原煤炭部、原国土资源部以及中国工程院分别于20世纪90年代和21世纪第1个10年开展了多次煤层气资源评估[1-5]，取几次评估的“公约数”，我国2 000 m以浅煤层气资源总量超过30万亿m3，可采资源量超过10万亿m3;如此大规模的资源总量在经过了原煤炭部、原地矿部、原石油总公司以及各级地方企业长达30 a的努力，到2020年仅形成了50亿m3的地面开发商业产量;从“十一五”开始连续3个5 a规划未能达标;从2002年开始，在国家重点基础研究发展计划项目(973)“中国煤层气成藏机制及经济开采基础研究”、2012年与2017年两度“大型油气田及煤层气开发重大专项”的支持下，相继取得了“高阶煤煤层气成藏与开发技术和装备配套”、“低阶煤煤层气开发工艺集成”等一系列重大科技成果，但全国煤层气资源动用率不足1%，工程成功率不足60%、产能转化率不足50%[6];从1997年开始国务院办公厅、国家财政部、科技部、自然资源部及山西、贵州等各级地方政府，陆续颁布各种财税支持政策，30 a来累计直接和间接为行业补贴和税收优惠初步估算超过数百亿元人民币[7-9];但除了山西省的沁南、河东2个局部地区实现了初步规模的商业开发以外，其它地区仍在各种探索和期待中徘徊;回顾30 a的奋斗历程，煤层气地面开发经历了高期待、低兑现冰火两重天，一个挥之不去的重大疑问在不断冲击人们的思考，这个当初带给我们无限想象力的行业到底遭遇了什么困难，导致今天驻足平台期“长卧不起”？笔者从这个思考出发，对影响产业发展的3个重大问题:煤层气开采技术路径的科学逻辑、勘探开发生产的非技术要素组织以及产业政策配套，做深度追问并尝试寻找相应的对策，考虑到篇幅，非技术类的研究部分仅做结论性陈述，不做深度展开。
1 科学逻辑追问:中国的煤层气资源是不是真的“特殊”到了技术上无解？
与北美、澳州等成功发展商业开采的国家相比[10-12]，业界对中国煤层气产业未能快速发展的主要障碍的理解是:中国煤层气资源条件特殊，煤炭资源丰富的各大盆地煤层气藏遭遇了地质历史上多期造山运动的破坏，极大地限制了开发技术的选择和应用，大量被北美和澳洲验证可行的技术在中国不适用;笔者认同关于资源特殊性的事实，但不认同这个事实反向约束技术应用的科学逻辑;有效的开发技术有2个生成路径：① 在实践中通过试错总结;② 接受科学原理的指导。前者包括引进消化国外技术以及建立在这个基础上的改进和优化，后者需要通过建立科学理论模型把工艺设计约束到正确方向上来。北美澳洲正是在完成了针对“双孔隙生储一体”的地质模型确立了“排水降压采气”的工程解决方案以后，实现了规模化商业开采[13-16];我国过去30 a也基本上是在这个理论框架下进行了工艺优化和改进试错完成了沁南和河东2个商业化生产基地建设;但正如业界统一认识到的我国煤层气资源特殊的原因，北美澳洲确立的“排水降压采气”工程模型已经无法满足特殊资源开采的要求，止步在这个思想通道里继续试错已经没有意义。为此需要追问，我们的资源到底特殊在什么地方？这个特殊性对工程工艺提出了怎样的要求？针对这个命题，笔者提出了如下认识:
(1)3个基本规律:① 非气律。地下煤层气并不直接表现为“气”，而是特殊地质条件下的 “煤-水-气三元固流体”[17]，依据固流体的组构动力的不同把煤层气资源划分为压力气和应力气2个主要类型;② 育采律。煤层气资源不能直接开采而必须先“培育”后“开采”，培育的过程就是对固流体的工程解构过程，不同类型固流体因为组构动力不同，解构方法也不同;③ 窗尾律。固流体工程解构在工艺时效上存在着明显的窗口，这个窗口在煤层气开采过程中是沿着井筒向储层深处持续扩张的，错失窗口或者无视窗口的开发工艺不可能维持稳产长尾。
