近年，煤层气的产量和利用量一直未达到预定指标，我们应慎重务实的对待“十三五”煤层气的预定指标。煤层气发展缓慢的首要原因是矿权管理上的问题，造成少数国家油企对矿权的垄断和专业公司与煤炭企业的矿权重叠。由于煤层气成本明显偏高，企业投入趋低严重制约着其发展。
  我国煤层气发展缓慢的首要原因是矿权管理，煤层气成本偏高、企业投入趋低也严重制约其发展。 
从勘探开发角度分类，天然气可分为常规气和非常规气，随着发展正逐步走向常规气和非常规气并举。目前可以规模生产的非常规气为致密气、页岩气和煤层气。我国是在美国之后第二批实现煤层气商业开发的国家之一，煤层气的发展居世界先进水平，但近年出现发展速度趋缓、对未来发展预测歧见较大的现象。 
近年，煤层气的产量和利用量一直未达到预定指标，我们应慎重务实的对待“十三五”煤层气的预定指标。煤层气发展缓慢的首要原因是矿权管理上的问题，造成少数国家油企对矿权的垄断和专业公司与煤炭企业的矿权重叠。由于煤层气成本明显偏高，企业投入趋低严重制约着其发展。 
  为了促进煤层气健康发展，应通过深化体制改革放开矿权准入、理顺煤层气专业公司与煤矿的关系，以法规促进和保障不同类型油气间的综合开发利用，针对我国特点深化对煤层气的跨部门联合攻关，以求逐步降低开发成本。 
  混乱的统计数据 
  科学的统计数据是研究的基础，各种主要参数统计不合理、不健全会使我们无法认识事物的本来面目，容易产生误导。但是，这种缺陷恰恰存在于煤层气中。 
  近年来多方面公布的煤层气产量中以2012年最多，易于对比，故以其为例。 
  2012年，《全国油气矿产储量通报》记录该年产量10.53亿立方米。国家能源局答记者问时曾称：2012年地面钻井产煤层气27亿立方米、利用量20亿立方米。数据差别这么多，秘密在于10.53亿立方米仅指获得国家油气开发权的中石油 、中石化、中海油三大石油公司和中国煤层气联合公司(中联煤)等“国家油企”的产量，并不包括计入“地方”名下的“其他”公司产量14.50亿立方米。 
  事实上，不仅只是2012年，各年度不同来源的煤层气产量(包括利用量)数据也都存在着类似现象。这种数据的混乱状况使许多人感到困惑，研究工作缺乏坚实的基础。 
  数据混乱表现出的是矿权管理问题。按现行法规，煤层气的勘探和开发矿权区块归国家一级审批管理。那么，与各类石油天然气一致，煤层气储、产量的归口也应由代表国家的管理机构统一进行并表现在具权威性的储量通报中。但显然，国家对煤层气的管理远达不到对一般石油天然气的程度。 
  前已述及，列入全国储产量平衡表中的产量数仅为“国家油企”的产量，仅占该年通报中全国煤层气总值的41.90%。这意味着列入通报中的地方名下诸多中小公司一般无合法的矿权，也无国家认可的(探明)储量，产量亦无严格认证。正因为后者，使全国煤层气(钻井采气)产量的数值存在较大的误差，如2012年上述政府公布值比该年通报中的产量大7.4%。 
  仔细分析各年通报附表未被列入储量管理的“地方”名下各公司可以发现，他们被进一步分为两类，一类为国家示范性煤矿瓦斯排采和利用的铁法、阜新等，另一类是被列入“其他”名下的公司。后者2012年、2014年产量分别为14.5亿立方米、14.3亿立方米，依次占“地方”产量的91.1%、97.5%。笔者注意到，“他”主要指晋煤集团这样颇具影响力的煤层气生产者。而这两类公司的共同点在于均无被认可的探明储量。 
