耿飞

一、前言

山西省致力于打造华北地区天然气供给基地。然而，目前煤层气行业主体实力差距较大，市场及产业支持政策存在不确定性，应重点支持“采煤采气一体化”及股东实力或技术实力雄厚的专业公司。

二、煤层气资源禀赋

世界一次能源中天然气占比不断提升。随着近年来科技进步，能源利用方式不断进步，世界能源的利用形态从固定、液态向气态转变，世界油气勘查开发正持续从常规油气向非常规油气转变。近三十年来，全球能源开发结构呈现石油降、煤炭稳、其他能源快速发展趋势。从供给端来看，天然气以甲烷为主要成分，热值是煤炭的2-5 倍，燃烧产生污染物很少，是一种清洁高效的能源，近年来北美地区、中东、俄罗斯是天然气主要增产国。需求端来看，中国已成为世界第一大能源消费国，近年来中国天然气消费量不断上升。

2020 年，我国提出到2030 年，中国单位GDP 二氧化碳排放量将比2005 年下降65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右。2030 碳达峰和2060碳中和（简称“双碳目标”）将对我国经济发展和能源结构产生深刻影响，能源产生方式进一步从高污染高排放向清洁化、低碳化发展。从国外发达国家经验来看，美国于2007 年碳达峰，提出2050 年碳中和目标，路径是通过2035 年之前由化石能源向可再生能源过渡，到2050 年逐步实现无碳发电。我国作为发展中国家，实现双碳目标将比发达国家更具挑战，在保能源、保发展、实现产业逐步向清洁能源转型的前提下，在光伏、风电、氢能能源技术及应用仍不成熟的条件下，天然气可作为煤炭、石油向可再生能源的过渡手段，将为未来10-40年天然气产业发展带来前景与挑战。

从世界煤层气产业发展历程来看，上世纪80 年代，美国煤层气技术取得突破，煤层气行业进入规模化商业化开发生产阶段，标志着世界天然气产业向成熟发展，随后加拿大、澳大利亚等国逐步开始煤层气商业化开发。我国煤层气资源聚集区可分为东北、华北、西北、南方四个区域。目前最具开发活力和前景的区域位于华北地区。目前我国煤层气产业开采、利用最活跃地区集中在山西、陕西、内蒙气田。

三、我国煤层气行业发展现状

2017 年，我国一次能源结构中，天然气占比仅为7%，远低于世界平均水平23%。2017-2020 年，我国非化石能源消费占比从13.8%提升至15.8%。近年来，我国加大对清洁能源支持力度，天然气表观消费量年均增长9%左右，但我国天然气供给不足，对外依存度依然较高。随着我国提出“碳达峰、碳中和”的战略目标，能源供给向更高效、更清洁的方向发展。近年来，我国常规天然气生产增速下降非天然气供给占比将逐步扩大。根据国际能源署预测，中国常规天然气供给增速将在2025 年前后达到峰值，为非常规天然气发展留出空间。中国煤层气储量丰富，处于商业化开发前期，具有广阔的增长空间。中国埋深2000 米以浅煤层气资源量居于世界第三位，但受到技术、价格机制等因素影响，我国煤层气抽采量远低于目标，具有较大的增长潜力。

四、天然气产业链覆盖范围

（一）我国天然气产业链概述

上游气源环节：我国天然气气源以国内自主开发天然气为主，进口天然气为辅，近年来进口气比例不断上升。自采气参与主体主要集中于央企“三桶油”及部分地方省级煤层气开采公司。山西省自采气集中于晋能控股下属的蓝焰煤层气公司。

中游储运环节：目前，进口管道气、自采气通过国家主管网运输至各省，再通过省级管道进入市级管道，最终进入终端利用环节，部分通过LNG 工厂液化后运输至终端。进口液化天然气（LNG）通过接收站进入我国后，部分气化进入主管道、部分通过槽车运输到利用终端。为匹配供给和需求，该环节设置储气库及调峰设施用于储气调峰。骨干管道集中于央企（主要是中石油），省市管道集中于各省国企手中，如山西省管道主要由国新能源运营80%以上省内管道，同时由蓝焰煤层气公司配套部分上游气源连接管道。

下游分销环节：我国天然气主要运用于工业生产、居民生活、商业用气、发电、新能源CNG 汽车领域。天然气分销主要由所在地城市燃气公司运营。

目前，我国天然气产业链发展不均衡、竞争不充分。具体表现为勘察开采环节产出不足、运输至主管网的“毛细”管网配套不足，中游储气能力相对滞后、运输管道与上游衔接尚不充分，配输环节成本过高，与终端使用者费用倒挂。各环节垄断性较强，价格仍处于政府指导阶段。近年来，我国大力开展天然气价格改革，遵循政府监督、市场发挥作用的原则，价格改革方向为“管住中间、放开两头”方针。