(2)2个关键循环:① “流体循环”。以“吸附应变释放-压降”2个要素互动为特点，是压力气开采的主要培育对象，北美澳洲商业开采的煤层气开采工艺主要是面向这个循环[18-21];② “固体循环”。以“应力应变释放-压降-吸附应变释放”3个要素互动为特点，是应力气开采的主要培育对象。固体循环的应变与导流机理国内外学者有不少试验和理论探讨[22-26]，特别是中国学者建立了基于煤矿采煤瓦斯流动和矿压研究的系统理论[27-34]，但迄今未能有效移植到地面煤层气开采工程的工艺系统，彻底激活3要素循环;中国煤层气超过60%的资源表现为应力气，用压力气的开采思路来开发应力气，从科学逻辑上讲是无效的;也正是因为双循环作用的存在，被大家寄予厚望的CO2/N2置换驱替和压裂对煤层气强化开采作用，反而因为分压饱和和吸附应变破坏了导流能力，抑制了产能释放[35-36]。
基于以上认识，笔者认为中国煤层气产业发展的核心张力首先取决于2个技术通道的研究和建设:① 建立地质模型和工程模型，地质模型用于煤层气成藏组构要素与成藏动力识别，工程模型用于解构气藏的工程技术路径选择和优化;② 基于2个模型，设计有效的开采技术和工艺适配。
1.1 成藏组构与成藏动力
1.1.1 成藏过程的地质模型
煤层气藏由四大组构要素构成:煤、气、水、岩(图1)，四大组构要素在地质历史上经历了温度场、压力场、和应力场的叠置作用，三大动力场在不同的地质历史时期可以是同期叠置也可以是分期叠置，越是成煤时代早的煤盆遭受多期叠置作用的可能性越大[37-40]。
图1 煤层气成藏的四元组构和三场动力叠置地质模型
Fig.1 4-elements of CBM reserves and 3-drives of reservoirizaiton (“Geology Model”)
从大的组构模式上可以分为驱水气和水封气，其中驱水气又包含内生气向外驱水而留存在煤层中的应力气(煤和气共生为特殊的固流体)，和气体生成后被水驱动向外运移在围岩中成藏的煤系致密气或者煤系圈闭气，驱水气是不含水或者弱含水的，气藏表现为高孔隙压力;水封气主要表现为煤层中内生气被静水压力封存而成藏的压力气，气藏富含水并依煤体渗透率不同而形成不同的压力传导能力;驱水应力气藏和驱水致密气(圈闭气)藏都有高孔隙压力的共性特点，不同在于前者由于煤体发生严重吸附应变而基本没有孔隙连通性，而后者不存在吸附应变因而保留孔隙间的联系吼道;从成藏演化结果上看，煤系天然气包括煤层气和煤系气2个类型，煤层气包括以高气体压力和低压力传导能力为特点的应力气，和以高静水压力和高压力传导能力为特点的压力气，应力气藏中的高孔隙压力在采煤实践中又称为瓦斯压力，所以常规储藏工程中的储层压力与煤矿防突中的瓦斯压力是2个完全不同的压力概念，绝不能混淆适用(表1)。
表1 煤层气(煤系气)藏类型
Table 1 Reserve classifications of coal-bed methane and coal-measure methane
