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2011-12-1915:
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中联煤层气有限责任公司和亚美大陆煤层气有限公司16日联合宣布：
山西晋城潘庄区块煤层气资源开采总体开发方案日前已获得国家发改委核准批复，标志着潘庄项目成为国内第一个正式进入商业性开发的中外合作煤层气项目。
据介绍，潘庄项目投资和产品分成由中联煤层气有限责任公司和亚美大陆煤层气有限公司按照50：
50的比例进行，作业者由亚美大陆煤层气有限公司全资子公司美中能源有限公司担任。
潘庄煤层气区块占地面积为150平方公里，探明储量为300亿方，目前先导性试验产能达1亿方，预计在2013年建成5亿方产能，该项目在开发期总投资额为12.57亿元。
中联煤层气有限责任公司是1996年经国务院批准成立的国家煤层气专业公司，从事煤层气资源勘探、开发、生产、输送、销售和利用。
根据规划，公司“十二五”末将建成煤层气产能40亿方，产量30亿方。
亚美大陆煤层气有限公司由世界知名的能源和基金公司联合组建，业务主要涉及在中国煤层气领域的勘探、开发和生产，目前负责作业山西沁水盆地南部潘庄和马必两个煤层气区块。
马必区块现有地质储量约为2000亿方，煤层气开发潜力可达年50亿方。
科德投资:
气体能源能否成为未来新亮点
2011-12-1516:
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近来传统能源的匮乏以及使用成本高企已经开始更多地激发人们开发新型能源的热情。
在环保概念不断增强的今天，气体能源以其突出的清洁度正在受到各国的欢迎。
主要国家纷纷增加气体能源的开发力度。
煤层气作为气体能源的重要品种，未来的前景值得看好。
良好的国际环境
目前，大力发展煤层气的国际环境已经初步具备。
首先，从环保方面来说，近期国际社会对此越来越看重。
从德班会议的结果以及《京都议定书》的前景来看，未来碳排放将会是各国在外交和经济上的一个重要争夺点。
电力等传统能源的生产会对环境造成较大的影响。
因此在碳排放逐步被各国重视之时，新的能源生产方式也会被挖掘。
而煤层气在开发和使用过程中对周围环境的污染是较小的。
其次，从国际油价的走向来说，经过金融危机的短暂低迷之后，近期又触及一百美金。
若后期经济复苏引发需求增长或者各国继续实施宽松的货币政策，那么国际原油作为投资品和不可再生资源，价格仍然具备大幅上涨的可能。
此时发掘可替代能源会是各国的重要任务。
得能源者得天下
能源是工业发展的基础，正如20世纪末期对于石油的争夺一样，未来对于新型能源的争夺也会愈演愈烈。
作为优质的替代能源，煤层气正被各国所重视。
无论是作为现实使用的能源还是战略储备能源，煤层气都具备成为各国重要发展品的潜力。
近年来国内加大对于煤层气的开发力度。
近期中石油在四川探明储量较大的煤层气矿。
国内煤层气开发利用“十二五”规划已经制定完毕。
该规划提出，到2015年，新增煤层气探明地质储量8500亿立方米，地面煤层气产量90亿至110亿立方米，井下抽采煤层气产量125亿立方米。
形势推动行业发展
国际国内形势都有利于煤层气勘探行业的发展。
唯一的制约因素就在于传统能源行业的利益因素在某一阶段会阻碍新行业，但是对于有潜力的新兴行业来说，里面隐藏的技术含量较高的上市公司尤其值得中长线关注。
新疆发现一处储量煤炭达350亿吨煤
