我国煤层气资源十分丰富，资源量达到36.8万亿立方米，居世界第三。因其开采技术较页岩气成熟，加上资源量远超常规天然气，被认为是高效、低碳的洁净能源新主力。
自上世纪80年代末，我国就开始煤层气的地面开发，2005年，我国煤层气进入商业化开发初期。但综合目前情况，我国煤层气开发利用未有较大飞跃。通过整理数据发现，“十一五”、“十二五”煤层气产量目标均未达成，仍处在艰难爬坡阶段。
变化的数据不变的难
煤层气的前期研究、后期开采量都离不开数据的支撑。纵观煤层气发展过程，不仅统计数据存在不合理、不健全的缺陷，目标制定的变化也表明煤层气发展并不十分顺利。
据国家能源局数据显示，2014年我国煤层气(瓦斯)抽采量170亿立方米，而利用量只有77亿立方米。此后发布的《能源发展战略行动计划(2014-2020)》中提出300亿立方米的指标，将本应“十二五”期间完成的目标延后五年。2015年2月又发布《煤层气勘探开发行动计划》，到2020年，我国将新增煤层气探明地质储量1万亿立方米，对产量的要求力争达到400亿立方米，其中地面开发200亿立方米、基本全部利用，煤矿排采200亿立方米、利用率达60%，这表明包括2015年在内的未来6年间产量须增加近5.6倍，年增率高达33.1%，能达到如此高的增长率绝非易事。
事实也证明，多位业内专家对“十二五”指标难以完成的预测是正确的，煤矿排采煤层气产量和利用率很难完成既定目标。2015年4月国家发改委发布预测消息称， 2015年煤层气抽采量179亿立方米，利用量83亿立方米，《能源发展“十二五”规划》提出的2015年煤层气商品量达到200亿立方米目标落空。
据了解，类似情况也出现在配套设施建设上。如“十二五”计划要求在鄂尔多斯盆地东缘和豫北建设13条煤层气管道，总长为2054千米。但到今年初投产和在建的仅有5条。特别是开拓煤层气新产区，“建成36个年抽釆量1亿立方米的规模化矿区”的要求未能实现，仅在准东、保德、延川(南)等区有某些新建树。
障碍仍需清除
老生常谈的开采区块气矿权重叠问题值得关注。虽然国家明确提出“先气后煤”的开采主张,但是大部分煤企出于井网破坏煤层结构、增加开采难度等考虑,越过煤层气开采环节,以经济补偿的方式收购煤层气采矿权。气权或在央企或在外国公司手中，由于我国矿权设置实行“申请在先”和“探矿权排他性”的行政性配置办法，因此煤层气矿权由国土资源部配置以后就不会更改。
煤层气开采补贴有限，政策扶持力度不足也是问题之一。煤层气开发初期投资较大，开发周期很长，通常要三四年才能出气。补贴不到位，企业处于亏损状态。据了解，因为价格太低，山西省的煤层气企业由于承担着“气化山西”提供气源的任务，虽然赔钱，也只能大力抽采。
地质条件不理想，抽采技术不成熟也是现阶段需攻克的难题。我国虽然富煤，但是各区块地质结构差异大，可采量少，只有2000亿立方米左右，目前集中在沁水盆地、鄂尔多斯盆地这两块，只有进一步勘探开采接续基地，才能形成大规模开采格局。
“因此，应尽快提高煤层气补贴标准和价格。目前补贴标准明显偏低，企业亏损严重，只有大幅提高补贴标准和价格，才能真正刺激企业加速开发的积极性。经济性是企业参与和多元化投资格局形成的重要推动力。”一位不愿具名的业内专家对记者说。
在价格补贴推进落实过程中，还需要政企联手，合力攻坚发展难题，推动煤层气资源开发，改变煤层气产业发展缓慢的现状。“在5-10年内不开采煤炭资源的煤田规划区，提前进行地面煤层气开采，布置大量钻井。对于圈而不采的煤层气区块，建议按照招、拍、挂形式对煤层气资源实行有偿出让和配置，防止某些企业跑马圈地。这样，我国开采的井口数量就有望大幅增加。只有加大开采力度，才能规模化产气。”上述不愿具名的业内人士对记者说。
而通过资金、市场等手段推动企业建立技术联合创新机制也颇为重要。政府部门应增设示范工程、先导型试验和示范工程、搭建国家级科技创新平台，形成院校、企业、政府一体化攻关研究。
“十三五”或迎机遇
2015年底，山西、陕西境内的三交项目获批，成为我国第二个正式进入商业性开发的中外合作煤层气项目。该项目具备开发5亿方/年生产规模的资源条件，将为我国煤层气商业开发积累经验、树立典范。
多位业内人士表示，在未来政策力度加大、技术攻关加快、示范项目效应等多重因素催化下，煤层气产业投资热情有望被再次点燃。不少上市公司已纷纷宣布涉足或转型煤层气开发。开采环节投资增速将拉动煤层气上游产业链发展，产量增长后将带动下游储运分销市场进一步发展。
国家能源委专家咨询委员会委员孙茂远表示，我国煤层气资源丰富，又有多年的开发利用经验，煤层气产业已有良好的发展基础，而且与其他非常规天然气资源相比，开发利用煤层气也不存在环境破坏、水资源等诸多环保问题。综合来看，在当前的非常规油气开发中，煤层气勘探利用的综合效益最大，应放在非常规油气中最先发展的位置。
（来源：中电新闻网）