一半天使一半魔鬼，有着“瓦斯”别称的“煤层气”终于在政策的支持下，褪去了那半边魔鬼的外衣。
由国家能源局牵头制定的《煤层气开发利用“十二五”规划》即将印发的消息传出不久，国际标准化组织煤层气技术委员会就落户中国，填补了煤层气国际标准制定领域空白。
政策利好并未仅仅停留在产业层面，还带动了大多数煤层气概念股飘红。11月15日当日，煤层气开采企业准油股份(002207.SZ)涨逾4.5%，而技术服务企业天科股份(600378.SH)也跟涨逾2.77%。
一直有着“产量低、利用率低、浪费严重”之称的煤层气，这一次能否借政策利好，打赢这场翻身仗？据了解，“十一五”末，我国煤层气开采总量仅为86亿立方米，利用总量更是低至34.06亿立方米。而《规划》中则计划到“十二五”末，将我国煤层气产量提高至200亿—240亿立方米，可谓是决心很大。
对此，中国石油规划总院油气管道工程规划研究所副所长杨建红表示任务很艰巨，“资源储量不等于可开采储量，而我们现在还不清楚可开采量的真实数据。”杨建红告诉《英才》记者，“所谓的86亿立方米煤层气并非完全是天然气一类的煤层气，其中大部分是含甲烷量约30%-50%的瓦斯气，而甲烷含量在93%以上，也就是天然气意义上的煤层气仅15亿立方米。”
需求剧增
就全球而言，天然气目前在能源结构中所占比重约为25%，自1990年至今，需求一直在以每年23%的速度增长。全球以天然气代替石油的能源格局正在显现。
BP首席经济学家克里斯多夫·鲁尔预计，从单独某一种能源形式来看，到2030年天然气需求增长最快。这是因为，液化天然气的发展解决了单一管道运输的制约，能够将分散、零散的世界天然气市场连接起来，未来很可能形成一个全球统一的天然气市场。
国际能源机构（IEA）也大幅上调了2035年全球天然气需求，预期至5.1万亿立方米，其中很大一部分增幅缘于中国与日本在新能源政策导向下的大幅增加。事实上，中国已成为世界第四大天然气消费国，未来几年对天然气的消费量还将以每年25%的增长速度递增。
能够支撑天然气需求如此快速增长的，是非常规天然气即页岩气的大规模发展。目前，页岩气在美国已经实现了商业化。而当前中国页岩气还处于规则阶段。国家能源局正编制的《煤层气开发利用“十二五”规划》提出，“十二五”末，我国煤层气产量将达200亿-240亿立方米，其中，地面开采煤层气100亿-110亿立方米。井下瓦斯抽采量110亿-130亿立方米。
政府如此大力度发展煤层气，一方面缘于天然气属于清洁能源，以此应对气候变化；另一方面很大程度上缘于能源安全。“从资源来看，中国未来天然气必须以国产为主，以进口天然气为主我们没那条件，肯定发展不起来。只有先提升勘探技术，提高自给产量，再考虑进口管道气和进口LNG。实现进口多元化，来保证供应安全。”杨建红告诉《英才》记者。
支持煤层气大力发展的另一个动力则是“十二五”期间，将天然气的比重由目前的4.3%提高到8%以上的规划，这意味着，到2015年我国天然气需求将达2600亿立方米，其中将有1/3依赖进口。
实际上，从油气的发展历史来看，在中国，长期以来，天然气一直是油的附属品，虽然天然气的价格远远低于石油的价格。“‘九五’以前一直是重油轻气，到‘九五’期间才提出油气并举。
不重视的原因在于“没有意识到，当时一直在找油，到塔里木去开发也是为了找石油，结果发现油的规模不行，却发现了‘克拉2’。”杨建红介绍，“克拉2”是目前全国最大的陆地整装气田和“西气东输”的主力气源地，年供气能力达到120亿立方米，已探明的气田储量达2849亿立方米，设计供应30年以上。
