煤层气产业研究

煤层气资源丰富，产业基地初具规模据国际能源机构(IEA)估计，全世界煤层气资源量达260万亿立方米，其中90%的煤层气资源量分布在俄罗斯、加拿大、中国等12个主要产煤国。中国煤层气资源量达36.8万亿立方米，居世界第三位。全国大于5000亿立方米的含煤层气盆地共有14个，其中含气量在5000-10000亿立方米的有川南黔北、豫西、川渝、三塘湖、徐淮等5个盆地，含气量大于10000亿立方米的盆地有9个：依次为鄂尔多斯、沁水、准格尔、滇黔贵、吐哈、二连、塔里木、海拉尔、伊梨盆地，9大盆地煤层气资源量占全国煤层气资源量的83%。我国煤层气的储量相对集中。我国埋深2000米以内浅煤层气主要分布在华北和西北地区，其中华北地区、西北地区、华南地区和东北地区赋存的煤层气地质资源量分别占全国煤层气地质资源总量的56.3%、28.1%、14.3%、1.3%。煤层气区域性的集中有利于煤层气的集中开采，按埋藏深度划分，1000米以浅、1000米-1500米和1500米-2000米的煤层气地质资源量，分别占全国煤层气资源总量(2000米以内)的38.8%、28.8%和32.4%。煤层气的气藏量会受到埋藏深度的影响，深度太浅一般会出现溢散，储量不足，深度太深会增加开采难度，一般认为2000米以内是煤层气开采的有利深度。主要煤层气产地初具规模，成为短期煤层气发展的重要基础。目前，我国已建成煤层气开发项目10个。已建成包括潘庄、潘河、樊庄-郑庄、枣园、柿庄南、寺河-成庄、韩城南、保德、阜新、延川南、筠连在内的多个煤层气田，这些煤层气田整体生产情况较好。从生产基地来看，目前主要煤层气生产项目集中于沁水盆地南部，其已成为我国重要的煤层气生产基地。沁水盆地拥有全国1/10的煤层气资源，拥有1/5的煤层气矿权登记面积，拥有75%的探明地质储量。煤层气将迎来行业发展新时期过去我国煤层气产业发展存在诸多问题。我国煤层气开发利用长期存在以下困难：矿权重叠问题是煤层气产业开发的重要问题，煤层气气权属于国家一级审批，煤炭矿权属于省级二级审批，易造成两权重叠。煤层气投资大，排采期较长，项目盈利性差。通常情况下，建设1亿立方米煤层气产能需4.5亿元，而常规气约需1亿元。另一方面，煤层气排采期较长，上产缓慢，前期单井产量较低，因此平均成本高，盈利性较差；煤层气田质量较差，出气不稳定，利用率较低；管道基础设施不足，煤层气与下游消费脱节。煤层气产量有望迎来爆发，增量主要是地面煤层气。尽管行业发展还存在一些问题，但随着国家补贴的进行，以及各种问题的改善，煤层气的产能建设和实际产量都将迎来快速增长期，且抽采资源的利用率也将进一步提高。根据国家能源局发布的《煤层气(煤矿瓦斯)开发利用“十三五”规划》，到2020年，新增煤层气探明地质储量4200亿立方米，建成2-3个煤层气产业化基地。煤层气抽采量达到240亿立方米，其中地面煤层气产量100亿立方米，利用率90%以上；煤矿瓦斯抽采140亿立方米，利用率50%以上。从煤层气的计划增量来看，国家将重点发展地面煤层气的开采，2020年规划年产量为100亿方，“十三五”期间平均增速17.8%；而对井下煤层气，国家将主要提高其现有抽采量的利用率，2020年规划将达到50%，与2015年相比提高14.7个百分点。以上数据来源于前瞻产业研究院发布的《中国天然气产业战略规划和企业战略咨询报告》。来源: 前瞻网

【能源人都在看，点击右上角加'关注'】煤层气开发兼具能源利用、煤矿安全、环境保护三大属性。经过十余年的商业性开发,我国煤层气产业已经初具规模。我国埋深2000m以浅煤层气资源量30.05×1012m3,居世界第3。但与美国、澳大利亚相比,我国煤层气产业发展速度较慢,规模较小,发展总体低于预期。近年来,国家加快能源转型,要求天然气“增储上产”,煤层气是其中的重要组成部分。我国煤层气开发总体上单井产量低,回报期长,投资风险较大;地质条件复杂,现有开发技术尚难以满足效益开发要求,整体效益较差。近年来,国际油气价格持续震荡走低,对于开发成本较高的煤层气产业发展产生冲击和影响。在此新形势背景下,分析中国煤层气勘探开发前景和对策意义重大。为此，中国石油勘探开发研究院孙钦平在《煤炭学报》2021年第1期撰文“新形势下中国煤层气勘探开发前景与对策思考”（本文已在中国知网网络首发，扫描下方二维码可下载首发全文），回顾了国内外煤层气产业发展的经验与教训，分析了我国煤层气产业发展的现存若干问题，展望和采用情景分析方法预测了煤层气产业发展潜力，提出了五个方面的产业发展对策建议。分析了国内外煤层气产业发展成功经验与失败教训1.国外经验与教训：将美国煤层气产业分为4个阶段(见下图)2.国内经验与教训：我国地面井煤层气勘探开发分为3个阶段：(1)前期研发阶段(1981—1995 年)。(2)试验开发阶段(1996—2003 年)。(3)商业开发阶段(2004 年至今)。截至2019年底,我国累计探明煤层气地质储量6586×108m3,主要分布于沁水盆地南部、鄂尔多斯盆地东缘。截至2019年底,全国累计钻煤层气井约20000 口,产气井超过13000口。据国家能源局数据,2019年我国地面煤层气年产量59×108m3,从当前形势看,“十三五” 规划2020年煤层气地面产量100×108m3的目标将难以实现。2003—2019年中国煤层气钻井工作量、探明储量、产量分布1. 