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时隔近两年，中海油在煤层气开发上再出大手笔，仅勘探费用，五年内即达近百亿元。
根据中国海洋石油有限公司（00883.HK，下称中海油）8月6日的公告，其全资子公司中海石油（中国）有限公司，与中联煤层气有限责任公司（下称中联煤）就煤层气的勘探、开发、产量、销售等达成一份为期30年的协议，开发位于山西、陕西、河南等九省、总面积约为1.09万平方公里的区块，这些区块约占中联煤现有区块面积的一半。
根据协议，中海油将担任作业者，产出通過产品分成合同方式由双方分享。双方还将成立联合管理委员会，由八名代表构成，各自派出四名代表。联合管理委员会主席由中联煤指定，副主席由中海油指定。协议规定，如果双方代表未能达成一致，中海油的建议应获联合管理委员会采纳。
按照协议，30年的协议期分为勘探期、开发期和生产期。中海油与中联煤在开发期间的成本承担比例分别为70％和30％。其中勘探期为期五年，中海油将投入99.33亿元。
在生产期，收益的80％将首先用于偿还中海油的勘探投入，以及与中联煤在各合作区块的投资成本，剩余20％收益和成本补偿后结余的收益，将按照7∶3的比例分配给中海油和中联煤。
“中联煤实际上已被纳入中海油囊中。”看完上述协议后，资深石油专家张抗表示。
2010年12月，中海油以12亿元从中煤集团手中购得中联煤50％股份，从而接棒中石油成为中联煤两大股东之一。但此后近两年，中联煤依然鲜有作为，直至签署本次协议。
现实的非常规油气品种
进军陆地是中海油的夙愿，由于陆上常规油气项目已被两大巨头瓜分殆尽，中海油只能另辟蹊径，大力发展非常规油气。
但相对于上世纪90年代就拥有煤层气区块的中石油和中石化，中海油仍是不折不扣的后来者。深知开发紧迫性的中海油频频出手，且不乏大动作。
数年间，中海油凭借丰富的海外合作经验，在全球斩获多处非常规油气资源。7月底宣布收购加拿大油气公司尼克森，即是看重后者的页岩气和油砂项目。与煤层气相比，页岩气和油砂刚刚起步，技术难度大，投资也大。
中石油煤层气公司总地质师李景明告诉记者，一口单井产量为10万立方米的页岩气井，投资至少在5000万元，而同样产量的煤层气井投资只需30万元。因此，中海油需要以煤层气作为突破口，“打造成新的增长点”，在中海油回复给记者的邮件中如此表达。
煤层气俗称瓦斯，主要成分为甲烷，主要吸附、溶解或以游离状态附着在煤层中，热值和天然气相当，是优质的清洁能源。中国的煤层气资源量约36.81万亿立方米，仅次于俄罗斯和加拿大位居世界第三。
在业内人士看来，中海油入股中联煤是“上岸”的明智之举，后者作为迄今中国唯一的国家煤层气专业公司，将成为中海油在陆上非常规领域的资源整合平台。
与中石油分家后，中联煤手中还握有25个煤层气区块，面积达2万平方公里，探明储量约为500亿立方米左右。中海油由此可以占据非常规天然气领域的一席之地。
中海油给《财经》记者的回复邮件，亦表明了上述态度，“煤层气是开发清洁能源和进入中国陆上业务的极好机会。”去年开始，中海油已在沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘，开展煤层气勘探开发项目。根据其规划，预计到2015年，中海油将形成40亿立方米的年产量。
进军煤层气对中海油实现“二次跨越”目标也举足轻重。中海油董事长王宜林不久前在《人民日报》发表署名文章中称，到2020年中海油将基本建成国际一流能源公司，提出非常规油气和常规气“齐头并进”，强调要加快发展煤层气产业。
