海湾局势动荡，国际油价随之走高，能源替代再次成为各界关注焦点。
中国天然气储量缺乏，而以煤层气为代表的非常规天然气储量却比较丰富。也因此，作为17项能源规划之一的《煤层气开发利用“十二五”规划》（下称“规划”），领先于其他规划，由国家能源局率先发布。
“十二五”规划中，中国煤层气的累积利用目标调高至“十一五”规划的7倍，超出此前业界的预期。
弥补天然气缺口
从“十五”期间的“基本为零”，到“十一五”期间的小有进步，中国煤层气开发走过了平淡无奇的5年。
“十一五”末，中国煤层气产业形成了31亿立方米的年产能，但多年累计开采的总量为86亿立方米。这其中，大多数是从井下抽出的甲烷浓度低于30%、无利用价值的“废气”；而甲烷浓度在93%以上类似于天然气的，只有15亿立方米。
从2006年开始，国家先后出台多项煤层气产业优惠政策，比如给予煤层气抽采利用每立方米0.2元的财政补贴，给予高出标杆电价0.25元/度的煤层气发电上网电价，增值税先征后退，煤层气进口物资免征进口税……
以甲烷浓度最高的地面抽采方式看，“十一五”规划原定地面抽采量为50亿立方米，最终却完成不到1/3。
煤层气“十一五”的其余目标，也基本没有实现预期。
2011年，业界一直预测，煤层气的“十二五”规划总产量，将在200亿立方米左右。其中，地面开发煤层气产量约为90亿立方米。对这一目标，当时有诸多专家认为实现难度较大。
而最终的规划是：“十二五”期间，新增煤层气探明地质储量1万亿立方米，完成300亿立方米的煤层气目标产量，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。到“十二五”末期，中国将累计利用煤层气658亿立方米——这一目标，是“十一五”的7倍。
业界认为，此次“十二五”煤层气目标大幅调高的一个重要原因，是国家规划将“十二五”期间的天然气占能比重，由目前的4.3%提高到8%以上。未来5年，我国天然气消费量年均增速将达到25%以上，这意味到“十二五”末期，中国天然气年消费量将达2600亿立方米以上，缺口超过1/3，接近一半。
于是，推动页岩气、煤层气等非常规油气资源的开发利用，成为弥补中国天然气缺口的重要一环。
一个为诸多国内能源专家乐道的例子是：作为能源消耗大国的美国，依靠大力开发非常规天然气，实现了能源独立。非常规天然气尤其是页岩气的大发展，使得该国常规天然气价下降了41%，电价下降了50%，甚至成为天然气净出口国。
这让中国的一些能源专家很羡慕。中国是煤层气资源大国，储量仅次于俄罗斯和加拿大，2000米以上的浅资源，有30多万亿立方米。
国家能源局煤炭司副司长魏鹏远告诉记者，中国煤层气预测资源量近37万亿立方米，但目前勘查程度低，探明的地质储量仅是资源总量的0.74%。
寄望政策推动
煤层气行业，目前“还更多停留在承担减少煤炭瓦斯安全事故责任的阶段，实际开采的经济效益方面并不理想”。中国石油大学煤层气研究中心主任张遂安告诉记者。他个人对煤层气行业的发展并不特别看好。
国家信息中心经济预测部宏观经济研究室副主任牛犁也认为，在“十一五”期间，中国的煤层气开发并未实现商业化、规模化。
产业研究中心的报告说，截至目前，几乎所有投入煤层气开发、特别是地面抽采工程的企业，普遍处于亏损状态。
“普遍亏损的原因是国家政策扶持力度不够。”中国地质科学院郑州矿产综合利用研究所专家郭敏对记者说，“美国煤层气产业化成功的经验表明，在煤层气产业发展初期，政策扶持和税收补贴，是煤层气发展的主要推动力。”
“煤层气开采的成本过高，但定价却是比照常规天然气”。据张遂安测算，日产3000~5000立方米煤层气的单井，造价为200万元~300万元。尽管目前对煤层气开采按0.2元/立方米进行补贴，却只是美国补贴水平的一半，也跟不上物价的涨幅，这造成中国的煤层气项目普遍处于亏损运营状态。
郭敏认为，政府应充分发挥宏观调控作用，加大对煤层气发展的扶持力度，包括加大煤层气勘探、抽采、利用的投资，培养专业技术人才，加强煤层气管网等基础设施建设。
