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煤层气开采突围 开采限制或将进一步放开

作者:王冰凝

来源:华夏时报

发布时间:2016-12-9 23:28:10

摘要:近日,国家能源局发布了《煤层气(煤矿瓦斯)开发利用“十三五”规划》(以下简称《规划》),提出新增煤层气探明地质储量4200亿立方米,建成2-3个煤层气产业化基地。2020年,煤层气(煤矿瓦斯)抽采量达到240亿立方米。

煤层气开采突围 开采限制或将进一步放开

本报记者 王冰凝 北京报道

企业向来都是最擅长闻风而动的,随着煤层气利好政策的出台,陷入颓势的煤层气行业又打起了精气神。

近日,国家能源局发布了《煤层气(煤矿瓦斯)开发利用“十三五”规划》(以下简称《规划》),提出新增煤层气探明地质储量4200亿立方米,建成2-3个煤层气产业化基地。2020年,煤层气(煤矿瓦斯)抽采量达到240亿立方米。

按照政策规划,建成沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘煤层气产业化基地,实现产量快速增长。到2020年,两大产业化基地煤层气产量达到83亿立方米。事实上,“十一五”和“十二五”都曾出台了一些激励煤层气开发利用的政策,但距离最终效果还有一定距离,此次,政府出台激励煤层气发展的政策,是否有望实现?

发展受限天然气

“近年来,中国的煤层气产业出现了徘徊不前的颓势,单井产量低、核心技术瓶颈没有突破是制约其发展的主要原因。”太原煤炭气化(集团)有限责任公司公开指出。

在近日召开的 2016年“中澳非常规天然气论坛暨展览会”上,中石油华北油田分公司总经理助理兼煤层气事业部总经理朱庆忠也认为,我国高煤阶煤层气开发过程中,表现出资源大、有效动用率低、单井产气量低、产能到位率低、系统运行效率低等“一大四低”的现象特征。

以目前华北油田开发最成功的樊庄区块为例,历经8年开发后,仍存在近三分之一的低效区难以实现效益开发。这种情况反映出两个问题:一是储量提交不准确,需要精细勘探;二是同一区带储层变化大,相应的开发对策也要改变。

事实上,虽然政府对煤层气有激励政策和补贴,但近两年天然气价格的走低对煤层气有一定影响。

据朱庆忠透露,华北油田2015年的煤层气价格为每方1.88元,其中折旧占了0.96元,操作成本0.56元,利润只有0.27元。今年,在1.66元/方的气价下,盈利能力降低。如果补贴拿掉,已经建成的产能会受到很大的经营压力。

中宇资讯天然气市场分析师孙阳也认为,近年来,煤层气价格受天然气价格调整影响降幅较大,抵消了财政补贴的激励效应;加之生产成本逐年提高,勘探开发投资放缓,煤层气地面产量、煤矿瓦斯利用率与社会预期差距较大。

煤层气重获激励

尽管市场低迷,但政府依然在大力推进煤层气行业的发展。

《规划》明确,2020年,地面煤层气产量100亿立方米,利用率90%以上;煤矿瓦斯抽采140亿立方米,利用率50%以上,煤矿瓦斯发电装机容量280万千瓦,民用超过168万户。煤矿瓦斯事故死亡人数比2015年下降15%以上。

太原煤气化相关人士称,随着沁水盆地煤变质程度高,煤层厚度大,煤层埋深适度,构造简单,从煤层气形成的条件来看,是我国煤层气勘探开发最有利的地区之一。开发利用沁水盆地的煤层气资源,对于改善中国的能源结构,加快地区经济发展,都具有重要的意义。

事实上,虽然煤气化行业发展低迷,但政策的持续支持,也让一些企业继续发力煤层气行业。

12月5日,记者了解到,*ST 煤气收购晋城蓝焰煤层气获得中国证监会批准。*ST 煤气将改行从事煤层气开发和利用,进入清洁能源领域。蓝焰煤层气是目前国内规模最大、技术领先的煤层气开发企业,旗下共有8家子公司。目前,蓝焰煤层气已经形成从煤层气勘探、煤层气地面抽采、煤矿瓦斯地面治理的研发、煤矿瓦斯地面治理工程设计、煤层气井运营,到煤层气运储和煤层气批发销售等全业务链条、技术先进的领军企业。

而有业内人士告诉记者,第三个煤层气基地有望设在新疆,因为新疆首个煤层气开发利用先导性示范工程——阜康市白杨河矿区煤层气先导性示范工程目前年产能已达3000万立方米,该煤层气成为继沁水盆地和鄂尔多斯盆地之后的第三大煤层气开发热点区。

放开煤层气开采限制

而另一个让更多觊觎煤层气行业的企业感到受阻的则是目前的采矿权和管道的开放问题。

安迅思分析师叶春晓指出,山西是我国煤层气的主要储藏地,目前当地的煤层气登记面积的矿权都被中石油、中联煤等为主的央企取得,而煤炭矿权多由当地企业获得。气矿权不一,但区域却重叠,而拥有煤层气开采权的央企和煤炭企业存在不同的利益出发点。煤企出于井网破坏煤层结构、增加开采难度等考虑,要求越过煤层气开采环节,直接采煤。煤层气开采企业则只想着如何把气采出来,不考虑后续煤炭的开采,各自为战,无法合作进行开采,还产生大量的冲突和矛盾。

据了解,目前中国煤层气的采矿权集中于国内3家石油公司手中,部分原因在于煤层气开采与常规油气开采相似程度更高,技术上也更为接近。中石油和中石化通过下属公司占有煤层气探矿权和采矿权,中海油通过控股子公司中国煤层气有限责任公司占有大量煤层气资源,而煤炭企业仅仅有少部分的煤层气资源。和常规油气资源的开采模式类似,除了3家石油公司自己作业开采以外,还采用产品分成合同方式(PSC)和其它企业共同开发煤层气,主要是一些外资企业或者注册在国外的企业。

朱庆忠则认为,煤层气的定位不对,是阻碍煤层气发展的主要原因。“煤层气开发更大程度上是新能源挖掘,决不能定位在瓦斯治理。瓦斯治理的范围较小,而煤层气的分布范围大多是煤矿不能涉足的,因此对技术的规划和部署应该超脱瓦斯治理的范畴,要有超前的技术定位和规划部署。”朱庆忠认为。

该说法背后正是煤层气行业多年来不同开发主体形成的煤、气之争。

厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强指出,煤层气开采权与煤炭矿权交叉叠加,造成的利益纠葛及开采成本问题,是制约煤层气发展的主要因素。

孙阳则指出,一些地区天然气输气管道对煤层气没有做到公平开放,部分开发项目输送利用配套工程滞后。煤层气产业处于初级阶段,规模小,市场竞争力弱等问题都需要在“十三五”期间解决。

不过孙阳认为,“十三五”期间,煤层气勘探开发步伐将进一步加快,产业布局更趋优化,关键技术取得突破,产量大幅提升,到2020年煤层气抽采量力争达到400亿立方米。进一步巩固国产常规天然气、非常规天然气、煤制气、进口LNG、进口管道气等多元化供气格局。

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