不温不火的煤层气发电迎来转机时刻，但气源、成本和尚未细化落实的政策，依然可能成为其成长为独立产业的长期障碍。
七年前煤层气利用在国家政策强推之下逐渐兴起，煤层气发电作为其中一种利用形式，发展一直不温不火。不过随着国家补贴标准上调并逐渐落实，通过利用煤矿开采过程中伴生的瓦斯，煤层气发电作为一种附属产业，已接近取得经济性平衡。
9月22日，国务院颁布《关于进一步加快煤层气（煤矿瓦斯）抽采利用意见》（以下简称《意见》），确定了煤层气发电“成本加利润”的上网电价形式，这为煤层气发电发展成为一个独立产业提供了较大可能。
由于新的意见通过上网电价确认了利润的存在，煤层气发电将突破当前主流发电瓦斯浓度超过30%的藩篱，进入到浓度低于30%的低浓度煤层气发电，乃至浓度低于1%的通风瓦斯领域。有利润，一切皆有可能。
资本市场已经敏锐的嗅到了其中存在的商机。煤层气专家李良告诉《能源》杂志记者，新的政策颁发后，不少风投、基金打电话向其咨询煤层气发电投资机遇。
但由于此前关于煤层气发电上网电价（火电上网标杆价加补贴）在各省落地颇经波折，此次国务院意见细则如何落实，已成为业界焦点所在。但不管怎样，意见已经出台，煤层气发电的未来，已拥有足够想象的依据。
不经济产业
从晋城市市区驱车沿晋阳高速公路一路奔驰，中途需穿越数个凿山而建的隧道，大约1个多小时，就到了晋煤集团名声在外的寺河瓦斯发电厂。
寺河瓦斯发电厂由沁水晋煤瓦斯发电有限公司运营，其上一级公司为晋煤集团控股子公司晋煤金驹股份有限公司，除寺河电厂外，金驹股份还拥有四个瓦斯电厂，但寺河电厂是其中规模最大的一个，亦是目前国内乃至世界最大的单个瓦斯发电项目，装机规模120MW。
10月17日《能源》杂志记者抵达寺河瓦斯发电厂的时候，已近傍晚。电厂内部干净整洁，按照“先抽后采”的原则，瓦斯从寺河煤矿井下抽采出来，通过管道传输至寺河电厂两个储气库中，再经过除渣、降低水分等净化程序，这些甲烷含量在30%-40%之间的井下瓦斯经管道送入燃气发电机，最终发电上网输往各处。
寺河瓦斯发电厂一共有四个机组，每个机组配置15台1800千瓦规格卡特彼勒燃气发电机，不分昼夜轰鸣不停。2012年，沁水晋煤瓦斯发电公司发电达9.075亿千瓦时。
但据金驹股份公司党委副书记、纪委书记黄兴贵介绍，寺河瓦斯发电厂运营状况仅仅是略有盈余。据了解，寺河瓦斯发电厂发电全部上网，金驹股份公司下属其它煤层气电厂则供给晋煤集团老区及新区用电，自发自用。目前寺河瓦斯发电厂上网电价按0.509元/度结算，其它电厂则由晋煤集团比对当地工业用电价格支付给金驹股份公司。
黄兴贵介绍说，扣除投资、人工、维修折旧、管输等成本后，寺河瓦斯发电厂每度电利润大约在0.009元。寺河瓦斯发电厂之外如王台热电分公司等，由于瓦斯也来自于沁水矿区，额外要加上数十公里的管输距离，成本增加，目前尚处于亏损状况。
事实上，这种成本计算方式并未考虑到煤层气开采成本。由于此前井下抽采多排空处理，既污染环境又浪费资源，煤层气发电算是废物利用，晋煤旗下煤矿是无偿向金驹股份公司提供井下抽采的煤层气。
晋煤煤层气产业局总工程师李国富介绍说，晋煤发展煤层气发电出于对环境、社会的综合效益，而不是为了赚钱，“煤层气井下抽采每立方米需要一元五毛钱，如果这个计算成本，煤层气发电绝没有盈利可能。”
