近年，煤層氣的產量和利用量一直未達到預定指標，我們應慎重務實的對待“十三五”煤層氣的預定指標。煤層氣發展緩慢的首要原因是礦權管理上的問題，造成少數國家油企對礦權的壟斷和專業公司與煤炭企業的礦權重疊。由于煤層氣成本明顯偏高，企業投入趨低嚴重制約著其發展。
  我國煤層氣發展緩慢的首要原因是礦權管理，煤層氣成本偏高、企業投入趨低也嚴重制約其發展。 
從勘探開發角度分類，天然氣可分為常規氣和非常規氣，隨著發展正逐步走向常規氣和非常規氣并舉。目前可以規模生產的非常規氣為致密氣、頁巖氣和煤層氣。我國是在美國之后第二批實現煤層氣商業開發的國家之一，煤層氣的發展居世界先進水平，但近年出現發展速度趨緩、對未來發展預測歧見較大的現象。 
近年，煤層氣的產量和利用量一直未達到預定指標，我們應慎重務實的對待“十三五”煤層氣的預定指標。煤層氣發展緩慢的首要原因是礦權管理上的問題，造成少數國家油企對礦權的壟斷和專業公司與煤炭企業的礦權重疊。由于煤層氣成本明顯偏高，企業投入趨低嚴重制約著其發展。 
  為了促進煤層氣健康發展，應通過深化體制改革放開礦權準入、理順煤層氣專業公司與煤礦的關系，以法規促進和保障不同類型油氣間的綜合開發利用，針對我國特點深化對煤層氣的跨部門聯合攻關，以求逐步降低開發成本。 
  混亂的統計數據 
  科學的統計數據是研究的基礎，各種主要參數統計不合理、不健全會使我們無法認識事物的本來面目，容易產生誤導。但是，這種缺陷恰恰存在于煤層氣中。 
  近年來多方面公布的煤層氣產量中以2012年最多，易于對比，故以其為例。 
  2012年，《全國油氣礦產儲量通報》記錄該年產量10.53億立方米。國家能源局答記者問時曾稱：2012年地面鉆井產煤層氣27億立方米、利用量20億立方米。數據差別這么多，秘密在于10.53億立方米僅指獲得國家油氣開發權的中石油 、中石化、中海油三大石油公司和中國煤層氣聯合公司(中聯煤)等“國家油企”的產量，并不包括計入“地方”名下的“其他”公司產量14.50億立方米。 
  事實上，不僅只是2012年，各年度不同來源的煤層氣產量(包括利用量)數據也都存在著類似現象。這種數據的混亂狀況使許多人感到困惑，研究工作缺乏堅實的基礎。 
  數據混亂表現出的是礦權管理問題。按現行法規，煤層氣的勘探和開發礦權區塊歸國家一級審批管理。那么，與各類石油天然氣一致，煤層氣儲、產量的歸口也應由代表國家的管理機構統一進行并表現在具權威性的儲量通報中。但顯然，國家對煤層氣的管理遠達不到對一般石油天然氣的程度。 
  前已述及，列入全國儲產量平衡表中的產量數僅為“國家油企”的產量，僅占該年通報中全國煤層氣總值的41.90%。這意味著列入通報中的地方名下諸多中小公司一般無合法的礦權，也無國家認可的(探明)儲量，產量亦無嚴格認證。正因為后者，使全國煤層氣(鉆井采氣)產量的數值存在較大的誤差，如2012年上述政府公布值比該年通報中的產量大7.4%。 
  仔細分析各年通報附表未被列入儲量管理的“地方”名下各公司可以發現，他們被進一步分為兩類，一類為國家示范性煤礦瓦斯排采和利用的鐵法、阜新等，另一類是被列入“其他”名下的公司。后者2012年、2014年產量分別為14.5億立方米、14.3億立方米，依次占“地方”產量的91.1%、97.5%。筆者注意到，“他”主要指晉煤集團這樣頗具影響力的煤層氣生產者。而這兩類公司的共同點在于均無被認可的探明儲量。 
