近日，世界最大的煤层气发电厂寺河120兆瓦煤层气电厂在山西省晋城市沁水县投入生产，装机容量达产后每年将发电8.4亿千瓦时。据了解，寺河煤层气电厂总投资8.75亿元，是目前世界上利用煤矿井下抽放瓦斯气为燃料发电的装机容量最大的发电厂，由山西港华煤层气有限公司投资建设。

　　同一天，国家发改委副主任、国家能源局局长张国宝表示，国家12个部委已成立了部际领导协调小组，着力推进煤层气的规模化和产业化。

　　规模化建设全国启动

　　中国煤炭地质总局高级经济师洪士姚告诉《中国能源报》记者，该局近年来完成的新一轮全国煤层气资源评价成果预测，我国埋深2000米以浅的煤层气资源量达35万多亿立方米，1500米以浅的煤层气可采资源量10万多亿立方米，相当于常规天然气可采资源量的50%。丰富的资源量为大规模开发煤层气提供了坚实的物质基础。

　　近年来，我国煤矿区煤层气（瓦斯）抽采利用不断取得进展，2008年煤层气抽采量58亿立方米，利用量18亿立方米，抽采量1亿立方米以上的矿区9个，煤层气民用用户90万户，发电总装机容量92万千瓦。最新的消息显示，今年上半年全国煤层气抽采量达到29.9亿立方米，同比增长了22.1%。但煤层气抽采量与我国煤炭开采过程中每年向大气排放瓦斯量和新一轮评价的煤层气资源量仍不够协调，瓦斯利用率偏低，矿区煤层气抽采利用进展不平衡。近年来，虽然加大了发展煤层气产业的政策扶持力度，但要实现煤层气产业发展目标任务依然艰巨。

　　按照《煤层气(煤矿瓦斯)开发利用“十一五”规划》目标，我国到2010年要建成年煤层气抽采量超过1亿立方米的矿区18个，煤层气民用用户200万户以上，煤层气发电装机容量150万千瓦以上，50%以上的发电设备实现热电冷联供。到2015年建成36个煤层气抽采利用亿方级矿区。

　　国家能源局近日专门组织开展了在全国重点煤矿区进行煤层气抽采利用规模化建设工作。国家能源局已委托中国煤炭研究总院重庆研究院收集全国各大矿区规模化建设方案，《中国能源报》记者从该院了解到，目前已有17个省区上报了规模化建设方案。按照此前规划，国家能源局将对上报材料进行汇总分析，拟定全国重点煤矿区煤层气抽采利用规模化建设方案初稿，并组织专家论证。在充分征求有关方面意见后，方案将于8月批准发布实施。

　　技术渐成熟 经济效益凸显

　　尽管我国煤层气资源丰富，但煤层气埋藏深，透气性不好，采集时需在采煤层上面打一个钻孔。而此类钻机过去一直由美国和澳大利亚垄断，价格高且不实用，打几百米就进不去了，并不适合中国的煤层条件，制约了煤层气的大规模开发利用。

　　中国矿业大学资源学院副教授吴财芳向《中国能源报》记者表示，目前情况大有改观。随着一系列钻机和煤矿瓦斯基础条件测定精确性等技术相继投入生产实验，钻机主孔最大钻孔深度达到了1046米，创造了井下国内外钻机实施钻进的最高纪录。

　　山西晋城无烟煤矿业集团（以下简称“晋煤集团”）党委宣传部副部长李天顺向《中国能源报》记者介绍，晋煤集团今年的全国煤层气产量将突破10亿立方米，预计收入将超过15亿元。

　　李天顺表示，随着开采量的不断攀升，各界看到了煤层气开采蕴含的巨大经济效益和环境效益。这将为煤层气大规模开发提供动力。据了解，在资源量占全国1/3的山西省，煤层气产业的发展已初具规模。在汽车燃料、煤层气发电相结合利用方面，山西已经实现了年发电量达2亿多千瓦时，煤层气代油燃料汽车仅晋城市就多达数千辆。

　　山西煤层气产业发展的迅猛态势，也引发了其他地区的开发兴趣。今年3月份，河北省提出了河北省煤层气勘探开发规划和技术建议。与此同时，煤层气资源量达10万亿立方米的新疆，也明确提出，到2009年将新增探明煤层气地质储量400亿立方米，产量达到4亿立方米。

　　未来将遇三大瓶颈

　　“山西煤层气开发实现规模化的一个重要原因，在于其建成了全省一体化的煤层气输气管道,”吴财芳表示。据了解，目前山西全省煤层气输气管道全长700公里左右，具备向9个市22个县区供气的条件。“全国其他省份规模以上矿区开采出的煤层气因为无管道往外输送，都是自采自用，主要用来解决矿区的供电、供暖问题”，吴财芳表示，随着国内煤层气产业化的推进，首要解决的就是“如何将采出的气往外输送” 的问题。

　　对此，有专家指出，随着西气东输以及川气东送工程两条能源大动脉的建成和运营，这一瓶颈因素将有望得到改善。西气东输管线经过许多煤层气资源富集的地区，塔北、鄂尔多斯盆地、沁水盆地、豫西、淮南均是煤层气富集带，总资源量接近14万亿立方米。

　　另外，由于体制上煤层气开采权和煤炭开采权设置交叉重叠，“拥有煤炭开采权的煤企不愿让煤层气公司在自己的矿区内开采煤层气，而拥有煤层气开发权的企业也不相让，彼此一直纷争不断。类似前两年中石油、中联煤状告晋煤集团‘非法采气’的事件屡有发生。”长期关注煤层气产业的《地质勘查导报》副主编李伟峰对《中国能源报记者》表示，尽管《国务院办公厅关于加快煤层气抽采利用的若干意见》中明确指出，要妥善解决煤层气和煤炭资源的矿业权重叠问题，但这个粗线条的规定并不足以解决现实矛盾。

　　李伟峰指出，单独进行地面钻井开发，不仅分割了地下煤层气资源，还给将来煤矿安全开采留下了麻烦和后遗症。国家提出“先抽后采”方针，但要落实好这项方针，就必须将采煤和采气权分配给一家企业，实行“采煤采气一体化”政策。“同一区块内，只要煤炭和煤层气的开采主体还是分开的，那么因争利而产生的矛盾就不会停止。”李伟峰说。

　　李伟峰进一步指出，煤层气规模化开发的下一阶段就是形成产业化发展，到时候，煤层气发电能否与当地电网并网将是一大瓶颈问题。即使能够并网，低廉的入网价格往往会使煤层气发电企业无利可图，开发积极性受挫。

　　辽宁省煤炭工业管理局副局长吕国金对此深有感触：国家鼓励煤矿瓦斯发电上网，执行当地脱硫发电价格，每度电提高0.25元，然而相关政策不配套，发电上网要求必须成立单独的公司独立核算才能享受，而组建公司又手续麻烦，所以现在各集团都是自己发电进自己的电网，根本上不了统一电网。没有独立电网的企业，发出来的电就没法用了。

　　对此，李伟峰表示，煤层气发电并网所遇到的困难就如同其他可再生能源发电上网一样，解决起来并不易。需要在政策层面下大力气，从宏观上考虑构建起兼顾社会、企业、地方的利益共享机制。“《煤层气(煤矿瓦斯)开发利用‘十一五’规划》中已提出了解决煤层气开发所遇问题的办法，现在最关键的就是尽快出台配套政策，并切实落实。”李伟峰说。