2011-12-219:
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新疆和布克赛尔蒙古自治县表示,当地探明一处储量达350亿吨的整装煤田｡该煤田具有埋藏浅,煤层多的特点｡
和布克赛尔县国土资源局局长杨志强称,明年将投资3﹒5亿元人民币,扩大白杨河区的详查面积,相信区域的煤炭储量仍有很大的提升空间｡
十年再建一个“煤层气大庆”
2011-12-179:
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48 国际煤炭网 网友评论
12月，由国家煤监局和美国环保局联合主办的第十一届国际煤层气研讨会在北京举行。
“我国煤层气产业历经二十余年的发展，已处于商业化开发的初期阶段，具备快速发展潜力，挑战与机遇并存。
”中国煤炭学会副理事长、中联煤层气公司总顾问孙茂远在会议上表示。
据孙茂远预计，到2020年，全国煤层气产量的奋斗目标为500-600亿立方米，占天然气产量的20%左右，以沁南盆地和鄂尔多斯盆地东缘两大煤层气生产基地为主，继续开发低阶煤层气资源，提高煤层气产量，形成我国煤层气勘探、开发、生产、输送、销售、利用等完整的一体化产业链。
“我国‘十二五’期间煤层气产业将有长足发展，‘十三五’有望形成年产500亿立方米以上煤层气的完整产业链，相当于再造一个‘煤层气大庆’。
前景诱人，但也面临很大挑战，需要从资源、技术、政策、投资等多方应对。
”孙茂远在会议上表示。
煤层气市场前景良好
美国拉文雷治公司总裁雷·
皮尔彻是联合国可持续发展能源委员会专家工作组主席。
对中国中西部的四个省、直辖市的能源市场进行了分析后，皮尔彻认为，天然气在中国一次性能源消费中的比重急剧飙升，煤层气生产商面临着非常有利的市场条件。
拉文雷治公司撰写的《中国能源市场报告》中指出，安徽是中国东部地区重要的煤炭供应基地，目前没有发现天然气储层，省内天然气主要来自西部省份的供应。
重庆有非常悠久和发育良好的天然气配送建设，并且不遗余力的开发一些新的天然气项目以供周边省份（比如贵州）利用。
贵州省内天然气还没有得到相应开发，主要靠四川省供给。
随着第一条西气东输管线的建成，河南天然气消费开始增加，到2009年，已增长到42亿立方米，其中超过四分之三的气源来自新疆。
皮尔彻指出：
“四个地区中，安徽瓦斯发电的价格高一些，所以它的煤矿瓦斯发电市场前景很好。
贵州天然气价格最高，但省内市场却完全没有开发。
河南、重庆天然气发电厂的电价最高。
但重庆煤矿瓦斯发电电价相对较低，且受到来自水力发电的冲击。
同时，由于与气源接近和悠久的用气历史，重庆常规天然气的价格也可能是全国最低的。
“要想构建成熟的煤层气市场，第一非常仰仗于地方政府的愿景和政策承诺，第二在各个地区分别上马一些天然气管线的时候，他们也非常需要煤矿瓦斯发电项目来作为天然气的补充。
”对于中国煤层气未来发展的对策，皮尔彻给出了这样的建议。
煤层气开采关键技术尚待突破
要实现“煤层气大庆”的美好前景，第一个绕不过去的问题就是技术。
我国煤层气藏具有低压、低饱和、低渗透（简称三低）、非均质性强和高煤阶气的特点，瓦斯含量高，煤质松软，开采过程中放散速度快，易发生煤与瓦斯突出现象，并诱发瓦斯爆炸。
煤层气“十二五”规划中就指出，目前煤与瓦斯突出机理、瓦斯储藏基础理论、瓦斯逸散性理论等基础理论尚有待突破。
据孙茂远介绍，目前国际上有一些三低储层开采的先进技术，比如连续油管分段压裂、多分支水平井等等。
