中国煤层气开发正出现令人尴尬的一幕—储藏量丰富，利用率却极低。煤层气俗称“瓦斯”，易爆炸，若合理开采，是理想的清洁能源。国土资源部数据显示，中国埋深2000米的浅煤层气为36.8万亿立方米，与国内常规天然气储量规模相当，仅次于俄罗斯和加拿大，是世界第三大煤层气储藏国。
但煤层气不仅没有得到有效开发利用，反而成为煤矿杀手。国家能源局数据显示，2014年前三季度，全国煤层气抽采量126亿立方米，利用量仅55亿立方米。中国煤矿安全事故80%与煤层气爆炸有关。
兖矿集团党委常委林海波对《财经国家周刊》记者说：“因为体制问题没有解决，煤层气抽出之后大量放空排放，我们非常痛心。”
两权之争
煤层气与煤炭是存在于同一空间的两种资源，采煤必然会波及气，采气也必须考虑煤炭。
问题在于，煤层气属于国家一级管理矿种，由国土资源部管理，探矿权由国土资源部授予;而煤炭资源开采权则由国土资源部以及资源所在省授予，属于二元管理体制。
“煤层气开采权与煤炭矿权交叉叠加，造成的利益纠葛及开采成本问题，是制约煤层气发展的主要因素。”厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强告诉《财经国家周刊》记者。
这种“两权”交叉重叠现象，在煤炭资源丰富的山西省表现尤为突出。《煤层气(煤矿瓦斯)开发利用“十二五”规划》中，明确提出，将沁水盆地以及鄂尔多斯(600295,股吧)盆地东缘建成两大煤层气产业化基地。而作为全国仅有的两个产业化基地之一，山西沁水盆地煤层气开发之日，也是矿权争议开始之时。
当山西省准备在沁水盆地煤层气开采大干一番时，却发现气权早已被圈占。以中石油、中联煤等为主的央企，已将山西省绝大多数煤层气登记面积的矿权揽至旗下，而山西省内企业仅占登记矿权比例不足1%。
这让寄希望以煤层气重振经济的山西大失所望。由于近年来，煤炭价格持续下行，失去煤炭产业支撑，山西经济增长面临极大压力，因此提出“气化山西”战略，期望煤层气带动相关产业发展，成为山西经济的新增长点，并希望由地方企业进行煤层气的开发。
为了争夺煤层气矿权，山西省相关人士曾在2012年全国两会上，提出煤层气由国家一级管理转为国家和省两级管理，实现“气随煤走、两权合一、整体开发”的建议。但该建议遭到在山西拥有煤层气采矿权有关央企的反对。他们认为，煤层气矿权配置应该优先于煤炭探矿权配置，凡是煤层气矿权没有配置的煤田、矿区，不得配置煤炭资源矿权。
2013年9月，国务院办公厅出台《关于进一步加快煤层气(煤矿瓦斯)抽采利用的意见》，提出以5年为周期，建立煤层气、煤炭协调开发机制，定调煤层气开发服务于煤炭开发，“先采气、后采煤”，做好采气采煤施工衔接。
现实矛盾在于，拥有煤层气开采权的央企和煤炭企业存在不同的利益出发点。煤企出于井网破坏煤层结构、增加开采难度等考虑，要求越过煤层气开采环节，直接采煤。煤层气开采企业则只想着如何把气采出来，不考虑后续煤炭的开采，各自为战，无法合作进行开采，还产生大量的冲突和矛盾。
“解决好矿权重叠问题是煤层气发展的关键。”中国油气产业发展研究中心主任董秀成对《财经国家周刊》记者说。
成本难题
除矿权长期纠葛外，开采补贴有限，价格严重倒挂，政策扶持力度不足也是制约煤层气发展的重要原因。
由于特殊的地质结构，常规油气技术及国外常规煤层气开发技术并不完全适合中国煤层气资源的开采。虽然通过多年摸索和经验积累，中国已部分掌握煤层气勘探开发技术，但因煤层气初期开发投资大，开发周期长，通常要3?4年才能见效。中联煤、中石油、晋城煤业，3家国内主要煤层气开采企业，已分别累计投入数百亿元。
除前期的巨额投入之外，在实际开采中，每立方米煤层气的抽采成本也近2元，而煤层气的出厂售价仅为1.6元。虽然中央财政给予每立方米0.2元的补贴，但相对于高昂的煤层气开发成本来说，补贴无疑是“杯水车薪”。
价格倒挂的结果，挫伤了煤层气开采企业开发和进一步投入的积极性。一些企业虽然有大量区块却不愿多采气，甚至圈而不采。
对此，国土资源部一位不愿具名的专家表示，应当稳煤增气，严禁以煤压气，可以考虑征收瓦斯排放污染费，用于补贴瓦斯抽排利用和地面煤层气开发。此外，国家应该落实已有的各项优惠政策，将煤层气开发利用补贴标准从每立方米0.2元，提高到0.4元，并持续到2030年，使企业有明确预期。
2014年11月，国务院办公厅印发《能源发展战略行动计划(2014?2020年)》，再次强调以沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘为重点，加大支持力度，加快煤层气勘探开采步伐。提出到2020年，煤层气产量力争达到300亿立方米，这被认为是煤层气发展的新目标，比“十二五”预期延后5年。
“《规划》为煤层气发展提供了更具体准确的发展目标，国家能源结构调整的现实要求，给煤层气发展带来了机遇。但造成煤层气产业发展滞后的体制问题不能尽快解决，目标实现依然存在一定困难。”林伯强说。
原标题：煤层气分权战