此外，天然气过于依赖基础设施建设的特点也是造成其不被重视的一大原因。“天然气产业跟石油产业不一样。天然气对基础设施的依赖性特别强，需要建设大量的管网。”杨建红告诉《英才》记者。
不过，西气东输工程的建设使得运输不再是运用天然气的阻碍。目前，各大石油公司对天然气产业的重视度也在不断提升。此前，由于天然气国内价格管制，油气公司进口天然气一直处于亏损状态，因此天然气也就成了油气公司的“烫手山芋”。
“现在内外价差不再是阻碍了。”杨建红介绍，中石油已经计划在“十二五”期间把自己的天然气做到半壁江山。中海油则在打造沿海天然气供应市场，中石化也表示要在天然气上有所作为。据了解，2010年中国石油公司煤层气业务新增探明储量首次突破1000亿立方米，并已经形成了13亿立方米的产能规模。
过于分散
虽然煤层气政策已经破题，但是真要发展，还是有几道绕不过去的坎。
其中一个很大的问题就是矿权与气权分离。这一问题普遍存在于山西省。而山西却拥有着国内三分之一的煤层气储量。但采气权与采煤权的分离，导致矿权之争多年未能得以解决。随着煤层气“十二五”规划即将浮出水面，一场利益争夺战又即将开始。
此外，成本高于常规天然气，也是企业羞于投资的一个原因。一般情况下，煤层气井口价至少要达到每立方米1.3-1.5元才能盈利，是常规天然气盈利区间的2倍。不过，也有例外，沁水盆地晋城地区资源条件优越，预计每口煤层气井的勘探、开发、生产的平均费用为人民币230万元，煤层气成本仅为0.25元/立方米。正是如此，山西煤层气的资源争夺战从未停止过。
不过，在杨建红看来，无论是矿权之争，还是成本较高，都不是问题。真正的问题在于产量上不去。而产量上不去的根源在于企业过于分散，以及可开采量与资源储量不一致。“现在对煤层气而言，政策、价格和市场都不是问题。主要问题是煤层气的产量做不上去。”杨建红说，“产量上不去，一个原因是‘十一五’的时候，不怎么重视，二是煤层气企业太分散了。过于松散就不能好好规划，无法形成规模生产，企业都在忙着争抢资源。”
其实，煤层气产业的政策一直都优于其他产业。从2006年开始，国家陆续出台多项煤层气产业优惠政策，主要包括：煤层气抽采利用给予0.2元/立方米的财政补贴，煤层气发电上网给予0.25元/千瓦时的财政补贴，增值税先征后退，煤层气进口物资免征进口税。
即便如此优惠的政策，也没能将产量做上去，这也就不难解释为何煤层气利用率如此之低。数据显示，我国煤层气2004年之前基本上没有开发，2006年年产量也仅0.3亿立方米。自2007—2009年上半年，虽然煤层气抽采量在不断上升，分别为47亿立方米、53亿立方米、32.4亿立方米，但是利用率却没有离开30%的线。
利用率低，也说明利用范围窄。据东吴证券研究员朱丹介绍，中国的煤层气综合利用技术仅在民间燃料和电厂发电等小范围内得以应用，而且利用规模明显偏小，大量煤层气排向大气中，不仅造成资源的浪费，而且导致严重的环境问题。
其实，煤层气利用范围窄的根源在于，煤层气抽采方式不同。目前，世界各国采用的煤层气治理方法可分为地面抽放和井下抽放两种。而中国大多数采用的是井下抽放，而这种开采方式的弊端在于所得煤层气是甲烷含量仅为30%-50%的瓦斯。“瓦斯基本上是就近利用，比如坑口电厂，进不了管网。”杨建红告诉《英才》记者，“进入管网运输的煤层气其甲烷含量需达到93%以上。”
而美国，采取的则是最先进的开采技术，即地面煤层气抽放技术里的定向钻孔抽放。而这种技术目前还处于试验阶段。至于中国的页岩气规划，杨建红建议：踏踏实实做实两个方面，一是寻求储量，二是寻求技术突破。“我反对在‘十二五’期间规划页岩气达到很大的工业产量。”