燃气行业深度报告:极度规重油大有作为,致密气最

作者:社科关注

“十三五”已过半,我国煤层气开发利用的五年目标有望完成吗?日前在“2018年中澳非常规天然气论坛暨展览”现场,该问题一经首位演讲嘉宾、中国工程院院士李根生提出,即刻成为全场热议的焦点,行业专家、企业人士纷纷各抒己见。

“十三五”规划发布已三年,虽然煤层气产业持续奋斗,但因多种因素影响,实际发展远低于预期,特别是地面生产的表内统计年度增量平均仅5亿立方米/年左右,仍处于增速疲软期。但是,煤层气的资源潜力依然巨大。2018年,我国煤层气表内初步统计,地面狭义煤层气产量54.63亿立方米,煤矿井下瓦斯抽采量129亿立方米,煤层气总产量183.6亿立方米,煤层气利用量101亿立方米。其中地面煤层气产量比2017年的49.53亿立方米同比增长10.27%;包含煤层气矿权内的煤层气、致密气、页岩气三气共采的广义煤层气储量72.6亿立方米,煤层气总产量可达201.6亿立方米,煤层气总利用量119亿立方米。

我国非常规天然气储量丰富,产量占比超过三成

此问题被关注不无道理。从发展经验来看,我国煤层气开发虽已有20多年积累,目前却仍处规模化生产的初级阶段,“十一五”“十二五”规划目标均未完成,投资量、工程量等关键指标一路下滑。再看发展近况,探明储量越来越多,但无论在产量增长率、产能到位率,还是单井产量等方面,“十三五”以来均未有明显好转,行业整体状态低迷。

值得注意的是,目前煤层气矿权内的煤层气总产量统计原则,在某种程度上缺乏科学性和合理性,不仅削弱了多年开发成果,也不利于产业发展。今明两年是“十三五”规划的关键年,通过进一步改革开放、优化政策和环境,我国煤层气产业有可能迎来曙光,步入健康、快速、持续发展的轨道。

    我国天然气资源潜力很大,根据2015年全国油气资源动态评价结果显示,我国常规天然气地质资源量67.4万亿立方米,可采资源量38.8万亿立方米。致密气地质资源量22.9万亿立方米,可采资源量11.3万亿立方米。埋深2000米以浅煤层气地质资源量30.1万亿立方米,可采资源量12.5万亿立方米。全国埋深4500米以浅页岩气地质资源量121.8万亿立方米,可采资源量21.8万亿立方米。2015年国内天然气总产量1350亿立方米,煤层气产量占比和页岩气产量占比分别为3.2%,致密气产量则已经达到380亿方,占国内产天然气的28.2%。

“国家能源局近期组织的中期评估基本定了调,将不会调整煤层气‘十三五’规划目标。但要想最终实现目标,目前仍有几个问题迫切需要解决。”中国石油大学煤层气研究中心主任张遂安向本报记者透露。

根据国际煤层气产业惯例和国内实际情况,煤层气开发利用“十三五”规划的编制专家组曾建议:“明确煤层气矿权人可以同时开采矿权范围内煤系地层烃类气体,并享受同等政策”。“十三五”煤层气开发利用规划正式文本确定为“探索煤系地层多种气体综合开发新模式,鼓励多气共采”。

    致密气——非常规天然气的低调龙头

整体发展“一高四低”

经过“十三五”规划前三年的探索和实践,业内对煤层气区块内煤层气、页岩气、致密气三气共采,享受同等优惠政策已达成共识。矿产资源管理部门相关人员也多次同意在煤层气矿种名称不变的前提下,实行上述政策具有合规合理性。

    致密砂岩气(致密气)是非常规天然气的一种,目前国内将致密气定义为渗透率小于或等于0.1mD(毫达西)的砂岩地层中的天然气。16年致密气年产量已达到400亿方左右,约占我国天然气总产量的30%,产气量仅次于常规气。致密气是近年来我国天然气产量增长的主体,根据中国工程院预测,2020年我国致密气产量有望达到800亿方。根据测算,规模化开采的致密气成本在0.6元-1元/立方米,低于我国大部分气源成本,具有很强的经济性。我国目前天然气供需处于紧平衡,致密气的加速开发有望迎来新一轮爆发。

