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老大难问题该清清了!
老生常谈的开采区块气矿权重叠问题值得关注。
虽然国家明确提出“先气后煤”的开采主张,但是大部分煤企出于井网破坏煤层结构、增加开采难度等考虑,越过煤层气开采环节,以经济补偿的方式收购煤层气采矿权。气权或在央企或在外国公司手中,由于我国矿权设置实行“申请在先”和“探矿权排他性”的行政性配置办法,因此煤层气矿权由国土资源部配置以后就不会更改。
煤层气开采补贴有限,政策扶持力度不足也是问题之一。
煤层气开发初期投资较大,开发周期很长,通常要三四年才能出气。补贴不到位,企业处于亏损状态。据了解,因为价格太低,山西省的煤层气企业由于承担着“气化山西”提供气源的任务,虽然赔钱,也只能大力抽采。
地质条件不理想,抽采技术不成熟也是现阶段需攻克的难题。
我国虽然富煤,但是各区块地质结构差异大,可采量少,只有2000亿立方米左右,目前集中在沁水盆地、鄂尔多斯盆地这两块,只有进一步勘探开采接续基地,才能形成大规模开采格局。
“因此,应尽快提高煤层气补贴标准和价格。目前补贴标准明显偏低,企业亏损严重,只有大幅提高补贴标准和价格,才能真正刺激企业加速开发的积极性。经济性是企业参与和多元化投资格局形成的重要推动力。”一位不愿具名的业内专家对记者说。
在价格补贴推进落实过程中,还需要政企联手,合力攻坚发展难题,推动煤层气资源开发,改变煤层气产业发展缓慢的现状。“在5-10年内不开采煤炭资源的煤田规划区,提前进行地面煤层气开采,布置大量钻井。对于圈而不采的煤层气区块,建议按照招、拍、挂形式对煤层气资源实行有偿出让和配置,防止某些企业跑马圈地。这样,我国开采的井口数量就有望大幅增加。只有加大开采力度,才能规模化产气。”上述不愿具名的业内人士对记者说。
而通过资金、市场等手段推动企业建立技术联合创新机制也颇为重要。政府部门应增设示范工程、先导型试验和示范工程、搭建国家级科技创新平台,形成院校、企业、政府一体化攻关研究。
展望“十三五”
2015年底,山西、陕西境内的三交项目获批,成为我国第二个正式进入商业性开发的中外合作煤层气项目 。该项目具备开发5亿方/年生产规模的资源条件,将为我国煤层气商业开发积累经验、树立典范。
多位业内人士表示,在未来政策力度加大、技术攻关加快、示范项目效应等多重因素催化下,煤层气产业投资热情有望被再次点燃。不少上市公司已纷纷宣布涉足或转型煤层气开发。开采环节投资增速将拉动煤层气上游产业链发展,产量增长后将带动下游储运分销市场进一步发展。
国家能源委专家咨询委员会委员孙茂远表示,我国煤层气资源丰富,又有多年的开发利用经验,煤层气产业已有良好的发展基础,而且与其他非常规天然气资源相比,开发利用煤层气也不存在环境破坏、水资源等诸多环保问题。综合来看,在当前的非常规油气开发中,煤层气勘探利用的综合效益最大,应放在非常规油气中最先发展的位置。
专家怎么看?
中国能源研究会常务理事 张抗:
应慎重务实的对待"十三五"煤层气的预定指标;中国缺乏一个统管煤层气的部门;中国将面临着煤层气低速发展、甚至相对停滞的时期;尽管遇到困难但仍要坚持大力发展煤层气的初衷,这不仅因为他是宝贵的资源,还因为他的开发利用对环境保护、对煤矿开发的安全有重要作用......
中国地质大学(武汉)资源学院煤与煤层气工程系博士 李瑞:
政府部门应降低民营企业市场准入条件,鼓励民营企业参与我国煤层气的勘探开发;不宜盲目增加钻井数量及钻进尺度,一方面这将增加开发成本及投资风险,降低经济效益,另一方面现有开发工艺条件下的煤层气开发采收率过低,容易造成煤层气资源的浪费,不利于我国煤层气资源的长远利用。因此,应以提高煤层气平均单井产气量为主要攻关目标.......
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