独家放送 | 煤层气日益边缘化，出路在哪儿？请听听这些人的心里话...
【编者按】
十年间煤矿百万吨死亡率从2.81降到0.157，这或许就是煤层气在经济形势困难情况下还能提高补贴的原因。社会已经形成共识，煤层气不仅是清洁能源，更能减少瓦斯事故、保障我国最大的一次能源——煤炭安全生产。
然而还有另一个共识：煤层气确实重要，但经济效益差、投资不足、市场开拓困难……国家一直出台扶持政策，这个行业却日益边缘。
问题究竟出在哪儿？在7月9日中国能源报举办的煤层气产业破解困境思路分享会上，每个与会者都带着问题而来。主持人中国能源报副总编桂俊松认为，虽然煤层气行业的困难与机遇并存，但和页岩气等其他非常规天然气相比，煤层气更具现实基础。三个小时的分享，我们听到了无数的问题，有些是迟迟得不到解决的老生常谈，有些是新形势下的旧忧未解又添新愁……我们不会回避，因为解决问题的第一步，就是直面困境。
图为煤层气产业破解困境思路分享会现场
今天我们将为您送上本次会议的最后五位发言嘉宾的精彩内容，欢迎大家留言加入煤层气产业发展大讨论！（ps:文末附煤层气行业权威专家张遂安、孙茂远发言全文链接，欢迎分享）
文 | 程宇婕 整理
郭本广 | 中联煤层气有限责任公司副总经理
第一, 国家和政府的支持。国家很重视煤层气的发展，但在执行和落实上还有不到位的地方。最不到位的是煤层气发电上网度电补贴0.25元，经常上不了网也拿不到补贴，导致很多企业没有积极性。去年井下煤层气利用率仅有30%多，就缘于政策不到位，企业没有效益，没了积极性。
项目立项上，煤层气需要先拿储量制定开发方案，正式开发前企业要盖环保、安评等近30个公章。在探明储量的过程中，排采要达到一定标准才能称为储量。这期间的煤层气烧了很可惜，卖了却违规。我们曾多次向有关部门呼吁探采一体化。探明权和开采权分离，不符合勘探开发一体化的特点。
管网也是煤层气困境的原因之一。我们到山西省发改委调研发现，中石油保德项目一天产气150万方，一天就烧掉70万。为什么？当地消纳不了，煤层气井又不能停，只能天天燃烧。
这次气价下降对企业直接影响0.4元/方，虽然国家增加了0.1元/方的补贴，我们还亏0.3元/方。山西省政府补贴从5分钱涨到一毛钱，但只补给地方企业不补央企。我们多次表达过愿意在当地交税，但地方是分税制，对地方政府来说，税都不在这里交怎么给补贴呢？也有道理，我们希望能把税留给地方，这样地方才积极支持。
去年中联是盈利的，但有很多在建项目投入了大量的资金，现在还没有很好的效益。实际上煤层气行业的资金投入在前几年比较多，现在已大幅下降。我们一直跟财政部呼吁，0.3元/立方米的补贴标准与行业预期的0.6元/立方米存在较大差距。已有的优惠政策要落实到位，还要给更好的政策。
第二，如何让企业更有积极性？作为战略发展的重要部署，中海油相当重视煤层气的布局和发展，将中联公司定位为非常规天然气发展。
在含煤岩系中，除了煤层气资源外，还共生有丰富的页岩气、致密砂岩气资源，同样具有开发潜力。目前，美国已成功实现煤层气、致密砂岩气合采开发。一口井综合勘探开发不仅对国家有利，对企业而言也可弥补煤层气单一抽采的亏损。我们希望油气改革过程中能放开限制，实现三气共采，激发企业积极性。
全国煤层气矿权的总面积只有5万多平方公里，政府基本上不会批新的矿权，这种情况要大发展难度比较大。建议国家增加新的煤层气矿权，让更多主体进入市场，实现充分竞争。
第三，技术和工艺上的突破非常关键。中联公司从1996年成立，在沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘煤田技术上已基本成熟，但低阶煤、高应力煤还有一些区块没有突破。
山西最近非常重视煤层气发展，领导信心很足，提出400亿方的目标。要实现该目标，第一要解决资金问题，第二是技术问题，第三是市场。
康建东 | 重庆煤科院瓦斯研究分院煤层气利用研究所副所长
事实上，各种浓度的瓦斯都可以利用。重庆煤科院提出了煤矿瓦斯梯级利用技术体系，从0%到8%、8%到30%、30%以上，对不同浓度的瓦斯利用都有不同的技术解决方案，这些技术已经过10年以上的研究。