气藏类型组构要素(结构)主导动力叠置成藏描述气藏特点气藏质量参数开采技术要求(解构)备注压力气1煤系砂体+气温度场+压力场压力气2煤+水+气温度场+压力场煤在温度作用下变质生气,气体被水头压差的驱动下运移到临近砂体孔隙中气体以游离状态赋存于砂岩孔隙中,赋存量多少取决于砂体的储层条件和压力状态砂岩渗透率,孔隙压力直接泄压导流,降压采气遭遇地层抬升、断裂疏散、封盖破坏后,气藏灭失煤在温度作用下变质生气,气体被水头压力封闭在煤体的割理裂隙中气体以吸附甚至游离状态赋存于煤层的割理裂隙系统中,赋存量多少取决于流体压力条件煤层渗透率,储层压力,含气量间接泄压解封,排水采气地质历史上遭遇应力解构后,会转变为应力气应力气煤+气温度场+应力场煤在温度作用下变质生气,在应力场作用下煤体结构被破坏,微孔隙中的封闭了大量高压气体挤出了孔隙水,局部面积中形成无水或者少水边界,边界内部煤体发生吸附应变后与气体重构形成特殊的固流体,边界外部保持水封(图2)工程扰动之前煤与气重构成固流体,煤层发生高瓦斯塑性流变,石门揭煤时形成煤与瓦斯突出通常意义上的“高压瓦斯包”,取心过程中气体快速逸散,无水或者少水边界内储层压力和压力梯度参数失效;借用煤矿的透气性系数和瓦斯压力针对流体的泄压开采无效,必须针对固体开展卸压,通过应力释放实现固流体卸压解构深部煤层气、高应力环境、以及构造煤条件下,通常形成应力气,应力气藏在卸压后可以转换为压力气
笔者暂不展开讨论广义煤层气中的驱水致密气和圈闭气，主要研究狭义煤层气中的驱水应力气和水封压力气，其中典型压力气和应力气藏的成藏结构和开采解构过程如图2所示。
图2 典型压力气和应力气“开采解构”的地质响应过程示意
Fig.2 Geology process of pressure-gas and stress-gas de-reserviorization
图2(a)煤体结构以原生结构为主，煤层气开发工程首先激发的是围压条件下的水体流动，继之以围应力释放条件下的气水互动，最后突破围能量束缚实现产能释放。煤层气开发工艺的关键在于以井筒为中心建立新的压力自由面，该自由面随着静水流压降低而逐步扩散，并在扩散范围内引导应力自由面逐步扩散。开发工程相对简单粗放，工艺衔接以压力相渐变为主导，需要持续改造围压环境;图2(b)煤体结构表现为构造煤，煤层气开发工程需要首选激发塞应力条件下的固体“流动”(变形、移动、或者破碎重构等)，继之以塞压条件下的气固互动，最后突破塞能量和围能量双重束缚实现产能释放。煤层气开发工艺的关键在于以井筒为中心建立新的应力自由面，该自由面随着瓦斯压力降低而逐步扩散，并在扩散范围内引导进一步的塞压自由面扩张。开发工程相对复杂细致，工艺衔接以应力相渐变为主，需要持续制造压力自由面和应力自由面的不均衡。
1.1.2 解构气藏的工程模型
针对三大动力条件，煤层气开发工艺可以按照三大入口设计开发工艺，包括压力解构、应力解构和温度解构，工程难度逐次升高，对应工艺越来越复杂，相应成本也越来越高;但除了温度解构目前还不成熟以外，压力和应力解构在设备、工艺、材料上都相对成熟;根据成藏动力类型的不同，按照煤层气开采“三律”和“双循环”原理，以工程入口(压力+应力)为2个坐标轴，把不同类型煤层气藏的开采技术路径归集为4种类型(图3)，这个技术路径实际上规定了“资源类型”的技术适配选择。
图3 不同类型煤层气资源开采技术路径(工程模型)示意
Fig.3 Technical routes for different CBM reservoirs (“Engineering Model”)
