海灣局勢動蕩，國際油價隨之走高，能源替代再次成為各界關注焦點。

中國天然氣儲量缺乏，而以煤層氣為代表的非常規天然氣儲量卻比較豐富。也因此，作為17項能源規劃之一的《煤層氣開發利用“十二五”規劃》(下稱“規劃”)，領先于其他規劃，由國家能源局率先發布。

“十二五”規劃中，中國煤層氣的累積利用目標調高至“十一五”規劃的7倍，超出此前業界的預期。

彌補天然氣缺口

從“十五”期間的“基本為零”，到“十一五”期間的小有進步，中國煤層氣開發走過了平淡無奇的5年。

“十一五”末，中國煤層氣產業形成了31億立方米的年產能，但多年累計開采的總量為86億立方米。這其中，大多數是從井下抽出的甲烷濃度低于30%、無利用價值的“廢氣”；而甲烷濃度在93%以上類似于天然氣的，只有15億立方米。

從2006年開始，國家先后出臺多項煤層氣產業優惠政策，比如給予煤層氣抽采利用每立方米0.2元的財政補貼，給予高出標桿電價0.25元/度的煤層氣發電上網電價，增值稅先征后退，煤層氣進口物資免征進口稅……

以甲烷濃度最高的地面抽采方式看，“十一五”規劃原定地面抽采量為50億立方米，最終卻完成不到1/3。

煤層氣“十一五”的其余目標，也基本沒有實現預期。

2011年，業界一直預測，煤層氣的“十二五”規劃總產量，將在200億立方米左右。其中，地面開發煤層氣產量約為90億立方米。對這一目標，當時有諸多專家認為實現難度較大。

而最終的規劃是：“十二五”期間，新增煤層氣探明地質儲量1萬億立方米，完成300億立方米的煤層氣目標產量，其中地面開發160億立方米，基本全部利用；煤礦瓦斯抽采140億立方米，利用率60%以上。到“十二五”末期，中國將累計利用煤層氣658億立方米——這一目標，是“十一五”的7倍。

業界認為，此次“十二五”煤層氣目標大幅調高的一個重要原因，是國家規劃將“十二五”期間的天然氣占能比重，由目前的4.3%提高到8%以上。未來5年，我國天然氣消費量年均增速將達到25%以上，這意味到“十二五”末期，中國天然氣年消費量將達2600億立方米以上，缺口超過1/3，接近一半。

于是，推動頁巖氣、煤層氣等非常規油氣資源的開發利用，成為彌補中國天然氣缺口的重要一環。

一個為諸多國內能源專家樂道的例子是：作為能源消耗大國的美國，依靠大力開發非常規天然氣，實現了能源獨立。非常規天然氣尤其是頁巖氣的大發展，使得該國常規天然氣價下降了41%，電價下降了50%，甚至成為天然氣凈出口國。

這讓中國的一些能源專家很羨慕。中國是煤層氣資源大國，儲量僅次于俄羅斯和加拿大，2000米以上的淺資源，有30多萬億立方米。

國家能源局煤炭司副司長魏鵬遠告訴《財經國家周刊》記者，中國煤層氣預測資源量近37萬億立方米，但目前勘查程度低，探明的地質儲量僅是資源總量的0.74%。

寄望政策推動

煤層氣行業，目前“還更多停留在承擔減少煤炭瓦斯安全事故責任的階段，實際開采的經濟效益方面并不理想”。中國石油大學煤層氣研究中心主任張遂安告訴《財經國家周刊》記者。他個人對煤層氣行業的發展并不特別看好。

國家信息中心經濟預測部宏觀經濟研究室副主任牛犁也認為，在“十一五”期間，中國的煤層氣開發并未實現商業化、規模化。

中投信德產業研究中心的報告說，截至目前，幾乎所有投入煤層氣開發、特別是地面抽采工程的企業，普遍處于虧損狀態。

“普遍虧損的原因是國家政策扶持力度不夠。”中國地質科學院鄭州礦產綜合利用研究所專家郭敏對《財經國家周刊》記者說，“美國煤層氣產業化成功的經驗表明，在煤層氣產業發展初期，政策扶持和稅收補貼，是煤層氣發展的主要推動力。”

“煤層氣開采的成本過高，但定價卻是比照常規天然氣”。據張遂安測算，日產3000~5000立方米煤層氣的單井，造價為200萬元~300萬元。盡管目前對煤層氣開采按0.2元/立方米進行補貼，卻只是美國補貼水平的一半，也跟不上物價的漲幅，這造成中國的煤層氣項目普遍處于虧損運營狀態。

