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中国煤层气开发利用行业发展现状分析

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中国 煤层气 开发利用 行业 发展 现状 分析
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中国煤层气开发利用行业发展现状分析来源:中国煤炭报编辑:王伟我国煤层气资源量为 亿立方米,与陆上常规天然气资源量基本相当。截至 2012 年底,我国累计施工地面煤层气井 口。这就意味着,煤层气井全面投产后,我国煤层气产量会有较大幅度的增长。不过,我国煤层气的利用率仍然偏低。2012 年,我国煤矿瓦斯利用率为 地面煤层气利用率为 74%。一段时间以来,煤层气产业备受鼓舞,以至于投资机构开始盘算如何投资煤层气开发。在前不久召开的 2013 第十三届国际煤层气暨页岩气研讨会上,一位不便透露姓名的煤层气专家表示,国务院办公厅发布《关于进一步加快煤层气(煤矿瓦斯)抽采利用的意见》(简称 93 号文)后,有不少投资机构和企业人士向他咨询煤层气产业的投资问题。“93 号文对加大中央财政支持力度、解决煤层气开发体制问题等方面作了明确规定,这对煤层气产业来说,是一种很大的鼓舞。”上述专家说。  国家安监总局信息研究院(煤炭信息研究院)院长黄盛初认为,我国重点就煤矿安全和煤层气开发利用出台相关鼓励政策,为投资者和国际合作提供了极好机遇。我国拥有丰富的煤层气资源,按煤种划分,高、中、低煤阶煤层气资源量分别为 亿立方米、 亿立方米、亿立方米,合计 亿立方米。业内人士表示,我国煤层气资源量与陆上常规天然气资源量基本相当,而开发利用煤层气既可预防煤矿瓦斯事故,又可增加清洁能源供应,减少温室气体排放、保护环境,两全其美。“我们花费精力开发 4000 米以深的页岩气,为什么不好好开采 2000 米以浅的煤层气呢?”国家能源委专家咨询委员会主任、国家能源局原局长张国宝曾在公开场合说。他认为,煤层气的发展前景比页岩气更为广阔。报废煤矿及低浓度 瓦斯利用将成热点黄盛初指出,随着技术水平的提高,未来我国低浓度瓦斯和报废煤矿瓦斯利用将成热点。中国的瓦斯利用核心技术大致经历了 3 个阶段:2000 年左右,成功研发出高于 30%的高浓度瓦斯利用技术;2005 年左右,成功研发出低于 30%的低浓度瓦斯利用技术;2006 年,开始研发更低浓度的瓦斯及乏风瓦斯氧化利用技术。山东胜动集团总经理杨佳忠表示,该集团成功研制出了低浓度瓦斯发电机组,可将浓度高于 6%的低浓度瓦斯转换成电能。目前,美国卡特彼勒公司开始涉足低浓度瓦斯发电领域,研发了适用于10%以上浓度范围的低浓度瓦斯发电机组。与此同时,四川天一科技股份有限公司正在与通用电气公司合作研发低浓度煤矿瓦斯变压吸附提纯发电技术。今年 9 月,兴边富民(北京)清洁能源技术有限公司计划投资 36 亿元对山西潞安集团、山西阳泉煤业集团、山西煤炭进出口集团的 13 个风井进行改造,建设总装机容量 34 万千瓦、年碳减排量 1580 万吨的低浓度瓦斯和通风瓦斯综合利用发电项目。“随着我国煤炭产量的快速增长和煤矿整顿关闭攻坚战的推进,全国煤矿数量由最多时的 8 万多处减少到目前的 处左右,大量中小型煤矿和资源枯竭的重点煤矿被关闭。在这些关闭的报废煤矿中,富集着大量具有开发利用价值的瓦斯。”黄盛初说。