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煤层气产业破解困境思路分享会(内容摘编) [复制链接]

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煤层气产业破解困境思路分享会(内容摘编)




2016-07-19 14:01  · 来源:中国能源报  · 责编:卢奇秀
煤层气;煤层气产业;开发


  十年间煤矿百万吨死亡率从2.81降低到0.4,这或许就是煤层气在经济形势困难状况下还能提高补贴的原因。

  社会已经形成共识,煤层气不仅是清洁能源,更能减少瓦斯事故、保障我国最大的一次能源——煤矿安全生产。

  与此同时的另一个共识是,煤层气确实重要,但经济效益差、投资不足、市场开拓困难……国家一直出台扶持政策,这个行业却日益边缘。

  问题究竟出在哪儿?在7月9日中国能源报新媒体中心举办的煤层气产业破解困难思路分享会上,每个与会者都带着问题而来。三个小时的分享,我们听到了无数的问题,有些是迟迟得不到解决的老生常谈,有些是新形势下的旧忧未解又添新愁……我们不会回避,因为解决问题的第一步,就是直面问题。

煤层气产业破解困难思路分享会现场

开发煤层气是保障我国能源安全高效发展的刚性需求

孙茂远/国家能源委专家咨询委员会专家

  中国煤层气产业经过20多年的发展历程,基本上形成了一些共识:概括起来是“四大”——大需求、大难度、大扶持,需要大创新。

  根据我国中长期能源生产和消费的构成,天然气有巨大的发展空间;煤层气在中长期仍扮演非常重要的角色。根据预测,即便在最不利的情景下,2040年煤电仍占总发电量的36%,煤炭仍扮演重要角色。为从根本上防治瓦斯事故、保障煤矿安全生产,同时减少甲烷排放、保护大气环境、改善我国的能源结构,煤层气产业具有无与伦比的综合社会经济效益。在我国能源供给侧结构改革中,开发利用煤层气显然是刚性大需求,必然要大发展。

  虽然我国煤层气资源丰富,但由于我国复杂、不利的煤层气资源条件,国外成熟的常规煤层气勘探开发技术不能普遍适用,高效开采难度大,这也是煤层气产业发展缓慢、难达预期的最大客观因素。长期作战,攻克难关,将形成煤层气业界的凝聚力和靶标。

  但我国煤层气产业健康、快速发展仍需更大的政策扶持激励、机制畅通、道路清障。

  一是财政补贴应适度增加,适度的标志是切实起到激励投资的作用。

  去年,每开采利用1立方米煤层气,国家财政补贴由0.2元增加到0.3元。增加财政补贴表明了政府支持的态度,增加的额度却低于预期和实际需要。建议根据目前的气价、成本、平均单井产气量等情况,财政补贴定为0.6元/立方米较适宜,每年可根据气价和通涨系数调整。激励效果体现在企业经营利润增加,投入积极性高涨,如果相关企业持续亏损或微利,必将发展缓慢。

  二是政府在科技项目和投入方面应继续大力支持。

  “大型油气田及煤层气开发”国家科技重大专项是煤层气科技进步的核心项目。从“十一五”末期到现在,已经有几十亿的财政投入。还应充分考虑煤层气产业历史短、难度大的实际情况,以及煤层气与常规油气或其他非常规油气的区别,重点设置探索性课题和各类示范工程项目,积极攻关又不急于求成,最终形成适用各类煤层气资源条件的系列技术和工艺,形成具有中国特色的煤层气科技体系。在此煤层气产业发展的关键时期,不得以任何借口无理打压和削弱煤层气科研和示范工程项目。重大专项不能减少,只能加强。

  三是在相关业务法规方面要为煤层气清障通道。

  根据煤层气勘探开发的实际情况,建议在勘探开发管理方面实施三项改革。

  一是在煤层气矿权区块范围内,允许实施包括其他烃类气体的综合开发,并同样享受优惠政策。

  二是煤层气勘探、开发与常规油气不同,很难区分勘探期和开发期或者需要较长的交互期。建议煤层气探矿权许可证和采矿权许可证合并成一个勘、采一体化的矿权证,有利于简化各类审批,有利于煤层气开发的灵活探采作业,有利于加快煤层气开采生产。