郭敏認為，政府應充分發揮宏觀調控作用，加大對煤層氣發展的扶持力度，包括加大煤層氣勘探、抽采、利用的投資，培養專業技術人才，加強煤層氣管網等基礎設施建設。

張遂安告訴《財經國家周刊》記者，目前國內有不少進入煤層氣勘探領域的企業，因開采成功率低，導致前期投入“打水漂”；在國外，勘探開發基本上靠風險投資融資。

為確保“十二五”目標完成，“規劃”提出，“十二五”期間將引導加快重點區塊勘探開發。“吸引有實力的境外投資者參與到煤層氣風險勘探和試驗開發中”。

此外，“還將鼓勵民間資本參與煤層氣勘探開發、煤層氣儲備及長輸管道等基礎設施建設。拓寬企業融資渠道，支持符合條件的煤層氣企業發行債券、上市融資，增強發展能力”。

國家能源咨詢委專家、中聯煤公司總顧問孫茂遠認為，增值稅即征即返、從石油特別收益金中拿出一部分，設立煤層氣勘探基金，支持煤層氣勘探工作等，可為煤層氣產業實現跨越式發展創造條件。

前不久，國家能源局官員曾公開對媒體透露，財政部正在考慮將目前的補貼標準由0.2元/立方米提高到0.3元~0.5元/立方米；能源局也和財政部積極協商，欲將每度電價的補助提高到0.3元到0.5元。

有業內人士樂觀地認為，天然氣價格的上漲以及供給不足，將彌補煤層氣的成本劣勢。去年年底，中國天然氣價改，已在試點省區廣東、廣西拉開。未來，這必然導致中國天然氣價格回歸國際水平，煤層氣也必然跟漲。

兩權重疊桎梏

在“規劃”中，近年來制約煤層氣發展的最頭疼問題：煤炭企業與油氣企業的礦權交叉，并沒有提出明確的解決方案。

煤層氣和煤炭資源作為兩種不同的礦權，由國土部門分別發放采礦證。10多年來，煤層氣企業和煤炭企業的爭執從未停止。

以山西為例，山西是全國煤層氣資源最為富集、最具開發潛力的地區。全省2000米以淺的煤層氣資源總量約為10萬億立方米，約占全國的1/3；在儲量最大的沁水煤田，煤層氣企業和煤礦的爭執，一度白熱化。

以山西地方政府為代表的煤企方，提出了“氣隨煤走、兩權合一”。

2010年12月中旬，國務院正式批準山西為“資源型經濟轉型綜合配套改革試驗區”，山西獲得資源改革轉型“先行先試”權。作為“綜改區”重要改革內容之一，煤層氣開采“氣隨煤走、兩權合一”的方案也上報了中央。在該方案中，山西省政府提議：對于現有煤層氣礦權與煤炭礦權重疊的，由煤層氣礦權企業將重疊區域的煤層氣礦權轉讓給煤炭企業。

山西省一位煤炭企業人士對《財經國家周刊》記者表示，幾個大煤層氣公司，均為從事油氣開采的專業巨頭，開采時極少考慮煤企利益，應當將部分煤層氣權還給煤企。

從上個世紀90年代開始，由于保障煤礦安全生產的需要，山西晉煤集團已開始研發煤層氣開采利用，并形成了自己獨有的井上下聯合抽采技術。

“這項技術可以在原有基礎上將收益提高4倍。”山西晉煤集團相關負責人告訴《財經國家周刊》記者，晉煤集團目前已經成為了全國最大規模煤層氣抽采公司。據透露，在2011年，晉煤在煤層氣開采方面，獲利1.52億元。

不僅如此，在煤層氣方面，晉煤集團已開始技術輸出。晉煤集團相關負責人透露，晉煤以技術入股與其它企業進行合作，2010年在山西陽泉、古交等礦區施工完成氣井470多口，形成了日產10萬立方米抽采能力。

中國工程院院士何繼善則表示，煤層氣開采與天然氣開采相似，需要用采氣的辦法來規劃開發，必須靠煤層氣專業公司、大型油氣公司來進行。

尤其是管道問題。天然氣和煤層氣輸送的最安全、最經濟和最先進的方式，只有管道。“建設長輸管道，需要石油公司和煤層氣專業公司的投資；現在建成的幾條長輸管道，都是中石油、中石化投資的，沒有哪一條是煤礦企業投資的。”何繼善認為，“十二五”期間，要盡快建成“晉城——長沙”的煤層氣管道。

國家能源局官員支持的方案是：對確定為“十二五”期間國家煤炭開采的重點區域，以煤礦企業開采為主，煤層氣企業就要服從于煤炭開采；如果煤炭資源開采為10年—20年，則劃入遠景煤炭規劃區域，以煤層氣企業開采為主。

山西晉煤集團相關負責人透露，近兩年來，與其他擁有礦權的煤層氣公司“成立合作公司，成為解決兩權重疊的方式之一”。河南平煤神馬能源化工研究院院長衛修君也認為，與采礦權與采氣權分離的模式相比，煤層氣企業與煤炭企業結合緊密，顯然更具優勢。

“要完成‘十二五’規劃的目標，應當沒有想象中困難。”上述晉煤集團負責人表示。