我國煤層氣產業(yè)政策現狀研究

王行軍，劉亞然，王福國，李海麗

(中煤地質集團有限公司，北京 100040)

煤層氣(coalbed methane，CBM)是一種新型的清潔能源，它是一種與煤伴生并以吸附態(tài)形式自生自儲于煤層中的非常規(guī)天然氣，其主要成分為甲烷(CH4)；煤層氣作為一種潛在的清潔能源，其排放是嚴重的資源浪費[1]。此外，CH4是一種具有強烈溫室效應的氣體，其溫室效應為CO2的21倍，對臭氧層的破壞能力是CO2的7倍，煤層氣的排放可以對大氣造成了嚴重的污染[2]。

我國煤層氣資源十分豐富，是世界上繼俄羅斯、加拿大之后的第三大煤層氣資源國[3]。根據最新的全國油氣資源評價成果，全國埋深2 000 m以淺的煤層氣地質資源量達36.80×1012m3，與我國陸上常規(guī)天然氣資源相當，其中可采資源量為10.87×1012m3[4]。目前，國內開采煤層氣方法有地面抽采和井下抽采兩種，但總抽采率不足50%，仍有大量的煤層氣通過礦井通風系統(tǒng)直接排放到大氣中。我國煤礦企業(yè)每年排放煤層氣(瓦斯)約161億m3，大于西氣東輸的120億m3/a天然氣量[5]。綜上所述，中國煤層氣資源豐富，但開發(fā)利用程度低，存在重大資源浪費和環(huán)境污染問題。

本文在對我國能源安全形勢、煤層氣開發(fā)利用現狀的研究基礎之上，全面梳理我國現行的煤層產業(yè)政策，從產業(yè)政策、財經政策等方面對我國的煤層氣政策進行研究，分析我國煤層氣開發(fā)利用存在的問題，提出合理化建議。

1 我國的能源安全形勢嚴峻

專業(yè)研究機構研究表明，2017年我國原油對外依存度已高達69%，超過國際安全警戒線，成為全球第一大石油進口國；同時，我國天然氣對外依存度達39%；油氣能源安全形勢異常嚴峻，已經到了“卡脖子”的關鍵時期[6]。2017年，我國的石油產量為1.92億t，約占全球石油總產量的4.4%左右，同比下降4.1%；我國天然氣產量1 330.07億m3，同比增長8%[7]。2017年，我國全年天然氣消費量為2 314億m3，增量為332億m3，同比增長達到16.8%，呈爆發(fā)性增長[8]。2015年，天然氣在我國一次能源消費中的比重為5.9%[9]，2017年則增長至7%[10]；《天然氣“十三五”規(guī)劃》提出，力爭到2020年增長至10%[9]。近年來，隨著我國大氣環(huán)境治理工作的持續(xù)推進，我國北方大張旗鼓地禁止燃煤取暖，并大力推行煤改氣；但在2017年底這一做法遭遇困境，成千上萬的農村居民因為天然氣嚴重短缺而挨凍。據不完全估計，2017年整個冬季采暖季期間，我國北方地區(qū)和全國的天然氣缺口分別在48億m3和113億m3左右[10]。今后隨著我國經濟的快速發(fā)展和能源結構的優(yōu)化改善，石油、天然氣在我國一次性能源消費的比重會逐漸增高，油氣缺口會越來越大，對外依賴程度會持續(xù)增高。

上述表明，我國的能源安全形勢異常嚴峻，已到了刻不容緩的程度。

2 我國煤層氣開發(fā)利用現狀

“十一五”期間，我國煤層氣開發(fā)從零起步，新增煤層氣探明地質儲量1 980億m3，是“十五”時期的2.6倍；施工煤層氣井5 400余口，形成產能31億m3；2010年，煤層氣產量15億m3，商品量12億m3[11]。“十二五”期間，沁水盆地、鄂爾多斯盆地東緣煤層氣產業(yè)化基地初步形成，潘莊、樊莊、潘河、保德、韓城等重點開發(fā)項目建成投產，四川、新疆、貴州等省(區(qū))煤層氣勘探開發(fā)取得突破性進展；全國新施工煤層氣井11 300余口，新增煤層氣探明地質儲量3 504億m3，分別比“十一五”增長109.3%、77.0%；2015年，煤層氣產量44億m3、利用量38億m3，分別比2010年增長193.3%、216.7%，年均分別增長24.0%、25.9%；2015年煤層氣利用率86.4%，比2010年提高了6.4個百分點[12]。據統(tǒng)計，2017年中國煤層氣產量為70.2億m3[13]，利用量44億m3[14]；分別比2015年增長59.5%、15.8%，年增幅分別為26.3%、7.6%；與“十二五”相比，年增長率分別提高了2.3個百分點和降低了18.3個百分點。