  由于煤矿开采区块审批权属部(指现已撤销的煤炭工业部)、省级政府，即所谓“二级管理”(暂且不论更低一级政府审批或根本无合法审批的煤矿)，他们矿区(包括若干年后才能开发的后备区块)内的地面钻井产气，特别是煤矿排采煤层气(即瓦斯)就既无经严格审计的产量数，也无被认可的储量。这就无怪于全国的产量数间存在较大的误差。更为严重的是，这种地面钻井产煤层气、煤矿排采煤层气矿权分属不同部门的情况为其发展带来重大负面影响。  
  煤矿开采利用率低
  地面井采煤层气有较高利用率
  煤层气按来源可分为地面钻井开采和煤矿瓦斯排采。前者多由油气公司和/或专门的煤层气公司实施。按上述行业报告和政府公告，2012年和2013年分别占全国煤层气产量的20.6%和19.2%，2014年占17.9%。该比例值似有缩小之势。
  地面钻井开采的煤层气勘探开发技术和产气成分与一般常规气大同小异，因而集输利用特点也相似。大体说在开发程度较高的地区，其利用率(商品率)较高，但在新开发区或边远井区其利用率则较低。全球天然气商品率大体为85%。据中国政府网站资料2012年地面钻井产气27亿立方米、利用量20亿立方米，利用率为74.1%。随着小型/橇装压缩天然气(CNG)和液化气(LNG)的发展普及，天然气的利用率可望持续提高。实践证明，要求在“十二五”末期地面井采煤层气利用率达100%显然是不现实的。
  煤矿排采煤层气的利用困难很大
  对于煤矿来说，为了保障安全生产必须以相当大的排风量抽排巷道内的煤层气(瓦斯)，使甲烷含量降低到安全线以下。从自身运营考虑，煤层气利用是保证采煤的“副业”。而排出气体的甲烷含量一般较低且有相当大的不规则起伏，为其利用带来很大困难。为促进其利用，政府已做了大量工作。一方面，答应按利用量给予补贴，对利用其发电给予上网优惠;另一方面，以科研攻克低浓度瓦斯发电设备国产化和瓦斯提浓示范化工程，为其利用创造条件。但在执行中优惠政策遇到些困难：利用量如何计量考核，对不同类型企业的补贴由哪级政府在哪项中支付都待明确。确实出现一些千方百计利用煤矿瓦斯的企业不能按时足额拿到补贴影响其运营的情况。从另一角度看，煤矿都有现成的电力供应，附近的居民也可廉价得到燃料供应，他们都缺乏另搞一套发电用电设备的积极性。即便是用其发电也难以保证上网外输并收回成本，对此，只要看一下目前国家大力倡导的风电、太阳能发电上网的难度就可以理解了。多年的实践已证明，提高煤矿排采煤层气的利用率有很大难度。应该说，近年来全国煤层气利用率降低主要是由于这部分气难以利用造成的。
  目前煤炭开采的黄金期已过，煤产量和煤价大幅度降低，多数煤矿运营困难将是持续相当长时间的新常态。此时煤矿排采煤层气利用率将难以提高，甚至会持续走低。对此，应有清醒地认识。
  鉴于地面井采煤层气成分几乎全为烃类气且甲烷占95%以上，而煤矿排采煤层气却混有大量空气，简单地将煤矿排采煤层气量与地面井采煤层气量相加去统计是毫无意义的文字游戏。进一步看，目前统计所反映的利用率亦未有统一严格的审计标准，数值有很多问题。其产量和利用率也不过是不可靠数字计算而得的“表观值”，很难评价其意义。从严格的统计学上看，他们应折算成可与一般天然气相应的标准值(标准立方米或简称标方、Nm3)才能相加而得到所谓全国煤层气产量，才能计算其利用率。当然，也应严格核实其真实利用量后才能以标方计量给予补贴。至于怎样计算天然气的标方、统一不同的燃气计量是个影响面较大的问题，目前尚未有统一的规定，应由有关部门统筹进行。笔者还建议不再强调煤层气的利用率这一不够明确的术语，而与原油、天然气一样强调产量的商品量和商品率。从其出发作为“源头”去考虑供应量与消费量的平衡，这才符合市场经济的要求。在短期内达不到上述要求时，应分别计算地面井采煤层气和煤矿排采煤层气。在分析生产利用的现状和寻求对策时宁可主要考虑地面井采煤层气，而不要那些“鱼目混珠”的虚假数字，以免造成歪曲和误导。
