作为经济结构调整的重要内容和“十一五”期间能源可持续发展的重点项目，煤层气的开发利用已被很多省份列为重点投资领域。而为了促进煤层气的开发和利用，财政部日前又专门下文，中央财政将按0.2元/立方米（折纯）的标准对煤层气（煤矿瓦斯）开采企业进行补贴。今后企业开采的瓦斯出售、自用或作民用燃气、化工原料，并能准确提供开发利用量的，均可获此补贴。企业开采瓦斯用于发电的部分，继续享受此前国家发改委《关于利用煤层气（煤矿瓦斯）发电工作实施意见的通知》中的相关优惠。在此基础上，地方财政可根据当地瓦斯开发利用情况，对瓦斯开发利用给予适当补贴，对瓦斯抽采企业实行优惠税收政策。综合来看，该政策比世界大多数国家给予煤层气开采企业的政策都更优惠，这必将推动我国煤层气开采事业的快速发展。
开发煤层气刻不容缓
煤层气俗称瓦斯，是成煤过程中经过生物化学热解作用，以吸附或游离状态赋存于煤层及固岩的自储式非常规天然气。高品质煤层气中甲烷含量通常在90%以上，空气中含量达到5%~16%时，遇明火即可爆炸，因而又被称作煤矿“第一杀手”。包括我国在内的世界各国，都采取“先抽后采”的办法，以规避“第一杀手” 的伤害，但煤层气不加利用地直接排放，不仅会造成巨大的资源浪费和经济损失，而且会产生严重的环境问题。因此，如何科学合理地抽采、利用煤层气，一直是世界产煤大国和有关专家关注的焦点。
我国是一个富煤、贫油、少气的国家，为解决天然气和石油资源短缺问题，我国不得不每年动用大量外汇进口石油和天然气，仅2006年开始从伊朗分25年进口 1000万吨液化天然气一项，所花外汇就达700亿美元。更为严重的是，我国已是世界第二大温室气体排放国，2020年以后，将要直面《京都议定书》的履约压力，而目前一次能源消费结构中煤占70%比重这一事实，使我国环境压力日益沉重，提高天然气和煤层气等清洁能源在一次能源消费中的比例刻不容缓。
基于能源安全、生产安全和环境保护考虑，我国从1982年开始，将瓦斯利用纳入国家基建投资计划，“九五”以后，又出台一系列优惠政策，鼓励企业、科研院所、地方政府和外资企业对煤层气进行勘探、开发、抽采和利用。经过努力，到1990年底，我国已建成投产瓦斯利用工程50余处，年利用瓦斯4亿立方米。 2004年，我国施工地面煤层气井287口，试验井组6个，正式登记煤层气区块56个，面积6.577万平方千米。2005年，我国煤矿抽采瓦斯23亿立方米，利用瓦斯11.3亿立方米。其中，阳泉、淮南、水城、盘江、松藻、晋城、抚顺7个矿区，年抽采瓦斯量超过1亿立方米。地面煤层气开发通过示范工程建设，已进入商业化开发阶段，涌现出了山西沁水枣园井组煤层气开发试验项目、辽宁阜新刘家井组煤层气开发项目、山西晋城潘庄煤层气地面开发项目等一批实现了小规模商业化的煤层气地面开发项目。
政策出台力推煤层气开发提速
2006年，我国首次将煤层气开发列入“十一五”能源发展规划，计划到2010年开采保护层比例达到90%以上，煤炭瓦斯采率达50%以上，瓦斯抽采量 100亿立方米，全国矿井瓦斯利用总量达到50亿立方米，瓦斯发电装机容量达150万千瓦。2006年6月19日，国务院办公厅印发了《关于加快煤层气 (煤矿瓦斯)抽采利用的若干意见》，其中明确规定：煤层气抽采利用项目用地，可按国家规定给予优先安排；煤矿利用煤层气发电多余电量需要上网的，电网企业要优先安排上网销售，无须参与市场竞争；煤矿企业按规定提取的安全费用，可以用作煤层气抽采系统建设；进一步加大煤层气抽采利用的科技攻关力度，加大科技投入；对煤层气抽采利用实行税收优惠政策；地面直接从事煤层气勘查开采的企业２０２０年前可按国家有关规定，申请减免探矿权使用费和采矿权使用费；煤层气抽采利用设备在基准年限基础上实行加速折旧；国家将统筹规划煤层气和天然气输送管网建设，让处理达标的煤层气优先进入天然气管网及城市公共供气管网等。同时，对企业进入煤层气开发领域设立了严格的门槛，坚持采气采煤一体化原则，严禁煤炭企业向大气中直接排放煤层气。