但对于我国普遍存在的构造煤（受构造应力作用，煤层原生结构、构造受到强裂破坏而产生碎裂、揉皱、擦光面等构造变动特征的煤，构造煤瓦斯抽放难度极大），同样也没有很好的办法。
“我认为将来中国煤层气的技术要取代美国、加拿大和澳大利亚，因为和我国的煤层赋存相比，他们的太简单了。
煤层气技术创新主要靠中国自己，要针对我们的地质条件，研究适合我们的技术体系。
如果能突破一系列煤层气开采的关键技术，我们就走在了世界前列。
”孙茂远说。
煤层气政策落实的三大难题
谈及目前我国煤层气开发利用的现状，皮尔彻一针见血地指出，“虽然目前大多成功的煤层气项目为发电项目，但未来LNG可能更有吸引力。
需要强调一点，中国对煤层气的开发利用主要用作发电，但目前为止发的电没有办法进入到国家电网系统，这直接影响到煤层气开发商的利益和积极性，导致大家不愿意做煤层气发电项目。
采访中，有个别煤炭企业表示，煤层气抽采利用量上不去，在某些方面也与瓦斯发电利用政策有关。
虽然国家出台了相关优惠政策，如煤层气电厂所发电量原则上应优先在本矿区内自发自用，需要上网的富余电量，电网企业应当予以收购，并按照有关规定及时结算电费。
但实际落实中，某些地区电网公司不能及时执行上网电价，或者干脆拒绝并网。
电网公司也有自己的看法。
在2009年的全国煤矿瓦斯防治工作会议上，国家电网公司指出了煤层气发电并网存在的问题：
目前各煤矿企业缺乏煤层气综合利用规划，煤层气电厂均为煤矿企业自行建设，部分地区管理不规范，未按正常渠道办理核准手续，电网企业难以及时掌握其生产运行实际情况。
另外，受气源总量和采集手段的限制，目前各地煤层气浓度均难以达到设计要求，造成发电机组运行很不稳定，机组启停频繁，运行可靠性差，给煤矿的安全生产及电网的安全稳定运行带来较大隐患，给电网的正常运行和调度管理增加难度。
针对这一说法，某煤炭企业领导告诉记者：
“这个现象确实存在，我们平时都是多了就多发，没有就不发。
但地面抽采的煤层气企业应该不存在这个问题。
据煤炭信息研究院院长黄盛初介绍，自2005年开始，中央财政为煤炭生产企业提供30亿元国债资金用于煤矿安全技术改造。
目前煤矿瓦斯抽采补贴为0.2元/m3，煤层气发电补贴额为0.25元/度。
2020年以前免征勘察和矿业权使用费，不征收权利金。
煤矿销售煤层气实行增值税返还，免收所得税。
但在实际操作中，政策的落实却遇到了一些阻碍。
国家能源局局长刘铁男就曾指出，大部分省区瓦斯发电上网及加价政策没有落实到位，部分地方税费优惠政策审批时间长，有些省区煤层气低于同热值天然气价格，财政补贴标准已显得偏低，激励效应下降，企业积极性不高。
刘铁男强调，“十二五”期间，要切实抓好已有政策落实，各省级瓦斯防治办公室要加强协调，帮助企业落实瓦斯发电上网及加价、税费优惠等政策。
“‘十二五’提到的电价政策如何落实？
必须政府协调，要有一些硬性的规定。
比如虽然有退税补贴政策，但地方税收了以后很难再返，企业在申请退付过程中，资金不能顺利兑现。
国家应该考虑地方利益，创造煤层气企业与地方利益的协调共赢。
”孙茂远指出。
“十二五”煤层气
资源利用要有新思路
我国煤层气矿权由国土资源部统一授予，2007年起我国就不再批准新的探矿权。
公开资料显示，山西境内共有煤层气矿业权35个，其中有28个与煤炭矿业权重叠，重叠面积3000多平方公里，覆盖了全省大部分煤炭规划矿区。
根据先采气后采煤的原则，煤炭企业要想采煤，必须先由拥有气权的煤层气企业采气。
但实践中，非煤企业与煤炭企业存在信息难沟通、关系难协调、矛盾冲突难化解、协调合作机制难形成等问题，极大影响了煤矿企业抽采煤层气的积极性。