作为中海油产量的主要产区，渤海油田漏油事故的影响仍未消退。在8月21日的中海油中期业绩会上，中海油总裁兼首席执行官李凡荣表示，蓬莱油田复产时间尚未确定。
受漏油事故影响，2011年中海油的油气产量同比仅增长0.7％，大大低于往年增速，实现331.8百万桶油当量，略高于原定目标的下限。
“增储上产”是油气公司的重中之重，而中海油渤海油田的主产区陷入停产，对其“增储上产”目标有不小的影响。“近海油田已经开发得差不多了，深海勘探尚待起步，非常规油气中，页岩气、油砂开发成本高，技术门槛高，收购海外资产也面临很大的政治风险，开发煤层气对于中海油更具可行性。”一位能源分析人士这样告诉《财经》记者，尽管中海油投入近百亿元用于煤层气勘探，但该投资仅占中海油去年全部勘探成本的7％。
此外，随着中国经济快速增长及节能减排压力，未来对天然气需求加大，加之进口LNG、进口天然气价的进入，国内天然气价格势必抬高，煤层气等非常规油气开发前景看好。
除了“上岸”和增加“资源量”的商业考量，开发煤层气也是响应政府号召之举。中国政府出台的“十二五”煤层气规划提出到2015年年产量达到300亿立方米，“这远远超出了市场预期”，李景明表示。
一位不愿具名的中石油人士告诉《财经》记者，8月中旬，能源局召集三大石油公司开会，向各公司分派指标，力保完成“十二五”规划产量目标。该目标中，中联煤将承担35亿立方米任务。
中海油掌控中联煤
中联煤作为唯一的国家级煤层气专业公司，为何始终没能独立发展壮大，以致被迫依靠外援？在张抗看来，中联煤建立、发展、挣扎的过程，正是一部中国煤层气的发展史。
上世纪90年代初，美国完成煤层气产业化革命，中国在1994年成立了煤层气信息项目组，开始吸收引进美国技术。
1996年，经国务院批准，煤炭部、地质部和石油部三部门联合筹资1亿元组建中联煤，煤层气对外合作专营权为中联煤独有。
为防止一家独大，上述三部委各享有三分之一股权，但由于三方在发展目标上并不完全一致，导致互相掣肘，内耗严重，均分股权在后来成为阻碍中联煤发展的绊脚石。
中石油原资源局局长查全衡称，均分股权的机制不少见，但普遍存在决策权难以集中的问题，“结局往往是三个和尚没水吃”。 掣肘之下，各大股东对中联煤的“鸡肋”感逐渐增强，加之煤层气前期投资大，效益短期难以实现。1999年，地质部首先将持有股份等额无偿划转给中煤集团和中石油，此后中煤集团和中石油双方各持一半股份，分歧依旧存在。
中煤集团一位高层向《财经》记者表示，中煤集团没有风险勘探资金，所以承担风险的能力不如中石油，煤层气在当时尚属勘探初期，自然不愿涉险投入巨资，由此中石油和中煤集团也摩擦不断。
2002年，中联煤累计投入煤层气勘探资金7.3亿元，其中外方投入5.8亿元，中联煤自营项目投入仅1.5亿元。
张抗介绍，2009年，中石油带着一半的区块和开发队伍退出中联煤，国资委同意将中石油所持股权转让给中煤集团。“中联煤由此几乎剩下了一个空架子，日子很难过。”张抗回忆说。
中联煤发展受阻，除了公司股权制衡掣肘外，还与早期政策扶持力度有限与投资不足有关。广发证券7月26日报告显示，截至2008年11月，中国累计投入地面煤层气勘探的资金仅为4亿－5亿元，每年拨给中联煤的地质勘查费累计约2亿元。
与此同时，有了区块和团队的中石油自起炉灶，于2008年成立中石油煤层气公司，对中联煤形成强大竞争压力——尽管中联煤在2009年的勘探投入累计已达48亿元，但中石油煤层气公司仅2009年当年投入即达30亿元。