正是因为煤层气发电不具备经济性，煤矿投资煤层气发电项目积极性不强。据李良介绍，全国13000多座煤矿，煤层气发电设备才2000多台（套）。来自中国煤炭工业协会数据显示，2012年全国瓦斯发电装机1100MW。
此外，金驹股份公司所利用煤层气浓度均在30%以上，煤层气利用量约占晋煤每年井下抽采煤层气的三分之一。其余部分包括30%浓度以下的低浓度瓦斯，以及浓度在1%以下的通风瓦斯。
由于瓦斯浓度在8-16%之间极易发生爆炸，低浓度瓦斯发电面临安全性方面的考验。据李良介绍，低浓度瓦斯发电技术目前已经成熟，但也存在两大问题：一是需要加额外安全设施，成本大大提高，是30%以上瓦斯发电“2-3倍”；二是由于瓦斯浓度低，发电效率也低，经济性更差。
由于目前煤层气发电主要利用煤矿井下抽采瓦斯，其良好社会、环境效益和较差的经济性已成为煤层气发电发展路上的一个矛盾。在此之前，煤矿井下抽采瓦斯多采取排空处理，甲烷排入空中污染环境，且浪费资源。
在李国富看来，晋煤在煤层气发电领域能做到国内领先，一方面得益于晋煤本地煤矿井下高瓦斯现实，另一方面也是晋煤集团高层在观念上较早做到了综合考虑煤层气发电社会和环境效益。“煤层气发电不能仅仅看投资回报，要看综合效益，可以通过财政补贴改善投资回报。”
独立的制约
也正是由于煤层气发电不具备经济性，煤层气发电目前的地位始终是煤炭开采利用的附属产业。其定位在于消纳煤矿必须的抽采瓦斯，综合利用。
如晋煤集团发展煤层气发电一直跟随其煤矿开采的步伐。寺河瓦斯发电厂依傍寺河煤矿而建，其定位在于根据“先抽后采”的原则来辅助寺河煤矿开采煤矿，并综合利用抽采瓦斯。寺河煤矿是晋煤集团首个千万吨级采煤矿井，亦是国内乃至世界罕见的高瓦斯矿井。目前金驹股份公司即将投入运营的寺河二号井瓦斯发电项目，其配套的是寺河二号矿井。煤层气发电厂的装机规模，取决于对应煤矿开采规模，及其所必须的抽采瓦斯量。
在一位业内人士看来，煤层气发电现在还不具备发展为独立产业的条件。因为如果定位仅仅是综合利用煤矿抽采瓦斯，那么获得免费供应的煤层气尚属合理。如发展为独立产业，那么则极有可能需为煤层气付费。
但不管怎样，这种依附式的发展模式已经为煤层气发电带来了问题。其首当其冲就是气源供应困扰。据黄兴贵透露，目前寺河瓦斯发电厂每天煤层气供应缺口在10万立方米，这导致寺河瓦斯发电厂发电机组无法满负荷运行。
据了解，按照早前设计，寺河煤矿抽采煤层气是足以供给寺河瓦斯发电厂的，但近年来由于民间用气与发电用气争夺，总量逐渐不够。“有时候老百姓强行要气，还不能不给”，黄兴贵说。
事实上，寺河矿区埋藏了大量的煤层气资源，足够数十年之用。但是煤层气抽采需要根据寺河煤矿煤炭生产规划来决定，“不可能为了煤层气产量，去决定煤炭的生产规划。”
不仅仅是寺河瓦斯发电厂，金驹股份公司旗下其它煤层气电厂都或多或少受到气源供应的困扰。金驹股份有限公司“十二五”规划特别指出：瓦斯气能否充足供应已成为制约公司电力生产满发稳供的关键因素。有晋煤内部人士透露，目前晋煤集团已经看到这一问题，正在集团层面协调解决。
由于煤层气发电企业不能掌握煤层气资源，而煤层气井下抽采则依赖于煤炭的开采。因而煤炭生产规划的变动，最终也将影响煤层气发电。