煤礦瓦斯抽采利用量逐年大幅度上升。2010年，我國煤礦瓦斯抽采量為75億m3、利用量為23億m3，分別比2005年增長226%、283%[11]。2015年，煤礦瓦斯抽采量為136億m3、利用量為48億m3,分別比2010年增長了78.9%、100%，年均增長率分別12.3%、14.9%；煤礦瓦斯利用率為35.3%，比2010年提高了3.7個百分點[12]。2017年井下瓦斯抽采利用量達到48.9億m3[14]，與2015年基本持平。

上述表明，我國煤層氣開發(fā)利用始于“十一五”、“十二五”期間我國的煤層氣開發(fā)利用快速發(fā)展，而“十三五”我國煤層氣則進了入了停滯期，地面抽采量、地下抽采量和利用量均增長乏力。我國煤層氣開發(fā)利用率較低，特別是井下瓦斯抽采利用率更低，存在著資源浪費和環(huán)境污染問題。

3 煤層氣產業(yè)政策現狀

2006年，國務院發(fā)布了《關于加快煤層氣(煤礦瓦斯)抽采利用的若干意見》?！兑庖姟肥俏覈P于煤層氣產業(yè)發(fā)展的綱領性文件，其中明確指出我國煤層氣產業(yè)發(fā)展必須堅持“先抽后采、治理與利用并舉”的指導方針，涉及煤層氣勘查、抽采、輸送、利用、監(jiān)管、科技攻關、稅收優(yōu)惠、資金支持等各個環(huán)節(jié)[15]。為進一步落實《意見》中原則性意見，國家有關部委相繼出臺了一些具體政策，涵蓋了價格、稅收、財政補貼、資源管理、科技創(chuàng)新、對外合作等方面的內容。

3.1 稅收政策

2007年，財政部、國家稅務總局聯(lián)合發(fā)布了《關于加快煤層氣抽采有關稅收政策問題的通知》。《通知》中規(guī)定，對煤層氣抽采企業(yè)的增值稅一般納稅人抽采銷售煤層氣實行增值稅先征后退政策，先征后退稅款由企業(yè)專項用于煤層氣技術的研究和擴大再生產，不征收企業(yè)所得稅；對獨立核算的煤層氣抽采企業(yè)利用銀行貸款或自籌資金從事技術改造項目國產設備投資，其項目所需國產設備投資的40%可從企業(yè)技術改造項目設備購置當年比前一年新增的企業(yè)所得稅中抵免；對財務核算制度健全、實行查賬征稅的煤層氣抽采企業(yè)研究開發(fā)新技術、新工藝發(fā)生的技術開發(fā)費，在按規(guī)定實行100%扣除基礎上，允許再按當年實際發(fā)生額的50%在企業(yè)所得稅稅前加計扣除；對地面抽采煤層氣暫不征收資源稅[16]。

我國有關煤層氣專用設備稅收政策規(guī)定，中聯(lián)煤層氣有限責任公司及其國內外合作者，在我國境內進行煤層氣勘探開發(fā)項目時，進口國內不能生產或性能不能滿足要求，并直接用于勘探開發(fā)的設備、儀器、零附件、專用工具(詳見勘探開發(fā)煤層氣免稅進口物資清單》，免征進口關稅和進口環(huán)節(jié)增值稅[17-19]。

