求解煤层气发展方程式思维导图

无人在意

2023-03-10

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执行法

执行动态

导言：我国煤层气产业即将进入一个快速发展期。这需要进一步完善相关的经济扶持政策，科学解决“两权”重叠问题，协调自主经营和对外合作，加强法律法规的完善以及提升科技创新水平等。

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思维导图大纲

完善经济扶持政策

作为我国非常规天然气发展的“排头兵”，在煤层气产业发展过程中，国家给予了一系列财税支持。比如，对煤层气作民用燃料、化工原料等，中央财政按照0.2元/立方米煤层气标准对煤层气开采企业进行补贴，而且煤层气价格由供需双方协商确定，这较好地激发了煤层气企业的生产积极性。

综合测算，国家对煤层气的各项扶持政策全部到位的话，可以达到0.33元/立方米左右，即扶持力度为33%。这与美国政府对煤层气的扶持力度51%～52%相比，我国在煤层气扶持力度上还有进一步提高的空间。

为支持煤层气企业的可持续发展，进一步推动煤矿瓦斯治理工作，建议按照两个方案考虑煤层气财政补贴标准问题。一是低方案，将煤层气财政补贴标准提高到0.35～0.40元/立方米。这样的政策扶持水平，基本可以使中国石油(10.72,-0.04,-0.37%)、中国石化(8.30,-0.20,-2.35%)、煤炭企业等在煤层气业务方面实现微利。二是高方案，将煤层气财政补贴标准提高到0.50～0.60元/立方米。这样的政策扶持水平，基本上可以帮助煤层气产业进入自我发展、持续发展的良性循环状态。

此外，国家应加大对煤层气风险勘探建设支持的步伐。我国煤层气产业尚处在勘探阶段向开发阶段过渡的转换期，盈利性普遍较低，缺乏自我筹措勘探资金的能力。由于勘探资金严重不足，大多数煤层气勘探活动都集中在山西沁水盆地南部地区，大规模煤层气风险勘探几乎成为空白，造成一方面煤层气资源量很大，另一方面煤层气探明率极低的尴尬局面。目前，我国煤层气探明储量只占资源总量的4‰左右。

所以，要多渠道解决煤层气勘探投入问题。帮助煤层气企业筹措勘探资金、增加勘探投入，是投入最少、见效最好的瓦斯治理措施。一方面鼓励煤层气企业加快煤层气开发生产，增强盈利与自筹资金能力，另一方面也应采取积极的财政、产业、金融措施，直接支持煤层气勘探活动，特别是煤层气风险勘探活动。

财政支持部分煤层气勘探资金。参照瓦斯治理政策，每年安排一定数量的财政资金，比如不低于5亿元/年，用于煤层气企业的煤层气勘探投入。同时安排部分国债资金，用于煤层气企业的煤层气勘探开发投资。

煤层气地面开采项目瓦斯治理价值化。煤层气地面开发项目结束后，转入煤炭开发时，煤矿企业节省的瓦斯治理投入应价值化，或者纳入相应区块煤炭储量价值，向接续开采该区块煤炭的企业支付。也可以按照煤层瓦斯浓度每降低1%对应的国债资金扶持、投入水平以及地面开发煤层气项目对煤层瓦斯浓度降低的百分点，测算地面开发煤层气项目应获得的补偿资金。这部分资金，可以转向用于煤层气企业的勘探活动。

建立国家煤层气产业发展基金。从油气行业暴利税和煤炭资源税等项目中提取部分资金，比如石油特别收益金的10%、煤炭资源税的20%，建立国家煤层气产业发展基金，用于煤层气风险勘探、重大煤层气开发建设和长输管道项目投资。对于煤层气长输管道项目，国家在支持并出资建设的情况下，可以考虑打破管道公司对煤层气市场的垄断，确立委托输送的基本制度，鼓励上下游直接协商煤层气购销协议。

科学解决“两权”重叠

除了资金问题之外，煤层气气权与煤炭矿权的重叠问题也在很大程度上制约着我国煤层气的发展步伐。如今，多种原因导致了“两权”重叠，而且重叠面积不断扩大，其中山西省占近一半。这导致了一些地区矿业秩序混乱。所以，我们必须妥善科学地解决“两权”重叠问题，达到煤炭和煤层气企业互补、联动、双赢、协调发展。

规范煤炭、煤层气开发秩序。采取采矿许可统一配套制度，中央政府部门统一管理煤炭、煤层气矿业权，确保不出现新的大规模重叠区。依法清理“久占不探”的煤层气矿业权，加快煤层气勘探开发。