由晋城招商引资的中电明秀120MW瓦斯发电项目，2010年开工奠基，现在已经建成。据当地人士透露，该项目原计划利用晋城整合的中小煤矿气源，但目前气源供应不上，还处于闲置状态。
放手做的可能
国务院此番颁布的《意见》，其关于煤层气发电的关键内容为：煤层气发电自发自用、余电上网、简化煤层气发电审批手续、按照成本加利润原则确定煤层气发电上网电价。
在一位业内人士看来，这一文件内容指向均涉及煤层气发电关键问题。如煤层气发电审批即广为人诟病，因为涉及投资、并网，需与多个强势部门打交道，一般项目审批通过需两年左右。
最受关注的当属上网电价“成本加利润”的定价方式。目前这一“意见”尚未有相关细则支撑。根据公开报道，早在2005年就成立了以国家发展改革委为组长单位的煤矿瓦斯防治部际协调领导小组，目前该小组正和各部门进行协调，推进落实。
国家发展和改革委员会能源经济与发展战略研究中心副主任姜鑫民介绍说，这一鼓励政策出台还是着眼于推动煤层气开发利用，未来煤层气发电将不局限在30%浓度以上，低浓度瓦斯乃至通风瓦斯发电也将具备推广可能。
李良也持这一观点。他认为，按照这一定价原则，原先在不具备的经济性的发电模式，理论上都存在经济性，“不管怎样，这一政策对煤层气发电是重大利好。”
但业内亦有人担心该政策细则制定及具体执行程度，此前国家规定的煤层气发电“火电标杆电价加补贴”政策，在实际操作中就不尽如人意。如寺河电厂是在运营两年后才享受到目前上网电价，且其中火电标杆电价部分仍执行的是2008年标准。
姜鑫民告诉《能源》杂志记者，这一政策出台亦属试水性质，后期看煤层气发电产业发展状况，还会进行微调，“大家要有信心，现在政策出来，完全可以放手去做。”
七年前煤层气利用在国家政策强推之下逐渐兴起，煤层气发电作为其中一种利用形式，发展一直不温不火。不过随着国家补贴标准上调并逐渐落实，通过利用煤矿开采过程中伴生的瓦斯，煤层气发电作为一种附属产业，已接近取得经济性平衡。
9月22日，国务院颁布《关于进一步加快煤层气（煤矿瓦斯）抽采利用意见》（以下简称《意见》），确定了煤层气发电“成本加利润”的上网电价形式，这为煤层气发电发展成为一个独立产业提供了较大可能。
由于新的意见通过上网电价确认了利润的存在，煤层气发电将突破当前主流发电瓦斯浓度超过30%的藩篱，进入到浓度低于30%的低浓度煤层气发电，乃至浓度低于1%的通风瓦斯领域。有利润，一切皆有可能。
资本市场已经敏锐的嗅到了其中存在的商机。煤层气专家李良告诉《能源》杂志记者，新的政策颁发后，不少风投、基金打电话向其咨询煤层气发电投资机遇。
但由于此前关于煤层气发电上网电价（火电上网标杆价加补贴）在各省落地颇经波折，此次国务院意见细则如何落实，已成为业界焦点所在。但不管怎样，意见已经出台，煤层气发电的未来，已拥有足够想象的依据。
不经济产业
从晋城市市区驱车沿晋阳高速公路一路奔驰，中途需穿越数个凿山而建的隧道，大约1个多小时，就到了晋煤集团名声在外的寺河瓦斯发电厂。
寺河瓦斯发电厂由沁水晋煤瓦斯发电有限公司运营，其上一级公司为晋煤集团控股子公司晋煤金驹股份有限公司，除寺河电厂外，金驹股份还拥有四个瓦斯电厂，但寺河电厂是其中规模最大的一个，亦是目前国内乃至世界最大的单个瓦斯发电项目，装机规模120MW。
