本报记者 张楠

　　虽然发改委对煤层气的产业发展目标进行了调整，将2010年的产量目标从100亿立方米降至65亿立方米，但不可否认，这只是数字的变化，有关部门对国内煤层气产业的重视和推动还在提速。

　　目前煤层气产业存在的许多现实问题都源于对未来发展的良好预期，在振奋人心的发展目标激励下，抢占煤层气和煤炭资源，产业发展矛盾突出。

　　煤层气或许是中国情况最复杂的一种能源形式。它不同于风能、太阳能、核能等新能源，仍是传统的化石能源，不可再生，但开发利用前景与天然气一样广阔。可是与天然气相比，它又与煤炭伴生，直接关乎煤炭的安全生产和经济收益。

　　正是这样一种重要的能源，在发展了多年后，仍然还在“襁褓”中，无法形成规模产业。2008年，全国建成地面煤层气产能20亿立方米，产量仅为5亿立方米，仅建立了商业化试点，距离大规模商业运营遥远，规划的多条煤层气管道绝大多数都未建成，有的甚至连征地工作都尚未完成。

　　产业发展缓慢的原因很多，体制问题是根本。相关煤炭企业和专业煤层气开发企业之间的分歧归根到底集中于一点：煤层气的开发计划是否应该优先于煤炭的开发计划？

　　有煤炭企业认为，煤炭对中国能源的意义最为重要，煤层气开发规划应该跟着煤炭开采走，煤炭开到哪里，煤层气就开到哪里。目前煤层气开采的平均利用率仅为30%，在煤层气没有整体的通盘规划和很好的开采模式之前，不宜大干快上，把资源留在地下是最好的保护。

　　但发改委反复明确，在中国对传统能源依赖不断加大的大背景下，大力发展煤层气的政策导向没有发生变化，开发利用煤层气资源是弥补国内油气短缺的重要途径。

　　虽然不太可能给煤层气发展踩“刹车”，但煤炭企业的担忧和考虑也不无道理，煤层气产业不宜好高骛远，应该考虑煤炭开采的进度稳步开发。在解决煤炭企业和专业煤层气开发企业之间的矛盾之前，如果制定较高的目标，市场“热炒”煤层气预期，可能促使开发主体加紧圈占资源，各自为战，不利于稳步衡量开发进度。

　　人们很容易在一种新的能源形式发展之初对其寄予厚望，一些新能源产业已经出现产能过剩，就是一个教训。对于煤层气行业来说，先要解决体制上的根本问题以及利用率偏低的问题，适当缩减开采量的目标，才有利于产业不急不徐地稳步发展。

　　煤层气发展还需要产业链上下游的配套发展。目前抽采出的煤层气，绝大部分被放空或点“天灯”烧掉，只有少量进入到当地管网供民用，近年各地新建了一些煤层气液化和发电项目。加快管道建设、扩大下游利用方式、增加下游用户，是整个产业发展的最大动力。

　　(资料链接)各国煤层气开发特色

　　张楠

　　美国：美国政府激励企业开发煤层气的最有效措施，是1979年经众、参两院通过的《原油意外获利法》第29条税收补贴条例。该条例规定，1980-1992年钻成的井以及于1992年12月31日以前开钻的井中，投产井于2003年前卖出的、从合格煤层中生产出的、销售给予生产商无任何关系的第三方的煤层气均可享受税收补贴政策。

　　美国对煤层气税费实行“先征后返”政策，在多数情况下，煤层气生产者得到的税款补贴比上交的税款要多。这种税收补贴值，随产量的增加而增加，随着通货膨胀系数的变化而调整，税收总额约占气价的48%，即税收补贴略高于税收额。

　　煤层气是当时获得最高补贴的一种非常规能源，大大刺激了煤层气的开发。在1981年至1995年的14年间，美国煤层气产量从1.7亿立方米，猛增至250亿立方米。1983-1995年的12年间，美国政府投入的煤层气基础研究经费为4亿多美元，各方面投入的勘探费用为60多亿美元。

　　俄罗斯：煤炭储量居全球第二的俄罗斯同样拥有大量的煤层气资源，俄罗斯煤田正在尝试对煤层气进行回收利用。

　　俄罗斯的库兹巴斯煤田每年排出的煤层气中有1亿-2亿立方米是通过抽气管道排出矿井的，这部分煤层气便于回收。

　　澳大利亚：澳大利亚是世界煤层气开发最活跃的地区之一。1997年澳大利亚昆士兰州政府针对煤层气矿权管理出台了一系列规定，允许投资者进入现有石油、煤炭矿权区域内勘探开采煤层气，并通过垂直划分矿权以避免矿权冲突。

　　1993年以来，澳大利亚的天然气管道逐渐实现私有化，吸引了巨大投资进行建设，借助比较发达的天然气管网系统，满足了煤层气外输销售的需要，煤层气产量已成为天然气产量的重要组成部分。

　　另外，该国政府规定了煤矿企业只有先通过采气将瓦斯含量降到标准之下，才能获得煤炭开采权，有的地方政府还规定了煤层气发电量在总发电量中的强制性比例，提高利用率。

　　英国：英国政府为煤层气产业提供了宽松的矿权发放制度，以增加投资力度。为使煤层气开发具有和常规石油天然气一样的竞争力，煤层气产业投资者可以享受《企业投资管理办法》中的税收优惠。

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