煤层气“十三五”规划将产量目标定为240亿立方米,和“十二五”的300亿立方米相比看起来低了,但实际上煤层气“十二五”规划定的目标偏高,导致落差较大。而“十三五”目标的退却,是为了更好的前进。
煤层气行业正处在发展的战略调整期。受国内外能源形势和煤炭关井压产的影响,井下瓦斯抽采量开始下降。“十二五”期间,**煤层气年均增速为14.9%,其中井下瓦斯抽采年均增速12%,地面开发年均增速23%,但均呈现逐年增速下降态势。2016年前三季度,**煤层气累计产量126.41亿立方米,同比增长0.31%,其中地面开发产量33.19亿立方米,同比增长3.99%,井下瓦斯抽采量93.22亿立方米,同比下降0.94%。
除了外部因素,影响我国煤层气产业发展的内部因素有以下几点:
一是扶持政策激励效应趋于弱化。
随着生产资料、人工等费用增长,煤层气开发成本逐年上升。这些因素削弱和冲抵了煤层气税费减免、财政补贴等政策的扶持效果,现行0.3元/立方米补贴标准明显偏低,煤层气企业普遍经济效益差,自我发展能力弱。事实上,煤层气的间接效益和直接效益一样显著,煤层气的开发利用避免了煤矿瓦斯事故造成的巨大经济损失和**社会影响。也正因此,美国对页岩气没有补贴,却持续补贴煤层气长达23年之久。
同时,国家支持煤层气科技进步的力度降低。“十二五”期间《大型油气田及煤层气开发》国家重大专项中,煤层气方面设有10个项目、6个示范工程。“十三五”则减少为5个项目、5个示范工程。与“十二五”相比,“十三五”煤层气重大专项项目数量和中央财政资金投入分别下降了37.5%和49%。
二是尚需进一步改革煤层气体制机制。
目前,我国批准的煤层气矿权(显性矿权)仅有不足5万平方公里。与常规油气矿权重叠的面积超过25万平方公里,形成油气企业的隐性煤层气矿权。煤层气矿权面积小且95%以上集中在央企、国企手中。民企难以进入上游开发领域,致使煤层气勘探开发陷于事实垄断、僵化的局面。
煤层气、页岩气和致密气综合勘探开发缺乏政策支持。煤层气区块的煤层气、页岩气、致密气难以界定,且综合勘探开发具有实际效益倍增的效应。国外对煤层气区块内此类气体允许在享受同等政策情况下综合开采。
三是煤层气工程管理模式落后雪上加霜。
“十二五”期间,由于工程管理模式落后,造成5500余口煤层气井钻在构造煤带、高矿化致密煤带以及断裂带高产外源水区,占期间完钻开发井的46%。现有生产井中75%为单井日产量低于600立方米的低产井。
事实上,中国煤层气的储量约为美国的3倍,我认为中国煤层气产量的峰值要高于美国的500-600亿立方米,达到900-1000亿立方米。而要实现这一目标,必须把握“十三五”战略调整期,煤层气地面开发要继续强化中部、开拓西部、推进西南,合理布局,逐步改变过度集中的开发现状。继续加强沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘两大煤层气生产基地建设。开拓建设新疆准格尔盆地东南煤层气产业化试验区,突破低阶煤开发。推进黔西川南煤层气开发工业示范区,突破构造煤、深部煤层气的开发。
其次要进一步完善煤层气勘探开发的扶持政策,增强相关企业的造血增血能力。与美国煤层气的地质条件简单、高渗透率不同,我国煤层气大部分为地质条件复杂、低渗的吸附气。根据产业发展、抽采利用成本和市场销售价格变化,建议将目前0.3元/立方米的煤层气抽采补贴提高到0.6元/立方米,并随情况变化而调整。在公开、公平、公正的原则下,改进矿权管理,解放隐性煤层气矿权,为煤层气勘探开发创造发展空间。鼓励在煤层气矿权范围内,煤层气、页岩气、致密气三气共采并享受优惠政策,研究实施煤层气勘探证、采矿证两证合一制度。
*后要加强科技**和严格工程管理。继续强化和实施“大型油气田及煤层气开发”国家重大科技专项,通过各类示范工程的实施,**出适用于我国不同资源条件的系列性、个性化技术和工艺。
无论从调整能源生产消费结构,还是保障煤矿**生产、保护生态环境来看,煤层气开发都是我国的刚性需求,必须有足够的恒心、耐心和决心,才能建成具有中国特色的煤层气产业。若不能实现“清障加油”,“十三五”目标实现难度依然很大。
