中國高新技術產業導報
2014-03-24 10:15:00   點擊:

  2013年下半年,霧霾席卷中國北部、東部、東北部大范圍區域,“霧霾”成為政府和群眾極度關心的一種現象。愈來愈嚴重的空氣污染,使人們將目光投向了能源消費結構改革,而煤層氣作為一種非常規清潔能源,不僅受到了人們的廣泛關注,還寫入了李克強總理所作的政府工作報告。在報告中,李克強總理提出,“要提高非化石能源發電比重,發展智能電網和分布式能源,鼓勵發展風能、太陽能,開工一批水電、核電項目。加強天然氣、煤層氣、頁巖氣勘探開采與應用。”

  據了解,我國煤層氣資源豐富,總量約31.5萬億立方米,是世界上第三大煤層氣儲藏國。開發利用好煤層氣既可增加潔凈的氣體能源,又有利于保護大氣環境和改善煤礦安全生產,具有獨特的社會和經濟效益。

  “兩權分離”阻力弱化

  “氣權礦權分離”被廣泛認為是制約我國煤層氣發展的重要原因。所謂“氣權礦權分離”是指,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,其中120 萬噸以上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。這就導致了國家在發放某區塊的氣權時,地方已經在同一區塊發放了礦權,這就造成在同一個空間內,煤炭礦權與煤層氣礦權重疊。

  可見,兩權分離的爭議區域主要集中在省級部門批準的120萬噸級以下煤礦與國土資源部核準的煤層氣采區上。而根據我國煤層氣分布特點,目前探明的具有較好商業開發價值的煤層氣資源主要集中在沁水盆地和鄂爾多斯東盆地。其中商業化開采資源主要集中在山西、河南省內。

  不過,申銀萬國證券經過調研發現,目前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,因此煤層氣開采兩權分離制度阻力較小。因此,兩權分離現狀并非制約煤層氣開發的主要問題。

  “先氣后煤”政策有望實際推行

  根據我國相關政策規定,在煤層氣和煤炭重合的區域內,在煤層氣開采完成之前,不允許進行煤炭開采。但是,這項政策在前幾年“高煤價、低氣價”時期,很難真正執行到位。因此煤層氣企業多采用收取“資源出讓金”或“資源費”的方式轉讓“先氣后煤”的開采權力。以山西為例,在高煤價低氣價時期,山西潞安礦業集團屯留礦為獲得22 平方公里煤炭開采權,不得不向該區塊的煤層氣資源所有企業支付每平方公里6 萬元的礦權轉讓費;蘭花集團某井田有約100 平方公里與煤層氣登記區重合,最終以噸煤15 元標準向氣權單位交納“資源費”開展瓦斯抽采,方便后續開采?梢,煤價高企盈利良好時,煤炭企業通過產量擴張大幅提升企業盈利,而天然氣價格低迷,價格成本倒掛,煤層氣企業缺乏開采動力。

  但是,因為自2012 年以來煤炭價格大幅跳水,國家多次上調天然氣價格,并實行煤層氣多環節補貼政策,煤炭與煤層氣盈利能力逆轉,煤層氣企業盈利好轉,所以,“先氣后煤”政策有望順利推行。

  并且,2013 年9 月國務院辦公廳公布了《關于進一步加快煤層氣(煤礦瓦斯)抽采利用的意見》,明確要求對煤炭規劃5 年后開始建井開采的區域,應堅持“先采氣、后采煤”,做好采氣采煤施工銜接。因此,煤炭礦權與煤層氣權重疊導致的開采順序與開采主體問題,從制度上得到了解決。

  我國煤層氣開發現狀

  1、技術多點突破,采氣環節實現盈利

  我國煤層氣商業化開采開始于1996 年,國務院批準成立中聯煤有限責任公司,同時擁有油氣資源對外合作專營權。此后,中聯煤展開了與外資合作勘探開發煤層氣之旅,先后與菲利普斯、德士古、阿莫科等7 家國際知名能源公司簽署了多個合作開發中國煤層氣資源的產品分成合同。我國復雜斷層結構使得國外成熟的開采技術并不能在我國煤層氣富集區發揮作用,大量國外企業因虧損紛紛退出我國煤層氣開采市場。

  煤層氣開發技術主要有三個方面: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。目前,在我國成熟的煤層氣商業化采取沁水盆地和鄂爾多斯東盆地中,三個主要煤層氣開采公司已經取得了穩定的盈利。

  2、投資方向轉移,企業投資意愿悄然回升

  我國煤層氣投資保持高增速,盈利空間打開投資空間。

  我國煤層氣資源開發正式開始于1996 年,而實際對其開發的投資增長則開始于2007 年。從煤層氣資源富集的山西省數據來看,2007 年以來煤層氣投資保持了較高的增長水平。山西省煤層氣十一五規劃投資規模90 億元,實際完成情況不足一半,而進入十二五以來,受行業盈利回升影響,前兩年投資即超過150 億元,我們預計,未來投資有望繼續高速增長。

  企業投資方向由低投資低產出單井向高投資高產出單井轉移。

  目前我們難以對新一任政府層面是否會加大對煤層氣行業的預算內資金支持力度下結論,但我們發現煤層氣企業投資力度悄然回升,且投資方向與提高單井產量的技術密切相結合。以往中石油、中聯煤等煤層氣開采企業為完成國家對其年度打井數的考核目標,大多進行單井投入低的直井開發(平均單井投資300 萬元左右),但沁水盆地煤層氣低滲透的賦存特征以及煤層易破碎的地質條件決定了,普通直井難以對煤層氣實現有效解吸,加壓增產技術容易造成境內坍塌堵塞。因此,中石油、中石化及中聯煤打井數雖多但產能利用率低下,單井氣產量多在3000 立方米/日,難以實現盈虧平衡。但中石油山西分公司已經與山西當地能源企業合作,投資1.66 億元開發9 口煤層氣水平井,單井投資高達1950 萬元。預計2015 年8 月前全部完工。中石油仍然保持著“到2015 年煤層氣銷量占全國比例超過40%”的經營目標,因此,預計此次中石油山西分公司投資戰略的悄然轉向將具有持續性。而高投資單井的增長也將帶動整個產業鏈的投資水平。

  3、山西煤層氣20條:限期開發、多種所有制參與,投資節奏有望加快

  2013年8月山西省推出“煤層氣20條”——《關于加快推進煤層氣產業發展的若干意見》,其中兩條對投資具有重大推進性意義:

  第十三條——深化礦權管理改革:推進授權兩權合一試點,實行限期開發制度。兩權合一試點有望為山西煤層氣開采掃清制度障礙,限期開發制度將解決當前氣權單位只進行資源登記而不積極開發的現狀。

  第十八條——深化對外合作:省內企業與央企加強合作,鼓勵多種所有制企業進軍山西煤層氣產業。

  兩權合一,限期開發與多種所有制經營,三條政策互為依托:一方面,將督促中石油、中聯煤等具有開發實力的技術單位加快對登記區塊的開發;另一方面,將鼓勵具有技術優勢和盈利能力的開采企業進駐山西煤層氣產業。從而加快山西煤層氣產業的投資節奏,盤活產業鏈。

  根據 EIA 對我國煤層氣開采規模的預測,我國煤層氣產量的增長集中在十二到十三五期間,這十年時間里我國煤層氣將迎來爆發式增長,此后,煤層氣產量將以5%左右的增速水平保持穩定增長。而根據目前我國煤層氣行業的技術水平、投資規模以及政策指引來看,我國煤層氣行業的黃金十年大幕或已拉開。

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