  由于煤礦開采區塊審批權屬部(指現已撤銷的煤炭工業部)、省級政府，即所謂“二級管理”(暫且不論更低一級政府審批或根本無合法審批的煤礦)，他們礦區(包括若干年后才能開發的后備區塊)內的地面鉆井產氣，特別是煤礦排采煤層氣(即瓦斯)就既無經嚴格審計的產量數，也無被認可的儲量。這就無怪于全國的產量數間存在較大的誤差。更為嚴重的是，這種地面鉆井產煤層氣、煤礦排采煤層氣礦權分屬不同部門的情況為其發展帶來重大負面影響。  
  煤礦開采利用率低
  地面井采煤層氣有較高利用率
  煤層氣按來源可分為地面鉆井開采和煤礦瓦斯排采。前者多由油氣公司和/或專門的煤層氣公司實施。按上述行業報告和政府公告，2012年和2013年分別占全國煤層氣產量的20.6%和19.2%，2014年占17.9%。該比例值似有縮小之勢。
  地面鉆井開采的煤層氣勘探開發技術和產氣成分與一般常規氣大同小異，因而集輸利用特點也相似。大體說在開發程度較高的地區，其利用率(商品率)較高，但在新開發區或邊遠井區其利用率則較低。全球天然氣商品率大體為85%。據中國政府網站資料2012年地面鉆井產氣27億立方米、利用量20億立方米，利用率為74.1%。隨著小型/橇裝壓縮天然氣(CNG)和液化氣(LNG)的發展普及，天然氣的利用率可望持續提高。實踐證明，要求在“十二五”末期地面井采煤層氣利用率達100%顯然是不現實的。
  煤礦排采煤層氣的利用困難很大
  對于煤礦來說，為了保障安全生產必須以相當大的排風量抽排巷道內的煤層氣(瓦斯)，使甲烷含量降低到安全線以下。從自身運營考慮，煤層氣利用是保證采煤的“副業”。而排出氣體的甲烷含量一般較低且有相當大的不規則起伏，為其利用帶來很大困難。為促進其利用，政府已做了大量工作。一方面，答應按利用量給予補貼，對利用其發電給予上網優惠;另一方面，以科研攻克低濃度瓦斯發電設備國產化和瓦斯提濃示范化工程，為其利用創造條件。但在執行中優惠政策遇到些困難：利用量如何計量考核，對不同類型企業的補貼由哪級政府在哪項中支付都待明確。確實出現一些千方百計利用煤礦瓦斯的企業不能按時足額拿到補貼影響其運營的情況。從另一角度看，煤礦都有現成的電力供應，附近的居民也可廉價得到燃料供應，他們都缺乏另搞一套發電用電設備的積極性。即便是用其發電也難以保證上網外輸并收回成本，對此，只要看一下目前國家大力倡導的風電、太陽能發電上網的難度就可以理解了。多年的實踐已證明，提高煤礦排采煤層氣的利用率有很大難度。應該說，近年來全國煤層氣利用率降低主要是由于這部分氣難以利用造成的。
  目前煤炭開采的黃金期已過，煤產量和煤價大幅度降低，多數煤礦運營困難將是持續相當長時間的新常態。此時煤礦排采煤層氣利用率將難以提高，甚至會持續走低。對此，應有清醒地認識。
  鑒于地面井采煤層氣成分幾乎全為烴類氣且甲烷占95%以上，而煤礦排采煤層氣卻混有大量空氣，簡單地將煤礦排采煤層氣量與地面井采煤層氣量相加去統計是毫無意義的文字游戲。進一步看，目前統計所反映的利用率亦未有統一嚴格的審計標準，數值有很多問題。其產量和利用率也不過是不可靠數字計算而得的“表觀值”，很難評價其意義。從嚴格的統計學上看，他們應折算成可與一般天然氣相應的標準值(標準立方米或簡稱標方、Nm3)才能相加而得到所謂全國煤層氣產量，才能計算其利用率。當然，也應嚴格核實其真實利用量后才能以標方計量給予補貼。至于怎樣計算天然氣的標方、統一不同的燃氣計量是個影響面較大的問題，目前尚未有統一的規定，應由有關部門統籌進行。筆者還建議不再強調煤層氣的利用率這一不夠明確的術語，而與原油、天然氣一樣強調產量的商品量和商品率。從其出發作為“源頭”去考慮供應量與消費量的平衡，這才符合市場經濟的要求。在短期內達不到上述要求時，應分別計算地面井采煤層氣和煤礦排采煤層氣。在分析生產利用的現狀和尋求對策時寧可主要考慮地面井采煤層氣，而不要那些“魚目混珠”的虛假數字，以免造成歪曲和誤導。