在孙茂远看来，要想解决这个问题，首先国家应当积极适度批准新的煤层气矿权，“煤层气的属性和油气是一样，矿权面积必须比较大。
现在煤层气的矿权是6万平方公里，油气的矿权是428万平方公里，煤炭18万平方公里，从横向对比来看，煤层气矿权偏小。
纵向来看，现在我国煤层气资源量为36.81万亿立方米，评估面积37.8万平方公里，这么大的面积只有6万有矿权。
因此不管从横向纵向，都应适度批准新的矿权，否则既要加快煤层气发展，又不批新的矿权，很难办。
第二要鼓励、支持煤炭企业和煤层气企业加强协调合作，结合以后各自发挥自己的强项，充分开发煤矿区煤层气资源。
要想实现合作，双方都要有积极性，不为小的利益过分计较。
现在已经有了一些好的合作方式。
第三，要在探明储量区加大开发强度。
即将发布的《煤层气十二五规划》中，有一条政策被认为是解决气权纠纷的重大突破——已设置煤层气矿业权但未设置煤炭矿业权，根据煤炭建设规划五年内需要建设的，按照煤层气开发服务于煤炭开发的原则，调整煤层气矿业权范围，保证煤炭开采需要。
孙茂远对本报记者表示，这意味着，考虑到煤矿开采的需要，在上述条件下，气权可以转移到煤矿企业手中。
对外合作机制尚待完善
因煤层气勘探风险大、投入高、回收期长，所以开采初期，我国曾大量引进外资，对外合作在煤层气历史上曾发挥过重要的作用。
30多个产品分成合同引进外资60多亿元，取得若干风险勘探成果，引进了常规技术和经验。
但是也有一些外企持币观望，无技术、少投入，甚至恶意炒作区块，某种程度上影响了我国煤层气的快速发展。
“有的外国公司占了5个区块共计7000多平方公里，长时间占着，既不出气，也没有商业性发现。
在这种情况下，应当有明确的法规制约。
”孙茂远告诉记者。
“还有一些公司是恶意炒作，签了合同不干活。
在市场上圈一笔钱就跑了，留下一个空壳，也需要有效制约。
”孙茂远建议，“建议国家补充、完善煤层气相关法律法规，尽快制订和颁布专项《中华人民共和国对外合作开采煤层气资源条例》，鼓励和引导国外企业加大投入，加快开发，技术和资金投入并重，规范准入和退出机制。
山西晋城潘庄区块煤层气总体开发方案获批复
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12月16日，中联煤层气有限责任公司和亚美大陆煤层气有限公司在北京联合宣布:
山西晋城潘庄区块煤层气资源开采总体开发方案日前已正式获得国家发改委核准批复。
这标志着国内第一个煤层气中外合作商业性开发项目潘庄区块煤层气项目正式启动。
山西晋城潘庄区块位于山西沁水盆地南部，面积150平方公里，区块内煤层连续性好，埋深适度，含气量、渗透率高。
潘庄区块已开展多年勘探工作，完成了20口水平井，探明储量为300亿立方米，目前先导性试验产能达1亿立方米。
总体开发方案批复后，预计在2013年建成5亿立方米产能。
该项目开发期总投资额为12.57亿元人民币，由中联煤层气有限责任公司和亚美大陆煤层气有限公司共同投资，投资比例各占50%，收益采取产品分成方式，比例为1∶1。
亚美大陆煤层气有限公司负责人认为，潘庄项目总体开发方案的批复，是中国煤层气对外合作的一个重要里程碑。
中联煤层气有限责任公司负责人表示，潘庄区块煤层气资源开采总体开发方案的批复，标志着中国煤层气中外合作正式进入商业性开发阶段。
中联公司是1996年经国务院批准成立的国家煤层气专业公司，依法享有煤层气勘探、开发、生产的对外合作专营权。
亚美大陆煤层气有限公司（亚美）是一家国际能源投资公司。
