为何煤层气矿权试点就是推不动

　　山西是煤炭大省，也是煤层气产业发展的“领头羊”。截至2015年底，山西省累计探明煤层气地质储量5600亿立方米，占全国总量的88%。山西省要通过“气化山西”摘掉“煤老大”的“黑帽子”，煤层气的支撑作用不容小觑。

　　去年，山西连续颁发四文件支持煤层气产业发展。国土资源部还首次将过去直接受理审批的山西煤层气勘查开采审批事项部分委托下放至省，山西成为全国唯一试点。纷纷而至的政策旨在进一步扶持煤层气勘探开发和利用。

　　然而一年过去了，试点效果如何？业内人士看法不一。种种疑虑都与背后存在的新矿权审批形式、产能到位率低、市场消化利用不足和政策补贴乏力等问题息息相关。

　　为加快推进煤层气支柱产业建设，山西省去年连续出台多项相关政策，并与去年4月与“国土资源部委托山西省实施部分煤层气勘查开采审批登记”这一政策一起，构成实施煤层气矿业权审批制度改革的主要政策体系，成为国家委托审批煤层气矿业权试点的唯一省份，在“家门口办事”，省时省力，山西省开启了为期两年的试点之路。

　　一年之后，试点未有起色，产业“旧疾”未愈。煤层气发展瓶颈不仅在矿权，更被补贴与技术所困。

　　“试点”一言难尽 

　　“家门口办事”的工作效率在三个月后体现。2016年7月19日，山西省国土资源厅为中联煤层气有限责任公司颁发了“山西沁水盆地柿庄南区块煤层气勘查许可证”。但记者注意到，此次仅为旧矿权延续登记。

　　截至目前，一年的大半过去了，矿权审批并没有“喜新厌旧”，因为新区块审批登记这块“肥肉”未被动刀。试点没有新动作，矿权审批仍旧静悄悄。疑虑和担忧渐起，试点难道失败了？

　　接受记者采访的多位业内人士均表示，因为时限未到不能说完全失败，但是推进进度缓慢，如何公平执行到位有待观察，目前尚未看到推动煤层气发展的效果。

　　“一方面，目前山西优质区块基本登记完毕，而新矿权大概5000平方公里左右，仅剩20%左右留给山西省配置，区块质量未知，审批权下放效果并不乐观。另一方面，煤层气在山西发展初具规模，但优质矿权大多都在央企和国企手中，山西争取审批权下放，是突破，但初衷或许不是改革和强化资源管理监督，从某种程度来说是为地方‘争权’。因此是否会偏向煤炭企业、对地方企业和央企国企能否一视同仁尚不得而知，剩下的几个月的时间里，这些问题想要快速有效解决比较困难，因此试点的成效也许并不好。”一位不愿具名的业内资深人士对记者阐述了他的疑虑。

　　由于是全国唯一试点，山西省外的煤层气行业专家也关注着试点进展。陕西省煤层气开发利用有限公司副总经理牛鸿波和贵州盘江煤层气开发利用有限公司董事长杨世梁均对本报记者表示，目前来看，山西试点不能说失败，但也没有成功，解决矿权问题，这是煤层气发展整体需要面临的问题，更是今后矿权改革需要重点关注的领域。

　　目前来看，试点效果未见起色，因此山西省在新矿权的审批上应该更多关注具备成熟开发技术和实力的公司，用技术驱动盘活产业发展。“优质矿区已不多，山西省要协调好地方企业与央企、国企、煤炭企业和煤层气企业的利益，更要全面考量公司实力，不失偏颇地批矿权。” 上述不愿具名的业内资深人士补充。

　　但国家安监局信息研究院副院长刘文革较为乐观，他认为这一政策下放利好作用明显，对行业发展有积极作用，但或许是考虑到如何不失偏颇，山西省动作才较为缓慢。“‘试’就是尝试、消化和琢磨，试点不能一下就解决问题，更不可能完全解决问题，因此要给予试点时间和耐心，也要允许错误出现”。刘文革说。

　　就试点进展问题记者致电山西晋煤集团相关负责人，对方以暂时不方便为由拒绝回应。随后记者致电山西蓝焰煤层气集团有限公司和山西兰花煤层气有限公司，截至截稿，也未得到对方回应。

　　中国民主建国会会员、煤层气专家李良给出建议，他认为，在油气矿权改革问题上，要有坚持、有突破。坚持的应该是油气矿权一级管理、勘查单位经国务院批准，突破的应该是矿权分段管理、油气矿权不能重叠的禁锢、石油天然气矿权开放、扩大从事油气勘探开发工作的企业数量，参照煤层气对外合作权试点单位的做法，可以从新兴油气企业中选出一些有实力、有业绩的企业，作为从事油气勘查的试点单位。

　　补贴“旧疾未愈”

　　矿权审批试点难推动折射出煤层气发展缓慢甚至停滞现状。我国煤层气产业之所以不能从商业开发初期顺利进入快速发展期并逐渐沉默甚至边缘化，与缺乏有效的激励机制不无关系。

　　企业盈利困难，产业未形成良性循环，就如“滚石上山”般艰难。“业界一直在呼吁加强补贴，老生常谈但十分关键，理顺产业链需要技术‘慢调理’，但是当下最对症下药的就是国家补贴政策的扶持。”上述不愿具名的资深业内人士强调。

