在煤炭产业艰难度日的情况下，今年上半年晋煤集团煤层气产业盈利1.24亿元，煤层气一时成为炙手可热的能源。月初发布的《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十三个五年规划的建议》明确提出，“推动低碳循环发展，积极开发天然气、煤层气、页岩气”。今天小编收集了有关天然气、煤层气、页岩气的相关的材料，与大家共享。
天然气、煤层气与页岩气
天然气(Natual gas)是一种多组分的混合气态化石燃料，主要成分是甲烷(CH4),另有少量乙烷、丙烷和丁烷，成分相对复杂，比重约0.65，比空气轻，具有无色、无味、无毒之特性。
煤层气(coalbed)俗称“瓦斯”，主要成分是甲烷，成分较简单，是基本上未运移出煤层，以吸附、游离状态赋存于煤层及其围岩中的煤层气。其热值是通用煤的2到5倍，燃烧后几乎没有污染物。
岩层气(shale gas)是从页岩层中开采出来的天然气，成分以甲烷为主。
观点1观点：天然气是中国发展非煤能源的首选
无论是从环境代价、社会代价还是从经济成本和资源保障能力看，中国能源结构都必须实现重大的转型，就是从以煤炭为主体的能源转向非煤能源。显然，天然气是发展非煤能源的首选。
在非煤能源中，有水电、核电、石油、天然气，以及风电、太阳能、生物能源等可再生能源。风电、太阳能、生物能源等由于其技术特性，目前尚没有达到大规模开发利用的技术经济条件，只能作为补充，而不能发挥关键性作用。
我国水电开发已经有了很大的发展，如果继续增加水电开发，无疑只剩下西南地区的原生态河流，如怒江、澜沧江上游、金沙江、雅鲁藏布江等，这些项目有着巨大的环境风险与生态影响。而且，水电虽然稳定，但是在不同年份之间和不同季节之间仍有很大的波动。目前的水电份额已经接近于极限。
石油作为液体燃料和重要的化工原料，在能源领域只能适用于运输燃料，如果作为发电燃料，无疑并不经济，而中国运输能源需求基本已经见顶。因此，在可以大规模替代煤炭的能源中，只有核电与天然气两种选择。目前，国内似乎已经倾向于发展核电，但是与核电相比，天然气作为一种清洁能源，更具有可行性和竞争力。这可以归纳为以下几方面的好处。
第一，天然气的热效率高，能够大幅度提高能源利用效率，减少能源浪费。
第二，天然气是典型的清洁能源。如果脱硫正常的话，它几乎不产生大气污染物，也没有废水废渣排放。此外，与水电之外的其他常规能源相比，它的碳含量最低，天然气仍然可以算作低碳能源。
第三，天然气作为能源，无论是用于家庭炊事、汽车燃料还是发电，其工艺成熟、操作简单，安全系数高。
第四，与天然气相比，核电工艺复杂、成本高、存在的安全隐患更大，铀矿资源也需要进口。同时，核电需要建设配套的热电厂，如果采用燃煤发电作为调节电厂，其总体温室气体和污染物排放仍然不低。
第五，天然气长期供应潜力巨大，未来价格将保持较低水平。目前澳大利亚、俄罗斯、挪威、卡塔尔、伊朗甚至美国都已经或正在建设天然气产能(包括液化天然气，即LNG)，欧洲也有可能发展页岩气生产，未来国际市场供应充足。天然气价格与石油价格脱钩的趋势日益明显，未来甚至会低于煤炭。
第六，天然气供给既可以利用进口资源，也可以通过发展国内天然气资源和各种非常规天然气资源，如煤层气、致密气、页岩气、酸气等。从进口渠道看，既可以通过跨境管道进口，也可以通过海上进口LNG。
第七，借助于输气管道建设，天然气可以像电力网络那样连接到全国城乡各地，成为清洁、高效、相对廉价的优质能源。
第八，通过向天然气能源的转换，可以创造出巨大的经济机会，带动相关产业的快速发展。建设覆盖全国城乡和进口来源的天然气管输网络，对于我国的居民生活质量和能源安全，都会有巨大的改善。
习近平总书记提出的能源“生产革命”“消费革命”“技术革命”“体制革命”和加强能源安全国际合作，是推动能源转换的重要指导性战略。发展天然气能源，为中国实现向清洁能源、低碳高效能源的转变，减轻大范围严重雾霾污染，已经成为必然的趋势。中国《能源发展战略行动计划(2014—2020年)》提出，到2020年，中国煤炭占一次能源消费比重控制在62%以内，天然气在一次能源消费中的比重提高到10%以上，天然气主干管道里程达到12万公里以上，城镇居民基本用上天然气。
