煤層氣為何做不大

　　一半天使一半魔鬼，有著“瓦斯”別稱的“煤層氣”終于在政策的支持下，褪去了那半邊魔鬼的外衣。
　　由國家能源局牽頭制定的《煤層氣開發利用“十二五”規劃》即將印發的消息傳出不久，國際標準化組織煤層氣技術委員會就落戶中國，填補了煤層氣國際標準制定領域空白。
　　政策利好并未僅僅停留在產業層面，還帶動了大多數煤層氣概念股飄紅。11月15日當日，煤層氣開采企業準油股份(002207.SZ)漲逾4.5%，而技術服務企業天科股份(600378.SH)也跟漲逾2.77%。
　　一直有著“產量低、利用率低、浪費嚴重”之稱的煤層氣，這一次能否借政策利好，打贏這場翻身仗？據了解，“十一五”末，我國煤層氣開采總量僅為86億立方米，利用總量更是低至34.06億立方米。而《規劃》中則計劃到“十二五”末，將我國煤層氣產量提高至200億—240億立方米，可謂是決心很大。
　　對此，中國石油規劃總院油氣管道工程規劃研究所副所長楊建紅表示任務很艱巨，“資源儲量不等于可開采儲量，而我們現在還不清楚可開采量的真實數據。”楊建紅告訴《英才》記者，“所謂的86億立方米煤層氣并非完全是天然氣一類的煤層氣，其中大部分是含甲烷量約30%-50%的瓦斯氣，而甲烷含量在93%以上，也就是天然氣意義上的煤層氣僅15億立方米。”
　　
　　需求劇增
　　就全球而言，天然氣目前在能源結構中所占比重約為25%，自1990年至今，需求一直在以每年23%的速度增長。全球以天然氣代替石油的能源格局正在顯現。
　　BP首席經濟學家克里斯多夫·魯爾預計，從單獨某一種能源形式來看，到2030年天然氣需求增長最快。這是因為，液化天然氣的發展解決了單一管道運輸的制約，能夠將分散、零散的世界天然氣市場連接起來，未來很可能形成一個全球統一的天然氣市場。
　　國際能源機構（IEA）也大幅上調了2035年全球天然氣需求，預期至5.1萬億立方米，其中很大一部分增幅緣于中國與日本在新能源政策導向下的大幅增加。事實上，中國已成為世界第四大天然氣消費國，未來幾年對天然氣的消費量還將以每年25%的增長速度遞增。
　　能夠支撐天然氣需求如此快速增長的，是非常規天然氣即頁巖氣的大規模發展。目前，頁巖氣在美國已經實現了商業化。而當前中國頁巖氣還處于規則階段。國家能源局正編制的《煤層氣開發利用“十二五”規劃》提出，“十二五”末，我國煤層氣產量將達200億-240億立方米，其中，地面開采煤層氣100億-110億立方米。井下瓦斯抽采量110億-130億立方米。
　　政府如此大力度發展煤層氣，一方面緣于天然氣屬于清潔能源，以此應對氣候變化；另一方面很大程度上緣于能源安全。“從資源來看，中國未來天然氣必須以國產為主，以進口天然氣為主我們沒那條件，肯定發展不起來。只有先提升勘探技術，提高自給產量，再考慮進口管道氣和進口LNG。實現進口多元化，來保證供應安全。”楊建紅告訴《英才》記者。
　　支持煤層氣大力發展的另一個動力則是“十二五”期間，將天然氣的比重由目前的4.3%提高到8%以上的規劃，這意味著，到2015年我國天然氣需求將達2600億立方米，其中將有1/3依賴進口。
　　實際上，從油氣的發展歷史來看，在中國，長期以來，天然氣一直是油的附屬品，雖然天然氣的價格遠遠低于石油的價格。“‘九五’以前一直是重油輕氣，到‘九五’期間才提出油氣并舉。
　　不重視的原因在于“沒有意識到，當時一直在找油，到塔里木去開發也是為了找石油，結果發現油的規模不行，卻發現了‘克拉2’。”楊建紅介紹，“克拉2”是目前全國最大的陸地整裝氣田和“西氣東輸”的主力氣源地，年供氣能力達到120億立方米，已探明的氣田儲量達2849億立方米，設計供應30年以上。
