距离3年前设定的目标，只剩下一年，煤层气所面临的挑战依然还在。

   国家能源局数据显示，2014年前三季度，全国煤层气抽采量126亿立方米，利用量55亿立方米，同比分别增长9%和14%。其中，地面产量27亿立方米，利用量22亿立方米；井下抽采量99亿立方米，利用量33亿立方米。

   而对于2014年的煤层气抽采和利用情况，中联煤层气公司总经理助理叶建平则表示，今年我国煤层气产量预计为152亿立方米，比去年增长10%。其中，地面产量预计为36亿方，井下抽采预计是在116亿立方米。

   相较于当初的预想，这样一组数据并不理想。

   不妨将时间回到2011年的最后一天。彼时，国家能源局发布《煤层气开发利用“十二五”规划》。《规划》提出，2015年中国煤层气产量达到300亿立方米，其中地面开发160亿立方米，基本全部利用；井下煤矿瓦斯抽采140亿立方米，利用率60%以上。

   尽管距离“十二五”收官还有一年时间，并且截止目前2014年全年的煤层气产量并未有确切的官方数据，但是按照往年煤层气产量的增幅（2013年增幅13.7%，2012年增幅不足10%，2011年增幅36.7%），2015年达到300亿立方米的目标产量俨然是一个巨大的挑战。

   天然气缺口下的倒逼

   煤层气俗称“瓦斯”，主要成分是可燃气体甲烷，存于煤矿的煤层中，是与煤伴生、共生的气体资源，属非常规天然气。在煤矿开采的过程中，对瓦斯气处理若稍微开采不慎，就会引发矿难；若用新技术将它从煤层中抽离出来，就可以变害为利，成为天然气的替代气体。

   “中国是煤炭非常丰富的国家，也是全球最大的煤炭生产国，所以我国煤层气资源也很丰富。埋深2000米以内浅煤层气地质资源量约36.8万亿立方米、1500 米以内浅煤层气可采资源量约10.9万亿立方米，中国煤层气地质资源量与常规天然气地质资源量基本相当。中国煤层气资源量约占世界总量的13%，仅次于俄罗斯和加拿大，居第三位。”卓创资讯天然气分析师王晓坤对新华能源分析。

   实际上，在我国发展煤层气具有重大的意义。

   伴随天然气消费量快速增长，我国天然气供应缺口不断扩大。公开数据显示，从2006年进口天然气开始，我国2012年进口量已达到426亿立方米，对外依存度达29%；2013年，我国天然气消费量约1670亿立方米，其中进口量530亿立方米，对外依存度达31.6%。曾有专家预测，2020年，国内天然气消费将达3800亿立方米，常规天然气产量为2000亿立方米，供需缺口达到1800亿立方米。

   或许正是因为这样，“十二五”规划将煤层气开采利用的目标提升到了前所未有的高度——到2015年，我国煤层气新增探明储量1万亿立方米，产量300亿立方米；煤层气开发投资1166亿元，其中井上投资604亿元，井下投资562亿元；建设沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘煤层气产业化基地，并在这两个基地和豫北地区建设13条输气管道，总长2054公里，年输气能力120亿立方米。

   国家能源委员会专家咨询委员会委员孙茂远就公开指出，从宏观和长远来看，我国开发利用煤层气的综合效益将会十分明显。比如，减少煤矿瓦斯事故的人员伤亡和财产损失；煤矿建设“先抽后采”，把高瓦斯矿井改造成为低瓦斯矿井，可节约矿井基建费用20%左右；与页岩气、致密油气、煤制油气相比，开发利用煤层气没有环境破坏、水资源浪费等诸多问题。

   表面之上，煤层气开发似乎迈进了快车道。而事实上，如果回顾近年来的煤层气开发之路，可谓一波三折。

   煤缝“淘金”的缩影

   山西省省会太原市东南260公里，晋城市西北70公里，这里是山西沁水县，地理学上的沁水盆地就位于此。就在这个只有2.7万平方公里的盆地里，却蕴藏着全国10.8%，约3.97万亿立方米的煤层气。也许正是基于此，在能源局2011年末所做的《规划》中，就明确提出，要把沁水盆地以及另外一处煤层气富集区——鄂尔多斯盆地东缘建成两大煤层气产业化基地。

   在沁水盆地开发煤层气的几家大公司中，格瑞克集团便是其中一家。

   “我来中国时，满头黑发，现在已是一头白发。”回想起这些年在开发煤层气道路上的艰辛，格瑞克集团董事长兼首席执行官兰迪·格瑞沃这样感慨。

   1997年，格瑞克与另外4家外企一起，和当时唯一具有煤层气对外专营权的中联煤公司就六个区块签署了产品分成协议。自此，格瑞克集团开始了在中国的煤层气开发之路。

   然而，出乎兰迪·格瑞沃预料的是，中国煤层气的“地质条件比想象的要复杂，资本投入比预想的要多，花费的时间也比预料的要长”。

   格瑞克当时开发的区域，由于煤层在地表下面分布不均衡，煤层的走向不连续，在钻水平井时，经常钻出煤层，如果钻遇煤层顶、底板的水层，钻下去的井如果不能顺着煤层走向走，有可能会打到岩石当中，这样打出来的井就只有水，没有气。而且，煤层气作为非常规天然气，其特点在某些当面方面类似页岩气，没有一种通用的开采技术。不同地质条件开采技术也不尽相同。

