煤層氣“十三五”規劃將產量目標定為240億立方米,和“十二五”的300億立方米相比看起來低了,但實際上煤層氣“十二五”規劃定的目標偏高,導致落差較大。而“十三五”目標的退卻,是為了更好的前進。
煤層氣行業正處在發展的戰略調整期。受國內外能源形勢和煤炭關井壓產的影響,井下瓦斯抽采量開始下降。“十二五”期間,國內煤層氣年均增速為14.9%,其中井下瓦斯抽采年均增速12%,地面開發年均增速23%,但均呈現逐年增速下降態勢。2016年前三季度,國內煤層氣累計產量126.41億立方米,同比增長0.31%,其中地面開發產量33.19億立方米,同比增長3.99%,井下瓦斯抽采量93.22億立方米,同比下降0.94%。
除了外部因素,影響我國煤層氣產業發展的內部因素有以下幾點:
一是扶持政策激勵效應趨于弱化。
隨著生產資料、人工等費用增長,煤層氣開發成本逐年上升。這些因素削弱和沖抵了煤層氣稅費減免、財政補貼等政策的扶持效果,現行0.3元/立方米補貼標準明顯偏低,煤層氣企業普遍經濟效益差,自我發展能力弱。事實上,煤層氣的間接效益和直接效益一樣顯著,煤層氣的開發利用避免了煤礦瓦斯事故造成的巨大經濟損失和**社會影響。也正因此,美國對頁巖氣沒有補貼,卻持續補貼煤層氣長達23年之久。
同時,國家支持煤層氣科技進步的力度降低。“十二五”期間《大型油氣田及煤層氣開發》國家重大專項中,煤層氣方面設有10個項目、6個示范工程。“十三五”則減少為5個項目、5個示范工程。與“十二五”相比,“十三五”煤層氣重大專項項目數量和中央財政資金投入分別下降了37.5%和49%。
二是尚需進一步改革煤層氣體制機制。
目前,我國批準的煤層氣礦權(顯性礦權)僅有不足5萬平方公里。與常規油氣礦權重疊的面積超過25萬平方公里,形成油氣企業的隱性煤層氣礦權。煤層氣礦權面積小且95%以上集中在央企、國企手中。民企難以進入上游開發領域,致使煤層氣勘探開發陷于事實壟斷、僵化的局面。
煤層氣、頁巖氣和致密氣綜合勘探開發缺乏政策支持。煤層氣區塊的煤層氣、頁巖氣、致密氣難以界定,且綜合勘探開發具有實際效益倍增的效應。國外對煤層氣區塊內此類氣體允許在享受同等政策情況下綜合開采。
三是煤層氣工程管理模式落后雪上加霜。
“十二五”期間,由于工程管理模式落后,造成5500余口煤層氣井鉆在構造煤帶、高礦化致密煤帶以及斷裂帶高產外源水區,占期間完鉆開發井的46%。現有生產井中75%為單井日產量低于600立方米的低產井。
事實上,中國煤層氣的儲量約為美國的3倍,我認為中國煤層氣產量的峰值要高于美國的500-600億立方米,達到900-1000億立方米。而要實現這一目標,必須把握“十三五”戰略調整期,煤層氣地面開發要繼續強化中部、開拓西部、推進西南,合理布局,逐步改變過度集中的開發現狀。繼續加強沁水盆地和鄂爾多斯盆地東緣兩大煤層氣生產基地建設。開拓建設新疆準格爾盆地東南煤層氣產業化試驗區,突破低階煤開發。推進黔西川南煤層氣開發工業示范區,突破構造煤、深部煤層氣的開發。
其次要進一步完善煤層氣勘探開發的扶持政策,增強相關企業的造血增血能力。與美國煤層氣的地質條件簡單、高滲透率不同,我國煤層氣大部分為地質條件復雜、低滲的吸附氣。根據產業發展、抽采利用成本和市場銷售價格變化,建議將目前0.3元/立方米的煤層氣抽采補貼提高到0.6元/立方米,并隨情況變化而調整。在公開、公平、公正的原則下,改進礦權管理,解放隱性煤層氣礦權,為煤層氣勘探開發創造發展空間。鼓勵在煤層氣礦權范圍內,煤層氣、頁巖氣、致密氣三氣共采并享受優惠政策,研究實施煤層氣勘探證、采礦證兩證合一制度。
*后要加強科技**和嚴格工程管理。繼續強化和實施“大型油氣田及煤層氣開發”國家重大科技專項,通過各類示范工程的實施,**出適用于我國不同資源條件的系列性、個性化技術和工藝。
無論從調整能源生產消費結構,還是保障煤礦**生產、保護生態環境來看,煤層氣開發都是我國的剛性需求,必須有足夠的恒心、耐心和決心,才能建成具有中國特色的煤層氣產業。若不能實現“清障加油”,“十三五”目標實現難度依然很大。