黄盛初表示,美国、英国等发达国家报废煤矿瓦斯开发利用已获得成功,我国应借鉴国外已有的成功范例,结合国内煤炭开采和煤层气赋存条件,大力开展报废煤矿瓦斯抽采利用。2011 年,美国报废煤矿瓦斯涌出量为 48 亿立方米,其中 38 处报废煤矿开展煤矿瓦斯抽采利用,回收利用煤矿瓦斯 立方米。2010 年,英国报废煤矿的数量超过 900 处,报废煤矿涌出的瓦斯量约为6800 万立方米,其中 4600 万立方米的煤矿瓦斯被回收利用。截至 2010 年底,德国至少有 36 个报废煤矿瓦斯综合利用项目正在运行,其中大部分综合利用项目是瓦斯发电和热电联供,装机容量为 175 兆瓦。整体利用率仍偏低 煤层气开发存机会或作为汽车燃料,或通过管道运输民用,或用于发电,在我国,煤层气得到了不同程度利用。2005 年,我国煤矿瓦斯利用量为 8 亿立方米,2012 年达到 38 亿立方米,增长了 375%。在山西晋城,有 300 余辆运输专用槽车运输煤层气,有 2 万多辆燃气及油气两用汽车用上了煤层气。在上海,斯米克建筑陶瓷公司以江西丰城矿务局的煤矿瓦斯为能源,生产瓷砖。我国已建成 5 条煤层气专用管线,年输送能力 102 亿立方米;在建管线3 条,年输送能力 34 亿立方米。其中,端氏—晋城—博爱管线是我国第一个跨省煤层气长输管道项目,管道全长 里,设计年输气能力 20 亿立方米。但是,与煤层气产量相比,我国煤层气的整体利用率仍然偏低。今年上半年,我国煤矿瓦斯利用量为 立方米,利用率为 据 2013 年煤矿瓦斯防治部际协调领导小组第十次会议上的数据,2012年,我国煤层气(煤矿瓦斯)抽采量为 141 亿立方米、利用量为 58 亿立方米。其中,煤矿瓦斯抽采量为 114 亿立方米、利用量为 38 亿立方米,地面煤层气产量为 27 亿立方米、利用量为 20 亿立方米,利用率为 74%。也就是说,2012 年,我国有 76 亿立方米的煤矿瓦斯未得到利用。更早一些,2011 年,全国煤矿风排瓦斯量约为 190 亿立方米,其中国有重点煤矿风排瓦斯量为 立方米,地方国有煤矿风排瓦斯量为 立方米,乡镇煤矿风排瓦斯量为 立方米。有专家指出,长期以来,我国绝大多数风排瓦斯未被利用,而是直接排空。黄盛初说,2011 年,我国有 1047 处矿井进行了瓦斯抽采,占按规定应实施抽采矿井数的 全国仍有相当多的突出矿井和高瓦斯矿井尚未按规定开展瓦斯抽采工作。当年,全国煤矿瓦斯平均抽采率约为 30%,其中国有重点煤矿为 地方国有煤矿为 乡镇煤矿为 业内人士分析,造成这种局面的主要原因是,大部分矿井抽采的瓦斯浓度较低,浓度低于 8%的瓦斯占比越来越大,它不能民用、不能用于内燃机发电,而瓦斯提纯由于其不安全和不经济等因素没能得到推广应用。另外,我国煤层赋存条件复杂,煤层渗透率较低,各矿区煤矿瓦斯抽采难度大、抽采效果欠佳。与此同时,矿权重叠、央企和地方煤企矛盾丛生、外资抱怨连连、开采技术落后、缺乏资金支持等难题,依然困扰着煤层气产业。《煤层气(煤矿瓦斯)开发利用“十二五”规划》明确提出:2015 年,煤层气(煤矿瓦斯)产量达到 300 亿立方米,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,利用率达到 60%以上。“就目前实际情况来看,实现煤层气‘十二五’规划目标任务非常艰巨。”在2013 第十三届国际煤层气暨页岩气研讨会上,一些专家提出了质疑。中国民主建国会会员、煤层气和非常规天然气专家李良表示,现在最重要的问题是怎么发展煤层气产业,至于煤层气“十二五”规划目标任务,现在说完不成为时尚早。