“我国的能源供给市场太大了,就煤层气自身而言,无论投多少钱、如何去做,所占份额都不会太大。但从战略定位看,煤层气开发以煤矿瓦斯抽采为核心,兼顾煤矿安全生产和弥补清洁煤生产缺口两个大局,重要意义不言而喻。”张遂安指出,尤其在煤矿安全高效生产方面,实践证明煤层气的贡献非常重大。

煤层气的定义从狭义的“赋存在煤层中以甲烷为主要成分,以吸附在煤基颗粒表面为主,部分游离于煤孔隙中或溶解于煤层水中的烃类气体”,扩展为煤系地层的多种烃类气体的广义概念,具有较为充分的科学性、合理性和可操作性。

    煤层气——政策大力支持,十三五有望迎来开发高峰

也正因此,煤层气开发一度掀起不小的热潮。“早在20多年前,就有一批国外公司争相进入,成为当时我国煤层气开发的主要力量。遗憾的是,国外大公司又因种种原因在10年内全部撤离,留下一些实力不可同日而语的中小企业。”一位业内人士回忆。

与国外煤层气资源开发管理惯例接轨

    我国煤层气资源丰富,埋深2000米以内煤层气地质资源量约30.1万亿立方米,可采资源量12.5万亿立方米。2015年煤层气抽采量、利用量合计分别为180亿、86亿立方米。煤层气“十三五”规划目标到2020年,煤层气抽采量达到240亿立方米,其中地面煤层气产量100亿立方米,煤矿瓦斯抽采140亿立方米。目前,煤层气开采享受0.3元/方的国家财政补贴,山西省内企业还享受0.1元/方的开采补贴以及增值税退税,政策支持力度大。未来随着煤层气开发规模化的实现,煤层气开采的经济性将日益显现。在“十三五”时期内,煤层气有望迎来投资开发高峰。

而今,我国煤层气开发主要集中在中石油、中海油、晋煤等专业公司。截至目前,全国煤层气地质资源量达30.5万亿方,可采资源量为12.5万亿方。按照“十三五”规划,2020年总产量将达240亿方,根据地面、井下抽采两种不同方式,二者产量分别为100亿方、140亿方。

国外设定的煤层气矿权区域采出的气体都以煤层气计量,并享受同等优惠经济政策,没有僵化区分是致密气、页岩气还是煤层气,也没有区分游离气和吸咐气,一是因为无法严格区分,二是如不共采都会留下隐患。如美国圣胡安盆地年产量最高,多年维持在年产300亿立方米左右。圣胡安盆地采用直井洞穴完井,平均单井日产2万立方米以上,直井最高单井日产100万立方米。美国其他煤层气采区也有相似的多气合采的情况,高产期时采自圣胡安盆地的煤层气一直占美国总产气量的一半以上。

    天然气上游资源价值凸显,强烈推荐非常规天然气投资机会

资源量虽高,有效开采却不那么容易。“增产率低、产能转化率低、资源动用率低、单井产量低,是我国煤层气产业长期面临的困扰。”北京奥瑞安能用技术开发有限公司总裁杨陆武用一组数字说明。

与我国山西沁水盆地南部资源类似的黑勇士盆地,采用直井压裂法开采,平均单井日产约3000立方米。圣胡安盆地和黑勇士盆地开发煤层气,享受同样的税收补贴政策。澳大利亚开发煤层气也有多气合采的实例,目前澳大利亚煤层气年产量约420亿立方米,已取代美国成为世界第一大煤层气生产国。

    我们预计2018年我国天然气消费量增速13.5%左右,国内燃气供需仍维持紧平衡。若我国天然气消费不想要过度依赖进口,在自产常规气增量有限的情况下,加大力度发展非常规天然气将是唯一选择。强烈推荐【沃施股份】,即将收购致密气开采企业中海沃邦,所开采的致密气区块非常优质,2018-19年备考业绩1.5亿/1.9亿,对应PE为19/15倍。建议关注山西省煤层气开采龙头【蓝焰控股】。

首先在产量上,2014年以前的年均增长率一直保持在两位数,2014年开始却出现井下开采逐年衰减、地面增量几乎停滞的情况。与之相伴的是产能转化率、资源动用率双双偏低。例如,2017年地面总产量为49.58亿方,实际完成的产能总量已达132亿方,相当于产能转化率不足40%。同时,这些产量多集中在晋城、离柳两个区域,两地含气总资源量约3090亿立方米,相比全国总量,资源动用率甚至不足0.1%。再看单井情况,去年累计钻井已达1.7万多口,平均单井产量却只有837.5立方米/天,还不到美国单井日产的1/3。