图3中横轴为作用于固体产生的应变，包括受应力应变和吸附应变，纵轴为作用于流体产生的压力传导，包括静水压力和瓦斯压力;ΔKεd为吸附应变释放带来的渗透率改善;ΔKεs为应力应变释放带来的渗透率改善;ΔP为静水压力压降;ΔC为含气量变化;q为产气量;ΔP与ΔKεd,ΔC之间形成第1个固流体解构循环(流体解构，解构过程中流体化学场对导流能力构成动态影响)，这个循环是以工程干预流体引发的固流体解构;边长箭头方向代表外来工程干预需要引导的解构方向，通过降压促进吸附应变，吸附应变改善渗透率进一步提高降压导流能力，形成解构正循环;ΔP与ΔKεs,ΔKεd之间是第2个解构循环，这个循环是以工程干预固体引发的固流体解构(固体解构，解构过程中对窗口效应特别敏感)，通过应变释放改善导流能力后过渡到第1个循环;中国煤层气30 a来取得的成果主要都是在第1个循环上完成了工艺集成，这个循环也是北美和澳洲煤层气技术的核心;但这个工艺集成显然无法支撑以应力气为特点的固流体解构，如何激发第2个循环才是真正代表中国煤层气大规模起飞的技术聚焦点)。
图3(a)所有开采方法中路径最短，不需要特别设计工艺来激活应力-压力循环，因而工艺最简单，工程质量要求也最低，该工艺是目前北美和澳洲主体开发工艺，以美国粉河盆地和澳大利亚苏拉特盆地为典型代表。图3(b)至少经历1次应力-压力循环，这是目前我国沁南和河东的主体开发工艺，以行业大规模通用的丛式定向井和北京奥瑞安设计实施的多分支水平井(主支大尺寸PE管)为代表。图3(c)途经2次应力-压力循环，主要适用于深部煤层气的开采，实际应用中关注2个循环的工艺质量控制;以北京奥瑞安设计实施的沁水里必区块丛式单支多级压裂水平井为代表。图3(d)有2条路径：一条依托煤矿瓦斯压力释放的瓦斯泄压(顶板压裂水平井是这个类型工程的典型代表)，另一条依托恢复煤体吸附应变(高位钻孔和层内掏煤是这个类型工程的典型代表)，每条路径至少途经3次应力-压力循环，主要适用于构造煤应力气;以中煤科工西安研究院设计实施的卢岭顶板水平井[41-42]和北京奥瑞安设计实施的鹤壁/孟津掏煤水平井为代表。
1.2 开采技术和工艺适配
根据中国不同区域含煤盆地的沉积埋藏史和构造演化史研究[43-45]，按照笔者依据工程条件的分类原则，我国大部分未动用的煤层气资源都是强应力控制型压力气和应力气(这2个类型可以统称应力气)[46]，应力气占比超过60%。如果继续沿用从北美和澳洲改进后的压力气开采工艺，必然得出“中国煤层气资源特殊，找不到有效开发技术”的结论。事实上，我国的应力气资源极其丰富，开发应力气的关键在于“育采”工艺选择和应变-压力循环的质量精细化控制。从科学逻辑上来说，“资源特殊而无法适用成熟技术”是伪命题，所有的技术适用性都是相对于资源条件而言的，问题在于如何根据自己的资源特点研发使用与这个资源特点相适配的工艺技术。表2是北京奥瑞安根据中国煤层气资源特点设计的适配技术列表;技术适配是煤层气开发工程建设在设计阶段的核心任务，工程建设遵循2个原则:① 技术无所谓高低，以适配为原则;② 产量释放不仅仅取决于技术适配，还取决于工程质量和产能释放过程控制(图4)。
表2 北京奥瑞关于中国煤层气资源特点与适配技术总结
Table 2 Beijing Orion’s summary of China’s coalbed methane resource characteristics and adaptability technology
资源类型储层条件含气性煤体结构渗透性压力/应力工程控制条件应用范围北奥关键解构工艺适配北奥综合集成技术压力气低—较高原生结构煤为主,较少破坏好,>1×10-15 m2高静水压力、低应力区域性的压力自由传递新疆、内蒙古、东北产层扩眼+筛管填砂直井/定向井技术弱应力控制型压力气较高—高原生结构煤为主,较少破坏较差—较好,0.1×10-15～1×10-15 m2低—高静水压力低—高应力大部分地区压力可以自由传递,应力控制只在非常有限的局部地区有所体现沁南、河东、辽中① 多分支水平井清水钻井;② 大尺寸非金属筛管完井;③ 