煤層氣如何成氣候？

○ 文／陳 璐 徐 博

雖然我國對煤層氣勘探開發的產業政策支持力度加大，但受制于礦權、技術、財政、人才、投融資等因素，國家制定的煤層氣“十一五”、“十二五”規劃均未完成：2010年，地面井產量為15億立方米，目標實現率僅為30%；2015年，煤層氣地面開發產量目標160億立方米，實際產量僅44億立方米，目標實現率僅為27.5%。《煤層氣（煤礦瓦斯）開發利用“十三五”規劃》要求，2020年地面煤層氣產量100億立方米，但“十三五”開局的2016年，全國地面煤層氣產量僅45億立方米，開局不利。

造成這種狀況的原因除了我國煤層氣地質條件復雜以外，更為關鍵的是煤層氣勘探開發的產業政策不力、調整不及時，因此必須調整我國煤層氣的產業政策方向，才能有效激勵煤層氣大規模開發。

產業政策問題知多少

資源管理上基本解決了煤層氣與煤炭礦業權沖突，但礦權小制約了發展空間。據統計，全國共設立約6.3萬平方千米的煤層氣探礦權面積，其中與煤炭礦權重疊約1.2萬平方千米。國土資源部和地方政府通過核減5-10年內影響煤炭開采的煤層氣礦權面積，以及協調煤炭企業與煤層氣企業合作開發，目前已基本解決了礦權重疊和侵權問題。但是批準的煤層氣顯性礦權僅5萬平方千米，后續可供建產的規模整裝后備區塊不足。

對外合作政策出臺早，但合作區塊開發進展滯后、產量貢獻率低。我國早在上個世紀90年代就開展了煤層氣開發對外合作，合作面積過半，但進展緩慢。2015年，全國煤層氣總產量為44億立方米，國有煤層氣專業公司產量為38.6億立方米，占總產量的87.7%；對外合作完成產量5.4（刪除）4億立方米，僅占總產量的12.3% 。我國的煤層氣的勘探開發條件與美國、加拿大等國相比，其非均質性、復雜性都要強得多，而且前期投入很大，投資回收周期長、回報低，很難承受長時間高投入、低回報的投資風險。

煤層氣價格政策方向正確，但不能解決煤層氣長期發展的效益問題。2007年4月，國家發改委在發布的《關于煤層氣價格管理的通知》中明確指出，民用煤層氣出廠價格由供需雙方協商確定、要根據購進煤層氣價格的變化及時調整進入城市公共配氣管網的民用煤層氣銷售價格、以及要加強民用煤層氣價格監督檢查等。該通知的根本目的在于促進煤層氣市場化定價、理順供需關系，但實際上煤層氣銷售范圍和協議價格受制于地方政府的價格管理，倘若常規天然氣的價格政策都沒有實施到位，推行煤層氣的價格政策自然難以執行。雖然我國80%以上的天然氣價格已經放開，但受氣價與國際油價掛鉤以及未來供應充足等因素影響，即使未來煤層氣價格完全市場化，也解決不了煤層氣發展的經濟效益問題。

人們期待清潔、高效、低碳的煤層氣早日入戶，改善他們的生活。

政策缺乏整體性和指導性，部分政策時效性減弱。目前，我國尚未頒布管網建設的稅收優惠政策，煤層氣在管道輸送環節的發展同樣會受到影響；在是否抽采、抽采條件如何以及抽采后利用率等方面的政策大同小異，容易導致“賞罰不明，獎懶罰勤”的不公平現象出現。據王俊琪、李續智等專家分析，現有政策對煤層氣產業的發展結果關注較多，對煤層氣產業的發展過程關注較少。例如，對企業勘探、研發、試驗過程中的稅收優惠很少，只是研發形成科技成果轉讓時或抽采成功后，才可以享受相關優惠政策；隨著煤層氣開采自主技術和國產設備的不斷進步，進口物資免稅政策在現階段作用已不大。雖然國家財稅政策支持煤層氣發電，但在主要煤炭產區，利用地面開采煤層氣發電的市場競爭力較弱，發展潛力不大。

政府補貼標準偏低，且尚未頒布貸款優惠政策。煤層氣的前期開發工作需要購置勘探和開發設備，資金投入較大，而且開采難度較大，單井產量較低，投資回收期一般需要6-12年。與天然氣相比，煤層氣產業缺乏競爭力。以中石油華北油田煤層氣公司為例，該公司勘探區域資源相對較好，多年來也是微利經營。截至2017年7月，平均銷售價格1.34元/立方米，在財政補貼0.3元/立方米和增值稅返還0.1元/立方米的情況下，單方氣收入1.74元，但單方氣成本1.67元，利潤僅0.07元/立方米。2017年9月1日，國家下調天然氣門站價格0.1元/立方米，相應必然壓低煤層氣價格，公司將陷入虧損境地。在煤層氣開發企業融資、貸款方面，我國一直未頒布相關優惠政策，而銀行貸款是煤層氣企業開發資金的主要來源，高額利息讓部分企業尤其是中小企業“望氣卻步”，沒有能力承受大額貸款，即使自身資金雄厚，但在參與煤層氣的開采工作方面也會三思而后行。