指出了我国煤层气产业持续发展存在4方面的制约因素（1）煤层气勘探开发活动不均衡,后备区准备不足（2）单井产量低,整体处于低效开发（3）地质条件复杂,煤层气勘探开发技术难以复制（4）对外合作项目进展缓慢,推动难度较大2. 总结了我国煤层气的开发潜力（1）主力产气老区具备稳产上产潜力 （2）深部煤层气开发技术正在突破,有望实现效益开发 （3）低阶煤层气勘探开发取得突破 （4）多薄煤层、煤系气综合开发见到成效 3. 要实现煤层气产量的上述持续增长目标,需开展相关技术攻关（1）低阶煤层气高效开发技术（2）多层叠置及构造复杂区煤层气有效开发技术（3）深部煤层气及煤系天然气综合开发技术（4）已开发区增产和提高采收率技术4. 综合我国煤层气资源潜力、勘探开发形势及技术发展,分3种情景预测我国煤层气发展前景（1）低情景,勘探开发技术无重大进展,老区保持稳产,合作区、新区、新领域进展较慢（2）中情景,勘探开发技术取得重大进展,低产低效老区盘活,合作区快速推进,低煤阶、深层、构造复杂区实现效益开发（3）高情景,在中情景基础上出现颠覆性技术,单井产量及采收率大幅提高同时认为,煤层气仍是我国当前较现实的非常规天然气资源,高产老区稳产上产、低产低效老区改造、低煤阶与构造复杂区效益开发、深部及煤系天然气综合开发是未来中国煤层气产量持续增长的方向，2035年我国煤层气地面井产量可达到150×108~250×108m3。最后，提出了我国煤层气产业发展5项对策建议：（1）加大勘探评价工作量,落实更多优质储量,夯实建产基础 （2）加强优质储量动用,持续开展增产改造试验,助力老区稳产上产 （3）加强科技攻关和煤层气开发示范试验,确保新建产区效益开发 （4）加强对外合作区项目监管,推动合作区快速建产 （5）加大财政补贴及税收优惠扶持力度 作者简介 孙钦平，男，1982年3月6日生，湖北监利人，中国石油勘探开发研究院高级工程师。获省部级科技奖励3项，发表学术论文10余篇。研究方向煤层气地质与勘探、煤层气战略规划主要成果长期从事煤层气地质与勘探，致力于煤层气目标评价及成藏富集理论研究，提出多气源补给匹配良好的保存条件的低煤阶煤层气富集机制，为我国二连盆地吉尔嘎朗图凹陷低煤阶煤层气勘探突破做出重要贡献；近两年主要致力于煤层气战略规划研究。编辑整理：郭晓炜审核：常 琛End往期精彩 谢和平，吴立新，郑德志：2025年中国能源消费及煤炭需求预测钱鸣高，许家林：煤炭开采与岩层运动袁亮：煤及共伴生资源精准开采科学问题与对策康红普，王国法，姜鹏飞，等：煤矿千米深井围岩控制及智能开采技术构想谢和平：深部岩体力学与开采理论研究进展康红普，尹丙鼎，高富强，等：中国煤矿井下地应力数据库及地应力分布规律联系我们联系人：郭晓炜电话：010-87986411-811邮箱：guoxiaowei@chinacs.org.cn网址：www.mtxb.com.cn版权声明：本平台刊登的《煤炭学报》所有稿件均按照国家版权局有关规定支付了相应稿酬，《煤炭学报》享有稿件的信息网络传播权。未经授权，不得匿名转载。本平台所使用的图片属于相关权利人所有，因客观原因，部分作品如存在不当使用的情况，请相关权利人随时与我们联系。免责声明：以上内容转载自煤炭学报，所发内容不代表本平台立场。全国能源信息平台联系电话：010-65367702，邮箱：hz@people-energy.com.cn，地址：北京市朝阳区金台西路2号人民日报社

“十三五”规划发布已三年，虽然煤层气产业持续奋斗，但因多种因素影响，实际发展远低于预期，特别是地面生产的表内统计年度增量平均仅5亿立方米/年左右，仍处于增速疲软期。但是，煤层气的资源潜力依然巨大。2018年，我国煤层气表内初步统计，地面狭义煤层气产量54.63亿立方米，煤矿井下瓦斯抽采量129亿立方米，煤层气总产量183.6亿立方米，煤层气利用量101亿立方米。其中地面煤层气产量比2017年的49.53亿立方米同比增长10.27%；包含煤层气矿权内的煤层气、致密气、页岩气三气共采的广义煤层气储量72.6亿立方米，煤层气总产量可达201.6亿立方米，煤层气总利用量119亿立方米。值得注意的是，目前煤层气矿权内的煤层气总产量统计原则，在某种程度上缺乏科学性和合理性，不仅削弱了多年开发成果，也不利于产业发展。今明两年是“十三五”规划的关键年，通过进一步改革开放、优化政策和环境，我国煤层气产业有可能迎来曙光，步入健康、快速、持续发展的轨道。（文丨孙茂远）推动落实“三气共采”政策 根据国际煤层气产业惯例和国内实际情况，煤层气开发利用“十三五”规划的编制专家组曾建议：“明确煤层气矿权人可以同时开采矿权范围内煤系地层烃类气体，并享受同等政策”。“十三五”煤层气开发利用规划正式文本确定为“探索煤系地层多种气体综合开发新模式，鼓励多气共采”。经过“十三五”规划前三年的探索和实践，业内对煤层气区块内煤层气、页岩气、致密气三气共采，享受同等优惠政策已达成共识。矿产资源管理部门相关人员也多次同意在煤层气矿种名称不变的前提下，实行上述政策具有合规合理性。煤层气的定义从狭义的“赋存在煤层中以甲烷为主要成分，以吸附在煤基颗粒表面为主，部分游离于煤孔隙中或溶解于煤层水中的烃类气体”，扩展为煤系地层的多种烃类气体的广义概念，具有较为充分的科学性、合理性和可操作性。（1）与国外煤层气资源开发管理惯例接轨国外设定的煤层气矿权区域采出的气体都以煤层气计量，并享受同等优惠经济政策，没有僵化区分是致密气、页岩气还是煤层气，也没有区分游离气和吸咐气，一是因为无法严格区分，二是如不共采都会留下隐患。如美国圣胡安盆地年产量最高，多年维持在年产300亿立方米左右。