勘探由浅部煤层 向深部煤层延伸与煤矿瓦斯抽采同步的是,我国地面煤层气勘探开发取得了重要进展。截至 2012 年底,我国累计施工地面煤层气井 口。“这就意味着,煤层气井全面投产后,我国煤层气产量会有较大幅度的增长。”黄盛初说。2012 年,我国地面煤层气产量为 立方米。今年上半年,我国地面煤层气产量为 立方米,完成全年目标的 目前,山西晋煤集团、中联煤层气公司、中石油、中石化等企业均已加入地面煤层气开发行列。其中,晋煤集团是地面煤层气抽采利用量最大的企业。截至 2012 年底,晋煤集团已施工地面煤层气井 4420 口,投入运行 2650 口,日产气量为 390 万立方米。“以往,我国煤层气开发大都集中在高煤阶。不过,近年来,我国开始关注中、低煤阶煤层气的开发。”黄盛初说。在高煤阶煤层气勘探开发方面,沁水盆地南部建成了勘探、开发、生产、输送、销售和利用等一体化产业基地;在中煤阶煤层气勘探开发方面,仅鄂尔多斯盆地东缘取得了突破;低煤阶煤层气资源量最大,目前仍未取得重大突破,仅在山西保德地区收到了较好效果。中联煤层气公司副总经理吴建光表示,我国地面煤层气勘探正逐渐从浅部煤层向深部煤层延伸。业界认为,深部煤层界限以采深 800 米至 1000 米为基准。但是,深部煤层气储层地应力提高,渗透性减弱,煤体易碎,因此深部煤层气勘探具有巨大的挑战性。不过,我国深部煤层的部分煤层气井单井产气量相对较高。其中,延川南某井煤层埋深 1497 米至 1503 米,日产气量为 3600 立方米;柿庄北某井煤层埋深 956 米至 962 米,日产气量为 1000 立方米。另外,南方的织金、筠连,东北的鸡西、依兰、珲春,西北的准噶尔盆地阜康等新区,单井日产气量为1000 立方米至 2300 立方米。煤层气开发利用与 煤矿安全息息相关开发利用煤层气,可使多方获利。但是,受煤层气储层渗透率低、资金短缺、技术水平低等因素限制,直到 20 世纪 90 年代中期,我国煤层气开发利用才被提上议事日程。当时,出于保障煤矿安全、减少大气污染和增加清洁能源供应的目的,国家成立了全国性的煤层气企业。“一直以来,我国煤层气的开发利用都跟煤矿安全生产息息相关。”黄盛初说。我国是世界最大的煤炭生产国。2012 年,我国煤炭产量 吨,占世界煤炭总产量的 其中,井工煤矿的煤炭产量占总产量的 90%左右。随着煤炭资源的开采,煤矿采深增加,瓦斯灾害加剧,原来的瓦斯矿井逐步变成高瓦斯矿井乃至突出矿井。2012 年,我国高瓦斯和突出矿井总数由2011 年的 2895 处增加到 3284 处,增加 389 处。  根据 2012 年瓦斯等级鉴定结果,我国现有瓦斯矿井 8997 处,占全国矿井总数的 高瓦斯和煤与瓦斯突出矿井 3284 处,另外,国有大型煤矿中,高瓦斯和煤与瓦斯突出矿井所占比率高达 44%。国家安监总局信息研究院(煤炭信息研究院)副院长刘文革对我国煤矿瓦斯防治情况进行了专项研究。结果显示,新中国成立以来,我国共发生 24 起一次死亡百人以上特别重大事故,其中瓦斯事故 19 起、占 79%。“瓦斯防治是煤矿安全工作的重中之重。”刘文革说。从瓦斯抽采情况来看,2005 年是个转折点。这一年,国务院决定开展瓦斯治理攻坚战,每年提供 30 亿元国债资金专项用于煤矿安全技术改造。据刘文革介绍,2005 年以前,我国煤矿瓦斯抽采增速缓慢,瓦斯抽采量平均每年增长 3 亿立方米左右。 2005 年以后,我国煤矿瓦斯抽采量平均每年增长 10 亿立方米以上。