中国可再生能源目标：
达4.8亿吨标准煤
到2015年，风电将达到1亿千瓦，年发电量1900亿千瓦时，其中海上风电500万千瓦；
太阳能发电将达到1500万千瓦，年发电量200亿千瓦时
到2015年，中国将努力建立有竞争性的可再生能源产业体系，风电、太阳能、生物质能、太阳能热利用及核电等非化石能源开发总量将达到4.8亿吨标准煤。
可再生能源发展“十二五”规划露真容。
12月15日，在中国可再生能源规模化发展项目一期总结会上，国家能源局透露，到2015年，中国将努力建立有竞争性的可再生能源产业体系，风电、太阳能等非化石能源开发总量将达到4.8亿吨标准煤。
4.8亿吨标准煤，意味着占15%能源消耗总量。
“从这一目标来看，体现了政府鼓励清洁能源规模化发展的良好愿望。
”厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强对记者分析。
不过，他认为，实现这一规划的难度并不小。
建有竞争力产业体系
会上，国家能源局相关人士介绍称，可再生能源“十二五”规划具体目标已初步确定：
到2015年，风电将达到1亿千瓦，年发电量1900亿千瓦时，其中海上风电500万千瓦；
太阳能发电将达到1500万千瓦，年发电量200亿千瓦时；
加上生物质能、太阳能热利用以及核电等，2015年非化石能源开发总量将达到4.8亿吨标准煤。
“从这数据来看，无论风能还是太阳能目标都有所提高。
”中商流通生产力促进中心分析师宋亮对记者分析。
此前，关于“十二五”时期风能、太阳能的发展目标，业界众说纷纭。
曾有媒体报道，“十二五”时期太阳能装机容量规划目标为1000万千瓦。
对此，国家能源局新能源司副司长梁志鹏解释称，“十二五”期间，中国的可再生能源发展要在规模和基本产业链条形成的基础上，在质量上实现飞跃，建立有竞争力的产业体系。
这对“风光”不再的业界来说，属于重大利好。
阿特斯阳光电力市场部经理李茂向记者表示，“国内太阳能市场的扩大，对于"
寒冬"
中的光伏产业来说非常重要。
”此前，美国对中国光伏双反案带来的裁定，以及欧洲市场的萎缩，都给快速增长中的光伏产业带来刺骨寒意。
“国内90%的光伏产品出口欧美，而国内市场份额一直较小，政府提高规划目标，有助于拓展国内下游需求”。
宋亮分析称，“从经济发展角度看，未来能源经济引领新经济时代，而有竞争力的可再生能源产业体系的建立，将为中国的经济转型及成长提供新的增长点。
成本高问题短期难解决
不过，林伯强认为，上述可再生能源“十二五”规划或许会遇到不小挑战。
“如果包括核电的话，那么4.8亿吨标准煤的目标完全没有问题。
”林伯强对“十二五”期间能否按时保质保量完成核电建设持保留态度。
他认为，受日本核事故影响，此前定下的核电发展时间表可能将随之延后，近年来的核电跃进现象也将终结。
“目前中国核电装机容量还不到1000万千瓦，加之紧缩政策，能不能完成这一目标尚难确定。
此外，问题还在于可再生能源的成本。
据了解，国家能源局相关人士曾在总结会上表示，2015年以后，我国可再生能源的经济性可以有很大改善，可再生能源可以具备和其他常规能源同样的价格水平。
对此，林伯强难以赞同：
“就连不那么清洁的煤炭都让电企觉得发电成本高，毫无疑问，清洁能源成本肯定高。
成本一高，电网企业就会失去积极性，导致可再生能源发电并网难。
”他认为，尽管国家目前支持可再生能源规模化，能在一定程度上降低成本，但可再生能源成本高问题，很难在短期内解决。
宋亮也持相同观点。
“一方面是配套设施不健全，另一方面产业发展所需的软环境建设相对滞后。