10月17日《能源》杂志记者抵达寺河瓦斯发电厂的时候，已近傍晚。电厂内部干净整洁，按照“先抽后采”的原则，瓦斯从寺河煤矿井下抽采出来，通过管道传输至寺河电厂两个储气库中，再经过除渣、降低水分等净化程序，这些甲烷含量在30%-40%之间的井下瓦斯经管道送入燃气发电机，最终发电上网输往各处。
寺河瓦斯发电厂一共有四个机组，每个机组配置15台1800千瓦规格卡特彼勒燃气发电机，不分昼夜轰鸣不停。2012年，沁水晋煤瓦斯发电公司发电达9.075亿千瓦时。
但据金驹股份公司党委副书记、纪委书记黄兴贵介绍，寺河瓦斯发电厂运营状况仅仅是略有盈余。据了解，寺河瓦斯发电厂发电全部上网，金驹股份公司下属其它煤层气电厂则供给晋煤集团老区及新区用电，自发自用。目前寺河瓦斯发电厂上网电价按0.509元/度结算，其它电厂则由晋煤集团比对当地工业用电价格支付给金驹股份公司。
黄兴贵介绍说，扣除投资、人工、维修折旧、管输等成本后，寺河瓦斯发电厂每度电利润大约在0.009元。寺河瓦斯发电厂之外如王台热电分公司等，由于瓦斯也来自于沁水矿区，额外要加上数十公里的管输距离，成本增加，目前尚处于亏损状况。
事实上，这种成本计算方式并未考虑到煤层气开采成本。由于此前井下抽采多排空处理，既污染环境又浪费资源，煤层气发电算是废物利用，晋煤旗下煤矿是无偿向金驹股份公司提供井下抽采的煤层气。
晋煤煤层气产业局总工程师李国富介绍说，晋煤发展煤层气发电出于对环境、社会的综合效益，而不是为了赚钱，“煤层气井下抽采每立方米需要一元五毛钱，如果这个计算成本，煤层气发电绝没有盈利可能。”
正是因为煤层气发电不具备经济性，煤矿投资煤层气发电项目积极性不强。据李良介绍，全国13000多座煤矿，煤层气发电设备才2000多台（套）。来自中国煤炭工业协会数据显示，2012年全国瓦斯发电装机1100MW。
此外，金驹股份公司所利用煤层气浓度均在30%以上，煤层气利用量约占晋煤每年井下抽采煤层气的三分之一。其余部分包括30%浓度以下的低浓度瓦斯，以及浓度在1%以下的通风瓦斯。
由于瓦斯浓度在8-16%之间极易发生爆炸，低浓度瓦斯发电面临安全性方面的考验。据李良介绍，低浓度瓦斯发电技术目前已经成熟，但也存在两大问题：一是需要加额外安全设施，成本大大提高，是30%以上瓦斯发电“2-3倍”；二是由于瓦斯浓度低，发电效率也低，经济性更差。
由于目前煤层气发电主要利用煤矿井下抽采瓦斯，其良好社会、环境效益和较差的经济性已成为煤层气发电发展路上的一个矛盾。在此之前，煤矿井下抽采瓦斯多采取排空处理，甲烷排入空中污染环境，且浪费资源。
在李国富看来，晋煤在煤层气发电领域能做到国内领先，一方面得益于晋煤本地煤矿井下高瓦斯现实，另一方面也是晋煤集团高层在观念上较早做到了综合考虑煤层气发电社会和环境效益。“煤层气发电不能仅仅看投资回报，要看综合效益，可以通过财政补贴改善投资回报。”
独立的制约
也正是由于煤层气发电不具备经济性，煤层气发电目前的地位始终是煤炭开采利用的附属产业。其定位在于消纳煤矿必须的抽采瓦斯，综合利用。
