第一部分 国内煤层气产业政策

第一章 煤层气产业背景

煤层气是与煤伴生、共生的气体资源，指储存在煤层中的烃类气体，以甲烷为主要成分，属于非常规天然气。煤层气以吸附在煤基质颗粒表面为主、部分游离于煤孔隙中或溶解于煤层水中的烃类气体，是煤的伴生矿产资源，是近一二十年在国际上崛起的洁净、优质能源和化工原料。

煤层气俗称“瓦斯”，开采煤矿时，吸附在基质上和游离在孔隙中的煤层气将释放出来，空气中的瓦斯浓度在5%-16%之间都有可能发生爆炸。将煤层气直接排放到大气中，其温室效应约为二氧化碳的21倍，对生态环境破坏性极强。而对煤层气进行开采利用，1立方米纯煤层气的热值相当于1.13kg汽油、1.21kg标准煤，其热值与天然气相当，可以与天然气混输混用，而且燃烧后很洁净，其燃烧几乎不产生任何废气，是上好的工业、化工、发电和居民生活燃料。

我国煤层气的勘探开发试验始于20世纪90年代，经历了30多年的探索和发展，目前已初步建成沁水盆地和鄂尔多斯东缘两大产业发展基地，形成2个千亿方大气田。而且在国家提出碳达峰碳中和的大背景下，煤层气是替代煤炭资源的重要清洁能源之一，具有很大的开发应用市场前景，是未来清洁能源发展的重要方向。

第二章 煤层气产业政策

一、国家层面

据天鸽智库政策集聚搜索平台统计，从2016年到2021年国家出台与煤层气相关的政策数据一共有853条，总体关于煤层气的政策数量是先上升后下降再上升的一个趋势。2016年国家能源局出台《煤层气（煤矿瓦斯）开发利用“十三五”规划》，后续关于煤层气的政策先上升后下降。而近几年随着全球都在进行碳达峰碳中和活动，国家对于煤层气产业的关注也逐步上升，政策数量也在逐步增多。

由于煤层气开采达到规模化的成本较高，国家为了鼓励煤层气开发利用，从2006年起逐步出台了一系列优惠政策。

2006年国务院印发《关于加快煤层气抽采利用的若干意见》，提出对煤层气抽采利用实行税收优惠政策，煤层气抽采利用设备在基准年限基础上实行加速折旧，折旧资金在企业成本中列支。

为了加强煤炭和煤层气资源综合勘查、开采管理，有效解决煤炭、煤层气矿业权重叠问题，促进煤炭和煤层气资源综合开发利用。2007年4月，国土资源部出台了《关于加强煤炭和煤层气资源综合勘察开采管理的通知》，加强煤层气矿业产权管理，妥善解决煤炭、煤层气矿业权重叠问题；同年5月，财政部发布了《关于煤层气（瓦斯）开发利用补贴的实施意见》，给予煤层气产业一定的财政补贴，鼓励企业开采利用煤层气资源。

为进一步调动企业开发煤层气的积极性，国家能源局2013年3月发布《煤层气产业政策》，明确了未来煤层气产业发展的政策导向，未来将加大资金投入，并鼓励社会资本参与，同时将加大财税优惠力度。

紧接着2014年国务院印发了《国务院办公厅关于印发能源发展战略行动计划（2014-2020年）的通知》，提出以沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘为重点，加大支持力度，加快煤层气勘探开采步伐；到2020年，煤层气产量力争达到300亿立方米。

2015年，国家能源局出台《煤层气勘探开发行动计划》，明确了今后一段时期我国煤层气（煤矿瓦斯）开发利用的重点任务，提出完善扶持政策，严格落实煤层气市场定价机制，研究提高煤层气开发财政补贴标准，制定低浓度瓦斯利用鼓励政策，督促天然气基础设施公平开放。2016年国家能源局出台《煤层气（煤矿瓦斯）开发利用“十三五”规划》，提出要严格落实煤层气市场定价、财政补贴、税费优惠、瓦斯发电上网及加价等政策，鼓励煤层气（煤矿瓦斯）勘探、开发和利用工作。完善税收政策，保障煤层气企业从结构性减税中获益。

2020年5月，国家能源局发布《关于推进关闭煤矿瓦斯综合治理与利用的指导意见（征求意见稿）》公开征求意见，提出对煤炭采空区和关闭矿井内煤层气（瓦斯）进行科学有效地抽采利用，为煤炭产业实现“碳达峰、碳减排”目标创造新的“碳减排”来源。

2021年，国家市场监督管理总局、国家标准化管理委员会发布由中国煤炭科工集团西安研究院制定的《煤层气含量测定方法》《煤层气井排采工程设计规范》《煤层气井分层控压合层排采技术规范》3项国家标准，并将于2022年3月1日开始实施，促进煤层气资源的规范排采。

