提起瓦斯，許多人并不陌生，但它的另一個名字——煤層氣，卻未必為大多數人所熟知。通俗來講，“瓦斯”其實就是儲存在煤層中的天然氣。數據顯示，我國煤層氣資源量達36.8萬億立方米，居世界第三，可采資源量約10萬億立方。2015年中國天然氣供需缺口預計達693.06億立方，而可采煤層氣產量約230.10億立方米，若煤層氣得以有效利用，可彌補天然氣缺口近三分之一。
然而，現實情況并不如意。據國家能源局數據，2014年我國煤層氣瓦斯抽采量170億立方，而利用量只有77億立方。《煤層氣開發利用“十二五”規劃》提出，到2015年國內煤層氣產量達到300億立方。若按照當前開采速度，目標“放空”并不驚訝。
造成我國煤層氣資源量巨大但開發利用不足的主要原因在于:一是政策扶持不夠到位，二是技術攻關還需加強。“我國煤層氣已由商業開發初期階段邁向正常商業化開發階段。在這個歷史特殊時期，尤其需要‘加油清障’。‘加油’即營造更好的政策環境，‘清障’即加強科技攻關，破除技術障礙。”中聯煤層氣公司原董事長孫茂遠如是指出。
業內人士透露，當前各方對加強煤層氣勘探開發空前重視，煤層氣補貼標準由0.2元/方提高至0.4-0.6元/方的預期強烈。在業界多番呼吁下，煤層氣開發相關審批程序也望進一步簡化。
另據中國證券報記者了解，位于山西、陜西境內的三交項目有望近期內取得國家能源局ODP批準，成為我國第二個正式進入商業性開發的中外合作煤層氣項目。該項目具備開發5億方/年生產規模的資源條件，將為我國煤層氣商業開發積累經驗、樹立典范。
業內人士認為，在政策力度加大、技術攻關加快、示范項目效應等多重因素催化下，煤層氣產業投資熱情有望被再次點燃。不少上市公司已紛紛宣布涉足或轉型煤層氣開發。開采環節投資增速將拉動煤層氣上游產業鏈發展，產量增長后將帶動下游儲運分銷市場進一步發展。
補貼提高預期強烈
一個月前，國家發改委網站公布《2015年循環經濟推進計劃》，提到組織實施《煤層氣勘探行動計劃》，2015年煤層氣抽采量達到179億立方，利用量達到83億立方。煤層氣投資再次受到業界關注。
實際上，支持煤層氣發展的政策從未間斷。從《煤層氣煤礦瓦斯開發利用“十二五”規劃》到《煤層氣產業政策》，再到《煤層氣勘探行動計劃》等，據中國證券報記者不完全統計，僅“十二五”期間，有關煤層氣開發的政策幾乎“一年一公布”。
經梳理發現，對煤層氣開發的優惠政策主要包括:對煤層氣抽采企業的增值稅實行先征后返政策。先征后返稅款由企業專項用于煤層氣技術的研究和擴大再生產，不征收企業所得稅;勘探開發煤層氣進口必要的設備、材料免征進口關稅和進口環節稅;不征收資源稅;煤層氣市場定價;煤層氣開采礦區實行使用費優惠、系列探礦權與采礦權管理費減免等優惠制度。
“煤層氣扶持政策頻頻，充分體現了政府對行業的高度重視。但對企業而言，最直接、最實在的利好還是來自于補貼標準的提高。”一位煤層氣業內人士對中國證券報記者指出。
2007年4月，財政部頒布《關于煤層氣開發利用補貼的實施意見》，中央財政按照0.2元/方的標準對煤層氣開采企業進行補貼。但上述業內人士告訴中國證券報記者，目前我國煤層氣的抽采成本大約在2元/方，出廠價約為1.6-1.7元/方，0.2元/方的補貼相對于高昂的煤層氣開發成本顯得“杯水車薪”，嚴重影響了企業對煤層氣勘探開采利用的積極性。
據孫茂遠介紹，美國煤層氣補貼額通常相當于氣價的51%，并隨通脹系數變化而調整，使煤層氣企業的內部收益率一般高于24%。美國這一補貼政策從1980年實行，延期3次，1992年以前打的煤層氣生產井可享財政補貼至2002年。因為煤層氣與常規天然氣同質同價，不能為煤層氣單獨提價，只有政府補貼才能使煤層氣企業降低成本，使開采煤層氣與常規氣相比具有競爭力。