3.2 財政補貼政策

為進一步鼓勵煤層氣的開發(fā)利用,國家出臺了一系列主要針對煤層氣開發(fā)利用的財政補貼政策,包括煤層氣發(fā)電補貼政策[20-21]和煤層氣價格補貼政策[22-23]《關于利用煤層氣(煤礦瓦斯)發(fā)電工作的實施意見》中明確提出，煤層氣(煤礦瓦斯)電廠所發(fā)電量原則上應優(yōu)先在本礦區(qū)內自發(fā)自用，需要上網的富裕電量，電網企業(yè)應當予以收購，并按照有關規(guī)定及時結算電費；煤層氣(煤礦瓦斯)電廠不參與市場競價，不承擔電網調峰任務；煤層氣(煤礦瓦斯)電廠上網電價，比照國家發(fā)展改革委制定的《可再生能源發(fā)電價格和費用分攤管理試行辦法》(發(fā)改價格〔2006〕7號)中生物發(fā)電項目上網電價(執(zhí)行當地2005年脫硫燃煤機組標桿上網電價加補貼電價(0.25元/kWh))[21]；高于當地脫硫燃煤機組標桿上網電價的差額部分，通過提高煤層氣(煤礦瓦斯)電廠所在省級電網銷售電價解決[20]?！笆濉逼陂g，煤層氣(瓦斯)開采利用中央財政補貼標準從0.20元/ m3提高到0.30元/ m3；同時，根據產業(yè)發(fā)展、抽采利用成本和市場銷售價格變化等，財政部將適時調整補貼政策[22]。

為了鼓勵煤層氣開發(fā)利用，我國煤炭產量大省也相繼出臺針對煤層氣開發(fā)利用的財政補貼政策，如山西、陜西省在中央財政補貼基礎之上，地方財政對抽采利用煤層氣(煤礦瓦斯)再補貼0.10元/m3[24-25]。貴州省規(guī)定，煤層氣地面勘探開發(fā)利用(含煤層氣井下抽采瓦斯提純利用)，省級財政獎勵補貼0.20元/m3；煤礦井下瓦斯抽采利用實行階梯補貼：除中央財政補貼外，煤礦井下瓦斯抽采利用率達到35%(含)～55%(含)，省級財政獎勵補貼0.1元/m3；煤礦井下瓦斯抽采利用率大于55%，省級財政獎勵補貼0.20元/m3；瓦斯發(fā)電上網除享受國家優(yōu)惠電價政策外，同時享受上述省級財政獎補政策；新建煤礦瓦斯發(fā)電項目，裝機容量1 000kW(含)以下的一次性獎勵補助50萬元;裝機容量1 000kW以上的一次性獎勵補貼80萬元；新建煤礦瓦斯提純項目，每個項目一次性獎勵補貼500萬元；對2017年完成的新建煤礦瓦斯提純項目按110%給予補助，以后每年遞減10%；對采用新技術、新工藝、新裝備的省級示范項目，經省能源局按相關政策認定后，可給予適當補助[26]。湖南省規(guī)定，煤礦每抽采1 m3純瓦斯獎勵補助0.15元，每利用1 m3純瓦斯再獎勵補助0.20元；新建500kW以上(含500kW)瓦斯發(fā)電站一次性獎勵補助80萬元/座，新建300kW以上(含300kW)500kW以下瓦斯發(fā)電站一次性獎勵補助50萬元/座[27]。

3.3 資源管理政策

為了有效利用煤層氣資源，確保煤炭企業(yè)安全生產，國家出臺了關于煤炭生產安全費用、煤層氣排放、綜合勘查、抽采等一系列政策。

《企業(yè)安全生產費用提取和使用管理辦法》進一步大幅提高煤炭生產安全費用提取標準，特別高瓦斯礦井，規(guī)定煤(巖)與瓦斯(二氧化碳)突出礦井、高瓦斯礦井提取煤炭生產安全費用30元/t煤，其他井工礦噸煤15元/t煤，露天礦噸煤5元/t煤；天然氣、煤層氣(地面開采)，提取煤炭生產安全費用5元/千m3原氣[28]。《煤層氣(煤礦瓦斯)排放標準》規(guī)定，自2008年7月1日起，新建礦井甲烷濃度超過30%及煤層氣地面開發(fā)系統(tǒng)禁止排放；自2010年1月1日起，現有礦井甲烷濃度超過30%及煤層氣地面開發(fā)系統(tǒng)禁止排放[29]?！蛾P于加強煤炭和煤層氣綜合勘查開采管理的通知》中規(guī)定，國土資源管理部門設置煤炭探礦權時，應對煤炭和煤層氣綜合勘查實施方案進行嚴格審查；煤炭探礦權人在依法取得煤炭勘查許可證后，應對勘查區(qū)塊范圍內的煤炭和煤層氣進行綜合勘查；具備規(guī)?；孛娉椴蓷l件的，煤炭探礦權人應按照“先采氣，后采煤”的原則，統(tǒng)一編制煤炭和煤層氣開發(fā)利用方案，依法向國土資源部申請煤層氣采礦權，并申請劃定煤炭采礦權礦區(qū)范圍；在煤層氣富集地區(qū)，煤層氣勘查、開采結束前，不設置煤炭礦業(yè)權[30]?！睹旱V瓦斯抽采達標暫行規(guī)定》，明確提出允許煤炭開采的最高可解吸瓦斯含量標準為8m3/t，絕對瓦斯涌出量大于或等于40m3/min的礦井和絕對瓦斯涌出量大于5m3/min采煤工作面、絕對瓦斯涌出量大于3m3/min的掘進工作面必須進行抽采，工作面瓦斯抽采率不低于20%，礦井瓦斯抽采率不低于25%[31]。

