煤层气期待升腾火焰

　　2009年，我国天然气产量830亿立方米，但天然气消费量超过870亿立方米。从本世纪以来，我国天然气消费量一直保持着两位数的增速，供应量的增长始终跟不上消费量的增长，缺口逐年扩大。继今年6月初国家发改委统一将陆上天然气出厂基准价提高25%后，国家能源局近日再度表态，将以价格杠杆促进天然气产业发展，使天然气在我国能源消费结构中的比重由4%提高到8%。

　　这无疑给储量更加丰富的非常规天然气发展一个强烈的政策信号。据最新一轮全国油气资源评价显示，我国煤层气(俗称瓦斯)资源量达36.8万亿立方米，与天然气资源量几乎持平，居世界第三位。而从上世纪90年代以来，我国煤层气资源勘探已经逐步进入产业化阶段，煤层气探明地质储量约1000亿立方米，煤层气可采储量约470亿立方米。而比我国稍早开展煤层气开采利用的美国，目前已是世界上煤层气商业化开发最成功的国家。如今年产量已经达到约600亿立方米，相当于我国天然气产量的70%以上。那么，起步并不晚的我国煤层气产业能否也获得长足的发展？

　　为何只抽不采？煤层气产业发展长期停滞不前，既是污染也是浪费

　　近年来，随着能源形势的日趋严峻，煤层气的开采利用逐步得到国家重视，但是受技术、政策、产权、并网等条件限制，到目前为止，我国煤层气产业尚处于产业化初期，开采利用远不能满足需要。

　　据了解，2005年，全国煤层气利用量约为25亿立方米，包括井下煤矿瓦斯抽采和地面开发两部分，其中矿井平均瓦斯利用率仅为30%左右。到2005年底，全国瓦斯发电装机容量约30万千瓦。瓦斯消耗量低于抽采量，每年60亿~80亿立方米的煤层气排入大气。而瓦斯空排对臭氧层的破坏是二氧化碳的21~23倍。

　　早在1996年，煤层气利用在我国就已起步，但对煤层气进行大规模开采，实现产业化，长期存在诸多障碍。比如，地面开发煤层气初期投入高、产出周期长、投资回收慢。由于缺乏产业扶持政策，资源勘探投入不足，资源评价不适应开发需求。这些都使得煤层气开发企业在产业发展初期积极性不高，煤矿企业利用煤矿瓦斯处于亏损状态。

　　而由于缺乏必要的技术支撑，特别是社会公益性研究被大大削弱，瓦斯治理和利用等方面的技术研究和创新也进展缓慢。正是由于缺乏低浓度瓦斯的安全输送和利用技术，我国大量低浓度瓦斯只能稀释后排空。而我国高瓦斯矿井多，煤层瓦斯含量高、压力大、透气性差、抽采难度大。随着矿井开采深度加大，地应力和瓦斯压力增加，瓦斯抽采难度将进一步增大。

　　煤层气和煤炭矿业权重叠的问题也困扰着相关企业。目前我国的基本政策是，具备煤层气地面规模化抽采利用条件的，必须遵循“先采气，后采煤”的原则。这对已经获得煤炭开采权的企业来说非常不利，因而必须率先解决煤层气权矿权的重叠问题。

　　为何瓦斯利用率只有30%？没有长输管线，开发与市场脱节

　　“十一五”规划曾经提出，到2010年，我国瓦斯利用率要达到60%以上，而目前仅达30%左右。原因和风电开发如出一辙:没有适用的输送渠道。
　　据了解，在我国主要的煤层气开发区域，还没有与之相配套的长输管线，致使开发与市场脱节，出现“点天灯”现象。目前，国内最长的煤层气管道只有35千米，煤层气管道总长度不到100千米，各个企业独自发展，自成体系，完全没有一个全局性的规划。更重要的是，目前国内现有的煤层气管道口径普遍较小，根本就无法满足大规模产业化开发利用。而瓦斯发电上网难、入网价格低的问题同样困扰相关发电企业，无利可图自然也就没有积极性。

　　除了管网的老问题，业内专家还指出，由于我国煤层气产业尚处于起步阶段，要实现我国煤层气的大规模开发，还急需对适合我国特殊地质条件的完井、压裂、排采等关键技术进行攻关，否则，我国煤层气产业化开发只能求助于国外技术，从而增加大量的开采成本。

　　利好政策有望使煤层气盈利

　　将近25%的天然气出厂价涨幅，对于已经涉足或有意涉足煤层气开发的企业，极具诱惑力。

　　根据美国开采利用煤层气的经验，我国煤层气井口价至少要达到1.3~1.5元/方才可能盈利，这是常规天然气盈利区间的1倍。在现阶段，煤层气开采成本较常规天然气要高出许多，政府的补贴和各项优惠政策必不可少。

　　根据我国现行的煤层气补贴税收政策，每立方米煤层气财政部补贴0.2元，山西省财政补贴0.05元。税收政策上，煤层气开采作业的相关设备免征进口关税和进口环节增值税，增值税先征后退。综合计算后，山西省一立方米煤层气实际补贴了0.33元。

　　而就在不久前，国家发改委将天然气出厂基准价格每千立方米提高230元。这些利好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，也会大大激发市场加速煤层气开发的活力。