因此,1997年我国对外合作开采煤层气资源的标准合同,经与外商反复协商,又经我国政府部门审核、批准,煤层气定义为“煤层及上、下岩层的烃类气体”,基本采用煤系气的概念。

    风险提示:天然气开采增长不及预期;天然气价格波动风险;产业政策风险

“早在2017年初,回顾煤层气‘十三五’开局之年的成绩时,业内就认为2016年交出了一份令人不安的成绩单。国家一直在大力支持,既有财政补贴,又有科技支持,为什么产量不升反降?中国煤层气产业真的后续乏力吗?”国家能源委咨询专家委员会委员孙茂远反问。

我国沁南煤层气开采实践验证了多气共采的合理性

加重制约:矿权、经济性、技术

山西沁南潘河区块22平方公里,年产1.5亿-2.5亿立方米的高产稳产期9年,累计产气量24亿立方米。预计总产气量可能大于探明可采储量数倍,也将远高于探明地质储量。邻近的潘庄对外合作区块面积62.55平方公里,已累计产气30.38亿立方米,预计总产气量也将远大于探明可采储量。

回顾发展历程,张遂安首先从规划入手进行分析。“‘十一五’规划是我国煤层气开发利用的第一个专题规划,为激励产业发展,目标制定有意偏高了些。‘十二五’规划又是在国民经济及产业自身快速发展的基础上制定,2011-2012年的确也迎来煤层气史上的最快发展,只是后来受到经济增速放缓、国际油价走低等冲击。尽管两个五年规划目标已落空,但在此前高目标下,‘十三五’期间也不宜降得太多。”

专家认为,潘河、潘庄区块处于地台型基地,经过史上两次断裂抬升的地质构造变动,储层渗透性改善,又有大量游离气成为补充气源,才可能使该区块产气量大大高于预期。在该区域无法区分狭义的煤层气和其他非常规气。因此,我国的煤层气开发实践,也初步证明在煤层气矿权内,无法严格区分煤层气及其他非常规气。

更多制约则存在实践中,包括张遂安在内的多位专家坦言,如不彻底解决,实现“十三五”目标依然困难。

三气共采有利于防治瓦斯事故和减排温室气体

争论已久却又悬而未决的,第一是矿权问题。因现行矿产资源法将煤层气固化于单一“煤层”中,且强调以“吸附气”为主,束缚了煤层气的探采范围。业内人士多次呼吁的“煤层气、页岩气、致密气”三气合采,因此迟迟未能落地,一定程度上限制了增产。“从独立矿种角度,应该按成因的‘成’来划分开采,而非煤层的‘层’。这样一来,原本不算在内的致密气也将合法化,短期内可快速增产几十亿方,有助于加速推进开采进度。”张遂安称。

煤矿井工开采是地层内大面积、大空间、大规模的采掘作业,采动的推进将对地层构造及气体运移产生较大的持续性影响,煤层及地层的气体渗透、运移立体扩展延深。尽管煤储层本层的煤层气已预先大比率采收,若预先未实施多气共采,煤系地层的致密气、页岩气等非常规气还将源源不断涌入采掘工作面,造成瓦斯灾害威胁。伴随着煤炭的采掘作业,仍可能向大气大量排放甲烷气,形成温室效应。因此,建矿或采煤前先进行煤系地层内煤层气、致密气、页岩气三气共采,才能从根本上防治煤矿瓦斯事故,有效减排煤炭开采时释放的温室气体。

其次在于气价,以及引发的企业盈利、政府补贴等问题。上述人士透露,因刻意压价等行为依然存在,煤层气在部分地区受到“不公”待遇,利润空间受限,“如果长期难有收益,哪个企业还愿去投资?”

落实三气共采政策,创造科学、公平、合理的大环境

盈利受限,得到了中石油华北油田分公司副总经理朱庆忠证实。“在单方气卖1.74元的理想情况下,我们的利润率只有3%左右,一旦有个风吹草动就很可能亏损。正常来说,内部收益率起码做到8%-10%,才能维持正常运转。”