2016年，山西省制定了一系列關于煤層氣的政策。在《關于煤層氣礦業(yè)權審批和監(jiān)管的實施意見》提出，鼓勵對廢棄礦區(qū)、關閉煤礦煤層氣資源抽采利用的研究調查，建設示范項目；對煤層氣重大開發(fā)項目給予一定貼息支持；對地面直接從事煤層氣勘查開采的企業(yè)，按照國家規(guī)定減免探礦權使用費、采礦權使用費；對煤層氣勘查的臨時用地、煤層氣抽采項目的建設用地，予以優(yōu)先安排[32]。在《關于完善煤層氣試采審批管理工作的通知》中規(guī)定，同一試采區(qū)域延期申請不得超過2次，即試采累計期限不得超過3年。礦區(qū)地質條件復雜的，可以適當延長試采期限[33]。在《山西省煤層氣和煤炭礦業(yè)權重疊區(qū)爭議解決辦法(試行)》中明確提出，在煤炭遠景規(guī)劃區(qū)(后備區(qū))以及取得煤炭探礦權、尚未取得煤炭采礦權的礦區(qū)和已領取煤炭采礦許可證尚未進行基礎建設的礦區(qū)，實施先采氣、后采煤正在進行生產或者基礎建設的礦區(qū)，在5年內計劃動用儲量區(qū)域，以采煤為主，落實地面、井下聯(lián)合抽采煤層氣(煤礦瓦斯)，推進采煤采氣一體化；煤炭礦業(yè)權人可依法申請煤層氣礦業(yè)權，自行或采取合作方式進行煤層氣勘查開采[34]。

3.4 科技創(chuàng)新政策

為了推進煤礦瓦斯防治技術創(chuàng)新，國家出臺了一系列政策，并開展了科技計劃、基金和科技重大專項等項工作。

《關于進一步加強煤礦瓦斯防治工作的若干意見》，提出加強煤礦瓦斯突出機理等基礎理論和低透氣性煤層瓦斯賦存規(guī)律的研究以及瓦斯抽采工藝、災害防治等關鍵技術、重大裝備的研發(fā)，引導科研機構和企業(yè)加強煤礦瓦斯防治科技創(chuàng)新[35]。2013年，國務院辦公廳發(fā)布了《關于進一步加快煤層氣(煤礦瓦斯)抽采利用的意見》。《意見》中，提出加快科技研發(fā)應用，進一步加大對煤層氣(煤礦瓦斯)基礎理論研究和關鍵技術及裝備研發(fā)的支持力度；加強創(chuàng)新平臺建設，加強煤層氣開發(fā)利用、煤礦瓦斯治理國家工程(技術)研究中心和產業(yè)技術創(chuàng)新戰(zhàn)略聯(lián)盟等創(chuàng)新平臺建設，增強自主研發(fā)和集成創(chuàng)新能力[36]。2016年，國家能源局發(fā)布了《煤層氣(煤礦瓦斯)開發(fā)利用“十三五”規(guī)劃》。《規(guī)劃》中，提出深化煤層氣成藏規(guī)律、滲流機理等基礎理論研究，加強煤礦采動區(qū)瓦斯產能預測模型、采動區(qū)多場耦合煤氣共采、深部煤層瓦斯與應力耦合動力災害致災機理、深部低滲透性煤層增透機制等重點課題研究；研究示范低煤階煤層氣儲層評價、深部煤層氣增產改造、多種氣體資源綜合開發(fā)、多煤層分壓合采、互聯(lián)網+煤層氣等關鍵技術裝備；研究煤礦瓦斯智能抽采、采動區(qū)地面井高效抽采、廢棄礦井瓦斯抽采鉆井及高效抽采、低透氣性煤層井下多相增透等技術，形成煤礦瓦斯抽采利用技術及裝備體系[12]。

