“十二五”期間,我國煤層氣規劃目標為年產200億立方米,比“十一五”規劃翻了一倍。業內人士表示,要實現煤層氣規模化發展,急需解決礦業權重疊、抽采技術有待突破、優惠政策未完全落實等問題。

雖然“十一五”規劃煤層氣目標沒有實現,但這并不妨礙對“十二五”的良好預期。

國家安監總局煤炭信息研究院院長黃盛初近日在亞洲非常規油氣論壇上表示,我國煤層氣抽采量將逐年增加,“十二五”規劃目標為年產200億立方米,比“十一五”規劃目標翻了一倍。

在雄心勃勃目標的指引下,中國石油、中聯煤層氣石油有限公司等企業宣布未來將花費巨資在煤層氣領域大力擴張。但業內人士表示,要想實現我國煤層氣規模化、產業化發展,急需解決礦業權重疊、抽采技術有待突破、優惠政策未完全落實等問題。

煤層氣開發提速

根據煤層氣行業“十一五”規劃,到2010年,我國將實現煤層氣年產能100億立方米,其中地面抽采產量將達到50億立方米。不過目前來看,由于受制于過去5年政策支持不夠以及勘探費用不足等因素,“十一五”煤層氣年產能目標很難達到。到2009年年底,中國的煤層氣產量僅為71．85億立方米,其中地面抽采量僅為10．15億立方米。 　

近日,中聯煤層氣有限公司生產經營部主任李良指出:“全國煤層氣的產量,2010年計劃100億立方米,但估計真正能落實的只有85億立方米。”

根據黃盛初提供的煤層氣“十二五”規劃目標,我國煤層氣產量將在下個5年中增長一倍多。為了實現這一目標,業內人士預計,煤層氣領域的相關支持政策將在隨后陸續浮出水面。

實際上,近兩年煤層氣行業的政策環境已經開始轉好。在價格上,過去我國的煤層氣出廠價格比照天然氣,而國內天然氣價格長期較低,使煤層氣開發的經濟效益較低。2010年6月,國家發改委將天然氣每立方米提價0．23元,煤層氣價格也隨之提高。將近25％的漲幅,提高了煤層氣開發的吸引力。

煤層氣開采成本較常規天然氣要高出許多。根據美國經驗,煤層氣井口價至少要達到每立方米1．3-1．5元才可能盈利,這是常規天然氣盈利區間的2倍。

正因如此,國家按照每立方米0．2元的標準對煤層氣開發進行補貼。此番天然氣出廠價大幅上漲,使煤層氣盈利空間進一步擴大,而未來繼續上漲預期釋放出的價格信號,也會大大激發企業加速煤層氣開發的動力。

業內人士指出,天然氣價格的提高,以及未來理順氣價的預期,將為煤層氣開發營造良好的價格環境。

相關企業將受益

煤層氣發展提速,對相關煤層氣開發企業來說,將是一大利好。事實上,相關企業早已摩拳擦掌,準備在“十二五”期間大干一場。

目前國內直接進行煤層氣開發的公司主要是中國石油和中聯煤層氣石油有限公司兩大央企。面對即將井噴的煤層氣市場,中石油2010年已經宣布,計劃在未來幾年內投資超過100億元,用于煤層氣產能的擴張,預計2015年煤層氣產量達到45億立方米。

據了解,中國石油在“十二五”期間將加大沁水盆地南部和鄂爾多斯盆地東部兩個煤層氣重點產業基地的勘探開發力度,其2009年在煤層氣領域的投資是全國2008年以前整體投資的幾倍。該公司規劃到2012年新增探明煤層氣地質儲量2000億立方米,2013年建成45億立方米生產能力,2015年產量達到45億立方米,商品量40億立方米。

在煤層氣應用領域,電力企業同樣不甘落后。近日,大唐華銀電力股份公司與澳大利亞ＣＦＴ煤層氣集團公司就共同進行褐煤煤層氣勘探、開發合作事宜達成協議,正式簽訂了合作框架協議,從而成為國內第一家與國外公司合作進行褐煤煤層氣地面開采的企業。