五段制丛式井钻井;④ 连续油管带底封分段压裂;⑤ 手术刀喷砂射孔;⑥ 无杆泵排采;⑦ 多层合采压力系统管控;⑧ 智能化排采⑨ FlatPak反循环洗井;⑩ 欠平衡钻井; 产量剖面DTS甜点识别; 导向工具防卡打捞① 直井/定向井压裂技术;② 多分支水平井技术(2.5G)强应力控制型压力气较高—高局部构造煤差,0.01×10-15～0.1×10-15 m2低—高静水压力,高应力应力封闭为主,局部地区可实现较好的压降传递两淮、平顶山、六盘水、太行山东麓① DTS甜点识别与四维产量剖面;② 定向射孔与井距段距簇距优化;③ 手术刀喷射射孔;④ 免固井套管完井;⑤ 连续油管带底封拖动分段压裂;⑥ 无杆泵排采;⑦ 智能化排采;⑧ 导向工具防卡打捞① 直井/定向井压裂技术;② 水平井分段压裂技术(4G)应力气高区域性的构造煤极差,<0.01×10-15 m2高瓦斯压力且高应力严重的吸附应变,典型的应力封闭,原始条件下没有压降传导的可能性松藻、中梁山、南桐、鹤壁、阳泉等① DTS甜点识别与四维产量剖面;② 定向射孔与井距段距簇距优化;③ 套管免固井完井;④ 筛管完井;⑤ 大排量掏煤;⑥ 连续油管带底封拖动分段压裂;⑦ 定向射孔分段压裂;⑧ 脉冲改造;⑨ 带压修井丛式平行水平井高效集成分段压裂技术(5G)
图4 煤层气开发适配工程设计与产能释放管控要素
Fig.4 Gas delivery extension and matching technology requirements
根据煤层气开发的双循环理论和中国煤层气客观上以应力气为主的基本事实，科技攻关要充分聚焦到应力气开发工艺上来;与简单地引导流体循环相比，激发固体循环的难度要大得多，嫁接固体循环和流体循环所需要的精细化工艺控制要求也要复杂很多，这就要求全面贯彻“在勘探上一区一议”“在生产上一井一策”的指导思想，与这个指导思想相对应，采取大区块大规模集中试错的技术逻辑是有问题的，正确的做法应该是加快区块流转，让更多的技术思路契合小区块资源特点做分散试错，这个部分后文详述;近几年在川贵煤系气、新疆阜康深部煤层气、晋城赵庄构造煤、鹤壁与孟津粉煤、安徽卢岭顶板虚拟产层、淮南与平顶山“O”形圈高位钻孔的地面试采成功，都是非常成功的分散试错经验。
在中国开发应力气还有一个特别有利的条件，建国以来70 a的煤田勘探和煤矿生产为煤层气准备了非常充分的地质认识，过去3个“五年计划”期间，关于煤气共采和煤矿3区统筹取得了非常丰硕的科技和应用成果[47-52]，中国拥有全球最集中规模最大的采煤活动，应力气开发提供了广泛的固流体应力释放的工程基础。规划和设计好煤炭和煤层气产业协同，开发应力气也是一个重要枢纽。
2 生产组织追问:低工程成功率、低产能转化率是不是煤层气工业的固有特点、无从改善？
业内有一个特别值得关注的反思:中国煤层气的特殊资源禀赋是不是从源头上必然导致低工程成功率和低产能转化率的结果？笔者详细研究了30 a来地面煤层气开发的工程实践、技术设计、施工质量、生产管控，发现这个反思是非常不彻底的，如果把造成这个结果的诸多非技术要素归因给技术限制，必将导致煤层气产业失去发展的动力，政策和资本将因此无法为产业提供最重要的助力，一个充满希望有着巨大发展空间的产业将因此彻底停滞。
除了前述科学逻辑导致的技术实践误区以外，我们至少在2个方面存在严重的应用实践和产业化组织错误。
2.1 必须用探采一体化代替勘探开发生产3阶段授权审批
与固体矿产和常规油气不同，煤层气是低品位边际资源，中国煤层气又以应力气为主体赋存，对分散试错的客观要求与产业政策上执行严格的勘探、开发、生产3段划分存在重大矛盾;这个矛盾具体表现在3个方面:
