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　　11月上旬，一场前所未有的大范围“天然气荒”席卷重庆、湖北、湖南等多个省市，许多居民、出租车和企业的天然气供应受到严重影响。

　　尽管各方对“气荒”有不同的理解和对策，但我国天然气供需矛盾却是不争的事实。有专家建议，除了节能降耗，还应该在“开源”———增加天然气供应上多做文章，而加快煤层气的开发利用，或许对天然气供应是个有益的补充。

　　记者日前在山西晋城采访时了解到，截至2009年上半年，这个全国煤层气开发利用规模最大、水平最高的地区，地面抽采煤层气4亿立方米，建成了地面抽采井2703口，抽采能力达到了23亿立方米，到年底抽采井将突破3000口规模，煤层气开发正驶入快车道。

　　沁水煤田：热闹的煤层气开发“走廊”

　　山上的煤层气抽采井群在朝阳映照下非常壮观，山下的加气站前照例又排满了等待拉气的汽车；每天有50万立方米的煤层气进入“西气东输”管道，运往下游市场；旁边，世界上最大的煤层气发电厂正满负荷生产……

　　这是煤炭大省山西东南部一个煤层气产区的景象，核心区位于晋城市沁水县嘉峰镇———沁水煤田的腹地。这一煤层气开发区，聚集了中石油、中联煤层气、晋煤集团蓝焰煤层气等多家开发企业，被称为煤层气开发“走廊”。

　　在这些煤层气生产企业中，晋城煤业集团目前规模最大。晋煤集团的煤层气抽采能力达到了11亿立方米，其中井下抽采5亿立方米，地面抽采6亿立方米。2008年，集团公司累计抽采煤层气7.76亿立方米，约占全国总量的15%，其中地面抽采量约占全国的75%。

　　“目前，我们每天的煤层气销售量达到了160万立方米，年底争取实现200万立方米的销售目标，”晋城煤业集团沁水蓝焰煤层气公司董事长王保玉介绍说，蓝焰已建成了近2000口煤层气抽采井，其中917口井投入生产，日产气能力达到了200万立方米，形成了全国目前最大的煤层气地面抽采井网。到今年年底，抽采井运行数量将达到1100口，煤层气抽采量将达到6亿立方米以上，预计销售量将超过4亿立方米。最近，晋煤集团蓝焰煤层气公司已与甘肃庆阳、内蒙古乌审旗初步达到合作意向，迈出了煤层气省外开发的第一步。

　　在这条煤层气开发“走廊”内，初步形成了勘探开发、压缩、液化、集输和民用燃气、工业燃气、瓦斯发电等煤层气产业化、商品化体系。

　　2009年11月16日，我国第一个煤层气大规模管网外输项目在这条“走廊”竣工投产。由中国石油天然气集团公司开采的煤层气正式进入“西气东输”主管网，和来自西部的天然气混合后，输送至经济发达的长三角地区。目前煤层气外输气量已达每天53万立方米，年底外输气量将达每天85万立方米。

　　此前，由晋城煤业集团与香港中华煤气合作开发的沁水煤层气液化项目一期工程已经投产，每天液化量为25万立方米，二期工程也已开工建设，最终将形成90万立方米的日液化能力；中国联盛投资集团沁水50万立方米煤层气液化项目已投产。如今，液化煤层气经汽车输送到了南方的部分城市，成为天然气的有益补充。

　　除了地面抽采，井下抽放的煤层气(业内称之为“瓦斯”)也得到了广泛利用。作为全国首批“清洁发展机制(C?D?M?)”项目之一的晋城煤业集团寺河煤层气电厂，已正式并网发电。这座利用亚行贷款实施的煤层气综合开发利用项目，是当前世界上装机容量最大的煤层气发电厂，每年可消耗煤层气1.8亿立方米，相当于每年减少甲烷排放1.8亿立方米，折算成二氧化碳约为297万吨。

　　煤层气商业化利用方兴未艾

　　在距离嘉峰镇几十公里外的晋城市，已有超过3000辆出租车或公交车用上了煤层气。作为汽车燃料，1立方米煤层气可代替1.13升汽油。出租司机小李给记者算了一笔账，以目前油价气价格、每天按20升汽油用量计算，用煤层气比用汽油大约可以节省60元左右。

　　高福先介绍说，截至2009年上半年，全市已累计投运煤层气加气站4座，并逐步对改装车更换为原装双燃料汽车。目前的汽车加气业务已经拓展到省内的长治、太原、临汾以及河南焦作、郑州、洛阳等地，日工资供气能力超过10万立方米。由晋城煤业集团发起的“煤层气能源新干线汽车运输网络”项目也于2008年启动，首批250辆以煤层气为燃料的重型卡车已投入使用。

