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煤层气产业能否实现“十三五”目标?

国际燃气网  来源:中国能源报  日期:2018-10-08
关键词: 煤层气 天然气 燃气
    “十三五”已过半,我国煤层气开发利用的五年目标有望完成吗?日前在“2018年中澳非常规天然气论坛暨展览”现场,该问题一经首位演讲嘉宾、中国工程院院士李根生提出,即刻成为全场热议的焦点,行业专家、企业人士纷纷各抒己见。
 
    此问题被关注不无道理。从发展经验来看,我国煤层气开发虽已有20多年积累,目前却仍处规模化生产的初级阶段,“十一五”“十二五”规划目标均未完成,投资量、工程量等关键指标一路下滑。再看发展近况,探明储量越来越多,但无论在产量增长率、产能到位率,还是单井产量等方面,“十三五”以来均未有明显好转,行业整体状态低迷。
 
    “国家能源局近期组织的中期评估基本定了调,将不会调整煤层气‘十三五’规划目标。但要想最终实现目标,目前仍有几个问题迫切需要解决。”中国石油大学(北京)煤层气研究中心主任张遂安向本报记者透露。
 
    整体发展“一高四低”
 
    “我国的能源供给市场太大了,就煤层气自身而言,无论投多少钱、如何去做,所占份额都不会太大。但从战略定位看,煤层气开发以煤矿瓦斯抽采为核心,兼顾煤矿安全生产和弥补清洁煤生产缺口两个大局,重要意义不言而喻。”张遂安指出,尤其在煤矿安全高效生产方面,实践证明煤层气的贡献非常重大。
 
    也正因此,煤层气开发一度掀起不小的热潮。“早在20多年前,就有一批国外公司争相进入,成为当时我国煤层气开发的主要力量。遗憾的是,国外大公司又因种种原因在10年内全部撤离,留下一些实力不可同日而语的中小企业。”一位业内人士回忆。
 
    而今,我国煤层气开发主要集中在中石油、中海油、晋煤等专业公司。截至目前,全国煤层气地质资源量达30.5万亿方,可采资源量为12.5万亿方。按照“十三五”规划,2020年总产量将达240亿方,根据地面、井下抽采两种不同方式,二者产量分别为100亿方、140亿方。
 
    资源量虽高,有效开采却不那么容易。“增产率低、产能转化率低、资源动用率低、单井产量低,是我国煤层气产业长期面临的困扰。”北京奥瑞安能用技术开发有限公司总裁杨陆武用一组数字说明。
 
    首先在产量上,2014年以前的年均增长率一直保持在两位数,2014年开始却出现井下开采逐年衰减、地面增量几乎停滞的情况。与之相伴的是产能转化率、资源动用率双双偏低。例如,2017年地面总产量为49.58亿方,实际完成的产能总量已达132亿方,相当于产能转化率不足40%。同时,这些产量多集中在晋城、离柳两个区域,两地含气总资源量约3090亿立方米,相比全国总量,资源动用率甚至不足0.1%。再看单井情况,去年累计钻井已达1.7万多口,平均单井产量却只有837.5立方米/天,还不到美国单井日产的1/3。
 
    “早在2017年初,回顾煤层气‘十三五’开局之年的成绩时,业内就认为2016年交出了一份令人不安的成绩单。国家一直在大力支持,既有财政补贴,又有科技支持,为什么产量不升反降?中国煤层气产业真的后续乏力吗?”国家能源委咨询专家委员会委员孙茂远反问。
 
    加重制约:矿权、经济性、技术
 
    回顾发展历程,张遂安首先从规划入手进行分析。“‘十一五’规划是我国煤层气开发利用的第一个专题规划,为激励产业发展,目标制定有意偏高了些。‘十二五’规划又是在国民经济及产业自身快速发展的基础上制定,2011-2012年的确也迎来煤层气史上的最快发展,只是后来受到经济增速放缓、国际油价走低等冲击。尽管两个五年规划目标已落空,但在此前高目标下,‘十三五’期间也不宜降得太多。”
 
    更多制约则存在实践中,包括张遂安在内的多位专家坦言,如不彻底解决,实现“十三五”目标依然困难。
 
    争议已久却又悬而未决,第一是矿权问题。
 
    因现行矿产资源法将煤层气固化于单一“煤层”中,且强调以“吸附气”为主,束缚了煤层气的探采范围。业内人士多次呼吁的“煤层气、页岩气、致密气”三气合采,因此迟迟未能落地,一定程度上限制了增产。“从独立矿种角度,应该按成因的‘成’来划分开采,而非煤层的‘层’。这样一来,原本不算在内的致密气也将合法化,短期内可快速增产几十亿方,有助于加速推进开采进度。”张遂安称。
 
    其次在于气价,以及引发的企业盈利、政府补贴等问题。
 
    上述人士透露,因刻意压价等行为依然存在,煤层气在部分地区受到“不公”待遇,利润空间受限,“如果长期难有收益,哪个企业还愿去投资?”
 