煤层气矿权内的煤系地层中,煤储层是煤层气、致密气和页岩气等非常规气的源生层。多气具有动态渗流,开采时不易严格区分。央企油公司在煤层气区块作业,可同时持有煤层气和常规天然气的矿权。为操作方便,这类企业通常将煤层气矿权内产气量,以天然气产量申报和统计。其他煤层气企业则难以取得合法三气探采资格,煤层气区块内投入的大量勘探、开发费用,不能得到合法合理的回报。再者,煤层气矿权内的三气共采仅在常规天然气中统计,探采成果不能合理体现,必然人为压抑了我国煤层气产业。落实三气共采的政策,就是落实“十三五”规划鼓励三气共采的既定原则,也是对产业的激励。

种种制约下,补贴在企业眼中格外重要。“目前新开矿井的情况较好,有的无需补贴也能收益。但受之前的技术、管理等制约,很多老矿从一开始盈利能力就不强,要扭亏必须进行改造。一口井的改造成本至少四五十万,我们现在赔着本也在改,希望国家加大一些支持。”朱庆忠称。

有利于完成煤层气地面抽采的规划产量目标

中联煤层气有限责任公司副总经理吴建光也称,煤层气资金投入大、技术要求高、投资回收周期长等产业特性,导致运营企业压力较大。每方气的补贴若能从0.3元提至0.6元,或是目前最可行的支持政策。

根据国家“十三五”煤层气开发利用规划,到2020年,煤层气总产量240亿立方米,其中地面产气100亿立方米,煤矿井下抽采140亿立方米,如按近几年正常煤层气地面产量的增率估算,到2020年,地面煤层气产量只有65-70亿立方米,将连续3个五年规划完不成产量目标。

此外在技术方面,记者了解到,因我国地质条件复杂,与之相匹配的技术适应性不足,尚未做到因地制宜开采。“更重要的是,不少技术仍处‘谁对谁都保密’的状态,业内交流不足,客观壁垒阻碍了技术发展。最起码,一些国家支持的重大专项技术不应被研发企业占为己有,国家出钱就是为推动行业进步,决不是让你自肥,理应大家共享。”张遂安称。

如果煤层气矿权内三气共采、享受同等优惠政策得以落实,预计到2020年,仅中联公司和中石油在煤层气区块内致密气可再增产20亿立方米以上,再加上稳定增量10亿立方米,我国煤层气地面总产量可达103亿立方米左右,将超额完成“十三五”规划的产量目标。

“十三五”目标能否实现?

这项政策落实,不仅助推我国煤层气地面开发首次完成和超额完成规划产量目标,还将使产业迎来新的契机,起到了激励和推动产业发展的积极导向作用。

一边是重要地位、丰富资源,一边又面临开采受限、多重掣肘,煤层气开采利用的“十三五”目标到底还能不能实现?

煤层气资源管理需要进一步改进,为产业提供发展空间并保驾护航。

多次参与国家能源局相关工作讨论后,张遂安告诉记者,国家层面目前并无调整规划的打算,并希望“力争实现”目标。“之所以出台各种支持政策,也是因为国家非常看重煤矿生产的安全效益,发展煤层气是从根本上治理瓦斯隐患。从形势来看,煤层气产业初步有了回暖迹象,预计明年就能看出改观,‘十二五’期间下降的投资量、工程量也能慢慢找回来。”

扩展煤层气矿权面积,加强勘探

不过,改观也有前提条件,需建立在上述问题得到解决的基础上。针对矿权争议,孙茂远表示,科学、合理、可靠的煤层气资源管理政策及其实施,才能增加开发利用的活力动力,否则可能导致成长中的煤层气产业逐步停滞、衰落。业内翘首期盼的“三气合采”机制,即在同一区块内多气综合开采应享受同等扶持政策,应尽快予以通过。

我国煤层气资源评价面积37.4953万平方公里,2000米以浅资源量36.81万亿立方米。已登记矿权面积4.8256万平方公里,仅占煤层气资源评价区域面积的12.87%,比初始设置矿权时减少1.8万平方公里。我国陆上油气矿权面积333.8万平方公里,煤层气矿权面积仅占油气矿权面积的1.41%。其中油气矿权面积中覆盖的煤层气资源评价区域面积约25万平方公里。煤层气作为气体资源,矿权面积过于狭小,严重制约了勘探开发。若要达到预期远景产量目标,必须逐步扩大煤层气矿权面积。

而对经济性问题,张遂安认为,解决的根本并不能完全依靠补贴,而在于煤层气本身,“把价格真正交给市场,要保持一定的价格体系,才能保证能源市场不乱套。”