需指出的是，國外煤層氣產量也僅統計地面井采產量，我們在與國際對比時必須注意此點。
  產量難達預定目標
  全球煤層氣產量增速現拐點
  美國煤層氣工業起始于上世紀70年代后期，80年代實現規模化生產，由1980年不足1億立方米到1990年產約100億立方米，到90年代才進入產量持續快速增長的階段。2007年累計鉆井3.65萬口、產量達540億立方米，但此后新鉆井數量明顯下降，產量也出現降勢，近年穩定在550億~556億立方米。
  值得注意的是，2008年以來，美國煤層氣勘探已陷入停滯狀態，以致新增儲量很少，每年產出的結果導致(剩余可采)儲量持續大幅降低，2012年僅為2008年的65.3%，4年間年降率達10.1%。
  這種態勢將造成深遠的影響。加拿大、澳大利亞屬于發展煤層氣“第二批次”國家，本世紀后才有規模生產和速度不等的較快上產。2009年加拿大生產井9900口、產量84億立方米，澳大利亞生產井5200口、產量40億立方米。值得注意的是，與美國類似，在2006、2007年后新鉆井量也都有明顯降低。顯然，這是因為2008年席卷全球的金融危機造成的全球性油氣投資下降。金融危機時期，新鉆井數量低位徘徊，其后經濟情況有所好轉，但投資多進入比較效益更好的常規氣以及致密氣和頁巖氣，煤層氣新井投入偏低的情況沒能扭轉，主要煤層氣生產國進入發展趨緩，甚至有所降低的狀態。 
  中國也可列入煤層氣發展“第二批次”國家，起步較早、初期發展也不比上述國家慢，進入本世紀后發展速度卻比以上三國要慢。2005年后才有規模產量并進入產量快速增長期。有數據顯示，2010年地面井采煤層氣15億立方米、利用量11.8億立方米、利用率78%，但按筆者作系統對比所使用的《全國油氣礦產儲量通報》記載，該年產量僅為5.17億立方米。
  2012年前后，中國地面井采煤層氣產量增速出現明顯變化：年增量由兩位數(億立方米)變為一位數，年增率由三位百分數銳減到兩位百分數。與之相應，全國煤層氣地面鉆井數在2011年后也逐年減少，2012年前每年新鉆井3000口左右，2013年減少到1900口，2014年再降到1200多口。
  2014年下半年以來，油價大幅度降低，多數人認為進入了一個低油價期，短期內難使油氣價格有根本性變化。這必將使從事油氣上游的諸多公司進入一個緊縮開支的階段。目前，全球煤層氣的勘探開發成本均高于頁巖氣和致密氣，也更高于常規氣。據中國石油大學煤層氣研究中心張遂安統計，我國建設1億立方米煤層氣產能需4.5億元，而常規氣約需1億元。在持續削減投資的壓力下，煤層氣成為首當其沖的選擇對象。因而，大致與其他國家類似，中國也將面臨煤層氣低速發展甚至相對停滯的時期。
  進一步分析2014年全國產量構成發現：中石油產量占34.8%、中石化占1.0%、中聯煤與中海油合資公司占22.9%。換言之，國家油企共占58.7%。而被列入另冊的“地方”占41.3%。在地方產量14.67億立方米中的14.30億立方米(占全國產量的40.3%)在通報中卻以無名氏的身份列入“其他”名下。
  據透露，這個“其他”便是山西省地方國有的晉煤集團。另據報道，晉煤集團2012年產量占全國62.2%;2013年地面井采量14.17億立方米、利用量9.8億立方米，而中石油以上兩數分別為9.2億立方米、8.6億立方米。顯然，尚未列入國家礦權和儲量管理的晉煤集團近年來實際上是煤層氣的最大產家。中石油占有區塊面積最大，其中的資源量占全國區塊資源的69.5%，晉煤集團僅占0.4%，而以2012年產量計，前者占23.7%，后者卻占62.2%。以上這組反差巨大的數字不能不令人深思。