受益于瓦斯治理方针政策,2012 年与 2005 年相比,我国煤矿瓦斯事故起数和死亡人数分别减少 342 起、1821 人,分别下降 黄盛初表示,加强瓦斯抽采是预防煤矿瓦斯事故的最重要措施,我国井下瓦斯抽采量由 2005 年的 22 亿立方米增加到 2012 年的 114 亿立方米。今年上半年,我国煤矿瓦斯抽采量为 立方米,完成全年目标的 在近 30 年的持续开发中,煤层气产业一直起起伏伏,但始终没能快速发展。不过,政策的利好令业界对煤层气产业的前景依然充满期待。国务院发布《关于进一步加快煤层气(煤矿瓦斯)抽采利用的意见》(简称 93 号文)以来,煤层气概念股曾连续涨停,煤层气产业也成为投资机构、跨国石油公司、咨询机构、民营资本关注的焦点。但美好理想能否真正照进现实,依然需要经受现实的考验。中国民主建国会会员、煤层气和非常规天然气专家李良发表文章指出,感受政策利好之外,还面临着令人揪心的问题。在曲折中发展中国石油大学(北京)煤层气研究中心主任张遂安早在 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。  “当时发展煤层气产业的理念是‘资源、安全与环境’ ,认为安全、环境都是附加的效益。”张遂安说。1996 年 3 月,经国务院批准,国家专业公司中联煤层气有限责任公司成立,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。2005 年,在国家能源局组织编制《煤矿瓦斯治理与利用总体方案》过程中,煤矿瓦斯治理专家与煤层气专家进行了充分的沟通和讨论,统一了认识、统一了观点,把发展煤层气产业的理念由“资源、安全与环境”改为“安全、资源与环境”,认为保证煤矿安全生产对煤层气产业发展来说是非常重要的。究竟是叫煤层气还是叫煤矿瓦斯,在编制上述总体方案过程中,专家们意见分歧很大,经过几天的论证、沟通与争吵,最后达成一致,统称为“煤层气(煤矿瓦斯)”。所以,自 2006 年以后,国家出台的文件大都称 “煤层气(煤矿瓦斯)”。张遂安说,把“瓦斯抽放”改成“瓦斯抽采” ,也是那次讨论的结果,当时觉得瓦斯不能再“放” 了,要把瓦斯当做资源抽采出来利用。“十一五 ”期间,国家强制煤矿瓦斯抽采和大力推进煤层气地面开发的经验和成果传递了一个很强的信号,就是通过强制推行煤矿井下瓦斯抽采、地面开发,确实起到了治理瓦斯的作用。因此,煤层气开发利用“十二五”规划,将煤层气抽采作为煤矿瓦斯综合治理的治本之策,并作为一条主线贯穿于整个规划。公开资料显示,我国煤层气地质资源量为 亿立方米,开采条件比较好的可采资源量达 亿立方米,埋深在 1000 米左右。2012 年,全国共有 口施工井。煤层气开发利用“十二五”规划明确提出:2015 年,煤层气(煤矿瓦斯)产量达到 300 亿立方米,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,利用率达到 60%以上。绕不开的矿权纠纷矿权重叠问题,吵吵闹闹已多年。究竟是采煤、采气分离,还是一起开采,又或者煤、气哪个优先开采,一直没有一个结果。  还有一种观点是,煤层气矿权与煤炭矿权应“两权合一、气随煤走”。但是,相关煤层气企业对此并不支持,认为应该严格设定煤炭矿权和煤层气矿权,先采气、后采煤。煤层气开发情况较好的鄂尔多斯盆地,煤层气矿权与煤炭矿权重叠问题一直存在。2009 年,国土资源部在向国务院提交的报告中提出,矿权重叠问题影响煤层气开发,是由于执行“先采气、后采煤”的政策不坚决。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。