如晋煤集团发展煤层气发电一直跟随其煤矿开采的步伐。寺河瓦斯发电厂依傍寺河煤矿而建，其定位在于根据“先抽后采”的原则来辅助寺河煤矿开采煤矿，并综合利用抽采瓦斯。寺河煤矿是晋煤集团首个千万吨级采煤矿井，亦是国内乃至世界罕见的高瓦斯矿井。目前金驹股份公司即将投入运营的寺河二号井瓦斯发电项目，其配套的是寺河二号矿井。煤层气发电厂的装机规模，取决于对应煤矿开采规模，及其所必须的抽采瓦斯量。
在一位业内人士看来，煤层气发电现在还不具备发展为独立产业的条件。因为如果定位仅仅是综合利用煤矿抽采瓦斯，那么获得免费供应的煤层气尚属合理。如发展为独立产业，那么则极有可能需为煤层气付费。
但不管怎样，这种依附式的发展模式已经为煤层气发电带来了问题。其首当其冲就是气源供应困扰。据黄兴贵透露，目前寺河瓦斯发电厂每天煤层气供应缺口在10万立方米，这导致寺河瓦斯发电厂发电机组无法满负荷运行。
据了解，按照早前设计，寺河煤矿抽采煤层气是足以供给寺河瓦斯发电厂的，但近年来由于民间用气与发电用气争夺，总量逐渐不够。“有时候老百姓强行要气，还不能不给”，黄兴贵说。
事实上，寺河矿区埋藏了大量的煤层气资源，足够数十年之用。但是煤层气抽采需要根据寺河煤矿煤炭生产规划来决定，“不可能为了煤层气产量，去决定煤炭的生产规划。”
不仅仅是寺河瓦斯发电厂，金驹股份公司旗下其它煤层气电厂都或多或少受到气源供应的困扰。金驹股份有限公司“十二五”规划特别指出：瓦斯气能否充足供应已成为制约公司电力生产满发稳供的关键因素。有晋煤内部人士透露，目前晋煤集团已经看到这一问题，正在集团层面协调解决。
由于煤层气发电企业不能掌握煤层气资源，而煤层气井下抽采则依赖于煤炭的开采。因而煤炭生产规划的变动，最终也将影响煤层气发电。
由晋城招商引资的中电明秀120MW瓦斯发电项目，2010年开工奠基，现在已经建成。据当地人士透露，该项目原计划利用晋城整合的中小煤矿气源，但目前气源供应不上，还处于闲置状态。
放手做的可能
国务院此番颁布的《意见》，其关于煤层气发电的关键内容为：煤层气发电自发自用、余电上网、简化煤层气发电审批手续、按照成本加利润原则确定煤层气发电上网电价。
在一位业内人士看来，这一文件内容指向均涉及煤层气发电关键问题。如煤层气发电审批即广为人诟病，因为涉及投资、并网，需与多个强势部门打交道，一般项目审批通过需两年左右。
最受关注的当属上网电价“成本加利润”的定价方式。目前这一“意见”尚未有相关细则支撑。根据公开报道，早在2005年就成立了以国家发展改革委为组长单位的煤矿瓦斯防治部际协调领导小组，目前该小组正和各部门进行协调，推进落实。
国家发展和改革委员会能源经济与发展战略研究中心副主任姜鑫民介绍说，这一鼓励政策出台还是着眼于推动煤层气开发利用，未来煤层气发电将不局限在30%浓度以上，低浓度瓦斯乃至通风瓦斯发电也将具备推广可能。
李良也持这一观点。他认为，按照这一定价原则，原先在不具备的经济性的发电模式，理论上都存在经济性，“不管怎样，这一政策对煤层气发电是重大利好。”
但业内亦有人担心该政策细则制定及具体执行程度，此前国家规定的煤层气发电“火电标杆电价加补贴”政策，在实际操作中就不尽如人意。如寺河电厂是在运营两年后才享受到目前上网电价，且其中火电标杆电价部分仍执行的是2008年标准。
姜鑫民告诉《能源》杂志记者，这一政策出台亦属试水性质，后期看煤层气发电产业发展状况，还会进行微调，“大家要有信心，现在政策出来，完全可以放手去做。”