   这样的情形下，尽管格瑞克在国外有较好的技术基础，也不得不潜心研究适合中国的开采技 术。“研发初期，我们从自己在美国的公司中抽了很多专业技术人员过来，通过技术培训扩大技术人员数量；后期我们从澳大利亚请了许多技术专家来支持，因为澳大利亚是全球煤层气开发第二大成熟和先进的国家。”兰迪·格瑞沃回忆道。而这一研究过程，竟用了10年。

   直到2008年，也就是格瑞克进入中国市场后的第十年，其研发出的LiFaBric钻井技术（在易碎的煤层中下筛管技术），才成功克服了中国煤层地质的复杂情况。这一技术是将井水平分支直接钻在煤层里，且不受煤层分布不均的影响，钻遇断层可以成功穿越，并可以顺着煤层的走向走，最大限度保证所有的井都打在钻的分支呆在煤层里，在钻井之后再把筛管放下下进去去，防止煤层垮 塌。

   “这种技术在每平方公里只需要钻3口水平井，每30至50平方米的间隔钻一口井，而非（像别的技术那样）建立需要建多个井场打钻垂直井，我们的水平对接井技术仅需一个井场就能钻探1公里以上。”格瑞克相关技术负责人对新华能源表示，“此外，该技术用地面积小且无污染。整个钻进及完井过程均不使用化学制剂，因此，对煤层的污染几乎是零；此外，我们采用PVC筛管，也不会对将来的采煤造成影响；水平对接井完井之后，钻井井场所占用地便可复垦，大大减少了土地的使用。”

   2013年，经历了16年的等待和前后共21亿元的投入后，这家一直在中国煤层气领域孤独坚守的外资企业终于迎来曙光。“2013年（我们）实现投资资金回报。而且我们在中国的煤层气产量于2015年将达4.5亿立方米，是2012年的6倍。”对于格瑞克在中国煤层气开发中所取得的成绩，兰迪·格瑞沃毫不掩饰内心的喜悦。

   喜悦的背后，煤层气开发存在的诸多问题也同时显现。

   0.2元补贴“杯水车薪”？

   “中央财政每立方米煤层气补贴0.2元，山西省再多补贴0.05元。”格瑞克相关高管表示。尽管有上述补贴政策，然而，相对于高昂的煤层气开发成本来说，这样补贴显然“杯水车薪”。

   山西蓝焰煤层气集团总经理田永东在接受媒体采访时就表示，目前每立方煤层气的抽采成本大约在2元，但售价仅为1.6元，给晋城本地的价格是1元。因为价格太低，所以一些企业虽然有大量区块却不愿多采气，甚至是圈而不采。

   “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。”有业内人士这样表示。中国工程院院士袁亮曾建议，从现在到2020年，国家应加大价格调节、财政补贴、税费优惠力度，对原先销售煤层气产品的补贴，由目前的0.2元/立方米增加到0.4元/立方米。“经济性是企业参与和多元化投资格局形成的重要推动力。”

   不仅如此，开采区块气矿权重叠问题也阻碍着煤层气快速发展。

   虽然国家明确提出“先气后煤”的开采主张，但是大部分煤企出于井网破坏煤层结构、增加开采难度等考虑,越过煤层气开采环节，以经济补偿的方式收购煤层气采矿权。而很多拿到气权的煤层气企业只是跑马圈地，没有真正开采。

   “气权或在央企或在外国公司，由于我国矿权设置实行‘申请在先’和‘探矿权排他性’的行政性配置办法，所以煤层气矿权由国土部配置以后就不会更改。”在接受媒体采访时，安迅思燃气产业链总监黄庆说。

   山西省发改委宏观研究院院长王宏英公开表示，从美国的经验来看，影响煤层气产业发展的三大因素是政策、技术和投资，只有做好顶层设计，加快政策落实，才能够激发企业的投资热情和技术创新。

   而在中国石油和化学工业联合会副会长李润生看来，“扩大探矿权面积、缩短审批周期同样重要。”我国煤层气资源丰富，但探矿权面积过小，他建议支持煤层气企业获取更多的探矿权。同时，他建议有关部门简化煤层气现场施工必须办理的各种繁杂审批手续，给生产企业钻前工程、现场实施及排采管理留下更多空间，确保规划目标所需产能建设基本工作量的完成，及时协调解决重大项目进行中的突出问题和困难。格瑞克与当时唯一具有煤层气对外专营权的中联煤公司就六个区块签署了产品分成协议。