企業(yè)向來都是最擅長聞風而動的，隨著
煤層氣利好政策的出臺，陷入頹勢的煤層氣行業(yè)又打起了精氣神。
近日，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》（以下簡稱《規(guī)劃》），提出新增煤層氣探明地質儲量4200億立方米，建成2-3個煤層氣產業(yè)化基地。2020年，煤層氣（煤礦瓦斯）抽采量達到240億立方米。
按照政策規(guī)劃，建成沁水盆地和鄂爾多斯(10.710, -0.10, -0.93%)盆地東緣煤層氣產業(yè)化基地，實現產量快速增長。到2020年，兩大產業(yè)化基地煤層氣產量達到83億立方米。事實上，“十一五”和“十二五”都曾出臺了一些激勵煤層氣開發(fā)利用的政策，但距離最終效果還有一定距離，此次，政府出臺激勵煤層氣發(fā)展的政策，是否有望實現？
發(fā)展受限天然氣
“近年來，中國的煤層氣產業(yè)出現了徘徊不前的頹勢，單井產量低、核心技術瓶頸沒有突破是制約其發(fā)展的主要原因。”太原煤炭氣化（集團）有限責任公司公開指出。
在近日召開的2016年“中澳非常規(guī)天然氣論壇暨展覽會”上，
中石油華北油田分公司總經理助理兼煤層氣事業(yè)部總經理朱慶忠也認為，我國高煤階煤層氣開發(fā)過程中，表現出資源大、有效動用率低、單井產氣量低、產能到位率低、系統運行效率低等“一大四低”的現象特征。
以目前華北
油田開發(fā)最成功的樊莊區(qū)塊為例，歷經8年開發(fā)后，仍存在近三分之一的低效區(qū)難以實現效益開發(fā)。這種情況反映出兩個問題：一是儲量提交不準確，需要精細勘探；二是同一區(qū)帶
儲層變化大，相應的開發(fā)對策也要改變。
事實上，雖然政府對煤層氣有激勵政策和補貼，但近兩年天然氣價格的走低對煤層氣有一定影響。
據朱慶忠透露，華北油田2015年的煤層氣價格為每方1.88元，其中折舊占了0.96元，操作成本0.56元，利潤只有0.27元。今年，在1.66元/方的氣價下，盈利能力降低。如果補貼拿掉，已經建成的產能會受到很大的經營壓力。
中宇資訊天然氣市場分析師孫陽也認為，近年來，煤層氣價格受天然氣價格調整影響降幅較大，抵消了財政補貼的激勵效應；加之生產成本逐年提高，
勘探開發(fā)投資放緩，煤層氣地面產量、煤礦瓦斯利用率與社會預期差距較大。
煤層氣重獲激勵
盡管市場低迷，但政府依然在大力推進煤層氣行業(yè)的發(fā)展。
《規(guī)劃》明確，2020年，地面煤層氣產量100億立方米，利用率90%以上；煤礦瓦斯抽采140億立方米，利用率50%以上，煤礦瓦斯發(fā)電裝機容量280萬千瓦，民用超過168萬戶。煤礦瓦斯事故死亡人數比2015年下降15%以上。
太原煤氣化相關人士稱，隨著沁水盆地煤變質程度高，煤層厚度大，煤層埋深適度，構造簡單，從煤層氣形成的條件來看，是我國煤層氣勘探開發(fā)最有利的地區(qū)之一。開發(fā)利用沁水盆地的煤層氣資源，對于改善中國的能源結構，加快地區(qū)經濟發(fā)展，都具有重要的意義。
事實上，雖然煤氣化行業(yè)發(fā)展低迷，但政策的持續(xù)支持，也讓一些企業(yè)繼續(xù)發(fā)力煤層氣行業(yè)。