总体而言，对于煤层气开采来说，国家政策对于煤层气产业是积极支持的态度，而且给予了一定的鼓励优惠政策，在碳达峰碳中和的背景下，煤层气产业具有很好的开发应用前景。

二、地方层面

从省份看，我国煤层气资源主要分布在华北和西北地区，尤其是山西的沁水盆地以及内蒙古的鄂尔多斯盆地，是煤层气资源的重要发展基地。这两个产地也引领了国内煤层气产业的发展。据天鸽智库政策集聚搜索平台统计，目前发布的关于煤层气产业政策的省份最多的是山西省241条，其次是内蒙古自治区145条。

表1 山西省及内蒙古自治区2016-2021重点煤层气政策

第二部分 国内煤层气产业现状

第三章 国内煤层气产业发展情况

世界煤层气地质资源量268万亿方。其中，俄罗斯、美国、中国、加拿大、澳大利亚5国煤层气地质资源量占世界的90%；我国煤层气总量约占世界的12%，在俄罗斯、美国后居世界第三。我国42个主要含煤盆地埋深2000米以浅的煤层气地质资源量共有36.81万亿方，其中，山西、鄂尔多斯盆地东部及内蒙古二连盆地资源量较大。

一、国内煤层气储量情况

目前，中国煤层气可采量大约在10万亿立方米。据自然资源部2020年度《全国石油天然气资源勘查开采通报》（以下简称《开采通报》）显示，2020年煤层气新增探明地质储量673.13亿立方米，新增探明储量来自沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘。截至2020年底，全国已探明煤层气田28个。累计探明煤层气地质储量为7259.11亿立方米。

二、国内煤层气产量情况

《开采通报》数据显示，2020年地面开发煤层气产量为57.67亿立方米，同比增长5.6%，产量主要来自沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘。截至2020年底，全国累计生产煤层气288.66亿立方米。其中2020年中国规模以上企业煤层气产量为102.3亿立方米。

从图3可以看出，从2014年开始，国内规模以上企业煤层气产量基本上呈现逐年递增的趋势，除2017年有稍微的下降。而且从2015年开始，国内规模以上企业煤层气产量都保持在60亿立方米，煤层气产量基本保持一个稳定的输出且逐年提高。与国内煤层气储量相比，煤层气产量与储量相差很大，煤层气产业未来仍有很大的开发空间。

三、国内煤层气资源分布情况

据国际能源机构估计，目前全国共有14个煤层气含量大于5000亿立方米的含煤层气盆地，其中含气量大于10000亿立方米的盆地有9个：分别是鄂尔多斯、沁水、准格尔、滇黔贵、吐哈、二连、塔里木、海拉尔、伊梨盆地；含气量在5000-10000亿立方米的有川南黔北、豫西、川渝、三塘湖、徐淮等5个盆地。9大盆地占全国煤层气资源量的83%。

而且煤层气资源的分布深度也有所不同，按埋藏深度划分，1000米以浅、1000米-1500米和1500米-2000米的煤层气地质资源量，分别占全国煤层气资源总量（2000米以内）的38.8%、28.8%和32.4%。

一般来说，埋藏深度在2000米以内是最有利于煤层气开采的深度。

第四章 国内煤层气企业发展情况

全国煤层气开发重点企业有：山西晋城煤业集团、中石油、中海油、中石化等。目前，沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘产业化基地基本形成，而且全国已建成的煤层气开发项目包括潘庄、潘河、樊庄-郑庄、枣园、柿庄南、寺河-成庄、韩城南、保德、阜新、延川南、筠连在内的多个煤层气田，已建成的煤层气开发状况良好，是我国重要的煤层气资源产地。

就山西的晋城煤业集团而言，2017年，晋煤集团山西蓝焰煤层气集团有限责任公司成功中标柳林石西区块、武乡南区块、和顺横岭区块和和顺西区块四个煤层气勘查区块，利用所拥有的技术、装备、人才等优势，投入大量资源进行新区块的勘探开发，总面积610.244平方千米。2019年，晋煤集团在新区块累计完成投入3亿余元，完成地质填图610平方千米，钻井106口，压裂31口，取得了突破性进展。尤其是柳林石西区块，位于吕梁山脉中段西部，山高谷深，沟壑纵横，煤层埋深介于1200米至1700米之间，地质条件复杂，勘探开采难度大，晋煤集团克服困难，实现勘探钻井深度超过2500米，填补了国内煤层气资源勘探空白，创造了不同地质条件下煤层气勘探开发的新记录。

第三部分 国内煤层气产业问题及对策

第五章 煤层气产业存在的问题

煤层气从之前的“夺命杀手”转变为如今重要的战略能源，在经历了几十年的开发利用之后，虽然已经形成一些重要的煤层气产业基地，但与国外一些煤层气开发成熟的国家还有很多差距。就目前而言，限制我国煤层气产业发展仍有以下几点原因：