圣胡安盆地采用直井洞穴完井，平均单井日产2万立方米以上，直井最高单井日产100万立方米。美国其他煤层气采区也有相似的多气合采的情况，高产期时采自圣胡安盆地的煤层气一直占美国总产气量的一半以上。我国山西沁水盆地南部资源类似的黑勇士盆地，采用直井压裂法开采，平均单井日产约3000立方米。圣胡安盆地和黑勇士盆地开发煤层气，享受同样的税收补贴政策。澳大利亚开发煤层气也有多气合采的实例，目前澳大利亚煤层气年产量约420亿立方米，已取代美国成为世界第一大煤层气生产国。因此，1997年我国对外合作开采煤层气资源的标准合同，经与外商反复协商，又经我国政府部门审核、批准，煤层气定义为“煤层及上、下岩层的烃类气体”，基本采用煤系气的概念。（2）我国沁南煤层气开采实践验证了多气共采的合理性山西沁南潘河区块22平方公里，年产1.5亿-2.5亿立方米的高产稳产期9年，累计产气量24亿立方米。预计总产气量可能大于探明可采储量数倍，也将远高于探明地质储量。邻近的潘庄对外合作区块面积62.55平方公里，已累计产气30.38亿立方米，预计总产气量也将远大于探明可采储量。专家认为，潘河、潘庄区块处于地台型基地，经过史上两次断裂抬升的地质构造变动，储层渗透性改善，又有大量（围岩）游离气成为补充气源，才可能使该区块产气量大大高于预期。在该区域无法区分狭义的煤层气和其他非常规气。因此，我国的煤层气开发实践，也初步证明在煤层气矿权内，无法严格区分煤层气及其他非常规气。（3）三气共采有利于防治瓦斯事故和减排温室气体煤矿井工开采是地层内大面积、大空间、大规模的采掘作业，采动的推进将对地层构造及气体运移产生较大的持续性影响，煤层及地层的气体渗透、运移立体扩展延深。尽管煤储层本层的煤层气已预先大比率采收，若预先未实施多气共采，煤系地层的致密气、页岩气等非常规气还将源源不断涌入采掘工作面，造成瓦斯灾害威胁。伴随着煤炭的采掘作业，仍可能向大气大量排放甲烷气，形成温室效应。因此，建矿或采煤前先进行煤系地层内煤层气、致密气、页岩气三气共采，才能从根本上防治煤矿瓦斯事故，有效减排煤炭开采时释放的温室气体。（4）落实三气共采政策，创造科学、公平、合理的大环境煤层气矿权内的煤系地层中，煤储层是煤层气、致密气和页岩气等非常规气的源生层。多气具有动态渗流，开采时不易严格区分。央企油公司在煤层气区块作业，可同时持有煤层气和常规天然气的矿权。为操作方便，这类企业通常将煤层气矿权内产气量，以天然气产量申报和统计。其他煤层气企业则难以取得合法三气探采资格，煤层气区块内投入的大量勘探、开发费用，不能得到合法合理的回报。再者，煤层气矿权内的三气共采仅在常规天然气中统计，探采成果不能合理体现，必然人为压抑了我国煤层气产业。落实三气共采的政策，就是落实“十三五”规划鼓励三气共采的既定原则，也是对产业的激励。（5）有利于完成煤层气地面抽采的规划产量目标根据国家“十三五”煤层气开发利用规划，到2020年，煤层气总产量240亿立方米，其中地面产气100亿立方米，煤矿井下抽采140亿立方米，如按近几年正常煤层气地面产量的增率估算，到2020年，地面煤层气产量只有65-70亿立方米，将连续3个五年规划完不成产量目标。如果煤层气矿权内三气共采、享受同等优惠政策得以落实，预计到2020年，仅中联公司和中石油在煤层气区块内致密气可再增产20亿立方米以上，再加上稳定增量10亿立方米，我国煤层气地面总产量可达103亿立方米左右，将超额完成“十三五”规划的产量目标。这项政策落实，不仅助推我国煤层气地面开发首次完成和超额完成规划产量目标，还将使产业迎来新的契机，起到了激励和推动产业发展的积极导向作用。进一步改进资源管理 煤层气资源管理需要进一步改进，为产业提供发展空间并保驾护航。（1）扩展煤层气矿权面积，加强勘探我国煤层气资源评价面积37.4953万平方公里，2000米以浅资源量36.81万亿立方米。已登记矿权面积4.8256万平方公里，仅占煤层气资源评价区域面积的12.87%，比初始设置矿权时减少1.8万平方公里。我国陆上油气矿权面积333.8万平方公里，煤层气矿权面积仅占油气矿权面积的1.41%。其中油气矿权面积中覆盖的煤层气资源评价区域面积约25万平方公里。煤层气作为气体资源，矿权面积过于狭小，严重制约了勘探开发。若要达到预期远景产量目标，必须逐步扩大煤层气矿权面积。建议国家制定相应政策法规，扩展矿权面积。特别需要科学合理解决与油气企业矿权重叠的25万平方公里煤层气资源勘探问题。我国已有煤层气矿权范围内，只有潘河、潘庄、成庄、保德、樊庄成为开发的有利区域和主采区，需要配套政策措施，加强勘探工作，发现更多有利的甜点开采区，促进产量的迅速提升。这是我国煤层气产业发展的必要条件，应当抓紧解决。（2）实行煤层气探采一体化管理模式煤层气勘探开发与常规油气有别，不易简单区分勘探和开发期。根据国外经验和国内实践，建议只设置煤层气矿权，实行探采一体化管理，不再分别设置探矿权和采矿权。（3）提高煤层气资源管理效率煤层气资源管理实行“部控省管”的试点，初衷是改革和简化管理。实践中仍有不少问题，需要加强国家相关部门监管，尽可能简化程序，减少干扰，提高管理效率。目前煤层气资源管理审批环节增多，管理程序复杂，协调难度加大。如矿权延续工作，原来只用十天半月就可办完的审批手续，由于现在程序、环节复杂，盖章增多，数月甚至半年没有预期结果。依托国家科技重大专项推动科技进步 从“十一五”后半期实施《大型油气田及煤层气开发》国家科技重大专项迄今，有成绩、有问题、有前景，更有必要以此为抓手，进一步推动科技进步，促进煤层气产业发展。