煤层气产业呈现回暖迹象

　　“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。

　　争论已久却又悬而未决的，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。”