我国煤层气行业市场简要分析

1我国煤层气行业市场简要分析上游资源情况—储量规模巨大煤层气又称为“瓦斯”，是一种与煤炭伴生的非常规天然气，主要成分是甲烷（甲烷含量85%），是以吸附在煤基质颗粒表面为主、部分游离于煤孔隙中或溶解于煤层水中的烃类气体；根据相关数据表明，从泥炭发展到无烟煤过程中每吨煤可产生50~300m3的煤层气。图1：煤层气、页岩气和常规气分布示意图目前世界上共有74个国家蕴藏着煤层气资源，俄罗斯、加拿大、中国和美国煤层气资源之和占全球总量的90%以上。中国是仅次于加拿大和俄罗斯的全球第三大煤层气资源国，我国埋深2000米以浅煤层气地质资源量36.8万亿立方米。图2：世界各国煤层气储量和开发情况注：煤层气开发分为井下抽采和地面钻采两类，我国2011年地面钻采煤层气23亿方如果按照上限测算，全球煤层气资源量为270万亿方，是常规天然气储量的一半。以可比口径，美国煤层气资源量21.38万亿方，煤层气的稳定产量为550-556亿方，这一产量水平已经稳定保持了近十年；而我国煤层气资源量高于美国为36.8万亿方，经过测算的理论稳定产量为633-935亿方，2011年煤层气年总产量约118亿方，其中地面抽采量仅23亿方，可见国内煤层气产量具有极大的想象空间，理论稳定产量与2020年国内规划产量水平基本相当，那么未来3-5年将是煤层气勘探开发的高投入时期。图3：中国和美国资源潜力对比煤层气的开发利用程度远低于常规天然气。2010年全球天然气开采量为3万亿立方米，而煤层气开采不到1000亿立方米，不到全部天然气开采量的3%，美国天然气产业发展已经非常成熟，其中煤层气占比约10%；煤2层气开发主要集中在少数资源大国手中，按照我国主管部门的规划，在未来几年我国煤层气在天然气所占份额也将逐步提高。图4：2010年国内天然气气源结构图5：2015年国内天然气气源结构2010年国内天然气产量数据表明，煤层气总产量为88亿方，占全部天然气产量的7.9%，我们认为7.9%的比例存在对煤层气钻采的高估，按照与美国口径，2010年国内地面钻采煤层气仅14.5亿方，为煤层气整体统计量的16.4%，那么实际上钻采煤层气产量应该仅占全部天然气产量的不到1.5%；同理测算，2015年国内规划钻采煤层气占全部煤层气超过50%，那么钻采煤层气占全部天然气产量份额为5.6%，相比2010年有近4倍的增长空间。我国煤层气资源主要分布在鄂尔多斯、沁水、准噶尔等盆地，其中沁水盆地和鄂尔多斯盆地煤层气地质储量国内领先，也是国内主要的煤层气探明储量区域。资源丰度分别为1.46亿方/km2和1.53亿方/km2，具有很好的开采价值，探明储量之和为2652亿立方米，占全国总探明储量的97%。图6：国内煤层气资源储量分布图7：国内煤层气探明储量分布煤层气需求模式—“非主流”天然气市场目前煤层气直接商业利用率偏低。2011年，中国煤层气抽采量115亿立方米，利用量53亿立方米，同比增加51.4%。其中，井下瓦斯抽采量92亿立方米，利用量35亿立方米，同比增加52.2%。地面抽采23亿方，利用18亿方。一般来说，井下抽采瓦斯的浓度都比较低，在40%以下；而地面钻采煤层气纯度超过90%，可以直接管输利用，这部分煤层气产量只占煤层气统计产量的约20%，由此可见煤层气的利用率是比较低的。3图8：煤层气应用多集中在中高浓度图9：一般天然气消费结构煤层气地域性决定其为就近消费模式，煤层气的利用主要集中在民用、瓦斯发电、工业原料、煤层气液化等方面。以山西为例，山西省是煤层气产出和消费量最大的地区，2011年山西省民用煤层气12亿方、发电用7.7亿方，其中晋城市拥有13800辆煤层气车辆，全部公共交通实现油改气，全市建设煤层气加气站8个，日加气能力达到12万立方米。山西煤层也初步实现外输，建成了连接西气东输支线的煤层气管道以及沁水-晋城-博爱输送到河南的煤层气管道。