（1）实施国家科技重大专项主要成绩实施国家科技重大专项以来，我国基本掌握了常规煤层气勘探开发技术，消化、吸收国外煤层气先进技术和创新技术、装备取得重要成果，促进初步建设沁水盆地和鄂尔多斯盆地两大煤层气生产基地。攻克了1000米以浅高阶煤层气开发等4项关键技术。完善和开发一批重要科技创新成果，有些达到国际先进或领先水平。“山西沁南潘河煤层气开发利用国家高技术产业化示范工程”项目与国家科技重大专项结合取得8项重大技术突破与创新，9年中平均单井产量稳定在3400-4700立方米，累计产气量已高于预测可采储量，持续平均单产水平高于资源条件类似的美国黑勇士盆地，成为具有国际先进水平的高标准煤层气产区。（2）目前面临的主要问题我国煤层气具有构造煤、超低渗、深部等低品质资源占比较大的资源禀赋，目前还没有形成适合各类资源条件的成熟的系列勘探开发技术，存在一些技术瓶颈，需要进行长期、持续性科技攻关。在《大型油气田及煤层气开发》重大专项实施的十一年中，由于急于求成、认识分歧、视野偏颇、体制机制以及页岩气开发和经济效益冲击等原因，煤层气项目被淡化和削弱，甚至逐步被边缘化。如“十三五”期间，煤层气研究项目数量从“十二五”期间的10项降为5项，煤层气总项目数量和中央财政资金投入则分别下降37.5%和49%。“十三五”期间煤层气项目总数和中央财政投入也远低于页岩气项目。在某种程度上影响了我国煤层气科技进步和产业发展。（3）需要深化和提高对我国煤层气产业战略意义的认识据统计，2018年我国能源消费量46.4亿吨标煤，消费量占能源总量的59%。据预测，2035年我国煤炭消费量仍将占43%以上，即未来几十年煤炭为主的能源生产和消费格局不会根本改变。为保障煤炭的安全绿色开采，我国提出“先抽后采”、“先抽后建”的煤炭开采和煤矿瓦斯防治的国策，使煤层气开采成为刚性需求，煤层气开发利用也起到了非凡的效果。从科技重大专项开始实施的2008年，我国强化煤层气地面和井下抽采，全国煤矿瓦斯事故起数和死亡人数大幅减少。2008年，我国发生煤矿瓦斯事故182起，死亡778人，煤矿百万吨死亡率1.182；2018年，这三个数据下降为15、58和0.093。山西晋煤集团位于我国地面煤层气开采最活跃的区域，自从实行井上下联动抽采，以及在全领域地面预抽的近十二年中，晋煤瓦斯超限次数由2006年的300多次，降至2018年的3次，基本杜绝瓦斯事故。受益于地面预抽，寺河矿东盘区采煤速度提高1倍以上，煤炭资源回收率提高10%以上。2018年晋煤煤层气地面、井下总产量28.6亿立方米，利用量20亿立方米。安徽淮南矿业集团的煤矿区井下、地面联动开采煤层气，也取得了类似效果。美国是油气和煤炭生产大国，煤炭主要以露天开采为主，而我国井工开采占95%以上，美国煤层气开发对煤矿安全生产影响不大。美国近些年油气开发，特别是页岩气革命，弱化了煤层气开发。加之煤层气已不享受退税补贴的经济优惠政策，进一步转移了社会投资。就我国国情而言，必须开发利用煤层气，以保障煤炭资源的安全、高效、绿色开采，同时保障有效增加供给严重不足的天然气产量。专家预测，三气共采、扩大矿权范围加强勘探开发、持续增强经济扶持等政策落实，我国煤层气产量可达500-600亿立方米，工程院曾预测产量峰值可达900-1200亿立方米/年。（4）国家科技重大专项对煤层气产业至关重要目前，我国仍有许多科技瓶颈问题需要攻关。受开发煤层气的资源条件所限，要达到愿景目标，需要有足够的耐心、恒心和信心。就2021年-2035年的远期战略而言，国家科技重大专项必须持续并且加强。我国煤层气产业正处于爬坡期，不进则退；国家科技重大专项必须加大力度攻关致胜，不能半途而废。国家科技重大专项将从国家层面攻关行业科技难题。比如为贯彻保障煤炭安全绿色开采的“先抽后采”、“先抽后建”的防治瓦斯国策，首先要解决占我国煤层气资源多数的难采资源问题，解决低成本开采，提高成本效益这个最大的难题。（5）以国家科技重大专项为抓手，切实促进煤层气产业科技进步进一步改进和完善煤层气国家科技重大专项的管理体制和机制，集中力量精准进行国家层面上的科技攻关。根据我国煤层气资源状况，按大盆地、大区域，分类进行联合攻关。以重大专项为纽带，组织相关企业、高校、研究院进行联合作战。同时，发挥已成立多年的科技创新大联盟的作用。探索确定煤层气的卡脖子技术、工艺和装备项目。在科技重大项目的实施过程中，组建国家重点实验室、专项团队和专项技术与装（设）备攻关组。同时，逐渐形成适配我国煤层气资源条件的煤层气技术系列工艺和装备。我国煤层气科技重大专项的成功实施，不仅推动产业发展，也将使我国煤层气科技处于国际领先水平。继续加大产业经济扶持力度 我国陆续颁布了一些煤层气经济扶持政策，一定程度上促进了产业的发展，但力度仍不到位，特别是在国际、国内页岩气、致密气开发经济效益的冲击下，使社会投资勘探开发的积极性大幅滑坡，煤层气产量增长疲软。鉴于我国难采煤层气资源比重大，开发企业大都艰难、甚至亏损经营的现状，建议国家财政补贴从现行的每开采利用1立方米煤层气，补贴额从0.3元增至0.6元。建议设立国家煤层气勘探基金，加强勘探的研究和技术探索。从国家年度煤矿安全技措资金中，划拨用于支持煤矿区地面、井下联动治理瓦斯和部分地面抽采煤层气的项目。我国煤层气产业经过探索期、调整期和奋斗期，已初现曙光。我们将继续以地面开发和煤矿井下抽采及煤系地层三气共采两种煤层气立体开采方式为基础，以国家扶持政策为动力，以国家科技重大专项为抓手的科技创新为引擎，力争完成“十三五”目标，迎来具有中国特色的煤层气产业。（作者系国家能源委咨询专家委员会委员）End欢迎分享给你的朋友！责编 | 卢奇秀