  三是扩大煤层气矿权范围,解决目前煤层气矿权偏小的痼疾,增大煤层气产业的发展空间和潜力。

  煤层气开发有三个主体,国家政策扶持是外力,加快煤层气产业发展主要依靠相关企业的努力奋斗,即主体内力是最大的原动力。

  目前,国企是煤层气开发利用当之无愧的主力军。中联公司、中石油、晋煤集团产气量占总产量的95%以上。在煤层气勘探开发多年的历练中,国企开始走上更加理性和注重效益的发展道路。2015年三大国企煤层气生产经营都盈利,这在煤炭和常规油气企业普遍经营下滑的形势下非常难能可贵。

  国企要充分利用资金、人才和科技的优势,依托国家科技重大专项及其他重点工程项目,努力创新,增强造血能力和实力,提高煤层气生产的成本效益。国企要继续作煤层气产业清障加油的主力军,国企做大做优做强,将继续推动我国煤层气产业迅猛发展。

  第二个主体是外企,在我国煤层气产业初期阶段,对外合作起过不可替代的重要作用。我在职时主持签署了30个煤层气对外合作产品分成合同,对外合作是中联公司此前的主要投资来源。虽然目前对外合作的资金和技术优势不复当年,但仍是产业投资的重要组成部分。对外合作开采煤层气资源的健康发展,还要注意三个问题:继续鼓励外方引进适用中国煤层气资源条件的先进技术、装备和工艺;外方要实事求是,深度结合中国实际,脚踏实地不浮夸;严格规范外企的业务经营行为,这方面具有专营权的中方企业有责任,虽然国家有关部门不再审批具体合同,同样也有监管责任。此外,有些外企成本和管理费用过高,我提倡引进技术,规范管理。

  第三个主体是民营企业,在煤层气的上游领域,民营企业主要集中在钻井、压裂等技术服务以及小型设备和小型科技项目上,极少享有矿权、直接实施勘探开发。与中、下游的众多民企相比,体制机制所限,民企进入上游难度大,使上游相对缺乏活力和竞争。从事上游相关业务的民企在艰难中煎熬,社会环境十分不利。例如,北京奥瑞安能源技术公司拥有几十项专利,技术领先,成绩斐然,是煤层气业界民企的一面旗帜,它坐拥人才、装备、技术,也有业绩,就是无法取得煤层气或非常规气矿权。目前,它的应收施工欠款也近3亿元人民币,大部分是国企、外企所欠,使其生存和发展面临窘境。建议国家为民企进入煤层气上游创造公平、公正的外部环境,使煤层气产业上游开发的瓶颈能够注入新鲜力量,使上、中、下游同样更加具有动力和活力。希望广大民企在困境中,不畏艰难,发挥诚信、灵活、高端、高效的优势,为我国煤层气产业作出更大贡献。

  我国煤层气产业正面临重要的发展期,切实需要加油清障,发挥三个主体的积极性,以尽快进入发展的快车道。

煤层气“遇冷”三大原因

张遂安/中国石油大学(北京)煤层气研究中心主任

  我国的煤层气资源地面开发经过十几年的发展已进入产业化发展阶段,但自2013年以来,受国际经济下行压力、煤炭和石油价格低迷以及页岩气“热潮”的影响,煤层气开发速度严重放缓,煤层气投资遇“冷”,煤层气产能建设远未达到五年规划目标。

  目标之所以未实现,有几个原因。煤层气(煤矿瓦斯)开发利用“十一五”规划,是我国第一个专题规划,为激励产业发展,在制定规划目标时有意偏高了一些;“十二五”规划是在“十一五”期间国民经济快速增长和煤层气产业快速发展以及有效的政策扶持背景下制定的,2011年-2012年,我国煤层气产业呈现出有史以来最快的发展速度,但2013年之后受经济增速放缓的影响,不仅煤层气产业发展速度放缓,煤炭、石油等能源行业都出现了一路下滑和严重低迷的状态。