图10：山西晋城煤层气利用方式煤层气有望融入常规天然气产业、未来极具想象空间煤层气产量和天然气定价难以支持大规模管道外输，煤层气需求大部分还是局限于区域市场，晋城地区天然气渗透率远高于其他地区；从目前国内天然气供需格局和政策动向来看，“十二五”期间煤层气产量和外输基础设施将进入同步甚至超速建设时期，煤层气市场覆盖面拓宽，将形成对常规天然气的有效补充，与常规天然气供应链的接轨将极大地刺激煤层气的上游开发。图11：煤层气发展低于规划原因4美加澳煤层气产业启示目前全球主要的煤炭生产国曾经都积极开展煤层气的勘探开发，各国煤层气产业发展一般分为三个阶段：一是煤层气开发前期准备及小规模勘探试验，如波兰、智利、巴西等；二是煤层气快速发展，部分试验区块已初步具备煤层气商业开发条件，如加拿大、澳大利亚、中国等；三是已经规模化开发煤层气，煤层气工业实现成熟商业化运作，目前仅有美国处于这一阶段。美国煤层气发展：技术突破到政府补贴美国对煤层气开发有政策支持，早期产量快速增长主要受益于技术进步（裸眼洞穴完井技术）。从80年代开始，受到能源危机的影响，美国政府出台了各项刺激政策，但由于技术不成熟，美国煤层气的开发并无很大起色，直到1988年美国煤层气裸眼洞穴完井技术的发现，该技术极大的增加了中煤阶圣胡安盆地和黑勇士盆地煤层气的开采量，带动美国煤层气气量开始快速增长，从1989年26亿方到1992年达到了154亿方，到1995年这两大盆地占美国煤层气产量的94%。90年代开始低煤阶的粉河盆地煤层气开始快速发展，带动煤层气总产量到2009年达到547亿方。图12：美国煤层气早期受益裸眼完井技术进步（单位：亿方）图13：美国主要煤层气生产盆地5政府补贴大、基础设施好、天然气价格放松管制和技术水平领先等多方面合力，是美国煤层气中期持续增长的主要原因，其中占主导因素的是政府的政策引导。(1)美国政府投入资金进行煤层气的基础研究，20世纪80年代初至90年代初，美国政府投入煤层气勘探开发资金60亿美元，用于煤层气基础研究经费就达15亿美元。(2)美国《意外能源获利法》第29条规定，在1980年至1993年之间钻探的井在2003年之前生产出的煤层气都可以享受到补贴（企业生产一桶油当量的煤层气，政府提供$3的免税额，按照先征收后返还的政策给予税款补贴，通常情况下返还的税收比上交的更多，并随通货膨胀率进行调整），该法颁布10年内，美国政府对黑勇士盆地和圣胡安盆地的补贴额分别达到2.7和8.6亿美元。(3)美国发达的天然气管网和完全竞争的上网形式也利于煤层气寻求较高价位的销售，煤层气发展快速，并带动了煤层气技术的发展。图14：美国煤层气产业补贴情况（1981-2002）天然气价格上升促使煤层气快速发展。美国政府于1993年放开了天然气井口价格，天然气价格完全由市场定价，随后经过一段时间的下行，天然气价格从1995年开始逐步上升，天然气的价格与煤层气也具有较好的相关性。（2003年煤层气价格和产量未同步上涨，是由于美国政府停止了《意外能源获利法》，对1993年前钻井所产煤层气的补贴对煤层气产量影响较大）。图15：美国天然气价格上涨带动煤层气产量上升注：产量单位为亿方；价格单位为美元/千立方英尺、天然气平均井口价格加拿大煤层气产业受价格上升推动加拿大是全球第三大天然气产量国，国内消费量要远低于生产量，过剩天然气主要通过管道出口至美国。加拿大煤层气资源主要集中在阿尔伯塔省内（18万亿方），煤层气产量也主要来自这里。6图16：加拿大煤层气钻井和产量情况对常规天然气的补充需求是煤层气发展的首要驱动力。加拿大从90年代开始引进美国技术进行煤层气的开采，直到2001年煤层气钻井250余口，煤层气产量为零。之后受到国内常规天然气供应下降、出口天然气价格上升等影响（天然气价格从2002年的不到$3/千立方英尺上升至2005年的$7.33/千立方英尺，增幅达到244%），2002年开始加拿大煤层气产业快速发展，从2002年的1亿方快速上升至2009年生产井9900余口，探明储量3.7万亿，产量73.4亿m3的规模。