业内振奋之余，非常规天然气利用量如何计算，实施补贴能多大程度促进非常规天然气的发展，补贴总量的“盘子”能否加大等问题引发了广泛讨论。笔者略陈己见，以供参考。
补贴“新政”的几个特点
对致密气实施补贴。我国油气上游状况的权威数据来自《全国油气矿产储量通报》。其中将煤层气、页岩气列为独立矿种，而致密气的储量、产量等各项统计数都与常规油气合在一起。目前，致密气已成为我国非常规天然气的主体，是天然气增储上产的重要依托。在天然气产量远低于期望值的情况下，把致密气增列入补贴范围是必要和及时的。
补贴时间延长。风能、光伏等新能源补贴的弊端陆续暴露后，2018年5月31日实施了实际上停止补贴的政策。此后，已享受到某种补贴的各类能源都面临能否继续获得补贴的问题。
以页岩气为例。最初补贴为0.4元/m3，“十三五”期间前三年减至0.3元/m3，后两年减至0.2元/m3，2021年后可能取消。目前已开发的页岩气产区在获得国家补贴的情况下依然处于经济边际值附近，今后向地质条件更差、埋深更深地区扩展在经济性上就很难持续。煤层气、致密气的情况也相似。
《通知》中明确规定补贴实施时间为2019-2023年，暂时缓解了对非常规天然气补贴能否延续的担忧。实施补贴起始时间为《通知》发布之前的2019年初，与一般法规将实施起始时间推后的常例相反，足见实施的紧迫性。
补贴对象是开采利用量。过去多种能源补贴的对象是产出量，甚至是产能或装机容量。《通知》明确提出是开采利用量，即仅计井下产出后被利用的气量，更明确的说是商品量。强调商品量的统计方式才真正适用于市场经济。从这个角度来说，《通知》开启了我国油气统计更加市场化的先例。
不同种类的补贴程度不同。在“计入奖补范围的非常规天然气开采利用量”的计量方法中明确规定：页岩气就指其实际开采利用量，而煤层气要乘以1.2，致密气则仅计其该年开采利用量与2017年相比的增量部分。显然，按获得补贴和奖励的程度，煤层气最高，页岩气次之，致密气最低。这是充分考虑到目前开采的实际难度采取的良方。
煤层气的开发难度比页岩气大，仅单位产能建设投资就是页岩气的4~5倍。目前煤层气开发区除晋南潘河、潘庄两区块为微利外，其他均为亏损经营。在巨大扭亏压力下，油气企业被迫把原已明显减少的煤层气勘探开发资金转入常规气、页岩气、致密气生产。除地质条件受限外，新生产井数明显减少是近年来煤层气产量明显下降的直接原因。显然，给煤层气以最优待遇体现了奖补设置促进天然气全面发展的目的。
奖增罚减、多增多补。《通知》中特设了奖补资金分配系数，并按超额程度给予梯级奖补。对超过上年产量的部分，按照超额比例给予不同的分配系数：超产0~5%分配系数为1.25，超产5%~10%分配系数为1.5，超产10%~20%分配系数为1.75，超产20%以上分配系数为2。同时，对每年减产的部分也按上述比例扣减不同的分配系数。
这是各类补贴政策中有创新性的规定，充分体现了奖增罚减的原则。致密气较为容易获得增产奖励。如果今后3~5年不能突破生产区块局限于四川盆地东南部的情况，页岩气获得增产奖励会有一定难度。对于已连续减产的煤层气来说则需下很大功夫。
促进取暖季调峰。取暖占我国天然气消费的比重较高。冬季调峰是年年必须认真应对的问题。《通知》特别把取暖气的供应突出对待，规定：每年1至2月、11月至12月生产的非常规天然气增量部分的分配系数统一定为1.5，以此促进非常规天然气分担部分保供压力。
总的说来，《通知》的办法可归结为两点。一、全国奖补总量并没有规定具体数量，这为中央根据情况变化决定总量留下很大空间;二、各地方、中央企业会根据上述规定适当运作，以求在奖补总量中获取较大的份额。
需要注意的是，某地、某中央企业可在年初或年中获得相当部分的补贴资金拨付，可以制定自己的生产利用计划，但只有在次年才能知道该年到底能获得多少奖补，这给其经营带来某种不确定性。
产量与商品量差额需注意
任何一个企业都是以投入市场的最终产品来审定效益的。对于油气田企业来说，只有在市场上售出油气才能作为衡量效益的依据。
