煤层气就是通常所说的沼气或瓦斯，与煤炭相伴生，是一种非常规天然气。煤层气开发主要是在资源勘探的基础上，开发商采用特定技术将所有煤矿煤层的瓦斯抽出地面并加以利用。这样，瓦斯爆炸事故将可完全避免，同时瓦斯还可成为一种新的洁净能源予以应用。

9月23日，国务院办公厅印发《关于进一步加快煤层气（煤矿瓦斯）抽采利用的意见》，将加大煤层气政策扶持力度。重庆能源集团煤炭管理公司高层表示，从煤与气的性质上讲，煤层气的开采应先于煤炭的开采，地面开采应优先于井下抽采；从利用率来讲，煤层气地面开采的利用率可达95%以上，而井下抽采的浓度低，抽采利用率一般只能达到30%左右，因此地面抽采更好；从煤矿瓦斯防治来看，地面抽采是治本的主动防治，而井下抽采是治标的被动防治。这决定了煤层气的抽采应该地面重于井下，地面产量高于井下抽采量。也只有坚持井下和地面共采，作为宝贵能源资源的煤层气才能在开发利用上真正实现产业化。但地面抽采成本太高，阻碍了中国煤层气的规模化商业开发。

成本高阻碍煤层气发展

重庆能源集团去年曾派人去国内多个煤层气公司实地调查，调查结果显示，煤层透气性极差的淮南矿业集团，尽管在井下瓦斯抽采方面创造了经验，但地面抽采却一直没有进展。在淮南矿区，中石化和一些外国公司先后开展地面煤层气抽采试验，都未能成功。淮南集团公司与西安煤研院合作打了多口地面垂直压裂井，产气量也很不稳定，远未达到经济上勉强保本的800立方米/小时的设计要求。出于效益考虑，被迫停止部分井的抽采。垂直压裂井抽采效果不理想，已着手进行水平井试验，也一直未取得预期效果。全国地面煤层气抽采的标杆晋煤集团，与美国公司合作成立沁水蓝焰煤层气有限公司，着力于无烟煤煤层气抽采的探索。这个公司资源拥有量不到全国资源量的1%，但去年地面煤层气产量却达14.46亿立方米，占全国地面煤层气产量的56.26%；地面煤层气抽采量和利用量连续6年全国第一，目前煤层气抽采量占全国煤层气产量30%以上。开发的煤层气，一半运往太原等城市加气站，一半通过管道输送到周边城市，堪称中国煤炭企业煤层气地面抽采最成功的公司，也是国内煤层气开发中惟一不亏的企业。

但调查显示，这个公司尽管煤层气资源赋存条件很好，煤层透气性高、矿井地层也少有断裂破坏、钻的井基本上没有放空，但钻井的费用也高得令人咋舌。而水平井的投入更高，平均每米投入高达1300元，一口水平井的投入至少1500万元。每天产气必须达到3000立方米才能保本。且不说中国煤层气现有抽采技术条件下产气达到3000立方米/日很难，一个矿区动辄要打几十上百甚至几百口井，更是投入巨大。高投入，低产出，直接导致煤层气开采高成本。

煤层气抽采补贴标准，国家现行政策是财政按0.2元/立方米对企业补贴。补贴远不足以让煤层气和煤矿瓦斯抽采利用真正形成产业。国内煤层气公司普遍亏损，表明政策扶持力度亟待加强。国家能源局提出建议：提高煤层气补贴标准至0.6元/立方米以上，煤层气销售环节增值税实行“即征即返”。

管网建设可提供便利条件

据悉，世界上煤层气开发最成功的美国，煤层气形成产业主要得益于资源先天条件好，煤层气透气性高，煤层气赋层破坏程度较低，投入产出相对匹配。除此之外，还有一个重要原因，就是管网及配套设施建设超前，煤层气可以通过管道与天然气混输混用。

美国完善配套的天然气管网和地下储气库（分为枯竭油气田、含水层、盐穴3类），以及已形成的天然气产业四大市场主体（生产商、管道运输商、当地分销公司或当地公用设施公司、终端用户），为煤层气的销售和利用创造了便捷的条件。

完善管网系统是良方

美国一直注重天然气联络线建设，不断扩大跨区域管网的联通程度。天然气管道与油气生产商分离，分属于州际管道公司、地方配气公司和州内管道公司，几乎所有购气大户，特别是电力客户和工业客户，有权从第三方购气，不必非要从生产商手中购气。而我国天然气主干管线5.5万公里，并且控制在少数油气巨头手中，管网系统不完善，部分地区至今未覆盖，区域性输配管网尤其不发达，煤层气公司外输煤层气无法利用天然气管线，个别地区建立的煤层气管网也只能实现就近输送，难以支撑产业。

“问题更在于，管网垄断不仅导致煤层气外输困难，成本高企，而且带来三个弊端：一是油气巨头利用管网控制气源，剥夺下游行业利益，获得超额利润，让天然气市场发展的红利一家独享；二是通过管道延伸抢占终端市场，扩大垄断领域与垄断程度；三是以控制的管网作为向政府讨价还价的本钱，使天然气价格改革难以推进。”重庆能源集团专家表示。“所以，国家对煤层气产业的扶持不能只限于政策优惠，也要解决管网建设滞后的问题。国务院办公厅印发《关于进一步加快煤层气（煤矿瓦斯）抽采利用的意见》中提出，煤层气产业政策布局要统筹规划建设区域性输气管网，决心化解输气管网对煤层气开发利用的制约，这值得期待。”