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中国煤层气十二五累积利用目标调高至十一五7倍

http://www.sina.com.cn  2012年02月21日13:11  财经国家周刊 微博

  记者 方小舟

  海湾局势动荡,国际油价随之走高,能源替代再次成为各界关注焦点。

  中国天然气储量缺乏,而以煤层气为代表的非常规天然气储量却比较丰富。也因此,作为17项能源规划之一的《煤层气开发利用“十二五”规划》(下称“规划”),领先于其他规划,由国家能源局率先发布。

  “十二五”规划中,中国煤层气的累积利用目标调高至“十一五”规划的7倍,超出此前业界的预期。

  弥补天然气缺口

  从“十五”期间的“基本为零”,到“十一五”期间的小有进步,中国煤层气开发走过了平淡无奇的5年。

  “十一五”末,中国煤层气产业形成了31亿立方米的年产能,但多年累计开采的总量为86亿立方米。这其中,大多数是从井下抽出的甲烷浓度低于30%、无利用价值的“废气”;而甲烷浓度在93%以上类似于天然气的,只有15亿立方米。

  从2006年开始,国家先后出台多项煤层气产业优惠政策,比如给予煤层气抽采利用每立方米0.2元的财政补贴,给予高出标杆电价0.25元/度的煤层气发电上网电价,增值税先征后退,煤层气进口物资免征进口税……

  以甲烷浓度最高的地面抽采方式看,“十一五”规划原定地面抽采量为50亿立方米,最终却完成不到1/3。

  煤层气“十一五”的其余目标,也基本没有实现预期。

  2011年,业界一直预测,煤层气的“十二五”规划总产量,将在200亿立方米左右。其中,地面开发煤层气产量约为90亿立方米。对这一目标,当时有诸多专家认为实现难度较大。

  而最终的规划是:“十二五”期间,新增煤层气探明地质储量1万亿立方米,完成300亿立方米的煤层气目标产量,其中地面开发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。到“十二五”末期,中国将累计利用煤层气658亿立方米——这一目标,是“十一五”的7倍。

  业界认为,此次“十二五”煤层气目标大幅调高的一个重要原因,是国家规划将“十二五”期间的天然气占能比重,由目前的4.3%提高到8%以上。未来5年,我国天然气消费量年均增速将达到25%以上,这意味到“十二五”末期,中国天然气年消费量将达2600亿立方米以上,缺口超过1/3,接近一半。

  于是,推动页岩气、煤层气等非常规油气资源的开发利用,成为弥补中国天然气缺口的重要一环。

  一个为诸多国内能源专家乐道的例子是:作为能源消耗大国的美国,依靠大力开发非常规天然气,实现了能源独立。非常规天然气尤其是页岩气的大发展,使得该国常规天然气价下降了41%,电价下降了50%,甚至成为天然气净出口国。

  这让中国的一些能源专家很羡慕。中国是煤层气资源大国,储量仅次于俄罗斯和加拿大,2000米以上的浅资源,有30多万亿立方米。

  国家能源局煤炭司副司长魏鹏远告诉《财经国家周刊》记者,中国煤层气预测资源量近37万亿立方米,但目前勘查程度低,探明的地质储量仅是资源总量的0.74%。

  寄望政策推动

  煤层气行业,目前“还更多停留在承担减少煤炭瓦斯安全事故责任的阶段,实际开采的经济效益方面并不理想”。中国石油大学煤层气研究中心主任张遂安告诉《财经国家周刊》记者。他个人对煤层气行业的发展并不特别看好。

  国家信息中心经济预测部宏观经济研究室副主任牛犁也认为,在“十一五”期间,中国的煤层气开发并未实现商业化、规模化。

  中投信德产业研究中心的报告说,截至目前,几乎所有投入煤层气开发、特别是地面抽采工程的企业,普遍处于亏损状态。

  “普遍亏损的原因是国家政策扶持力度不够。”中国地质科学院郑州矿产综合利用研究所专家郭敏对《财经国家周刊》记者说,“美国煤层气产业化成功的经验表明,在煤层气产业发展初期,政策扶持和税收补贴,是煤层气发展的主要推动力。”

  “煤层气开采的成本过高,但定价却是比照常规天然气”。据张遂安测算,日产3000~5000立方米煤层气的单井,造价为200万元~300万元。尽管目前对煤层气开采按0.2元/立方米进行补贴,却只是美国补贴水平的一半,也跟不上物价的涨幅,这造成中国的煤层气项目普遍处于亏损运营状态。