建议国家制定相应政策法规,扩展矿权面积。特别需要科学合理解决与油气企业矿权重叠的25万平方公里煤层气资源勘探问题。

“同时,能源行业投资是一项长线工程,不是说今天冷了就不投了、明天热了全投进去。就煤层气产业而言,我国长期以来未能建立起好的投资机制,运营企业受母公司影响很大。比如前些年煤炭形势好,母公司有钱投就多投些进去,这两年煤炭形势受限,随之也就没钱多投了。在国外,有地方资源远不比上我们,反而比我们多赚钱,这是为何?”张遂安建议,可出台一套专门针对煤层气产业的投融资政策,帮助企业解决资金问题,而非一味依靠补贴。

我国已有煤层气矿权范围内,只有潘河、潘庄、成庄、保德、樊庄成为开发的有利区域和主采区,需要配套政策措施,加强勘探工作,发现更多有利的甜点开采区,促进产量的迅速提升。这是我国煤层气产业发展的必要条件,应当抓紧解决。

另在技术层面,记者了解到,煤层气是“傻瓜气”的传统理念已大幅改观,技术越来越受重视。“不仅仅是开采技术,过去一度被忽视的勘探技术也在进步。现有条件下,认清哪些储量能开采、好开采,哪些不能开采等,从一开始就可掌握开发的经济性,防止赔本。”朱庆忠表示,正是得益于技术不断完善,华北油田此前萎缩的工程量已有改观,对投资更有信心了。

实行煤层气探采一体化管理模式

同为一线人士,山西蓝焰煤层气集团执行董事王保玉也表现出乐观的态度,“现阶段的发展确实存在这样那样的问题,但再过3-4年,我相信现在的问题都不再是问题。”

煤层气勘探开发与常规油气有别,不易简单区分勘探和开发期。根据国外经验和国内实践,建议只设置煤层气矿权,实行探采一体化管理,不再分别设置探矿权和采矿权。

提高煤层气资源管理效率

煤层气资源管理实行“部控省管”的试点,初衷是改革和简化管理。实践中仍有不少问题,需要加强国家相关部门监管,尽可能简化程序,减少干扰,提高管理效率。目前煤层气资源管理审批环节增多,管理程序复杂,协调难度加大。如矿权延续工作,原来只用十天半月就可办完的审批手续,由于现在程序、环节复杂,盖章增多,数月甚至半年没有预期结果。

从“十一五”后半期实施《大型油气田及煤层气开发》国家科技重大专项迄今,有成绩、有问题、有前景,更有必要以此为抓手,进一步推动科技进步,促进煤层气产业发展。

实施国家科技重大专项主要成绩

实施国家科技重大专项以来,我国基本掌握了常规煤层气勘探开发技术,消化、吸收国外煤层气先进技术和创新技术、装备取得重要成果,促进初步建设沁水盆地和鄂尔多斯盆地两大煤层气生产基地。攻克了1000米以浅高阶煤层气开发等4项关键技术。完善和开发一批重要科技创新成果,有些达到国际先进或领先水平。

“山西沁南潘河煤层气开发利用国家高技术产业化示范工程”项目与国家科技重大专项结合取得8项重大技术突破与创新,9年中平均单井产量稳定在3400-4700立方米,累计产气量已高于预测可采储量,持续平均单产水平高于资源条件类似的美国黑勇士盆地,成为具有国际先进水平的高标准煤层气产区。

目前面临的主要问题

我国煤层气具有构造煤、超低渗、深部等低品质资源占比较大的资源禀赋,目前还没有形成适合各类资源条件的成熟的系列勘探开发技术,存在一些技术瓶颈,需要进行长期、持续性科技攻关。

在《大型油气田及煤层气开发》重大专项实施的十一年中,由于急于求成、认识分歧、视野偏颇、体制机制以及页岩气开发和经济效益冲击等原因,煤层气项目被淡化和削弱,甚至逐步被边缘化。如“十三五”期间,煤层气研究项目数量从“十二五”期间的10项降为5项,煤层气总项目数量和中央财政资金投入则分别下降37.5%和49%。“十三五”期间煤层气项目总数和中央财政投入也远低于页岩气项目。在某种程度上影响了我国煤层气科技进步和产业发展。

需要深化和提高对我国煤层气产业战略意义的认识

据统计,2018年我国能源消费量46.4亿吨标煤,消费量占能源总量的59%。据预测,2035年我国煤炭消费量仍将占43%以上,即未来几十年煤炭为主的能源生产和消费格局不会根本改变。

