2023年前三季度，我国天然气表观消费量2887.5亿立方米，同比增长7%，天然气需求量进一步扩大。在我国拥有丰富煤炭资源但天然气资源较为匮乏的情况下，若能实现煤层气的高质量发展，将为国家油气供应安全和能源结构优化提供足够的底气。
煤层气的开采与发展已是现实所需
煤层气，指的是赋存在煤层中以甲烷为主要成分的烃类气体，其热值与常规天然气相当。从能源利用的角度来看，煤层气可以与常规天然气混输混用。考虑到我国天然气对外依存度高达40%以上，且居高不下，煤层气的高质量发展将成为国产油气的有益补充。从环保的角度看，煤层气的抽采对双碳目标达成具有重要意义。煤层气的直排不仅是资源浪费，还会导致大面积的环境污染，因为其主要成分产生的温室效应是二氧化碳的21倍。据测算，每开发1亿立方米煤层气相当于减排150万吨二氧化碳。从安全生产角度看，煤炭开采中由于瓦斯浓度过高带来矿难事故仍然层出不穷。例如，2023年8月，陕西延安新泰煤矿发生爆炸事故，造成11人死亡。在煤炭开采中，严格执行“先抽后采、不抽不采、抽采达标”以及新建矿井的“先抽后建、先抽后采、应抽尽抽”的原则已成为现实所需。
丰富的资源和完善的基础设施为发展提供了可能
我国拥有丰富的煤层气地质资源，埋深2000米以浅的煤层气地质资源量约为36.8万亿立方米，储量位居世界第三，并且分布在多个地区，包括华北、西北、南方等地。此外，我国还拥有10个大型煤层气盆地，如鄂尔多斯、沁水、滇东黔西、川南黔北、准噶尔、天山、塔里木、海拉尔、二连、吐哈等。已经建成的煤层气井超过2万口，年产气量超过90亿立方米。目前，贵州、四川和新疆等地的煤层气勘探和开发正在有序进行。例如，贵州在毕节市、六盘水、遵义市等地建成了一定规模的生产基地，年产气量超过7亿立方米。四川南部的筠连区块也已投入开发，年产气量超过1亿立方米。新疆地区也在积极推动煤层气的开发，年产气量已接近1亿立方米，并且正在努力建设准噶尔盆地南缘的煤层气产业基地以及塔里木盆地北缘的开发示范区。
与此同时，主要煤层气田已与神安线、陕京线、榆济线等主要输气干线联通，形成互联互通的外输格局，打通了长距离跨区销售的渠道。
市场化交易将助推煤层气发展
当前，煤层气企业在市场化定价方面仍面临着一系列挑战。首先，煤层气与常规天然气在质量上相近，但其开采技术复杂，导致生产成本较高。因此，简单地采用相同的价格策略可能不利于煤层气的开发。其次，政策虽允许煤层气逐渐形成市场化定价，但尚未形成标杆价格，导致价格混乱。虽然成熟的煤层气企业通常会根据多种因素来确定销售价格，并根据市场和政策变化进行及时调整，但是同样这样也使得价格形成机制复杂，操作难度较大。第三，在煤层气的开发前期，通常以较低的价格销售，以减少管网投资风险。但随着管网投资的增加，推高销售价格对原客户群体而言难度较大。此外，煤层气还面临在产地与低成本的煤炭的直接竞争。
为了解决这些问题，我们需要构建更为系统和多元的煤层气定价机制。通过交易平台，可采取不同的交易模式与灵活的交易方案来更准确、更及时地进行煤层气资源配置，满足终端市场的需求，使煤层气销售市场逐步与产能特点相匹配，真正发现煤层气的市场价值，为煤层气项目的可持续发展开辟新的道路。