　　正在晋城煤业集团寺河矿排队卸煤的程师傅告诉记者，他的车是陕西重汽产的煤层气专用车，没有油厢，只有几个储存煤层气的气罐。程师傅说，一次装满气可以跑300公里，他拉煤往返一次60公里，加一次气足足能跑一天，气价一方是2.79元，比柴油便宜一半。“煤层气真是个好东西！”

　　不仅是汽车“喝”上了煤层气，当地居民、商业和工业等领域也享受到了煤层气的便利。据不完全统计，晋城地区已发展煤层气用户约10万户、30万人；宾馆、酒店、供暖等商业用气的规模也扩展到每年4000万立方米，而一些工业用户也告别了煤炭，用上了洁净的煤层气，年用气量达到3000万立方米“估计这一数字今年还将提高，晋城的煤层气已经走出了本地、本省。”高福先说。

　　为减少燃煤造成的污染，当地大力推广使用煤层气，作为机动车、锅炉、发电机组的清洁燃料。晋城市环保局副局长杨金中表示，利用煤层气，全市每年可减少燃煤105万吨，减排二氧化硫6600多吨、烟粉尘1万多吨。据了解，晋城市区空气质量优于二级的天数，已由2002年的59天，增加到2008年的347天，首次达到空气质量良好的国家二级标准。

　　呼唤煤层气产业的“春天”

　　煤层气(瓦斯)的身份比较“特殊”：既是一种清洁高效能源，又是煤矿安全“第一杀手”，同时又是温室效应比二氧化碳高20余倍的温室气体。

　　山西省社科院能源所所长王宏英说：“正是基于这一特点，煤层气开发利用往往能取得‘一石三鸟’的效果：安全效益、经济效益和环保效益。”中国是煤炭生产大国，出于安全考虑，煤矿在生产过程中对瓦斯进行大量抽放，由于减排意识不强、利用途径偏少等因素制约，大量瓦斯直接排向了大气。以2004年为例，煤矿通风瓦斯排放量就高达140亿立方米，相当于“西气东输”工程的设计输气量。“必须加快煤层气开发利用，以用促抽，减少矿区瓦斯排放。”

　　最新一轮油气资源评价结果显示，目前我国埋深2000米以浅煤层气地质储量为36.8万亿立方米，资源总量仅次于俄罗斯和加拿大，居世界第三位，其中资源条件较好、具有良好开发前景的有近20万亿立方米。

　　国家发改委副主任、立博平台,立博官网局长张国宝今年在出席山西沁水县一个煤层气利用项目投产仪式时表示，中国煤层气开发利用取得重要进展，已建成地面煤层气产能20亿立方米，产量5亿立方米，民用煤层气用户超过90万户，煤层气发电装机容量达到92万千瓦。2008年，我国井下煤层气(瓦斯)抽采量为53亿立方米，比2005年增长了130%。

　　中石油华北油田分公司负责人表示，目前公司在沁水盆地南部已拥有5646平方公里矿权，总资源量8469亿立方米，探明煤层气地质储量1000亿立方米。前不久投入商业化运行的是中石油华北油田沁水煤层气田一期工程，包括一座年处理10亿立方米的煤层气处理中心和年生产能力达6亿立方米的煤层气田。二期、三期等整体工程完工后，公司属下的山西煤层气田总处理规模将达每年30亿立方米，2015年将建成形成45亿立方米的年产气能力。

　　中石油股份公司副总裁胡文瑞说，沁水煤层气田实现商业运营后，煤层气将作为补充气源，在一定程度上缓解我国天然气供应的紧张形势，并成为中石油在市场竞争中新的战略制高点。

　　煤层气开发加速要过“三道关”

　　“大规模的煤层气开发虽然已经起步，但仍面临着不少困难，还有很长的一段路要走。”采访中，业内人士、相关企业和地方官员均发出类似感叹。目前，还存在不少制约煤层气产业发展的因素，需要制定出台相关的配套措施加以推进。

　　煤层气与煤炭两种矿权设置重叠

　　在我国，煤层气属于国家一级管理矿种，矿权设置由国土资源部管理，而大部分煤炭资源的探矿权和采矿权由所在地政府管理，这一制度设计不可避免的出现了煤层气与煤炭两种矿权设置重叠的问题。

　　以资源大省山西为例。目前，山西的煤层气区块已经全部登记完毕，在38个区块中，中石油拥有19个，中联公司12个，中石化4个，其他公司3个。于是就出现了这样的现实：出于煤矿安全考虑必须先采气后采煤，而有的煤企煤层气地面抽采获得较大进展，气井数量达到一、两千口，抽采量达到数亿立方米，但煤企无法获得煤层气矿业权。

