.11%和12.82%。
全国煤层气重点地面煤层气生产企业中，中联煤层气有限责任公司（下称中联公司）2017年煤层气产量和利用量分别为12.9亿立方米和11.5亿立方米，分别增长15.58%和22.73%；中国石油煤层气产量和利用量为17.98亿立方米和16.84亿立方米（未统计煤层气区块内其他非常规气），分别增长6.76%；晋煤集团煤层气产量和利用量为14.33亿立方米和10.9亿立方米，分别增长0.03%和4.63%；中国石化煤层气产量和利用量为3.1亿立方米和2.5亿立方米，分别增长72%和125%。
增长疲软后继乏力
长期以来，我国煤层气实施煤矿井下抽采和地面开发双轨发展战略。从2004年起，由于历年煤矿井下抽采的持续强势，2015年以前全国煤层气抽采总量以年均两位数的速率增长。随着我国能源政策和能源市场的变革，煤炭行业关井压产，2016年煤矿瓦斯抽采量大幅下跌，全国煤层气产量也随之陡降，2017年全国煤层气总产量又略低于2016年。
从长远看，地面开发将成为我国煤层气产业的主要增长点，其产量增速将决定我国煤层气产量的态势。美国煤层气产量1981年为1.3亿立方米，1989年为26亿立方米，历时8年；其后的12年，每年增产40—50亿立方米，2001年产量达442亿立方米，已建成完善、成熟的煤层气产业。我国2006年地面煤层气产量1.3亿立方米，8年后的2014年达到37亿立方米，超过美国初期同时段的年度产气量。但是发展态势不尽人意，迄今为止多年年增量仅徘徊在3-6亿立方米，致使煤层气产业仍处于商业开发的初期阶段，没有出现预期的持续快速增长期。
自2009年至2017年，全国煤层气地面产量年增长率为21.89%，其中8年来中联公司和中国石油年均增长率为31.29%和31.43%，中国石化年均增长率为132.63%（因基数较低），晋煤集团年均增长率则为11.02%（近5年产量基本持平）。
由于国家政策、成本效益、气价下跌等因素，主要煤层气开发企业从经营效益考虑，大幅削减了煤层气投资计划，勘探投资和工程量更是急剧萎缩。煤层气产业总体呈现增长疲软，后继乏力，已有衰滞的迹象。
业内专家为煤层气产业发展现状惋惜，呼吁及时、全面、大力调整产业政策，采取有效举措，拯救这个具有独特综合效益的能源产业，以推动其进入持续、健康、快速的发展轨道。笔者2016年初提出三项主要政策建言：加大激励政策，支持“三气共采”和科技进步。该建议在业内既有普遍共识，也还需要深入探讨和阐明。
激励政策需给力可行
煤层气开发利用具有社会公益性特点，安全、环保和洁净能源方面综合效益大，但是与常规天然气相比，就可采性而言煤层气资源品质较差、单井产量低、成本效益不理想。美国通过立法，在非常规天然气中给予煤层气开发最强力的税收补贴政策，引导煤层气开发在不太长的时期，形成成熟完整的产业体系。我国“十一五”以来陆续出台了一些煤层气优惠政策，实践证明并未起到预期的激励效果。
据调查，在资源条件相对较好的山西省沁水盆地，地面开采煤层气综合生产成本1.6元/立方米左右，是中国石油常规气的一倍以上。2015年以前门站气价相对较高的情况下，煤层气企业尚可微利运营。气价大幅下跌后，多数煤层气企业亏损经营。
煤层气业内一致认为目前0.3元/立方米的财政补贴额度明显不足，不能弥补亏损，也就不能助力提高经营效益，更不能起到激励煤层气企业继续加大勘探开发投入的作用。国外对页岩气开发没有实施按产气量补贴的先例，我国对页岩气的初始补贴却是煤层气的2倍。在一定时期合理加大财政补贴额度，可有效调动社会投入煤层气产业的积极性，使煤层气开发有利可图，相关企业在经济效益改善大幅度的前提下，再通过主动技术创新，提高成本效益和生血造血能力，最终形成经营良性循环，形成持续扩大再生产的内力。
就当前产业形势而言，需要及时颁布和实施最给力和最可行的激励政策。笔者认为当务之急是加大财政补贴额度，由现行的0.3元/立方米提至0.6元/立方米。煤层气业界对这个建议共识集中，国家相关政策文件也有财政补贴可根据实际情况调整的明确表述，可操作性强。预计该政策如落实将最为给力，能够迅速扭转煤层气开发企业的困境，充分起到激励的导引作用，短期内可达到扩大投资和规模化增产的效果。
二是建议调整煤层气开发增值税为“即征即返”。三是建议国家在每年国拨30亿元的煤矿安全技措资金（治理瓦斯）中，划分一定额度用于支持专业煤层气企业与煤矿结合，地面抽采煤矿区煤层气。既可以真正落实配套资金，也可以取得更好的抽采效果，又鼓励了煤层气企业和煤炭企业有机结合。