需指出的是，国外煤层气产量也仅统计地面井采产量，我们在与国际对比时必须注意此点。
  产量难达预定目标
  全球煤层气产量增速现拐点
  美国煤层气工业起始于上世纪70年代后期，80年代实现规模化生产，由1980年不足1亿立方米到1990年产约100亿立方米，到90年代才进入产量持续快速增长的阶段。2007年累计钻井3.65万口、产量达540亿立方米，但此后新钻井数量明显下降，产量也出现降势，近年稳定在550亿~556亿立方米。
  值得注意的是，2008年以来，美国煤层气勘探已陷入停滞状态，以致新增储量很少，每年产出的结果导致(剩余可采)储量持续大幅降低，2012年仅为2008年的65.3%，4年间年降率达10.1%。
  这种态势将造成深远的影响。加拿大、澳大利亚属于发展煤层气“第二批次”国家，本世纪后才有规模生产和速度不等的较快上产。2009年加拿大生产井9900口、产量84亿立方米，澳大利亚生产井5200口、产量40亿立方米。值得注意的是，与美国类似，在2006、2007年后新钻井量也都有明显降低。显然，这是因为2008年席卷全球的金融危机造成的全球性油气投资下降。金融危机时期，新钻井数量低位徘徊，其后经济情况有所好转，但投资多进入比较效益更好的常规气以及致密气和页岩气，煤层气新井投入偏低的情况没能扭转，主要煤层气生产国进入发展趋缓，甚至有所降低的状态。 
  中国也可列入煤层气发展“第二批次”国家，起步较早、初期发展也不比上述国家慢，进入本世纪后发展速度却比以上三国要慢。2005年后才有规模产量并进入产量快速增长期。有数据显示，2010年地面井采煤层气15亿立方米、利用量11.8亿立方米、利用率78%，但按笔者作系统对比所使用的《全国油气矿产储量通报》记载，该年产量仅为5.17亿立方米。
  2012年前后，中国地面井采煤层气产量增速出现明显变化：年增量由两位数(亿立方米)变为一位数，年增率由三位百分数锐减到两位百分数。与之相应，全国煤层气地面钻井数在2011年后也逐年减少，2012年前每年新钻井3000口左右，2013年减少到1900口，2014年再降到1200多口。
  2014年下半年以来，油价大幅度降低，多数人认为进入了一个低油价期，短期内难使油气价格有根本性变化。这必将使从事油气上游的诸多公司进入一个紧缩开支的阶段。目前，全球煤层气的勘探开发成本均高于页岩气和致密气，也更高于常规气。据中国石油大学煤层气研究中心张遂安统计，我国建设1亿立方米煤层气产能需4.5亿元，而常规气约需1亿元。在持续削减投资的压力下，煤层气成为首当其冲的选择对象。因而，大致与其他国家类似，中国也将面临煤层气低速发展甚至相对停滞的时期。
  进一步分析2014年全国产量构成发现：中石油产量占34.8%、中石化占1.0%、中联煤与中海油合资公司占22.9%。换言之，国家油企共占58.7%。而被列入另册的“地方”占41.3%。在地方产量14.67亿立方米中的14.30亿立方米(占全国产量的40.3%)在通报中却以无名氏的身份列入“其他”名下。
  据透露，这个“其他”便是山西省地方国有的晋煤集团。另据报道，晋煤集团2012年产量占全国62.2%;2013年地面井采量14.17亿立方米、利用量9.8亿立方米，而中石油以上两数分别为9.2亿立方米、8.6亿立方米。显然，尚未列入国家矿权和储量管理的晋煤集团近年来实际上是煤层气的最大产家。中石油占有区块面积最大，其中的资源量占全国区块资源的69.5%，晋煤集团仅占0.4%，而以2012年产量计，前者占23.7%，后者却占62.2%。以上这组反差巨大的数字不能不令人深思。