協議分兩個階段實施,在可行性研究階段,雙方將共同對華銀發電公司具有完全礦產權益的額吉煤礦等的褐煤礦進行初步的可行性研究,了解煤礦商業開發的可行性;在項目實施階段,雙方將根據中國法律規定,采用設立中外合作經營企業的方式對選定的褐煤礦進行商業性開發。

此外,準油股份一直在為涉足新疆煤層氣開發而努力。其2009年成立了全資子公司新疆準油能源開發有限公司,經營范圍為礦業投資開發、煤層氣的投資開發等。準油能源自設立以來,一邊向各級行政管理部門申請新疆拜城、新疆庫車地區的煤層氣勘探權,一邊投入資金對這些區域的煤層氣資源進行初步調研和勘察。

不過,準油能源申請辦理煤層氣的探礦權和采礦權一直不順利,該公司已經暫緩對拜城以及庫車地區的煤層氣勘探投資;同時與煤層氣勘探與開發相關的設備改造也全部暫緩。據準油股份公司人士介紹,目前該公司仍在致力于兩權的申請,煤層氣探礦權申請已經報到阿克蘇國土部門和庫車縣國土局。業內人士稱,“十二五”煤層氣規劃翻倍可能會加速該公司的申請進度。

規模化發展難題待破

雖然政策設定了雄心勃勃的目標,企業也已經開始大力擴張,但煤層氣進一步實現規模化產業化發展,還面臨礦業權重疊、抽采技術有待突破、優惠政策未完全落實等諸多問題。

目前,我國煤炭探礦權是國土資源部及所在地省二元管理體制,煤層氣探礦權的管理權則在國土資源部。由于煤層氣和煤炭是同一儲層的共生伴生礦產資源,在具體開發中會出現同一煤田內煤層氣資源和煤炭資源重復登記。礦權的大面積重疊,造成煤層氣開發與煤炭開采相脫節,而越界勘探開發又引發爭議不斷,致使省級與國家煤層氣開發利用部署無法有效銜接和推進。這直接影響到我國煤炭工業的發展和煤層氣開發利用企業的積極性。

國土資源部油氣戰略研究中心的朱杰表示,國土資源部油氣戰略中心正在研究制定“先采氣、后采煤”的資源政策。初步的設想是根據噸煤含氣量標準,劃定煤層氣勘探開發區、煤炭開采區和采煤采氣過渡區。國土資源部油氣戰略中心建議,相關部門可借鑒美國《原油意外獲利法》中第二十九條稅收補貼條例,對每開采銷售1立方米煤層氣實行補貼,第一個10年補貼50%,第二個10年補貼40%,第三個10年補貼30%,第四個10年補貼20%,第五個10年補貼10%。

此外,地面和井下抽采理論和技術有待突破。由于我國煤層氣地質賦存條件復雜,且普遍存在滲透率低、煤層軟等特點,造成煤層氣地面開發只在局部富集區優選區塊取得成功,且單井產量低。主要原因是未找到適合我國煤層氣地質條件的生產技術和工藝。一方面,井下抽采難度大,抽采煤層氣濃度低(＜30%),且占比例很大。另一方面,雖然我國已經研發出低濃度煤層氣輸送和利用技術,但目前尚未大規模推廣應用,導致當前大量低濃度煤層氣沒有得到有效利用。

專家表示,國有重點煤礦的煤層氣目前仍有尚未建立抽放系統的;而已經建立抽放系統的礦井,由于巷道、鉆孔等工程不配套,管理和維護跟不上,抽放技術和工藝比較落后等原因,抽放率、抽放濃度普遍較低,抽出煤層氣利用率也過低。

補貼不到位、優惠政策未完全落實也限制著煤層氣行業的發展。雖然國家就煤層氣抽采、發電、民用等出臺了稅收減免、財政補貼等優惠鼓勵政策,但這些政策在一些地區并沒有得到貫徹落實。以煤層氣發電上網為例,雖然國家明確了煤層氣發電上網享有一定的優惠,但由于部門利益、行業保護等原因,煤層氣發電上網存在重重障礙。“有的地方雖然允許上網,卻故意壓低電價,有的地方干脆不許上網。”

黃盛初建議,應加緊制定并落實政策,保障煤層氣發展,同時完善煤層氣產業的技術支撐體系,建立產學研相結合、適合我國煤層氣勘探開發和抽采利用的技術支撐體系。