山西省自然资源厅召开的2018年全省煤层气企地对接会议现场。　任丽娜　摄中新网太原12月13日电 (任丽娜)“近年来，中国煤层气开发逐步实现产业化，初步构建了上、中、下游一条完整的煤层气大产业链。”13日，中国自然资源部油气资源战略研究中心副主任吴裕根在山西召开的2018年全省煤层气企地对接会议上如是说。煤层气，是煤的伴生矿产资源，又被称为“煤矿瓦斯”，曾是巷道里的“矿工杀手”，一个意外的火花就可能酿成一场矿难悲剧。改革开放40年来，中国在煤层气勘探开发领域取得了举世瞩目的成就，持续掀起的“能源革命”，成为中国经济发展的动力引擎。吴裕根表示，煤层气是优质清洁能源，发展煤层气产业对于中国优化能源结构、保障煤矿安全生产、保护生态环境等具有重要意义。近年来，中国煤层气开发逐步实现产业化，沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘煤层气产业化基地建设步伐明显加快，包括煤层气劫探开发、井下抽采、气田集输、压缩和液化、LNG/CNG槽车汽运物流、城乡居民燃气、瓦斯发电、装备制造等，初步构建了上、中、下游一条完整的煤层气大产业链。中国自然资源部统计数据显示，2017年，中国地面煤层气产量约50亿立方米、利用量44亿立方米。2017年煤层气探明储量7033.1亿方，新增104.8亿方，环比增长1.5%。2018年1—10月总产量44.99亿方，利用量40.5亿方。同时，中国煤层气资源巨大，资源量36.8万亿方。煤层气资源分布呈现东西分带、南北分区、上下分层、盆地控制的特点。全国煤层气地面抽采，主要分布于沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘。全国煤层气矿业权131个，探矿权118个，探矿权总面积约4.63万平方公里；采矿权13个，总面积1991.88平方公里，主要分布在山西省。据介绍，山西省是中国煤层气资源富集程度最高、开发潜力最大的省份之一。据统计，中国埋深2000米以浅的煤层气地质资源量约30亿立方米，山西省境内煤层气资源量约8.31万亿立方米，约占全国的28%，但其产能占全国的96%。山西省自然资源厅厅长周建春表示，2016年，山西成为全国首个煤层气矿业权审批改革试点省份。近年来，山西煤层气产业发展迅猛，2018年，山西全省预计地面抽采量超过56亿方，较上年增加5亿方。吴裕根称，目前，中国煤层气探采获得了六大相关技术，即低阶煤煤层气勘探开发技术、深煤层煤层气勘探开发技术、煤系地层综合勘探开发技术、多薄煤层煤层气勘探开发技术、高阶煤煤层气产业化建设技术、煤层气致密气探采一体化技术。据中国官方规划，到2020年，中国将建成2至3个煤层气产业化基地；煤层气抽采量达到240亿立方米，其中地面煤层气产量100亿立方米，利用率90%以上；煤矿瓦斯抽采140亿立方米，利用率50%以上；煤矿瓦斯发电装机容量280万千瓦，民用超过168万户。(完)

据山西省国资委网站6日消息，12月4日至5日，山西省国资委主任郭保民、山西省金融办副主任王晓千，率国资委、金融机构联合调研组、就国有企业“腾笼换鸟”、高端煤化工产业发展、煤层气板块专业化重组、组织银团贷款支持实体经济等课题，赴潞安集团、晋煤集团调研，摸排企业困难，就地解决难题。联合调研组就潞安集团180项目现场办公，协调推进多渠道融资，积极争取国开行山西分行等银团贷款支持，并达成一致性意见。关于加快优势产业“腾笼换鸟”，郭保民强调要加强与美国AP公司、中国化学、华润电力等国内外重量级企业合作，通过让渡股权“腾笼换鸟”，吸引先进股东和高新技术，大力发展新兴产业，加快改革步伐，在山西从“煤老大”到“全国能源革命排头兵”的历史性跨越中，发挥示范引领作用。晋煤集团要进一步优化产业布局，加快淘汰过剩落后产能，抢抓当前难得的转型机遇期和窗口期，深入推进“腾笼换鸟”，与省内外优秀企业进行战略合作，实现转型升级。要进一步探索新技术，开拓新市场，加快专业化重组步伐，全力推进煤层气产业发展。

本报讯（记者 郑璐）黄色的输气管自山脚向外绵延，将沁水煤田的煤层气输往全国各地。近年来，晋城市大力综合开发利用煤层气产业，已建成全国勘探程度最高、产气量最大、开发利用最成熟的煤层气产业基地，形成了集煤层气勘探开发、地面抽采、煤层气集输、液化压缩和民用燃气、工业燃料、汽车燃料、瓦斯发电等于一体的煤层气产业体系。晋城市煤层气资源丰富，拥有资源储量6141亿立方米。多年来，该市相继出台了《晋城市关于加快推进煤层气产业发展的实施意见（试行）》《关于创优营商环境促进煤层气产业发展的意见》《全市煤层气地面开采安全生产标准化基本评定标准》等多项政策，有效地支持了该市煤层气产业发展，弥补了煤层气地面开采安全生产标准化建设空白，煤层气的开采也从最初治理瓦斯，到现在的多家国内外大型企业进军煤层气开采领域。在开发利用上，晋城市拥有国家勘探程度最高、储量条件稳定、开发潜力最好的煤层气田。其中，沁水煤田埋藏浅、易开采、纯度高，是目前全国唯一已经探明的整装煤层气田。并以丰富的煤层气资源优势，聚集和培育了中国石油、中国海油（中联）、晋城华港、新奥、国新、国化等数十家煤层气开发利用企业，形成了国企民企互补，竞争与合作兼容，上下游企业联动的充满生机与活力的煤层气产业集群。