12月5日，記者了解到，*ST 煤氣收購晉城藍焰煤層氣獲得中國證監(jiān)會批準。*ST 煤氣將改行從事煤層氣開發(fā)和利用，進入清潔能源領域。藍焰煤層氣是目前國內規(guī)模最大、技術領先的煤層氣開發(fā)企業(yè)，旗下共有8家子公司。目前，藍焰煤層氣已經形成從煤層氣勘探、煤層氣地面抽采、煤礦瓦斯地面治理的研發(fā)、煤礦瓦斯地面治理工程設計、煤層氣井運營，到煤層氣運儲和煤層氣批發(fā)銷售等全業(yè)務鏈條、技術先進的領軍企業(yè)。
而有業(yè)內人士告訴記者，第三個煤層氣基地有望設在新疆，因為新疆首個煤層氣開發(fā)利用先導性示范工程——阜康市白楊河礦區(qū)煤層氣先導性示范工程目前年產能已達3000萬立方米，該煤層氣成為繼沁水盆地和
鄂爾多斯盆地之后的第三大煤層氣開發(fā)熱點區(qū)。
放開煤層氣開采限制
而另一個讓更多覬覦煤層氣行業(yè)的企業(yè)感到受阻的則是目前的采礦權和管道的開放問題。
安迅思分析師葉春曉指出，山西是我國煤層氣的主要儲藏地，目前當地的煤層氣登記面積的礦權都被中石油、中聯煤等為主的央企取得，而煤炭礦權多由當地企業(yè)獲得。氣礦權不一，但區(qū)域卻重疊，而擁有煤層氣開采權的央企和煤炭企業(yè)存在不同的利益出發(fā)點。煤企出于井網破壞煤層結構、增加開采難度等考慮，要求越過煤層氣開采環(huán)節(jié)，直接采煤。煤層氣開采企業(yè)則只想著如何把氣采出來，不考慮后續(xù)煤炭的開采，各自為戰(zhàn)，無法合作進行開采，還產生大量的沖突和矛盾。
據了解，目前中國煤層氣的采礦權集中于國內3家石油公司手中，部分原因在于煤層氣開采與常規(guī)油氣開采相似程度更高，技術上也更為接近。中石油和
中石化通過下屬公司占有煤層氣探礦權和采礦權，
中海油通過控股子公司中國煤層氣有限責任公司占有大量煤層氣資源，而煤炭企業(yè)僅僅有少部分的煤層氣資源。和常規(guī)油氣資源的開采模式類似，除了3家石油公司自己作業(yè)開采以外，還采用產品分成合同方式（PSC）和其它企業(yè)共同開發(fā)煤層氣，主要是一些外資企業(yè)或者注冊在國外的企業(yè)。
朱慶忠則認為，煤層氣的定位不對，是阻礙煤層氣發(fā)展的主要原因。“煤層氣開發(fā)更大程度上是
新能源挖掘，決不能定位在瓦斯治理。瓦斯治理的范圍較小，而煤層氣的分布范圍大多是煤礦不能涉足的，因此對技術的規(guī)劃和部署應該超脫瓦斯治理的范疇，要有超前的技術定位和規(guī)劃部署。”朱慶忠認為。
該說法背后正是煤層氣行業(yè)多年來不同開發(fā)主體形成的煤、氣之爭。
廈門大學中國能源經濟研究中心主任
林伯強指出，煤層氣開采權與煤炭礦權交叉疊加，造成的利益糾葛及開采成本問題，是制約煤層氣發(fā)展的主要因素。
孫陽則指出，一些地區(qū)天然氣輸氣管道對煤層氣沒有做到公平開放，部分開發(fā)項目輸送利用配套工程滯后。煤層氣產業(yè)處于初級階段，規(guī)模小，市場競爭力弱等問題都需要在“十三五”期間解決。
不過孫陽認為，“十三五”期間，煤層氣勘探開發(fā)步伐將進一步加快，產業(yè)布局更趨優(yōu)化，關鍵技術取得突破，產量大幅提升，到2020年煤層氣抽采量力爭達到400億立方米。進一步鞏固國產常規(guī)天然氣、非常規(guī)天然氣、煤制氣、進口LNG、進口管道氣等多元化供氣格局。
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