“三气合采”及资源管理
在煤层气矿权范围内，支持煤层气、页岩气、致密气三气合采，并享受同等优惠扶持政策，煤层气业内翘首期盼已久。
我国矿产资源法规将煤层气定义为“赋存在煤层中以甲烷为主要成分，以吸附在煤基质颗粒表面为主，部分游离于煤孔隙中或溶解于煤层水中的烃类气体”。该定义将煤层气固化于单一的“煤层”中，又强调“吸附气”为主，束缚和僵化了煤层气的探采范围，既不科学更不利于煤层气的勘探开发。
国内外的煤层气开发实践也证实，煤层气区块内多气综合开采特别有利于促进煤层气产业发展。如美国的圣胡安盆地，开采的煤层气中游离气高达60—70%，总产量持续多年300亿立方米左右；美国皮申斯盆地白河隆起气田进行煤层气与致密气合采，65口井单产稳定在1万多立方米；我国辽宁阜新矿区，2006年投产28口煤层气井，包括11口煤层与砂层合采井，单井日产2000多立方米，已稳产近11年；2017年，中国地质调查局在贵州六盘水地区的煤层气、致密气合采井，连续50天稳产3600立方米/日以上。
综上所述，在煤层气矿权范围内，支持实施“煤层气、页岩气、致密气”三气共采并享受同等优惠政策，科学合理，切实可行。中国石油、中联公司已在现有煤层气矿权区块内，多年研究和实践“三气”共采，取得丰硕成果。如果相关政策得以落实，短期内可快速增产几十亿立方米，有助于实现“十三五”规划中地面开采100亿立方米的目标。由此可见，“三气共采”在我国煤层气产业发展中还具有重要的战略意义。
煤层气资源管理方面需要把握和处理好以下问题。
① 1998年原地矿部经过认真调研国内外情况，确立煤层气为独立矿种的法规应继续实行。
② 煤层气在国内外已广泛认同，不必更名。其释义建议采用煤系气的概念。
③ 勘查和开采煤层气都应取得矿权。在油气和煤炭采矿权范围内，矿权人勘采煤层气，也要依法办理煤层气矿权。在油气和煤炭勘探权范围内，矿权人在一定范围区块内可以优先办理煤层气矿权；如是大范围、长期闲置的区块，可以由资源管理部门协调，按程序公开招标设立煤层气矿权。
④ 根据煤层气的特点实行探采一体化管理，合理简化煤层气立项标准和程序。
⑤ 鼓励支持煤炭企业和煤层气企业合作勘探开采煤层气。
⑥ 中央政府部门之间，中央政府与地方政府在执行有关矿业法规方面高度一致，以有效维护矿业秩序和矿权人的合法权益，杜绝违法侵权受益、受保护和鼓励的现象。
科学、合理、可靠、积极的煤层气资源管理政策的制定及实施，将增加煤层气开发利用的活力动力，否则可能导致成长中的中国煤层气产业逐步停滞、衰落，甚至窒息。
聚焦科技进步
二十多年来，我国煤层气勘探开发的业绩远低于预期，构造煤、超低渗、深部等难采煤层气资源占总量的70%以上，乃是客观上最大的拦路虎。简单讲，我们的努力方向就在于煤层气资源要摸得准、探得明、采得出、采得快、用得上。因此，创新引领、科技进步将是煤层气产业发展的基石，更是煤层气企业的核心竞争力。
《大型油气田及煤层气开发》国家科技重大专项的持续引领和实施，仍将是煤层气产业科技进步的重中之重。针对低品质资源为主的中国特色的煤层气产业，其发展必然是长期、艰难的过程，绝不能一蹴而就，我们应有充分的心理准备，科技攻关更需要有恒心、耐心和不懈的努力。建议国家重大科技专项继续加强对煤层气的支持力度，聚焦而不分散，持续而不中断，增强而不减弱。“十三五”及其后的专项设置中，进行合理调整，恢复并适当增加煤层气项目的数量及中央财政资金的投入，使重大专项成为煤层气科技创新的主导力量。
近期煤层气业界坚持创新引领，技术突破，努力开拓煤层气勘探开发新局面。中国石油华北油田针对不同作业现场的问题，集中力量总结经验，针对性技术创新，开发井成功率大幅提高，单产显著提高，同时，低阶煤开发也取得突破。华北油田煤层气公司计划三年内，在其矿权区块内，新增产能18.5亿立方米。中联公司计划在山西沁南的潘河和潘庄区块约90平方公里的范围内，集成适用高技术，以稳产求高产，2年左右建设年产10亿立方米以上的具有国际领先水平的煤层气高产区。中国地质调查局在贵州、鸡西、新疆的综合勘查煤系气也取得喜人的成果。
北京奥瑞安能源技术公司在运营资金紧张的情况下，长期持续坚持技术创新。针对“工程成功率低”、“产能转化率低”、“资源运用率低”等三大困扰行业发展的“新三低”难题，研究出保障钻井/压裂/排采工程质量的远程实时监控预警系统；建立了基于地层能量利用的“功能井/生产井”分立设计系统，进一步深化了“非气律”、“育采律”，“窗尾律”的理论认识，在此基础上研制出面向深部储层、高应力环境以及构造煤的新型钻完井技术与工艺，与传统工艺相比，单产可提升5倍以上。使被严重束缚的大量无法有效开采的死资源，获得了商业化开发的希望。