数据显示，2009年，中联煤的煤层气产量为1.43亿立方米，2010年产量2.5亿立方米，增长率85.9％，是当年产量增长最快的能源企业。2011年，中联煤产量达到3.56亿立方米，增长率接近70％。但多位业内人士向《财经》记者指出，产量基数过低是中联煤年增长率高的重要原因。
中石油后，煤层气公司因为投资充裕，并握有从中联煤分得的优质资源和人才技术，崛起迅速，很快就超越了中联煤。
广发证券报告指出，2010年，中石油的煤层气日产量已达到84万立方米，总产量占到全国煤层气产量的19.6％，而中联煤的日产气量为38万立方米，总产量仅占全国产量的8.9％。
另外，中石油在探明储量和可采储量方面，都将中联煤远远甩在后面。截至2010年，中石油探明储量的区域为1905.78平方公里，中联煤为402.18平方公里，可采储量分布区为990.11平方公里，中联煤为218.38平方公里。
并非一劳永逸
2010年底中海油入股中联煤后，沿袭了以往的合作模式，中海油与中煤集团平分中联煤股份，中联煤的董事长和总经理仍由两家公司分别派任，董事长、总经理、公司法定代表人定期轮换。这在很大程度上导致了中联煤近两年仍然作为不大。
8月6日公布的新协议能否让中海油避免重蹈中石油覆辙？接受《财经》记者采访的专家普遍认为，这显然不是一份让中海油一劳永逸的协议。
“相互扯皮的局面还会重现。”查全衡说。中联煤一位中层人士也对双方合作前景不乐观。
中石油煤层气公司总地质师李景明告诉记者，中海油在最初入股中联煤时对此颇有顾虑，中煤集团不愿出让股份，而中海油迫切需要“上岸”，彼时任中海油董事长的傅成玉便提出作业者由中海油承担，“中海油的话语权无形中被提高了”，他说，中联煤的许多其他区块也都由中海油出任作业者。
中海油除了寄望开发煤层气增加“资源量”，还希望借助中联煤是国家唯一专业煤层气公司的优势，加强行业质量技术标准的研究和制订，中海油在注资中联煤前，已开始积累煤层气技术和人才，并积极参与推进国家科技重大专项《大型油气田及煤层气开发》等科技项目，“沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程”被发改委授予“国家高技术产业化示范工程”。
然而，发展蓝图虽然诱人，中海油涉足煤层气的前景，仍受气价和管输能力这两个关键变量的制约。
根据2007年颁布的《国务院办公厅关于加快煤层气(煤矿瓦斯)抽采利用的若干意见》，煤层氣出厂价格不受政府控制，可由供需双方自主协商决定价格，此外开采企业还能享受中央政府0.2元/立方米的财政补贴，但天然气价格却是煤层气价格制定的重要参考依据，李景明告诉记者，协商的煤层气价格大多是由省级门站价格倒推而来。在常规天然气供不应求时，煤层气有可能以高于天然气的价格出售。
管输方面，中石油几乎垄断了相关管网，且以煤层气目前的产量规模，几无新建空间。因此，留给中海油的路只有两条，一是借中石油的管网输气，二是就地液化压缩，通过车辆运输。
煤炭科学院重庆分院院长胡千庭认为，管输一般要求气体浓度达93％以上，这是中国天然气管网的入网标准。且如果煤层气浓度不够，管输反而不划算。而相比每立方米气近2元／公里的长输管网（跨省或长度超过50公里以上）成本，就地液化、压缩的成本每立方米仅1元钱左右。
也有专家称，目前中海油谈盈利目标为时尚早，“毕竟目前国内的煤层气还处于投入阶段。”李景明对《财经》记者表示，“各家公司都还忙于摸清家底，交储量。”
中海油内部也有人对此举动存在疑虑。中海油一位资深专家对《财经》记者表示：“这个钱投进去不见得有足够回报。”他认为，中海油此举旨在获取“资源量”，对煤层气行业开发中的固有矛盾和难题，诸如矿权、气权重叠，采煤、采气两权分立，以及输气管网问题，中海油并没有提出行之有效的解决方案。“只是为了拿‘量’，没有看的很远”。