產業政策調整方向

煤層氣勘探開發需要我國政府、企業和煤層氣用戶的共同努力，在煤層氣開發面臨諸多資源條件制約的情況下，必須以強有力的產業政策為先導。

出臺政策推動煤系地層“三氣合采”，可以擴大煤層氣礦權面積，提高企業開發效益。煤層氣、頁巖氣、致密砂巖氣被稱為煤系地層“三氣”，是煤系地層中非常規天然氣的主要組成部分。根據地質調查資料和目前部分地區的勘探開發實際，我國“三氣”的分布具有一定的重疊，處于整套煤巖系內，具有顯著的一致性。這也是“三氣合采”的基礎。如果能夠利用單井同時對“三氣”進行開采，相對于單一氣體開采而言，可以提高儲量動用程度、降低開發成本、提高單井產氣量和開采壽命。

盡快解決對外合作區塊開發滯后問題。結合孔令峰、欒向陽等專家的觀點，建議相關部門盡快修改煤層氣（陸上石油天然氣）對外合作開采條例，完善合同中止機制，并配套相關管理制度，全面清理現有對外合作合同，堅決杜絕無限延長勘探期限，對投入不達標的要及時核減區塊甚至予以清退。

重視對勘探開發環節的財政支持，克服補貼效果的滯后性。借鑒宋曉丹、洪保民等專家的觀點，建議國家財政對埋深800-1200米資源勘探和試采，直接給予40%以上的資金支持，對列入國家“十三五”規劃的項目直接給予20%以上的建設資金支持，對深層煤層氣和戰略選區勘探項目給予20%中央預算內投資支持。如果項目投入開發以后效益好于預期，項目全部投資稅后內部收益率可以達到12%以上，國家可以考慮在價格補貼中扣除部分已經投入的建設資金，從而避免過度補貼，減輕國家財政負擔。

提高抽采環節煤層氣的價格，協調提高瓦斯發電上網電價。建議按照國務院發布的《關于進一步加快煤層氣（煤礦瓦斯）抽采利用的意見》，嚴格落實放開煤層氣出廠價格政策，支持煤層氣發電上網，中央財政適度增加瓦斯發電補貼，提高瓦斯發電上網電價；國家電網應增加瓦斯發電配額，解決瓦斯發電上網難的問題。同時，中央財政根據國家電網瓦斯發電入網流量給予適度補貼，調動國家電網接受瓦斯發電的積極性。在中長期政策方面，國家在電力發展規劃方面應減少火力、水力電廠電站的建設，而增加瓦斯電站的建設和利用。

加大煤層氣科技攻關投入力度。目前煤層氣產業暫時處于低潮期，更是思考期、探索期和技術創新期，煤層氣開發技術創新將是引領煤層氣產業發展的根本動力。“十三五”期間，國家重大科技專項中，煤層氣的項目數量和中央財政資金投入分別下降37.5%和49%。煤層氣業應通過合理選項、重點攻關、不斷研發出適合各類資源條件的系列技術與工藝，增產提效強化競爭力，主動扭轉不利局面。建議國家有關部門進行適當調整，繼續加大支持煤層氣勘探開發的科技進步，為煤層氣產業加油助力。

重視煤炭采空區的煤層氣抽采，建議政府無息或貼息貸支持。據晉煤集團藍焰煤層氣公司測算統計，目前山西采空區面積約5000平方千米、廢棄礦井約4700余處。據保守估計，以其中的10%具有商業開發價值、單處礦井日抽采量6000立方米/日(折純)計算，年抽采量可達10億立方米。建議政府對地面采空區煤層氣抽采項目給予無息或貼息優惠政策，省財政部門對采空區煤層氣抽采科技攻關提供資金支持；對關停高瓦斯、廢棄礦井等煤層氣抽采項目提高支持力度，推動地面采空區、采動區煤層氣的實施。同時，借鑒國外先進開采經驗，將廢棄礦井瓦斯利用列入可再生能源，享受相關的優惠政策。

重視煤層氣人才管理。要做好人才引進規劃工作，及時調整企業人力資源的不平衡狀況。注意挑選與企業文化相匹配的知識型員工，實行管理崗位職業生涯和技術崗位職業生涯兩種并行政策。對不同崗位的知識型員工采取不同的薪酬制度，在全面實行崗位等級工資制的基礎上，按技術級別實行年薪制、業績考核制和綜合薪酬制等多種配套制度，形成薪酬激勵體制。