3.5 對外合作政策

2001年，國務院在《中華人民共和國對外合作開采陸上石油資源條例》第一修訂案中，第三十條明確規(guī)定對外合作開采煤層氣資源由中聯(lián)煤層氣有限責任公司實施專營[37]；第二修訂案中，規(guī)定對外合作開采煤層氣資源由中聯(lián)煤層氣有限責任公司、國務院指定的其他公司實施專營[38]。2010年商務部等四部委發(fā)出通知，同意中國石油天然氣集團公司、中國石油化工集團公司、河南省煤層氣開發(fā)利用有限公司三家公司在國務院批準的區(qū)域內與外國企業(yè)開展合作開采煤層氣資源的試點工作[39]。

3.6 價格政策

2007年，國家發(fā)展和改革委員會印發(fā)《關于煤層氣價格管理的通知》?！锻ㄖ访鞔_規(guī)定，民用煤層氣出廠價格由供需雙方協(xié)商確定，已納入地方政府管理價格范圍的，要積極創(chuàng)造條件盡快放開價格；未進入城市公共配氣管網的民用煤層氣銷售價格由供需雙方協(xié)商確定；進入城市公共配氣管網并納入政府管理范圍的民用煤層氣銷售價格，按照與天然氣、煤氣、液化氣等可替代燃料保持等熱值合理比價關系的原則確定；要根據購進煤層氣價格的變化，及時調整進入城市公共配氣管網的民用煤層氣銷售價格[40]。

4 煤層氣產業(yè)存在問題

(1)勘探投入不足。煤層氣地質勘探風險大、投入高、回收期長。國家用于煤層氣基礎地質勘探資金少，規(guī)定的最低勘探投入標準過低，探礦權人投資積極性不高，社會資金參與煤層氣勘探存在障礙，融資渠道不暢，地質勘查程度低[11]。目前，煤層氣探明地質儲量6 238億m3，僅為預測資源總量的1.70%，難以滿足大規(guī)模產能建設需要。

(2)煤層氣抽采地質條件復雜。我國煤層氣資源賦存條件復雜，開發(fā)技術要求高，區(qū)域適配性、通用性差，成熟的開發(fā)技術難以在其他地區(qū)應用；已開發(fā)利用地區(qū)仍存在工程成功率低、開發(fā)成本高、單井產量低等問題；我國高應力、構造煤、低滲透性煤層氣資源占比高，在基礎理論和技術工藝方面尚未取得根本性突破，簡單復制常規(guī)油氣技術及國外煤層氣技術均難以實現高效開發(fā)；煤與瓦斯突出等動力災害致災機理、煤與瓦斯共采基礎理論研究需要進一步加強；低濃度瓦斯經濟利用和采動區(qū)瓦斯地面抽采等技術有待進一步提高；松軟低透氣性煤層瓦斯高效抽采關鍵技術裝備亟待突破[11，12]。

(3)煤層氣抽采利用率低。部分煤層氣項目管道建設等配套工程滯后，下游市場不完善，地面抽采的煤層氣不能全部有效利用。煤礦瓦斯抽采項目分散、規(guī)模小、濃度變化大、利用設施不健全，大量煤礦瓦斯未有效利用，2010年利用率僅為31.6%[11]，2015年利用率僅為35.3%[12]。

(4)關鍵技術和技術裝備有待突破。煤層氣(煤礦瓦斯)開發(fā)利用的基礎研究薄弱?，F有的煤層氣勘探開發(fā)利用技術不能適應復雜地質條件，鉆井、壓裂等技術裝備水平較低，低階煤和高應力區(qū)煤層煤層氣開發(fā)等關鍵技術有待研發(fā)。煤與瓦斯突出機理仍未完全掌握，深部低透氣性煤層瓦斯抽采關鍵技術裝備水平亟待提升[11]。

(5)扶持政策激勵效應趨于弱化。國家大力推動資源性產品價格市場化改革，連續(xù)多次大幅調整天然氣價格，煤層氣價格隨之下降。但隨著生產資料、人工等費用的增長，煤層氣開發(fā)成本卻逐年上升；這些因素削弱和沖抵了煤層氣稅費減免、財政補貼等政策的扶持效果。增值稅先征后返等扶持政策在有的地區(qū)存在落實不到位的現象。當前煤層氣企業(yè)普遍經濟效益差，自我發(fā)展能力弱[12]。

