导语：
根据《中华人民共和国国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》，国家发展和改革委员会、国家能源局组织有关单位在充分调研、广泛吸取各方面意见和建议的基础上，编制了《煤层气（煤矿瓦斯）开发利用“十二五”规划》。
《规划》规定，2015 年，煤矿瓦斯事故起数和死亡人数比2010 年下降40%以上；煤层气（煤矿瓦斯）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，煤矿瓦斯抽采140 亿立方米，利用率60%以上；瓦斯发电装机容量超过285 万千瓦，民用超过320 万户。“十二五”期间，新增煤层气探明地质储量1 万亿立方米，建成沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘两大煤层气产业化基地。
发展现状
国家启动沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘两个产业化基地建设，实施煤层气开发利用高技术产业化示范工程，建成端氏—博爱、端氏—沁水等煤层气长输管线， 初步实现规模化、商业化开发，形成了煤层气勘探、开发、生产、输送、销售、利用等一体化产业格局。重点煤层气企业加快发展，对外合作取得新进展，潘庄、枣 园项目进入开发阶段，柳林、寿阳等项目获得探明储量。“十一五”期间，煤层气开发从零起步，施工煤层气井5400 余口，形成产能31 亿立方米。2010年，煤层气产量15 亿立方米，商品量12 亿立方米。新增煤层气探明地质储量1980 亿立方米，是“十五”时期的2.6 倍。
国家强力推进煤矿瓦斯“先抽后采、抽采达标”，加强瓦斯综合利用，安排中央预算内资金支持煤矿瓦斯治理示范矿井和抽采利用规模化矿区建设，煤矿瓦斯 抽采利用量逐年大幅度上升。2010 年，煤矿瓦斯抽采量75 亿立方米、利用量23 亿立方米，分别比2005 年增长226%、283%。山西、贵州、安徽等省瓦斯抽采量超过5 亿立方米，晋城、阳泉、淮南等10 个煤矿企业瓦斯抽采量超过1 亿立方米。
规划布局和主要任务
勘探：
以沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘为重点，加快实施山西柿庄南、柳林、陕西韩城等勘探项目，为产业化基地建设提供资源保障。推进安徽、河南、四川、贵 州、甘肃、新疆等省区勘探，实施宿州、焦作、织金、准噶尔等勘探项目，力争在新疆等西北地区低阶煤煤层气勘探取得突破，探索滇东黔西高应力区煤层气资源勘 探有效途径。到2015年，新增煤层气探明地质储量1 万亿立方米。
开发：
（一）地面开发
“十二五”期间，重点开发沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘，建成煤层气产业化基地，已有产区稳产增产，新建产区增加储量、扩大产能，配套完善基础设施， 实现产量快速增长。继续做好煤矿区煤层气地面开发。开展安徽、河南、四川、贵州、甘肃、新疆等省区煤层气开发试验，力争取得突破。到2015 年，煤层气产量达到160 亿立方米。
1、沁水盆地煤层气产业化基地建设
沁水盆地位于山西省东南部，含煤面积2.4 万平方千米，埋深2000 米以浅煤层气资源量3.7 万亿立方米，探明地质储量1834 亿立方米，已建成产能25 亿立方米，初步形成勘探、开发、生产、输送、销售和利用等一体化产业基地。“十二五”期间，建成寺河、潘河、成庄、潘庄、赵庄项目，加快建设大宁、郑庄、 柿庄南等项目，新建马必、寿阳、和顺等项目。项目总投资378 亿元，到2015 年形成产能130 亿立方米，产量104 亿立方米。
2、鄂尔多斯盆地东缘煤层气产业化基地建设
鄂尔多斯盆地东缘地跨山西、陕西、内蒙古三省区，含煤面积2.5万平方千米，埋深1500 米以浅煤层气资源量4.7 万亿立方米，探明地质储量818 亿立方米，已建成产能6 亿立方米。“十二五”期间，建成柳林、韩城-合阳项目，加快建设三交、大宁-吉县、韩城-宜川、保德-河曲等项目，新建临兴、延川南等项目。项目总投资 203 亿元，到2015 年，形成产能57 亿立方米，产量50 亿立方米。
3、其他地区煤层气开发
加快辽宁阜新、铁法矿区煤层气开发，推进河南焦作、平顶山、贵州织金-安顺等项目开发试验。项目总投资23 亿元，到2015 年，形成产能9 亿立方米，产量6 亿立方米。
（二）井下抽采
“十二五”期间，全面推进煤矿瓦斯先抽后采、抽采达标，重点实施煤矿瓦斯抽采利用规模化矿区和瓦斯治理示范矿井建设，保障煤矿安全生产。2015 年，煤矿瓦斯抽采量达到140 亿立方米。