  目前煤层气产量的空间构成也很不均衡，只在沁水盆地南部和鄂尔多斯盆地东缘的几个开发区实现了规模生产，产量占上述全国值的94.6%。
  2020年产量目标恐难实现
  《煤层气开发利用“十二五”规划》要求：2015年产量为300亿立方米，其中地面井采160亿立方米、基本全部利用;煤矿排采140亿立方米、利用率60%以上。如果以2014年产量36亿立方米计，距2015年要求的160亿立方米目标还有很大差距，难以完成已成定局。
  这也证明在“十二五”计划过半时许多专家认为此指标难以完成的预测是正确的。退一步说，即使就煤矿排采煤层气产量和利用率而言也难完成既定目标。类似情况也出现在配套设施建设上。如“十二五”计划要求在鄂尔多斯盆地东缘和豫北建设13条煤层气管道，总长为2054千米。但到今年初投产和在建的仅有5条。特别是开拓煤层气新产区，“建成36个年抽采量1亿立方米的规模化矿区”的要求未能实现，仅在准东、保德、延川(南)等区有某些新建树。
  在做“十三五”计划的研究过程中对2020年煤层气产量目标也有不少设想。最早曾以调整能源结构的需求倒推产量并分配给煤层气，要求届时应年产600亿立方米。而后在《能源发展战略行动计划(2014-2020)》中提出300亿立方米的指标。2015年2月又发布《煤层气勘探开发行动计划》，对产量的要求是力争达到400亿立方米，其中地面开发200亿立方米、基本全部利用，煤矿排采200亿立方米、利用率达60%。这些政府有关部门和高级智库所提出的不同方案，表现出随时间推移而有所降低的指标。
  尽管如此，仅以“地面开发200亿立方米、基本全部利用”也是相当高的指标。它意味着在包括2015年在内的6年间产量须增加近5.6倍，年增率高达33.1%。
  然而，前已述及，近期内难以走出低油气价、低投资的阴影，未来几年的产量年增率能维持在2012年~2014年18%左右的水平仍需付出相当大的努力。至于“全部利用”的要求对天然气老产区很难达到，把增产的大部分希望寄于新产区开拓的煤层气就有更大的困难。至少从“十一五”以来，几乎总是不能完成预定的煤层气产量指标，特别是可以考核的地面井采量与指标数差距相当大。这表明某些主管部门没有认真分析中国煤层气发展现状，存在着仅从某种需求指标计划要求未来产量的指导思想。 
  煤层气为什么发展缓慢
  矿权问题是首要障碍
  在任何国家进行合法的资源勘探、开发必先要获得矿权，即有明确工作范围和年限的区块。我国地面井采煤层气的矿权，与常规油气一样属国家一级管理。但与常规油气所不同的是允许煤矿开发利用排采的瓦斯，甚至是要求煤矿先采煤层气，降低其瓦斯含量后再采煤以保障安全。而煤矿(包括其准备开发的地区)矿权的审批管理权在地方。上述矿权管理政策产生了许多负面效应，主要表现在三个方面。
  第一，油气勘探开发区块被少数几个国家油企垄断，且由于无部门监督执行区块的依法退出，登记累积的结果致使几乎全部有油气远景的区块都被其占据。
  第二，作为依附于沉积盆地的能源资源，常规与非常规油气、油气和煤炭在赋存空间(首先是平面或地表)上自然就常有相互重叠现象。据统计，2010年山西省已设置的煤层气与煤炭矿权共重叠175个(处)，面积2617平方公里，占全省煤层气矿权登记面积的10%。理论上在煤层尚未被开发的矿区首先地面钻井采煤层气降低瓦斯含量对专业煤层气公司和煤矿是互利双赢的事，亦是加强环保利国利民的最优选择。