根据中国海洋石油有限公司（00883.HK，下称中海油）8月6日的公告，其全资子公司中海石油（中国）有限公司，与中联煤层气有限责任公司（下称中联煤）就煤层气的勘探、开发、产量、销售等达成一份为期30年的协议，开发位于山西、陕西、河南等九省、总面积约为1.09万平方公里的区块，这些区块约占中联煤现有区块面积的一半。
根据协议，中海油将担任作业者，产出通過产品分成合同方式由双方分享。双方还将成立联合管理委员会，由八名代表构成，各自派出四名代表。联合管理委员会主席由中联煤指定，副主席由中海油指定。协议规定，如果双方代表未能达成一致，中海油的建议应获联合管理委员会采纳。
按照协议，30年的协议期分为勘探期、开发期和生产期。中海油与中联煤在开发期间的成本承担比例分别为70％和30％。其中勘探期为期五年，中海油将投入99.33亿元。
在生产期，收益的80％将首先用于偿还中海油的勘探投入，以及与中联煤在各合作区块的投资成本，剩余20％收益和成本补偿后结余的收益，将按照7∶3的比例分配给中海油和中联煤。
“中联煤实际上已被纳入中海油囊中。”看完上述协议后，资深石油专家张抗表示。
2010年12月，中海油以12亿元从中煤集团手中购得中联煤50％股份，从而接棒中石油成为中联煤两大股东之一。但此后近两年，中联煤依然鲜有作为，直至签署本次协议。
现实的非常规油气品种
进军陆地是中海油的夙愿，由于陆上常规油气项目已被两大巨头瓜分殆尽，中海油只能另辟蹊径，大力发展非常规油气。
但相对于上世纪90年代就拥有煤层气区块的中石油和中石化，中海油仍是不折不扣的后来者。深知开发紧迫性的中海油频频出手，且不乏大动作。
数年间，中海油凭借丰富的海外合作经验，在全球斩获多处非常规油气资源。7月底宣布收购加拿大油气公司尼克森，即是看重后者的页岩气和油砂项目。与煤层气相比，页岩气和油砂刚刚起步，技术难度大，投资也大。
中石油煤层气公司总地质师李景明告诉记者，一口单井产量为10万立方米的页岩气井，投资至少在5000万元，而同样产量的煤层气井投资只需30万元。因此，中海油需要以煤层气作为突破口，“打造成新的增长点”，在中海油回复给记者的邮件中如此表达。
煤层气俗称瓦斯，主要成分为甲烷，主要吸附、溶解或以游离状态附着在煤层中，热值和天然气相当，是优质的清洁能源。中国的煤层气资源量约36.81万亿立方米，仅次于俄罗斯和加拿大位居世界第三。
在业内人士看来，中海油入股中联煤是“上岸”的明智之举，后者作为迄今中国唯一的国家煤层气专业公司，将成为中海油在陆上非常规领域的资源整合平台。
与中石油分家后，中联煤手中还握有25个煤层气区块，面积达2万平方公里，探明储量约为500亿立方米左右。中海油由此可以占据非常规天然气领域的一席之地。
中海油给《财经》记者的回复邮件，亦表明了上述态度，“煤层气是开发清洁能源和进入中国陆上业务的极好机会。”去年开始，中海油已在沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘，开展煤层气勘探开发项目。根据其规划，预计到2015年，中海油将形成40亿立方米的年产量。
进军煤层气对中海油实现“二次跨越”目标也举足轻重。中海油董事长王宜林不久前在《人民日报》发表署名文章中称，到2020年中海油将基本建成国际一流能源公司，提出非常规油气和常规气“齐头并进”，强调要加快发展煤层气产业。
作为中海油产量的主要产区，渤海油田漏油事故的影响仍未消退。在8月21日的中海油中期业绩会上，中海油总裁兼首席执行官李凡荣表示，蓬莱油田复产时间尚未确定。