在未来能源结构调整中，可以优先在我国东部沿海地区和四川、重庆、新疆、甘肃、陕西等具备资源条件的地区发展天然气能源，通过在雾霾治理重点地区进行燃气电厂对燃煤电厂的替代，实现工业大客户、LNG专用码头与终端的同步建设与发展，并加快天然气主干管网和城市网络的建设。可以预见，随着天然气能源的发展，我国雾霾现象和酸雨现象都会快速好转。
2观点：页岩气正在引发一场中国的能源革命
我国富有机质页岩层系多、分布广，页岩气资源潜力巨大。经过近10年的勘探开发实践、技术攻关和理论探索，我国在页岩气开发的资源潜力评价、关键核心技术和装备体系、基础理论建设等方面均取得了长足进步，基本具备了大规模商业性开发的条件。在本届矿业大会上，中国地质调查局油气资源调查中心副主任翟刚毅介绍了我国页岩气勘探开发现状、理论创新与技术进步以及对今后页岩气开发利用的展望。
勘查开发现状：四大页岩气产区初步形成
据介绍，近年来，我国页岩气探明储量快速增长，目前已超过5000亿立方米，形成涪陵、长宁、威远、延长四大页岩气产区，年产能超60亿立方米。
勘查开发现状：资源潜力巨大，但分布规律依然不清
2011年国土资源部组织开展了41个盆地页岩气资源潜力评价，可采资源量为25万亿立方米，并优选了180个页岩气有利区，但分布规律依然不清。
勘查开发现状：突破仅在局部地区、个别层位，区域尚未展开
目前，我国页岩气勘查仅在局部地区、个别层位有突破，如龙马溪组仅在四川盆地局部突破，牛蹄塘组也只有个别探井获得页岩气流，而且目前我国有关陆相和海陆过渡相开发潜力和前景还未明确。
勘查开发现状：技术装备基本实现国产化，但核心技术尚需攻关
我国目前已具备了3500米以浅水平井钻井及分段压裂能力;探索实施了井工厂化作业模式;自主研发了3000型压裂车等装备。但大于3500米配套开发技术、微地震监测、产量动态预测等技术还未掌握，旋转地质导向、滑套分段压裂、纳微米结构与成分分析等设备仍未实现国产化。
勘查开发现状：开发成本逐渐降低，但单井成本仍然居高不下
页岩气经济开发仍然面临挑战，页岩气商业开发仍需政策扶持与技术降成本并重。
勘查开发技术进展：自主创新加快开发步伐
我国的页岩气资源类型复杂、分布层系多，不同沉积类型和不同构造单元页岩气成藏主控因素差异性较大，这对于我国页岩气勘探开采是一巨大挑战。而勘探开发技术的自主创新，加快了我国页岩气资源开发的步伐。
发展展望：机遇与挑战并存
一、四川盆地及外围取得新突破
中石油和中石化在四川盆地外围不断推进的勘探，先后在丁山、南天湖、美姑—五指山、米仓山、长宁外围及宣汉—巫溪等地区取得发现和突破。
二、页岩气产能建设不断加大
中石油、中石化和延长石油不断加大页岩气产能建设，2017年计划建成产能超过150亿立方米。
三、中标区块勘探有望取得突破
保靖、黔江、岑巩、来凤、咸丰、城口、中牟等区块已通过页岩气探井钻井及压裂改造发现了良好的页岩气显示。
下一步，将开展水平井钻井及分段压裂，有望实现工业气流突破。
四、国土资源部进一步加大页岩气资源调查
五、积极开展非常规油气勘探开发国家科技重大专项
六、绿色环保开发
◆建立绿色开发配套技术
◆制定环保措施
中国的页岩气开发坚持把安全环保、绿色低碳放在首位;坚持资源开发与生态保护并重，严格履行安评、环评手续，强化HSE体系建设和全员HSE管理，推进页岩气田安全、高效、绿色开发。
◆形成环保监管和应急预案
3观点：能源转型不能忽视煤层气
统计数据显示，我国拥有丰富的煤层气和页岩气等非常规天然气资源，总资源量是常规天然气资源的5倍，开发和利用煤层气可以做到“一石二鸟”，在增加清洁能源供应的同时，又可有效预防威胁矿工生命安全的“第一杀手”——煤矿瓦斯事故。然而，近年来煤层气的产量和利用量一直未达预定指标。在11月12日召开的“第十五届国际煤层气暨页岩气研讨会”上，国家安监总局信息研究院院长贺佑国指出，在能源供应日益紧张的今天，煤层气和页岩气等非常规天然气的大力开发将为中国经济可持续发展提供可靠的能源保障。
“零超限”倒逼严落实
开发利用煤层气是变废为宝、化害为利的重要举措。
今年，国家安监总局出台了“强化煤矿瓦斯防治十条规定”，首次提出瓦斯零超限目标管理和突出矿井先抽后建要求，用煤矿“零超限”要求倒逼煤矿企业落实瓦斯抽采措施，推进煤矿瓦斯抽采利用。
“加强煤层气抽采是预防煤矿瓦斯事故的最重要举措。”国家安监总局研究中心主任黄盛初指出。国家一直坚持煤矿瓦斯先抽后采，推进采煤采气一体化，煤层气和煤矿瓦斯抽采从井下抽采发展到了地面与井下综合开发，从地面压裂单井抽采发展地面多分支羽状井。