(1)从煤层气资源特点所依托的科学逻辑上看，煤层气资源的勘探、开发、生产并不存在严格的界限，这是应力气对分散试错的客观要求;如果政策上要求必须先依据探矿权获取储量、再颁发采矿权组织开发工程，必然导致分散试错无从实施。
(2)从勘探开发组织的资金循环逻辑上来看，过去执行严格的3段论是计划经济的产物，计划经济条件下需要大规模集中试错获取规模化的优质储量，为规模化开发工程准备资源门槛;但市场经济条件下，任何一个产业对投资回报的追逐和快速回收投资的要求，都不允许大量的资金沉淀在漫长的勘探阶段，硬性要求区隔勘探开发和生产3个阶段，只能变相催生大量劣质储量，进入规模化开发阶段以后无法复制在勘探阶段获得的本来只是个性化有效的工艺，导致在生产阶段各种低效产出，原形毕露。
(3)从开发利用产业链衔接的时序逻辑上看，规模开发需要严格的管道等基础设施配套，一方面没有规模产量不能建设管道，另一方面没有管道基础设施又不能支持规模产量，造成了勘探开发利用的死循环;近几年社会资本支持的井口压缩气CNG、撬装LNG技术和装备有效地弥补了基础设施的不足，使小规模分散试错具备了产业链衔接的时序基础，用“探采一体化”代替严格的“勘探开发生产”3段论现实可行。
2.2 必须规避两大“灾难”:“远离技术进步的大规模+低成本”和“失去组合集成保护的切割分包”
2.2.1 远离技术进步的“大规模+低成本”既制造了低水平工程又束缚了技术创新
胡文瑞[53]在2008年提出了“高科技、大规模、低成本”9字原则，得到了煤层气产业界的广泛认同。核心思想是，以技术创新为升级动力持续提升单井产量、支持规模化工程降低开发成本;30 a来，我们虽然践行了大规模和低成本，但这个大规模和低成本并没有建立在技术升级的基础上，依靠低端设备和人工及低水平的重复带来的低成本是“工程意义上的低成本”而不是“产能意义上的低成本”，追求工程低成本必然导致工程成功率和产能转化率双低。
所谓产能意义上的低成本，需要建立的是基于技术进步对“单位产量投资”的持续优化的系统性思维，要么提升单井产量，要么降低开采成本，最终体现为不断降低单位采气成本，而不是简单地降低工程造价。具体而言，对于任意一个给定的目标资源，要在如下3个阶段通过关注“3律”来有效管控影响产能释放的终极要素:
(1)设计上，选择与成藏动力解构相适配的工程和工艺技术，核心思想是在“对的位置”部署“对的工艺”，这个选择包括3个要点:① 在地质区位上预见未来二次成藏并据此差异化部署采气工程和辅助工程，把供气区域识别出来，在非供气区域部署以固体卸压和流体泄压为目的的低造价辅助工程，从地质上杜绝工程浪费;② 在供气区域配置采气主体工程的有效工艺实现精准育采，表现在井位、井型、井距优化、以及目标层段识别与精准改造，减少非供气层段的工程浪费;③ 在钻井、压裂、排采的时序接替上严格遵循动力解构的科学规律，杜绝时序错位带来的工程失效。
(2)施工上，满足设计要求的工程施工过程动态质量管控是关键;无论是辅助工程还是采气工程，都要建立分级质量预警和响应机制，依靠大数据采集、内置预警算法来分类管控过程质量指标、结果质量指标以及效果质量指标，确保不因质量失控造成工程失效或者工程浪费。
(3)排采上，要根据气、水、粉三相产出状态，通过实施与窗尾效应相配套的卸压幅度与泄压速度的控制来引导气藏解构双循环，保证产能的充分释放和稳产寿命。