    盈利受限,得到了中石油华北油田分公司副总经理朱庆忠证实。“在单方气卖1.74元的理想情况下,我们的利润率只有3%左右,一旦有个风吹草动就很可能亏损。正常来说,内部收益率起码做到8%-10%,才能维持正常运转。”
 
    种种制约下,补贴在企业眼中格外重要。“目前新开矿井的情况较好,有的无需补贴也能收益。但受之前的技术、管理等制约,很多老矿从一开始盈利能力就不强,要扭亏必须进行改造。一口井的改造成本至少四五十万,我们现在赔着本也在改,希望国家加大一些支持。”朱庆忠称。
 
    中联煤层气有限责任公司副总经理吴建光也称,煤层气资金投入大、技术要求高、投资回收周期长等产业特性,导致运营企业压力较大。每方气的补贴若能从0.3元提至0.6元,或是目前最可行的支持政策。
 
    此外在技术方面,记者了解到,因我国地质条件复杂,与之相匹配的技术适应性不足,尚未做到因地制宜开采。
 
    “更重要的是,不少技术仍处‘谁对谁都保密’的状态,业内交流不足,客观壁垒阻碍了技术发展。最起码,一些国家支持的重大专项技术不应被研发企业占为己有,国家出钱就是为推动行业进步,决不是让你自肥,理应大家共享。”张遂安称。
 
    “十三五”目标能否实现?
 
    一边是重要地位、丰富资源,一边又面临开采受限、多重掣肘,煤层气开采利用的“十三五”目标到底还能不能实现?
 
    多次参与国家能源局相关工作讨论后,张遂安告诉记者,国家层面目前并无调整规划的打算,并希望“力争实现”目标。“之所以出台各种支持政策,也是因为国家非常看重煤矿生产的安全效益,发展煤层气是从根本上治理瓦斯隐患。从形势来看,煤层气产业初步有了回暖迹象,预计明年就能看出改观,‘十二五’期间下降的投资量、工程量也能慢慢找回来。”
 
    不过,改观也有前提条件,需建立在上述问题得到解决的基础上。针对矿权争议,孙茂远表示,科学、合理、可靠的煤层气资源管理政策及其实施,才能增加开发利用的活力动力,否则可能导致成长中的煤层气产业逐步停滞、衰落。业内翘首期盼的“三气合采”机制,即在同一区块内多气综合开采应享受同等扶持政策,应尽快予以通过。
 
    而对经济性问题,张遂安认为,解决的根本并不能完全依靠补贴,而在于煤层气本身,“把价格真正交给市场,要保持一定的价格体系,才能保证能源市场不乱套。”
 
    “同时,能源行业投资是一项长线工程,不是说今天冷了就不投了、明天热了全投进去。就煤层气产业而言,我国长期以来未能建立起好的投资机制,运营企业受母公司影响很大。比如前些年煤炭形势好,母公司有钱投就多投些进去,这两年煤炭形势受限,随之也就没钱多投了。在国外,有地方资源远不比上我们,反而比我们多赚钱,这是为何?”张遂安建议,可出台一套专门针对煤层气产业的投融资政策,帮助企业解决资金问题,而非一味依靠补贴。
 
    另在技术层面,记者了解到,煤层气是“傻瓜气”的传统理念已大幅改观,技术越来越受重视。“不仅仅是开采技术,过去一度被忽视的勘探技术也在进步。现有条件下,认清哪些储量能开采、好开采,哪些不能开采等,从一开始就可掌握开发的经济性,防止赔本。”朱庆忠表示,正是得益于技术不断完善,华北油田此前萎缩的工程量已有改观,对投资更有信心了。
 
    同为一线人士,山西蓝焰煤层气集团执行董事王保玉也表现出乐观的态度,“现阶段的发展确实存在这样那样的问题,但再过3-4年,我相信现在的问题都不再是问题。”
 
    相关阅读:山西成为煤层气产业发展引领者
 
    近年来,山西省煤层气产业发展迅速,开发利用规模稳步增长。2017年,煤层气及煤矿瓦斯抽采量120亿立方米。其中,煤层气抽采56亿立方米,利用50亿立方米;瓦斯抽采64亿立方米,利用25亿立方米。截至2017年底,全省输气管道总长8000公里,燃气使用人口达到2000万人。
 