”他解释，由于缺乏智能电网，加之能源价格市场化推进缓慢，造成国内风电等可再生能源产能相对过剩的局面。
“只有并网发电了，才能产生效益，追加投资”。
新能源电力配额制将推行
值得注意的是，为解决可再生能源发电并网难题，国家能源局透露下一步将推出可再生能源电力配额制。
12月15日，国家能源局新能源司副司长史立山表示，要继续制定和完善可再生能源政策设计，特别是配额制、交易制度。
配额制，即要求电网企业的全部发电量中，来自于可再生能源的发电量必须达到一定比例。
而中国目前一直实行的是可再生能源上网固定电价。
“针对可再生能源成本过高的问题，国家之前用的都是补贴这种软办法，但效果并不理想。
此次决定推出配额制，是以一种硬办法来扶持成本过高的可再生能源。
”林伯强向记者解释。
据介绍，如果现有的电力运行机制不做调整，电网容纳更多风电、太阳能等可再生能源的问题就解决不了，可再生能源的发展就会遭遇“瓶颈”。
不过，配额制目前仍未有更多消息。
“配额是强制性的，可能会增加成本。
具体得看到时候推出的配额制有无可操作性。
”林伯强认为，这取决于如何划定配额比例。
“配额制能在电网不足的情况下，调控可再生能源优先并网，但这只是缓解并网难的一时之策。
”宋亮认为，只有在智能电网覆盖全国后，才能彻底解决并网难的问题。
可再生能源发电补贴增加百亿资金
特别推荐：
《2010中国新能源与可再生能源年鉴》
为了促进可再生能源的开发利用，财政部会同国家发展改革委、国家能源局共同制定了《可再生能源发展基金征收使用管理暂行办法》，办法将于2012年1月1日起实施。
根据《办法》，我国可再生能源电价附加由目前每千瓦时4厘上调至8厘。
财政部有关负责人对相关内容进行了分析。
电价附加资金缺口已达100亿元左右，此次征收标准由每千瓦时4厘提高至8厘
可再生能源发展基金包括国家财政公共预算安排的专项资金和依法向电力用户征收的可再生能源电价附加收入等。
可再生能源电价附加在除西藏自治区以外的全国范围内，对各省、自治区、直辖市扣除农业生产用电（含农业排灌用电）后的销售电量征收。
《办法》规定，可再生能源电价附加征收标准为8厘/千瓦时。
根据可再生能源开发利用中长期总量目标和开发利用规划，以及可再生能源电价附加收支情况，征收标准可以适时调整。
据了解，我国2006年通过的《可再生能源法》规定，电网企业按照中标价格收购风电、光电等可再生能源，超出常规火电上网标杆价格的部分，附加在销售电价中分摊。
可再生能源电价附加的征收标准最初为2厘/千瓦时，2009年11月起调至4厘/千瓦时，此次是第二次上调。
目前，我国可再生能源电价附加征收标准为每千瓦时4厘，每年征收金额100亿元左右。
随着可再生能源发电迅猛发展，可再生能源电价附加资金已入不敷出。
2010年度，缺口20亿元左右；
2011年缺口100亿元左右。
因此，本次电价调整将可再生能源电价附加标准由现行每千瓦时4厘提高至8厘。
电力用户应缴纳的可再生能源电价附加，由电网企业代征。
中央财政按照可再生能源附加实际代征额的2%。
付给相关电网企业代征手续费。
代征电网企业不得从代征收入中直接提留代征手续费。
可再生能源高于常规能源发电上网电价的差额，可由电价附加补助
可再生能源发展专项资金主要用于支持以下可再生能源开发利用活动，包括可再生能源开发利用的科学技术研究、标准制定和示范工程；
农村、牧区生活用能的可再
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