　　此外，天然氣過于依賴基礎設施建設的特點也是造成其不被重視的一大原因。“天然氣產業跟石油產業不一樣。天然氣對基礎設施的依賴性特別強，需要建設大量的管網。”楊建紅告訴《英才》記者。
　　不過，西氣東輸工程的建設使得運輸不再是運用天然氣的阻礙。目前，各大石油公司對天然氣產業的重視度也在不斷提升。此前，由于天然氣國內價格管制，油氣公司進口天然氣一直處于虧損狀態，因此天然氣也就成了油氣公司的“燙手山芋”。
　　“現在內外價差不再是阻礙了。”楊建紅介紹，中石油已經計劃在“十二五”期間把自己的天然氣做到半壁江山。中海油則在打造沿海天然氣供應市場，中石化也表示要在天然氣上有所作為。據了解，2010年中國石油公司煤層氣業務新增探明儲量首次突破1000億立方米，并已經形成了13億立方米的產能規模。
　　
　　過于分散
　　雖然煤層氣政策已經破題，但是真要發展，還是有幾道繞不過去的坎。
　　其中一個很大的問題就是礦權與氣權分離。這一問題普遍存在于山西省。而山西卻擁有著國內三分之一的煤層氣儲量。但采氣權與采煤權的分離，導致礦權之爭多年未能得以解決。隨著煤層氣“十二五”規劃即將浮出水面，一場利益爭奪戰又即將開始。
　　此外，成本高于常規天然氣，也是企業羞于投資的一個原因。一般情況下，煤層氣井口價至少要達到每立方米1.3-1.5元才能盈利，是常規天然氣盈利區間的2倍。不過，也有例外，沁水盆地晉城地區資源條件優越，預計每口煤層氣井的勘探、開發、生產的平均費用為人民幣230萬元，煤層氣成本僅為0.25元/立方米。正是如此，山西煤層氣的資源爭奪戰從未停止過。
　　不過，在楊建紅看來，無論是礦權之爭，還是成本較高，都不是問題。真正的問題在于產量上不去。而產量上不去的根源在于企業過于分散，以及可開采量與資源儲量不一致。“現在對煤層氣而言，政策、價格和市場都不是問題。主要問題是煤層氣的產量做不上去。”楊建紅說，“產量上不去，一個原因是‘十一五’的時候，不怎么重視，二是煤層氣企業太分散了。過于松散就不能好好規劃，無法形成規模生產，企業都在忙著爭搶資源。”
　　其實，煤層氣產業的政策一直都優于其他產業。從2006年開始，國家陸續出臺多項煤層氣產業優惠政策，主要包括：煤層氣抽采利用給予0.2元/立方米的財政補貼，煤層氣發電上網給予0.25元/千瓦時的財政補貼，增值稅先征后退，煤層氣進口物資免征進口稅。
　　即便如此優惠的政策，也沒能將產量做上去，這也就不難解釋為何煤層氣利用率如此之低。數據顯示，我國煤層氣2004年之前基本上沒有開發，2006年年產量也僅0.3億立方米。自2007—2009年上半年，雖然煤層氣抽采量在不斷上升，分別為47億立方米、53億立方米、32.4億立方米，但是利用率卻沒有離開30%的線。
　　利用率低，也說明利用范圍窄。據東吳證券研究員朱丹介紹，中國的煤層氣綜合利用技術僅在民間燃料和電廠發電等小范圍內得以應用，而且利用規模明顯偏小，大量煤層氣排向大氣中，不僅造成資源的浪費，而且導致嚴重的環境問題。
　　其實，煤層氣利用范圍窄的根源在于，煤層氣抽采方式不同。目前，世界各國采用的煤層氣治理方法可分為地面抽放和井下抽放兩種。而中國大多數采用的是井下抽放，而這種開采方式的弊端在于所得煤層氣是甲烷含量僅為30%-50%的瓦斯。“瓦斯基本上是就近利用，比如坑口電廠，進不了管網。”楊建紅告訴《英才》記者，“進入管網運輸的煤層氣其甲烷含量需達到93%以上。”
　　而美國，采取的則是最先進的開采技術，即地面煤層氣抽放技術里的定向鉆孔抽放。而這種技術目前還處于試驗階段。至于中國的頁巖氣規劃，楊建紅建議：踏踏實實做實兩個方面，一是尋求儲量，二是尋求技術突破。“我反對在‘十二五’期間規劃頁巖氣達到很大的工業產量。”