受漏油事故影响，2011年中海油的油气产量同比仅增长0.7％，大大低于往年增速，实现331.8百万桶油当量，略高于原定目标的下限。
“增储上产”是油气公司的重中之重，而中海油渤海油田的主产区陷入停产，对其“增储上产”目标有不小的影响。“近海油田已经开发得差不多了，深海勘探尚待起步，非常规油气中，页岩气、油砂开发成本高，技术门槛高，收购海外资产也面临很大的政治风险，开发煤层气对于中海油更具可行性。”一位能源分析人士这样告诉《财经》记者，尽管中海油投入近百亿元用于煤层气勘探，但该投资仅占中海油去年全部勘探成本的7％。
此外，随着中国经济快速增长及节能减排压力，未来对天然气需求加大，加之进口LNG、进口天然气价的进入，国内天然气价格势必抬高，煤层气等非常规油气开发前景看好。
除了“上岸”和增加“资源量”的商业考量，开发煤层气也是响应政府号召之举。中国政府出台的“十二五”煤层气规划提出到2015年年产量达到300亿立方米，“这远远超出了市场预期”，李景明表示。
一位不愿具名的中石油人士告诉《财经》记者，8月中旬，能源局召集三大石油公司开会，向各公司分派指标，力保完成“十二五”规划产量目标。该目标中，中联煤将承担35亿立方米任务。
中海油掌控中联煤
中联煤作为唯一的国家级煤层气专业公司，为何始终没能独立发展壮大，以致被迫依靠外援？在张抗看来，中联煤建立、发展、挣扎的过程，正是一部中国煤层气的发展史。
上世纪90年代初，美国完成煤层气产业化革命，中国在1994年成立了煤层气信息项目组，开始吸收引进美国技术。
1996年，经国务院批准，煤炭部、地质部和石油部三部门联合筹资1亿元组建中联煤，煤层气对外合作专营权为中联煤独有。
为防止一家独大，上述三部委各享有三分之一股权，但由于三方在发展目标上并不完全一致，导致互相掣肘，内耗严重，均分股权在后来成为阻碍中联煤发展的绊脚石。
中石油原资源局局长查全衡称，均分股权的机制不少见，但普遍存在决策权难以集中的问题，“结局往往是三个和尚没水吃”。 掣肘之下，各大股东对中联煤的“鸡肋”感逐渐增强，加之煤层气前期投资大，效益短期难以实现。1999年，地质部首先将持有股份等额无偿划转给中煤集团和中石油，此后中煤集团和中石油双方各持一半股份，分歧依旧存在。
中煤集团一位高层向《财经》记者表示，中煤集团没有风险勘探资金，所以承担风险的能力不如中石油，煤层气在当时尚属勘探初期，自然不愿涉险投入巨资，由此中石油和中煤集团也摩擦不断。
2002年，中联煤累计投入煤层气勘探资金7.3亿元，其中外方投入5.8亿元，中联煤自营项目投入仅1.5亿元。
张抗介绍，2009年，中石油带着一半的区块和开发队伍退出中联煤，国资委同意将中石油所持股权转让给中煤集团。“中联煤由此几乎剩下了一个空架子，日子很难过。”张抗回忆说。
中联煤发展受阻，除了公司股权制衡掣肘外，还与早期政策扶持力度有限与投资不足有关。广发证券7月26日报告显示，截至2008年11月，中国累计投入地面煤层气勘探的资金仅为4亿－5亿元，每年拨给中联煤的地质勘查费累计约2亿元。
与此同时，有了区块和团队的中石油自起炉灶，于2008年成立中石油煤层气公司，对中联煤形成强大竞争压力——尽管中联煤在2009年的勘探投入累计已达48亿元，但中石油煤层气公司仅2009年当年投入即达30亿元。
数据显示，2009年，中联煤的煤层气产量为1.43亿立方米，2010年产量2.5亿立方米，增长率85.9％，是当年产量增长最快的能源企业。2011年，中联煤产量达到3.56亿立方米，增长率接近70％。但多位业内人士向《财经》记者指出，产量基数过低是中联煤年增长率高的重要原因。