毫无疑问，科技进步将成为煤层气产业清障加油的巨大动力，也是煤层气产业和煤层气企业的攻坚克难的利器。
关于对外合作的思考
上世纪八十年代末、九十年代初，在美国煤层气规模性开发取得成功的鼓舞下，我国开始引入煤层气的概念并掀起勘探开发煤层气的热潮。在煤层气产业发展初期，中联公司在促进对外合作中发挥了举足轻重的作用。
随着我国煤层气产业的发展，对外合作区块勘探开发进展相对滞后。
如何看待煤层气对外合作既是认识问题，更是产业发展的战略问题。简单归纳：应持客观、公正、全面、双赢和长远的观点审视煤层气对外合作，即要尊重历史、尊重现实、抓好当下、放眼未来。
煤层气对外合作已走过二十年。初期在广泛征求中国石油、中国海油专家意见及深入调研的基础上，参照陆上和海上石油对外合作产品分成合同，结合煤层气产业的实际情况，利用一年多时间，中联公司编制出对外合作开采煤层气资源产品分成标准合同，1997年年底获原对外经贸部批准。初期外方合作者大都是德士古、菲利普斯、阿莫科、阿科、雪弗龙、壳牌、BP等世界著名石油公司。十年中共签署了30个煤层气对外合作产品分成合同，2007年以前执行过24个合同。与常规石油对外合作合同相比，该标准合同的确适当降低了外方进入门槛，得到中外双方的理解和认可，促进了对外合作的迅速发展。
鉴于我国煤层气资源的低品质、经济政策及勘探开发煤层气的经济性，以及国外技术与我国资源的适配性问题，十年内国外大公司全部陆续撤离。目前的外方合作者以中小企业为主，资金、技术和管理与前者不可同日而语。产业大环境不利，加剧了对外合作的难度和问题，如目前所有外方合作伙伴无一例外都面临融资和资金困难的巨大压力。
对外合作在我国煤层气产业前十多年是勘探开发的主要力量，在引进国外资金、管理经验方面发挥重要作用。迄今为止，对外合作投资已达250亿-270亿人民币，占我国煤层气勘探开发总投入约三分之一。目前只有2个对外合作项目正式进入开发阶段，4个项目正在审核过程，其他仍处于勘探期，在全国煤层气勘探投入大规模持续减少的形势下，外企承担了相当大的勘探工程量，依然功不可没。
对外合作确实出现一些问题，比如普遍勘探期过长、完成合同工作量和投入不理想、缺乏有效的违约制约及清退机制，导致合作区块开发相对滞后，甚至个别外方合作者，投机钻空子、制造事端。初期常规油气对外合作产品分成合同，也没有无刚性违约制约及清退出条款，正常执行了二十多年。勿用忌言，煤层气的产品分成合同出现上述问题，外方合作者、资源条件等差异是根源之一。
针对上述问题，中方与时俱进适时修改标准合同，如修改版本已正式报送商务部三次，对有关具体对外合作合同的相关条款，如勘探期无获得储量的制约及退出约定，未完成合同工作量和投入及未按规定支付各项费用的规范条款等，都在合同中做出明确的严格规定。此外，中联公司还另行多次修改标准合同并有效实施。
长远看来，对外合作仍然是我国煤层气产业的重要组成部分。我们要不断总结经验，提高对外合作的标准与水平。对外方努力要精诚合作，除建立必要的制约机制以外，要力争简化合作区块进入开发期的重复审批程序和内容，以及缩短审批漫长的候审时间。努力创造良好的政策、融资等外部环境，积极在协调政府关系、地方关系方面，出色完成中方应尽的义务和责任。同时，应更加注意引进外方更先进、更适用的技术及工艺。秉承对外合作双赢互利的宗旨，推动煤层气产业发展，乃是不变的原则和目标。
据专家预测，2020年、2030年我国天然气消费量将达3300亿立方米和6000亿立方米，新增（储）产量将以非常规气为主，包括致密气在内的我国常规气年产不会超过2800亿立方米，需要煤层气和页岩气的增产，以保障2025年我国天然气的依存度低于50%的警戒线。我国煤炭的需求和安全开采，以及日益严格的环保需求，也急迫呼唤强化煤层气开发利用。
煤层开发利用“十一五”和“十二五”两个五年规划未完成，2015年以后煤层气总产量下降，地面开发仅是疲软上升，增速远低于社会期望值，煤层气产业走势低迷。实际上，经过多年的实践，我国煤层气产业已奠定了相当的资源、技术和人才基础，硕果颇丰，具有顽强的生命力和可靠的发展潜力。我国煤层气产业是继续维持现状，缓慢爬行，还是通过加强和完善政策，增强内力，力争短期内进入快速发展的快车道，尽早建成成熟煤层气产业？这既是国家的抉择，更是煤层气人的抉择。
展望未来，挑战与机会并存，道路不平，前景光明。