政策的助推作用很快显现，2005年~2006年，全国煤层气钻井数达1000多口，超过此前10年钻井数的总和。到2006年底，我国惟一专业化煤层气骨干企业——中联煤层气公司，已经拥有8个自营勘探项目，并在山西柿庄南建立了由１５口井组成的沁南枣园煤层气开发试验井组，所产煤层气除供1座８００千瓦电站之外，还通过1座３.６万立方米/日的压缩气站，向河南林州和山西长治供气，实现了日供气１万至２万立方米商业化运营；投资3.64亿元的山西潘河煤层气高技术产业化示范项目一期工程，年产气１亿立方米，成功用于汽车、民用和工业。该公司还与中华煤气、山西天然气公司等签订煤层气供应协议，目的是一旦大规模煤层气开发成功，便可将处理达标的煤层气，通过西气东输管网，直接送往下游用户。
我国最早进行煤层气开发利用的山西晋煤集团，也于2006年建成18座煤层气发电厂，总装机容量达4.3万千瓦，年发电量超过2.58亿度，年利用煤层气 1亿立方米。该公司正在建设的寺河煤矿12万千瓦电厂，是迄今为止全球最大的煤层气发电厂。另外，由中联集团与陕西煤业化工集团联合在陕西韩城王峰—龙亭地区进行的先导性试验项目，也已建成２０００万立方米／年煤层气生产能力。山西阳泉煤业集团所属的６个生产矿井的煤层气，去年抽放总量超过２.５亿立方米，利用煤层气３４０７万立方米。
国内企业对煤层气开发如火如荼，外资企业也没有闲着。从1991年起，包括萨摩亚美中能源公司、美国康菲公司、美国远东能源公司、雪佛龙德士古公司、美国阿科公司、加拿大宏图研探公司、加拿大亚加能源公司、加拿大国泰油气公司、香港中杰国际公司等企业，纷纷通过合资、合作等方式，进入我国煤层气开发领域。到2006年底，共有16家外资企业与我国签订30个煤层气产品分成合同，合同投入金额超过12亿美元，合同区域面积4.57万平方千米，合同区内煤层气资源量5.21万亿立方米。其中，已经开工的项目就有17个，山西保德、临兴、寿阳、马必、晋城，宁夏永利，贵州保田青山，湖北黄石，新疆硫磺沟等９个项目已经完成垂直井钻井或水平井钻井；山西三交北、沁源、柿庄南，云南恩洪，安徽潘谢东等项目完成了钻直井/水平井的前期准备工作，山西柿庄南和晋城两个项目还完成了总体开发方案的编制。
商业化开发煤层气时机成熟
政策倾斜、政府支持、技术突破，以及我国丰富的煤层气资源与巨大的市场需求，预示着我国大规模商业化开发煤层气的时代已经到来。
首先，技术上实现突破。上世纪80年代以来，通过“六五”至“十五”煤层气攻关项目及“973”煤层气开发计划，我国已在煤层气研究、资源评价和勘探试验等方面掌握了煤层气的形成、赋存特点、分布规律、资源评价和储存测试技术，初步建立了煤层气资源数据库并试验了开采技术。在煤层气的选区评价、高渗透区预测，以及钻探、完井、增产强化措施和气井管理等方面积累了宝贵经验，为煤层气开发基本扫除了技术障碍。