“我國的煤層氣地質條件遠遜于美國，采取與其類似的補貼額度應是合理的最低限。我一直建議中央財政提高補貼至0.6元/方，執行期10年。”孫茂遠指出，按照我國煤層氣田當前1.6元/方左右的出廠價，如算上減免的13%增值稅，加上財政補貼0.6元/方，總額度0.8元/方左右，約占氣價的1/2。
關于煤層氣補貼標準提高的呼吁已近兩年，卻遲遲未能落地。“發改委、能源局都持支持態度。目前看，地面補貼沒有問題，但井下抽采部分如何計算還存在爭議。但可以確定的是，當前國家對于如何加快煤層氣開發速度空前重視。”孫茂遠稱。
三重障礙逐步清除
在政策環境不斷完善的同時，制約煤層氣發展的一系列障礙也在逐步清除。
礦權重疊是制約煤層氣發展的一大“心病”。我國煤層氣資源采取一元管理體制，主要由國土資源部進行探礦權的審批。而煤炭則采取二元管理體制，120萬噸以下的煤礦由各省級主管部門批準和發證，120噸以上煤礦則由國土資源部批準。國家在發放某區塊的氣權時，地方可能已經在同一區塊發放了礦權，造成在同一個空間內煤炭礦權與煤層氣礦權的重疊，煤企、氣企“打架”的情況因此頻頻見諸報端。
孫茂遠介紹，在近年來國家出臺一系列“先氣后煤”政策引導下，如今煤企和氣企之間通常會簽訂協議、共同開發，礦權重疊矛盾實際已大為緩和。
申銀萬國[微博]研究報告也指出，調研發現，在煤層氣資源豐富的山西、河南兩省，煤炭與煤層氣重合區域低，而且2006年之后主要重合區域的爭端已經通過政府指導或協商方式得到了解決，煤層氣開采兩權分離制度阻力較小，已非制約煤層氣開發的主要問題。
煤層氣輸送管道建設也初具規模。根據中國煤炭學會煤層氣專業委員會的資料，目前中國已經建成5條煤層氣專用管線，年輸送能力102億方;在建3條，年輸送能力34億方。在煤層氣主要產區山西省，山西省天然氣公司、山西省燃氣產業集團、山西國際能源集團三大公司擔綱了山西省內長輸管道的運營，目前三者已建立起豐富的省內管網，煤層氣入網不存在障礙。
海通證券研究報告指出，通過管網銷售煤層氣沒有障礙。以中國油氣控股管輸為例，其煤層氣開采區塊三交地區有3條煤層氣輸送專線，2014年，公司通過工業用管道銷售煤層氣占89.7%，民用管道銷售占10.1%，兩者合計達99.8%。
相比礦權重疊和基礎設施問題，技術突破更被視為推動煤層氣產業發展的關鍵。曾有業內人士抱怨，一些煤炭企業不掌握適宜技術，打了多口井都出不了氣，只能干著急。“即使在同一個區塊，中石油、中海油都可能就技術的選擇產生分歧。煤層氣開發技術需要因地制宜，更加細化，也更具顛覆性。”孫茂遠稱。
煤層氣開發技術主要包括三方面:勘探技術、打井排采技術以及增產技術。技術的成熟性主要反映在單井采氣能力以及衰減周期上。盡管技術障礙仍存，但近年來我國煤層氣勘探開發技術已取得了長足進步。
據孫茂遠介紹，目前我國已掌握常規煤層氣鉆、完井、壓裂、排采技術，一些關鍵技術也獲得多項自主知識產權。比如“山西省沁水南部煤層氣開發利用國家示范工程”最早獲得成功，200口煤層氣井平均單產3700立方米，與美國黑勇士盆地單產水平相當。
另據申銀萬國研究報告，在煤層氣商業化采氣較為成熟的沁水盆地和鄂爾多斯東盆地中，直井、水平井和U型井的聯合使用提升采氣量，煤層氣勘探水平也大幅提升，三個主要煤層氣開采公司已經取得穩定的盈利。
轉自：中電新聞網
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