  郭敏认为,政府应充分发挥宏观调控作用,加大对煤层气发展的扶持力度,包括加大煤层气勘探、抽采、利用的投资,培养专业技术人才,加强煤层气管网等基础设施建设。

  张遂安告诉《财经国家周刊》记者,目前国内有不少进入煤层气勘探领域的企业,因开采成功率低,导致前期投入“打水漂”;在国外,勘探开发基本上靠风险投资融资。

  为确保“十二五”目标完成,“规划”提出,“十二五”期间将引导加快重点区块勘探开发。“吸引有实力的境外投资者参与到煤层气风险勘探和试验开发中”。

  此外,“还将鼓励民间资本参与煤层气勘探开发、煤层气储备及长输管道等基础设施建设。拓宽企业融资渠道,支持符合条件的煤层气企业发行债券、上市融资,增强发展能力”。

  国家能源咨询委专家、中联煤公司总顾问孙茂远认为,增值税即征即返、从石油特别收益金中拿出一部分,设立煤层气勘探基金,支持煤层气勘探工作等,可为煤层气产业实现跨越式发展创造条件。

  前不久,国家能源局官员曾公开对媒体透露,财政部正在考虑将目前的补贴标准由0.2元/立方米提高到0.3元~0.5元/立方米;能源局也和财政部积极协商,欲将每度电价的补助提高到0.3元到0.5元。

  有业内人士乐观地认为,天然气价格的上涨以及供给不足,将弥补煤层气的成本劣势。去年年底,中国天然气价改,已在试点省区广东、广西拉开。未来,这必然导致中国天然气价格回归国际水平,煤层气也必然跟涨。

  两权重叠桎梏

  在“规划”中,近年来制约煤层气发展的最头疼问题:煤炭企业与油气企业的矿权交叉,并没有提出明确的解决方案。

  煤层气和煤炭资源作为两种不同的矿权,由国土部门分别发放采矿证。10多年来,煤层气企业和煤炭企业的争执从未停止。

  以山西为例,山西是全国煤层气资源最为富集、最具开发潜力的地区。全省2000米以浅的煤层气资源总量约为10万亿立方米,约占全国的1/3;在储量最大的沁水煤田,煤层气企业和煤矿的争执,一度白热化。

  以山西地方政府为代表的煤企方,提出了“气随煤走、两权合一”。

  2010年12月中旬,国务院正式批准山西为“资源型经济转型综合配套改革试验区”,山西获得资源改革转型“先行先试”权。作为“综改区”重要改革内容之一,煤层气开采“气随煤走、两权合一”的方案也上报了中央。在该方案中,山西省政府提议:对于现有煤层气矿权与煤炭矿权重叠的,由煤层气矿权企业将重叠区域的煤层气矿权转让给煤炭企业。

  山西省一位煤炭企业人士对《财经国家周刊》记者表示,几个大煤层气公司,均为从事油气开采的专业巨头,开采时极少考虑煤企利益,应当将部分煤层气权还给煤企。

  从上个世纪90年代开始,由于保障煤矿安全生产的需要,山西晋煤集团已开始研发煤层气开采利用,并形成了自己独有的井上下联合抽采技术。

  “这项技术可以在原有基础上将收益提高4倍。”山西晋煤集团相关负责人告诉《财经国家周刊》记者,晋煤集团目前已经成为了全国最大规模煤层气抽采公司。据透露,在2011年,晋煤在煤层气开采方面,获利1.52亿元。

  不仅如此,在煤层气方面,晋煤集团已开始技术输出。晋煤集团相关负责人透露,晋煤以技术入股与其它企业进行合作,2010年在山西阳泉、古交等矿区施工完成气井470多口,形成了日产10万立方米抽采能力。

  中国工程院院士何继善则表示,煤层气开采与天然气开采相似,需要用采气的办法来规划开发,必须靠煤层气专业公司、大型油气公司来进行。

  尤其是管道问题。天然气和煤层气输送的最安全、最经济和最先进的方式,只有管道。“建设长输管道,需要石油公司和煤层气专业公司的投资;现在建成的几条长输管道,都是中石油、中石化投资的,没有哪一条是煤矿企业投资的。”何继善认为,“十二五”期间,要尽快建成“晋城——长沙”的煤层气管道。

  国家能源局官员支持的方案是:对确定为“十二五”期间国家煤炭开采的重点区域,以煤矿企业开采为主,煤层气企业就要服从于煤炭开采;如果煤炭资源开采为10年—20年,则划入远景煤炭规划区域,以煤层气企业开采为主。

  山西晋煤集团相关负责人透露,近两年来,与其他拥有矿权的煤层气公司“成立合作公司,成为解决两权重叠的方式之一”。河南平煤神马能源化工研究院院长卫修君也认为,与采矿权与采气权分离的模式相比,煤层气企业与煤炭企业结合紧密,显然更具优势。

  “要完成‘十二五’规划的目标,应当没有想象中困难。”上述晋煤集团负责人表示。

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