中石油后，煤层气公司因为投资充裕，并握有从中联煤分得的优质资源和人才技术，崛起迅速，很快就超越了中联煤。
广发证券报告指出，2010年，中石油的煤层气日产量已达到84万立方米，总产量占到全国煤层气产量的19.6％，而中联煤的日产气量为38万立方米，总产量仅占全国产量的8.9％。
另外，中石油在探明储量和可采储量方面，都将中联煤远远甩在后面。截至2010年，中石油探明储量的区域为1905.78平方公里，中联煤为402.18平方公里，可采储量分布区为990.11平方公里，中联煤为218.38平方公里。
并非一劳永逸
2010年底中海油入股中联煤后，沿袭了以往的合作模式，中海油与中煤集团平分中联煤股份，中联煤的董事长和总经理仍由两家公司分别派任，董事长、总经理、公司法定代表人定期轮换。这在很大程度上导致了中联煤近两年仍然作为不大。
8月6日公布的新协议能否让中海油避免重蹈中石油覆辙？接受《财经》记者采访的专家普遍认为，这显然不是一份让中海油一劳永逸的协议。
“相互扯皮的局面还会重现。”查全衡说。中联煤一位中层人士也对双方合作前景不乐观。
中石油煤层气公司总地质师李景明告诉记者，中海油在最初入股中联煤时对此颇有顾虑，中煤集团不愿出让股份，而中海油迫切需要“上岸”，彼时任中海油董事长的傅成玉便提出作业者由中海油承担，“中海油的话语权无形中被提高了”，他说，中联煤的许多其他区块也都由中海油出任作业者。
中海油除了寄望开发煤层气增加“资源量”，还希望借助中联煤是国家唯一专业煤层气公司的优势，加强行业质量技术标准的研究和制订，中海油在注资中联煤前，已开始积累煤层气技术和人才，并积极参与推进国家科技重大专项《大型油气田及煤层气开发》等科技项目，“沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程”被发改委授予“国家高技术产业化示范工程”。
然而，发展蓝图虽然诱人，中海油涉足煤层气的前景，仍受气价和管输能力这两个关键变量的制约。
根据2007年颁布的《国务院办公厅关于加快煤层气(煤矿瓦斯)抽采利用的若干意见》，煤层氣出厂价格不受政府控制，可由供需双方自主协商决定价格，此外开采企业还能享受中央政府0.2元/立方米的财政补贴，但天然气价格却是煤层气价格制定的重要参考依据，李景明告诉记者，协商的煤层气价格大多是由省级门站价格倒推而来。在常规天然气供不应求时，煤层气有可能以高于天然气的价格出售。
管输方面，中石油几乎垄断了相关管网，且以煤层气目前的产量规模，几无新建空间。因此，留给中海油的路只有两条，一是借中石油的管网输气，二是就地液化压缩，通过车辆运输。
煤炭科学院重庆分院院长胡千庭认为，管输一般要求气体浓度达93％以上，这是中国天然气管网的入网标准。且如果煤层气浓度不够，管输反而不划算。而相比每立方米气近2元／公里的长输管网（跨省或长度超过50公里以上）成本，就地液化、压缩的成本每立方米仅1元钱左右。
也有专家称，目前中海油谈盈利目标为时尚早，“毕竟目前国内的煤层气还处于投入阶段。”李景明对《财经》记者表示，“各家公司都还忙于摸清家底，交储量。”
中海油内部也有人对此举动存在疑虑。中海油一位资深专家对《财经》记者表示：“这个钱投进去不见得有足够回报。”他认为，中海油此举旨在获取“资源量”，对煤层气行业开发中的固有矛盾和难题，诸如矿权、气权重叠，采煤、采气两权分立，以及输气管网问题，中海油并没有提出行之有效的解决方案。“只是为了拿‘量’，没有看的很远”。