　　据了解，到2007年，全国煤层气矿业权面积为6.5万平方公里，与煤炭矿业权重叠的就有1.2万平方公里，涉及260个煤炭探矿权和1100个煤炭采矿权。

　　有煤炭企业抱怨，个别拥有煤层气矿业权的企业不积极勘探、开采，甚至“跑马圈地”、“久占为探”；而矿井接续问题迫在眉睫，煤炭企业却毫无办法。

　　煤层气公司则表示，煤炭企业只申请采矿权，顺便抢占煤层气资源，但不申请煤层气采矿权进行正规开采，个别无证企业在其他企业已探明的煤层气储量区开采煤层气。

　　国家相关部门也已注意到这一问题，国土资源部为鼓励煤层气开发曾专门下发《关于加强煤炭和煤层气资源综合勘查开采管理的通知》，明确提出有关煤炭和煤层气矿权重叠问题的双方应进行协商，但实际效果并不理想。这一问题的真正解决，看来还需要一段时间。

　　煤层气开发以谁为主体

　　“先采气、后采煤”，还是“采煤采气一体化”？争论的核心是，煤层气开发是以煤炭生产企业为主体，还是依仗煤层气开发公司？

　　煤层气开发企业认为，煤层气是一种宝贵资源，我国煤层气资源非常丰富，最新一轮油气资源评价成果表明，全国煤层气资源量为36.8万立方米。从有利于资源开发的角度，必须“先采气，后采煤”。

　　煤炭企业则认为，单纯进行地面煤层气开发，会破坏煤层和顶板，沟通含水层，极易诱发煤炭生产过程中的顶板事故、透水事故、片帮事故等，从而危及煤炭的安全生产。所以要“采煤采气一体化”，首要目的是根治瓦斯灾害，确保煤矿安全生产；根本方法是井下井上(地面)同采，抽采利用并举，“采煤采气一体化”，实现“地质勘探、采前抽、采动抽、采后抽”一井多用。

　　煤企的观点是，煤层气企业考虑采气后煤炭开采问题的动力不足，不能由采气企业决定煤炭的开采规划。一位煤炭企业负责人表示，从热值和经济效益考虑，按100的份额计算，煤炭占99%，而煤层气只占1%。他指出，过分强调煤层气的经济效益，可能会扰乱煤炭的开发规划，从煤炭所占我国能源供应主体地位而言，应该充分考虑到这一点。

　　相关规范和标准缺位

　　在油价不断上调时，具有价格优势的煤层气燃料汽车却时常“断炊”，司机只能望气兴叹。由于缺少相应规范和标准，今天运气车不让上高速，明天加气站停产整顿；由于没有安全标准，改装后的煤层气燃料汽车在年检时不得不将煤层气罐卸下来，检完了再装上。

　　开发企业同样也面临着标准缺失的类似问题，比如压缩、液化等。这给行业监管，特别是安全监管带来不小压力。

　　晋城煤业集团沁水蓝焰煤层气公司董事长王保玉说，他们已经完成了煤层气地方标准、车用压缩煤层气地方标准的编制工作，并已由山西省政府颁布实施。同时，由国家标准化管理委员会批准，全国煤炭标准化技术委员会煤层气工作小组就设在蓝焰煤层气公司，他们已承担《民用煤层气》、《车用压缩煤层气》国家标准的制订，并参与了国家安监总局牵头组织的相关煤层气安全标准制订。

　　“对于煤层气这样一种新能源，标准和规范的制定和完善，需要一个较长的过程。”王保玉说，需要各级各部门、各相关企业的共同努力。

　　另外，还有诸如煤层气开发利用统一发展规划应尽快出台，已出台的各项扶持政策要落实到位等问题。

　　对于一些存在的问题与障碍，业内和专家也纷纷提出了相关建议。

　　比如，对于矿业权重叠问题。首先要达成一个共识，煤炭与煤层气企业要互补、联动、双赢、协调发展。本着尊重历史、考虑实际、兼顾各方利益的原则，规范煤炭、煤层气开发秩序。本着既有利于煤炭安全生产、矿井有序接续，又保护煤层气开发主体利益的原则，解决存在的问题。在未来矿业权设置中，应树立整装开发的战略思维，根据不同资源、区域和实际情况，对煤炭和煤层气矿业权进行合理配置，避免产生新的重叠问题。

　　国家煤矿安全监察局调度中心潘伟尔博士撰文指出，我国煤层气开发利用要想走向成熟，战略定位应该是：煤层气开发利用是促进国家节约型、安全型和环境友好型发展的新兴的能源产业；路径选择应是：确立“煤层气资源矿业权与煤炭资源矿业权分离，煤层气开发优先”、“整装煤层气资源区块必须整装开发利用”等资源配置原则；经济政策的选择应是：刺激煤层气开发商的积极性，让煤层气开发商有利可图，经济政策刺激的核心是低税、管道输送和煤层气价格支持。（陈忠华）