张遂安表示,矿权重叠问题,不是气的问题,是煤的问题,本质在煤。从资源价值来看,煤炭资源价值与煤层气资源价值差得不是一星半点儿。如,采 1 吨煤可以卖 800 元,而 1 吨煤里即使可以采出 20 立方米的煤层气,按高价算,每立方米 ,采出的气能卖 30 元。可见,煤层气的收益非常有限。煤炭吃亏在哪里呢?国土资源部成立后,实施矿权登记,煤层气“跑马圈地”的时候,煤矿企业没有去申请煤层气矿权。前几年,国家能源局与国土资源部曾经协调过怎么解决这个问题,当时拿出了一个意见,就是生产煤矿、在建煤矿以及国家规划的 5 年内建设的煤矿,把煤层气矿权让给煤矿,其余的该开发就开发。国家有关部门的思路很清楚,那就是既要保证煤炭工业的健康发展,又要保证煤层气产业的快速发展。93 号文明确提出,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秩序,合理确定煤层气勘查开采区块。张遂安表示,从总体来讲,矿权重叠问题是沟通和协调的问题。澳大利亚也存在矿权重叠问题,当地政府采取的办法是,强制两家企业签订协议,然后按照协议开采。而美国就不存在这个问题。在美国,煤矿企业都是主动找煤层气企业来开采煤层气,这样他们可以更安全地采煤。“解决矿权重叠问题,应该本着一个原则,那就是既不影响煤炭工业的发展,又不影响煤层气的开发。”张遂安说。张遂安表示,作为煤矿来讲,应该支持抽采煤层气,不管谁来抽,抽采之后都可以更安全地采煤。  今年,山西晋煤集团在地面抽采 5 年至 10 年的区域,施工了 20 多个验证钻孔,来检验煤层气地面抽采的效果。结果显示,抽采效果很不错,每年大致可使煤层的吨煤瓦斯含量降低 1 立方米。业内人士表示,从这个角度来说,瓦斯抽采对于煤矿安全生产来说是一项非常有力度的措施。投资盲目性和撬不动的资本市场煤层气产业发展缓慢的原因还在于投资的盲目性、没有引入竞争等。张遂安说,煤层气产业投资的盲目性会导致投资方急于见效益,这种急于见效益的心态会促使工程进度加快,而加快工程进度就会导致人才队伍培养跟不上。因为,煤层气产业需要的都是专业人才,不是谁都能干好的。很多大学毕业生,不是学地质或石油工程的,上来就做工程监理。“在煤层气开采方面,我们交了很多学费,有时候感觉挺心疼的。”张遂安说。煤层气产业发展可以通过降低成本、提高产量、争取优惠政策来推动,但出不了气才是最要命的,有业内人士将此归因于我国的地质条件复杂和技术不成熟。在张遂安看来,目前,煤层气开采技术还没有跳出清水钻井、活性水压裂、定压排采的范畴。现在人们缺乏的是耐心坚持下去,技术试验是“东一榔头西一棒槌”。在美国,一项技术,相关人员先把能想到的方方面面综合起来,然后一一去试验,最后找到一个好的方法坚持下去,比较系统。“煤层气产业起起伏伏很正常,并不是纯技术、纯市场的问题,有很多人为因素在里面。”张遂安说。受资金限制,我国煤层气产业在发展初期就开始开展对外合作。实际上,外国企业对中国的地质条件并不了解,对中国的技术条件和工程条件也不了解,这在一定程度上影响了我国煤层气产业的快速发展。业内人士坦言,煤层气开发投资较大,资金掣肘一直是我国煤层气产业发展缓慢的重要因素。而开采周期漫长、投资回报不确定性强则是市场资金望而却步的重要原因。据了解,煤层气井初期单井日产量较低,需要经历较长时间才能使煤层附吸气发生解吸,一般排采 3 年至 4 年后产气量才达到高峰,并在一定时间内基本保持稳产,随后进入产量递减阶段。