  从另一个角度考虑,煤层气产业确实存在很多问题。其中最重要的是战略定位问题。在起草煤层气“十二五”规划解读文稿时明确了“一个核心、两个大局”的战略定位,即煤层气开发以煤矿瓦斯抽采为核心;兼顾煤矿安全生产和弥补清洁能源供给缺口两个大局。何以这样定位?首先,我国的能源市场太大,无论投多少钱、如何去做,煤层气在能源供给市场中所占份额都不会太大;其次,从能源结构来看,在今后一个相当长时期内煤炭仍将是我国的主体能源。“十一五”期间的煤层气开发和瓦斯综合治理成果卓著,煤矿瓦斯事故百万吨死亡率得到本质性的大幅度降低,从2005年前的4~5到2010年的0.4,2015年降至0.2以下。这种惊人的成效,让国家有关部门充分认识到煤层气开发具有重大价值,即不仅是一点点能源,更重要的是保障了煤矿的安全高效生产。

  近几年煤层气开发投资“遇冷”,我认为有以下几方面的原因:

  首先,由于“页岩气革命”的冲击,投资商把目光转向了页岩气,包括国家重大专项。

  但个人认为,页岩气是美国的国际战略。从油气田开发角度讲,页岩气是“最难啃的硬骨头”,它绝不是优质资源!好在通过近几年的页岩气勘探和开发试验,投资商慢慢变理性了。煤层气尽管有诸多问题,但确实是当今较为现实的,所以我希望相关投资商能关注到这一点。2015年,中联公司、中石油煤层气公司、蓝焰煤层气公司等几家煤层气公司都是其集团公司几个盈利单位之一。从这个角度来看,煤层气有一定的经济性。

  其次,工程质量问题是煤层气“遇冷”的第二个原因。

  例如打一口井300万元,可能找一家低价企业能省去50万元,但实际上250万元全都损失了。最惨的是把一个区块给否了,本来很有希望能实现高产,但工程质量不好,整个区块都受牵连。十几年过去了,中联公司枣园井组的FZ-001井由于钻井过程中泥浆严重污染了煤储层导致该井一直不出气。低价中标的效应是钻井工程恶性竞争,致使正规队伍退出煤层气钻井市场。市场不能没有规则,我们需要建立一个良性竞争的市场。要想保证工程质量就要保证施工单位的合理利润,这是基本的经济规则。

  此外,现在煤层气产业面临最大的一个挑战就是市场——气卖不出去了。

  政府现在也发愁,那么多液化厂面临着关门,刚建成的都不敢运行了,运行最好的易高一直在赔钱还卖不出去。把天然气价格下调是导致市场溃败的导火索。国家本来想把价格压一压,拓展更大的市场,结果没想到适得其反。能源是特殊市场,要保持一定价格体系,才能保证能源市场不乱套。这需要改变能源消费理念,改变能源市场交易规则。凡是落后地区都希望把价格压得低低的,给自己冠名“惠民政策”。所以从能源发展市场来看,我们需要国家能源层面来调整经济结构,理顺价格体系。

  煤层气产业要走出困境,我认为需要做出一些改变:

  第一,改变理念。煤层气开发是项不赚钱的行业,它的作用是保证煤矿安全生产,全社会应给予支持。

  山西现在每方气补贴0.1元,但是只给地方企业,不给央企。这种观念本身就有问题。这个行业就应该由大的央企牵头才能往下走,煤层气是一个系统工程,需要给煤层气一个好的发展环境。

  第二,国家应给予更优惠的政策。人力成本、工程成本都在飞涨,补贴提升的幅度没有物价上涨速度快,需要国家有一个评估。

  第三,需要好的技术,以及好的技术创新体制。现在技术还处在“谁对谁都保密”的状态。事实上像中石油、中联煤、晋煤等公司应该积极推动技术贡献,只有像奥瑞安这样做技术服务的才需要技术保密。尤其是国家花钱支持的项目,技术应该是全社会共享的。没有好的技术去采气是不现实的。事实证明,技术创新是从实践中倒逼出来的,所以煤层气的技术创新体制应该进入良性研发环境。

  最后一点是关于投资。能源行业投资是长线投资,不应该今天冷了就不投了,明天热了就全投进去了,这是在浪费钱。从煤层气开发到现在我一直认为,我国尚未建立起好的投资机制,没有办法利用资本市场的钱来做这个事业。所以还是希望民企通过融资,央企通过发企业债的方式来解决资金的问题。这几年,所有企业都面临着资金吃紧的问题,不是不想投而是没钱投,这个时候可能就需要国家的政策支持。美国经济危机最严重时的政策就是所有银行把贷款还期拖后5年,让企业活过来。中国政府是否可以把所有银行贷款往后拖延,否则企业就会被银行的债务压死,现在很多企业赚很多钱给银行都不够交利息,这是大问题。

油气改革能否放开实现三气共采?