其次，资源丰富。我国陆上煤层气资源量高达38.8万亿立方米，2000米以浅煤层气储量达35万亿立方米（相当于可供全国使用20多年的能源或450亿吨标煤）。其中，煤层气可开采量10万亿立方米，超过常规天然气资源量和可开采量。每年排放的煤层气达150亿立方米，而目前每年实际开采利用的煤层气总量只有10亿立方米，仅占可开采量的万分之一和排放量的十五分之一。
第三，输送管网健全。目前我国已建成包括西气东输、陕京二线、忠武线、涩宁兰线、冀宁联络线五条输气干线，天然气输送管道全长2.62万千米。按照有关规定，煤层气只要处理达标，便可通过贯穿东西与南北的天然气管道，直接向终端用户供气，从而解决了煤层气商业化运营中最头痛的安全输送问题。
第四，集约化程度较高。目前我国已形成中联公司、中石化、中石油及各地煤炭大型企业参与，海外军团与国内外科研院所共同合作开发煤层气资源的格局，这些企业不仅掌握了煤层气开发利用的关键技术，而且拥有雄厚的资金实力，积累了十几年煤层气开发利用的经验，掌握了数目可观的煤层气矿权，一旦优惠政策和配套措施到位，规模化开发便会展开。而能否实现规模化开发，恰是煤层气能否实现商业化运营的关键。
第五，最棘手成本问题已经解决。此前，国家虽然也出台了诸多优惠政策，但由于市场准入、发电上网、基础设施等方面配套政策跟不上，使利用煤层气经济效益不明显，影响了煤层气开发企业的热情。此次财政部政策的出台，煤层气开采企业不仅可以取得增值税先征后返、免征所得税、免征设备进口增值税等优惠，还可获得 0.2元/立方米的财政补贴，如果再算上各地政府为降低煤矿事故，给予企业的瓦斯治理资金支持及其他优惠政策，投入煤层气开发的“钱”途将十分光明。
煤层气应用还有大量工作要做
“煤层气真正用于化工生产、民用和汽车燃料，实现规模化和产业化生产，还有大量工作要做”，著名煤层气专家，陕西煤业化工集团副总工程师任克龙在谈到煤层气应用前景时这么说。
据任克龙介绍，煤层气抽采主要分为地面抽采和井下抽采两种方式。井下抽采由于要保证瓦斯含量在5%~16%的爆炸范围以外和氧气含量达到采煤工人的生理需求，通常需注入大量空气，所以甲烷含量只有10%~40%，这种低含量煤层气一般不宜直接用于民用、汽车燃料和工业原料，只有通过分离提纯，使甲烷含量达到40%以上，才能被压缩成液态煤层气，实现安全、方便、经济地远距离运输。但就目前的技术和我国煤层气开发与供求状况而言，煤层气净化提纯再液化压缩的成本太大，企业出于经济效益考虑，要么将抽采的低浓度瓦斯气就近燃烧发电，要么放空。地面抽采即采煤前的预抽，无须注入大量空气，所抽采煤层气中甲烷含量一般在90%以上，有的可超过97%。这类煤层气与常规天然气无二，可方便地用于民用、汽车燃料和化工生产。但地面抽采对勘探、评估、钻井等技术要求很高，有些技术我国目前还未完全掌握，尤其是我国煤层气渗透率低，流动性差的特点，导致地面抽采难度大、成功率不高，投资风险大、经济效益不显著，企业投入热情不高，使优质煤层气产量少，抑制了煤层气在化工等领域的大面积使用。
“不过，随着国内煤层气产量的大幅增加，以及正在建设的‘川气东送’工程2010年的完全建成投产，我国包括煤层气、天然气在内的清洁能源供不应求状况将得到改观，煤层气产地甚至会出现供大于求状况，更多煤层气企业将被迫通过净化提纯压缩液化技术，把煤层气销往东南沿海等天然气紧缺地区。勘探、评估、钻井等关键技术的突破，也将使我国地面抽采的优质煤层气激增，并通过现成的天然气管网进入下游用户，推动煤层气开发利用的规模化和产业化进程，以煤层气为原料生产合成氨、甲醇及其他化工产品就将成为现实。”任克龙最后强调。