煤层气开发设计和工程建设与生产管控的容错率极低，以上这3个主题贯穿气田开发始终，仅仅意识到位是没有用的。具体实施中一方面需要有遵循科学方法论的工作程序，更重要的在于有没有相应技术手段的储备和支撑;前者需要从深耕挖掘大数据和物联网技术对生产资料组织和生产方式的革命性改造中借力，后者是一个面向需求积极响应需求的持续创新过程，对技术进步的追求永无止尽，这个创新过程的产出质量实际上对本文论述的各项非技术要素极端敏感。
2.2.2 片面追求低成本的“切割分包”机制实际上造成了严重的“劣币驱良币”，本质上还是规模化集中试错带来的后遗症
(1)要对“劣质储量”大量复制并不具备规模推广的个性化“成功技术工艺”，这本身就是一个不可能完成的任务。
(2)短期内实施大规模工程既需要成熟的开发管理队伍，也需要成熟的工程施工队伍，在2个队伍都不健全的条件下要实现大规模生产，只能借助“切割分包”的招标政策，把本来应该捆绑一起互相支撑的工程切割细分为可招标的专业单元部署实施;煤层气工程的容错率极低，说是“100-1=0”一点都不夸张，任何一个环节失控都将导致全盘皆废;一旦对切割分包的过程管理和组装集成失控，工程失败是必然的。
(3)片面低成本思路引导下的切割分包的招标要求沿着产业链传递后，“投机取巧”和“坑蒙拐骗”成为施工队伍和物资供应的存活支撑，没有人再有精力和条件研究技术和工艺、提升设备和工具能力、培训队伍技能，可怕的“劣币驱良币”链式反应发生了[54];劣币驱良币必然导致行业技术张力缺失，一个没有技术张力的行业肯定是没有希望的行业。
3 产业政策追问:政策上如何跳出越补越“虚”的产业怪圈？
从1997年开始，各级政府对煤层气产业的各项税费及政策补贴力度不可谓不大(表3[55])，但缘何30 a运行却呈现出了“虚不受补”的结果？笔者研究认为政策范围和方向已无可挖潜，但政策执行的路径和方式值得优化。
表3 煤层气产业主要的价格、税收和财政补贴政策[55]
Table 3 Regulations issued by government on CBM sales prices,taxes,and subsides[55]
类别序号发布日期文号发布机构文件名称价格、税收与优惠123456789101997-09国办通[1997]8号国务院办公厅煤层气价格优惠政策1996-07-05财税字[1996]62号财政部、国家税务总局关于外国石油公司参与煤层气开采所适用税收政策问题的通知1998-01-01国发[1997]37号国务院国务院关于调整进口设备税收政策的通知2000-06-06国土资发[2000]174号国土资源部、财政部探矿权采矿权凭使用费减免办法2007-02-07财税[2007]16号财政部、国家税务总局关于加快煤层气抽采有关税收政策问题的通知2007-04-20发改价格[2007]826号国家发改委关于煤层气价格管理的通知2011-08-08财关税[2011]30号财务部、海关总署、国家税务总局关于“十二五”期间煤层气勘探开发项目进口物资免征进口税收的通知2013-06-28发改价格[2013]1246号国家发改委国家发改委关于调整天然气价格的通知2013-09-14国办发[2013]93号国务院办公厅国务院办公厅关于进一步加快煤层气(煤矿瓦斯)抽采利用的意见2015-11-18发改价格[2015]2688号国家发改委国家发展改革委关于降低非居民用天然气门站价格并进一步推进价格市场化改革的通知财政补贴123452007-04-02发改能源[2007]721号国家发改委关于利用煤层气(煤矿瓦斯)发电工作实施意见的通知2007-04-20财建[2007]114号财政部关于煤层气(煤矿瓦斯)开发利用补贴的实施意见2013-09-14国办发[2013]93号国务院办公厅国务院办公厅关于进一步加快煤层气(煤矿瓦斯)抽采利用的意见2013-02-22能源局公告[2013]2号国家能源局煤层气产业政策2016-02-14财建[2016]31号财政部关于“十三五”期间煤层气(瓦斯)开发利用补贴标准的通知