张遂安告诉记者，目前国内有不少进入煤层气勘探领域的企业，因开采成功率低，导致前期投入“打水漂”；在国外，勘探开发基本上靠风险投资融资。
为确保“十二五”目标完成，“规划”提出，“十二五”期间将引导加快重点区块勘探开发。“吸引有实力的境外投资者参与到煤层气风险勘探和试验开发中”。
此外，“还将鼓励民间资本参与煤层气勘探开发、煤层气储备及长输管道等基础设施建设。拓宽企业融资渠道，支持符合条件的煤层气企业发行债券、上市融资，增强发展能力”。
国家能源咨询委专家、中联煤公司总顾问孙茂远认为，增值税即征即返、从石油特别收益金中拿出一部分，设立煤层气勘探基金，支持煤层气勘探工作等，可为煤层气产业实现跨越式发展创造条件。
前不久，国家能源局官员曾公开对媒体透露，财政部正在考虑将目前的补贴标准由0.2元/立方米提高到0.3元~0.5元/立方米；能源局也和财政部积极协商，欲将每度电价的补助提高到0.3元到0.5元。
有业内人士乐观地认为，天然气价格的上涨以及供给不足，将弥补煤层气的成本劣势。去年年底，中国天然气价改，已在试点省区广东、广西拉开。未来，这必然导致中国天然气价格回归国际水平，煤层气也必然跟涨。
两权重叠桎梏
在“规划”中，近年来制约煤层气发展的最头疼问题：煤炭企业与油气企业的矿权交叉，并没有提出明确的解决方案。
煤层气和煤炭资源作为两种不同的矿权，由国土部门分别发放采矿证。10多年来，煤层气企业和煤炭企业的争执从未停止。
以山西为例，山西是全国煤层气资源最为富集、最具开发潜力的地区。全省2000米以浅的煤层气资源总量约为10万亿立方米，约占全国的1/3；在储量最大的沁水煤田，煤层气企业和煤矿的争执，一度白热化。
以山西地方政府为代表的煤企方，提出了“气随煤走、两权合一”。
2010年12月中旬，国务院正式批准山西为“资源型经济转型综合配套改革试验区”，山西获得资源改革转型“先行先试”权。作为“综改区”重要改革内容之一，煤层气开采“气随煤走、两权合一”的方案也上报了中央。在该方案中，山西省政府提议：对于现有煤层气矿权与煤炭矿权重叠的，由煤层气矿权企业将重叠区域的煤层气矿权转让给煤炭企业。
山西省一位煤炭企业人士对记者表示，几个大煤层气公司，均为从事油气开采的专业巨头，开采时极少考虑煤企利益，应当将部分煤层气权还给煤企。
从上个世纪90年代开始，由于保障煤矿安全生产的需要，山西晋煤集团已开始研发煤层气开采利用，并形成了自己独有的井上下联合抽采技术。
“这项技术可以在原有基础上将收益提高4倍。”山西晋煤集团相关负责人告诉记者，晋煤集团目前已经成为了全国最大规模煤层气抽采公司。据透露，在2011年，晋煤在煤层气开采方面，获利1.52亿元。
不仅如此，在煤层气方面，晋煤集团已开始技术输出。晋煤集团相关负责人透露，晋煤以技术入股与其它企业进行合作，2010年在山西阳泉、古交等矿区施工完成气井470多口，形成了日产10万立方米抽采能力。
中国工程院院士何继善则表示，煤层气开采与天然气开采相似，需要用采气的办法来规划开发，必须靠煤层气专业公司、大型油气公司来进行。
尤其是管道问题。天然气和煤层气输送的最安全、最经济和最先进的方式，只有管道。“建设长输管道，需要石油公司和煤层气专业公司的投资；现在建成的几条长输管道，都是中石油、中石化投资的，没有哪一条是煤矿企业投资的。”何继善认为，“十二五”期间，要尽快建成“晋城——长沙”的煤层气管道。
国家能源局官员支持的方案是：对确定为“十二五”期间国家煤炭开采的重点区域，以煤矿企业开采为主，煤层气企业就要服从于煤炭开采；如果煤炭资源开采为10年—20年，则划入远景煤炭规划区域，以煤层气企业开采为主。
山西晋煤集团相关负责人透露，近两年来，与其他拥有矿权的煤层气公司“成立合作公司，成为解决两权重叠的方式之一”。河南平煤神马能源化工研究院院长卫修君也认为，与采矿权与采气权分离的模式相比，煤层气企业与煤炭企业结合紧密，显然更具优势。
“要完成‘十二五’规划的目标，应当没有想象中困难。”上述晋煤集团负责人表示。
