“中央财政将大幅提高煤矿安全资金和煤层气抽采补贴标准。其中，煤矿安全技术改造国债资金将由年30亿元增至50亿元；煤层气抽采补贴标准将由每立方米0.2元增至0.6元，目前这一方案已经上报有关部门。”国家安监总局信息研究院院长黄盛初日前在第12届国际煤层气研讨会上透露的这一消息，令能源化工界十分兴奋。

然而，记者通过连日来的采访了解到，一些资深专家及企业老总则认为，虽然这一消息对煤层气开发是一大利好，但其效果如何仍有待观察。因为煤层气开发是一个庞大的系统工程，牵涉面广、利益方多，又存在历史与现实的政策问题，解决这些问题仅靠提高补贴标准还不够。

陕煤化集团彬长新生能源有限公司总经理田振林表示：“提高煤层气补贴标准，客观上降低了煤层气开发成本，有利于调动企业积极性，但如果困扰煤层气商业化开采的关键问题——矿权与气权重叠且归属不同的问题没有解决，该政策实施的效果将同其他政策一样被打折扣。”

据田振林介绍，目前煤炭矿权由各省国土资源厅核发，煤层气矿权则由国土资源部统一核发。如果气权与矿权最终归属一家开发主体，企业便会统筹兼顾，合理做好煤层气抽采与煤炭开发工作。比如彬长新生能源有限公司原本就是陕煤化集团彬长矿业公司旗下专业从事煤层气开发的子公司，在如何开采、何时开采煤层气方面，自然会与彬长矿业公司协调沟通，并根据煤矿开采的需要合理抽采煤层气，甚至在布局地面煤层气井时，就尽量避免煤层气井正好打在将来的煤炭开采夯道位置，为煤炭开采提供方便。

但是，如果气矿权归属两个不相干的投资主体，结果就会大相径庭。比如，某一区块的气权归属A公司，而煤炭矿权又归属B公司。根据“先采气后采煤”的原则，B公司要想采煤，就必须等待A公司实施煤层气开发后才能进行。由于两家企业并无共同利益，A公司往往从自身利益出发，优先开采赋存条件好、易抽采、便于运输销售的煤层气，对那些产气量少、经济效益差区块的煤层气则会暂缓开发，令急于开采煤矿的B公司既无奈又恼火。不仅如此，A公司还会根据自身的方便程度随意布点，若其煤层气井正好打在煤炭开发必经的夯道上，就会给B公司带来极大不便甚至安全隐患。更有甚者，一些煤层气专业公司，当发现煤层气井的产气量减少到其利益平衡点以下时，就会弃采，造成资源浪费并为采煤企业留下安全隐患。

地质专家、原陕西省煤监局局长刘明忠告诉记者，在这种情况下，一些气矿权有交叉的公司就会经常发生摩擦，问题甚至一度反映到国务院。在他看来，我国目前根本不存在所谓的煤层气开发的技术障碍，主要制约因素一是矿权与气权重叠，二是补贴标准低，三是政策落实不到位，四是配套政策和设施跟不上。

他举例说，煤炭企业抽采了大量煤层气，却往往为谁来用、怎么用、通过什么途径输送而犯愁，因为中国天然气管网垄断经营且支线管网尚不发达的现状，限制了煤层气的管道输送。甲烷稳定、难液化、难压缩等特性，使煤层气液化储运的成本远高于石油液化气，唯一可行的方案就是就地使用。但煤矿取暖自用或供周围居民燃气取暖耗气量小，若就近发电又会因气量波动引发发电量波动，遭到电网公司拒绝上网，企业最终还得被迫自用。加上前期投入大(一口垂直井需投资300万元，一口水平井需投资上千万元)，煤层气发电成本往往高达1元/千瓦时，比网上用电价格高出近1倍。

根据国家有关政策，中央财政给予煤层气开发企业0.2元/立方米补贴，并要求地方政府酌情配套补贴，但现实情况是：企业往往要到本年的6月以后甚至年底才能拿到上年度的中央补贴资金。至于地方配套补贴部分，要么根本没有，要么有政策但不兑现。

“发电补贴政策更难兑现。”田振林对记者说。他反映，根据国家发改委《关于利用煤层气(煤矿瓦斯)发电工作的实施意见》，煤层气发电项目自投产之日起，15年内享受0.25元/千瓦时补贴电价，但每年煤层气发电量达4000万千瓦时的新生能源公司从2008年至今，从未获得1分钱的电价补贴。

“上述问题已经严重挫伤了企业抽采使用煤层气的积极性，导致‘十一五’期间我国煤层气抽采量和利用量均未完成计划指标。其中，煤层气利用率更只有计划指标的一半。”国土资源部油气中心副主任车长波指出。他建议，根据吨煤含气量标准划定煤层气勘探开发区、煤炭开采区和采煤采气过渡区；30~50年内对煤层气探矿权、采矿权使用费、补偿费和资源税年度征收实行60%~80%的减免；在提高煤层气补贴标准的同时，将煤层气发电补贴由现行每千瓦时0.25元提高到0.40元，并严格监督执行，确保相关政策落实兑现。

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