近年来，全国多地频发雾霾，能源发展结构不合理等矛盾带来的后果逐渐显现，以天然气为代表的清洁能源越发被重视。我国山西、内蒙古等煤炭主产区与煤炭伴生的煤层气储量巨大，其成分与天然气接近，可以作为清洁能源开发利用。但由于矿权纠纷多、价格补贴低、输气管网少等原因，我国煤层气开发利用程度较低，亟待国家进一步出台政策破解瓶颈、打破利益屏障，形成煤层气工业生产体系。

　　储量大 利用少 浪费多

　　在治理雾霾、节能减排的背景下，天然气作为清洁能源越来越得到重视，但由于我国“少气”的资源禀赋，目前我国天然气对外依存度已超过三成。

　　我国替代能源品种的选择离不开资源禀赋的约束，有专家认为，当前煤层气是较为现实可行的选择。中国工程院院士林宗虎说，地面井开发抽取的煤层气与天然气成分类似，是一种高热值的清洁能源，天然气可使用之处都可使用这种煤层气。

　　据测算，全球埋深浅于2000米的煤层气资源约为240万亿立方米，是常规天然气探明储量的2倍多。我国埋深浅于2000米的煤层气资源量为36.81万亿立方米，居世界第三位。

　　然而，与资源存储量相比，目前我国煤层气开采严重不足。

　　从地域上看，我国95%的煤层气资源分布在晋陕蒙、新疆、冀豫皖和云贵川渝等四个含气区，其中，晋陕蒙含气区煤层气资源量最大，占全国的五成左右。目前，全国只有山西晋煤集团等几家企业开采煤层气，内蒙古的煤层气开发利用工作仍处于筹备状态。

　　从产量上看，2006年开始，随着国家有关政策措施出台，煤层气开发利用加速，但利用量和利用率仍处于较低水平。据统计，我国2011年煤层气抽采量115亿立方米，利用量53亿立方米，利用率46.09%；2012年抽采量125亿立方米，利用量52亿立方米，利用率41.53%；2013年抽采量156亿立方米，利用量66亿立方米，利用率42.31%。

　　在煤层气利用量和利用率偏低的背后，是巨大的资源浪费和温室气体排放。煤层气与煤矿伴生，随煤炭开采会自动溢出扩散，达到一定浓度后遇明火就会发生“瓦斯爆炸”。为保证煤矿生产安全，目前，我国大多数煤层气被不加利用直接排放，每年损失煤层气200亿立方米。而煤层气的主要成分是甲烷，其温室效应为二氧化碳的20倍，对臭氧层的破坏力是二氧化碳的7倍。

　　产业化发展面临三大障碍

　　开发利用煤层气资源在能源安全、生产安全、环境保护方面效益显著，但由于矿权纠纷多、价格补贴低、输气管网少等原因，我国煤层气产业尚未进入快速发展阶段。

　　第一，矿权纠纷背后隐藏多重利益纠葛。矿权重叠的根本原因是我国的煤炭矿权和煤层气矿权实行独立的审批登记制，同一矿区的煤炭和煤层气矿业权可能分属不同矿权人。

　　煤炭和煤层气的开发技术和规范要求各不相同，必须对煤炭企业和专业煤层气企业进行一致有效的协调。但实际生产过程中，民营煤炭企业和国有专业煤层气企业之间，由于利益出发点不同，经常各自为营、矛盾重生，且多为涉及煤炭企业、煤层气企业、地方政府的多重利益纠葛。

　　第二，开发投入大、价格补贴少影响企业积极性。煤层气开发投入高，但产品价格低、补贴少，导致有关项目大多亏损。中国石油大学(北京)煤层气研究中心主任张遂安说，建设开发1亿立方米的煤层气产能，大约需要4.5亿元投资，而建设同等规模的常规天然气田产能，投资不会超过1亿元。

　　同时，煤层气产品在燃气市场中份额很小，缺少话语权，其价格遭遇了主导市场天然气价格的“天花板”，国家关于煤层气价格可以随行就市的政策无法发挥应有作用。尽管2007年国家出台补贴标准，中央财政每立方米补贴企业0.2元，但这一标准是基于2006年物价水平制定，近年来物价上涨较快，补贴激励效应大大减弱。

　　第三，管网建设滞后导致利用率低。据统计，截至2012年末，我国天然气管道干线、支干线长度超过5.5万公里，大多控制在大型油气企业手中，并管网系统不完善，区域性输配管网尤不发达。目前我国煤层气开发与输送衔接不畅，部分煤层气开发地区缺少相应输气管道，大量开发出来的煤层气无法输送到远距离的需求市场，导致利用率较低、难以支撑产业发展。

　　此外，地质勘查、开采技术和工艺流程等方面也还没有配套，这也成为制约我国煤层气产业快速发展的痼疾。

　　对症下药破解瓶颈

　　我国是煤炭资源大国，但天然气资源不足。煤层气与天然气主要成分接近，可以混合输送，是天然气最现实的接替能源，促进煤层气科学有序开发利用的重要性日益凸显，有关专家学者呼吁国家进一步出台更具有针对性的措施，尽快促进煤层气产业化发展。

　　第一，解决矿权重叠应本着既不影响煤炭工业发展，又不影响煤层气开发的原则，对煤炭企业和专业煤层气企业进行一致有效的协调，实现双赢。目前行之有效的解决模式有三种，即由煤企和煤层气企业共同进行煤层气的开发；煤炭企业不具备煤层气开采能力时，通过招标等模式引入煤层气企业作为作业方对煤层气进行抽采；或煤炭企业具有煤层气开采能力，申请获得采气权并自主进行煤层气的开采。

　　国外的一些做法可以作为参考和借鉴。在澳大利亚，当地政府会强制矿权重叠企业间签订协议，然后按照协议开采煤层气。在美国则基本不存在矿权重叠问题，因为煤矿企业大多主动找煤层气企业开采煤层气，以便更安全地采煤。

　　第二，由于煤层气开发具有高投入、高风险的特征，国家应从鼓励煤层气开发利用的角度，进一步出台产业政策，为煤层气企业或项目获得金融、银行支持提供正面的政策依据。建议国家开发银行等政策性银行为煤层气开发利用提供政策性贷款，对瓦斯治理效果显著的煤层气开发项目实行贴息。同时，建议国家适当提高煤层气抽采企业的补贴标准。

　　第三，煤层气以气体产品为主，液体产品为辅，管道输送是主要方式。国家计划“十二五”期间在鄂尔多斯盆地东缘和豫北建设13条煤层气管道，输气管道总长2054公里，设计年输气能力为120亿立方米。但是截至今年1月，除了集输管线和就近供应小管线外，投产及在建的煤层气管道仅有5条，建议国家加大煤层气管道建设力度，解决输气瓶颈。

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