煤层气井的有效生产年限通常为 15 年至 20 年,投资回报周期比较长。一般而言,天然气井的有效生产年限仅为 7年至 8 年。因此,在我国煤层气开发过程中,引进外资的工作一直都在进行。93 号文明确指出,鼓励民营资本投资煤层气产业。但是在张遂安看来,民营资本进入煤层气领域难度较大。一是国内的民营资本大都不成规模;二是民营资本的主体大多没有技术、不懂行,加上国内的咨询业不发达,没有冷静分析就进入煤层气开发领域,很难持续下去。张遂安说,煤层气开发投资是一项高风险的投资,没有资本进来,煤层气产业发展不起来。美国的煤层气产业巧妙地利用了资本市场迅速发展起来,这值得借鉴。而我国煤层气开采过程中,很多企业都是拿自身发展积累下来的资金来做投资。有专家表示,企业一直从自己的口袋里拿出企业利润做煤层气勘探开发投资是不可能长久的,这不符合市场规律。近年来,张遂安与相关人士一直致力于推动煤层气产业的投融资政策工作,但进展缓慢,原因是没有突破体制上的障碍,有国有资产流失的风险。在我国,拥有矿权的大都是中央企业、地方国有企业。从开发角度来看,资源也是资产。资本进来后,自然会分享一些资源,就像目前的煤层气对外合作一样。张遂安表示,煤层气不同于其他资源,可以今天不采明天采,这一代不采留到下一代采,“等煤采完了,煤层气就不存在了”。他呼吁建立煤层气产业的投融资机制,从体制机制上寻求突破,解决煤层气产业的投融资问题。只有这样,煤层气产业才能发展得更为迅速。高投入、低价格和补贴张遂安指出,我国煤层气产业发展缓慢的重要原因之一是煤层气价格低。国务院曾出台文件明确规定,煤层气的价格可以随行就市,只要有市场需求就可以。但实际上,煤层气的价格根本卖不上去。张遂安表示,在整个燃气行业中,煤层气占的市场份额太小,没有话语权,主导市场的是天然气。在煤层气产业发展过程中,煤层气价格遭遇了天然气价格天花板,国家关于煤层气价格可以随行就市的政策用不上。在这种不对称的市场中竞争,煤层气的竞争力始终提高不上去。  据了解,山西晋城煤层气的井口价格为每立方米 至 ,而天然气的井口价格是低于这个价格的。公开数据显示,我国累计施工的 口煤层气井中,有相当一部分是 2011 年和 2012 年新打的井。“我国的煤层气开发项目基本上都处在赔钱状态,其主要原因是开发投入过高、单井产量过低。”张遂安说,“煤层气开发,建设 1 亿立方米的产能,大约需要 元的投资;而常规天然气田建设同等规模的产能,投资不会超过1 亿元。”尽管国家在 2007 年出台了煤层气补贴标准,每立方米补贴 ,但是,这一补贴标准是基于 2006 年的物价水平制定的,近年来我国物价上涨较快,其对煤层气产业的激励效应已经大大减弱。煤层气价格低,还有一个原因就是地方控制物价。各个地方都是如此,山西则更为严重。业内专家认为,这不符合市场规律。“煤层气开采企业是要生存发展的,这么低的价格,企业要想生存下去很难。”张遂安说。在这方面,美国的经验值得借鉴。美国根据《原油意外获利法》,对在美国开采石油意外获利部分课以重税,然后以此用于补贴煤层气等非常规油气资源开发,形成了良性循环。而美国政府对煤层气等非常规天然气的补贴,有时高过了其价格本身。93 号文中明确了进一步提高财政补贴标准的导向性意见,令业内外翘首企盼,但至今没有相关的细则出台。对此,张遂安表示,主要原因是财政进项问题没有解决,所以补贴的出口就扎得很紧。解决这个问题,必须理顺体制,从课以重税的地方拿钱补贴煤层气。
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