此外，先后承建了沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程潘河先导性试验项目、沁水盆地柿庄南区块东区煤层气开发项目、沁水盆地煤层气郑庄区块产能建设项目、潘庄区块煤层气资源开发项目等多个国家和省级重点项目。煤层气的快速发展离不开对开采技术的研究和引进。该市以企业和大学联盟的方式，成立了煤系气资源与协同开发产学研联合实验室，建成了国家煤层气质量监督检验中心、煤与煤层气共采国家重点实验室两个国家级行业技术研发机构，组建了全国煤层气产业联盟晋城工作站，逐渐形成了产学研一体的研发模式。截至2018年，晋城煤层气地面年抽采量达33.8亿立方米，占全国产量的61.5%，并且还建成瓦斯发电矿井21座，装机总容量近43万千瓦，成为全国最大的瓦斯发电基地。同时，把煤层气入户列为为民办实事之一，主城区及周边21.6万户居民使用上了清洁的煤层气。如今，晋城不仅是全国煤层气开发的“领头羊”，更成为我省打造全国能源革命排头兵的一支“尖兵”。今年9月16日，晋城与安徽理工大学签署了战略合作框架协议，双方携手成立了晋城能源革命工程技术研究院。晋城市能源局负责人表示，借此契机，该市将不断创新推广运用煤矿瓦斯抽采利用新工艺、新技术、新装备，深化技术创新和产业转型，提升瓦斯抽采利用水平，推动煤矿瓦斯治理取得新成效。

山西是煤炭大省，也是煤层气产业开发的“领头羊”。尤其是在近两年，随着“打造全国能源革命排头兵”“资源型城市转型”“气化山西”等重大决策的出台，山西煤层气产业地位不断提升、产业步伐明显加快、产业规模不断扩大，以“煤层气、天然气、焦炉煤气”多气源开发利用为主的格局正在形成。作为全国最早参与煤层气开发的全国人大代表、晋煤集团蓝焰煤层气公司执行董事田永东，向记者讲述了其中的“亮点”与“痛点”。文丨本报记者 朱妍支撑山西转型的“新兴支柱型产业” 中国能源报：纵观山西省多项发展规划，“煤层气”屡被提及。在山西转型过程中，煤层气扮演着什么样的角色？田永东：煤层气（煤矿瓦斯）作为优质清洁能源，是山西独特的优势资源，也是煤矿安全生产必须解决的重大课题。目前，山西正处于转型升级的关键时期，实现资源型地区经济转型、形成产业多元支撑格局，是全省发展需要深入思考和突破的重大课题。对此，煤层气将在“资源-安全-环境”等重大战略层面发挥重要作用。通过20多年的调查勘探及开发利用，实践也证明，煤层气能够从根本上改善煤矿安全生产条件、有效开发，并可持续不断补充清洁能源、改善生态环境，对提高山西能源供给体系质量有着积极作用。因此，从国家能源安全和山西安全生产的战略层面，山西省政府高度重视煤层气产业发展，明确提出把煤层气产业培育成为我省战略性新兴支柱型产业，通过深化煤层气体制改革、提高抽采能力等举措，极大助推资源型地区的转型发展。中国能源报：历经20余年发展，山西煤层气产业的现状如何？田永东：山西蕴藏着极为丰富的煤层气资源。根据省国土资源厅最新统计，全省2000米以浅含气面积35796.86平方公里，煤层气资源总量83097.86亿立方米，约占全国煤层气资源总量的1/4。2018年全省煤层气地面抽采量达56.57亿立方米，创下历史新高。在多年开发利用中，山西煤层气产业也取得了多项重大成果和进展，① 探明储量逐年增长，截至2015年底，全省探明地质储量已达5600亿立方米，占全国总量的88%左右。②地面开发实现产业化，2018年利用已达到53.94亿立方米，约占全国总利用量的90%。③ 输气管网建设初具规模，初步形成贯穿全省的“三纵十一横”的输气干网系统，全省输气管道总长达近8000公里，覆盖山西11个设区市、90余个县和部分重点镇。四是煤层气大产业链呈雏形，初步形成包括煤层气勘探、开发、压缩、液化、管输、物流、工程服务、装备制造等大产业链。以晋煤集团为例，我们作为全国最早的煤层气地面开发企业，早在上世纪90年代就立足从源头治理矿井瓦斯，率先展开地面煤层气抽采试验。除日常开采等工作外，还形成了较为成熟的“上游勘探开发-中游管输液化压缩-下游多渠道利用”的煤层气全产业链发展模式，为我国煤矿安全生产探索出一条新的有效途径，为煤层气规模化发展积累宝贵经验。技术是产业面临的最大痛点 中国能源报：在取得一定进展的基础上，煤层气产业还面临着哪些共性、典型难题？田永东：我认为，制约煤层气产业发展的关键因素和最大瓶颈仍是技术。煤层气属于典型的技术密集型产业，但因山西大部分地区的煤层具有松软低渗透、煤层埋藏深等特点，煤层气开发钻井、压裂及不同抽采井型等关键技术与之不相适应，造成技术成熟度低、气井产量低、产业规模小等制约。例如，沁水煤田南部是我国第一个实现地面开发产业化的区域，但我省大多数煤层气资源条件远不如山西沁水煤田，实际上很难将这里的成功经验和技术直接移植到其他区块，严重制约了资源高效开发。针对上述瓶颈，我们一直呼吁要回归技术，在地质评价和储层评价技术、规模开发的稳产高产技术、特殊条件的开发技术等方面进一步强化研究。要加强基础理论研究，加强勘探数据研究分析，全面了解各区块煤层构造分布及发育情况，不断在实践中摸索规律。同时也要在准确掌握区块地质条件等基础资料后，加强研究，完善配套工艺技术，进行新工艺、新技术试验，根据实验结果再进行逐步推广。中国能源报：除技术层面，您还有哪些建议？田永东：为进一步推动产业开发，我认为可在科技创新、政策支持等方面加大关注。一方面，加大煤层气科技创新支持力度。