　　观点

　　让“地下之火”成为“地上之光”

　　频发的煤矿事故，让人们记住了“杀手”瓦斯；要不是近年来的开发利用，煤层气仍不为大众所识。其实二者本质相同，只不过人们习惯将煤矿井下生产中抽放的叫瓦斯，而将地面抽采的叫煤层气。

　　瓦斯确实可怕，被称为煤矿安全的“第一杀手”。统计显示，一次死亡10人以上的煤矿瓦斯事故起数和死亡人数，均占到同类事故的70%以上。它是名符其实的“地下之火”、“恶魔之火”，稍有不慎便可能吞噬矿工生命。

　　出于安全、环保和能源考虑，煤层气(瓦斯)开发利用“一石三鸟”的功效开始全面显现，尤其是能源经济效应和环保效应，更是被社会所认知、被业界所认可。综观美国、德国、加拿大等国外的煤层气开发利用的成功经验，煤层气完全可以成为一种清洁高效的新能源，变成“地上之光”，服务于我们人类。

　　在实践中，煤层气开采技术在不断探索中取得进步，由4年前百十口实验井，到今年三四千座抽采井；从矿区食堂、矿工厨房和瓦斯发电，煤层气一步步走向城市乡村，走进了更多行业；从小范围的管道输送到压缩、液化后的汽车运输，到实现大型管道长距离集输，煤层气开发利用日新月异，规模化、商业化产业发展条件日趋成熟。

　　业内人士表示，煤层气的大规模商用，不仅有利于降低中国对进口资源的依赖度，并降低天然气资源的获取成本，还可以减轻下游用户的价格承受负担。

　　诚然，煤层气距离大规模的商业化开发仍面临不少制约性因素，有认识的问题，有体制机制的问题，更多的是利益之争。国家及相关部门也认识到其中的症结，出台了相应的政策措施，有的已经取得了初步成效。比如，晋城煤业与中石油就重叠区块的煤层气开采问题，协调洽谈初步达成意向；山西日前调整了煤层气电厂上网电价，每度达到了0.8元钱……

　　面对诸多矛盾和问题，积极的解决之道是，站在保障煤矿安全生产、开发能源新产业、保障能源安全的高度，用“协商、联动、共赢”的思维，破除条块分割、小利益纠葛和旧思想窠臼，解决矛盾，共谋发展，方能图得共赢。

　　相信在不久的将来，“地下之火”完全可以成为服务于大众的“地面之光”！(陈忠华)

　　相关链接

　　国外煤层气开发利用情况

　　美国是世界上最早开始煤层气地面开发的国家，也是目前开发规模最大、最为成功的国家。美国从上世纪70年代开始研究煤层气，80年代开始大规模商业性开发，目前的煤层气生产基地主要有圣胡安盆地、黑勇士盆地、拉顿盆地、阿巴拉契亚、粉河、尤因塔等地。

　　美国2001年全国的煤层气产量就达到了437亿立方米，占同期全美天然气产量的8%；2007年，全美煤层气销售量占天然气销售总量的比例达到8.7%。

　　美国在煤层气形成机理、储集方式、经济评价、勘探和开发技术等方面取得了重大突破，是世界上第一个实现煤层气商业化开发的国家。除了其得天独厚的资源技术条件外，很大程度上得益于政府对煤层气商业性开采给予的税收优惠、科研资助等扶持政策。如美国政府1980年颁布的《能源意外获利法》及据此制定的第29条“税收补贴”条款，旨在鼓励包括煤层气在内的非常规燃料的生产，使1980-1992年钻成的煤层气井及1992年底前开钻的煤层气井可享受税收补贴政策至2003年。

　　加拿大煤层气资源量占世界第二位，煤层气开发起步较晚，但最近几年发展很快，主要原因得益于连续油管施工技术和煤层气液氮压裂技术，这两项技术在加拿大的煤层气开发中起到关键作用。加拿大煤层气生产区域主要在西部的阿尔伯特省。

　　在煤层气利用方面，由于美国的天然气管网发达，尤其在美国的中东部，天然气管网密如蛛网，覆盖率很高，1992年5月，美国取消了管道公司对天然气购销市场的控制，煤层气生产商可以拥有多种选择出售煤层气，并可自由选择煤层气用户和天然气管道公司，因此美国抽出的煤层气大多数进入国家天然气管道供给用户。

　　瓦斯发电在德国利用较为成功，鲁尔集团在萨尔洲每年获取甲烷浓度为50%的煤矿瓦斯，用于热电经营，发电技术采用燃气轮机和蒸汽机发电联合运行，2003年开发了集装箱式结构的新的矿用瓦斯供电、供热、制冷耦合机组。(陈忠华)?