  但在地方与中央、中央企业与地方企业长期利益冲突的背景上，牵扯到具体权益就变得很复杂。以致有时可在某种调节下相互握手言欢，共同上报“合作开发”的喜讯，但事后不久往往就出现事实上的“肠梗阻”。
  由于煤矿与地方有更密切更现实的利益，在双方矿权重叠和/或有所谓越界纠纷的时候，被压制的多是煤层气公司。鉴于以上两方面原因，专业煤层气公司(包括中联煤和中石油中石化旗下的专业公司)在煤层气矿权上难得到充分保障。矿权难以保障也是某些外资公司(如壳牌)撤出的重要原因之一。多数煤矿的利润和生存基础是采煤，无资金更无专业设备和人才对边远区块进行地面钻井采气，自己不采又不许别人采，致使国家先采煤层气后采煤的规定难以完全落实。前已提及，多数煤矿甚至也不关心矿井瓦斯的利用，是导致煤层气难以立足扎根的另一根本原因。
  在上述多方面的限制下，煤层气的矿权受到很大限制，且2007年以来其矿权登记已陷入停滞状态，煤层气矿权面积有减无增。
  第三，由于矿权管理的局限，代表国家进行煤层气勘探管理的国土资源部只能管理由其发矿权证的单位。这对一般油气也许就够了，但对煤层气仅只覆盖了一部分。从储量上说，只管到几个国家油企，从产量上说也只包括几个大的地方公司(如采煤集团)。它无权也无法对其他煤层气(特别是煤矿排采煤层气)生产单位进行管理。严格说，中国缺乏一个统管煤层气的部门。这是造成本文谈到数据混乱并缺乏科学依据的主要原因。这种局面对于储量管理影响更大。众所周知，没有严格的审核便不能得到合乎要求的探明储量，也无法进行科学的勘探、开发管理和规划。《煤层气勘探开发行动计划》要求“十三五”期间“新增探明煤层气地质储量1万亿立方米”的指标也无法考核、无法落实。须知到2014年全国计入储量表(通报)的累计探明煤层气地质储量仅为6266亿立方米。 
  显然，煤层气矿权问题所呈现的弊病不是孤立的。它是整个油气管理体制不适应市场经济体制的表现之一。其解决也应寄希望于国家经济体制改革的深化。
  赋存开发特点缺乏深入研究
  我国是名列前茅的煤炭资源大国，亦有着丰富的煤层气资源。但基于中国地质的特点，中国的煤和煤层气都有与地质构造相对稳定的美、加、澳等国不同的特点。
  目前，我们对中国地质条件下煤层气的赋存机理、解吸机制、储层改造等一系列问题上的特殊性缺乏深入的认识。进而对适应这一条件下勘探开发工艺技术缺乏足够的研究，对相应设备制造的国产化创新和降低成本着力不够。所有这些问题使我们在煤层气发展上处于被动局面，遗憾的是却始终未得到真正的重视和落实。
  跨部门的联合攻关研究近年有所削弱。重生产轻科研、急于求成的心态在生产单位则更为突出。在研究不足的情况下急于打井往往成功率低，单井产量低。2014年我国有开采井1.7万口，平均单井日产量约580立方米。而美国约有6万口井，平均单井日产量约2550立方米。经济效益不佳，严重影响着各公司加大投入的积极性。 
  勘探开发成本仍偏高
  回顾近30年非常规气的发展，发现中外各国表现出共同的趋势：煤层气起步较早，特别是早于页岩气，但发展的势头较差，明显低于页岩气和致密气。这反映出一个客观现实：煤层气赋存和采出的机理更复杂，开发工艺和技术要求更高。
  目前油气界对其认识和掌握程度还不够，就使其勘探开发成本明显偏高。在市场经济条件下，资金配置自然会向低成本高效益者倾斜。而资金更雄厚不仅有助于扩大规模(规模越大单井成本越容易降低)，而且容易在大量实践基础上使理性认识更深入、工艺技术水平得以更快提高，从而形成加速发展的良性循环。反之亦然。而中国煤层气的情况恰属后者。