3.1 一个健全且健康的产业链要以4业共荣为前提
总体而言，我们的产业链是极不健康的，这里不能不说政策支持没有穿透产业链是其中的一个重要原因。一个健康的煤层气产业，应该由开发商、服务商、设备与物资供应商、下游用户4个主体业务板块构建一条共同繁荣的产业链，所有的政策激励要在这个链条上完成有效的传递和分配;通常意义上的激励政策可以“抓两头带中间”，但由于我们的产业链解构不健全，首先表现为中间板块不独立，实际上激励政策并未有效传递，造成中间“全面坍塌”，进而出现了“两头虚不受补”的结果。要改变这个被动局面，需要重新审视激励政策的受惠方式，财政补贴、税费减免从原来的抓两头带中间，调整为沿产业链普惠，让全面坍塌的中间板块从过去接受间接激励改为直接激励，刺激和鼓励技术进步，毕竟只有科技进步才是产业繁荣的根本。
健全产业链的核心任务包括3个方面:
(1)4个产业链主体，包括开发商、服务商、供应商、利用商，在经营资格上必须独立，绝不能任何一方成为其他方的附庸，尽可能减少“投资—设计—工程—供应”的封闭式内循环。
(2)4个主体之间沿产业链传递，形成协作关系和支撑关系，4个主体内部形成充分竞争关系。
(3)在当前开发商和下游用户相对集中的条件下，可以首先加强激励中间环节服务商和供应商的独立服务能力，开展充分竞争，培育足够强的产业链技术支撑，通过“强中间担两头”的阶段性强化，培育建设健康的产业链。
3.2 有效的矿权流转是活化技术创新和优化开发效率的基础
有效的矿权流转可以促进分散试错，只有矿权所有人对资源做精耕细作并形成流转过程中的有效接力，让所有致力于矿权经营的投资方既承担试错的风险，同时也让风险通过流转得到部分补偿，才能实现百花齐放[56]。具体来说，有效的矿权流转包括:
(1)矿权规模宜小不宜大，只有规模适中，才能方便流转。
(2)矿权时效宜短不宜长，只有将矿权人对投资回报的追求引导到真正依靠科技进步上来，矿权才有可能升值，否则要么不能流转，要么因为流转无法补偿风险而无人投资。
(3)矿权经营宜接力不宜封闭，让矿权通过流转，让接力人在前人试错的基础上不断升级，杜绝盲目试错和低水平重复;要解决这个问题，需要部署2套机制，首先要让前期投资人的风险可以获得后续接力人的部分资金补偿，其次要让后续接力人全面消化前期成果和认知;这2套机制的核心在于勘探开发资料和数据的共享，要建立资料归集和分享的强制性共享和选择性有偿调用的数据机制。
4 结 论
(1)中国煤层气资源具有完全不同于北美和澳洲的成藏特殊性，但这个特殊性不构成无法实现大规模化产业建设的理由。
(2)针对中国煤层气资源的特殊性，我们需要首先从科学逻辑上调整技术思路，聚焦应力气，通过激发“应力应变-压降”的固体循环来强化“吸附应变-压降”的流体循环，在工艺、材料、设备等渠道上优化和改善开发工艺。
(3)回顾30 a来的地面煤层气开发实践，总结经验教训，在产业组织运行的非技术要素上，需要通过全面调整实施探采一体化、彻底扭转“片面追求低成本”和“低水平切割分包”造成的灾难性后果。
(4)政策上需要通过有效矿权流转支撑科技进步、通过重置优惠政策改变过去“抓两头带中间”实施“强中间担两头”的策略。
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