日前，国家能源局召开二季度网上新闻发布会。会议介绍了今年一季度煤层气开发情况，并对如何继续推动煤层气产业高质量发展进行部署。

　　会议指出，未来将继续加大煤层气勘查区块竞争性出让，鼓励社会资本进入煤层气领域，通过综合勘查、合资合作等方式加快推进煤系地层多气综合勘探开发;推广煤矿区煤层气地面预抽和“三区联动”井上下联合抽采，完善矿区瓦斯输送利用设施，拓展瓦斯利用途径，建设更高水平的瓦斯抽采规模化矿区。

　　从2017年开始，就有不少企业积极参与煤层气勘查区块竞争性出让。“但煤层气发展仅靠市场化远不够，还需针对技术和补贴这两个‘痛点’对症下药。只有矿权、技术、资金掣肘均有突破，煤层气产业发展才会更进一步。”有不愿具名的煤层气勘探开发资深从业人士表示。

　　开发规模快速增长

　　据国家能源局煤炭司副司长刘涛介绍，在产业发展资源基础不断夯实、政策体系持续完善和改革创新纵深推进等利好因素推动下，煤层气开发规模快速增长，成为天然气供应的重要区域性补充气源。

　　数据显示，一季度，全国煤层气产量达23亿立方米，同比增长约20.8%，约占天然气国内供应的4.1%。2021年—2022年取暖季，煤层气日均供应量达2360万立方米。山西省作为国内煤层气主产区之一，煤层气已成为该省主要气源，并外输河北、河南等地。

　　产量不断增长的同时，煤层气勘探在新领域新层系也取得了重要突破。相关资料显示，鄂尔多斯盆地东缘大宁—吉县、石楼西、临兴等区块综合探明煤系地层多种气源，新疆准噶尔东南缘、内蒙古二连、海拉尔等新区勘探发现若干千亿立方米资源量的大型有利区带。经过多轮资源评价，全国煤层气预测资源量约26万亿立方米，其中，已累计探明地质储量8039亿立方米。

　　据刘涛介绍，新领域新层系的突破离不开技术攻关。“依托煤层气相关科技计划，已实施一批研究项目和示范工程，煤层气成藏规律、渗流机理等基础理论研究不断深化。以企业为主导，产学研用结合的技术创新体系不断完善。”

　　此外，政策体系也正逐渐完善。目前，煤层气矿业权登记权限已下放至省级部门。伴随着能源革命综合改革试点扎实推进，煤层气勘探开发区块竞争性出让和探采合一制度全面实施，以及退出约束机制不断完善，煤层气产业发展的政策红利持续释放。

　　仍待理论和技术创新支撑

　　据了解，资源赋存条件复杂、开发技术难度大、项目经济效益欠佳是当前煤层气产业发展面临的主要瓶颈。

　　“全国煤层气产量主要分布在山西沁水盆地南部和鄂尔多斯盆地东缘地区，虽然煤层气产业发展一直没有停止技术攻关的脚步，但目前资源量占比更大的低煤阶和深部煤层气开采技术尚未突破，亟待相关理论和技术创新支撑。现有开发项目普遍处于微利甚至亏损状态，部分企业扩大投资意愿不强，行业良性发展难以为继。”上述煤层气开发资深从业人士进一步指出。

　　当前，煤层气产业仍处于“爬坡阶段”，政策支持和激励至关重要。

　　“未来，我国将重点完善煤层气开发扶持政策，持续加大煤层气开发财政政策支持力度，对符合条件的煤层气项目安排中央预算内投资支持。”刘涛指出，“十四五”时期，我国将煤层气等非常规天然气技术创新攻关纳入国家科技计划总体布局统筹考虑，加强对煤层气理论研究和技术攻关的支持。

　　推动开发模式创新

　　除了在技术方面需要攻坚克难外，目前，我国煤矿瓦斯利用项目需要土地、环境评价、电价等一系列手续和多部门协调配合，从而导致审批周期长、程序复杂、效率低等问题，极大影响项目进度，造成大量瓦斯气体无法得到及时利用。

　　与此同时，因煤层气下游市场不健全、煤层气利用企业竞争力弱、用气企业价格承受能力弱，大量煤层气只能通过管道输送至邻近省份低价出售，从而制约了煤层气产业发展。

　　刘涛介绍，下一步将指导协调地方各级有关部门为煤层气项目用地用林、环评、争议协调等提供良好服务;引导金融机构积极运用煤炭清洁高效利用再贷款工具，加大煤层气项目融资支持，并落实好煤层气市场定价机制。督促有关地方和电网企业落实完善瓦斯发电价格政策，发展煤层气分布式利用和消费替代。

　　“煤层气产业发展离不开模式创新。”刘涛强调，“多气合采”“煤气共采”可有效提升煤层气开发项目经济性，已成为煤层气开发利用新的增长点。“下一步，将推广煤层气地面预抽和‘三区联动’井上下联合抽采，继续加大煤层气勘查区块竞争性出让，鼓励社会资本进入煤层气领域。同时，拓展瓦斯利用途径，建设更高水平的瓦斯抽采规模化矿区。”

　　“区块出让对规范煤层气招标有一定示范和促进作用。应制定合理的区块出让规划，有序组织油气探矿权竞争性出让。”上述煤层气开发资深从业人士补充说。

　　多位业内人士同时建议，要加大出让前期地质调查及资料公开力度，建立开放的资料收集、流转和共享体系，确保信息对称，以便企业合理评估区块风险和开发价值，选择合适的参与方式。