加拿大煤层气以机制管理替代微观经济管理。加拿大煤层气开发是没有特别补贴的，只是明确了煤层气开采主体为油气公司，煤层气的管理与天然气相同。加拿大油气管道非常发达，煤层气的消费利用基本上通过管道与天然气混输混用。澳大利亚：环保重视程度高、产业受益政府碳排放补贴澳大利亚是全球第四大煤炭生产国，煤炭在澳大利亚一次能源消费中占比达到42%。目前澳大利亚有17个煤矿煤层气减排项目，分布在15个矿井，其中10个煤矿为井工煤矿，5个为废弃煤矿。在这17个项目中，9个项目用来发电，7个项目通过燃烧瓦斯减排，还有1个项目直接把抽采的高浓度瓦斯并入输气管道利用。澳大利亚的煤层气从1998年的0.3亿方增长到2004年的13亿方，到2010年已经达到40亿方，占天然气总量的9.8%，其中90%以上的煤层气来自于昆士兰。澳大利亚人均CO2全球最高，为了改善国内碳排放较高的局面，澳政府于1998年制定了全国温室战略，并于2000年颁布可再生能源（电力）法，目前该计划已经对煤层气发电提供了5000万澳元的补贴，另外澳政府2011年7月公布的清洁能源未来计划和2012年7月开始实行的碳税，都将对煤层气给予一定的补贴。图17：澳大利亚煤层气钻井和产量情况7非市场因素导致发展低于规划目标在“十一五”煤层气发展规划中，地面煤层气开采、井下开采煤层气利用量、新增探明储量和管道建设均没有完成规划目标，这也是国内第一个能源规划未完成的项目，其中新增探明储量完成度达66%，地面钻采完成度仅30%。受气源不足拖累，规划的10条煤层气管道完成情况较差。据不完全统计，截止2010年底煤层气管道仅完成了沁水-晋城、韩城-侯马-临汾、大宁-吉县-临汾-霍州、端氏-八甲口（接西气东输线路），2011年完成了端氏-晋城-博爱管道和晋城-长治管道，目前总输气能力达到60亿方以上。图18：煤层气规划和实际完成情况注：*为2009年数据，**为2011年数据我国地面开发落后于澳大利亚、加拿大；井下抽采仍然是国内主要的煤层气开采方式。国内从80年代末开始初步研究地面煤层气勘探开发技术，但与国际相比发展的速度缓慢，2005年地面煤层气产量为0.3亿方，到2011年达到23亿方。加拿大煤层气开采从2004年开始快速发展，从2003年的不足1亿方，到2008年地面煤层气产量已经达到70亿方，增速较快。图19：国内煤层气开采以井下抽采为主图20：我国煤层气产量落后于加澳两国（一）非市场因素拖累“十一五”煤层气行业表现“十一五”煤层气地面钻采不达规划的原因是多方面的，包括煤层气产业自身问题和天然气行业的共性问题；就天然气行业共性问题来说，国家在逐步尝试上游区块分配机制改革、上下游价格改革、引入LNG等多手段加以调整；预计煤层气自身的“非市场”因素是有望在短期内打破，从而成为拉动煤层气产业高增长的核心因素。8图21：“十一五”煤层气发展低于规划目标原因分析图22：国内煤层气供给增长制约因素从1996年中联煤层气公司成立以来至今16年，国家对煤层气勘探钻采的投入偏低，中联煤成立初始的注册资本仅1亿元，2007年开始我国成为天然气净进口国，国家对煤层气的重视程度在近几年天然气短缺时才逐步提高，目前我国煤层气产量水平仅相当于美国1990年水平。1.煤层气规模化钻采技术仍然处于导入时期，没有形成专业为煤层气提供的设备和服务体系；2.煤层气历来存在煤矿和煤层气两种资源开采权的冲突问题，握有煤炭资源的地方煤炭企业和握有煤层气资源的能源央企之间存在利益冲突；3.经济高速增长时期对煤炭需求市场旺盛，高煤价对企业加快煤炭资源开发构成激励；4.涉及到安全和环保问题，煤矿瓦斯治理问题受到了持续关注和重视，经过井下抽采或地面先抽后采的模式。图23：中国和美国煤层气发展对比9对比我国和美国的煤层气产业，上游开发环境和煤层气经济性是最重要的因素，上游煤层气的开发制度环境依靠天然气改革完成，而煤层气的经济性将随着钻采活动的规模化以及设备服务体系的逐渐完备而改善，煤层气自身经济效益改善在“十二五”期间将是较为