坚决落实“先采气、后采煤”的政策。按国办发〔2006〕47号文件要求，在条件适合的地区，煤层气中煤矿瓦斯含量必须降低到规定标准以下方可实施煤炭开采。根据我国的实际情况，从资源开发的角度，吨煤甲烷含量定为4立方米;从煤矿瓦斯治理角度，吨煤瓦斯含量6立方米以上，必须执行先抽后采的政策。

矿权人合作。在煤炭和煤层气资源都优良的一部分区域，允许同时设置煤炭和煤层气矿业权，鼓励两个矿权人合作开采煤层气资源。像美国西弗吉尼亚州的煤层气公司一样，煤层气专业公司开采煤层气，同时兼顾后续煤炭作业，煤炭企业提供已有资料，配合煤层气抽采作业。

早登记、早优先，两年内需采煤区块退出煤层气矿权。本着尊重历史、考虑现实、兼顾各方利益的原则，协商处理已有矿业权重叠矛盾。煤炭、煤层气企业已有合作协议、合同，继续执行;尊重遵守对外合作区已有的合同、协议，严格执行;未有合作协议的，本着早登记、早优先、先采气后采煤的原则，签署合作协议书;2年之内需采煤的区块，煤层气企业可退出。

不重复设置煤炭矿权。整装煤层气区的开发是规模性生产的前提，在煤层气富集区，根据煤层气开发利用规划划定的优先勘查、开发煤层气区域，不得重复设置煤炭矿权。对国家规划重点煤炭建设基地内，已有的煤层气矿权，应予以保护，尊重和外国企业已签的、经国家批准的合同尊重矿权持有者的合法权益。

加强执法。政府部门要统一思想，依法支持煤层气产业发展，不得容忍、姑息甚至鼓励违法侵权行为。只重眼前利益，只见“成果”、不择手段，违法不究，不仅伤害守法企业，而且不利于煤层气产业长远发展。

协调对外合作与自主经营

在我国煤层气产业的发展过程中，对外合作起到了举足轻重的作用。对外合作开展11年来，我国在煤层气领域引进了关键技术和大量资金，并且带动了煤层气人才的培养，为我国煤层气产业的发展打下了较好的基础。但是，发展至今，煤层气对外合作中存在的问题也不容忽视，而且越来越制约着产业的发展。

目前，我国已经登记的煤层气区块约6万平方公里，其中对外合作区块3.5万平方公里，占60%以上(我国油气对外合作区块面积仅占总面积的1%左右)，通常这些对外合作区块煤层气资源条件优良。煤层气对外合作区块面积过大，影响、限制了自营开发煤层气的空间。自营开发与对外合作相互促进、相互提高的层面没有出现，从长远看这不利于我国煤层气产业的自主发展。

此外，在对外合作中，外国公司投入水平普遍较低。由于我国煤层气地质条件较差，产业政策不完善，加之国际经济形势的影响，德士古、阿莫科、BP等大石油公司在合作初期撤离。目前，外国合作者以中小公司为主,限于各方面条件，只能满足完成国家要求的最低投入和工作量。这在一定程度上影响了我国煤层气产业的发展。而且我国煤层气对外合作形式比较单一，主要形式是产品分成合同，没有尝试技术、租赁、煤矿区合作等形式。

针对这些问题，我们首先要坚持煤层气自营开发与对外合作协调发展。中海油是我国第一个进行油气对外合作的企业，也是我国通过对外合作成长壮大的成功典范。根据中海油的经验，对外合作需要不断深入，自营项目也必须快速发展，两条腿走路。

其次，应该适当放慢对外合作区块投放速度，扩大中方在煤层气合作项目中的权利和权益。针对我国煤层气对外合作区块比重过大的现实，要审慎审批新设对外合作专营权。政府支持在资源条件好的区块，由我国企业自主开发，在对外合作区块鼓励中外双方联合作业，条件成熟时，逐步尝试中方作业。

进一步加强和规范对外合作。既要强调政策的持续性，维护已签合同的法律地位、保护合同者利益，又要适时修改煤层气对外合作标准合同。设计、实践多种对外合作开采煤层气资源的形式，以期达到最佳效果。

完善相关法律法规

国外煤层气勘探开发经验表明，法律法规建设对煤层气产业发展至关重要。同样是美国，煤层气资源条件相似的州里面，法规健全的州煤层气产量快速提高，法制不健全的州煤层气发展速度就会慢很多。

我国煤层气法制建设成果显著，先后出台了鼓励、促进煤层气开发和产业发展的有关政策与法律，有力地支持了煤层气开发利用的快速发展。不过，在长期的煤层气勘探开发实践中不难发现，现行煤层气相关的有效法规不够健全甚至缺失。煤层气已有的规定基本是比照天然气开发管理制定的，有的是参照石油天然气的有关规定执行的，与煤层气开发的风险属性和产业发展特征不相适应，涉及煤层气开发的规定过于原则，而且有“空白点”。矿法及配套法规只纳入了矿业权审批制度、矿业权具有排他性和严禁侵权的内容，却没有从法律制度方面明确避免矿业权重叠和一旦重叠如何实施管理的内容，因此不能满足执法需要。