为保障煤炭的安全绿色开采,我国提出“先抽后采”、“先抽后建”的煤炭开采和煤矿瓦斯防治的国策,使煤层气开采成为刚性需求,煤层气开发利用也起到了非凡的效果。

从科技重大专项开始实施的2008年,我国强化煤层气地面和井下抽采,全国煤矿瓦斯事故起数和死亡人数大幅减少。2008年,我国发生煤矿瓦斯事故182起,死亡778人,煤矿百万吨死亡率1.182;2018年,这三个数据下降为15、58和0.093。

山西晋煤集团位于我国地面煤层气开采最活跃的区域,自从实行井上下联动抽采,以及在全领域地面预抽的近十二年中,晋煤瓦斯超限次数由2006年的300多次,降至2018年的3次,基本杜绝瓦斯事故。受益于地面预抽,寺河矿东盘区采煤速度提高1倍以上,煤炭资源回收率提高10%以上。2018年晋煤煤层气地面、井下总产量28.6亿立方米,利用量20亿立方米。安徽淮南矿业集团的煤矿区井下、地面联动开采煤层气,也取得了类似效果。

美国是油气和煤炭生产大国,煤炭主要以露天开采为主,而我国井工开采占95%以上,美国煤层气开发对煤矿安全生产影响不大。美国近些年油气开发,特别是页岩气革命,弱化了煤层气开发。加之煤层气已不享受退税补贴的经济优惠政策,进一步转移了社会投资。就我国国情而言,必须开发利用煤层气,以保障煤炭资源的安全、高效、绿色开采,同时保障有效增加供给严重不足的天然气产量。

专家预测,三气共采、扩大矿权范围加强勘探开发、持续增强经济扶持等政策落实,我国煤层气产量可达500-600亿立方米,工程院曾预测产量峰值可达900-1200亿立方米/年。

国家科技重大专项对煤层气产业至关重要

目前,我国仍有许多科技瓶颈问题需要攻关。受开发煤层气的资源条件所限,要达到愿景目标,需要有足够的耐心、恒心和信心。就2021年-2035年的远期战略而言,国家科技重大专项必须持续并且加强。我国煤层气产业正处于爬坡期,不进则退;国家科技重大专项必须加大力度攻关致胜,不能半途而废。

国家科技重大专项将从国家层面攻关行业科技难题。比如为贯彻保障煤炭安全绿色开采的“先抽后采”、“先抽后建”的防治瓦斯国策,首先要解决占我国煤层气资源多数的难采资源问题,解决低成本开采,提高成本效益这个最大的难题。

以国家科技重大专项为抓手,切实促进煤层气产业科技进步

进一步改进和完善煤层气国家科技重大专项的管理体制和机制,集中力量精准进行国家层面上的科技攻关。

根据我国煤层气资源状况,按大盆地、大区域,分类进行联合攻关。以重大专项为纽带,组织相关企业、高校、研究院进行联合作战。同时,发挥已成立多年的科技创新大联盟的作用。

探索确定煤层气的卡脖子技术、工艺和装备项目。在科技重大项目的实施过程中,组建国家重点实验室、专项团队和专项技术与装备攻关组。同时,逐渐形成适配我国煤层气资源条件的煤层气技术系列工艺和装备。我国煤层气科技重大专项的成功实施,不仅推动产业发展,也将使我国煤层气科技处于国际领先水平。

我国陆续颁布了一些煤层气经济扶持政策,一定程度上促进了产业的发展,但力度仍不到位,特别是在国际、国内页岩气、致密气开发经济效益的冲击下,使社会投资勘探开发的积极性大幅滑坡,煤层气产量增长疲软。

鉴于我国难采煤层气资源比重大,开发企业大都艰难、甚至亏损经营的现状,建议国家财政补贴从现行的每开采利用1立方米煤层气,补贴额从0.3元增至0.6元。建议设立国家煤层气勘探基金,加强勘探的研究和技术探索。从国家年度煤矿安全技措资金中,划拨用于支持煤矿区地面、井下联动治理瓦斯和部分地面抽采煤层气的项目。

我国煤层气产业经过探索期、调整期和奋斗期,已初现曙光。我们将继续以地面开发和煤矿井下抽采及煤系地层三气共采两种煤层气立体开采方式为基础,以国家扶持政策为动力,以国家科技重大专项为抓手的科技创新为引擎,力争完成“十三五”目标,迎来具有中国特色的煤层气产业。

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