煤层气转折点新前景博弈老障碍

2019-07-13 01:01:27 来源: 河东信息港

煤层气转折点:新前景博弈老障碍

经过近30年的开发,煤层气到了光明与晦暗之间的转折界线。

煤层气是技术和开发条件成熟的非常规天然气品种,但多年持续开发,效果并不好。

2010年底,十一五规划的100亿立方米产量目标没有完成,十二五300亿立方米的规划目标,外界也普遍存疑。

在致密气、煤层气、页岩气、天然气水合物等非常规天然气领域,致密气在开采经济性上,已归入常规天然气,煤层气是开采技术、地质条件、经济性为成熟的气种。经过近30年的积累,装备国产化和经验积累都已经足够,具有加速发展的条件。

上个月国家能源局出台了煤层气产业政策,国务院出台了《关于进一步加快煤层气(煤矿瓦斯)抽采利用的意见》(下称93号文),强推煤层气发展。

成熟非常规气

煤层气,也是人们熟知的瓦斯,此前常常造成煤矿安全事故,或直接被排放到空气中造成污染。中国石油大学煤层气研究中心主任张遂安教授早在1983年就联合其他专家,提出在国内开采煤层气,至今已整整30年。

1996年3月,经国务院批准,专门从事煤层气开发的中联煤层气有限公司成立,专门从事煤层气资源勘探、开发、输送、销售和利用,在国家计划中单列,享有对外合作专营权。

但煤层气开发一直不太顺利。宏华集团技术顾问梁宏才此前分析说,煤层气的对外合作专营,以及衍生的对煤层气资源的垄断,是造成煤层气开发缓慢的原因。

一家与中联煤有过合作的国外公司人士称,因为享有专营权,中联煤在过去找国外公司合作,并没有技术突破和勘探开发的积极性。

不过局势也在改变,进入煤层气的企业和投资都在增加,尤其是十二五以来,投入不断增加。

按照目前公开资料,煤层气地质资源量为37万亿立方米,开采条件比较好的储量达到14.2万亿立方米,埋深在1000米左右。2012年,全国累计抽采煤层气125亿立方米,全国共有12500口施工井。按照这种速度,2012年300亿立方米的产量不是不可能。煤炭信息研究院刘文革副院长如是说。

绕不开的矿权纠葛

按十二五规划,到2015年,我国煤层气产量300亿立方米,地面开发160亿立方米,基本全部利用,煤矿瓦斯抽采140亿立方米,利用率60%以上。

中国石化联合会此前发布一份报告,称调查发现,产煤地区容易出现以煤压气现象,往往存在煤炭优先或排斥煤层气探矿权、采矿权设置的现象。

煤炭矿权和煤层气矿权一直有争议,到底是采煤采气分离,还是一起开采,以及煤和气那个优先一直都有争议,而且传统煤炭企业将瓦斯治理作为煤矿安全的一个举措,在已有煤炭矿区内不会拱手让其他公司采气。

由于煤层气的采矿权与煤炭重合,又分属于不同主体。国家明确提出先气后煤的开采主张,但是大部分煤炭企业出于气井破坏煤层结构、增加开采难度等考虑,越过气层开采环节,或直接煤气并采,造成的纠纷一直不断。

目前还有另外一种观点提出,煤层气矿权与煤炭矿权应两权合一、气随煤走。但专门的煤层气企业对此并不支持,认为应该严格设定煤炭和煤层气探矿权,先采气、再采煤。

煤层气开发较好的鄂尔多斯盆地,煤层气矿权与煤炭矿权重叠的问题一直存在。2009年,国土资源部在向国务院提交的报告中提出矿权重叠影响煤层气开发是执行先采气、后采煤的政策不坚决。

但是近年来,煤层气矿权范围内又违规出现了一批新的煤炭矿权,并且有进一步蔓延的趋势。93号文提出,建立煤层气、煤炭协调开发机制,统筹煤层气、煤炭资源勘查开采布局和时序,合理确定煤层气勘查开采区块。

93号文还坚持,有效开发利用煤层气资源;对煤炭规划5年后开始建井开采的区域,应坚持先采气、后采煤,做好采气采煤施工衔接,强调了有效开发煤层气的政策需要,并明确5年规划区之外的区域,必须无条件坚持先采气、后采煤的原则,做好采气采煤施工衔接,而不是两权合一、气随煤走。

