4月29日，国家能源局召开二季度网上新闻发布会，发布2022年一季度能源形势、可再生能源并网运行情况以及煤层气开发情况，解读《电力可靠性管理办法(暂行)》，并回答记者提问。

　　参加今天发布会的有国家能源局发展规划司副司长董万成先生、煤炭司副司长刘涛先生、新能源和可再生能源司副司长王大鹏先生、电力安全监管司司长童光毅先生等。

　　煤炭司副司长刘涛：

　　煤层气开发规模快速增长

　　近年来，国家能源局以煤矿瓦斯防治部际协调机制为平台，发挥牵头协调作用，会同有关部门完善煤层气开发扶持政策措施，推动煤层气资源勘探开发、技术研发应用、管理制度改革等方面取得明显成效。

　　一是产业发展资源基础不断夯实。煤层气勘探在新领域新层系取得重要突破，鄂尔多斯盆地东缘大宁-吉县、石楼西、临兴等区块综合探明煤系地层多种气源，新疆准噶尔东南缘、内蒙古二连、海拉尔等新区勘探发现几处千亿立方米资源量的大型有利区带。经过多轮资源评价，全国煤层气预测资源量约26万亿立方米，其中，已累计探明地质储量8039亿立方米。

　　二是技术攻关取得阶段性成果。依托煤层气相关科技计划，实施了一批研究项目和示范工程，煤层气成藏规律、渗流机理等基础理论研究不断深化，山西沁南高煤阶煤层气开发技术趋于成熟，鄂东煤系地层多气共采模式成功实践。直井跨层压裂、水平井分段压裂、碎软低渗煤层高效钻进、超低浓度瓦斯利用等技术创新取得重要进展，以企业为主导，产学研用结合的技术创新体系不断完善。

　　三是政策体系持续完善，改革创新纵深推进。清洁能源发展专项资金持续加大煤层气开发利用支持力度，煤层气适用资源税低税率优惠政策，煤层气开发项目列入煤炭清洁高效利用专项再贷款支持范围。连续3年安排煤矿安全改造中央预算内投资支持煤矿区煤层气地面预抽和关闭煤矿残存煤层气抽采。取消煤层气对外合作项目总体开发方案审批，煤层气开发项目均实行告知性备案在线办理。煤层气矿业权登记权限下放省级部门，全面实施竞争性出让和探采合一制度，退出约束机制不断完善。山西省出台首部煤层气地方性规章《山西省煤层气勘查开采管理办法》，能源革命综合改革试点扎实推进。

　　四是开发利用规模实现快速增长，成为补充天然气供应的区域性气源。全国累计施工各类煤层气井2万余口，建成沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘2个煤层气产业基地，资源勘查和开发试验拓展到川南黔西、新疆准南、安徽两淮等地区。2022年一季度，全国煤层气产量达到23亿立方米，同比增长约20.8%，约占天然气国内供应的4.1%。自2021年10月下旬以来，国家能源局建立煤层气生产供应日调度机制，指导重点煤层气企业科学排采管控、优化增产工艺，增加取暖季煤层气供应。2021-2022取暖季，煤层气日均供应量达到2360万立方米，山西煤层气已成为该省主要气源，并外输河北、河南等地。

　　在谋划“十四五”能源发展中，国家能源局统筹煤层气开发和煤矿瓦斯综合治理，组织有关地区和重点企业研究编制了《煤层气(煤矿瓦斯)开发利用方案》，提出2025年全国煤层气开发利用量达到100亿立方米的发展目标，明确了“十四五”期间煤层气产业规划布局和重点任务。目前，该方案已印发实施。下一步，我们将积极会同有关部门健全完善规划实施措施，强力推动规划目标任务落地落实，努力将煤层气打造成为增强天然气自主保障能力的重要气源，充分发挥煤层气在能源绿色低碳转型和供应保障中的重要作用。

　　新华社记者：

　　煤层气产业进一步做大规模面临的问题或困难是什么，下一步有什么具体举措?

　　煤炭司副司长刘涛：

　　谢谢记者提问。煤层气资源赋存条件复杂，开发技术难度大，项目经济效益不佳，这是煤层气产业发展面临的主要困难和问题。煤层气属于吸附气，勘探开发工艺技术复杂，钻井压裂后需要半年左右的排水降压、解吸扩散才能产气。不同地质条件下煤层气开发技术通用性差，部分地区成功应用的技术难以广泛推广。已施工完成的煤层气井中相当一部分日产气量不足500立方米，煤层气开发项目普遍处于微利甚至亏损状态，企业扩大投资意愿不强。全国煤层气产量主要分布在山西沁水盆地南部和鄂尔多斯盆地东缘地区，资源量占比更大的低煤阶和深部煤层气开采技术尚未突破，亟待相关理论和技术创新支撑。

　　虽然煤层气开发面临技术要求高、初期投入大、见效慢等短板，但也具有稳产期长、综合效益好等优势，“十四五”期间，我们将以“四个革命、一个合作”能源安全新战略为指引，算好煤层气开发利用的安全、经济、生态综合账，直面问题、攻坚克难，积极会同有关部门从加强科技攻关、创新发展模式、完善扶持政策等方面进一步加大力度，努力推动煤层气高效勘探开发。

　　一是加强勘探开发技术攻关。“十四五”时期，将煤层气等非常规天然气技术创新攻关纳入国家科技计划总体布局中统筹考虑，加强对煤层气理论研究和技术攻关的支持。按照“特定条件+适应性关键技术”的攻关思路，依托骨干企业和重点区块，加强深部和低煤阶煤层气富集成藏、渗流机理、生产特征和配套工程技术研究攻关，发展适应性低成本高效勘探开发技术，提升煤层气单井产量和开发效率。

　　二是推动产业发展模式创新。“多气合采”“煤气共采”可有效提升煤层气开发项目经济性水平，已成为煤层气开发利用新的增长点。下一步，继续加大煤层气勘查区块竞争性出让，鼓励社会资本进入煤层气领域，通过综合勘查、合资合作等方式加快推进煤系地层多气综合勘探开发;推广煤矿区煤层气地面预抽和“三区联动”井上下联合抽采，完善矿区瓦斯输送利用设施，拓展瓦斯利用途径，建设更高水平的瓦斯抽采规模化矿区。

　　三是健全完善开发扶持政策。持续加大煤层气开发财政政策支持力度，对符合条件的煤矿区煤层气项目安排中央预算内投资支持。引导金融机构积极运用支持煤炭清洁高效利用再贷款工具，加大煤层气项目融资支持。加强油气管网公平开放监管，落实好煤层气市场定价机制。督促有关地方和电网企业落实完善瓦斯发电价格政策，发展煤层气分布式利用和消费替代。指导协调地方各级有关部门为煤层气项目用地用林、环评、争议协调等提供良好服务。

来源：国家能源局2022年二季度网上新闻发布会文字实录