煤层气产业“叫好不叫座”
资料显示，我国是全球第三大煤层气资源国，仅次于加拿大和俄罗斯。据测算，我国煤层气资源大概在30万亿～36.8万亿立方米。作为非常规天然气的一种，煤层气在环境友好和节能减排方面表现优异。此外，煤层气具有很好的社会效益，是遏制煤矿瓦斯事故的有效手段。
在开发的经济效益方面，煤层气则远超同为非常规天然气的页岩气和砂岩气。中国石油勘探开发研究院廊坊分院煤层气勘探开发研究所原所长赵庆波向记者介绍，在勘探开发初期，页岩气和砂岩气产量呈逐年递减态势：致密砂岩气第一年产量递减35%～45%，第二年递减15～20%；页岩气开发第一年产量递减40%～60%，第二年以后递减率则为15%～25%。而煤层气则完全相反，在勘探开发初期，煤层气产量呈上升状态，通常稳产可达6～8年，在第8年以后，资源递减率为3%～15%。
在开发成本方面，煤层气仍然稳操胜券。赵庆波表示，页岩气直径钻井压裂成本是煤层气的10倍，水平井成本则高达煤层气的16倍。煤层气确实是一种既具经济效益，又具社会效益的清洁能源。
谈到煤层气发展始终不尽如人意的原因，业内专家梳理出几项阻碍产业发展的关键原因。
第一，我国煤层气储量虽然丰富，但已探明资源率与国外相比仍然偏低。专家指出，我国煤层气探明储量低于国外2～11倍。究其原因，主要在于“十二五”末期到“十三五”初期，大量煤层气工程在研究工作不到位的情况下仓促上马，不少甚至超越了勘探开发程序。揠苗助长的后果就是打井失误率陡增，严重影响着煤层气的开发效果。
第二，煤层气勘探开发资金投资不足影响产业发展。近年来，气价的持续下跌给煤层气发展带来灭顶之灾。据了解，我国给予煤层气气价补贴额度为每立方米0.3元，而去年气价下跌0.7元，煤层气生产入不敷出。以新疆某煤层气区块为例，气价下跌造成该区块在单井平均产量3000亿立方米的情况下，仍然亏损2000万元。投资与收益的严重失衡令煤层气产业风光不在，业内大部分企业亏损严重，央企投资力度一跌再跌。
央企投资明显放缓，使得民企得以入市参与竞争。然而民企之路也并非一帆风顺。业内人士向记者表示，民企投资煤层气，一则没有好的区块，优质区块仍然握在央企手中。二则民企在勘探技术方面能力不如央企，仍然需要央企的技术支持。
此外，部分民企进入产业主要目的是通过资金运作达到上市目的，并非实打实地开采煤层气。打井后闲置的情况比比皆是。这种“占而不为”的情况在外企中也屡见不鲜。据了解，某外企与我国5个煤层气区块签有合作协议，但在其中4个区块长期未达合同规定最低投入。外企“占地”的目的仅在于上市。我国大量的煤层气资源浪费在民企和外企的“资金运作”游戏中，令人颇感惋惜。
第三，科技创新不足，技术贡献不够。专家指出，科技创新能力不强，攻关内容重复，资料相互封锁是制约煤层气发展一大瓶颈。此外研发资金难以按时到位、人才培养处于新老换挡阶段等因素，均对产业进程造成不利影响。
煤层气产业究竟应该如何充分发挥自身的价值？业内专家从如下几个方面，为煤层气行业未来的发展提出可行建议。
专家表示，近几年煤层气行业整体不景气的最根本原因，还是气价下跌。因此，在气价和补贴之间应设立一个平衡点，至少保证50%的业内企业能够盈利，这样才能吸引更多企业进行投资。业内普遍认为，在当前气价下，补贴应由0.3元/立方米增至0.5～0.6元/立方米。
除了气价补贴外，业内专家认为，还应考虑加大国家勘查开发利用财政引导性资金投入。近几年，潘庄、阜康、拜城、六盘水等地在引入地方企业投资后，取得了良好效果。“应充分发挥央企、地企、民企这三企的作用，通过矿权改革使社会资源早日注入到央企的优质区块，不仅能够实现多方共赢，对煤层气行业的发展也起到极大推动作用。”专家表示。
此外，在供需方面，目前煤层气仍然供大于求，未来政府应出台“煤改气”鼓励政策；在勘探开发方面，应加紧煤气底层多元气综合勘探；在打井过程中也应注意，不要过分追求速度，应遵守产业长期摸索出的全套勘探流程，以“可加快节奏，不可逾越步骤”为原则，提升采气效率。
专家表示，通过加强勘探开发研究、加强适用技术试验等手段，煤层气勘探开发的前景十分广阔。
来源：天然气咨询