为使我国煤层气产业进入公平、合理、有序的竞争发展局面，以及真正健康、可持续发展，建议国务院有关部门尽快研究修改、制定以下法律法规。

修订《中华人民共和国矿产资源法》及配套法规;制定颁布专门的《中华人民共和国对外合作开采煤层气资源条例》，内容包括：明确对外合作开采煤层气资源审批程序、煤层气销售权、分成煤层气流向、产品分成合同及其他形式合同的规范管理等;拟订《煤炭与煤层气矿业权管理条例》，建议包括煤炭与煤层气矿权重叠的处理规定、两种矿权设立的时间次序等;拟订《煤炭与煤层气资源协调开采管理办法》，包括规定先采气后采煤的基本原则、先采气后采煤的瓦斯含量标准界定及运作程序等;拟订《煤炭企业开采煤矿瓦斯含量安全标准》，包括允许煤炭开采的瓦斯含量最低标准、含量标准的认定程序等;拟订《煤层气减排管理办法》，包括减排指标、减排奖励、超标排放的惩罚等;拟订《煤层气管道建设管理办法》，包括煤层气管道建设简化程序、跨省建设的协调机制、管道保护规定、管道市场开发、外国企业投资参与建设等;制订煤层气安全生产许可制度所需的系列标准、规范;明确煤层气建设项目的相关行政许可和审批事项及程序;完善煤层气勘探、开发、生产、输送、利用的相关法律法规。

建设重点生产基地

美国在煤层气产业发展的初期，集中力量建设圣胡安和黑勇士盆地两大生产基地，实行煤层气的集中化生产，取得显著效果。其后，美国又建设5个重点煤层气生产基地。

这为我国煤层气产业的发展提供了借鉴。煤层气规模化生产可带来巨大的经济效益和社会效益，避免重蹈煤炭行业小煤窑胡挖乱采的覆辙。同时集中开采煤层气的采出率高达45%～75%，而分散开采采出率只有20%左右。结合我国煤层气分布特征，煤层气发展应该采用整装煤层气田整装规划开采，提高煤层气开发利用集中程度。

对于整装的、未开发的煤层气田(煤田)，国家应明确煤层气开发优先的原则，以贯彻先采气、后采煤的政策，同时引进有实力、有技术的中外企业统筹规划，实现集中开发利用。对正在大规模开发的煤层气田，政府统筹规划上下游，并且创造、改善良好的投资环境，尽快建设重点煤层气生产基地。对于煤层气资源条件好的煤层气田，政府协调、企业自愿组合，形成集中化程度高的煤层气开发生产区。

根据目前我国煤层气勘探程度，应重点建设沁水盆地、鄂尔多斯(10.70,-0.17,-1.56%)盆地东部和南部。

针对沁水盆地良好的开发形势、优越的地质条件和高级别的煤层气资源条件，为了加快推进全盆地煤层气勘探开发，促进我国煤层气产业快速发展，将沁水盆地煤层气田作为特大型煤层气田加以全面规划，集中投入，重点开发，为我国天然气开发利用提供有效的补充资源，势在必行。

沁水盆地已经具备作为整装特大型天然气田开发的条件，应该集中力量加快3号煤层的煤层气勘探力度，提高煤层气探明储量比例，积极研发15号煤层的煤层气开发技术，实现两个主要煤层煤层气资源的同步开发，争取到“十二五”末，煤层气探明储量达到8000亿立方米，建成年产量30亿～50亿立方米煤层气生产基地。

不过，山西沁水煤层气田勘探开发和建设任务非常艰巨，资金缺口非常突出。初步估算，2010年实现新增探明储量1500亿立方米，煤层气产能达到33亿～39亿立方米，产量达29亿～35亿立方米，预计总的投资为200亿左右。

除了山西沁水盆地煤层气开发生产示范区之外，还应加大建设鄂尔多斯盆地煤层气开发生产示范区。鄂尔多斯盆地可采资源量为17870.59×108立方米，煤层气登记区块很多，但勘查投入不足，仅在韩城地区获得50.78×108立方米探明储量。鄂尔多斯盆地东缘的含气面积达到22451.87平方公里，资源丰度1.53×108立方米/平方公里，也是我国最有利的煤层气勘探开发地区之一。根据初步预测，“十二五”末，鄂尔多斯盆地煤层气探明储量达到2000亿立方米，有望建成年30亿～50亿立方米/年生产能力的煤层气生产基地。