与石油相比，天然气在生产企业产业链内部的消耗要大许多，商品量明显小于井口产量。以世界天然气权威统计机构CEDGAS 1960-2004年间的统计数据看，全球天然气井口产量的2.7%因不能利用而放空燃烧，11.4%被回注以提高石油采收率，还有5.1%的其他损失，商品率仅为80.8%。上世纪80年代以来，全球的天然气商品率提高到80%以上，但最高的1990年不过82.8%。
不同国家的国情差异很大，对天然气利用的重视程度和天然气利用的成本也有差异，因而天然气商品率也不同。以1960-2004年间重要的油气生产国总量值计算，英国、德国、苏联—俄罗斯、马来西亚皆大于90%，美国、加拿大、印度尼西亚依次为83.3%、87.1%、83.1%，而委内瑞拉、阿塞拜疆、阿尔及利亚依次仅为47.7%、39.2%、46.6%。
我国受计划经济传统思维所限，一直缺乏系统的油气商品率统计数据，在宏观规划中总是把井口产量作为供应量。笔者根据若干零星数据推算，本世纪初我国天然气商品率在85%左右。2010年以来，由于天然气需求急剧增加，橇装、小型压缩天然气(CNG)和液化天然气(LNG)等设备的投入，我国天然气商品率提高到接近90%。
非常规天然气中，致密气、页岩气的情况大体与上述常规气类似，但煤层气的情况有所不同。
首先，因矿权管理混乱，不同部门统计值有所差别。《全国油气矿产储量通报》中仅记录国家批准采矿权单位的产量，而一些统计数仅包括地方批准或以非正式方法获得采矿权者的产量。
其次，按规定煤层气产量由地面钻井抽采和矿山排气采出两部分组成。前者的情况与一般天然气的生产相近，后者的甲烷含量较低，且不同矿井的甲烷含量比例可能相差很大，利用困难。为此曾研发专门使用低浓度甲烷的发电机，但在不缺电力和能源的煤矿及其附近缺乏另建一套发电输电设施的积极性。
据中国政府网所载，2012年煤层气地面钻井抽采量为27×108m3、利用量为20×108m3，计其利用率为74.1%;矿山排气采出量为114×108m3、利用量为38×108m3，计其利用率为33.3%。近年来集输设施的完善使地面钻井抽采煤层气利用率有所提高，矿山排气采出却因一些煤矿封闭、经济效益差，利用量、利用率均有所降低。
正确计量应及时解决
矿山排气采出的煤层气甲烷含量相差很大，实际上就是天然气质量差别问题。这在常规天然气中也存在。如南海北部的东方1-1气田，二氧化碳、氮的平均含量分别为24.2%、22%;四川罗家寨气田硫化氢含量达7.13%~10.49%。显然，在强调商品市场化经营和经济高质量发展的今天，不看质量而仅以井口产量作为市场供应量已不能满足要求。
我国对页岩气的界定存在问题，给计量带来困扰。
美国以整个页岩层系内的产量计之，包括其中的夹层甚至“夹段”(其岩性可为粉砂岩甚至碳酸盐岩，产气量可以比相邻页岩还高)的产量也一并计入。如重要产层巴纳特页岩的中段即以白云岩为主，绝没有人把其中产的气从页岩气中剔除。道理很简单：它们属于过去被忽视的“源内成藏”，而不是常规油气的“源外成藏”，且开采这些岩层中的油气必须用水平井和压裂的非常规技术。
我国以学院式的名词概念去界定页岩气。规定页岩气产层内“夹层单层厚度不超过1米，总厚度不超过目的层的20%”，在生产中很难严格区分并执行。
更多麻烦出自致密油气。它与上覆同一岩性的低孔渗储层间带有相当大的过渡性。如果以目前尚未列入国家规范的某一孔渗参数值去划定，陆相地层岩性物性变化大，可能此井储层物性低于该值属致密气，而同一层位邻区或邻井就可能属非致密气。况且为了使过去属于常规气的低孔渗储层低产井提产，多对其实施了水平井加压裂作业。我国没有将致密气列为独立矿种，至今在各种正规报表中，它的储量、产量都与常规气混在一起。简而言之，致密气可能有不同的统计值。想求得补贴，只会使申报数加大，而监管部门也不能认为其“违章”。
当对非常规天然气(特别是煤层气)生产利用实施奖补时，哪些产量计入补贴?根据什么对甲烷含量相差巨大的不同种类的气(特别是矿山排采气)利用量进行核算?采用什么证据以防止虚报(此问题曾在对风电、光伏发电补贴时产生过)?这些问题必须事前就有充分的研究和相适应的对策。
