技術(shù)可行性

　　氣源充足：我國埋深2000m以淺的煤層氣資源總量約30～35萬億m3，與陸上常規(guī)天然氣資源總量（30萬億m3）相當(dāng)，居世界第三位。
　　已有較大發(fā)展：近幾年我國煤層氣國內(nèi)自營和對外合作均取得了較大進展，2000年煤層氣利用量達(dá)5億m3左右，作為商業(yè)項目來開發(fā)的煤層氣已在多個礦區(qū)展開。由撫順礦務(wù)局和沈陽煤氣公司投資的由撫順向沈陽供氣的撫順煤層氣開發(fā)利用工程總投資2.26億元。2000年底，中聯(lián)煤層氣公司在沁水盆地東南部共鉆了11口井，中國石油天然氣集團公司也于1999年完成了6口井的井組試驗。
　　已有發(fā)展模式：晉城無煙煤集團公司計劃建一座120MW的煤層氣電廠，該項目已經(jīng)立項，是目前世界上擬建的規(guī)模最大的煤層氣電廠。據(jù)估算該項目總投資為47896萬元，其中25%由晉城礦業(yè)集團以資本金的方式注入，另外75%擬通過申請亞行優(yōu)惠貸款解決，具體條款正在商談之中。
　　中聯(lián)煤層氣有限責(zé)任公司是1996年經(jīng)國務(wù)院批準(zhǔn)成立的專門從事煤層氣勘探和開發(fā)的國有公司，產(chǎn)品分成合同是中聯(lián)公司對外合作開發(fā)煤層氣的標(biāo)準(zhǔn)合同。合同期限通常為30年，包括勘探期、開發(fā)期和生產(chǎn)期三個階段，在勘探期內(nèi)外方獨自承擔(dān)項目風(fēng)險和所有勘探費用。原則上開發(fā)期中方參股比例最高可達(dá)51%，外方為49%，如中方?jīng)Q定參股比例小于51%，外方可相應(yīng)提高其參股比例。

　　經(jīng)濟性分析

　　各個煤礦的煤層氣抽放利用成本有較大的差異，據(jù)有關(guān)資料估算每口生產(chǎn)氣井的投資約為120萬元上下。根據(jù)對某煤礦采煤后備區(qū)選取10km2的評價區(qū)塊所作的經(jīng)濟評價，在15年服務(wù)期內(nèi)煤層氣抽放的平均成本約為461元/km3?？紤]煤層氣綜合利用的經(jīng)濟性還應(yīng)綜合考慮以下因素：
　　形成完善的市場化價格體系：目前一些地方煤層氣價格是由政府相關(guān)部門而不是根據(jù)市場需求定的，導(dǎo)致前期投入回收周期長。
　　前期的勘探成本：煤層氣利用最大的前期投入在于氣源的勘探和選址。由于我國煤層地質(zhì)情況復(fù)雜，缺乏針對不同地質(zhì)情況的勘探開采方法，所以應(yīng)與國外有經(jīng)驗的公司合作，利用其先進技術(shù)降低前期勘探成本和風(fēng)險。
　　采用成熟開發(fā)和利用工藝：我國煤層氣抽放技術(shù)已較為成熟，開采出來的煤層氣應(yīng)利用設(shè)計先進合理的工藝加以利用，開采規(guī)模小時可就地利用，開采規(guī)模較大時可考慮外輸，建設(shè)以煤層氣為燃料的熱電廠等。
　　與天然氣管網(wǎng)公司合作：煤層氣是能與天然氣混輸、混用的潔凈燃料，如能利用天然氣管網(wǎng)加以運輸，將大大降低氣開發(fā)成本，并有利于拓展終端用戶，提高其經(jīng)濟性。

　　投資融資渠道

　　總結(jié)目前的煤層氣開發(fā)經(jīng)驗，主要有以下參與投資開發(fā)煤層氣的方式：
　　?與當(dāng)?shù)孛旱V或燃?xì)夤竞献鹘M成煤層氣開發(fā)公司；
　　?《京都議定書》規(guī)定締約方可以在境外實現(xiàn)部分減排，因此進行減排量的轉(zhuǎn)讓與獲得也可成為開發(fā)煤層氣的投資方式之一；
　　?利用廢棄礦井資源，開發(fā)利用煤層氣。
　　煤層氣的環(huán)境效益日益受到重視，一些與環(huán)境保護有關(guān)的國際組織愿意提供資金及技術(shù)支持，成為煤層氣項目發(fā)展的融資渠道。如全球環(huán)境基金(GEF)、聯(lián)合國計劃開發(fā)署(UNDP)、APEC（亞太經(jīng)濟合作組織）和支持減排量交易機制的機構(gòu)如雛形碳基金(PCF)等。(