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最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、经济性最为成熟的气种。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。

最成熟非常规气

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。

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,以及煤和气哪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。

山西的煤层气开发最为成功,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。但产量最多的还是晋煤集团。

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,并提高煤层气最低勘查投入标准,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《第一财经日报》记者称。

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,曾对本报记者称,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。但是省际管网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网,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,张遂安对本报记者称,2011年打井数量最高,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最为成熟。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,煤层气发电面临并网难的问题,并不能保证上网,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网企业优先安排上网销售,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。