  目前煤層氣產量的空間構成也很不均衡，只在沁水盆地南部和鄂爾多斯盆地東緣的幾個開發區實現了規模生產，產量占上述全國值的94.6%。
  2020年產量目標恐難實現
  《煤層氣開發利用“十二五”規劃》要求：2015年產量為300億立方米，其中地面井采160億立方米、基本全部利用;煤礦排采140億立方米、利用率60%以上。如果以2014年產量36億立方米計，距2015年要求的160億立方米目標還有很大差距，難以完成已成定局。
  這也證明在“十二五”計劃過半時許多專家認為此指標難以完成的預測是正確的。退一步說，即使就煤礦排采煤層氣產量和利用率而言也難完成既定目標。類似情況也出現在配套設施建設上。如“十二五”計劃要求在鄂爾多斯盆地東緣和豫北建設13條煤層氣管道，總長為2054千米。但到今年初投產和在建的僅有5條。特別是開拓煤層氣新產區，“建成36個年抽采量1億立方米的規模化礦區”的要求未能實現，僅在準東、保德、延川(南)等區有某些新建樹。
  在做“十三五”計劃的研究過程中對2020年煤層氣產量目標也有不少設想。最早曾以調整能源結構的需求倒推產量并分配給煤層氣，要求屆時應年產600億立方米。而后在《能源發展戰略行動計劃(2014-2020)》中提出300億立方米的指標。2015年2月又發布《煤層氣勘探開發行動計劃》，對產量的要求是力爭達到400億立方米，其中地面開發200億立方米、基本全部利用，煤礦排采200億立方米、利用率達60%。這些政府有關部門和高級智庫所提出的不同方案，表現出隨時間推移而有所降低的指標。
  盡管如此，僅以“地面開發200億立方米、基本全部利用”也是相當高的指標。它意味著在包括2015年在內的6年間產量須增加近5.6倍，年增率高達33.1%。
  然而，前已述及，近期內難以走出低油氣價、低投資的陰影，未來幾年的產量年增率能維持在2012年~2014年18%左右的水平仍需付出相當大的努力。至于“全部利用”的要求對天然氣老產區很難達到，把增產的大部分希望寄于新產區開拓的煤層氣就有更大的困難。至少從“十一五”以來，幾乎總是不能完成預定的煤層氣產量指標，特別是可以考核的地面井采量與指標數差距相當大。這表明某些主管部門沒有認真分析中國煤層氣發展現狀，存在著僅從某種需求指標計劃要求未來產量的指導思想。 
  煤層氣為什么發展緩慢
  礦權問題是首要障礙
  在任何國家進行合法的資源勘探、開發必先要獲得礦權，即有明確工作范圍和年限的區塊。我國地面井采煤層氣的礦權，與常規油氣一樣屬國家一級管理。但與常規油氣所不同的是允許煤礦開發利用排采的瓦斯，甚至是要求煤礦先采煤層氣，降低其瓦斯含量后再采煤以保障安全。而煤礦(包括其準備開發的地區)礦權的審批管理權在地方。上述礦權管理政策產生了許多負面效應，主要表現在三個方面。
  第一，油氣勘探開發區塊被少數幾個國家油企壟斷，且由于無部門監督執行區塊的依法退出，登記累積的結果致使幾乎全部有油氣遠景的區塊都被其占據。
  第二，作為依附于沉積盆地的能源資源，常規與非常規油氣、油氣和煤炭在賦存空間(首先是平面或地表)上自然就常有相互重疊現象。據統計，2010年山西省已設置的煤層氣與煤炭礦權共重疊175個(處)，面積2617平方公里，占全省煤層氣礦權登記面積的10%。理論上在煤層尚未被開發的礦區首先地面鉆井采煤層氣降低瓦斯含量對專業煤層氣公司和煤礦是互利雙贏的事，亦是加強環保利國利民的最優選擇。
