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我国煤层气产业发展难在哪-【zixun】

发布时间:2021-10-12 17:38:40 阅读: 来源:绞线机厂家

我国煤层气产业发展难在哪?

中国页岩气网讯:虽然“十一五”规划煤层气目标没有实现,但这并不妨碍对“十二五”的良好预期。

国家安监总局煤炭信息研究院院长黄盛初近日在亚洲非常规油气论坛上表示,我国煤层气抽采量将逐年增加,“十二五”规划目标为年产200亿立方米,比“十一五”规划目标翻了一倍。

在雄心勃勃目标的指引下,中国石油、中联煤层气石油有限公司等企业宣布未来将花费巨资在煤层气领域大力扩张。但业内人士表示,要想实现我国煤层气规模化、产业化发展,急需解决矿业权重叠、抽采技术有待突破、优惠政策未完全落实等问题。

煤层气开发提速

根据煤层气行业“十一五”规划,到2010年,我国将实现煤层气年产能100亿立方米,其中地面抽采产量将达到50亿立方米。不过目前来看,由于受制于过去5年政策支持不够以及勘探费用不足等因素,“十一五”煤层气年产能目标很难达到。到2009年年底,我国的煤层气产量仅为71.85亿立方米,其中地面抽采量仅为10.15亿立方米。

中联煤层气有限公司生产经营部主任李良指出:“全国煤层气的产量,2010年计划100亿立方米,但估计真正能落实的只有85亿立方米。”

根据黄盛初提供的煤层气“十二五”规划目标,我国煤层气产量将在下个5年中增长一倍多。为了实现这一目标,业内人士预计,煤层气领域的相关支持政策将在随后陆续浮出水面。

实际上,近两年煤层气行业的政策环境已经开始转好。在价格上,过去我国的煤层气出厂价格比照天然气,而国内天然气价格长期较低,使煤层气开发的经济效益较低。2010年6月,国家发改委将天然气每立方米提价0.23元,煤层气价格也随之提高。将近25%的涨幅,提高了煤层气开发的吸引力。

煤层气开采成本较常规天然气要高出许多。根据美国经验,煤层气井口价至少要达到每立方米1.3~1.5元才可能盈利,这是常规天然气盈利区间的2倍。

正因如此,国家按照每立方米0.2元的标准对煤层气开发进行补贴。此番天然气出厂价大幅上涨,使煤层气盈利空间进一步扩大,而未来继续上涨预期释放出的价格信号,也会大大激发企业加速煤层气开发的动力。

业内人士指出,天然气价格的提高,以及未来理顺气价的预期,将为煤层气开发营造良好的价格环境。

相关企业将受益

煤层气发展提速,对相关煤层气开发企业来说,将是一大利好。事实上,相关企业早已摩拳擦掌,准备在“十二五”期间大干一场。

目前国内直接进行煤层气开发的公司主要是中国石油和中联煤层气石油有限公司两大央企。面对即将井喷的煤层气市场,中石油2010年已经宣布,计划在未来几年内投资超过100亿元,用于煤层气产能的扩张,预计2015年煤层气产量达到45亿立方米。

据了解,中国石油在“十二五”期间将加大沁水盆地南部和鄂尔多斯盆地东部两个煤层气重点产业基地的勘探开发力度,其2009年在煤层气领域的投资是全国2008年以前整体投资的几倍。该公司规划到2012年新增探明煤层气地质储量2000亿立方米,2013年建成45亿立方米生产能力,2015年产量达到45亿立方米,商品量40亿立方米。

在煤层气应用领域,电力企业同样不甘落后。近日,大唐华银电力股份公司与澳大利亚CFT煤层气集团公司就共同进行褐煤煤层气勘探、开发合作事宜达成协议,正式签订了合作框架协议,从而成为国内第一家与国外公司合作进行褐煤煤层气地面开采的企业。

协议分两个阶段实施,在可行性研究阶段,双方将共同对华银发电公司具有完全矿产权益的额吉煤矿等的褐煤矿进行初步的可行性研究,了解煤矿商业开发的可行性;在项目实施阶段,双方将根据中国法律规定,采用设立中外合作经营企业的方式对选定的褐煤矿进行商业性开发。

规模化发展难题待破

虽然政策设定了雄心勃勃的目标,企业也已经开始大力扩张,但煤层气进一步实现规模化、产业化发展,还面临矿业权重叠、抽采技术有待突破、优惠政策未完全落实等诸多问题。

目前,我国煤炭探矿权是国土资源部及所在地省二元管理体制,煤层气探矿权的管理权则在国土资源部。由于煤层气和煤炭是同一储层的共生伴生矿产资源,在具体开发中会出现同一煤田内煤层气资源和煤炭资源重复登记。矿权的大面积重叠,造成煤层气开发与煤炭开采相脱节,而越界勘探开发又引发争议不断,致使省级与国家煤层气开发利用部署无法有效衔接和推进。这直接影响到我国煤炭工业的发展和煤层气开发利用企业的积极性。

国土资源部油气战略研究中心的朱杰表示,国土资源部油气战略中心正在研究制定“先采气、后采煤”的资源政策。初步的设想是根据吨煤含气量标准,划定煤层气勘探开发区、煤炭开采区和采煤采气过渡区。国土资源部油气战略中心建议,相关部门可借鉴美国《原油意外获利法》中第二十九条税收补贴条例,对每开采销售1立方米煤层气实行补贴,第一个10年补贴50%,第二个10年补贴40%,第三个10年补贴30%,第四个10年补贴20%,第五个10年补贴10%。

此外,地面和井下抽采理论和技术有待突破。由于我国煤层气地质赋存条件复杂,且普遍存在渗透率低、煤层软等特点,造成煤层气地面开发只在局部富集区优选区块取得成功,且单井产量低。主要原因是未找到适合我国煤层气地质条件的生产技术和工艺。一方面,井下抽采难度大,抽采煤层气浓度低(<30%),且占比例很大。另一方面,虽然我国已经研发出低浓度煤层气输送和利用技术,但目前尚未大规模推广应用,导致当前大量低浓度煤层气没有得到有效利用。

专家表示,国有重点煤矿的煤层气目前仍有尚未建立抽放系统的,而已经建立抽放系统的矿井,由于巷道、钻孔等工程不配套,管理和维护跟不上,抽放技术和工艺比较落后等原因,抽放率、抽放浓度普遍较低,抽出煤层气利用率也过低。

此外,补贴不到位、优惠政策未完全落实也限制着煤层气行业的发展。虽然国家就煤层气抽采、发电、民用等出台了税收减免、财政补贴等优惠鼓励政策,但这些政策在一些地区并没有得到贯彻落实。以煤层气发电上网为例,虽然国家明确了煤层气发电上网享有一定的优惠,但由于部门利益、行业保护等原因,煤层气发电上网存在重重障碍。“有的地方虽然允许上网,却故意压低电价,有的地方干脆不许上网。”

黄盛初建议,应加紧制定并落实政策,保障煤层气发展,同时完善煤层气产业的技术支撑体系,建立产学研相结合、适合我国煤层气勘探开发和抽采利用的技术支撑体系。

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