1、重点矿区规模化抽采
在山西、辽宁、安徽、河南、重庆、四川、贵州等省市33 个煤矿企业、8 个产煤市（区），开展煤矿瓦斯规模化抽采利用重点矿区建设。重点落实区域综合防突措施，新建、改扩建抽采系统，增加抽采管道、专用抽采巷道和钻孔工程量， 配套建设瓦斯利用工程。到2015 年，建成36 个年抽采量超过1 亿立方米的煤矿瓦斯抽采利用规模化矿区，工程总投资562 亿元。
2、煤矿瓦斯治理示范矿井建设
建成黑龙江峻德矿、安徽潘一矿等瓦斯治理示范矿井。分区域选择瓦斯灾害严重、有一定发展潜力的煤矿，再建设一批瓦斯治理示范矿井，推进瓦斯防治理念、技术、管理、装备集成创新，探索形成不同地质条件下瓦斯防治模式，发挥区域示范引导作用。
输送与利用：
（一）煤层气输送与利用
煤层气以管道输送为主，就近利用，余气外输。依据资源分布和市场需求，统筹建设以区域性中压管道为主体的煤层气输送管网，适度发展煤层气压缩和液 化。开展煤层气分布式能源示范项目建设。优先用于居民用气、公共服务设施、汽车燃料等，鼓励用于建材、冶金等工业燃料。在沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘及豫 北地区建设13 条输气管道，总长度2054 千米，设计年输气能力120 亿立方米。
（二）煤矿瓦斯输送与利用
煤矿瓦斯以就地发电和民用为主，高浓度瓦斯力争全部利用，推广低浓度瓦斯发电，加快实施风排瓦斯利用示范项目和瓦斯分布式能源示范项目，适度发展瓦 斯浓缩、液化。鼓励大型矿区瓦斯输配系统区域联网，集中规模化利用；鼓励中小煤矿建设分散式小型发电站或联合建设集配管网、集中发电，提高利用率。到 2015 年，瓦斯利用量84 亿立方米，利用率60%以上；民用超过320 万户，发电装机容量超过285 万千瓦。
存在的主要问题
（一）勘探投入不足
煤层气勘探风险大、投入高、回收期长。国家用于煤层气基础勘探资金少，规定的最低勘探投入标准低，探矿权人投资积极性不高，社会资金参与煤层气勘探 存在障碍，融资渠道不畅，勘查程度低。目前，煤层气探明地质储量2734 亿立方米，仅为预测资源总量的0.74%，难以满足大规模产能建设需要。
（二）抽采条件复杂
我国煤层气赋存条件区域性差异大，多数地区呈低压力、低渗透、低饱和特点，除沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘外，其他地区目前实现规模化、产业化开发难度大。高瓦斯和煤与瓦斯突出矿井多，随着开采深度加大，地应力和瓦斯压力进一步增加，井下抽采难度增大。
（三）利用率低
部分煤层气项目管道建设等配套工程滞后，下游市场不完善，地面抽采的煤层气不能全部利用。煤矿瓦斯抽采项目规模小、浓度变化大、利用设施不健全，大量煤矿瓦斯未有效利用，2010 年利用率仅为30.7%。
（四）关键技术有待突破
煤层气（煤矿瓦斯）开发利用基础研究薄弱。现有煤层气勘探开发技术不能适应复杂地质条件，钻井、压裂等技术装备水平较低，低阶煤和高应力区煤层气开发等关键技术有待研发。煤与瓦斯突出机理仍未完全掌握，深部低透气性煤层瓦斯抽采关键技术装备水平亟待提升。
（五）扶持政策需要进一步落实和完善
瓦斯发电机组规模小、布局分散，致使部分地区瓦斯发电上网难，加价扶持政策落实不到位。煤层气法律法规和标准规范尚不健全。煤层气（煤矿瓦斯）开发利用经济效益差，现有补贴标准偏低。高瓦斯和煤与瓦斯突出矿井开采成本高、安全投入大，需要国家在税费等方面出台扶持政策。
（六）协调开发机制尚不健全
煤层气和煤炭是同一储层的共生矿产资源。长期以来，两种资源矿业权分别设置，一些地区存在矿业权交叉重叠问题，有关部门采取了清理措施，推动合作开发，但煤层气和煤炭协调开发机制尚未全面形成，既不利于煤层气规模化开发，也给煤矿安全生产带来隐患。
创新协调开发机制
建立完善煤层气和煤炭共同勘探、合作开发、合理避让、资料共享等制度。新设探矿权必须对煤层气、煤炭资源综合勘查、评价和储量认定。煤层气产业发展 应以规模化开发为基础，应当规模化开发的煤层气资源，不具备地面开发能力的煤炭矿业权人，须采取合作方式进行开发。煤炭远景开发区实行“先采气后采煤”， 新设煤层气矿业权优先配置给有实力的企业。煤矿生产区（煤炭采矿权范围内）实行“先抽后采”、“采煤采气一体化”。已设置煤层气矿业权但未设置煤炭矿业 权，根据煤炭建设规划五年内需要建设的，按照煤层气开发服务于煤炭开发的原则，调整煤层气矿业权范围，保证煤炭开采需要。
煤炭企业和煤层气企业要加强协作，建立开发方案互审、项目进展通报、地质资料共享的协调开发机制。