5 建議

(1)加大煤層氣抽采財政補貼力度。我國煤層氣現行政策，執(zhí)行煤層氣抽采中央財政補貼0.30元/m3、地方財政補貼0.10～0.15元/m3。北京市居民天然氣基準價為2.63元/m3，財政補貼僅占民天然氣基準價的15.25%～17.1%，遠遠低于美國等發(fā)達國家40%的政府補貼。現行的財政補貼不能幫助煤層氣企業(yè)實現盈利，不利于煤層氣產業(yè)的發(fā)展。建議煤層氣抽采財政補貼至少提高至0.80元/m3。

(2)規(guī)范煤層氣稅收優(yōu)惠政策。我國對煤層氣抽采企業(yè)的增值稅實行“先征后返”政策，但這一政策執(zhí)行中出現了資金返回時間較長以及稅費返還不到位等問題；建議將增值稅政策改為“即征即返”或“免征增值稅”，增強這一扶持政策的時效性。煤層氣抽采企業(yè)購進的煤層氣專用設備，建議按雙倍余額遞減法或年數總和法實行加速折舊。

(3)加強煤層氣關鍵技術研究和核心裝備的研發(fā)。我國煤層氣開發(fā)利用工作主要針對高階煤、生產煤礦、在建煤礦、煤炭遠景區(qū)，但對低階煤和關閉煤礦的基礎地質研究和關鍵技術裝備研發(fā)仍處于起步階段。我國“十二五”期間關閉煤礦井7 800處，預計到2020年我國關閉煤礦井將達到1.2萬處，到2030年關閉煤礦井將到達1.5萬處，關閉煤礦井仍賦存著多種巨量的可利用資源。建議加強低階煤、關閉煤礦采空區(qū)、采動區(qū)煤層氣成藏規(guī)律、滲流機理等基礎理論研究，開展低煤階煤層氣儲層和采動區(qū)儲層評價、多種氣體資源綜合開發(fā)、多煤層分壓合采示范工程；研究采動區(qū)地面井高效抽采、廢棄礦井瓦斯抽采鉆井以及高效抽采、低透氣性煤層井下多相增透等技術。研究濃度10%～30%瓦斯安全提純、安全運輸和安全高效利用技術。

(4)制定更嚴歷的環(huán)境保護政策。我國煤層氣開發(fā)利用程度低，2015年煤礦瓦斯利用率35.3%，存在資源浪費、環(huán)境污染問題。建議對煤礦井下抽采率不足35%的煤礦企業(yè)征收環(huán)境污染稅，標準應不低于0.20元/m3；同時，對井下抽采達標的煤礦，井下瓦斯抽采利用實行階梯補貼，抽采利用率35%～55%，獎勵補貼0.80元/m3，抽采利用率大于55%，獎勵補貼1.00元/m3。

6 結論

(1)我國煤層氣資源豐富，但勘探、開發(fā)利用程度低，探明地質儲量僅占資源量的1.7%，煤礦煤層氣利用率僅為35.3%。

(2)我國煤層氣開發(fā)利用采用“先征后退”的政策，但返還環(huán)節(jié)執(zhí)行較為困難。

(3)我國煤層氣抽采，中央財政補貼0.30元/m3，地方財政補貼0.10～0.15元/m3。煤層氣發(fā)電，中央財政補貼0.25元/m3。但隨著生產資料、人工等費用的增加，煤層氣開發(fā)成本逐年上升，這些因素削弱了財政、補貼政策對煤層氣產業(yè)的扶持力度。

(4)煤炭探礦權人應按照“先采氣，后采煤”的原則，禁止甲烷濃度超過30%的煤礦井和煤層氣地面開發(fā)系統(tǒng)向大氣排放，礦井瓦斯抽采率不低于25%。

(5)加強采動區(qū)煤層氣成藏規(guī)律、滲流機理等基礎理論研究，研發(fā)低煤階煤層氣儲層評價、深部煤層氣增產改造、多種氣體資源綜合開發(fā)、多煤層分壓合采、互聯(lián)網+煤層氣等關鍵技術裝備，研究煤礦瓦斯智能抽采、采動區(qū)地面井高效抽采、廢棄礦井瓦斯抽采鉆井及高效抽采、低透氣性煤層井下多相增透等技術。

(6)民用煤層氣出廠價格由供需雙方協(xié)商確定。