  但在地方與中央、中央企業與地方企業長期利益沖突的背景上，牽扯到具體權益就變得很復雜。以致有時可在某種調節下相互握手言歡，共同上報“合作開發”的喜訊，但事后不久往往就出現事實上的“腸梗阻”。
  由于煤礦與地方有更密切更現實的利益，在雙方礦權重疊和/或有所謂越界糾紛的時候，被壓制的多是煤層氣公司。鑒于以上兩方面原因，專業煤層氣公司(包括中聯煤和中石油中石化旗下的專業公司)在煤層氣礦權上難得到充分保障。礦權難以保障也是某些外資公司(如殼牌)撤出的重要原因之一。多數煤礦的利潤和生存基礎是采煤，無資金更無專業設備和人才對邊遠區塊進行地面鉆井采氣，自己不采又不許別人采，致使國家先采煤層氣后采煤的規定難以完全落實。前已提及，多數煤礦甚至也不關心礦井瓦斯的利用，是導致煤層氣難以立足扎根的另一根本原因。
  在上述多方面的限制下，煤層氣的礦權受到很大限制，且2007年以來其礦權登記已陷入停滯狀態，煤層氣礦權面積有減無增。
  第三，由于礦權管理的局限，代表國家進行煤層氣勘探管理的國土資源部只能管理由其發礦權證的單位。這對一般油氣也許就夠了，但對煤層氣僅只覆蓋了一部分。從儲量上說，只管到幾個國家油企，從產量上說也只包括幾個大的地方公司(如采煤集團)。它無權也無法對其他煤層氣(特別是煤礦排采煤層氣)生產單位進行管理。嚴格說，中國缺乏一個統管煤層氣的部門。這是造成本文談到數據混亂并缺乏科學依據的主要原因。這種局面對于儲量管理影響更大。眾所周知，沒有嚴格的審核便不能得到合乎要求的探明儲量，也無法進行科學的勘探、開發管理和規劃。《煤層氣勘探開發行動計劃》要求“十三五”期間“新增探明煤層氣地質儲量1萬億立方米”的指標也無法考核、無法落實。須知到2014年全國計入儲量表(通報)的累計探明煤層氣地質儲量僅為6266億立方米。 
  顯然，煤層氣礦權問題所呈現的弊病不是孤立的。它是整個油氣管理體制不適應市場經濟體制的表現之一。其解決也應寄希望于國家經濟體制改革的深化。
  賦存開發特點缺乏深入研究
  我國是名列前茅的煤炭資源大國，亦有著豐富的煤層氣資源。但基于中國地質的特點，中國的煤和煤層氣都有與地質構造相對穩定的美、加、澳等國不同的特點。
  目前，我們對中國地質條件下煤層氣的賦存機理、解吸機制、儲層改造等一系列問題上的特殊性缺乏深入的認識。進而對適應這一條件下勘探開發工藝技術缺乏足夠的研究，對相應設備制造的國產化創新和降低成本著力不夠。所有這些問題使我們在煤層氣發展上處于被動局面，遺憾的是卻始終未得到真正的重視和落實。
  跨部門的聯合攻關研究近年有所削弱。重生產輕科研、急于求成的心態在生產單位則更為突出。在研究不足的情況下急于打井往往成功率低，單井產量低。2014年我國有開采井1.7萬口，平均單井日產量約580立方米。而美國約有6萬口井，平均單井日產量約2550立方米。經濟效益不佳，嚴重影響著各公司加大投入的積極性。 
  勘探開發成本仍偏高
  回顧近30年非常規氣的發展，發現中外各國表現出共同的趨勢：煤層氣起步較早，特別是早于頁巖氣，但發展的勢頭較差，明顯低于頁巖氣和致密氣。這反映出一個客觀現實：煤層氣賦存和采出的機理更復雜，開發工藝和技術要求更高。
  目前油氣界對其認識和掌握程度還不夠，就使其勘探開發成本明顯偏高。在市場經濟條件下，資金配置自然會向低成本高效益者傾斜。而資金更雄厚不僅有助于擴大規模(規模越大單井成本越容易降低)，而且容易在大量實踐基礎上使理性認識更深入、工藝技術水平得以更快提高，從而形成加速發展的良性循環。反之亦然。而中國煤層氣的情況恰屬后者。
