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对于资源条件好的地区采用煤层气地面勘探开发,如果地面条件不允许,则必须将采气和采煤结合起来,进行一体化协调开发。
“要加强煤层气国家科技重大专项与煤矿瓦斯治理等安全项目的结合,煤层气地面开发和煤矿井下瓦斯抽采应互相借鉴学习、共同提高,由煤炭行业管理部门统一管理。”孙茂远说。
孙茂远表示,应重点攻克关键性技术与核心装备难关,以不同类型的示范工程项目为主,推动产学研联合创新攻关。
高成本、低收益拖了煤层气发展的后腿
高风险、低收益致使煤层气开采技术研发、人才培养等投入力度不够。煤层气产业正处在从商业生产初期向快速发展期转换的关键时期,助力而上、卸力而下
《2014年中国气体清洁能源发展报告》指出,煤层气开发具有高风险、资本密集的特点,主要体现在勘探、开发以及销售中运输、储存和配送等环节,不具备一定资本基础的企业无法抵御风险。
武文来表示,我国煤层气资源量与产能存在巨大落差,埋深2000米以浅的煤层气资源量为36.81万亿立方米,探明量为5754亿立方米,建成产能仅80亿立方米。目前,我国煤层气钻井数为1.4万口,年产量不足30亿立方米,若以气井投产率70%来计算,平均单井日产量仅900立方米。而煤层气的利用率仅从2010年的40%提高至2013年的42%。
据武文来介绍,由于煤层气的低收益特性,从2013年开始,国内主要煤层气企业投资下降。以中联煤层气公司为例,每百亿立方米煤层气探明储量需投入2.8亿元,建设一个年产能1亿立方米的煤层气项目需投入5亿元,每立方米煤层气成本约为1.72元,而售价仅为1.26元。
“目前,我国煤层气生产井平均单产仅600立方米左右,生产效益低,现行的开采利用煤层气0.2元/立方米的中央财政补贴标准太低,致使开发煤层气的企业普遍亏损,后劲不足。”孙茂远说。
孙茂远表示,我国煤层气产业正处在从商业生产初期向快速发展期转换的关键时期,助力而上、卸力而下。我国煤层气开发成本高、开发回收期长、投资风险高、经济效益低,也正是煤层气产业的高风险、低收益特性致使煤层气开采技术研发、人才培养等投入力度不够。
因此,孙茂远建议,国家对煤层气企业的财政补贴应提高至0.6元/立方米。目前,我国煤层气出厂价约为1.6元/立方米,如算上减免的13%增值税,加上财政补贴的0.6元/立方米,总额度约0.8元/立方米,占气价的1/2,这样可以使开发煤层气的企业有合理的利润空间。
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