郭本广/中联煤层气有限责任公司副总经理  

  煤层气产业破解困境思路我想谈三点。

  第一, 国家和政府的支持。国家很重视煤层气的发展,但在执行和落实上还有不到位的地方。

  最不到位的是煤层气发电上网度电补贴0.25元,经常上不了网也拿不到补贴,导致很多企业没有积极性。去年井下煤层气利用率仅有30%多,就缘于政策不到位,企业没有效益,没了积极性。

  项目立项上,煤层气需要先拿储量制定开发方案,正式开发前企业要盖环保、安评等近30个公章。在探明储量的过程中,排采要达到一定标准才能称为储量。这期间的煤层气烧了很可惜,卖了却违规。我们曾多次向有关部门呼吁探采一体化。探明权和开采权分离,不符合勘探开发一体化的特点。

  管网也是煤层气困境的原因之一。我们到山西省发改委调研发现,中石油保德项目一天产气150万方,一天就烧掉70万。为什么?当地消纳不了,煤层气井又不能停,只能天天燃烧。

  这次气价下降对企业直接影响0.4元/方,虽然国家增加了0.1元/方的补贴,我们还亏0.3元/方。山西省政府补贴从5分钱涨到一毛钱,但只补给地方企业不补央企。我们多次表达过愿意在当地交税,但地方是分税制,对地方政府来说,税都不在这里交怎么给补贴呢?也有道理,我们希望能把税留给地方,这样地方才积极支持。

  去年中联是盈利的,但有很多在建项目投入了大量的资金,现在还没有很好的效益。实际上煤层气行业的资金投入在前几年比较多,现在已大幅下降。我们一直跟财政部呼吁,0.3元/立方米的补贴标准与行业预期的0.6元/立方米存在较大差距。已有的优惠政策要落实到位,还要给更好的政策。

  第二,如何让企业更有积极性?

  作为战略发展的重要部署,中海油相当重视煤层气的布局和发展,将中联公司定位为非常规天然气发展。

  在含煤岩系中,除了煤层气资源外,还共生有丰富的页岩气、致密砂岩气资源,同样具有开发潜力。目前,美国已成功实现煤层气、致密砂岩气合采开发。一口井综合勘探开发不仅对国家有利,对企业而言也可弥补煤层气单一抽采的亏损。我们希望油气改革过程中能放开限制,实现三气共采,激发企业积极性。

  全国煤层气矿权的总面积只有5万多平方公里,政府基本上不会批新的矿权,这种情况要大发展难度比较大。建议国家增加新的煤层气矿权,让更多主体进入市场,实现充分竞争。

  第三,技术和工艺上的突破非常关键。

  中联公司从1996年成立,在沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘煤田技术上已基本成熟,但低阶煤、高应力煤还有一些区块没有突破。

  山西最近非常重视煤层气发展,领导信心很足,提出400亿方的目标。要实现该目标,第一要解决资金问题,第二是技术问题,第三是市场。

低浓度瓦斯项目将井喷式发展


康建东/重庆煤科院瓦斯研究分院煤层气利用研究所副所长   

  井下瓦斯利用量和利用率不高的问题确实存在,这主要是浓度低于30%的低浓度瓦斯大量放空造成的。低浓度瓦斯为什么不好用?因为它接近5%到15%的甲烷爆炸极限范围,不管是用于压缩还是液化,都有爆炸的危险,企业不愿意承担风险。所以我们要加快实现安全利用,让煤炭企业认识到井下瓦斯,特别是低浓度瓦斯是宝贵的资源。

  事实上,各种浓度的瓦斯都可以利用。重庆煤科院提出了煤矿瓦斯梯级利用技术体系,从0%到8%、8%到30%、30%以上,对不同浓度的瓦斯利用都有不同的技术解决方案,这些技术已经过10年以上的研究。