  向市場經濟轉型更強調比較效益，使國家各部門、各公司對煤層氣的投入比例趨低。而當油價在較長時期內較大幅度走低時，壓縮投資的措施首先指向成本更高的煤層氣，這不僅使其所占比例降低，而且使其數量降低，導致煤層氣鉆井數量大幅走低，緊接著是產量走低，投入科研特別是偏基礎研究的經費更難以增加。認識到這一點，就不會期待其與常規氣、其他非常規氣一樣“均衡”的增長，“十三五”期間對煤層氣的過高指標可望得到修正。
  促進發展的對策
  盡管遇到困難，但仍要堅持大力發展煤層氣。這不僅因為它是寶貴的資源，還因其開發利用對環境保護和煤礦開發的安全有重要作用。如果對煤層氣現狀有比較一致的認識，那么發展對策就容易有相同的見解。
  放開礦權
  打破油氣礦權區塊壟斷，對不同類型企業實行公平的準入機制是搞活油氣(包括煤層氣)上游、從而激活整個油氣工業體系的根本措施。這是深化改革中越來越強烈的呼聲。
  筆者認為，這種放開是依法實施的。現行法規同時界定了礦權區塊的準入和退出，規定超過時限和/或未完成約定工作量則必須依法退出礦權區塊。如執行此規定則壟斷并全覆蓋式占有油氣區塊的現象近期就可逐步消除。至于準入單位，現行法規要求是國務院認定的有資質者。不在國務院擬定的負面清單上的合法注冊油氣企業均可望有取得礦權的資格。
  更有針對性的實施混合所有制
  煤層氣礦權問題還產生于專業公司和煤礦之間。國家有關法規要求高瓦斯礦區必須先采氣后采煤。為促進其落實并解決煤炭企業缺少資金技術的難題可倡導雙方聯合，并在必要時吸收其他資本進入，組成混合所有制企業以實施地面鉆井開采煤層氣。這樣還可促使煤層氣的施工與未來礦井的施工更有機的結合，避免前者的地下井網對后者的不利影響，也可利用前者的地面集輸設施促進后者排采利用較低甲烷濃度的煤層氣。近年山西煤礦與專業煤層氣公司間出現的一些合作模式值得借鑒。
  促進資源的綜合開發利用
  眾所周知，煤系地層可以生烴，可賦存常規和非常規油氣。但其中的煤和共/伴生的固體礦產與烴類的流體礦產在礦權和經營企業上都被人為的分割。這使幾代地質學家一再強調并為我國有關法規所要求的綜合勘探、綜合開發、綜合利用難以落實。實際上常規和非常規油氣可在同一區塊、井場，甚至同一井眼中產出。美國的法規就允許租用礦區(井場)的公司開發油和氣，而不管其是煤層中的氣還是頁巖中的頁巖氣、頁巖油，也不管其是致密砂巖中的氣還是更淺層不夠致密砂巖中的常規氣。至于煤層氣開采初期必須的大量排水，也應根據不同的礦化度予以綜合利用。總之，在未來的改革方案和相關法規中須更自覺更有力的貫徹資源綜合開發利用的原則。
  促進煤層氣的聯合攻關研究
  前已提及，賦存開發的基礎研究和與之相適應的工藝技術及裝備研究薄弱是另一制約其發展的根本因素。回顧上世紀80年代初我國天然氣處于極其薄弱的狀態，正是中央決策由科委(后來是計委和科技部)牽頭組織三部(石油工業部、地質礦產部、煤炭部，后來他們的名稱都有改變但都有其實體繼續參加)一院(中國科學院)的跨部門聯合攻關，接力進行的延續四個五年計劃的大型研究項目，為我國天然氣工業的大發展奠定了雄厚的基礎，實現了油氣并舉。
  在新一輪戰略接替中，在常規與非常規油氣并舉開始實施的關口，組織對非常規油氣的跨部門聯合攻關科研是個恰當的時機和必要的措施。這之中要重視處于薄弱環節的煤層氣研究。這種研究不但包括偏基礎性的課題，也要重視開發工藝技術和設備研究，將為實現非常規油氣(特別是煤層氣)的低成本開發開拓道路。