煤層氣，也被人們稱為瓦斯，是伴隨煤炭等資源開采時出現的一種可燃氣體。讓我們熟知這個詞，是時常見諸報端的煤礦安全事故。隨著國家新能源戰略的快速推進，作為一種非天然用氣，煤層氣在經歷了近30年的積累，已初步具備快速發展條件。而這也讓煤炭企業開始逐步重視煤層氣的作用，以期找到另外一個盈利點。
“過去煤炭企業對于煤層氣的處理，大多都是采取一排了之的辦法。如今國家出臺的《意見》，對于煤炭行業來說，有可能讓煤層氣成為煤炭生產的‘額外收入’。”一位煤炭行業人士說。據了解，我省一些煤炭企業之前也曾探尋過煤層氣加工，但因為缺乏技術突破以及與煤炭開采重疊，發展較為緩慢。而這兩年煤炭價格的下降和新能源政策的推進，讓氣煤之間的天平開始平衡，這也使煤炭企業依靠煤層氣創收成為可能。
按照目前公開的數據，我國煤層氣地質資源量為37萬億立方米，開采條件比較好的儲量達到14.2萬億立方米，埋深在1000米左右。按照“十二五” 規劃，到2015年，我國煤層氣產量300億立方米，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。這給煤炭行業探路煤層氣，提供了可靠的保障和前景。
一位大型國營煤礦人士告訴記者，目前我國煤層氣開采量極小，不少煤礦企業為保證煤炭的開采，也或多或少獲取到部分煤氣層礦權。在此次的《意見》中，利用煤層氣發電被作為一項重要目標。由于確定了煤層氣發電“成本加利潤”的上網電價形式，這給煤炭企業通過現有礦權獲得新的利益點成為可能。據悉，截至 2012年年底12500口施工井中，一半是2011年和2012年新打的井。這也意味著煤層氣開發的利益已經逐漸顯現，企業淘金步伐正在加快。
“像山西省的煤層氣開發，就做得很不錯，其中主要的幾家煤層氣開采公司都屬于煤炭系統。對于河南來說，煤炭企業有先天的資源和設備，也可以學習山西設立專門的公司經營煤層氣，增加企業生產的多樣性和盈利點。”這位人士表示。
礦權糾葛 盈利模式待破題
依靠煤層氣“一舉兩得”的想法固然美好，但由于長期存在的礦權糾葛以及扶持政策的不明晰，這種煤氣互取的盈利方式，在煤炭行業短期內尚無法實現規模化推廣。
煤炭礦權和煤層氣礦權的爭議，從上世紀80年代便已經產生。由于煤層氣多與煤炭伴生，這也導致煤層氣采礦權與煤炭礦權的大量重合。煤層氣開采之初，國家就曾明確提出過“先氣后煤”的開采主張，但考慮到采氣井的建設會破壞煤層結構，增加煤炭的開采難度，煤炭企業對此時常采取“先煤后氣”，甚至煤氣并采的舉動，也因此造成了不少的糾紛。
與此同時，礦權所屬不同，也影響到煤層氣的開發。而這個瓶頸，更成為煤炭企業想要在煤層氣上分一杯羹所繞不開的坎。目前煤層氣的礦權和煤炭的礦權是分而治之，前者基本由中聯煤層氣或地方煤層氣公司所控制。煤炭企業雖有心通過新立公司來拿到煤層氣的礦權，但因煤層氣礦權批復方面的問題，實際上并不容易。
據了解，我國的煤層氣資源評價面積為38萬平方公里，而目前煤層氣礦權僅5.3萬平方公里，隨著民營資本的快速進入，礦權的爭奪也開始越發激烈。為緩解這種局面，已有煤炭企業考慮與煤層氣企業合作開采氣礦，并利用自身設備、技術加快煤層氣開發，但因國內并不先進的煤層氣開采技術，合作更多還停留在紙面上。
在很多煤炭人士看來，當下制約煤層氣盈利的主要原因，還是煤層氣開采和發電政策的不明晰。由于瓦斯發電有其特殊要求，這也導致單位發電成本居高不下。按照目前的開采成本計算，一立方米煤層氣的開采成本在1.5元左右，深層氣則要達到2元。加上設備的運行等損耗，使得目前的瓦斯發電變得無利可圖。“當前煤層氣的補貼只有0.2元/立方米，發電補貼是脫硝標準電價上調0.25元/度。按照目前的政策來看，無論在開采還是發電上，煤層氣的利潤都顯低薄。如果補貼不進行調整，煤層氣開采的積極性有可能出現大幅下降。因此，煤層氣的開發對于煤炭企業來說，不會因為這一個《意見》就有實質性改變，這還需要看國家的后續政策和落實情況。”河南省煤層氣開發利用有限公司張先生說。
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