高浓度煤层气甲烷浓度高（大于90%），热值与天然气相当，可以与天然气混输混用，用于工业、化工、发电和居民生活燃料，经过加工后也可生产CNG或者LNG。
煤矿抽采浓度大于8%的瓦斯可以采用内燃机组发电。30%以上浓度瓦斯发电选用高浓度发电机组，8%-30%浓度之间的瓦斯发电选用低浓度发电机组。瓦斯发电具有机组配置和运行灵活的特点，所产电力可以煤矿自用或上网，具有很好的经济性。
煤矿抽采的低浓度瓦斯（甲烷浓度小于8%）和风排瓦斯或空气进行掺混，经过蓄热氧化后可产生热能，用于发电、矿区供热、供冷、煤泥烘干等。重庆煤科院利用国家“十一五”、“十二五”重大专项科研支持，研发形成了多床式低（超低）浓度瓦斯蓄热氧化、高低浓度瓦斯精准混配、低（超低）浓度瓦斯蓄热氧化综合安全监控等具有自主知识产权的技术及装备，为低（超低）浓度瓦斯的高效利用提供了安全可靠的技术手段和成套装备。
值得注意的是，低（超低）浓度瓦斯利用不赚钱的观念需要改变。我们最近在阳泉新建了项目，通过利用低（超低）浓度瓦斯取代燃煤锅炉。地方政府和环保局要求10吨以下的燃煤锅炉必须进行环保改造，其改造和运行费用非常高。而我们的低（超低）浓度瓦斯利用项目虽然投资较高，但是运行费用很低，综合算下来是划算的，同时还具有节能减排的社会效益和环保效益。可以预计，低（超低）浓度瓦斯利用项目在未来几年内会井喷式发展。
饶孟余 | 中国油气控股有限公司总地质师
首先，关于煤层气优惠政策的落实。
作为国家级对外合作项目，目前仅能享受国家对煤层气的财政补贴政策；由于地方保护政策，无法享受地方财政补贴。此外，相对煤层气勘探开发成本以及市场销售情况而言，国家的财政补贴显得杯水车薪，缺乏支持力度。
根据中方合作单位对外合作项目的现行操作方法，外方的增值税由中方代扣代缴，并由中方统一申请增值税返还。实际操作中，因各种具体繁琐的程序及不明朗的政策，使得增值税先征后返政策迟迟不能落实。强烈建议国家财政部门简化增值税返还程序，保证100%退税，同时考虑外方无煤层气销售增值税开票权的现状，建议取消增值税的先征后返，改为直接免除缴纳增值税。
ODP行政审批手续繁琐，我们花了3-4年时间才获得批复。希望项目在产能建设过程中简化相关审批程序。
其次，矿权重叠问题给项目造成很大困扰。
虽然国家相关政策中明确要“先采气后采煤”，但在同一区域内已经存在不同权属的煤矿权和煤层气权的情况下，目前从国家到地方政府缺少规范化的实施办法，更多地是依靠企业自行协调，使企业在矿权关系处理上花费了大量精力。
在对外合作项目的煤层气总体开发方案和采矿许可证的报审过程中，建设项目需要办理征用永久用地，如在征地范围内存在煤炭权的，须煤炭权人出具同意矿产压覆协议，并放弃煤炭矿权，这样的协调工作更是难上加难。目前三交项目采矿许可证的办理中就遇到了这样的难题，因转采区部分区域跨省，与煤炭权人协调工作难以推进，中外合作双方寻找了各种途径，协调了各级政府关系，均未能取得实质进展。希望国家对此出具明确的实施办法或操作规程。
再次，关于用地政策问题。
目前煤层气项目用地主要是两种方式，一是通过国家征收并出让的方式取得工业用地使用权，通常工业土地使用期限为50年；另外一种是临时用地，一般为2年。因对外合作项目的合同为30年，集输处理站等大型建设用地期限最多也就是30年，没必要花费更大成本取得50年使用期限，因此建议从国家政策和土地管理的行政许可层面考虑，根据项目的实际需要确定土地使用期限；另一方面，针对煤层气井的钻井及生产特点，临时用地时间又过短，建议国家政策上明确对煤层气钻井的临时用地允许适当延长。
肖露 | 中煤科工集团重庆研究院煤层气液化研究所副所长
重庆煤科院从“十一五”开始做煤层气利用，主要解决煤层气液化中的能耗和安全问题：一是能效比如何提高，二是如何避免煤层气中的氧气在压缩时引发爆炸。通过“十二五”重大专项，这些问题得到了很好的解决。我们正在贵州盘江做一个10万方的项目，已经建好正在调试，经测算发现日处理原料气5万方（混合量）以上的规模就能赚钱。10万方的装置投资大概5500万左右。
