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中国也可列入煤层气发展“第二批次”国家,起步较早、初期发展也不比上述国家慢,进入本世纪后发展速度却比以上三国要慢。2005年后才有规模产量并进入产量快速增长期。有数据显示,2010年地面井采煤层气15亿立方米、利用量11.8亿立方米、利用率78%,但按笔者作系统对比所使用的《全国油气矿产储量通报》记载,该年产量仅为5.17亿立方米。
2012年前后,中国地面井采煤层气产量增速出现明显变化:年增量由两位数(亿立方米)变为一位数,年增率由三位百分数锐减到两位百分数。与之相应,全国煤层气地面钻井数在2011年后也逐年减少,2012年前每年新钻井3000口左右,2013年减少到1900口,2014年再降到1200多口。
2014年下半年以来,油价大幅度降低,多数人认为进入了一个低油价期,短期内难使油气价格有根本性变化。这必将使从事油气上游的诸多公司进入一个紧缩开支的阶段。目前,全球煤层气的勘探开发成本均高于页岩气和致密气,也更高于常规气。据中国石油大学煤层气研究中心张遂安统计,我国建设1亿立方米煤层气产能需4.5亿元,而常规气约需1亿元。在持续削减投资的压力下,煤层气成为首当其冲的选择对象。因而,大致与其他国家类似,中国也将面临煤层气低速发展甚至相对停滞的时期。
进一步分析2014年全国产量构成发现:中石油产量占34.8%、中石化占1.0%、中联煤与中海油合资公司占22.9%。换言之,国家油企共占58.7%。而被列入另册的“地方”占41.3%。在地方产量14.67亿立方米中的14.30亿立方米(占全国产量的40.3%)在通报中却以无名氏的身份列入“其他”名下。
据透露,这个“其他”便是山西省地方国有的晋煤集团。另据报道,晋煤集团2012年产量占全国62.2%;2013年地面井采量14.17亿立方米、利用量9.8亿立方米,而中石油以上两数分别为9.2亿立方米、8.6亿立方米。显然,尚未列入国家矿权和储量管理的晋煤集团近年来实际上是煤层气的最大产家。中石油占有区块面积最大,其中的资源量占全国区块资源的69.5%,晋煤集团仅占0.4%,而以2012年产量计,前者占23.7%,后者却占62.2%。以上这组反差巨大的数字不能不令人深思。
目前煤层气产量的空间构成也很不均衡,只在沁水盆地南部和鄂尔多斯盆地东缘的几个开发区实现了规模生产,产量占上述全国值的94.6%。
2020年产量目标恐难实现
《煤层气开发利用“十二五”规划》要求:2015年产量为300亿立方米,其中地面井采160亿立方米、基本全部利用;煤矿排采140亿立方米、利用率60%以上。如果以2014年产量36亿立方米计,距2015年要求的160亿立方米目标还有很大差距,难以完成已成定局。
这也证明在“十二五”计划过半时许多专家认为此指标难以完成的预测是正确的。退一步说,即使就煤矿排采煤层气产量和利用率而言也难完成既定目标。类似情况也出现在配套设施建设上。如“十二五”计划要求在鄂尔多斯盆地东缘和豫北建设13条煤层气管道,总长为2054千米。但到今年初投产和在建的仅有5条。特别是开拓煤层气新产区,“建成36个年抽采量1亿立方米的规模化矿区”的要求未能实现,仅在准东、保德、延川(南)等区有某些新建树。
在做“十三五”计划的研究过程中对2020年煤层气产量目标也有不少设想。最早曾以调整能源结构的需求倒推产量并分配给煤层气,要求届时应年产600亿立方米。而后在《能源发展战略行动计划(2014-2020)》中提出300亿立方米的指标。2015年2月又发布《煤层气勘探开发行动计划》,对产量的要求是力争达到400亿立方米,其中地面开发200亿立方米、基本全部利用,煤矿排采200亿立方米、利用率达60%。这些政府有关部门和高级智库所提出的不同方案,表现出随时间推移而有所降低的指标。
尽管如此,仅以“地面开发200亿立方米、基本全部利用”也是相当高的指标。它意味着在包括2015年在内的6年间产量须增加近5.6倍,年增率高达33.1%。
然而,前已述及,近期内难以走出低油气价、低投资的阴影,未来几年的产量年增率能维持在2012年~2014年18%左右的水平仍需付出相当大的努力。至于“全部利用”的要求对天然气老产区很难达到,把增产的大部分希望寄于新产区开拓的煤层气就有更大的困难。至少从“十一五”以来,几乎总是不能完成预定的煤层气产量指标,特别是可以考核的地面井采量与指标数差距相当大。这表明某些主管部门没有认真分析中国煤层气发展现状,存在着仅从某种需求指标计划要求未来产量的指导思想。
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