建议中央财政和地方财政进一步加大对开发科学技术研究的支持力度，通过列支科技专项资金、产业基金或贴息贷款等方式，支持煤层气勘探开发的基础理论研究和开发工艺探索，特别是对低产煤层气项目的开发工艺完善，以提高完善煤层气开发技术体系，促进煤层气产业可持续发展。同时，继续实施国家科技重大专项及有关科技计划，进一步加大对煤层气基础理论研究和关键技术及装备研发的支持力度，开展煤层气基础调查评价，优选有利目标区。另一方面，简化和完善煤层气开发利用项目审批手续。建议结合国家“放管服”改革和山西省转型综改试验区先行先试的政策优势，科学规划管理，推进行政审批制度改革，减少和优化煤层气项目行政审批事项和审核手续，简便办事流程，重点强化事中事后监管。全面清理整合涉及煤层气产业建设管理的行政审批事项，简化环节，开辟“绿色通道”，对重点煤层气项目在规划、用地、环评等环节上实行联合会审、一站式服务。End欢迎分享给你的朋友！出品 | 中国能源报责编 | 卢奇秀

来源：金融界网站能源结构调整带动天然气需求量高增长，天然气对外依存度高达44％随着我国能源结构调整，我国天然气需求量持续增加，17年清洁供暖更加刺激了需求量高增长。我国天然气产量增速不及需求量增速，17年消费量增速14.71％，但产量增速仅为8.5％，进口量增速26.95％，对外依存度达到39.91％。18年天然气消费量持续高增长，Q1-Q3消费量累计2038亿方，同比增速17.44％；对外依存度高达44.2％，我国能源安全受到影响。我国煤层气发展痛点逐渐解决，行业处于上行拐点我国煤层气资源丰富，储量30万亿方但17年产量仅为50亿方，未来发展空间很大。随着国家产业政策大力扶持，煤层气发展痛点逐渐解决，开采技术日趋成熟、开采成本逐步降低，产气效果越发良好，管道建设正在进行。非常规能源的开发具有阶段性特征，世界主要煤层气国家都经历过或正在经历其中的阶段。与美国产业发展阶段对比，我国煤层气的开发利用已经渡过了摸索阶段，处于从起步阶段进入快速发展阶段的拐点。山西煤层气开发正当时，有望带动行业进入上行通道山西煤层气累计探明地质储量5540亿方，约占全国的87％，技术可采储量2793亿方。山西省政府提出到2020年全省煤层气年利用量达到70亿方。为扶持煤层气发展，山西省在中央0.3元/方气的补贴基础上又增加0.1元/方气的省补。2016年4月，国土资源部在将部分煤层气矿业权审批监管下放至山西；2017年8月，山西省政府提出以竞争方式出让煤层气探矿权，煤层气矿业权下放政策正式落地；山西省正在组建省级煤层气重组平台，将有效激发省内煤层气行业的发展。目前沁水盆地南部和鄂尔多斯盆地东缘的地面煤层气总产量占全国的90％以上，山西煤层气产量约占全国的88.2％，山西煤层气开发正当时，有望带动行业进入上行通道。重点推荐组合：蓝焰控股、新天然气、天壕环境，建议关注：沃施股份我们系统性看好中国非常规天然气上游开发，特别是煤层气即将放量！蓝焰控股是山西省国资煤层气资源整合平台，煤层气上游开采行业龙头标的。新天然气并购亚美能源，成功布局煤层气上游开采。天壕环境与中联煤层气合作建设煤层气长输管线，煤层气将外输河北。沃施股份收购中海沃邦，进军非常规天然气开采领域。蓝焰控股：我们预计公司18/19年归母净利6.88/9.12亿元，EPS为0.71/0.94元，目标价17.8元，给予“买入”评级，强烈推荐。新天然气：我们预计公司18/19年归母净利2.54/4.64亿元，EPS为1.59/2.9元，给予“买入”评级，强烈推荐。天壕环境：我们预计公司18/19年归母净利1.61/3.05亿元，EPS为0.18/0.35元，给予“买入”评级，强烈推荐。风险提示：产气量不达预期，工程进度缓慢，产业政策变动，宏观经济下行。

图片来源：全景视觉经济观察报 记者 张恒 对于盯着煤层气这块蛋糕多年的社会资本来说，一个新机会来了。中国第一批煤层气区块公开竞争出让公告在山西省国土厅网站已公示一周多，9月6日，山西省国土资源交易和建设用地事务中心将接受正式投标报名。这10块煤层气勘查区块的公开招标来之不易。去年4月，国土资源部首次将过去直接受理审批的山西省行政区域内的煤层气勘查开采审批事项部分委托下放至山西省。今年8月份，《山西省煤层气资源勘查开采规划（2016-2020年）》获得国土资源部正式批复后，山西省在全国首次推出这次煤气层区块竞争出让。负责招标承办的山西省国土资源交易和建设用地事务中心的一位负责人告诉经济观察报，煤层气区块招标公告公开后，每天有很多油气企业打来电话询问。尤其是本次出让面向社会，意味着民营资本可以自由进入。山西省此次共计划出让20多个区块，但2017年只有10个。这一批次的报名和竞标将安排在9月份。煤层气产业是资本、技术集中型产业，受整个能源行业影响，2013年起一直处于投资下行的态势。而山西省的煤层气产业长期以来被央企控制，数据显示，以中石油、中联煤层气等为主的央企拥有山西省煤层气登记面积99.68%的煤层气矿权，而晋煤集团等省内煤层气企业的矿权面积仅占山西省登记比例的0.32%。中国最早从事煤层气研究和勘探开发的先行者之一、中国煤炭学会煤层气专业委员会副主任张遂安接受经济观察报采访时说，放开10个区块，意味着更多的社会资本有机会进入。但是煤层气勘探的风险在于，开发企业面临地质风险、技术风险，甚至是企业的决策风险，在规模生产之前，往往经历5到10年的勘探期。资金雄厚、技术过硬、有经验的企业才能够胜任。