  向市场经济转型更强调比较效益，使国家各部门、各公司对煤层气的投入比例趋低。而当油价在较长时期内较大幅度走低时，压缩投资的措施首先指向成本更高的煤层气，这不仅使其所占比例降低，而且使其数量降低，导致煤层气钻井数量大幅走低，紧接着是产量走低，投入科研特别是偏基础研究的经费更难以增加。认识到这一点，就不会期待其与常规气、其他非常规气一样“均衡”的增长，“十三五”期间对煤层气的过高指标可望得到修正。
  促进发展的对策
  尽管遇到困难，但仍要坚持大力发展煤层气。这不仅因为它是宝贵的资源，还因其开发利用对环境保护和煤矿开发的安全有重要作用。如果对煤层气现状有比较一致的认识，那么发展对策就容易有相同的见解。
  放开矿权
  打破油气矿权区块垄断，对不同类型企业实行公平的准入机制是搞活油气(包括煤层气)上游、从而激活整个油气工业体系的根本措施。这是深化改革中越来越强烈的呼声。
  笔者认为，这种放开是依法实施的。现行法规同时界定了矿权区块的准入和退出，规定超过时限和/或未完成约定工作量则必须依法退出矿权区块。如执行此规定则垄断并全覆盖式占有油气区块的现象近期就可逐步消除。至于准入单位，现行法规要求是国务院认定的有资质者。不在国务院拟定的负面清单上的合法注册油气企业均可望有取得矿权的资格。
  更有针对性的实施混合所有制
  煤层气矿权问题还产生于专业公司和煤矿之间。国家有关法规要求高瓦斯矿区必须先采气后采煤。为促进其落实并解决煤炭企业缺少资金技术的难题可倡导双方联合，并在必要时吸收其他资本进入，组成混合所有制企业以实施地面钻井开采煤层气。这样还可促使煤层气的施工与未来矿井的施工更有机的结合，避免前者的地下井网对后者的不利影响，也可利用前者的地面集输设施促进后者排采利用较低甲烷浓度的煤层气。近年山西煤矿与专业煤层气公司间出现的一些合作模式值得借鉴。
  促进资源的综合开发利用
  众所周知，煤系地层可以生烃，可赋存常规和非常规油气。但其中的煤和共/伴生的固体矿产与烃类的流体矿产在矿权和经营企业上都被人为的分割。这使几代地质学家一再强调并为我国有关法规所要求的综合勘探、综合开发、综合利用难以落实。实际上常规和非常规油气可在同一区块、井场，甚至同一井眼中产出。美国的法规就允许租用矿区(井场)的公司开发油和气，而不管其是煤层中的气还是页岩中的页岩气、页岩油，也不管其是致密砂岩中的气还是更浅层不够致密砂岩中的常规气。至于煤层气开采初期必须的大量排水，也应根据不同的矿化度予以综合利用。总之，在未来的改革方案和相关法规中须更自觉更有力的贯彻资源综合开发利用的原则。
  促进煤层气的联合攻关研究
  前已提及，赋存开发的基础研究和与之相适应的工艺技术及装备研究薄弱是另一制约其发展的根本因素。回顾上世纪80年代初我国天然气处于极其薄弱的状态，正是中央决策由科委(后来是计委和科技部)牵头组织三部(石油工业部、地质矿产部、煤炭部，后来他们的名称都有改变但都有其实体继续参加)一院(中国科学院)的跨部门联合攻关，接力进行的延续四个五年计划的大型研究项目，为我国天然气工业的大发展奠定了雄厚的基础，实现了油气并举。
  在新一轮战略接替中，在常规与非常规油气并举开始实施的关口，组织对非常规油气的跨部门联合攻关科研是个恰当的时机和必要的措施。这之中要重视处于薄弱环节的煤层气研究。这种研究不但包括偏基础性的课题，也要重视开发工艺技术和设备研究，将为实现非常规油气(特别是煤层气)的低成本开发开拓道路。