  高浓度煤层气甲烷浓度高(大于90%),热值与天然气相当,可以与天然气混输混用,用于工业、化工、发电和居民生活燃料,经过加工后也可生产CNG或者LNG。

  煤矿抽采浓度大于8%的瓦斯可以采用内燃机组发电。30%以上浓度瓦斯发电选用高浓度发电机组,8%-30%浓度之间的瓦斯发电选用低浓度发电机组。瓦斯发电具有机组配置和运行灵活的特点,所产电力可以煤矿自用或上网,具有很好的经济性。

  煤矿抽采的低浓度瓦斯(甲烷浓度小于8%)和风排瓦斯或空气进行掺混,经过蓄热氧化后可产生热能,用于发电、矿区供热、供冷、煤泥烘干等。重庆煤科院利用国家“十一五”、“十二五”重大专项科研支持,研发形成了多床式低(超低)浓度瓦斯蓄热氧化、高低浓度瓦斯精准混配、低(超低)浓度瓦斯蓄热氧化综合安全监控等具有自主知识产权的技术及装备,为低(超低)浓度瓦斯的高效利用提供了安全可靠的技术手段和成套装备。

  值得注意的是,低(超低)浓度瓦斯利用不赚钱的观念需要改变。我们最近在阳泉新建了项目,通过利用低(超低)浓度瓦斯取代燃煤锅炉。地方政府和环保局要求10吨以下的燃煤锅炉必须进行环保改造,其改造和运行费用非常高。而我们的低(超低)浓度瓦斯利用项目虽然投资较高,但是运行费用很低,综合算下来是划算的,同时还具有节能减排的社会效益和环保效益。可以预计,低(超低)浓度瓦斯利用项目在未来几年内会井喷式发展。

审批一个ODP项目需要三四年

饶孟余/中国油气控股有限公司总地质师   

  作为国内第二个拿到煤层气ODP项目的外资企业,我想谈谈煤层气对外合作项目存在的问题。

  首先,关于煤层气优惠政策的落实。

  作为国家级对外合作项目,目前仅能享受国家对煤层气的财政补贴政策;由于地方保护政策,无法享受地方财政补贴。此外,相对煤层气勘探开发成本以及市场销售情况而言,国家的财政补贴显得杯水车薪,缺乏支持力度。

  根据中方合作单位对外合作项目的现行操作方法,外方的增值税由中方代扣代缴,并由中方统一申请增值税返还。实际操作中,因各种具体繁琐的程序及不明朗的政策,使得增值税先征后返政策迟迟不能落实。强烈建议国家财政部门简化增值税返还程序,保证100%退税,同时考虑外方无煤层气销售增值税开票权的现状,建议取消增值税的先征后返,改为直接免除缴纳增值税。

  ODP行政审批手续繁琐,我们花了3-4年时间才获得批复。希望项目在产能建设过程中简化相关审批程序。

  其次,矿权重叠问题给项目造成很大困扰。

  虽然国家相关政策中明确要“先采气后采煤”,但在同一区域内已经存在不同权属的煤矿权和煤层气权的情况下,目前从国家到地方政府缺少规范化的实施办法,更多地是依靠企业自行协调,使企业在矿权关系处理上花费了大量精力。

  在对外合作项目的煤层气总体开发方案和采矿许可证的报审过程中,建设项目需要办理征用永久用地,如在征地范围内存在煤炭权的,须煤炭权人出具同意矿产压覆协议,并放弃煤炭矿权,这样的协调工作更是难上加难。目前三交项目采矿许可证的办理中就遇到了这样的难题,因转采区部分区域跨省,与煤炭权人协调工作难以推进,中外合作双方寻找了各种途径,协调了各级政府关系,均未能取得实质进展。希望国家对此出具明确的实施办法或操作规程。

  再次,关于用地政策问题。

  目前煤层气项目用地主要是两种方式,一是通过国家征收并出让的方式取得工业用地使用权,通常工业土地使用期限为50年;另外一种是临时用地,一般为2年。因对外合作项目的合同为30年,集输处理站等大型建设用地期限最多也就是30年,没必要花费更大成本取得50年使用期限,因此建议从国家政策和土地管理的行政许可层面考虑,根据项目的实际需要确定土地使用期限;另一方面,针对煤层气井的钻井及生产特点,临时用地时间又过短,建议国家政策上明确对煤层气钻井的临时用地允许适当延长。


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