张遂安告诉经济观察报，目前中国煤层气市场投资低迷，面临的一个重要问题是勘探企业和资本市场没有打通，资本市场的钱现在进入不了央企、国企的项目中。煤层气的勘探依赖大批资本，产业发展和资本进入牢牢地绑在一起。没有资本，长期来看没办法稳定投产，这是一个投资机制大环境的问题。矿业权下放煤层气区块的出让最终确定于7月份国土部正式批复的《山西省煤层气资源勘查开采规划（2016-2020年）》（以下简称“《规划》”），在《规划》中，山西省提出了将全面实施煤层气资源勘查开采规划，并公开竞争出让一批煤层气矿业权。山西作为中国煤炭大省，一直是煤炭矿业改革的先行地区。早在去年4月份，国土部曾委托山西省国土厅在山西省内实施部分煤层气勘查开采审批登记。山西省国土厅一位负责人告诉经济观察报，煤层气矿业权出让引起山西省的重视，8月23日，国土厅专门召开发布会，介绍煤层气资源勘查开采规划、煤层气区块出让情况。而发展煤层气、引进更多企业参与也被业内视为山西省调整产业结构、走出“一煤独大”境况的举措。据山西省国土厅数据显示，山西埋深2000米以浅的煤层气预测资源量约为8.3万亿立方米，占全国总量近1/3。截至2015年底，山西省累计探明煤层气地质储量5784.01亿立方米，约占全国的88.0%。山西省国土厅负责人在前述发布会上称，山西省国土称山西将建成一批高标准煤矿瓦斯抽采示范工程，到2020年，山西煤层气全产业链条形成，产值将达千亿元人民币。然而，在煤层气开采的企业中，鲜见山西省本土企业，尤其是私营企业。以中石油、中联煤层气等为主的央企拥有山西省煤层气登记面积99.68%的煤层气矿权，而晋煤集团等省内煤层气企业的矿权面积仅占山西省登记比例的0.32%。此次出让共涉及柳林石西、介休等10个区块，总面积约2043平方千米，预测总资源量约为4300亿立方米，被视为打开这一缺口。此前，山西省曾通过招拍挂方式公开出让过一大批固体矿产矿业权，国内其他省区也招标出让过几批油气矿业权。对于本次开全国先河的10个煤层气区块出让，山西省国土厅副厅长周际鹏认为，以往其他省区招标油气探矿权时，部分投资者盲目热情，风险意识较差，以致于实际勘查过程中无法完成承诺的勘查投入。这次评标办法不再主要以承诺勘查投入高低论“英雄”，而是综合考虑企业的经济实力、技术实力和业绩等因素，并突出勘查实施技术方案的合理性，引导投资者理性投资。实际上，周继鹏表述的这个特点，是中国目前存在的资本进入煤层气勘探的一个制约因素。张遂安长期关注山西省煤层气市场，他告诉经济观察报，本次招标对投标企业的技术实力和业绩，正是考虑到此前页岩气招标时出现的问题。也是就一些资本中标后，由于技术和经验的欠缺，根本无法完成后续的勘探开采施工。产业去路接近晋煤集团的一位人士告诉经济观察报，晋煤集团涉足的煤层气开采由其子公司山西蓝焰煤层气集团有限责任公司负责。而山西省的煤层气勘探，是其他国有企业和私营企业注视已久的蛋糕。尽管竞争出让使民营企业看到一丝亮光，但张遂安不建议实力不足的民企参与。张遂安说，从行业整体的角度来说，应该支持央企和有实力的地方国企来做，因为煤层气的勘探开采需要巨额资金。“很多民营企业找我咨询我都劝他别介入，煤层气是一个风险行业，因为中国的资本市场还未成熟，不太理解这个行业的规则，总想要像房地产一样，今年投钱，明年就想有收益”。国土资源部最新评价表明，中国煤层气资源丰富。据2015年动态评价，全国煤层气地质资源30.05万亿方，可采资源12.5万亿方，全国分5个大区，但主要分布在鄂尔多斯、沁水等盆地。其中华北区资源最丰富，地质资源占比46%，可采资源占比41%。然而，中国的煤层气投资仍处于低迷期。中国煤炭学会煤层气专业委员会副主任张遂安告诉经济观察报，中国煤层气产业的投资从2013年开始减少，到目前来说仍在下降。这和整个能源行业的大环境有关，现在煤炭石油企业都不理想，油价低迷，煤炭企业经营效益不好。现在煤层气行业出于两端卡的状态，一端是能源行业低迷、气价上不去、销售不好。另一端是工程造价已经压到最低，已经没有再压缩的空间。煤层气在整个能源行业的比重并不大，产业本身还受资金和技术的限制，但煤层气的经济性毋庸置疑。2015年，中联公司、中石油煤层气公司、蓝焰煤层气公司等几家煤层气公司都是其集团公司几个盈利单位之一。张遂安说，从小单元来看，煤层气公司是盈利的。但是现在的问题是，受行业低迷的影响，煤层气公司的上级母公司资金紧张了，和常规油气一样，煤层气也受到压缩投资规模的挤压。寻求资金的方式或许只有对外融资。2016　年12　月，晋煤集团旗下蓝焰煤层气通过借壳“*ST煤气”登陆资本市场。在中国煤层气项目普遍未与资本打通的状态下，资本市场的钱普遍无法进入央企的项目。蓝焰煤层气作为山西省少数非央企煤层气勘探企业，通过上市找到了解决资金问题的一条出路。在张遂安看来，区块公开出让短时间内难以拯救产业低迷的困境。国家、地方、到企业要正确看待煤层气产业，尤其是地方政府和企业不能盲目追风。因为煤层气产业是一个长线投资的产业，从施工到批量生产需要5~10年的前期勘探考察。突破这个风险，最需要的是打通资金渠道。打通资金通道的可行方法是，通过上市融资或者发企业债券。“资金和技术的配套很重要。中国有个问题是，有些资金进来后由资金说了算，但是资本不懂技术，为后续勘探带来麻烦。资本方、技术方、资源方合作共赢，才是破解产业困局的良药。”张遂安告诉经济观察报，中国的很多央企本身就是资本方和技术方，在央企内部以及不同的央企之间，经验以及失败的教训没有交流，资本、技术沟通不协调，造成整个产业的不健康。