近期，一条新闻引起广泛关注：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。

　　从煤与气的性质来讲，煤层气的抽采应优先于煤炭的开采，地面抽采应优先于井下抽采;从利用率来讲，煤层气地面抽采的利用率可达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;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。这些因素决定了煤层气的抽采应该是地面重于井下，地面抽采量高于井下抽采量。只有坚持地面和井下共采，作为宝贵能源的煤层气才能在开发利用上真正实现产业化。但是，地面抽采成本太高，阻碍了我国煤层气的规模化商业开发。

　　重庆能源集团去年曾派人在国内多个煤层气公司进行实地调查。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经验丰富，但地面开采一直没有进展。在淮南矿区，中石化和一些外国公司先后开展过地面煤层气抽采试验，都未能成功。淮南矿业集团与中煤科工集团西安研究院合作打了多口地面垂直压裂井，产气量很不稳定，远未达到经济上勉强过得去的每小时800立方米的设计要求。出于效益考虑，淮南矿业集团被迫关停部分井下抽采。垂直压裂井抽采效果不理想，而已经在着手进行的水平井试验，也一直未达到预期效果。

　　全国地面煤层气抽采的标杆晋煤集团，与美国方面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技术的探索。这个公司煤层气资源拥有量不到全国煤层气资源总量的1%，去年地面煤层气产量却达到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年位居全国第一，目前煤层气抽采量占全国煤层气产量的30%。

　　沁水蓝焰煤层气有限公司开发的煤层气，一半运往太原等城市的加气站，一半通过管道输送到周边城市，该公司因此成为目前国内最成功的煤层气地面抽采公司，也是国内煤层气开发唯一不亏损的企业。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，矿井地层少有断裂破坏，基本上没有放空的矿井，但钻井的费用也高得令人咋舌：外委压裂一口井的费用高达300万元至400万元，自己钻一口垂直井的费用也要250万元至300万元。一个矿区动辄要打成百个矿井，投入巨大。

　　高投入，低产出，直接导致煤层气开采受阻。“这还不包括管网敷设投资。若加上管网投资还贷和折旧形成的输送费用，到终端用户的气价肯定高于天然气，谁还愿意购买?”一位业内人士透露。

　　关于煤层气抽采补贴标准，国家现行政策是财政按每立方米0.2元对企业进行补贴。“我们的调查显示，这个政策力度还不到煤层气生产完全成本的六分之一，也比国家给页岩气每立方米0.4元的补贴整整少了一半，不足以让煤层气和煤矿瓦斯抽采利用真正形成产业。目前国内煤层气公司普遍亏损，表明政策扶持力度亟待加大。”这位业内人士补充说。

　　管网建设势在必行

　　一位瓦斯专家表示，世界上煤层气开发最成功的国家是美国。美国煤层气形成产业主要得益于资源先天条件好，煤层透气性高，煤层气储层破坏程度较低，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合运输。

　　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、盐穴三类)，以及已形成的天然气产业四大类市场主体(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。美国一直注重天然气联络线建设，不断提高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，都有权从第三方购气，不必非要从生产商手中购气。而我国天然气主干管线为5.5万公里，仅是美国的十分之一，而且还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，难以支撑整个产业发展。

　　“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，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;三是以控制的管网为本钱向政府讨价还价，在价格上要挟政府，使天然气价格改革难以推进。”重庆能源集团专家认为，“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。”