一、开采技术难以支撑产业快速发展

虽然，我国的煤层气资源储能丰富，但从前文的分析中可以看出，我国煤层气开发远远不及国内煤层气储量。这主要是由于我国目前煤层气开发的技术存在一定的难点与困境，制约着煤层气产业的快速发展。在全球碳达峰碳中和的大背景下，使用清洁能源已经是未来能源行业重要的发展方向之一，但目前煤层气资源利用率较低。

我们虽然在一直学习国外煤层气先进的开采技术，但由于我国的煤层气资源赋存条件复杂，多数煤层渗透性较差，煤层气抽采流量渗透性较差，抽采设备和技术研发总体上缺乏自主创新，未形成不同区域适配性好的勘探开发技术，已有煤层气开采的经验难以复制到其他区块。而且采空区采气技术受采矿权、利用成本高等因素限制，仍处于探索攻坚试验阶段，亟需开发与我国煤层气资源相匹配的勘探开采技术。

二、管网基础设施建设滞后

从煤层气传输管道来看，目前煤层气管网基础建设依然滞后。大规模的商业开发必然要依靠成熟的管道传输，而从现在的煤层气管网分布看，管径细、管网短、分布比较零碎，而且煤层气开发与传输衔接不畅，大部分是属于局部内的集聚，并没有形成庞大规模建设。

有数据显示，截止到2020年，美国本土48州管线长度约50万千米，而我国才10万千米左右，仅为美国的1/5，导致我国形成了气源与管网连接不畅的问题。而且企业自身的运输管线未与长输管网实现互联互通，最后生产的煤层气难以输出利用。各管线主体相互独立，管线互不连通，管输的效率较低，现行的管网运营体制阻碍了上游供气企业与下游用户的有效对接。

三、缺乏社会资本投资建设

由于煤层气开采行业的特殊性，煤层气投资巨大，排采期较长，建成项目盈利性较差，属于长线投资。通常来说，开采建设1亿立方米煤层气产能需4.5亿元，而常规气约1亿元，项目投资巨大；对于煤层气开采中，煤层气排采期较长，前期单井产量较低，开采平均成本较高；目前煤层气质量较差，出气不稳定，利用率较低。

而且只有具有煤层气采矿权的企业才可以投资建设，但由于煤层气企业盈利性低，拥有采矿权的大企业很多都不想参与到煤层气建设中，很多地方都处于未抽采状态，社会资本投入到煤层气开采利用的也比较少。

第六章 煤层气产业发展对策

众所周知，煤层气是重要的清洁能源，而且在全球碳达峰碳中和背景下，煤层气产业具有很好的发展前景。鼓励煤层气企业开发利用煤层气既可以减少煤矿瓦斯爆炸事故，又可以提供清洁的燃料能源。

一、加快科技研发进程

加大煤层气基础理论研究，探索与中国煤层气资源储藏相匹配的地面开采与煤矿井下抽采的技术。对于地面开发要强调规模化与产业化，井下抽采要注重提高抽采率。加快对于煤层气科技研发的进程，研究出符合中国国情的煤层气技术体系。

科技研发方面，在国家科技重大专项中，增加关于难采煤层气的示范工程以及能够有效提高煤层气单井产量的技术研发项目。通过科技的技术进步带动煤层气产业的进一步发展。开展废弃（关闭）矿井、采动区煤层气开发技术攻关、难抽煤层井下增渗关键技术攻关、煤层气梯级利用关键技术攻关，为煤层气开发量的提升和利用率的提高提供强大技术装备支撑。

地方层面，地方煤层气企业可以依托煤与煤层气共采国家重点实验室、国家煤层气质检中心等国家级科研平台，加快进行煤层气核心技术攻关，加大对于煤层气开发利用技术的科研投入，提高煤层气的产量，加强与煤层气下游公司的合作，实现互利共赢。

二、加强基础设施建设

煤层气管网建设现在依然桎梏着煤层气规模化、商业化发展。目前国内煤层气管网建设呈现集聚性、局部性的特征。国家应该加大投资建设煤层气基础管网，疏通煤层气生产地与利用地的管道传输，打造全国一张网的分布格局，进而带动煤层气生产企业与煤层气利用企业的相互合作，促进煤层气产业的快速发展。

地方也应该积极对接国家、省级煤层气管网，推进地方级管网与国家干线、省级干线的互联互通，保障煤层气增量的外输消纳。建设煤层气集中处理中心，统筹地方储气调峰和气量分配，形成多路气源一张网的气源互补格局。打破供应环节中的堵点、难点，推进地方范围内中心站输配管道与气源管道的联通。完善下游煤层气利用管网，提高煤层气普及率，形成覆盖全地区的环形管网供气布局。采取灵活多样的运行模式，完善民用管网和工业用气管道建设。

三、提高国家煤层气产业扶持力度

由于煤层气行业投资时间长，且投资巨大，盈利性也较差。目前社会资本对煤层气产业参与度较低。而且，目前煤层气的采矿权主要集中在中石化、中石油等，但由于盈利性差等问题，很多都是未抽采的现状。