不过晋煤集团一位人士称,矿权重叠问题由来已久,解决起来并不容易。矿权重叠加上地方保护主义,使得这一问题更加复杂而难以解决。

山西的煤层气开发为成功,主要公司包括中石油煤层气、中联煤层气、晋煤集团、华北油田煤层气公司等都设立了公司专门开采煤层气。但产量多的还是晋煤集团。

国务院93号文提出勘查开发约束机制,提出新设煤层气或煤炭探矿权,必须符合矿产资源、煤层气开发利用等规划,并提高煤层气勘查投入标准,限期提交资源储量报告,对长期勘查投入不足、勘查结束不及时开发的企业,核减其矿业权面积。

这将有利于解决煤层气领域一直存在的顽疾,化解矿权重叠难题。上述煤层气业内人士对《财经》称。

煤层气走向开放

截至2012年底12500口施工井中,一半是2011年和2012年新打的井。这意味着资本已经嗅到利益的味道,加快淘金步伐。

不过即便如此,单靠煤层气还是难以实现盈利。国家能源局煤炭司司长方君实,曾对本报称,煤层气领域民企可以自由进入,从来没有政策障碍。

国务院93号文对此也予以肯定,提出将增设一批煤层气矿业权,通过招投标等竞争方式优先配置给有开发实力的煤层气和煤炭企业。并鼓励民间资本参与煤层气勘探开发、储配及输气管道建设。

煤层气对外合作实行专营制度。外资通过与中联煤合作,参与煤层气开采。已经有国外煤层气公司通过与中联煤签订产品分成合同的形式,进入国内的煤层气开发。涉及的企业包括亚美煤层气、格瑞克、道拓能源等。

国家能源咨询委员会专家孙茂远认为,实际比想象的难,煤层气资源评价面积38万平方公里,目前煤层气矿权5.3万平方公里,余下的大部分面积与中石油、中石化所属的油气矿权和煤炭企业的煤炭矿权重叠,增设矿权的难度不小。

煤层气领域与传统油气相似,也存在很多看不见的障碍。而且民营企业倒卖矿权一直被国有企业指责为浪费资源,国有企业的垄断在过去许多年则被视为煤层气发展缓慢的原因。

民资投资管道,表面上看显得非常可行。受到国务院将省内管道审批权下放地方的影响,建省内支线管道比以前容易许多。但是省际管涉及不同身份之间的利益,还是比较复杂。

另外,涉及到煤层气进入主干管,还有个价格问题,也会使非常规气市场定价的政策打折扣。

徘徊还是爆发节点

虽然十二五前三年我国煤层气打井数占到了十二五规划总井数的70%,共12500口井,但真正的生产井只有5000口左右,7000多口井产量达不到工业气流或者不产气,且平均单井产量只有400立方米到600立方米,造成成本效益倒挂。

投资已经在减少,张遂安对本报称,2011年打井数量,2012年开始下降,预计今年打井数量将继续下降。

张遂安认为,虽然表面上看,煤层气开采的技术和装备在国内较为成熟,在非常规气中煤层气也为成熟。但相比美国、澳大利亚等地,中国的煤层气开发也有些滞后,在一些关键技术和装备上,国内还有空白。

煤层气除了地下抽采,主要是通过地上抽采开采,具有非常规天然气开采的特点,即要运用水平井和压裂技术,并适应煤层特点,提出不同的开采方案。

国内的政策也充满不确定性。一直以来,对煤层气实行0.2元/立方米的补贴标准。但随着物价水平的提升,业内普遍认为补贴水平较低。

而且,补贴是按照见气补贴的方式,企业前期勘探的费用无法得到保证。在对外合作中,以产品分成合同衡量,前期勘探和钻井的费用由外方承担,风险也很高。

张遂安提出,应该对这部分工作也实行税收优惠等政策,降低企业风险,吸引更多资本进入。去年底以来,就一直有消息称,对煤层气补贴的标准将上调,一种说法认为补贴将上调为0.6元/立方米,是当前水平的三倍。张遂安预计,从目前看,0.4元/立方米比较靠谱。

而且,新的补贴标准一直不出,也有各部门意见难以统一因素在。

此外,煤层气发电政策也不明晰。目前煤层气发电电价按当地火电脱硫标杆电价上浮0.25元/度。但潞安金源煤层气公司的一位经理称,煤层气发电面临并难的问题,并不能保证上,补贴不一定能拿到,而且在山西,电价普遍较低,即使算上补贴,煤层气发电也不一定合算。

上述煤层气业内人士称,煤层气发电多余电量应由电企业优先安排上销售,电价上浮0.25元/度的政策未来也会改成标杆电价,但不管如何,目前的补贴在煤层气丰富地区发电没有经济性是显而易见的。

他还补充说,煤层气并不会因为一个或几个政策就腾飞,还需要看后续贯彻国务院政策的细则落实情况。

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