重庆研究院已取得含氧煤层气液化分离装置、含氧煤层气制取液化天然气的装置、利用含氧煤层气制取液化天然气的方法等14项发明专利。煤矿瓦斯提纯后生产CNG或者LNG已经在重庆松藻、贵州盘江等地实施。实践证明，这是目前提纯工艺中经济性、安全性、可靠性最高的技术。
对于常规管道气生产LNG，一方气的运行成本（不含原料气）在0.75元左右，如果考虑到原料气成本（1.65元，发改委定价），做成LNG的话，算下来一吨LNG的直接成本是3300元，还不算管输费用，所以目前很多常规管道气制LNG工厂因亏本而停产。因此，对LNG装置的经济性影响最大的因素就是原料气成本。而煤矿瓦斯气作为原料气，比常规管道气便宜的多，如果优惠政策能落实，很多矿愿意降低原料气价格，甚至免费。因此，国家对于瓦斯气利用的优惠政策能够落实并加强的话，可以降低LNG的成本，显著提高瓦斯气制LNG的经济效益。
王斌 | 贝克休斯人工举升产品线策略与市场经理
贝克休斯作为一家工程技术服务公司，业务分布在全球最大的几个煤层气区块。同时贝克休斯人工举升部门作为全球最大的、领先的人工举升解决方案提供者，已经有将近60年的历史。贝克休斯目前专注提供两个方面的解决方案——螺杆泵解决方案和电解泵解决方案，我们提供的螺杆泵解决方案分为顶驱螺杆泵系统和电解螺杆泵系统。煤层气中常规使用的螺杆泵系统是顶驱的，因为前些年国内大部分是直井或者定向井。但这几年开始大量钻水平井，受限于顶驱泵的投放方式，不能够按照煤层气的开采要求下入到水平段去，煤层气的排采要求压力越低越好，因此用电潜螺杆泵直接投放到水平段上，从而将井底开采压力降到最低，最大化利用这口井的产能。我们意识到目前采用电潜螺杆泵的技术再次成为一种主流。
目前螺杆泵采用的橡胶大部分来自油田行业的橡胶。经过几年持续的研发，贝克休斯前年设计出专用于煤层气的新型橡胶。油田专注于油基，煤层气排采则专注于水基，需要螺杆泵为水基的排采方式定向研发，目前这种水基的橡胶在国内应用还不是很多，但在澳大利亚煤层气田取得了很好的效果。
首先，贝克休斯针对水基开发的橡胶膨胀率很小，第二个特性是煤层气的气液比相当高，排采时需要橡胶有针对气体的稳定性，这种水基的橡胶在面对大量气体时，不存在碎裂和脱胶的现象。
贝克休斯意识到螺杆泵排采需要很宽广的排采范围，从初期的几十方几百方到后期的几方甚至更小。除了宽广的排量适应性，螺杆泵的定子和转子还需要针对每个煤田和每个井有多种的过赢配合选择，去适应不同的条件，进行优化。煤层气开采中需要对井下压力进行精细控制，我们在井下有一体化的解决方案，会结合井下实时监测，将井下压力维持在每天几米的下降范围。国内油管锚的使用并不多见，在澳大利亚有大量的应用，油管锚可以减少螺杆泵在运转时非同心转到造成的震动，保证安全和效率，以及更长的运转寿命。
贝克休斯针对煤粉停井以后沉积在泵上造成卡泵，提供了一个特殊设计的工具，我们称之为“自动换向阀”，其第一个功能是在停井时，将油管中的流体导入到套管中，从而防止其中的煤粉尘沉积到泵头上造成卡泵；第二个功能是，煤层气开采之后大量气体产出有可能出现泵干转而无法抽吸，自动换向阀可以让液体自循环从而避免煤层气排采时干转的现象。
同时，我们结合在北美学习到的经验，在水平井里采取导流罩的方式。将整个机组下入到水平段，在机组上加一个倒置装置，气液流到装置上由于气体天然的特性会继续向井口流动，泵的抽吸作用将水和气层析，水进入泵中。在奥克拉荷马州的五十多口水平井都采用这种方式分离。经过这些年实践后，我们已经有了完整的方案，知道如何计算，如何避免生产中的一些问题，希望下一步能在国内有更多的应用。
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张遂安：页岩气并非优质资源，投资煤层气才更现实！孙茂远：中国煤层气20多年真是难！未来怎么进入发展快车道？END
出品 | 中国能源报（ID：cnenergy）
责编 | 赵唯
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