（二）山西煤层气产业链情况

1.山西煤层气储量、产量及矿业权分布历史情况。山西省地域覆盖中国煤层气储量最大的两个盆地之一——沁水盆地，山西煤层气资源量大、埋藏浅、煤层气资源质量较高。山西埋深2000 米以浅的煤层气资源量约占全国三分之一，居于全国首位。山西煤层气资源以高阶煤层气为主，资源较为优质。山西具有较长的煤层气开发利用历史，已经成为较为完整成熟的产业链，山西煤层气的开采、利用量占全国比例高达90%。山西省高度重视煤层气产业发展，近年来将煤层气产业打造成为推动能源革命国家战略的重要抓手。

从地域分布看，山西省煤层气集中大同、宁武、河东、沁水四个区域，其中沁水盆地资源储量最大。从参与主体来看，由于历史原因，2017 年之前煤层气资源主要掌握在国外企业、中石油、中石化等央企手中，本地企业占比有限。

产能方面，中石油、中联煤、蓝焰煤层气位居前三，占大多数份额，产能合计占比90%以上。

2.近年来山西煤层气矿业权取得情况。我国煤层气矿业权原属于国家部门管理，央企获取煤层气矿业权具有一定优势。2016 年，国土资源部首次将煤层气矿业权审批权限下放到山西省，开采项目实行备案管理。2017年以来，山西省以公开方式出让煤层气矿业权，山西省国企持有采矿权数量、面积有所提升。其中，以蓝焰煤层气获得区块最多、勘查开发进展最快，其余区块大部分由蓝焰煤层气代为施工、勘察、开采。

五、山西省煤层气行业主要政策分析

国家部委多次下达文件，支持天然气行业发展，煤层气行业因此受益。2017 年，国家发改委发布加快推进天然气利用的意见，提出总体目标为2020 年天然气在我国一次能源结构中占比提升至10%。国家能源局早在2016 年批复煤层气开发利用“十三五”规划，提出建设煤层气产业化基地，推动煤层气探明储量、开发抽采量显著提升。建立煤层气与天然气互联互通管道，加大输气能力建设，拓展煤层气上下游产业链。

2019 年3 月，山西省政府发布《关于促进天然气（煤层气）协调稳定发展的实施意见》，提出推动煤层气勘查开发体制改革，施行勘查区域竞争出让制度和更加严格的区块退出机制，妥善解决矿业权重叠范围内资源协调开发问题。

2020 年3 月，山西省出台《山西省煤层气勘察开采管理办法》，对于勘察开采主体、矿业权年度出让计划、探矿权登记有效期、分年度最低勘查投入、煤矿与煤层气采矿权等方面出台细化规定。同时，煤层气开采项目可先办理临时用地，勘探结束转产后办理正式的建设用地审批手续。

2019 年6 月，财政部发布可再生能源资金管理办法，从当年开始，煤层气开采补贴不再按照定量定额标准，从2020 年开始，对于当年度煤层气开采利用量超过上年度的超额部分予以奖补；对于未达到上年开采量的，予以扣减。

总体来看，近年来国家、省级层面，天然气、煤层气行业政策密集出台，支持力度较大。为解决行业发展不平衡、不充分的深层次问题和矛盾提出建议和政策，通过市场化改革方式理顺价格机制，激活产业链各参与主体积极性。

六、市场供求情况

近年来，山西省在煤层气开发利用规模上具有优势，但距离建设国家级产业基地仍存在不小差距。主要原因包括产业集聚效应未得到有效充分发挥，仍存在粗放发展导致产能瓶颈，地方政府参与积极性较弱；矿业权垄断导致勘察开发进度滞后，对投资吸引力不足；气权与煤炭开采权分离导致煤层气抽采与煤炭开采相互掣肘，开发时序、空间未达成一致，导致煤层气开发利用不充分；季节性供需矛盾突出，调峰储气设施建设落后，价格机制仍有待理顺；科研开发薄弱，技术突破难以复制，集中在有限主体手中。

未来行业发展方向包括科学制定产业规划、提升研发水平；加大财政、金融支持力度；提高调峰储气设施建设；完善价格机制、提高政府监管协同力度几个方面。在此背景下，对于山西省煤层气供给、需求量分析如下：

（一）山西省煤层气供给方面

我国煤层气矿业权由国家管理，长期以来央企凭借审批优势屡次获得煤层气矿业权，2016 年之前，山西省区域内煤层气矿业权多由中石油、中石化等央企掌握。2016 年，国土资源部首次将煤层气勘察开采审批事项下发至地方，对山西省内煤层气开发实行备案制管理。2017 年以来，山西省以竞争性出让方式出让17 宗煤层气探矿权，鼓励煤炭企业申请设立煤层气探矿权。从受让主体来看，蓝焰集团（蓝焰煤层气）获得矿业权最多（5宗），勘察开采进度最快，其中柳林西区块日均气量5 万方、武乡南日均气量1 万方，和顺横岭、和顺西气井进入试运行。2020 年3 月，蓝焰煤层气主导施工的榆社-武乡区块预抽采试验成功，标志着5000 亿立方米深部煤层气开发技术获得重要突破。