2005年到2014年，我国瓦斯抽采量由22亿立方米增长到133亿立方米，伴随煤层气抽采量的增长，全国煤矿瓦斯事故得以大幅下降。据统计，2014年，我国发生瓦斯事故47起，死亡266人，人数比2005年减少1905人。最新数据也显示，今年1-9月份，瓦斯事故起数和死亡人数同比分别下降33.3%和53.8%;今年重大事故发生3起，同比下降57.1%。
但瓦斯事故总量依然较大，没有得到有效遏制。国家煤矿安全监察局科技装备司监察专员郑行周表示：“制约瓦斯防治的诸多因素没有根本改善，特别是煤炭经济形势持续下滑给安全生产形势带来新的压力，需要相关工作者更努力致力于煤层抽采和瓦斯事故防范。”
郑行周认为，随着国家环保和安全标准不断提高，地面煤层气开发技术的发展完善，突出矿井和高瓦斯矿井先抽后建是中国经济社会发展的必然要求，煤层气和煤矿瓦斯抽采利用有很大的潜力和需求。
煤矿瓦斯利用率低
由于煤层气成本偏高，矿权管理较为混乱，当前我国煤层气发展较为缓慢。
根据中国石油大学煤层气研究中心张遂安的统计，我国建设1亿立方米煤层气产能需4.5亿元，而常规气只需约1亿元。因此有业内人士指出，近期油价下跌，煤企亏损严重，势必加大企业对煤层气项目的投资压力。
这将制约煤层气发展，煤矿瓦斯利用率难以提高，甚至会持续走低。这意味着，我国与其他国家类似，也将面临煤层气低速发展甚至相对停滞时期。
为加快培育和发展煤层气产业，落实《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》要求，今年2月，国家能源局颁布了《煤层气勘探开发行动计划》，明确“十三五”发展目标，并提出煤层气产业发展的主要任务和保障措施。在相关政策鼓励下，煤层气勘探从华北扩展到西北、西南，从高阶煤拓展到低阶煤，沁水和鄂尔多斯盆地进入商业开发。
最新数据显示，2015年上半年，全国煤层气抽采量88.8亿立方米，利用量41.3亿立方米。其中，地面煤层气产量21.1亿立方米，完成全年目标47.8%，利用量18.7亿立方米;井下煤矿瓦斯抽采量67.7亿立方米，完成全年目标50.2%，利用量22.6亿立方米。此外，据贺佑国介绍，页岩气勘查开发技术及装备基本实现国产化，水平井成本不断下降，施工周期不断缩短。
但是，由于井下煤层气浓度低，为其利用带来很大困难。据统计，2014年煤矿瓦斯利用量为45.3亿立方米，利用率为34.2%，约有87.3亿立方米煤矿瓦斯尚未得到利用;2015年上半年，煤矿瓦斯利用率为33.3%。
黄盛初指出，正常情况下，井下煤层气抽采浓度应该高于30%，可是我们大量煤层气抽采的浓度不到20%。
一般而言，主要通过提高瓦斯抽采浓度以及加强低浓度瓦斯利用两种方式来提高煤矿瓦斯利用率。
新途径： 废弃煤矿瓦斯利用
截至2014年底，我国累计施工地面井已达15172口。随着煤炭结构调整、关闭整合以及煤炭瓦斯攻坚战的推进，一定数量的煤矿陆续退出市场。这些废弃关闭的煤矿富含大量瓦斯资源，为避免浪费资源，成为新的灾害资源，废弃煤矿瓦斯开发利用将成为瓦斯抽采的新途径。
在英国辛迪克可持续资源公司总经理戴维˙科瑞迪博士看来，如果商业模式可行，废弃煤矿瓦斯利用将会从债务转变为正资产，不仅可以使用清洁能源，获得除煤炭开采外的额外价值，形成成熟的抽采与利用技术，还可以解决煤矿关闭后矿工的就业问题，利润可观。
“国外废弃煤矿瓦斯利用已形成商业开发，技术成熟，管理先进。我国废弃煤矿瓦斯开发利用刚刚起步，项目设计、生产运行、污染控制等一系列技术规范和工艺流程还不成熟，需要进一步加强科技攻关，研究适合我国地质条件的资源评估方法、利用工艺流程和安全保障措施。”国家安全监管总局信息研究院副院长刘文革指出。
“关闭煤矿主要位于山西、湖南、贵州、四川、云南等省，是下一步废弃煤矿瓦斯开发的重点省份。”刘文革介绍。
记者了解到，我国已经与欧盟、亚太经合组织、国际能源署、世界银行、亚洲开发银行以及英国、澳大利亚、日本等十几个国家的政府机构和国外公司合作完成了一批合作项目，在报废煤矿瓦斯开发利用政策制定、资源评估和开发技术咨询服务等方面积累了一定经验。
贺佑国指出，下一步将优选煤业集团开展报废煤矿瓦斯开发利用可行性研究，协助企业进行示范项目建设，推动我国废弃煤矿瓦斯产业发展。
原标题：天然气、煤层气、页岩气，谁将是未来能源之王？