　　钱不是万能的，但煤层气勘探开发和高效发展，没有钱的支持却是万万不能的。 

　　2015年，煤层气市场价格下降0.7元/立方米，远高于补贴提升的幅度，这可能使煤层气后继投资乏力。由于煤层气的低收益特性，从2013年开始，国内主要煤层气企业投资下降。“鉴于此，国家需要出台更加强有力的补贴和支持政策，让企业有合理的利润空间。” 国家能源委专家咨询委员会专家孙茂远一再向记者强调。

　　我国煤层气资源虽然丰富，但难采的资源占70%以上，常规油气技术以及国外常规煤层气开发技术不能适应我国普遍存在的难采煤层气资源，导致平均单井产量低(全国煤层气生产井平均单产仅600立方米左右)，生产效益并不理想。而每开采利用1立方米煤层气中央和山西省财政补贴共计0.4元/立方米，煤层气补贴占其售价的三分之一，致使开发煤层气的企业普遍亏损，投入煤层气的积极性下降，后劲不足。

　　“补贴不到位，企业在亏损状态下勘探开发动力一定不足，加之消费市场疏导不畅，企业盈利能力堪忧，投资和勘探随之减少，产生恶性循环。也让企业缺乏技术研发投入的动力，短期难以降低成本实现营利。”牛鸿波对记者说。  

　　在中石油华北油田总经理助理朱庆忠看来，煤层气开发更大程度上是新能源挖掘，超脱瓦斯治理的范畴，尤其是要想实现“气化山西”战略部署，对技术的规划和部署都有更高要求，因此国家要重视并给与财政补贴，切实起到激励山西企业投入的积极作用。

　　能源是特殊市场，要保持一定价格体系，才能保证能源市场不乱套。这需要改变能源消费理念，改变能源市场交易规则。低价并不是“惠民政策”，因此从能源发展市场来看，需要国家层面来调整经济结构，理顺山西乃至全国煤层气价格体系。

　　技术需“因地制宜”

　　试点是“望、闻、问、切”，补贴是“良药”，但要想产业持续健康发展，技术才是“调理”的关键。

　　面对未来质量未知的新批矿权，技术要突破，认知更要突破。

　　山西煤层气资源主要为高、中级煤阶煤层气，分布面积广，现有技术仍需进一步提高，以促进行业发展。

　　多位业内人士表示，要正确认识到煤层气是种边际资源，对开发技术要求更高，应针对不同的地质特征制定正确的技术攻关思路。

　　煤层气的开发规律与常规油气有本质区别，工程技术开发规律的要求煤层气勘探开发技术做重大调整。

　　一方面，与国外相比，我国煤层气资源禀赋差异大、构造煤区块、超低渗以及深部区域等难采煤层气资源占总资源量的75%以上，低压低渗非均质性特点突出，国外成熟的煤层气开采经验不能直接移植利用，这些都影响了目前煤层气效益区块的数量。走出符合山西地质条件和开发需求的工程技术路线成为必须面对的课题。

　　另一方面，要高度重视煤层气勘探开发理论和技术的研究。“十三五”期间，我国煤层气主要以丛式井为主。现在，直井、丛式井占了全国的97%，更加符合我国煤层地质和地面地形的特点。“产量的突破得益于从源头上深入研究我国煤层气分布特征和开发规律，从而研究出适合于当地地质情况的‘水力造穴复合压裂’等工程技术，而不是照搬国外技术或者常规气开发技术。”朱庆忠说。

　　孙茂远指出，开发煤层气最难的不是技术本身，而是国内独具特色的中浅层煤层气开发。这些储层多数具有密度低、塑性强、应力敏感性强、易伤害等特点，单靠实验室取样很难准确客观反映浅层地下的状态。要取得开发突破，就需要解放思想，不断更新对储层的认识，攻克技术难题。

　　 记者有话说：

　　 推行试点重在执行到位 

　　矿权审批下放至山西一年整，“‘在家门口’就能办理”的欣喜之后，只有旧矿权的延续登记，并未见有新矿权审批的动静，业内对于试点的疑虑和担忧渐生。

　　等待和获得审批权的过程不易，而当真正手握政策时，如何深入执行、有效实施也非手到擒来如此简单，或许这也是一年来进度缓慢的原因之一。

　　无论如何，山西是煤层气发展大省，也是产业问题集中且突出的省份，因此山西是试点更是“焦点”。如何将这一权利公平实施值得思考：地方企业顾不顾，央企国企和合作的外企管不管？利益如何平衡？权益如何保障？

　　山西需要解决的已不仅仅是本省产业如何发展的问题，更承担着要抬头看路、着眼产业整体，通过行动带动试点示范效应，从而为全国的煤层气行业树立榜样和典型的任务。

　　煤层气未来更好地发展，绝不能仅看当下。一视同仁不易，遂才举棋不定。盼山西有“拨云见日”之举，为“艰难爬坡”的煤层气产业添一臂之力。（文丨 渠沛然）