    据了解,山西省煤层气产业链已趋向完整。基本形成包括煤层气勘探开发、煤矿井下抽采、工程技术服务、煤层气压缩、液化、管输、煤层气物流、燃气发电和瓦斯发电、氧化铝以及煤层气装备制造等在内的大产业链,成为我国煤层气产业发展的排头兵和引领者。
 
    山西省政府办公厅发布《山西省深化煤层气(天然气)体制改革实施方案》(简称《方案》),力争到2020年,全省煤层气探明地质储量达到1.1—1.4万亿立方米;煤层气(瓦斯)抽采总产能达到400亿立方米/年,产量达到200亿立方米/年;输气管线总里程突破1万公里,燃气使用人口覆盖率达到70%左右。争做全国能源革命排头兵。
 
    优确定煤层气勘查开发主体
 
    煤层气(天然气)体制改革是山西省推动能源革命的突破口,根据《方案》,山西省将有序放开煤层气勘查开采准入,通过拍卖、挂牌等竞争方式择优确定煤层气勘查开发主体。鼓励煤炭矿业权人在本矿区范围内(不含重叠区)申请煤层气矿业权,综合勘查开采煤层气资源。鼓励多种市场主体进入非常规油气勘探开发领域,加快非常规油气资源开采利用。
 
    实行勘查区块竞争出让制度,在空白区增设一批煤层气矿业权,通过竞争方式向符合条件的各类市场主体出让。同时,实行更加严格的区块退出机制,对长期勘查投入不足的,要核减其区块面积,情节严重的要收回区块;对已进入自然保护区等禁采区的矿权,要责令停止开采,并有序退出。
 
     成立燃气全产业链专业化公司
 
    按照国有资本布局要求,山西省将重组成立燃气产业全产业链专业化公司,以股权连接方式,对燃气产业上游资源、中游业务、下游市场各类主体分层分类整合重组。发挥中游管网承上启下重要作用,加强规划管理,创新建设模式。
 
    同时,扩大管网覆盖面,提升管网运行效率,推进全省管网设施互联互通、互补互融,实施市、县、重点镇等长输管网全覆盖工程。鼓励各类主体投资建设输气管网,加快煤层气气田与省级主干管网的联通。加快推进省际联络线通道建设,实现与京津冀、雄安新区等周边省份输气管网对接。
 
    提高偏远地区煤层气利用率
 
    《方案》提出,山西省将拓展煤层气(天然气)利用市场,加快城市燃气管网建设,完善下游供气设施,提高城市燃气普及率。
 
    开展煤层气(天然气)、煤矿瓦斯下乡试点,鼓励多种主体参与,按照“宜管则管、宜罐则罐”原则,采用管道气、压缩天然气(CNG)、液化天然气(LNG)、液化石油气(LPG)储配站等多种形式,提高偏远及农村地区煤层气(天然气)、煤矿瓦斯利用率。不断提高“4+2”城市冬季清洁取暖比重,稳步推进“煤改气”工程。
 
    此外,山西省鼓励各类市场主体参与终端市场建设运营,支持山西省企业与省外城市燃气经营企业强强联手,联合开发终端市场,提升省内企业经营管理水平。
 
    推进专业化重组培育龙头企业
 
    今后,山西省将深化国有煤层气(天然气)企业改革,推进专业化整合重组,培育山西省旗舰龙头企业和燃气行业发展。按照自愿、公平、平等的原则,有序推进有关省属国有企业战略性重组。通过股权合作、资产置换、无偿划转、交叉持股等方式,进一步优化煤层气(天然气)业务整合,促进资源优化高效配置,增强企业核心竞争力。
 
山西省鼓励具备条件的国有煤层气(天然气)企业发展股权多元化和多种形式的混合所有制。推动企业在改制上市、兼并重组、项目投资等方面引入社会资本和战略投资者。
 
    加强合作,打造晋气品牌
 
    接下来,山西省将加强省内燃气主要运营企业与上海、重庆石油天然气交易中心合作,探索推进山西煤层气交易平台建设,打造晋气品牌。
 
    还将完善交易规则,丰富交易品种,引导全省煤层气资源逐步纳入交易平台公开交易,鼓励符合资质的市场主体参与交易。通过市场竞争,形成公允煤层气价格,实现全产业链数据共享,将煤层气资源优势转变为增长动能优势。
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