顺便提及，在向市场经济转型的深化改革中，油气生产量与商品量必须分别统计，以商品量作为真实的供应量，以质量来论价格、奖补。此事关乎油气能源全局，有关方面应对此高度重视并借此机会予以解决。
促进程度待实践检验
常规油气田在其生命周期的青年、壮年阶段，自然递减率相当低，以新产能建设和技术水平的提高较容易做到增产和长期稳产。但非常规油气的时间—产量曲线却呈L形：初期产量自然递减率很高，产量下降很快，3~5年后自然递减率相对降低，在缓慢递减产量的背景下长期相对稳产。这在页岩气生产上表现得很典型。
以四川蜀南地区为例。单井投产后前4年平均自然递减率依次为65%、35%、20%、10%，第5年及以后约为5%，一般生产生命为15年。全生命周期平均开采成本为0.8元/m3，比常规天然气高出约1倍。以此计，第1年平均产气2600×104m3，第5年仅产气426×104m3，仅为第一个生产年产量的6.4%。
显然，稳产的前提是每年进行大量投资，打大量的新生产井。但是，随着年产量的不断提高，产量基数越大，稳产、增产需打的新井数量和投资的年递增率越大。如美国马塞勒斯页岩气田生产期间需钻10万~22万口井，单井投资300万~400万美元。一旦投资增幅不足，或在有限面积内钻井密度趋于饱和，稳产就很困难。
应该说，实现非常规油气田不断增产的难度远大于维持其稳产。我国煤层气近年产量下降的主要原因就是新钻开发井投入不足。
在非常规天然气发展已度过初期较顺利阶段，进一步增储上产遇到一些障碍的情况下，考虑到企业短期内难以大幅提高对非常规油气的投资力度，以增产为重要依据的奖补方法可能难以收到立竿见影的效果，而一旦减产又受到相应的扣减。这样对处在困难中的非常规天然气的发展有多大的促进，尚待实践的检验。
期望加大补贴总量
《通知》不仅是给发展中遇到困难的非常规天然气雪中送炭，而且补贴量中对利用量的重视体现了深化市场化改革的大方向。我们盼望“新政”尽快落实。
我们需要注意的是，《通知》中对非常规天然气的补贴出自“可再生能源发展专项资金”。这意味着要从对可再生能源的补贴中分一杯羹，也可理解为对非常规天然气的补贴额度不会很大。
首先看可再生能源发展专项资金目前的使用情况。
鉴于风电、光伏发电以平价上网的呼声日益高涨，而风电、光伏发电中的相当一部分已可实现或接近实现平价上网的情况，2018年的“531新政”做出促进其整体平价上网的决定。
2019年7月10日，国家能源局综合司发出《关于2019年光伏发电项目国家补贴竞价结果的通知》，对申请项目进行复核、竞价排序，其中有普通光伏项目366个、工商业分布式光伏3555个，按时建成并网后给予国家补贴，年度补贴需17亿元。
更重要的是，有些可再生能源仍然嗷嗷待哺。如边远贫困山区的小水电、生物质能的开发利用。特别是后者关乎农村的可持续发展，关乎农民脱贫，也关乎环境保护，需要政策支持的呼声日益高涨。
因此，可再生能源从业者对从可再生能源发展专项资金中拿出资金补贴不可再生的非常规天然气有所担心和疑问是可以理解的。
据财政部有关人员的解释：能源补贴专项资金划归、合并是中央早就批准的。2018年用于支持煤层气、页岩气的资金分别约为10.9亿元、38亿元，共占可再生能源发展专项资金59.7亿元的约82%。
《通知》中对非常规天然气补贴“新政”的重点在于三种非常规天然气间如何分块。而业内更关心的是补贴总量的蛋糕有多大。
从目前国内外的经济形势看，这块“蛋糕”大幅度扩大是相当困难的。政府促进非常规天然气发展的另一种补贴方式是减税减负。但是，如果这两种方式都仅保持在目前的扶持水平，非常规天然气越过目前面临的障碍，登上更高的台阶还将困难重重。
总而言之，《通知》中关于补贴的具体办法在执行中可能遇到不少问题，需要在执行前或执行中做出明确的规定或对其提出对策。实践是发现问题的必经之路，也是产生更好、更有效办法的来源。好在政府管理方所提出的规定等比法律有更大的灵活性。为了达到促进发展、深化改革的目的还可以在实践中不断总结经验，做出补充和修正。