产能方面，在煤层气开采中石油、中联煤、蓝焰煤层气三家公司占大多数份额，分别占比36%、30%、26%。同时，山西省连续三年开展煤层气增产上量计划，主要集中于蓝焰集团新取得区块的增产。

按照山西省目前探明储量6675 亿方，基本为2017年以前完成气权分配区块，2017 年以后备案的区块仍在探矿阶段。根据国内外煤层气开发经验，煤层气抽采率平均为60%，部分企业可达到90%以上。根据国家能源局统计，煤层气地面抽采率90%、井下抽采利用率40%。井上、井下抽采比例约为1:2，平均利用率55%。

根据《山西省煤层气勘察开采管理办法》，对已取得煤层气勘查权的企业明确最低投资强度，从政策效果来看，央企加强投入煤层气区块强度，或者价格煤层气探矿权转让至省属企业。长期以来存在的煤层气区块“圈而不采”问题有望改善。山西省已出台相关办法，对于存在煤层气、煤炭矿业权重叠问题的，设置协商机制共同解决，同时坚持“先采气、后采煤”原则。在满足以上政策预期的情况下，按照10 年开采期估算，按照规划目标220 亿方/方、利用率平均80%计算，可提供销售气量176 亿方。

（二）需求分析

山西省天然气管网建设进度远远超前于开采能力。山西省已建成“三纵十一横、一核一圈多环形”输气管网，输气管道里程达八千公里（包括五条国家干线），实现全省十一个市全覆盖、一百多个县和部分重点镇管网覆盖，运输能力达323 亿方（国新能源披露数据），用气人口达到2000 万人。山西省境内暂未建设储气库，运输方式以管网运输、LNG 槽车为主。省内煤层气外输通道目前为央企五条主管网，规划建设神木线输气管线，年输气能力50 亿方，建成后联通陕西、山西两个产气大省，可缓解京津冀天然气供应压力。目前，山西省煤层气中游运输环节主要参与企业为国新能源、国化能源。

煤层气下游应用主要在瓦斯发电、工业燃料、汽车燃料、居民生活用气方面。山西省煤层气利用主要集中在晋城市，市辖区内煤层气井所采煤层气运输至全国，日均处理量达320 万方。煤层气自用方面，晋城市建成投运8 个煤层气液化项目，设计处理能力达到590 万方/天。用户覆盖各个生活行业，以及路宝、神州等陶瓷、钢铁工业企业。晋城市累计建成瓦斯发电用量稳居全国第一。

从需求来看，京津冀及周边煤改气需求达70 亿立方米，“十三五”期间我国天然气替代锅炉18.9 万蒸吨，“2+26”城市规划2021 年建设增加天然气发电规模120万千瓦，新增天然气需求9 亿立方米。按照规划预测，天然气需求保持较快增长，整体来看天然气供需缺口不断提升，天然气对外依存度不断提高。与进口天然气相比，自采气具有成本优势，未来替代进口气趋势明显，需求空间广阔。

同时应当认识到，长期以来，我国煤层气行业上游开采企业单一，开采端到省级管道建设不足、储气能力严重受到制约，导致开采企业排空率居高不下、管道企业运输量不足。

七、项目可行性分析

（一）技术可行性

煤层气开采行业属于技术密集型，技术集中于头部企业。由于煤层渗透率、含水饱和度、吸附性、含气量差别，已有煤层气开采技术难以直接复制应用于其他区块。亚美、中石油、中联煤、蓝焰几家开采企业技术较为成熟，有着丰富的实践经验。

（二）经济可行性

影响项目经济性的关键指标包括煤层气产能、排空率、财政补贴、销售价格。以山西南部某矿井为例，项目投资4.5 亿元，运营期15 年，单井平均气量1400 方/口/天，单井投资300 万元。在成本收入比60%情况下，含补贴气价需达到2 元/方。目前仅有少数几家开采企业可达到经济可行，如中字头央企、省内煤层气龙头企业。

八、总结及建议

目前，煤层气行业仍存在煤炭与煤层气矿业权重叠、煤层气开采经济性不足等问题，但问题有望逐步解决，市场预期向好；国家及省级补贴存在不确定性，勘察开采企业运输能力受限，不同企业供气价格谈判能力差别较大。现阶段应重点关注与传统采煤企业可形成“采煤采气一体化”的煤层气专业公司、股东实力或技术实力雄厚的专业公司。

引用

[1]王坤,张国生,李志欣,梁坤,黄金亮.山西省煤层气勘探开发现状与发展趋势[J].中国煤层气,2020(3).

[2]廖永远,罗东坤,李婉棣.中国煤层气开发战略[J].石油学报,2012（4）.

[3]山西省社会科学院课题组,王云珠.山西能源革命综合改革试点的改革路径与政策建议[J].经济问题，2020（10）.